Пласт Тл2-б

Пласт Тл_2-б отделяется от вышележащего пласта аргиллитами толщиной 2-5 м. В 20 скважинах аргиллитовая перемычка отсутствует и пласты Тл_2-а и Тл_2-б сливаются.

Пласт Тл_2-б состоит из 1 - 4 проницаемых прослоев. Толщина пласта с учетом аналогов 1.0 – 14.6 м. Замещение пласта плотными породами происходит, в основном, на территории Березовского и Деткинского поднятий, на остальной территории он плотный в 7 % скважин. Наибольших значений эффективная тол-щина достигает на Павловском (в скв. 64 – 14.6м, в скв. 164 –11.4 м) и Южно-Павловском (в скв. 148 – 10.8 м) поднятиях. На Барановском поднятии, в северной и северо-западной частях Павловского и на Григорьевском поднятиях толщина пласта в среднем около 2 м. Коэффициент песчанистости пласта 0.53 – 0.78, коэффициент расчлененности 1.25 – 1.80.

Залежи нефти выделяются на Деткинском (район скв. 258), Барановском (рай-оны скв. 223 и 817), Улыкском вместе с Павловским, Григорьевском (районы скв. 2376, 1053, 2200) и Южно-Павловском (районы скв. 145, 219 и 531) поднятиях.

Размеры залежей составляют 0.8 – 11.0 х 0.6 – 5.0 км, этаж нефтеносности от 3.1 до 33.8 м. Тип залежей - пластовая сводовая с литологическими экранами. ВНК принят на абсолютной отметке от минус 1190 м до минус 1213 м .

Пласт Тл2-а

Пласт Тл_2-а четко выделяется по геофизическому материалу во всех скважи-нах, покрышкой его служат аргиллиты толщиной 1 – 3 м.

Пласт состоит из 1 – 5 проницаемых прослоев. Толщина пласта с учетом ана-логов 0.8 – 16.2 м. В 20 % скважин пласт замещен плотными породами. Зоны ли-тологического замещения расположены, в основном, в северо-восточной, север-ной и южной частях месторождения. Лучше пласт развит на Улыкском и Павлов-ском поднятиях, достигая максимальных значений в скв. 891 – 15.4 м. Локальное увеличение толщины отмечено и в южней части Южно-Павловского поднятия – до 9.4 м в скв. 315, 316. В районах Барановского и Григорьевского поднятий эф-фективные толщины составляют 0.4 – 4.0 м . Коэффициент песчанистости пласта Тл_2-а 0.57 – 0.98, расчлененности – 1.13 – 1.87.

В 20 скважинах (5, 24, 45, 63, 64, 73, 78, 84, 100, 140, 144, 152, 316, 714, 888, 891, 905, 1047, 2101, 2102) происходит слияние пластов Тл_2-а и Тл_2-б. Зоны слия-ния находятся на Павловском и Южно-Павловском поднятиях.

К пласту Тл_2-а приурочена залежь нефти, объединяющая Барановское, Улык-ское, Павловское и Южно-Павловское поднятия и залежи, расположенные на Бе-резовском, Барановском (район скв. 223), Григорьевском (районы скв. 2376, 1053,

2200) и Южно-Павловском (районы скв. 219 и 272) поднятиях.

Размеры залежей составляют 0.1 – 11.4 х 0.1 – 11.5 км, этаж нефтеносности от 5.0 до 41.9 м. Тип залежей - пластовая сводовая с литологическими экранами. ВНК принят на абсолютной отметке от минус 1180 м до минус 1194 м.

Пласты Бш1 и Бш2

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.

На графическом приложении № 2 представлен «Геологический профиль по башкирским отложениям Павловского месторождения (Улыкское поднятие) по скважинам (331,128,126,120,121,122,123,124,186)»

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 месторож-

дения, 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.

Размеры залежей составляют 0.4–17.0х0.2–15.0 км, этаж нефтеносности от 0.2 до 38.3 м. Тип залежей - пластовая сводовая с литологическими экранами. ВНК принят на абсолютной отметке от минус 810 м до минус 825 м.

Размеры газовой шапки в пределах принятого ГНК минус 807 м составляют 1.9 х 1.0 км, этаж газоносности 10.7 м. Тип залежи пластовая сводовая.