4. Анализ состояния разработки башкирской залежи

4.1. История разработки месторождения

Павловское месторождение открыто в 1956 году. В опытную эксплуатацию введено в декабре 1959 года, в промышленную разработку – в мае 1962 года.

Впервые запасы нефти подсчитывались по состоянию на 1.07.1959 года тематической партией ГПК треста «Пермнефтеразведки» и утверждены протоколом ГКЗ № 2979 от 25.02.60 г. в объеме 41586 тыс. т. балансовые, 25070 тыс. т. – извлекаемые.

Первым технологическим документом на разработку месторождения явилась технологическая схема, составленная Камским отделением ВНИГНИ в 1960 г. Она предусматривала введение в промышленную эксплуатацию одного объекта разработки – залежи нефти яснополянского надгоризонта, которая состояла из четырех пластов: Бб₁, Бб₂, Тл_2а, Тл_2б; и дальнейшую разведку и опытную эксплуатацию пластов Бш и Т. Планировалось разрезание залежи тремя рядами нагнетательных скважин на четыре блока и законтурное заводнение. Намечалось пробурить 124 добывающих, 38 нагнетательных и 45 резервных скважин. В целях доразведки пласта Т намечалось все скважины бурить со вскрытием турнейских отложений.

Разбуривание месторождения началось в 1960 году в соответствии с технологической схемой. Закачка воды на пласты Тл + Бб начата в 1964 году.

В 1965 г. Пермским филиалом (ПФ) института “Гипровостокнефть” была выполнена работа “Разработка геологических основ и составление технологической схемы разработки Павловского месторождения”, в которой с учетом новых представлений о геологическом строении уточнены проектные показатели разработки.

К 1967 г. весь первоначально намеченный фонд скважин был пробурен, но пласты Бш и Т остались недоразведанными. Залежь пласта Т была вскрыта 115 скважинами, а опробована лишь в 13, в опытной эксплуатации находилось 7 скважин. Залежь пласта Бш была вскрыта в 141 скважине, опробована в 17, в пробной эксплуатации находилось 7 скважин.

В 1967 г. ПФ института “Гипровостокнефть” составил технологическую схему разработки залежей нефти среднего карбона и турнейского яруса и представил ее на рассмотрение Центральной комиссии по разработке. Протоколом № 166 от 25.03.68 г. эта схема была отклонена в связи с недостаточной обоснованностью исходных данных для проектирования, рекомендовано продолжить работы по изучению этих пластов.

В 1968 г. начата опытная закачка воды в пласт Т (она продолжалась до 1976 г) и в пласт Бш (в период 1968 – 1971 гг.).

В 1968 г. ПФ института Гипровостокнефть составил “Проект разработки Павловского месторождения”. Эту работу рассматривали как проект разработки для залежи пластов Тл + Бб и как технологическую схему для пластов Бш и Т. Протоколом ЦКР № 236 от 8.04.1969 г. утверждено: для пластов Тл + Бб создание дополнительных линий и очагов нагнетания и бурение 12 добывающих скважин.

На Барановском куполе утверждена система одновременно-раздельной эксплуатации пластов Тл + Бб и Т пятнадцатью добывающими скважинами и площадное заводнение через 8 нагнетательных скважин.

Разработку пластов Бш и Т решено осуществлять единой сеткой скважин 600600 м с помощью оборудования ОРЭ в пределах нефтенасыщенных толщин не менее 10 м с бурением к существующим 22 скважинам дополнительно 84 добывающих и 39 нагнетательных скважин (для внутриконтурного заводнения).

В 1970 г. институтом ПермНИПИнефть сделана работа “Обоснование рекомендаций по уменьшению темпа падения добычи нефти по Павловскому месторождению”. В этой работе институтом учтено фактическое состояние обустройства и разработки, а также реальные возможности перевода скважин под нагнетание и бурение добывающих скважин.

На основании этой работы геологическое управление Миннефтепрома протоколом от 6.01.71 г. скорректировало уровни добычи по залежи пластов Тл + Бб при бурении 41 добывающей и 5 нагнетательных скважин с переводом 16 существующих скважин под закачку.

В 1973 г. институтом ПермНИПИнефть выполнен “Анализ разработки яснополянской залежи Павловского месторождения”. В работе сделан анализ разработки по блокам и пластам. На основании этой работы протоколом техсовета объединения Пермнефть от 28.02.1974 г. утверждено усовершенствование системы заводнения пластов Тл + Бб (перевод под нагнетание 13 скважин и бурение 17 резервных скважин).

К 1978 г. решения проекта разработки по разбуриванию залежей пластов Бш и Т, так же как и рекомендации по бурению резервных скважин на залежь пластов Тл + Бб, выполнены не были. Бурение скважин не велось.

В 1978г. институтом ПермНИПИнефть составлена “Уточненная технологическая схема разработки Павловского месторождения”. Протоколом № 746 от 28.06.78 г. ЦКР утвердила выделение трех самостоятельных объектов разработки: пласт Т, пласты Тл + Бб, пласт Бш. Для залежей пластов Т и Бш утверждена семиточечная обращенная система с площадным заводнением с расстоянием между скважинами 500 м. Бурение скважин на пласт Бш: 230 добывающих, 82 нагнетательных, 50 резервных; на пласт Т: 173 добывающих, 71 нагнетательная, 50 резервных, 6 оценочных, уточнен коэффициент нефтеизвлечения для пласта Бш.

По залежи пластов Тл + Бб утверждались мероприятия по регулированию выработки запасов нефти с прекращением закачки на отдельных участках и с бурением дополнительно 41 добывающей, 8 нагнетательных и 7 оценочных скважин.

Рекомендовано в период 1979 – 1981 гг. пробурить оценочные скважины и после этого уточнить запасы нефти.

Утвержденные рекомендации уточненной техсхемы выполнены не были. Бурение на месторождении не велось. Оно было возобновлено только в 1985 г.

В 1987 г. институтом ПермНИПИнефть совместно с геологической службой управления Пермнефтегаз составлен “Проект опытно-промышленной эксплуатации верейской газовой залежи Павловского месторождения”. Основные положения этого проекта утверждены протоколом техсовета объединения Пермнефть от 25. 01. 1988 г., где решено ввести газовую залежь пласта В₃В₄ в опытно-промышленную эксплуатацию, пробурив 24 добывающих и 5 резервных скважин. Срок ОПЗ – 5 лет с момента ввода в эксплуатацию. Бурение скважин планировалось осуществить в течение 1988 – 1991 гг.

С 1985 г. скважины бурились, в основном, на пласт Т. Объемы бурения были ниже, чем планировалось. К 1989 г. на залежь пласта Т было пробурено 46 проектных скважин, что позволило уточнить представление о геологическом строении залежи и подход к системе разработки залежи.

При проведении авторского надзора институтом ПермНИПИнефть в 1988 г. уточнена схема разработки пласта Бб (Барановский купол) и Т, а в 1989 г. составлена работа “Дополнение и уточнение по организации системы заводнения на залежи пласта Т Павловского месторождения”, где пересмотрены решения техсхемы по организации заводнения, уточнено местоположение нагнетательных скважин.

В 1990 г. в рамках авторского надзора институт ПермНИПИнефть провел ра- боту “Анализ обводнения добывающих скважин пласта Бш Павловского место- рождения”, где обобщены гидродинамические исследования, проведен анализ ра-боты добывающих скважин, уточнено положение ВНК и ГНК в пласте.

В 2004г. был проведен авторский надзор институтом ПермНИПИнефть. Целью данного авторского надзора являлось уточнение прогноза показателей раз-работки и возможности достижения утвержденного КИН с учетом последних из- менений геологического строения, запасов нефти и газа и текущего состояния раз-работки.ДЕЙСТВУЮЩИЙ ПРОЕКТНЫЙ ДОКУМЕНТ

По состоянию на 1.01.2010 г. на месторождении пробурено 705 скважин. Накопленная добыча нефти составила 31599.3 тыс. т, жидкости – 95626.6 тыс. т, свободного газа – 660.3 млн. м³. С начала разработки закачка воды составила – 131005.4 тыс. м³,

На площади месторождения выделено 7 поднятий-куполов: Улыкское, Павлов- ское, Южно-Павловское, Барановское, Григорьевское, Деткинское, Березовское.