ини від 9,3 м 3/добу. (скв.№103) до 39,1 м 3/добу. (скв.№8). За фонтанним свердловинах №№2,112 і 113 дебіти склали відповідно 28, 35 і 35 т/добу. по нафті, а по рідини - 83,5, 47,4 і 47,4 м 3/добу. по рідини.
Обводненість продукції по свердловинах змінюється від 3% (скв.№10) до 96% (вкв. №№17, 108) і по родовищу становить 71,9%.
З динаміки зміни дебітів нафти по роках видно, що з 1994р по 1997р відзначається незначне падіння дебітів. З 1998 р дебіт нафти знижується і тримається на цьому рівні до 2001
Фактичні дебіти нафти та рідини вище в 1,5-2 рази проектних значень.
Нижче наводиться характеристика експлуатаційного фонду.
При цьому необхідно відзначити, що в розробці знаходяться I альбский і проміжний горизонти, а також II неокомских (IIIпл.) + III неокомских. II альбский горизонт вступив в розробку в 2003
При аналізі і зіставленні проектних і фактичних показників по I об'єкту, фактичні показники дані з урахуванням проміжного і II альбского горизонтів, а проектні дані наводяться за I об'єкту (I альбский), а також окремо розглянуті показники неокомских горизонтів , розробка яких в технологічній схемі не передбачалася.
Нижче дається характеристика фактичних показників, за розроблюваним об'єктам.
I об'єкт (I альбский, проміжний, II альбский). Об'єкт з 1992р по 1994р перебував у пробної експлуатації. Згідно проекту (1994р) фонд видобувних свердловин передбачався в кількості 7 од., Фактичний фонд склав 14 свердловин. З них на I альбского горизонті працює 10 свердловин, а на проміжному горизонті 3 свердловини, на II альбского одна свердловина. При цьому необхідно зазначити, що розробка проміжного горизонту в технологічній схемі не передбачалася, оскільки вона виявлена ??пізніше. На 01.01.2004 р всього на об'єкті пробурено 21 свердловина. З них 6 свердловин ліквідовані, у видобувному фонді числиться 14 свердловин, у тому числі діючий фонд складає 13 свердловин (№№6, 8, 9, 10, 17, 101, 102, 103, 104, 105, 106, 107, 108). Всі свердловини працюють механізованим способом. Одна свердловина №110 в бездіяльності. Середньодобовий дебіт однієї свердловини склав по нафті 2,1 т/добу., По рідини 17,1 т/добу., Проти проектних 2,3 т/добу. і 25,3 т/добу. відповідно. Фактичний максимальний дебіт нафти (7,8 т/добу.) Досягнуто в 1993р, хоча за проектом пробної експлуатації в цей рік дебіт повинен був скласти 25,0 т/добу. З 1994р спостерігається різке зниження фактичних дебітів нафти та рідини. Крім того, вони нижче проектних значень до 2002 г, а в 2002 році дебіт нафти склав 2,9 т/добу., При проектному 2,3 т/добу.
II неокомских (IIIпл.) + III неокомских горизонти. Хоча в технологічній схемі дані горизонти не розглядалися, фактично вони введені в розробку в 1997 р з одного свердловиною (№109) на II неокомских горизонті. У травні 2002году свердловина №112 вступила в експлуатацію в 2001 році на III неокомских горизонті раніше працювала на I альбского горизонті. Після зарезки другого стовбура вступила в експлуатацію свердловина №2 на II неокомских горизонті. У травні 2003р в експлуатацію вступила свердловина №113 фонтанні способом після буріння. На 01.01.2004р. видобувний фонд складає 4 свердловини (№№ 2, 109, 112, 113). З них три свердловини №№2,112,113 експлуатуються фонтанні способом.
Середньодобовий дебіт склав 24,1 т/добу. по нафті і 51,9 т/добу. по рідини. Вода в продукції свердловини з'явилася в 2000 році. Обводненість продукції свердловин склала 53,6%. У ході розробки середньодобовий дебіт змінювався в межах від 10,2 т/добу. до 24,1 т/добу. по нафті і від 10,3 т/добу. до 51,9 т/добу. по рідини.
Промислова розробка родовища розпочато в 1995 році згідно" Технологічної схеми розробки родовища Акінген» складеної ЦНДЛ АТ «Тенізмунайгаз» в 1994 році. З цієї технологічною схемою до реалізації прийнятий перший варіант розробки родовища на природному режимі без підтримки пластового тиску і максимальним темпом відбору 15,6% від НИЗ, що складе 28,5 тис.т.
У технологічній схемі виокрем?? єни 2 об'єкта експлуатації:
I об'єкт - I альбский горизонт
II об'єкт - II альбский горизонт
Рекомендований варіант характеризується наступними технологічними показниками.
Максимальна видобуток нафти - 28,544 тис.т.
Максимальний відбір рідини - 59,6 тис.т.
Фонд видобувних свердловин - 10 од.
Проектний термін розробки - 12 років.
Введення з буріння - 6 од.
З аналізу фактичних показників видно, що з початку промислової розробки фактичний видобуток нафти відстає від проектних зна...
