Пласт в3в4

В подошве верейского горизонта на всей территории Пермского Прикамья выделяется пласт В₃В₄, нефтегазоносность которого доказана керном, результатами испытания в процессе бурения и в колонне.

Пласт В₃В₄ повсеместно распространен по площади месторождения, замещение его глинистыми породами отмечено в 20 скважинах (8, 12, 24, 39, 43, 91, 113, 127, 203, 205, 206, 237, 238, 243, 743, 748, 803, 864, 969, 1709). Толщина пласта с учетом аналогов 8 - 16 м, толщина проницаемой части изменяется от 1.4 до 13 м. На Березовском поднятии наибольшие значения эффективной толщины отмечаются в северо-восточной (скв. 6-б – 9.3 м) и южной (скв. 10-б – 9.6 м) 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 - 10 проницаемых прослоев. Доля коллектора по поднятиям составляет 0.39 – 0.53, коэффициент расчлененности 4.36 – 5.93.

Нефтепроявления по керну отмечены до абсолютных глубин минус 781.8 – 821.1 м.

На месторождении выделяются две газовые залежи на Деткинском поднятии (районы скв. 289 и 258) 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 ГНК от минус 803 м до минус 817 м, этаж газоносности 3.9 – 8.0 м. Тип залежей - пла-стовая 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 минус 790 – минус 798 м состав-ляют 0.2 - 17 х 0.6 - 18 км, этаж нефтеносности 6.7 - 13 м, тип залежи - пластовая сводовая. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0.8 до 7.2 м, средневзвешен-ное значение равно 3.8 м.

Водоносные горизонты отмечены в досреднедевонских отложениях и в отложениях среднего девона, в турнейском ярусе нижнего карбона, в песчаниках яснополянского надгоризонта и известняках визейского яруса, в намюркском, башкирском и московском ярусах среднего карбона, в верхнекаменноугольных отложениях, в артинском и кунгурском ярусах нижней перми.

Водообилие пород различно и обусловлено коллекторскими свойствами, сте-

пенью трещиноватости, кавернозности и другими показателями. Представлены воды в основном высокоминерализованными и метаморфизированными хлоркальциевыми рассолами, распространёнными от кристаллического фундамента до верхнекаменоугольных отложений. В отложения кунгурского и артинского ярусов отмечены воды хлормагниевого и сульфатнатриевого типов.

Основной областью питания водоносных горизонтов додевонских отложений, девона и нижнего карбона Пермского Прикамья являются западный склон Урала и северный Урал.

Скорость движения вод, по данным В. И. Вещезёрова, по направлению Чернушка-Танып и Куеда-Гажан-Бырка составляет 23-31,4см/год, по данным Силина-Бекчурина А.И. ещё меньше - 0.2-19см/год. По всему вскрытому разрезу наиболее изучены воды продуктивных толщ, содержащие промышленные запасы нефти.

Ниже приводится краткая характеристика вод турнейского яруса нижнего карбона и башкирского яруса среднего карбона.

По солевому составу пластовые воды турнейского яруса представлены рассолами хлоркальциевого типа. Удельный вес воды 1,179г/см³. Наиболее высокая минерализация 245,7 г/л. Отношение содержания натрия к хлору равно 0,68, кальция к магнию - 1,10. Коэффициент метаморфизации 2,09, коэффициент сульфатности 0,28. Содержание брома 579,2 мг/л, йода 6,2 мг/л, аммония 251 мг/л, борной кислоты 76,8 мг/л, начальный динамический коэфициент вязкости пластвой воды 1,64 сП.

Пластовые воды башкирского яруса также представлены рассолами хлоркальциевого типа с удельным весом 1,10 г/см³ и минерализацией 153,8-157,6 г/л. Отношение содержания натрия к хлору равно 0,86, кальция к магнию – 1,44 - 1,48. Коэффициент метаморфизации 2,13, коэффициент сульфатности 2,0-2,1. Содержание брома 233,42-391,04 мг/л, йода 6,34-8,56 мг/л, борной кислоты 63,12-130,9 мг/л, аммония 120,0-137,0 мг/л.

Пониженное содержание микрокомпонентов, высокое значение коэффициента сульфатности и другие соотношения указывают на значительное опреснение вод башкирских отложений. По-видимому, здесь сказывается влияние вод, поступающих из области питания.