ΙΙ-производственная практика по разработке месторождений для студентов специальности 2001 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
ВВЕДЕНИЕ
ΙΙ-производственная практика по разработке месторождений для
студентов специальности 2001 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых
месторождений предназначена для закрепления полученных теоретических
знаний в процессе обучения в университете в конкретных производственных
условиях: приобретение навыков работы на производстве, изучение анализа
геологии и разработки месторождения, техники и технологии добычи нефти,
изучение мероприятий по охране труда и окружающей среды, изучение
производственно-хозяйственной деятельности НГДП, приобретение навыков по
управлению производственным участком или бригадой, изучение и сбор
материалов для дипломного проекта.
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.
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 севрной 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.
К югу от месторождения расположены песчаный массив Арыскум, сложенный
полузакрепленными грядово-бугристыми песками, и почти полностью высохшее
соленое озеро Арыс. В 15 км к западу находится чинк высотой 70-90 м,
отделяющий низменную часть равнины от плато с отметками рельефа 200-250 м.
К северу от площади низменная равнинная степь полого вздымается до отметки
рельефа 150-200 м и на северо-востоке сочленяется с горной системой Улытау.
Абсолютная отметка самой возвышенной части 240,1 м. Минимальная
абсолютная отметка дна котловины 75,1 м. С плато в долину спускается целый
ряд сухих русел, самые крупные из которых (русло Аклит и Терескенеске)
приурочены к северо-восточному и юго-восточному склонам. Наиболее
пониженные участки котловины, как правило, заболочены, в них обнажается
большое количество родников и колодцев и пресной водой.
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.
Раион не сейсмичный.
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 1985 году институтом НИПИмунайгаз составлен проект пробной
эксплуатации месторождения Кумколь и схема развития района месторождения
Кумколь.
В 1987 году институтами ВНИГНИ, КазНИГРИ и Казахской опытно
методической экспедицией были выполнены работы по подсчёту запасов нефти и
газа месторождения Кумколь по состоянию на 15 мая 1987 года.
Отчёт по подсчёту запасов рассмотрен и утвержден в ГКЗ СССР в ноябре
1987 года (протокол № 10283 от 4 ноября 1987 г).
Эксплуатационное разбуривание месторождения Кумколь в 1988 году в
соотвествии 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 (протокол № 1296 от 13.07.88 года).
В декабре 1995 года Правительством Республики Казахстан Акционерному
обществу Кумколь-ЛУКоил выдана лицензия (серия МГ № 296 нефть) для
доразведки и добычи углеводородного сырья на площади Контрактного Участка
месторождения Кумколь.
С этого момента месторождения разрабатывается двумя
недропользователями АО ПетроКазахстан Кумколь Ресорсиз и АО Кумколь-
ЛУКоил.
1.2. Стратиграфия
В структурном плане поднятие Кумколь расположено в южной наиболее
погруженной части Ащисайской горст-антиклинали, разделяющей 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 связана с IIIa – отражающим горизонтом, приуроченным к кровле
кумкольской свиты (кровля горизонта Ю-I). Ко второй поверхности приурочен
III1a – отражающий горизонт, который совпадает с кровлей среднекумкольской
подсвиты верхней юры (кровля горизонта Ю-IV).
По кровле Ю-I продуктивного горизонта размеры поднятия составляют
19.5х8.0 км по изогипсе – 1200 м, при амплитуде 126 м. Структура имеет
вытянутую антиклинальную форму северо-западного простирания, ограниченная с
востока тектоническим нарушением.
Структура в северной части имеет неправильную конфигурацию и за счет
небольшого участка погружения поверхности горизонта в виде залива в районе
скважин 46с и 35с вдоль оси структуры разделяется на два купола молай
амплитуды.
В районе скважины 3с к востоку от основного сброса F2 по сейсмическим
материалам выявлено поднятие размерами 4х2 км и амплитудой 40-45 м по
замкнутой изогипсе – 1180 м, к которому с востока через тектоническое
нарушение F3 примыкает полусвод (район скважины 34) размерами 3х0.8 км.
Структурные планы по IIIa и III1a – отражающим горизонтам совпадают.
По данным эксплуатационного бурения восточное крыло структуры по
юрским горизонтам имеет более крутое погружение.
Толщина кумкольской свиты (от поверхности фундамента до кровли Ю-I
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.
В разрезе нижненеокомских отложений четко прослеживается отражающий
горизонт IIa , совпадающий с кровлей Арыскумского горизонта (продуктивный
горизонт М-I).
По IIar отражающему горизонту структура Кумколь представляет собой
двухсводовую линейную антиклинальную складку субмеридионального
простирания. Восточное крыло структуры осложнено флексурой, в плане
практически совпадающей с тектоническим нарушением F1, секущим юрские
отложения.
Размеры структуры составляют 15х4.5 км по изогипсе – 900 м, при
амплитуде южного свода 45 м. Северный купол более пологий и имеет амплитуду
30 м.
При сопоставлении структурных планов меловых и юрских горизонтов,
видно заметное выполаживание поверхностей меловых горизонтов.
1.3. Тектоника
В разрезе месторождения Кумколь участвуют отложения мезозой кайнозоя,
залегающие на поверхности фундамента ранне-протерозойского возраста.
Нижний протерозой PR1.
Образования складчатого фундамента вскрыты большинством разведочных
скважин.
Верхняя часть фундамента (около 100 м) сложена серо-зелеными
массивными гидрослюдисто-каолинитовыми глинами (кора выветривания),
постепенно переходящими в выветрелые кварц-биотит-плагиоклазовые гнейсы.
В разведочной скважине 3 вскрыты сильноизмененные метасоматиты.
Породы фундамента сильно дислоцированы и ожелезнены.
Наибольшая вскрытая толщина 245 м (скв. 2).
Мезозой-кайнозой Mz-Kz.
Отложения мезозой-кайнозоя в пределах месторождения Кумколь
расчленяются на два структурных этажа: юрский – тафрогенный и мел-
палеогеновый – платформенный.
Тафрогенный комплекс на месторождении Кумколь представлен отложениями
верхней юры.
Новые данные о геологическом строении прогиба в региональном плане
заключаются в установлении выклинивания (типа подошвенного прилегания
фундаменту) ОГ-IV на южных и западных крыльях Кумкольского поднятия, почти
на всей площади которого ранее выделялись карагансайская и дощанская свиты
нижней-средней юры. Кумкольская площадь представляет единственный участок
прогиба, на котором данные свиты в своем распространении по имевшимся
представлениям, выходят на территорию горст-антиклиналей, разделяющих
грабен-синклинали.
Отражающий горизонт IV является наиболее ярким и динамически
выраженным, хорошо увязывается с кровлей карагансайской свиты, поэтому его
выклинивание сомнений не вызывает. Следовательно выделение среднеюрского на
Кумкольском поднятии сделано неверно, выделенные здесь карагансайская и
дощанская свиты должны быть отнесены к средней подсвите Кумкольской свиты
верхней юры.
Верхняя юра (J3).
Отложения верхней юры подразделяются на песчано-глинистые образования
кумкольской свиты и преимущественно глинистые породы акшабулакской свиты.
Корреляция разрезов кумкольской свиты по параметрическим и поисково-
разведочным скважинам по всей площади Арыскумского прогиба показала на
возможность детального стратиграфического расчленения кумкольской свиты
верхней юры на подсвиты: нижнюю (J3km1), среднюю
(J3km2) и верхнюю (J3km3 ).
Детальное расчленение кумкольской свиты произведено на основе
цикличности в осадконакоплении, которая отчетливо проявляется в смене
литологического состава пород.
Распределение верхнеюрских продуктивных горизонтов полнолстью
соответствует расчленению кумкольской свиты на подсвиты и горизонты по всей
площади Арыскумского прогиба.
В пределах Кумкольского поднятия отложения нижнекумкольской подсвиты
отсутствуют и имеют распространение только во внутренних частях грабен-
синклиналей.
Среднекумкольская подсвита (J3km2). Отложения среднекумкольской
подсвиты присутствует на месторождении Кумколь, за исключением юго-западной
части в районе разведочной скважины 7. Подсвита разделяется на два
горизонта: нижний песчано-алевритовый и верхне-глинистый.
Нижний горизонт этой подсвиты представлен песчаниками и алевритами
часто переслаивающихся с пачками аргиллитов и аргиллитоподобных глин.
Песчаники серые, темно-серые от средне- до мелкозернистых
слабосцементированнные, аргиллиты от темно-серых до черных.
Толщина нижнего горизонта меняется от 20 до 45
Отложения нижнего горизонта среднекумкольской подсвиты содержат
газонефтяную залежь (продуктивный горизонт Ю-IV).
Верхний горизонт среднекумкольской подсвиты представлен однообразной
пачкой черных аргиллитов и аргиллитоподобных глин и является флюидоупором
газонефтяной залежи продуктивного горизонта
Ю-IV.
Толщина верхнего горизонта изменяется в пределах 12-40 м.
Верхнекумкольская подсвита (J3km3) распространена по всей площади
месторождения и представлена песчано-алевритовыми породами с прослоями и
линзами глинистых алевролитов и глин.
Песчаники вкарц-полевошпатовые, рыхлые и слабосцементированные, в
основном, средне и мелкозернистые.
Глинистый цемент представлен гидрослюдисто-каолинитовым материалом.
Алевролиты серые, темно-серые слоистые.
В составе коллекторов преобладают алевриты и алевролиты (70-75%),
пески и песчаники (20-30%).
К отложениям верхнекумкольской подсвиты приурочены продуктивные
горизонты Ю-I, Ю-II и Ю-III.
Толщина верхнекумкольской подсвиты меняется от 38 м в западной и
центральной присводовой частях до 75-80 м в северной части месторождения.
Акшабулакская свита (J3a) залегает согласно на кумкольской, имея с
ней четкую границу в виде резкой смены песчаных пород на глинистые.
Свита расчленяется на две подсвиты.
Нижняя сложена серыми, зеленовато-серыми и темно-серыми глинами и
глинистыми алевролитами.
Верхняя подсвита сложена пестроцветными (серыми, зеленовато-серыми,
коричневыми, фиолетовыми, бурыми) глинами и глинистыми алевролитами с
прослоями и линзами песчаных пород.
Толщина акшабулакской свиты изменяется от 30 до 120 м.
Изменение толщины акшабулакской свиты происходит за счет размыва ее
кровли в преднеокомское время.
Меловая система.
Меловые отложения расчленяются на нижний отдел в составе даульской
свиты неокома, карачетауской свиты верхнего апта-нижнего – среднего альба,
кызылкиинской свиты верхнего альба-сеномана и верхний отдел в составе:
балапанской свиты нижнего турона, нерасчлененных отложений верхнего турона-
сенона.
Даульская свита (K1dl) расчленяется на нижнедаульскую нижнего неокома
и верхнедаульскую верхнего неокома.
Нижнедаульская подсвита в свою очередь разделяется на два горизонта,
нижний из которых (арыскумский) представляет базальную толщу нижнего мела,
залегающего с угловым и стратиграфическим несогласием на отложениях
акщабулакской свиты.
Арыскумский горизонт по литологическому составу на структуре Кумколь
расчленяется на три пачки: нижняя и верхняя песчано-алевритовые и средняя
глинистая.
Верхняя песчаная и кровельная часть нижней вяляются продуктивными
(горизонты М-I и М-II).
Общая толщина арыскумского горизонта 90-100 м.
Верхний горизонт нижнедаульской подсвиты сложен красноцветными
глинами и аргиллитами, местами алевритистыми.
Данный горизонт является региональным флюидоупором.
Толщина верхнего горизонта в районе месторождения Кумколь достигает
140 м.
Карачетауская свита (K1kr) представлена толщей сероцветных,
преимущественно песчаных пород, в основании содержащей гравийные горизонты.
Свита обогащена растительным детритом.
Кызылкиинская свита (K1-2kz) сложена пестроцветными (коричневыми,
зеленовато-серыми, серыми) глинистыми алевролитами и глинами с прослоями
коричневого и серого песчаника, преобладающими в ее средней части.
Балапанская свита (K2be) сложена морскими сероцветными отложениями
толщиной 104 м, представленными глинами, алевролитами с слоями песка и
песчаника.
Верхний турон-сенон (K2t2-m):осадки данного возраста из-за отсутствия
надежных реперов по ГИС довольно трудно расчленить и поэтому
рассматриваются нами совместно.
Толща представлена пестроцветными в нижней и сероцветнымим в верхней
части песчаными отложениями.
Палеоген-четвертичные отложения толщиной 48 м представлены
карбонатными песчаниками, серыми, зеленовато-серыми глинами, с алевролитами
в основании и глинистыми алевролитами, суглинками, эоловыми песками в
верхней части разреза.
1.4. 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
(239, 2175, 2176, 3105) ВНК отбивается выше на отметках – 1193-1195 м. В
подсчете запасов нефти 1987 г ВНК на большей части залежей нефти горизонтов
Ю-I и Ю-II принят на отметке – 1198 м.
В северной части залежи ВНК принят на отметке – 1203 м (по
разведочным скв.30,31,39,1-ск и отчету по подсчету запасов 1987 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 1987 г ВНК принят на отметке – 1198 м.
В ряде скважин, расположенных в основном в северо-восточной части
залежи (скв. 3089, 3094-3096, 3104 и 2173, ВНК отбивается на уровне отметок
– 1192-1194 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.
Выявлены зоны отсутствия коллекторов (районы скважин: 201-336, 2061-
2068, 2094-2095-2096 и 3045-1038).
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
В большинстве пробуренных эксплуатационных скважин ГНК отбивается 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 ряде скважин (411, 1092,2126, 3032) водонефтяной контакт отбивается
выше в пределах отметок – 1190-1194 м.
В южной части залежь ограничена выступом фундамента.
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.
Анализ результатов исследований физико-химческих свойств и газа.
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. Результаты исследований
представлены в таблице.
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.
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.
Компонентные составы нефтяного газа, полученные двумя организациями,
близки между собой (см. табл.).
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).
2 КРАТКАЯ ИСТОРИЯ И СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ
РАЗРАБОТКИ
2.1. История проектирования разработки
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. Основные положения проектных документов
В течение всего периода разработки месторождения НИПИмунайгаз вел
контроль за разработкой месторождения. В рамках “Авторского надзора за
реализацией технологической схемой разработки”, “Авторского надзора за
разработкой месторождения Кумколь” проводилось уточнение геологического
строения залежи по результатам эксплуатационного разбуривания,
анализировались исследования физико-химических свойств нефти, газа и воды,
геофизические исследования по контролю за разработкой месторождения,
гидродинамические исследования скважин. По результатам исследований
проводились мероприятия по регулированию и оптимизации процесса разработки.
Учитывая стадию разработки месторождения, степень его разбуренности и
изученности, а также несоответствие фактических показателей разработки
проектным показателям технологической схемы 1988 года, эксплуатацию
месторождения двумя недропользователями – ОАО “ПетроКазахстан Кумколь
Ресорсиз” и ЗАО “Тургай-Петролеум” нами составлен новый проектный документ
– Проект разработки нефтегазового месторождения Кумколь.
Проект составлен согласно регламента “Составление проектов и
технологических схем разработки нефтяных и газонефтяных месторождений” (РД
39-0147035-207-86) и технического задания на выполнение “Проекта разработки
нефтегазового месторождения Кумколь”.
2.3. Динамика фондов эксплуатационных и нагнетательных
скважин
На месторождении Кумколь в промышленной разработке находятся четыре
объекта: I (горизонты M-I+M-II), II (горизонты Ю-I+Ю-II), III (горизонт Ю-
III), IV (горизонт Ю-IV).
На конец 2002 года фонд скважин по месторождению Кумколь на территории
ОАО ”ПетроКазахстан Ресорсиз” составляет всего 311 скважин. В
эксплуатационном фонде числится 246 скважин. Из них 187 скважин находятся в
эксплуатационном добывающем фонде, 59 скважин в эксплуатационном
нагнетательном фонде.
В общий фонд скважин месторождения входят 4 газовые скважины, из
которых одна скважина (№100) переведена на верхненеокомский горизонт и три
скважины пробурены на II объект.
В наблюдательном фонде числится 17 скважин, 9 скважин находится в
консервации, 5 скважин составляют контрольный фонд.
В ожидании ликвидации находится 8 скважин, из них 2 скважины не
освоены и не перфорированы (№154, №349), так как оказались вне зоны
нефтеносности.
7 скважин ликвидировано.
Водозабор системы ППД составляют 15 водозаборных скважин.
Характеристика распределения фонда скважин по категориям на 01.01.03
года в целом по территории и по объектам представлена в таблице.
Из 187 скважин эксплуатационного добывающего фонда 167 скважин
составляют действующий добывающий фонд, из которых 30 фонтанных скважин; 57
скважин, оборудованных ШГН; 74 скважины, механизированные винтовыми
насосами; 6 скважин со спущенными ЭЦН. Бездействующий добывающий фонд
составляют 20 скважин.
Из 59 скважин эксплуатационного нагнетательного фонда – 57 скважин
составляют действующий нагнетательный фонд, 2 нагнетательные скважины
находятся в ожидании ликвидации.
Состояние фонда по I объекту разработки
Общее количество скважин по объекту составляет 81 скважина.
В эксплуатационном добывающем фонде находится 52 скважины.
Действующий добывающий фонд составляет 49 скважин, в том числе 38
скважин, оборудованы винтовыми насосами, 6 скважин №№138, 139, 141, 244,
400, 1027 механизированы насосами ЭЦН, на 5 скважинах спущены ШГН.
В бездействующем добывающем фонде числится 3 скважины. Скважины №№
130, 131 134 из-за высокой обводненности продукции находятся в бездействии.
С возобновлением закачки нагнетательный фонд на данном объекте
составляет 11 скважин, все эти скважины находятся в действующем фонде.
Наблюдательный фонд составляет 8 скважин (№№ 149, 1005, 1013, 1014, 3018,
146, 152, 2002). 2 скважины находятся в контрольном фонде (№300,№1008). В
консервации числится 4 скважины (№№148, 101, 1018, 1023). 2 скважины
ожидают ликвидации (№50р, №1001).
Ликвидированы 2 скважины (№346, №1003).
Коэффициент использования добывающего фонда за 2002 год менялся от 75%
до 95%. На конец года составил 94%.
Коэффициент эксплуатации колебался от 75% до 98%. На дату анализа он
составляет 98%.
Состояние фонда скважин по II объекту разработки.
Всего на II объект разработки пробурено 157 скважин.
В эксплуатационном добывающем фонде находится 91 скважина. Из них
действующий добывающий фонд составляет 81 скважина, в том числе 17
фонтанных скважин, 35 скважин, оборудованных ШГН, на 29 скважинах
установлены винтовые насосы. 10 скважин эксплуатационного добывающего фонда
находятся в бездействии. Из них: 6 – из-за высокой обводненности; 3 – в
ожидании ремонта; 1 – большой газовый фактор.
В эксплуатационном нагнетательном фонде 39 действующих скважин. 3
газовые скважины пробурены на газовую шапку (№№243, 2085, 2088). В
наблюдательном фонде числится 9 скважин (№№19р, 2004, 2005, 2014, 2073,
3028, 345, 2060, 3027). 5 скважин находится в консервации (№№344, 1033,
2027, 2094, 3012). 3 скважины находятся в контрольном фонде (№№2р, 2056,
3006). 4 скважины ожидают ликвидации (№№151, 240н, 2006н, 2020н).
Ликвидировано 3 скважины (№№348, 2039, 2037).
Коэффициент использования фонда изменялся от 83% до 99%. На конец года
он составляет 89%. Коэффициент эксплуатации скважин менялся от 76% до 96%.
На дату анализа он составил 91%.
Состояние фонда скважин на III объекте разработки составляет 48
скважин.
Эксплуатационный добывающий фонд представлен 39 скважинами.
Действующий добывающий фонд на дату анализа составил 33 скважины. По
способам эксплуатации данный делится на 11 фонтанных скважин, 15 скважин,
оборудованных ШГН, 7 скважин эксплуатируются винтовыми насосами. Остальные
6 скважин эксплуатационного добывающего фонда находятся в бездействии. Из
них: 3 – в ожидании ремонта; 2 – обводнены; 1 – из-за низкого забойного
давления.
Эксплуатационный нагнетательный фонд представлен 9 скважинами. Из них
в действующем фонде 7 скважин, 2 скважины находятся в бездействии.
Коэффициент использования фонда колебался от 53% до 87%. На дату
анализа он равен 87%. Коэффициент использования скважин колебался от 71% до
93%. На конец года он составил 86%.
Состояние фонда скважин по IV объекту разработки
На IV объект разработки пробурено 7 скважин.
Эксплуатационный добывающий фонд составляет 5 скважин. Действующий
добывающий фонд составляет 4 скважины, из которых 2 скважины фонтанные и 2
скважины, оборудованные ШГН. 1 добывающая скважина находится в бездействии
по причине высокой обводненности.
2 скважины (№№53р, 401) ликвидированы.
Коэффициент использования фонда менялся от 71% до 100%, на дату
анализа он составил 80%. Коэффициент эксплуатации скважин менялся от 49% до
100%. На дату анализа он равен 100%.
2.4. Динамика добычи нефти, попутного газа и попутной воды
Динамика технологических показателей разработки месторождения в целом
по территории ОАО “ПетроКазахстан Кумколь Ресорсиз” представлена в таблице.
На 01.01.2003 г. по контрактной территории с начала разработки было
добыто 2476.4 тыс. тонн нефти при проекте 24926.3 тыс. тонн, жидкости
33523.5 тонн при проекте 34970.0 тыс. тонн, газа 1805.3 тыс. м3 при проекте
1791.1 тыс. м3 . При этом обводненность продукции с начала разработки
достигла 26.1%. Среднесуточный нефти по добывающим скважинам составил 44.4
тсут., по жидкости – 60.1 тсут.
Накопленная закачка воды в пласт на этот период составила 27243.0 тыс.
м3 при проекте 27032.9 тыс. м3. Средняя приемистость нагнетательных скважин
- 217 м3сут. Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой – 71.4%.
За 2002 год на месторождении было добыто 3144.2 тыс. тонн нефти и 7146
тыс. тонн жидкости при проекте 3309.1 тыс. тонн и 8592.4 тыс. тонн
жидкости.
Среднесуточный дебит действующих скважин по нефти составляет 57.5
тсут., по жидкости – 130.6 тсут. Против проектных 51.2 и 132.8 тсут.
Дальнейшее повышение уровня добычи обеспечено значительным увеличением
объемов закачиваемой в пласт воды. Было проведено расширение БКНС-2, в
результате чего количество насосов на станции было доведено до 9 единиц и
ее мощность составила 16000-17000 м3сутки. Общая мощность ППД по
нагнетанию воды была доведена до 24000-25000 м3сутки. В результате в 2002
году было закачено воды в пласт 6502.8 тыс. м3 при проекте 6972.5 тыс. м3.
При этом средняя приемистость нагнетательных скважин достигла 337.1 м3сут.
при проекте 357.3 м3сут. Компенсация отборов жидкости закачкой составила
76.2% против проекта 70%.
В конце 2001 года и в начале 2002 года наблюдается наиболее
интенсивный рост добычи продукции, который явился следствием возобновления
закачки на I объекте, увеличением объемов закачиваемой воды на II и III
объектах с целью достижения 100% компенсации и стабилизации пластового
давления.
В 2002 году на месторождении на месторождении было продолжено
внедрение винтовых насосов. При переводе на механизированную добычу
винтовые насосы были установлены на 44 скважинах. Всего по скважинам,
оборудованными винтовыми насосами, добыча нефти достигла 1866.8 тыс. тонн,
жидкости – 5063.98 тыс. тонн.
I объект разработки (горизонты M – I + M – II).
Динамика основных показателей разработки I объекта приведена в
таблице.
На дату анализа скважинами I объекта было добыто с начала года 1517.6
тыс. тонн нефти и 3765.4 тыс. тонн жидкости при проекте 1587.1 тыс. тонн
нефти и 4698.7 тыс. жидкости. Средняя обводненность продукции составила
59.7% при проекте 66%.
Среднесуточный дебит нефти составил 95.1 тсут., по жидкости – 236.4
тсут., по проекту 96.4 и 285.3 тсут.
С февраля 2000 г. по декабрь 2001 г. была приостановлена закачка
воды. В 2002 году объем поступающей законтурной воды стал недостаточным для
полноценного поддержания пластового давления в залежи. В связи с этим с
начала 2002 года закачка воды была возобновлена путем приконтурного и
площадного заводнения.
Всего за год закачка воды в пласт составила 1784.4 тыс.м3 при проекте
2045.9 тыс. м3. При этом средняя приемистость нагнетательных скважин
достигла 565.2 м3сут. против проектных 776.3 м3сут.
В связи с тем, что на первом объекте, в течение двух лет ( с начала
2000 по конец 2001 гг.) закачка не проводилась, накопленная компенсация
отборов по объекту снизилась до 43%. Текущая компенсация составила – 43.8%
при проекте 40%.
В 2002 году на I объекте было начато испытание глубинных
электроцентробежных насосов. На добывающих скважинах было установлено 6
насосов ЭЦН.
Добыча по ним составила 172.7 тыс. тонн нефти и 242 тыс. тонн
жидкости. На винтовые насосы в течение года перевели 13 добывающих скважин.
Добыча по ним составила 180.2 тыс. тонн нефти и 469.1 тыс.тонн жидкости.
Всего по всем скважинам, оборудованных винтовыми насосами добыча составила
1338.7 тыс. тонн нефти и 3486.1 тыс. тонн жидкости.
На скважинах со спущенными ШГН добыча составила 6.18 тыс. тонн нефти
и 37.3 тыс. тонн жидкости.
На 01.01.03 г. накопленная добыча по объекту составляет 10476.4 тыс.
тонн нефти, 15374.8 тыс. тонн жидкости. Указанный объем накопленной добычи
составляет 55.7% начальных геологических извлекаемых запасов нефти I
объекта, тем самым разработка объекта приблизилась к утвержденному ГКЗ КИН,
равному 0.566. Значение КИН требует уточнения после полного разбуривания
месторождения по проектной сетке (включая территорию “Тургай-Петролеум”).
Достичь данных результатов позволило применение на I объекте новых
технологий, увеличение плотности сетки скважин, эффективная раздельная
разработка горизонтов M-I и M-II.
II объект разработки (горизонты Ю-I + Ю-II).
С начала года скважинами II объекта добыто 1258.1 тыс. тонн нефти и
2713.6 тыс. тонн жидкости при проекте 1277.2 тыс. тонн нефти и 3182.7 тыс.
тонн жидкости. В среднем обводненность продукции по объекту 53.6% при
проекте 60.0%. Среднесуточный дебит нефти составил 45.7 тсутки., жидкости
98.5 тсут. против проектных 45.5 и 113.3 тсут.
С начала года в продуктивные пласты закачано 3978.7 тыс. м3 воды при
проекте 4073.2 тыс. м3. Скважины работали со средней приемистостью 285.8
м3сут. при проекте 353.3 м3сут. Накопленная закачка составила 15199.5
тыс. м3. За 2002 год на объекте увеличили закачку воды с целью поддержания
пластового и текущая компенсация отбора жидкости закачкой достигла 111.8%,
что превышает проектный уровень. При этом накопленная компенсация с начала
разработки по объекту составила 71.8%. Рост объемов закачки и текущей
компенсации связан с проведенными в конце 2001 года мероприятиями по
увеличению нагнетательного фонда скважин.
Добыча по скважинам, оборудованных ШГН составила 174.5 тыс.тонн и
368.2 тыс. тонн жидкости.
Увеличение объемов закачки и применение винтовых насосов в 2002 году
стабилизировало добычу на данном объекте.
На 01.01.03 г. накопленная добыча нефти с начала разработки достигла
- 10785.4 тыс. тонн. Накопленная добыча жидкости на дату анализа составила
– 13876.1 тыс. тонн. Указанный объем накопленной добычи нефти составляет
33.4 от начальных геологических извлекаемых запасов II-объекта.
III объект разработки (горизонт Ю-III).
Из объекта добыто с начала года 333.6 тыс. нефти и 596.3 тыс. тонн
жидкости при проекте 413.8 тыс. тонн нефти и 593.5 тыс. тонн жидкости.
Обводнённость продукции по объекту – 44.1% при проекте 30%. Среднесуточный
дебит скважин по нефти составил 34.1 тсут., по жидкости – 61.0 тсут. при
проектных 37.7 и 54.1 тсут.
С начала года в объект разработки закачано 739.7 тыс. м3 воды при
проекте 853.4 тыс. м3, накопление по закачке составляет 4120.1 тыс. м3.
Средняя приемистость нагнетательных скважин находится на уровне 334.0
м3сут. при проекте 412.4 м3сут. Текущая компенсация отборов жидкости
закачкой достигла 92.3%, накопленная 70.8%.
В июле 2002 года из бездействия прошлых лет была введена
нагнетательная скважина №3008. Закачка по данной скважине составила 77.6
тыс. м3.
Всего по всем скважинам, оборудованных винтовыми насосами добыча
составила 58.1 тыс. тонн нефти и 165.1 тыс. тонн жидкости.
Добыча по скважинам со спущенными ШГН составила 43.1 тыс. тонн нефти
и 121.6 тыс. тонн жидкости.
Накопленная добыча нефти на 01.01.03 г. достигла 3148.9 тыс. тонн.
Накопленная добыча жидкости – 3817.6 тыс. тонн. Указанный объем накопленной
добычи нефти составляет 31.9% от начальных геологических извлекаемых
запасов III объекта.
IV объект разработки (горизонт Ю-IV).
За 2002 год по объекту было добыто 35.0 тыс. т нефти и 70.7 тыс. т
жидкости. Средняя ... продолжение
Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.
ΙΙ-производственная практика по разработке месторождений для
студентов специальности 2001 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых
месторождений предназначена для закрепления полученных теоретических
знаний в процессе обучения в университете в конкретных производственных
условиях: приобретение навыков работы на производстве, изучение анализа
геологии и разработки месторождения, техники и технологии добычи нефти,
изучение мероприятий по охране труда и окружающей среды, изучение
производственно-хозяйственной деятельности НГДП, приобретение навыков по
управлению производственным участком или бригадой, изучение и сбор
материалов для дипломного проекта.
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.
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 севрной 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.
К югу от месторождения расположены песчаный массив Арыскум, сложенный
полузакрепленными грядово-бугристыми песками, и почти полностью высохшее
соленое озеро Арыс. В 15 км к западу находится чинк высотой 70-90 м,
отделяющий низменную часть равнины от плато с отметками рельефа 200-250 м.
К северу от площади низменная равнинная степь полого вздымается до отметки
рельефа 150-200 м и на северо-востоке сочленяется с горной системой Улытау.
Абсолютная отметка самой возвышенной части 240,1 м. Минимальная
абсолютная отметка дна котловины 75,1 м. С плато в долину спускается целый
ряд сухих русел, самые крупные из которых (русло Аклит и Терескенеске)
приурочены к северо-восточному и юго-восточному склонам. Наиболее
пониженные участки котловины, как правило, заболочены, в них обнажается
большое количество родников и колодцев и пресной водой.
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.
Раион не сейсмичный.
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 1985 году институтом НИПИмунайгаз составлен проект пробной
эксплуатации месторождения Кумколь и схема развития района месторождения
Кумколь.
В 1987 году институтами ВНИГНИ, КазНИГРИ и Казахской опытно
методической экспедицией были выполнены работы по подсчёту запасов нефти и
газа месторождения Кумколь по состоянию на 15 мая 1987 года.
Отчёт по подсчёту запасов рассмотрен и утвержден в ГКЗ СССР в ноябре
1987 года (протокол № 10283 от 4 ноября 1987 г).
Эксплуатационное разбуривание месторождения Кумколь в 1988 году в
соотвествии 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 (протокол № 1296 от 13.07.88 года).
В декабре 1995 года Правительством Республики Казахстан Акционерному
обществу Кумколь-ЛУКоил выдана лицензия (серия МГ № 296 нефть) для
доразведки и добычи углеводородного сырья на площади Контрактного Участка
месторождения Кумколь.
С этого момента месторождения разрабатывается двумя
недропользователями АО ПетроКазахстан Кумколь Ресорсиз и АО Кумколь-
ЛУКоил.
1.2. Стратиграфия
В структурном плане поднятие Кумколь расположено в южной наиболее
погруженной части Ащисайской горст-антиклинали, разделяющей 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 связана с IIIa – отражающим горизонтом, приуроченным к кровле
кумкольской свиты (кровля горизонта Ю-I). Ко второй поверхности приурочен
III1a – отражающий горизонт, который совпадает с кровлей среднекумкольской
подсвиты верхней юры (кровля горизонта Ю-IV).
По кровле Ю-I продуктивного горизонта размеры поднятия составляют
19.5х8.0 км по изогипсе – 1200 м, при амплитуде 126 м. Структура имеет
вытянутую антиклинальную форму северо-западного простирания, ограниченная с
востока тектоническим нарушением.
Структура в северной части имеет неправильную конфигурацию и за счет
небольшого участка погружения поверхности горизонта в виде залива в районе
скважин 46с и 35с вдоль оси структуры разделяется на два купола молай
амплитуды.
В районе скважины 3с к востоку от основного сброса F2 по сейсмическим
материалам выявлено поднятие размерами 4х2 км и амплитудой 40-45 м по
замкнутой изогипсе – 1180 м, к которому с востока через тектоническое
нарушение F3 примыкает полусвод (район скважины 34) размерами 3х0.8 км.
Структурные планы по IIIa и III1a – отражающим горизонтам совпадают.
По данным эксплуатационного бурения восточное крыло структуры по
юрским горизонтам имеет более крутое погружение.
Толщина кумкольской свиты (от поверхности фундамента до кровли Ю-I
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.
В разрезе нижненеокомских отложений четко прослеживается отражающий
горизонт IIa , совпадающий с кровлей Арыскумского горизонта (продуктивный
горизонт М-I).
По IIar отражающему горизонту структура Кумколь представляет собой
двухсводовую линейную антиклинальную складку субмеридионального
простирания. Восточное крыло структуры осложнено флексурой, в плане
практически совпадающей с тектоническим нарушением F1, секущим юрские
отложения.
Размеры структуры составляют 15х4.5 км по изогипсе – 900 м, при
амплитуде южного свода 45 м. Северный купол более пологий и имеет амплитуду
30 м.
При сопоставлении структурных планов меловых и юрских горизонтов,
видно заметное выполаживание поверхностей меловых горизонтов.
1.3. Тектоника
В разрезе месторождения Кумколь участвуют отложения мезозой кайнозоя,
залегающие на поверхности фундамента ранне-протерозойского возраста.
Нижний протерозой PR1.
Образования складчатого фундамента вскрыты большинством разведочных
скважин.
Верхняя часть фундамента (около 100 м) сложена серо-зелеными
массивными гидрослюдисто-каолинитовыми глинами (кора выветривания),
постепенно переходящими в выветрелые кварц-биотит-плагиоклазовые гнейсы.
В разведочной скважине 3 вскрыты сильноизмененные метасоматиты.
Породы фундамента сильно дислоцированы и ожелезнены.
Наибольшая вскрытая толщина 245 м (скв. 2).
Мезозой-кайнозой Mz-Kz.
Отложения мезозой-кайнозоя в пределах месторождения Кумколь
расчленяются на два структурных этажа: юрский – тафрогенный и мел-
палеогеновый – платформенный.
Тафрогенный комплекс на месторождении Кумколь представлен отложениями
верхней юры.
Новые данные о геологическом строении прогиба в региональном плане
заключаются в установлении выклинивания (типа подошвенного прилегания
фундаменту) ОГ-IV на южных и западных крыльях Кумкольского поднятия, почти
на всей площади которого ранее выделялись карагансайская и дощанская свиты
нижней-средней юры. Кумкольская площадь представляет единственный участок
прогиба, на котором данные свиты в своем распространении по имевшимся
представлениям, выходят на территорию горст-антиклиналей, разделяющих
грабен-синклинали.
Отражающий горизонт IV является наиболее ярким и динамически
выраженным, хорошо увязывается с кровлей карагансайской свиты, поэтому его
выклинивание сомнений не вызывает. Следовательно выделение среднеюрского на
Кумкольском поднятии сделано неверно, выделенные здесь карагансайская и
дощанская свиты должны быть отнесены к средней подсвите Кумкольской свиты
верхней юры.
Верхняя юра (J3).
Отложения верхней юры подразделяются на песчано-глинистые образования
кумкольской свиты и преимущественно глинистые породы акшабулакской свиты.
Корреляция разрезов кумкольской свиты по параметрическим и поисково-
разведочным скважинам по всей площади Арыскумского прогиба показала на
возможность детального стратиграфического расчленения кумкольской свиты
верхней юры на подсвиты: нижнюю (J3km1), среднюю
(J3km2) и верхнюю (J3km3 ).
Детальное расчленение кумкольской свиты произведено на основе
цикличности в осадконакоплении, которая отчетливо проявляется в смене
литологического состава пород.
Распределение верхнеюрских продуктивных горизонтов полнолстью
соответствует расчленению кумкольской свиты на подсвиты и горизонты по всей
площади Арыскумского прогиба.
В пределах Кумкольского поднятия отложения нижнекумкольской подсвиты
отсутствуют и имеют распространение только во внутренних частях грабен-
синклиналей.
Среднекумкольская подсвита (J3km2). Отложения среднекумкольской
подсвиты присутствует на месторождении Кумколь, за исключением юго-западной
части в районе разведочной скважины 7. Подсвита разделяется на два
горизонта: нижний песчано-алевритовый и верхне-глинистый.
Нижний горизонт этой подсвиты представлен песчаниками и алевритами
часто переслаивающихся с пачками аргиллитов и аргиллитоподобных глин.
Песчаники серые, темно-серые от средне- до мелкозернистых
слабосцементированнные, аргиллиты от темно-серых до черных.
Толщина нижнего горизонта меняется от 20 до 45
Отложения нижнего горизонта среднекумкольской подсвиты содержат
газонефтяную залежь (продуктивный горизонт Ю-IV).
Верхний горизонт среднекумкольской подсвиты представлен однообразной
пачкой черных аргиллитов и аргиллитоподобных глин и является флюидоупором
газонефтяной залежи продуктивного горизонта
Ю-IV.
Толщина верхнего горизонта изменяется в пределах 12-40 м.
Верхнекумкольская подсвита (J3km3) распространена по всей площади
месторождения и представлена песчано-алевритовыми породами с прослоями и
линзами глинистых алевролитов и глин.
Песчаники вкарц-полевошпатовые, рыхлые и слабосцементированные, в
основном, средне и мелкозернистые.
Глинистый цемент представлен гидрослюдисто-каолинитовым материалом.
Алевролиты серые, темно-серые слоистые.
В составе коллекторов преобладают алевриты и алевролиты (70-75%),
пески и песчаники (20-30%).
К отложениям верхнекумкольской подсвиты приурочены продуктивные
горизонты Ю-I, Ю-II и Ю-III.
Толщина верхнекумкольской подсвиты меняется от 38 м в западной и
центральной присводовой частях до 75-80 м в северной части месторождения.
Акшабулакская свита (J3a) залегает согласно на кумкольской, имея с
ней четкую границу в виде резкой смены песчаных пород на глинистые.
Свита расчленяется на две подсвиты.
Нижняя сложена серыми, зеленовато-серыми и темно-серыми глинами и
глинистыми алевролитами.
Верхняя подсвита сложена пестроцветными (серыми, зеленовато-серыми,
коричневыми, фиолетовыми, бурыми) глинами и глинистыми алевролитами с
прослоями и линзами песчаных пород.
Толщина акшабулакской свиты изменяется от 30 до 120 м.
Изменение толщины акшабулакской свиты происходит за счет размыва ее
кровли в преднеокомское время.
Меловая система.
Меловые отложения расчленяются на нижний отдел в составе даульской
свиты неокома, карачетауской свиты верхнего апта-нижнего – среднего альба,
кызылкиинской свиты верхнего альба-сеномана и верхний отдел в составе:
балапанской свиты нижнего турона, нерасчлененных отложений верхнего турона-
сенона.
Даульская свита (K1dl) расчленяется на нижнедаульскую нижнего неокома
и верхнедаульскую верхнего неокома.
Нижнедаульская подсвита в свою очередь разделяется на два горизонта,
нижний из которых (арыскумский) представляет базальную толщу нижнего мела,
залегающего с угловым и стратиграфическим несогласием на отложениях
акщабулакской свиты.
Арыскумский горизонт по литологическому составу на структуре Кумколь
расчленяется на три пачки: нижняя и верхняя песчано-алевритовые и средняя
глинистая.
Верхняя песчаная и кровельная часть нижней вяляются продуктивными
(горизонты М-I и М-II).
Общая толщина арыскумского горизонта 90-100 м.
Верхний горизонт нижнедаульской подсвиты сложен красноцветными
глинами и аргиллитами, местами алевритистыми.
Данный горизонт является региональным флюидоупором.
Толщина верхнего горизонта в районе месторождения Кумколь достигает
140 м.
Карачетауская свита (K1kr) представлена толщей сероцветных,
преимущественно песчаных пород, в основании содержащей гравийные горизонты.
Свита обогащена растительным детритом.
Кызылкиинская свита (K1-2kz) сложена пестроцветными (коричневыми,
зеленовато-серыми, серыми) глинистыми алевролитами и глинами с прослоями
коричневого и серого песчаника, преобладающими в ее средней части.
Балапанская свита (K2be) сложена морскими сероцветными отложениями
толщиной 104 м, представленными глинами, алевролитами с слоями песка и
песчаника.
Верхний турон-сенон (K2t2-m):осадки данного возраста из-за отсутствия
надежных реперов по ГИС довольно трудно расчленить и поэтому
рассматриваются нами совместно.
Толща представлена пестроцветными в нижней и сероцветнымим в верхней
части песчаными отложениями.
Палеоген-четвертичные отложения толщиной 48 м представлены
карбонатными песчаниками, серыми, зеленовато-серыми глинами, с алевролитами
в основании и глинистыми алевролитами, суглинками, эоловыми песками в
верхней части разреза.
1.4. 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
(239, 2175, 2176, 3105) ВНК отбивается выше на отметках – 1193-1195 м. В
подсчете запасов нефти 1987 г ВНК на большей части залежей нефти горизонтов
Ю-I и Ю-II принят на отметке – 1198 м.
В северной части залежи ВНК принят на отметке – 1203 м (по
разведочным скв.30,31,39,1-ск и отчету по подсчету запасов 1987 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 1987 г ВНК принят на отметке – 1198 м.
В ряде скважин, расположенных в основном в северо-восточной части
залежи (скв. 3089, 3094-3096, 3104 и 2173, ВНК отбивается на уровне отметок
– 1192-1194 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.
Выявлены зоны отсутствия коллекторов (районы скважин: 201-336, 2061-
2068, 2094-2095-2096 и 3045-1038).
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
В большинстве пробуренных эксплуатационных скважин ГНК отбивается 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 ряде скважин (411, 1092,2126, 3032) водонефтяной контакт отбивается
выше в пределах отметок – 1190-1194 м.
В южной части залежь ограничена выступом фундамента.
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.
Анализ результатов исследований физико-химческих свойств и газа.
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. Результаты исследований
представлены в таблице.
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.
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.
Компонентные составы нефтяного газа, полученные двумя организациями,
близки между собой (см. табл.).
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).
2 КРАТКАЯ ИСТОРИЯ И СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ
РАЗРАБОТКИ
2.1. История проектирования разработки
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. Основные положения проектных документов
В течение всего периода разработки месторождения НИПИмунайгаз вел
контроль за разработкой месторождения. В рамках “Авторского надзора за
реализацией технологической схемой разработки”, “Авторского надзора за
разработкой месторождения Кумколь” проводилось уточнение геологического
строения залежи по результатам эксплуатационного разбуривания,
анализировались исследования физико-химических свойств нефти, газа и воды,
геофизические исследования по контролю за разработкой месторождения,
гидродинамические исследования скважин. По результатам исследований
проводились мероприятия по регулированию и оптимизации процесса разработки.
Учитывая стадию разработки месторождения, степень его разбуренности и
изученности, а также несоответствие фактических показателей разработки
проектным показателям технологической схемы 1988 года, эксплуатацию
месторождения двумя недропользователями – ОАО “ПетроКазахстан Кумколь
Ресорсиз” и ЗАО “Тургай-Петролеум” нами составлен новый проектный документ
– Проект разработки нефтегазового месторождения Кумколь.
Проект составлен согласно регламента “Составление проектов и
технологических схем разработки нефтяных и газонефтяных месторождений” (РД
39-0147035-207-86) и технического задания на выполнение “Проекта разработки
нефтегазового месторождения Кумколь”.
2.3. Динамика фондов эксплуатационных и нагнетательных
скважин
На месторождении Кумколь в промышленной разработке находятся четыре
объекта: I (горизонты M-I+M-II), II (горизонты Ю-I+Ю-II), III (горизонт Ю-
III), IV (горизонт Ю-IV).
На конец 2002 года фонд скважин по месторождению Кумколь на территории
ОАО ”ПетроКазахстан Ресорсиз” составляет всего 311 скважин. В
эксплуатационном фонде числится 246 скважин. Из них 187 скважин находятся в
эксплуатационном добывающем фонде, 59 скважин в эксплуатационном
нагнетательном фонде.
В общий фонд скважин месторождения входят 4 газовые скважины, из
которых одна скважина (№100) переведена на верхненеокомский горизонт и три
скважины пробурены на II объект.
В наблюдательном фонде числится 17 скважин, 9 скважин находится в
консервации, 5 скважин составляют контрольный фонд.
В ожидании ликвидации находится 8 скважин, из них 2 скважины не
освоены и не перфорированы (№154, №349), так как оказались вне зоны
нефтеносности.
7 скважин ликвидировано.
Водозабор системы ППД составляют 15 водозаборных скважин.
Характеристика распределения фонда скважин по категориям на 01.01.03
года в целом по территории и по объектам представлена в таблице.
Из 187 скважин эксплуатационного добывающего фонда 167 скважин
составляют действующий добывающий фонд, из которых 30 фонтанных скважин; 57
скважин, оборудованных ШГН; 74 скважины, механизированные винтовыми
насосами; 6 скважин со спущенными ЭЦН. Бездействующий добывающий фонд
составляют 20 скважин.
Из 59 скважин эксплуатационного нагнетательного фонда – 57 скважин
составляют действующий нагнетательный фонд, 2 нагнетательные скважины
находятся в ожидании ликвидации.
Состояние фонда по I объекту разработки
Общее количество скважин по объекту составляет 81 скважина.
В эксплуатационном добывающем фонде находится 52 скважины.
Действующий добывающий фонд составляет 49 скважин, в том числе 38
скважин, оборудованы винтовыми насосами, 6 скважин №№138, 139, 141, 244,
400, 1027 механизированы насосами ЭЦН, на 5 скважинах спущены ШГН.
В бездействующем добывающем фонде числится 3 скважины. Скважины №№
130, 131 134 из-за высокой обводненности продукции находятся в бездействии.
С возобновлением закачки нагнетательный фонд на данном объекте
составляет 11 скважин, все эти скважины находятся в действующем фонде.
Наблюдательный фонд составляет 8 скважин (№№ 149, 1005, 1013, 1014, 3018,
146, 152, 2002). 2 скважины находятся в контрольном фонде (№300,№1008). В
консервации числится 4 скважины (№№148, 101, 1018, 1023). 2 скважины
ожидают ликвидации (№50р, №1001).
Ликвидированы 2 скважины (№346, №1003).
Коэффициент использования добывающего фонда за 2002 год менялся от 75%
до 95%. На конец года составил 94%.
Коэффициент эксплуатации колебался от 75% до 98%. На дату анализа он
составляет 98%.
Состояние фонда скважин по II объекту разработки.
Всего на II объект разработки пробурено 157 скважин.
В эксплуатационном добывающем фонде находится 91 скважина. Из них
действующий добывающий фонд составляет 81 скважина, в том числе 17
фонтанных скважин, 35 скважин, оборудованных ШГН, на 29 скважинах
установлены винтовые насосы. 10 скважин эксплуатационного добывающего фонда
находятся в бездействии. Из них: 6 – из-за высокой обводненности; 3 – в
ожидании ремонта; 1 – большой газовый фактор.
В эксплуатационном нагнетательном фонде 39 действующих скважин. 3
газовые скважины пробурены на газовую шапку (№№243, 2085, 2088). В
наблюдательном фонде числится 9 скважин (№№19р, 2004, 2005, 2014, 2073,
3028, 345, 2060, 3027). 5 скважин находится в консервации (№№344, 1033,
2027, 2094, 3012). 3 скважины находятся в контрольном фонде (№№2р, 2056,
3006). 4 скважины ожидают ликвидации (№№151, 240н, 2006н, 2020н).
Ликвидировано 3 скважины (№№348, 2039, 2037).
Коэффициент использования фонда изменялся от 83% до 99%. На конец года
он составляет 89%. Коэффициент эксплуатации скважин менялся от 76% до 96%.
На дату анализа он составил 91%.
Состояние фонда скважин на III объекте разработки составляет 48
скважин.
Эксплуатационный добывающий фонд представлен 39 скважинами.
Действующий добывающий фонд на дату анализа составил 33 скважины. По
способам эксплуатации данный делится на 11 фонтанных скважин, 15 скважин,
оборудованных ШГН, 7 скважин эксплуатируются винтовыми насосами. Остальные
6 скважин эксплуатационного добывающего фонда находятся в бездействии. Из
них: 3 – в ожидании ремонта; 2 – обводнены; 1 – из-за низкого забойного
давления.
Эксплуатационный нагнетательный фонд представлен 9 скважинами. Из них
в действующем фонде 7 скважин, 2 скважины находятся в бездействии.
Коэффициент использования фонда колебался от 53% до 87%. На дату
анализа он равен 87%. Коэффициент использования скважин колебался от 71% до
93%. На конец года он составил 86%.
Состояние фонда скважин по IV объекту разработки
На IV объект разработки пробурено 7 скважин.
Эксплуатационный добывающий фонд составляет 5 скважин. Действующий
добывающий фонд составляет 4 скважины, из которых 2 скважины фонтанные и 2
скважины, оборудованные ШГН. 1 добывающая скважина находится в бездействии
по причине высокой обводненности.
2 скважины (№№53р, 401) ликвидированы.
Коэффициент использования фонда менялся от 71% до 100%, на дату
анализа он составил 80%. Коэффициент эксплуатации скважин менялся от 49% до
100%. На дату анализа он равен 100%.
2.4. Динамика добычи нефти, попутного газа и попутной воды
Динамика технологических показателей разработки месторождения в целом
по территории ОАО “ПетроКазахстан Кумколь Ресорсиз” представлена в таблице.
На 01.01.2003 г. по контрактной территории с начала разработки было
добыто 2476.4 тыс. тонн нефти при проекте 24926.3 тыс. тонн, жидкости
33523.5 тонн при проекте 34970.0 тыс. тонн, газа 1805.3 тыс. м3 при проекте
1791.1 тыс. м3 . При этом обводненность продукции с начала разработки
достигла 26.1%. Среднесуточный нефти по добывающим скважинам составил 44.4
тсут., по жидкости – 60.1 тсут.
Накопленная закачка воды в пласт на этот период составила 27243.0 тыс.
м3 при проекте 27032.9 тыс. м3. Средняя приемистость нагнетательных скважин
- 217 м3сут. Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой – 71.4%.
За 2002 год на месторождении было добыто 3144.2 тыс. тонн нефти и 7146
тыс. тонн жидкости при проекте 3309.1 тыс. тонн и 8592.4 тыс. тонн
жидкости.
Среднесуточный дебит действующих скважин по нефти составляет 57.5
тсут., по жидкости – 130.6 тсут. Против проектных 51.2 и 132.8 тсут.
Дальнейшее повышение уровня добычи обеспечено значительным увеличением
объемов закачиваемой в пласт воды. Было проведено расширение БКНС-2, в
результате чего количество насосов на станции было доведено до 9 единиц и
ее мощность составила 16000-17000 м3сутки. Общая мощность ППД по
нагнетанию воды была доведена до 24000-25000 м3сутки. В результате в 2002
году было закачено воды в пласт 6502.8 тыс. м3 при проекте 6972.5 тыс. м3.
При этом средняя приемистость нагнетательных скважин достигла 337.1 м3сут.
при проекте 357.3 м3сут. Компенсация отборов жидкости закачкой составила
76.2% против проекта 70%.
В конце 2001 года и в начале 2002 года наблюдается наиболее
интенсивный рост добычи продукции, который явился следствием возобновления
закачки на I объекте, увеличением объемов закачиваемой воды на II и III
объектах с целью достижения 100% компенсации и стабилизации пластового
давления.
В 2002 году на месторождении на месторождении было продолжено
внедрение винтовых насосов. При переводе на механизированную добычу
винтовые насосы были установлены на 44 скважинах. Всего по скважинам,
оборудованными винтовыми насосами, добыча нефти достигла 1866.8 тыс. тонн,
жидкости – 5063.98 тыс. тонн.
I объект разработки (горизонты M – I + M – II).
Динамика основных показателей разработки I объекта приведена в
таблице.
На дату анализа скважинами I объекта было добыто с начала года 1517.6
тыс. тонн нефти и 3765.4 тыс. тонн жидкости при проекте 1587.1 тыс. тонн
нефти и 4698.7 тыс. жидкости. Средняя обводненность продукции составила
59.7% при проекте 66%.
Среднесуточный дебит нефти составил 95.1 тсут., по жидкости – 236.4
тсут., по проекту 96.4 и 285.3 тсут.
С февраля 2000 г. по декабрь 2001 г. была приостановлена закачка
воды. В 2002 году объем поступающей законтурной воды стал недостаточным для
полноценного поддержания пластового давления в залежи. В связи с этим с
начала 2002 года закачка воды была возобновлена путем приконтурного и
площадного заводнения.
Всего за год закачка воды в пласт составила 1784.4 тыс.м3 при проекте
2045.9 тыс. м3. При этом средняя приемистость нагнетательных скважин
достигла 565.2 м3сут. против проектных 776.3 м3сут.
В связи с тем, что на первом объекте, в течение двух лет ( с начала
2000 по конец 2001 гг.) закачка не проводилась, накопленная компенсация
отборов по объекту снизилась до 43%. Текущая компенсация составила – 43.8%
при проекте 40%.
В 2002 году на I объекте было начато испытание глубинных
электроцентробежных насосов. На добывающих скважинах было установлено 6
насосов ЭЦН.
Добыча по ним составила 172.7 тыс. тонн нефти и 242 тыс. тонн
жидкости. На винтовые насосы в течение года перевели 13 добывающих скважин.
Добыча по ним составила 180.2 тыс. тонн нефти и 469.1 тыс.тонн жидкости.
Всего по всем скважинам, оборудованных винтовыми насосами добыча составила
1338.7 тыс. тонн нефти и 3486.1 тыс. тонн жидкости.
На скважинах со спущенными ШГН добыча составила 6.18 тыс. тонн нефти
и 37.3 тыс. тонн жидкости.
На 01.01.03 г. накопленная добыча по объекту составляет 10476.4 тыс.
тонн нефти, 15374.8 тыс. тонн жидкости. Указанный объем накопленной добычи
составляет 55.7% начальных геологических извлекаемых запасов нефти I
объекта, тем самым разработка объекта приблизилась к утвержденному ГКЗ КИН,
равному 0.566. Значение КИН требует уточнения после полного разбуривания
месторождения по проектной сетке (включая территорию “Тургай-Петролеум”).
Достичь данных результатов позволило применение на I объекте новых
технологий, увеличение плотности сетки скважин, эффективная раздельная
разработка горизонтов M-I и M-II.
II объект разработки (горизонты Ю-I + Ю-II).
С начала года скважинами II объекта добыто 1258.1 тыс. тонн нефти и
2713.6 тыс. тонн жидкости при проекте 1277.2 тыс. тонн нефти и 3182.7 тыс.
тонн жидкости. В среднем обводненность продукции по объекту 53.6% при
проекте 60.0%. Среднесуточный дебит нефти составил 45.7 тсутки., жидкости
98.5 тсут. против проектных 45.5 и 113.3 тсут.
С начала года в продуктивные пласты закачано 3978.7 тыс. м3 воды при
проекте 4073.2 тыс. м3. Скважины работали со средней приемистостью 285.8
м3сут. при проекте 353.3 м3сут. Накопленная закачка составила 15199.5
тыс. м3. За 2002 год на объекте увеличили закачку воды с целью поддержания
пластового и текущая компенсация отбора жидкости закачкой достигла 111.8%,
что превышает проектный уровень. При этом накопленная компенсация с начала
разработки по объекту составила 71.8%. Рост объемов закачки и текущей
компенсации связан с проведенными в конце 2001 года мероприятиями по
увеличению нагнетательного фонда скважин.
Добыча по скважинам, оборудованных ШГН составила 174.5 тыс.тонн и
368.2 тыс. тонн жидкости.
Увеличение объемов закачки и применение винтовых насосов в 2002 году
стабилизировало добычу на данном объекте.
На 01.01.03 г. накопленная добыча нефти с начала разработки достигла
- 10785.4 тыс. тонн. Накопленная добыча жидкости на дату анализа составила
– 13876.1 тыс. тонн. Указанный объем накопленной добычи нефти составляет
33.4 от начальных геологических извлекаемых запасов II-объекта.
III объект разработки (горизонт Ю-III).
Из объекта добыто с начала года 333.6 тыс. нефти и 596.3 тыс. тонн
жидкости при проекте 413.8 тыс. тонн нефти и 593.5 тыс. тонн жидкости.
Обводнённость продукции по объекту – 44.1% при проекте 30%. Среднесуточный
дебит скважин по нефти составил 34.1 тсут., по жидкости – 61.0 тсут. при
проектных 37.7 и 54.1 тсут.
С начала года в объект разработки закачано 739.7 тыс. м3 воды при
проекте 853.4 тыс. м3, накопление по закачке составляет 4120.1 тыс. м3.
Средняя приемистость нагнетательных скважин находится на уровне 334.0
м3сут. при проекте 412.4 м3сут. Текущая компенсация отборов жидкости
закачкой достигла 92.3%, накопленная 70.8%.
В июле 2002 года из бездействия прошлых лет была введена
нагнетательная скважина №3008. Закачка по данной скважине составила 77.6
тыс. м3.
Всего по всем скважинам, оборудованных винтовыми насосами добыча
составила 58.1 тыс. тонн нефти и 165.1 тыс. тонн жидкости.
Добыча по скважинам со спущенными ШГН составила 43.1 тыс. тонн нефти
и 121.6 тыс. тонн жидкости.
Накопленная добыча нефти на 01.01.03 г. достигла 3148.9 тыс. тонн.
Накопленная добыча жидкости – 3817.6 тыс. тонн. Указанный объем накопленной
добычи нефти составляет 31.9% от начальных геологических извлекаемых
запасов III объекта.
IV объект разработки (горизонт Ю-IV).
За 2002 год по объекту было добыто 35.0 тыс. т нефти и 70.7 тыс. т
жидкости. Средняя ... продолжение
Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.
Похожие работы
Дисциплины
- Информатика
- Банковское дело
- Оценка бизнеса
- Бухгалтерское дело
- Валеология
- География
- Геология, Геофизика, Геодезия
- Религия
- Общая история
- Журналистика
- Таможенное дело
- История Казахстана
- Финансы
- Законодательство и Право, Криминалистика
- Маркетинг
- Культурология
- Медицина
- Менеджмент
- Нефть, Газ
- Искуство, музыка
- Педагогика
- Психология
- Страхование
- Налоги
- Политология
- Сертификация, стандартизация
- Социология, Демография
- Статистика
- Туризм
- Физика
- Философия
- Химия
- Делопроизводсто
- Экология, Охрана природы, Природопользование
- Экономика
- Литература
- Биология
- Мясо, молочно, вино-водочные продукты
- Земельный кадастр, Недвижимость
- Математика, Геометрия
- Государственное управление
- Архивное дело
- Полиграфия
- Горное дело
- Языковедение, Филология
- Исторические личности
- Автоматизация, Техника
- Экономическая география
- Международные отношения
- ОБЖ (Основы безопасности жизнедеятельности), Защита труда
