Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время на территории Республики Казахстан установлено более 200 нефтяных и газовых месторождений.

Запасы нефти распределены на территории Республики крайне неравномерно.

В четырёх западных областях находится 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.

Республика Казахстан располагает значительными прогнозными ресурсами, которые 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 трилл.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 10,0 млрд, тонн условного топлива.

Месторождение Кумколь открыто в феврале 1984 года, Южно-Казахстанской нефтеразведочной экспедицией ПГО "Южказгеология" Министерством геологии Республики Казахстан.

В 1985 году институтом "КазНИПИнефть" составлен проект пробной эксплуатации месторождения Кумколь.

В 1987 году институтом "КазНИГРИ, ВНИГНИ и Казахской опытно-методической экспедицией были выполнены работы по подсчёту запасов нефти и газа месторождения Кумколь по состоянию на 15.05.87 года.

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

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

Промышленная разработка месторождения Кумколь ведётся с мая 1990 года в соответствии утверждённой технологической схемой разработки месторождения Кумколь.

В декабре 1995 года Правительством Республики Казахстан Акционерному обществу "Кумколь-ЛУКойл" выдана лицензия (серия МГ No.296 нефть) для до разведки и добычи углеводородного сырья на площади Контрактного Участка месторождения Кумколь.

С этого момента месторождения разрабатывается двумя недропользователями: АО "Харрикейн Кумколь Мунай" и АО "Кумколь-ЛУКойл".

С 10 августа решением учредительного собрания АО «Кумколь-ЛУКойл» переименовано в АО «Тургай Петролеум».

АО «Тургай Петролеум» - одна из молодых компаний в нефтебизнесе Казахстана, работающая на продвижение в будущее нефтяной отрасли республики, связывающая партнерскими узами нефтяников Казахстана и России.

На месторождении Кумколь эксплуатация нефтяных скважин ведётся в условиях осложнённых наличием парафина 12%, коррозионного воздействия, пескопроявления и солеотложения. Для увеличения дебита добывающих скважин важное значение имеют мероприятия по борьбе с ними.

В данном дипломном проекте рассматриваются выбор эффективных методов борьбы с пескопрявлением, производится расчет промывки скважин для удаления песчаных пробок.

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

Месторождение Кумколь расположено в южной части Торгайской низменности, ограничено географическими координатами 46025'-46034' с.ш. и 65030'-65043' в.д.

Ближайшими населенным пунктами являются железнодорожные станции Жалагаш (150 км), Жусалы (210 км), Карсакпай (180 км) и пос. Сатпаево (250 км). Расстояние до областного центра г. Кызылорда 160 км и г. Жезказган составляют 290 км . На расстоянии 230 км к востоку от месторождения проходит нефтепровод Омск-Павлодар-Шымкент.

В районе расположения месторождения местное население в летний период занимается отгонным животноводством. 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 вытянутого в субмеридианльном 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, возвышающейся 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 воздымается до отметки рельефа 150-200 м, а 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 и глубже.

Климат района - резкоконтинентальный с большими сезонными и суточными колебаниями температуры воздуха и малым количеством осадков. Максимальные летние температуры +40 +45°С, минимальные 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 вызывающие бураны бураны и метели.

Водные артерии на площади месторождения отсутствуют.

Степь покрыта типичной растительностью для полупустынь, в осенне-зимний и весенние периоды степь 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 .

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

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. Лицензионный участок площадью боле 150 квадратных километров примерно половину территории месторождения- его северную часть.

С этого момента месторождение разрабатывается двумя недропользователями АО«ПетроКазахстан Кумколь Ресорсес» и АО«Кумколь-ЛУКойл».

1.2 Стратиграфия

Разрез месторождения Кумколь представлен отложения мезо-кайнозоя, залегающими на глубоко выветренной поверхности раннепротерозойского фундамента.

Нижний протерозой (PR1). Образования складчатого фундамента вскрыты в 16 скважинах. В скважине 2, вскрывшей фундамент на максимальную толщину 245 м, верхняя часть его (около 120 м) сложена серо-зелеными массивными гидрослюдисто-каолинитовыми глинами (кора выветривания), постепенно переходящими в выветрелые кварц-биотит-плагиоклазовые гнейсы.Возраст их устанавливается по сопоставлению с аналогичными образованиями хребтов Улытау и Каратау.

Мезозой-кайнозойская группа (Mz-Kz). Отложения мезозой-кайнозоя в Арыскумском прогибе и на месторождении расчленяются на два структурных подэтажа, разделенных региональным стратиграфическим несогласием, - верхнетриасового - юрский и мел - палеогеновый .

Юрская система J. На месторождении Кумколь разрез нижнего подэтажа начинается отложениями среднего отдела юрской системы.

В грабен-синклиналях Арыскумского прогиба в нижней части разреза участвуют также отложения верхнего триаса-нижней юры.

Стратиграфия триасово-юрских отложений изучена по данным параметрических скважин и поискового бурения на площади Кумколь.

В разрезе подэтажа выделяются три крупные ритмотолщи, по возрасту примерно соответствующие позднетриасово-раннеюрскому, средне- и позднеюрскому времени. Каждая из них начинается пачкой обломочных пород, содержащих коллекторы, и заканчивается глинистыми породами, представляющими собой флюидоупор. Пачки имеют ранг свит.

Нижний отдел (J). В грабен-синклиналях эта ритмотолща состоит из нижней кумбулакской (J11kb) и верхней айболинской (J2-3ab) свит.

Кумбулакская свита толщиной до 1200 м сложена переслаивающимися разнозернистыми песчаниками, гравелитами и аргиллитами, переходящими в конгломераты. Айбалинская свита толщиной до 535 м состоит из черных аргиллитов и глинистых алевролитов, обогащенных органическим веществом и растительными остатками. Возраст установлен на основании находок спор и пыльцы как плинсбах-тоарский.

Средний отдел (J2). Отложения средней юры выделены в дощанскую свиту (J2 d), представленную переслаиванием серых песчаников, алевролитов и темно-серых аргиллитов .

В кровельной части свиты обособляется пачка частого переслаивания песчаников и аргиллитов толщиной от 12 (скв. 12) до 56 м (скв. 6), являющаяся нефтегазоносной (горизонт Ю-IV). В низах свиты на крыльях структуры (скв. 4, 5, 6) выделяются пласты угля толщиной 4-6 м. Нижняя часть свиты в присводовой части структуры выклинивается там, где горизонт Ю-IV ложится на породы фундамента или на кору выветривания

В юго-западной части структуры отложения дощанской свиты полностью выклиниваются, а на крыльях ее толщина достигает 219 м. В грабен-синклиналях Арыскумского прогиба свита сложена более глинистыми породами толщиной до 502 м. Возраст свиты по находкам спор и пыльцы определен как аален-батский (нижняя половина).

Средний - верхний отделы (J2-3). Отложения отделов объединены в карагансайскую свиту (J2-3 ks), залегающую трансгрессивно на отложениях дощанской, а в местах их отсутствия - на породах фундамента. Литологически она сложена довольно однообразной пачкой черных аргиллитов и аргиллитоподобных глин с небольшими прослоями серых глинистых алевролитов.

В грабен-синклиналях верхняя часть свиты сложена горючими сланцами. Толщина свиты достигает 257 м. Возраст свиты установлен по комплексам спор и пыльцы как поздний бат - ранний келловей.

Верхний отдел (J3). Верхнеюрская ритмотолща залегает на аргиллитах карагансайской свиты с размывом и расчленяется на кумкольскую и коскольскую свиты.

Кумкольская свита (J3 k) на месторождении сложена тремя горизонтами продуктивных песчаников, песков и алевролитов с прослойками глинистых алевролитов и глин (Ю-I, Ю-II, Ю-III). Горизонты разделены выдержанными по всей площади слоями глин и глинистых алевролитов. Толщина свиты в пределах структуры изменяется от 37-38 м в присводовых частях, до 82 м на крыльях и в северной части площади. В грабен-синклиналях толщина кумкольской свиты увеличивается до 300м. Возраст свиты установлен по комплексам спор и пыльцы в пределах келловея-оксфорда.

Коскольская свита (J3 kk) залегает согласно на кумкольской, имея с ней четкую границу в виде резкой смены песчаных пород на глинистые, образующие флюидоупор для юрских продуктивных горизонтов

Меловая система (К). Меловые отложения расчленяются на даульскую и карачетаускую свиты нижнего отдела, кызылкиинскую верхнего отдела.

Нижний отдел (К1). Неокомский надъярус (К1 пс). Отложения неокомского надъяруса выделены в даульскую свиту. Свита залегает с региональным размывом и угловым несогласием на образованиях коскольской свиты и расчленяется на нижне- и верхнедаульскую подсвиты. Нижнедаульская подсвита в основании содержит арыскумский горизонт, который на месторождении Кумколь представлен песками и алевритами с прослоями коричневых глинистых, карбонатных алевролитов и глин. Пределы изменения толщин арыскумского горизонта 87-123 м.

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.

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.

Нижний - верхний отделы (К1-2). Альб-сеноманский ярус(К al3 - s). Отложения альба-сеномана залегают согласно на карачетауской свите и выделены в кызылкиинскую свиту, сложенную пестроцветными глинистыми алевролитами и глинами с прослоями песков и песчаников. Толщина свиты 87-186 м.Возраст свиты - поздний альб - сеноман - устанавливается по комплексам спор и пыльцы.

Верхний отдел (К2). Туронский ярус (К2 t). Отложения турона выделены в балапанскую свиту. Она залегает трансгрессивно на кызылкинской свите и сложена зеленовато-серыми песками и глинами с тонкой горизонтальной слоистостью. Присутствуют обугленные остатки и зерна глауконита. Толщина свиты колеблется в пределах 82-150 м. Возраст свиты установлен по комплексам спор и пыльцы как нижнетуронский.

Палеогеновая система (P). представлена они темно-серыми глинами, сильно насыщенными обугленным растительным детритом, и прослоями кварц-глауконитовых песков. Максимальная толщина палеогена 66 м.

Неоген-четвертичные отложения (N-Q). Более молодые плиоцен-четвертичные отложения развиты в погруженных частях Арыскумского прогиба. В пределах структуры Кумколь к ним условно отнесены покрывающие поверхность пески, суглинки и супеси, толщина которых не превышает 10 м.

1.3 Тектоника

Месторождение Кумколь находится в пределах Арыскумского прогиба Южно-Торгайской 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 кмІ по изогипсе - 1200 м, при амплитуде 120 м. Структура представляет собой вытянутую антиклиналь северо-западного простирания, ограниченную 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 воздымающейся 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 основного свода.

Размеры структуры составляют 14.5 х 4.5 кмІ 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.

Согласно структурной карте по кровле продуктивного горизонта Ю-II структура многокупольная, имеет два локальных свода северо-западный и юго-восточный. Юго-восточный свод является основным, оконтуренный изогипсой -1180 м. В сводовой части, наиболее высокая абсолютная отметка свода расположена в районе скважины 24 и равна -1120м, следовательно амплитуда данного локального свода равна 60м. Северо-западный свод оконтурен изогипсой -1220м, является погруженным относительно юго-восточного и значительно меньших размеров.

При сопоставлении структурных планов меловых и юрских горизонтов, видно заметное выполаживание поверхностей меловых горизонтов, по сравнению с юрскими.

В целом структура Кумколя оконтуривается изогипсой -1220м, следовательно амплитуда структуры в целом равна 100м.

Брахиантиклинальная структура слабо нарушена, ограничена с востока одним тектоническим нарушением типа сброса. Кровля древнего фундамента в пределах структуры залегает на отметке минус 1550м, следовательно толщина мезозойского осадочного чехла не превышает 1550м.

1.4 Нефтегазоносность

В нижненеокомском нефтеносном подкомплексе выделяются два продуктивных горизонта М-I и М-II (I эксплуатационный объект), которые хорошо коррелируются и уверенно выделяются по данным ГИС. Нижнемеловые горизонты М-I и М-II разобщены глинистыми разделами толщиной от 8 м до 20 м.

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 .

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.

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 .

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.

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.

Продуктивный разрез сложен песчаниками и алевролитами с пределами эффективных толщин по горизонтам от 0,6 до 12,4 м.

Открытая пористость коллекторов составляет 19,3 -23,7%, проницаемость 0,172-1,133 мкмІ, коэффициент нефтенасыщенности 0,58-0,71, газонасыщенности 0,57-0,72.

Начальное пластовое давление находится в пределах 11,5 -13,76 МПа, пластовая температура 49-56єС,. Дебиты нефти достигали 125,8 мі/сут на 7 мм штуцере , газа -93,8 тыс. мі/сут на 7 мм штуцере.

Нефти юрских и меловых отложений постоянны по своему составу. Они легкие -=815,4 кг/мі в горизонте Ю-IV и 822,2 - 835,5 кг/мі в остальных горизонтах. Содержание светлых фракций (до 300С) в юрских горизонтах 36-48%, горизонтах М-I-II около 45%, в том числе бензиновых (до 200С) соответственно 21-27 и 25%. Нефть низкосмолистая , высокопарафинистая (10-12%) при содержании парафина в отдельных пробах до 16 %, смол 4,8-8,42 %, асфальтенов 0,11-0,92 %, серы 0,11-0,52%.

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.

В юрских горизонтах газосодержание снижается в среднем от 172 (Ю-IV) до 108 м3/м3 (Ю-1), давление насыщения--от 12,163 до 9,0 мПa .

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. В газе в незначительных количествах содержится конденсат, плотностью 732 кг/мі.

Режим залежей горизонтов М-I, М-II и Ю-III- водонапорный, остальных залежей - водонапорный с энергией газовой шапки.

Пластовые воды продуктивных горизонтов относятся к хлоркальциевому типу. Минерализация их изменяется от 49, 7 до 84 г/л. В водах повышенное содержание брома, стронция и лития.

Месторождение находится в разработке.

2. Технологическая часть

2.1 Система разработки месторождения

2.1.1 Анализ текущего состояния разработки

Разбуривание месторождения эксплуатационными скважинами начато в 1988 году в соответствии с проектом пробной эксплуатации месторождения, составленного институтом КазНИПИнефть. В этом же году институтом НИПИмунайгаз была составлена «Технологическая схема…», утверждена в ЦКР МНП СССР (протокол 1296 от 13.07.88 г.).

В мае 1990 года месторождение введено в промышленную разработку. С декабря 1995 года разработку месторождения ведут 2 недропользователя: южная часть - АО «Харрикейн Кумколь Мунай» переименованное в « PetroKazakhstan», северная часть - АО « Кумколь-ЛУКойл» переименованное в АО «Тургай-Петролеум». В 1999 году после разбуривания объектов эксплуатационным фондом, в связи с изменением представления о геологическом строении, а так же несоответствием фактических показателей разработки с проектными показателями технологической схемы 1988 года и эксплуатацией месторождения двумя недропользователями, институт НИПИнефтегаз составил новый проектный документ - «Проект разработки нефтегазового месторождения Кумколь», который был утвержден ЦКР Республики Казахстан 24.06.99 г. Этот проектный документ является в настоящее время действующим проектным документом, на основании которого ведется разработка месторождения Кумколь.

Реализуемая система разработки месторождения предусматривает следующие условия: фонд скважин составляет 770, в том числе 432 добывающие, 199 нагнетательных, 15 резервных. 21 водозаборная и 3 газовые; выделены четыре эксплуатационных объекта: первый--горизонты М-I + М-II, второй - горизонты Ю-I + Ю-II, третий - горизонт Ю-III, четвертый - горизонт Ю-IV.

Рассчитаем четыре основных параметра, которыми характеризуют ту или иную систему разработки по формулам (2.1.-2.5.)

Параметр плотности сетки скважин SС.

, (2.1.)

где S - площадь нефтеносности месторождения Кумколь;

n - число скважин на месторождении Кумколь.

=166801 м2/скв.

1. Параметр Крылова Nкр, равный отношению извлекаемых запасов нефти N к общему числу скважин n.

==1,3 млн. т/скв. (2.2)

2. Параметр , равный отношению числа нагнетательных скважин nн к числу добывающих скважин nд.

(2.3)

3. Параметр , равный отношению числа резервных скважин, бурящихся дополнительно к основному фонду скважин к общему числу.

(2.4)

4. Расстояние между скважинами вычисляем по формуле:

м (2.5)

Основные показатели разработки месторождения Кумколь (контрактной территории АО «Тургай-Петролеум») на 31 декабря 2009 года приведены в целом по месторождению и по объектам эксплуатации на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1. Основные показатели разработки на 2009 г на месторождении Кумколь

Основные показатели с начала разработки с 1996-2009 годы приведены на рисунке 2.2.

Рисунок 2.2. Основные показатели с начала разработки с 1996-2009 г на месторождении Кумколь

За 2009 год из скважин месторождения было добыто 3223,750 тыс.тонн нефти, 22407,104 тыс.тонн жидкости и 313,054 млн.м3 газа. Накопленная добыча нефти на 31.12.2009 г. достигла 30744,627 тыс.тонн, что составляет 65,4% от начальных извлекаемых запасов. В продуктивные пласты в 2009 году на 31 декабря закачано 19797,035 тыс.м3, накопленная закачка составила - 43166,846 тыс.м3. Средняя приемистость нагнетательных скважин находится на уровне - 202 м3/сут. Текущая компенсация отборов закачкой - 62%.

Среднесуточный дебит действующих скважин по нефти за 12 месяцев составил 18,5 т/сут, по жидкости - 156,3т/сут. Средняя текущая обводненность добытой продукции 85,6%.

I объект разработки (горизонты М-I+M-II)

На 31.12.09 скважинами I объекта добыто 1026,3 тыс.тонн нефти и 7258,8 тыс.тонн жидкости. Накопленная добыча нефти на дату анализа достигла 9377,9 тыс.тонн, что составляет 67,19% от начальных извлекаемых запасов нефти I объекта. Среднесуточный дебит добывающих скважин по нефти составил 21,7 т/сут, по жидкости 108,9т/сут, средняя обводненность продукции составила 87,4%, текущая компенсация отборов достигла 46% при закачке воды в объеме 6177,9 тыс.м3, накопленная закачка воды - 14257,3,369 тыс.м3.

II объект (горизонт Ю-I+Ю-II)

За 2009 год скважинам II объекта добыто 1268,5 тыс.тонн нефти и 9159,5 тыс.тонн жидкости. Накопленная добыча нефти на 31.12.2009 г. достигла 14061,2 тыс.тонн, что составляет 59,13% от начальных извлекаемых запасов нефти II объекта.

Средний дебит скважин по нефти составил 24,0 т/сут, по жидкости 118,8 т/сут, текущая компенсация отборов достигла 68% при закачке воды в объеме 8374,7 тыс.м3, накопленная закачка воды - 15495,6 тыс.м3, средняя обводненность продукции - 88,9%.

III объект (горизонт Ю-III)

Добыча нефти за 2009 год составила 895,6 тыс.тонн и 5988,804 тыс.тонн - добыча жидкости, добыто газа на 31.12.2009 год мая 34,176 млн.м3. Накопленная добыча нефти на дату анализа достигла 6866,927 тыс.тонн, что составляет 79,6% от начальных извлекаемых запасов нефти III объекта. Средний дебит скважин по нефти составляет 15,8 т/сут, а по жидкости равен 134,7 т/сут, закачано в пласт 5153,1 тыс.м3 воды, при текущей компенсации отборов - 75%, накопленная закачка воды составила 13413,946 тыс.м3, средняя обводненность продукции - 83,3%.

IV объект (горизонт Ю-IV)

За 2009 год добыча нефти составила 33,35 тыс.тонн, добыча жидкости - 438,6 тыс.тонн. Накопленная добыча нефти на 31.12.2009 г. достигла 142,6 тыс.тонн, что составляет 82% от начальных извлекаемых запасов нефти IV объекта. Средний дебит скважин по нефти составляет 11,0 т/сут, а по жидкости - 78,7 т/сут, средняя обводненность продукции 75,3%.С мая 2002 года разрабатывается без поддержания пластового давления.

На месторождении Кумколь установлена промышленная нефтегазоносность в меловых отложениях выделяются два продуктивных горизонта (М-I,М-II) и четыре в юрских (Ю-I, Ю-II, Ю-III и Ю-IV).

По характеру насыщения горизонты М-I и М-II и Ю-III выделяются как нефтяные залежи, горизонты Ю-I, Ю-II и Ю-IV - нефтегазовые. Залежи относятся к различным типам. Залежи горизонтов М-I, Ю-I, Ю-II, Ю-I- пластовые сводовые, тектонически-экранированные, залежи горизонтов М-2 и Ю- IV массивного типа.

Распределение залежей по утвержденным балансовым и извлекаемым запасам нефти выделяются две сравнительно крупные залежи М-I и Ю-I, они приблизительно одинаковы по запасам и вместе содержат 60% всех балансовых запасов месторождения. Залежи Ю-II и Ю-III, заключающие около 35% запасов нефти, также мало отличаются по запасам. На долю залежей М-II и Ю- IV приходится около 5% общих запасов нефти месторождения Кумколь.

В технологической схеме месторождения Кумоль, предусматривалось выделение четырех эксплуатационных объектов .

Выделение объектов сделано на основе анализа геологического строения продуктивных горизонтов, определения критерия рациональности объединения горизонтов в один эксплуатационный объект, достижения наибольшего среднего дебита нефти на пробуренную скважину при условии обеспечения заданного коэффициента нефтеотдачи и существующих технических и технологических возможностей эксплуатации залежей.

В один эксплуатационный объект были выделены меловые залежи, имеющие в отличие от юрских значительно большую вязкость нефти, в значительной степени дегазированные, имеющие небольшой разрыв между пластовой температурой и температурой насыщения нефти парафином и более высокую проницаемость коллекторов.

Во второй эксплуатационный вошли залежи верхнеюрских горизонтов Ю-I и Ю-II, имеющие сходную геолого-физическую характеристику коллекторов, единый ВНК, ГНК и свойства насыщающих их флюидов.

Горизонт Ю-3 выделен в самостоятельный третий объект разработки, нефть по свойствам идентична нефти Ю-I и Ю-II горизонтов. Объединение Ю-III горизонта со вторым объектом нецелесообразно, поскольку возникают сложности в обеспечении максимального охвата пластов процессом заводнения.

Горизонт Ю- IV выделен в четвертый объект разработки.

2.1.2 Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов, технологических показателей

Характеристика фонда в целом по территории и по объектам представлена в таблице 2.1.

Таблица 2.1

Анализ структуры фонда в целом по территории и по объектам

Категория скважин	Действующий фонд	I объект	II объект	III объект	IV объект	Всего по мест-ию	В простое
Добывающий фонд	в т.ч.фонтанные	-	-	-	-
	ВШН	4	5	2	-	11	1
	ЭЦН	89	176	72	3	340	5
	ШГН	2	4	1	-	7
	в простое	1	5	-	-	6
	Итого	95	185	75	3	358
	Действующий фонд
	В бездействии	2	4	1	-	7
	В освоении	-	-	-	-	0
	Итого добывающий фонд					365
Нагнетательный фонд	действующий фонд	30	45	23	-	98
	в простое	-	-	-	-	0
	в бездействии	-	-	1	-	1
	в освоении	-	1	-	-	0
	Итого нагнетательный фонд	30	46	24	-	100
Фонд скважин, всего					488

В 2006 году в целом по территории ЗАО «ТУРГАЙ-ПЕТРОЛЕУМ» добыто 1298.26 тыс.т нефти и 1339.7 тыс.т жидкости.

Накопленная добыча нефти достигла 4465.29 тыс.т, добыча жидкости составила 4549.977 тыс.т.

Средний дебит действующих скважин по нефти и жидкости составляет 35.84 т/сут и 36.99 т/сут. Обводненность продукции в целом составила 3.10 %.

В целом по территории закачано 1362.33 тыс.м3 воды, накопленная по закачке составила 4980.68 тыс.м3. Средняя приемистость нагнетательных скважин находится на уровне 178.39 м3/сут.

Текущая компенсация отбора находится на уровне 79.15 %.

2007 год

За анализируемый период в целом по территории отобрано 1500.20 тыс.т нефти, жидкости 1632.96 тыс.т. Накопленная добыча нефти достигла 5965.5 тыс.т и 6182.9 тыс.т жидкости.

Средний дебит действующих скважин в целом по нефти составил 36.57 т/сут, по жидкости 39.8 т/сут.

В продуктивные пласты закачано 1694.20 тыс.м3 воды со средней приемистостью 200.8 м3/сут. Обводненность продукции в целом 8.13 %. В целом по территории накопленная закачка составила 6674.88 тыс.м3 воды.

Текущая компенсация отборов жидкости закачкой находится на уровне 89.27 %.

В 2008 год добыча нефти в целом по состоянию на 01.01.03 г. составила 2149.63 тыс.т и 2454.38 тыс.т жидкости при средней текущей обводненности 18.2 %. Накопленная добыча нефти и жидкости на дату анализа достигла 8115.12 тыс.т и 8637.32 тыс.т.

Средний дебит действующих скважин в целом по нефти составляет 44.28 т/сут, по жидкости 50.56 т/сут.

В целом по территории в продуктивные пласты закачано 1821.4 тыс.м3 воды, накопленная закачка воды составила 8496.23 тыс.м3.

Средняя приемистость нагнетательных скважин находится на уровне 170.59 м3/сут.

Текущая компенсация отборов жидкости закачкой составила 51.7 %.

2009 год

Добыча нефти в целом по состоянию на 01.01.04 г. составила 2803.3 тыс.т. и 3637.7 тыс.т жидкости, средняя обводненность составила 22.9 %. Накопленная добыча по нефти и жидкости составляет 10918.4 тыс.т и 12275.0 тыс.т соответственно.

Средний дебит действующих скважин по нефти и жидкости на дату анализа составляет 45.3 т/сут и 58.8 т/сут.

Средняя приемистость нагнетательных скважин находится на уровне 207.4 м3/сут.

Текущая компенсация отборов жидкости закачкой составляет 50.6 %.

2.1.3 Анализ выработки запасов нефти и газа

Для изучения текущего состояния выработки запасов нефти из объектов разработки месторождения составлены карты отношений суммарных отборов нефти к удельным геологическим запасам по скважинам в их условных зонах дренажа по залежам М-I, М-II, Ю-I, Ю-II, Ю-III. Количество добытой нефти, отнесенное к начальным геологическим запасам дает представление о текущем коэффициенте нефтеизвлечения (КИН тек). Разница (1-КИН тек) указывает на долю остаточных запасов, недренируемых или слабодренируемых при существующей системе разработки (определяютя как разница между балансовыми запасами и накопленной добычей). Расчеты производились следующим образом. Площадь разработки каждой залежи была разделена на условные зоны дренажа, исходя из положения, что зона дренажа равна половине расстояния между соседними скважинами объекта. Затем для каждой скважины были подсчитаны первоначальные геологические запасы нефти объемным методом. Эффективные толщины, коэффициенты пористости и нефтенасыщенности оценены по данным ГИС, коэффициент извлечения нефти, удельный вес нефти и пересчетный коэффициент взяты из работы. Для каждой эксплуатационной скважины определена накопленная добыча по состоянию на 01.07.2009г. Если в условной области дренирования скважины объекта находилась скважина вне сетки разработки, её накопленная добыча прибавлялась к добыче основной скважины. Накопленная добыча скважины, находящейся на границе условных областей дренирования нескольких скважин, делилась между этими скважинами пропорционально их эффективной толщине. Таким же образом делилась добыча нагнетательных скважин, бывших в отработке на нефть. В скважинах, эксплуатирующих две залежи, накопленная добыча была поделена пропорционально вскрытым перфорацией эффективным толщинам по каждой залежи.

По залежи М-II наиболее высокие накопленные отборы нефти приходятся на скважину 1035 (КИН тек - 0.61), в остальных скважинах величина КИН тек не превышает 0.3. Наибольшей выработке подверглась приграничная зона залежи в центральной части месторождения.

В таблице 2.2. приведены значения КИН тек по залежам и объектам разработки на дату анализа. Наибольшей выработке подвергся III объект разработки, текущий КИН достиг 0.29. Наименее выработаны коллекторы Ю- IV горизонта, КИН тек - 0.17.

Сопоставляя карты КИН тек с картами изопахит можно сделать предположение о наличии невыработанных запасов нефти по некоторым участкам залежей. Однако это предположение необходимо подтвердить исследованиями ГИС по оценке текущей нефтенасыщенности коллекторов в обсаженных стволах скважин или по комплексу ГИС в открытом стволе скважин, пробуренных на этих участках.

Таблица 2.2

Распределение добычи нефти и текущей нефтеотдачи по залежам и эксплуатационным объектам по состоянию на 01.07.2009 г

Залежи и объекты разработки	Балансовые запасы, тыс.тонн	Всего добыто нефти, тыс.тонн	КИН проектный д.е.	КИН текущий д.е.
М-I	21550	4386.475	0.566	0.20
М-II	3232	479.131	0.566	0.15
I (М-I+М-II)	24782	4865.606	0.566	0.20
Ю-I	24720	3705.285	0.605	0.15
Ю-II	15424	3140.014	0.605	0.20
II (Ю-I+Ю-II)	40144	6845.299	0.605	0.17
III (Ю-III)	14734	4244.719	0.585	0.29
IV (Ю- IV)	580	97.766	0.30	0.17

В заключение необходимо отметить, что полученные результаты следует рассматривать как первое приближение, так как законы дренирования значительно сложнее, чем используемые здесь приемы. Более достоверную картину выработки запасов можно получить, увеличив количество исследований, делая основной упор на исследования ГИС (в частности методы импульсного нейтронного каротажа) в обсадной колонне против неперфорированных коллекторов а также используя симуляционную.

2.1.4 Характеристика энергетического состояния залежи, режим разработки

На всех разрабатываемых объектах месторождения Кумколь проводится обязательный комплекс исследований с целью контроля их разработки в соответствии с Проектом разработки.

Контроль за разработкой месторождения Кумколь контрактной территории АО «Тургай Петролеум» в период 01.07.2009-31.12.2009 г.г. осуществлялся с помощью гидродинамических исследований, проведенных бригадой ИС ЦДНГ АО «Тургай Петролеум». Основными видами гидродинамических исследований в добывающих, нагнетательных и наблюдательных скважинах являлются: отбивка динамического и статического уровней эхолотом «Микон», замеры пластовых и забойных давлений глубинными манометрами, замер температуры на забое, замеры дебитов жидкости, нефти, воды и газа добывающих скважин и обводненности продукции.

В целом по территории за вторые шесть месяцев 2009 г. было проведено 579 замеров пластового давления, 464 замера забойного давления, 1271 замеров статического и 4641 замеров динамического уровней. По результатам анализа гидродинамических исследований построены карты изобар по объектам разработки, позволяющие судить о текущем энергетическом состоянии горизонтов.

За год было проведено тестирование 30 добывающих скважин методом установившихся отборов, 13 нагнетательных скважин методом КПД, в 12 скважинах снятие КВД.

По систематическим замерам дебитов жидкости добывающих скважин и приемистости нагнетательных скважин, на конец 2009 г. построены карты текущих отборов по объектам.

В связи со слабой изученностью свойств пластовой нефти северной территории месторождения, в конце 2008 г. было предложено провести отбор исследования глубинных проб пластовой нефти из скважин I объекта: №№1093, 1130, 1125, II объекта: №№2с, 2145, 2180, 2205, 2213, 2263, III объекта: №№2190, 2260, 2261, 3065 и IV объекта - №412, и был предоставлен план отбора глубинных проб нефти.

В настоящее время разработка месторождения на большей его части (I, II, III, объекты) осуществляется путем поддержания пластового давления.

I объект

Система поддержания пластового давления осуществляется 30 нагнетательными скважинами: №№1037, 1051, 1072, 1080, 2111, 1052d со средней приемистостью 619.11 м3/сут. На 31.12.2009 г. текущая компенсация по объекту составила 47.5%.

На 01.07.09г. с начала 2009 г. были проведены 31 замеров пластового давления, 3 замера забойного давления, 142 замера статического и 732 динамического уровней. По результатам исследований построены зависимости пластового давления от накопленного отбора нефти и карты изобар отдельно по горизонтам М-I и М-II.

Текущее средневзвешенное пластовое давление по объекту на начало года составляло 8.27 МПа. На 31.12.2009 г. текущее средневзвешенное пластовое давление - 8.34 МПа, снижение текущего пластового давления от начального составило 3.26 МПа.

По М-I горизонту текущее средневзвешенное пластовое давление на дату анализа составляет 7,52 МПа. По сравнению с 2008 пластовое давление увеличилось на 0.18 МПа, это объясняется высокими коллекторскими свойствами горизонта, высокой приемистостью нагнетательных скважин сравнительно с 2008 годом, и с небольшим снижением объема добычи.

По М-II горизонту наблюдается равномерное распределение пластового давления. Текущее средневзвешенное пластовое давление практически на одном уровнем с прошлым годом, 8,21 МПа.

Низкое значение давления насыщения нефти газом - 2.5 МПа позволяет эксплуатировать залежи этого объекта без опасности гидродинамических осложнений. С целью увеличения компенсации отбора жидкости закачкой и сформирования батареи нагнетания по краю залежи рекомендованы перевести приконтурные скважины №№ 1064, 1067, 1076 под закачку воды.

Энергетическое состояние залежи в целом по объекту восстанавливается и стабилизируется за счет активности краевых вод. На 31.12.2009 г. пластовое давление по скважинам первого объекта колеблется в пределах 8,27 МПа-8,94 МПа, т.е. сохраняется запас пластового и забойного давления над давлением насыщения.

II объект

Система поддержания пластового давления осуществляется 45 нагнетательными скважинами:со средней приемистостью 246.6 м3/сут. Текущая компенсация на дату анализа 66.8 %.

По II объекту с начала года были проведены 91 замеров пластового давления, 66 замеров забойного давления, 264 замеров статического и 965 динамического уровней. По результатам исследований построены зависимости пластового давления от накопленного отбора нефти и карты изобар отдельно по горизонтам Ю-I и Ю-II .

Текущее средневзвешенное пластовое давление по объекту на начало 2009 года составляло 7,815 МПа. На дату анализа текущее средневзвешенное пластовое давление - 7,859 МПа, снижение текущего пластового давления от начального составило 5.441 МПа.

Анализируя карту изобар на северо-западной части объекта, в районе добывающих скважин №№16р, 2191д, 2206, 2207, 2208, 2220 наблюдается снижение пластового давления. Это объясняется отсутствием нагнетательных скважин в этой ячейке. На скважину №2175 влияние близрасположенных нагнетательных скважин №№2194, 3105 недостаточно, скважина №2194 переведена под нагнетание в июне 2009г. В указанных нагнетательных скважинах наблюдается низкая приемистость, поэтому необходимо провести мероприятия по увеличению приемистости до проектного уровня.

Также незначительное снижение наблюдается, севернее, в районе скважин №№2197д, 2198, 2213, 2214, 2226, 2р по изобаре 7.66 МПа. Снижение пластового давления в районе этих скважин объясняется несбалансированностью между отбором жидкости и закачкой воды, так как, влияние одной нагнетательной скважины №2199 недостаточно.

Наибольшее пластовое давление отмечается на юго-западе, а также в центральной части объекта в районе расположения скважин №№417, 2114, 2115, 2116, 2128, 2130, 2132, 2138, 2139, 2142, 2143, 2144, 2152 на которых влияют активные закачки воды нагнетательными скважинами №№2100, 2092, 2103, 2133, 14р, 2127, 2129, 2131, 2153, 2159, 2168.

В нагнетательной скважине 2100 проведена очистка забоя от механических примесей, в приконтурных нагнетательных скважинах 2092 и 2133 - обработка призабойной зоны с целью увеличения приемистости пласта. Отмечается восстановление пластового давления, связанное с вводом пяти нагнетательных скважин, находившихся в отработке.

III объект

Система поддержания пластового давления осуществляется 23 нагнетательными скважинами: №№2179, 3046, 3048, 3050, 3052, 3068, 3072, 3074, 3076, 3089, 3092, 3101, 3200 со средней приемистостью 260.8 м3/сут. Текущая компенсация на дату анализа 87.2 %.

По III объекту было проведено 44 замеров пластового давления, 33 замеров забойного давления, 88 замеров статического и 308 динамического уровней. По результатам исследований построены зависимости пластового давления от накопленного отбора нефти и карты изобар отдельно по горизонту Ю-III.

Текущее средневзвешенное пластовое давление по объекту на начало года составляло 9,21 МПа. На 31.12.2009 г. текущее средневзвешенное пластовое давление - 9,32 МПа, снижение текущего пластового давления от начального составило 3,98 МПа.

По карте изобар зоны с наиболее высокими давлениями по-прежнему наблюдаются в центральной части территории, в районе ячейки добывающих скважин №№414, 415, 3059, 3073, 3074, 3083, 3084, 3085, и нагнетательной №3072, характеризующейся высокой приемистостью 445 м3/сут. В данной нагнетательной скважине был проведен капитальный ремонт с целью выравнивания профиля приемистости. Пластовое давление варьирует от 11.24 до 12.2 МПа.

В западной части объекта активную зону охватывает изобара 11 МПа. Пластовое давление нагнетательных скважин №№3068, 3089, 3092, 3101, 3200 колеблется от 10.8 МПа до 10.91 МПа. Снижение пластового давления наблюдается в районе расположения добывающей скважины №3079 пластовое давление в этой зоне 9.78 МПа.

Рекомендуется придерживаться заложенной в проекте 100% компенсации отборов жидкости закачкой.

IV объект

В настоящее время данный объект разработки эксплуатируется двумя скважинами №№412, 1032 и 4002 на естественном режиме. По IV объекту было проведено 1 замер пластового давления, 14 замеров статического и 2 замера динамического уровней. Текущее средневзвешенное пластовое давление по карте изобар составляет 11.09 МПа, снижение от начального давления за весь период разработки составило 2.41 МПа. По IV объекту наблюдается восстановление пластового давления, вероятно связанное с активностью краевых вод.

Оценка динамики изменения энергетического состояния залежей в целом показывает увеличение и восстановление пластового давления. Однако существуют зоны с низкими пластовыми давлениями, т.е. зоны с неравными депрессиями. Причинами снижения пластового давления являются несформированность системы разработки на I и II объектах разработки и низкая компенсация отборов закачкой. В связи с этим разработаны мероприятия по формированию системы ППД на 2007-2009 гг. по I и IIобъектам необходимо отметить, что в построении карты изобар не исключаются погрешности в интерполяции, вызванные, прежде всего неравномерным охватом замерами давлений по всей площади. Не исключены случайные замеры (заниженные или завышенные), которые не возможно проверить, из-за отсутствия замера в предыдущем квартале. А также значения пластовых и забойных давлений в механизированных скважинах, рассчитанные по данным замеров статических и динамических уровней.

Для получения более полноценной карты изобар составлена опорная сеть скважин. Назначением, которой является проведение периодичных замеров пластовых и забойных давлений.

Замеры пластового и забойного давлений, исследования МУО и КВД должны проводиться строго по опорной сети. Также необходимо придерживаться объемов и периодичности исследований. Значения замеров пластовых и забойных давлений, а также замеров динамических и статических уровней требуют качественного выполнения.

Для дальнейшего контроля за разработкой приводим опорную сеть по всем видам исследований таблиц ( таблицы 2.3-2.6.).

Таблица 2.3

Скважины опорной сети для контроля за положением ВНК

Объекты
I (М-I+II)	II (Ю-I+II)	III (Ю-III)	IV (Ю-IV)
1037, 1040, 1046, 1045, 1048	2110, 2120, 2136, 2164, 2168, 2176, 2198	2191, 3052, 3063, 3081, 3083, 3089, 3093, 3096	412

Периодичность исследований: По I объекту разработки - два раза в год;

По II, III и IV - один раз в год.

Таблица 2.4

Скважины опорной сети для контроля за положением ГНК

Объекты
II (Ю-I+II)	III (Ю-III)	IV (Ю-IV)
1-ряд: 2101, 2128, 2130	3034, 3047	4002

Периодичность исследований: один раз в год.

Таблица 2.5

Скважины опорной сети для исследований Рпл

Объекты
I (М-I+II)	II (Ю-I+II)	III (Ю-III)	IV (Ю-IV)
Рпл - 1033, 1036, 1040, 1045, 1048, 1056, 1069, (далее по вводу новых скважин)	Рпл - 14р, 16р, 2090, 2091, 2116, 2117, 2120, 2128, 2130, 2132, 2133, 2137, 2140, 2144, 2146, 2148, 2149, 2151, 2158, 2162, 2166, 2171, 2173, 2176, 2180, 2183, 2190, 2196, 2199, 3105	Рпл - 2179, 3035, 3037, 3046, 3049, 3052, 3062, 3066, 3075, 3079, 3081, 3083, 3085, 3087, 3093, 3095, 3097	Рпл - 412, 4002

Периодичность исследований: По I объекту - ежемесячно Рпл ;По II, III, IV - 1 раз в квартал Рпл.

Таблица 2.6

Скважины опорной сети для исследований Рзаб, МУО, КВД

Объекты
I (М-I+II)	II (Ю-I+II)	III (Ю-III)	IV (Ю-IV)
1033, 1036, 1048 (далее по вводу новых скважин)	14р, 16р, 2090, 2091, 2116, 2117, 2120, 2128, 2130, 2133, 2140, 2144, 2146, 2148, 2149, 2151, 2158, 2162, 2166, 2171, 2173, 2176, 2180, 2183, 2190, 2196, 2199, 2201, 3105	2179, 3035, 3046, 3049, 3052, 3059, 3062, 3063, 3066, 3080, 3083, 3087, 3090, 3093, 3095, 3097	412, 4002

Периодичность исследований: По I объекту - ежемесячно Рзаб; По II, III, IV - 1 раз в квартал Рзаб; МУО и КВД - 2 раза в год.

2.1.5 Система ППД и применяемые методы повышения нефтеотдачи пластов

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

На территории АО «Тургай-Петролеум» для поддержания пластового давления используется подземная альбсеноманская вода из расположенного внутри промысла скважинного водозабора и сточная нефтепромысловая вода от цеха подготовки нефти. Погружными скважинными насосами подземная вода по низконапорному коллектору подается на прием горизонтальной буферной емкости, где смешивается с поступающей сюда же сточной водой. После смешения вода с верхней части емкости поступает на вход БКНС и далее в нагнетательные скважины. Однако при смешении данных вод образуется большое количество нерастворимых солей, которые в виде осадка откладываются на крыльчатках насосов, стенках трубопроводов и в нагнетательных скважинах.

Одним из звеньев системы ППД являются водозаборы. В настоящее время водозабор №1 представляет собой линейный ряд из 11 эксплатуационных скважин, расположенных друг от друга на расстоянии от 76 до 347 м и куст из 5 водозаборных скважин с расстоянием между ними 200м. Фактическое местоположение скважин не отвечает проектному согласно которому расстояние между ними должно составлять 100м.

В качестве водоподъемного оборудования на месторождении используются погружные насосы марки ЭЦВ 10-63-150, SP 60-13N и SP 45-21 производительностью соответственно 63, 60 и 45 м3/час. Скважины оборудованы фильтрами типа ФКО и сетчатыми фильтрами с гравийной обсыпкой.