- •1.Введение
- •1.1 Цель и задачи практики
- •2. Геологическая часть
- •2.1 Общие сведения по месторождению
- •2.2 Краткая характеристика района работ
- •2.3 Краткая история разведки Осинского месторождения
- •3. Геолого-физическая характеристика месторождения
- •3.1 Характеристика геологического строения
- •3.1.1.Стратиграфия и литология
- •3.1.2 Тектоника
- •3.1.3 Нефтеносность
- •3.2 Характеристика залежи башкиро-серпуховского яруса Осинского месторождения
- •3.2.1 Коллекторские свойства продуктивных пластов
- •3.2.3. Свойства и состав нефти, газа, воды
- •Физико-химические свойства пластовой воды
- •Свойства и химический состав пластовой воды
- •4.Текущее состояние разработки залежей месторождений цднг-5
- •4.1.1Состояние фонда скважин.
2.3 Краткая история разведки Осинского месторождения
Осинское месторождение открыто в 1960 году.
Промышленная нефтеносность установлена в карбонатных башкиро-серпуховских отложениях (пласты Бш0,Бш1,Бш2,Бш3,Срп).
Месторождения находится в промышленной эксплуатации с 1963 года.
В разработку вовлечены в основном запасы нефти двух верхних пластов Бш1,Бш2, практически отсутствует выработка в нижележащих пластах Срп и Бш3 при совместном вскрытии в одной скважине.
Первая технологическая схема разработки месторождения была составлена в 1964 году, залежь рассматривалась как единый эксплуатационный объект с этажом нефтеностности 100 метров. Однако, проектной добычи достигнуть не удалось и в 1972 году был составлен новый проект разработки месторождения, в котором предусматривалось ряд изменений по разработке месторождения в частности по серпуховской и башкиррской залежи.
В 1978 году была составлена «Уточненая технологическая схема разработки месторождения», которая не предусматривала существенного изменения сложившейся системы разработки.
В 1979 году составлен новый проект разработки, в нем были выделены следующие положения:
выделение в разрезе башкирского яруса двух самостоятельных объектов разработки пластов Бш1+2 и Бш3;
применение боковой трехрядной системой разработки в центральной части залежи пластов Бш1+2 с переходом на переферийных участках на площадное заводнение с размещением проектных скважин;
вовлечение в активную разработку запасов нефти периферийных зон путем бурения на пласт Бш1+2 280 скважин основного фонда (200 добывающих и 80 нагнетательных), при общем проектном фонде 923 скважины;
В соответствии с проектом 1979 года бурение скважин начато во второй половине 1986 года.
На данное время месторождение находится в третьей стадии разработки, отобрано 35 млн.т нефти ( 58 % извлекаемых запасов). Небольшое колличество скважин из-за высокой обводненности работает с дебитом ниже предела экономической рентабельности. Действующий фонд нагнетательных скважин в 3 раза меньше проектного. Большое количество скважин ликвидировано или находится в ожидании ликвидации.
3. Геолого-физическая характеристика месторождения
3.1 Характеристика геологического строения
3.1.1.Стратиграфия и литология
При бурении структурных, поисковых и разведочных скважин на Осинском месторождении вскрыт и изучен разрез от четвертичной системы до вендского комплекса. Максимальная вскрытая глубина отложений 2276 метров (скважина №15).
Отложения бородулинской свиты вендского комплекса представлены алевролитами с прослоями аргилитов. Вскрытая толщина до 60 метров.
Девонская система представлена средним и верхними отделами.
Отложения терригенного девона в объеме эйфельского, живетского ярусов, пашийского и кыновкого горизонтов на Осинской и Елпачихинской площадях отнесен к впадинному типу разреза (толщина 61-101м).
Карбонатные отложения девонской системы (выше кыновского горизонта) и турнейского яруса каменоугольной системы на Осинской площади принадлежат к рифовому типу внешней гряды мелководного шельфа (толщина 408-727м).
Терригенные отложения визейского яруса в составе малиновского и яснополянского (бобриковский и нижняя часть тульского горизонта) надгоризонтов представлены песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Общая толщина 55-125м.
К проницаемым известнякам кровли серпуховского яруса приурочена промышленная залежь нефти (пласт Срп).
Верхняя часть тульского горизонта и серпуховского яруса представлены известняками и доломитами. Толщина 218-328м.
В среднекаменноугольном отделе выделяется башкирский (толщина 51-85м) и московский (толщина 270-304м) ярусы, представленные карбонатными породами с прослоями аргилитов в верейском горизонте. К проницаемым разностям органогеннодетритовых известняков башкирского яруса приурочены промышленные запасы нефти (пласты Бш0, Бш1, Бш2, Бш3).
Верхнекаменноугольные отложения представлены доломитами с включениями гипса и ангидрита. Толщина 136-197м.
Нижний отдел пермской системы представлен ассельско-сакмарским, артинским и кунгурским ярусами.
Ассельско-сакмарский ярус сложен известняками с прослоями зернистого доломита. Толщина 140-210м.
Артинский ярус представлен доломитами и известняками детритовыми с прослоями ангидрита. Толщина 36-85м.
Кунгурский ярус представлен доломитами ангидритизированными. Толщина 95-40м.
Верхнепермские отложения представлены уфимско-казанским ярусом, в составе которого выделяются соликамский и шешминский горизонты, и белебеевская серия.
Соликамский горизонт представлен чередованием известняков, доломитов, глин, песчаниками с прослоями известняков, мергелей. Толщина до 50м.
Шешминский горизонт и белебеевская серия сложены глинами, алевролитами и песчаниками с прослоями известняков, мергелей. Толщина до 270м.
Четвертичные отложения представлены суглинками, глинами, песчаниками и алевролитами. Толщина их до 20м.