Нефтегазоносность. На местрождении Кумколь нефтегазоносными являются нижненеокомские и верхнеюрские отложения

На местрождении Кумколь нефтегазоносными являются нижненеокомские и верхнеюрские отложения.

В нижненеокомских отложениях в составе арыскумского горизонта выделяются два продуктивных горизонта M-I и M-II, которые хорошо коррелируются и однозначно выделяются по данным ГИС. Продуктивные горизонты разобщены глинистыми разделами толщиной от 10 до 20 м.

К горизонту M-I приурочена нефтяная залежь, расположенная в интервале глубин 1061.7-1118.2 м. Высота залежи 48 м. Залежь нефти пластовая, свдового типа.Абсолютные отметки ВНК в пределах разбуренных центральной, и южной частей залежи колеблются в интервале 981.5-986.0 м (отметка ВНК, принятая в подсчете запасов нефти в 1987 г, равна – 983 м).

В северо-западной части залежи ВНК принят на отметке – 985.7 м по данным ГИС и опробования в скважинах 27 и 40, а на северо-востоке по данным ГИС и опробования в скважине 32 ВНК принят на отметке – 992 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 скв. 13, 22) структуры. Размеры залежи составляют 14.0х4.0 км, площадь нефтеносности – 51097 тыс. м².

Горизонт M-II содержит нефтяную залежь пластово-массивного типа.

Интервал залегания 1093.7-1118.8 м. Высота залежи 23 м. Отметка ВНК горизонта M-II отбивается в интервале 996.0-1000.8 м. Отметка ВНК, принятая в подсчете запасов нефти в 1987 г, равна – 999 м. В ряде скважин, хаотично расположенных по площади залежи, ВНК по данным ГИС отбивается на отметках – 992.5-994.0 м. Размеры залежи горизонта M-II равны 5.6х2.7 км, площадь нефтеносности – 10844 тыс. м².

В юрских отложениях выделяются продуктивные горизонты Ю-I и Ю-II (2-ой эксплуатационный объект), Ю-III (третий эксплуатационный объект) и Ю-IV (четвертый эксплуатационный объект).

Второй эксплуатационный объект (горизонт Ю-I,II) содержит газо-нефтяную залежь. Залежь пластовая, тектонически экранированная, сводового типа, расположена в интервале глубин 1190-1326 м.

Высота залежи 127 м. Водонефтяной контакт в большинстве скважин отбивается в интервале абсолютных отметок – 1196-1199 м. В ряде скважин

В северной части залежи ВНК принят на отметке – 1203 м (по разведочным скв.30,31,39,1-ск и отчету по подсчету запасов 2000 г). Газо-нефтяной контакт отбивается на отметках – 1111.0-1113.5 м. В большинстве скважин ГНК отбивается на уровне отметки – 1112.0 м. По данным эксплуатационного бурения площадь чисто нефтяной зоны уменьшилась за счет увеличения водонефтяной зоны в восточной приразломной части. Размеры залежи II объекта составляют 19.5х8.2 км. Площадь нефтеносности горизонта Ю-I – 101412 тыс.м², площадь газоносности 9137 тыс.м². Площадь нефтеносности горизонта Ю-II – 64135 тыс. м² , площадь газоности 2280 тыс. м². Высота нефтяной части 91 м, газовой – 38 м.

К горизонту Ю-III (III эксплуатационный объект) приурочена газо-нефтяная залежь, расположенная в интервале глубин 1221.4-1317.0 м.

Залежь пластовая, тектонически экранированная, сводового типа. Продуктивный горизонт Ю-III отделяется от горизонта Ю-II повсеместно выдержанным глинистым пластом, толщина которого местами (район скв.408, 2-р, 2109, 3054, 3055) сокращается до 2-3 м.

Отметки водонефтяного контакта отбиваются в интервале – 1195-1198 м.

В подсчете запасов 2000 г ВНК принят на отметке – 1198 м.

По данным эксплуатационного бурения в сводовой части залежи выявлена небольшая по размерам газовая шапка, газо-нефтяной контакт отбивается на отметках – 1112.0 – 1113.0 м.

Наличие газовой шапки обосновано данными интерпретации ГИС по скважинам 243, 1032, 1033, 330, 2088, 3047 и 3033.

Водонефтяной и газонефтяной контакт горизонта Ю-III совпадает с водонефтяным и газонефтяным контактами II эксплуатационного объекта (горизонты Ю-I и Ю-II).

В процессе эксплуатационного разбуривания залежи отмечено уменьшение площади продуктивности в восточной приразломной части за счет более крутого падения пластов.

В западной части (район разведочной скважины 17) залежь нефти горизонта Ю-III ограничена выступом фундамента.

Размеры залежи составляют 7.5х6.5 км, высота залежи равна 94 м, в том числе по нефтяной части 86 м, по газовой 8 м. Площадь нефтеносности составляет 43416 тыс. м².

Размеры газовой шапки горизонта Ю-III составляют 1.5х0.75 км. К горизонту Ю-IV приурочена газонефтяная залежь, расположенная в интервале глубин 1270.4-1320.0 м. Залежь пластово-массивная, стратиграфически и тектонически экранированная, сводового типа.

Газонефтяной контакт по отчету подсчета запасов нефти 1987 г принят на отметке – 1179.0 м

Водонефтяной контакт в подсчете запасов нефти 1987 принят на отметке – 1198 м.

По данным эксплуатационного бурения ВНК в большинстве скважин колеблется в интервале отметок – 1195-1198 м.

В юго-восточной, центральной и северной частях залежи выявлены зоны отсутствия коллекторов по нефтенасыщенной части разреза.

В газовой части залежи отсутствие коллекторов наблюдается в центральной части в районе скважин 330, 431 и 3023, а в восточной части в скважине 2079.

Размеры залежи равны 3.5х3.2 км. Высота залежи 42 м, в том числе нефтяная часть 19 м, газовая 23 м. Площадь нефтеносности 11217 тыс. м², а газоносности 7085 тыс. м².

В 2002 году выполнены отбор и иследования глубинных проб из 7 скважин II и III объектов разработки месторождения Кумколь. Это скважины 2029,2067,2170,2176 (II объект), 3053,3004,3087 (III объект). Исследования выполнялись по заказу ОАО “ПетроКазахстан Кумколь Ресорсиз” в лабораториях НИПИнефтегаз и PENCOR International Ltd.

Исследования глубинных проб нефти выполнялись на установках PVT высокого давления АСМ-600 (НИПИнефтегаз и фирмы “RUSKA” (PENCOR). По пробам были выполнены следующие виды работ: опыт объемного расширения нефти; опыт однократного разгазирования пластовой нефти от пластовых условий до стандартных (Р=0.1013 МПа, Т=20 ⁰С); определение вязкости пластовой нефти; определение компонентных составов газа и пластовой нефти; опыт дифференциального разгазирования пластовой нефти (таблицы 1.6 – 1.12)

Газосодержания проб нефти отобранных из скважин II объекта разработки (горизонты Ю-I, Ю-II) меняются от 125.2 м³/т до 157.8 м³/т и в среднем составляют 141.8 м³/т. Объемный коэффициент соответственно меняется от 1.309 до 1.386 и составляет в среднем 1.353.

Пробы нефти, отобранные из скважин горизонта Ю-III имеют газосодержания 127.9 – 151.7 м³/т и в среднем равны 145 м³/т. Объемный коэффициент меняется соответственно от 1.332 до 1.369 составляя в среднем 1.352. В сооответствии с газонасыщенностью изменяются и остальные параметры.

Как видно диапазоны изменения параметров пластовой нефти по скважинам Ю-I, Ю-II, Ю-III горизонтов практически одинаковы, что подтверждает предположение о единстве этих нефтей.

Как известно, в процессе разработки месторождения месторождения Кумколь на естественном режиме, из-за отставания обустройства месторождения и ввода системы ППД, произошло повсеместное снижение текущего пластового давления относительно начального давления насыщения и по состоянию на 01.01.2003 года среднее текущее пластовое давление по горизонтам Ю-I, Ю-II и Ю-III составляет 10.7 МПа.

По глубинным пробам, отобранным и исследованным в 2002 году давления насыщения получены в диапазоне 8.6 МПа – 10.94 МПа по II-объекту и 9.74 МПа – 11.05 МПа по III объекту. Причиной различий по скважинам значений давления насыщения и остальных параметров, по видимому, является следующее:

- влияние контакта пластовой нефти с водой. Все скважины находятся близко к контуру ВНК. Часть глубинных проб содержала воду (скважины №№2029, 2067, 3053), которую до исследования отстояли и слили;

- не во всех скважинах перед отбором проб восстановлены пластовые давления и Рнас получено на уровне Рзаб. Эти скважины №№2029, 2170, 3004, 3087.

Содержание метана в нефтяном газе II объекта разработки изменяется в диапазоне 40.41-50.73 %мол. и в среднем составляет 46.8 %мол., в пробах III объекта - от 45.31 %мол. до 52.36 %мол. и в среднем равен 49.4 %мол. Этана в газе Ю-I, Ю-II горизонта содержится 17.33-19.16 %мол., в газе Ю-III горизонта – 16.69-17.63 %мол. Содержание пропана в среднем по II- объекту составляет 18.9 %мол., по III объекту – 17 %мол.

Нефть месторождения Кумколь легкая, парафинистая, смолистая, малосернистая. Выход светлых фракций нефти по пробам изменяется от 35 до 44 %об., составляя в среднем 40%об. Влияние воды на свойства дегазированой нефти хорошо прослеживается по пробам нефти из скважин №№2029, 2067, 2170, по которым получены ухудшенные вязко-плотностные характеристики. Так плотность нефти по обводненным скважинам превышает 0.833 г/см³, вязкость при 40 ⁰С изменяется от 8.46 до 11.16 мПа*с, против 6.5-7.27 мПа*с по обводненным пробам (скважины №№2176, 3004, 3053, 3087).