4.1.1Состояние фонда скважин.

За многолетнюю историю разработки Осинского месторождения проектный фонд скважин пересматривался и утверждался 12 раз. Разбуривание проводилось на основании трех проектов (64, 72, 79 гг.), и девяти дополнительных документов к ним (65, 68, 70, 71, 79, 81, 91 гг.).

В соответствии с первым "Проектом разработки Осинского месторождения Пермской обл."(Гипровостокнефть, Куйбышев, 1964) и дополнени­ем к нему (Протокол № 45 ГГУ МНП от 13.07.65г.) общий фонд скважин на месторождении составил 497, в т.ч. основной фонд - 410 скважин, резервный - 87.

Последующими документами (Протоколы: ГГУ МНП от 18.11.68г.; Письма: №11-2-29/605 от 17.8.70г., №11-2-31/683 от 11.11.70г ГГУ МНП; МНП от 17.6.71г., бурения резерв.скв.от 7.10.71г.) утвердили бурение102резервных и оценочных скважин, вместо 87,общий утвержденный фонд составил 512скважин.

При рассмотрении "Проекта разработки …"(ПермНИПИнефть,1972г.) для бурения были утверж­дены еще 100скважин, в т.ч. 70на Бш и 30на Срп (протокол ГеолУпр.МНП, 1973г.). Общий проект­ный фонд составил 612скважин.

При рассмотрении "Проекта разработки …" (ПермНИПИнефть,1979г.) и дополнительной записки к нему, для вовлечения в активную разработку периферийной зоны было утверждено для бурения 280скважин основного фонда, в т.ч. 200добывающих и 80нагнетательных, а также предусмотрено бу­рение 84резервных и 50скважин -дублеров. Кроме того, с выделением в разрезе башкирского яруса двух самостоятельных объектов разра­ботки (пл. Бш1+2 и БшЗ), для подготовки исходных данных для проек­тирования на пласт БшЗ было утверждено бурение 26скважин. Общий фонд по месторождению составил 923скважины.

В 1989году "Авторским надзором за реализацией технологических схем" для обеспечения регулирования заводнения бы­ло предложено на периферийных частях залежи перейти с площадной системы заводнения, рекомендованной технологической схемой 1979 г., на блоковую трехрядную систему разработки, аналогичную реализуе­мой в центральной части залежи. Для чего в проекте обустройства бы­ло изменено назначение 95проектных скважин (33скважины были пе­реведены из категории добывающих в нагнетательные, 62 -из нагнета­тельных в добывающие).

В последнем документе ("Дополнительной записке... 1991 г.") был пересмотрен про­ектный фонд скважин. В районе санитарной зоны Воткинского водо­хранилища отказались от бурения 12добывающих скважин, а для обеспечения выработки запасов на этом участке наметили бурение 5 наклонных скважин: одной добывающей, трех нагнетательных и одно­го дублера. Было пересмотрено назначение трех проектных скважин, увеличено количество дублеров с 50до 152,за счет чего отказались от резервного фонда. Из числа пробуренных добывающих скважин 50 скважин планировались к переводу под закачку для усиления системы ППД за счет создания поперечного разрезания внутри блоков. Кроме того, в связи с ухудшением экологической обстановки на месторождении возникла необходимость в ликвидации технически непригодных 144добы­вающих и 81нагнетательной скважины в соответствии с рекоменда­циями выполненной в 1990г. работы "Анализ технического состояния добывающих и нагнетательных скважин Осинского месторождения и составления прогноза по их выбытию из эксплуатации". Всего "Дополнительной запиской... 1991г." для бурения было утверждено 200скважин основного фонда (154добывающих и 46наг­нетательных), в т.ч. 26скважин на пласт БшЗ и 152дублера (67добы­вающих и 85нагнетательных скважин) при общем проектном фонде653скважины. Ввод скважин из бурения был намечен до 2004года.

Разработка Тулвинского месторождения проводится по "Технологической схеме разработки Тулвинского м-я" (ПермНИПИнефть, 1987г.).

По состоянию на 01.01.2014 г. на Осинском месторождении в пределах горного отвода пробурено 723 скважин, на Тулвинском м-ии - 22 скважины (см. табл.№ 4.2). Эксплуатационный фонд Тулвинского м-ия на 01.01.2014г. составляет 10 скважин, в т.ч. действующих, работающих механизированным способом - 7 скважин. Средний дебит по залежи 2,2 т/сут нефти, 3,0 т/сут жидкости.

Таблица № 4.2

Наименование	Характеристика скважин	Осинское скв.	Тулвинское скв.
	Пробурено	446	16
Фонд	в том числе :
добывающих	Действующие	262	7
скважин	из них ЭЦН	14
	ШГН	248	7
	Бездействующие	-	-
	В освоении п-ле бурения	-	-
	Ликвидированные	116	4
	Ож.ликвидации	19	2
	В консервации	49	3
	Пробурено	219	4
Фонд	в том числе :
нгагнетательных	Действующие	107	-
скважин	Бездействующие	29	-
	В освоении п-ле бурения	1	-
	Ликвидированные	80	4
	Ож.ликвидации	2	-
	В консервации	-	-
	Всего	58	2
Специальные	в том числе :
скважины	Контрольные	44	2
	Поглощающие	3	-
	Разгрузочные напор.горизонт.	5	-
	Водозаборные	2	-
	Гидрогеологические	4	-
	ВСЕГО :	723	22

Эксплуатационный фонд на Осинском месторождении насчитывает 311 скв., в т.ч. действующий - 262; нагнетательный фонд - 137 скв., из них действующий - 107 скважин. Весь фонд добывающих скважин работает механизированным способом, в основном (95 %) установками ШГН (см. табл.№ 4.3).

Таблица № 4.3

Тип насоса		Кол-во скв.	Всего %
ЭЦН	130	1	0,4
	80	2	0,8
	50	2	0,8
	30	4	1,5
	20	1	0,4
НГН	56	10	3,8
	43	66	25,2
НГВ	38	2	0,8
	32	146	55,7
	28	16	6,1
РЭДа	50	2	0,8
	30	1	0,4
	20	1	0,4
VN	25	8	3,1
	Итого :	262	100

Средний дебит одной скважины по нефти составляет 2,9 т/сут (скважины, оборудованных ЭЦН-7,6 т/сут, ШГН-2,7 т/сут), по жидкости -7,6 т/сут (ЭЦН-35,4 т/сут, ШГН-6,1т/сут). Большинство скважин ( 63 %) работают с дебитом нефти менее 2,5 т/сут, с дебитами по жидкости ниже 10 т/сут работает 77 % действующего фонда скважин(см. табл.№ 4.4).

Таблица № 4.4

Интервал измен. дебитов т/сут (нефть, жидкость)	Кол-во скв.	Всего %	Кол-во скв.	Всего %
Меньше 2,5	165	63	64	24
2,5 - 5,0	67	26	84	32
5,1 - 10	22	8	53	20
Больше 10	8	3	61	23
Итого :	262	100	262	100

Для скважин Осинского и Тулвинского месторождения характерным является то, что большая часть их была пробурена до 1975 года и эксплуатируется сверх нормативного срока службы. Так, на Осинском м-ии 71,8 % фонда скважин находятся в эксплуатации более 15 лет, в т.ч. 31,5 % - более 25 лет, на Тулвинском м-ии 100 % действующего фонда находится в эксплуатации более 25 лет, что обуславливает наличие большого дефектного фонда скважин. На начало 2014 года на Осинском месторождении было ликвидировано 186 скважин (25,7 % пробуренного фонда), 21 скважина (2,9 %) ожидает ликвидации, на Тулвинском месторождении было ликвидировано 8 скважин (36,4 % ), 2 скважины (9,1 % пробуренного фонда) ожидают ликвидации. Большая часть скважин ликвиди­руется по техническим причинам: негерметичность колонн, заколонные перетоки пластовой жидкости (основная причина -некачественное цементирование ко­лонн и нарушение герметичности в результате "физического старения" скважины). До 1975 г. проектными документами не уделялось должного внимания изоляции пластовых минерализованных вод от пресных при строительстве скважин, не предусматривалось обязательное перекрытие цементом "башмака" кондуктора. В результате в 44 % фонда скважин подъем цемента за эксплуатационной колонной зафиксирован на глубине ниже 300 м, незацементированный "башмак" кондуктора отмечен почти в половине скважин. До устья зацементировано всего 15 % скважин. Длительная разработка при использование облегченных конструкций скважин, низкое качество крепи, использование в системе ППД агрессивных сточных вод привело к нарушению герметичности эксплуатационных колонн, появлению заколонных перетоков и грифонов. Кроме того, вертикальная миграция флюидов через нарушение крепи в эксплуатационных и нагнетательных скважинах привела к образованию в надпродуктивной толще зон с высокой аномальностыо пластовых давлений (АВПД). Эти зоны имеют высокую интенсивность водопроявлений, таких как: грифонопроявления, излив пластовых флюи­дов на поверхность через устья скважин. Что в процессе бурения затруд­няет процесс проходки и влияет на качество цементажа колонн.

Все это привело к прекращению с 1994 года разбуривания месторождения. В сравнении с последним проектом ("Дополнительная записка... 1991г."), на начало 2014г. не пробурено 150 проектных скважин основного фонда и 138скважин -дублеров (76 - добывающих и 62 нагнетательных). А это, в свою очередь, обусловило невыполнение проектных технологических показателей разработки (см. табл.№ 4.5).

Сравнение проектных и фактических показателей разработки Таблица № 4.5

Месторождение		Осинское	Осинское	Осинское	Тулв.	Тулв.	Тулв.
	ед.изм.	(проект)	(факт)	откл.	(проект)	(факт)	откл.
Ввод в эксплуатацию	год	1963	1963		1969	1969
Добыча жидкости за отчетный год	тыс.т	1615,9	692,5	-923,4	66	7	-59
Добыча нефти за отчетный год	тыс.т	431,2	266,1	-165,07	58,6	5,2	-53,4
Добыча нефти сначала разработки	тыс.т	34775,6	34246,4	-529,2	559,7	493,2	-66,5
Среднесуточный дебит 1 скв. по нефти	т	3	2,9	-0,1	4,42	2,2	-2,22
Среднесуточный дебит 1 скв. по жидкости	м3	12,2	7,6	-4,6	7,56	3	-4,56
Обводненность	%	75,2	61,6	-13,6	41,5	25,1	-16,4
Действующий фонд нагнетательн. скважин	шт.	183	107	-76	8	0	-8
Закачка воды за отчетный год	тыс.м3	2025,6	825,4	-1200,2	32,5	0	-32,5
Компенсация отбора закачкой, текущая	%	120	115,8	-4,2	43,4	0	-43,4
Закачка воды с начала разработки	тыс.м3	153553	119802	-33751	37	0	-37

4.1.2Динамика пластовых давлений.

Пробная закачка воды на Осинском м-ии проводилась с 1965 году, промышленная закачка началась в 1997 году. За два года с начала разработки пластовое давление снизилось с 11,8 Мпа до 10,4 Мпа (см. "График разработки"). Затем, с началом закачки в залежь и до 1978 года, наблюдался рост пластового давления до начального. С 1979 по 1986 гг. происходило снижение пластового давления с 11,8 МПа до 10,6 МПа. Анализ динамики годовых объемов закачки воды в продуктив­ную толщу, компенсации отбора жидкости в пластовых условиях за­качкой и пластового давления в этот период показал, что на месторождении стало отмечаться ослабление связи между объемами закачиваемой воды и пластовым давлением. При постоянно высоком проценте компенсации отбора жидкости из продуктивной толщи за­качкой пластовое давление в залежи оставалось ниже начального, что связано с наличием значительных непроизводительных потерь в сис­теме ППД. С 1986 г. по 1990 г. за счет остановки ряда нагнетательных скважин по тех­ническим причинам (заколонные перетоки, негерметичность эксплуа­тационных колонн и др.) годо­вые объемы закачки воды в продуктивную толщу были сокращены с 5,27 млн. м³до 2,53 млн.м³. Компенсация отбора жидкости в пластовых условиях закачкой уменьшилась с 153,4 % до 112,5 %. Однако, несмотря на сокращение объемов на­гнетаемой воды.. в залежи наблюдается рост пластового давле­ния на 0,9 Мпа. Что связано с сокра­щением отборов жидкости в результате выбытия из действующего фонда большого количества высокообводненных и технически неис­правных добывающих скважин (добывающий фонд сократился с 368 до 262 скв.), а также в результате перевода ряда скважин на эксплуатацию менее производительными насосными уста­новками. Нагнетательный фонд за этот же период увеличился с 91 до 107 скважин.

Оценка завершенности систем ППД по объему закачки, давлениям, водоподготовке.

На 01.01.2014 г. в продуктивную толщу Осинского месторожде­ния закачано 119,8 млн. м³ воды. Основной объем приходится на центральную часть месторождения. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой воды в пластовых условиях по объему составила 146,7 %; по давлению в зоне ВНК - 97,6 %, в зоне отбора - 96,2 %; текущая компенсация по объему - 115,8 %. Несоответствие объема закачки воды величине текущего пластового давления (Ртек=11,3 МПа при Рнач = 11,8 МПа), как уже отмечалось, свидетельствует о непроизводительных поте­рях в системе ППД.

Расчет величины потерь закачанной воды был сделан в работе "Составление гидродинамической модели Осинского месторождения"(Распопов А.В. и др., договор № 910 от 23.04.98г., ПермНИПИнефть,1998 г.). Величина потерь по объему составила около 25,7%.

Неудовлетворительное техническое состояния водоводов и на­гнетательных скважин привело к неравномерному распределению объемов закачиваемой воды на месторождении. Это обусловило образование зон, где пластовое давление в настоящее время составляет 75-85 % от начального. В том числе и в районе специального горного отвода. В соответствии с требованием по радиационной безопасности ВНИПИпромтехнология (Касаткин В.В., Шахиджанов Ю.С., Осинское месторождение. Отчет по дог.№ 123-Н. ВНИПИпромтехнология. Москва. 1992 г.) - "для предотвращения возможного попадания загрязненной воды из зоны подошвенных вод в продуктивный пласт, за счет увеличения разницы давления между ними", в этом районе необходимо увеличить пластовое давление до начального.

С целью улучшения выработки запасов на Осинском месторождении предусматривалось применение циклического заводнения с изменением направления фильтрационных потоков (ИНФП). Циклическая закачка проводилась только в 1986 году, когда дополнительная добыча за счет этого метода составила 21,3 тыс.т нефти. В последующие годы мероприятия по циклической закачке проводились в связи с неудовлетворительным техническим состоянием водоводов и скважин. Не позволяет осуществлять нестационарное заводнение неисправность системы ППД из-за отставания реконструкции системы обустройства месторождения. Это же отставание не позволяет также усилить систему заводнения за счет уменьшения размеров блоков путем дополнительного поперечного разрезания залежи нагнетательными скважинами.

На Осинском месторождении для нагнетания подтоварной воды в пласт на БКНС-54 используется насосный агрегат ЦНС - 180 х 1900, имеющий производительность 180 м³/час ( 4320 м³/сут) при давлении нагнетания до 190 атм. Плановая суточная закачка по Осинскому месторождению составляет - 2147 м³/сут. Среднесуточный сброс воды с БКНС-54 - 2626 м³/сут. В результате средняя отработка агрегата БКНС-54 составляет 16 час/сут (см. табл.№ 4.6). Это заставляет работать нагнетательные скважины не в установившемся, а в "залповом" режиме. Для того чтобы обеспечить непрерывную работу нагнетательных скважин на несколько суток в период проведения исследований, приходится делать остановку БКНС и "копить" воду. Но и эти меры не позволяют получить качественные данные - давления закачки оказываются заниженными , а приемистость нагнетательных скважин завышенной. Для осуществления постоянной закачки на данный период времени требуется насосный агрегат (типа ЦНС - 63 х 1900) с меньшей производительностью при неизменном давлении нагнетания.

Таблица № 4.6

Месяц	Отр.нас.	Сброс
январь	13	2145
февраль	16	2640
март	15	2475
апрель	18	2970
май	16	2640
июнь	15	2475
июль	15	2475
август	15	2475
сентябрь	16	2640
октябрь	16	2640
ноябрь	18	2970
декабрь	18	2970
За 2013 год	16	2 626

Водоподготовка на БКНС-54 не отвечает требованиям к закачиваемой воде (ОСТ 39-225-88): фактическое содержание нефтепродуктов превышает норму в среднем на 65 %, а КВЧ в превышает норму вообще на 1218 % (см. табл.№ 4.7). Это происходит по следующим причинам: 1) существующая обвязка (прием агрегата БКНС-54 напрямую обвязан с амбарным насосом) и 2) существующий метод подготовки нефти на БКНС-54 ("гравитационный", путем ее отстоя в РВП - 9, 10) не дает необходимого результата. Таким образом, необходимо менять метод водоподготовки, наиболее подходящий - применение "гидрофобного слоя". В 2014 году в инвестиции заложен монтаж водовода от амбарного насоса на прием РВП - 9, 10.

Таблица № 4.7

месяц	нефтепродукты, мг/л			КВЧ, мг/л
	норма	факт	превыш.,%	норма	факт	превыш.,%
январь	10	23,4	134	5	24	380
февраль	10	34,7	247	5	86	1620
март	10	21,2	112	5	136	2620
апрель	10	16,1	61	5	58	1060
май	10	16,8	68	5	92	1740
июнь	10	15,8	58	5	65	1200
июль	10	13,3	33	5	92	1740
август	10	13,3	33	5	92	1740
сентябрь	10	12,2	22	5	42	740
октябрь	10	10,2	2	5	60	1100
ноябрь	10	9,9	-1	5	19	280
месяц	нефтепродукты, мг/л			КВЧ, мг/л
	норма	факт	превыш.,%	норма	факт	превыш.,%
декабрь	10	11,4	14	5	25	400
Ср.знач.	10	16,5	65	5	65,9	1218

Еще одна проблема - это исключение из планов на 2013-2014 г. объёмов по замене напорных водоводов и реконструкции БКНС-54. В самом ближайшем времени это может обернуться ухудшением состояния и без того ветхой системы ППД и еще более частыми порывами на водоводах и самом БКНС, что влечет за собой сбои и в без того нестабильной работе нагнетательных скважин.

Состояние остаточных запасов, локализация невыработанных запасов в пластах и участках залежей.

На 01.01.2014 г. на Тулвинском месторождении отобрано 483 тыс. т нефти, что составляет 40,7 % от начальных извлекаемых запасов (НИЗ).

На 01.01.2014 г. на Осинском месторождении отобрано 34,2 млн. т нефти, что составляет 58% от НИЗ в целом по месторождению и 64 % от НИЗ расположенных на территории горного отвода (ГО) (см. табл.№ 4.8). Остаточные балансовые запасы в районе специального горного отвода (СГО) в количестве 4216,5 тыс.тонн подлежат списанию как невырабатываемые по экологическим причинам ("Проект специального горного отвода на Осинском месторождении", г. Пермь, 1999г.).

На основании гидродинамической модели Осинского месторождения ("Составление гидродинамической модели Осинского месторождения", Распопов А.В. и др., договор № 910 от 23.04.98г., ПермНИПИнефть,1998 г.) получено распределение объемов добычи нефти как по площади, так и по разрезу месторождения. Данные свидетельствуют, что на месторождении происходит вы­работка, в разной степени, всех продуктивных пластов (см. табл.№ 4.9 ).

Таблица № 4.8

Распределен.	НИЗ	Территория горного отвода (ГО)					Осинское месторождение в целом
запасов		НИЗ	добыто		осталось ИЗ		отобр.	осталось ИЗ		в т.ч.за тер.ГО
по пластам	тыс.т	тыс.т	тыс.т	%	тыс.т	%	%	тыс.т	%	тыс.т	%
Осинское м-е
Всего:	59135	53267	34246	64	19021	36	58	24889	42	5868	24
C1Бш0	4418	3396	1747	51	1650	49	40	2672	60	1022	38
С1Бш1	12928	10055	4897	49	5158	51	38	8031	62	2873	36
С1Бш2	26939	25155	18322	73	6833	27	68	8617	32	1784	21
С1Бш3	5900	5794	3596	62	2198	38	61	2304	39	106	5
C1sr	8950	8867	5685	64	3182	36	64	3265	36	83	3

Таблица № 4.9

		Кат.	Коне-	Начальные запасы		доля	Добыча	доля	Всего	Теку-
Месторождения	Пласт	зап.	чный			в ИЗ	Нефти	в доб.	остат.	щий
			КИН	баланс.	извлек.	%	01.01г.	%	ИЗ	КИН
Осинское м-е			0,30	197118	59135	100,0	34246	100,0	24889	0,17
Карбонатный,поровый	C1Бш0	В,С1	0,30	14726	4418,2	7,5	1747	5,1	2672	0,12
Карбонатный,поровый	С1Бш1	В,С1	0,30	43095	12928	21,9	4897	14,3	8031	0,11
Карбонатный,поровый	С1Бш2	В,С1	0,30	89794	26939	45,6	18322	53,5	8617	0,20
Карбонатный,поровый	С1Бш3	В,С1	0,30	19669	5900,3	10,0	3596	10,5	2304	0,18
Карбонатный,поровый	C1sr	В	0,30	29833	8949,9	15,1	5685	16,6	3265	0,19
Тулвинское м-е			0,23	7356	1679		493		1186	0,07
Терригенный,поровый	Д3kn	В,С1	0,23	7356	1679		493		1186	0,07
Примечание: ед.измер.запасов - тыс.тн.

Доля серпуховского пласта и пласта Бш3 в общем объеме добычи нефти (10 и 15,1%) примерно соответствует их доле в распределении извлекаемых запасов (10,5 и 16,6 %) по месторождению (табл.№ 12). Практически все извлекаемые запасы этих пластов расположены в пределах горного отвода и находятся в настоящее время в разработке. На 1.01.2014года из серпуховского пласта и пласта Бш3 отобрано более половины (64 % и 61%) извлекаемых запасов (см. табл.№ 11).

Более половины всей накопленной добычи нефти по месторождению (53,5 %) полу­чено из пласта Бш2 (доля в извлекаемых запасах 45,6 %), имеющего лучшие коллекторские и фильтрационные параметры. На настоящий момент пятая часть (21 % ) от остаточных извлекаемых запасов пласта Бш2 находится за пределами горного отвода (Воткинское водохранилище) и не вовлечена в разработку. На 1.01. 2014 года из пласта Бш2 отобрано 68% извлекаемых запасов.

На этом фоне выделяется более слабый отбор нефти из пластов Бш0 (5,1 %) и Бш1 (14,3 %) (7,5 % и 21,9 % извлекаемых запасов нефти). В пределах горного отвода извлечение из этих пластов от НИЗ идет менее интенсивно, по сравнению с другими пластами, примерно на 10 %. При этом более трети остаточных извлекаемых запасов пластов Бш0 и Бш1 (38 и 36 %) остаются за пределами горного отвода и пока не разрабатывается. На 1.01.2014года из пластов Бш0 и Бш1 отобрано 40 % и 38% извлекаемых запасов (см. табл.№ 11).

Наиболее эффективно в разрабатывается центральная часть залежи, характеризующаяся лучшими коллекторскими и гидродинамическими характеристиками пластов, лучшей разбуренностью и применением наиболее интенсивной системы заводнения. Разработка на периферии, по сравнению с центральной частью идет неудовлетворительно из-за ухудшения емкостно-фильтрационных параметров пластов и более редкой сетки скважин.

В целом по Осинскому месторождению: остаются невыработанными 42 % извлекаемых запасов. При этом более половины из них (24 %) находится за территорией горного отвода.