2.2. Состояние разработки.

Пермокарбоновая залежь Усинского месторождения введена в промышленную эксплуатацию в 1977 г. Залежь расположена на глубине 1100-1500 м и содержит нефть аномально высокой вязкости (около 700 мПас) в карбонатах трещинно-кавернозно-порового типа среднего и верхнего карбона и нижней перми.

Из-за отсутствия работоспособного внутрискважинного оборудования для закачки пара на глубину свыше 1000 м в 1982 г. на участке ПТВ-1 были начаты работы по закачке в пласт горячей воды с температурой 200-250^оС. Работы проводились в соответствии с дополнительной запиской по расширению участка опытно-промышленных работ по тепловому воздействию на пласт, составленной в 1982 г. институтами Печорнипинефть и ВНИИнефть.

На основании положительных результатов опытно-промышленных работ на участке ПТВ-1 в 1985 г. институтами Печорнипинефть, ВНИПИтермнефть, ВНИИнефть была составлена технологическая схема разработки пермо-карбоновой залежи с применением теплоносителей. В техсхеме приняты девятиточечная система размещения скважин и три сетки скважин на каждый из трех эксплуатационных объектов. На участках месторождения, ранее разбуренных в соответствии с техсхемой 1978 г., принята плотность сетки 6,25 га/скв, на неразбуренных участках принята сетка скважин 9,0 га/скв. Фонд проектных скважин - 2488, в т.ч. нагнетательных - 396, добывающих - 1626, резервных - 466. В качестве базовой обоснована технология, включающая следующие последовательно осуществляемые стадии:

- разработка на естественном режиме (не более 2-х лет);

- пароциклические обработки скважин;

- площадная закачка пара;

- закачка ненагретой воды с целью продвижения тепловой оторочки к забоям добывающих скважин.

В связи с недостатком финансовых ресурсов и технических средств для закачки пара в пласт к реализации технологической схемы удалось приступить лишь в 1992 г. за счет привлечения иностранных инвестиций и эффективных технически средств зарубежных фирм. В процессе промысловых работ была подтверждена правильность принципиальных положений утвержденной технологической схемы. Несмотря на это, в настоящее время сложилась ситуация, требующая составления новых технологических документов по залежи. Это обусловлено следующими обстоятельствами:

- в связи с отставанием работ по вводу залежи в тепловое воздействие фактические показатели разработки во много раз отстают от проектных;

- в 1998 г. по залежи выполнен пересчет балансовых запасов нефти, в процессе которого уточнены представления о геологическом строении залежи;

- с 1992 г. разработка залежи ведется двумя недропользователями со своими подходами к разработке;

- изменилась экономическая ситуация, конъюнктура рынка, налоговая система и другие экономические критерии.

В процессе составления новых технологических схем предстоит решить следующие задачи:

- уточнить технологические показатели ранее запроектированной технологии с учетом изменившихся представлений о геологической характеристике залежи;

- рассмотреть новые варианты разработки залежи и обосновать целесообразность проведения опытно-промышленных работ по их испытанию и освоению;

- оценить технико-экономическую эффективность разработки залежи при различных вариантах налогообложения.

Технико-экономический анализ проектных решений показал, что при принятых ценах на нефть и существующей налоговой базе достаточно эффективной может быть только разработка полностью разбуренных и обустроенных участков залежи. Разработка новых площадей месторождения будет недостаточно эффективной. Это связано с большими затратами на бурение плотной сетки скважин и на строительство нефтепромысловых объектов по закачке пара и добыче нефти. Расчеты показали, что в связи с очень сложной геолого-физической характеристикой рассматриваемого объекта и необходимостью применения высокозатратной технологии закачка пара в глубокозалегающие пласты, эффективная разработка пермо-карбоновой залежи возможна только с применением принципиально новых менее затратных технологий теплового воздействия на пласт.