Кумколь (нефтяное месторождение)
Введение
1 Технологическая часть
1.1 Характеристика геологического строения месторождения
1.1.1 Общие сведения
1.1.2 Коллекторские свойства продуктивных объектов
1.1.3 Свойства и состав нефти, газа и воды
1.1.4 Запасы нефти и газа
1.2 Система разработки месторождения
1.2.1 Анализ текущего состояния разработки
1.2.2 Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов, технологических показателей разработки
1.2.3 Анализ выработки запасов нефти из пластов
1.2.4 Характеристика энергетического состояния залежи, режим разработко
1.2.5 Система ППД, и применение методов повышения нефтеизвлечения
1.3 Техника и технология добычи нефти и газа 1.3.1 Характеристика показателей способов эксплуатации скважин
1.3.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин
1.3.3 Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовке продукции скважин
1.4 Специальная часть.
1.4.1 Краткий обзор. Борьба с отложениям солей при разработки месторождения Кумколь
1.4.2 Технологический расчет. Расчет допустимого давления на приеме установки винтового насоса и глубины спуска
2 Экономическая часть
2.1 Технико.экономические показатели разработки месторождения Основные подходы и допущения
2.2 Расчет экономической эффективности
3 Охрана труда
3.1 Опасные и вредные факторы на предприятия
3.2 Мероприятия по обеспечению безопасности труда
4 Охрана окружающей среды
4.1 Охрана атмосферного воздуха
4.2 Охрана водных ресурсов
4.3 Охрана земельных ресурсов
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1 Технологическая часть
1.1 Характеристика геологического строения месторождения
1.1.1 Общие сведения
1.1.2 Коллекторские свойства продуктивных объектов
1.1.3 Свойства и состав нефти, газа и воды
1.1.4 Запасы нефти и газа
1.2 Система разработки месторождения
1.2.1 Анализ текущего состояния разработки
1.2.2 Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов, технологических показателей разработки
1.2.3 Анализ выработки запасов нефти из пластов
1.2.4 Характеристика энергетического состояния залежи, режим разработко
1.2.5 Система ППД, и применение методов повышения нефтеизвлечения
1.3 Техника и технология добычи нефти и газа 1.3.1 Характеристика показателей способов эксплуатации скважин
1.3.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин
1.3.3 Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовке продукции скважин
1.4 Специальная часть.
1.4.1 Краткий обзор. Борьба с отложениям солей при разработки месторождения Кумколь
1.4.2 Технологический расчет. Расчет допустимого давления на приеме установки винтового насоса и глубины спуска
2 Экономическая часть
2.1 Технико.экономические показатели разработки месторождения Основные подходы и допущения
2.2 Расчет экономической эффективности
3 Охрана труда
3.1 Опасные и вредные факторы на предприятия
3.2 Мероприятия по обеспечению безопасности труда
4 Охрана окружающей среды
4.1 Охрана атмосферного воздуха
4.2 Охрана водных ресурсов
4.3 Охрана земельных ресурсов
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Месторождение Кумколь открыто в феврале 1984 года, Южно-Казахстанской нефтеразведочной экспедицией. 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 (протокол №10283 от 4 ноября 1987 года).
Эксплуатационное разбуривание месторождения Кумколь начато в 1988 году в соответствии с положениями проекта пробной эксплуатации месторождения, составленного институтом КазНИПИнефть.
Институтом «НИПИмунайгаз» в 1988 году составлена «Технологическая схема разработки нефтяного месторождения Кумколь», утвержденная ЦКР МНП СССР (протокол № 1296 от 13.07.88 года).
В промышленную разработку месторождение введено в мае 1990 года в соответствии с «Технологической схемой разработки нефтегазового месторождения Кумколь». С декабря 1995 года месторождение разрабатывается двумя недропользователями АО «Харрикейн Кумколь Мунай» (c 23.06.03 г. АО «Петро Казахстан Кумколь Ресорсиз») и АО «ТУРГАЙ-ПЕТРОЛЕУМ».
Институтом «НИПИнефтегаз» в 1999 году составлен «Проект разработки нефтегазового месторождения Кумколь», утвержденный ЦКР МЭМР РК 25.06.99 г.
В 2001 году проведен «Анализ разработки нефтегазового месторождения Кумколь» с уточнением технологических показателей на 2001-2002 гг., который утвержден ЦКР РК 12.09.01г. В том же году выполнен отчет «Перевод запасов нефти из категории С1 в категорию В», утвержденный в ГКЗ РК 10.04.02 г. В 2004г. выполнен «Анализ разработки месторождения Кумколь» с уточнением технологических показателей на 2003-2005 гг., утвержденный ЦКР РК.
Эксплуатационное разбуривание месторождения Кумколь начато в 1988 году в соответствии с положениями проекта пробной эксплуатации месторождения, составленного институтом КазНИПИнефть.
Институтом «НИПИмунайгаз» в 1988 году составлена «Технологическая схема разработки нефтяного месторождения Кумколь», утвержденная ЦКР МНП СССР (протокол № 1296 от 13.07.88 года).
В промышленную разработку месторождение введено в мае 1990 года в соответствии с «Технологической схемой разработки нефтегазового месторождения Кумколь». С декабря 1995 года месторождение разрабатывается двумя недропользователями АО «Харрикейн Кумколь Мунай» (c 23.06.03 г. АО «Петро Казахстан Кумколь Ресорсиз») и АО «ТУРГАЙ-ПЕТРОЛЕУМ».
Институтом «НИПИнефтегаз» в 1999 году составлен «Проект разработки нефтегазового месторождения Кумколь», утвержденный ЦКР МЭМР РК 25.06.99 г.
В 2001 году проведен «Анализ разработки нефтегазового месторождения Кумколь» с уточнением технологических показателей на 2001-2002 гг., который утвержден ЦКР РК 12.09.01г. В том же году выполнен отчет «Перевод запасов нефти из категории С1 в категорию В», утвержденный в ГКЗ РК 10.04.02 г. В 2004г. выполнен «Анализ разработки месторождения Кумколь» с уточнением технологических показателей на 2003-2005 гг., утвержденный ЦКР РК.
1. Перевод запасов нефти из категориии С1 в категорию В месторождения Кумколь по состоянию на 01.01.2001 г. ЗАО “НИПИнефтегаз”. Руководитель Коростышевский М.Н., Актау, 2001 г.
2. Результаты лабораторных исследований керна из скважины 1067 месторождения Кумколь, части I, II, III. Отчет по договору № 13/06, ЗАО “НИПИнефтегаз”, Актау, 2003 г
3. "Определить относительные фазовые проницаемости при стационарной фильтрации в пластовых условиях в системе нефть - вода для 3 образцов керна из скважины 1067Д месторождения Кумколь", ОАО “Всеросийский нефтегазовый научно-исследовательский институт” им. Академика А. П. Крылова" Москва,2003 г.
4. Проект разработки месторождения Кумколь 1999г
5. Инновационная разработка нефтяных месторождений», В.Д.Лысенко
6. Анализ разработки нефтегазового месторождения Кумколь. (контрактная территория Тургай-Петролеум) по состоянию на 01.01.04
7. Проект нормативов предельно допустимых сбросов (ПДС) загрязняющих веществ АО «Тургай-Петролеум», отводимых со сточными водами опорной базы в накопитель на 2005-2007 гг.
8. «Программа производственного экологического мониторинга месторождения Кумколь АО «Тургай-Петролеум» на 2005 год» ТОО «Восток-Экология» 2005 г;
9. «Отчеты по мониторингу атмосферного воздуха, сточных вод, почв за 2004 – 2005гг».
10. Айдарбаев А.C «Теория и практика разработки нефтяного месторождения Кумколь» Алматы, 1999.
11. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. М.:Недра, 1983
Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. М.: Нефть и газ, 2003
2. Результаты лабораторных исследований керна из скважины 1067 месторождения Кумколь, части I, II, III. Отчет по договору № 13/06, ЗАО “НИПИнефтегаз”, Актау, 2003 г
3. "Определить относительные фазовые проницаемости при стационарной фильтрации в пластовых условиях в системе нефть - вода для 3 образцов керна из скважины 1067Д месторождения Кумколь", ОАО “Всеросийский нефтегазовый научно-исследовательский институт” им. Академика А. П. Крылова" Москва,2003 г.
4. Проект разработки месторождения Кумколь 1999г
5. Инновационная разработка нефтяных месторождений», В.Д.Лысенко
6. Анализ разработки нефтегазового месторождения Кумколь. (контрактная территория Тургай-Петролеум) по состоянию на 01.01.04
7. Проект нормативов предельно допустимых сбросов (ПДС) загрязняющих веществ АО «Тургай-Петролеум», отводимых со сточными водами опорной базы в накопитель на 2005-2007 гг.
8. «Программа производственного экологического мониторинга месторождения Кумколь АО «Тургай-Петролеум» на 2005 год» ТОО «Восток-Экология» 2005 г;
9. «Отчеты по мониторингу атмосферного воздуха, сточных вод, почв за 2004 – 2005гг».
10. Айдарбаев А.C «Теория и практика разработки нефтяного месторождения Кумколь» Алматы, 1999.
11. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. М.:Недра, 1983
Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. М.: Нефть и газ, 2003
Дисциплина: Нефть, Газ
Тип работы: Дипломная работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 104 страниц
В избранное:
Тип работы: Дипломная работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 104 страниц
В избранное:
ВВЕДЕНИЕ
Месторождение Кумколь открыто в феврале 1984 года, Южно-Казахстанской
нефтеразведочной экспедицией. 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 (протокол №10283 от 4 ноября 1987 года).
Эксплуатационное разбуривание месторождения Кумколь начато в 1988 году
в соответствии с положениями проекта пробной эксплуатации месторождения,
составленного институтом КазНИПИнефть.
Институтом НИПИмунайгаз в 1988 году составлена Технологическая схема
разработки нефтяного месторождения Кумколь, утвержденная ЦКР МНП СССР
(протокол № 1296 от 13.07.88 года).
В промышленную разработку месторождение введено в мае 1990 года в
соответствии с Технологической схемой разработки нефтегазового
месторождения Кумколь. С декабря 1995 года месторождение разрабатывается
двумя недропользователями АО Харрикейн Кумколь Мунай (c 23.06.03 г. АО
Петро Казахстан Кумколь Ресорсиз) и АО ТУРГАЙ-ПЕТРОЛЕУМ.
Институтом НИПИнефтегаз в 1999 году составлен Проект разработки
нефтегазового месторождения Кумколь, утвержденный ЦКР МЭМР РК 25.06.99 г.
В 2001 году проведен Анализ разработки нефтегазового месторождения
Кумколь с уточнением технологических показателей на 2001-2002 гг., который
утвержден ЦКР РК 12.09.01г. В том же году выполнен отчет Перевод запасов
нефти из категории С1 в категорию В, утвержденный в ГКЗ РК 10.04.02 г. В
2004г. выполнен Анализ разработки месторождения Кумколь с уточнением
технологических показателей на 2003-2005 гг., утвержденный ЦКР РК.
Данная работа Анализ разработки нефтегазового месторождения Кумколь
по состоянию на 01.07.2005г. выполнена по Договору №2906 Г325 в
соответствии с РД 39-9-500-80 Методические указания по проведению анализа
разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений, где проведен детальный
анализ состояния разработки и уточнены технологические показатели
разработки месторождения, контрактной территории АО ТУРГАЙ-ПЕТРОЛЕУМ.
1 Технологическая часть
1.1 Характеристика геологического строения месторождения
1.1.1 Общие сведения
Месторождение Кумколь открыто в феврале 1984 года, Южно-Казахстанской
нефтеразведочной экспедицией. 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.
Эксплуатационное разбуривание месторождения Кумколь начато в 1988 году
в соответствии с положениями проекта пробной эксплуатации месторождения,
составленного институтом КазНИПИнефть.
Месторождение Кумколь расположено в центральной части Ащисайской
системы палеозойских горст–антиклиналей и представлено в виде вытянутой
антиклинальной складки с простиранием с СЗ на ЮВ.
Месторождение Кумколь открыто Производственным геологическим
объединением Южказгеология в 1984 году. Первый приток нефти был получен
из неокомских и юрских отложений при бурении поисковой скважины 1.000000
Разведочными и поисковыми скважинами в 1984-1985 гг. выявлены залежи
нефти и газа в терригенных отложениях нижнего неокома, верхней и средней
юры.
По результатам комплексной интерпретации данных сейсморазведки 3Д,
проведенной в северной и южной частях месторождения, и бурения, уточнено
геологическое строение по отражающим горизонтам III-1 и IIar, в основном на
периферийных частях структуры. Также были уточнены местоположение и
протяженность тектонических нарушений.
В настоящее время на структурной карте по отражающему горизонту III-1,
приуроченному к кровле нефтенасыщенных пластов кумкольской свиты верхней
юры (продуктивный горизонт Ю-I), поднятие представляет собой антиклинальную
складку, осложненную двумя (F1, F2) тектоническими нарушениями (рисунок
1.1.1), которые трассируются по всем юрским продуктивным горизонтам.
Нарушение F1 установлено на северо-западной периклинальной части поднятия с
максимальной амплитудой до 30м. Нарушение F2 ограничивает складку с
востока, постепенно затухая к северу площади Размеры структуры в пределах
замкнутой изогипсы –1200 м составляют 21.0*8.5 км и амплитуда порядка 130
м.
Структурная карта по отражающему горизонту IIar характеризует строение
нижненеокомских отложений и совпадает с кровлей Арыскумского горизонта
(продуктивный горизонт М-1). Структура, оконтуренная изогипсой –990 м,
представляет собой двухсводовую линейную антиклинальную складку с размерами
15.0*5.0 км.
Нарушение F1 прослеживается и в этом комплексе отложений, а восточное
крыло структуры осложняется флексурой, в плане совпадающей с тектоническим
нарушением F2, секущим юрские отложения.
На структуре Кумколь вскрыты отложения мезозой-кайнозойского возраста,
залегающими на выветрелой поверхности фундамента ранне-протерозойского
возраста. В разрезе меловых отложений выделяется, арыскумский горизонт,
содержащий два продуктивных горизонта: М-I и М-II. В верхнеюрских
отложениях (кумкольская свита) содержится три продуктивных горизонта: Ю-I,
Ю-II, и Ю-III, в средней юре (дощанская свита) – один продуктивный горизонт
- Ю-IV.
За основу структурных построений принята геологическая модель
месторождения созданная по данным сейсмики 3Д. По каждому продуктивному
горизонту дана характеристика залежей и обоснование водонефтяных контактов.
Построен профильный разрез продуктивной толщи, в направлении с юга на
север.0
Положение водонефтяных контактов по всем залежам не изменилось, однако
за счет структурных построений по результатам разбуривания северной части
месторождения по некоторым горизонтам произошло незначительное как
увеличение, так и уменьшение площади нефтеносности.
Колебание водонефтяного контакта по площади залежи нефти М-I горизонта
месторождения Кумколь происходит в пределах 11 м (-981 м – 992 м).
Изменение водонефтяного контакта М-II горизонта - в пределах –991 м –999 м.
Залежи нефти в Ю-I и Ю-II горизонтов имеют близкие по абсолютным
отметкам водонефтяные контакты. Изменение водонефтяного контакта по залежи
Ю-I горизонта происходит в пределах абсолютных отметок –1194 м –1201 м, а
по Ю-II горизонту –1192 м –1203 м.
Положение водонефтяного контакта по Ю-III горизонту фиксируется в
пределах абсолютных отметок -1189 м –1201 м, а принятые значения ВНК по
Ю - IV горизонту находятся в пределах абсолютных отметок – 1185 м – 1199
м.
Колебание раздела нефть-вода по всем горизонтам связано со сложным
строением природного резервуара, вызванным частым замещением коллекторов
непроницаемыми породами.
1.1.2 Коллекторские свойства продуктивных объектов
На месторождении Кумколь установлена промышленная нефтегазоносность
нижненеокомского и верхнеюрского подкомплексов.
В нижненеокомском нефтеносном подкомплексе выделяются два продуктивных
горизонта М-I и М-II (I эксплуатационный объект), которые хорошо
коррелируются и уверенно выделяются по данным ГИС. Нижнемеловые горизонты М-
I и М-II разобщены глинистыми разделами толщиной от 8 м до 20 м.
В юрских отложениях выделяются четыре продуктивных горизонта: Ю-I и Ю-
II горизонты (II эксплуатационный объект), Ю-III горизонт (III
эксплуатационный объект), толщина глинистых разделов между ними колеблется
от 2 м до 16 м. Ю-IV горизонт (IV эксплуатационный объект) отделяется
от вышележащего пачкой глин толщиной от 40 м на юго-востоке до 10 м на
юго-западе. Такое колебание связано с размывом среднеюрских отложений. Все
юрские горизонты содержат газовые шапки.
В данном разделе приводятся результаты статистических обработок
полученных значений толщин, емкостно-фильтрационных свойств и
нефтегазонасыщенности коллекторов по данным ГИС и керну, а также
коэффициентов неоднородности продуктивных горизонтов. Характеристики толщин
анализировались раздельно по зонам продуктивных горизонтов, характеристика
емкостно-фильтрационных свойств и их неоднородностей проводилась по
горизонтам.
В таблице 1.1.2.1 приведены параметры неоднородности продуктивного
разреза по горизонтам.
Таблица 1.1.2.1- Статистические показатели характеристик неоднородности
пластов
Горизонт Коэффициент Коэффициент Коэффициент
песча-нистости, доли рас-члененности, долираспространения,
ед. ед. доли ед.
среднее вариации среднее вариации
М-I 0,602 0,063 4,2 0,261 1
М-II 0,676 0,057 7,0 0,255 1
Ю-I 0,581 0,135 3,9 0,243 1
Ю-II 0,733 0,069 2,4 0,234 0,98
Ю-III 0,769 0,034 2,8 0,288 0,97
Ю-IV 0,625 0,202 5,0 0,264 0,95
Из таблицы 1.1.2.1 видно, что повсеместное распространение имеют М-I,
М-II и Ю-I горизонты, наименее распространенным является Ю-IV горизонт.
Горизонт М-I. Флюидоупором М-I горизонта являются глинистые и
карбонатные алевролиты и глины толщиной до 170 м (приложение 3). Средняя
общая толщина горизонта составляет 21,2 м. В горизонте в среднем
прослеживается до 4 пластов-коллекторов (коэффициент расчлененности
составляет 4,2). Во многих скважинах выделяется по одному пласту-
коллектору, приуроченному к различным частям горизонта, максимальное
количество выделенных пластов-коллекторов – 11, отмечается в двух скважинах
1087, 1089. По площади пласт-коллектор распространен повсеместно
(коэффициент распространения равен 1). Коэффициент песчанистости составил
0,602 (таблица 2.2.1).
Среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины в целом по М-I
горизонту – 8,3 м при минимальном 0.7 м (скважина 2243) и максимальном 18,6
м (скважина 2116) (таблица1.1.2.1).
Горизонт М-II отделяется от вышележащего глинистой пачкой толщиной до
20 м. Общая толщина горизонта в среднем составляет 64,4 м (приложение 4).
Горизонт характеризуется наибольшей расчлененностью (коэффициент
расчленения равен 7,0). Максимальное количество выделенных пластов-
коллекторов достигает 16 в скважине 412. Коэффициент песчанистости равен
0,676, коэффициент распространения – 1 (таблица 1.1.2.1).
Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 (скважина 2148)
до 13,4 м (скважина 2090) и в среднем составляет 5,9 м (таблица 1.1.2.2).
Горизонт Ю-I отделяется от М- II горизонта пачкой глин толщиной до 100
м. Средняя общая толщина горизонта составляет 12,8 м (приложение 5).
В его пределах в среднем выделяется до 4 пластов-коллекторов. Во многих
скважинах прослеживается по одному пласту-коллектору, приуроченному к
различным частям горизонта, а в скважине 2114 количество выделенных пластов-
коллекторов достигает 8. Коэффициент расчлененности равен 3,9, коэффициент
распространения 1, коэффициент песчанистости составил 0,581 (таблица
1.1.2.1).
Эффективная нефтенасыщенная толщина в среднем равна 6,2 м, при
изменениях от 0,4 м (скважина 2257, 3035) до 16,2 м (скважина 2116).
Эффективная газонасыщенная толщина колеблется от 0,6 до 14,6 м и в среднем
равна 7.0 м (таблица1.1.2.2).
Опытный участок для испытания технологии приконтурного заводнения
предлагается организовать на западе залежи, и по площади ограничить линией,
проходящей через скважины 25, 2194, 2175, 3095, 2158, 2157, 2156, 14, 2154,
2153, 2152, 2151, 2168.
Таблица 1.1.2.2- Характеристика толщин пластов
Гори-Тол-щинНаименование Зоны горизонта В целом
зонт а по
гори-зо
нту
Газо-вгазонефнефтя-Водоне-
ая - ная тяная
тево-дя
ная
1 2 3 4 5 6 7 8
М-I Общая Средняя, м 18,7 22,6 21,2
Коэф. вариации, доли ед 0,094 0,064 0,075
Интервал изменения, м 4,0-298,7-36,4,0-36,
,6 6 6
Эффек- Средняя, м 11,7 12,6 12,2
тивная
Коэф. вариации, доли ед 0,053 0,064 0,073
Интервал изменения, м 4,0-185,0-21,4,0-21,
,6 3 3
Нефте- Средняя, м 11,7 6,2 8,3
насыщен
ная
Коэф. вариации, доли ед 0,053 0,223 0,211
Интервал изменения, м 4,0-180,7-12,0,7-18,
,6 5 6
продолжение таблицы 1.1.2.2
1 2 3 4 5 6 7 8
М-II Общая Средняя, м 64,4 64,4
Коэф. вариации, 0,032 0,032
доли ед
Интервал 9,2-88,8 9,2-88,
изменения, м 8
Эффек- Средняя, м 46,9 46,9
тивная
Коэф. вариации, 0,050 0,050
доли ед
Интервал 9,2-73,6 9,2-73,
изменения, м 6
Нефте- Средняя, м 6,1 6,1
насыщен
-
ная
Коэф. вариации, 0,381 0,381
доли ед
Интервал 0,6-13,4 0,6-13,
изменения, м 4
Ю-I Общая Средняя, м 13,8 15,8 12,3 13,8 12,8
Коэф. вариации, 0,0400,056 0,192 0,143 0,166
доли ед
Интервал 8,2-16,8-22,8 0,4-235,2-26,3 0,4-26,
изменения, м 8,8 ,0 3
Эффек- Средняя, м 9,5 9,0 6,6 6,4 7,0
тивная
Коэф. вариации, 0,0800,073 0,221 0,064 0,202
доли ед
Интервал 5,7-15,7-17,2 0,4-163,3-9,5 0,4-17,
изменения, м 4,6 ,2 2
Нефте- Средняя, м 4,4 6,6 3,7 6,2
продолжение таблицы 1.1.2.2
1 2 3 4 5 6 7 8
насыщенКоэф. вариации, 0,488 0,221 0,154 0,264
ная доли ед
Интервал 0,4-11,7 0,4-161,2-6,9 0,4-16,
изменения, м ,2 2
Газона-Средняя, м 9,5 4,6 7,0
сыщен-
ная
Коэф. вариации, 0,0800,177 0,214
доли ед
Интервал 5,7-10,6-7,7 0,6-14,
изменения, м 4,6 6
Ю-II Общая Средняя, м 9,9 11,0 9,3 11,8 9,7
Коэф. вариации, 0,2850,078 0,165 0,095 0,153
доли ед
Интервал 0,6-15,6-14,4 0,6-194.6-21.2 0,6-21.
изменения, м 3,8 ,9 2
Эффек- Средняя, м 4 6,5 9,1 6,9 7,2 7,0
тивная
Коэф. вариации, 0,2710,052 0,170 0,115 0,165
доли ед
Интервал 0,6-15,6-12,7 0,6- 3,2-13,4 0,6-18,
изменения, м 1,1 18,6 6
Нефте- Средняя, м 5,2 6,9 3,6 6,3
насы-ще
н-
ная
Коэф. вариации, 0,328 0,170 0,358 0,245
доли ед
Интервал 1,6-11,7 0,6-180,6-10,2 0,6-18,
изменения, м ,6 6
Газона-Средняя, м 6,5 3,9 5,2
сыщен-
ная
Коэф. вариации, 0,2710,295 0,357
доли ед
Интервал 0,6-11,0-6.9 0,6-11,
изменения, м 1,1
продолжение таблицы 1.1.2.2
1 2 3 4 5 6 7 8
Ю-III Общая Средняя, м 14,1 15,5 17,5 16,1
Коэф. вариации, 0,014 0,113 0,067 0,095
доли ед
Интервал 11,7-15,22,7-309,9-32,6 2,7-32,
изменения, м ,8 6
Эффек- Средняя, м 11,1 12,3 13,4 12,6
тивная
Коэф. вариации, 0,028 0,114 0,060 0,097
доли ед
Интервал 9,0-13,6 1,8-226,8-22,2 0,8-22,
изменения, м ,3 3
Нефте- Средняя, м 5,8 12,3 7,4 10,6
насыщен
-
ная
Коэф. вариации, 0,046 0,114 0,231 0,197
доли ед
Интервал 4,4-7,0 1,8-220,6-15,6 0,6-22,
изменения, м ,3 3
Газона-Средняя, м 5,3 5,3
сыщен-
ная
Коэф. вариации, 0,157 0,157
доли ед
Интервал 2,4-8,1 2,4-8,1
изменения, м
Ю-IV Общая Средняя, м 35,3 18,6 26,2
Коэф. вариации, 0,197 0,615 0,428
доли ед
Интервал 2,6-66,0 2,2-52,4 2,2-66,
изменения, м 0
Эффек- Средняя, м 12,0 8,6 10,1
тивная
продолжение таблицы 1.1.2.2
1 2 3 4 5 6 7 8
Коэф. вариации, 0,189 0,558 0,377
доли ед
Интервал 2,6-23,2 2,2-23,0 2,2-23,
изменения, м 2
Нефте- Средняя, м 5,7 2,9 3,9
насыщен
-
ная
Коэф. вариации, 0,213 0,415 0,466
доли ед
Интервал 1,6-9,1 0,6-7,4 0,6-9,1
изменения, м
Газона-Средняя, м 3,3 3,3
сыщен-
ная
Коэф. вариации, 0,185 0,185
доли ед
Интервал 1,2-6,5 1,2-6,5
изменения, м
В данной работе, на территории опытного участка построены два
профильных разреза по линиям II – II (продольный) и III – III (поперечный),
выполненных с помощью программного комплекса Petra (приложение 2). Линии
скважин для профилей были подобраны по принципу: добывающая –
нагнетательные – добывающая.
Целью этих построений является: детализация строения пластовых
резервуаров, в которую входит детальная пластовая корреляция по схеме
расчленения продуктивного разреза, принятого в работе [1], уточнение
гидрогеологической характеристики и движения фильтрационных потоков.
Горизонт Ю-II от вышезалегающего горизонта отделяется глиной порядка 10
м. Максимальная толщина горизонта достигает 21.2 м (скважина 2268). В
разрезе горизонта выделяется от 1 до 8 пластов-коллекторов (скважина 2131),
отделенных друг от друга глинистыми разделами.
Горизонт распространен повсеместно, за исключением восьми скважин, где
коллектор отсутствует (приложение 6). Коэффициент распространения
коллекторов равен 0,98. Коэффициент расчлененности по горизонту составляет
2,4 (таблица 1.1.2.1). Коэффициент песчанистости 0,733.
Эффективная нефтенасыщенная толщина горизонта изменяется от 0,6 м
(скважины 2175, 2257) до 18,6 м (скважина 1037), в среднем составляя 6,3 м
(таблица 1.1.2.2). Эффективная газонасыщенная толщина варьирует от 0,6
(скважины 412) до 11,1 м (скважина 1033) и средняя толщина равна 5,2 м.
Горизонт Ю-III от вышезалегающего Ю-II горизонта отделяется пачкой глин
толщиной до 10 м. Общая толщина горизонта в среднем составила 16,1 м
(приложение 7). Количество пропластков в скважине 2212 достигает 8.
Коэффициент расчлененности по горизонту равен 2,8. В 6 скважинах пласт-
коллектор полностью замещен глинистыми разностями. Коэффициент
распространения равен 0,97 (1.1.2.1). Коэффициент песчанистости, составил
0,769.
Эффективная нефтенасыщенная толщина горизонта изменяется от 0,6 м
(скважина 2212) до 22,3 м (скважина 1037) и в среднем равна 10,6 м (таблица
1.1.2.2). Эффективная газонасыщенная толщина варьирует от 2,4 (скважина
3033) до 8,1 м (скважина 1032) и средняя толщина составляет 5,3 м.
Горизонт Ю-IV отделяется от вышележащего Ю-III пачкой глин, толщина
которой изменяется от 10 м на юго-западе до 40 м на юго-востоке, что
связано с размывом средне-юрских отложений (приложение 8).
Толщина горизонта варьирует от 66 м (скважина 4002) до полного размыва
в юго-западной части структуры (скважины 17, 19).
Количество пластов-коллекторов в некоторых скважинах достигает 14.
Наиболее выдержанными являются два верхних пласта-коллектора. В скважинах
50, 330, 331, 431, 1022 происходит полное замещение коллекторов
непроницаемыми породами. Коэффициент распространения Ю-IV горизонта равен
0,95 (таблица1.1.2.1). Горизонт характеризуется большой расчлененностью
(коэффициент расчлененности 5,0), коэффициент песчанистости в среднем
составляет 0,625
Эффективные нефте и газонасыщенные толщины в среднем по горизонту
составляют 3,9 и 3,3 соответственно (таблица 1.1.2.2).
Средние значения пористости, проницаемости, начальной нефтенасыщенности
пород-коллекторов по горизонтам (база ГИС АО “НИПИнефтегаз”, июль 2005г.)
при их определении по керну представлены в таблице 1.1.2.3
Таблица 1.1.2.3 - Средние значения проницаемости, пористости и
начальной нефтенасыщенности пород-коллекторов по керну
Наименование Проницае-мостПористость, Начальная
ь, мкм2 доли ед. нефтенасыщен-ност
ь, доли ед.
1 2 3 4
М-I
количество скважин 7 7
количество определений 34 34
среднее значение 3.6403 0.311 0.820.78*
коэффициент вариации 0.82263 0.00026
интервал изменений 0.0102-1.24130.196-0.267
М-II
количество скважин 5 5
Количество определений 71 71
среднее значение 1.0732 0.265 0.770.7*
коэффициент вариации 1.3043 0.0158
интервал изменений 0.0022-7.000 0.197-0.317
Ю-I
Количество скважин 19 19
Количество определений 94 94
среднее значение 0.3092 0.241 0.700.64*
продолжение таблицы 1.1.2.3.
1 2 3 4
коэффициент вариации 3.9669 0.0338
интервал изменений 0.0022-4.950 0.161-0.342
Ю-II
количество скважин 19 19
количество определений 98 98
среднее значение 0.8107 0.235 0.750.62*
коэффициент вариации 7.9627 0.03141
интервал изменений 0.0021-15.1490.168-0.333
Ю-III
количество скважин 17 17
количество определений 118 118
среднее значение 0.3356 0.231 0.710.61*
коэффициент вариации 2.5279 0.0216
интервал изменений 0.002-3.115 0.163-0.318
Ю-IV
количество скважин 5 5
количество определений 16 16
среднее значение 0.1705 0.228 0.670.60*
коэффициент вариации 5.5997 0.0323
интервал изменений 0.003-1.655 0.186-0.329
Примечание - *- по зависимости Sво=0.9118*Кпр^-0.196 по зависимости
Sво=0.022*Кп^-1.9596
1.1.3 Свойства и состав нефти, газа и воды
Физико-химическая характеристика нефти продуктивных горизонтов получено
по 111 поверхностным пробам, подавляющая часть которых проанализирована в
ЦЛ ПГО “Южказгеология”, и по 27 глубинным пробам.
Нефти юрских и меловых отложений постоянны по своему составу. Они легие-
ρ²º4=0,8154 в горизонте Ю-IV и 0,8222-0,8355 в остальных горизонтах 36-48%,
в горизонтах М-I-II около 45%, в том числе бензиновых (до 200º)
соответствинно20-27 и 25%. Нефть низкосмолистая (асфальтено-смолистых
веществ 5,1-72%)высокопорафинистая (10,12%) при содержании парафина в
отдельных пробах от 16 до менее 10%. По заключению ИХН и ПС МН и ВО РК она
относится к парафинистой, так как из нее может быть получено летнее
дизельное топливо без предварительной депарафинизации. По данным ИХН и ПС
МН и ВО РК, ЦЛ ЮКГУ, ЦЛ ПГО ГНГГ нефть малосернистая (содержание серы до
0,52%). Содержание базовых масел в юрской нефти около 20%, и меловой более
21% на нефть.
Нефть состоит преимущественно из углеводорода парафинового ряда,
содержание которого в светлой фракций составляет 60-77%. Содержание
нафтеновых углеводородов на всю нефть достигает 17-30%, ароматических-8-
14%.
По данным Института ядерной физики НЯЦ РК содержание
микроэлементов в нефти незначительно и промышленного интереса не
представляет.
Температура застывания нефти 12-16ºС, в отдельных пробах до 22ºС.
Исследования, проведенные в ИХН и ПС МН и ВО РК, показали снижения
температуры застывания до 4-6ºС после предварительного нагревания до 40ºС и
(-4) – (-6)ºС после прогрева до 80ºС, а также повышения температуры
застывания после хранения нефти и закрытой таре в неотапливаемом помещение.
Динамическая вязкость нефти меловых горизонтов в стандартных условиях 9-
11 м Па*с, юрских 12-19 м Па*с, кинематическая вязкость соответственно 11-
13 и 13-20 мкм²с при 7ºС до 3,42-3,91 мкм²с при 60ºС.
Свойства и состав газов, растворенного в нефти, изучено по 66 пробам,
свободных газов шапок-по 8 пробам.
Компонентный состав газа, растворенного в нефти , по данным
анализов изменяется по площади в основном по содержанию метана и ТУ. Газы
неокомских залежей отличаются от юрских низким содержанием метана (17,8-22%
против 44,4-61,2%), более высокой консентрацей тяжелых углеводородов и
азота. Содержания гелия по 18 анализам в среднем 0,035%.
Состав свободного газа в газовых шапках горизонтов Ю-I, Ю-II и Ю-
IV по сравнению с растворным газом отличается повышенным содержанием метана
(56,7-77,9), азота (10,7-14,1) по 8 анализам. Поправка на отклонения от
идеального газа для газовой шапки в горизонтах Ю- IV составила 1,330, в
горизонтах Ю-I и Ю-II-1,337 поправка на темпиратуру-0,9.
1.1.4 Запасы нефти и газа
Запасы нефти и газа растворенного в нефти, месторождения Кумколь по
состоянию изученности на 15.05.1987 г. были утверждены Государственной
комиссией по запасам полезных ископаемых СССР в 1987 году (протокол №
102834 от ноября 1987 г.).
Запасы нефти по месторождению, утвержденные ГКЗ СССР и учтенные в
Государственном балансе полезных ископаемых в 1987 году оценивались по
материалам бурения и опробования 41поисковых и разведочных скважин.,
позволившим установить во вскрытом разрезе продуктивность 6 горизонтов М-I,
М-II, Ю-I, Ю-II, Ю-III и Ю-IV. Было выявлено 2 нефтяные залежи,
приуроченные к М-I, М-II горизонтам и 4 нефтегазовые залежи приуроченные к
Ю-I, Ю-II, Ю-III и Ю-IV горизонтам.
В 2001 году запасы нефти и газа были пересчитаны в рамках работы по
Авторскому надзору по состоянию на 01.01.2001года. Был выполнен отчет по
переводу запасов нефти из категории С1 в категорию В на базе 477 скважин, в
том числе 167 скважена 10 апреля 2002года).
В настоящей работе, выполненной по состоянию на 01.07.2005 г, по
материалам 303 скважин, пробуренных на территории АО Тургай-Петролеум
произошли изменения в представлении о геологической структуре
месторождения. Кроме того, появились новые данные о емкостно-
фильтрационных свойствах и нефтегазонасыщенности коллекторов, как по ГИС,
так и по лабораторным исследованиям керна, что позволяет не только уточнить
общую величину запасов нефти, но и изучить структуру запасов по степени их
участия в выработке.
В таблице приведены, оцененные по состоянию на 01.07.2005 года,
начальные геологические запасы нефти и растворенного газа по всем
выявленным залежам.
Исходя из разбуренности и изученности нефтяных залежей запасы нефти и
растворенного газа оценены по категориям В и С1.
Начальные геологические запасы нефти в целом по месторождению, по
территории АО Тургай-Петролеум, составили 86331 тыс.т, растворенного газа
- 7943 млн.м3, что на 7,6% и 3,3%, соответственно больше запасов нефти и
растворенного газа, посчитанных в отчете по переводу запасов из категории
С1 в категорию В.
Увеличение запасов нефти по сравнению с утвержденными в ГКЗ СССР
произошли за счет уточнения строения природного резервуара по результатам
разбуривания залежей по эксплуатационной сетке, предусмотренной
Технологической схемой разработки. Все это привело к уточнению
нефтенасыщенных толщин, фильтрационно-емкостных характеристик коллекторов и
нефтегазонасыщенности.
Следует обратить внимание на то, что использование материалов по
эксплуатационным скважинам позволило увеличить объём информации в два раза,
что говорит о надёжности принятых для подсчёта параметров.
В таблице приведены результаты подсчета начальных геологических запасов
нефти и растворенного в нефти газа по опытному участку Ю-I и Ю-II
горизонтов, на основе материалов обоснованных и использованных в отчете по
переводу запасов нефти из категории С1 в категорию В.
1.2 Система разработки месторождения
1.2.1 Анализ текущего состояния разработки
В целом по месторождению при сравнении проектных и фактических
показателей за 2004г. и за первое полугодие 2005г. наблюдается
незначительное отставание по уровню добычи нефти. В 2004г. фактическая
добыча нефти по месторождению составила 3378.6 тыс.т, при проектном
показателе 3400.7 тыс.т. За первое полугодие 2005г. добыто 1595.8 тыс.т
нефти, при проекте 1763.3 тыс.т.
Среднегодовая обводненность по месторождению на дату анализа на уровне
проектной, составляет 42.6%.
Фонд добывающих скважин по месторождению в 2004г. меньше проектного
показателя на 2 ед. (232 ед.), на дату анализа - на уровне проектного (236
ед.).
За анализируемые годы наблюдается отставание по объемам закачке воды в
пласт, так в 2004г. при проекте 4847.9 тыс.м3 факт составил 4076.8 тыс.м3,
а на середину 2005г. фактическая закачка воды составила 2297.3 тыс.м3 при
проекте 2663.1 тыс.м3. Данный факт объясняется отставанием фонда
нагнетательных скважин от проектного: в 2004г. на 4 ед.(45 скважин), в
2005г. - на 11 ед. (44 скважин). За счет уменьшения объемов закачки воды
текущая компенсация отборов на дату анализа ниже проектной и составляет
63.3% (при проекте 84.2%).
Ниже приведено более подробное сравнение фактических и проектных
показателей по объектам разработки.
I объект разработки (горизонты М - I + M - II)
Фактическая добыча нефти по объекту за анализируемые годы превышает
проектный показатель и составляет в 2004г. - 1120.4 тыс.т при проекте
1019.6 тыс.т, в 2005 г. - 559.5 тыс.т нефти при проекте 535.0 тыс.т.
Превышение проекта по добыче нефти объясняется превышением
эксплуатационного добывающего фонда на 4 ед.- в 2004г., на 6 ед. - в
2005г., и относительно высокими среднесуточными дебитами скважин.
Среднесуточный дебит скважин по нефти в 2004г. равен 69.9 тсут при проекте
55.1 тсут, в 2005г. - 52.4 тсут, что не много ниже проектного значения 55
тсут.
Обводненность по объекту на дату анализа составила 55% при проекте
50.8%. Причинами увеличения обводненности продукции являются:
1. нарушение технического состояния скважин (негерметичность колонны,
цементного моста);
2. прорывы нагнетаемых вод;
3. подъем ВНК.
При поддержании пластового давления заводнением неизбежно происходит
обводнение добываемой продукции из-за прорыва вод по высокопроницаемым
пропласткам эксплуатируемого объекта. В добывающих скважинах №№ 8р, 1032,
1045, 1046, 1047, 1052, 1056, 1067, 1079, 1087, 2113, 3060 обводняемых от
нагнетаемых вод, необходимо провести водоизоляционные работы с
использованием вязко-упругих составов на основе полимеров (закачка ВУС),
так как из объема добытой жидкости вышеперечисленных скважин за первое
полугодие 2005 года, доля нефти в них составила всего 10.3%.
О подъеме ВНК свидетельствует высокая обводненность скважин,
расположенных вблизи краевых вод (95-98%). Это добывающие скважины №№1050,
1055, 1056, 1064, 1074, 23р, в которых необходимо выполнить мероприятия по
изоляции воды, доля нефти из объема добытой жидкости по этим скважинам
составляет всего 13%.
По закачке воды наблюдается превышение проекта над фактом: в 2004г.
фактически закачано 1099.6 тыс.м3 воды при проекте - 1017 тыс.м3, в 2005г.
закачано 662.5 тыс.м3 при проекте 660.8 тыс.м3. При этом нагнетательный
фонд скважин ниже проектного соответственно на 3 и 5 ед
II объект разработки (горизонты Ю - I + Ю - II)
По II объекту разработки наблюдается отставание от проекта по годовой
добыче нефти. Так в 2004г. фактическая добыча нефти составила 1526.3 тыс.т
при проектном уровне 1717.8, за первое полугодие 2005г. добыто 735.2 тыс.т
нефти при проекте 915 тыс.т.
Несоответствие в уровнях добычи нефти связано с несвоевременным вводом
новых добывающих скважин. Так на конец 2004г. эксплуатационный фонд
добывающих скважин составил 116 ед. при проекте 121 ед., в 2005г. при
проекте 122 ед. факт составил 117 ед.
Обводненность добываемой продукции в 2004г. достигла 19.5% (по проекту
– 25%), к середине 2005г. - 28.8% при проектной обводненности 31.9%.
Среднесуточные дебиты нефти добывающих скважин ниже проектных. В 2004г. при
проектном дебите 47.1 тсут, фактический составил 40.9 тсут. В 2005 г.
фактический дебит снизился до 36.5 тсут при проекте 46.9 тсут.
Фактическая закачка воды за 2004г. ниже проектного значения и составила
1730.9 тыс. м3 при проекте 2670 тыс.м3, к середине 2005г. закачка составила
1032.3 тыс.м3 при проекте 1545.1 тыс.м3. Это объясняется низкими
приемистостями нагнетательных скважин, при практически неизменном
нагнетательном фонде. В 2004г. фактическая приемистость составила 217.5
м3сут при проекте 279.3 м3сут, на дату анализа приемистость
нагнетательных скважин составила 246.6 м3сут при проекте 283 м3сут.
Таким образом, разработка по данному объекту отстает от проекта.
Текущий КИН на 01.07.2005г. составил 16.9% при проекте 20.6%.
III объект разработки (горизонт Ю - III)
По III объекту в 2004г. наблюдается превышение проектного уровня по
добыче нефти. Фактическая добыча нефти составила 722.4 тыс.т при проектной
642.4 тыс.т, на 01.07.2005 добыто 301.7 тыс.т при не много ниже проектного
значения 304.8 тыс.т.
По данному объекту отмечается низкая обводненность добытой продукции: в
2004г. при проекте 40.7% факт составил 33.7%, на дату анализа - 40% при
проекте 51.3%. Соответственно выше среднесуточные дебиты нефти действующих
скважин. Так в 2004г. фактический дебит был равен 42.3 тсут, при проекте
37 тсут. В 2005г. дебит нефти, снизился до 34.6 тсут, но на уровне
проектной - 34.8 тсут.
Фактическая закачка воды в пласт в 2004г. выше проектной, составила
1246.3 тыс.м3 при проекте 1160.8 тыс.м3, за полугодие 2005г. составила
602.5 тыс.м3 при проекте 657.3 тыс. м3.
С увеличением объемов закачиваемой в пласт воды возросла и текущая
компенсация отборов закачкой, которая составляет 80.7% в 2004г., и 87.2% на
дату анализа при проекте 80.4%.
IV объект разработки (горизонт Ю - IV)
На дату анализа данный объект разрабатывается двумя скважинами 412 и
4002.
За 2004-2005г.г. по добыче нефти наблюдается значительное отставание от
проекта при неизменном добывающем фонде скважин. За 2004г. фактическая
добыча составила 9.6 тыс.т при проектном уровне 21 тыс.т, за полугодие
2005г. добыча составила 100 т при проектном 8.6 тыс.т.
Отставание по добыче нефти связано с увеличением обводненности
добываемой продукции. В 2004г. обводненность составила 61.3% при проекте
51.2%, а к середине 2005г. она возросла до 70.8% при проектном показателе
59.7%. По результатам ГИС увеличение обводненности происходит из-за
негерметичности колонны и цементного моста.
Соответственно снизились среднесуточные дебиты нефти действующих
скважин. Так в 2004г. фактический дебит был равен 13.8 тсут, при проекте
29.4 тсут. В 2005г. дебит нефти снизился до 0.2 тсут, при проекте 24
тсут.
Закачка воды в пласт по объекту проектом не предусмотрено.
1.2.2 Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов,
технологических показателей разработки
Разбуривание северной части месторождения Кумколь, территории АО
ТУРГАЙ-ПЕТРОЛЕУМ началось в 1995 г. На середину 2005г. разбурена
центральная и продолжается бурение северной части месторождения. Общий фонд
пробуренных скважин составляет 303 ед.
На 01.07.2005г. на месторождении в промышленной разработке находятся
четыре объекта: I (горизонты М-I+М-II), II (горизонты Ю-I+Ю-II), III
(горизонт Ю-III), IV (горизонт Ю-IV).
Из 303 скважин, пробуренных на территории АО ТП, 238 скважин
находятся в эксплуатационном добывающем фонде, в нагнетательном фонде - 44
скважины, в наблюдательном - 3 скважины №№ (4р, 1041, 1043), а также 11
водозаборных скважин, 4 наблюдательных ТВЗ скважин, одна скважина №25р в
консервации и 2 ликвидированные - №№ 2272, 2273.
Характеристика фонда в целом по территории и по объектам представлена в
таблице 1.2.2.1.
Таблица 1.2.2.1.- Состояние фонда скважин на 01.07.2005 года
(территория ТУРГАЙ-ПЕТРОЛЕУМ)
Категория скважин I II III IV Всего по
объектобъект объектобъектмест-ию
Добываю-щий Действую-щв т.ч. 0 27 14 1 42
фонд ий фонд фонтанные
1 2 3 4 5 6 7 8
ВШН 53 70 27 0 150
ЭЦН 10 14 3 0 27
ШГН 0 6 7 1 14
в простое 2 0 1 0 3
Итого действующ. фонд 63 117 51 2 233
Продолжение таблицы 1.2.2.1
1 2 3 4 5 6 7 8
В бездействии 2 0 0 0 2
В освоении 1 2 0 0 3
Итого добывающ. фонд 66 119 51 2 238
Нагнетательндействующий фонд 6 25 11 0 42
ый фонд
в простое 0 0 2 0 2
в бездействии 0 0 0 0 0
в освоении 0 0 0 0 0
Итого нагнетательный 6 25 13 0 44
фонд
В консервации 0 1 0 0 1
Наблюдательный фонд 3 0 0 0 3
Водозаборный фонд ... продолжение
Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.
Месторождение Кумколь открыто в феврале 1984 года, Южно-Казахстанской
нефтеразведочной экспедицией. 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 (протокол №10283 от 4 ноября 1987 года).
Эксплуатационное разбуривание месторождения Кумколь начато в 1988 году
в соответствии с положениями проекта пробной эксплуатации месторождения,
составленного институтом КазНИПИнефть.
Институтом НИПИмунайгаз в 1988 году составлена Технологическая схема
разработки нефтяного месторождения Кумколь, утвержденная ЦКР МНП СССР
(протокол № 1296 от 13.07.88 года).
В промышленную разработку месторождение введено в мае 1990 года в
соответствии с Технологической схемой разработки нефтегазового
месторождения Кумколь. С декабря 1995 года месторождение разрабатывается
двумя недропользователями АО Харрикейн Кумколь Мунай (c 23.06.03 г. АО
Петро Казахстан Кумколь Ресорсиз) и АО ТУРГАЙ-ПЕТРОЛЕУМ.
Институтом НИПИнефтегаз в 1999 году составлен Проект разработки
нефтегазового месторождения Кумколь, утвержденный ЦКР МЭМР РК 25.06.99 г.
В 2001 году проведен Анализ разработки нефтегазового месторождения
Кумколь с уточнением технологических показателей на 2001-2002 гг., который
утвержден ЦКР РК 12.09.01г. В том же году выполнен отчет Перевод запасов
нефти из категории С1 в категорию В, утвержденный в ГКЗ РК 10.04.02 г. В
2004г. выполнен Анализ разработки месторождения Кумколь с уточнением
технологических показателей на 2003-2005 гг., утвержденный ЦКР РК.
Данная работа Анализ разработки нефтегазового месторождения Кумколь
по состоянию на 01.07.2005г. выполнена по Договору №2906 Г325 в
соответствии с РД 39-9-500-80 Методические указания по проведению анализа
разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений, где проведен детальный
анализ состояния разработки и уточнены технологические показатели
разработки месторождения, контрактной территории АО ТУРГАЙ-ПЕТРОЛЕУМ.
1 Технологическая часть
1.1 Характеристика геологического строения месторождения
1.1.1 Общие сведения
Месторождение Кумколь открыто в феврале 1984 года, Южно-Казахстанской
нефтеразведочной экспедицией. 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.
Эксплуатационное разбуривание месторождения Кумколь начато в 1988 году
в соответствии с положениями проекта пробной эксплуатации месторождения,
составленного институтом КазНИПИнефть.
Месторождение Кумколь расположено в центральной части Ащисайской
системы палеозойских горст–антиклиналей и представлено в виде вытянутой
антиклинальной складки с простиранием с СЗ на ЮВ.
Месторождение Кумколь открыто Производственным геологическим
объединением Южказгеология в 1984 году. Первый приток нефти был получен
из неокомских и юрских отложений при бурении поисковой скважины 1.000000
Разведочными и поисковыми скважинами в 1984-1985 гг. выявлены залежи
нефти и газа в терригенных отложениях нижнего неокома, верхней и средней
юры.
По результатам комплексной интерпретации данных сейсморазведки 3Д,
проведенной в северной и южной частях месторождения, и бурения, уточнено
геологическое строение по отражающим горизонтам III-1 и IIar, в основном на
периферийных частях структуры. Также были уточнены местоположение и
протяженность тектонических нарушений.
В настоящее время на структурной карте по отражающему горизонту III-1,
приуроченному к кровле нефтенасыщенных пластов кумкольской свиты верхней
юры (продуктивный горизонт Ю-I), поднятие представляет собой антиклинальную
складку, осложненную двумя (F1, F2) тектоническими нарушениями (рисунок
1.1.1), которые трассируются по всем юрским продуктивным горизонтам.
Нарушение F1 установлено на северо-западной периклинальной части поднятия с
максимальной амплитудой до 30м. Нарушение F2 ограничивает складку с
востока, постепенно затухая к северу площади Размеры структуры в пределах
замкнутой изогипсы –1200 м составляют 21.0*8.5 км и амплитуда порядка 130
м.
Структурная карта по отражающему горизонту IIar характеризует строение
нижненеокомских отложений и совпадает с кровлей Арыскумского горизонта
(продуктивный горизонт М-1). Структура, оконтуренная изогипсой –990 м,
представляет собой двухсводовую линейную антиклинальную складку с размерами
15.0*5.0 км.
Нарушение F1 прослеживается и в этом комплексе отложений, а восточное
крыло структуры осложняется флексурой, в плане совпадающей с тектоническим
нарушением F2, секущим юрские отложения.
На структуре Кумколь вскрыты отложения мезозой-кайнозойского возраста,
залегающими на выветрелой поверхности фундамента ранне-протерозойского
возраста. В разрезе меловых отложений выделяется, арыскумский горизонт,
содержащий два продуктивных горизонта: М-I и М-II. В верхнеюрских
отложениях (кумкольская свита) содержится три продуктивных горизонта: Ю-I,
Ю-II, и Ю-III, в средней юре (дощанская свита) – один продуктивный горизонт
- Ю-IV.
За основу структурных построений принята геологическая модель
месторождения созданная по данным сейсмики 3Д. По каждому продуктивному
горизонту дана характеристика залежей и обоснование водонефтяных контактов.
Построен профильный разрез продуктивной толщи, в направлении с юга на
север.0
Положение водонефтяных контактов по всем залежам не изменилось, однако
за счет структурных построений по результатам разбуривания северной части
месторождения по некоторым горизонтам произошло незначительное как
увеличение, так и уменьшение площади нефтеносности.
Колебание водонефтяного контакта по площади залежи нефти М-I горизонта
месторождения Кумколь происходит в пределах 11 м (-981 м – 992 м).
Изменение водонефтяного контакта М-II горизонта - в пределах –991 м –999 м.
Залежи нефти в Ю-I и Ю-II горизонтов имеют близкие по абсолютным
отметкам водонефтяные контакты. Изменение водонефтяного контакта по залежи
Ю-I горизонта происходит в пределах абсолютных отметок –1194 м –1201 м, а
по Ю-II горизонту –1192 м –1203 м.
Положение водонефтяного контакта по Ю-III горизонту фиксируется в
пределах абсолютных отметок -1189 м –1201 м, а принятые значения ВНК по
Ю - IV горизонту находятся в пределах абсолютных отметок – 1185 м – 1199
м.
Колебание раздела нефть-вода по всем горизонтам связано со сложным
строением природного резервуара, вызванным частым замещением коллекторов
непроницаемыми породами.
1.1.2 Коллекторские свойства продуктивных объектов
На месторождении Кумколь установлена промышленная нефтегазоносность
нижненеокомского и верхнеюрского подкомплексов.
В нижненеокомском нефтеносном подкомплексе выделяются два продуктивных
горизонта М-I и М-II (I эксплуатационный объект), которые хорошо
коррелируются и уверенно выделяются по данным ГИС. Нижнемеловые горизонты М-
I и М-II разобщены глинистыми разделами толщиной от 8 м до 20 м.
В юрских отложениях выделяются четыре продуктивных горизонта: Ю-I и Ю-
II горизонты (II эксплуатационный объект), Ю-III горизонт (III
эксплуатационный объект), толщина глинистых разделов между ними колеблется
от 2 м до 16 м. Ю-IV горизонт (IV эксплуатационный объект) отделяется
от вышележащего пачкой глин толщиной от 40 м на юго-востоке до 10 м на
юго-западе. Такое колебание связано с размывом среднеюрских отложений. Все
юрские горизонты содержат газовые шапки.
В данном разделе приводятся результаты статистических обработок
полученных значений толщин, емкостно-фильтрационных свойств и
нефтегазонасыщенности коллекторов по данным ГИС и керну, а также
коэффициентов неоднородности продуктивных горизонтов. Характеристики толщин
анализировались раздельно по зонам продуктивных горизонтов, характеристика
емкостно-фильтрационных свойств и их неоднородностей проводилась по
горизонтам.
В таблице 1.1.2.1 приведены параметры неоднородности продуктивного
разреза по горизонтам.
Таблица 1.1.2.1- Статистические показатели характеристик неоднородности
пластов
Горизонт Коэффициент Коэффициент Коэффициент
песча-нистости, доли рас-члененности, долираспространения,
ед. ед. доли ед.
среднее вариации среднее вариации
М-I 0,602 0,063 4,2 0,261 1
М-II 0,676 0,057 7,0 0,255 1
Ю-I 0,581 0,135 3,9 0,243 1
Ю-II 0,733 0,069 2,4 0,234 0,98
Ю-III 0,769 0,034 2,8 0,288 0,97
Ю-IV 0,625 0,202 5,0 0,264 0,95
Из таблицы 1.1.2.1 видно, что повсеместное распространение имеют М-I,
М-II и Ю-I горизонты, наименее распространенным является Ю-IV горизонт.
Горизонт М-I. Флюидоупором М-I горизонта являются глинистые и
карбонатные алевролиты и глины толщиной до 170 м (приложение 3). Средняя
общая толщина горизонта составляет 21,2 м. В горизонте в среднем
прослеживается до 4 пластов-коллекторов (коэффициент расчлененности
составляет 4,2). Во многих скважинах выделяется по одному пласту-
коллектору, приуроченному к различным частям горизонта, максимальное
количество выделенных пластов-коллекторов – 11, отмечается в двух скважинах
1087, 1089. По площади пласт-коллектор распространен повсеместно
(коэффициент распространения равен 1). Коэффициент песчанистости составил
0,602 (таблица 2.2.1).
Среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины в целом по М-I
горизонту – 8,3 м при минимальном 0.7 м (скважина 2243) и максимальном 18,6
м (скважина 2116) (таблица1.1.2.1).
Горизонт М-II отделяется от вышележащего глинистой пачкой толщиной до
20 м. Общая толщина горизонта в среднем составляет 64,4 м (приложение 4).
Горизонт характеризуется наибольшей расчлененностью (коэффициент
расчленения равен 7,0). Максимальное количество выделенных пластов-
коллекторов достигает 16 в скважине 412. Коэффициент песчанистости равен
0,676, коэффициент распространения – 1 (таблица 1.1.2.1).
Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 (скважина 2148)
до 13,4 м (скважина 2090) и в среднем составляет 5,9 м (таблица 1.1.2.2).
Горизонт Ю-I отделяется от М- II горизонта пачкой глин толщиной до 100
м. Средняя общая толщина горизонта составляет 12,8 м (приложение 5).
В его пределах в среднем выделяется до 4 пластов-коллекторов. Во многих
скважинах прослеживается по одному пласту-коллектору, приуроченному к
различным частям горизонта, а в скважине 2114 количество выделенных пластов-
коллекторов достигает 8. Коэффициент расчлененности равен 3,9, коэффициент
распространения 1, коэффициент песчанистости составил 0,581 (таблица
1.1.2.1).
Эффективная нефтенасыщенная толщина в среднем равна 6,2 м, при
изменениях от 0,4 м (скважина 2257, 3035) до 16,2 м (скважина 2116).
Эффективная газонасыщенная толщина колеблется от 0,6 до 14,6 м и в среднем
равна 7.0 м (таблица1.1.2.2).
Опытный участок для испытания технологии приконтурного заводнения
предлагается организовать на западе залежи, и по площади ограничить линией,
проходящей через скважины 25, 2194, 2175, 3095, 2158, 2157, 2156, 14, 2154,
2153, 2152, 2151, 2168.
Таблица 1.1.2.2- Характеристика толщин пластов
Гори-Тол-щинНаименование Зоны горизонта В целом
зонт а по
гори-зо
нту
Газо-вгазонефнефтя-Водоне-
ая - ная тяная
тево-дя
ная
1 2 3 4 5 6 7 8
М-I Общая Средняя, м 18,7 22,6 21,2
Коэф. вариации, доли ед 0,094 0,064 0,075
Интервал изменения, м 4,0-298,7-36,4,0-36,
,6 6 6
Эффек- Средняя, м 11,7 12,6 12,2
тивная
Коэф. вариации, доли ед 0,053 0,064 0,073
Интервал изменения, м 4,0-185,0-21,4,0-21,
,6 3 3
Нефте- Средняя, м 11,7 6,2 8,3
насыщен
ная
Коэф. вариации, доли ед 0,053 0,223 0,211
Интервал изменения, м 4,0-180,7-12,0,7-18,
,6 5 6
продолжение таблицы 1.1.2.2
1 2 3 4 5 6 7 8
М-II Общая Средняя, м 64,4 64,4
Коэф. вариации, 0,032 0,032
доли ед
Интервал 9,2-88,8 9,2-88,
изменения, м 8
Эффек- Средняя, м 46,9 46,9
тивная
Коэф. вариации, 0,050 0,050
доли ед
Интервал 9,2-73,6 9,2-73,
изменения, м 6
Нефте- Средняя, м 6,1 6,1
насыщен
-
ная
Коэф. вариации, 0,381 0,381
доли ед
Интервал 0,6-13,4 0,6-13,
изменения, м 4
Ю-I Общая Средняя, м 13,8 15,8 12,3 13,8 12,8
Коэф. вариации, 0,0400,056 0,192 0,143 0,166
доли ед
Интервал 8,2-16,8-22,8 0,4-235,2-26,3 0,4-26,
изменения, м 8,8 ,0 3
Эффек- Средняя, м 9,5 9,0 6,6 6,4 7,0
тивная
Коэф. вариации, 0,0800,073 0,221 0,064 0,202
доли ед
Интервал 5,7-15,7-17,2 0,4-163,3-9,5 0,4-17,
изменения, м 4,6 ,2 2
Нефте- Средняя, м 4,4 6,6 3,7 6,2
продолжение таблицы 1.1.2.2
1 2 3 4 5 6 7 8
насыщенКоэф. вариации, 0,488 0,221 0,154 0,264
ная доли ед
Интервал 0,4-11,7 0,4-161,2-6,9 0,4-16,
изменения, м ,2 2
Газона-Средняя, м 9,5 4,6 7,0
сыщен-
ная
Коэф. вариации, 0,0800,177 0,214
доли ед
Интервал 5,7-10,6-7,7 0,6-14,
изменения, м 4,6 6
Ю-II Общая Средняя, м 9,9 11,0 9,3 11,8 9,7
Коэф. вариации, 0,2850,078 0,165 0,095 0,153
доли ед
Интервал 0,6-15,6-14,4 0,6-194.6-21.2 0,6-21.
изменения, м 3,8 ,9 2
Эффек- Средняя, м 4 6,5 9,1 6,9 7,2 7,0
тивная
Коэф. вариации, 0,2710,052 0,170 0,115 0,165
доли ед
Интервал 0,6-15,6-12,7 0,6- 3,2-13,4 0,6-18,
изменения, м 1,1 18,6 6
Нефте- Средняя, м 5,2 6,9 3,6 6,3
насы-ще
н-
ная
Коэф. вариации, 0,328 0,170 0,358 0,245
доли ед
Интервал 1,6-11,7 0,6-180,6-10,2 0,6-18,
изменения, м ,6 6
Газона-Средняя, м 6,5 3,9 5,2
сыщен-
ная
Коэф. вариации, 0,2710,295 0,357
доли ед
Интервал 0,6-11,0-6.9 0,6-11,
изменения, м 1,1
продолжение таблицы 1.1.2.2
1 2 3 4 5 6 7 8
Ю-III Общая Средняя, м 14,1 15,5 17,5 16,1
Коэф. вариации, 0,014 0,113 0,067 0,095
доли ед
Интервал 11,7-15,22,7-309,9-32,6 2,7-32,
изменения, м ,8 6
Эффек- Средняя, м 11,1 12,3 13,4 12,6
тивная
Коэф. вариации, 0,028 0,114 0,060 0,097
доли ед
Интервал 9,0-13,6 1,8-226,8-22,2 0,8-22,
изменения, м ,3 3
Нефте- Средняя, м 5,8 12,3 7,4 10,6
насыщен
-
ная
Коэф. вариации, 0,046 0,114 0,231 0,197
доли ед
Интервал 4,4-7,0 1,8-220,6-15,6 0,6-22,
изменения, м ,3 3
Газона-Средняя, м 5,3 5,3
сыщен-
ная
Коэф. вариации, 0,157 0,157
доли ед
Интервал 2,4-8,1 2,4-8,1
изменения, м
Ю-IV Общая Средняя, м 35,3 18,6 26,2
Коэф. вариации, 0,197 0,615 0,428
доли ед
Интервал 2,6-66,0 2,2-52,4 2,2-66,
изменения, м 0
Эффек- Средняя, м 12,0 8,6 10,1
тивная
продолжение таблицы 1.1.2.2
1 2 3 4 5 6 7 8
Коэф. вариации, 0,189 0,558 0,377
доли ед
Интервал 2,6-23,2 2,2-23,0 2,2-23,
изменения, м 2
Нефте- Средняя, м 5,7 2,9 3,9
насыщен
-
ная
Коэф. вариации, 0,213 0,415 0,466
доли ед
Интервал 1,6-9,1 0,6-7,4 0,6-9,1
изменения, м
Газона-Средняя, м 3,3 3,3
сыщен-
ная
Коэф. вариации, 0,185 0,185
доли ед
Интервал 1,2-6,5 1,2-6,5
изменения, м
В данной работе, на территории опытного участка построены два
профильных разреза по линиям II – II (продольный) и III – III (поперечный),
выполненных с помощью программного комплекса Petra (приложение 2). Линии
скважин для профилей были подобраны по принципу: добывающая –
нагнетательные – добывающая.
Целью этих построений является: детализация строения пластовых
резервуаров, в которую входит детальная пластовая корреляция по схеме
расчленения продуктивного разреза, принятого в работе [1], уточнение
гидрогеологической характеристики и движения фильтрационных потоков.
Горизонт Ю-II от вышезалегающего горизонта отделяется глиной порядка 10
м. Максимальная толщина горизонта достигает 21.2 м (скважина 2268). В
разрезе горизонта выделяется от 1 до 8 пластов-коллекторов (скважина 2131),
отделенных друг от друга глинистыми разделами.
Горизонт распространен повсеместно, за исключением восьми скважин, где
коллектор отсутствует (приложение 6). Коэффициент распространения
коллекторов равен 0,98. Коэффициент расчлененности по горизонту составляет
2,4 (таблица 1.1.2.1). Коэффициент песчанистости 0,733.
Эффективная нефтенасыщенная толщина горизонта изменяется от 0,6 м
(скважины 2175, 2257) до 18,6 м (скважина 1037), в среднем составляя 6,3 м
(таблица 1.1.2.2). Эффективная газонасыщенная толщина варьирует от 0,6
(скважины 412) до 11,1 м (скважина 1033) и средняя толщина равна 5,2 м.
Горизонт Ю-III от вышезалегающего Ю-II горизонта отделяется пачкой глин
толщиной до 10 м. Общая толщина горизонта в среднем составила 16,1 м
(приложение 7). Количество пропластков в скважине 2212 достигает 8.
Коэффициент расчлененности по горизонту равен 2,8. В 6 скважинах пласт-
коллектор полностью замещен глинистыми разностями. Коэффициент
распространения равен 0,97 (1.1.2.1). Коэффициент песчанистости, составил
0,769.
Эффективная нефтенасыщенная толщина горизонта изменяется от 0,6 м
(скважина 2212) до 22,3 м (скважина 1037) и в среднем равна 10,6 м (таблица
1.1.2.2). Эффективная газонасыщенная толщина варьирует от 2,4 (скважина
3033) до 8,1 м (скважина 1032) и средняя толщина составляет 5,3 м.
Горизонт Ю-IV отделяется от вышележащего Ю-III пачкой глин, толщина
которой изменяется от 10 м на юго-западе до 40 м на юго-востоке, что
связано с размывом средне-юрских отложений (приложение 8).
Толщина горизонта варьирует от 66 м (скважина 4002) до полного размыва
в юго-западной части структуры (скважины 17, 19).
Количество пластов-коллекторов в некоторых скважинах достигает 14.
Наиболее выдержанными являются два верхних пласта-коллектора. В скважинах
50, 330, 331, 431, 1022 происходит полное замещение коллекторов
непроницаемыми породами. Коэффициент распространения Ю-IV горизонта равен
0,95 (таблица1.1.2.1). Горизонт характеризуется большой расчлененностью
(коэффициент расчлененности 5,0), коэффициент песчанистости в среднем
составляет 0,625
Эффективные нефте и газонасыщенные толщины в среднем по горизонту
составляют 3,9 и 3,3 соответственно (таблица 1.1.2.2).
Средние значения пористости, проницаемости, начальной нефтенасыщенности
пород-коллекторов по горизонтам (база ГИС АО “НИПИнефтегаз”, июль 2005г.)
при их определении по керну представлены в таблице 1.1.2.3
Таблица 1.1.2.3 - Средние значения проницаемости, пористости и
начальной нефтенасыщенности пород-коллекторов по керну
Наименование Проницае-мостПористость, Начальная
ь, мкм2 доли ед. нефтенасыщен-ност
ь, доли ед.
1 2 3 4
М-I
количество скважин 7 7
количество определений 34 34
среднее значение 3.6403 0.311 0.820.78*
коэффициент вариации 0.82263 0.00026
интервал изменений 0.0102-1.24130.196-0.267
М-II
количество скважин 5 5
Количество определений 71 71
среднее значение 1.0732 0.265 0.770.7*
коэффициент вариации 1.3043 0.0158
интервал изменений 0.0022-7.000 0.197-0.317
Ю-I
Количество скважин 19 19
Количество определений 94 94
среднее значение 0.3092 0.241 0.700.64*
продолжение таблицы 1.1.2.3.
1 2 3 4
коэффициент вариации 3.9669 0.0338
интервал изменений 0.0022-4.950 0.161-0.342
Ю-II
количество скважин 19 19
количество определений 98 98
среднее значение 0.8107 0.235 0.750.62*
коэффициент вариации 7.9627 0.03141
интервал изменений 0.0021-15.1490.168-0.333
Ю-III
количество скважин 17 17
количество определений 118 118
среднее значение 0.3356 0.231 0.710.61*
коэффициент вариации 2.5279 0.0216
интервал изменений 0.002-3.115 0.163-0.318
Ю-IV
количество скважин 5 5
количество определений 16 16
среднее значение 0.1705 0.228 0.670.60*
коэффициент вариации 5.5997 0.0323
интервал изменений 0.003-1.655 0.186-0.329
Примечание - *- по зависимости Sво=0.9118*Кпр^-0.196 по зависимости
Sво=0.022*Кп^-1.9596
1.1.3 Свойства и состав нефти, газа и воды
Физико-химическая характеристика нефти продуктивных горизонтов получено
по 111 поверхностным пробам, подавляющая часть которых проанализирована в
ЦЛ ПГО “Южказгеология”, и по 27 глубинным пробам.
Нефти юрских и меловых отложений постоянны по своему составу. Они легие-
ρ²º4=0,8154 в горизонте Ю-IV и 0,8222-0,8355 в остальных горизонтах 36-48%,
в горизонтах М-I-II около 45%, в том числе бензиновых (до 200º)
соответствинно20-27 и 25%. Нефть низкосмолистая (асфальтено-смолистых
веществ 5,1-72%)высокопорафинистая (10,12%) при содержании парафина в
отдельных пробах от 16 до менее 10%. По заключению ИХН и ПС МН и ВО РК она
относится к парафинистой, так как из нее может быть получено летнее
дизельное топливо без предварительной депарафинизации. По данным ИХН и ПС
МН и ВО РК, ЦЛ ЮКГУ, ЦЛ ПГО ГНГГ нефть малосернистая (содержание серы до
0,52%). Содержание базовых масел в юрской нефти около 20%, и меловой более
21% на нефть.
Нефть состоит преимущественно из углеводорода парафинового ряда,
содержание которого в светлой фракций составляет 60-77%. Содержание
нафтеновых углеводородов на всю нефть достигает 17-30%, ароматических-8-
14%.
По данным Института ядерной физики НЯЦ РК содержание
микроэлементов в нефти незначительно и промышленного интереса не
представляет.
Температура застывания нефти 12-16ºС, в отдельных пробах до 22ºС.
Исследования, проведенные в ИХН и ПС МН и ВО РК, показали снижения
температуры застывания до 4-6ºС после предварительного нагревания до 40ºС и
(-4) – (-6)ºС после прогрева до 80ºС, а также повышения температуры
застывания после хранения нефти и закрытой таре в неотапливаемом помещение.
Динамическая вязкость нефти меловых горизонтов в стандартных условиях 9-
11 м Па*с, юрских 12-19 м Па*с, кинематическая вязкость соответственно 11-
13 и 13-20 мкм²с при 7ºС до 3,42-3,91 мкм²с при 60ºС.
Свойства и состав газов, растворенного в нефти, изучено по 66 пробам,
свободных газов шапок-по 8 пробам.
Компонентный состав газа, растворенного в нефти , по данным
анализов изменяется по площади в основном по содержанию метана и ТУ. Газы
неокомских залежей отличаются от юрских низким содержанием метана (17,8-22%
против 44,4-61,2%), более высокой консентрацей тяжелых углеводородов и
азота. Содержания гелия по 18 анализам в среднем 0,035%.
Состав свободного газа в газовых шапках горизонтов Ю-I, Ю-II и Ю-
IV по сравнению с растворным газом отличается повышенным содержанием метана
(56,7-77,9), азота (10,7-14,1) по 8 анализам. Поправка на отклонения от
идеального газа для газовой шапки в горизонтах Ю- IV составила 1,330, в
горизонтах Ю-I и Ю-II-1,337 поправка на темпиратуру-0,9.
1.1.4 Запасы нефти и газа
Запасы нефти и газа растворенного в нефти, месторождения Кумколь по
состоянию изученности на 15.05.1987 г. были утверждены Государственной
комиссией по запасам полезных ископаемых СССР в 1987 году (протокол №
102834 от ноября 1987 г.).
Запасы нефти по месторождению, утвержденные ГКЗ СССР и учтенные в
Государственном балансе полезных ископаемых в 1987 году оценивались по
материалам бурения и опробования 41поисковых и разведочных скважин.,
позволившим установить во вскрытом разрезе продуктивность 6 горизонтов М-I,
М-II, Ю-I, Ю-II, Ю-III и Ю-IV. Было выявлено 2 нефтяные залежи,
приуроченные к М-I, М-II горизонтам и 4 нефтегазовые залежи приуроченные к
Ю-I, Ю-II, Ю-III и Ю-IV горизонтам.
В 2001 году запасы нефти и газа были пересчитаны в рамках работы по
Авторскому надзору по состоянию на 01.01.2001года. Был выполнен отчет по
переводу запасов нефти из категории С1 в категорию В на базе 477 скважин, в
том числе 167 скважена 10 апреля 2002года).
В настоящей работе, выполненной по состоянию на 01.07.2005 г, по
материалам 303 скважин, пробуренных на территории АО Тургай-Петролеум
произошли изменения в представлении о геологической структуре
месторождения. Кроме того, появились новые данные о емкостно-
фильтрационных свойствах и нефтегазонасыщенности коллекторов, как по ГИС,
так и по лабораторным исследованиям керна, что позволяет не только уточнить
общую величину запасов нефти, но и изучить структуру запасов по степени их
участия в выработке.
В таблице приведены, оцененные по состоянию на 01.07.2005 года,
начальные геологические запасы нефти и растворенного газа по всем
выявленным залежам.
Исходя из разбуренности и изученности нефтяных залежей запасы нефти и
растворенного газа оценены по категориям В и С1.
Начальные геологические запасы нефти в целом по месторождению, по
территории АО Тургай-Петролеум, составили 86331 тыс.т, растворенного газа
- 7943 млн.м3, что на 7,6% и 3,3%, соответственно больше запасов нефти и
растворенного газа, посчитанных в отчете по переводу запасов из категории
С1 в категорию В.
Увеличение запасов нефти по сравнению с утвержденными в ГКЗ СССР
произошли за счет уточнения строения природного резервуара по результатам
разбуривания залежей по эксплуатационной сетке, предусмотренной
Технологической схемой разработки. Все это привело к уточнению
нефтенасыщенных толщин, фильтрационно-емкостных характеристик коллекторов и
нефтегазонасыщенности.
Следует обратить внимание на то, что использование материалов по
эксплуатационным скважинам позволило увеличить объём информации в два раза,
что говорит о надёжности принятых для подсчёта параметров.
В таблице приведены результаты подсчета начальных геологических запасов
нефти и растворенного в нефти газа по опытному участку Ю-I и Ю-II
горизонтов, на основе материалов обоснованных и использованных в отчете по
переводу запасов нефти из категории С1 в категорию В.
1.2 Система разработки месторождения
1.2.1 Анализ текущего состояния разработки
В целом по месторождению при сравнении проектных и фактических
показателей за 2004г. и за первое полугодие 2005г. наблюдается
незначительное отставание по уровню добычи нефти. В 2004г. фактическая
добыча нефти по месторождению составила 3378.6 тыс.т, при проектном
показателе 3400.7 тыс.т. За первое полугодие 2005г. добыто 1595.8 тыс.т
нефти, при проекте 1763.3 тыс.т.
Среднегодовая обводненность по месторождению на дату анализа на уровне
проектной, составляет 42.6%.
Фонд добывающих скважин по месторождению в 2004г. меньше проектного
показателя на 2 ед. (232 ед.), на дату анализа - на уровне проектного (236
ед.).
За анализируемые годы наблюдается отставание по объемам закачке воды в
пласт, так в 2004г. при проекте 4847.9 тыс.м3 факт составил 4076.8 тыс.м3,
а на середину 2005г. фактическая закачка воды составила 2297.3 тыс.м3 при
проекте 2663.1 тыс.м3. Данный факт объясняется отставанием фонда
нагнетательных скважин от проектного: в 2004г. на 4 ед.(45 скважин), в
2005г. - на 11 ед. (44 скважин). За счет уменьшения объемов закачки воды
текущая компенсация отборов на дату анализа ниже проектной и составляет
63.3% (при проекте 84.2%).
Ниже приведено более подробное сравнение фактических и проектных
показателей по объектам разработки.
I объект разработки (горизонты М - I + M - II)
Фактическая добыча нефти по объекту за анализируемые годы превышает
проектный показатель и составляет в 2004г. - 1120.4 тыс.т при проекте
1019.6 тыс.т, в 2005 г. - 559.5 тыс.т нефти при проекте 535.0 тыс.т.
Превышение проекта по добыче нефти объясняется превышением
эксплуатационного добывающего фонда на 4 ед.- в 2004г., на 6 ед. - в
2005г., и относительно высокими среднесуточными дебитами скважин.
Среднесуточный дебит скважин по нефти в 2004г. равен 69.9 тсут при проекте
55.1 тсут, в 2005г. - 52.4 тсут, что не много ниже проектного значения 55
тсут.
Обводненность по объекту на дату анализа составила 55% при проекте
50.8%. Причинами увеличения обводненности продукции являются:
1. нарушение технического состояния скважин (негерметичность колонны,
цементного моста);
2. прорывы нагнетаемых вод;
3. подъем ВНК.
При поддержании пластового давления заводнением неизбежно происходит
обводнение добываемой продукции из-за прорыва вод по высокопроницаемым
пропласткам эксплуатируемого объекта. В добывающих скважинах №№ 8р, 1032,
1045, 1046, 1047, 1052, 1056, 1067, 1079, 1087, 2113, 3060 обводняемых от
нагнетаемых вод, необходимо провести водоизоляционные работы с
использованием вязко-упругих составов на основе полимеров (закачка ВУС),
так как из объема добытой жидкости вышеперечисленных скважин за первое
полугодие 2005 года, доля нефти в них составила всего 10.3%.
О подъеме ВНК свидетельствует высокая обводненность скважин,
расположенных вблизи краевых вод (95-98%). Это добывающие скважины №№1050,
1055, 1056, 1064, 1074, 23р, в которых необходимо выполнить мероприятия по
изоляции воды, доля нефти из объема добытой жидкости по этим скважинам
составляет всего 13%.
По закачке воды наблюдается превышение проекта над фактом: в 2004г.
фактически закачано 1099.6 тыс.м3 воды при проекте - 1017 тыс.м3, в 2005г.
закачано 662.5 тыс.м3 при проекте 660.8 тыс.м3. При этом нагнетательный
фонд скважин ниже проектного соответственно на 3 и 5 ед
II объект разработки (горизонты Ю - I + Ю - II)
По II объекту разработки наблюдается отставание от проекта по годовой
добыче нефти. Так в 2004г. фактическая добыча нефти составила 1526.3 тыс.т
при проектном уровне 1717.8, за первое полугодие 2005г. добыто 735.2 тыс.т
нефти при проекте 915 тыс.т.
Несоответствие в уровнях добычи нефти связано с несвоевременным вводом
новых добывающих скважин. Так на конец 2004г. эксплуатационный фонд
добывающих скважин составил 116 ед. при проекте 121 ед., в 2005г. при
проекте 122 ед. факт составил 117 ед.
Обводненность добываемой продукции в 2004г. достигла 19.5% (по проекту
– 25%), к середине 2005г. - 28.8% при проектной обводненности 31.9%.
Среднесуточные дебиты нефти добывающих скважин ниже проектных. В 2004г. при
проектном дебите 47.1 тсут, фактический составил 40.9 тсут. В 2005 г.
фактический дебит снизился до 36.5 тсут при проекте 46.9 тсут.
Фактическая закачка воды за 2004г. ниже проектного значения и составила
1730.9 тыс. м3 при проекте 2670 тыс.м3, к середине 2005г. закачка составила
1032.3 тыс.м3 при проекте 1545.1 тыс.м3. Это объясняется низкими
приемистостями нагнетательных скважин, при практически неизменном
нагнетательном фонде. В 2004г. фактическая приемистость составила 217.5
м3сут при проекте 279.3 м3сут, на дату анализа приемистость
нагнетательных скважин составила 246.6 м3сут при проекте 283 м3сут.
Таким образом, разработка по данному объекту отстает от проекта.
Текущий КИН на 01.07.2005г. составил 16.9% при проекте 20.6%.
III объект разработки (горизонт Ю - III)
По III объекту в 2004г. наблюдается превышение проектного уровня по
добыче нефти. Фактическая добыча нефти составила 722.4 тыс.т при проектной
642.4 тыс.т, на 01.07.2005 добыто 301.7 тыс.т при не много ниже проектного
значения 304.8 тыс.т.
По данному объекту отмечается низкая обводненность добытой продукции: в
2004г. при проекте 40.7% факт составил 33.7%, на дату анализа - 40% при
проекте 51.3%. Соответственно выше среднесуточные дебиты нефти действующих
скважин. Так в 2004г. фактический дебит был равен 42.3 тсут, при проекте
37 тсут. В 2005г. дебит нефти, снизился до 34.6 тсут, но на уровне
проектной - 34.8 тсут.
Фактическая закачка воды в пласт в 2004г. выше проектной, составила
1246.3 тыс.м3 при проекте 1160.8 тыс.м3, за полугодие 2005г. составила
602.5 тыс.м3 при проекте 657.3 тыс. м3.
С увеличением объемов закачиваемой в пласт воды возросла и текущая
компенсация отборов закачкой, которая составляет 80.7% в 2004г., и 87.2% на
дату анализа при проекте 80.4%.
IV объект разработки (горизонт Ю - IV)
На дату анализа данный объект разрабатывается двумя скважинами 412 и
4002.
За 2004-2005г.г. по добыче нефти наблюдается значительное отставание от
проекта при неизменном добывающем фонде скважин. За 2004г. фактическая
добыча составила 9.6 тыс.т при проектном уровне 21 тыс.т, за полугодие
2005г. добыча составила 100 т при проектном 8.6 тыс.т.
Отставание по добыче нефти связано с увеличением обводненности
добываемой продукции. В 2004г. обводненность составила 61.3% при проекте
51.2%, а к середине 2005г. она возросла до 70.8% при проектном показателе
59.7%. По результатам ГИС увеличение обводненности происходит из-за
негерметичности колонны и цементного моста.
Соответственно снизились среднесуточные дебиты нефти действующих
скважин. Так в 2004г. фактический дебит был равен 13.8 тсут, при проекте
29.4 тсут. В 2005г. дебит нефти снизился до 0.2 тсут, при проекте 24
тсут.
Закачка воды в пласт по объекту проектом не предусмотрено.
1.2.2 Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов,
технологических показателей разработки
Разбуривание северной части месторождения Кумколь, территории АО
ТУРГАЙ-ПЕТРОЛЕУМ началось в 1995 г. На середину 2005г. разбурена
центральная и продолжается бурение северной части месторождения. Общий фонд
пробуренных скважин составляет 303 ед.
На 01.07.2005г. на месторождении в промышленной разработке находятся
четыре объекта: I (горизонты М-I+М-II), II (горизонты Ю-I+Ю-II), III
(горизонт Ю-III), IV (горизонт Ю-IV).
Из 303 скважин, пробуренных на территории АО ТП, 238 скважин
находятся в эксплуатационном добывающем фонде, в нагнетательном фонде - 44
скважины, в наблюдательном - 3 скважины №№ (4р, 1041, 1043), а также 11
водозаборных скважин, 4 наблюдательных ТВЗ скважин, одна скважина №25р в
консервации и 2 ликвидированные - №№ 2272, 2273.
Характеристика фонда в целом по территории и по объектам представлена в
таблице 1.2.2.1.
Таблица 1.2.2.1.- Состояние фонда скважин на 01.07.2005 года
(территория ТУРГАЙ-ПЕТРОЛЕУМ)
Категория скважин I II III IV Всего по
объектобъект объектобъектмест-ию
Добываю-щий Действую-щв т.ч. 0 27 14 1 42
фонд ий фонд фонтанные
1 2 3 4 5 6 7 8
ВШН 53 70 27 0 150
ЭЦН 10 14 3 0 27
ШГН 0 6 7 1 14
в простое 2 0 1 0 3
Итого действующ. фонд 63 117 51 2 233
Продолжение таблицы 1.2.2.1
1 2 3 4 5 6 7 8
В бездействии 2 0 0 0 2
В освоении 1 2 0 0 3
Итого добывающ. фонд 66 119 51 2 238
Нагнетательндействующий фонд 6 25 11 0 42
ый фонд
в простое 0 0 2 0 2
в бездействии 0 0 0 0 0
в освоении 0 0 0 0 0
Итого нагнетательный 6 25 13 0 44
фонд
В консервации 0 1 0 0 1
Наблюдательный фонд 3 0 0 0 3
Водозаборный фонд ... 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
