ЗАКЛЮЧЕНИЕ. В работе проведен подробный анализ разработки Павловского месторождения, проведена оценка выполнения проектных решений и сделаны следующие выводы.

В работе проведен подробный анализ разработки Павловского месторождения, проведена оценка выполнения проектных решений и сделаны следующие выводы.

Разработка месторождения осуществляется по II варианту, принятому в уточненной технологической схеме разработки 1978 года, и предусматривающему ввод в промышленную разработку трех самостоятельных объектов разработки: пласта Т, пластов Тл + Бб, пласта Бш. Для залежей пластов Т и Бш утверждена семиточечная обращенная система с площадным заводнением с расстоянием между скважинами 500 м. Бурение скважин на пласт Бш: 230 добывающих, 82 нагнетательных, 50 резервных; на пласт Т: 173 добывающих, 71 нагнетательная, 50 резервных, 6 оценочных, уточнен коэффициент нефтеизвлечения для пласта Бш.

По залежи пластов Тл+Бб утверждались мероприятия по регулированию выработки запасов нефти с прекращением закачки на отдельных участках и с бурением дополнительно 41 добывающей, 8 нагнетательных и 7 оценочных скважин.

Проектная система разработки реализована только на яснополянском объекте, на турнейском и башкирском объектах объемы бурения были ниже, чем планировалось, и проектная система не осуществлена.

Анализ показал, что существующая система разработки неэффективна даже на яснополянском объекте и требует доработки и проведения дополнительных мероприятий.

В 1987 г. институтом ПермНИПИнефть совместно с геологической службой управления Пермнефтегаз составлен “Проект опытно-промыш-ленной эксплуатации верейской газовой залежи Павловского месторождения”. Решено ввести газовую залежь пласта В₃В₄ в опытно-промышленную эксплуатацию, пробурив 24 добывающих и 5 резервных скважин. Срок опытно-промышленной эксплуатации – 5 лет с момента ввода в разработку. Бурение скважин планировалось осуществить в течение 1988 – 1991 гг.

С 1988 г. разрабатывается Павловское поднятие, в 1993 г. введена в разработку газовая шапка Григорьевской площади. Общий фонд действующих газовых скважин – 24.

Подсчёт запасов нефти проведен на основе трёхмерной геологической модели объёмным методом и приводится их сравнение с запасами, используемыми в технологической схеме разработки 1978 года, утвержденными в ГКЗ и предлагаемыми для технологических расчетов.

В работе предлагаются мероприятия, позволяющие обеспечить более полную выработку запасов всех залежей нефти.

По залежи нефти пластов Т рекомендуются следующие мероприятия: добуривание проектного фонда, бурение БС из простаивающих скважин с яснополянского объекта, ввод скважин из консервации, мероприятия по интенсификации притока – проведение кислотных обработок, проведение локального гидроразрыва пласта, виброволновое воздействие, изоляционные работы.

По залежи нефти пластов Мл+Бб+Тл рекомендуются следующие мероприятия: добуривание проектного фонда, ввод скважин из консервации, перевод скважин с пласта Т, мероприятия по интенсификации притока – проведение кислотных обработок, дострел продуктивных пропластков.

По залежи нефти пластов Бш рекомендуются следующие мероприятия: возврат скважин с нижележащего яснополянского объекта, ввод скважин из консервации, мероприятия по интенсификации притока – проведение кислотных обработок, дострел продуктивных пропластков, виброволновое воздействие.

По залежи нефти пластов В₃В₄ рекомендуются следующие мероприятия: ввод скважин из консервации, добуривание проектного фонда, перевод скважин пласта Бш.

Проведен расчет технологических показателей разработки с 2004 по 2100 год, проведена оценка экономической эффективности разработки Павловского месторождения, которая показала, что поступления в бюджет государства по I суммарному варианту оцениваются в 28256, 4 млн.рублей, по II суммарному варианту – 41014, 0 млн.рублей, по III суммарному варианту – 51310, 75 млн.рублей при реализации нефти на внешнем рынке по цене 204, 4 долларов за тонну и на внутреннем рынке – 3758, 9 рубля за тонну.