Резервоарни свойства на продуктивните пластове, тяхното нефтено насищане - Характеристики на полето
На полето Кумкол нефтоносните са J2, J3, neocom. Участъкът може да съдържа до пет петролни хоризонта на Юра: в средата Юра - Ю-IV, (Ю-В не е намерена на Кумкол), в горната Юра - Ю-И, Ю-ІІ, Ю -III и два неокомийски хоризонта (M- I, M-II).
Разединението на резервоарите от глинести формации в зоната на OWC и GOC доведе до широкото развитие на безконтактни зони, особено в хоризонтите MI и Yu-I, което допринася за увеличаване на безводния период на експлоатация., масивни легла. Хоризонтите Yu-I, Yu-II, Yu-IV съдържат газови капачки в перваза.
В долнонеокомските седименти в хоризонта Арскум се разграничават два продуктивни хоризонта M-I и M-II, които са добре корелирани и недвусмислено разграничени според данните за регистриране на кладенци.
Horizon M-1 е представен под формата на 2-3 резервоара. Горните два пясъчни слоя, с най-постоянна дебелина, могат да бъдат проследени в цялата област и понякога се сливат в един резервоар. Долният слой често се заменя с непропускливи скали. Няма категоричен модел на разпространението му по площта.
Общата дебелина на неокомските отлагания е 1065-1115 м. Общата дебелина на продуктивните находища достига 60 м. Производствената част е разделена на две единици - горна и долна.
Нефтеното находище на долната единица MI е сводесто сводесто, включва два слоя, разделени на междинни слоеве до 7 парчета, OWC е на кота -999 м. Височината на находището е до 30 m (7.6-21.2 м); дебелина наситена с масло 1,0-13,4 м. Хоризонтите M-I и M-II са разделени от глинен пакет с дебелина 9-21 m.
Горната единица М-I, формационно-куполното находище, е разделена на 2-3 слоя, като долната може да се превърне в плътна или да се слее със средната. Ефективната дебелина е до 13 m (2.0-11.8 m), OWC е разположен на дълбочина 981-985 m, масленият под е с дебелина 42 m. Притокът от 90 t/ден е получен при 6 mm дросел и депресия от 0,4 MPa.
Стойностите на ефективните дебелини, наситени с нефт като цяло за резервоара варират от 0,6 до 16,7 m (кладенец 1043) и средно 9,2 m. Северната част на хоризонта M-1 е представена от обширна водно-нефтена зона. геоложка нефтена тектоника
Най-голямата дебелина на нетна заплата се наблюдава в централната част на резервоара или в северната част на зоната с чист нефт. Намаляването на нефтеното насищане се случва в източната и западната част на фланговите и южните отклонени части на резервоара.
Дисекцията на хоризонта варира от 1 до 5 със средна стойност 2,27, коефициентът на вариация е 0,26. За зоната с чист нефт дисекцията е средно 2,6; коефициент на вариация 0,19; за VNZ - съответно 1,6 и 0,28. Среднопретеглените стойности на порьозност за кладенци варират от 0,19 до 0,33 според данните за интерпретация на дърводобива и са средно 0,272.
Според лабораторни основни изследвания порьозността варира в рамките на 0,19-0,32 със средна стойност 0,251.
Наситеността на маслото се определя само от данните за регистриране на кладенци и варира в диапазона 0,53-0,77 със средна стойност 0,646.
Пропускливостта на резервоара се определя по 3 метода: лабораторни изследвания на ядрото, данни за интерпретация на каросерията и хидродинамични изследвания. Според основните анализи пропускливостта се променя от 0,005 до 5,29 μm 2 със средна стойност от 1,308 μm според интерпретацията на дърводобива от 0,048 до 6,0 μm 2, със средна пропускливост от 1,607 μm 2, според хидродинамичните проучвания от 0,129 до 5,6 μm 2, със средна стойност от 1,481 μm 2 .
Средните стойности на порьозност и пропускливост според различните методи за определяне практически съвпадат. Най-голямото покритие на кладенците при определяне на пропускливостта е постигнато според данните за регистриране на кладенци.
Според този метод 30% от стойностите на пропускливост попадат в интервала 0,1-0,5 μm 2, 18% за интервала 0,5-1,0 μm 2 и 26% за интервала> 2,5 μm 2
Хоризонтът M-II е отделен от хоризонта M-I с глинен елемент с дебелина 12-25 m и е представен в продуктивната част на участъка под формата на 1-2 пясъчни пласта.
Дисекцията на хоризонта варира от 1 до 2 и само в някои кладенци се разслояват до 3 междинни слоя.
Средно над хоризонта дисекцията е 1,58, коефициентът на вариация е 0,22. Съотношението нето/бруто по хоризонта M-II варира от 0,1 до 1 и е средно 0,74, коефициентът на вариация е 0,05.
Стойностите на ефективните наситени с масло дебелини по хоризонта варират от 0,8 m до 15,2 m и средно 7,2 m.
С оглед на масивния резервоар на хоризонта M-II, максималните дебели дебели заплати съответстват на гребена на конструкцията. Среднопретеглените стойности на порьозност за кладенци варират от 0,19 до 0,328 и са средно 0,272 според данните за регистриране.
Според лабораторни основни проучвания порьозността варира в рамките на 0,19-0,32 и е средно 0,239. Първоначалното насищане с масло беше определено според данните за интерпретация на дърводобива и средно 0.6 с разпръскване на стойности от 0.4 до 0.75.
Пропускливостта на резервоара също се определя чрез 3 метода: лабораторни изследвания на ядрото, данни за интерпретация на каросерията и хидродинамични изследвания. Въз основа на основни анализи, пропускливост
Резервоарите на продуктивния хоризонт M-II варират от 0,195 до 3,22 μm 2 със средна стойност 1,33 μm 2, според интерпретацията на дърводобива интервалът на изменения е 0,05-6,0 μm 2, средната стойност е 1,57 μm 2 според хидродинамични изследвания, разпространението на стойностите на пропускливост е 0,048-6,71 μm 2 и средно е 2,6 μm 2 .
Според данните за регистриране на кладенци, средно 23,0% от стойностите на пропускливост попадат в интервалите от 0,1-0,5 µm 2, 0,5-1,0 µm 2 и> 2,5 µm 2. Второто производствено съоръжение (хоризонти Yu-I-Yu-II) съдържа нефтен резервоар с газова "капачка". Като цяло, за находището Кумкол II, производственото съоръжение е основно по отношение на запасите от нефт и газ и има най-голямата петролна площ. Стойностите на ефективните дебелини на резервоари II на производственото съоръжение варират в рамките на 2.7-24.7m и са средно 13.8m.
Дебелите наситени с масло като цяло за обекта варират от 0,6 до 23,7 m и са средно 9,6 m, като по зоните на насищане те имат следните интервали на вариация и средни стойности: за нефтен резервоар от 0,6 до 18,8 m и средно 8,6 m; от CHNZ от 2,7 до 23,7 милиона и средно 12,7 милиона; VNZ от 1,2 до 19,0 м и средно 7,6 метра.