Кумколь - ГРП



Содержание

ВВЕДЕНИЕ 9
1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 11
1.1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ 11
1.2 ХАРАКТЕРИСТИКА ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ 12
1.3 ЛИТОЛОГО.СТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА 13
1.4 ТЕКТОНИКА 17
1.5 НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ 19
1.6 ХАРАКТЕРИСТИКА ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ 23
2. ТЕХНИКО.ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 25
2.1 ИСТОРИЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ И РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ 25
2.2 ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ «КУМКОЛЬ» 25
2.3 ОБЪЕМЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА 28
2.4 СОСТОЯНИЕ ФОНДА СКВАЖИН МЕСТОРОЖДЕНИЯ КУМКОЛЬ 28
2.5 ТРЕБОВАНИЯ И РЕКОМЕНДАЦИИ К СИСТЕМЕ ППД, КАЧЕСТВУ ВОДЫ, ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ДЛЯ ЗАВОДНЕНИЯ 35
2.6 ТРЕБОВАНИЯ И РЕКОМЕНДАЦИИ К СИСТЕМЕ СБОРА И ПОДГОТОВКИ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ КУМКОЛЬ 38
2.7 ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН И ПЛАСТОВ 40
2.7.1 МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ ПОЛЕВЫХ РАБОТ 41
3. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ 42
3.1УВЕЛИЧЕНИЕ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИНЫ С ПРИМЕНЕНИЕМ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА 42
3.1.1 ЦЕЛЬ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА 42
3.1.2 НАРУШЕНИЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА 42
3.1.3 ЖИДКОСТИ РАЗРЫВА 43
3.1.4 ПРОППАНТЫ И РАСКЛИНИВАНИЕ ТРЕЩИН РАЗРЫВА 43
3.1.5 ТИПЫ ПРОППАНТОВ 44
3.1.5 КРИТЕРИИ ВЫБОРА СКВАЖИН ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ГРП 45
3.2 ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ГРП 46
3.2.1 ОБЫЧНЫЕ ГРП 46
3.2.2 МОЩНЫЕ ГРП 48
3.3 МИНИ.ГРП 50
3.4 РАСЧЕТ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА НА МЕСТОРОЖДЕНИЙ КУМКОЛЬ 51
4. ОХРАНА ТРУДА И БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ 56
4.1 АНАЛИЗ ОПАСНЫХ И ВРЕДНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ФАКТОРОВ 56
4.2 ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ САНИТАРИЯ 57
4.3 ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ 57
4.4 ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА 59
4.4.1 ПРОИЗВОДСТВО РАБОТ ПО ГИДРАВЛИЧЕСКОМУ РАЗРЫВУ ПЛАСТОВ 61
4.5 ПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ 62
5. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ 64
5.1 ИСТОЧНИКИ И ВИДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ ПРЕДПРИЯТИЯ НА АТМОСФЕРНЫЙ ВОЗДУХ 64
5.2 АНАЛИЗ РАСЧЕТОВ ВЫБРОСОВ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ 64
5.3 МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОХРАНЕ АТМОСФЕРНОГО ВОЗДУХА 65
5.4 ОХРАНА ПОВЕРХНОСТНЫХ И ПОДЗЕМНЫХ ВОД ОТ ЗАГРЯЗНЕНИЯ И ИСТОЩЕНИЯ 66
5.4.1 ПОВЕРХНОСТНЫЕ ВОДЫ 66
5.4.2 ПОДЗЕМНЫЕ ВОДЫ 66
5.4.3 ВОДОПОТРЕБЛЕНИЕ И ВОДООТВЕДЕНИЕ 67
5.4.4 ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАГРЯЗНЕНИЯ ПОДЗЕМНЫХ ВОД 67
5.4.5 МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОХРАНЕ ПОДЗЕМНЫХ ВОД 68
5.5 ОТХОДЫ 69
5.6 ОЦЕНКА ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПОЧВЕННО.РАСТИТЕЛЬНЫЙ ПОКРОВ 69
5.6.1 МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОХРАНЕ ПОЧВЕННО.РАСТИТЕЛЬНОГО ПОКРОВА 70
5.7 МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОХРАНЕ ЖИВОТНОГО МИРА 70
6.ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 72
6.1 ОСОБЕННОСТИ ОРГАНИЗАЦИИ ТРУДА И ЗАРАБОТНОЙ ПЛАТЫ 72
6.2 АНАЛИЗ ТЕХННКО . ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕН РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ КУМКОЛЬ 72
6.3 АНАЛИЗ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ЗАТРАТ 74
6.4 АНАЛИЗ СЕБЕСТОИМОСТИ ЕДИНИЦЫ ПРОДУКЦИИ 75
6.5 АНАЛИЗ КАПИТАЛЬНЫХ ВЛОЖЕНИЙ 76
6.6 РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОТ ВНЕДРЕНИЯ МЕРОПРИЯТИЙ ГРП 77
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 81
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 82
Сегодня Республика Казахстан является одной из крупных нефтедобывающих стран мира, занимающая по объему разведанных запасов нефти тринадцатое место, газу и конденсату – пятнадцатое, по уровню добычи нефти – двадцать восьмое место. По разведанным запасам и уровню добычи нефти среди стран СНГ Казахстан прочно занимает второе место, а по запасам газа и конденсата – четвертое место. Месторождение Кумколь открыто в феврале 1984 года, Южно-Казахстанской нефтеразведочной экспедицией ПГО «Южказгеология» Министерство геологии Республики Казахстан. Получение из скважины 1р-кумколь, пробуренной на структуре, выявленной сейсморазведкой по отражающему горизонту III (кровля J), фонтанного притока нефти из отложений неокома подтвердило промышленную нефтегазаносность Южно-Тургайской впадины в Казахстане. В настоящее время в разработку широко вовлекаются трудноизвлекаемые запасы нефти, приуроченные к низкопроницаемым, слабодренируемым, неоднородным и расчлененным коллекторам. Одним из эффективных методов повышения продуктивности скважин, вскрывающих такие пласты, и увеличения темпов отбора нефти из них, является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Гидравлический разрыв может быть определен как механический метод воздействия на продуктивный пласт, при котором порода разрывается по плоскостям минимальной прочности благодаря воздействию на пласт давления, создаваемого закачкой в пласт флюида В данной работе описывается проведение гидравлического разрыва пласта на месторождений Кумколь на горизонте МII который относится к I объекту разработки.
1. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин – М. Недра, 1978 г. 2. Гиматудинов Ш.К., Дунюшкин И.И. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых и газоконденсатных месторождении – М. Недра, 1988 г. 3. Бухаленко Е.И. Нефтепромысловые оборудование: Справочник – 2-е изд. М. Недра, 1990 г. 4. Уманский Л.М., Уманский М.М. Экономика нефтяной и газовый промышленности. М. Недра, 1974 г. 5. Юрчук А.С. Расчет нефтегазовых добычи. М. Недра, 1976 г. 6. Оркин К.Г. Расчеты в технологии и техники добычи нефти. Недра, 1967г. 7. Сулейманов М.М. Охрана труда в нефтяной безопасности. 1985 г. 8. Домин П.А. Справочник по технике безопасности. 1985 г. 9. М.Экономидис, Р.Олни, П.Валько. Унифицированное проектирование гидроразрыва пласта. Установление взаимосвязи между теорией и практикой. 10. Schlumberger handbook 11. Edmond Shtepani, PhD. Reservoir Engineering (course for undergraduates in chemical and petroleum engineering). 2006 12. Айдарбаев А.С. Теория и практика разработки нефтяного месторождения Кумколь. Алматы, Ғылым 1999г

Дисциплина: Нефть, Газ
Тип работы:  Дипломная работа
Бесплатно:  Антиплагиат
Объем: 74 страниц
В избранное:   
Введение

Сегодня Республика Казахстан является одной из крупных нефтедобывающих
стран мира, занимающая по объему разведанных запасов нефти тринадцатое
место, газу и конденсату – пятнадцатое, по уровню добычи нефти – двадцать
восьмое место. По разведанным запасам и уровню добычи нефти среди стран СНГ
Казахстан прочно занимает второе место, а по запасам газа и конденсата –
четвертое место.
Месторождение Кумколь открыто в феврале 1984 года, Южно-Казахстанской
нефтеразведочной экспедицией ПГО Южказгеология Министерство геологии
Республики Казахстан. Получение из скважины 1р-кумколь, пробуренной на
структуре, выявленной сейсморазведкой по отражающему горизонту III (кровля
J), фонтанного притока нефти из отложений неокома подтвердило промышленную
нефтегазаносность Южно-Тургайской впадины в Казахстане.
В настоящее время в разработку широко вовлекаются трудноизвлекаемые
запасы нефти, приуроченные к низкопроницаемым, слабодренируемым,
неоднородным и расчлененным коллекторам. Одним из эффективных методов
повышения продуктивности скважин, вскрывающих такие пласты, и увеличения
темпов отбора нефти из них, является гидравлический разрыв пласта (ГРП).
Гидравлический разрыв может быть определен как механический метод
воздействия на продуктивный пласт, при котором порода разрывается по
плоскостям минимальной прочности благодаря воздействию на пласт давления,
создаваемого закачкой в пласт флюида
В данной работе описывается проведение гидравлического разрыва пласта
на месторождений Кумколь на горизонте МII который относится к I объекту
разработки.

Рисунок 1.1 - Обзорная карта района

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

Район месторождения расположен на юго-востоке Карагандинской области в
Улутауском районе, земли которого переданы в долгосрочное пользование
Кызылординской области, в 280 км от г. Жезказгана и в 180 км от г.Кызылорда
(рисунок 1.1).
Месторождение Кумколь располагается в пределах 46(15′-46(45′ северной
широты и 65(15′-65(30′ восточной долготы в зоне северных континентальных
пустынь.
Это степной район без водных артерий и постоянных населенных пунктов.
Железнодорожные станции Жосалы и Жалагаш расположены в 150-200 км.
Территория месторождения Кумколь приурочена к поверхности обширной озерной
котловины.
Ближайшими населенными пунктами являются железнодорожные станции
Жалагаш (150 км), Жосалы (210 км), Карсакпай (180 км) и пос. Сатпаево (250
км). Расстояния до областных центров г. Кызылорда и г. Жезказган
составляют 160 км и 290 км соответственно. На расстоянии 230 км к востоку
от месторождения проходит нефтепровод Омск-Павлодар-Шымкент, а в 20 км к
северо-востоку проходит ЛЭП Жосалы- Ленинск.
В орфографическом отношении площадь месторождения представляет собой
степь с абсолютными отметками рельефа 106-109 м над уровнем моря.
Непосредственно территория месторождения Кумколь приурочена к
поверхности обширной древней озерной котловины в виде неправильного овала
вытянутой в субмеридиальном направлении. С северной и восточной сторон
котловина обрамлена платообрамленными возвышенностями с пологими склонами с
северо-запада и с запада плато спускается в котловину в виде крутого
уступа.
В южной части, особенно в юго-западной части, развита серия песчаных
массивов эолового генезиса, самый крупный из которых – пески Арыскум,
возвышающиеся над окружающей местностью на 10-15 м.
Почвенный покров месторождения и прилегающих к нему территорий
включает следующие почвы: серо-бурые суглинистые, серо-бурые субпесчаные
защебненные, солонцы, комплексы солонцев с бурыми солонцеватыми; пески.
Грунтовые воды залегают на глубине от 100 метров.
Климат района – резкоконтинентальный с большими сезонами и суточными
колебаниями температуры воздуха и малым количеством осадков. Максимальные
летние температуры - +30 + 35 0С, минимальные зимние – до –38 – 40 0С.
Годовое количество осадков до 150 мм, выпадающих, в основном, в зимне-
весенний сезон. Характерны постояные ветры юго-восточного напраыления, в
зимнее время часто метели и бураны. Водные артерии на площади месторождения
отсуствуют. Степь покрыта типичной для полупустынь ксерофильной
растительностью, в осенне-зимний и весенний периоды изобилует сайгой.
Обеспечение технической и бытовой водой осуществляется из специальных
гидрогеологических скважин, дающих высокиедебиты воды минерализацией 0.6 –
0.9 гл из отложений сезон-турона с глубины 50-70 метров. По качеству вода
не соответствует стандартам питьевой из-за повышенного содержания фтора. На
отметках рельефа 120 м скважины работают на самоизлив. Район не сейсмичный.

1.2 Характеристика геологического строения

Месторождение Кумколь находится в пределах Арыскумского прогиба Южно-
Тургайской впадины, являющейся северо-восточной частью Туранской плиты.
В пределах Арыскумского прогиба выделяется пять линейно-вытянутых
грабен-синклиналей рифтового происхождения, разделенных между собой
горстовыми поднятиями.
В структурном плане поднятие Кумколь расположено в южной наиболее
погруженной части Сорбулакского горст-антиклинального выступа, разделяющего
Акшабулакскую и Сарыланскую грабен-синклинали Арыскумского прогиба.В районе
Кумкольского поднятия в юрских отложениях по данным сейсморазведки
прослеживаются две структурные поверхности. Первая из этих поверхностей
совпадает с IIIа -отражающим горизонтом, приуроченным к кровле кумкольской
свиты (на месторождении Кумколь эта кровля Ю-1 продуктивного горизонта). Ко
второй поверхности приурочен III1а-отражающий горизонт, который совпадает с
кровлей среднекумкольской подсвиты верхней юры.
По кровле Ю-1 продуктивного горизонта размеры поднятия составляют 19.0
х 8.0 км по изогипсе - 1200 м, при амплитуде 120 м. Структура представляет
собой вытянутую антиклиналь северо-западного простирания, ограниченная с
востока тектоническим нарушением.
По данным эксплуатационного бурения восточное крыло антиклинали имеет
более крутое погружение.
Структурные планы по IIIа и ІІІ1а- отражающим горизонтам совпадают.
Толщина кумкольской свиты (от поверхности фундамента до кровли Ю-1
горизонта) колеблется от 50 до 250 м. Уменьшение толщины отложений
кумкольской свиты происходит за счет примыкания к воздымающей поверхности
фундамента нижних частей разреза.
Толщина отложений Акшабулакской свиты (глинистая часть разреза верхней
юры) колеблется от первых десятков до 100 и более метров.
Однако утончение Акшабулакской свиты происходит сверху, в результате
регионального размыва в преднеокомское время.
В разрезе нижненеокомских отложений четко прослеживается отражающий
горизонт IIа, совпадающий с кровлей Арыскумского горизонта (продуктивный
горизонт M-I).
По IIа-отражающему горизонту структура Кумколь представляет собой
двухсводовую линейную антиклинальную складку субмеридионального простирания
со смещением к югу свода.
Размеры структуры составляют 14.5 х 4.5 км по изогипсе – 990 м, при
амплитуде 40 м. Северный купол более пологий и имеет амплитуду 30 м.
По данным эксплуатационного бурения восточное крыло структуры (также
как и по юрским горизонтам) имеет более крутое погружение.

1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика

Разрез месторождения Кумколь изучен довольно хорошо, стратиграфическое
расчленение осадочного комплекса, залегающего на выветренной поверхности
фундамента, освещено в ряде производственных отчетов ЮКНРЭ и ГАО
Южнефтегаз и научных публикациях (Рисунок 1.2).
С целью уточнения стратиграфической принадлежности разреза
продуктивных горизонтов проведены палеонтологические исследования в
лаборатории геологии закрытых регионов Института геологических наук им.
Сатпаева НАН РК.
Разрез месторождения Кумколь представлен отложениями мезокайнозоя,
залегающими на глубоко выветрелой поверхности фундамента
раннепротерозойского.
Нижний протерозой PR1
.

Рисунок 1.2- Сводный литолого-стратигарфический разрез

Рисунок 1.3 - Газонефтяное месторождение Кумколь (по Т.И. Бадоеву и др.
1987 г.).
Структурные карты по кровле коллекторов: А - продуктивного горизонта М -
I,
Б - продуктивного горизонта Ю - I
Геологический разрез по линии I-I
Геологический разрез по линии II-II
1- зона выхода фундамента на поверхность продуктивного горизонта,
2-контур нефтегазоносности и газоносности , 3 - породы складчатого
фундамента.

Отложения мезозой-кайнозоя в пределах месторождения Кумколь
расчленяются на два структурных подэтажа: юрский-тарфогенный и
мелпалеогеновый-платформенный.
Тафрогенный (юрский) подэтаж:
Юрские отложения на структуре Кумколь расчленются на дощанскую,
карагансайскую, кумкольскую (акшабулакскую) свиты.
Новые данные о строении Арыскумского прогиба свидетельствуют о
выклинивании (типа подошвенного прилегания к фундаменту) отражающего
горизонта ОГ-IY на южных и западных крыльях Кумкольского поднятия, почти по
всей площади которого ранее выделялись карагансайская и дощанская свиты
нижней-средней юры. Площадь Кумколь представляла единственный участок
прогиба, на котором данные свиты в своем распространении по имевшимся
представлениям выходят на территорию горст-антиклиналей разделяющих грабен-
синклинали.
Отражающий горизонт ОГ-IY, являющийся наиболее ярким и динамически
выраженным горизонтом, хорошо увязывается с кровлей карагансайской свиты,
поэтому его вклинивание на крыльях структуры Кумколь не вызывает сомнений.
Из вышесказанного следует, что стратиграфическое расчленение средне-юрского
разреза по Кумкольскому поднятию сделано неверно и выделенные здесь
отложения карагансайской и дощанской свит должны быть отнесены к осадкам
кумкольской свиты.
Кумкольская свита (J3 km) залегает на размытой поверхности фундамента
и расчленяется на основе цикличности в осадконакоплении на три подсвиты:
нижне(J3km1)-средне(J3 km2)- и верхне(J3km3)-кумкольскую.
Общая толщина кумкольской свиты изменяется от первых десятков метров
на горст-антиклиналях до 500-650м в грабен-синклиналях.
Кумкольская свита отличается низкими электрическими сопротивлениями
пород по сравнению с более древними породами. В нижнекумкольской подсвите
они составляют, в основном, 5-8 омм, в средне- и верхнекумкольской
подсвитах 2.0-3.5 омм, для водоносных коллекторов они уменьшаются до 0.5-1
омм.
Возраст свиты по СПК Х и XI относится к оксфордскому и кимериджскому
ярусам верхнеюрского отдела. С вышележащей преимущественно глинистой
акшабулакской (ранее коскольской) она связана постепенным переходом, что
затрудняет определение ее кровли.
Акшабулакская свита (Jза) расчленяется на нижнюю и верхнюю подсвиты.
Нижняя подсвита сложена темно-серыми и зеленовато-серыми глинами и
глинистыми алевролитами с отдельными прослоями песчаника. Верхняя подсвита
сложена пестроцветными (серыми, серовато-зелеными, коричневыми,
фиолетовыми, желтыми) глинами и глинистыми алевролитами с прослоями
песчаника, количество которых возрастает в верхней части разреза. Местами в
толще глин встречаются горизонты песчаника толщиной до 50 м, развитые
локально и относимые к аллювиальным русловым отложениям. Нижняя сероцветная
подсвита распространена неповсеместно (в грабен-синклиналях и в седловинах
горст-антиклиналей). По корреляции разрезов сероцветные и зеленоцветные
породы переходят в пестроцветные, залегающие на кумкольской свите.
Электрическое сопротивление пород составляет 2-3.5 омм, уменьшаясь
вниз по разрезу. Толщина свиты изменяется от 50-100 м на горст-антиклиналях
до 950 м в грабен-синклиналях.
Возраст свиты по СПК XII относится к волжскому ярусу верхнего отдела юры.

1.4 Тектоника

Южно-Торгайский осадочный бассейн подразделяется на три структурных
этажа: нижний - фундамент, средний - квазиплатформенный и верхний -
платформенный.
Фундамент бассейна сложен разнообразными глубокометаморфизованными
докембрийскими породами аналогичными бектурганской и майтобинской сериям
Улытау. Структурные особенности его, также как и квазиплатформенного
комплекса, изучены недостаточно и не дают возможности дифференцировать
структуру этой части разреза с той же детальностью, что и платформенный
чехол.
Общее представление о тектонических особенностях верхнепалеозойских
образований Южно-Торгайского ОБ дает структурно-геофизическая карта
Казахстана масштаба 1:1 500 000 (под редакцией Ш.Е. Есенова и др.) и
тектоническая карта области палеозойских складчатостей Казахстана и
сопредельных территорий масштаба 1:1 500 000 (под редакцией А.А. Абдулина и
Ю.А. Зайцева, 1985).
На структурно-геофизической карте Казахстана территория Южного Тургая
в гравитационном поле выделяется как область, характеризующаяся
региональными аномалиями силы тяжести преимущественно изометричной формы, с
которыми генетически связаны относительно стабильные блоки земной коры
(платформы, срединные массивы) докембрийской консолидации.
Рассматриваемый регион представляет собой часть срединного массива,
испытавшего слабую переработку в рифейско-каледонско-герцинское время.
На тектонической карте области палеозойских складчатостей Казахстана
Южно-Торгайский ОБ характеризуется довольно сложным строением. Важной
особенностью данной карты является выделение Южно-Торгайского
докембрийского срединного массива. В пределах Улытауской седловины,
разделяющей Южно-Торгайский в Шу-Сарысуйский ОБ предполагают развитие
образований эпикаледонского дислоцированного квазиплатформенного чехла,
сложенного карбонатной и терригенно-карбонатной формациями верхнего де-вона-
нижнего карбона. Развитие их допускается также в пределах Сырдаръинского
бассейна и центральных участков Торгайского прогиба (Аксуатская впадина).
Арыскумский (Южно-Торгайский) прогиб от Шу-Сарысуйского бассейна
отделяется зоной резкого сокращения мощностей пород квазиплатформенного
чехла.

Рисунок 1.4 - Геологический разрез по линии Арыскум-Улытау

Верхний структурный этаж, включающий весь комплекс мезозойско-
кайнозойских отложений, распадается на два яруса: нижний рифтовый
(тафрогенный) и верхний - эпирифтовый (ортоплатформенный) (рисунок 1.4.).
Этот структурный этаж наиболее детально изучен глубоким бурением и
геофизическими исследованиями. Структурная дифференциация его достаточно
четкая и позволяет уверенно выделять здесь систему субме-ридионально
ориентированных, преимущественно линейных, грабен-синклиналей и разделяющих
их горст-антиклиналей. В пределах Арыскумской впадины с запада на восток
уверенно прослеживаются Арыс-кумская, Акшабулакская, Сарыланская и
Бозингенская грабен-синклинали, разделенные Аксайской, Ащисайс-кой и
Табакбулакской горст-антиклиналями. Границами между этими структурными
элементами являются в большинстве случаев разломы.
Арыскумская грабен-синклиналь имеет размеры 250x30-50 км и расположена
на западной окраине одноименной впадины. Грабен-синклиналь нарушена сетью
разломов, среди которых наиболее крупным является Главный Каратауский
разлом с осложняющими его приразломными локальными структурами (МаЙбулак,
Арыскум, Бектас и др.).
Среди горст-антиклиналей важнейшее значение представляют Аксайская и
Ащисайская, занимающие центральное положение в Арыскумской впадине.
Дифференциация мезозойской структуры Арыскумской впадины с учетом
структурных особенностей сопредельных районов создают надежную основу для
последующего нефтегазогеологического районирования.

Рисунок 1.5 - Схема структурно-тектонического районирования осадочного
чехла (По Э.С. Воцалевскому)

1.5 Нефтегазоносность

На местрождении Кумколь нефтегазоносными являются нижненеокомские и
верхнеюрские отложения.
В нижненеокомских отложениях в составе арыскумского горизонта
выделяются два продуктивных горизонта M-I и M-II, которые хорошо
коррелируются и однозначно выделяются по данным ГИС. Продуктивные горизонты
разобщены глинистыми разделами толщиной от 10 до 20 м.
К горизонту M-I приурочена нефтяная залежь, расположенная в интервале
глубин 1061.7-1118.2 м. Высота залежи 48 м. Залежь нефти пластовая,
свдового типа.Абсолютные отметки ВНК в пределах разбуренных центральной, и
южной частей залежи колеблются в интервале 981.5-986.0 м (отметка ВНК,
принятая в подсчете запасов нефти в 1987 г, равна – 983 м).
В северо-западной части залежи ВНК принят на отметке – 985.7 м по
данным ГИС и опробования в скважинах 27 и 40, а на северо-востоке по данным
ГИС и опробования в скважине 32 ВНК принят на отметке – 992 м.
По уточненной карте, построенной по кровле коллекторов горизонта M-I,
сечением изогипс через 10 м получено небольшое изменение площади
нефтеносности в сторону уменьшения в южном переклинальном замыкании (район
скв. 13, 22) структуры. Размеры залежи составляют 14.0х4.0 км, площадь
нефтеносности – 51097 тыс. м2.
Горизонт M-II содержит нефтяную залежь пластово-массивного типа.
Интервал залегания 1093.7-1118.8 м. Высота залежи 23 м. Отметка ВНК
горизонта M-II отбивается в интервале 996.0-1000.8 м. Отметка ВНК, принятая
в подсчете запасов нефти в 1987 г, равна – 999 м. В ряде скважин, хаотично
расположенных по площади залежи, ВНК по данным ГИС отбивается на отметках –
992.5-994.0 м. Размеры залежи горизонта M-II равны 5.6х2.7 км, площадь
нефтеносности – 10844 тыс. м2.
В юрских отложениях выделяются продуктивные горизонты Ю-I и Ю-II (2-ой
эксплуатационный объект), Ю-III (третий эксплуатационный объект) и Ю-IV
(четвертый эксплуатационный объект).
Второй эксплуатационный объект (горизонт Ю-I,II) содержит газо-
нефтяную залежь. Залежь пластовая, тектонически экранированная, сводового
типа, расположена в интервале глубин 1190-1326 м.
Высота залежи 127 м. Водонефтяной контакт в большинстве скважин
отбивается в интервале абсолютных отметок – 1196-1199 м. В ряде скважин
В северной части залежи ВНК принят на отметке – 1203 м (по разведочным
скв.30,31,39,1-ск и отчету по подсчету запасов 2000 г). Газо-нефтяной
контакт отбивается на отметках – 1111.0-1113.5 м. В большинстве скважин ГНК
отбивается на уровне отметки – 1112.0 м. По данным эксплуатационного
бурения площадь чисто нефтяной зоны уменьшилась за счет увеличения
водонефтяной зоны в восточной приразломной части. Размеры залежи II объекта
составляют 19.5х8.2 км. Площадь нефтеносности горизонта Ю-I – 101412
тыс.м2, площадь газоносности 9137 тыс.м2. Площадь нефтеносности горизонта Ю-
II – 64135 тыс. м2 , площадь газоности 2280 тыс. м2. Высота нефтяной части
91 м, газовой – 38 м.
К горизонту Ю-III (III эксплуатационный объект) приурочена газо-
нефтяная залежь, расположенная в интервале глубин 1221.4-1317.0 м.
Залежь пластовая, тектонически экранированная, сводового типа.
Продуктивный горизонт Ю-III отделяется от горизонта Ю-II повсеместно
выдержанным глинистым пластом, толщина которого местами (район скв.408, 2-
р, 2109, 3054, 3055) сокращается до 2-3 м.
Отметки водонефтяного контакта отбиваются в интервале – 1195-1198 м.
В подсчете запасов 2000 г ВНК принят на отметке – 1198 м.
По данным эксплуатационного бурения в сводовой части залежи выявлена
небольшая по размерам газовая шапка, газо-нефтяной контакт отбивается на
отметках – 1112.0 – 1113.0 м.
Наличие газовой шапки обосновано данными интерпретации ГИС по
скважинам 243, 1032, 1033, 330, 2088, 3047 и 3033.
Водонефтяной и газонефтяной контакт горизонта Ю-III совпадает с
водонефтяным и газонефтяным контактами II эксплуатационного объекта
(горизонты Ю-I и Ю-II).
В процессе эксплуатационного разбуривания залежи отмечено уменьшение
площади продуктивности в восточной приразломной части за счет более крутого
падения пластов.
В западной части (район разведочной скважины 17) залежь нефти
горизонта Ю-III ограничена выступом фундамента.
Размеры залежи составляют 7.5х6.5 км, высота залежи равна 94 м, в том
числе по нефтяной части 86 м, по газовой 8 м. Площадь нефтеносности
составляет 43416 тыс. м2.
Размеры газовой шапки горизонта Ю-III составляют 1.5х0.75 км. К
горизонту Ю-IV приурочена газонефтяная залежь, расположенная в интервале
глубин 1270.4-1320.0 м. Залежь пластово-массивная, стратиграфически и
тектонически экранированная, сводового типа.
Газонефтяной контакт по отчету подсчета запасов нефти 1987 г принят на
отметке – 1179.0 м
Водонефтяной контакт в подсчете запасов нефти 1987 принят на отметке –
1198 м.
По данным эксплуатационного бурения ВНК в большинстве скважин
колеблется в интервале отметок – 1195-1198 м.
В юго-восточной, центральной и северной частях залежи выявлены зоны
отсутствия коллекторов по нефтенасыщенной части разреза.
В газовой части залежи отсутствие коллекторов наблюдается в
центральной части в районе скважин 330, 431 и 3023, а в восточной части в
скважине 2079.
Размеры залежи равны 3.5х3.2 км. Высота залежи 42 м, в том числе
нефтяная часть 19 м, газовая 23 м. Площадь нефтеносности 11217 тыс. м2, а
газоносности 7085 тыс. м2.
В 2002 году выполнены отбор и иследования глубинных проб из 7 скважин
II и III объектов разработки месторождения Кумколь. Это скважины
2029,2067,2170,2176 (II объект), 3053,3004,3087 (III объект). Исследования
выполнялись по заказу ОАО “ПетроКазахстан Кумколь Ресорсиз” в лабораториях
НИПИнефтегаз и PENCOR International Ltd.
Исследования глубинных проб нефти выполнялись на установках PVT
высокого давления АСМ-600 (НИПИнефтегаз и фирмы “RUSKA” (PENCOR). По
пробам были выполнены следующие виды работ: опыт объемного расширения
нефти; опыт однократного разгазирования пластовой нефти от пластовых
условий до стандартных (Р=0.1013 МПа, Т=20 0С); определение вязкости
пластовой нефти; определение компонентных составов газа и пластовой нефти;
опыт дифференциального разгазирования пластовой нефти (таблицы 1.6 – 1.12)
Газосодержания проб нефти отобранных из скважин II объекта разработки
(горизонты Ю-I, Ю-II) меняются от 125.2 м3т до 157.8 м3т и в среднем
составляют 141.8 м3т. Объемный коэффициент соответственно меняется от
1.309 до 1.386 и составляет в среднем 1.353.
Пробы нефти, отобранные из скважин горизонта Ю-III имеют
газосодержания 127.9 – 151.7 м3т и в среднем равны 145 м3т. Объемный
коэффициент меняется соответственно от 1.332 до 1.369 составляя в среднем
1.352. В сооответствии с газонасыщенностью изменяются и остальные
параметры.
Как видно диапазоны изменения параметров пластовой нефти по скважинам
Ю-I, Ю-II, Ю-III горизонтов практически одинаковы, что подтверждает
предположение о единстве этих нефтей.
Как известно, в процессе разработки месторождения месторождения
Кумколь на естественном режиме, из-за отставания обустройства месторождения
и ввода системы ППД, произошло повсеместное снижение текущего пластового
давления относительно начального давления насыщения и по состоянию на
01.01.2003 года среднее текущее пластовое давление по горизонтам Ю-I, Ю-II
и Ю-III составляет 10.7 МПа.
По глубинным пробам, отобранным и исследованным в 2002 году давления
насыщения получены в диапазоне 8.6 МПа – 10.94 МПа по II-объекту и 9.74 МПа
– 11.05 МПа по III объекту. Причиной различий по скважинам значений
давления насыщения и остальных параметров, по видимому, является следующее:
- влияние контакта пластовой нефти с водой. Все скважины находятся близко
к контуру ВНК. Часть глубинных проб содержала воду (скважины №№2029, 2067,
3053), которую до исследования отстояли и слили;
- не во всех скважинах перед отбором проб восстановлены пластовые
давления и Рнас получено на уровне Рзаб. Эти скважины №№2029, 2170, 3004,
3087.
Содержание метана в нефтяном газе II объекта разработки изменяется в
диапазоне 40.41-50.73 %мол. и в среднем составляет 46.8 %мол., в пробах
III объекта - от 45.31 %мол. до 52.36 %мол. и в среднем равен 49.4
%мол. Этана в газе Ю-I, Ю-II горизонта содержится 17.33-19.16 %мол., в
газе Ю-III горизонта – 16.69-17.63 %мол. Содержание пропана в среднем по
II- объекту составляет 18.9 %мол., по III объекту – 17 %мол.
Нефть месторождения Кумколь легкая, парафинистая, смолистая,
малосернистая. Выход светлых фракций нефти по пробам изменяется от 35 до 44
%об., составляя в среднем 40%об. Влияние воды на свойства дегазированой
нефти хорошо прослеживается по пробам нефти из скважин №№2029, 2067, 2170,
по которым получены ухудшенные вязко-плотностные характеристики. Так
плотность нефти по обводненным скважинам превышает 0.833 гсм3, вязкость
при 40 0С изменяется от 8.46 до 11.16 мПа*с, против 6.5-7.27 мПа*с по
обводненным пробам (скважины №№2176, 3004, 3053, 3087).

1.6 Характеристика энергетического состояния месторождения

Как известно, Кумкольское месторождение обладает целым рядом
особенностей, существенно осложняющих разработку залежи и процесс добычи
нефти.
Неравномерность выработки запасов и заводнения продуктивных горизонтов
обуславливают необходимость проведения тщательного контроля за разработкой.
Основные мероприятия по контролю за разработкой залежей сводятся к
проведению систематических исследований скважин, по материалам которых
возможно регулирование процесса.
Для наблюдения за поведением пласта в процессе разработки необходимо
изучить характер изменения и распределения пластовых давлений. Для этого
строят карты изобар, то есть карты равных пластовых давлений и расчет
определений средневзвешенных пластовых давлений по блокам и горизонтам.
По динамике средних пластовых давлений по блокам XIII горизонта
наблюдается увеличение пластового давления в зоне нагнетания и в зоне
отбора. Соответственно наблюдается небольшое увеличение средневзвешенного
пластового давления XIII горизонта за последние годы.
Увеличение пластового давления в зоне нагнетания наблюдается по II,
IIа, III, IIIа, IV, VI блокам, а также наблюдается колебание пластовых
давлений по V, VIа, VIII, Х блокам.
Снижение пластового давления в зоне нагнетания наблюдается в I и IX
блоках, а также снижение пластового давления в зоне отбора наблюдается в I
блоке, колебания пластового давления в зоне отбора в IХ блоке. Увеличение
пластового давления в зоне отбора наблюдается по следующим блокам – IVа, V,
Vа, VI, Х.
Увеличение средневзвешенных пластовых давлений объясняется увеличением
закачки воды в пласт за последние годы, пуском новых нагнетательных скважин
из бурения, перевод скважин из контрольного и нефтяного фондов под закачку,
а также пуск скважин из бездействующего нагнетательного фонда в действующий
нагнетательный фонд.

2. Технико-технологическая часть

2.1 История проектирования и разработки месторождения

Месторождение Кумколь открыто в феврале 1984 ода, Южно-Казахстанской
нефтеразведочной экспедицией “Южказгеология” Министерство геологии
Республики Казахстан. Получение из скважины 1р-Кумколь, пробуренной на
структуре, выявленной сейсморазведкой по отражающему горизонту III (кровля
Js) фонтанного притока нефти из отложений неокома подтвердило промышленную
нефтегазоносность Южно-Тургайской впадины в Казахстане.
В 1985 году институтом “НИПИмунайгаз” составлен проект пробной
эксплуатации месторождения Кумколь и схема района месторождения Кумколь.
В 1987 году институтами ВНИГНИ, КазНИГРИ и Казахской опытно-
методической экспедицией были выполнены работы по подсчету запасов нефти и
газа месторождения Кумколь по состоянию на 15 мая 1987 года.
Отчет по подсчету запасов рассмотрен и утвержден в ГКЗ СССР в ноябре
1987 года.
Эксплуатационное разбуривание месторождения Кумколь начато в 1988 году
в соответствии с положениями проекта пробной эксплуатации месторождения.
Институтом “НИПИмунайгаз” в 1988 году составлена “Технологическая
схема разработки нефтяного месторождения Кумколь”. Рекомендуемый вариант
разработки утвержден в ЦКР МНП СССР.
Промышленная разработка месторождения Кумколь ведется с мая 1990 года
в соответствии с утвержденной технологической схемой разработки
месторождения Кумколь.
В декабре 1995 года Правительством Республики Казахстан Акционерному
обществу “Кумколь-Лукойл” выдана лицензия для доразведки и добычи
углеводородного сырья на площади Контрактного Участка месторождения
Кумколь. С этого момента месторождение разрабатывается двумя
недропользователями ОАО “ПетроКазахстан Кумколь Ресорсиз” и ЗАО “Тургай-
Петролеум”.

2.2 Текущее состояние разработки нефтегазового месторождения Кумколь

В действующем документе “Проект разработки нефтегазового месторождения
Кумколь, разработанном институтом “НИПИмунайгаз” и утвержденном ЦКР РК
24.06.99 г. рекомендован к внедрению и был утвержден 6-ой вариант
разработки, по которому получили лучшие технологические и экономические
показатели.
Основные положения утвержденного варианта разработки:
- применение на I, II и III объектах разработки 9-ти точечной площадной
системы воздействия с сеткой скважин 500(500 м, а на IV объекте -
приконтурного заводнения;
- осуществление на II объекте разработки смешивающегося вытеснения нефти
газом и водой;
- количество скважин для бурения (территория ЗАО ” ТУРГАЙ-ПЕТРОЛЕУМ ”) 142
единиц, в том числе 101 добывающая и 41 нагнетательная.
В настоящее время утвержденная система воздействия осуществляется
только по второму и третьему объектам разработки. Применяется
девятиточечная площадная система воздействия с сеткой скважин 500х500 м. На
каждом выделенном объекте скважины размещены равномерными квадратными
сетками с плотностью 25 гаскважина.
На I объекте разработки в феврале 2002г. закачка возобновилась
внедрением приконтурного заводнения. Изменение утвержденной системы
воздействия на I эксплуатационном объекте связано с результатами
экспериментальной программы, проведенной в 2000-2002 г.г. специалистами ОАО
ПККР, ЗАО ТУРГАЙ-ПЕТРОЛЕУМ и НИПИнефтегаз. Было принято решение,
согласованное с ЦКР РК (протокол заседания от 17 марта 2000г.), о временной
остановке закачки воды на первом объекте разработки в период с 01.2000г. по
12.2000г.
Данное решение о внедрении приконтурного заводнения принято на основе
анализа промысловых исследований первого объекта на естественном режиме и
оценки процесса вытеснения нефти водой по симуляционной модели, которая
показывает приоритетность выбора направления процесса вытеснения от
внешнего контура нефтеносности к центральной части залежи.
С момента реализации проекта в целом по месторождению пробурено 108
добывающих скважин и 14 нагнетательных скважин (по состоянию на
01.01.2004). То есть, на сегодня фонд проектных добывающих скважин пробурен
на 85%. Скважины пробурены в соответствии с проектом по девятиточечной
системе размещения с расстоянием 500 м между скважинами. Нагнетательные
скважины осваиваются как добывающие и вводятся в эксплуатацию с отработкой
на нефть фонтанным способом, далее, по мере снижения дебита до минимального
рентабельного, переводятся под закачку.
На 01.01.2004 площадь нефтеносности водонефтяной зоны первого объекта
разработки к северу осталась не разбуренной. К тому же, к востоку от
центральной части, по геологической модели (сейсмике 3Д симуляционной
модели) выявлены нефтенасыщенные зоны.
Второй объект является основным объектом разработки. Неразбуренными
остались западная часть нефтяной и водонефтяной зоны и северо-западная
часть нефтяной зоны.
Третий объект разработки разрабатывался, в основном, в нефтяной зоне
залежи, расположенной в центральной части месторождения. По состоянию на
01.01.04 г. объект полностью разбурен, с момента реализации проекта
пробурено 16 скважин.
Анализ результатов разработки по всем трем объектам показывает
эффективность выбранной схемы расположения скважин. При выбранной схеме
расположения скважин обеспечивается равномерная выработка запасов, удельные
запасы нефти, приходящиеся на скважину, достаточны для длительной ее
эксплуатации, пластовое давление на разрабатываемой части залежи На втором
объекте изменяется равномерно.
По технологическим показателям реализуемая система разработки
оказалась более эффективной, чем прогнозировалось в Проекте разработки.
Основной эффект достигнут за счет ввода новых скважин, местоположение
которых корректировалось по данным геологической модели, внедрения
эффективных винтовых насосов, регулирования закачки воды для поддержания
пластового давления и обеспечения компенсации добываемой жидкости, контроля
за работой скважин для своевременного принятия мер при снижении дебита.
При анализе текущего состояния разработки установлено, что, несмотря
на эффективность реализуемой системы разработки, есть возможности
дальнейшей оптимизации разработки.
На первом объекте необходима раздельная эксплуатация M-I и M-II
горизонта из-за различных условий работы залежей: залежь М-I горизонта
работает за счет энергии напора законтурных вод и закачиваемых вод, поэтому
в значительной степени зависит от объема и распределения закачиваемых вод;
залежь M-II горизонта зависит только от напора подошвенных и законтурных
вод, которые обеспечивают полностью компенсацию добываемой жидкости.
Для повышения нефтеотдачи по третьему объекту без бурения новых
скважин, что потребует дополнительных затрат, рекомендуется проведение
опытно-промысловых исследований с использованием малодебитных и
высокообводненных скважин второго объекта для совместной выработки запасов
второго и третьего объектов. При этом для исключения отрицательного влияния
на реализуемую систему разработки, скважины для совместной эксплуатации
двух объектов должны располагаться в приконтурной зоне.
Значительный резерв повышения эффективности реализуемой системы
разработки имеется в работе с фондом скважин: перевод скважин с фонтанного
способа эксплуатации на СШНУ и ВШНУ, с СШНУ на ВШНУ, применение ЭЦН, а
также в оптимизации работы всех добывающих и нагнетательных скважин.

2.3 Объемы добычи нефти и газа

По состоянию на 01.07.2004г., с учетом добычи нефти за 1995г., по
территории ЗАО ТУРГАЙ-ПЕТРОЛЕУМ добыто 19.14% от начальных извлекаемых
запасов нефти и остаточные извлекаемые запасы составляют 38035.54 тыс.т.
По первому объекту с начала разработки добыто 17.4% от начальных
извлекаемых запасов нефти и остаточные извлекаемые запасы нефти на
01.07.2004г. составляют 11532.3 тыс.т.
По второму объекту с начала разработки добыто 14.81% от начальных
извлекаемых запасов нефти. Остаточные извлекаемые запасы по объекту на
01.07.2004г. составили 20690.63 тыс.т.
По третьему объекту разработки остаточные извлекаемые запасы нефти на
дату анализа составляют 5715.17 тыс.т, накопленная добыча составила 33.69%
от начальных извлекаемых запасов данного объекта.
Четвертый объект. Всего добыто 44.0% от начальных извлекаемых запасов
нефти и остаточные извлекаемые запасы на 01.07.2004 г. составляют 97.45
тыс.т.
Представление о выработке запасов отдельных горизонтов дает изучение
характера перемещения водонефтяных и газонефтяных контактов, степени охвата
пластов рабочим агентом (Кох), распределения остаточных запасов нефти.

2.4 Состояние фонда скважин месторождения Кумколь

За счет оптимизации механизированных скважин получено 23798,03 тонны
дополнительной добычи нефти, что составляет 2,93 % от общей добычи за I
полугодие 2004 года.
Всего за I полугодие 2004 года добыто 994,3722 тыс. тонн нефти, 1156,7664
тыс. тонн жидкости, 84,5458 млн. м3 газа.

Таблица 2.4.1

№ Наименование Количество скважин
пп
ОАО ХКМ АО Тургай-Петролеум Bсerо
по
мр
ВсегоОбъекты BсеrОбъекты
о


ОАО ХКМ АО Тургай-Петролеум Bсerо
по
мр
ВсегоОбъекты BсеrОбъекты
о


I II III IV
Добыча нефти тыс.т 655,58 839,85 224,20 58,65 1788,31
Добыча воды тыс.т 189,65 61,01 21,11 0,41 272,18
Добыча жидкости тыс.т 855,23 900,86 245,32 59,06 2060,49
Обводненность % 22,2 6,8 8,6 0,7 13,2
Добыча газа тыс.м3 6655,9 99884 25132,6 6975 138648,5
Ср.упл дебит нефти тсут 44,4 26,3 20,3 21,14 29,5
Ср.упл дебит жид-ти тсут 57,1 28,2 22,3 21,5 33,9
Время эксплуат.доб.скв сут 14988 31946 11024 2743 60701
коа-во экспА.нефт скв. ед. 51 108 44 10 213
Кол-во добыв, нефт скв ед. 48 94 35 7 184
Темп отбора от извл.зап. % 5,4 5,2 2,8 12,7 4,8
Степень выраб.запасов % 32,7 22,4 18,8 27,8 25,5
Коэф.нефтеотдачи доли ед 18,5 13,6 11 8,3 14,8
Накопл добыча нефти тыс.т 5682,5 4420,5 1791,7 155,9 12050,8
Накопл добыча воды тыс.т 653,66 194,76 103,05 0,45 951,89
Накопл добыча жидк тыс.т 6336,2 4615,3 1894,8 156,3 13002,7
Накопл добыча газа тыс.м3 56,8 574,31 227,7 23,2 882,1
Обвод-ть с нач разраб % 10,3 4,2 5,4 0,3 7,3

Таблица 2.4.3 - Основные показатели по нагнетательным скважинам по
объектам и месторождению за 2003г.

Показатели Объекты Всего по
мр
I II III IV
Закачка воды тыс.м3 671,4 1204,8 407,7 71,7 2355,7
Компенсация % 76,4 96,8 125,9 81,3 92,9
Кол-во экспл. нагнет скв ед 15 34 11 2 62
Кол-во действ, нагнет скв ед 11 26 6 1 44
Время экспл.нагнет скв дней 4329 9078 2689 358 16545
Ср. приемистость одной скв 155 133 152 200 143
мэсут
Накопленная закачка воды 5007,8 4554,2 1676,2 86 11324
тыс.м3
Компенсация с нач. разработки 76,6 70,9 66,5 36,8 72
%

Таблица 2.4.4 - Динамика основных показателей месторождения
Кумколь I объект

Годы Добыча нефти Добыча жидкости Обводненность Закачка
тыс.т тыс.т % рабочих
агентов млн.м3
проект. факт.
1997 35 25 7 0
1998 52 28 10 5
1999 65 30 18 5
2000 78 37 26 4
2001 90 38 34 8
2002 95 45 38 10
2003 100 49 41 11
2004 105 47 44 12
7 мес. 2004 51 49 12 12

Таблица 2.4.6 - Распределение добывающих скважин I объекта разработки по
дебитам нефти

Дебит нефти, Способ экспл. и №№ скважин фонт
тсут кол-во СКВ. ШГН
до 10 фонтан. 1023 1
ШГН 8р, 131,145,1012,1013,1014 7
до 20 фонтан. – –
ШГН 135,332,431,1024,1028 5
до 30 фонтан. 6р,141,1019 2
ШГН 137,1007 3
до 40 фонтан. 1015,1018 2
ШГН 133,139,1004 3
до 50 фонтан. Зр,10р,144,1031,3018 5
ШГН 134,149 2
до 60 фонтан. 146,148,1016,1020,1027 130,1010 5
ШГН 2
до70 фонтан. 9р,132,136,140,142,1005, 8
ШГН 1011,1030 –

до 80 фонтан. 1006,1026 2
ШГН 138 1
до 90 фонтан. – –
ШГН – –
Итого 48
в т.ч.фонтан 26
ШГН 22

На I объекте проведены 34 замера пластовых давлений по 28 скважинам и
66 замеров забойных давлений по 38 скважинам.
Сопоставление среднеарифметического значения пластовых давлений по
скважинам, замеренных в 1 полугодии 2004 года с данными на конец 2003 года
показывает снижение давления в следующих скважинах:

Таблица 2.4.7

№№ Пластовое давление Мпа Отклонение Мпа
СКВ.
2003 г 1 полугодие 2004г
Снижение пластового давления
9р 10,25 9,6 -0,65
1023 10,32 10,1 -0,22
3018 10,22 9,49 -0,73
Юр 10,41 10,14 -0,27
Повышение пластового давления
24р 10,44 10,48 +0,04
148 9,73 10,08 +0,35
336 8,96 10,08 +1,12
1025 10,26 10,34 +0,08
ЮЗн 11,13 11,58 +0,45

Снижение пластового давления на 1.07.2004 г. на западной части залежи
наблюдается в скв. № 9р, 1023, 3018, что, видимо, связано с недостаточным
объемом закачки в нагнетательную скважину № 1025.
В северо-восточной части залежи снижение Рпл произошли в скв. № 10р.
На скважину 10р закачка не оказывает влияния, так как она находится в
третьем ряду от нагнетательной скважины № 103.
На поддержание пластового давления в скважинах № 1005 и 1006 должны
оказывать влияние нагнетательные скважины № 1002, 1009, но в нагнетателную
скв. № 1009 закачивается недостаточный объем технической воды.
В целом по месторождению недостаточный объем закачки наблюдается в
нагнетательных скважинах 24, 101, 102, 103, 1008, 1009, 1025. Из них скв. №
1008 работает в циклическом режиме. В остальных скважинах № 24, 101, 102,
103, 1009, 1025 необходимо увеличить объем закачиваемых вод.
За I полугодие текущего года недобор добычи нефти по I объекту
насчитывает 89.85 тыс. т. Одной из причин отставания отборов от проектных
показателей является не соответствие количества добывающих скважин против
проекта. По I объекту количество эксплуатационного фонда фактически меньше
на 14 ед. от проектного, а фактический действующий фонд скважин меньше на 3
ед. от проекта.

Следующим фактором является:
- снижение пластового давления;
- низкий коэффициент компенсации отборов закачкой. За I полугодие дефицит
закачки по 1 объекту составил 282,8 тыс.м3.
Одним из факторов не позволяющим достижения проектных уровней
компенсации является отставание начала закачки от отборов (закачка начата
через 1.5 года после ввода месторождения в разработку).

2.5 Требования и рекомендации к системе ППД, качеству воды, используемой
для заводнения

Требования к качеству воды согласно номенклатуре показателей по ОСТ 39-
071-78 должны отвечать следующим условиям:
Плотность - Не нормируется.
Сухой остаток - В зависимости от плотности воды.
Водородный показатель (рН) - Должен равняться примерно 7, что
соответствует наименьшей коррозионной активности воды.
Температура - Зависит от температуры водоисточника.
Вязкость кинематическая - В зависимости от плотности и температуры воды.
Содержание гидрокарбонат – иона - Не более 5 мгмоль.л.
Содержание кальций – иона - Не нормируется.
Содержание магний – иона - Не нормируется.
Содержание натрий - и калий – иона - Не нормируется.
Содержание хлор – иона - Не нормируется.
Содержание сульфат – иона - Не допускается. В связи с отсутствием
безсульфатных вод надлежит применять меры для предотвращения осложнений при
сборе, добыче и транспорте нефти.
Жесткость карбонатная - Не более 5 мгмоль̣∙л.
Показатель стабильности - Вода должна быть стабильной.
Набухаемость пластовых глин - Вода не должна приводить к набуханию
пластовых глин основных продуктивных горизонтов.
Совместимость - Вода, выбранная для нагнетания в продуктивный пласт,
должна быть совместима с пластовой водой и породой продуктивного
коллектора.
Емкостная характеристика - Уменьшение пористости поровых коллекторов
продуктивного пласта в результате закачки воды не должно превышать 0.3% в
течение года. Уменьшение пористости в больших пределах может привести к
ухудшению ... продолжение

Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.
Похожие работы
Анализ испытания и опробования скважин месторождения коныс.
Повышение нефтепродукта на завершающей стадии разработки
Оцeнкa мaркeтинговой дeятeльноcти AО «Рaзвeдкa добычa «Кaзмунaйгaз»
Маркетинг в управлении качеством продукции предприятия
Анализ эффективности проведения гидроразрыва пласта на нефтяном месторождении Уст
Эффективность применения методов повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти
Подбор объектов и скважин для проведения ГРП на месторождениях ОАО Узенмунайгаз
Эффективность ГРП на примере месторождения Тенгиз
Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Анализ производственно-экономической деятельности СП “МеКаМинефть”
Дисциплины