Класс Месторождения: Уникальное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Добыча МУН
Год открытия: 1948
Источник информации: Ромашкинское
Метод открытия:
Площадь: 4670.26 км²
Ромашкинское нефтяное месторождение
Ромашкинское нефтяное месторождение находится в Российской Федерации и расположено в восточной части республики Татарстан в 20 км от г. Бугульма и в 70 км севернее г. Альметьевск (рисунок 1). Ромашкинское месторождение является крупнейшим месторождением России в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Оно открыто в 1948 г.
Рисунок 1 – Ромашкинское нефтяное месторождение
Разведочное бурение, проведенное в 1943-1944 годах, позволило открыть Шугуровское месторождение (средний карбон) и дало уникальный материал, доказывающий, что рельеф докембрийского кристаллического фундамента от Шугуровской площади поднимается в северо-восточном направлении к деревне Ромашкино (Тимашево). И именно в этом направлении было решено продолжить поиск более продуктивных нефтяных залежей.
В 1948 году у деревни Ромашкино был вскрыт мощный пласт в отложениях пашийского горизонта. 25 июля, при испытании скважины, был получен фонтан нефти дебитом более 120 т/сут. С началом освоения крупных нефтяных месторождений юго-восток Татарстана получил название «Второй Баку».
Ромашкинское месторождение введено в разработку в 1952 году, позднее залежи нефти были обнаружены и в других отложениях. Впоследствии выяснилось, что это не только крупнейшее нефтяное месторождение в Татарстане, но и одно из крупнейших в мире.
В геологическом строении месторождения принимают участие отложения пермской системы, а также карбона и девона (рисунок 2).
Ромашкинское нефтяное месторождение приурочено к Сокско-Шешминскому валу, осложненному рядом локальных поднятий амплитудой возвышения 50-75 м, сложенных породами пермского и каменноугольного возраста. Эти брахиантитальные структуры (Ромашкинская, Кудашевская, Миннибаевская и др.) характеризуются очень пологим залеганием крыльев – углы падения не превышают 1-2°.
По отложениям терригенной толщи девона (живетский ярус, низы франского яруса) оконтурено обширное поднятие, площадью до 4500 км2, на фоне которого слабо выделены отдельные поднятия: Миннибаевское, Абдрахмановское, Павловское, Азнакаевское и другие, амплитудой 15-25 м.
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.
К настоящему времени на Ромашкинском месторождении выявлено более 400 залежей. Большая часть запасов нефти приурочена к коллекторам терригенных отложений пашийского и кыновского горизонтов франского яруса верхнего девона, тульско-бобриковского горизонта визейского яруса и карбонатных отложений кизеловского и черепетского горизонтов турнейcкого яруса, серпуховского и башкирского ярусов и верейского горизонта среднего карбона.
Основные продуктивные горизонты Ромашкинского месторождения характеризуются значительным разнообразием условий залегания по площади и разрезу, литологическому составу, коллекторским свойствам и насыщенности.
В терригенной толще девона Ромашкинского месторождения установлены продуктивные пласты Д0, ДI ДIII, ДIV и ДV. Большая часть запасов нефти (80 %) приурочены к пласту ДI.
Отложения пашийского горизонта (ДI) и пласта Д0 кыновского горизонта слагают самую крупную многопластовую залежь сводового типа в разрезе осадочной толщи Ромашкинского месторождения. Площадь нефтеносности равна 4255 км2. Средняя отметка водо-нефтяного контакта (ВНК) составляет минус 1490 м (рисунок 2).
Рисунок 2. - Геологический профиль по пашийско-кыновским отложениям Ромашкинского месторождения (Р.Б. Хисамов):
В центральной части месторождения нефтеносными являются все пласты горизонта ДI, но к периферии их количество уменьшается, как и этаж нефтеносности горизонта.
Залежи нефти остальных продуктивных пластов литолого-стратиграфического характера расположены на склонах основного Ромашкинского поднятия.
Пашийский горизонт (пласт ДI) является многопластовым объектом, для которого характерно переслаивание песчаных, алевролитовых, аргиллитовых разностей терригенных пород по разрезу и прерывистое распространение по площади песчано-алевритовых пород (особенно верхнепашийской пачки). Гигантская залежь нефти пласта ДI является структурной.
Продуктивный паст ДI сложен песчаниками и алевролитами, чередующимися с глинами. Продуктивный пласт Д0 имеет эффективную толщину от 2 до 34 м. Участками он полностью замещается глинами или алевролитами. Пористость песчаников варьируется от 15 до 26%; проницаемость также изменяется в широких пределах – от 40 до 2000 мД, составляя в среднем 500-600 мД. Начальные дебиты скважин изменяются от 30-40 до 400 т нефти в сутки. Глубина залегания продуктивного горизонта 1650-1700 м. Начальное пластовое давление составляло 175 атм.
Большая часть залежи Ромашкинского поднятия в пределах внешнего контура нефтеносности подстилается водой, т. е. образуется очень широкая зона между внешним и внутренним контурами нефтеносности, где нефть подстилается водой, а центральная часть залежи пласта ДI является полностью нефтенасыщенной.
С целью разработки нефтяных залежей осуществлено искусственное деление ее площади на отдельные участки кольцевыми рядами нагнетательных скважин (рисунок 3). Каждая такая площадь является самостоятельным крупным нефтяным месторождением.
1 – граница месторождения; 2 – граница укрупненной залежи; 3 – границы отдельных залежей; 4 – границы площадей; 5 – репер “глины”
Рисунок 3 - Схема расположения залежей турнейского яруса Ромашкинского месторождения (Н.Г. Ахметзянов)
Геология Волго-Уральской нефтегазоносной провинции:
учебное пособие/ С.В. Багманова, А.С. Степанов, А.В. Коломоец, М.П. Трифонова; Оренбург.
гос. ун-т. – Оренбург : ОГУ, 2019– 127 с.
Следующее Месторождение: Северокамское