Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1960
Источник информации: ПП_2023г.
Метод открытия:
Площадь: 250.41 км²
Осинское месторождение
Осинское месторождение было открыто в 1960 г. в результате поисково-разведочного бурения. В 1963 г. залежь нефти в башкирско-окско-серпуховских отложениях введена в опытно-промышленную эксплуатацию, в 1964 г. - в промышленную разработку.
В 1964 г. на Елпачихинской площади была установлена промышленная нефтеносность девонских терригенных отложений.
Ближайшим и разрабатываемыми месторождениями, являются Рассветное, Маячное, Баклановское и Ножовское.
Промышленная нефтеносность установлена в карбонатных окско-башкирских и эйфельско-тиманских (кыновских) отложениях.
Рис.1. Схематический разрез отложений по линии скважин 432-412-911-368-347-309-857-850-517 Осинского месторождения
Рис.2. Структурная карта по кровле нефтяного пласта Бш0 Осинского месторождения
Краткая геологическая характеристика
В тектоническом отношении месторождение расположено на Пермском своде в пределах Осинского вала. Осинский вал является структурой тектонического заложения субмеридионального простирания, секущей бортовую и осевую зоны Камско-Кинельской системы впадин. Осинское поднятие приурочено к наиболее приподнятой центральной части Осинского вала.
По кровле башкирского яруса Осинская структура представляет собой образование неправильной формы - пересечение двух брахиантиклинальных с кладок: продольной и поперечной относительно простирания бортовой зоны ККСВ. Елпачихинское поднятие является структурным выступом, осложняющим Осинское месторождение.
Литолого-стратиграфический разрез отложений изучен от четвертичной системы до вендского комплекса по результатам бурения структурных, поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин.
Максимальная вскрытая глубина отложений - 2276 м.
Геолого-промысловая характеристика залежей
На Осинском месторождении промышленно-нефтеносными являются окско-башкирский (пласты Бш0, Бш1, Бш2, Бш3, Срп) и эйфельско-кыновский (пласт Кн-11 на Елпачихинском поднятии) нефтегазоносные комплексы.
Пласт Кн-П выделен на Елпачихинском поднятии в подошве кыновского горизонта, покрышкой являются плотные глинистоалевритовые породы толщиной от 2,4 до 10,4 м.
Залежь Кн-П пластовая, сводовая, размеры составляют 10,4 х 3,8 км, высота 15, 7 м, по фазовому состоянию - нефтяная.
Пласт прослеживается во всех скважинах, вскрыт 10 скважинами. Общая толщина пласта изменяется от 1,8 до 9,6 м, в среднем 6,5 м. Доля коллектора в пласте составляет 65 %, коэффициент расчлененности - 1,3.
Пласт Срп сложен известняками и доломитами, залегает в кровле серпуховского яруса. Покрышкой залежи служит небольшая толща глинистых известняков. Пласт вскрыт 594 скважинами. Промышленная нефтеносность установлена на Осинском поднятии.
Залежь пластовая, водоплавающая, размеры 6,0 х 8,5 км, высота 57 м. Общая нефтенасыщенная толщина серпуховского пласта составляет от 0,6 до 59,9 м, эффективная колеблется от 0,6 до 29,6 м. В пределах нефтенасыщенной части пласта выделяется от 1 до 34 проницаемых прослоев толщиной 0,4 ... 7,0 м. Зона повышенных нефтенасыщенных толщин приурочена к центральной части. Доля коллектора в пласте составляет 34%, коэффициент расчлененности- 8,3.
К проницаемым разностям органогенно-детритовых известняков башкирского яруса приурочены промышленные залежи нефти.
Пласт Бш3 приурочен к подошве башкирского яруса, имеет повсеместное распространение.
Залежь пластовая, сводовая, размеры в пределах контура нефтеносности 7,6 х 10,0 км, высота 71 м. Нефтеносным пласт Бш3 является только на Осинском поднятии.
Общая толщина пласта составляет в среднем 12 м, эффективная - 3,3 м при диапазоне изменения от 0,4 до 9,0 м, в разрезе пласта выделяется до 15 проницаемых прослоев толщиной 0,4 ... 5,6 м. Зон повышенных толщин по площади не отмечено, в основном распространение равномерное в пределах 3 ... 5 м. Доля коллектора в пласт составляет 31%, коэффициент расчлененности-3,5.
Пласт Бш2 - основной по величине запасов нефти (45%). Отделяется от пласта Бш1 плотной перемычкой 0,8 ... 4,0 м глинистых известняков.
Пласт распространен практически повсеместно, замещен плотными породами в скв. 28 и 325, вскрыт 836 скважинами.
Залежь объединяет Осинское и Елпачихинское поднятия, размеры 3,8 ... 14,5х23 км, высота 98 м. Тип залежи - пластовая, сводовая, по фазовому состоянию - нефтяная.
Общая толщина пласта составляет в среднем 24,8 м, при интервале изменения от 16,6 до 35,6 м, эффективная изменяется от 0,6 до 17 6 м в разрезе пласта выделяется до 24 проницаемых прослоев, толщиной 0,4 ... 5,2 м. Распространение эффективной толщины по площади месторождения равномерное, зон повышенных толщин не отмечено. Доля коллектора в пласте составляет 35 %, коэффициент расчлененности - 8,5.
Пласт Бш1, покрышкой которого являются глинистые известняки, более выдержан по площади и по разрезу, вскрыт 743 скважинами.
Залежь пластовая, сводовая, нефтяная. Залежь единая для обоих поднятий. Размеры 4,5 ... 15,0 х 33,7 км, высота 104 м.
Общая толщина пласта составляет в среднем 7,2 м, при диапазоне изменения от 4,5 до 11,6 м. В разрезе пласта выделено до 7 проницаемых прослоев толщиной от 0,4 до 2,8 м. Эффективная толщина изменяется от 0,4 до 5,2 м. Доля коллектора составляет 36 %, коэффициент расчлененности - 2,8.
Нефтенасыщенная толщина пласта до 3 м, распространена равномерно по площади месторождения, несколько увеличиваясь до 4 ... 5 м вдоль южного борта структуры.
Пласт Бш0 залегает на 1,5 ... 5,0 м ниже стратиграфической кровли яруса, непосредственно под уплотненными породами.
По типу - залежь пластовая сводовая, литологически экранированная, по фазовому состоянию - нефтяная. Размеры залежи составляют 3,8 ... 14,5 х 33,3 км, высота 116 м.
Общая толщина пласта составляет в среднем 8,8 м. В 38 % скважин пласт замещен плотными породами. Пласт вскрыт 743 скважинами. Пласт состоит из 1-9 проницаемых прослоев толщиной 0,4 ... 3,0 м. Эффективная толщина изменяется от 0,4 до 6,6 м. Доля коллектора составляет 19 %, коэффициент расчлененности - 2, 1.
Нефтенасыщенная толщина в основном до 2 м распространена равномерно по всей структуре, незначительно увеличена в северном и южном направлениях. Зоны повышенных толщин имеют локальное распространение.
Физико-химические характеристики пластовых флюидов получены по результатам исследования проб пластовой и сепарированной нефти.
Нефть девонских отложений характеризуется небольшим газосодержанием (29,5 м3/т при однократном разгазировании, 25,1 м3/т при дифференциальном), но довольно высоким давлением насыщения (10,6 МПа). Такое соотношение этих величин обусловлено составом растворенного в нефти газа, а, именно, обогащенность газа азотом (27,71 ... 31,67 %), который имеет минимальную растворимость в нефти и первым покидает ее при снижении давления.
Насыщенная газом нефть средняя по плотности (0,862 г/см3), вязкость (13,10 мПа·с), после дегазирования тяжелая (0,912 ... 0,915 г/см3), высоковязкая (88,91 ... 107,90 мм2/с), объем ее уменьшается в 1,1 раза.
В поверхностных условиях свойства нефти аналогичны разгазированной пластовой нефти. В составе обнаружено большое количество асфальтенов (более 8 %) и около 3 % серы. Нефтяной газ высокоазотный, по количеству метана и гомологов он классифицируется как малометановый, жирный. Содержание сероводорода в газе не определяли. Однако в попутном газе был обнаружен сероводород, количество которого необходимо уточнить.
Насыщенная газом нефть башкирских залежей средняя по плотности (0,870 г/см3), вязкость (11,64 мПа·с), нефть характеризуется небольшим газосодержанием (24,5 м3/т - при однократном разгазировании, 20,8 м3/т - при дифференциальном), после дегазации (средняя по плотности) вязкая (14,47 ... 34,42 мм2/с), смолистая (16,20%), парафинистая (3,96%), высокосернистая (2,72 %).
Насыщенная газом нефть серпуховских отложений средняя по плотности (0,893 г/см3), вязкость (35,31 мПа·с). Нефть характеризуется небольшим газосодержанием (15,0 м3/т - при однократном дегазировании, 12,6 м3/т- при дифференциальном). После дегазации тяжелая, вязкая (56,42 мм2/с), смолистая (21,88 %), парафинистая (2,53 %), высокосернистая (3,46 %).
Геолого-физические характеристики продуктивных пластов приведены в табл. 1.
Таблица 1.
История проектирования систем разработки
Месторождение открыто в 1960 г. по результатам поисковоразведочных работ.
Первый проектный документ разработки Осинского месторождения для центральной, наиболее разведанной части месторождения, составлен в 1964 г. В документе залежи нефти башкирско-намюрско-серпуховских отложений рассматривались как единый эксплуатационный объект этажом нефтеносности 100 м. Разработка объекта предусматривалась с применением внутриконтурной закачки воды в поперечные ряды нагнетательных скважин, разрезающих месторождение на полосы шириной 2400 м. В полосах между разрезающими рядами предусматривалось трехрядное размещение добывающих скважин по сетке 600х600 м с организацией дополнительной закачки воды в скважины стягивающих рядов через одну. Расстояние между нагнетательными скважинами в разрезающих рядах было принято 300 м (в зоне эффективной нефтенасыщенной толщины более 25 м) и 600 м (в зоне эффективной нефтенасыщенной толщины менее 25 м).
В последующих проектных документах в 1972, 1978, 1979-1981, 1989 и 1991 rr. технология разработки этого объекта неоднократно совершенствовалась за счет усиления системы поддержания пластового давления организацией очагового заводнения, уплотнения сетки скважин на участках с повышенной толщиной, расширения площади разбуривания краевых частей, уточнялись основные показатели.
Существенным фактором, влияющим на разработку месторождения, явилось проведение двух ядерных взрывов (проект ''Грифон").
Взрывы проведены в 1969 г. в центральной части месторождения в соответствии с постановлениями ЦК КПСС и Совета Министров СССР № 2706-рс от 20.09.1967 г. и № 630-228 от 14.08.1968 г.
Целевое назначение этих работ состояло в изучении возможности увеличения конечного коэффициента извлечения нефти и интенсификации добычи методом ядерно-взрывной технологии. До 1990 г. вся информация о ядерных взрывах на месторождении была закрытой, вследствие чего, не была учтена ни в одном предыдущем проектном документе.
С целью предотвращения возможности выхода радионуклеидов в продуктивную часть месторождения и далее на поверхность в 1999 г. выполнен проект специального горного отвода на Осинском нефтяном месторождении. Основным положением этого проекта является исключение из разработки запасов залежей нефти в районе глубинного могильника жидких радиоактивных отходов. Реализация данного проекта позволит предотвратить возможную миграцию из зон взрыва радиоактивных веществ.
Изменение представления о геологическом строении и величине запасов в башкирско-серпуховской толще в связи с их очередным пересчетом, явилось обоснованием корректировки проектной технологической документации в пределах разрабатываемой части месторождения.
Кроме того, на Осинском месторождении имеются значительные площади продуктивных пластов, запасы которых не вовлечены в разработку ввиду их нахождения в сфере жестких экологических ограничений на проведение хозяйственной деятельности. Начальные извлекаемые запасы нефти по этим зонам составляют 23,5 % от начальных извлекаемых запасов.
Для учета новых данных о месторождении в 2004 г. Составлен "Проект разработки Осинского месторождения". На месторождении выделено четыре эксплуатационных объекта: в карбонатных башкирско- серпуховских отложениях в северной и разрабатываемой центральной частях и на Елпачихинском поднятии; в терригенных кыновских отложениях на Елпачихинском поднятии. Общий фонд - 909 скважин. На всех объектах предусмотрен водонапорный режим разработки. Для неразбуренных объектов с карбонатным коллектором предусмотрена трехрядная сетка скважин, с терригенным - пятиточечная.
Расстояние между скважинами составляет 400 м. Добывающие скважины предложены с горизонтальными забоями.
Источник: Лядова Н.А., Яковлев Ю.А., Распопов А.В. Геология и разработка нефтяных месторождений Пермского края. - М: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2010, 335 с.
Следующее Месторождение: Подгорненское