3.3. Геологическое строение продуктивных пластов

На Павловском месторождении нефтеносными являются пласты Бш₁ и Бш₂. Проницаемый пласт Бш₁ выделяется примерно в 4 - 7 м от кровли башкирского яруса и прослеживается во всех скважинах месторождения. Общая толщина пласта изменяется от 7 м 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.

Эффективная толщина от общей составляет 21 – 23 %. Коэффициент расчлененности равен 2.3 – 3.13.

Замещение пласта плотными породами отмечено в 33 скважинах (13, 19, 21, 24, 45, 52, 66, 68, 69, 107, 110, 120, 142, 146, 151, 180, 181, 186, 201, 203, 217, 237, 253, 282, 285, 539, 554, 1738, 2015, 2036, 2143, 2200, 2347).

К пласту Бш₁ приурочена залежь нефти, объединяющая Барановское, Улыкское, Павловское, Южно-Павловское и Григорьевское поднятия, две небольшие залежи на Барановском поднятии в районах скв. 161 и 286, залежь в районе скв. 531 на Южно-Павловском поднятии и газовая шапка на Григорьевском поднятии.

От вышележащего пласта Бш₁ пласт Бш₂ отделяется толщей глинистых известняков от 2 до 4 м. В ряде скважин в связи с замещением проницаемых прослоев в кровле пласта Бш₂ и подошве Бш₁ величина глинистого раздела увеличивается. 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 (75 % скважин). Пласт расчленен, коэффициент расчлененности составляет 5–6.64. Количество проницаемых пропластков изменяется от 1 до 11, в 71 % скважин число проницаемых прослоев 4 – 7. В 8 скважинах (42, 61, 120, 151, 201, 203, 282, 2041) пласт замещен плотными породами.

К пласту Бш₂ приурочены залежи нефти на поднятиях: Барановском (район скв. 2140), Улыкском, Павловском, Южно-Павловском и Григорьевском.

Из 151 скважины, вскрывшей перфорацией башкирские отложения, основная доля или – 71 % приходится на пласт Бш₁. Пласт Бш₂ опробован отдельно в четырех скважинах (281, 2104, 2140, 2339). Совместное испытание двух пластов проведено в 26 % скважин, поэтому обоснование ВНК проведено для суммы пластов Бш₁ и Бш₂.

Ранее башкирская залежь рассматривалась как массивная с ВНК на абс. отметке минус 830м. Обоснование контакта базировалось на результатах испытания скв. 47, 250, 251, 274, 281. Получение воды с пленкой нефти из скв. 272 из интервала абсолютных отметок минус 803.5 – 825.5 м объяснялось некачественным цементажом. При защите запасов в ГКЗ эксперты отмечали, что абсолютная отметка минус 830 м может быть принята условно, в период разбуривания залежи ВНК должен быть уточнён.

При пересчете запасов учтены данные по установке цементных мостов и испытанию скв. 250, 251, проведена переинтерпретация ГИС по скв. 47, 251, 281 , которые уточнили подошву получения нефти в четырех скважинах, из чего следует, что наинизшая отметка получения безводной нефти на дату предыдущего подсчёта запасов была – 825.2 м в скв. 251 на Павловском поднятии.

При обосновании первоначального положения ВНК (табл.3.3.1.) учтены дан-ные по скважинам, пробуренным в начальный период эксплуатации, т. е. с 1965 г. по 1987 г., так как с 1987 года начинается планомерное разбуривание башкирской залежи эксплуатационным фондом (на Григорьевском поднятии оно началось в 1988 году). Для залежи, объединяющей Барановское, Улыкское, Павловское, Южно-Павловское и Григорьевское поднятия, первоначальное положение ВНК принято на абсолютных отметках:

на Барановском – 821

на Улыкском – 821

на Павловском – 825

на Южно-Павловском – 822

на Григорьевском – 823.