Главная Коллекция "Revolution" Геология, гидрология и геодезия Отложения на месторождении Кумколь

Отложения на месторождении Кумколь

Текущее состояние разработки месторождения Кумколь. Регулирование разработки путем оптимизации работы скважин. Мероприятия по предупреждению и борьба с осложнениями при разработке месторождения Кумколь. Внедрение мероприятий внутриконтурного заводнения.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 25.04.2013
Размер файла 432,0 K
рефераты на заказ со скидкой

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Аннотация

В данном дипломном проекте приведены общие сведения о месторождении Кумколь, геологическое строение и его нефтегазоносность.

Рассмотрено текущее состояние месторождения Кумколь, описаны мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при разработке месторождения, методы повышения нефтеотдачи пласта, более подробно рассмотрено внутриконтурное заводнение по девятиточечной системе.

Описаны требования и рекомендации к системе внутриконтурного заводнения и качеству закачиваемых вод.

Приведены расчеты экономической эффективности при применении внутриконтурного заводнения по IV объекту разработки.

Также приведены мероприятия по охране окружающей среды.

Содержание

Введение

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 История геолого-геофизической изученности и разработки месторождения

1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика

1.4 Тектоника

1.5 Нефтегазоносность

1.6 Водоносность

2. Технико-технологическая часть

2.1 Текущее состояние разработки месторождения Кумколь

2.2 Мероприятия по предупреждению и борьба с осложнениями при разработке месторождения Кумколь

2.2.1 Парафиноотложения

2.2.2 Солеотложения

2.2.3 Контроль за сульфаторедукцией

2.3 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин

2.4 Регулирование разработки путем оптимизации работы скважин

2.5 Требования и рекомендации к системе ППД, качеству воды, используемой для заводнения

2.6 Определение дебитов при площадном заводнении

2.7 Расчеты на ЭВМ

3. Экономическая часть

3.1 Организационная характеристика

3.2 Организация основного и вспомогательного производства

3.3 Особенности организации труда и заработной платы

3.4 Анализ технико-экономических показателей разработки месторождения Кумколь

3.4.1 Анализ эксплуатационных затрат

3.4.2 Анализ себестоимости единицы продукции

3.4.3 Анализ капитальных вложений

3.5 Расчет экономической эффективности от внедрения мероприятий внутриконтурного заводнения

4. Охрана труда и окружающей среды

4.1 Охрана труда в системе ППД

4.1.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов

4.1.2 Защитные мероприятия

4.1.2.1 Техника безопасности

4.1.2.2 Производственная санитария

4.1.2.3 Пожаробезопасность

4.2 Охрана окружающей среды в системе ППД

4.2.1 Охрана атмосферы

4.2.2 Охрана земель и недр

4.2.3 Охрана водной среды

Список литературы

Приложение А

Введение

Сегодня Республика Казахстан является одной из крупных нефтедобывающих стран мира, занимающая по объему разведанных запасов нефти тринадцатое место, газу и конденсату - пятнадцатое, по уровню добычи нефти - двадцать восьмое место. По разведанным запасам и уровню добычи нефти среди стран СНГ Казахстан прочно занимает второе место, а по запасам газа и конденсата - четвертое место.

На территории Республики установлено 202 нефтяных и газовых месторождений. По состоянию на 01.01.99 года остаточные извлекаемые запасы составляют: нефти 2,2 млрд. тонн, газа - 1,8 трил. м3, конденсата - 690 млн. тонн.

Запасы нефти распределены на территории Республики Казахстан крайне неравномерно. В четырех западных областях находятся более 90% остаточных извлекаемых запасов нефти Республики. Это такие месторождения как Тенгиз, Карачаганак, Жанажол и Кенбай, а также все месторождения с запасами более 100 млн. тонн.

Основные запасы газа сосредоточены в двух областях Республики: Западно-Казахстанской (Карачаганак) и Актюбинской (Жанажол).

По запасам конденсата ведущая роль (более 90% от всех запасов) принадлежит Западно-Казахстанской области (Карачаганак).

Республика Казахстан располагает значительными прогнозными ресурсами. Прогнозные извлекаемые ресурсы нефти Республики оцениваются в 7,8 млрд. тонн (суша), при этом 2/3 их сосредоточены в Западном Казахстане, а прогнозные ресурсы природного газа оцениваются в 7,1 трил. м3, более 70% которых также сосредоточены в Западном Казахстане.

Большие перспективы нефтегазоносности связываются с недрами Казахстанского сектора Каспийского моря. Согласно последним оценкам, прогнозные ресурсы казахстанского сектора Каспийского шельфа составляют около 13 млрд. тонн условного топлива.

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

В 1985 году институтом «КазНИПИнефть» составлен проект пробной 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.

С этого момента месторождение разрабатывается двумя недропользователями: АО «Харрикейн Кумколь Мунай» и АО «Кумколь-ЛУКойл».

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

месторождение скважина кумколь заводнение

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 Жезказганской области Республики Казахстан (рис.1.).

Ближайшим населенным пунктами являются железнодорожные станции Жалагаш (150 км), Жусалы (210 км), Карсакпай (180 км) и пос. Сатпаево (250 км). Расстояния до областных центров г. Кызылорда и г. Жезказган составляют 160 км и 290 км соответственно. На расстоянии 230 км к востоку от месторождения проходит нефтепровод Омск-Павлодар-Шымкент, а в 20 км к северо-востоку проходит ЛЭП 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.

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.

Почвенный покров месторождения и прилегающих к нему территорий включает следующие почвы: серо-бурые суглинистые; серо-бурые супесчаные защебененные; солонцы; комплексы солонцов с бурыми солонцеватыми; пески.

Грунтовые воды залегают на глубине от 100 м.

Климат района - резкоконтинентальный с большими сезонными и суточными колебаниями температуры воздуха и малым количеством осадков. Максимальные летние температуры +40 +45°С, максимальные зимние температуры до -38 -43°С.

Годовое количество осадков до 150 мм, выпадающих в основном в зимне-весенний период. Характерны постоянные ветры юго-восточного направления, в зимнее время часто бураны метели.

Водные артерии на площади месторождения отсутствуют.

Степь покрыта типичной для полупустынь ксерофильной растительностью, в осенне-зимний и весенние периоды изобилует сайгой.

Обеспечение технической и бытовой водой осуществляется из специальных гидрогеологических скважин, дающих высокие дебиты воды минерализацией 0,6-0,9 г/л из отложений сенон-турона с глубины 50-70 м. По качеству вода не соответствует стандартам питьевой воды из-за повышенного содержания фтора. На отметках рельефа 120 м скважины работают на самоизлив.

Рисунок - 1 Обзорная карта

М 1:2700000

1.2 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.

1.3 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.

Кумкольская свита (J3 km) залегает на размытой поверхности фундамента и расчленяется на основе цикличности в осадконакоплении на три подсвиты: нижне(J3km1)-средне(J3 km2)- 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.

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 60 м.

1.4 Тектоника

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

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.

1.5 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.

1.6 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 мз/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

 ...

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены