,7118,20,92721,190562,70 II неоком, III пластIIC 1 2061,83780,290,6118,20,92721,19058,60 III неоком I, IIC 1 4214,719970 , 290,8127,10,92661,212166,10Ітого по родовищу: З 1 340,10
. 6.1 Аналіз вироблення запасів з пласта
За весь час розробки на родовищі не проведені відповідні дослідження методами промислової геофізики з контролю за розробкою (потокометрія, термометрія та ін.) для визначення ступеня охоплення пластів витісненням, частки участі пластів в розробці, просування ВНК.
Початкові запаси нафти в цілому по родовищу складають: балансових - тис.т і видобутих -тис.т (по категорії С 1).
З початку розробки на 01.01.2004 р видобуток нафти склав 228,57 тис.т. Вироблення від затверджених запасів склала 38,27%, проти проектної 96,88%.
Темп відбору від початкових видобутих запасів становить по родовищу 7,35%, від поточних видобутих запасів 10,65%.
КІН по родовищу становить 0,108 частки од. проти проектного 0,097.
На дату складання звіту на родовищі в розробці знаходяться I альбский, II альбский і проміжний горизонти, а також II неокомских (III пласт) і III неокомских горизонти.
Найбільший темп відбору від НИЗ (10,25%) досягнуто за II об'єкту, по I об'єкту темп відбору від НИЗ становить (3,8%) (таблиця 1.5).
За час розробки КІН по родовищу збільшився на 97%, найбільше значення КІН 13,1% досягнуто за I об'єкту, найменше 8,3% по II об'єкту. Низькі значення КІН по II об'єкту пояснюються з пізнім підключенням об'єкта в розробку і з незначною кількістю працюючих свердловин (4 свердловини).
Таким чином, з вище наведених даних видно, що найбільша вироблення і найбільшу КІН досягнуто по I об'єкту, де фактичний фонд перевищує проектне кількість.
Таблиця № 1.5. Темпи вироблення запасів нафти по родовищу Аккінген
п/пп про до а із а т е л іЕдін. ізм.Об'ектиПо месторожденіюIII (неокомских.) 1.Темп відбору від початкових видобутих запасів% 3,8010,257,352.Текущій темп відбору% 7,6113,7810,653.Виработанность% 53,8325,6038,274.Начальние балансові запаситис. т1099,31015,42114,75.Начальние витягувані запаситис. т268,2329597,26.Остаточние витягувані запаситис. т123,8244,8368,6
2. Техніко-технологічна та спеціальна частина
. 1 Історія проектування та розробки родовища
Затвердженим варіантом розробки" Технологічної схеми розробки родовища Акінген» пропонувалося пробурити 8 видобувних. З цього числа 4 свердловини планувалося пробурити в 2004 р і по 2 видобувні свердловини в 2005 і в 2006 р Всі свердловини пропонувалося пробурити на III неокомских горизонт. З метою переведення запасів нафти категорії С 2 в категорію З 1 пропонувалося пробурити 2 оціночних свердловин на IV блоці. Фактично за звітний період на II об'єкті пробурено 8 свердловин. Свердловини згідно проектному документу пробурені на III неокомских горизонт. З них у 2004 р було пробурено чотирьох видобувних свердловин, у 2005р пробурені три видобувні свердловини, в 2006р пробурена один видобувна свердловина. У 2007 р було пробурено дві розвідувальні свердловини №№1а, 500 згідно «Проекту пошукового буріння». Свердловина № 1а (III неокомских горизонт) переведена в експлуатаційний фонд II об'єкта (III неокомских горизонт). Свердловина №500 ліквідована, у зв'язку з відсутністю продуктивних горизонтів в розрізі свердловини.
. 2 Стан розробки
Родовище Акінген введено в розробку в 1992 році на підставі проекту пробної експлуатації, виконаної ЦНІЛІ ПОЕН (м Гур'єв, 1985р), 4 (№№ 6,8,9,10) свердловинами, що працюють на I альбского горизонті.
На родовищі на 01.01.2004 р пробурений фонд свердловин склав 24 од. З них 6 свердловин (№ 1, 3, 4, 5, 7, 11) ліквідовані за геологічними причинами.
Експлуатаційний фонд становить 18 свердловин, діючий фонд - 17скважін №№2, 6, 8, 9, 10, 17, 101, 102, 103, 104, 105, 106, 107, 108, 109, 112, 113. Свердловини №№2, 112, 113 експлуатуються фонтанні способом. Одна свердловина №110 в бездіяльності. Застосовуються верстати - качалки типу СК - 3, СКД - 6, ПШГНТ - 4. Для підйому рідини використовуються насоси типу НГН діаметрами 43 мм. Діаметр експлуатаційний колони 146 мм. (Таблиця 2.1)
Дебіт на одну видобувну свердловину на 01.01.2004 р становить у середньому 7,4 т/добу. нафти і 26,3 т/добу. рідини, при проектних значеннях 1,7 т/добу. по нафті і 24,3 т/добу. по рідини.
При цьому середньодобові дебіти глибинно-насосних свердловин змінюються від 0,35 т/добу. (скв.№108) до 18,5 т/добу. (скв.№10) по нафті і в середньому становить 2,96 т/добу., по рід...
