4. Характеристика энергетического состояния залежи, режим разработки

На всех разрабатываемых объектах месторождения Кумколь проводится обязательный комплекс исследований с целью контроля их разработки в соответствии с Проектом разработки.

Контроль за разработкой месторождения Кумколь контрактной территории АО «Тургай Петролеум» в период 01.07.2009-31.12.2009 г.г. осуществлялся с помощью гидродинамических исследований, проведенных бригадой ИС ЦДНГ АО «Тургай Петролеум». Основными видами гидродинамических исследований в добывающих, нагнетательных и наблюдательных скважинах являлются: отбивка динамического и статического уровней эхолотом «Микон», замеры пластовых и забойных давлений глубинными манометрами, замер температуры на забое, замеры дебитов жидкости, нефти, воды и газа добывающих скважин и обводненности продукции.

В целом по территории за вторые шесть месяцев 2009 г. было проведено 579 замеров пластового давления, 464 замера забойного давления, 1271 замеров статического и 4641 замеров динамического уровней. По результатам анализа гидродинамических исследований построены карты изобар по объектам разработки, позволяющие судить о текущем энергетическом состоянии горизонтов.

За год было проведено тестирование 30 добывающих скважин методом установившихся отборов, 13 нагнетательных скважин методом КПД, в 12 скважинах снятие КВД.

По систематическим замерам дебитов жидкости добывающих скважин и приемистости нагнетательных скважин, на конец 2009 г. построены карты текущих отборов по объектам.

В связи со слабой изученностью свойств пластовой нефти северной территории месторождения, в конце 2008 г. было предложено провести отбор исследования глубинных проб пластовой нефти из скважин I объекта: №№1093, 1130, 1125, II объекта: №№2с, 2145, 2180, 2205, 2213, 2263, III объекта: №№2190, 2260, 2261, 3065 и IV объекта - №412, и был предоставлен план отбора глубинных проб нефти.

В настоящее время разработка месторождения на большей его части (I, II, III, объекты) осуществляется путем поддержания пластового давления.

I объект

Система поддержания пластового давления осуществляется 30 нагнетательными скважинами: №№1037, 1051, 1072, 1080, 2111, 1052d со средней приемистостью 619.11 м³/сут. На 31.12.2009 г. текущая компенсация по объекту составила 47.5%.

На 01.07.09г. с начала 2009 г. были проведены 31 замеров пластового давления, 3 замера забойного давления, 142 замера статического и 732 динамического уровней. По результатам исследований построены зависимости пластового давления от накопленного отбора нефти и карты изобар отдельно по горизонтам М-I и М-II.

Текущее средневзвешенное пластовое давление по объекту на начало года составляло 8.27 МПа. На 31.12.2009 г. текущее средневзвешенное пластовое давление – 8.34 МПа, снижение текущего пластового давления от начального составило 3.26 МПа.

По М-I горизонту текущее средневзвешенное пластовое давление на дату анализа составляет 7,52 МПа. По сравнению с 2008 пластовое давление увеличилось на 0.18 МПа, это объясняется высокими коллекторскими свойствами горизонта, высокой приемистостью нагнетательных скважин сравнительно с 2008 годом, и с небольшим снижением объема добычи.

По М-II горизонту наблюдается равномерное распределение пластового давления. Текущее средневзвешенное пластовое давление практически на одном уровнем с прошлым годом, 8,21 МПа.

Низкое значение давления насыщения нефти газом - 2.5 МПа позволяет эксплуатировать залежи этого объекта без опасности гидродинамических осложнений. С целью увеличения компенсации отбора жидкости закачкой и сформирования батареи нагнетания по краю залежи рекомендованы перевести приконтурные скважины №№ 1064, 1067, 1076 под закачку воды.

Энергетическое состояние залежи в целом по объекту восстанавливается и стабилизируется за счет активности краевых вод. На 31.12.2009 г. пластовое давление по скважинам первого объекта колеблется в пределах 8,27 МПа-8,94 МПа, т.е. сохраняется запас пластового и забойного давления над давлением насыщения.

II объект

Система поддержания пластового давления осуществляется 45 нагнетательными скважинами:со средней приемистостью 246.6 м³/сут. Текущая компенсация на дату анализа 66.8 %.

По II объекту с начала года были проведены 91 замеров пластового давления, 66 замеров забойного давления, 264 замеров статического и 965 динамического уровней. По результатам исследований построены зависимости пластового давления от накопленного отбора нефти и карты изобар отдельно по горизонтам Ю-I и Ю-II .

Текущее средневзвешенное пластовое давление по объекту на начало 2009 года составляло 7,815 МПа. На дату анализа текущее средневзвешенное пластовое давление - 7,859 МПа, снижение текущего пластового давления от начального составило 5.441 МПа.

Анализируя карту изобар на северо-западной части объекта, в районе добывающих скважин №№16р, 2191д, 2206, 2207, 2208, 2220 наблюдается снижение пластового давления. Это объясняется отсутствием нагнетательных скважин в этой ячейке. На скважину №2175 влияние близрасположенных нагнетательных скважин №№2194, 3105 недостаточно, скважина №2194 переведена под нагнетание в июне 2009г. В указанных нагнетательных скважинах наблюдается низкая приемистость, поэтому необходимо провести мероприятия по увеличению приемистости до проектного уровня.

Также незначительное снижение наблюдается, севернее, в районе скважин №№2197д, 2198, 2213, 2214, 2226, 2р по изобаре 7.66 МПа. Снижение пластового давления в районе этих скважин объясняется несбалансированностью между отбором жидкости и закачкой воды, так как, влияние одной нагнетательной скважины №2199 недостаточно.

Наибольшее пластовое давление отмечается на юго-западе, а также в центральной части объекта в районе расположения скважин №№417, 2114, 2115, 2116, 2128, 2130, 2132, 2138, 2139, 2142, 2143, 2144, 2152 на которых влияют активные закачки воды нагнетательными скважинами №№2100, 2092, 2103, 2133, 14р, 2127, 2129, 2131, 2153, 2159, 2168.

В нагнетательной скважине 2100 проведена очистка забоя от механических примесей, в приконтурных нагнетательных скважинах 2092 и 2133 - обработка призабойной зоны с целью увеличения приемистости пласта. Отмечается восстановление пластового давления, связанное с вводом пяти нагнетательных скважин, находившихся в отработке.

III объект

Система поддержания пластового давления осуществляется 23 нагнетательными скважинами: №№2179, 3046, 3048, 3050, 3052, 3068, 3072, 3074, 3076, 3089, 3092, 3101, 3200 со средней приемистостью 260.8 м³/сут. Текущая компенсация на дату анализа 87.2 %.

По III объекту было проведено 44 замеров пластового давления, 33 замеров забойного давления, 88 замеров статического и 308 динамического уровней. По результатам исследований построены зависимости пластового давления от накопленного отбора нефти и карты изобар отдельно по горизонту Ю-III.

Текущее средневзвешенное пластовое давление по объекту на начало года составляло 9,21 МПа. На 31.12.2009 г. текущее средневзвешенное пластовое давление – 9,32 МПа, снижение текущего пластового давления от начального составило 3,98 МПа.

По карте изобар зоны с наиболее высокими давлениями по-прежнему наблюдаются в центральной части территории, в районе ячейки добывающих скважин №№414, 415, 3059, 3073, 3074, 3083, 3084, 3085, и нагнетательной №3072, характеризующейся высокой приемистостью 445 м³/сут. В данной нагнетательной скважине был проведен капитальный ремонт с целью выравнивания профиля приемистости. Пластовое давление варьирует от 11.24 до 12.2 МПа.

В западной части объекта активную зону охватывает изобара 11 МПа. Пластовое давление нагнетательных скважин №№3068, 3089, 3092, 3101, 3200 колеблется от 10.8 МПа до 10.91 МПа. Снижение пластового давления наблюдается в районе расположения добывающей скважины №3079 пластовое давление в этой зоне 9.78 МПа.

Рекомендуется придерживаться заложенной в проекте 100% компенсации отборов жидкости закачкой.

IV объект

В настоящее время данный объект разработки эксплуатируется двумя скважинами №№412, 1032 и 4002 на естественном режиме. По IV объекту было проведено 1 замер пластового давления, 14 замеров статического и 2 замера динамического уровней. Текущее средневзвешенное пластовое давление по карте изобар составляет 11.09 МПа, снижение от начального давления за весь период разработки составило 2.41 МПа. По IV объекту наблюдается восстановление пластового давления, вероятно связанное с активностью краевых вод.

Оценка динамики изменения энергетического состояния залежей в целом показывает увеличение и восстановление пластового давления. Однако существуют зоны с низкими пластовыми давлениями, т.е. зоны с неравными депрессиями. Причинами снижения пластового давления являются несформированность системы разработки на I и II объектах разработки и низкая компенсация отборов закачкой. В связи с этим разработаны мероприятия по формированию системы ППД на 2007-2009 гг. по I и IIобъектам необходимо отметить, что в построении карты изобар не исключаются погрешности в интерполяции, вызванные, прежде всего неравномерным охватом замерами давлений по всей площади. Не исключены случайные замеры (заниженные или завышенные), которые не возможно проверить, из-за отсутствия замера в предыдущем квартале. А также значения пластовых и забойных давлений в механизированных скважинах, рассчитанные по данным замеров статических и динамических уровней.

Для получения более полноценной карты изобар составлена опорная сеть скважин. Назначением, которой является проведение периодичных замеров пластовых и забойных давлений.

Замеры пластового и забойного давлений, исследования МУО и КВД должны проводиться строго по опорной сети. Также необходимо придерживаться объемов и периодичности исследований. Значения замеров пластовых и забойных давлений, а также замеров динамических и статических уровней требуют качественного выполнения.

Для дальнейшего контроля за разработкой приводим опорную сеть по всем видам исследований таблиц ( таблицы 2.3-2.6.).

Таблица 2.3.

Скважины опорной сети для контроля за положением ВНК

Объекты
I (М-I+II)	II (Ю-I+II)	III (Ю-III)	IV (Ю-IV)
1037, 1040, 1046, 1045, 1048	2110, 2120, 2136, 2164, 2168, 2176, 2198	2191, 3052, 3063, 3081, 3083, 3089, 3093, 3096	412

Периодичность исследований: По I объекту разработки – два раза в год;

По II, III и IV – один раз в год.

Таблица 2.4.

Скважины опорной сети для контроля за положением ГНК

Объекты
II (Ю-I+II)	III (Ю-III)	IV (Ю-IV)
1-ряд: 2101, 2128, 2130	3034, 3047	4002

Периодичность исследований: один раз в год.

Таблица 2.5.

Скважины опорной сети для исследований Р_пл

Объекты
I (М-I+II)	II (Ю-I+II)	III (Ю-III)	IV (Ю-IV)
Рпл – 1033, 1036, 1040, 1045, 1048, 1056, 1069, (далее по вводу новых скважин)	Рпл – 14р, 16р, 2090, 2091, 2116, 2117, 2120, 2128, 2130, 2132, 2133, 2137, 2140, 2144, 2146, 2148, 2149, 2151, 2158, 2162, 2166, 2171, 2173, 2176, 2180, 2183, 2190, 2196, 2199, 3105	Рпл – 2179, 3035, 3037, 3046, 3049, 3052, 3062, 3066, 3075, 3079, 3081, 3083, 3085, 3087, 3093, 3095, 3097	Рпл – 412, 4002

Периодичность исследований: По I объекту – ежемесячно Р_пл ;По II, III, IV – 1 раз в квартал Р_пл.

Таблица 2.6.

Скважины опорной сети для исследований Рзаб, МУО, КВД

Объекты
I (М-I+II)	II (Ю-I+II)	III (Ю-III)	IV (Ю-IV)
1033, 1036, 1048 (далее по вводу новых скважин)	14р, 16р, 2090, 2091, 2116, 2117, 2120, 2128, 2130, 2133, 2140, 2144, 2146, 2148, 2149, 2151, 2158, 2162, 2166, 2171, 2173, 2176, 2180, 2183, 2190, 2196, 2199, 2201, 3105	2179, 3035, 3046, 3049, 3052, 3059, 3062, 3063, 3066, 3080, 3083, 3087, 3090, 3093, 3095, 3097	412, 4002

Периодичность исследований: По I объекту – ежемесячно Рзаб; По II, III, IV – 1 раз в квартал Рзаб; МУО и КВД – 2 раза в год.