Месторождение Кумколь открыто в феврале 1984 ода, Южно-Казахстанской нефтеразведочной экспедицией “Южказгеология” Министерство геологии Республики Казахстан. Получение из скважины 1р-Кумколь, пробуренной на структуре, выявленной сейсморазведкой по отражающему горизонту III (кровля Js) фонтанного притока нефти из отложений неокома подтвердило промышленную нефтегазоносность Южно-Тургайской впадины в Казахстане.
В 1985 году институтом “НИПИмунайгаз” составлен проект пробной эксплуатации месторождения Кумколь и схема района месторождения Кумколь.
В 1987 году институтами ВНИГНИ, КазНИГРИ и Казахской опытно-методической экспедицией были выполнены работы по подсчету запасов нефти и газа месторождения Кумколь по состоянию на 15 мая 1987 года.
Отчет по подсчету запасов рассмотрен и утвержден в ГКЗ СССР в ноябре 1987 года.
Эксплуатационное разбуривание месторождения Кумколь начато в 1988 году в соответствии с положениями проекта пробной эксплуатации месторождения.
Институтом “НИПИмунайгаз” в 1988 году составлена “Технологическая схема разработки нефтяного месторождения Кумколь”. Рекомендуемый вариант разработки утвержден в ЦКР МНП СССР.
Промышленная разработка месторождения Кумколь ведется с мая 1990 года в соответствии с утвержденной технологической схемой разработки месторождения Кумколь.
В декабре 1995 года Правительством Республики Казахстан Акционерному обществу “Кумколь-Лукойл” выдана лицензия для доразведки и добычи углеводородного сырья на площади Контрактного Участка месторождения Кумколь. С этого момента месторождение разрабатывается двумя недропользователями ОАО “ПетроКазахстан Кумколь Ресорсиз” и ЗАО “Тургай-Петролеум”.
2.2 Текущее состояние разработки нефтегазового месторождения «Кумколь»
В действующем документе “Проект разработки нефтегазового месторождения «Кумколь», разработанном институтом “НИПИмунайгаз” и утвержденном ЦКР РК 24.06.99 г. рекомендован к внедрению и был утвержден 6-ой вариант разработки, по которому получили лучшие технологические и экономические показатели.
Основные положения утвержденного варианта разработки:
- применение на I, II и III объектах разработки 9-ти точечной площадной системы воздействия с сеткой скважин 500´500 м, а на IV объекте - приконтурного заводнения;
- осуществление на II объекте разработки смешивающегося вытеснения нефти газом и водой;
- количество скважин для бурения (территория ЗАО ” ТУРГАЙ-ПЕТРОЛЕУМ ”) 142 единиц, в том числе 101 добывающая и 41 нагнетательная.
В настоящее время утвержденная система воздействия осуществляется только по второму и третьему объектам разработки. Применяется девятиточечная площадная система воздействия с сеткой скважин 500х500 м. На каждом выделенном объекте скважины размещены равномерными квадратными сетками с плотностью 25 га/скважина.
На I объекте разработки в феврале 2002г. закачка возобновилась внедрением приконтурного заводнения. Изменение утвержденной системы воздействия на I эксплуатационном объекте связано с результатами экспериментальной программы, проведенной в 2000-2002 г.г. специалистами ОАО «ПККР», ЗАО «ТУРГАЙ-ПЕТРОЛЕУМ» и НИПИнефтегаз. Было принято решение, согласованное с ЦКР РК (протокол заседания от 17 марта 2000г.), о временной остановке закачки воды на первом объекте разработки в период с 01.2000г. по 12.2000г.
Данное решение о внедрении приконтурного заводнения принято на основе анализа промысловых исследований первого объекта на естественном режиме и оценки процесса вытеснения нефти водой по симуляционной модели, которая показывает приоритетность выбора направления процесса вытеснения от внешнего контура нефтеносности к центральной части залежи.
С момента реализации проекта в целом по месторождению пробурено 108 добывающих скважин и 14 нагнетательных скважин (по состоянию на 01.01.2004). То есть, на сегодня фонд проектных добывающих скважин пробурен на 85%. Скважины пробурены в соответствии с проектом по девятиточечной системе размещения с расстоянием 500 м между скважинами. Нагнетательные скважины осваиваются как добывающие и вводятся в эксплуатацию с отработкой на нефть фонтанным способом, далее, по мере снижения дебита до минимального рентабельного, переводятся под закачку.
На 01.01.2004 площадь нефтеносности водонефтяной зоны первого объекта разработки к северу осталась не разбуренной. К тому же, к востоку от центральной части, по геологической модели (сейсмике 3Д симуляционной модели) выявлены нефтенасыщенные зоны.
Второй объект является основным объектом разработки. Неразбуренными остались западная часть нефтяной и водонефтяной зоны и северо-западная часть нефтяной зоны.
Третий объект разработки разрабатывался, в основном, в нефтяной зоне залежи, расположенной в центральной части месторождения. По состоянию на 01.01.04 г. объект полностью разбурен, с момента реализации проекта пробурено 16 скважин.
Анализ результатов разработки по всем трем объектам показывает эффективность выбранной схемы расположения скважин. При выбранной схеме расположения скважин обеспечивается равномерная выработка запасов, удельные запасы нефти, приходящиеся на скважину, достаточны для длительной ее эксплуатации, пластовое давление на разрабатываемой части залежи На втором объекте изменяется равномерно.
По технологическим показателям реализуемая система разработки оказалась более эффективной, чем прогнозировалось в Проекте разработки. Основной эффект достигнут за счет ввода новых скважин, местоположение которых корректировалось по данным геологической модели, внедрения эффективных винтовых насосов, регулирования закачки воды для поддержания пластового давления и обеспечения компенсации добываемой жидкости, контроля за работой скважин для своевременного принятия мер при снижении дебита.
При анализе текущего состояния разработки установлено, что, несмотря на эффективность реализуемой системы разработки, есть возможности дальнейшей оптимизации разработки.
На первом объекте необходима раздельная эксплуатация M-I и M-II горизонта из-за различных условий работы залежей: залежь М-I горизонта работает за счет энергии напора законтурных вод и закачиваемых вод, поэтому в значительной степени зависит от объема и распределения закачиваемых вод; залежь M-II горизонта зависит только от напора подошвенных и законтурных вод, которые обеспечивают полностью компенсацию добываемой жидкости.
Для повышения нефтеотдачи по третьему объекту без бурения новых скважин, что потребует дополнительных затрат, рекомендуется проведение опытно-промысловых исследований с использованием малодебитных и высокообводненных скважин второго объекта для совместной выработки запасов второго и третьего объектов. При этом для исключения отрицательного влияния на реализуемую систему разработки, скважины для совместной эксплуатации двух объектов должны располагаться в приконтурной зоне.
Значительный резерв повышения эффективности реализуемой системы разработки имеется в работе с фондом скважин: перевод скважин с фонтанного способа эксплуатации на СШНУ и ВШНУ, с СШНУ на ВШНУ, применение ЭЦН, а также в оптимизации работы всех добывающих и нагнетательных скважин.
