CC BY
39
ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ СУПЕРГИГАНТСКОГО РОМАШКИНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Р.Х.Муслимов (Аппарат Президента Республики Татарстан)
Открытие и освоение Ромаш-кинского месторождения явилось большим вкладом нефтяников Татарстана в мировую нефтяную науку. Кроме передовых методов разведки и подготовки к освоению, на этом месторождении впервые в мировой практике в широком масштабе было успешно применено заводнение, позволившее ускорить извлечение запасов нефти из недр и значительно повысить нефтеотдачу пластов.
Освоение системы внутрикон-турного заводнения на Ромашкин-ском месторождении явилось подлинным триумфом в создании научных основ разработки нефтяных месторождений. Оно позволило коренным образом изменить системы разработки, значительно повысить технико-экономические показатели эксплуатации нефтяных месторождений и с минимальными затратами перестроить топливный баланс страны.
Проектирование и развитие принципов разработки Ромашкин-ского месторождения производились в течение более чем 50 лет и они неразрывны связаны с тремя Генеральными схемами разработки [1].
Первый этап проектирования разработки (1949-1956 гг.) завершился составлением и утверждением б.Миннефтепромом СССР I Генеральной схемы, составленной на период 1956-1965 гг. В этом документе были сформулированы 11 основных принципов разработки, из ко-
торых ряд принципов не нашел практического применения, а часть претерпела коренные изменения в процессе внедрения. Незыблемыми оставались принципы внутриконтур-ного заводнения и порядок освоения нагнетательных скважин в разрезающих рядах.
Второй этап проектирования разработки (1966-1978 гг.) завершился составлением и утверждением б.Миннефтепромом II Генеральной схемы развития добычи нефти из горизонтов Д|До Ромашкинского месторождения на период до 1975 г. В этом документе были исключены принципы I Генеральной схемы, не нашедшие практического применения (многоэтапность системы разработки с ранним отключением обводненных скважин и батарейным переносом нагнетания, сгущение сетки скважин в зоне стягивания контуров нефтеносности), и изменены принципы заводнения (повышение давления нагнетания, дополнительное разрезание, очаговое заводнение, перенос нагнетания по отдельным скважинам), а также рекомендовались снижение забойного давления до давления насыщения, отключение скважин при большей обводненности.
Третий этап проектирования разработки Ромашкинского месторождения (1968-1978 гг.) завершился утверждением б.Миннефтепромом СССР в 1978 г. III Генеральной схемы на период до 1990 г., в которой было сформулировано 11 осново-
полагающих прогрессивных принципов разработки.
Основные принципы разработки, сформулированные в III Генеральной схеме разработки Ромаш-кинского месторождения, имели большое теоретическое и практическое значение. Их внедрение дало возможность повысить охват заводнением продуктивного горизонта, интенсифицировать выработку пластов и замедлить темпы падения добычи нефти из-за обводнения на поздней стадии разработки.
Сделанный нами анализ показал, что внедрение положений I Генеральной схемы разработки Ро-машкинского месторождения позволило бы вовлечь в разработку 52 % запасов и обеспечить конечную нефтеотдачу около 38 %, II Генеральной схемы соответственно — 78 и 42 %, III — около 90 и 49 %. Следовательно, даже в III Генеральной схеме не достигалась утвержденная нефтеотдача 53 %.
Срок действия III Генеральной схемы истек в 1990 г. Планировалось составить IV Генеральную схему разработки в 1995 г. Однако переход на рыночные условия хозяйствования и связанное с этим усложнение работы нефтедобывающих компаний не позволили завершить эту работу в указанные сроки. Дело было связано с большой работой по уточнению (пересчету) запасов нефти как по горизонтам ДД (запасы считались в течение 8 лет), так по другим регио-
ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА, 32004
нально-нефтеносным горизонтам нижнего и среднего карбона. Подсчет запасов по этим объектам проводился поэтапно. Затем встала проблема построения геолого-гид-родинамических моделей разработки по отдельным площадям и залежам.
В результате работа затянулась и ее планируется завершить составлением IV Генеральной схемы разработки по всем регионально-нефтеносным горизонтам в 2004 г. на период до 2020 г. Но работы по проектированию разработки отдельных площадей и залежей месторождения не прекращались. Велись дальнейшие теоретические и практические исследования по уточнению отдельных принципов, сформулированных в Генеральной схеме.
В процессе подготовки к обсуждению ряд специалистов предлагали назвать данный документ проектом доразработки месторождения или даже оспаривали необходимость составления самого документа, считая его пережитком советского времени. Но именно в рыночных условиях возрастает необходимость составления документа, направленного на обеспечение рациональной разработки месторождения. То, что этой проблеме в настоящее время не уделяется должного внимания, вовсе не означает отсутствие необходимости, а скорее, свидетельствует о том, что общество озабочено текущими проблемами и перестало думать о будущем, вернее, даже о ближней перспективе. Сегодня у нас нет даже общепринятого критерия рациональной разработки в современных рыночных условиях, а ранее принятые критерии акад. А.П.Крылова, а затем и ЦКР Миннефтепрома СССР в рыночных условиях не действуют.
В условиях рыночной экономики критерием рациональности разработки может служить достижение максимума прибыли с минимальными сроками окупаемости при
достижении максимальной нефтеотдачи, соблюдении правил охраны недр и окружающей среды.
В этой формулировке есть противоречия: стремление государства обеспечить максимальное нефтеиз-влечение, охрану недр и окружающей среды требует повышенных затрат, а стремление инвестора (недропользователя) получить максимум прибыли при минимальных сроках окупаемости затрат на освоение месторождения требует минимизации затрат. Это противоречие объективное. Надо договариваться.
Как это делается сейчас? Государственная комиссия по запасам (ГКЗ) при МПР России утверждает запасы полезных ископаемых, в том числе извлекаемые, а значит, и конечные коэффициенты нефтеиз-влечения. Но нефтяные месторождения разрабатываются 100-150 лет и за конечную нефтеотдачу практически отвечать будет некому. Поэтому закон предусматривает обязанность недропользователей разрабатывать месторождения в соответствии с проектной документацией, которую утверждает ЦКР Минэнерго России. В ней определяются уровни добычи и другие технико-экономические показатели по годам, т.е. контролируется текущая нефтеотдача, не ожидая окончания разработки месторождения.
Опыт разработки показывает, что проектирование разработки месторождений из-за своей специфики — процесс постоянный. В рыночных условиях, когда повышена ответственность компаний за выполнение лицензионных соглашений, из-за постоянного изменения налогового законодательства и условий недропользования, ускорения процессов освоения новой техники и технологий, а также нестабильности внешних и внутренних цен на нефть проекты разработки должны пересматриваться и уточняться гораздо чаще, чем в командно-административной системе.
Проектирование разработки Ро-машкинского месторождения и отдельных его площадей и раньше велось непрерывно. Принципиальные положения разработки и комплексный подход к эксплуатации всех площадей месторождения определялись в Генеральных схемах разработки, а конкретные рекомендации приводились в проектах отдельных площадей залежей терригенного девона и отдельных залежей верхних горизонтов. Но процесс анализа и проектирования разработки непрерывный и им нужно управлять. Без этого невозможно достижение необходимых темпов отбора и утвержденной нефтеотдачи, а также высоких экономических показателей. Этим процессом должна управлять служба главного геолога нефтяной компании.
Говорить о проекте доразра-ботки Ромашкинского месторождения также пока рано. Хотя залежи горизонтов ДД0 уже более 25 лет находятся в поздней стадии, ни по одной из площадей не составлено ни одного проекта доразработки.
Из месторождения извлечено более 2,1 мдрд т нефти, но остаточные запасы весьма значительны и, как это было показано в специальной работе по стабилизации добычи нефти в зависимости от системы налогообложения, здесь еще можно извлечь от 150 до 930 млн т нефти. На это потребуется более 100 лет. Таким образом, IV Генеральную схему можно рассматривать как следующий этап в проектировании разработки месторождения.
I Генеральная схема разработки была обоснованием применения внут-риконтурного заводнения, II — определяла основные положения его применения, III — направлена на совершенствование системы заводнения и обеспечения наиболее полного охвата пластов заводнением, а IV — должна определить принципы разработки месторождения с учетом особенностей поздней стадии разработки и выявленных в процессе эксплуатации
OIL AND GAS GEOLOGY, 32004
недостатков системы заводнения. Последние можно сформулировать следующим образом:
при разработке неоднородных, расчлененных объектов не обеспечивается полнота охвата заводнением пластов, в результате чего в разработку не вовлекаются значительные трудноизвлекаемые запасы нефти (ТЗН), происходит разноскоростная выработка пластов, приводящая к преждевременному обводнению высокопроницаемых пластов;
выработка оставшихся заводненных пластов осложняется тем, что остаточная нефть “запечатывается” закачанной водой, а в призабойной и близлежащих зонах пласта выпадают асфальто-смоло-парафиновые осадки (АСПО);
ухудшаются свойства остаточной нефти в направлении, приводящем к образованию в пласте окисленной, осерненной, малоподвижной и неподвижной, биодеградиро-ванной нефти;
создаются проблемы извлечения оставшихся извлекаемых запасов (ОИЗ) из невырабатываемых или слабовырабатываемых, менее проницаемых, смежных с заводняе-
мыми, пластов по причине выпадения парафина вследствие снижения температуры (переохлаждения) пласта в результате закачки холодных вод и ухудшения свойств нефти (повышение вязкости, утяжеление, осернение);
в процессе длительной разработки снижается проницаемость коллекторов как по изложенным причинам, так и из-за развивающихся в пластах деформационных процессов по причине снижения давлений в процессе разработки (изменения степени раскрытости трещин, деформации и перемещения глинистого материала скелета породы) [3].
Все это приводит к техногенному снижению проницаемости пласта, а следовательно, и к техногенному уменьшению продуктивности скважин. Исследования показали [2, 4], что остаточные нефти (ОН) могут быть разделены на две группы: неизмененные (или слабоизме-ненные) и сильно преобразованные (рис. 1). В первой группе мы выделяем две подгруппы:
нефти невырабатываемых пластов, участков залежи, практиче-
ски не затронутые влиянием заводнения;
нефти, подвергнутые влиянию заводнения пластов, участков залежи без нарушения дисперсного состояния, в которых ограничена распространенность процессов изменения свойств нефти под действием техногенного фактора (по относительному содержанию компонентов они близки к добываемым нефтям и, следовательно, при определенных условиях могут быть извлечены).
Сильно преобразованные нефти существенно отличаются от извлекаемых нефтей. Установлено, что изменение коллоидного состояния сильно преобразованных нефтей, характерное для 2-й группы исследуемых объектов, связано с коагуляцией твердых парафинов. Выпадение их в виде осадков в пористой среде оказывает влияние на фильтрационные характеристики пластов и приводит их к “тепловой смерти”. Аномалии в химическом составе наблюдаются в результате выпадения твердых парафинов при охлаждении пласта закачиваемой водой. В остаточных нефтях увеличивается доля масел, так как высокомолекулярные парафиновые УВ являются их основной частью. В результате диспропорционирования компонентов добываемые нефти обогащаются смолисто-асфальте-новыми компонентами. Проявление процесса парафиноотложения является результатом длительной прокачки больших объемов холодной воды по высокопроницаемым промытым пластам и пропласткам.
Таким образом, в настоящее время мы имеем дело с техногенно-измененным месторождением, новыми коллекторскими свойствами пластов, новыми гидрогеологическим, гидродинамическим, тепловым и физико-химическим режимами. Для рациональной разработки здесь нужны принципиально новые положения.
Рис. 1. КЛАССИФИКАЦИЯ ОСТАТОЧНЫХ НЕФТЕЙ
НБЗ - начальные балансовые запасы, ОБЗ - остаточные балансовые запасы
- ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА, 32004 -
Рис. 2. СОПОСТАВЛЕНИЕ ТЕМПОВ ОТБОРА ПО КРУПНЫМ МЕСТОРОЖДЕНИЯМ
Благодаря непрерывному, творческому совершенствованию разработки Ромашкинское месторождение эксплуатировалось весьма эффективно. На месторождении был достигнут максимальный уровень добычи нефти — 80 млн т, который удерживался в течение 6 лет до отбора более половины НИЗ. Сравнительно высокий темп отбора от текущих извлекаемых запасов (ТИЗ) (рис. 2) около 9 % сохранялся до отбора 70 % НИЗ. Темпы падения добычи нефти были ниже, чем по другим крупнейшим месторождениям (рис. 3) и Самотлорскому месторождению (рис. 4).
С 1975 г. месторождение вступило в позднюю стадию разработки, характеризующуюся ростом темпов обводнения (в среднем в 3 раза), увеличением (в 5-10 раз) выбытия скважин из эксплуатационного фонда по причине обводнения, 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 (доля ТИЗ возросла к настоящему времени с 33 до 80 %) (рис. 5).
Отбор жидкости по месторождению увеличивался ежегодно до 1985 г. Затем после ослабления давления со стороны б.Миннефте-прома СССР, требовавшего ежегодного роста добычи жидкости, объединением “Татнефть” была резко изменена техническая политика, которая стала направляться на всемерное снижение отбора попутной воды. В основном эта техническая политика осуществлялась путем широкого внедрения современных методов контроля и регулирования процессов разработки.
В результате отбор попутной воды был значительно уменьшен. Соответственно уменьшилась закачка воды, улучшились техникоэкономические показатели разработки. Обводненность стабилизировалась на уровне 87 % (рис. 6). Водонефтяной фактор (ВНФ) составил всего 1,4. Напомним, что в I Генеральной схеме конечный ВНФ предусматривался 0,34. Затем в проектах разработки отдельных площадей ВНФ предусматривался до 4,0-4,5, а в одной из специальных работ и до 7,0. Результаты регулирования последних лет свидетельствуют о возможности существенного снижения конечного ВНФ, который в целом по месторождению, очевидно, не превысит 3,0.
Огромным достижением коллектива нефтяников является то, что такая обводненность на месторождении поддерживается более 15 лет за счет внедрения современных методов контроля и регулирования процессов разработки. В результате фактический отбор попутно извлекаемой воды ниже расчетного в 4 раза. По нашему мнению, дальнейшее совершенствование методов контроля и регулирования процессов разработки позволит и дальше поддерживать обводненность на достигнутом уровне. Это существенно улучшает экономические показатели разработки месторождения.
OJL AND GAS GEOLOGY, 32004
Рис. 3. ДИНАМИКА ГОДОВОЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
д..............................................................................
1-й 3-й 5-й 7-й 9-й 11-й 13-й 15-й 17-й 19-й 21-й 23-й 25-й 27-й 29-й 31-й
Год добычи
Одним из основных факторов, обеспечивающих оптимальную динамику добычи нефти, являлась непрерывная работа по подготовке новых запасов. Прирост запасов в течение всего периода разработки в значительной мере компенсировал добычу нефти (при максимальной добыче воспроизводство запасов
превышало 80 %, на 3-й стадии разработки составляло около 70 %, в настоящее время равно около 75 %). За счет разведки было приращено 30 %, доразведки пропущенных горизонтов — 26 %, переоценки запасов — 44 %. Динамика начальных запасов нефти по годам выглядит следующим образом:
В перспективе планируется также осуществлять разработку месторождения при достаточной степени воспроизводства запасов нефти, приоритетным направлением ожидается прирост запасов за счет методов увеличения нефтеотдачи.
Совершенствование систем разработки горизонтов Д-|Д0 Ро-машкинского месторождения в течение полувековой истории позволило получить следующие главные результаты в области технологии разработки.
1. Показаны основные недостатки методов заводнения для эксплуатации неоднородных расчлененных объектов, разбуренных единой сеткой скважин, и на основе этого уточнены принципы рациональной разработки месторождений, обеспечивающие полноту охвата пластов заводнением, улучшение условий дренирования запасов, опережающую выработку базисных пластов.
2. Обоснованы пути совершенствования систем разработки высокопродуктивных залежей маловязких нефтей, приуроченных к сложно построенным терригенным коллекторам достаточной проницаемости, обеспечивающие достижение высокой (до 50-60 %) нефтеотдачи.
3. Доказано существенное влияние плотности сетки скважин на производительность, технико-экономические показатели разработки и нефтеотдачу неоднородных расчлененных объектов, сформулированы принципы рациональности начального и конечного уплотнения сетки скважин, уточнены понятия резервного фонда и обоснованы методы их определения, обоснован принцип и определены условия эффективности применения двухстадийного разбуривания, создана методика рационального разбуривания залежей, приуроченных к сильно неоднородным пластам.
4. Разработана методика раз-буривания зонально неоднородных пластов, позволившая сократить
Годы Геологические запасы Извлекаемые запасы
1954* 1,00 1,00
1965 1,22 1,23
1967 1,34 1,26
1995 1,43 1,31
1996 1,81 1,63
2002** 2,10 2,03
* Запасы,числившиеся на 01.01.1955 г.,приняты за единицу. ** По оценке на 01.11.2002 г.
число бурящихся непродуктивных скважин с 8-10 до 1-3 %.
5. Предложены новые методы контроля и классификации методов регулирования процессов разработки, обоснованы и внедрены различные модификации нестационарного заводнения (НЗ) с переменой направления фильтрационных потоков жидкости в пласте, уточнено понятие форсированного отбора жидкости, доказана высокая эффективность ввода в разработку недренируемых запасов, показаны пути существенного снижения добычи попутной воды и закачки воды на поздней стадии, обоснована большая роль водоизоляционных работ для регулирования выработки пластов неоднородного объекта.
6. Научно обоснована эффективная система разработки залежей вы-
соковязкой нефти (до 150 мПа • с) в достаточно проницаемых терриген-ных коллекторах и обоснованы критерии применения методов заводнения для залежей высоковязких нефтей в карбонатных пластах.
Открытие и ускоренное освоение Ромашкинского месторождения на длительное время определили развитие нефтяной промышленности страны. Опыт разведки, подготовки к промышленному освоению и разработки этого месторождения является классическим. Его обобщение позволяет наметить рациональные пути ускоренного освоения и эффективной выработки запасов нефти многопластовых нефтяных месторождений платформенного типа.
Ромашкинское месторождение вступает в новую стадию разработки, на которой необходимо решить
ряд проблем. В масштабном плане их можно сгруппировать в 5 блоков.
Первый блок вопросов — дальнейшее совершенствование технологий выработки дренируемых запасов за счет широкого применения современных методов контроля и регулирования процессов разработки.
Второй блок вопросов — осуществление комплексных мер по вовлечению в активную разработку всех запасов эксплуатационных объектов за счет дальнейшего внедрения отработанных мер по разукрупнению объектов разработки, оптимизации плотности сеток скважин, пластовых и забойных давлений, совершенствования систем заводнения, внедрения современных методов контроля и регулирования процессов разработки.
Рис. 4. ГРАФИКИ РАЗРАБОТКИ ТУЙМАЗИИСКОГО, РОМАШКИНСКОГО И САМОТЛОРСКОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Добыча нефти месторождений: 1 - Самотлорского, 2 - Ромашкинского, 3 - Туймазинского -------------------------------------------- OIL AND GAS GEOLOGY, 32004-------------
Рис. 5. ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ ГОРИЗОНТОВ ЛоЛі РОМАШКИНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
10000 9000 8000 7000 6000 в 5000 |
СО
ы
и
4000 о
V
3000 т 2000 1000
Годы
Добыча: 1 - нефти Юн), 2 - жидкости Юж); действующий фонд скважин: 3 - добывающих (Мд), 4 - нагнетательных (N„1; 5 - закачка воды Юв)
Третий блок вопросов — дальнейшее развитие отрабатываемых новых методов эффективной разработки различных категорий труд-ноизвлекаемых запасов: в слабопроницаемых терригенных пластах, водонефтяных зонах, залежах высоковязких нефтей в терригенных пластах, залежах, приуроченных к карбонатным коллекторам.
По оценкам специалистов все это позволит достичь утвержденной нефтеотдачи.
В IV Генеральной схеме для достижения проектной нефтеотдачи предусматривается:
широкое применение современных гидродинамических МУН (нестационарное заводнение с изменением направления фильтрационных потоков жидкости в пласте, форсированный отбор на завершающей стадии разработки геологических тел, ввод недренируемых запасов по
отработанным технологиям вовлечения в активную разработку трудно-извлекаемых запасов нефти);
широкое внедрение третичных МУН (физико-химических: потокоотклоняющих технологий, преимущественно повышающих охват пластов заводнением,технологий, преимущественно повышающих коэффициент вытеснения нефти; комплексных технологий, физических методов);
широкое применение новых способов разработки и технологий по выработке утвержденных извлекаемых запасов;
широкое внедрение отработанных технологий водоизоляционных работ для регулирования разработки и ограничения добычи попутной воды;
массовое применение эффективных методов обработки призабойных зон, стимуляции работы скважин и пластов (химические,
физические, тепловые, термохимические, микробиологические, комплексные методы).
Четвертый блок вопросов —
решение проблемы увеличения нефтеотдачи сверх проектного уровня. В объединениях “Татнефть" и “ТатНИПИнефть" обоснована возможность доведения нефтеотдачи для залежей терригенного девона Ромашкинского месторождения до 60 %, терригенного нижнего карбона — до 45 %, карбонатных отложений — до 25 %.
В представленной для рассмотрения IV Генеральной схеме для решения этой задачи предусматривается:
изучение формирования в залежи остаточных нефтей выделенных групп (малоизмененных и сильно преобразованных), их количественной оценки и разработки методов их извлечения;
улучшение первичного вскрытия пластов с применением растворов с нулевой отдачей, полимерных и других эффективных растворов, равновесного бурения, вскрытия пластов на депрессии, вскрытия пенными системами, аэрацией воздухом и т.д.;
улучшение вторичного вскрытия пластов (бесперфораторное вскрытие — ОРВ, гидропескоструйная перфорация, сверлящие перфораторы, глубокопроникающая, вертикальнощелевая перфорация и др.);
применение методов воздействия физическими полями и биотехнологий;
применение в качестве информационного обеспечения при проектировании разработки фильтрационных параметров межскважин-ного пространства и автоматизиро-
ванной системы контроля и управления за выработкой пластов — АСКУ-ВП (КГУ).
Новейшие исследования позволяют рекомендовать широкое применение бурения дополнительных стволов (горизонтального и развет-вленно-горизонтального) в существующих скважинах, расположенных в заводненных зонах в направлении невырабатываемых или сла-бовырабатываемых пластов с большим нефтесодержанием. Это направление со временем может превратиться в самостоятельную высокоэффективную систему разработки на поздней стадии эксплуатации нефтяного месторождения, задачей которого станут устранение недостатков реализуемой системы разработки и ее дальнейшее радикаль-
ное совершенствование. Эта технология может оказаться еще более эффективной в комплексе с применением современных МУН.
Сосредоточить основные научные, опытно-промышленные работы (ОПР) по извлечению слабоизменен-ной части остаточных нефтей. Это резерв ресурсов на ближнюю и дальнюю — 30-40-летнюю перспективу.
Одновременно проводить поисковые НИР и ОПР по созданию методов извлечения сильно преобразованной части остаточных нефтей в залежах, где их доля существенна. Для решения этой проблемы в перспективе, видимо, могут быть применены МУН: микробиологические, волновые, тепловые в комплексе с волновыми, физические в комплексе с волновыми.
Рис. 6. СОКРАЩЕНИЕ ОТБОРА ПОПУТНОЙ ВОДЫ ЗА СЧЕТ РЕГУЛИРОВАНИЯ (АО “Татнефть”)
Всеми этими вопросами необходимо заниматься уже сейчас, так как это требует значительного времени. Создание и внедрение принципиально нового МУН требуют не менее 10 лет. Пока будет существовать нефтяная промышленность, до тех пор нефтяники будут решать проблему повышения нефтеизвле-чения. Американские специалисты считают возможным в будущем достижение нефтеизвлечения 45 %, а теоретически мыслимым — 60 %.
Пятый блок вопросов — повышенные требования к охране недр и окружающей среды.
В IV Генеральной схеме предусматривается формулировка 22 принципов рациональной разработки месторождений, в которые вошли 7 из 12 принципов, сформулированных профессором Н.Н.Непримеро-вым. Из 22 принципов 10 представляют дальнейшее развитие применявшихся ранее принципов разработки Ромашкинского месторождения, остальные — новые, отражающие позднюю стадию разработки месторождения и современные технические достижения (выделение в
качестве объектов разработки геологических тел, широкое применение постоянно действующих моделей, индивидуальный подход к развитию системы поддержания пластового давления для конкретных геологических тел, повышение требований к качеству и солевому составу закачиваемых вод, оптимизация пластовых и забойных давлений, градиентов давления в пластах с учетом техногенных изменений проницаемости, учет влияния глинистости, охлаждения пластов, деформации пород и миграции тонких частиц на процессы вытеснения, меры по повышению нефтеотдачи сверх проектного уровня).
ЦКР Министерства промышленности и энергетики РФ одобрило основные принципы IV Генеральной схемы разработки Ромашкин-ского месторождения.
Литература
1. Муслимов Р.Х. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения / Р.Х.Мус-лимов, А.М.Шавалиев, Р.Б.Хисамов,
И.Г.Юсупов. - М.: ВНИИОЭНГ, 1995. -Т. 1 - 492 с.
2. Муслимов Р.Х. Изменение гео-лого-физических условий выработки пластов при длительном заводнении залежей, пути их изучения и повышения эффективности разработки на поздней стадии //Тр. Всероссийского совещания по разработке нефтяных месторождений. Альметьевск, 5-9 июня 2000 / Контроль и регулирование разработки, методы повышения нефтеотдачи пластов — основа рациональной разработки нефтяных месторождений. -Альметьевск, 2000. — С. 54-68.
3. Сахипгареев Р.С. Необратимые деформации горных пород при испытании скважин / Р.С.Сахипгареев, В.И.Славин // Геология нефти и газа. -1991. - №5 - С. 37-40.
4. Петрова Л.М. Сопоставительный анализ остаточных нефтей при отложении в пласте твердых парафинов с высокопарафинистыми нефтями / Л.М.Петрова, Т.Р.Фосс, Г.В.Романов, Р.Р.Ибатуллин // Тр. научно-практической конференции / Высоковязкие нефти, природные битумы и остаточные нефти разрабатываемых месторождений и VI Международной специализированной выставки "Нефть, газ-99". - Казань, 1999. - С. 430-434.
© Р.Х.Муслимов, 2004
Planning and evolution of development principles of Romashkinskoye field was carried out during more than 50 years and these are inseparably linked with three General development schemes.
One of the main factors providing optimal dynamics of oil production was uninterrupted activity for new reserves preparation. Reserves increase during the all development period considerably compensated oil production (at maximum production, reserves reproduction exceeded 80 per cent, while presently it equals to about 75 per cent).
Discovery and accelerated development of Romashkinskoye field for the long time predetermined development of the country’s oil industry. Experience of exploration, preparedness for commercial development of this field is considered as classic. Its generalization makes it possible to outline the effective ways of accelerated development and effective generation of oil reserves of multilayered oil fields of platform type.
ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА, 32004
