Пластові води продуктивних горизонтів ставляться до хлоркальціевой типу. Мінералізація їх змінюється від 49, 7 до 84 г/л. У водах підвищений вміст брому, стронцію та літію.
Родовище знаходиться в розробці.
2. Технологічна частина
. 1 Система розробки родовища
. 1.1 Аналіз поточного стану розробки
Розбурювання родовища експлуатаційними свердловинами розпочато в 1988 році відповідно до проекту пробної експлуатації родовища, складеного інститутом КазНІПІнефть. У цьому ж році інститутом НІПІмунайгаз була складена «Технологічна схема ...», затверджена в ЦКР МНП СРСР (протокол 1296 від 13.07.88 р.).
У травні 1990 року родовище введено в промислову розробку. З грудня 1995 розробку родовища ведуть 2 надрокористувача: південна частина - АТ «Харрикейн Кумколь Муна» перейменоване в «PetroKazakhstan», північна частина - АТ «Кумколь-ЛУКойл» перейменоване в АТ «Тургай-Петролеум». У 1999 році після розбурювання об'єктів експлуатаційним фондом, у зв'язку зі зміною уявлення про геологічну будову, а так само невідповідністю фактичних показників розробки з проектними показниками технологічної схеми 1988 року і експлуатацією родовища двома надрокористувачами, інститут НІПІнефтегаз склав новий проектний документ - «Проект розробки нафтогазового родовища Кумколь », який був затверджений ЦКР Республіки Казахстан 24.06.99 р Цей проектний документ є нині діючим проектним документом, на підставі якого ведеться розробка родовища Кумколь.
Реалізована система розробки родовища передбачає наступні умови: фонд свердловин складає 770, у тому числі 432 видобувні, 199 нагнітальних, 15 резервних. 21 водозабірна і 3 газові; виділені чотири експлуатаційних об'єкта: перший-горизонти М-I + М-II, другий - горизонти Ю-I + Ю-II, третій - горизонт Ю-III, четвертий - горизонт Ю-IV.
Розрахуємо чотири основні параметри, якими характеризують ту чи іншу систему розробки за формулами (2.1. - 2.5.)
Параметр щільності сітки свердловин SС.
, (2.1.)
де S - площа нафтоносності родовища Кумколь; - число свердловин на родовищі Кумколь.
=166801 м2/скв.
1. Параметр Крилова Nкр, рівний відношенню видобутих запасів нафти N до загального числа свердловин n.
== 1300000. т/скв. (2.2)
.Параметр, рівний відношенню числа нагнітальних свердловин nн до числа видобувних свердловин nд.
(2.3)
.Параметр, рівний відношенню числа резервних свердловин, що буряться додатково до основного фонду свердловин до загального числа.
(2.4)
4. Відстань між свердловинами обчислюємо за формулою:
м (2.5)
Основні показники розробки родовища Кумколь (контрактної території АТ «Тургай-Петролеум») на 31 грудня 2009 року приведені в цілому по родовищу і по об'єктах експлуатації на малюнку 2.1.
Малюнок 2.1. Основні показники розробки на 2009 г на родовищі Кумколь
Основні показники з початку розробки з 1996-2009 роки наведені на малюнку 2.2.
Малюнок 2.2. Основні показники з початку розробки з 1996-2009 г на родовищі Кумколь
За 2009 рік зі свердловин родовища було видобуто 3223,750 тис.тонн нафти, 22407,104 тис.тонн рідини і 313,054 млн.м3 газу. Накопичена видобуток нафти на 31.12.2009 р досягла 30744,627 тис.тонн, що становить 65,4% від початкових видобутих запасів. У продуктивні пласти в 2009 році на 31 грудня закачано 19797,035 тис.м3, накопичена закачування склала - 43166,846 тис.м3. Середня прийомистість нагнітальних свердловин знаходиться на рівні - 202 м3/добу. Поточна компенсація відборів закачуванням - 62%.
Середньодобовий дебіт діючих свердловин по нафті за 12 місяців склав 18,5 т/добу, по рідини - 156,3т/сут. Середня поточна обводненість видобутої продукції 85,6% .об'ект розробки (горизонти М-I + M-II)
На 31.12.09 свердловинами I об'єкта видобуто 1026,3 тис.тонн нафти і 7258,8 тис.тонн рідини. Накопичена видобуток нафти на дату аналізу досягла 9377,9 тис.тонн, що становить 67,19% від початкових видобутих запасів нафти I об'єкта. Середньодобовий дебіт видобувних свердловин по нафті склав 21,7 т/добу, по рідини 108,9т/сут, середня обводненість продукції склала 87,4%, поточна компенсація відборів досягла 46% при закачуванні води в обсязі 6177,9 тис.м3, накопичена закачування води - 14257,3,369 тис.м3.об'ект (горизонт Ю-I + Ю-II)
За 2009 рік свердловинах II об'єкта видобуто 1268,5 тис.тонн нафти і 9159,5 тис.тонн рідини. Накопичена видобуток нафти на 31.12.2009 р досягла 14061,2 тис.тонн, що стан...
