Разработка Кумкольского месторождения

Месторождение Кумколь открыто в феврале 1984 года, Южно-Казахстанской нефтеразведочной экспедицией ПГО «Южказгеология» Министерство геологии Республики Казахстан.

В 1985 году институтом «КазНИПИнефть» составлен проект эксплуатации месторождения Кумколь.

В 1987 году институтами ВНИГНИ, КазНИГРИ и Казахстанской опытно-методической были выполнены работы по подсчету запасов нефти и газа месторождения Кумколь по состоянию на 15 мая 1987 года.

Эксплуатационное бурение месторождения Кумколь начато в 1988 году в соответствии с положением проекта пробной эксплуатации месторождения.

Институтом «КазНИПИнефть» в 1988 году составлена «Технологическая схема разработки нефтяного месторождения Кумколь».

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 (серия МГ №296 нефть) для доразведки и добычи углеводородного сырья на площади Контрактного Участка месторождения Кумколь.

Месторождение: нефтяное месторождение Кумколь расположено в южной части Тургайской низменности, ограничено географическими координатами 46 0 25′ — 460 34′ с. ш. и 650 30′ — 650 43′ в. д. и в административном отношении входит в состав Улытауского района Карагандинской области (территория Жездинского района бывшей Жезказганской области) Республики Казахстан. Общая площадь территории месторождения Кумколь 23 143 га. Контрактная территория (территория отведенная АО «Кумколь-ЛУКойл») — неразбуренная и не обустроенная северо-западная часть месторождения Кумколь в координатах горного отвода. Площадь Контрактной территории углеводородного месторождения Кумколь составляет 15 881 га.

Для Кумкольской нефти характерно низкое содержание серы и асфальтенов, однако в ее составе присутствует 10-16 % парафина, 6-10 % смол, 52-55 % асфальтенов, 20-28 % масел и механических примесей, но по сравнению, например с Тенгизской нефтью Кумкольская нефть имеет незначительное количество агрессивных компонентов, то есть в составе нефти месторождения Кумколь в процентном соотношении доля сероводородов, углекислоты, намного меньше чем в Тенгизской нефти.

Несмотря на значительную удаленность месторождения от баз снабжения и сложные природные условия промышленная оценка его была завершена в короткие сроки. Расстояния от месторождения Кумколь до областных центров (до внесения изменений административно- территориального устройства от 27.05.1997 года) Кызылорда и Жезказган составляют соответственно 160 и 290 км.

17 стр., 8059 слов

Методы разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов

... нефтесодержащих коллекторов и физические свойства насыщающего флюида. Общие сведения о месторождениях высоковязких нефтей и природных битумов По наиболее широко используемой в мировой практике ... вкладывать значительные средства в разработку месторождений и переработку высоковязких нефтей. К сожалению, пока добыча природных битумов и высоковязких нефтей убыточна. Как всякое новое перспективное ...

1. ГЕОЛОГИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Общие сведения о месторождении

Вся деятельность компании АО «Тургай Петролеоум» по разведке и добыче осуществляется на территории 80 000 км2 в Южно-Тургайском бассейне на юге Центрального Казахстана. В настоящее время у АО «Тургай Петролеоум» 5 разведочных лицензионных территорий общей площадью около 16 тыс. км 2 . Всего АО «Тургай Петролеоум» имеет долю в 11 месторождениях.

Как правило, продуктивные зоны месторождений компании АО «Тургай Петролеоум» расположены на относительно небольшой глубине — от 760 до 1830 м, а некоторые из недавно пробуренных скважин достигли продуктивных слоев на глубине от 2300 м до 3550 м. Нефтеносные слои месторождений АО «Тургай Петролеоум» имеют высокую пористость и высокий уровень проницаемости, находящаяся в них нефть — легкая, малосернистая, с плотностью от 37° до 44° по шкале API и содержанием серы менее 0,4%. Эти благоприятные характеристики позволяют АО «Тургай Петролеоум» разрабатывать свои месторождения, вести добычу и перерабатывать нефть при низких затратах.

Месторождение Кумколь расположено в южной части Тургайской низменности, ограничено географическими координатами 46025′-46034′ с.ш. и 65030′-65043′ в.д. и административно входит в состав Жездинского района Кызылординской области Республики Казахстан (рис.1).

Ближайшим населенным пунктами являются железнодорожные станции Жалагаш (150 км), Жусалы (210 км), Карсакпай (180 км) и пос. Сатпаев (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 Жусалы-Ленинск.

Непосредственно в районе расположения месторождения местное население в летний период занимается отгонным животноводством (для этой цели площадь передана в аренду Кызылординской области).

Район экономически слабо освоен. На площади месторождения имеются только грунтовые дороги. Для обеспечения транспортной связи г. Кызылорда с месторождением Кумколь, согласно утвержденной схеме развития района, ведется строительство автодороги Кызылорда-Кумколь протяженностью 190 км.

В орографическом отношении площадь месторождения представляет собой степь с абсолютными отметками рельефа 106-169 м над уровнем моря.

Непосредственно территория месторождения Кумколь приурочена к поверхности обширной древней озерной котловины в виде неправильного овала вытянутой в субмеридиальном направлении. С северной и восточной сторон котловина обрамлена плато обрамленными 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.

14 стр., 6763 слов

Мамонтовское нефтяное месторождение

... величине среднего дебита нефти (26 т/сут) Мамонтовское месторождение превосходит в 1990 г. все остальные крупнейшие месторождения, включая Самотлор. Мамонтовское месторождение введено в разработку в 1970 г. на ... (нижний и среднеюрский отделы), абалакской и баженовской (верхнеюрский отдел) свит. Породы тюменской свиты залегают на размытой поверхности палеозойского фундамента и сложены аргиллитами с ...

К югу от месторождения расположен песчаный массив Арыскум, сложенный грядово-бугристыми полузакрепленными 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 с пресной водой.

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика

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

Нижний протерозой PR1

Гетерогенный фундамент протерозойского возраста вскрыт более чем в 15 скважинах и представлен в большинстве скважин серо-зелеными массивными гидрослюдистыми-каолинитовыми глинами (кора выветривания), постепенно переходящими в выветрелые кварц-биотитплагиоклазовые гнейсы. Лишь в скважине №3 вскрыты измененные метасамотиты. Породы сильно дислоцированы и ожелезнены. Наибольшая вскрытая толщина 245м. (скв.№2)

Мезозой-кайнозой Mz-Kz

Отложения мезозой-кайнозоя в пределах месторождения Кумколь расчленяются на два структурных подэтажа: юрский-тарфогенный и мелпалеогеновый-платформенный.

Тафрогенный (юрский) подэтаж:

В предыдущих работах юрские отложения на структуре Кумколь расчленялись на дощанскую, карагансайскую, кумкольскую (акшабулакскую) свиты.

Полученные новые данные о строении Арыскумского прогиба позволили установить выклинивание (типа подошвенного прилегания к фундаменту) отражающего горизонта ОГ-IY на южных и западных крыльях Кумкольского поднятия, почти по всей площади которого ранее выделялись карагансайская и дощанская свиты нижней-средней юры. Площадь Кумколь представляла единственный участок прогиба, на котором данные свиты в своем распространении по имевшимся представлениям выходят на территорию горст-антиклиналей разделяющих грабен-синклинали.

Отражающий горизонт ОГ-IY, являющийся наиболее ярким и динамически выраженным горизонтом, хорошо увязывается с кровлей карагансайской свиты, поэтому его вклинивание на крыльях структуры Кумколь не вызывает сомнений. Из вышесказанного следует, что стратиграфическое расчленение средне-юрского разреза по Кумкольскому поднятию сделано неверно и выделенные здесь отложения карагансайской и дощанской свит должны быть отнесены к осадкам кумкольской свиты.

3 стр., 1392 слов

Специфика формирования технологической части дипломного проекта

... с ограничением сроков реализации и оформления результатов. Роль технологической части дипломной работы Технологический раздел дипломной работы играет важнейшую роль в подготовке и оценке новоиспеченного специалиста. ... цикла и пр.). Какие источники информации кладут в основу технологической части дипломной работы? Технологическая часть ВКР представлена в виде всевозможных расчетов, схем и графиков, ...

Кумкольская свита (J3km) залегает на размытой поверхности фундамента и расчленяется на основе цикличности в осадконакоплении на три подсвиты: нижне(J3km1)-средне(J3km2)- и верхне(J3km3)-кумкольскую.

Общая толщина кумкольской свиты изменяется от первых десятков метров на горст-антиклиналях до 500-650м в грабен-синклиналях.

Кумкольская свита отличается низкими электрическими сопротивлениями пород по сравнению с более древними породами. В нижнекумкольской подсвите они составляют, в основном, 5-8 ом/м, в средне- и верхнекумкольской подсвитах 2.0-3.5 ом/м, для водоносных коллекторов они уменьшаются до 0.5-1 ом/м.

Возраст свиты по СПК Х и XI относится к оксфордскому и кимериджскому ярусам верхнеюрского отдела. С вышележащей преимущественно глинистой акшабулакской (ранее коскольской) она связана постепенным переходом, что затрудняет определение ее кровли.

Акшабулакская свита (Jза) расчленяется на нижнюю и верхнюю подсвиты. Нижняя подсвита сложена темно-серыми и зеленовато-серыми

глинами и глинистыми алевролитами с отдельными прослоями песчаника.

Верхняя подсвита сложена пестроцветными (серыми, серовато-зелеными, коричневыми, фиолетовыми, желтыми) глинами и глинистыми алевролитами с прослоями песчаника, количество которых возрастает в верхней части разреза. Местами в толще глин встречаются горизонты песчаника толщиной до 50 м, развитые локально и относимые к аллювиальным русловым отложениям. Нижняя сероцветная подсвита распространена неповсеместно (в грабен-синклиналях и в седловинах горст-антиклиналей).

По корреляции разрезов сероцветные и зеленоцветные породы переходят в пестроцветные, залегающие на кумкольской свите.

Электрическое сопротивление пород составляет 2-3.5 ом/м, уменьшаясь вниз по разрезу. Толщина свиты изменяется от 50-100 м на горст-антиклиналях до 950 м в грабен-синклиналях.

Возраст свиты по СПК XII относится к волжскому ярусу верхнего отдела юры.

Платформенный подэтаж.

К этому подэтажу относятся отложения мела и палеогена. Меловые отложения расчленены на нижний отдел в составе даульской свиты, сероцветной терригенно-карбонатной толщи, карачетауской и баймуратской свит, а верхний отдел в составе курганбекской, балапанской свит, толщи красноцветов верхнего турона и нижнего коньяка, пестроцветов и сероцветов сантона, сероцветов кампана и маастриха. Нижний отдел представлен, в основном, континентальными отложениями, а верхний морскими и континентальными, расчлененными по фауне и литологическим признакам, в частности, по окраске пород. В практике поисково-разведочных работ сложилось упрощенное расчленение меловых отложений, обусловленное, в основном, отсутствием реперов по ГИС для более детального расчленения. Разрез мела расчленен на даульскую свиту неокома, карачетаускую апта-нижнего-среднего альба, баймуратскую верхнего альба-сеномана и нерасчлененные отложения турона-сенона. Даульская свита (K1d) расчленяется на нижнедаульскую нижнего (KIпс1) и верхнедаульскую верхнего (КІпс2) неокома подсвиты.

Нижнедаульская подсвита расчленяется на два горизонта: нижний-арыскумский (К1а) и верхний (KІпc12).

Арыскумский горизонт (К1а) представляет базальную толщу нижнего мела, с перерывом, стратиграфическим и угловым несогласием, залегающую на отложениях верхней юры и фундамента горст-антиклиналей, разделяющих грабен-синклинали. Он сложен в кровле и в нижней половине песчано-аллювиальными и делювиальными отложениями, в подошве которых выделяются тонкие гравийные пласты, в средней части красноцветными глинистыми алевролитами. Толщина горизонта изменяется от 30-40 м до 123 м. В кровле этого горизонта повсеместно прослеживаются отражающий горизонт Па. Верхний горизонт нижнедаульской подсвиты представлен красноцветными глинами, иногда алевролитистыми. Толщина горизонта изменяется от первых десятков в бортах до 150 м. С кровлей его связан отражающий горизонт Па.

5 стр., 2140 слов

Экономическая часть дипломной работы строительство

... страниц. Презентация, представляющая отчет о выполненной дипломной работе и результаты работы. ПЕРЕЧЕНЬ ВОПРОСОВ, ПОДЛЕЖАЩИХ РАЗРАБОТКЕ В ПОЯСНИТЕЛЬНОЙ ЗАПИСКЕ Постановка задачи Общая часть Практическая часть, Экономическая часть, Заключение:, Приложения:, Список используемой литературы, ...

Арыскумский горизонт четко выделяется по ГИС, имеет высокое (до 10-15 ом/м) электрическое сопротивление при сопротивлении глин верхнего горизонта 1.5-2 ом/м, и высокие значения по НГК.

Верхнедаульская подсвита представлена красноцветными глинами, глинистыми алевролитами и слабосцементированными песчаниками (песками).

Последние преобладают в основании подсвиты, развиты в ее средней части. В верхней части преобладают глины и глинистые алевролиты с отдельными прослоями песчаника. Толщина подсвиты изменяется от первых десятков до сотен метров. В кровле свита трассируется ОГ-ІІІ.

Неокомский возраст даульской свиты обоснован фауной остракод, определениями спор и пыльцы, находками костей динозавров.

Карачетауская свита (К1кг) представлена сероцветными, преимущественно песчаными отложениями, в основании содержит горизонты гравелитов, в средней части слои темносерых глин, свита обогащена растительным детритом. В ней найдены фораминиферы, указывающие на накопление в прибрежно-морских и континентальных условиях. Толщина свиты 85-250 м. В распространении она уходит за пределы прогиба. В кровле свиты прослеживается ОГ-П. Свита выделяется высокими (до 30-40 ом/м) электрическими сопротивлениями и высокими значениями НГК.

Баймуратская свита (Ki-2a3-cm) сложена пестроцветными глинистыми алевролитами, глинами со слоями песчаника, развитыми преимущественно в ее средней части. Толщина свиты 50-150м. Она выделяется более низкими электрическими сопротивлениями и значениями НГК, повышенными ГК относительно карачетауской свиты и перекрывающих отложений турона-сенона. Возраст определяет СПК.

Турон-сенон (K2-t-sn) представлен пестроцветными в средней, сероцветными в низах и в верхней части преимущественно песчаными морскими и континентальными отложениями толщиной 370-600 м. Электрические сопротивления 6-20 ом/м.

Палеоген представлен карбонатными песчаниками и алевролитами, серыми глинами палеоцена, толщей серых и зеленовато-серых глин с горизонтом песчаного известняка в основании среднего эоцена и пестроцветными глинами (20-30 м) олигоцена. Возраст палеоцена и эоцена определен морской фауной континентального олигоцена — СПК. Толщина до 250 м. Палеоген выделяется низкими (3-4 ом/м) электрическими сопротивлениями карбонатных песчаников в основании разреза. Неоген-четвертичные отложения развиты неповсеместно, в основном, во внутренней части Арыскумского прогиба, представлены палевыми глинистыми алевролитами, суглинками, эоловыми песками толщиной до 60м.

1.3 Тектоника

Месторождение Кумколь находится в пределах Арыскумского прогиба Южно-Тургайской впадины, являющейся северо-восточной частью Туранской плиты.

23 стр., 11346 слов

Нефтегазовое дело» «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти

... «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти» Тема ... и фамилия студента 20 г. 4 РЕФЕРАТ Выпускная квалификационная работа 80 страниц, 15 рисунков, 21 таблиц, 19 источников. ДОБЫЧА НЕФТИ, РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ, ГОРИЗОНТАЛЬНАЯ СКВАЖИНА, МНОГОЗАБОЙНАЯ ГОРИЗОНТАЛЬНАЯ СКВАЖИНА, ... свита (K 1 mch) залегает на суходудинской свите. Разрез свиты ... скважин. В специальной части рассмотрены базовый вариант и ...

В пределах Арыскумского прогиба выделяется пять линейно-вытянутых грабен-синклиналей рифтового происхождения, разделенных между собой горстовыми поднятиями.

В структурном плане поднятие Кумколь расположено в южной наиболее погруженной части Сорбулакского горст-антиклинального выступа, разделяющего Акшабулакскую и Сарыланскую грабен-синклинали Арыскумского прогиба.

В районе Кумкольского поднятия в юрских отложениях по данным сейсморазведки прослеживаются две структурные поверхности. Первая из этих поверхностей совпадает с IIIа -отражающим горизонтом, приуроченным к кровле кумкольской свиты (на месторождении Кумколь эта кровля Ю-1 продуктивного горизонта).

Ко второй поверхности приурочен III1а-отражающий горизонт, который совпадает с кровлей среднекумкольской подсвиты верхней юры.

По кровле Ю-1 продуктивного горизонта размеры поднятия составляют 19.0 х 8.0 км по изогипсе — 1200 м, при амплитуде 120 м. Структура представляет собой вытянутую антиклиналь северо-западного простирания, ограниченная с востока тектоническим нарушением.

По данным эксплуатационного бурения восточное крыло антиклинали имеет более крутое погружение.

Структурные планы по IIIа и ІІІ1а- отражающим горизонтам совпадают.

Толщина кумкольской свиты (от поверхности фундамента до кровли Ю-1 горизонта) колеблется от 50 до 250 м. Уменьшение толщины отложений кумкольской свиты происходит за счет примыкания к воздымающей поверхности фундамента нижних частей разреза.

Толщина отложений Акшабулакской свиты (глинистая часть разреза верхней юры) колеблется от первых десятков до 100 и более метров. Однако, утончение Акшабулакской свиты происходит сверху, в результате регионального размыва в преднеокомское время.

В разрезе нижненеокомских отложений четко прослеживается отражающий горизонт IIа, совпадающий с кровлей Арыскумского горизонта (продуктивный горизонт M-I).

По IIа-отражающему горизонту структура Кумколь представляет собой двухсводовую линейную антиклинальную складку субмеридионального простирания со смещением к югу свода.

Размеры структуры составляют 14.5 х 4.5 км по изогипсе — 990 м, при амплитуде 40 м. Северный купол более пологий и имеет амплитуду 30 м.

По данным эксплуатационного бурения восточное крыло структуры (также как и по юрским горизонтам) имеет более крутое погружение.

При сопоставлении структурных планов меловых и юрских горизонтов, видно заметное выполаживание поверхностей меловых горизонтов.

1.4 Нефтегазоносность

В Арыскумском прогибе Южно-Тургайской впадины к настоящему времени открыто 14 месторождений нефти и газа. Одно из них крупное нефтяное месторождение Кумколь введено в эксплуатацию, а ряд месторождений (Майбулак, Арыскум, Акшабулак, Южный Кумколь, Нуралы, Кызыл-Кия и др.) закончены разведкой и подготовлены к разработке.

В Арыскумском прогибе залежи нефти и газа открыты в среднеюрских, нижненеокомских и верхненеокомских отложениях. Не исключается и промышленная нефтегазоносность нижнеюрского комплекса, чему способствует наличие коллекторов в этой части разреза и нефтегазопроявления по ряду скважин.

По стратиграфической приуроченности выявленных в Арыскумском прогибе нефтегазовых залежей можно выделить два нефтегазоносных комплекса: меловой и юрский. Каждый в свою очередь, состоит из подкомплексов. Меловой включает два: нижнеокомский и верхненеокомский, а юрский разделяется на три подкомплекса: нижний, объединяющий сазымбайскую и айбалинскую свиты; средний, представленный образованиями даульской и карагансайской подсвит и верхний, включающий кумкольскую и акшибулакскую подсвиты.

На месторождении Кумколь установлена промышленная нефтегазоносность нижненеокомского и верхнеюрского подкомплексов.

В нижненеокомском нефтяном подкомплексе выделяются два продуктивных горизонта M-I, M-II, которые хорошо коррелируются и уверенно выделяются по данным ГИС. Нижнемеловые горизонты M-I и M-II разобщены глинистыми разделами толщиной от 10 до 20 м.

К горизонту M-I приурочена нефтяная залежь, расположенная в интервале глубин 1061,7-1097,9 м. Высота залежи 36 м.

Залежь нефти пластовая, сводовая. Абсолютные отметки ВНК колеблются в интервале от -981,1 до 985,6 м. В ряде скважин (№№ 2052, 2077, 406, 1039), расположенных в западном крыле южного свода структуры установлены относительно небольшие отклонения отметок ВНК от -977,7 до -979,7 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 скважины №13) структуры.

Рассмотрение пластов M-I-A и М-1-Б, запасы которых ранее подсчитаны раздельно, привело к резкому уменьшению чисто нефтяной зоны (4).

К горизонту M-II приурочена водонефтяная пластово-массивная залежь. Интервал залегания 1095-1111 м. Высота залежи 15 м. Абсолютные отметки ВНК колеблются в интервале от -996,4 до 992,4 м (4).

В юрских отложениях выделяются продуктивные горизонты Ю-1 и Ю-П (II эксплутационный объект), которые в настоящем дипломе рассматриваются вместе, Ю-111 (III эксплутационный объект) и Ю-IV (IV эксплутационный объект).

Горизонты Ю-1 и Ю-П — это единый объект повсеместно содержащий песчаные коллектора с прослоями толщиной от 1 до 3 м глинистых пород.

По новым построениям, площадь чисто нефтяной зоны уменьшилась в два раза за счет увеличения водонефтяной зоны в восточной приразломной части.

Второй эксплутационный объект (горизонты Ю-1+Ю-ІІ) содержат нефтяную залежь с газовой «шапкой». Залежь пластовая, тектонически экранированная сводового типа, расположена в интервале глубин 1190-1322 м. Высота ее составляет 132 м. ВНК находится в интервале абсолютных отметок от -1194 до -1198 м, газонефтяной — на отметке 1112 м. В ряде скважин (№№ ЗО10, 336, 2070, 2077, 3021, 3019) наблюдаются небольшие изменения в сторону повышения от -1110,6 до -1111,5 м, в других (№№ 339, 2099, 3015) — изменения в сторону снижения от -1113,2 до -1113,5 м.

Высота нефтяной части -92 м, газовой -38 м.

К горизонту Ю-Ш приурочена нефтяная залежь, расположенная интервале глубин 1126-1312 м, высотой 86 м. Залежь пластовая, тектонически и литологически экранированная, сводового типа. Продуктивный горизонт Ю-ІІІ отделяется от горизонта Ю-ІІ повсеместно выдержанным глинистым пластом, толщина которого местами (район скважин №№ 408, 2р, 2109, 3054, 3055) утончается до 2-3 м. Коллектора, как видно из корреляционных схем, не выдержаны, и часто выклиниваются или переходят в глины.

Отметки водонефтяного контакта Ю-Ш горизонта отбиваются в интервале -1195 -1198 м. Данный объект является наиболее лучше освещенным бурением. В структурном плане изменения произошли в восточной части структуры. В результате крутого падения пластов сократилась площадь нефтеносности. Установлено отсутствие коллекторов в западной части структуры.

К горизонту Ю-IY приурочена газонефтяная залежь. Тип залежи пластово-массивный, сводовый, стратиграфически и литологически экранированный. Коллектора горизонтов представлены песчаниками толщиной от 2 до 6 м чередующимися пластами глин и аргиллитов. Газонефтяной контакт отбивается на отметке -1179 м, водонефтяной в интервале отметок от -1194 до -1198 м. Высота нефтяной залежи 18 м, газовой части -24 м. За счет уточнения геологического строения залежи площадь нефтеносности сократилась за счет появления в районе скважин №№ 401,431 зон отсутствия коллекторов.

1.5 Водоносность

Месторождение Кумколь находится в пределах южной части Тургайского артезианского бассейна. В процессе разведки месторождения опробовано методом компрессирования 22 водоносных объекта и два объекта в открытом стволе.

В результате бурения и опробования глубоких параметрических, поисковых, гидрогеологических, структурных и разведочных скважин на площадях Кумколь и Арыскум выделены водоносные комплексы протерозойских, юрских, меловых, палеогеновых, неогеновых и четвертичных отложений.

Из отложений фундамента при испытании скважины 2 Кумколь получен приток воды с минерализацией 76,6 мг/л из интервала 1416-1503 м. Воды хлоркальциевого типа, хлоридной группы натриевой подгруппы с содержанием брома до 69,2 мг/л. Водоносный горизонт среднеюрских отложений изучен в скважинах 2, 8, 12 и 16 Кумколь. Воды напорные, притоки из интервалов перфорации сильные, что свидетельствует о хороших фильтрационных свойствах пласта.

Так, в скважине 16 из интервала 1350-1355 м получен приток воды дебитом 472 м3/сут, при ср.дин=б85 м.

Уменьшение толщины пластов-коллекторов и их частичное замещение глинами наблюдается в районе скважин 24 и б. Полное исчезновение коллекторов отмечено в скважине 3.

Общие эффективные толщины изменяются по скважинам от 3,6 м, (скважина 21) до 1,1 м, (скважина 8).

Газонасыщенные и нефтенасыщенные толщины изменяются по площади соответственно от 2 м, (скважина 24) до 4 м (скважина 9) и от 1,8 м (скважина 24) до б,б м (скважина 8).

Горизонт опробован в б скважинах, из которых 4 дали промышленные притоки нефти и газа. Газ получен в скважинах 8,9,24.

ГНК принят на отметке -1179 м, соответствующей кровле пласта давшего нефть в скважине 8 и подошве пласта, из которого получен газ в скважине 9. Самая низкая отметка получения нефти равна 1197,8 м, (скважина 24), а кровля водоносного пласта в скважине 8 залегает на отметке -1198 м, которая и принимается за водонефтяной контакт. Высота газовой части залежи равна 23,3 м, а нефтяной -18,5 м. Площади газоносности и нефтеносности соответственно равны 708 и 1122 га. Залежь горизонта пластово-массивная сводовая стратиграфически и литологически ограниченная.

2. КРАТКАЯ ИСТОРИЯ И СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ

2.1 История геолого-геофизической изученности и разработки месторождения

До начала 70-х годов перспективы Южно-Тургайской впадины связывались с отложениями верхнего палеозоя и основывались на данных гравиметрической, магнитной и геологической съемок масштабов 1:500000 и 1:200000 (1958-64 гг.), по аналогии с Кустанайской седловиной и Чу-Сарысуйской депрессией (Буш В.А.Кирюхин Л.Г.-1972, Кирда Н.Г. и др.-1971).

В 1963 г. ПГО «Актюбнефтегазгеология» пробурена параметрическая скважина Iп-Kapacop в северной части Жиланчикского НГР, вскрывшая неблагоприятный в отношении нефтегазоносности разрез.

После выполнения редкой сети региональных сейсмопрофилей КМПВ в Арыскумском и MOB в Жиланчикском НГР и выявления триас-юрских грабен-синклиналей (1968-1972) к перспективному относится и разрез мезозоя. Эти представления отражены в решениях совещаний Мингео СССР по региональным работам на нефть и газ (1975), на карте перспектив нефтегазоносности СССР масштаба 1:2500000 (1976) и Казахской ССР масштаба 1:1500000 (1979), объяснительных записках к ним, в обобщении материалов по теме № 181, выполненном Илийской ГФЭ совместно с Южно-Казахстанской НРЭ (1976) и в ряде публикаций. Во исполнение указанных решений и рекомендаций в период 1973-1975 гг. в Жиланчикском НГР производится поисково-детальная сейсморазведка MOB, которой выявлен ряд локальных структур. Структуры Сазамбай и Кулагак были приняты в фонд подготовленных к глубокому бурению. В период 1976-1981 гг. геологоразведочные работы на нефть и газ в пределах Южно-Тургайской впадины не выполнялись.

Продолжению геологоразведочных работ на нефть и газ предшествовала коллегия Мингео Каз.ССР по решению, которой и договору с Южно-Казахстанской НРЭ в АН Каз.ССР выполнены тематические работы, завершавшиеся в 1981 г. оценкой потенциала углеводородов в отложениях палеозоя и, частично, мезозоя Южно-Тургайской и других впадин.

В 1982 г. Южно-Казахстанской НРЭ по проекту, утвержденному ПГО «Актюбнефтегазгеология», начато профильное структурное бурение в Арыскумском НГР по ранее отработанным профилям КМПВ для изучения его геологического строения в региональном плане, с глубиной скважин до 2000 м.

В этом же году по заданию Мингео Каз.ССР Южно-Казахстанская НРЭ, ПГО «Казгеофизика» и ИГН АН Каз.ССР совместно разработана «Программа региональных геологоразведочных и научно-исследовательских работ на нефть и газ в Южно-Тургайской впадине».

В 1983 г. во исполнение указанной программы начата проходка скважины Iп-Арыскум, региональное сейсмопрофилирование МОГТ, пробурена скважина 2п-Арыскум и продолжено профильное структурное бурение в Арыскумском НГР.

В разрезе юрских отложений профильной структурной скважины 2-с, а также параметрической 2п-Арыскум, в отложениях неокома скважины 15-с были встречены проявления и признаки нефти.

В результате геологоразведочных работ 1984-85 гг. на месторождении Кумколь были выявлены залежи нефти в отложениях нижнего неокома, верхней и средней юры.

В 1985 г. Турланской ГФЭ к северу от собственно Кумкольского поднятия было выявлено поднятие, названное Северным Кумколем. В дальнейшем, бурением было установлено, что оно является северным периклинальным продолжением Кумколя.

В 1986 г. разведка центральной части была в основном завершена и геологоразведочные работы проводились на северном участке месторождения.

В начале 1987г. в результате переобработки сейсмических материалов по усложненным программам в Казахстанской опытно-методической экспедиции было уточнено строение западного и восточного участков, непосредственно примыкающих к месторождению и являющихся продуктивными.

В 1987 г. с эксплуатационным бурением на месторождение выходит объединение «Мангышлакнефть», которое и будет осуществлять его разработку

2.2 Текущее состояние разработки месторождения Кумколь

На месторождении пробурено 438 скважин, то есть 56,9 % от проекта (770 единиц).

Из них на территории ОАО «ХКМ» находится 308 скважин — 40,0 %, остальные 16,9 % или 130 скважин пробурены на территории АО «Тургай-Петролеум» (таблица № 1).

Из 308 скважин (ОАО «ХКМ») 222 входят в эксплуатационный (добывающий) фонд, 62 — в нагнетательный, 2 скважины — газовые, 1 — разведочная, 3 — наблюдательные, 15 — водозаборных скважин для ППД, 3 скважины — ликвидированные.

Из 222 скважин эксплуатационного фонда дают продукцию 192, в бездействии — 25 скважин, 2 скважины — во временной консервации, в освоении — 3.

По способам эксплуатации в действующем фонде насчитывается 137 фонтанных и 55 механизированных скважин или 71,3% и 28,7% соответственно.

За I полугодие 1998 года введено из освоения 11 скважин:

№№ 2066, 327, 2104, 320, 3027, 326, 4001, 329, 325, 324. Из них три скважины №№ 327, 3027, 329 находятся в освоении. Из остальных скважин добыто 23714,5 тонн нефти, что составляет 2,38 % от уровня общей добытой нефти за I полугодие.

Введено из бездействия прошлых лет 10 скважин: №№ 336, 2026, 404, 3009, 143, 2004, 302, 3056, 414, 400. Дополнительная добыча составила 12820,5 тонн нефти или 1,28 % от общей добытой нефти с начала года.

Введено из бездействия текущего года за I полугодие б скважин. Дополнительная добыча по этим скважинам составила 7353,2 тонн нефти или 0,74 % от общей добычи (таблица № 2).

На механизированный способ эксплуатации (ШГН) переведено 12 скважин. После перевода из этих скважин дополнительно добыто 29518,4 тонн нефти, что составляет 2,97 % от общей добычи нефти за I полугодие (таблица № 3).

Также получена дополнительная добыча за счет перестрела и дострела фонтанных скважин. Перестрел и дострел произведен всего по б скважинам. Дополнительная добыча нефти получена из скважин № 3020, 2058, 2050 в количестве 5247,97 тонн.

Таблица 2.1.1 Состояние фонда скважин месторождения Кумколь

№ пп

Наименование

Количество скважин

ОАО «ХКМ»

АО «Тургай-Петролеум»

Bсerо

по м/р

Всего

Объекты

Bсеrо

Объекты

I

II

III

IV

I

II

III

IV

1

Эксплутационный фонд:

213

51

108

44

10

237

15

32

34

1

295

Фонтанный

151

27

89

26

9

25

15

31

33

1

231

Винтовой насос

130

ЭЦН

57

ШГН

61

24

18

18

1

14

1

1

63

1.1

Действующий фонд

184

48

94

35

7

226

12

32

32

1

261

Фонтанный

138

26

80

25

7

25

12

31

31

1

213

ШГН

46

22

14

10

14

1

1

48

-в работе:

175

45

91

32

7

71

12

28

30

1

246

ШГН

40

3

13

7

2

1

1

42

-в простое:

9

1

3

3

6

4

2

15

Фонтанный

3

2

2

6

4

2

9

ШГН

6

3

1

3

6

1.2

Бездействующий

23

1

9

9

2

4

10

2

27

Фонтанный

8

2

5

1

1

4

2

2

12

ШГН

15

4

8

1

15

1.3

В освоении и обустр-ве

3

3

1

1

4

1.4

Временная консервация

3

2

1

3

II

Газовые скв.

2

2

2

2

Ш

Наблюдательные

3

15

1

1

1

4

IV

Водозаборные скв.для ППД.

15

1

6

6

21

V

Разведочные СКВ.

1

15

3

11

1

16

VI

Ликвидированн ые

3

69

1

2

3

Всего по добывающим скважинам

237

15

111

44

13

104

25

43

35

1

341

2.

Нагнетательный фонд

62

11

34

11

2

20

2

9

7

2

82

2.1

Действующий фонд

44

11

26

6

1

18

2

9

6

1

62

-в работе

44

26

6

1

18

2

9

6

1

62

-в простое

3

2.2

В бездействии

13

1

5

5

13

2.3

В освоении и обустр-ве

5

84

3

1

2

1

1

7

Всего по месторождению

299

145

55

15

124

27

52

42

3

123

За счет оптимизации механизированных скважин получено 23798,03 тонны дополнительной добычи нефти, что составляет 2,93 % от общей добычи за I полугодие 2008 года.

Всего за I полугодие 2008 года добыто 994,3722 тыс. тонн нефти, 1156,7664 тыс. тонн жидкости, 84,5458 млн. м 3 газа.

Средний уплотненный дебит нефти, в среднем, по месторождению равен 29,8 т/сут., жидкости — 36,5 т/сут. Обводненность продукции, в среднем, по месторождению за июнь месяц составила 18,4 %.

35 скважин или 18,23 % являются малодебитными, то есть суточный дебит нефти по этим скважинам не превышает 10 тонн. 20,8 % или 40 скважин работает с дебитом до 20 т/сут., в 43 скважинах (22,4 %) дебит нефти составил до 30 т/сут., до 40 т/сут. нефти дают 24 скважины (12,5 %), в 16 скважинах ( 8,3 %) дебит нефти составляет до 50 т/сут., до 60 т/сут. — 18 единиц (9,38 %), до 70 т/сут. — нефти имеют 12 скважин (6,2 %), 3 скважины или 1,5 % от действующего фонда работает с дебитом до 80 т/сут. До 90 т/сут. дает 1 скважина (0,5 %).

85 скважин или 44,27 % от действующего фонда дают безводную нефть.

С обводненностью до 20 % работает 25 скважин — 13,02 %, в 30 скважинах или 15,6 % обводненность продукции составила до 20 %. Обводненность продукции до 30 % имеет 15 скважинах (7,8 %), до 40 % — 8 скважин (4,2 %), количество скважин с обводненностью продукции в пределах 50 — 90 % составила 29 скважин.

Закачка воды на территории ОАО «ХКМ» производится с одной БКНС: на I объекте работает 12 скважин, на II объекте — 25, на III объекте — 8 и на IV объекте — 1 скважина.

За I полугодие в пласт закачано 1014,581 м3 воды. В целом приемистость одной скважины в среднем, по месторождению составляет 131 м з /сут. Текущая компенсация по месторождению равна 70,5 % (таблица № 5).

За 6 месяцев текущего года силами бригады ГДИС ЦДНГ замерены пластовые и забойные давления добывающих и нагнетательных скважин. Среднее значение пластового давления за июнь месяц по I объекту разработки составляет 10,1 МПа, по II объекту — 10,63 МПа, по Ш объекту — 11,62 МПа, по IV объекту — 11,14 МПа.

Таблица 2.2.1 Динамика фонда скважин I объект

Годы

Фонд добыв.

Скважин

Фонд нагнет.

Скважин

1990

35

25

7

0

1991

52

28

10

5

1992

65

30

18

5

1993

78

37

26

4

1994

90

38

34

8

1995

95

45

38

10

1996

100

49

41

11

1997

105

47

44

12

7 мес. 1998

51

49

12

12

2.3 Динамика добычи нефти, попутного газа и попутной воды

Таблица 2.3.1 Основные показатели по добывающим скважинам по объектам и месторождению за 2008г.

Показатели

Объекты

Всего

по м/р

I

II

III

IV

Добыча нефти тыс.т

655,58

839,85

224,20

58,65

1788,31

Добыча воды тыс.т

189,65

61,01

21,11

0,41

272,18

Добыча жидкости тыс.т

855,23

900,86

245,32

59,06

2060,49

Обводненность %

22,2

6,8

8,6

0,7

13,2

Добыча газа тыс.м3

6655,9

99884

25132,6

6975

138648,5

Ср.упл дебит нефти т/сут

44,4

26,3

20,3

21,14

29,5

Ср.упл дебит жид-ти т/сут

57,1

28,2

22,3

21,5

33,9

Время эксплуат.доб.скв сут

14988

31946

11024

2743

60701

коа-во экспА.нефт скв. ед.

51

108

44

10

213

Кол-во добыв, нефт скв ед.

48

94

35

7

184

Темп отбора от извл.зап. %

5,4

5,2

2,8

12,7

4,8

Степень выраб.запасов %

32,7

22,4

18,8

27,8

25,5

Коэф.нефтеотдачи доли ед

18,5

13,6

11

8,3

14,8

Накопл добыча нефти тыс.т

5682,5

4420,5

1791,7

155,9

12050,8

Накопл добыча воды тыс.т

653,66

194,76

103,05

0,45

951,89

Накопл добыча жидк тыс.т

6336,2

4615,3

1894,8

156,3

13002,7

Накопл добыча газа тыс.м3

56,8

574,31

227,7

23,2

882,1

Обвод-ть с нач разраб %

10,3

4,2

5,4

0,3

7,3

2.4. Динамика закачки воды и пластового давления

Таблица 2.4.1 Основные показатели по нагнетательным скважинам по объектам и месторождению за 2008г.

Показатели

Объекты

Всего по м/р

I

II

III

IV

Закачка воды тыс.м3

671,4

1204,8

407,7

71,7

2355,7

Компенсация %

76,4

96,8

125,9

81,3

92,9

Кол-во экспл. нагнет скв ед

15

34

11

2

62

Кол-во действ, нагнет скв ед

11

26

6

1

44

Время экспл.нагнет скв дней

4329

9078

2689

358

16545

Ср. приемистость одной скв мэ/сут

155

133

152

200

143

Накопленная закачка воды тыс.м3

5007,8

4554,2

1676,2

86

11324

Компенсация с нач. разработки %

76,6

70,9

66,5

36,8

72

На I объекте проведены 34 замера пластовых давлений по 28 скважинам и 66 замеров забойных давлений по 38 скважинам.

Сопоставление среднеарифметического значения пластовых давлений по скважинам, замеренных в 1 полугодии 2008 года с данными на конец 2007 года показывает снижение давления в следующих скважинах:

Таблица 2.4.2 Сопоставление среднеарифметического значения пластовых давлений по скважинам

№№

СКВ.

Пластовое давление Мпа

Отклонение Мпа

2007 г

1 полугодие 2008г

Снижение пластового давления

10,25

9,6

-0,65

1023

10,32

10,1

-0,22

3018

10,22

9,49

-0,73

Юр

10,41

10,14

-0,27

Повышение пластового давления

24р

10,44

10,48

+0,04

148

9,73

10,08

+0,35

336

8,96

10,08

+1,12

1025

10,26

10,34

+0,08

ЮЗн

11,13

11,58

+0,45

Снижение пластового давления на 1.07.98 г. на западной части залежи наблюдается в скв. № 9р, 1023, 3018, что, видимо, связано с недостаточным объемом закачки в нагнетательную скважину № 1025.

В северо-восточной части залежи снижение Рпл произошли в скв. № 10р. На скважину 10р закачка не оказывает влияния, так как она находится в третьем ряду от нагнетательной скважины № 103.

На поддержание пластового давления в скважинах № 1005 и 1006 должны оказывать влияние нагнетательные скважины № 1002, 1009, но в нагнетателную скв. № 1009 закачивается недостаточный объем технической воды.

В целом по месторождению недостаточный объем закачки наблюдается в нагнетательных скважинах 24, 101, 102, 103, 1008, 1009, 1025. Из них скв. № 1008 работает в циклическом режиме. В остальных скважинах № 24, 101, 102, 103, 1009, 1025 необходимо увеличить объем закачиваемых вод.

За I полугодие текущего года недобор добычи нефти по I объекту насчитывает 89.85 тыс. т. Одной из причин отставания отборов от проектных показателей является не соответствие количества добывающих скважин против проекта. По I объекту количество эксплуатационного фонда фактически меньше на 14 ед. от проектного, а фактический действующий фонд скважин меньше на 3 ед. от проекта.

Следующим фактором является:

  • снижение пластового давления;
  • низкий коэффициент компенсации отборов закачкой.

За I полугодие дефицит закачки по 1 объекту составил 282,8 тыс.м 3 .

Одним из факторов не позволяющим достижения проектных уровней компенсации является отставание начала закачки от отборов (закачка начата через 1.5 года после ввода месторождения в разработку).

3. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

3.1 Режим работы пласта

При этом режиме фильтрация нефти происходит под действием давления краевых или законтурных вод, имеющих регулярное питание (пополнение) с поверхности за счет талых или дождевых вод или за счет непрерывной закачки воды через систему нагнетательных скважин.

Условие существования водонапорного режима

где Pпл — среднее пластовое давление, Pнас — давление насыщения.

При этом условии свободного газа в пласте нет и фильтруется только нефть или нефть с водой. Проницаемый пласт 2 (рис. 2.3) обеспечивает гидродинамическую связь области отбора нефти 1 с областью питания 3, которой может служить естественный водоем — русло реки. В результате процессов складкообразования пористый и проницаемый пласты могут получить выход на дневную поверхность в районе, например, речного русла 3, из которого происходит непрерывная подпитка пласта водой при отборе нефти через скважины 4. Пласт-коллектор должен иметь достаточную проницаемость на всем протяжении от залежи до мест поглощения поверхностных вод. Это и обусловливает активность законтурной воды.

Как правило, пластовое давление в подобных залежах равно гидростатическому давлению столба воды высотой, равной глубине залегания пласта. Причем давление после некоторого снижения в начальной стадии разработки остается в дальнейшем практически постоянным при установленных темпах отбора жидкости (2 — 8 % от извлекаемых запасов в год).

При водонапорном режиме извлечение нефти сопровождаются ее замещением законтурной или нагнетаемой водой, что объясняет достаточно стабильные во времени дебиты скважин,

Рис. 3.11. Схема геологических условий существования естественного водонапорного режима

пластовое давление и газовый фактор. Стабильность газового фактора обусловлено еще и тем, что при Pпл > Pнас выделения газа в пласте не происходит, поэтому с каждой тонной нефти добывают только то количество газа, которое было в ней растворено при пластовых условиях (рис. 2.4).

Обводнение скважины происходит относительно быстро. Однако при сильной слоистой неоднородности пласта обводнение скважин может растягиваться во времени, так как по хорошо проницаемым прослоям пластовая вода быстро достигает забоев скважин, а по плохо проницаемым — медленно. При водонапорном режиме происходит достаточно эффективное вытеснение нефти и достигаются наиболее высокие коэффициенты нефтеотдачи.

Рис. 3.1.2. Изменение во времени основных характеристик водонапорного режима

В отличие от естественного водонапорного режима при искусственном непрерывный напор воды, вытесняющей нефть, создают ее нагнетанием с поверхности через систему нагнетательных скважин. В таком случае пласт-коллектор не обязательно должен иметь выход на дневную поверхность для получения непрерывного питания.

При водонапорном режиме количество отобранной жидкости из залежи (нефть, вода) всегда равно количеству вторгшейся в залежь законтурной воды в пластовых термодинамических условиях.

Перераспределение давления в пласте, которое происходит при изменении отборов жидкости из скважин, должно при этом режиме происходить быстро (теоретически мгновенно), поэтому этот режим еще называют жестким. Депрессионная воронка вокруг скважины устанавливается также мгновенно. Этот режим теоретически изучен наиболее полно. В настоящее время более 80 % всей добываемой нефти получается из месторождений, разрабатываемых в условиях водонапорного режима (главным образом искусственного).

3.2 Построение и анализ карты изобар

Рисунок 3.3.1.Карта изобар М1+11

Рисунок 3.3.2.Карта изобар Ю1+11

Рисунок 3.3.3.Карта изобар Ю-111

Рисунок 3.3.4.Карта изобар

Рисунок 3.3.5.Восточный кумколь карта изобар Ю-1+11

4. СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

4.1 Динамика фонда скважин. Анализ проекта ра зработки и полученное состояние

Таблица 4.1.1 Динамика фонда скважин I объект

Годы

Фонд добыв.

Скважин

Фонд нагнет.

скважин

1990

35

25

7

0

1991

52

28

10

5

1992

65

30

18

5

1993

78

37

26

4

1994

90

38

34

8

1995

95

45

38

10

1996

100

49

41

11

1997

105

47

44

12

7 мес. 1998

51

49

12

12

Анализ технико — экономических показателен разработки месторождения Кумколь

Месторождение Кумколь находится на четвертом этапе промышленной разработки, характеризующийся форсированным отбором жидкости, разбуриванием и вводом в эксплуатацию новых добывающих и нагнетательных скважин.

На месторождении Кумколь прирост фонда добывающих скважин происходит за счет бурения. В эксплуатационном фонде на 1.07.08 года пребывает 462 скважин, из которых 436 действуют и 26 бездействующих. Фактическая добыча нефти за 2008 год составила 9000 тыс. тонн, добыча газа 507 млн. м 3 . Потери в добыче нефти из-за остановки скважин при нормальном коэффициенте эксплуатации 0.96 составили 360 тыс. тонн, а потери рабочего времени скважин 4670 скв/дней. Удельная численность работников по обслуживанию одной скважины уменьшилось на 0.1 скв/чел, что объясняется ростом числа скважин по сравнению с ростом числа обслуживающего персонала.

Прирост месячных отборов происходит за счет ввода в эксплуатацию новых скважин. Среднесуточный дебит одной скважины в 2008 году по месторождению Кумколь составляет 60 т/сут.

4.2 Мероприятия, направленные на интенсифик ацию добычи жидкости из скважин

Опытно-промысловые испытанияй технологии интенсификации добычи нефти кислотным составом КСПЭО-2 добывающей скважины № 1103

Продуктивный горизонт М-I с кважины № 1103 месторождения Кумколь представлен уплотненными глинистыми песчаниками различной мощности. В настоящее время дебиты по добываемым флюидам снижаются вследствие кольматации ПЗП продуктами, привносимыми из пласта.

Для очистки ПЗП и увеличения продуктивности скважины предлагается провести работы по интенсификации добычи нефти с использованием кислотного состава КСПЭО-2.

Кислотный состав КСПЭО-2 является многокомпонентной системой с направленным действием ингредиентов, к основным свойствам которого относится:

  • разрушение водонефтяных эмульсий, стабилизированных солями железа;
  • растворение солей железа, карбонатных отложений, породы;
  • диспергирование глин;
  • очистка ПЗП с изменением смачиваемости пористой среды.

МАТЕРИАЛЫ:

Кислотный состав КСПЭО-2(марки «Б») (ТУ 2122-056-53501222-2006) представляет собой концентрат. До рабочей концентрации разводится пресной водой в соотношении 1:1. Поставляется в цистернах или в полиэтиленовых емкостях.

Концентрат ГФ-1К (ТУ 2482-058-53501222-2006) представляет собой вязкий, текучий продукт, хорошо растворимый как в пресной, так и в минерализованной воде. ПАВ ГФ-1К вводится в жидкости глушения и промывочные и продавочные жидкости с целью придания им поверхностно-активных свойств, способствующих сохранению коллекторских свойств ПЗП обрабатываемых скважин. ГФ-1К транспортируется в стальных бочках, является негорючим, невзрывоопасным продуктом. Расход ГФ-1К составляет 2 кг на 1 м 3 воды.

Абсолютный изопропиловый спирт АИПС представляет собой прозрачную жидкость. Поставляется в стальных бочках.

Пресная вода для разбавления КСПЭО-2 (м. «Б») до рабочей концентрации. Общий расход составляет 2 м 3

Нефть для приготовления жидкостей глушения, промывки, продавки.

Технологическая эффективность:

  • Увеличение суточного прироста по жидкости не менее 30% по сравнению с базовыми показателями;
  • Очистку ПЗП от кольматантов;
  • Стабильность работы скважины без резких колебаний дебитов по жидкости.

4.3 Коррекция добычи нефти по данным проекта и фактическим.

Таблица 4.4.1 Динамика основных показателей месторождения Кумколь I объект

Годы

Добыча нефти тыс.т

Добыча жидкости тыс.т

Обводненность %

Закачка рабочих агентов млн.м 3

проект.

факт.

проект.

факт.

проект.

факт.

проект.

факт.

1990

111,9

244,3

113,8

244,3

1,7

0

170,9

0

1991

332,7

519,09

344,4

528,26

3,4

1,7

515,3

140,2

1992

585,7

723,06

625,5

743,14

6,4

2,7

930,1

475,8

1993

725,6

918,28

800,6

953,3

9,4

3,7

1183,1

995,11

1994

867,6

965,14

985,1

1050,14

11,9

8,1

1448,1

1019,17

1995

961,8

857,52

1128

1019,47

14,7

15,9

1648,5

895,68

1996

970,1

789,58

1181,8

942,37

17,9

16,2

1715,6

810,35

1997

981,8

665,58

1238,3

855,24

20,7

21,9

1787

671,49

7мес 1998

478,51

370,3

707,53

515,81

32,4

28,2

1002,2

307,39

5. ЗАКАЧКА ВОДЫ С ЦЕЛЬЮ ППД

5.1 Заводнение

В методе заводнения для дополнительной добычи нефти в коллектор закачивается вода. Она проникает в пласт через специальные нагнетательные скважины, расположенные 8 определенном порядке в зависимости от индивидуальных особенностей пласта. По мере протекания от скважин для нагнетания воды к добывающей скважине вода вымывает захваченную породой нефть и выносит ее к добывающей скважине. Если после этого количество поступающeй нефти больше или равно количеству воды,

Скважина может оказаться прибыльной. Чтобы решить, пригоден ли коллектор для заводнения, разработчик должен принять во внимание следующие факторы:

  • геометрию коллектора;
  • литологию;
  • глубину коллектора;
  • пористость;
  • проницаемость;
  • непрерывность свойств пород коллектора;
  • величину и распределение насыщения флюидами;
  • свойства флюида и связанные с этим соотношения

проницаемости.

Поддержание пластового давления- эффективное средство разработки нефтяного месторождения . Процесс проектирования закачки воды с целью поддержания пластового давления представляет сложную технико — экономическую задачу, решаемую на этапе составления технологической схемы или проекта разработки месторождения.

Проектирование процесса закачки воды сводится к определению для конкретных условий оптимального давления на устье нагнетательной скважины, давления на забое и необходимого количества воды, Кроме того, рассчитывается число нагнетательных скважин и их приемистость,

Оптимальное давление на устье нагнетательной скважины вычисляют по формуле академика А.П. Крылова:

(5.1.1)

где С С -стоимость нагнетательной скважины, руб.; Ю -КПД насосного агрегата; КпРМ -коэффициент приемистости нагнетательной скважины, мз / (сут ‘ МПа) ; t -время работы нагнетательной скважины, год; W- энергетические затраты на нагнетание 1 мз воды при повышении дaвления на 1 МПа, кВт, ч/ (мз .МПа) (w = 0,27) ; Св -стоимость 1 кВ *ч электроэнергии, руб/ (кВт. ч) (~B ~ 0,015) ; Рст -I гидростатическое давление воды в скважине глубинои Lc’ МПа

» р =10 -6 рв gLС . (5.1.2)

Р пл -среднее пластовое давление в зоне нагнетания воды, МПа; Ртр

потери давления при движении воды от насоса до забоя, МПа. —

Давление на забое нагнетательной скважины

Рзабн =Рун + 10 -6 рв g Lc -Ртр’ (5.1.3)

Величину Ртр можно принять равной 3МПа.

Необходимое количество закачиваемой воды Vв (в м 3 \сут) рассчитывают по формуле:

Vв-1,2(Vнпл+Vгсвпл +Vвпл) (5.1.4)

где vнпл -объем добываемой из залежи нефти, приведенной к пластовым условиям, м 3 /сут; vгсвпл — объем свободного газа в пласте при pn л и т n л’ который добы вается вместе с нефтью за сутки, м3 /сут; Vвпл -объем добываемой из залежи воды, м3 /сут.