Южно-Павловское месторождение

Южно-Павловское месторождение открыто в 1956г., в эксплуатации находится с 1959 г. В административном отношении месторождение расположено в Чернушинском районе Пермского края, в 170 км южнее областного центра-города Перми. Районный центр-город чернушка находится в 14 км западнее месторождения. В тектоническом отношении Южно-Павловское месторождение приурочено к крупной павловской антиклинальной складке размером 30х20 км, расположенной в южной части Чернушинского вала, осложняющего юго-западную часть башкирского свода. Павловская антиклиналь сложена рядом локальных поднятий: Березовское, Барановское, Улыкское, Павловское, Южно-Павловское, Есаульское.

Промышленная нефтеносность установлена в карбонатных отложениях турнейского яруса (пласты Т), в терригенных отложениях нижнего карбона (пласты Тл2а, Тл2б, Б61, Б62), Малиновского надгоризонта (пласт Мл), в карбонатных отложениях среднего карбона (пласты Бш) и Верейского яруса (пласты ВЗВ4). В пласте ВЗВ4 установлены промышленные запасы свободного газа.

В опытную эксплуатацию месторождение введено в 1959 году. В промышленную разработку – в мае 1963 года.

Разбуривание месторождения началось в й960 году. Скважины бурились на один выделенный объект разработки – пласты Тл+Бб с одновременной доразведкой других пластов.

На основании бурения 160 скважин в 1967 году обобщены полученные данные, уточнено представление о геологическом строении месторождения и проведен подсчет запасов нефти и газа.

Запасы были утверждены в ГКЗ и составили: категория О – 148041 тыс.т балансовые, 60729 тыс.т извлекаемые; категория С2 – 69602 тыс.т балансовые, 16656 тыс.т извлекаемые. Запасы свободного газа пласта ВЗВ4 – 4831 млн.мʺ1.

Большая часть площади покрыта смешанными пихтово-еловыми лесами с липой, кленом, березой и осиной. Климат района умеренный, континентальный. Средняя годовая температура +1,3°С. Максимальная температура в июле +40°С, минимальная температура в январе -42°С. Годовое количество осадков 500-600 мм. Устойчивый снежный покров образуется в ноябре и сходит в апреле. Наибольшая высота снега наблюдается в марте и достигает 65-75 см. Максимальная глубина промерзания почвы составляет 105 см.

Площадь Павловского месторождения приурочена к водоразделу рек Тюй и Быстрый Танып, протекающих в меридиональном направлении одна западнее, другая восточнее месторождения. На площади много малых рек: Козьмяш, Атняшка - левые притоки Таныпа; Трунок, Бизяр - правые притоки реки Тюй. Все реки мелководны и несудоходны.

Хозяйственно-питьевое водоснабжение объектов Павловского месторождения и населенных пунктов, находящихся на территории месторождения, производится от существующей системы фильтровально-насосной станции на р. Быстрый Танып. Производственное водоснабжение объектов месторождения, а также подача воды на бурение эксплуатационных и нагнетательных скважин осуществляется по системе производственных водоводов существующего магистрального водовода Чернушка-Павлово.

Большая часть площади покрыта смешанными пихтово-еловыми лесами с липой, кленом, березой и осиной. Долины рек покрыты мелким кустарником, нередко заболочены.

Основными полезными ископаемыми кроме нефти и газа являются глины, галечники и медистые песчаники.

Нефть с УППН «Павловка» перекачивается на НПС «Слудка» и отправляется на уфимский нефтеперерабатывающий завод. Кроме того, находится в эксплуатации нефтепровод Павловка - Чернушка – Колтасы.

Снабжение электроэнергией скважин и населенных пунктов происходит от государственной высоковольтной линии электропередач.

Недропользователем является ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ", владеющий лицензией.

Нефтегазодобывающее предприятие ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" осуществляет добычу нефти и газа в 26 административных районах Пермского края и республики Башкортостан. На балансе ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» и его зависимых предприятий находятся 139 нефтегазовых месторождений. Годовой объем добычи нефти Группы предприятий "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" в 2010 г. составил более 12,6 млн. тонн.

Нефтегазоносность

В процессе бурения скважин на Южно-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 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 Южно-Павловского месторождения (за исключением Григорьевского купола; на Березовском 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 плотных прослоев. Максимальная эффективная нефтенасыщенная толщина 31,2 м. В пределах внешнего контура нефтеносности, залежь Березовского купола имеет рзмеры 2,8х7,5 км, Деткинского купола – 5,5х6,5 км. Залежь центральной части месторождения 12,5х16 км, Есаульского купола – 3,5х4,5 км.

Этаж нефтеносности на Березовском куполе – 19,5 м, на Деткинском куполе – 26,9 м, в центральной части – 57,5 м.

Турнейская залежь Южно-Павловского месторождения относится к типу массивных.

Основная залежь нефти, находящаяся в настоящее время в разработке, приурочена к терригенным отложениям яснополянского надгоризонта нижнего карбона. 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 Южно-Павловском месторождении. Для более точной оценки запасов нефти и попутного газа пласта Тл2 выделено два подсчетных объектах (сверху вниз) Тл2-а и Тл2-б. на большей части площади месторождения объекты Тл2-а и Тл2-б четко 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 1,6х2,6 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. Подсчетный объект Тл2-б имеет следующие размеры: для Павловского купола 5,5х7 км, Южно-Павловского 3,3х4,2 км, Барановского 3,2х4,5 км, Улыкского 2,3х5,3 км.

Для подсчетного 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 Южно-Павловский купола) 11,5х14,75 км, Григорьевский купол 1,6х2 км и Березовский купол 1,5х2 км. Этаж нефтеносности соответственно – 31,9; 13,9; 2,2 км.

Бобриковская нефтяная залежь представлена двумя пластами (нижним б62 и верхним Б61). Пласт Б62 нефтеносен в сводовой части Барановского, Павловского, Деткинского и Улыкского куполов. На остальной части месторождения пласт б62 водоносен. Пласт Б62 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 Б62 на Барановском куполе имеет размеры 3,5х1,5 км. Этаж нефтеносности 11 м.

Верхний пласт Б61 отделяется от нижнего пласта аргиллитовой пачкой толщиной от 1 до 7 м. пласт Б61 распространен на Деткинском, Улыкском, Павловском, Барановском и Григорьевском куполах. На березовском 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, (-1227 м) на Барановском куполе.

В настоящее время в эксплуатации находится залежь нефти башкирского яруса среднего карбона. В отличии от разобщенных 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 толщин до 15 м. Размеры залежи в пределах контура нефтеносности 16,7х19 км. Этаж нефтеносности 35,4 м.

Промышленные запасы нефти и свободного газа в виде газовой шапки установлены в верейском горизонте (пласты В3В4) на Березовском куполе и в сцентральной 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 Березовском куполе принят на отметке (-827 м). Размер газовой шапки 1,4х2,9 км. Этаж нефтеносности равен 4 м.

На Деткинской плрощади газо-водяной контакт принят на отметке (-809 м). Размер газовой залежи 4х8 км. Этаж газоносности 14 м. максимальная эффективная газонасыщенная толщина 10 м.

Центральная часть месторождения, включая Барановский, Улыкский, Григорьевский, Южно-Павловский купола, составляет единую залежь с общим водо- и газонефтяным контактом. Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке (-798 м). Размеры залежи 17,5х17,75 км. Этаж нефтеносности составляет 32,2 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина 17,4 м. Положение газонефтяного контакта принято на отметке (-785 м). Размер газовой шапки на Григорьевском куполе 4,6х4,75 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, распространенными от кристаллического фундамента до верхнекаменноуголных отложений. В отложения кунгурского и артинского ярусов отмечены воды хлормагниевого 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. Вещезерова, по направлению Чернушка – Танып и Куеда – Гоожан – Бырка составляет 23-31,4 см/год, по данным А. И. Силина-Бекчурина еще меньше – 0,2-19 см/год. По всему вскрытому разрезу наиболее изучены воды продуктивных толщ, содержащие промышленные запасы нефти.

Ниже приводится краткая характеристика вод турнейского яруса нижнего карбона.

По солевому составу пластовые воды турнейского яруса представлены рассолами хлоркальциевого типа. Удельный вес воды 1,179 г/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, амония 251 мг/л, борной кислоты – 76,8 мг/л.