Ромашкинское нм — месторождение из первой десятки крупнейших месторождений мира(2018г)

Ромашкинское месторождение

Ромашкинское НМ — месторождение из первой десятки крупнейших месторождений мира

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).

Внимание!

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. 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.

Ромашкинское месторождение на карте

Ромашкинское месторождение графии

Источник: http://www.nftn.ru/oilfields/russian_oilfields/tatarstan_respublika/romashkinskoe/26-1-0-540

Разработка супергигантского Ромашкинского месторождения: прошлое, настоящее, будущее

Разработка супергигантского Ромашкинского месторождения: прошлое, настоящее, будущее

УДК 622.276.1/4(470.41)

© Р.Х. Муслимов, 2008

Разработка супергигантского Ромашкинского месторождения: прошлое, настоящее, будущее

Р.Х. Муслимов (КГУ)

TAT NE

Ромашкинское нефтяное месторождение является первым, открытым в России, крупнейшим месторождением платформенного типа, на котором впервые внедрено внутри-контурное заводнение.

Открытие и освоение этого месторождения можно оценить как выдающийся вклад ученых и специалистов России в мировую нефтяную науку и практику разработки неф тя ных ме сто рож де ний.

Уже само открытие этого месторождения является весьма примечательным фактом с учетом того, что в то время геологическое обоснование, методика и техника нефтепоисковых работ находились в зачаточном состоянии.

Для открытия Ромашкинского месторождения понадобилось более 200 лет нефтепоисковых работ на территории современного Татарстана. Первая нефть была обнаружена в 1943 г. в карбонатах среднего карбона в районе Шугурово, а затем в 1948 г. – в девонских отложениях у деревни Тимяшево.

Более чем 30-летние геологические исследования позволили установить, что, открыв Шугуровское месторождение в 1943 г., нефтеразведчики выявили Ромашкинское месторождение.

Важно!

Залежи нефти в нижнем и среднем карбоне распространяются от Шугурова в северном направлении, составляя единое целое с залежами верхних горизонтов Ромашкинского месторождения. Поэтому в 1973 г. Шугуровское месторождение было включено в состав Ромашкинского.

Следовательно, годом открытия уникального Ромашкинского месторождения, которое по международной классификации относится к супергигантам и входит в первую десятку крупнейших месторождений мира, можно считать 1943 г.

Таким образом, в 2008 г.

мы по существу отмечаем две даты: 65-летие со дня открытия Ромашкинского месторождения и 60-летие со дня открытия основной девонской залежи этого месторождения, содержащей около 90 % всех запасов месторождения. Открытие Ромашкинского месторождения явилось подлин-ым триумфом геологической науки, продолжившей традиции прогрессивных ученых России и Казанского университета. За это открытие С.И. Агееву, Н.С. Голобокову, С.П. Егорову, Ф.Г. Ефремову, А.П. Клещеву, А.В. Лукину, С.И. Маковскому, А.М. Мельникову, С.Ф. Федотову и И.А. Шпильману в 1950 г. была присуждена Государственная премия СССР.

Не менее важное значение для практики имеет опыт разведки и дальнейшей доразведки этого месторождения [1, 2].

На основании обобщения опыта ускоренной разведки Ромашкинского месторождения научно обоснована комплексная методика подготовки к разработке крупных нефтяных месторождений.

Она заключается в поэтапном проведении геолого-разведочных работ, целенаправленной работе по обобщению всех материалов геолого-геофизических исследований, повышении роли экс-

Super-giant Romashkinskoye oil field development: the Past, the Present, the Future

R.Kh. Muslimov (Kazan State University)

Super-large Romashkinskoye oil field development stages, reflected in four General schemes of the development, are considered.

The results and problems of each stage are shown.

Совет!

The main principles of the oil field development at the present stage and its prospects of the further operation are determined.

плуатационного бурения в изучении базисного и особенно вышележащих объектов за счет применения новых техники и технологии разведки.

За работу «Создание и внедрение высокоинформативных импульсных методов широкополосного акустического и нейтронного каротажа для повышения эффективности поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений» В.Х. Ахиярову, Д.Ф. Беспалову, Л.Н. Воронкову, В.Ю. Зай-ченко, В.И. Карусу, Д.А.

Крылову, О.Л. Кузнецову, Р. Х. Муслимову, О.М. Нелепченко, Л.Г. Петросяну, С.А. Султанову, Ю.С. Шимелеви-чу в 1983 г. была присуждена Государственная премия СССР

Применение новых методов разведки и доразведки позволило сократить объемы глубокого разведочного бурения в Татарстане на 3 млн. м и обеспечить прирост 700 млн. т запасов и экономию 450 млн. руб.

в ценах 1989 г. Разведка месторождения длилась более 50 лет, месторождение было оконтурено и на нем разведаны основные горизонты.

Доразведка локально нефтеносных горизонтов девона и карбона еще продолжается.

Нефтеносность установлена в 22 горизонтах девона и карбона, промышленные притоки получены в 18 горизонтах.

Основным объектом являются залежи нефти терригенного девона, затем терригенные отложения нижнего карбона.

Внимание!

Всего выявлена 421 залежь, из которых 41 – в терригенном девоне, 161 – в тер-ригенных отложениях нижнего карбона.

Перед проектировщиками сразу встал вопрос – как разрабатывать такое месторождение? Прогрессивная в условиях Туймазин-ского и Бавлинского месторождений система законтурного заводнения для Ромашкинского месторождения оказалась неприемлемой, так как предполагала длительную разработку, требовала больших капитальных вложений, обусловливающих высокую себестоимость нефти. Указанные факторы заставили ученых искать принципиально новое решение проблемы. Привлеченный к ее решению профессор математики Н.С. Пискунов впервые предложил применить внутриконтурное заводнение, которое поддержал академик А.П. Крылов. Затем поэтапное развитие прогрес-

сивных систем разработки нашло отражение в трех Генеральных схемах разработки Ромашкинского месторождения.

Дискуссии по принципиальным вопросам разработки данного месторождения продолжались с 1949 по 1956 г. до утверждения Министерством нефтяной промышленности СССР I Генсхемы разработки.

Однако на этом дискуссии не завершились и продолжались с разной активностью до 1978 г., т.е. до утверждения Миннефтепромом СССР III Генсхемы разработки Ромашкинского месторождения.

Расчеты показали, что если бы на этом месторождении были применены имеющиеся методы разработки (на естественном режиме, без заводнения), то его эксплуатация длилась бы 900 лет с необходимостью бурения около 200 тыс. скважин.

При этом коэффициент извлечения нефти (КИН) составил бы не более 10 %. При разработке Ромашкинского месторождения только с применением законтурного заводнения его эксплуатация длилась бы 300 лет при бурении 72 тыс.

скважин, КИН был бы равен не более 30-35 %.

I Генсхема разработки Ромашкинского месторождения была составлена в 1955 г. при отсутствии опыта внутриконтурного заводнения, в условиях весьма слабой изученности геологического строения.

Важно!

Она содержала ряд ошибочных положений, обусловивших в дальнейшем осложнения в процессе разработки месторождения.

В итоге от I Генсхемы к настоящему времени остался один главный принцип – внутриконтурное заводнение с разрезанием залежи рядами скважин и освоением их через одну с интенсивным отбором нефти из промежуточных скважин.

Его внедрение обеспечило высокие темпы добычи нефти, хорошие технико-экономические показатели и более высокую нефтеотдачу при минимальных затратах средств.

Было много сомнений в целесообразности внутриконтурного заводнения вообще и в правильности отдельных его положений, в частности. Внедрение новой технологии разработки по объективным и субъективным причинам происходило в упорной борьбе, дискуссиях различных научных школ. Ряд ученых и про-

изводственников (М.Ф. Мирчинк, В.С. Мелик-Пашаев и др.) опасались больших потерь нефти из-за преждевременного прорыва вод по наиболее проницаемым прослоям, особенно при высоких давлениях нагнетания (выше гидростатического).

Это опасение было опровергнуто М.М. Ивановой [3], показавшей на опыте разработки большого числа месторождений, что интенсивность обводнения, как правило, не зависит от системы заводнения.

Конечно, при заводнении ускоряются процессы выработки запасов и соответственно процессы обводнения.

Одни геологи были против повышения давления нагнетания выше начального, так как опасались возможного прорыва закачиваемых вод по наиболее проницаемым прослоям. Другие – Казанская школа во главе с профессором Н.Н.

Совет!

Непримеровым – обосновывали недопустимость закачки в пласт холодных вод, приводящих к выпадению парафина и закупорке межпоровых каналов коллектора и «склерозу» пласта.

В результате проведения исследований было показано, что эти процессы могут охватывать небольшой объем залежи в призабойной зоне скважин и потери нефти окажутся незначительными. Третьи (профессор М.М.

Саттаров) опасались создания худших условий для выработки заводненных пластов за счет «запечатывания» оставшихся запасов закачанной водой.

Тревогу вызывали также факты проявления сульфатредукции за счет деятельности сульфат-восстанавливающих бактерий при закачке пресных вод. Между тем исследования показали, что потери нефти в данном случае незначительны, в дальнейшем закачка сточных вод полностью устранила эту проблему.

На начальном этапе внедрения заводнения проектировщики-гидродинамики не учитывали послойную неоднородность пластов, полагая, что характер вытеснения нефти при закачке воды будет поршневым.

Однако это не соответствовало действительности. Периодические исследования в контрольной скв.

3405, пробуренной на Абдрахмановской площади на расстоянии 750 м от нагнетательного ряда, показали послойное (непоршневое) вытеснение нефти (рис. 1).

Рис. 1. Характер заводнения коллекторов горизонта Д1 по данным методов радиактивного каротажа по контрольной скв. 3405 Ромашкинского месторождения

Внимание!

В начале 60-х годов двадцатого столетия начали говорить о недостатках применения метода внутриконтурного заводнения вследствие низкого охвата пластов заводнением, при полном освоении которого дренируется немногим более половины запасов. Это вызвало тревогу в органах власти. В 60-х годах двадцатого столетия в ОАО «Татнефть» работал ряд комиссий с участием ведущих ученых страны, которые дали оценку состояния разработки Ромашкинского месторождения и наметили меры по ее совершенствованию. В то время мы не имели ни малейшего понятия об ухудшении свойств остаточной нефти в процессе разработки и уменьшении проницаемости коллекторов из-за деформации их при снижении давлений.

Затем были проведены исследования по взаимовлиянию пластов единого объекта разработки на характер их выработки (Р.Н. Дияшев). В конце двадцатого столетия были выполнен

Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.

Источник: http://naukarus.com/razrabotka-supergigantskogo-romashkinskogo-mestorozhdeniya-proshloe-nastoyaschee-buduschee

Черное золото не иссякнет и через 100 лет

Черное золото не иссякнет и через 100 лет

13.02.2007

Ренат Муслимов

Об авторе: Ренат Халлиулович Муслимов – профессор, доктор геолого-минералогических наук, государственный советник при президенте Республики Татарстан по вопросам недропользования, нефти и газа, председатель Научного совета по геологии и разработке нефтяных месторождений АН РТ.

Значительный эффект при поиске нефти в последнее время приносит изучение пород кристаллического фундамента. Кристаллический фундамент располагается на глубинах от 0 до 15 км. Его перекрывают осадочные породы, в которых и находятся известные месторождения нефти.

Исследования ученых из Татарстана показали, что кристаллический фундамент играет важнейшую роль в постоянной «подпитке» нефтяных месторождений осадочного чехла новыми ресурсами за счет притока углеводородов по скрытым трещинам и разрывам из глубин.

Указаний на подток нефти из глубин достаточно много. В Татарстане отмечен ряд залежей, по которым уже извлечены все запасы, а добыча нефти продолжается.

Но главным объектом исследований татарских ученых является супергигантское Ромашкинское месторождение – идеальный объект изучения этой важнейшей проблемы (рис. 1).

Многолетние изучения процессов разработки месторождений в Татарстане демонстрировали закономерное ухудшение свойств остаточной нефти по мере разработки в направлении образования окисленной, осерненной, малоподвижной, биодеградированной нефти, т.е.

плотность нефти закономерно увеличивается. Однако на фоне общего увеличения плотности на Миннибаевской площади были выявлены периодические уменьшения их значений до уровня первоначальных, фиксируемые в отдельных скважинах.

Методами спектрального анализа было продемонстрировано наличие в рядах естественных вариаций плотности нефти с периодом около 5–5,5 лет. Эти скважины расположены на площади закономерно.

Также выявлены сотни скважин с инверсией дебитов (долговременное падение «вдруг» без видимых причин сменяется их ростом), что резко противоречит «закону» падающей добычи нефти и имеет, по нашему мнению, прямое отношение к предполагаемому феномену.

Причем максимальные значения средних дебитов «аномальных» скважин к дебитам «нормальных» закономерно повторяются через 14 лет (рис. 2).

В итоге исследований было доказано существование на Южно-Татарском своде (ЮТС) единого источника нефтегенерации для залежей нефти и природных битумов (ПБ), а также то, что формирование месторождений происходит за счет вертикально восходящей миграции нефтегазоносных флюидов через разломы, секущие кристаллический фундамент и нижние горизонты осадочного чехла. В настоящее время кристаллический фундамент (КФ) в Татарстане, представленный архейско-протерозойскими породами возрастом 1,7–3 млрд. лет, с полным правом может рассматриваться объектом самостоятельных поисковых работ. Наряду с продолжением и совершенствованием поисково-разведочных работ на нефть на традиционный палеозойский осадочный комплекс необходимо развивать планомерные, опирающиеся на современные научные обоснования и мировой опыт исследования глубокозалегающих пород докембрийского кристаллического фундамента с целью комплексного изучения их внутренней глубинной структуры, взаимоотношений различных толщ и систем разломов неоднородного гранито-гнейсового слоя Татарского свода и обрамляющих его впадин.

Сегодня в Татарстане после 35-летнего периода специального изучения кристаллического фундамента началось проведение конкретных поисковых работ на нефть-газ в породах кристаллического фундамента.

Важно!

Более того, можно говорить о подпитке и регенерации месторождений осадочного чехла из глубин планеты и даже о возможном искусственном ускорении этого процесса.

В этом вопросе геологи Татарстана продвинулись достаточно далеко вперед.

Проведенные учеными исследования позволяют считать, что обнаруженные реликты углеводородных (УВ) зон дробления свидетельствуют о наличии углеводородных потоков (УВ-флюидов) в этих зонах, которые в неоднородном термоградиентном поле фундамента последовательно перегонялись из нижних зон в верхние под воздействием температурного поля и явлений компрессия–декомпрессия. Это подтверждается также сходством УВ-фундамента и чехла, особенностями состава вод зон деструкции и чехла.

Нефть скрыта в фундаменте

Большую роль в изучении фундамента сыграло проведение и интерпретация региональных сейсмопрофилей, профиля ГСЗ, бурения 29 скважин со вскрытием фундамента на глубину выше 100 м и обобщения их результатов. Особенно большое значение имело бурение двух сверхглубоких скважин: скважина 20 000 на Ромашкинском (вскрытая мощность фундамента составила 3215 м), скважина 20 009 (вскрытая мощность фундамента 4077 м).

Генетическая тождественность нефти из палеозойского комплекса и битумоидов фундамента аргументирует доминирующую роль восходящей вертикальной миграции нефти, источник которой в осадочном чехле над ЮТС отсутствует.

Многолетними исследованиями установлено, что кристаллический фундамент Татарского свода – потенциальный генератор углеводородов Ромашкинского месторождения, которое является уникальным не только по запасам, но и по условиям локализации и дифференциации углеводородов.

Длительные и широкомасштабные исследования влияния кристаллического фундамента на нефтегазоносность осадочного чехла объективно привели нас к выводу о постоянной «подпитке» месторождений в палеозое глубинными флюидами (с углеводородным «дыханием») кристаллического фундамента, в перманентном режиме генерации сложных углеводородных систем с периодичным поступлением углеводородов в верхние горизонты земной коры и осадочного чехла.

Все это, а также периодическое появление (увеличение) содержания «свежего» нормального глубинного бутана, совпадающее с изменением солнечной активности (процессы сжатия и растяжения) земной коры и др.

, побуждают усилить исследования процессов «подпитки» месторождения углеводородами из глубин через нефтеподводящие каналы, а в будущем поисков путей искусственной интенсификации этих процессов для обеспечения стабильной, сбалансированной с этим процессом добычи нефти. Это обеспечит второе рождение Ромашкинского месторождения после завершения его разработки современными новейшими технологиями увеличения нефтеотдачи (МУН).

Ромашкинское месторождение не иссякнет спустя столетия

Исследования показали, что числящиеся на балансе запасы нефти на Ромашкинском месторождении будут добыты к 2065 году, а с учетом планируемых объемов доразведки, переоценки запасов и самое главное – с внедрением МУН более высоких поколений разработка месторождения продлится до 2200 года, и с учетом «подпитки» из глубин недр этот срок может исчисляться столетиями (рис. 3). Но месторождения не только подпитываются, но одновременно, как любой живой организм, непрерывно подвергаются разрушению. Результатами разрушения девонских и каменноугольных залежей являются тяжелые нефти и природные битумы (ПБ) пермских отложений Татарстана. Легкие нефти нижних горизонтов палеозоя, мигрируя вверх по разрезу, окислялись и в ряде случаев из-за изменения реологических свойств превратились в покрышку, способствующую большему сохранению залежей нефти нижележащих горизонтов.

Вышеизложенные факты позволяют сформулировать новую стратегию нефтепоисковых работ, а в дальнейшем и разработки нефтяных месторождений.

Источник: http://www.ng.ru/energy/2007-02-13/11_blackoil.html

Ромашкинское нефтяное месторождение – крупнейшее месторождение СССР. Находитс..

Ромашкинское нефтяное месторождение - крупнейшее месторождение СССР. Находитс..Ромашкинское нефтяное месторождение – крупнейшее месторождение СССР. Находится на юго-востоке Татарской АССР, в 20 километрах от города Бугульма, в 70 километрах от города Альметьевск.

Ромашкинское нефтяное месторождение открыто 25 июля 1948 года в Бугульминском районе ТАССР.

Открытие месторождения дало начало масштабному строительству первого поселка нефтяников, названного жителями Зеленогорском, который позднее, 18 августа 1955 года, с присвоением статуса города был переименован в Лениногорск.

#РомашкинскоеНефтяноеМесторождение входит в десятку супергигантских по международной классификации.

В двадцатые годы прошлого века с подачи первого советского правительства началась разведка татарской нефти.

Первые экспедиции, отправившиеся с миссией найти месторождения, не были успешными, но уже в 1930 году подход к изысканиям стал более целенаправленным и мотивированными.

Новая попытка была связана с военными действиями и угрозой захвата Германией северокавказских месторождений.Поиски были затяжными, первые опыты разведки нефти начались лишь в 1941 году.

Через три года, в районе села Шугурово, при бурении скважины удалось получить приток нефти промышленного масштаба – 15 тонн сырья в сутки. Месторождение получило название от населенного пункта, вблизи которого разрабатывалась скважина.

Совет!

Шугуровское месторождение, стало отправной точкой в истории татарской нефти, а также приготовило большой сюрприз для первооткрывателей.

В 1946 году было открыто Ромашкинское #нефтяноеместорождение Где находится гигант, сделавший ТАССР одним из значимых промышленных регионов? В двадцати километрах от Шугуровского нефтепромысла, рядом с селом Ромашкино – сегодня здесь расположен город Лениногорск. В разведывательных целях была заложена скважина, которая через два года бурения дала результаты, превысившие любые ожидания. В ходе изыскательных работ удалось пройти девонский пласт, и 25 июля из скважины забил фонтан нефти дебетом более 120 тонн добычи в сутки.

Открытие Ромашкинского месторождения принесло нефтяникам сталинские премии.

Последовавшие исследования потенциала нефтяных залежей показали, что Шугуровское месторождение является частью Ромашкинского, а структура природного хранилища является многопластовой.

К добыче нефти в промышленных масштабах приступили в 50-х годах.

Как выяснилось позднее, геологи открыли одно из загадочных месторождений.

Первоначальные оценки залежей в #ТАССР оценивались в 710 миллионов тонн нефти, сейчас добыча достигла трех миллиардов тонн. Специалисты отмечают пульсирующее состояние скважин, которые периодически пустеют и снова заполняются, объяснить этот феномен пока никто не может.

После проведения масштабного изучения потенциала нефтеносных слоев ученые приблизились к пониманию того, как возникло и какой потенциал хранит в себе Ромашкинское нефтяное месторождение. Описание тектонических показателей относит его к Сокско-Шешминскому валу.

Геологическая оценка объема нефти равна пяти миллиардам тонн, а обоснованный резерв запасов и количество добываемого сырья равен трем миллиардам тонн. Глубина, на которой проводится современная разработка, не превышает 1,8 километра.

Размеры определены ориентировочно и находятся в пределах 65 х 75 километров. В сутки стартовый объем каждой скважины составляет около двухсот тонн.

Ромашкинское нефтяное месторождение #СССР на сегодняшний день содержит около двухсот выявленных нефтяных залежей.

Плотность добываемой нефти составляет от 0,8 грамм на кубический сантиметр до 0,8 грамм на кубический сантиметр при этом присутствие серы и ее компонентов составляет около 2%.

При разработке месторождения были внедрены методы внутриконтурного и законтурного заводнения, теперь применяемые в мировой практике разработки нефтяных приисков. Центром добычи нефти данного месторождения является город Альметьевск.

Источник: https://plus.google.com/102554484642432015512/posts/c1zbLo16WvR

Ромашкинское нефтяное месторождение

— крупнейшее месторождение Волго-Уральской провинции на юге Татарстана находится в Лениногорском районе в 70 км от г. Альметьевск. Открыто в 1948 году.

Характеристика месторождений

Геологические запасы нефти оцениваются в 5 млрд тонн. Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 3 млрд тонн.

Нефтесодержащие песчаники девона и карбона. Залежи на глубине 1,6—1,8 км. Начальный дебит скважин — до 200 т/сут. Плотность нефти 0,80—0,82 г/см³, содержание серы 1,5—2,1 %.

Разработка месторождений

Ромашкинское нефтяное месторождение разрабатывает российская нефтяная компания Татнефть. Добыча нефти 2008 году составила 15,2 млн. тонн.

История

История промышленной разработки Ромашкинского нефтяного месторождения ведёт начало с 1943 г.

Разведовательное бурение проводившееся в 1943—1944 годахпозволило открыть Шугуровское месторождение и накопить уникальный материал, обобщив который, удалось доказать, что рельеф докембрийского кристаллического фундамента имеет подъем от Шугурова в северо-восточном направлении к деревне Ромашкино (Тимяшево). И именно в этом направлении было принято продолжать поиск более продуктивных нефтяных пластов. В 1948 году у деревни Ромашкино (Тимяшево) 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. С началом освоения мощные нефтяные месторождения на юго-востоке Татарской АССР в СССР были названы «Вторым Баку».

Ромашкинское нефтяное месторождение входит в двадцатку супергигантских месторождений мира. Его открытие и освоение на многие годы определило развитие всей нефтяной промышленности страны.

Внимание!

Месторождение уже несколько десятилетий служит настоящим полигоном для испытания многих новейших технологий и передовой техники в области разведки недр, проходки скважин, нефтедобычи, которые нашли широкое применение не только на промыслах «Татнефти», но и в масштабах всей страны и за её пределами.

Так метод внутриконтурного заводнения, впервые нашедший применение на Ромашкинском месторождении, стал классическим примером рациональной разработки крупного месторождения, который широко применяется во всём мире.

За внедрение этого метода — за труд «Новая система разработки нефтяных месторождений с применением внутриконтурного заводнения, её осуществление на крупнейшем в СССР Ромашкинском нефтяном месторождении» в 1962 г.

большой группе специалистов «Татнефти» и учёных ВНИИнефти была присуждена Ленинская премия.

«Ромашкино» и сегодня остаётся главным месторождением Татарстана. В год оно даёт более 15 млн нефти, или половину объёмов, добываемых в республике. Из его недр отобрано более 2,2 млрд тонн нефти, при этом сохраняется высокий потенциал месторождения.

Источник: http://nstuema81.narod.ru/index/0-3

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Cтраница 1

Ромашкинское нефтяное месторождение разрабатывается с применением интенсивных систем внутриконтурного заводнения, что привело к созданию жесткого упруговодонапорного режима разработки месторождения, при котором пластовое давление скважины является величиной, характеризующей энергию пласта в данной точке в определенный момент времени. Изменение пластового давления используется для контроля за разработкой нефтяного месторождения, а величина пластового давления в скважине используется для определения объема к плотности жидкости глушения при подземном, капитальном ремонтах скважины и определении плотности промывочного ( глинистого) раствора в процессе вскрытия пласта бурением.  [1]

Ромашкинское нефтяное месторождение разрабатывается более 50 лет. За это время извлечено более 2 млрд. т нефти.  [2]

Ромашкинское нефтяное месторождение ( рис. 10) расположено в 70 км к западу от г. Альметьевска. Открыто в 1948 г., разрабатывается с 1952 г. Месторождение ун икальное по запасам нефти.

Приурочено к Альметьевской вершине Татарского свода размером 65×75 км, присводовая часть осложнена многочисленными поднятиями.

Основная промышленная нефтеносность связана с терригенными толщами среднего, верхнего девона и среднего карбона ( бобриковский горизонт); меньшие по размерам залежи расположены в карбонатных коллекторах верхнего девона, нижнего и среднего карбона. Выявлено несколько сотен залежей нефти.  [3]

Ромашкинское нефтяное месторождение многопластовое; в нем промышленные запасы нефти приурочены к отложениям староос-кольского, пашийского, кыновского, турнейского и верейского горизонтов.

Основным по размерам и запасам нефти является па-шийский продуктивный горизонт Дь имеющий весьма сложное строение ввиду крайне неоднородного состава его пород.

В этом горизонте выделяются пять наиболее выдержанных пластов.  [4]

Ромашкинское нефтяное месторождение было открыто в. В пределах этого горизонта прослеживается пять продуктивных пластов, представленных песчаниками и алевролитами.  [5]

Ромашкинское нефтяное месторождение является многопластовым, состоящим из нескольких объектов разработки. По мере выработки запасов нефти и полного обводнения пластов приходится исключать их из эксплуатации.  [6]

Ромашкинское нефтяное месторождение тектонически приурочено к крупному платформенного типа ассимметричному поднятию широтного простирания и расположено в сводовой части Южного купола Татарского свода.

Важно!

Макромодель пашийско-го и кыновского горизонтов Ромашкинского месторождения может быть представлена в виде многопластовой пластово-сводово-го типа залежи.

Разрез продуктивных отложений представлен переслаиванием песчаных, алевролитовых, аргиллитовых разностей терригенных пород, характерной особенностью которых в целом является частая смена песчано-алевролитовых пород глинистыми разностями как по разрезу, так и по площади.  [7]

Ромашкинское нефтяное месторождение занимает почти всю Аль-метьевскую вершину Южно-Татарского свода.  [8]

Ромашкинское нефтяное месторождение приурочено к южному куполу Татарского свода. Наиболее приподнятой является юго-западная часть месторождения.  [9]

Ромашкинское нефтяное месторождение является многопластовым. Данные керна и промысловой геофизики, наблюдения при бурении скважин и результаты опробования пластов указывают на наличие нефтеносности различного промыслового значения в пермских, каменноугольных и девонских отложениях.  [10]

Ромашкинское нефтяное месторождение расположено на востоке Татарии в южной части одноименного свода, разбуренного более чем 6000 скважинами, которые показали наличие залежей нефти в терригенных отложениях девона и нижнего карбона.  [11]

Ромашкинское нефтяное месторождение ( рис. 64) приурочено к крупной пологой куполовидной структуре, расположенной на южной вершине Татарского свода.  [12]

Ромашкинского нефтяного месторождения при внутриконтурном заводнении рекомендовалось использование воды с содержанием нефти до 20, железа до 2 и взвешенных частиц до 16 мг / л, если размер последних не превышает 10 мк.  [14]

Совет!

ВступлениеРомашкинского нефтяного месторождения в позднюю стадию разработки поставило ряд серьезных технологических и экономических проблем, от решения которых зависит снижение темпов падения добычи нефти и роста обводненности продукции. Тем более, что была поставлена задача не только предотвратить снижение добычи нефти, но и обеспечить ее стабилизацию. Можно выделить два основных аспекта сохранения уровней нефтедобычи: 1) применение прогрессивных технологий извлечения нефти из пластов с высокой степенью выработанное; 2) создание экономических условий для рентабельной разработки месторождений.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

Источник: http://www.ngpedia.ru/id144240p1.html

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.

Внимание!

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.

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.

Важно!

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.

Совет!

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.

Внимание!

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.

Источник: http://www.tatneft.ru/o-kompanii/istoriya-gruppi-tatneft/ot-pervogo-mestorozhdeniya--do-stanovleniya-kompanii-tatneft-1943--1990/otkritie-romashkinskogo-mestorozhdeniya?lang=ru

Поделиться:
Нет комментариев

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Все поля обязательны для заполнения.