1 Общие сведения о месторождении и залежи
В административном отношении Усинское нефтяное месторождение расположено в Республики Коми, в 30 км к северу от г. Усинска. В географическом отношении площадь месторождения составляет часть Печорской низменности в пределах листа Q - 40 - XVI и входит в бассейн нижнего течения p. Колвы, правого притока p. Усы, впадающей в p. Печору. В тектоническом плане месторождение приурочено к одноименному поднятию в пределах крупной структуры I-го порядка ,Колвинского мегавала. Обзорная схема района Усинского месторождения представлена на рисунке 1.
Район Усинского месторождения представляет собой слабовсхолмленную равнину с абсолютными отметками устьев скважин от + 47 до +150 м, при этом низкие отметки (+ 47 - + 70 м) относятся к урезу p. Колва, пересекающей месторождение в субмеридиональном направлении.
Климат района умеренно - континентальный со среднегодовой температурой (– 2,50С). Температура меняется от (+300С) летом до (– 550С) зимой. Среднее количество годовых осадков около 450 мм. Реки вскрываются в мае - июне.
Первооткрывательницей пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения является опорная скважина № 1, из которой в 1963 году при опробовании интервала глубин 1216 - 1305 м был получен приток тяжелой высоковязкой нефти.
Массивная пермо-карбоновая залежь тяжёлой высоковязкой нефти расположена на глубине от 1000 до 1500 м.
Последующими геологоразведочными работами в разрезе Усинского месторождения промышленная нефтеносность установлена в карбонатах нижнего карбона, песчаниках среднего и верхнего девона и верхней перми.
Общие сведения о залежи представлены в таблице 1.1
Залежи Усинского месторождени объединены в три эксплуатационных объекта.
Размеры нижнего объекта в пределах контура нефтеносности составляют 7,6•5,3 км. Ширина водонефтяной зоны изменяется от?0,4 до 2,6 км. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются в диапазоне от 0 до 70,8 м. Наибольшие значения толщин локализованы вдоль восточного крыла объекта. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина равна 28,7 м, коэффициент пористости - 0,18.
Размеры среднего объекта составляют 14,2•7,2 км. Ширина водонефтяной зоны изменяется от 0,25 до 1,4 км. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются в диапазоне от 0 до 74 м. Наибольшие значения толщин отмечаются вдоль западного крыла объекта, наименьшие - в центральной части. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина равна 28,05 м, коэффициент пористости - 0,176.
Размеры верхнего объекта составляют 15•9,5 км. Ширина водонефтяной зоны изменяется от 0,2 до 1,5 км. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются в диапазоне от 1 до 60,6 м. Наибольшие значения толщин отмечаются в сводовой и юго-западной частях объекта. В северной и юго-восточной частях, а также локально в центральной части отложения верхнего объекта оказываются полностью размытыми. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина равна 18,07 м, коэффициент пористости – 0,183.
В течение первых пяти лет залежь полностью разрабатывалась на естественном упруго-водонапорном режиме. В дальнейшем разработка отдельных участков залежи осуществлялась при помощи тепловых методов:
¬– с 1982 по 1998 годы на участках паротеплового воздействия (ПТВ), ПТВ -1 и ПТВ-2 закачивалась горячая вода;
– с 1992 г. в зоне ПТВ-центр, в состав которой входят участок ПТВ-3 и прилагающие площадки А-15 и А-19, применяется площадная закачка пара, а также проводятся ПЦО добывающих скважин;
– с 2010 г. в зоне ПТВ-север проводятся испытания новых термических технологий, в системе горизонтальных скважин (площадная закачка пара и перпендикулярное ТГДП);
– в середине 2012 г. организована и продолжается по настоящее время площадная закачка в зоне ПТВ-юго-запад, объединяющей 10 элементов разработки участков ПТВ-1 и ПТВ-2.
В последние годы эксплуатация добывающих скважин начала ослож-нятся. Добыча нефти производится глубинными насосами: ЭВН оборудовано 80% скважин, ШСН – 10%, ЭЦН – 10%.
В соответствии с подсчетом запасов, утвержденным ЦКЗ Минприроды РФ (протокол № 24 от 18.03.98), начальные геологические запасы нефти и растворенного газа по категориям В+С1 составляют 733537 тыс. т и 16945 млн. м3, соответственно.
На базе разведанных запасов нефти Усинского месторождения - одного из крупнейших на севере Европейской части России, был создан нефтедобывающий район с центром в городе Усинске. По территории Усинского месторождения проложен магистральный нефтепровод Уса – Ухта, построена железнодорожная ветка от ст. Сыня до г. Усинска. Грузоперевозки также осуществляются реками в период навигации и авиационным транспортом.
Энергоснабжение работ на Усинском месторождении осуществляется от Печорской ГРЭС по ЛЭП проходящей через территорию месторождения.
Основными полезными ископаемыми являются нефть и газ, а также строительные материалы: глина, песок и древесина.
Таким образом, за период освоения района создана вся необходимая внешняя промышленная инфраструктура для освоения Усинского нефтяного месторождения, разрабатываемого как на естественном упруго-водонапорном режиме, так и с применением теплового воздействия.
