рдловина № 1К на 01.01.11р. фонтанировала із середнім дебітом безводної нафти 140 т/добу. По свердловині №2к в період тривалих випробувань був отриманий неФонтан приплив з дебітом нафти 142 т/добу і обводненностью 30%.
Середньодобовий дебіт свердловин родовища по нафті/рідини склав, т/добу:
Горизонт Ю-III - 129.8/139.8
Горизонт Ю-II - 51.6/64.1
У цілому по родовищу - 90.7/101.5
На 01.01.2011 р коефіцієнт нефтеізвлеченія з покладу горизонту Ю-III досяг 20.5%, відбір від видобутих запасів склав 44%, темп відбору від початкових видобутих запасів - 12%.
Таблиця 2.2 Показники пробної експлуатації родовища Акшабулак Східний за 2005-2010 рр
Ліцензійні терріторііТОО СП Казгермунай ТОО Саутси Ойл Родовище в целомНефтяние поклади горизонтів Ю-II Ю-IIIВСЕГО за період ПЕЮ-IIIЮ-IIIЮ-IIВСЕГО за період 2005 - 2010 гг.ПоказателіЕд. ізм.2010г.2007г.2008г.2009г.2010г.2010г. Видобуток нефтітис.т7,6 8,5 14,3 41,7 58,0 170,7 22,7 185,7 7,6 193,3Накопленная видобуток нефтітис.т7,6 49,1 63,4 105,1 163, 1 170,7 22,7 185,7 7,6 193,3Добича жідкостітис.т9,5 8,6 15,1 46,0 58,0 177,6 28,8 197,0 9,5 206,4Накопленная видобуток жид.тис.т9,5 49,2 64,2 110,2 168,2 177,6 28,8 197,0 9,5 206,4Експ. фонд доб. скв.ед.1 1 1 2 2 3 3 5 1 6 в т.ч. действующіхед.1 1 1 2 1 2 0 1 1 2 бездействующіхед.0 0 0 0 1 1 0 1 0 1 Середній дебіт діючих вкв. По нафті/сут51,6 83,0 146,2 118,4 166,4 116,9 141,5 129,8 51,6 90,7Средній дебіт діючих вкв. по жід.т/сут64,1 84,0 153,7 130,5 166,4 121,6 184,4 138,8 64,1 101,5Газовий факторм 3/т36,7 57,3 56,9 53,9 54,7 54,7 53,9 55,8 36,7 53,6Обводненность% 19,5 1,2 4,9 9,3 0,0 3,9 21,3 5,7 19,5 6,3
Малюнок 2.1. а Графік роботи свердловини №2
Малюнок 2.1. б Графік роботи свердловини №33
Малюнок 2.1. в Графік роботи свердловини №34
За поклади нафти горизонту Ю-II досягнутий коефіцієнт нефтеізвлеченія 5.1%, відбір від видобутих запасів склав 20.3%.
Нафтового газу видобуто по горизонту Ю-III 10.3 млн.м 3 при поточному газовому факторі 55.8 м 3/т.
За горизонту Ю-II нафтового газу видобуто 0.28 млн.м 3 при поточному газовому факторі 36.7 м 3/т.
Коефіцієнт експлуатації свердловин змінювався від 0.2 до 1 і в середньому склав 0.5.
. 1.2 Аналіз структури фонду свердловин і їх поточних дебітів, технологічних показників розробки
В основу гідродинамічних розрахунків покладені фактичні дані про дебіт свердловин, продуктивності пластів, їх неоднорідності отримані в період випробування і пробної експлуатації горизонтів Ю-III і Ю-II. Дебіт нових свердловин № 39, 40 і 41 обґрунтовувався з урахуванням питомої коефіцієнта продуктивності діючих свердловин і очікуваної нефтенасищенной товщини.
Технологічні показники розробки об'єктів і родовища в цілому представлені в таблицях 2.3-2.8.
Технологічні розрахунки за варіантами проводилися по родовищу в цілому (на категорії запасів С1). За рекомендованим варіанту розробки основні технологічні показники були диференційовані за ліцензійними територіям ТОО СП Казгермунай і ТОО Саутси Ойл raquo ;, відповідно до величини припадають видобутих запасів (таблиці 2.9-2.14).
Таблиця 2.3 Характеристика основних технологічних показників розробки родовища Акшабулак ВосточнийГодиДобича нафти, тис. т.Темп відбору від видобутих запасів,% Накопичено-ная видобуток нафти, тис.т.Отбор від видобутих запасів% Коеф. нефтеотд.,% Річний видобуток рідини, тис.тНакоплен-ная видобуток рідини, тис.тОбводнен-ність продук-ції,% Закачування робочих агентовКомпенса-ція відбору закачуванням,% Видобуток нафтового газу, млн м3всегов т. ч. хутро. способомНачаль-нихТекущіхВсегов т. ч. хутро. способомГодовая закачування, тис.м3Накоплен-ная закачування, тыс.м3ГодоваяНакоплен-ная201172,831,114,528273,55523,5127,351,0334,9430004,013,4201272,559,714,543346,06929,7152,6119,9487,5520004,017,4201365,365,313,071411,38235,3183,3183,3670,86468,268,2313,620,9201442,842,88,587454,19039,0125,0125,0795,866148,0216,11002,323,3
Таблиця 2.4 Характеристика основного фонду свердловин родовища Акшабулак ВосточнийГодиФонд добуваючи-чих свердловин на початок годаВвод свердловин з буреніяПеревод видобувних Вибуття добуваючи-чих скважінФонд видобувних свердловин на кінець періодаФонд нагнітаючи -тільних скважінСреднегодовой дебіт на 1 скважінуПріеміс-тости нагнета-тільних свердловин, м3/сутВсегоДобив.с об'єкта на об'ектпод нагнетаніеВсегов т.ч. механізованому ви-рованнихНефті, т/сутЖідкості, т/сут201161100073043,876,70201271100087037,879,602013811011771...
