3.2. Сведения о нефтегазоносности и водоносности разреза

Из семи нефтегазоносных комплексов, выделяемых в разрезе осадочного чехла Пермского Прикамья на Павловском месторождении промышленно нефтеносны: верхнедевонско-турнейский карбонатный (пласты Т₂, Т₁), нижне-средневизейский терригенный (пласты Мл, Бб₂, Бб₁, Тл_2-б, Тл_2-а,), окско-серпуховско-башкирский карбонатный (пласты Бш₂, Бш₁), московский терригенно-карбонатный (пласт В₃В₄).

Пласт т2

Небольшие по размерам залежи выделены в пределах пласта на Барановском (район скв. 741) и Южно-Павловском (районы скв. 728, 1021, 1051) поднятиях, т.е. там, где при испытании в колонне получена нефть. В пределах залежей пласт выдержан по площади кроме скв. 149 и 1015, где он замещен плотными по-родами. Эффективная толщина пласта 1.2 – 10.6 . Доля коллекторов составляет 25 – 42 %, коэффициент расчлененности 3.57 – 7.18 .

Размеры залежей составляют 0.9 – 1.6 х 0.6 – 1.0 км, этаж нефтеносности от 8.5 до 29.0 м. Тип залежей - пластовая с литологическими экранами. ВНК принят на абсолютной отметке от минус 1257 м до минус 1276 м .

Пласт т1

От вышележащих коллекторов визейского яруса пласт Т₁ отделяется плотны-ми непроницаемыми породами толщиной 1.0 – 4.6 м. Нефтепроявления по керну отмечены до абсолютной отметки минус 1269.4 м в скв. 526. Пласт повсеместно распространен по площади, замещение его плотными породами отмечено только в скв. 22 Южно-Павловского поднятия. Эффективная толщина пласта (1.6 – 21.6 м ), наиболее развит он на территории Павловского поднятия. Доля коллекторов составляет 44–51 %, коэффициент расчлененности 7.00 – 12.76 .

К пласту Т₁ приурочены залежи нефти на Березовском поднятии, Деткинском (районы скв. 217 и 258), объединяющая Барановское, Улыкское и Павловское под-нятия, на Южно-Павловском поднятии, в районах скв. 272, 2345, 531, 554, на Гри-горьевском поднятии (район скв. 1053) и в районе скв. 168.

Размеры залежей составляют 0.5 – 7.0 х 0.4 – 4.5 км, этаж нефтеносности от 0.8 до 40.9 м. Тип залежей - пластовая с литологическими экранами. ВНК принят на абсолютной отметке от минус 1248 м до минус 1281 м.

Пласт Бб2

Пласт Бб₂ залегает в подошве бобриковского горизонта и отделяется от вышележащего пласта Бб₁ аргиллитами толщиной 1 - 3 м.

Пласт Бб₂ в 30 % скважин замещен плотными породами. Наибольших значений эффективная толщина достигает на Южно-Павловском (в скв. 1032 – 12.2 м), Григорьевском (в скв. 2374 – 11.0 м), Павловском (в скв. 105 – 9.2 м, в скв. 35 и 334 – 6.8 м). Пласт состоит из 1 - 2, реже из 3 - 4 прослоев. Толщина пласта с учетом аналогов 0.8 – 13.2 м. Коэффициент песчанистости 0.46 – 0.65, коэффициент расчлененности 1.13-1.86.

Пласт Бб₂ нефтеносен на всей территории месторождения, кроме Березовского и Григорьевского поднятий.

Размеры залежей составляют 0.4 – 3.1 х 0.2 – 1.8 км, этаж нефтеносности от 1.3 до 28.7 м. Тип залежей - пластовая с литологическими экранами. ВНК принят на абсолютной отметке от минус 1196 м до минус 1227 м.

Пласт Бб1

Пласт Бб₁ состоит из 1 - 2, редко из трех пропластков. Толщина пласта с учетом аналогов (1.2 – 11.0 м). Пласт замещен плотными породами в 60 % скважин, наиболее развит он на территории Деткинского и Григорьевского поднятий, а также в южной части Южно-Павловского поднятия. Коэффициент песчанистости пласта 0.17 – 0.74, коэффициент расчлененности 1.0 – 1.67.

Залежи нефти выделены на всех поднятиях кроме Березовского.

Размеры залежей составляют 0.2 – 2.8 х 0.2 – 0.9 км, этаж нефтеносности от 0.7 до 18.1 м. Тип залежей - пластовая сводовая с литологическими экранами. ВНК принят на абсолютной отметке от минус 1188 м до минус 1227 м.