Геология месторождения

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.

 

Рисунок 1.3.1. Структурные карты по кровле коллекторов: А – продуктивного горизонта М-I, Б – продуктивного горизонта Ю-I; 1 – зона литологического замещения коллекторов; контуры: 2 – нефтеносности, 3 - газоносности

Рисунок 1.3.2. Г, Д – геологические разрезы по линиям соответственно I-I, II-II

 

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.

 

1.4 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 (рисунок 1.4.1). 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.

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.

 

Рисунок 1.4.1. Стратиграфическое положение залежей нефти и газа в тургайской НГО: 1 - залежи: а - нефтяные, б - газовые, в - газонефтяные; 2 - притоки: а - нефти, б – газа

 

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-III 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-IV 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.

 

1.5 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 6 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.