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).
1.3 Современные методы
интенсификации притока нефти к добывающей
скважины
Методы увеличения проницаемости
пород призабойной зоны скважин можно
условно разделить на химические, физические
и тепловые.
Химические методы. Химические методы воздействия
дают хорошие результаты в слабопроницаемых
карбонатных коллекторах. Их успешно применяют
в сцементированных песчаниках, в состав
которых входят карбонатные цементирующие
вещества. Наиболее распространенным
методом химического воздействия на ПЗП
является солянокислотная и глинокислотная
обработка, также применяются пенокислотные
и термокислотные обработки.
Солянокислотная
обработка. Солянокислотная обработка
(СКО) скважин основана на способности
соляной кислоты проникать в глубь пласта,
растворяя карбонатные породы. В результате
на значительное расстояние от ствола
скважин простирается сеть расширенных
каналов, что значительно увеличивает
фильтрационные свойства пласта и приводит
к повышению продуктивности скважин.
Глинокислотная обработка. Глинокислотная обработка
(ГКО) наиболее эффективна на коллекторах,
сложенных из песчаников с глинистым цементом,
и представляет собой смесь плавиковой
и соляной кислот. При взаимодействии
ГКО с песчаником или песчано-глинистой
породой растворяются глинистые фракции
и частично кварцевый песок. Глина утрачивает
пластичность и способность к разбуханию,
а ее взвесь в воде теряет свойство коллоидного
раствора.
Пенокислотная обработка. Пенокислотная обработка скважин
применяется для наиболее дальнего проникновения
соляной кислоты в глубь пласта, что повышает
эффективность обработок. Сущность способа
заключается в том, что в призабойную зону
пласта вводится не обычная кислота, а
аэрированный раствор поверхностно-активных
веществ (ПАВ) в соляной кислоте.
Термокислотная обработка. Термокислотная обработка
— это комбинированный процесс: в первой
фазе его осуществляется тепловая обработка
забоя скважины, а во второй — кислотная
обработка. При термокислотной обработке
для нагрева раствора соляной кислоты
используется тепло экзотермической реакции.
Для этого применяют специальный забойный
наконечник со стержневым магнием. Окончательная
температура раствора после реакции 75
— 90С.
Тепловые методы. Тепловые методы воздействия
применяются для удаления со стенок поровых
каналов парафина и смол, а также для интенсификации
химических методов обработки призабойных
зон. При этом вязкость нефти снижается,
а нефтеотдача увеличивается.
Среди тепловых методов воздействия
на нефтяные пласты выделяют два направления:
- закачка в пласты пара
и нагретой воды;
- внутрипластовое горение.
Тепловые методы целесообразно
применять в пластах с вязкостью нефти
более 50 мПа-с.
Физические методы. Предназначаются для удаления
из ПЗП остаточной воды и твердых мелкодисперсных
частиц, что в конечном итоге увеличивает
проницаемость пород по нефти. Могут использоваться
на любом месторождении. Известным методом
является обработка призабойной зоны
поверхностно-активными веществами (ПАВ).
Физико-химические
методы. Использование физико-химических
методов повышения нефтеотдачи пластов
- одно из наиболее перспективных направлений
в процессах разработки нефтяных месторождений.
Научными организациями отрасли
разработано, испытано и сдано более 60
технологий с использованием физико-химического
воздействия.
Ведущее место в физико-химических
методах воздействия на пласт занимает
полимерное заводнение.
Получение композиций полимеров
в сочетании с различными реагентами существенно
расширяет диапазон применения полимеров.
Основное назначение полимеров
в процессах увеличения нефтеотдачи пластов
- выравнивание неоднородности продуктивных
пластов и повышение охвата при заводнении.
Существуют следующие технологии
с использованием полимеров:
- полимерное заводнение
(закачка оторочки} на неоднородных по
проницаемости объектах с высоковязкой
нефтью, находящихся в начальной стадии
разработки;
- комплексное воздействие
на продуктивные пласты полимерными
гелеобразующими системами в сочетании
с интенсифицирующими реагентами (ПАВы,
щелочи, кислота) применяется на поздней
стадии разработки;
- воздействие на пласт
вязкоупругими составами (ВУС) для выравнивания
профиля приемистости и интенсификации
добычи нефти;
- циклическое полимерное заводнение
с использованием раствора сшитого полиакриламида,
содержащего неионогенное ПАВ;
- циклическое воздействие
на продуктивный пласт полимерсодержащими
поверхностно-активными системами;
- щелочно-полимерное заводнение;
- полимерное воздействие
при закачке в пласт углекислоты.
Одним из эффективных методов
физико-химического воздействия на пласт
является щелочное заводнение.
Метод основан на снижении поверхностного
натяжения на границе нефти с раствором
щелочи.
При этом образуются стойкие
водонефтяные эмульсии с высокой вязкостью,
способные выравнивать подвижность вытесняемого
и вытесняющего агентов. Щелочное заводнение
эффективно для нефти высокой вязкости
и неоднородных пластов.
Для доотмыва остаточной нефти
применяется метод закачки больше объемных
оторочек поверхностно-активными веществами
(ПАВ).
Механические методы. Они направлены на нарушение
целостности горных пород за счет расширения
существующих или создания новых трещин.
Их применение наиболее эффективно в плотных,
низкопроницаемых коллекторах. Основной
метод механического воздействия – гидравлический
разрыв пласта. К ним относятся также гидропескоструйная
перфорация, торпедирование скважины,
виброобработка, разрыв пласта пороховым
газом, разрыв пласта ударной волной (созданием
гидродинамического удара столба жидкости
в скважине баллоном вакуумного наполнения).
Гидропескоструйная
перфорация. В данный момент времени развивается
метод гидропескоструйной перфорации.
Гидропескоструйную перфорацию (ГПП) применяют
при вскрытии плотных коллекторов, как
однородных, так и неоднородных по проницаемости
перед гидроразрывом пласта для образования
трещин в заданном интервале пласта. При
гидропескоструйной перфорации разрушение
преграды происходит в результате использования
абразивного и гидромониторного эффектов
высокоскоростных песчано-жидкостных
струй, вылетающих из насадок специального
аппарата - пескоструйного перфоратора,
прикрепленного к нижнему концу насосно-компрессорных
труб. Песчано-жидкостная смесь закачивается
в НКТ насосными агрегатами высокого давления
(до 30МПа), смонтированными на шасси тяжелых
автомашин, поднимается из скважины на
поверхность по кольцевому пространству
[2]. Это сравнительно новый метод вскрытия
пласта. В настоящее время ежегодно обрабатываются
около 1500 скважин этим методом.
Гидравлический разрыв
пласта. Добыча газа и нефти из сланцевых
пород стала возможной благодаря появлению
новых технологий, которые позволили сделать
рывок в добывающей отрасли, лидирующее
положение в которой сегодня занимают
Соединенные Штаты. Сланцевый бум расширяет
границы - на данные ресурсы обратили внимание
другие страны. Большое количество сланцевого
газа было обнаружено в Австралии, Канаде,
Мексике, ЮАР, Аргентине. Но больше всего
сланцевых месторождений обнаружено в
Китае, который планирует наладить промышленную
добычу уже к концу 2015 года.
Для извлечения нетрадиционного
сланцевого газа и сланцевой нефти, используется
способ гидравлического разрыва пласта
(ГРП). Гидравлический разрыв пласта в
настоящее время является самым эффективным
методом повышения нефтеотдачи и интенсификации
притока. Он оказывает воздействие не
только на призабойную зону пласта, но
и способствует повышению нефтеотдачи.
При ГРП создается система глубокопроникающих
трещин, в результате чего значительно
увеличивается дренируемая скважиной
зона и повышается производительность
скважин.
Продолжительность эффекта
от ГРП достигает 3-5 лет, коэффициент успешности
- 85%.
Гидравлический разрыв пласта
в последнее время стал наиболее предпочтительным
методом извлечения нетрадиционных ресурсов
нефти и газа в США. Некоторые специалисты
считают, что в будущем на ГРП в Северной
Америке будет приходиться почти 70% добычи
природного газа.
Среди европейских стран большие
запасы имеет Украина (3,6 трлн кубометров
Франция (3,8 трлн кубометров) и Польша (4,2
трлн кубометров).
Сосредоточены сланцевые запасы
неравномерно - среди европейских обладателей
газа можно выделить Норвегию, Францию,
Германию, Австрию, Литву, Чехию, Великобританию
и Польшу. В двух последних активно ведется
лицензирование участков и разведочное
бурение. Однако коммерческой добычи не
ведется ни в одной стране Европы - рынок
слаборазвит, высока стоимость бурения
и сопутствующих услуг.