3.1.2 Тектоника

В тектоническом отношении Осинское поднятие расположено в центральной части Осинского вала. По кровле карбонатных отложений башкирского яруса поднятие представляет собой неправильной формы ассиметричную брахиантиклинальную складку северо- западного простирания.

Размер поднятия в пределах замкнутой изогипсы минус 970м – 17х9,5 км, амплитуда - 85 м. Углы падения крыльев: восточного 254 - 154, западного до 010 - 100.

Размеру башкиро-серпуховской залежи 36,5х12 – 15км, ширина вдонефтяной зоны – 0,70-3,68км, этаж нефтеносности 117м.

В разрезе отложений выделены 5 продуктивных плстов Бш0, Бш1, бш2, бш3 – в башкирском ярусе и Срп – визейском ярусе.

Залежь пласта Бш0 – литологически-экранированная, пластов Бш1, Бш2, Бш3 – пластово-сводовые, пласта Срп – массивная.

3.1.3 Нефтеносность

Из семи нефтегазоносных комплексов, выделяемых в разрезе осадочного чехла Пермского Прикамья, на Осинском месторождении промышленно-нефтеносными являются окско-башкирский (пласты Бш0, Бш1, Бш2, Бш3, Срп) и эйфельско-кыновский (пласт Кн на Елпачихинском поднятии).

Окско-башкирский карбонатный нефтегазоносный комплекс

Башкирская продуктивная толща поделена по данным ГИС на 4 проницаемые пачки, разделенных плотными карбонатами. Каждая из выделенных пачек представляет собой самостоятельный объект подсчета – пласт (Бш0,Бш1,Бш2,Бш3).

В скважинах, пробуренных после подсчета 1972 года, перфорация проведена в основном на 2-5 метра выше ВНК. Проведенный анализ показал, что обводнение скважины происходит за счет подтягивания закачиваемой воды (плотностью 1,1-1,04г/см3) при недостаточно качественном цементаже обсадных колонн. Большинство пробуренных скважин, расположено в непосредственной близости от нагнетательных рядов, т.е. попадают в хорошо промытые зоны пласта, чем и объясняется, в основном, быстрое обводнение добываемой продукции.

Поэтому, несмотря на получение воды на отметках выше ВНК, предлагается водонефтяной контакт оставить прежним, единым для всех пластов. Результаты опробования скв. 890 и 2110 подтверждают принятый ВНК.

Пласт Бшо

Проницаемый пласт Бщо залегает на 1,5-5 м ниже стратиграфической кровли яруса, непосредственно под уплотненными породами.

Общая толщина пласта составляет, в среднем 8,8 м. В 38% скважин пласт замещен плотными породами.

Пласт состоит из 1-9 проницаемых прослоев толщиной 0,4-3,0 м. Эффективная толщина изменяется от 0,4 до 6,6 м.

Из вновь пробуренных скважин (617,1003,2202,2205,2245,2312) нефтенасыщенный керн поднят в объеме 5,9 м.

Залежь объединяет оба поднятия: Осинское и Елпачихинское. Размеры ее 3,8-14,5х33,3 км, высота 116 м.

Залежь пластовая сводовая, литологически экранированная.

Пласт Бш1

Стратиграфическая граница пласта проведена на 1,8-2 м ниже подошвы пласта Бшо. Покрышкой являются глинитые известняки.

Пласт Бш1 более выдержан по площади (замещен лишь в 12 скважинах) и по разрезу.

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.

Нефтенасыщенный керн отобран из скважин 234бис, 1003,1004,2002, 2205, 2206, 2245, 2312, 2532 в объеме 15,4 м.

Залежь единая для обоих поднятий. Размеры ее 4,5-15,0х33,7 км, высота 104 м. Залежь пластовая сводовая.

Пласт эксплуатируется совместно с пл. Бш2 с 1963 г. Накопленная добыча нефти составила 32000 тыс. т.

Пласт Бш2

Основной башкирский пласт Бш2 отделяется от пласта Бш1 небольшой толщей 0,8-4 м глинистых известняков.

Пласт распространен повсеместно, лишь в скв. 28 и 325 замещен плотными породами.

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 23 проницаемых прослоев толщиной 0,4-5,2 м.

Из скважин, пробуренных после 1972 года (234бис, 293, 871, 1003, 1004, 2202, 2205, 2206, 2213, 2245, 2312 и 2532) отобран нефтенасыщенный керн в объеме 33,1 м.

Залежь объединяет оба поднятия, размеры ее 3,8-14,5х23 км, высота 98 м.

В пласте Бш2 осредоточены основные запасы нефти (45%).

Пласт Бш3

Проницаемый пласт, приуроченный к подошве башкирского яруса, имеет повсеместное распространение (замещен в 27 скважина).

Общая толщина пласта составляет, в среднем 12 м, эффективная изменяется от 0,4 до 9,8 м , в разрезе пласта выделяется до 15 проницаемых прослоев толщиной 0,4-5,6 км.

Нефтенасыщенный керн поднят в объеме 8,4 м из вновь пробуренных скважин (234бис, 871, 1003, 1004).

Нижний башкирский пласт опробован, в основном, совместно с другими пластми, за исключением скв. 2344 и 2450.

Залежь пластовая сводовая, размеры ее в границах принятого ВНК 7,6х10 км, высота 71 м.

Серпуховский ярус

Пласт Срп

Проницаемый пласт Срп представленный известняками и доломитами залегает в кровле серпуховского яруса. Покрышкой еого служит небольшая толща глинистых известняков.

Серпуховские отложения испытывались совместно с башкирскими. Ранее водонефтяной контакт был принят на абс. Отметке минус 1002 м единым для башкирского и намюрско-серпуховского пластов. В настоящем отчете предлагается ВНК оставить прежним, единым для всех пластов.

Общая нефтенасыщенная толщина серпуховского пласта составляет, в среднем, 26,3 м, при диапазоне изменения от 0,6 ло 59,9 м, эффективная 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.

Из скважины 234бис, 871, 1003, 1004 отобран нефтенасыщенный керн в объеме 6,4 м. Залежь пластовая, водоплавающая, размеры ее 6х8,5 км, высота 57 м.