Ромашкинское нм — месторождение из первой десятки крупнейших месторождений мира

Открытие уникального Ромашкинского нефтяного месторождения — триумф геологической науки

Продолжением работ прогрессивных российских ученых и их коллег из Казанского университета о взаимосвязи поверхностных нефтепроявлений и нефтяных залежей на глубине стало открытие Ромашкинского месторождения.

Ромашкинское нефтяное месторождение является одним из крупнейших месторождений России на территории Волго-Уральской провинции и располагается в восточной части Татарстана, западнее города Бугульма.

Основные характеристики месторождения

Геологическое строение этого исторического месторождения обусловлено участием отложений, относящихся к пермской системе. Основные тектонические показатели Ромашкинского нефтяного месторождения отнесены к Сокско-Шешминскому валу.

Количество геологических нефтяных запасов оценивается в пять млрд тонн. Размер доказанных резервов и извлекаемых запасов равен трём млрд тонн. Песчаники, содержащие нефть, представлены девоном и карбоном, которые вскрываются глубокими скважинами. Глубина разрабатываемых залежей не превышает 1,8 км. Стартовый суточный объём скважин составляет до 200 тонн.

Показатели плотности нефти варьируются от 0,8 г/см³ до 0,82 г/см³ с вмещением компонентов серы почти до 2 %.

Рабочие размеры — 65х75 км. Бобриковский горизонт, имеющий терригенные толщи, обуславливает промышленную нефтеносность месторождения. Выявлено порядка 200 нефтяных залежей. Высота основной залежи — 50 метров. Коллекторами являются кварцевые песчаники, имеющие суммарную мощность не более 50 метров. Средние показатели нефтенасыщенной мощности составляют почти 15 метров. Залежи отличаются водонапорным и упругим водонапорным режимами. Основной тип залежей эксплуатируется при помощи поддержания пластового давления, посредством внутриконтурного и законтурного заводнения с использованием механизированного способа. Центром добычи является город Альметьевск.

Начало разработок и дебет запасов

Промышленная разработка Ромашкинского НМ начата в 1943 году. Разведывательные этапы бурения проводились в период 1943—1944 годы. На основании этих данных было открыто месторождение Шугуровское, и накоплен уникальный материал, который доказывает особенности рельефной структуры. Докембрийский кристаллический фундамент характеризуется наличием подъёма от Шугурова в направлении северо-востока к населённому пункту Ромашкино. Это направление было выбрано для поиска наиболее продуктивных пластов. Вскрытие мощного девонского пласта состоялось в 1948 году, близ Ромашкино. Испытание скважины позволило получить фонтан с показателями дебета, превышающего 120 тонн в сутки.

Месторождение Ромашкинское ежегодно выдаёт более 16 млн нефти, что составляет 50 % объёма, добываемого на территории Республики Татарстан.

Уже извлечено из недр Ромашкинского НМ более двух млрд тонн нефти. Сохранение высокого производительного потенциала делает месторождение очень перспективным.

Особенности добычи на Ромашкинском НМ

Характерно наличие локальных платформенных поднятий, которые сложены на основе пород, относящихся к каменноугольному и пермскому возрастам. Они имеют ориентацию на общий показатель простирания вала в направлении ССВ и значительно осложняют процесс добычи. Характеристикой брахиантиклинальных структур является чрезвычайно покатое крыльевое залегание с показателями углов падения не выше 2°. Амплитуда поднятия не превышает 75 метров.

Осадочная толща, относящаяся к Восточно-Сулеевской площади, представлена следующими образованиями:

  • девонская система;
  • пермская система;
  • каменноугольная система;
  • четвертичная система.

Местом их залегания служит кристаллический фундамент на основе гранито-гнейсовых пород.

Выработка остаточных запасов значительно осложняется наличием слабо измененных, а иногда и сильно преобразованных нефтяных составов. Техногенно изменённое месторождение обладает другими коллекторскими свойствами разрабатываемых пластов и требует применения принципиально новых технических решений.

Этапы разработки Ромашкинского месторождения основаны на разделении его территории на несколько участков, которые требуют пристального внимания к процессам регулирования давления пластов и движения нагнетаемой водной массы по продуктивным пластам.

Пределы Южного купола Татарского свода содержат тектоническую площадь, которая представляет часть многопластовой залежи сводового вида и относится к северному погружению значительной части платформенной структуры.

Отложения пашийского горизонта имеют внушительную гидродинамическую связанность продуктивных пластов, относящихся к пачке «Б» и обладают коэффициентом связанности в диапазоне 0,228 — 0,378. Пласты «А», «Б1», «В» и «ГД» обладают диапазоном 0,166 — 0,146.

Детальная послойная корреляция территории Восточно-Сулеевской площади выделила наличие девяти продуктивных пластов. Пласты, относящиеся к горизонту DI, отличаются характерной зональной и послойной неоднородностью. Особенностями такой неоднородности является чередование алевролитовых пластов с песчаными, отличающимися различной степенью проницаемости.

Такая геологическая разнохарактерность существенно влияет на все этапы процесса производительности нефтяных запасов в отношении пластов и горизонта в целом.

Методика, основанная на внутриконтурном заводнении, впервые нашла воплощение на Ромашкинском НМ и стала классическим примером рационального способа по разработке крупнейшего нефтяного месторождения. Сегодня этот способ признан и широко применяется в мировых масштабах. Группа специалистов «Татнефти» в тандеме с учёными ВНИИ нефти отмечены в 1962 году Ленинской премией.

Компании, разрабатывающие месторождение

Нефтяное месторождение Ромашкинское включено в двадцать гигантских мировых месторождений. Его открытие и разработка стали определяющими факторами для многолетнего развития всей области нефтяной российской промышленности. Ромашкинское НМ в течение нескольких десятилетий является стабильным полигоном, испытывающим большое количество инновационных технологий в сфере разведки недр, проходки буровых скважин и нефтедобычи. Эти процессы имеют широкую область использования не только на промысловом уровне компании «Татнефть», которая отвечает за разработку месторождения, но и отражаются на масштабах нефтедобычи всей России.

В 2006 году федеральное агентство, отвечающее за недропользование, и ОАО «Татнефть» разработали и подписали дополнительное соглашение к лицензионному документу ТАТ-10572/НЭ. Соглашение подтверждает право на разработку недр Ромашкинского НМ для нефтепромышленности. Действующий разрешительный пакет документов ОАО «Татнефть» на использование месторождения продлён до июля 2038 года.

Использовать торф можно по разному. Один из наиболее интересных способов применения с точки зрения экономики описан в нашей интересной статье.

Как уменьшит вероятность возгорания и уйти от несчастья можно прочитав материал по https://greenologia.ru/eko-problemy/pozhary/prichiny.html ссылке.

Перспективы месторождения

На сегодня по результатам оценки основных показателей рассмотрен бизнес-проект разработки залежей месторождения «Ромашкино» до 2019 года.

Влияние нефтедобычи на экологическую ситуацию в регионе

Интенсивность разработок прямо пропорционально влияет на сейсмичность обстановки в регионе. Этот показатель в районе Ромашкинского месторождения в некоторые годы превышает количество в 70 сейсмических событий.

Кроме того, составляющие некоторых технологических процессов, осуществляемых нефтяной промышленностью, могут сопровождаться выбросами в грунт, водоёмы и атмосферные слои большого количества производственных отходов.

Разработчик Ромашкинского НМ минимизирует все негативные влияния посредством использования рациональных схем по работе с продуктивными пластами.

Открытие Ромашкинского месторождения

Открытие Шугуровского месторождения стало скорее запятой, а роль жирного восклицательного знака в истории освоения татарстанских недр сыграло Ромашкинское месторождение. В условиях, когда споры о нефтеносности подземных недр Волго-Уральского региона продолжали будоражить научные круги, последнее слово оставалось все же за геологами и буровиками. Открытие все новых и новых нефтяных слоев позволяло науке выдвигать все более смелые гипотезы о промышленных запасах нефти в этом регионе.

Развертывание и расширение нефтеразведочных работ и строительство Шугуровского нефтепромысла стали отправными точками для создания в Татарии новой нефтяной базы страны — «Второго Баку». Историческую значимость возникновения нового мощного центра нефтедобычи и нефтепереработки невозможно переоценить. Это было событием поистине мирового масштаба.

Между тем открытия следовали одно за другим. В мае 1944 года буровая бригада Я.М. Буянцева скважиной №2 вскрыла промышленную нефтеносность верей-намюрских отложений. Первоначально скважина давала до сорока тонн нефти в сутки, а затем начала эксплуатироваться самоизливом, давая до десяти тонн нефти в сутки. Открытие второго продуктивного горизонта в нижнем карбоне имело значение не только само по себе, но и служило доказательством, что геологи и поисковики находятся на верном пути. Скважины дали уникальный материал, обобщив который, удалось доказать, что рельеф докембрийского кристаллического фундамента имеет подъем от Шугурова в северо-восточном направлении к деревне Тимяшево. И именно в этом направлении необходимо продолжать поиск более продуктивных нефтяных пластов.

Читать еще:  Особенности работы инженерных систем жилых зданий

Открытия нефтяников из соседних республик и областей очерчивали область наиболее перспективного поиска, центр которого находился в Альметьевском регионе. Несомненно,
что нефтеразведчики находились в шаге от новых открытий.

В это время было принято несколько правительственных постановлений, сыгравших определяющую роль в развертывании строительства новых нефтепромыслов. Уже в марте 1944 года СНК СССР принял постановление о развитии разведочных работ и подготовке к строительству нефтяного промысла на Шугуровском месторождении. В этом документе перед нефтяниками были поставлены большие задачи по наращиванию буровых работ и открытию новых перспективных месторождений нефти для промышленного освоения. В частности, уже в 1944 году требовалось пробурить семь глубоких разведочных скважин общим метражом 4750 метров и довести количество работающих станков в бурении на Шугуровском месторождении до четырех. Большая часть работы по освоению этого месторождения легла на Татарию. Из республиканского фонда были выделены строительные материалы, мобилизовано пятьсот рабочих из числа местных сельских жителей,
а для перевозки оборудования и строительных материалов — сто подвод с возчиками.

Однако создать в короткие сроки действующий нефтепромысел оказалось достаточно сложно
и технически, и организационно. Для этого требовалось свернуть работы на части нефтеразведочных скважин и перебазировать буровое оборудование, набрать штат рабочих, не говоря уже
о квалифицированных кадрах буровых мастеров и геологов. Для обустройства Шугуровского месторождения трест «Центроспецстрой» создает в Шугурове строительно-монтажную контору
№4. На новое месторождение направляется целая группа руководящих работников и опытных геологов и буровиков.

И все равно этих усилий оказалось недостаточно. Сразу после окончания войны, в мае 1945 года на специальном заседании ГКО рассматривался вопрос о дальнейшем ускорении ввода в строй нового нефтепромысла. Приказом Наркомнефти на базе Шугуровского месторождения создается укрупненный нефтепромысел с подчинением Главнефтедобыче. Поставлена задача к концу 1945 года довести суточную добычу нефти до ста тонн. Тогда же было принято решение продолжить разведку девонских пластов, в частности на Шугуровском месторождении. Был произведен набор рабочих, тресту «Татгеологоразведка» выделены буровые станки, дизели, передвижные электростанции, трактора, различное оборудование и материалы. И все же преодолеть послевоенную разруху и целый ряд организационных и технологических трудностей не удавалось.

Между тем в работу постепенно включались новые специалисты, вернувшиеся с фронта геологи.
В их числе был и Рафгат Шагимарданович Мингареев. Сначала он возглавил производственно-технический отдел Шугуровского нефтепромысла, потом стал сменным помощником директора, главным инженером и директором нефтепромысла, а впоследствии начальником объединения «Татнефть» и заместителем министра нефтепрома. Полным ходом шло строительство производственных помещений и жилья для рабочих.

Да, татарская нефть была открыта и началась ее добыча, но эти запасы, по сути дела, не были включены в производственный цикл в масштабах всей страны. Не была организована постоянная
и бесперебойная доставка нефти к транспортным коммуникациям. Для полноценной эксплуатации скважин требовалось ввести в строй нефтепровод от Шугуровского месторождения до станции Клявлино. Для решения этой задачи потребовались усилия всей республики. С огромным трудом
и напряжением сил, но строительство нефтепровода началось.

Постепенно давала плоды и целененаправленная работа по разведке девонских пластов.
17 сентября 1946 года бригада буровиков мастера С.Ф. Баклушина из треста «Туймазынефть»
в Бавлах на глубине 1770 метров вскрыла мощный нефтеносный горизонт девонского происхождения с высоким суточным дебитом нефти. Это открытие укрепило уверенность нефтеразведчиков
в правильности взятого курса на развертывание буровых работ не только в каменноугольных, но и девонских отложениях.

Особые надежды были связаны с бурением скважин близ деревни Ромашкино (Тимяшево) Новописьмянского района. Именно здесь в результате бурения скважины № 3, которое вела бригада молодого бурового мастера С.Ф. Кузьмина из Шугуровской нефтеразведки (начальник
А.В. Лукин), было открыто Ромашкинское месторождение нефти в продуктивной толще девона. 25 июля 1948 года при испытании скважины получен фонтан: более ста двадцати тонн безводной нефти
в сутки! Впоследствии оказалось, что это не только самое крупное месторождение нефти
в Татарстане, но и одно из крупнейших в мире.

Учитывая новые геологические критерии поиска нефти в слоях девона, геологи треста «Татарнефть» А.М. Мельников, С.П. Егоров, Г.Я. Якупов и другие применили методику широкого охвата разведочным бурением территории вокруг скважины №3, на расстоянии пять – десять километров. И все они дали нефть. Полностью подтвердились предположения о нефтеносности девона и за пределами Ромашкинской структуры. Впоследствии с использованием этой методики были открыты Миннибаевская, Абдрахмановская, Павловская и другие девонские нефтеносные площади. Позднее ее эффективность была подтверждена при разведке Самотлора и других крупных западносибирских месторождений.

Геологи блестяще справились со своей задачей. Теперь инициатива перешла
к производственникам, которым предстояло организовать добычу и транспортировку нефти.

Месторождения нефти и газа

Ромашкинское нефтяное месторождение — находится в Российской Федерации и расположено в восточной части республики Татарстан, несколько к Западу, от г. Бугульма.

В геологическом строении месторождения принимают участие отложения пермской системы, обнажающиеся на поверхности, а также карбона и девона, вскрываемые глубокими скважинами. Тектонически Ромашкинское нефтяное месторождение приурочено к Сокско-Шешминскому валу, осложненному рядом локальных платформенных поднятий, сложенных породами пермского и каменноугольного возрастов, ориентированных в соответствии с общим простиранием вала в направлении на ССВ. Эти брахиантиклинальные структуры (собственно Ромашкинская, Кудашевская, Миннибаевская и др.) характеризуются очень пологим залеганием крыльев (углы падения не превышают 1—2°) и амплитудами поднятия не более 50—75 м.

По отложениям терригенной толщи девона (живетский ярус, низы франского яруса) вырисовывается единое обширное поднятие, площадью до 4500 км2, на фоне которого слабо выделяются отдельные вздутия: Миннибаевское, Абдрахмановское, Павловское, Азнакаевское и другие, с амплитудами поднятия порядка 15—25 м. В целом обширная Ромашкинская платформенная структура имеет очень пологие склоны (крылья) с углами наклона до 1°; только на зап. крыле углы падения достигают 2°.

Несоответствие структурных планов по пермским и каменноугольным отложениям, с одной стороны, и терригенной толщей девона, с другой, подчеркивается тем, что наиболее приподнятая, осевая часть Сокско-Шешминского вала проходит в 18—20 км западнее основной девонской Ромашкинской структуры через Шугуровскую брахи-антиклинальную складку, сложенную пермскими и каменноугольными слоями. По отложениям терригенной толщи девона, а также по поверхности кристаллического фундамента Шугуровское поднятие располагается над погруженной их зоной.

Промышленная нефтеносность связана главным образом с отложениями терригенной толщи девона, хотя имеются промышленные залежи нефти в песчаниках угленосной свиты турнейского яруса (или визе), а также в известняковом разрезе верхнего девона. Характерно наличие в разрезе нижнего карбона пластов каменного угля рабочей мощности.
В терригенной толще девона залежи нефти приурочиваются к Д0 (Михайловскому), ДI ДIII, ДIV и ДV продуктивным пластам. Однако основное промышленное значение имеет первый девонский нефтяной пласт—ДI, с которым связано не менее 80% всех запасов нефти в недрах Ромашкинского месторождения Залежи нефти во всех остальных пластах имеют литолого-стратиграфический характер, располагаясь участками главным образом на склонах основного Ромашкинского поднятия.

Громадная залежь нефти пласта ДI относится к структурным, сводовым залежам, правильно окаймляющимся на крыльях поднятия краевыми водами. Пласт ДI представлен пачкой нефтесодержащих песчаников и алевролитов, расслоенных глинами. Местами пласт приобретает монолитное сложение, будучи представленным сплошным песчаником, местами же он является часто расслоенным глинами. Песчаники, слагающие пласт Др резко варьируют в мощности: от 1 — 2 до 34 м, а на отдельных участках даже полностью выклиниваются (замещаются глинами или алевролитами). Пористость песчаников колеблется от 15 до 26%, составляя в среднем 21%; проницаемость варьирует от 40 до 2000 миллидарси, но в среднем равна 500—600 миллидарси. Начальные дебиты скважин изменяются от 30—40 до 400 т нефти в сутки при глубинах залегания около 1650—1700 м. Начальное пластовое давление достигало 175 атм.

Читать еще:  Месторождения, запасы и способы добычи природного газа

В связи с пологим строением основного Ромашкинского поднятия значительная часть залежи в пределах внешнего контура нефтеносности подстилается водой, т. е. образуется очень широкая зона между внешним и внутренним контурами нефтеносности, где нефть «плавает» на воде, в то время как средняя часть залежи на всю мощность пласта ДI насыщена нефтью.

Ввиду огромных, уникальных размеров залежи нефти в пласте ДI необходимости осуществления активной ее разработки и эксплуатации и невозможности решения последней задачи с помощью законтурного заводнения, при разработке этой залежи осуществлено искусственное разрезание последней на отдельные площади кольцевыми рядами нагнетательных скважин. Каждая такая площадь, искусственно вырезанная рядами нагнетательных скважин с учетом геологического строения залежи в целом, обладающая обширными запасами нефти, является крупным нефтяным месторождением.

В настоящее время по такой системе разработки, с применением внутри-контурного заводнения, на Ромашкинском нефтяном месторождении находятся в эксплуатации Миннибаевская, Абдрахмановская, Павловская, собственно Ромашкинская, Зеленогорская и Восточно-Сулеевская площади.

Разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения были начаты в 1953 г. По добыче и природным запасам это месторождение, является одним из крупнейших в мире.

Уникальный «Ромашкинский» фактор

Сегодня на него приходится 58,8 процента добычи ОАО «Татнефть». К началу 2012 года здесь добыто в общей сложности более 2,2 млрд. тонн нефти.

История открытия татарстанской нефти начинается в 20-е годы прошлого столетия. Тогда с приходом к власти большевиков в регион было отправлено несколько разведывательных экспедиций – безуспешно. Однако недолго оставалось лежать татарстанской нефти ненайденной. С 1930 года разведка на нефть возобновилась. С началом войны с Германией , когда возникла угроза захвата северокавказских нефтяных промыслов, потребность в новых месторождениях стала жизненно важной для страны. В регион стали спешно перебрасывать технику и людей, в 1941 году было начато разведочное бурение. А 25 июля 1943 года впервые в Татарстане из скважины №1, пробуренной у села Шугурово, был получен промышленный приток нефти дебитом 15 тонн в сутки. Так Татарстан стал нефтяным регионом.

Новое месторождение получило название Шугуровского. Это был всего лишь первый шаг в открытии нефтяного гиганта.

В 1946 году в 20 км от Шугуровского нефтепромысла у села Ромашкино (недалеко от современного Лениногорска ) была заложена разведочная скважина № 3. Следующие два года шло ее бурение. А в июле 1948 года бригадой мастера Сергея Кузьмина и бурильщика Рахима Халикова был вскрыт мощный девонский пласт. 25 июля при испытании скважины получен фонтан дебитом более 120 тонн в сутки. Таким был «дебют» ромашкинской нефти. Открывателей Ромашкинского месторождения наградили Сталинской премией.

Скважина № 3 Ромашкинского месторождения, из которой получена первая промышленная нефть Татарии. Репродукция Н.Седова. 1960-е гг. НА РТ, оп.4, № 5779

Однако настоящий сюрприз ждал впереди. Последующие исследования показали, что месторождение является многопластовым, а открытое в 1943 году Шугуровское месторождение является лишь окраиной Ромашкинского месторождения.

Промышленная разработка месторождения началась в 50-х годах прошлого века. Именно тогда с подачи главного нефтяного геолога СССР Ивана Губкина Татарстан стали называть «Вторым Баку ».

Разработка Ромашкинского месторождения способствовала не только развитию нефтедобывающей промышленности на юго-востоке Татарстана, но также послужила основой для создания ряда крупных предприятий нефтегазовой и нефтехимической промышленности республиканского и федерального значения, широкой сети магистральных транспортных нефтепроводов, обусловила занятость в этой отрасли значительной части населения региона.

Месторождение до сих пор служит полигоном для испытания новых технологий и передовой техники в области разведки недр, проходки скважин, нефтедобычи. Так здесь впервые был применен метод внутриконтурного заводнения, впоследствии ставший классическим методом разработки крупного месторождения, который широко применяется во всём мире. За внедрение этого метода в 1962 г. большой группе специалистов « Татнефти » и ученых ВНИИ нефти была присуждена Ленинская премия. Разработка месторождения до настоящего времени осуществляется при непрерывном обеспечении воспроизводства запасов нефти.

Несмотря на то, что к настоящему времени в Татарстане открыто более 100 нефтяных месторождений, «Ромашкинское» — остается крупнейшим месторождением Татарстана. За время освоения нефтяных богатств Республики Татарстан добыто более 3 млрд. т. нефти, в т.ч. доля Ромашкинского месторождения составила более 70 %.

Президент РТ М.Ш. Шаймиев на месте первой скважины Ромашкинского месторождения девонской нефти. 1995 г. НА РТ, оп.13, № 1371

На месторождении пробурено 27 250 скважин, из них действуют 12 010 добывающих и 6 191 нагнетательных скважин. В год Ромашкинское месторождение даёт более 15 млн. тонн нефти — половину объёмов, добываемых в республике. Из его недр отобрано более 2,2 млрд. тонн нефти, при этом сохраняется высокий потенциал месторождения, что подтверждают специалисты компании.

«Ромашкинское – уникальное историческое месторождение. Оно сыграло важнейшую роль в развитии нефтедобывающей отрасли нашей страны, и, несмотря на высокую степень выработанности запасов, остается одним из главных месторождений России , чей потенциал еще далеко не исчерпан», — говорит главный геолог ОАО «Татнефть» Раис Хисамов.

Сохранение темпов добычи нефти на Ромашкинском месторождении, возможено при создании комплекса мер по улучшения процессов регулирования разработки месторождений с достижением возможно более высокой нефтеотдачи в благоприятных экономических условиях.

Текущее состояние разработки Ромашкинского нефтяного месторождения

Основной девонский объект (горизонты Д1, Д0) Ромашкинского месторождения разделен рядами нагнетательных скважин на отдельные площади самостоятельной разработки.

В первую очередь в разработку вводили наиболее продуктивные центральные площади Ромашкинского месторождения: Миннибаевская, Абдрахмановская, Южно-Ромашкинская и Павловская. В несколько этапов разбуривали и площади, прилегающие к центральным: Альметьевская, Северо-Альметьевская, Восточно-Сулеевская, Алькеевская, Зеленогорская и Зай-Каратайская.

Скважины на Ромашкинском месторождении на начальном этапе размещали преимущественно по неравномерной сетке 600х400 и 800х650 м. Равномерная квадратная сетка скважин применена только на Сармановской, Карамалинской, Холмовской (600х600 м) и Березовской (720х720 м), равномерная треугольная сетка скважин на Куакбашской (650Х650 м) площадях. На Куакбашской и части Холмовской площади внедрёна избирательная система заводнения продуктивных пластов, а на Сармановской — линейная. На всех остальных площадях применяется комбинированная система заводнения — линейная на непрерывные базисные пласты и очаговая — на прерывистые коллекторы.

На терригенные отложения девона пробурено 19527 скважин (77,7% проектного фонда), из них 13991 добывающих, 4498 нагнетательных и 1038 скважин других категорий. В настоящее время выбыло из эксплуатации 6868 скважин (35,2% фонда), из которых 2638 — из-за нерентабельности в новых рыночных условиях и 967 ожидают работ по увеличению дебита нефти или водоизоляционных работ, 3263 ликвидированы или ожидают ликвидации.

С начала разработки по горизонтам Д1-До добыто 90,0% начальных извлекаемых запасов, текущая нефтеотдача достигла 47,4%. Отбор жидкости в пластовых условиях компенсирован закачкой воды на 108,8%. Средневзвешенное пластовое давление составляет 16,2 МПа.

Максимальный уровень добычи нефти 81,5 млн. т на месторождении был достигнут в 1970 г. Добыча нефти на уровне 80 млн. т удерживалась в течение 6 лет. С 1975 г. при отборе 53,9% начальных извлекаемых запасов (НИЗ) добыча нефти по месторождению начала снижаться и в 1994 г. составила 13,0 млн. т (0,6% НИЗ и 5,7% ТИЗ)

С 1975 г. месторождение вступило в позднюю стадию разработки, характеризующуюся ростом темпов обводнения (в среднем в 3 раза), сокращением (в 5-10 раз) эксплуатационного фонда, снижением в 1,5-2,0 раза эффективности геолого-технических мероприятий и неуклонным падением уровня добычи нефти. Последнее, кроме всего прочего, объясняется и ухудшением структуры запасов.

Читать еще:  Одноразовый скальпель - страховка от многих заболеваний - greenologia

Отбор жидкости по месторождению увеличивался ежегодно до 1985 г. Затем объединение «Татнефть» резко изменило техническую политику в сторону снижения отбора попутной воды.

На поздней стадии разработки основной целью регулирования является уменьшение отбора попутной воды при одновременном увеличении текущих отборов нефти и нефтеотдачи. В результате отбор попутной воды уменьшен на 180 млн. т в год. Соответственно уменьшилась закачка воды, улучшились технико-экономические показатели разработки.

Давление на устье нагнетательных скважин на отдельных площадях составляет 10,0-4,9 МПа, на забое добывающих скважин — 7,2-11,2 МПа. Средний дебит нефти снизился с максимального значения 63,0 до 4,6 т/сут, жидкости с 63,6 до 35,3 т/сут.

Максимальный отбор жидкости в 1985 г. составил 18,4 млн. т, закачка — 17,1 млн. м3, а в 1994 г. соответственно 7,0 млн. т и 6,0 млн. м3. Отбор попутной воды составил 38,7% достигнутого уровня. Обводненность в течение последних 10 лет стабилизировалась на уровне 70%, водонефтяной фактор составил всего 1,6.

Средний дебит нефти снизился с максимума, 21,9, до 4,2 т/сут, жидкости от 34,5 до 14,7 т/сут. Давления на устье нагнетательных скважин составляют 5,6-11,7 МПа, на забое добывающих 4,7-8,2 МПа.

Объединение «Татнефть» по Ромашкинскому месторождению провело большую работу по оптимизации плотности и размещения сеток скважин. Опыт оптимизации плотности сетки скважин на Ромашкинском месторождении является уникальным и его обобщение имеет громадное теоретическое и практическое значение. На примере Ромашкинского месторождения было доказано существенное влияние плотности сетки скважин на производительность, технико-экономические показатели разработки и нефтеотдачу неоднородных расчлененных объектов, сформулированы принципы начального и конечного уплотнения сетки скважин.

Практика разработки месторождения убедительно свидетельствует о том, что при уплотнении сетки за счет бурения дополнительных скважин и соответствующего изменения системы заводнения можно увеличить добычу нефти пропорционально числу скважин и улучшить экономические показатели разработки.

Проведенная оценка ожидаемой нефтеотдачи при практическом внедрении проектных решений Генеральных схем разработки месторождения показало, что при реализации первой Генеральной схемы разработки месторождения с бурением 9400 скважин конечная нефтеотдача составила бы всего 38%. Вторая Генеральная схема предусматривала бурение 12000 скважин. Однако и при этом нефтеотдача составила бы всего 42%. При реализации третьей Генеральной схемы с бурением более 19000 скважин конечная нефтеотдача должна составить 49%. Таким образом, необходима дальнейшая оптимизация сетки скважин для достижения проектной нефтеотдачи пластов, равной 53%. С этой целью по каждой площади рассчитаны технико-экономические показатели четырех вариантов разработки (по годам на весь срок), отличающихся друг от друга конечной плотностью сетки скважин.

Один из вариантов представляет собой продолжение осуществляемой на сегодня системы разработки. В другом варианте плотность сетки соответствует уточненным проектам разработки отдельных площадей, составленным за последние 10 лет. Остальные два варианта разработки по плотности сетки отличаются от последнего в ту или иную сторону. Расчеты технологических показателей разработки по площадям проведены с использованием методики ТатНИПИнефти.

Максимальный экономический эффект по площадям достигнут при плотности сетки 12,0-28,2 га/скв, причем более плотные сетки оптимальны для площадей, характеризующихся высокой геологической неоднородностью коллекторов. Так, для объектов с коэффициентом расчлененности более трех, оптимальная плотность сетки находится в интервале 12,0-18,4 га/скв (среднее значение 14,5 га/скв), а для менее расчлененных объектов 17,5 -28, 2 га/скв (среднее значение 22,5 га/скв).

Начиная с 60-х годов на месторождении ведется бурение дополнительных скважин сверх основного фонда (оптимизация плотности сетки) в целях достижения запроектированной нефтеотдачи эксплуатационного объекта (79,5% дополнительного фонда), а также интенсификации процесса разработки горизонта для поддержания достигнутого и обеспечения запланированного уровня добычи нефти или снижения темпа его падения. Наибольшее число скважин из дополнительного фонда пробурено в целях выработки запасов линз, полулинз и тупиковых зон, а также малопродуктивных коллекторов, и значительно меньшая доля приходится на скважины для выработки водонефтяных зон. На таких площадях, как Абдрахмановская, Западнo-Ленино-горская, Зай-Каратайская., Миннибаевская, Альметьевская, Восточно-Лениногорская, расчлененность эксплуатационного объекта которых выше трех, более половины пробуренного фонда составляют дополнительные скважины, и на них приходится значительная часть добычи нефти за весь прошедший период разработки. В результате бурения дополнительных скважин активные извлекаемые запасы нефти месторождения увеличились до 95% начальных.

По состоянию на 1.01.1995 г. на месторождении (без учета дублеров) пробурено 18847 скважин, в том числе 8961 скважина сверх основного фонда, что составляет 46,6%, из них около половины пробурено на разукрупнение эксплуатационного объекта и примерно столько же на оптимизацию плотности сетки скважин. Если средний дебит нефти одной добывающей скважины за 1994 г. по месторождению составил 4,6 т/сут, жидкости — 35,3 т/сут, то по дополнительным скважинам он соответственно равен 3,9 и 31,9 т/сут. Средний дебит скважин дополнительного фонда по площадям на рассматриваемую дату изменяется по нефти от 0,2 до 33,0 т/сут, по жидкости от 1,0 до 255,1 т/сут. С начала бурения скважин дополнительного фонда добыто свыше 337 млн. т нефти, 812 млн. т жидкости, водонефтяной фактор достиг 1,41.

По состоянию на 01.01.1995 г. в период поздней стадии пробурено и введено в эксплуатацию около 5800 добывающих скважин, по которым отобрано 145 млн. т нефти и 480 млн. т жидкости. Водонефтяной фактор 2,3, средняя обводненность добытой жидкости 70,2%. В среднем на одну пробуренную скважину добыто 25 тыс. т нефти и 58 тыс. т воды.

Основное назначение скважин, пробуренных в поздней стадии — повышение нефтеотдачи пластов путем вовлечения в активную разработку запасов нефти песчаных линз, водонефтяных зон, пластов с низкой проницаемостью.

В настоящее время Ромашкинское месторождение находится в завершающей стадии разработки. По месторождению достигнут сравнительно высокий коэффициент нефтеотдачи — 0,47 — при обводненности 87%. Из пробуренного фонда выбыло 35% скважин, часть которых в дальнейшем при проведении ГТМ может быть введена в повторную эксплуатацию. На одну отработанную скважину добыто 133 тыс. т нефти. Оставшиеся в работе скважины уже добыли 159 тыс. т/скв. Для достижения проектной нефтеотдачи по ним нужно еще отобрать 25 тыс. т/скв. Это многовато, но, учитывая необходимый для достижения проектной нефтеотдачи фонд, эта величина существенно снижается. Поэтому достижение проектной нефтеотдачи не вызывает сомнений. .

По Ромашкинскому месторождению доля трудно извлекаемых запасов нефти по сравнению с первоначальной увеличилась с 30 до 80%, в том числе в слабопроницаемых пластах — с 7 до 29, ВИЗ — с 18 до 38, песчаных линзах — с 5 до 13%.

Ухудшение структуры запасов нефти происходит в течение всего периода разработки месторождения. Однако в начальной стадии, до отбора 50-601 НИ3 оно оказывает менее заметное влияние на динамику добычи нефти, так как основной отбор обеспечивается за счет активных запасов. На поздней стадии разработки (после отбора 2/3 запасов нефти), несмотря на проведение большого объема мероприятий, структура запасов оказывает отрицательное влияние на динамику добычи. При этом чем больше доля трудно извлекаемых запасов нефти, тем при меньшем проценте суммарной добычи НИЗ наступает снижение темпов отбора текущих извлекаемых запасов (ТИЗ). Такая же закономерность наблюдается между величиной темпов отбора и выработкой запасов: чем выше темп отбора, тем при меньшей выработке начинается его снижение. Первая из отмеченных закономерностей более существенна, так как величина темпа отбора при прочих равных условиях в значительной мере зависит от продуктивности объекта[2].

Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector