2 Технологическая часть

2.1 Система разработки месторождения

2.1.1 Анализ текущего состояния разработки

Разбуривание месторождения эксплуатационными скважинами начато в 1988 году в соответствии с проектом пробной эксплуатации месторождения, составленного институтом КазНИПИнефть. В этом же году институтом НИПИмунайгаз была составлена «Технологическая схема…», утверждена в ЦКР МНП СССР (протокол 1296 от 13.07.88 г.).

В мае 1990 года месторождение введено в промышленную разработку. С декабря 1995 года разработку месторождения ведут 2 недропользователя: южная часть – АО «Харрикейн Кумколь Мунай» переименованное в

« PetroKazakhstan», северная часть – АО « Кумколь-ЛУКойл» переименованное в АО «Тургай-Петролеум». В 1999 году после разбуривания объектов эксплуатационным фондом, в связи с изменением представления о геологическом строении, а так же несоответствием фактических показателей разработки с проектными показателями технологической схемы 1988 года и эксплуатацией месторождения двумя недропользователями, институт НИПИнефтегаз составил новый проектный документ – «Проект разработки нефтегазового месторождения Кумколь», который был утвержден ЦКР Республики Казахстан 24.06.99 г. Этот проектный документ является в настоящее время действующим проектным документом, на основании которого ведется разработка месторождения Кумколь.

Реализуемая система разработки месторождения предусматривает следующие условия: фонд скважин составляет 770, в том числе 432 добывающие, 199 нагнетательных, 15 резервных. 21 водозаборная и 3 газовые; выделены четыре эксплуатационных объекта: первый—горизонты М-I + М-II, второй - горизонты Ю-I + Ю-II, третий - горизонт Ю-III, четвертый - горизонт Ю-IV.

Рассчитаем четыре основных параметра, которыми характеризуют ту или иную систему разработки по формулам (2.1.-2.5.)

Параметр плотности сетки скважин S_С.

, (2.1.)

где S – площадь нефтеносности месторождения Кумколь;

n – число скважин на месторождении Кумколь.

=166801 м²/скв.

1. Параметр Крылова N_кр, равный отношению извлекаемых запасов нефти N к общему числу скважин n.

= =1,3 млн. т/скв. (2.2)

2. Параметр , равный отношению числа нагнетательных скважин n_н к числу добывающих скважин n_д.

(2.3)

3. Параметр , равный отношению числа резервных скважин, бурящихся дополнительно к основному фонду скважин к общему числу.

(2.4)

4. Расстояние между скважинами вычисляем по формуле:

м (2.5)

Основные показатели разработки месторождения Кумколь (контрактной территории АО «Тургай-Петролеум») на 31 декабря 2009 года приведены в целом по месторождению и по объектам эксплуатации на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1. Основные показатели разработки на 2009 г на месторождении Кумколь

Основные показатели с начала разработки с 1996-2009 годы приведены на рисунке 2.2.

Рисунок 2.2. Основные показатели с начала разработки с 1996-2009 г на месторождении Кумколь

За 2009 год из скважин месторождения было добыто 3223,750 тыс.тонн нефти, 22407,104 тыс.тонн жидкости и 313,054 млн.м³ газа. Накопленная добыча нефти на 31.12.2009 г. достигла 30744,627 тыс.тонн, что составляет 65,4% от начальных извлекаемых запасов. В продуктивные пласты в 2009 году на 31 декабря закачано 19797,035 тыс.м³, накопленная закачка составила – 43166,846 тыс.м³. Средняя приемистость нагнетательных скважин находится на уровне – 202 м³/сут. Текущая компенсация отборов закачкой – 62%.

Среднесуточный дебит действующих скважин по нефти за 12 месяцев составил 18,5 т/сут, по жидкости – 156,3т/сут. Средняя текущая обводненность добытой продукции 85,6%.

I объект разработки (горизонты М-I+M-II)

На 31.12.09 скважинами I объекта добыто 1026,3 тыс.тонн нефти и 7258,8 тыс.тонн жидкости. Накопленная добыча нефти на дату анализа достигла 9377,9 тыс.тонн, что составляет 67,19% от начальных извлекаемых запасов нефти I объекта. Среднесуточный дебит добывающих скважин по нефти составил 21,7 т/сут, по жидкости 108,9т/сут, средняя обводненность продукции составила 87,4%, текущая компенсация отборов достигла 46% при закачке воды в объеме 6177,9 тыс.м³, накопленная закачка воды – 14257,3,369 тыс.м³.

II объект (горизонт Ю-I+Ю-II)

За 2009 год скважинам II объекта добыто 1268,5 тыс.тонн нефти и 9159,5 тыс.тонн жидкости. Накопленная добыча нефти на 31.12.2009 г. достигла 14061,2 тыс.тонн, что составляет 59,13% от начальных извлекаемых запасов нефти II объекта.

Средний дебит скважин по нефти составил 24,0 т/сут, по жидкости 118,8 т/сут, текущая компенсация отборов достигла 68% при закачке воды в объеме 8374,7 тыс.м³, накопленная закачка воды – 15495,6 тыс.м³, средняя обводненность продукции – 88,9%.

III объект (горизонт Ю-III)

Добыча нефти за 2009 год составила 895,6 тыс.тонн и 5988,804 тыс.тонн - добыча жидкости, добыто газа на 31.12.2009 год мая 34,176 млн.м³. Накопленная добыча нефти на дату анализа достигла 6866,927 тыс.тонн, что составляет 79,6% от начальных извлекаемых запасов нефти III объекта. Средний дебит скважин по нефти составляет 15,8 т/сут, а по жидкости равен 134,7 т/сут, закачано в пласт 5153,1 тыс.м³ воды, при текущей компенсации отборов – 75%, накопленная закачка воды составила 13413,946 тыс.м³, средняя обводненность продукции – 83,3%.

IV объект (горизонт Ю-IV)

За 2009 год добыча нефти составила 33,35 тыс.тонн, добыча жидкости – 438,6 тыс.тонн. Накопленная добыча нефти на 31.12.2009 г. достигла 142,6 тыс.тонн, что составляет 82% от начальных извлекаемых запасов нефти IV объекта. Средний дебит скважин по нефти составляет 11,0 т/сут, а по жидкости – 78,7 т/сут, средняя обводненность продукции 75,3%.С мая 2002 года разрабатывается без поддержания пластового давления.

На месторождении Кумколь установлена промышленная нефтегазоносность в меловых отложениях выделяются два продуктивных горизонта (М-I,М-II) и четыре в юрских (Ю-I, Ю-II, Ю-III и Ю-IV).

По характеру насыщения горизонты М-I и М-II и Ю-III выделяются как нефтяные залежи, горизонты Ю-I, Ю-II и Ю-IV – нефтегазовые. Залежи относятся к различным типам. Залежи горизонтов М-I, Ю-I, Ю-II, Ю-I- пластовые сводовые, тектонически-экранированные, залежи горизонтов М-2 и Ю- IV массивного типа.

Распределение залежей по утвержденным балансовым и извлекаемым запасам нефти выделяются две сравнительно крупные залежи М-I и Ю-I, они приблизительно одинаковы по запасам и вместе содержат 60% всех балансовых запасов месторождения. Залежи Ю-II и Ю-III, заключающие около 35% запасов нефти, также мало отличаются по запасам. На долю залежей М-II и Ю- IV приходится около 5% общих запасов нефти месторождения Кумколь.

В технологической схеме месторождения Кумоль, предусматривалось выделение четырех эксплуатационных объектов .

Выделение объектов сделано на основе анализа геологического строения продуктивных горизонтов, определения критерия рациональности объединения горизонтов в один эксплуатационный объект, достижения наибольшего среднего дебита нефти на пробуренную скважину при условии обеспечения заданного коэффициента нефтеотдачи и существующих технических и технологических возможностей эксплуатации залежей.

В один эксплуатационный объект были выделены меловые залежи, имеющие в отличие от юрских значительно большую вязкость нефти, в значительной степени дегазированные, имеющие небольшой разрыв между пластовой температурой и температурой насыщения нефти парафином и более высокую проницаемость коллекторов.

Во второй эксплуатационный вошли залежи верхнеюрских горизонтов Ю-I и Ю-II, имеющие сходную геолого-физическую характеристику коллекторов, единый ВНК, ГНК и свойства насыщающих их флюидов.

Горизонт Ю-3 выделен в самостоятельный третий объект разработки, нефть по свойствам идентична нефти Ю-I и Ю-II горизонтов. Объединение Ю-III горизонта со вторым объектом нецелесообразно, поскольку возникают сложности в обеспечении максимального охвата пластов процессом заводнения.

Горизонт Ю- IV выделен в четвертый объект разработки.