Характеристика текущего состояния разработки месторождения

На Осинском месторождении в разработке находится центральная часть башкирско-серпуховских отложений. Девонская залежь нефти (пл. Кн-_II) не разрабатывается.

На 01.01.2017 г. добыча нефти по башкирско-серпуховским отложениям с начала разработки составила 36,244 млн. т или 57,8 % от начальных извлекаемых запасов башкирско-серпуховской толщи.

Промышленная закачка воды на Осинском месторождении началась в 1967 году. С начала разработки по данным геологической отчетности в продуктивную толщу закачано 127,2 млн. м³ воды, компенсация отбора закачкой составляет 146,9 %, пластовое давление в зоне отбора на 01.01.2011 г. составляло 11,8 МПа, что соответствует начальному пластовому давления на момент начала разработки месторождения. По данным адаптации истории разработки на ГТМ объем закачки воды в продуктивную толщу составляет 87,0 млн. м³, компенсация отбора закачкой – всего 104 %.

По состоянию на 1.01.2017 г. накопленная добыча нефти по месторождению составила 36244 тыс. тонн, жидкости – 87770тыс. м³.

По пяти основным пластам добыто 36244 тыс. тонны нефти. Степень выработки запасов по отдельным пластам:

- Бш0 ……………………………… ………………… 50,4 %;

- Бш1 …………………………………. ……………....50 %;

- Бш2 ………………………………….. ……………...74,3 %;

- Бш3……………………………………………………58,9%;

- Срп…………………………………………………….57%

Динамика изменения показателей разработки месторождения характеризуется стабильностью, опережающая выработка наблюдается по центральному пласту – пласту Бш₂, имеющему лучшие фильтрационные свойства.

Максимальный уровень добычи в 1999 тыс. тонн был достигнут в 1973 г. при темпе отбора утвержденных НИЗ категории С1 в 16 %. После чего уровень добычи снизился до 266 тыс. тонн в 2014 году.

В 2016 г. добыто 207 тыс. тонн нефти.

Геолого-промысловые исследования на скважинах показывают, что в разработке участвуют все продуктивные пласты. Доля участия того или иного пласта в совместной работе единым фильтром варьирует от 0 до 100 %. Пласты Бш₁ и Бш₂ работают практически во всех исследованных скважинах при любой комбинации вскрытия пластов единым фильтром. Косвенно данные о совместной выработке запасов из башкирских и серпуховского пластов подтверждается и результатами анализа физико-химических свойств поверхностной нефти.

В результате адаптации процесса разработки на ГТМ получена динамика отборов по каждому пласту в каждой скважине. Расчеты показывают, что более половины (54,7 %) всей добытой нефти по месторождению приходится на пласт Бш₂. По остальным пластам выработка извлекаемых запасов составляет от 58,9 % (пл. Бш₃) до 50,3 % (пл. Бш₁).

Наибольший текущий коэффициент нефтеизвлечения (0,223) достигнут по наиболее продуктивному пласту Бш₂. Самый низкий по пл. Бш₁ – 0,150. В целом по башкирско-серпуховской залежи в пределах разрабатываемой, центральной, части месторождения текущий коэффициент нефтеизвлечения на 01.01.2010 г. составил 0,191.

Сложившаяся в настоящее время на месторождении система разработки объединяет все пласты башкирско-серпуховской толщи в единый эксплуатационный объект. На дату анализа 01.01.2017 г. в большинстве добывающих (77,8 %) и нагнетательных (73,7 %) скважин вскрыты башкирские отложения; полностью продуктивный разрез (совместно башкирские и серпуховские отложения) вскрыт в 22,1 % добывающих и 26,3 % нагнетательных скважин. На пласт Срп пробурено 334 скважины, из них ни в одной добывающей скважине самостоятельно серпуховские отложения не перфорированы, вскрыты самостоятельно только в 4,3 % нагнетательных скважин.

Однако, оценивая с современных позиций сложную гидродинамическую (наличие за счет дефектного фонда в верхних пластах надпродуктивной толщи трех обширных техногенных водонасыщенных зон с аномально высоким пластовым давлением (зон АВПД), что затрудняет процесс проводки и цементажа скважин)) и экологическую (радиационную) обстановки в пределах территории нефтепромысла [2], а также, учитывая степень выработки запасов по отдельным пластам (Бш₀ – 50,4 %, Бш₁ – 50,0 %, Бш₂ – 74,3 %, Бш₃ – 58,9 %, Срп – 57,0 %), разработку всей продуктивной толщи разрабатываемой, центральной, части Осинского месторождения предлагается и в дальнейшем вести единым эксплуатационным объектом.

В таблице 2.1 приведены данные по разработке Осинского месторождения.

Таблица 2.1 - Сводная таблица осреднённых данных по Осинскому месторождению