ваному ви-рованнихНефті, т/сутЖідкості, т/сут201130000031048,790,20201231100043039,292,90201341101133126,8115,3186,7201430000033124,075,5174,3 Таблиця 2.13 Характеристика основних технологічних показників горизонту Ю-III родовища Акшабулак Східний
ГодиДобича нафти, тис. т.Темп відбору від видобутих запасів,% Накопичена видобуток нафти, тис.т.Отбор від витягуючи-ваних 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-ная201135,517,718,628,465,534,414,958,129,188,1390001,93,5201237,437,419,742,7102,954,023,469,569,5157,7460002,05,5201334,534,518,164,9137,472,131,271,871,8229,5520001,97,4201424,424,412,884,9161,884,936,871,371,3300,86684,484,41001,38,7
Таблиця 2.14 Характеристика основного фонду свердловин горизонту Ю-III родовища Акшабулак ВосточнийГодиФонд добуваючи-чих свердловин на початок годаВвод свердловин з буреніяПеревод видобувних Фонд видобувних свердловин на кінець періодаФонд нагнітаючи -тільних скважінСреднегодовой дебіт на 1 скважінуПріемістость нагнітаючи -тільних свердловин , м3/сутВсегоДобив.с інших горізонтовпод нагнетаніеВсегов т.ч. механізованому ви-рованнихНефті, т/сутЖідкості, т/сут20113110042039,665,0020124000044036,668,0020134000044033,775,7020144000133127,379,7231,1
2.1.3 Аналіз вироблення запасів нафти і газу
За станом на 01.01.2011 р по родовищу Акшабулак Східний були підраховані і затверджені запаси нафти і розчиненого газу Державною комісією по запасах корисних копалин Республіки Казахстан за категоріями С 1 + С 2 в цілому по родовищу в кількості 1372.6 тис.т і 70.5 млн.м 3 (Протокол ГКЗ РК № 503-06-У від 05.05.2006 г).
За категорії С 1 в цілому по родовищу початкові геологічні запаси нафти склали 1164.6 тис.т або 84.8% від усіх геологічних запасів, розчиненого газу - 59.3 млн.м 3 (84.1%).
За категорії С 2 запаси нафти склали 208,1 тис.т (район свердловини №34 в піщаному пласті Ю-III горизонту, так як при випробуванні отримана водна емульсія).
Для поклади Ю-II горизонту запаси нафти склали 148,9 тис.т або 10.8% від усіх підрахованих запасів по родовищу.
На Ю-III горизонт по категорії С 1 в цілому в межах Ліцензійної території ТОО СП Казгермунай доводиться 41.9% (575.8 тис.т), з них на піщаний пласт - 486 тис.т (84.4%) від підрахованих з цього горизонту. За категорії С 2 запаси в межах Ліцензійної території склали 208,1 (110.3) тис. Т. І 11.2 (5.9) млн.м 3 розчиненого в нафті газу. Сумарні запаси за покладами Ю-III горизонту в межах Ліцензійної території склали 783.9 (389.4) тис. Т і 42.3 (20.9) млн.м 3 розчиненого в нафті газу.
У порівнянні з запасами, що значаться на Державному балансі РК, знову підраховані початкові геологічні запаси нафти по категорії С 1 в межах Ліцензійної території ТОО СП Казгермунай збільшилися на 320% (було 137.2 тис.т), запаси нафти по категорії С 2 зменшилися на 38.4% (було 338.1 тис.т).
Це сталося в результаті уточнення геологічної будови поклади за результатами сейсміки 3Д, буріння випереджальних експлуатаційних свердловин №№33, 34 і розвідувальних свердловин, пробурених на Ліцензійної території ТОО Саутси Ойл raquo ;, внаслідок чого відбулися зміни параметрів , прийнятих для підрахунку запасів нафти і газу. Це, в першу чергу, стосується площі нафтоносності, яка значно збільшилася в порівнянні з попереднім підрахунком. Крім того, положення водонефтяного контакту, прийняте раніше умовно, було уточнено в результаті буріння нових свердловин і понизився на 10 м. Також, зросло значення середньозваженої нефтенасищенной товщини, прийняте для розрахунків.
У цілому по родовищу сумарні запаси нафти, підраховані за категоріями С 1 і С 2 на 01.01.11 склали: 1372.6 (615.2) тис.т, газу - 70.5 (32.2) млн. м 3.
Малюнок 2.2. Графік розробки родовища Акшабулак Східний
2.1.4 Характеристика енергетичного стану поклади, режими розробки
Родовище Акшабулак Східний за запасами віднесено до категорії дуже дрібних [1].
Пробна експлуатація родовища велася на природному режимі виснаження пластової енергії. В результаті чого спостерігається деяке зниження значення пластового тиску в поклади нафти горизонту Ю-III, і, на розглянуту дату, воно склало 17.9 МПа. Початковий пластовий тиск було зафіксовано на рівні 20.77 МПа, таким чином, зниження склало 2.87 МПа. Протягом періоду пробної експлуатації середня депресія на пласт становила 1.66 МПа,...
