Отложения на месторождении кумколь

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.

 

1.6 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 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

 

2.1 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 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
	Фонтанный	135	25	78	25	7	69	12	27	29	1	204
	ШГН	40	20	13	7	-	2	-	1	1	-	42
	-в простое:	9	3	3	3	-	6	-	4	2	-	15
	Фонтанный	3	1	2	-	-	6	-	4	2	-	9
	ШГН	6	2	1	3	-	-	-	-	-	-	6
1.2	Бездействующий	23	3	9	9	2	4	10	-	2	-	27
	Фонтанный	8	1	5	1	1	4	2	-	2	-	12
	ШГН	15	2	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
Ш	Наблюдательные	3	2	-	-	1	1	1	-	-	-	4
IV	Водозаборные  скв.для ППД.	15	15	-	-	-	6	6	-	-	-	21
V	Разведочные СКВ.	1	1	-	-	-	15	3	11	1	-	16
VI	Ликвидированн ые	3	-	1	-	2	-	-	-	-	-	3
	Всего по добывающим скважинам	237	69	111	44	13	104	25	43	35	1	341
2.	Нагнетательный фонд	62	15	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	11	26	6	1	18	2	9	6	1	62
	-в простое	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
2.2	В бездействии	13	3	5	5	-	-	-	-	-	-	13
2.3	В освоении и  обустр-ве	5	1	3	-	1	2	-	-	1	1	7
	Всего по месторождению	299	84	145	55	15	124	27	52	42	3	123

 

 

Таблица 3

Перевод на ШГН за 1997г.

№№ СКВ.	Дата ввода	Дополнительная  добыча за 1997 год т.												Всего за 1997г
		янв	февр	март	апр	май	июнь	июль	авг	сент	окт	нояб	декаб
50р	2.03	-	-	18	96	-	-	-	-	-	-	-	-	114,1
2045	6.03	-	-	234	420	465	990	720	84	330	375	390	682	4690
8р	7.03	-	-	410	450	493	330	403	217	300	192	б/д	220	3015
1024	7.03	-	-	256	203	310	420	434	310	300	275	676	403	3587
3013	17.03	-	-	98	90	108	150	78	310	21	128	24	93	1100
3003	27.03	-	-	46	30	50	0	0	440	1710	1375	936	900	5487
149	2.04	-	-	-	174	203	300	624	775	900	1000	1175	1364	3515
1004	13.04	-	-	-	900	480	272	1643	1426	1080	975	988	1147	8911
2011	22.04	-	-	-	90	145	224	465	806	330	525	390	527	3502
2044	7.04	-	-	-	192	93	40	31	124	150	100	78	31	839
3041	14.04	-	-	-	84	186	180	145	155	120	75	100	155	1200
2005	23.05	-	-	-	-	162	180	186	217	210	150	182	207	1504
1010	27.06	-	-	-	-	-	108	1116	899	1320	1075	1612	1196	7326
138	3.07	-	-	-	-	-	-	2233	2201	2280	1875	2470	2232	13291
431	11.07	-	-	-	-	-	-	231	775	750	625	550	496	3427
331	24.07	-	-	-	-	-	-	120	31	0,4	б/д текущ.года			151
1028	25.07	-	-	-	-	-	-	84	31	360	312	98	341	1226
404	25.08	-	-	-	-	-	-	-	15	325	48	б/д	-	388
3010	1.09	-	-	-	-	-	-	-	-	б/д		-	-	0
3029	1.09	-	-	-	-	-	-	-	-	б/д	-	129	54	179
11р	9.12	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	414	414
ИТОГО				1064	2729	2695	3194	8513	8816	10407	9115	9378	10888	66869

 

За счет оптимизации механизированных скважин получено 23798,03 тонны дополнительной добычи нефти, что составляет 2,93 % от общей добычи за I полугодие 1998 года.

Всего за I полугодие 1998 года добыто 994,3722 тыс. тонн нефти, 1156,7664 тыс. тонн жидкости, 84,5458 млн. м³ 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 %. Основные показатели разработки по объектам и месторождению приведены в (таблице № 4, 5).

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 б 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.

Далее приводится текущий оперативный  анализ энергетического состояния залежи, по недобору добычи нефти и дефициту закачки по I объекту разработки (таблица №№ 6-9).

 

 

Таблица 4

Основные показатели по добывающим скважинам по

объектам и месторождению за 1997г.

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