История геолого-геофизического изучения

В 1933 году Полярной комиссией Академии наук СССР была создана Печорская бригада учёных во главе с Александром Петровичем Карпинским.

В 1939 году Северное геологическое управление приступило к работам по геологической съёмке Большеземельской тундры. Руководителем отряда, направленного на Колву, был назначен известный геолог Георгий Чернов. Именно с его именем связано открытие нового нефтегазоносного района. В ходе нескольких экспедиций Г. А. Чернов пришёл к выводу о том, что часть Большеземельской тундры может стать новым нефтегазоносным регионом. Он доказывал необходимость проведения здесь дальнейших геологических и геофизических работ, однако многие его коллеги считали выводы учёного абсурдом.

В 1957 году Г. А. Чернов составил план геолого-геофизических работ в тундре, в котором наметил к бурению глубокие скважины в низовьях реки Колвы (Усинская) близ Нарьян-Мара, в устье Харьяги и к юго-востоку от Воркуты (Юньягинская). А в ноябре 1960 года для освещения перспектив нефтегазоносности южной части Колвинского мегавала нефтеразведочной экспедицией № 2 треста «Печорнефтегазразведка» была забурена скважина № 1-Усинская. Заложению опорной скважины № 1-Уса предшествовали аэромагнитная (1953 г.), гравиметрическая (1955;1959 гг.) съемки, электроразведочные (1958 — 1959 гг.) и, в небольшом объеме, сейсморазведочные (МОВ и КМПВ) работы, а также структурное бурение (1958 — 1960 гг.).

24 октября 1962 года с глубины 2958 метра был получен приток лёгкой нефти. При опробовании скважины № 1 выявлено две залежи нефти — лёгкой и тяжёлой.

В октябре 1964 года пробурена скважина № 2, которая после опробования обводнённых объектов была ликвидирована. Скважина оказалась заложенной на низкой отметке.

Для промышленной оценки залежей нефти, вскрытых опорной скважиной, а также для выяснения перспектив нефтегазоносности среднего девона в 1964 году был составлен и утверждён проект поисковой разведки Усинской площади.

В октябре 1967 года в скважине № 7-Уса из песчаников среднего девона (интервал 3080−3144 м) ударил первый мощный фонтан легкой нефти. В сутки скважина давала более 600 куб. м.

В 1968 году был составлен проект разведки Усинского месторождения. Придавая большое значение созданию в Коми АССР новой крупной нефтяной базы, Госплан и Министерство нефтедобывающей промышленности СССР приняли в 1969 году решение о форсированном освоении северных месторождений нефти Тимано-Печорской провинции, о строительстве магистрального нефтепровода Уса — Ухта — Ярославль и организации добычи нефти в Коми АССР.

Высокая успешность ГРР была предопределена тем обстоятельством, что наряду с разведочным бурением на месторождении проводились уточняющие сейсморазведочные работы, оперативное использование материалов которых, в свою очередь, позволило добиться максимальной эффективности разведочного бурения.

На основании полученных материалов Ухтинским ТГУ был произведен подсчет запасов нефти и растворенного газа, утвержденный в ГK3 СССР.

Геофизические исследования в эксплуатационных и разведочных скважинах с 1972 г. выполнялись ПО «Коминефтегеофизика». Общие исследования выполнялись по всему стволу скважин в масштабе глубин 1: 500 и включали в себя стандартный каротаж (КС), регистрацию потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС), кавернометрию и профилеметрию (КВ+ПР), гамма-каротаж (ГК), инклинометрию. Проводились также исследования по контролю над техническим состоянием обсадных колонн и качеством перфорации. Детальные исследования проводились в масштабе глубин 1: 200 в продуктивных интервалах и включали в себя стандартный для Тимано-Печорской провинции комплекс: КС, ПС, ДС, боковое каротажное зондирование (БКЗ), боковой каротаж (БК), индукционный каротаж (ИК), боковой микро-каротаж (БМК), микрозондирование (МК), гамма-каротаж (ГК), гамма-гамма каротаж плотностной (ГГК-п), акустический каротаж (АК) с регистрацией интервального времени t.

На месторождении имело место систематическое невыполнение комплекса ГИС, как в разведочных, так и в эксплуатационных скважинах, связанное, в основном, с осложнениями, возникавшими в процессе бурения, которые привели к несоблюдению технологии скважинных исследований. Анализ имеющегося диаграммного материала показал, что более чем в 80% случаев обязательный комплекс ГИС либо не был выполнен, либо были получены материалы неудовлетворительного качества, что существенно снизило эффективность исследований и по большинству скважин сделало невозможным получение достоверной информации о коллекторах.

B 1991 — 1992 гг. были проведены уточняющие сейсморазведочные работы 2D МОГТ в юго-восточной части пермо-карбоновой залежи в объеме — 145 пог. км, результатами которых явились материалы о структурно-тектоническом строении залежи в пределах изучаемого района.

По результатам геолого — геофизических работ в 1998 г. выполнен «Подсчет балансовых запасов нефти и растворенного газа пермо-карбоновой залежи Усинского нефтяного месторождения». Запасы нефти по четырем объектам подсчета (I (С₂b), II — (С₂m), III — (С₃), IV — (Р₁a+s) составили 733,5 млн. т по категориям В+С_1.

B период с 1999 по 2002 гг. были проведены уточняющие сейсморазведочные работы 3D, выполненные в объеме 60,5 км² в западной части залежи. Анализ волнового поля позволил выявить в разрезе пермо-карбоновых отложений рифогенные постройки, имеющие северо-западную зональную направленность, эрозионные врезы и палеовыступы. На основе комплексного анализа и структурных построений выявлены тектонические нарушения сбросового характера, которые, по всей видимости, были заложены в предвизейское время, но подвижки по ним периодически возобновлялись в эпохи региональной тектонической активности.

В 2003 г. заложена и пробурена оценочная скважина № 1 Оц (1480 м — С₂b) в северо-западной части участка ПТВ-3 с целью уточнения литологической характеристики и фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов, а также оценки выработки разреза при применении запроектированной паротепловой технологии.

В период с 2003 — 2007 гг. сервисной компанией «ПетроАльянс» проведены исследования методом ВСП в 13 скважинах с целью стратиграфической привязки основных горизонтов, изучения скоростных характеристик разреза, уточнения структурных планов, выявления возможных тектонических нарушений и изучения околоскважинного пространства.

В результате выполненных работ установлено, что основное направление системы трещин в исследуемых разрезах Р₁-С₃ скважин по данным акустического каротажа ХМАК соответствует азимутальной направленности Колвинского мегавала — 310−320^О СЗ. По данным ВСП уточнены структурные планы кровли залежи верхнекаменноугольных отложений, размытые в результате раннеартинской и предассельской регрессии. По скоростным характеристикам выявлены зоны каверно — и карстообразования, а также подтверждено наличие дизъюнктивных нарушений в скважинах [4].

Одной из основных задач геологического доизучения на сегодняшний день является создание целостной структурно-тектонической модели, выделение зон развития трещиноватости (при помощи методов ВАК и ВСП), выявление закономерностей в распространении макро и микронеоднородности как по площади, так и разрезу с учетом переинтерпретации старых материалов и полученных новых данных [5].

геологическое строение нефтеносность месторождение.