Усинское нефтяное месторождение

Усинское нефтяное месторождение
Расположение
Координаты	66°06′ с. ш. 57°13′ в. д.
Страна	Россия
Регион	Республика Коми
Район	Усинск (муниципальный округ)
Недропользователь	Лукойл
Усинское нефтяное месторождение Усинское нефтяное месторождение, Россия
Усинское нефтяное месторождение (Республика Коми) Усинское нефтяное месторождение Усинское нефтяное месторождение, Республика Коми

Уси́нское нефтяное месторождение — совокупность залежей нефти, приуроченных к антиклинальной складке в южной части Колвинского мегавала Харьяга-Усинского нефтегазоносного района Печоро-Колвинской нефтегазоносной области Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.

По величине начальных извлекаемых запасов нефти относится к группе крупных месторождений, по степени сложности геологического строения — к очень сложным.

Открыто в 1963 году, введено в разработку в 1973-м.

Недропользователь (2023 год): ООО «Лукойл-Коми» (дочернее предприятие ПАО «Лукойл»)

Расположено в муниципальном округе Усинск Республики Коми.

На базе запасов нефти Усинского месторождения — крупнейшего на севере Европейской России — был создан нефтедобывающий район с центром в городе Усинске. По территории месторождения проложен магистральный нефтепровод Возей — Уса — Ухта — Ярославль, проходит железнодорожная ветка Сыня — Усинск.

История геологического изучения и открытия

Первооткрывателями Усинского нефтяного месторождения (с вручением памятного знака «Первооткрыватель месторождения») признаны:

• Иванова Ирина Васильевна, старший геофизик геологопоисковой конторы (ГПК) треста «Печорнефтегазразведка» (ПНГР);
• Ковбасюк Михаил Алексеевич, буровой мастер опорной скважины № 1-Уса;
• Портнов Юрий Михайлович, старший геофизик речной сейсморазведочной партии ГПК треста ПНГР;
• Прохоров Михаил Владимирович, оператор сейсморазведочной партии № 10;
• Родыгин Василий Романович, главный геолог нефтеразведочной экспедиции № 1 треста ПНГР;
• Солнцев Олег Александрович, главный геолог треста ПНГР;
• Фирер Григорий Маркович, старший геолог геологического отдела треста ПНГР;
• Хачатуров Борис Константинович, начальник речной сейсморазведочной партии ГПК треста ПНГР;
• Чернов Георгий Александрович, старший научный сотрудник Института геологии Коми филиала АН СССР.

Геологическое строение месторождения

Усинское месторождение приурочено к одноимённой структуре, расположенной в южной наиболее приподнятой части Колвинского мегавала — обширной зоны нефтегазонакопления, в пределах которой выявлены такие крупные месторождения нефти как Возейское, Харьягинское, Южно-Хыльчуюское с широким стратиграфическим диапазоном нефтеносности от нижнего девона до триаса.

В структурном плане Усинское поднятие по всем горизонтам осадочного чехла представляет асимметричную антиклинальную складку север- северо-западного простирания. Размеры структуры по подошве верхнего девона составляют 42×(5÷12) км, амплитуда около 500 м. Погружение слоев в южном, северном и западном направлениях сравнительно спокойное и пологое с углами падения от 5 до 10°. Восточное крыло крутое, переходящее во флексуру с углами падения от 10 до 35° и более.

Южная, наиболее высокая часть структуры осложнена двумя положительными складками северо-западного простирания. Выделенные структурные осложнения имеют унаследованный характер: в сводовых частях их отмечаются сокращенные толщины среднедевонских отложений, а увеличенные толщины зафиксированы в разделяющем их прогибе. Северное погружение структуры осложнено дизъюнктивными нарушениями сбросового типа, которые имеют северо-западное простирание и раскалывают погружение структуры на ряд блоков.

В пределах основной структуры также выделен ряд разрывных нарушений. Нарушения носят сбросовый характер, зафиксированы в пробуренных скважинах выпадением различных интервалов разреза толщиной, соответствующей амплитудам нарушений, а также резким увеличением толщин ниже поверхности размывов в опущенных блоках фаменских отложений и ангидритов визейского яруса. Сбросы, установленные в южной части структуры по девонским отложениям, прослеживаются в контуре фаменской и серпуховской залежей, что повлияло на их нефтеносность.

По поверхности фаменского яруса поднятие представляет собой крупную асимметричную брахиантиклинальную складку, размерами 7,5×3,6 км. Поднятие осложнено тремя небольшими куполами. Складка имеет блоковое строение. Па плошали распространения фаменской залежи трассируются два разрывных нарушения сбросового типа. По системе этих нарушений наблюдается опускание центрального блока.

По кровле карбонатов нижней перми—верхнего карбона Усинская складка имеет отчетливо коробчатую форму и размеры 61×(11—19,5) км. Сводовая часть её в отличие от нижезалегаюших горизонтов смещается несколько к северу. Амплитуда поднятия составляет 915 м, то есть значительно больше, чем по описанным выше горизонтам. Так же, как и по девонским и фаменским отложениям складка имеет асимметричные крылья: пологое и широкое — западное, узкое, флексурообразное — восточное. При этом более изученная бурением центральная часть поднятия осложнена мелкими брахиантиклиналями, отделенными друг от друга неглубокими прогибами.

Амплитуда и асимметричность Усинской складки начинают сглаживаться с верхнепермского времени. Это происходит за счет увеличе¬ния терригенных отложений на крыльях складки. Тектонические нарушения, регионально наблюдаемые вдоль восточного борта Колвинского мегавала и более мелкие, зафиксированные в пределах Усинской структуры, затухают в ангидритах серпуховского надгоризонта нижнего карбона. По данным бурения видимых разрывных нарушений в пермо-карбоновых отложениях не установлено. Однако, они сыграли несомненную роль в развитии органогенных построек в верхнем карбоне и нижней перми на Усинском месторождении. Кроме того, учитывая жесткость карбонатных пород, можно полагать, что все эти подвижки способствовали формированию трещиноватости, наблюдаемой в карбонатных отложениях, к которым приурочена пермо-карбоновая залежь, той же ориентировки, что и у разрывных нарушений фундамента. В последующем процессы выщелачивания способствовали развитию кавернозности в тех же направлениях. Об этом частично свидетельствуют результаты работ по гидропрослушиванию скважин, а также высокие значения проницаемости отдельных пластов по данным гидродинамических исследований.

В геологическом строении месторождения принимают участие докембрийские, силурийские, девонские, каменноугольные, пермские, триасовые, юрские, меловые и четвертичные отложения. Наиболее древние породы, вскрытые к настоящему времени на месторождении, датируются силуром. Общая вскрытая толщина отложений составляет около 6 км.

Промышленная нефтеносность месторождения связана со стратиграфическим диапазоном нижняя пермь—средний девон. Основные запасы нефти сосредоточены в терригенных отложениях среднего девона (26 % балансовых и 55 % извлекаемых) и карбонатах нижней перми—верхнего и среднего карбона (73 % балансовых и 44 % извлекаемых). Более мелкие по величине запасов залежи — фаменская и серпуховская — полностью расположены в пределах площади среднедевонской залежи нефти.

Среднедевонские залежи нефти приурочены к терригенным поровым коллекторам основной толщи (пачки I+II и III) и верхней (IV) пачки живетского яруса. Основная толща песчаников развита по всей площади распространения среднедевонских отложений. Верхняя пачка песчаников распространена лишь на северной периклинали структуры.

Коллекторы в разрезе продуктивной толщи среднего девона представлены песчаниками серыми и темно-серыми, кварцевыми, преимущественно мелко-тонкозернистыми в различной степени глинистыми. В песчаниках развит цемент уплотнения, регенерационный кварцевый, поровый глинистый и карбонатный сидеритовый. Песчаники верхней пачки по сравнению с песчаниками основной толщи характеризуются повышенной карбонатностью (до 14 %).

В настоящее время на месторождении в основной толще песчаников в пределах складки установлены две самостоятельные залежи нефти: основная и южная.

Основная залежь классифицируется как пластовая сводовая, стратиграфически и тектонически экранированная. На юго-западе она ограничена линией размыва среднедевонских отложений. На северной периклинали залежь экранирована сбросовым нарушением амплитудой 80-100 м. В южной части структуры залежь ограничивается нарушением амплитудой 45-15 м. Размеры основной залежи в пределах контура нефтеносности составляют 22×(7,8÷4,5) км, высота — 560 м, ширина водонефтяной зоны 0,1-1,2 км.

Нефтенасыщенные толщины песчаников основной толщи изменяются от 0 до 58 м, причем наибольшие толщины наблюдаются в центральной зоне залежи, где развиты песчаники всех трех пачек.

Южная залежь сравнительно небольшая, размерами 5,5×3 км и высотой 77 м. Ширина водонефтяной зоны изменяется от 250 м до 1,8 км.

Залежь приурочена к песчаникам только I и II пачек, отложения III пачки афонинского горизонта и IV пачки старооскольского горизонта полностью уничтожены предкыновским размывом. Нефтенасыщенные толщины пачек изменяются от 0 до 22 м. Доля чисто нефтяной зоны составляет 56,4 % объёма залежи, водонефтяной — 43,6 %. Залежь является пластовой сводовой, ограниченной с севера тектоническим нарушением, а с юго-запада линией размыва.

Залежь в песчаниках IV пачки состоит из нескольких разобщенных участков, что объясняется залеганием песчаников этой пачки непосредственно под поверхностью предкыновского размыва. Кроме того, границы продуктивного пласта осложнены зонами замещения коллекторов плотными разностями. Основное поле развития песчаников IV пачки приурочено к северной части структуры. Второй по запасам участок развития нефтенасыщенных песчаников оконтурен на восточном крыле структуры. Эффективные нефтенасыщенные толщины коллекторов в пределах участков меняются от 0,6 до 10,6 м. Залежи нефти в верхней пачке пластов среднего девона структурные, литологически, стратиграфически и тектонически экранированные.

На северном перешейке, соединяющем Усинское и Возейское поднятия, выделена небольшая самостоятельная пластовая сводовая тектонически экранированная залежь в верхней пачке среднего девона. Эффективные нефтенасыщенные толщины в пределах этой пачки изменяются от 0 до 2,6 м.

Пермо-карбоновая залежь месторождения относится к числу самых крупных и наиболее сложных разрабатываемых объектов Тимано-Печорской провинции. Залежь залегает на глубине 1100–1500 м и содержит аномально вязкую нефть (710 мПа*c) в карбонатах трещинно-кавернозно-порового типа нижней перми, верхнего и среднего карбона. Покрышкой залежи является толша верхнепермских алевролитов, аргиллитов и глин.

Залежь сводовая, массивная, размеры ее составляют 16,0×8,5 км, этаж нефтеносности — 356 м. Нефтенасыщенные толщины известняков изменяются от 0 на контуре до 172 м в центральной части объекта.

На дату первого подсчета запасов нефти залежи (1972 год) предполагалось, что она приурочена к единому слоистому карбонатному массиву. По мере эксплуатационного разбуривания и разработки месторождения были получены новые сведения, которые кардинально изменили представление о геологической модели залежи.

Появились материалы, свидетельствующие о том, что в строении пермо-карбонового резервуара принимают участие породы как со слоистым строением, в основном на крыльях структуры, так и с массивным. Кроме того, с самого начала разработки объекта пришлось столкнуться с такими явлениями, как прорывы подошвенных вод по всей 350-метровой высоте в центральной части пласта. Беспрепятственное продвижение подошвенных вод по всему разрезу свидетельствует об отсутствии слоистости на этих участках.

В то же время данными бурения и современными методами сейсморазведки на северных структурах Колвинского мегавала (Возейской, Южно-Хыльчуюской) в пермо-карбоновой толще было установлено развитие органогенных построек типа рифов.

Исходя из региональной закономерности и на основании комплексного анализа всех материалов в настоящее время предполагается развитие органогенных построек в центральной части Усинской площади, которая, замыкая южную оконечность Колвинского мегавала, занимала в тектоническом отношении наиболее выгодное для роста органогенных построек положение.

Палеоструктурный анализ показал, что центральная сводовая часть Усинской структуры в верхнекаменноугольный-нижнепермский периоды возвышалась в рельефе морского дна в виде поднятия субмеридионального простирания. Детальное петрографическое изучение кернового материала позволило выделить в пермо-карбоновой толще на Усинской площади восемь структурно-генетических типов пород. Среди них установлены биогермные (каркасные) известняки, которые составляют обязательную основу органогенных построек.

Детальная корреляция разрезов и построение литолого-фациальных профилей позволили выявить в пределах толщи три фациальные зоны с различными условиями седиментации:

I зона — западное крыло структуры;

II зона — центральная присводовая часть структуры;

III зона — восточное крыло структуры.

В разрезе каждой зоны выделены пачки, отличающиеся структурой и составом слагающих их карбонатных пород. Таким образом, уже первичные условия осадконакопления предопределили сложность строения пермо-карбонового резервуара и его значительную неоднородность как по площади, так и по разрезу. Кроме того, многочисленные исследования керна свидетельствуют о существенных вторичных изменениях карбонатных пород, обусловленных процессами выщелачивания и перекристаллизации.

По литологической характеристике слагающих пермо-карбоновую толщу пород выделяются два типа разреза.

Первый тип разреза вскрыт скважинами, которые располагаются вдоль западного и восточного крыла залежи. В разрезах этих скважин нижняя часть продуктивной толщи представлена переслаиванием 8-12-метровых пластов водорослевых, органогенно-водорослевых известняков и 0,5-1,5-метровых пластов аргиллитоподобных глин. Известняки участками доломитизированы. Рассматриваемая часть разреза пермо-карбоновой толщи хорошо коррелируется по кривым ГИС.

Над этой частью разреза находится толща органогенных и органогенно-детритовых известняков, в той или иной степени доломитизированных, с прослоями вторичных доломитов (до 15%).

Выше по разрезу залегают химически чистые неслоистые массивные известняки толщиной около 80 м.

Над химически чистыми биогермными известняками залегает толща слоистых детритовых криноидно-мшанковых известняков.

В центральной сводовой части структуры скважинами вскрыт второй тип разреза. Нижняя часть второго типа разреза имеет строение, аналогичное нижней части первого типа и также сложена пачками органогенно-водорослевых известняков. В отличие от первого типа разреза здесь над этими пачками в большинстве скважин залегает мощная (до самой кровли) толща химически чистых криноидно-мшанковых биогермных известняков.

Залежь пласта пермо-карбона представляет собой единую гидродинамическую систему, однако большой этаж нефтеносности и высокие значения нефтенасыщенных толщин обусловили необходимость выделения в продуктивной толще трех эксплуатационных объектов: нижнего, среднего и верхнего. В центральной части толщи объекты выделены условно.

Залежи нефти в фаменских и серпуховских отложениях относятся к категории мелких: суммарные запасы их не превышают 1 % запасов нефти месторождения.

Свойства нефти, газа и воды

Нефть среднего девона недонасыщена газом. При начальном пластовом давлении, равном 33,65—37,30 МПа, давление насыщения находилось в пределах 6,7—11,6 МПа, составляя в среднем 8,2 МПа по основной толще и 9,8 МПа — по пачке IV. Газосодержание нефти колеблется в пределах от 67,4 до 105,6 м³/т, при среднем значении 67,1 и 86,5 м³/т соответственно. Плотность пластовой нефти 727—794 кг/м³, вязкость 1,26—4,20 мПа*c. Объемный коэффициент изменяется от 1,196 до 1,205. Дегазированная нефть легкая, смолистая, парафиновая, сернистая. Массовое содержание бензиновых фракций, выкипающих до 200°С, составляет 18,9—25,0 %.

В пласте основной толщи в пределах водонефтяной зоны на западном крыле структуры отмечается наличие нефти повышенной плотности 870—924 кг/м³, вязкостью 65—1424 мПа*c при высоком (19,5—60,0 %) содержании асфальто-смолистых компонентов.

Пластовая нефть пермокарбоновой залежи недонасыщена газом. Давление насыщения 4,1—9,5 МПа ниже пластового давления 12,3—14,3 МПа. Нефть характеризуется низким газосодержанием 12,9—26,2 м³/т, высокой вязкостью 586—2024 мПа*с, высокой плотностью 923—960 кг/м³.

Дегазированная нефть характеризуется высокой плотностью 948—986 кг/м³, высокой вязкостью 1186—6614 мПа*c. Нефть относится к классу высокосернистых (массовое содержание 2,5 %), высокосмолистых (до 38 %) с незначительным содержанием парафина (0,26 %), низким (менее 17 %) содержанием бензино-лигроиновых фракций. Температура застывания ниже минус 12°С.

При этом можно отметить, что плотность и вязкость нефти пермо-карбоновой залежи увеличивается сверху вниз по разрезу. Наиболее легкие и менее вязкие нефти отмечены в центральной присводовой части пласта. Наибольшей плотностью и вязкостью характеризуются нефти в приконтурных зонах продуктивного пласта.

Растворённый газ, выделившийся при однократном разгазировании среднедевонской нефти, содержит углеводородные и неуглеводородные компоненты: углекислый газ 6,4—1,5 %, азот более 9 %, метан 43—52 %. Содержание в газе пропан-пентановой фракции свыше 30 % говорит о промышленной ценности газа. Кондиционное объемное содержание гелия 0,040—0,047 % отмечается в растворённом газе основной толщи. В настоящее время в продуктивных пластах девонской залежи в результате жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий протекают процессы сульфатредукции, сопровождающиеся образованием сероводорода. В результате этого в газе, выделяющемся на I ступени сепарации, присутствует сероводород 0,005—0,06 %.

Растворённый газ пермо-карбоновой залежи, выделившийся при однократном разгазировании пластовой нефти, в основном состоит из метана (84—93%). Газ сухой, содержит непромышленную концентрацию тяжелых углеводородов (С_{3+высшие} менее 20 %). Плотность газа — 0,748 кг/м³.

Воды среднедевонского, верхнедевонского и каменноугольно-нижнепермского водоносных комплексов представляют собой рассолы хлоркальциевого типа по классификации В. А. Сулина общей минерализацией 40—100 г/л с преобладанием в солевом составе ионов Cl^-, Na⁺ и Са⁺⁺.

Наличие сероводорода (до 209 мг/л) в пластовых водах каменноугольно-нижнепермского водоносного комплекса обусловливает коррозионные свойства воды. Присутствие в рассолах ионов железа при наличии сероводорода в щелочной среде (водородный показатель пластовых вод pH достигает 8,2) ведет к образованию нерастворимых соединений железа и кальцитизации призабойной зоны при разработке продуктивного объекта. Пластовые воды среднедевонского и верхнедевонского водоносных комплексов не содержат сероводорода.

Пластовые воды продуктивных отложений характеризуются наличием промышленных концентраций йода (>10 мг/л), брома (>200 мг/л), бора (>50 мг/л), лития (>10 мг/л), стронция (>300 мг/л), а также присутствием рубидия и цезия. Возможность промышленного извлечения йода и стронция из попутных и пластовых вод Усинского нефтяного месторождения была доказана в 1993—1994 годах предварительной технико-экономической оценкой целесообразности их использования в качестве гидроминерального сырья.

Литература

• Усинское нефтяное месторождение // Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России / Абдулмазитов К. С. и др.; под ред. В. Е. Гавуры. — М.: ВНИИОЭНГ, 1996. — Т. 1. — С. 213—229.
• Усинское нефтяное месторождение // Горная энциклопедия / Гл. ред. Е. А. Козловский. — М.: Советская энциклопедия, 1991. — Т. 5. — С. 275—276.
• Усинское нефтяное месторождение // Словарь по геологии нефти и газа. — Л.: Недра, 1988. — С. 609–610.