Нефтяные «лепестки» Ромашкинского месторождения

Как в ближайшие десятилетия будут разрабатывать достояние Татарстана.

Разведочные работы на Ромашкинском месторождении продолжались в течение 50 лет. За это время оно стало совсем другим в плане запасов, чем в начале. Об этом говорится в статье «Нефтяная эпопея в Тимяшево», опубликованной аналитическим центром при Минэнерго (ЦДУ ТЭК).

ОДНА ЗАЛЕЖЬ КАК ЦЕЛОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

Сегодня месторождение оконтурено, на нем разведаны основные горизонты. Доразведка локальных залежей продолжается до сих пор. Нефтеносность установлена в 22 горизонтах девона и карбона, 18 из них дали промышленные притоки нефти. Всего выявлено порядка 200 залежей.

Ромашкинское нефтяное месторождение по тектоническим свойствам относится к Сокско-Шешминскому валу, осложненному локальными платформенными поднятиями, сложенных породами пермского и каменноугольного периодов. Его размеры — 65 на 75 километров. Геологические запасы оценивались в 5 млрд т, объем доказанных и извлекаемых запасов — 3 млрд т нефти. Глубина разработки нефтеносных отложений составляет 1,8 километра.

Промышленная нефтеносность приурочена к отложениям терригенной толщи девона. Промышленные запасы имеются также в песчаниках угленосной свиты турнейского яруса, а также в известняковом разрезе верхнего девона. В разрезе нижнего карбона встречаются пласты каменного угля рабочей мощности. Самым важным считается первый девонский нефтяной пласт ДI, с которым связано 80% всех запасов нефти Ромашкинского месторождения.

Остальные пласты, в которых обнаружены нефтеносные залежи, располагаются на склонах основного Ромашкинского поднятия. При разработке огромных запасов пласта ДI искусственно разрезали залежи на отдельные площади кольцевыми рядами нагнетательных скважин. Каждая такая площадь обладает настолько мощными запасами «черного золота», что сравнимо с достаточно крупным нефтяным месторождением.

Пласты, разделенные на слои, располагаются почти горизонтально; их разделяют малопроницаемые глинистые породы. При этом слоистость носит нерегулярный характер, поэтому месторождение, обладая большой нефте-носностью, имеет низкую гидропроводность.

Плотность добываемой нефти составляет 0,8–0,82 г/куб. см, сера и ее компоненты составляют 1,5–2%. Транспортировка такой нефти чревата высокой степенью внутренней коррозии трубопроводов, а значит — большому расходу труб, потерям металла, частым ремонтам. Все это влечет за собой дополнительные затраты на мониторинг оборудования, частый ремонт систем нефтесбора, профилактику аварий и загрязнения окружающей среды.

ОСОБЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ЗАВОДНЕНИЯ

Для освоения Ромашкинского впервые был применен и эффективно использовался метод внутриконтурного заводнения, который впоследствии был оценен нефтяниками в других странах. За внедрение проекта группе специалистов из «Татнефти» и учёных из ВНИИнефти в 1962 году была присуждена Ленинская премия.

Ромашкинский промысел был оснащен объединенной системой водопроводов для заводнения всех площадей. Возможность подачи воды предусматривалась на каждый из нагнетательных рядов. Водозаборы закачивают воду в систему магистральных водоводов. От магистральных водоводов диаметром 250–500 мм вода по подводящим водоводам (диаметр — 250 мм) подается на канализационные насосные станции (КНС).

Далее по системе разводящих водоводов (диаметр 100–150 мм) она подается в нагнетательные скважины. В систему заводнения Ромашкинского месторождения вода поступает из насосной станции III подъема Камского водовода через насосную станцию подкачки, состоящую из семи рабочих насосов и двух резервных. При этом внутриконтурное заводнение производится жидкостью с особенными характеристиками.

ПРОГРЕССИВНЫЕ МЕТОДЫ ТРЕТЬЕЙ СТАДИИ

За более чем за 70-летнюю историю существования Ромашкинское прошло несколько этапов проектирования разработки. На первом этапе, который длился с 1949 года по 1956 год, после проведенной геологоразведки была подготовлена I Генеральная схема освоения месторождения на период 1956–1965 годов.

Утвержденный Миннефтепромом СССР документ определял 11 основных принципов разработки. Реально действующими и неизменными оказались только принципы, в которых прописывалось внутриконтурное заводнение, а также порядок освоения нагнетательных скважин в разрезающих рядах.

Второй этап (1964–1968 годы) характеризовался составлением и утверждением в профильном министерстве II Генеральной схемы развития добычи нефти из горизонтов Д1Д0 Ромашкинского месторождения на период до 1975 года. Из подготовленной специалистами «дорожной карты» исключался ряд пунктов из I Генеральной схемы. Это многоэтапность системы разработки с ранним отключением обводненных скважин и батарейным переносом нагнетания, сгущение сетки скважин в зоне стягивания контуров нефтеносности.

Они не нашли практического применения в ходе освоения месторождения на первом этапе. Были изменены и сами принципы заводнения. Предлагалось активно проводить мероприятия по повышению давления нагнетания, дополнительному разрезанию, очаговому заводнению, переносу нагнетания по отдельным скважинам. Рекомендовалось снижение забойного давления до давления насыщения, отключение скважин при большей обводненности.

Результатом третьего этапа проектирования (1968–1978 годы) стала подготовка и утверждение в 1978 году III Генеральной схемы на период до 1990 года. В ней формулировались 11 прогрессивных принципов разработки Ромашкинского месторождения. Их внедрение дало возможность повысить охват заводнением продуктивного горизонта, интенсифицировать выработку пластов и замедлить темпы падения добычи нефти из-за обводнения на 3 стадии разработки.

Согласно анализу, проведенному специалистами по результатам освоения Ромашкинского месторождения с 1975 года по 1979 год, Первая генеральная схема разработки стала обоснованием для проведения внутриконтурного заводнения. Вторая генсхема определяла основные положения его применения. Третья схема совершенствовала систему заводнения и обеспечивала наиболее полный охват пластов заводнением.

Внедрение положений I Генеральной схемы разработки позволило вовлечь в разработку 52% запасов и обеспечить нефтеотдачу около 38%, II — соответственно 78 и 42%, III — около 90 и 49%. Для сравнения, согласно III Генеральной схеме утвержденная нефтеотдача должна была составить 53%.

ОСЛОЖНЕННЫЕ ЗАПАСЫ НЕФТИ

В настоящее время действует IV Генеральная схема. Ею определяются принципы разработки месторождения с учетом особенностей поздней стадии и выявленных в процессе эксплуатации недостатков системы заводнения. К таким недостаткам эксперты относят невозможность полностью охватить пласты заводнением. В результате не вовлекаются в разработку значительные трудноизвлекаемые запасы нефти, по-разному выработка пластов. Это приводит к преждевременному обводнению высокопроницаемых пластов.

Остаточная нефть «запечатывается» закачанной водой, что осложняет выработку оставшихся заводненных пластов. Ухудшаются свойства остаточной нефти. В пласте образуется окисленная, сернистая, малоподвижная и неподвижная, биодеградированная нефть. Отмечается выпадение парафина вследствие переохлаждения пласта, вызванного закачкой холодной воды и ухудшением свойств нефти.

Снижается проницаемость коллекторов из-за развивающихся в пластах деформационных процессов, вызванных снижением давления в процессе разработки. Это приводит к техногенному снижению проницаемости пласта, а следовательно, и уменьшению продуктивности скважин.

Ромашкинский промысел подвергся большим техногенным изменениям. По сути, это уже совсем другое месторождение с новыми коллекторскими свойствами пластов, другим составом нефтей и газов, новыми гидрогеологическим, гидродинамическим, тепловым и физико-химическим режимами. А значит, для рациональной разработки нужны новые решения.

Согласно IV Генеральной схеме, рентабельная эксплуатация Ромашкинского месторождения предусмотрена до 2032 года, а с учетом принятой дифференциации налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) — до 2065 года.

Восполнению запасов в этот период будет способствовать внедрение вторичных и третичных методов увеличения нефтеотдачи. На промысле на фоне монотонного падения добычи подготовят участки роста и стабилизации за счет массированного использования МУН. В результате на Ромашкинском могут вырасти балансовые и особенно извлекаемые запасы горизонтов Д1 и Д0, а следовательно, увеличатся и извлекаемые запасы нефти. При благоприятных условиях, считают ученые, сроки разработки месторождения увеличатся на 150–200 лет.  По другим горизонтам также возможно увеличение запасов и сроков их освоения.

Отмечается, что по ряду залежей Ромашкинского месторождения балансовые запасы уже должны быть давно извлечены, а добыча нефти из них, тем не менее, продолжается. Исследования на Миннибаевской площади указывают на вероятный подток «чужой» нефти в залежи горизонтов Д1 и Д0. Поэтому необходимо скрупулезно мониторить ситуацию и проводить необходимые научные изыскания.

УПЛОТНЕНИЕ И УГЛУБЛЕНИЕ СКВАЖИН

Для повышения нефтеотдачи сверх проектного уровня схеме прописаны ряд рекомендаций. Среди них можно выделить широкое бурение горизонтальных стволов из малодебитных или обводненных скважин для улучшения коллекторских свойств пластов и увеличение в них нефтесодержания. Возможно углубление забоев скважин для вскрытия неотработанных нижележащих плаcтов в малодебитных и обводненных скважинах.

Рассматривается также возможность использования методов воздействия физическими полями и биотехнологий; применение автоматизированной системы контроля за выработкой пластов. Также предполагается бурение дополнительных стволов (горизонтального и разветвленно-горизонтального) в существующих скважинах, расположенных в заводненных зонах в направлении невырабатываемых или слабо вырабатываемых пластов с большим нефтесодержанием.

В настоящее время НГДУ «Лениногорскнефть» активно разрабатывает Южно-Ромашкинскую, Западно-Лениногорскую, Зай-Каратайскую, Куакбашскую, Абдрахмановскую площади и ряд залежей. НГДУ ведет работы в Лениногорском, Альметьевском, Бугульминском районах Республики Татарстан и Клявлинском районе Самарской области. За время своего существования управлением добыло 660 млн т нефти, что составляет 1/5 часть от добычи всей «Татнефти».

Нефтедобыча на Ромашкинском месторождении последние 7 лет стабильна. Как правило, она превышала 15 млн т в год. Только по итогам 2019 года результат снизился до 14,8 млн тонн. Но на это были объективные причины, основная из которых — сокращение добычи в рамках соглашения ОПЕК+.

В планах руководства «Татнефти» - уплотнение сетки скважин в 2020-2048 годах на Ромашкинском месторождении для увеличения его ресурсной базы. Эта технология призвана увеличить активные площади для разработки месторождения, а также позволит осваивать запасы слабопроницаемых коллекторов и отдельных линз (об этом ранее сообщал ИА «Девон»).

При этом коэффициент извлечения нефти (КИН) по ряду месторождений может быть повышен на 10–12%. В течение 15 лет предполагалось пробурить 20 тыс. скважин. Ожидаемая дополнительная добыча или прирост запасов могла бы составить 245 млн тонн.

Для реализации проекта, считает глава «Татнефти» Наиль МАГАНОВ, необходимо, чтобы на новые скважины был распространен специальный налоговый режим. «Татнефть» предлагает на три года обнулить НДПИ. Без этих мер бурить скважины на Ромашкинском месторождении будет невыгодно.