За годы эксплуатации этого месторождения выявлено 420 нефтяных залежей. Максимальный годовой уровень добычи нефти здесь зафиксирован в 1970 году и составил 81,5 млн т. Высокую производительность на уровне 80 млн т в год (объемы добычи нефти) нефтяники поддерживали в течение 6 лет. В настоящее время Ромашкинское месторождение находится на поздней стадии разработки, тем не менее, в «Татнефти» рассчитывают на дальнейшую его эксплуатацию, в том числе и в долгосрочной перспективе. Предпосылки к этому у нефтяников имеются достаточно веские. По данным «ЦДУ ТЭК» (показатели нефтяной отрасли), по итогам 2019 года добыча на Ромашкинском составила 14,8 млн тонн. Как утверждают эксперты, на снижение показателей (в 2018 году было добыто 15,5 млн т) влияют два фактора — сделка ОПЕК+ и экономический кризис, вызванный пандемией коронавируса.
Шугуровское начало
Еще в конце 1919 года о вероятности обнаружения углеводородных запасов между Волгой и Уралом и, в частности, в Татарстане говорил академик Иван Губкин. Он отмечал, что «при благоприятных условиях разведки к жизни может быть вызван новый громадный нефтяной район, который будет иметь мировое значение». В 1939 году руководство СССР вняло словам ученого, постановив создать в регионе новую нефтяную базу — «второй Баку».
Активные поиски татарской нефти начались еще до Великой Отечественной войны. Для этих целей была сформирована Шугуровская нефтепоисковая партия, которую в составе других геологоразведочных организаций, работающих в Татарстане, передали тресту «Татгеологоразведка». Большую роль при подготовке первых нефтепоисковых площадей на территории республики сыграла геологическая съемка. На ее основе была определена точка для поисковой скважины №1 вблизи села Ново-Шугурово (сейчас относится к Ленинскогорскому району). 6 июля 1941 года началось бурение (бурение поисково-разведочных скважин). Но на ход работ кардинальным образом повлияла война, нарушившая привычный мирный уклад жизни. Многие мужчины ушли на фронт. Нефтеразведка осталась без опытных специалистов. Однако задачу, поставленную правительством, никто не отменял, более того, новые нефтяные месторождения должны были придать импульс развитию оборонной промышленности и обеспечить армию нефтепродуктами.
На смену мужчинам пришли женщины и подростки. Техники и оборудования не хватало, необходимые материалы и запасные части приходилось перевозить гужевым транспортом — в телегах, запряженных лошадьми. Буровые вышки строились из дерева. Тяжелая физическая работа по 12 часов в сутки оплачивалась хлебом. Каждый день на буровой выдавали по килограммовой буханке, а один раз в месяц — немного крупы, а также сахар, чай. В таких условиях женская бригада под руководством мастера Гарифа Хамидуллина стала первооткрывательницей первой татарской нефти. Через два года после начала бурения, 25 июля 1943 года в результате опробования скважины, пробуренной на глубину 648 м, из тридцатиметровой нижней прослойки пошла темная маслянистая жидкость. Первые дни дебит скважины составлял 8–10 т в сутки, спустя неделю он достиг уже 20 тонн. Уникальный геологический материал, полученный из скважины №1, определил направление последующих изысканий.
Бавлинское продолжение
Своеобразную эстафету подхватила буровая бригада под руководством Буянцева, которая в мае 1944 года пробурила скважину №2, вскрывшую верей-намюрские отложения. Первые дни дебит составлял 40 т нефти в сутки, потом он стабилизировался на 10 тоннах. При этом скважина эксплуатировалась самоизливом.
К тому времени в марте 1944 года Советом народных комиссаров было принято постановление о развитии разведочных работ и подготовке к строительству нефтяного промысла на Шугуровском месторождении. Нефтяники, согласно этому документу, должны были нарастить объемы буровых работ, обеспечить открытие новых месторождений нефти для промышленного освоения. Уже в 1944 году требовалось пробурить семь глубоких разведочных скважин общим метражом 4750 м и довести количество работающих буровых станков на Шугуровском месторождении до четырех.
У бурильщиков, которые производят бурение на полезные ископаемые, есть поговорка, оправдывающая возможную неудачу, мол, под землю не заглянешь, и что действительно находится в недрах — одному Богу известно. Но, как бы то ни было, благодаря руководящей и направляющей роли совнаркома, открытия в рамках проекта «Второй Баку» следовали одно за другим. Во всяком случае, во властных структурах в этом сомнений не было.
В 1944 году в Башкирии и в Самарской области также обнаружили «черное золото». При этом пробуренные в Шугурове три скважины, хотя и позволили геологам сделать определенные выводы по нефтеносности, ответа насчет промышленной разработки не дали. Тогда было решено идти дальше и бурить глубже. Так, 17 сентября 1946 года буровики из «Туймазынефти» во главе с мастером Степаном Баклушиным 1770-метровой скважиной вскрыли нефтеносный горизонт в отложениях девонского периода. Полученный при этом суточный дебет говорил о его эксплуатационных перспективах. По итогам года скважина дала 1300 т нефти. Так было открыто Бавлинское месторождение. В 1947 году оно уже вышло на добычу в промышленных масштабах. Кроме того, в это же время в структуре треста «Туймазынефть» организовали укрупненный Бавлинский нефтепромысел, который в 1950 году послужил основой для создания «Бавлынефти», ставшей впоследствии структурным подразделением «Татнефти». Весной 1948 года в Бавлах построили еще две скважины. Бурение на отложения в девоне снова оказалось успешным — обе скважины зафонтанировали.
Фонтан на Вишнёвой горе
Пророчество академика Ивана Михайловича Губкина о «громадном нефтяном районе» начинало обретать реальные черты. Кроме полученной нефти скважины давали еще уникальный геологический материал о строении недр. На его основе геологи сумели четко сформулировать и обосновать точку зрения о том, что рельеф докембрийского кристаллического фундамента имеет подъем от Шугурова в северо-восточном направлении к селу Тимяшево (Ромашкино). Таким образом, подчеркивалась необходимость продолжать геологоразведку в этом направлении. Однако первые две скважины, пробуренные в районе села, не дали ожидаемого результата. Среди руководства пошли разговоры о том, что поиски здесь не имеют никакой перспективы и ведут только к необоснованным тратам государственных средств. Опасения развеяла скважина №3, под которую выбрали место в 20 км от Шугуровского промысла на склоне горы Чиялетау (Вишнёвая гора). Её строительство началось 15 июля 1946 года. Непосредственно бурение проводила бригада молодого мастера Сергея Кузьмина из Шугуровской нефтеразведки. Судьба в этот раз явно благоволила нефтеразведчикам. 25 июля 1948 года при испытании скважины был получен фонтан: более 120 тыс. т безводной нефти в сутки.
Пробуренные на расстоянии 5–10 км новые скважины также дали «черное золото». Таким образом геологи опробовали методику широкого охвата разведочным бурением территории вокруг скважины №3. Нефтеносность девона подтвердилась также за пределами Ромашкинской структуры. С помощью такого же охвата были открыты Миннибаевская, Абдрахмановская, Павловская нефтеносные площади. Так на юго-востоке Татарстана обнаружено уникальное многопластовое Ромашкинское месторождение. Позднее методику поискового бурения, разработанную в Татарстане, с успехом использовали при разведке Самотлора и других западносибирских месторождений.
Дальнейшие исследования нефтяных залежей показали, что и открытое ранее Шугуровское месторождение представляет собой часть Ромашкинского, а сам гигант имеет многопластовую структуру. Промышленная его разработка началась в 1950-х годах.
Сегодня Тимяшево — это достаточно большое село, в котором проживает около 2750 человек. На его территории находятся промышленные объекты: ОАО «СЗМН» филиал Ромашкинского РНУ, ЦДНиГ-5, ООО «Татспецтехснаб», пекарня. Населенный пункт полностью газифицирован, улицы асфальтированы. Здесь работают 10 магазинов, почтовое отделение связи, филиал Сберегательного банка, 2 фельдшеро-акушерских пункта, 2 библиотеки, парикмахерская, кафе.
Геологические особенности
Разведочные работы на Ромашкинском продолжались в течение 50 лет, месторождение было оконтурено и 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.
Как утверждают геологи, Ромашкинское нефтяное месторождение по тектоническим свойствам относится к Сокско-Шешминскому валу, осложненному локальными платформенными поднятиями, сложенных породами пермского и каменноугольного периодов. Его размеры — 65 х 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 было осуществлено искусственное разрезание 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 нефтеносностью, 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 ведение постоянного мониторинга оборудования, частый ремонта систем нефтесбора, проведение профилактических мероприятий по недопущению загрязнения окружающей среды.
Заводнение — пример рациональной разработки
Для освоения Ромашкинского впервые был применен и эффективно использовался метод внутриконтурного заводнения, который впоследствии был оценен нефтяниками в других странах. За внедрение проекта, получившего название «Новая система разработки нефтяных месторождений с применением внутриконтурного заводнения, её осуществление на крупнейшем в СССР Ромашкинском нефтяном месторождении», 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) — 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. В составе воды для заполнения должна содержаться нефть до 20 мг/л, железо до 2 мг/л и взвешенные частицы около 16 мг/л, причем размер последних не должен превышать размер 10 микрон.
Этапы разработки
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. Часть этих принципов так и не суждено было реализовать, еще часть — пришлось существенно редактировать по ходу их внедрения. 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 — 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 министерством нефтяной промышленности в 1978 году III Генеральной схемы на период до 1990 года. В ней формулировались 11 прогрессивных принципов разработки Ромашкинского месторождения, внедрение которых 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, I Генеральная схема разработки стала обоснованием для проведения внутриконтурного заводнения, II генсхема определяла основные положения его применения, III — совершенствовала систему заводнения и обеспечивала наиболее полный охват пластов заводнением. Утверждалось, что 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%.
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, происходит разноскоростная выработка пластов, что, в свою очередь, приводит к преждевременному обводнению высокопроницаемых пластов; остаточная нефть «запечатывается» закачанной водой, что осложняет выработку оставшихся заводненных пластов; ухудшение свойств остаточной нефти, то есть в пласте образуется окисленная, осерненная, малоподвижная и неподвижная, биодеградированная нефть; выпадение парафина вследствие переохлаждения пласта, вызванного закачкой холодной воды и ухудшением свойств нефти (повышение вязкости, утяжеление, осернение); снижение проницаемости коллекторов из-за развивающихся в пластах деформационных процессов, вызванных снижением давления в процессе разработки, что приводит к техногенному снижению проницаемости пласта, а следовательно, и уменьшению продуктивности скважин.
Ромашкинскинский промысел, считают специалисты, подвергся большим техногенным измениям. 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.
Резервы Ромашкинского
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.
По мнению разработчиков, восполнению запасов в этот период будет способствовать внедрение вторичных и третичных методов увеличения нефтеотдачи (МУН). 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.
Замечено, что по ряду залежей Ромашкинского месторождения балансовые запасы уже должны быть давно извлечены, а добыча нефти из них, тем не менее, продолжается. Исследования физико-химических свойств нефтей, гидродинамических параметров пластов и характеристик работы скважин 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.
Для повышения нефтеотдачи сверх проектного уровня в IV Генеральной схеме прописаны ряд рекомендаций, среди которых можно выделить: широкое внедрение бурения горизонтальных стволов из ранее пробуренных малодебитных или обводненных скважин по направлению улучшения коллекторских свойств пластов и увеличение в них нефтесодержания, а также углубления забоев скважин с целью вскрытия неотработанных нижележащих плаcтов в малодебитных и обводненных скважинах; использование методов воздействия физическими полями и биотехнологий; применение в качестве информационного обеспечения при проектировании фильтрационных параметров межскважинного пространства и 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 слабовырабатываемых пластов с большим нефтесодержанием.
Современное состояние
В «Татнефти» порядка 60% всей добычи «черного золота» приходится на Ромашкинское месторождение. ВИНК уделяет большое внимание разработке и внедрению новых подходов в добыче и разведке нефти, испытываются инновационные технологии, усовершенствуются установки и машины. В 2006 году «Татнефть» продлила до 2038 года лицензию на разработку Ромашкинского.
В настоящее время НГДУ «Лениногорскнефть» активно разрабатывает Южно-Ромашкинскую, Западно-Лениногорскую, Зай-Каратайскую, Куакбашскую, Абдрахмановскую площади и залежи 1, 9, 15, 42, 301–303. НГДУ ведет работы в Лениногорском, Альметьевском, Бугульминском районах Республики Татарстан и Клявлинском районе Самарской области. За время своего существования НГДУ добыло 660 млн т нефти, что составляет 1/5 часть от добычи всей «Татнефти». По данным «ЦДУ ТЭК», нефтедобыча на Ромашкинском последние 7 лет достаточно стабильна. Как правило, она превышала 15 млн т в год. Только по итогам 2019 года было допущено снижение результатов до 14,8 млн тонн. Но на это были объективные причины, основная из которых — сокращение добычи в рамках соглашения ОПЕК+.
В планах руководства ВИНК, которые согласованы с правительством республики, с 2020 года по 2048 год на Ромашкинском месторождении для увеличения его ресурсной базы будет реализовываться проект уплотнения сетки скважин. Для этого предусмотрено направить 361,2 млрд рублей. Эта технология призвана увеличить активные площади для разработки месторождения, а также позволит осваивать запасы слабопроницаемых коллекторов и отдельных линз. При этом коэффициент извлечения нефти (КИН) по ряду месторождений может быть повышен на 10–12%. Общий объем инвестиций по всем месторождениям «Татнефти» оценивается в 935 млрд рублей. В течение 15 лет предполагается пробурить 20 тыс. скважин. Ожидаемая дополнительная добыча или прирост запасов составят 245 млн тонн.
Для реализации проекта, считает глава компании 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 экономически невыгодно.
