Усинское нефтяное месторождение расположено в Усинском районе республики Коми, в 30 км к северу от г. Усинска. в 115 км к северу от города Печоры.
Было открыто в 1963 г. Ухтинским ТГУ, освоение началось в 1973 г.
Месторождение относится к Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, куда также входят Возейское, Харьягинское, Южно-Хыль-Чуюсское месторождения. Приурочено к Печоро - Колвинской НГО к южной наиболее приподнятой части Колвинского мегавала.
В структурном плане Усинское поднятие по всем горизонтам осадочного чехла представляет асимметричную антиклинальную складку северо - западного простирания. Месторождение приурочено к антиклинальной складке размером 51*8 км.
Геологический разрез Усинского месторождения изучен от силурийских до четвертичных отложений.Самая глубокая скважина на Усинском поднятии (скважина № 37) при глубине забоя 5005 м вскрыла нижнесилурийские отложения.
Общая толщина осадочного чехла ПО сейсмическим данным оценивается в 6 км. Осадочный чехол сложен отложениями ордовикского, силурийского, девонского, каменноугольного, триасового, юрского, мелового и четвертичного периодов.
Залежи находятся на глубине 1,1-3,4 км.
Имеется 5 пластовых купольных залежей:
- фаменская,
- среднедевонская,
- пермокарбоновая,
- верхнепермская,
- серпуховская.
Эксплуатация серпуховской и верхнепермской залежей в настоящее время признана экономически нецелесообразной.
Пермокарбоновая залежь:
-
открыта в 1968 г., в промышленную эксплуатацию вступила в 1977 г.;
-
имеет сложное геологическое строение. Особенностью геолого-физической характеристики залежи является аномально высокая вязкость нефти, большая толщина и крайняя неоднородность коллектора;
-
приурочена к органогенным карбонатным коллекторам трещинно-кавернозно-порового типа сакмарского и артинского ярусов нижней перми, верхнего карбона и московского и башкирского ярусов среднего карбона. Этаж нефтеносности, достигающий в центральной сводовой части 350 м, разделен на 3 эксплуатационных объекта - нижний, средний и верхний;
-
в разрезе имеет довольно мощные пласты, без явно выраженного послойного характера и представляющие собой достаточно однородный трещинопоровый коллектор.
-
за период разработки пермокарбоновой залежи пробурено 1765 скважин, более 50 из них с отбором керна;
-
КИН = 0,105 д. ед. при утвержденном 0,33 д. ед, т.е. в пермокарбоновой залежи наблюдается большое количество остаточных запасов;
-
петрофизические исследования проведены на керновом материале 29 скважин на 9 936 образцах стандартного размера, 978 образцах полноразмерного керна и 3000 петрографических шлифов керна.
Средняя высота залежей - около 400 м с температурой в интервале 19-75 °C.
На полке добычи в 1981 г. было извлечено 8,8 млн т/год нефти.
Геологические запасы нефти на 2013 год оценивались в 966 млн. т по категории А+В+С1 и 4,3 млн. т по категории С2, из них извлекаемые по категориям А+В+С1 359 млн. т, по категории С2 - 1млн. тонн.
Нефть - плотность 0,72-2,1 г/см3 (20.7° API), серы - 0,45-1,89%, высоковязкая (в среднем 710 мПа*с) с низким газосодержанием (23,1 м3/т), относится к классу высокосмолистых, сернистых, малопарафинстых, с низким содержанием бензиновых фракций
По результатам исследований коэффициенты усадки добытой нефти для пермо-карбоновой залежи составили 0,32, Падимейского месторождения - 0,55.
Растворенные в нефти газы ( кроме пермо-карбоновой залежи) - жирные с высоким содержанием гомологов метана ( 46 - 48 %) и незначительным содержанием углекислого газа СО2 и азота.
Для разработки была приглашена швейцарская компания TBKOM AG, которая создала СП Нобель Ойл с российским оператором Коминефть.
Технология площадного вытеснения нефти паром позволила увеличить нефтеотдачу в 4 раза.
Трудность представляла разработка нефтяных пластов, толщина которых - более 50 м, в условиях трещиноватости и кавернозности коллекторов нефтенасыщенных пород.
При существующих толщинах весь пласт невозможно охватить тепловым воздействием.
117 тыс. т нефти вылилось в окружающую среду.
В 2002 г. компания Нобель Ойл обанкротилась.
ЛУКОЙЛ, выкупив ее, принял на себя обязательства по ликвидации последствий экологической катастрофы 1994 г.
В 2004 г. с прилегающих территорий был снят статус зоны экологического бедствия.
Добыча нефти на месторождении в 2009 г. составила 2,104 млн т.
Балансовые запасы по прогнозам составляют 963 млн т.
Месторождение - крупнейшее в Коми с добычей более 1/3 суммарных республиканских углеводородов.
Запасов месторождения должно хватить до 2030 г.
Прирост запасов углеводородного сырья возможен за счет нелокализованных ресурсов.
В ближайшие годы внимание будет сосредоточено на Харьяга-Усинском и Колвависовском регионах.
