В этом году нефтедобывающей отрасли Татарстана исполнилось 80 лет. Кроме того, в республике отметили 75 лет со дня открытия Ромашкинского месторождения. Несмотря на зрелый «возраст», его активно осваивают и по сей день. При этом эксперты соглашаются, что запасов «Ромашки» хватит не только на наш век. В частности, об этом говорилось в ряде докладов на конференции «Перспективы развития нефтегазовых компаний России» в Казани. Журналист Информагентства «Девон» Аскар МАЛИКОВ сделал обзор мнений ученых на эту тему.

ДОЛГИЙ ПУТЬ К ДЕВОНСКОЙ НЕФТИ.

Начнем с истории вопроса.

Изучать недра тогдашней Казанской губернии начали еще в 1860 году. Исследования проводили геологи Казанского императорского университета, напоминает профессор Казанского федерального университета Борис УСПЕНСКИЙ.

А в 1919 г знаменитый геолог Иван ГУБКИН посетил районы села Сюкеево и реки Шешмы. Он считал, что поверхностные нефтепроявления в Поволжье доказывают наличие нефтяных залежей в недрах. До него считалось, что это остатки некогда существовавших месторождений.

В последующие годы геологи искали нефть в пермских отложениях. Кроме того, глубокие скважины бурили для разведки каменноугольных и девонских отложений. Основную роль в подготовке первоочередных нефтепоисковых площадей сыграли съёмки под руководством профессора Евгенией ТИХВИНСКОЙ. Они велись на Ромашкинской и Бавлинской площадях в 1933–1934 годах. В те годы исследователи и не могли представить, насколько велики запасы углеводородов на юго-востоке Татарской АССР.

В то время часть геологов связывала присутствие нефти в пермских отложениях с глубокозалегающими горизонтами карбона и девона. Только после открытия «большой» нефти под Шугурово (ныне Лениногорский район Татарстана) в 1943 году стало ясно, что они были правы. Это важнейшее открытие пришлось на тяжелейшие военные годы. Тогда был острый дефицит всего – специалистов, техники, материалов…

Следующим объектом для разведки девона выбрали Ромашкинское поднятие. В 1946 г. началось строительство первой скважины. Ее бурили около года из-за многочисленных аварий и осложнений. В июне 1948 г. буровики вскрыли нефтяные песчаники в девонских отложениях. Через месяц из нефтеносного горизонта вырвался фонтан нефти. Суточный дебит составил 120 тонн. Лишь спустя 30 лет ученым стало ясно, что Шугуровское месторождение является окраиной Ромашкинского.

Широко развернутые геологоразведочные работы вскоре выдвинули Татарскую ССР в число наиболее богатых нефтью районов Волго-Уральской провинции.

В условиях интенсивного роста добычи требовалось все больше геологов и нефтяников. В 1952 г. на геологическом факультете Казанского государственного университета открыли кафедру геологии нефти и геофизических методов разведки. Через два года появилась отдельная кафедра геологии нефти и газа КГУ, пишет Успенский.

История «Татнефти» (TATN) началась в 1949 году с создания треста «Татарнефть» на базе Шугуровского, Бавлинского и Ромашкинского нефтепромыслов.

В свое время было создано много нефтесервисных предприятий, отмечает главный геолог ПАО «Татнефть Ринат АФЛЯТУНОВ. Они выделялись в самостоятельные, а затем возвратились в состав «Татнефти». На заре формирования производственного объединения появился институт «ТатНИПИнефть».

КАКОВЫ ЗАПАСЫ «РОМАШКИ»?

Сегодня в Татарстане насчитывается 216 месторождений нефти. Из них 114 разрабатываются «Татнефтью». Крупнейшим из них является Ромашкинское супергигантское месторождение.

Его предполагаемые геологические запасы оцениваются в 5 млрд т, доказанные и извлекаемые – в 3 млрд. Такие данные приводит ученый Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН Николай ЗАПИВАЛОВ.

Но и это не окончательная цифра.

По данным бывшего главного геолога «Татнефти» Рената МУСЛИМОВА, на Ромашкинском месторождении за счёт доразведки первоначальные запасы выросли в 1,32 раза. С учётом дальнейшей переоценки этот показатель можно увеличить в 2,1 раза – до 1,7 млрд. Это возможно за счёт перехода на новую систему подсчёта геологических запасов и повышения коэффициента извлечения нефти (КИН).

Только на балансе «Татнефти» насчитывается почти 10 млрд тонн геологических запасов, уточняет Афлятунов. Остаточные запасы оцениваются в 7 миллиардов. Из них рентабельными в сегодняшних условиях считаются порядка миллиарда тонн жидких углеводородов.

«На самом деле эта граница постоянно сдвигается, - говорит Афлятунов. - Это обусловлено тем, что постоянно разрабатываются прорывные технологии. Дальнейший вектор развития направлен на повышение коэффициента извлечения нефти (КИН) через эффективное управление».

Месторождения в Татарстане не только многопластовые и расчлененные, но и неоднородные. Поэтому и управлять добычей сложно. С другой стороны, это дает импульс развитию технологий добычи и методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН). К примеру, на начальном этапе нефтяники применяли системы поддержания пластового давления (ППД). Теперь технологии сместились в зону вытеснения сырья.

В 1980-х годах в «Татнефти» бурили более 1300 скважин в год. После того, как была сформирована сетка скважин, началось активное применение нестационарного заводнения. Еще с 1990-х годов в «Татнефти» широко применяют третичные МУН, одновременно-раздельную добычу (ОРД), одновременно-раздельную добычу (ОРЗ) и т.д.

Сегодня для локализации остаточных запасов активно используется геолого-гидродинамическое моделирование (ГГДМ). Для освоения труднодоступных запасов, помимо прочего, нужно усложнять конструкцию скважин. Поэтому в нефтяных районах Татарстана строят все больше горизонтальных, многозабойных скважин, а также скважин малого диаметра.

КАК МИГРИРУЕТ НЕФТЬ.

В последнее время авторитетные геологи все чаще говорят о феномене восполнения запасов углеводородов (подробнее – в статье «Информ-Девон»). Дело в том, что у ряда старых скважин «Ромашки» наблюдается «второе дыхание». В «аномальных» скважинах падение дебитов сменяется долговременным ростом.

Наука предлагает различные объяснения этому, говорится в публикации ведущего научного сотрудника Института проблем нефти и газа РАН Светланы ПУНАНОВОЙ. Так, месторождения осадочного чехла могут формироваться за счёт подпитки эксплуатируемых залежей из глубинных отложений. Среди приверженцев такой теории – бывший главный геолог «Татнефти» Ренат МУСЛИМОВ.

В частности, в районах таких скважин формируются нетрадиционные коллекторы-ловушки. Возможно, что они образуются в разуплотнённых массивах древнего фундамента, в трещиноватых гранитных блоках. Там может присутствовать легкая нефть с высоким газовым фактором.

Пунанова считает, что углеводороды мигрируют в Ромашкино из Предуральского прогиба на расстояние в несколько сотен километров. Они могут «перетекать» также из более близко расположенных нефтематеринских отложений Мелекесской впадины.

Она отмечает, что в «Татнефти» есть аномальные по своим характеристикам скважины-рекордсменки. На них периодически отмечается рост дебитов, несмотря на то, что объекты эксплуатируются уже не первое десятилетие.

Очевидно, состав нефти и газоконденсатов меняется в результате молодого этапа нефтегенерации и их подпитки новообразованной нефтью. Второй этап генерации связывается не с глубинным подтоком углеводородов, а генерацией флюидов из органических веществ осадочных толщ.

В Институте органической и физической химии им. А.Е. Арбузова экспериментально подтвердили возможность внутрипластового разбавления доманиковой нефти лёгкими углеводородами. Они могут быть сгенерированы этой же толщей. Это означает, что структура запасов Ромашкинского месторождения может измениться.

Пути образования нефти помогут проследить и нефтехимические методы, считает доктор геолого-минералогических наук Светлана Пунанова. Для этого следует отслеживать состав микроэлементов в разных пробах.

НА НАШ ВЕК ХВАТИТ.

Практически неисчерпаемые запасы татарстанского «супергиганта» дают надежду на то, что в России еще можно найти крупные и даже уникальные нефтегазовые месторождения. Так считает заведующий Центра инновационных нефтегазовых технологий Института проблем нефти и газа РАН Андрей ШИЛОВСКИЙ.

«Считать тот или иной регион неперспективным для обнаружения нефтегазовых ресурсов без проведения геологических исследований неверно, - заявляет он. - Примером может служить Татарстан – один из старейших нефтедобывающих регионов.

На глубинах до 3 км практически вся территория РТ покрыта геологоразведкой. Поэтому новых открытий здесь ожидать не приходится. В связи с этим учеными в рамках новой парадигмы поисков углеводородов была построена геологическая модель строения Южно-Татарского свода.

При таком подходе основным объектом поисково-разведочных работ станет почти вся территория Татарстана. Исследования могут включить отложения додевонского возраста на глубинах до 6–7 км.

Шиловский предлагает максимально доразведать традиционные регионы нефтегазодобычи и прилегающих к ним краевых зон. Параллельно необходимо осваивать и неизученные глубинные осадочные комплексы. Там все еще могут скрываться огромные запасы.

Таким образом, говорить о конце нефти в Поволжье преждевременно.

Благодаря приросту извлекаемых запасов нефти Ромашкинское месторождение можно будет разрабатывать до 2130 года, прогнозирует Ринат АФЛЯТУНОВ. В свою очередь, Муслимов называет еще более впечатляющие цифры - до 200 лет. Специалисты уверены, что республика увидит четвертый, и даже пятый миллиард нефти. Вопрос лишь в том, когда будут созданы прорывные технологии…