1.3 Тектоника
Павловское месторождение нефти в тектоническом отношении приурочено к крупной антиклинальной складке, расположенной в южной части Чернушинского вала, осложняющего юго–западную часть Башкирского свода.
Изучение тектонического строения Павловской структуры по маркирующим горизонтам показывает полное совпадение структурных планов при некотором смещении сводовой части в восточном направлении, выполаживание структуры от более древних отложений к более молодым.
По кровле коллекторов турнейского яруса нижнего карбона Павловская структура имеет форму пологого поднятия с более крутым западным крылом 1°43¢ў'– 3°40¢ў и пологим восточным крылом 1°21' – 1°2' Общее простирание поднятия близко к меридиональному. Размеры его 34 х18 км.
Павловская антиклиналь осложнена рядом локальных поднятий – куполов (Берёзовский, Деткинский, Барановский, Улыкский, Григорьевский, Павловский, Южно–Павловский и Есаульский) разделённых незначительными прогибами.
Павловское поднятие расположено в центральной части складки. Размеры поднятия – 8,8 х 3,8 км при амплитуде 46 м. Присводовая часть поднятия осложнена тремя незначительными по размерам куполками, ограниченными изогипсой (–1220 м) с вершинами в районе скважин №№77; 26; 103.
Улыкский купол имеет овальную форму северо–западного простирания и расположен к западу от Павловского поднятия. Размеры его по замкнутой изогипсе (–1230 м) 3,6 х 1,8 км с амплитудой поднятия25,4 м.
Григорьевский купол расположен на восток от Павловского поднятия. Размеры его в пределах замкнутой изогипсы (–1260 м) 2 х 1,4 км. Амплитуда купола составляет 13,7 м.
Размеры купола Южно–Павловского поднятия по замкнутой изогипсе (–1250 м) 4,2 х 3,8 км при амплитуде 34,4 м. Присводовая часть складки осложнена тремя куполками с вершинами в районе скважин №№136; 145; 149.
Есаульский купол расположен на юге Павловской структуры и представляет собой пологое поднятие в районе скважины №272. Размеры его в пределах замкнутой изогипсы (–1265 м) 4,5 х 4,2 км с амплитудой 23,2 м.
По кровле коллекторов башкирского яруса среднего карбона Павловская структура сохраняет свои очертания и размеры. Складка имеет форму пологого поднятия с углами падения: западного крыла 0°5¢ў– 1°5¢ў, восточного 0°34¢ў– 1°36¢ў. Размеры составляют 31 х 18 км при амплитуде 68,8 м. Локальные поднятия, осложняющие Павловскую структуру по нижнекаменноугольным отложениям, чётко выделяются и по кровле коллекторов башкирского яруса среднего карбона. По кровле артинского яруса форма Павловской структуры в основном сохраняется, но она становится ещё более пологой, чем по среднекаменноугольным отложениям. Изменяется лишь форма и размеры некоторых локальных структур. Многие из них исчезают совсем. Размеры Павловской структуры составляют 30 х 20 км.
1.4 Нефтегазоносность
В процессе бурения скважин на Павловском месторождении нефтепроявления выявлены: в отложениях пашийского горизонта девона (в виде керна неравномерно–насыщенного нефтью), в турнейском ярусе нижнего карбона (залежь промышленного значения), в отложениях окско–серпуховского надгоризонта нижнего карбона (в виде керна нефтенасыщенного), в отложениях яснополянского надгоризонта (залежь промышленного значения), в отложениях башкирского яруса среднего карбона (залежь промышленного значения), в отложениях верейского горизонта московского яруса (пласты В3В4 – залежь нефти с газовой шапкой промышленного значения, пласт В2 – приток нефти с дебитом 8,3 т/сут на 5,3 мм штуцере), а также в отложениях каширского и подольского горизонтов (газ с дебитом до 30 тыс.м3/сут на 5,5 мм штуцере), в отложениях кунгурского яруса пермского горизонта (в виде керна, участками пропитанного нефтью).
Находящаяся в настоящее время в эксплуатации залежь нефти в турнейском ярусе нижнего карбона распространена почти на всей площади Павловского месторождения (за исключением Григорьевского купола; на Берёзовском и Деткинском куполах, в центральной части месторождения, включая Барановский, Улыкский, Павловский и Южно–Павловский купола, и на юге месторождения на Есаульском куполе).
Водонефтяной контакт для центральной части месторождения (4 купола) принят на абсолютной отметке (–1260 м), на Деткинском и Есаульском куполах водонефтяной контакт принят на отметке (–1264 м).
Турнейский нефтяной пласт представлен органогенно–детритовыми известняками. Характерно чередование пористых и плотных прослоев. Максимальная эффективная нефтенасыщенная толщина 31,2 м. В пределах внешнего контура нефтеносности, залежь Берёзовского купола имеет размеры 2,8 х 7,5 км, Деткинского купола – 5,5 х 6,5 км, залежь центральной части месторождения – 12,5 х 16 км, Есаульского купола – 3,5 х 4,5 км.
Этаж нефтеносности на Берёзовском куполе – 19,5 м, на Деткинском куполе –26,9 м, в центральной части –57,5 м.
Турнейская залежь Павловского месторождения относится к типу массивных.
Основная залежь нефти, находящаяся в настоящее время в разработке, приурочена к терригенным отложениям яснополянского надгоризонта нижнегокарбона. Залежь представлена двумя пластами в бобриковском горизонте (нижний Б2 и верхний Б1) и одним пластом в тульском горизонте (пласт Тл2).
Тульский продуктивный пласт (Тл2) является основным промышленно–нефтеносным объектом разработки на Павловском месторождении. Для более точной оценки запасов нефти и попутного газа пласта Тл2 выделено два подсчётных объекта (сверху вниз) Тл2–а и Тл2–б. На большей части площади месторождения объекты Тл2–а и Тл2–б чётко отделяются один от другого глинистым прослоем толщиной 1,6 –14 м. В ряде скважин отмечается отсутствие глинистой перемычки между этими объектами. Наличие зон слияния и единство водонефтяного контакта (ВНК –1194 м) позволяет сделать заключение о единстве гидродинамической системы тульского нефтяного пласта, имеющего повсеместное распространение по площади месторождения (исключение составляет Деткинский купол, где ВНК –1212 м). Размеры залежи составляют 1,6 х 2,6 км, этаж нефтеносности –4,6 м.
Подсчетный объект Тл2–б представлен песчаниками, иногда алевролитами с редкими прослоями аргиллитов. В пределах пласта выделяется от 1 до 4 проницаемых прослоев. Эффективная нефтенасыщенная толщина до 14,5 м. Промышленные притоки нефти получены из 60–ти скважин. Подсчётный объект Тл2–б имеет следующие размеры: для Павловского купола 5,5 х 7 км, Южно–Павловского 3,3 х 4,2 км, Барановского 3,2 х 4,5 км, Улыкского 2,3 х 5,3 км.
Для подсчётного объекта Тл2–а, характерны частые литологические замещения продуктивной части пласта плотными породами. Эффективная нефтенасыщенная толщина до 10,9 м. Промышленные притоки нефти получены из 54–х скважин. Размеры в пределах внешнего контура нефтеносности для центральной части (Барановский, Улыкский и Южно–Павловский купола) 11,5 х 14,75 км, Григорьевский купол 1,6 х 2 км и Берёзовский купол 1,5 х 2 км. Этаж нефтеносности соответственно – 31,9; 13,9; 2,2 м.
Бобриковская нефтяная залежь представлена двумя пластами (нижним Бб2 и верхним Бб1). Пласт Бб2 нефтеносен в сводовой части Барановского, Павловского, Деткинского и Улыкского куполов. На остальной части месторождения пласт Бб2 водоносе н. Пласт Бб2 представлен песчаниками и алевролитами, которые часто замещаются плотными породами. Водонефтяной контакт принят наклонным от (–1218 м) на западном крыле и до (1213 м) на восточном.
Залежь нефти пласта Бб2 на Барановском куполе имеет размеры 3,5 х 1,5 км. Этаж нефтеносности 11 м.
Верхний пласт Бб1 отделяется от нижнего пласта аргиллитовой пачкой толщиной от 1 до 7 м. Пласт Бб1 распространён на Деткинском, Улыкском, Павловском, Барановском и Григорьевском куполах. На Берёзовском и Южно–Павловском куполах пласт водоносный. Представлен чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов, в пределах пласта выделяется от 1 до 5 проницаемых пропластков. Эффективная нефтенасыщенная толщина до 13,2 м. Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке (–1227 м) на Деткинском куполе, (–1201 м) на Улыкском куполе, (–1215 м) на Григорьевском куполе и (–1227 м) на Барановском куполе.
В настоящее время в эксплуатации находится залежь нефти башкирского яруса среднего карбона. В отличие от разобщённых залежей нижнего карбона в башкирских отложениях Барановского, Улыкского, Павловского, Южно–Павловского и Григорьевского куполов выделяется одна залежь с общим водонефтяным контактом на отметке (–830 м).
Башкирский нефтяной пласт сложен известняками. В пределах пласта выделяется от 1 до 20 проницаемых пропластков. Эффективная нефтенасыщенная толщина до 15 м. Размеры залежи в пределах контура нефтеносности 16,7 х 19 км. Этаж нефтеносности 35,4 м.
Промышленные запасы нефти и свободного газа в виде газовой шапки установлены в верейском горизонте (пласты В3В4) на Берёзовском куполе и в центральной части месторождения, а также на Деткинском куполе. Литологически коллекторы пласта В3В4 неоднородны и представлены известняками биоморфными и органогенно–детритовыми. В пределах пласта выделяют от 1 до 10 проницаемых пропластков. Водонефтяной контакт на Берёзовском куполе принят на отметке (–827 м). Размер газовой шапки 1,4 х 2,9 км. Этаж нефтеносности равен 4 м.
На Деткинской площади газо–водяной контакт принят на отметке (–809 м). Размер газовой залежи 4 х 8 км. Этаж газоносности 14 м. Максимальная эффективная газонасыщенная толщина 10 м.
Центральная часть месторождения, включая Барановский, Улыкский, Павловский, Григорьевский и Южно–Павловский купола, составляет единую залежь с общим водо– и газонефтяным контактом. Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке (–798 м). Размеры залежи 17,5 х 17,75 км. Этаж нефтеносности составляет 32,2 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина 17,4 м. Положение газонефтяного контакта принято на отметке (–785 м). Размер газовой шапки составляет 11 х 12,6 км. Этаж газоносности равен 19 м. Максимальная эффективная газонасыщенная толщина 11,5 м.
Размер газовой шапки на Григорьевском куполе 4,6 х 4,75 км. 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, степенью 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 – Гожан – Бырка составляет от 23 до 31,4 см/год, по данным А. И. Силина–Бекчурина ещё меньше от 0,2–19 см/год. По всему вскрытому разрезу наиболее изучены воды продуктивных толщ, содержащие промышленные запасы нефти.
1.5 Физико–химические свойства нефти, газа и воды
Физико–химические свойства нефти турнейского яруса изучались по 13 поверхностным пробам скважин, расположенных на Павловском, Улыкском, Деткинском, Есаульском и Барановском куполах. Изучены также 18 глубинных проб.
Нефть турнейского яруса относится к категории тяжёлых (плотность 0.907 г/см3), сернистых (содержание серы 3%) и смолистых (содержание смол сернокислотных 75%, силикагелевых 23%), с содержанием парафина около 3.5%.
Наблюдается постепенное увеличение плотности нефти в южном направлении с 0,890 г/см3 на Деткинском куполе до 0,937 г/см3 на Есаульском куполе.
Глубинные пробы нефти позволяют охарактеризовать свойства пластовой нефти только в центральной части Павловского месторождения. Впервые глубинные пробы нефти были исследованы в 1958 году Н. А. Пьянковым. Результаты исследований свидетельствуют, что давление насыщения составляет от 98 до100 атм, газонасыщенность 46 м3/т, вязкость нефти в пластовых условиях 8 сп.
Состав и свойства пластовых жидкостей
Физико–химические свойства пластовой нефти определены для пластов Т, Бб+Тл и Бш приведены в таблице.
Зависимости плотности и объёмного коэффициента нефти турнейского яруса от давления не определялась.
Физико–химические свойства разгазированной нефти приведены в таблице1.
Таблица 1 – Физико–химические свойства пластовой нефти
Параметры пластовой нефти
|
|
|
|
пласт |
Т |
Тл+Бб |
Бш |
давление насыщения нефти газом кгс\см2 |
105 |
107 |
53 |
газосодержание, м3\т |
46 |
50 |
21 |
объёмный коэффициент |
1,101 |
1,100 |
1,05 |
вязкость нефти, сп |
9,0 |
6 |
16 |
плотность нефти г\см3 |
0,824 |
0,833 |
0,880 |
Параметры и состав разгазированной нефти |
|
|
|
пласт |
Т |
Бб |
|
плотность нефти, г\см3 |
0,912 |
0,891 |
|
вязкость нефти |
113,6 |
48,45 |
|
молекулярный вес |
266 |
247 |
|
количество: серы |
2,79 |
2,15 |
|
асфальтенов |
4,9 |
4,56 |
|
парафинов |
3,61 |
3,12 |
|
Таблица 2 – Физико–химические свойства газа
Наименование |
Газ, выделяемый при однократном разгазировании пластовой нефти |
Попутный газ |
|
Пласт |
Т |
Т |
|
Плотность газа, г/л |
1,110 |
1,248 |
|
Состав аза, % |
Метан |
56,8 |
46,73 |
Этан |
13,2 |
14,80 |
|
Пропан |
11,9 |
15,70 |
|
Изобутан |
6,8 |
2,50 |
|
Н.бутан |
6,8 |
5,33 |
|
Изопентан |
2,5 |
2,18 |
|
Н.Пентан |
2,5 |
2,50 |
|
Гексан + высшие |
2,5 |
0,2 |
|
Гептан + высшие |
Не определялось |
||
Углекислый газ |
1,2 |
1,73 |
|
Азот |
7,6 |
9,28 |
|
Сероводород |
0,05 |
0,40 |
|
Гелий |
Не определялось |
||
Таблица 3 – Физико–химические свойства воды.
Свойства и химический состав пластовой воды |
||||||||||
Пласт (горизонт) |
Вязкость в пластовых условиях, Сп |
Плотность в пластовых условиях |
Содержание ионов |
Мг/л |
|
|||||
Мг–экв/л |
|
|||||||||
Cl |
SO4
|
HCO3 |
Ca++ |
Mg++ |
Ia+K++ |
|||||
Турнейский (Т) |
1,64 |
1,181 |
167758 4727 |
88 14,32 |
103 1,70 |
16260 811 |
6685 550 |
77780 3380 |
||
Бобриковский (Бб) |
1,80 |
1,187 |
170800 4817 |
19,7 0,41 |
86,6 0,60 |
19180 360 |
4380 360 |
84007 3500 |
||
Тульский (Тл) |
1,64 |
1,173 |
163838 4620 |
169 3,53 |
5,9 0,09 |
18717983 |
4595 377 |
76148 3312 |
||
Башкирский (Бш) |
1,55 |
1,143 |
131172 3700 |
102021,26 |
48,80,80 |
8779 438 |
3430 181 |
72043 3002 |
||
Верейский (В3В4) |
1,70 |
1,37 |
127299 3590 |
992 20,65 |
36,6 0,60 |
129985648 |
4774 393 |
61680 2570 |
||
Запасы нефти и газа утверждены ГЗК РФ в 1968 году ( протокол №5351 от 16.02.86г.). Запасы утверждены по пластам В3В4, Бш, Тл+Бб, T в объёме: категория С1 – 148041 тыс.т. балансовые, 60729 тыс.т. извлекаемые; категория С2 – 69602 тыс.т. балансовые, 16656 тыс.т. извлекаемые. В пласте В3В4 подсчитаны запасы свободного газа в объёме 4831 млн.м3.
В настоящее время проводятся работы по уточнению представления о геологическом строении и перерасчёт запасов нефти и газа.
Балансовые запасы нефти, в целом по месторождению составили: по категории С1 – 154206 тыс.т, по категории С2 – 14540 тыс.т. Запасы свободного газа по пласту В3В4 по категориям С1 и С2 составили 1338 млн.м3 и 7 млн.м3.
Извлекаемые запасы в целом по месторождению при утверждённых КИН составляют по категории С1 – 58458 тыс.т, С2 – 3592 тыс.т.
1.6 Конструкция скважины № 173
Конструкция скважины должна обеспечивать:
а) прочность и долговечность скважины, как технического сооружения;
б) проходку скважины до проектной глубины;
в) достижение проектных режимов эксплуатации;
г) максимально полное использование природной энергии для транспортирования нефти и газа;
д) надежную изоляцию газонефтеводонапорных горизонтов;
е) минимальный расход средств на разведку и разработку месторождения;
ж) возможность проведения ремонтных работ в скважине.
Диаметр колонны Глубина спуска
Направление 337 12,3
Кондуктор 219 113
Эксплуатационная колонна 146 1500
1 Направление диаметром 337 мм спускают на глубину до 12,3 метров с целью перекрытия неустойчивых четвертичных отложений, предотвращения размыва устья скважины при бурении подкондуктор, создания канала для бурового раствора. Цементируют тампонажным портландцементом для «холодных» скважин с добавкой хлористого натрия технического до 3% от веса цемента. Подъем цементного раствора до устья.
2Кондуктор диаметром 219 мм спускают на глубину до 113 м с целью перекрытия интенсивных зон поглощения кунгурского яруса и изоляции пресных вод, предотвращения размыва устья при бурении под технологическую колонну, создания канала для бурового раствора. Цементируют тампонажным портландцементом для «холодных» скважин с добавкой технического хлористого натрия до 3% от веса цемента. Подъем цементного раствора до устья.
3 Эксплуатационную колонну диаметром 146 мм спускают до проектной глубины (1500 м) с целью разобщения продуктивных горизонтов, изоляции их от других горизонтов разреза скважины и испытания скважины. Низ эксплуатационной колонны в интервале от забоя до перекрытия всех продуктивных горизонтовцементируют тампонажным портландцементом с добавлением хлорида кальция до 3% от веса цемента. Остальной интервал цементируют гельцементом (90% цемента, 10% глинопорошка, 0,5% КССБ и до 3% от веса цемента хлорида кальция) или облегченным портландцементом с низкой водоотдачей (цемент, 0,2% ОЭЦ, хлорид кальция до 4%).
1 2 3
330 мм 250 мм 146 мм
Условные обозначения:
– направление;
– кондуктор;
– эксплуатационная колонна.
45 м
320 м
1500 м
Рисунок 2– Конструкция скважины № 173