Месторождение: Павловское (ID: 35998)

Свойства

Класс Месторождения:

Тип Месторождения: Нефтегазовое

Местоположение:

Местность:

Стадия разработки: Добыча

Год открытия: 1956

Источник информации: ПП_2023г.

Метод открытия:

Площадь: 211.04 км²

Описание

Павловское месторождение

Павловское месторождение было открыто в 1956 г. В 1959 г. Введено в опьrrную эксплуатацию, в 1962 г. - в промышленную разработку.

Месторождение находится в нефтяном районе вблизи Таныпского и Чернушинского месторождений.

На Павловском месторождении промышленная нефтеносность установлена в нижнекаменноугольных карбонатных отложениях турнейского яруса (Т1, Т2), в терригенных отложениях радаевского, бобриковского, тульского горизонтов Мл, Бб2, Бб1, Тл2-б, Тл2-а визейского яруса и в среднекаменноугольных карбонатных отложениях башкирского яруса и верейского горизонта (рис. 1,2).

Краткая геологическая характеристика

В современном региональном тектоническом плане территория Павловского месторождения приурочена к Чернушинской валообразной зоне, осложняющей северный склон Башкирского свода. Ширина вала на юге 25 ... 30 км, на севере, в районе Таныпского поднятия - 10 ... 15 км.

Вал прослеживается по всем горизонтам верхнего палеозоя. Павловское месторождение объединяет поднятия: Березовское, Деткинское, Барановское, Улыкское, Павловское, Южно-Павловское, Григорьевское, которые являются результатом образования верхнедевонских рифогенных массивов в пределах бортовой зоны ККСВ.

Геологический разрез Павловского месторождения изучен по материалам структурных, поисково-разведочных и добывающих скважин на глубину 2243 м и представлен породам и от четвертичного до верхне-рифейского возраста.

  >

Рис. 1. Схематический разрез среднекаменноугольных отложений по линии скважин 331- 128- 126-120- 121- 122- 123- 124-186-208- 324-135- 143- 1026-1051- 149- 1032- 182- 272- 329 Павловского месторождения

Геолого-промысловая характеристика

На Павловском месторождении промышленно нефтеносны пласты: Т2, Т1, Мл, Бб2, Бб1, Тл2-б, Тл2-а. Бш2, Бш1, В3В4.

Пласт Т2. Небольшие по размерам залежи пласта Т2 выделены в пределах пласта на Барановском (район скв. 741) и Южно-Павловском (районы скв. 728, 1021, 1051) поднятиях_ Размеры залежей составляют 0,9... 1,6 х 0,6...1,0 км, этаж нефтеносности от 8,5 до 29,0 м. Тип залежей - пластовая сводовая, с литологическим и экранами. ВНК принят на абсолютной отметке от- 1257 до- 1276 м.

В пределах залежей пласт выдержан по площади кроме скв. 149 и 1015, где он замещен плотными породами. Эффективная толщина пласта 1,2 ... 10,6 м. Доля коллекторов составляет 25...42 %, коэффициент расчлененности 3,57 ... 7, 18.

Пласт Т1. От вышележащих коллекторов визейского яруса пласт Т1 отделяется плотным и непроницаемыми породам и толщиной 1,0 .. .4,6 м.

Тип залежей - пластовая сводовая с литологическими экранами.

Размеры залежей составляют 0,5...7,0 х 0,4...4,5 км, этаж нефтеносности от 0,8 до 40,9 м. ВНК принят на абсолютной отметке от – 1248 до - 1281 м.

Пласт повсеместно распространен по площади, замещение его плотными породами отмечено только в скв. 22 Южно-Павловского поднятия. Эффективная толщина пласта- 1,6…21,6 м, наиболее развит он на территории Павловского поднятия. Доля коллекторов составляет 44 ... 51 %, коэффициент расчлененности 7,00…12,76. К пласту Т1 приурочены залежи нефти на Березовском поднятии, Деткинском (районы скв. 217 и 258), объединяющая Барановское, Улыкское и Павловское поднятия, на Южно-Павловском поднятии, в районах скв. 272, 2345, 531, 554, на Григорьевском поднятии (район скв. 1053) и в районе с кв. 168.

Пласт Мл отделяется от вышележащего аргиллитами толщиной 1…4 м. Пласт нефтеносен на всех поднятиях, кроме Березовского и Григорьевского. Размеры залежей составляют 0,2…3,1 х 0,2…1,7 км, этаж нефтеносности - от 1,4 до 24,3 м. Тип залежей - пластовая с литологическими экранами. ВНК принят на абсолютной отметке от – 1202 до - 1227 м.

Пласт прослеживается по всей площади месторождения, замещен плотными породами лишь в 4 % скважин, на остальной территории он состоит из 1 ... 6 прослоев. Общая толщина пласта 3,2 ... 28,0 м. Наибольшие значения эффективной толщины отмечены на Южно-Павловском (скв. 219- 19,2 м, скв. 138- 16,4 м) и Павловском (скв. 100 - 16,4 м, скв. 3 - 16,0 м) поднятиях. Коэффициент песчанистости 0,38 ... 0,61, коэффициент расчлененности 2,12 ... 2,90.

Пласт Бб2 залегает в подошве бобриковского горизонта и отделяется от вышележащего аргиллитами толщиной 1...3 м.

Пласт нефтеносен на всей территории месторождения, кроме Березовского и Григорьевского поднятий. Размеры залежей составляют 0,4 ... 3,1 х 0,2 ... 1,8 км, этаж нефтеносности от 1,3 до 28,7 м.

Тип залежей - пластовая с литологическими экранами. ВНК принят на абсолютной отметке от - 1196 до - 1227 м. Пласт в 30 % скважин замещен плотными породами. Наибольших значений эффективная толщина достигает на Южно-Павловском (в скв. 1032 - 12,2 м), Григорьевском (в скв. 2374 - 11,0 м), Павловском (в скв. 105 - 9,2 м, в скв. 35 и 334 - 6,8 м). Пласт состоит из 1-2, реже из 3-4 прослоев. Толщина пласта в стратиграфических границах 0,8 ... 13,2 м. Коэффициент песчанистости 0,46 ... 0,65, коэффициент расчлененности - 1, 13 ... 1,86.

Пласт Бб1 состоит из 1-2, редко из трех пропластков. Толщина пласта в стратиграфических границах - 1,2 ... 11,0 м. Залежи нефти выделены на всех поднятиях кроме Березовского. Размеры залежей составляют 0,2 ... 2,8 х 0,2 ... 0,9 км, этаж нефтеносности - от 0,7 до 18, 1 м. Тип залежей - пластовая сводовая с литологическими экранами.

ВНК принят на абсолютной отметке от - 1188 до - 1227 м. Пласт замещен плотными породами в 60 % скважин, наиболее развит он на территории Деткинского и Григорьевского поднятий, а также в южной части Южно-Павловского поднятия. Коэффициент песчанистости пласта 0,17 ... 0,74, коэффициент расчлененности-1,0 ... 1,67.

Пласт Тл2-б отделяется от вышележащего пласта аргиллитами толщиной 2 ... 5 м. В 20 скважинах аргиллитовая перемычка отсутствует и пласты Тл2-а и Тл2-6 сливаются.

Залежи нефти выделяются на Деткинском, Барановском, Улыкском вместе с Павловским, Григорьевском и Южно-Павловском поднятиях. Размеры залежей составляют 0,8 ... 11,0 х 0,6 ... 5,0 км, этаж нефтеносности от 3, 1 до 33,8 м. Тип залежей - пластовая сводовая с литологическими экранами. ВНК принят на абсолютной отметке от -1190 до- 1213 м.

Пласт состоит из 1-4 проницаемых прослоев. Толщина пласта в стратиграфических границах 1,0 ... 14,6 м. Замещение пласта плотными породами происходит, в основном, на территории Березовского и Деткинского поднятий, на остальной территории он плотный в 7 % скважин. Наибольших значений эффективная толщина достигает на Павловском (в скв. 64 - 14,6 м, в скв. 164 -11,4 м) и ЮжноПавловском (в скв. 148 - 10,8 м) поднятиях. На Барановском поднятии, в северной и северо-западной частях Павловского и на Григорьевском поднятиях толщина пласта в среднем около 2 м. Коэффициент песчанистости пласта 0,53 ... 0,78, коэффициент расчлененности 1,25 ... 1,80.

Пласт Тл2-а. Покрышкой служат аргиллиты толщиной 1...3 м. К пласту Тл 2.3 приурочена залежь нефти, объединяющая Барановское, Улыкское, Павловокое и Южно-Павловское поднятия и залежи, расположенные на Березовском, Барановском, Григорьевском и Южно-Павловском поднятиях. Размеры залежей составляют 0,1...11,4 х 0,1...11,5 км, этаж нефтеносности от 5,0 до 41,9 м. Тип залежей - пластовая сводовая с литологическими экранами. ВНК принят на абсолютной отметке от - 1180 до - 1194 м. На Павловском и Южно-Павловском поднятиях находятся зоны слияния пластов Тл2-а и Тл2-б.

Пласт состоит из 1 - 5 проницаемых прослоев. Толщина пласта в стратиграфических границах 0,8 ... 16,2 м. В 20 % скважин пласт замещен плотными породами. Лучше пласт развит на Улыкском и Павловском поднятиях, достигая максимальных значений в скв. 891 - 15,4 м. В районах Барановского и Григорьевского поднятий эффективные толщины составляют 0,4…4,0 м. Коэффициент песчанистости пласта 0,57...0,98, расчлененности- 1,13 ... 1,87.

Пласт Бш2 от вышележащего пласта отделяется толщей глинистых известняков от 2 до 4 м.

К пласту Бш2 приурочены залежи нефти на поднятиях: Барановском, Улыкском, Павловском, Южно-Павловском и Григорьевском.

Размеры залежей составляют 0,4 ... 17,0 х 0,2 ... 15,0 км, этаж нефтеносности от 0,2 до 38,3 м. Тип залежей - пластовая сводовая с литологическими экранами. ВНК принят на абсолютной отметке от -810до-825 м.

 

Рис. 2. Структурная поверхность по кровле продуктивного пласта Т1 Павловского месторождения

Пласт довольно четко прослеживается по всей площади месторождения его общая толщина изменяется от 11 до 27 м, причем в 80 % скважин  она находится в пределе 16...21 м. Пласт на 33...39 % состоит из коллектора, эффективная нефтенасыщенная толщина по скважинам изменяется от 1 до 16 м, наибольшая частота встречаемости 3…9 м. Пласт расчленен, коэффициент расчлененности составляет 5,0...6,64. Количество проницаемых пропластков изменяется от 1 до 11, в 71% скважин число проницаемых прослоев 4-7. В 8 скважинах пласт замещен плотными породами.

Пласт Бш1 выделяется примерно в 4 ... 7 м от кровли башкирского яруса и прослеживается во всех скважинах месторождения.

К пласту приурочена залежь нефти, объединяющая Барановское, Улыкское, Павловское, Южно-Павловское и Григорьевское поднятия, две небольшие залежи на Барановском поднятии, на Южно-Павловском поднятии и газовую шапку на Григорьевском поднятии.

Общая толщина пласта изменяется от 7 до 16 м, причем 75 % скважин имеют толщину 10 ... 14 м, т. е. в основном пласт довольно выдержан по толщине. В составе пласта выделяются от 1 до 11 проницаемых пропластков, чаще встречается 1-5, в 86 % скважин их число равно 2-4. Эффективная толщина пласта меняется от 0,6 до 8 м, 90 % скважин имеют толщину 1-5 м. Доля коллектора составляет 21 ... 23 %. Коэффициент расчлененности равен 2,3...3,13. Замещение пласта плотными породами отмечено в 33 скважинах.

Пласт В3В4 повсеместно распространен по площади месторождения, замещение его глинистыми породами отмечено в 20 скважинах. На месторождении выделяются две газовые залежи на Деткинском поднятии и две нефтегазовые - на Березовском поднятии и в основной части месторождения, включающей Барановское, Улыкское, Павловское, Южно-Павловское и Григорьевское поднятия.

Размеры газовой залежи составляют 0,8...2,8 х 0,9...1,9 км, в пределах ГИК от - 803 до - 817 м, этаж газоносности 3,9 ... 8,0 м. Тип залежей - пластовая с литологическими экранами. Размеры нефтяной части залежи в пределах ВНК минус 827 м - 4,9 х 4,0 км, этаж нефтеносности 10 м. На основной части месторождения выделяется газонефтяная залежь с двумя газовыми шапками - на Григорьевском поднятии и объединяющая Барановское, Улыкское, Павловское и Южно-Павловское поднятия. Размеры газовой шапки: 4,8...15 х

5,8...10 км, этаж газоносности 15,1...23,5 м. Эффективная газонасыщенная толщина составляет 0,6...11,6 м.

Размеры нефтяной залежи в пределах ВНК - 790 ... - 798 м составляют 0,2 ... 17 х 0,6 ... 18 км, этаж нефтеносности 6,7 ... 13,0 м, тип залежи - пластовая сводовая. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,8 до 7,2 м, средневзвешенное значение равно 3,8 м.

Толщина пласта в стратиграфических границах 8...16 м, толщина проницаемой части изменяется от 1,4 до 13 м. На Березовском поднятии наибольшие значения эффективной толщины отмечаются в северо-восточной и южной частях. На Деткинском поднятии эффективная толщина пласта увеличивается в восточном направлении, достигая наибольшего значения 10,6 м в скв. 226. На основной части месторождения, включающей Барановское, Павловское, Улыкское, Южно-Павловское и Григорьевское поднятия, увеличение эффективной толщины происходит в восточном, юго-восточном и южном направлениях, наибольшее значение отмечается в скв. 316 - 12,4 м.

В составе пласта выделяется 1-1 О проницаемых прослоев. Доля коллектора по поднятиям составляет 39 ... 53 %, коэффициент расчлененности 4,36 ... 5,93.

 

Источник: Лядова Н.А., Яковлев Ю.А., Распопов А.В. Геология и разработка нефтяных месторождений Пермского края. - М: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2010, 335 с.

Следующее Месторождение: Зимовское