Усинское месторождение эксплуатируется с 1977 г. Его разработка ведется в очень сложных геологических условиях, связанных с особенностями залежи. Пластовая жидкость относится к трудноизвлекаемым флюидам, так как обладает аномально высокой вязкостью. Однако высоковязкие нефти в последние десятилетия рассматривают в качестве основного резерва мировой добычи. Их запасы в России, по разным оценкам, составляют от 30 до 75 млрд т, а большая часть из них находится в Волго-Уральском регионе. Поэтому внедрение технологий повышения нефтеотдачи таких пластов приобрело особую актуальность.
Где находится Усинское месторождение?
Вам будет интересно:Военно-транспортные самолеты Airbus A400 и An-70
Усинская залежь нефти располагается на северо-востоке одноименного района республики Коми. Ее площадь охватывает Печорскую низменность и бассейн реки Колвы (правый приток р. Усы). Ближайший город – Усинск. Месторасположение Усинского нефтяного месторождения «Лукойла» связано с переходной природной зоной от тундры к тайге. Климат здесь резко-континентальный, среднегодовая температура составляет -25 °С. Зимой столбик термометра опускается до -55 °С. Рельеф данной местности – низменная, сильно заболоченная равнина с возвышенными всхолмленными участками.
Транспортные коммуникации включают железную дорогу, навигацию по реке и доставку вертолетами. По территории проложен нефтепровод Возей-Ярославль.
Существует также залежь со сходным названием – Мало-Усинское месторождение, которое находится на юге Еловского района, в Пермской области, возле деревни Малая Уса. Оно связано с девонскими и нижне-средневизейскими пластами.
Краткое описание
Данное месторождение приурочено к Тимано-Печерскому нефтегазоносному бассейну, который имеет стратегическое значение в топливной промышленности Северо-Запада России. Оно является одним из самых больших в этой нефтегазоносной провинции. Немаловажную роль играет и близость к рынкам реализации.
Усинское месторождение по структуре является складкой горных пород антиклинального типа, размер которой составляет 51 км в длину, а толщина осадочного чехла – порядка 7-8 км. Залежи нефти располагаются на глубине от 1 до 3,4 км. По степени обводненности месторождение находится на поздней стадии разработки, а количество выработанных запасов составляет только 7,7 %. Южная и западная части залежи эксплуатационным бурением практически не охвачены.
Горные породы, вскрытые самой глубокой скважиной на поднятии антиклинали (5000 м), относятся к отложениям нижнесилурийского периода. Разведанные залежи характеризуются терригенными отложениями среднедевонской системы (основной источник добычи), верхнепермского, а также визейского, серпуховского и фаменского ярусов, которые полностью находятся в каменноугольно-нижнепермском комплексе.
Прогнозные запасы
Балансовые запасы, разработка которых в настоящее время является экономически целесообразной, составляют порядка 960 млн т. Усинское нефтяное месторождение является крупнейшим в республике Коми. Добыча нефти на нем дает более трети всего количества углеводородов, разведанных в данном субъекте РФ.
Этого объема, по предварительным расчетам, должно хватить до 2030 года. При проведении доразведки возможно увеличение запасов. Оператором данного месторождения является компания «Лукойл».
Литология
Нижние девонские отложения в Усинском месторождении представлены 3 отделами (в скобках указана их толщина):
- нижний (>1050 м);
- средний (<175 м);
- верхний (909-1079 м).
Они сложены из следующих видов горных пород:
- известково-глинистые;
- мергели;
- карбонатные глины;
- доломиты;
- ангидриты с прослойками глин и мергелей.
Визейский ярус состоит из глин, в верхней его части начинается мощная толща карбонатных пород, которая содержит залежь высоковязкой нефти.
Свойства нефти
Нефть Усинского месторождения обладает следующими характеристиками:
- плотность – 0,89-0,95 г/см3;
- серосодержащие соединения – 0,45-1,89%;
- динамическая вязкость – 3-8 Па∙с (тяжелые, высоковязкие пластовые флюиды);
- максимальное содержание смолистых веществ – 28% (северная область залежи);
- содержание порфиринов в виде ванадиевого комплекса – до 285 нмоль/г (повышенное).
В химическом составе преобладают следующие соединения:
- предельные углеводороды: алканы, гонаны и гопаны;
- арены: нафталин, о-дифениленметан, фенантрен, тетрафен, флуорантен, пирен, перилен, хризен, бензфлуорантены, бензпирены.
Концентрация тех или иных видов углеводородов варьируется по площади месторождения. Так, в южной его части выявляется наибольшее количество карбоновых кислот, а в северной – минимальное. Для нефти данного месторождения в целом характерно высокое содержание металлопорфиринов и органических кислот.
История открытия
Месторождение Усинского района было открыто в 1963 г. В 1968 г. с глубины около 3100 м был получен мощный фонтан (поисковая скважина № 7), который давал 665 тонн нефти в сутки. В серпуховском надгоризонте в 1972 г. была добыта легкая нефть. Первоначально эту залежь по геологическому строению отнесли к категории простых.
К 1985 г. ученые выявили, что разрез месторождения является более сложным, так как имеет зональные изменения условий (размывы и перерывы осадконакоплений), что обуславливает резкие перепады толщин продуктивных пластов и различные типов интервалов. Тектоническая активность отдельных зон вызвала возникновение вертикальной трещиноватости, что также осложняет разработку залежи.
В 1998 г. геологическое строение месторождения пересмотрели. На некоторых участках обнаружили отсутствие слоистости в виде прорывов подошвенных вод. Также геологи установили развитие построек рифового типа. Сводовая часть Усинского месторождения в раннепермский период возвышалась в рельефе морского дна.
Представления о структуре залежи постоянно менялись, по мере появления новой информации. Сейсморазведка 2012 г. показала наличие большого числа тектонических нарушений – трещин. Они чаще всего вертикальные и иногда группируются в 3-4 системы. Трещины в карбонатных породах не ограничиваются зоной контакта двух слоев, а проходят сразу через несколько из них.
Высокая вертикальная трещиноватость и слабая глинистая покрышка нижнепермской залежи обусловили потерю фракции легких углеводородов и способствовали формированию месторождения высоковязкой нефти.
Добыча
Так как пластовый флюид Усинского месторождения обладает аномально высокой вязкостью, то его добыча традиционными способами (штанговыми, центробежными скважинными насосами и другими методами) затруднена. К 1990 году пластовое давление упало до критического уровня. Для решения этой проблемы были приглашены специалисты швейцарской фирмы TBKOM AG. Совместно с ОАО «Коминефть» в 1991 г. учреждено предприятие «Нобель Ойл», руководство которой внедрило на месторождении технологию площадного вытеснения нефти паром. Это позволило увеличить отдачу пластового флюида в 4 раза.
На территории залежи используются и проходят испытания различные методики освоения месторождения – бурение наклонных и горизонтальных скважин, способ термогравитационного дренирования пласта, пароциклическая обработка, комбинированная закачка с химическими реагентами. Однако при существующей толщине пласта его невозможно полностью охватить при помощи теплового воздействия. Площадной закачкой и пароциклической обработкой охвачено только порядка 20 % объема запасов нефти.
В 2002 г. «Нобель Ойл» обанкротился. Компанию выкупило ОАО «Лукойл».
Анализ добычи данного месторождения показывает, что из обводненных скважин в среднем было добыто в 2 раза больше нефти, чем среди тех, которые остановлены из-за низкого пластового давления или падения продуктивности. В последнем случае прекращение эксплуатации происходит до завершения выработки охваченных коллекторов. Это связано с их низкой проницаемостью, улучшить которую можно при помощи искусственного теплового воздействия.
Термическая обработка
Термогравитационный метод был опробован около 30 лет назад в Канаде. Его принцип заключается в разогреве пласта горячим паром, благодаря чему высоковязкая нефть становится такой же подвижной, как и обычная.
В традиционном варианте скважины для добычи и нагнетания бурят в соседних точках. На Усинском месторождении эту технологию изменили – воздействие производилось из встречных скважин в противоположных точках.
Паронагнетательная скважина в такой схеме бурится выше, чем эксплуатационная. В нее непрерывно закачивают пар. Образуется своеобразная расширяющаяся паровая камера. На ее границе пар выпадает в конденсат и под влиянием силы тяжести стекает в призабойную зону добывающей скважины.
Термоупругое расширение пластовой жидкости происходит при температурах в диапазоне 200-320 °С. Помимо пара, в пласте генерируется большое количество углекислого газа, который способствует вытеснению нефти. За счет этого процесса нефтеотдача скважин повышается на 50 %.
Водозабор
В связи с наличием большого фонда паронагнетательных установок на площади залежи существует большая потребность в пресной воде. Ее обеспечивает водозабор «Южный» Усинского нефтяного месторождения, на котором осуществляется подготовка, хранение и распределение жидкости.
В 2017 г. началась реализация проекта по техническому перевооружению водозабора. Были обновлены технические сооружения, объекты водоподготовки, трубопроводная система, построена новая дизельная электростанция. Модернизация этого объекта позволит нарастить технические возможности и увеличить нефтедобычу на Усинском месторождении.