Геологическое строение месторождения Кумколь

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.

Горизонт М-I. Флюидоупором М-I горизонта являются глинистые и карбонатные алевролиты и глины толщиной до 170 м. Средняя общая толщина горизонта составляет 21,2 м. В горизонте в среднем прослеживается до 4 пластов-коллекторов. Во многих скважинах выделяется по одному пласту-коллектору, приуроченному к различным частям горизонта, максимальное количество выделенных пластов-коллекторов – 11 [1].

Среднее значение эффективной  нефтенасыщенной толщины в целом по М-I горизонту – 8,3 м.

Горизонт М-II отделяется от вышележащего глинистой пачкой толщиной до 20 м. Общая толщина горизонта в среднем составляет 64,4 м.

Максимальное количество выделенных пластов-коллекторов       достигает 16.

Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6  до 13,4 м.[1]

Горизонт Ю-I отделяется от М- II горизонта пачкой глин толщиной до 100 м. Средняя общая толщина горизонта составляет 12,8 м.

В его пределах в среднем  выделяется до 4 пластов-коллекторов. Во многих скважинах прослеживается по одному пласту-коллектору, приуроченному  к различным частям горизонта.

Эффективная нефтенасыщенная толщина в среднем равна 6,2 м. Эффективная газонасыщенная толщина колеблется от 0,6 до 14,6 [1].

Горизонт Ю-II от вышезалегающего горизонта отделяется глиной порядка 10 м. Максимальная толщина горизонта достигает 21.2 м. В разрезе горизонта выделяется от 1 до 8 пластов-коллекторов, отделенных друг от друга глинистыми разделами.[1]

Эффективная нефтенасыщенная толщина горизонта изменяется от 0,6 м до 18,6 м. Эффективная газонасыщенная толщина варьирует от 0,6  до 11,1 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.

Эффективная нефтенасыщенная толщина горизонта изменяется от 0,6 м до 22,3 м. Эффективная газонасыщенная толщина варьирует от 2,4 до 8,1 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 среднеюрских отложений.

Толщина горизонта варьирует  от 66 м до полного размыва в  юго-западной части структуры.

Количество пластов-коллекторов  в некоторых скважинах достигает 14.

Эффективные нефтенасыщенные и газонасыщенные толщины в среднем по горизонту составляют 3,9 и 3,3 соответственно.

Нефти юрских и меловых  отложений постоянны по своему составу. Они легкие - =815,4 в горизонте Ю-IV и 822,2 – 835,5 в остальных горизонтах. Содержание светлых фракций (до 300 С) в юрских горизонтах 36-48%, горизонтах М-I-II около 45%, в том числе бензиновых (до 200 С) соответственно 21-27 и 25%. Нефть низкосмолистая , высокопарафинистая (10-12%) при содержании парафина в отдельных пробах от 16 до менее 10%.

Динамическая вязкость нефти  меловых горизонтов в стандартных  условиях 9-11 мПа•с, юрских 12-19 мПа•с, кинематическая вязкость соответственно 11-13 и 13-20 мкм2 /с. По данным ИХН и ПС МН и ВО РК кинематическая вязкость изменяется в  зависимости от температуры: от 93,77 (юрская) и 58,14 (меловая)  мкм2 /с при 7  С до 3,42-3,91 мкм2 /с при 60  С.

В юрских горизонтах газосодержание снижается в среднем от 172  (Ю-IV) до 108 м3/м3 (Ю-1), давление насыщения—от 121,63 до 9,0 мПa [1].

В меловых горизонтах газосодержание и давление насыщения очень низкие, в среднем 6,0 — 12,6 м3/м3 и 2,6 — 3,6 мПа.

Состав свободного газа в  газовых шапках горизонтов Ю-I, Ю-II  и     Ю-IV по сравнению с растворенным газом отличается повышенным содержанием метана (56,7 – 77,9%), азота (10,7 – 14,1%) по 8 анализам. Поправка на отклонение от идеального газа для газовой шапки в горизонте Ю-IV составила 1,330, в горизонтах Ю-I и Ю-II – 1,337, поправка на температуру – 0,9 [1].

1.1.6 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.).[4]

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.[1]

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.