Разработка месторождения Акинген

  • Вид работы:
    Дипломная (ВКР)
  • Предмет:
    Геология
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    58,7 Кб
  • Опубликовано:
    2014-12-26
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Разработка месторождения Акинген

1. Геологическая часть

1.1     Общие сведения о месторождении

Месторождение Акинген расположено в юго-восточной части Прикаспийской впадины.

Административно относится к Жылыойскому району Атырауской области и расположено в 40 км к юго-востоку от города Кульсары.

Ближайшими населенными пунктами являются нефтепромыслы Косчагыл, Кульсары и Каратон расположенные соответственно на расстоянии 35 км, 50 км к северу и 45 км к юго-западу.

Областной центр город Атырау, находится на расстоянии 315 км к северо-западу от месторождения.

Связь с населенными пунктами и нефтепромыслами осуществляется по грунтовым и асфальтированным дорогам.

В орографическом отношении площадь исследования представляет собой слабо всхолмленную равнину полупустынного типа со сглаженными формами рельефа.

Почва территории состоит, в основном, из солонцов и соров и барханных песков. Соры иногда довольно больших размеров, часто сообщаются между собой, образуя соровые впадины.

Район характеризуются резко континентальным климатом с колебаниям температуры воздуха от +40 0С (летом) до -30 0С (зимой). Среднегодовое количество осадков не превышает 200 мм.

1.2     Геологическое строение месторождения

За отчетный период с 01.01.2004г по 01.07.2008 г. на месторождении пробурено 8 новых эксплуатационных скважин (№№201, 202, 203, 204, 205, 206, 207, 208) и зарезки вторых стволов в 8 скважинах (№№6, 17, 101, 102, 103, 105, 106, 110) и углубление в скважине №106.

Были пробурены две разведочные скважины 1А, 500 с целью уточнения строения и выявления новых залежей. Скважина 500 была забурена на куполе Северный Акинген с проведением в скважине полного комплекса ГИС и ВСП. Однако, при достигнутой глубине 2100м ввиду отсутствия во вскрытом разрезе продуктивных пластов была ликвидирована по геологическим причинам. Скважина 1А была забурена для определения перспективности юрского и триасового комплексов отложений. При фактической глубине 2100м ввиду отсутствия продуктивных пластов была переведена в эксплуатационной фонд на III неокомский продуктивный горизонт.

Результаты проведенных геологоразведочных работ позволили уточнить геологическое строение продуктивных горизонтов, площадь распространения пород коллекторов, их характеристику, добывные возможности скважин.

Из общего фонда в 32 скважины эксплуатационный фонд составляет 25 скважин, из них действующий - 23 ед., в бездействии 2 ед., ликвидированный фонд составляет 7 единиц.

В разрезе региона выделяются два крупных поднятия по структурному этажу: надсолевой и подсолевой. Для надсолевого комплекса, сложенного породами мезозоя и пермотриаса присуще интенсивное проявление соленокупольности местности. Степень его изученности высока, с ним связаны все выявленные и находящиеся в разработке месторождения нефти. Подсолевой комплекс сложен породами нижней перми, карбона и девона. Изученного бурением слабее надсолевого комплекса.

Выявлены крупные поднятия в юго-восточной части Прикаспийской впадины, а также Приморское, Северо-Культукское, Южное, Чапаевского и ряд других мелких поднятий, глубина залегания подсолевых отложений 4000 - 5000 м. Необходимо отметить, что подсолевые отложения на перечисленных поднятиях сложены карбонными породами нижней перми и карбона. Пластовые давления имеют аномально-высокое значение.

1.3     Стратиграфия

Пробуренными скважинами на месторождении Акинген вскрытый разрез представлен отложениями от кунгурского яруса нижней перми до четвертичных.

Кунгурский ярус. Вскрыт только одной разведочной скважиной №1. Породы представлены ангидритами и каменной солью. Толщина отложений 694м.

Пермотриас. Нерасчлененные отложения РТ вскрыты только разведочными скважинами 2, 3, 4, 5 и представлены переслаиванием песчаников, алевролитов, глин, реже песков. Толщина отложений от 139 до 159м.

Юрская система представлена всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним.

Нижняя юра (J1). Отложения нижней юры представлены песками и песчаниками серыми и мелкозернистыми с небольшими прослоями песчанистых глин и гравеллитов. Вскрытая толщина от 41м (скв. 3) до 57м (скв. 5).

Средняя юра (J2). Отложения среднеюрского возраста представлены переслаиванием песчано-глинистых отложений. Пески и песчаники преобладают над глинами. Толщина среднеюрских отложений колеблется от 175м (скв. 1) до 538м (скв. 5).

Верхняя юра (J3). Литологически верхняя юра представлена в нижней части мергелем серым, очень крепким, с пропластками известняка светло-серого, а в верхней части - глинами темно-серыми и светло-зелеными. Глины слабо-алевритистые, карбонатные, плотные. Толщина верхнеюрских пород колеблется от 79м (скв. 3) до 91м (скв. 1А).

Меловая система - К

Нижнемеловой отдел- К1.

Готеривский ярус - К1g. Представлен глинами серыми и зеленовато-серыми, слабоуплотненными, с прослоями песка и песчаника светло-серого, крепкого. Толщина отложений 116-145м.

Барремский ярус - К1br. Литологически представлен пестроцветными глинами с прослоями песков и песчаников. В пределах яруса выделяются три продуктивных горизонта: I, II и III неокомский. Общая толщина отложений меняется в диапазоне 287-319м.

Аптский ярус - К1а. Представлен глинами темно-серыми, плотными, жирными, встречаются прослои песчаников и песков. Здесь выявлен апт-неокомский продуктивный горизонт. Толщина отложений 60-96м.

Альбский ярус - К1al. Сложен глинами серыми и темно-серыми, плотными, с прослоями песков, песчаников, алевролитов. В разрезе выявлено два продуктивных горизонта (промежуточный, II альбский). Толщина отложений 176-212м.

Альб-сеноман (нерасчлененные) - К1+2al+s. Верхний альб и сеноман представлены чередованием глин с песчаниками и прослоями песка. В подошве отложений выявлен I альбский нефтеносный горизонт. Толщина отложений 195-243м.

Верхнемеловой отдел - К2

Турон-коньякский ярус - К2 t+k. Представлен глинистыми мергелями зеленовато-серого цвета с прослоями зеленых глин, с включениями белого мела, иногда с включением пирита. Толщина 28-41м.

Сантонский ярус - К2st. В верхней и нижней части разрез сложен темными и зеленовато-серыми мергелями, переходящими в глину. В средней части залегает пласт белого писчего мела. Толщина яруса 28-43м.

Кампанский ярус - К2сm. Представлен глинами светло зеленовато-серыми, плотными, мергелеподобными, местами песчанистыми. Мергели серовато-белые, средней крепости с примесью песчанистого материала и включениями кристалликов пирита. Толщина 73-95м.

Маастрихтский ярус - К2m. Сложен, в основном, белым писчим мелом и глинами светло-серыми, мелоподобными с обломками фауны. Толщина 103-118м.

Палеогеновая система - Р. Представлена темно-зеленовато-серыми, кирпично-красными, с зеленоватым оттенком, плотными мергелями, переходящими местами в известковистые глины. Толщина до 97м.

Неоген - четвертичные отложения N+Q (нерасчлененные). Отложения представлены песками серовато-желтыми, разнозернистыми, загипсованными, глинами буровато-серыми, желтовато-серыми, с песчано-алевритовой примесью, сильно известковистыми с галькой и обломками фауны. Толщина до 37м.

.4 Тектоника

Поднятие Акинген было выявлено в 1960-61гг. сейсморазведочными работами МОГТ в юго-восточной части Прикаспийской впадины. По результатам проведенной сейсмики и поисково-разведочного бурения структура Акинген ранее представлялась в виде антиклинальной складки, разделенной тектоническим нарушением F1 на два крыла: северо-западное (приподнятое) и юго-восточное (опущенное). При этом северо-западное крыло по данным пробуренных скважин 3 и 5 оказалось непродуктивным, а в пределах юго-восточного крыла выявлены еще три сброса F2, F3, f4, которые разбивают ее на пять блоков, к которым приурочены продуктивные горизонты в отложениях нижнего мела.

Были построены структурные карты по 15-ти отражающим горизонтам перми, триаса, юры и мела, в том числе и по продуктивным горизонтам. (Рисунок 1.1)

Рисунок 1.1 Структурные карты по кровле коллектора альбского горизонта по состоянию на 2001г и 2008г.

1.5    
Нефтегазоносность

На месторождении Акинген пробуренными поисково-разведочными и эксплуатационными скважинами вскрыты отложения от неоген-четвертичных до галогенных осадков кунгурского яруса.

В тектоническом отношении структура Акинген представляет собой солянокупольную структуру, свод которой четко вырисовывается по VI отражающему горизонту. Сводовая часть купола осложнена уступом амплитудой в 400 м. Соляное ядро в плане имеет форму антиклинали, вытянутой с юго-запада на северо-восток, и имеет два склона: северо-западный и юго-восточный. Наивысшая отметка кровли соли в сводовой части по данным сейсморазведки составляет - 1900м, по данным бурения в скважине №1 - 1715 м. По надсолевым отложениям структура Акинген сбросом амплитудой 300м разбита на два крыла: северо-западное - приподнятое и юго-восточное - опущенное, соответствующие одноименным склонам соли. В пределах северо-западного крыла были пробурены глубокие поисковые скважины №3 и №5, однако они продуктивные горизонты не вскрыли. Юго-восточное крыло осложнено тектоническим нарушением F2 субширотного простирания, которое протягивается субпараллельно сбросу F1, разбито на северное и южное поля, что обусловило образование в пределах этого крыла двух тектонически-экранированных ловушек по меловым отложениям.

В результате комплексной интерпретации данных бурения и сейсмики, выделен радиальный мало амплитудный сброс с падением на юго-запад, который делит южное поле по II и III отражающим горизонтам на два блока: западный и восточный.

В пределах юго-восточного крыла пробурены поисково-разведочные скважины, которые вскрыли продуктивные горизонты в альбских, аптских и неокомских отложениях. В периферийной части юго-восточного крыла выделяется погребенное малоамплитудное тектоническое нарушение, которое экранирует антиклинальное поднятие по V горизонту.

Этот объект может представлять поисковый интерес в юрских отложениях.

Разведанные залежи нефти и газа на куполе Акинген связаны с нижнемеловыми отложениями, слагающими антиклинальную структуру на его восточном крыле.

По данным поисково-разведочного и эксплуатационного бурения на юго-восточном крыле структуры установлены 7 продуктивных горизонтов: I альб-нефтяной; промежуточный - нефтяной; II альб - нефтяной; апт-неоком - газонефтяной; I неоком - нефтяной, II неоком (I пласт - газонефтяной; II пласт - газовый, III пласт - газонефтяной); III неоком - газонефтяной.

Залежи пластовые, сводовые, с упруговодонапорным режимом, приурочены к сводовым частям мало амплитудных антиклинальных складок.

Ниже приводится строение каждого из перечисленных горизонтов.альбский горизонт

Горизонт вскрыт 21 скважиной, продуктивен во всех четырех блоках. К горизонту приурочены нефтяные залежи, продуктивность которых доказана опробованием в 12 скважинах, где были получены притоки нефти дебитами от 1 до 33 т/с.

В I блоке горизонт вскрыт в 7 скважинах. Нефтенасыщенными по ГИС оказались скважины №№ 2, 109, 110, 112. Продуктивность блока доказана опробованием скважин №№ 2, 110. Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 671,6м. Водонефтяной контакт для нефтяной залежи I блока принят на абсолютной глубине минус 680,9м по скважине № 112 по подошве нефтяного пласта по материалам ГИС. Высота залежи 9,3м, площадь нефтеносности 219 тыс.м2.

Продуктивность II блока подтвердилась опробованием 7 скважин. Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 669м. ВНК принят на глубине минус 678,4м по скважине № 17, 103, 108 по подошве продуктивного по ГИС и опробованного пласта-коллектора. Высота залежи 9,4 м, площадь нефтеносности 752 тыс.м2. блок продуктивен по каротажу и доказан опробованием в скважине №105.

Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 674,8м.

ВНК принят на отметке минус 680,8м по подошве нефтяного пласта с учетом опробования. Высота залежи 5,8 м, площадь нефтеносности 53 тыс.м2.блок продуктивен в скважине № 9, 101. Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 669м. Водонефтяной контакт принят по подошве опробованного нефтяного пласта в скважине №101 на абсолютной глубине минус 675,5 м. Площадь нефтеносности 81 тыс. м2.

Промежуточный альбский горизонт

Горизонт прослеживается по всей площади, представлен 1-3 пластами, и вскрыт 21 скважинами. К горизонту приурочена нефтяная залежь, приуроченная ко II блоку. I, III, IV блоки оказались водоносными пластами.

Промышленная продуктивность горизонта доказана опробованием 5 скважин. Дебиты нефти колебались от 1,2 т/сут. (скв.108) до 20 т/сут. (скв.107).

Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 764,7 м. ВНК принят на глубине минус 772,7 м, по подошве опробованного нефтяного пласта в скв.106, 108 и с учетом верхней отметки воды в скв. №8. Площадь нефтеносности 542 тыс.м2. альбский горизонт

К горизонту приурочена нефтяная залежь во II блоке. Горизонт нефтенасыщен в скважинах №№ 6, 10, а в остальных замещен глинами. Опробован в двух скважинах (№№6, 10), в которых получен фонтанный приток нефти.

Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 872 м. Водонефтяной контакт принят по подошве нефтяного пласта в скважине №6 на глубине минус 881,2 м. При принятом положении ВНК высота залежи составляет 9,2 м. Площадь нефтеносности 187 м2.

Апт-неокомский горизонт

Прослеживается по всей площади. К горизонту приурочены газонефтяные и нефтяные залежи, которые относятся к I, II, III, IV блокам.

К I блоку приурочена газонефтяная залежь. Опробован в скважине №2, в которой получен приток нефти дебитом 12 т/сут. и газа дебитом 14 тыс. м3/сут. при 5 мм штуцере.

Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 936м. Газонефтяной контакт принят по подошве нефтяного пласта в скважинах №№ 2, 109, 112. ВНК принят по подошве нефтяного пласта в скважинах №№109,112 на абсолютной отметке минус 947м. Высота залежи 11м. Площадь газоносности 117 тыс.м2. Площадь нефтеносности 303 тыс. м2.

Ко II блоку приурочена газонефтяная залежь. Опробован в скважинах №№ 6, 10, где получен газ с дебитами 53,4тыс. м3/сут. и 55,6 тыс. м3/сут. соответственно.

Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 934,3м.

Газонефтяной контакт принят по подошве продуктивного пласта в скважине №102 на глубине минус 942,9 м. Водонефтяной контакт принят по подошве нефтяного пласта в скважинах №№106, 104, 10, 102 на глубине минус 950м по материалам ГИС. Высота залежи 15,7 м. Площадь газоносности 450 тыс.м2, площадь нефтеносности 705 тыс.м2.

К III и IV блокам приурочены нефтяные залежи. блок нефтенасыщен в скважине №105, ВНК принят по подошве нефтяного пласта на глубине 955,2 м по материалам ГИС. Высота залежи при принятом положении ВНК 5,2 м, площадь нефтеносности 37 тыс.м2. блок нефтенасыщен в скважине №101. ВНК принят на глубине 945,3м по подошве нефтяного пласта по материалам ГИС. Высота залежи при принятом положении ВНК равна 10,3 м, площадь нефтеносности 152 тыс.м2.неокомский горизонт

Горизонт вскрыт 12 пробуренными скважинами. К горизонту приурочена нефтяная залежь, получившая развитие во II блоке. Продуктивность доказана опробованием в скважинах №№ 6, 10.

Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 973,6 м. ВНК принят по ГИС и по опробованию в скважине №6 на глубине минус 983,6 м. Высота залежи при принятом положении ВНК равна 10 м, площадь нефтеносности 556 тыс.м2.неокомский горизонт, I пласт

К пласту приурочены нефтяная и газовая залежи, получившие развитие в I и во II блоках вскрытых 12 скважинами.

К I блоку приурочена нефтяная залежь, вскрыта 7 скважинами. Продуктивность блока доказана опробованием в скважинах №№ 2, 110. При опробовании скважин №№ 2,110 был получен фонтанный приток нефти с дебитами 47,4 т/с и 8 т/с при 5 мм штуцере соответственно.

Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 1045,6м. Водонефтяной контакт принят на абсолютной глубине минус 1059,1 м, что соответствует подошве нефтяного пласта по материалам ГИС и опробования. Высота залежи при принятом положении ВНК 13,7 м, площадь нефтеносности 385 тыс.м2.

В I блоке к пласту приурочена газовая залежь, вскрытая 4-мя скважинами. Продуктивность доказана опробованием скважин №№ 6, 10, где были получены дебиты газа соответственно 69 тыс.м3/с и 60,5 тыс.м3/с при 6 мм штуцере.

Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 1041м. Газоводяной контакт принят на отметке 1057,2 по подошве газоносного пласта по данным ГИС в скважине №6. Высота залежи 16,2м, площадь газоносности 380 тыс.м2.неокомский горизонт, II пласт

К пласту приурочены газовые залежи. Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке: на I блоке минус 1064 м; на II блоке минус 1060м. ГВК для I блока принят на глубине - 1082,5 м; для II блока-1079,2м по подошве продуктивного по ГИС и опробованного пласта.

Высота залежи с учетом принятых ГВК для I блока 18,5 м; для II блока - 19,2 м. Площадь газоносности 292 тыс.м2 и 448 тыс.м2 соответственно.неокомский горизонт, III пласт

К пласту приурочены нефтяная и газонефтяная залежи, получившие развитие в I и II блоках. К I блоку приурочена нефтяная залежь. Нефтяную часть залежи вскрыли скважины №№ 2,109,112. Продуктивность доказана опробованием скважине №109, где была получена нефть дебитом 30,6 т/с.

Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 1078 м. Водонефтяной контакт принят на глубине минус 1088,5м по материалам ГИС по скважине №2. Высота залежи 10,5 м, площадь нефтеносности 227 тыс.м2.

Ко II блоку приурочена газонефтяная залежь. Наличие газовой шапки доказано опробованием скважин № 10, где был получен газ дебитом 68 тыс.м3/с.

Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 1070м. Газонефтяной контакт принят на глубине минус 1082,5 м по материалам ГИС и опробованием скважин №10. Высота газовой шапки 12 м. Площадь газоносности 206 тыс.м2.

Водонефтяной контакт принят на глубине минус 1086,6 м по материалам ГИС скв. 6. Высота нефтяной оторочки с учетом принятого ВНК - 4,6 м. Площадь нефтеносности 438 тыс.м2.неокомский горизонт

К горизонту приурочены газонефтяные залежи, получившие развитие в I и II блоках.

Продуктивность I блока доказана опробованием скважин № 112, где был получен приток нефти дебитом 56,9 т/с при 5 мм штуцере.

Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 1126м. Газонефтяной контакт принят на отметке минус 1128м по подошве газового пласта по промыслово-геофизическим данным. Водонефтяной контакт принят на глубине минус 1137,7м по подошве нефтяного пласта в скважине №110 по материалам ГИС. Высота газовой шапки 2 м. Высота нефтяной оторочки с учетом принятого ВНК - 9,6 м. Площадь газоносности 41 тыс.м2, нефтеносности 251 тыс.м2.

Ко II блоку приурочена газонефтяная залежь. Наличие газовой шапки доказано опробованием скв.10, где был получен газ дебитом 70,2 тыс.м3/сут.

Глубина залегания кровли горизонта в своде на абсолютной отметке минус 1121м. Газонефтяной контакт принят на глубине - 1131,6м по материалам ГИС и опробования.

В скважине №6 при опробовании получен дебит нефти 25,4 т/сут при 5 мм штуцере, газа дебитом 18,2 тыс.м3/сут.

ВНК принят на глубине минус 1136,2 м по подошве нефтяного пласта по материалам ГИС с учетом опробования.

Высота газовой шапки 10,6 м. Высота нефтяной оторочки 4,6 м с учетом принятых контуров. Площадь газоносности 380 тыс. м2, нефтеносности 483 тыс.м2.

.5.1 Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных горизонтов и их неоднородности

На месторождении Акинген пласты коллекторы литологически представлены высокопористыми песчаниками, алевролитами, песками и алевритами.

Песчаники серые, мелкозернистые, слабокарбонатные, слабоглинистые. Характеризуется открытой пористостью в пределах 20,9-33,8%, плотностью 2,6-2,67 г/см3, глинистостью 6,04-39,65%, карбонатностью 3,26-21,63%.

Пески и алевриты серые, мелко и крупнозернистые, слабокарбонатные, слабоглинистые. Характеризуется общей пористостью в пределах 29,5-37,4%, плотностью 2,65-2,78 г/см3, глинистостью 8,7-20,77%, карбонатностью 2,8-4,74%. Покрышками служат глины темно-серого цвета, с включением слюды, ОРО, часто беспорядочно переслаиваются с алевролитом, песчаником, в неокомских горизонтах местами карбонатные. Пористость глин изменяется в пределах 6,4-30,2%, плотность 2,6-2,69 г/см3, карбонатность 3,4-13,38%.альбский горизонт представлен 1-4 пластами коллекторами. Эффективная толщина колеблется от 1,8 до 15,0 м, нефтенасыщенная толщина от 2,2 до 5,0 м. Коэффициент песчанистости составляет - 0,58, коэффициент расчлененности -2,9. Проницаемость коллектора определенная по керну в среднем составляет 1,19 мкм2. Пористость по керну составляет 0,28 д.ед, по ГИС - 0,272 д.ед.

Промежуточный альбский горизонт прослеживается во всей площади. Продуктивный горизонт представлен 1-3 песчаными пластами. Общая эффективная толщина изменяется от 1,6 до 10,5 м, нефтенасыщенная толщина от 1 до 5,6м. Коэффициент песчанистости 0,83, расчлененности - 1,86. Проницаемость коллектора определенная по керну в среднем составляет 0,421 мкм2. Пористость по керну составляет 0,35 д.ед, по ГИС - 0,28 д.ед.

Эффективная толщина II альбского горизонта колеблется от 1,2 до 6,6 м, нефтенасыщенная толщина от 4,2 до 6,6 м. Коэффициент песчанистости составляет - 0,6, коэффициент расчлененности -0,52. Проницаемость коллектора определенная по керну в среднем составляет 0,171 мкм2. Пористость по керну составляет 0,27 д.ед, по ГИС - 0,29 д.ед.

Общая эффективная толщина апт-неокомского горизонта изменяется в пределах от 3,2 до 24,2 м. Нефтенасыщенная от 1,8 до 7 м, газонасыщенная 1,4-7,2 м. Коэффициент песчанистости составляет - 0,61, расчлененность - 3. Проницаемость коллектора определенная по керну в среднем составляет 0,471 мкм2, по данным исследования скважин - 0,589 мкм2. Пористость по керну и по ГИС составляет 0,27 д.ед.

Общая эффективная толщина I неокомского горизонта изменяется в пределах от 1 до 20 м, нефтенасыщенная от 8 до 10 м. Коэффициент песчанистости составляет - 0,8, расчлененность - 1,67. Проницаемость коллектора определенная по керну в среднем составляет 1,1013 мкм2, по данным исследования скважин - 0,907 мкм2. Пористость по керну составляет 0,13 д.ед, по ГИС - 0,28 д.ед.

Эффективная толщина I пласта II неокомского горизонта изменяется от 2,2 м до 14 м. Нефтенасыщенная толщина от 2,8 до 7,2 м, газонасыщенная 38-14 м. Коэффициент песчанистости составляет от 0,65, расчлененности - 1,9. Проницаемость коллектора определенная по керну в среднем составляет 0,036 мкм2, по данным исследования скважин - 0,053 мкм2. Пористость по керну составляет 0,15 д.ед, по ГИС - 0,28 д.ед.

Ко II пласту II неокомского горизонта приурочены газовые залежи. Продуктивный горизонт представлен 1-2 песчаными пластами. Эффективная газонасыщенная толщина колеблется в пределах 1,4-8,8м. Коэффициент песчанистости составляет 0,75, расчлененность 1,6. Проницаемость коллектора определенная по керну в среднем составляет 0,066 мкм2, по данным исследования скважин - 0,061 мкм2. Пористость по керну и по ГИС составляет 0,28 д.ед.

Общая эффективная толщина III пласта II неокомского горизонта изменяется в пределах от 0.8 до 6,6 м. Нефтенасыщенная от 1 до 5 м, газонасыщенная 1,4 м. Коэффициент песчанистости составляет - 0,73, расчлененность - 1,64. Пористость по ГИС составляет 0,26 д.ед., нефтенасыщенность 0,68 д.ед.неокомский горизонт представлен 1-5 песчаными пластами. Общая эффективная толщина горизонта колеблется от 6 до 12м, нефтенасыщенная толщина - от 1 до 4,6 м, газонасыщенная толщина - от 1 до 10м. Коэффициент песчанистости составляет 0,51, расчлененности 2,82. Проницаемость коллектора определенная по керну в среднем составляет 0,519 мкм2, по данным исследования скважин - 0,756 мкм2. Пористость по керну составляет 0,34 д.ед., по ГИС - 0,29 д.ед.

.5.2 Обоснование выделения эксплуатационных объектов по геолого-физическим характеристикам пластов

В разрезе месторождения выделено семь продуктивных горизонта в отложениях нижнемелового периода в ярусах alb, apt и nе.

Альбский продуктивный горизонт вскрыт на глубине 671,5 м с общей высотой залежи 205,5 м, который подразделяется на три самостоятельных нефтенасыщенных пласта с промышленными начальными запасами нефти: I-альбский - 169,8 тыс.т; промежуточный - 63,2 тыс.т; II-альбский - 35,2 тыс.т.

Аптский продуктивный горизонт вскрыт на глубине 937,2 м с общей высотой залежи 12,3 м с промышленными начальными запасами нефти - 38,7 тыс.т.

Неокомский продуктивный горизонт вскрыт на глубине 973 м с общей высотой залежи 199,3 м, который подразделяется на три самостоятельных нефтенасыщенных пласта с промышленными начальными запасами нефти:

I - неокомский - 153,7 тыс.т

II - неокомский - 80,1 тыс.т

III - неокомский - 56,5 тыс.т

Краткая (сводная) таблица основных коллекторских свойств продуктивных горизонтов и основных параметров насыщающего их флюида

Таблица № 1.1

 Параметры

Горизонты


I-alb

пром.

II-alb

апт

Неокомский






I

II

III

Нефтенасыщенная толщина, м

4

3,3

5,4

3,8

9

4,4

3,2

Коэффициент нефтенасыщенности, д.е

0,70

0,76

0,60

0,72

0,61

0,67

0,66

Коэффициент пористости, д.е.

0,27

0,29

0,27

0,27

0,26

0,26

0,25

Пластовое давление, МПа





10,7

11,7

11,8

Пластовая темпиратура, 0С





40

42

43

Давление насыщения нефти газом, МПа





6,85

7,2

3,6

Газосодержание, м3/т





49,0

80,1

23,4

Плотность в пластовых условиях, г/см3

нефти





0,774

0,649

0,659


воды

1,061

1,083

1,092

1,006

1,109

1,079


Вязкость в пластовых условиях, сПз

нефти

38,0*

-

-

1,91

2,0

2,0

1,91


воды

-

-

-

1,0

1,15

0,80

-

* - данные определенные расчетным путом

Также кроме геолого-физических параметров продуктивных горизонтов при выделении объектов разработки для дальнейшей эксплуатации месторождения учитывали текущее состояние разрабатываемых горизонтов месторождения.

На текущую дату в разработке находится I-альбский горизонт, а также согласно данных опробования и анализа промежуточный горизонт, в 2003г в разработку подключен II альбский горизонт через скважину .№10, который в предыдущем проектном документе выделен как самостоятельный объект эксплуатации. За время эксплуатации из этих горизонтов на 01.01.2004 г отобрано 144,362 тыс. т нефти и эти горизонты уже разрабатываются как один самостоятельный объект.

Учитывая текущее состояние разработки и геолого-физические характеристики продуктивных горизонтов, при выделении новых эксплуатационных объектов, целесообразно выделить нефтяные залежи альбских продуктивных пластов в один объект разработки, а продуктивные пласты апт - неокомских горизонтов в единый объект с самостоятельной сеткой скважин.

Таким образом, для дальнейшей разработки месторождения выделяем два объекта эксплуатации:- объект - I-альбский и промежуточный горизонты, находящиеся в разработке и II-альбский продуктивный горизонт ранее не вступавший в разработку.

II-альбский продуктивный горизонт отнесем к I объекту по следующим причинам: несовместимости флюидодинамических свойств с нижележащими горизонтами; незначительности запасов нефти; разбуренность залежи эксплуатационными действующими скважинами; идентичность коллекторских свойств с продуктивными вышезалегающими горизонтами; идентичность физико-химических свойств насыщающих коллектора флюидов с флюидами продуктивных вышезалегающих горизонтов.

II-объект - апт-неокомский, I, II (I и III пласты), III неокомские продуктивные горизонты. При этом II (I и III пласты) и III неокомские горизонты находятся в разработке.

В таблице №1.2 приведены исходные геолого-физические характеристики по горизонтам.

Таблица № 1.2

П А Р А М Е Т Р Ы

I объект

II объект

1

Глубина залегания в своде,м

769,3

1035,3

2

Тип залежи

Пластовые, сводовые с упруговодонапорным режимом

3

Тип коллектора

Т е р р и г е н н ы й

4

Площадь нефтеносности, тыс.м2

1876

2643

5

Общая толщина, м

14,8

19,2

6

Эффективная толщина, м

6,2

7,4

7

Нефтенасыщенная толщина, м

4,23

5,0

8

Пористость , доли ед.

0,28

0,3

9

Средняя нефтенасыщенность, доли ед.

0,69

0,7

10

Проницаемость, мкм2

0,59

0,5

11

Коэффициент песчанистости, доли ед.

0,67

0,7

12

Коэффициент расчлененности, доли ед.

1,76

2,1

13

Пластовая температура, 0С

42

42,1

14

Начальное пластовое давление, МПа

8,13

11,1

15

Плотность нефти в пластовых усл-х, г/см3


0,7

16

Вязкость нефти в пластовых усл., мПа*с

83

2,0

17

Объемный коэффициент нефти, доли ед.


1,3

18

Содержание серы в нефти, %

0,19

0,1

19

Давление насыщения нефти газом, МПа


5,9

20

Газосодержание нефти, м3/т


50,9

21

Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3

0,8750

0,8605

22

Абсолютная отметка ВНК, м

777,6

1043,3

23

Вязкость нефти в поверхн. усл., мм2/с 200 500

 190,2 40,9

 41,4 12,4

24

Плотность воды в пластовых усл.,г/см3

1,0788

1,1

25

Вязкость воды в пластовых усл., мПа*с

1,02

1,0

26

Начальные балансовые запасы нефти, тыс.т. в том числе по категориям: В + С1  С2

  1099,3 -

  1015,4 460,9

27

Начальные извлекаемые запасы нефти, тыс.т. в том числе по категориям: В + С1  С2

  268,2 -

  329,0 128,1

28

Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.

0,244

0,34


.5.3 Свойства и состав нефти, газа и воды

В процессе бурения и опробования на данном месторождении отобрано и изучено 27 проб нефти в поверхностных условиях. Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти по горизонтам приведены в таблице П.2.7.

Нефть I альбского горизонта изучена по 14 пробам, характеризуется плотностью 0,8544 г/см3, содержание смол в ней 28,7%, парафина 0,82%, серы 0,21%.

Кинематическая вязкость нефти при 20 0С составляет 303,37 мм2/с, а при 50 0С 55,31 мм2/с. Начало кипения 225 0С. До 300 0С выкипает 16,7% светлых фракций. Нефть горизонта тяжелая, высокосмолистая, малосернистая.

Нефть промежуточного горизонта изучена по четырем пробам, характеризуется средней плотностью 0,9029 г/см3, содержание смол 26%, серы - 0,22%. Кинематическая вязкость при 20 0С составляет 230,5 мм2/с, а при 50 оС - 56,45 мм2/с. Начало кипения- 226 оС, до 300 оС выкипает 17% светлых фракций. Нефть горизонта тяжелая, смолистая, малосернистая.

Нефть II альбского горизонта изучена по двум пробам, характеризуется плотностью 0,8677 г/см3. Содержание в нефти смол составляет 7%, серы 0,14%. Кинематическая вязкость нефти при 20 оС 36,74 мм2/с, а при 50 оС 11,04 мм2/с. До 200 оС выкипает 8,8% бензиновых фракций. До 300 оС выкипает 34% светлых фракций. Нефть горизонта сравнительно легкая, масляная и относится к средним, малосмолистым, малосернистым.

Нефть апт-неокомского горизонта изучена по двум пробам нефти и имеет плотность 0,8940 г/см3. Содержание смол сернокислых составляет 18,5%, серы 0,21%. Кинематическая вязкость нефти при 20 оС 116,98 мм2/с, при 50 оС - 27,46 мм2/с. Начало кипения углеводородов 205 оС. До 300 оС выкипает 18% светлых фракций. Нефть горизонта тяжелая, смолистая, малосернистая. Содержание парафина в нефти не определялось.

Нефть I пласта II неокомского горизонта характеризуется двумя пробами и имеет плотность 0,8547 г/см3. Содержание в нефти смол составляет 12%, серы 0,11%. Кинематическая вязкость нефти при 20 оС 18,92 мм2/с, при 50 оС 6,95 мм2/с. До 200 оС выкипает 13% бензиновых фракций. До 300 оС выкипает 39% светлых фракций. Нефть горизонта маловязкая, масляная, малосмолистая, малосернистая.

Нефть II пласта II неокомского горизонта изучена одной пробой, имеет плотность 0,8536 г/см3. Содержание в нефти серы составляет 0,04%. Кинематическая вязкость нефти при 20 оС 18,23 мм2/с, при 50 оС 7,19 мм2/с. До 200 оС выкипает 15% бензиновых фракций. До 300 оС выкипает 43% светлых фракций.

Нефть III неокомского горизонта изучена по двум пробам, имеет плотность 0,8397 г/см3, содержание смол составляет 6%, серы - 0,05%. Кинематическая вязкость при 20 оС - 11,27 мм2/с, при 50 0С - 7,87 мм2/с. До 200 оС выкипает 21% бензиновых фракций. До 300 оС выкипает 48% светлых фракций. Нефть горизонта легкая, малосмолистая, малосернистая, маловязкая.

Сверху вниз по разрезу уменьшается плотность нефти, их смолистость, вязкость и содержание серны, и увеличивается содержание светлых фракций.

Изучение физико-химических свойств пластовой нефти месторождения Акинген проводилось по 3 глубинным пробам нефти, отобранным из I неокомского, II неокомского (I пласт), III неокомского горизонтов. Анализы нефти проводились в лаборатории ЦНИЛ ОАО “Казахойл-Эмба”

В I неокомском горизонте при пластовом давлении 10,7 МПа и температуре 40 оС, давление насыщения составило 6,85 МПа. Газосодержание равно 49,04 м3/т. Плотность пластовой нефти 0,7736, усадка 14,31%.

Во II неокомском горизонте (I пласт.)при пластовом давлении 11,66 МПа и температуре 42 0С, давление насыщения составило 7,2 МПа. Газосодержание равно 80,08 м3/т. Плотность пластовой нефти 0,6489, усадка 28,35%.

Во III неокомском горизонте при пластовом давлении 11,78 МПа и температуре 43оС, давление насыщения составило 3,6 МПа. Газосодержание равно 23,44 м3/т. Плотность пластовой нефти 0,659, усадка 23,52%. (таблица П.2.5.).

В процессе опробования скважин было отобрано 8 проб свободного газа из апт-неокомского, I неокомского, II неокомского и III неокомского горизонтов, 23 пробы попутного газа из альбских горизонтов, апт-неокомского, I, II, III неокомских горизонтов и две пробы газа после однократного разгазирования из I неокомского и II неокомского горизонтов.

В целом, по месторождению газы однотипны по компонентному составу. Согласно анализам эти газы жирные, сухие, содержание метана варьирует в пределах 87,5-96,13%; этана 1,61-4,85; пропана 0,164-1,413%; азота 0,875-3,206%.

Плотность газа изменяется в пределах 0,680-0,829 г/л, а удельный вес от 0,5075 г/см3 до 0,7054 г/см3.

На площади имеется 17 проб воды. Данные о химическом составе и физических свойствах приведены в таблицах П.2.5, П 2.8.

Наиболее изученными являются воды альб-сеноманских, апт-неокомских, неокомских и среднеюрских отложений.

Воды альб-сеноманских отложений изучены по 2 пробам, отобранным в скважинах №№ 1,2. Минерализация вод составляет 8,3-29,8 г/л, удельный вес изменяется от 1,0044 до 1,0197 т/см3.

В водах обнаружены микрокомпоненты: йод - 0,97-6,34 мг/л, бром - 9,83- 14,31 мг/л и единичные определения аммония - 5 мг/л, бария - 1 мг/л и окиси бора 12,67-26,48 мг/л. Вязкость вод 0,9 мПа/с.

Воды альбских горизонтов изучены по 3 пробам. Минерализация вод изменяется от 119,3-230,9 г/л. Удельный вес от 1,0812 до 1,1584 г/см3. Вязкость - 1-1,4 мПа/с. Содержание микрокомпонентов составило: йода - 3,81-10,37 мг/л, брома - 119,7- 234,7 мг/л.

Воды апт-неокомских отложений изучены по четырем пробам, отобранным в скважинах №№ 6,7. Общая минерализация изменялась от 135,3 до 160,9 г/л. Содержание микрокомпонентов составило: йода - 2,9-5,9 мг/л; брома - 92,5-165,7 мг/л, аммония - 10-30 мг/л.

В неокомских отложениях изучены 2 пробы воды (I,II-ne). Общая минерализация вод изменяется от 115,06 до 162,5 г/л; вязкость - 0,8-1 МПа/с. Микрокомпоненты содержатся в количестве: йода - 2,49-12,45 мг/л, брома - 75,2-137,4; окиси бора - 9,75-23,93 мг/л.

Воды среднеюрских отложений изучены по двум пробам, отобранным в скважинах №№ 4,5. Общая минерализация изменяется от 188,9 до 217,5 г/л.

Содержание микрокомпонентов составляет: йод - 2,85-18,9 мг/л; брома - 58,42-187,56 мг/л; аммония - 10 мг/л; окиси бора - 11,34 мг/л.

Воды нижнеюрских отложений изучены по одной пробе, отобранной в скважине №4. Минерализация вод составляет 238,7 г/л, удельный вес 1,1580г/см3. Микрокомпоненты содержатся в количестве: йода - 3,5 мг/л; брома - 147,7 мг/л; аммония - 45 мг/л; окиси бора - 17,9 мг/л.

Воды пермотриасовых отложений изучены по двум пробам в скважинах №№ 3,4. Минерализация вод составляет 199,4-228,9 г/л, удельный вес 1,1337-1,1504 г/см3. Микрокомпоненты содержатся в количестве: йода - 6,97-10,3 мг/л; брома - 65,36-158,86 мг/л; окиси бора - 12,86-109,8 мг/л.

Воды кунгурских отложений нижней юры изучены по одной пробе, отобранной в скважине №4. Минерализация вод составляет 204,6 г/л, удельный вес 1,1382 г/см3. Содержание микрокомпонентов составило; йода - 4,65 мг/л; брома - 126,5 мг/л; окиси бора - 18,71 мг/л.

Рассматриваемые воды однотипны по своему составу. Все они соленые, жесткие, III класса по классификации Пальмера. По классификации Сулина хлоркальциевого типа, хлоридной группы, натриевой подгруппы.

.6 Запасы нефти и растворенного газа

Впервые запасы нефти и растворенного газа подсчитаны в 1983г. ЦНИЛом ПОЭН по I и II альбским горизонтам и утверждены ЦКЗ МНП по категории С1 в количестве: 1832 тыс.т. балансовых, 183 тыс.т. извлекаемых по нефти; растворенного газа - 84,8 млн.м3 балансовых и 8,5 млн.м3 извлекаемых. Запасы свободного газа подсчитанные по I и II пластам II неокомского горизонта составляли 486,9 млн.м3 балансовых и 8,5 млн.м3. Запасы по III-неокомскому горизонту не утверждены, как не представляющие промышленной ценности.

Месторождение разрабатывается с 1992 года. На данном этапе разработка ведется согласно «Технологической схемы разработки месторождения Акинген», составленной ЦНИЛом «Тенгизмунайгаз» в 1994 г.

В связи с вводом в разработку неокомского горизонта в скважине №109 заседанием ГХК «Мунайгаз» в 1998 году приращены начальные запасы по месторождению Акинген на 22,0 тыс.т. (утроенная годовая добыча скв. №109) и регистрированы запасы балансовые 1854 тыс.т., извлекаемые 205 тыс.т.

В течение 1994-2003 г.г. на месторождении пробурены и введены в эксплуатацию 12 эксплуатационных скважин. По результатам бурения новых скважин составлен «Подсчет запасов нефти и газа по месторождению Акинген» по состоянию изученности на 01.10.2001 г.

Дополнительная информация по вновь пробуренным скважинам позволила уточнить геологическую модель залежи, уточнить параметры и характеристики флюидов.

Посчитанные запасы нефти и газа утвержденые заседанием Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых г. Кокшетау (протокол №152-02-У от 22 апреля 2002 г.) составили в количестве 2114,6 тыс.т. балансовых, 597,2 тыс.т. извлекаемых по категории С1; по категории С2 - 460,9 тыс.т./ 128,1 тыс.т.. Запасы свободного газа составили 340,1 млн.м3. Утвержденный КИН по месторождению составляет 0,28.

Запасы нефти по категории С1 увеличились от запасов утвержденнего ЦКЗ МНП: балансовые на 282,6 тыс.т.; извлекаемые 414,2 тыс.т. Увеличение запасов нефти произошли за счет ранее не учтенных новых продуктивных горизонтов.Утвержденные начальные запасы и остаточные запасы нефти., запасы растворенного газа в нефти и запасы свободного газа на дату 01.01.2004 г. приведены в таблицах №№ 1.3-1.4.

Таблица 1.3. Сводная таблица подсчета запасов нефти и растворенного газа в нефти утвержденные в ГКЗ РК от 22.04.2002 г.

Объект

Горизонт

Блок

Категория

Площадь, т.м2

Ср. нефтенасыщенная толшина,м

Объем нефтеносных пород, т.м3

Коэфф.открытой пористости,д.ед.

Коэф.нефтенас.д.ед

Коэф.учитыв. усадку

Плотность нефти,г/см3

Балансовые запасы нефти,тыс.т.

Коэффициент извлечения нефти,д.ед.

Извлекаемые запасы нефти,тыс.т.

Газосодержание,м3/т

Балансовые запасы растворенного газа, млн.м3

Извлекаемые запасы растворенного газа,млн.м3

Накопленная добыча нефти на 01.01.2004г. тыс.т

I

I-альб.

I,II,III,IV

C1

1147

2,9

3376

0,32

0,72

0,99

0,9036

695,8

0,244

169,8

27,7

19,3

4,7

 

 

Промежут.

II

C1

542

2,2

1214

0,31

0,77

0,99

0,9033

259,1

0,244

63,2

40

10,4

2,5

 

 

II-альб.

II

C1

187

4,6

860,2

0,31

0,63

0,99

0,8677

144,3

0,244

35,2

74,9

10,8

2,6

 

I объекту:

C1

1876

 

5450

 

 

 

 

1099,3

 

268,2

 

40,4

9,9

144,4

 

апт-ne

I,II,III,IV

C1

303

3,2

968,5

0,29

0,72

0,769

0,894

139,1

0,278

38,7

75

10,4

2,9

 

 

 

 

C2

894

3,6

3209

0,29

0,72

0,769

0,894

460,9

0,278

128,1

75

34,5

9,5

 

 

I ne

II

C1

556

6,1

3380

0,29

0,63

0,857

0,8546

452,2

 0,34

153,8

49

22,2

7,5

 

II

II ne I пл.

I

C1

385

2,7

1036

0,28

0,69

0,717

0,8546

122,6

0,34

41,7

80,08

9,8

3,3

 

 

II ne III пл.

I,II

C1

665

1,6

1089

0,28

0,64

0,717

0,8546

119,4

0,34

38,4

80,08

9,6

3,1

 

 

III ne.

 

С1

734

2,1

1528

0,28

0,66

0,765

0,8424

182,1

0,34

56,5

23,44

4,3

1,3

 

II объекту:

С1

2643

 

8002

 

 

 

 

1015,4

 

329,0

 

56,2

18,2

84,2

 

С2

894

 

3209

 

 

 

 

460,9

 

128,1

 

34,5

9,5

 

По месторождению:

С1

4519

 

13452

 

 

 

 

2114,6

 

597,2

 

96,7

28,0

228,6

 

 

 

C2

894

 

3209

 

 

 

 

460,9

 

128,1

 

34,5

 

 


Таблица 1.4. Таблица запасов свободного газа

Объект

Горизонт

Блок

Категория

Площадь газоносности, тыс.м2

Ср. взвешен. газо-насыщенная толшина,м

Объем газо-насыщенных пород, т.м3

Коэффициент открытой пористости,д.ед.

Коэффициент газо-насыщенности.д.ед

Начальное пластовое давление, атм

Поправка на температуру

Поправка на олтклонение от закона Бойля Мариотта.

Начальные балансовые запасы газа, млн.м3

II

апт-неоком

I,II

C1

567

3,6

2051,7

0,3

0,8

103,5

0,9243

1,1494

54,20

 

II неоком, I пласт

II

C1

783

7,2

5634,8

0,29

0,71

116,03

0,9321

1,1834

148,50

 

II неоком, II пласт

I,II

C1

740

4,3

3209

0,29

0,7

118,2

0,9272

1,1905

62,70

 

II неоком, III пласт

II

C1

206

1,8

378

0,29

0,6

118,2

0,9272

1,1905

8,60

 

III неоком

I,II

C1

421

4,7

1997

0,29

0,8

127,1

0,9266

1,2121

66,10

Итого по месторождению:

С1

 

 

 

 

 

 

 

340,10



.6.1 Анализ выработки запасов из пласта

За все время разработки на месторождении не проведены соответствующие исследования методами промысловой геофизики по контролю за разработкой (потокометрия, термометрия и др.) для определения степени охвата пластов вытеснением, доли участия пластов в разработке, продвижения ВНК.

Начальные запасы нефти в целом по месторождению составляют: балансовых - тыс.т и извлекаемых -тыс.т (по категории С1).

С начала разработки на 01.01.2004 г. добыча нефти составила 228,57 тыс.т. Выработка от утвержденных запасов составила 38,27%, против проектной 96,88%.

Темп отбора от начальных извлекаемых запасов составляет по месторождению 7,35%, от текущих извлекаемых запасов 10,65%.

КИН по месторождению составляет 0,108 доли ед. против проектного 0,097.

На дату составления отчета на месторождении в разработке находятся I альбский, II альбский и промежуточный горизонты, а также II неокомский (III пласт) и III неокомский горизонты.

Наибольший темп отбора от НИЗ (10,25%) достигнут по II объекту, по I объекту темп отбора от НИЗ составляет (3,8%) (таблица 1.5).

За время разработки КИН по месторождению увеличился на 97%, наибольшее значение КИН 13,1% достигнуто по I объекту, наименьшее 8,3 % по II объекту. Низкие значения КИН по II объекту объясняются с поздним подключением объекта в разработку и с незначительным количеством работающих скважин (4 скважины).

Таким образом, из выше приведенных данных видно, что наибольшая выработка и наибольшее КИН достигнуто по I объекту, где фактический фонд превышает проектное количество.

Таблица № 1.5. Темпы выработки запасов нефти по месторождению Аккинген

п/п

П о к а з а т е л и

Един. изм.

Объекты

По месторождению




I

II (неокомск.)


1.

Темп отбора от начальных извлекаемых запасов

%

3,80

10,25

7,35

2.

Текущий темп отбора

%

7,61

13,78

10,65

3.

Выработанность

%

53,83

25,60

38,27

4.

Начальные балансовые запасы

тыс. т

1099,3

1015,4

2114,7

5.

Начальные извлекаемые запасы

тыс. т

268,2

329

597,2

6.

Остаточные извлекаемые запасы

тыс. т

123,8

244,8

368,6


2. Технико-технологическая и специальная часть

.1 История проектирования и разработки месторождения

Утвержденным вариантом разработки «Технологической схеме разработки месторождения Акинген» предлагалось пробурить 8 добывающих. Из этого числа 4 скважины планировалось пробурить в 2004 г. и по 2 добывающие скважины в 2005 и в 2006 г. Все скважины предлагалось пробурить на III неокомский горизонт. С целью перевода запасов нефти категории С2 в категорию С1 предлагалось пробурить 2 оценочных скважин на IV блоке. Фактически за отчетный период на II объекте пробурено 8 скважин. Скважины согласно проектному документу пробурены на III неокомский горизонт. Из них в 2004 г. было пробурено четыре добывающих скважин, в 2005г пробурены три добывающие скважины, в 2006г пробурена одна добывающая скважина. В 2007 г. были пробурены две разведочные скважины №№1а, 500 согласно «Проекту поискового бурения». Скважина №1а (III неокомский горизонт) переведена в эксплуатационный фонд II объекта (III неокомский горизонт). Скважина №500 ликвидирована, в связи с отсутствием продуктивных горизонтов в разрезе скважины.

.2 Состояние разработки

Месторождение Акинген введено в разработку в 1992 году на основании проекта пробной эксплуатации, выполненной ЦНИЛом ПОЭН (г. Гурьев, 1985г), 4 (№№ 6,8,9,10) скважинами, работающими на I альбском горизонте.

На месторождении на 01.01.2004 г. пробуренный фонд скважин составил 24 ед. Из них 6 скважин (№ 1, 3, 4, 5, 7, 11) ликвидированы по геологическим причинам.

Эксплуатационный фонд составляет 18 скважин, действующий фонд-17скважин №№2, 6, 8, 9, 10, 17, 101, 102, 103, 104, 105, 106, 107, 108, 109, 112, 113. Скважины №№2, 112, 113 эксплуатируются фонтанным способом. Одна скважина №110 в бездействии. Применяются станки - качалки типа СК-3, СКД-6, ПШГНТ-4. Для подъема жидкости используются насосы типа НГН диаметрами 43 мм. Диаметр эксплуатационный колонны 146 мм. (Таблица 2.1)

Дебит на одну добывающую скважину на 01.01.2004 г. составляет в среднем 7,4 т/сут. нефти и 26,3 т/сут. жидкости, при проектных значениях 1,7 т/сут. по нефти и 24,3 т/сут. по жидкости.

При этом среднесуточные дебиты глубинно-насосных скважин изменяются от 0,35 т/сут. (скв.№108) до 18,5 т/сут. (скв.№10) по нефти и в среднем составляет 2,96 т/сут., по жидкости от 9,3 м3/сут. (скв.№103) до 39,1 м3/сут. (скв.№8). По фонтанным скважинам №№2,112 и 113 дебиты составили соответственно 28, 35 и 35 т/сут. по нефти, а по жидкости - 83,5, 47,4 и 47,4 м3/сут. по жидкости.

Обводненность продукции по скважинам изменяется от 3% (скв.№10) до 96% (скв. №№17, 108) и по месторождению составляет 71,9%.

Из динамики изменения дебитов нефти по годам видно, что с 1994г по 1997г отмечается незначительное падение дебитов. С 1998 г. дебит нефти снижается и держится на этом уровне до 2001 г.

Фактические дебиты нефти и жидкости выше в 1,5-2 раза проектных значений.

Ниже приводится характеристика эксплуатационного фонда.

При этом необходимо отметить, что в разработке находятся I альбский и промежуточный горизонты, а также II неокомский (IIIпл.) + III неокомский. II альбский горизонт вступил в разработку в 2003 г.

При анализе и сопоставлении проектных и фактических показателей по I объекту, фактические показатели даны с учетом промежуточного и II альбского горизонтов, а проектные данные приводятся по I объекту (I альбский), а также отдельно рассмотрены показатели неокомских горизонтов, разработка которых в технологической схеме не предусматривалась.

Ниже дается характеристика фактических показателей, по разрабатываемым объектам.

I объект (I альбский, промежуточный, II альбский). Объект с 1992г по 1994г находился в пробной эксплуатации. Согласно проекта (1994г) фонд добывающих скважин предусматривался в количестве 7 ед., фактический фонд составил 14 скважин. Из них на I альбском горизонте работает 10 скважин, а на промежуточном горизонте 3 скважины, на II альбском одна скважина. При этом необходимо отметить, что разработка промежуточного горизонта в технологической схеме не предусматривалась, так как она выявлена позже. На 01.01.2004 г. всего на объекте пробурено 21 скважина. Из них 6 скважин ликвидированы, в добывающем фонде числится 14 скважин, в том числе действующий фонд составляет 13 скважин (№№6, 8, 9, 10, 17, 101, 102, 103, 104, 105, 106, 107, 108). Все скважины работают механизированным способом. Одна скважина №110 в бездействии. Среднесуточный дебит одной скважины составил по нефти 2,1 т/сут., по жидкости 17,1 т/сут., против проектных 2,3 т/сут. и 25,3 т/сут. соответственно. Фактический максимальный дебит нефти (7,8 т/сут.) достигнут в 1993г, хотя по проекту пробной эксплуатации в этот год дебит должен был составить 25,0 т/сут. С 1994г наблюдается резкое снижение фактических дебитов нефти и жидкости. Кроме того, они ниже проектных значений до 2002 г, а в 2002 году дебит нефти составил 2,9 т/сут., при проектном 2,3 т/сут.

II неокомский (IIIпл.) + III неокомский горизонты. Хотя в технологической схеме данные горизонты не рассматривались, фактически они введены в разработку в 1997 г. с одной скважиной (№109) на II неокомском горизонте. В мае 2002году скважина №112 вступила в эксплуатацию в 2001 году на III неокомском горизонте ранее работавшая на I альбском горизонте. После зарезки второго ствола вступила в эксплуатацию скважина №2 на II неокомском горизонте. В мае 2003г в эксплуатацию вступила скважина №113 фонтанным способом после бурения. На 01.01.2004г. добывающий фонд составляет 4 скважины (№№ 2, 109, 112, 113). Из них три скважины №№2,112,113 эксплуатируются фонтанным способом.

Среднесуточный дебит составил 24,1 т/сут. по нефти и 51,9 т/сут. по жидкости. Вода в продукции скважины появилась в 2000 году. Обводненность продукции скважин составила 53,6%. В ходе разработки среднесуточный дебит изменялся в пределах от 10,2 т/сут. до 24,1 т/сут. по нефти и от 10,3 т/сут. до 51,9 т/сут. по жидкости.

Промышленная разработка месторождения начата в 1995 году согласно «Технологической схеме разработки месторождения Акинген» составленной ЦНИЛ АО «Тенизмунайгаз» в 1994 году. По этой технологической схеме к реализации принят первый вариант разработки месторождения на естественном режиме без поддержания пластового давления и максимальным темпом отбора 15,6% от НИЗ, что составит 28,5 тыс.т.

В технологической схеме выделены 2 объекта эксплуатации:

I объект - I альбский горизонт

II объект - II альбский горизонт

Рекомендуемый вариант характеризуется следующими технологическими показателями.

Максимальная добыча нефти - 28,544 тыс.т.

Максимальный отбор жидкости - 59,6 тыс.т.

Фонд добывающих скважин - 10 ед.

Проектный срок разработки - 12 лет.

Ввод из бурения - 6 ед.

Из анализа фактических показателей видно, что с начала промышленной разработки фактическая добыча нефти отстает от проектных значений. Это объясняется с задержкой ввода скважин и низкими по сравнению с проектными величинами фактическими дебитами скважин. Кроме того, II объект (II альбский горизонт) разработки не был введен эксплуатацию.

Так до 1996 года наблюдается отставание фактических отборов нефти от проектных значений, а с 1996 года и в последующие годы наблюдается превышение, что связано с вводом в разработку промежуточного и неокомских горизонтов.

Согласно проектного документа (1994г) добыча нефти на максимальный уровень должна была выйти в 1995 году в количестве 28,544 тыс.т при работе 10 скважин, фактически максимальная добыча в количестве 43,92 тыс.т достигнута в 2003 году при работе 17 скважин.

Не выполнение проектного уровня добычи нефти впервые четыре года объясняется, прежде всего, отставанием ввода скважин. Кроме того, большинство скважин I объекта с начала эксплуатации работали с водой, с чем связана высокая обводненность месторождения, составляющая больше 50% за 5 лет разработки.

С начала разработки на 01.01.2004 г по месторождению добыто 228,57 тыс.т. нефти и 683,07 тыс.т. жидкости, при проектных значениях 177,57 тыс.т нефти и 503,52 тыс.т жидкости.

При этом выработка НИЗ за 2003г составила 38,27%, текущий КИН за этот же год 0,108 д.е.

За 2003г было добыто 43,92 тыс.т. нефти, 156,50 тыс.т. жидкости против проектных 4,067 тыс.т и 59,6 тыс.т соответственно. Средняя обводненность составила 71,9%.

Фактические данные показывают постепенный рост добычи, что в первую очередь связано с вводом новых скважин, а с 1998 г. в целом по месторождению наблюдается превышение фактических отборов нефти по сравнению с проектными значениями. Это можно объяснить вводом в разработку II неокомского горизонта, где скважина в течении пяти лет работает фонтанным способом и промежуточного горизонта, не предусмотренных техсхемой.

Таким образом, из анализа фактического состояния разработки видно, что с самого начала разработки не выполнялись проектные рекомендации:

1) Отставание ввода скважин в первые годы;

) Фактические значения дебитов нефти и жидкости ниже проектных величин;

) II альбский горизонт не был введен в разработку, вместо него с 1997г в разработку введен неокомский горизонт, который по проекту не предусматривался.

Ниже приводится характеристика отборов по горизонтам.

I объект. (I альбский, II альбский, промежуточный). Объект (I альбский горизонт) с 1992 года по 1994 г. находился в пробной эксплуатации. Промышленная разработка начата с 1995 г., кроме того, в том же году начата эксплуатация промежуточного горизонта.

С начала разработки на 01.01.2004 г. добыто 144,362 тыс.т. нефти и 539,572 тыс.т. жидкости. При этом выработка НИЗ составила 53,83%, текущий КИН составляет 0,131 д.е.

Максимальный уровень добычи нефти по проекту (1994 г.) ожидался в количестве 14,544 тыс.т в 1995 г., при работе 7 скважин, фактически в том же году добыто 9,853 тыс.т нефти, при работе 8 скважин.

Максимальная фактическая добыча нефти достигнута в 1997 году в количестве 16,042 тыс.т, при работе 11 скважин, по проекту в этот год предполагалось добыть 11,184 тыс.т нефти, при работе 7 скважин. Отбор жидкости в этот год составил 49,820 тыс.т, против проектного 29,737 тыс.т.

Максимальный темп отбора от НИЗ достигнут в 1997г. в количестве 5,98%, выработанность в этом году составила 24,76%. Фактический темп отбора от НИЗ в 2003 году составил 3,8%, выработанность 53,83%.

За 2003 г по объекту добыто 10,2 тыс.т нефти и 83,97 тыс.т жидкости. Обводненность 87,9%.

Вода в продукции скважин I-объекта появилась уже в первые годы эксплуатации.

С июля 1995 года пустили под пробную закачку попутно-пластовых вод скважину №9, хотя техсхемой заводнение не предусматривалось. При этом начальная приемистость данной скважины составляла 20-25 м3/сут., при давлении нагнетания 15 атм.

Скважина находилась под периодической закачкой в течении 4 месяцев и за этот период закачено 2669 м3 воды.

С октября 1995г скважин была остановлена из-за отсутствия приемистости и находилась в бездействии до января 2002 года, далее переведена в добывающий фонд. II объект (II альбский) выделенный по технологической схеме - не разрабатывался до 2003г.

II неокомский (III пласт) + III неокомский горизонты. В 1997 году был введен в разработку III пласт II неокомского горизонта. С 2001г в разработку подключился III неокомский горизонт через одну скважину.

Так как в технологической схеме данные горизонты не рассматривались, то в данном проекте приводятся только фактические данные разработки по этим горизонтам

С начала разработки на 01.01.2004 г добыто 84,212 тыс.т. нефти, 143,501 тыс.т жидкости. При этом выработка НИЗ составила 25,6%, текущий КИН 0,083 д.е.

Максимальная фактическая добыча нефти за время разработки достигнута в количестве 33,72 тыс.т в 2003г, при работе 4 скважин.

За 2003 г добыто 33,72 тыс.т нефти, 72,6 тыс.т жидкости при работе 4 скважин. Вода в продукции скважины появилась на четвертый год разработки. Обводненность составила 53,6%. Темп отбора от НИЗ составил 10,25%, от текущих извлекаемых запасов 13,78%.

Начальные пластовые давления в скважинах I объекта изменялись от 6,5 МПа (скв. №9 инт. 663-672м - I al) до 10,2 МПа (скв. №10 инт. 863-868м II al), в скважинах II объекта от 10,04 МПа (скв. №10 инт. 934-938м - apt-ne) до 12,95 МПа (скв. №6 инт 1120-1126 - III ne).

Текущее пластовое давление на I альбском (I объект) горизонте колеблются от 6,4 МПа в скважине №103 до 7,5 МПа в скважине №101, на II неокомском горизонте от 9,4 МПа в скважине №109 до 10,1 МПа в скважине №2.

.3 Характеристика отборов нефти, газа и воды

Настоящий отчет составлен по состоянию на 01.07.2008г. В работе рассмотрены технологические показатели за 2004, 2005, 2006, 2007 и шесть месяцев 2008г. Например, взяла показатель за 2008 год. 6 месяцев.

мес. 2008 годобъект

I альбский горизонт

По состоянию на 01.07.2008г добыто 1,1 тыс. т нефти и 2,1 тыс.т. жидкости. Обводненность продукции составляет 46,6%. Среднесуточный дебит одной скважины по нефти - 10,5 т/сут., среднесуточный дебит одной скважины по жидкости - 18,8 т/сут. С начала разработки по горизонту добыто 122,9 тыс.т нефти и 524,1 тыс.т жидкости.

Промежуточный альбский

По состоянию на 01.07.2008 года по горизонту добыто 1,0 тыс.т. нефти, 7,9 тыс.т. жидкости и 27,7 тыс. м3 попутного газа. Обводненность продукции составляет 86,5%. Среднесуточный дебит одной скважины по нефти 0,3 т/сут. и среднесуточный дебит одной скважины по жидкости 9,3 т/сут. С начала разработки по горизонту добыто 43,7 тыс.т нефти, 213,8 тыс.т жидкости и 123,2 тыс.м3 газа.альбский горизонт

По II-альбскому горизонту добыто 4,8 тыс.т нефти, 5,7 тыс.т. жидкости и 197,9 тыс.м3 газа. Обводненность продукции составляет 15,2%. Среднесуточный дебит одной скважины по нефти 15,3 т/сут. и среднесуточный дебит одной скважины по жидкости 19,6 т/сут. Сначала разработки по горизонту добыто 40,1 тыс.т нефти, 56,7 тыс.т жидкости и 488,7 тыс.м3 попутного газа.объект

Апт-неокомский горизонт

За первое полугодие 2008г по апт-неокомскому горизонту добыто 7,5 тыс.т нефти, 16,2 тыс.т жидкости и 56,1 тыс.м3 попутного газа. Обводненность продукции составляет 55,9%. Среднесуточный дебит одной скважины по нефти 16,7 т/сут. и среднесуточный дебит одной скважины по жидкости 37,6 т/сут. Средний текущий газовый фактор 76 м3/т. С начала разработки по горизонту добыто 2,4 тыс.т нефти, 60,3 тыс.т жидкости и 0,15 тыс.м3 газа. неокомский горизонт

За первое полугодие 2008г по I неокомскому горизонту добыто 6,7 тыс.т нефти, 16,0 тыс.т жидкости и 33,3 тыс.м3 попутного газа. Обводненность продукции составляет 55,9%. Среднесуточный дебит одной скважины по нефти 12,6 т/сут и среднесуточный дебит одной скважины по жидкости 28,7 т/сут. Средний текущий газовый фактор 76 м3/т. С начала разработки по горизонту добыто 29,2 тыс.т нефти, 69,3 тыс.т жидкости и 1,15 млн.м3 газа. неокомский горизонт, I-пласт

По I-пласту II неокомского горизонта добыто 6,6 тыс.т нефти, 14,4 тыс.т. жидкости и 381,8 тыс.м3 газа. Обводненность продукции составляет 54,0%. Средний дебит одной скважины по нефти 19,0 т/сут. и средний дебит одной скважины по жидкости составляет 38,1 т/сут. Средний текущий газовый фактор 56 м3/т. С начала разработки по горизонту добыто 65,7 тыс.т нефти, 177,3 тыс.т жидкости и 3201,2 тыс.м3 газа.неокомский горизонт, III-пласт

По III-пласту II неокомского горизонта добыто 8,0 тыс.т нефти, 11,3 тыс.т жидкости и 39,2 тыс.м3 газа. Обводненность продукции данного горизонта составляет 21%. Среднесуточный дебит одной скважины по нефти 23,4 т/сут и по жидкости - 47,8 т/сут. С начала разработки по горизонту добыто 76,5 тыс.т нефти, 169,8 тыс.т жидкости и 2655,0 тыс.м3 газа.неокомский горизонт

По III неокомскому горизонту за перовое полугодие 2008г добыто 3,7 тыс.т нефти, 39,8 тыс.т жидкости и 84,7 тыс.м3 газа. Обводненность продукции составляет 90,5%. Среднесуточный дебит одной скважины по нефти 2,5 т/сут. и среднесуточный дебит одной скважины по жидкости составляет 27 т/сут. Средний текущий газовый фактор - 29 м3/т. С начала разработки по горизонту добыто 124,8 тыс.т нефти, 442,4 тыс.т жидкости и 3529,4 тыс.м3 газа.

В целом по месторождению Акинген за первое полугодие 2008г добыто 39,8тыс.т нефти, 113,9 тыс.т жидкости и 1,97 млн.м3 газа. Среднесуточный дебит месторождения на одну скважину по нефти составляет 10,9 т/сут, по жидкости 31,2 т/сут. В т.ч. среднесуточный дебит фонтанных скважин по нефти составляет 34,9 т/сутки, жидкости 49,7 т/сутки, среднесуточный дебит ЭЦН по нефти - 7,7 т/сутки, по жидкости - 32,6 т/сутки. С начала разработки по месторождению Акинген добыто 528,8 тыс.т нефти, 1775,3 тыс.т жидкости и 12,4 млн.м3 газа. (Приложение В)

.4 Состояние фонда скважин

За отчетный период на месторождении было введено в эксплуатацию из бурения 8 скважин, из них:

- в 2004 г - 4 скважины (№№202, 204, 206, 207);

в 2005 г - 3 скважины (№№203, 205, 201);

в 2006 г - 1 скважина (№208). Перевод двух скважин №№ 101, 17 с альбского на апт-неокомский горизонт.

В 2007г была пробурена одна разведочная скважина №1а, которая в связи с непродуктивностью триасовых и юрских отложений переведена в эксплуатационный фонд III неокомского горизонта;

Все новые скважины пробурены на III неокомский горизонт согласно «Технологической схемы разработки …».

На дату отчета на месторождении всего пробурено 34 скважины. В добывающем фонде числятся 25 скважин. Из них в действующем фонде 25 скважин - 24 скважины дающие продукцию и скважина №107- во временном простое, по причине нарушения колонны.

В нагнетательном фонде находятся две скважины (№№9, 103). Обе скважины находятся в работе.

Семь скважин (№№ 1, 3, 4, 5, 11, 500) были ликвидированы.

Ниже приводится характеристика фонда скважин по объектам разработки.

I объект:

На дату отчета добывающий фонд состоит из 5 скважин. Из них 4 скважины дающие продукцию, а скважина №107 во временном простое, по причине нарушения колонны. Все скважины эксплуатируются механизированным способом (ШГН).

В нагнетательном фонде одна скважина (№9).

II объект разработки:

В добывающем фонде находятся 20 скважин. Все скважины находятся в действующем фонде.

В нагнетательном фонде одна скважина №103.

Пять скважин (№№ 17, 106, 113, 202, 205) эксплуатируются фонтанным способом, шесть скважин (№№ 101, 102, 105, 204, 206, 208) - ЭВН и остальные 9 скважин - ШГН.

В 2007 г. на основании «Проекта поискового бурения» были пробурены две разведочные скважины №1а и №500. В связи с отсутствием во вскрытом разрезе по юрскому и триасовому комплексам продуктивных пластов, перспективных на нефть и газ, скважина №1а (III неокомский горизонт) переведена в эксплуатационный фонд II объекта (III неокомский горизонт). Скважина №500 ликвидирована, в связи с отсутствием продуктивных горизонтов в разрезе скважины.

Все новые скважины, пробуренные за отчетный период, вступили в эксплуатацию с обводненностью продукции скважин в той или иной степени. Обводненности скважин варьировали в пределах от 5,5% (скважина №204) до 89,4% (скважина №202).

Начальные дебиты скважин варьировали от 4,5 (скважина №202) до 19,5 т/сут. (скважина №203).

На дату отчета все скважины находятся в добывающем фонде. Исключением является скважина №103, которая проработав незначительное время, была переведена в нагнетательный фонд.

Скважина №206 введена в эксплуатацию в 2004г фонтанным способом среднесуточным дебитом по нефти 12 т/сут. На дату отчета накопленная добыча нефти составляет 4,87 тыс.т, текущий среднесуточный дебит нефти 2,8 т/сут. при обводненности 94,6%.

Скважина №204 введена в эксплуатацию фонтанным способом и среднесуточным дебитом по нефти 17 т/сут. и обводненности 5,5%. В январе 2006г скважина переведена на механизированный способ эксплуатации. На дату отчета накопленная добыча нефти составляет 8,6 тыс.т, среднесуточный дебит скважины по нефти 1,4 т/сут. при обводненности 95,3%.

Скважина №207 введена в эксплуатацию фонтанным способом среднесуточным дебитом 15 т/сут. и обводненностью 25%. В январе 2005г скважина была переведена на механизированный способ эксплуатации. На дату отчета накопленная добыча нефти составляет 8,49 тыс.т. С течением времени дебит скважины по нефти снижался, и на дату отчета составляет 0,4 т/сут при обводненности 98,3%.

Скважина №202 введена в эксплуатацию в 2005г среднесуточным дебитом по нефти 4,5 т/сут. и обводненностью 89,4% на III неокомский горизонт. В июле 2006г после достижения обводненности 92% скважина была переведена на II неокомский горизонт (3 пл). После перевода дебит нефти составил 27,3 т/сут. при обводненности 1,1%. На дату отчета среднесуточный дебит скважины по нефти составил 34,9 т/сут. при обводненности 6,8%. На 01.07.2007 года накопленная добыча нефти составляет: III неокомский горизонт 2,3 тыс.т, II неокомский горизонт (3 пл) - 8,9 тыс.т.

Скважина №203 введена в эксплуатацию в марте 2005г среднесуточным дебитом 19,5 т/сут. и обводненностью 72,6%. В эксплуатацию скважина была введена фонтанным способом. На дату отчета скважина работает механизированным способом эксплуатации. За отчетное время скважиной добыто 5,0 тыс.т нефти. В данное время дебит скважины по нефти составляет 6,6 т/сут., обводненность - 72,6% .

Скважина №205 введена в эксплуатацию в 2005г фонтанным способом на II неокомский горизонт (1 пл) среднесуточным дебитом 5,7 т/сут и обводненность 6,5. В марте 2007г скважина переведена на апт-неокомский горизонт. Начальный дебит скважины по нефти после перевода составил 30,3 т/сут., обводненность 3,8%. На 01.07.2007 года накопленная добыча составляет: III неокомский горизонт 3,1 тыс.т, апт-неокомский горизонт - 3,1 тыс.т. Текущий дебит нефти 30,3 т/сут. при обводненности 1,9% .

Скважина №201 введена в эксплуатацию в августе 2005г фонтанным способом среднесуточным дебитом по нефти 14,6 т/сут. и обводненностью 79,3%. На 01.07.2007г накопленная добыча нефти составляет 5,3 тыс.т, текущий среднесуточный дебит по нефти 1,4 т/сут., при этом обводненность составляет 95,7%.

Скважина №208 введена в эксплуатацию в марте 2006г механизированным способом (ШГН). Начальный среднесуточный дебит скважины по нефти составил 11 т/сут., а обводненность 73,6%. В январе 2007г в скважину спущен электро-винтовой насос. Накопленная добыча нефти по скважине составляет 3,3 тыс.т. Текущий дебит скважины по нефти 1,8 т/сут., обводненность 96,2%.

Скважина №1а введена в эксплуатацию в январе 2007г фонтанным способом среднесуточным дебитом 15 т/сут., начальная обводненность скважины составила 46,4%. В апреле 2007г скважина переведена на механизированный способ эксплуатации (ШГН). Накопленная добыча нефти составляет 0,585 тыс.т .

За отчетный период были проведены зарезки бокового ствола в 8 скважинах (№№6, 17, 104, 105, 101, 102, 103, 110). Из этого числа три скважины (№№17, 110, 105) работают фонтанным способом.

Скважины вводились в эксплуатацию с различными дебитами по нефти: минимальный дебит 0,7 т/сут. (скважина №101), максимальный дебит 25 т/сут. (скважина №105). Все скважины вводились в эксплуатацию со значительной долей обводненности, кроме скважин №№102, 104, 105 (начальная обводненность по этим скважинам 0, 36,4 и 21,9% соответственно).

2.5 Система поддержания пластового давление

.5.1 Требования и рекомендации к системе ППД, качеству воды, используемой для заводнения

Поддержание пластового давления на месторождении будет осуществляться путем закачки воды через 2 нагнетательные скважины. Максимальный объем закачки составит 280 тыс.м3 в год. Суточная закачка до 800 м3/сут. Устье нагнетательных скважин оборудуются фонтанной арматурой. Давление нагнетания на устье порядка 10-20 атм. В качестве рабочего агента используются сточные воды.

К закачиваемым водам предъявляются определенные требования по их качеству, обеспечивающие идентичность физико-химических характеристик добываемых попутных вод, способствующие сохранению естественной проницаемости продуктивных горизонтов. Качество воды включает наличие хороших нефтевытесняющих свойств, небольшое содержание механических примесей и эмульгированной нефти, отсутствие снижения проницаемости пласта (приемистости нагнетательных скважин), отсутствие в воде сероводорода, диоксида углерода, кислорода, водорослей и микроорганизмов. Растворенный в воде кислород вызывает интенсивную коррозию металла и способствует активному развитию в пласте аэробных бактерий. Диоксид углерода понижает рН воды и приводит к разрушению защитных окисных пленок на металле, а также к усилению коррозии оборудования.

Требования к качеству закачиваемой воды определяют по результатам опытной закачки либо по аналогии с месторождениями, на которых имеются объекты разработки и достаточный опыт заводнения. Исходя из коллекторских свойств данного месторождения, а также из требований предъявляемых к качеству закачиваемой воды, могут быть приняты следующие величины: содержание нефтепродуктов в закачиваемой воде - до 20 мг/л, содержание мехпримесей - до 20 мг/л, окисного железа - до 1мг/л, содержание растворенного кислорода не более 0,02-0,05 мг/л.

Эти загрязнения являются наиболее опасными, т.к. служат основной причиной снижения приемистости скважин и проницаемости пласта. Наряду с механическими примесями, нефтепродуктами и окисным железом в присутствии О2 в закупорке поровых каналов участвуют различные микроорганизмы, находящиеся в закачиваемой воде. Наиболее опасными из них являются сульфатвосстанавливающие бактерии (СВБ), которые формируют в призабойной зоне нагнетательных скважин активный биоценоз, вызывающий закупорку пор пласта образующейся биомассой. Кроме того, СВБ продуцируют сероводород, который повышает агрессивность пластовых вод. Поэтому согласно требований, предъявляемым к закачиваемым водам, СВБ и сероводород должны отсутствовать.

Закачиваемые воды не должны оказывать негативного влияния к производительности скважин. На месторождении должны быть построены очистные сооружения по подготовке воды.

В качестве фильтрующего материала используется кварцевый песок. Очищенная вода после фильтров поступает в емкости - отстойники, откуда насосами высокого давления закачивается в продуктивные пласты через нагнетательные скважины.

.5.2 Анализ изменения пластового давления в зонах отбора и закачки

Оценка энергетического состояния продуктивных горизонтов осуществлялась на основе данных глубинных замеров пластового давления, исследований методом КВУ, КВД, а также давлений, рассчитанных по данным отбивок статических уровней жидкости.

На основе полученной информации была прослежена динамика пластового давления во времени.

На месторождении Акинген в целях планомерного охвата исследованиями объектов разработки проводятся следующие гидродинамические исследования скважин:

·   Определение пластового давления (замер статического уровня);

·   Определение забойного давления (замер динамического уровня);

·        Исследование устьевым манометром (определение устьевых давлений и температуры закачиваемой воды);

·        Исследования методом КВД, КВУ;

·        Исследование методом установившегося отбора (МУО)

Ниже приводится анализ пластового давления по объектам на дату отчета.

I объект

Начальное пластовое давление по I объекту составляло 8,13 МПа.

На дату отчета на объекте работают 5 скважин: скважина №8 на I альбский горизонт; скважины №107 и №108 на промежуточный горизонт; скважины №6 и №10 II альбский горизонт. В целях поддержания пластового давления на данном объекте задействована 1 нагнетательная скважина (№9 - I альбский горизонт). Нагнетательная скважина №9 была переведена под нагнетание 20.04.2007г. При анализе карты изобар на I объекте значительных падений давлений относительно от начального пластового давления не наблюдается. Приведенное пластовое давление на этом объекте варьирует от 7,2 МПа (скважина №6) до 8,3 МПа (скважина №8).

II объект

Во втором объекте на дату отчета находятся 20 скважин; скважины №№105, 205, 1а, 106, 101, 102, 104 - апт-неокомский горизонт; скважины №№2, 17, 110 - II неокомский горизонт (1 пласт); скважины №№113, 202, - II неокомский горизонт (3 пласт); скважины №№109, 112, 204, 206, 201, 203, 207, 208 - III неокомский горизонт.

Начальное пластовое давление по II объекту составляло 11,1 МПа.

Поддержания пластового давления осуществляется через 1 нагнетательную скважину (№103 - III неокомский горизонт), которая была переведена в нагнетательный фонд в конце 2006 г. Накопленная закачка по объекту на дату отчета составляет 90,8 тыс.м3 .

При анализе карты изобар в юго-западной части объекта приведенное давление варьирует от 8,6 МПа (скважина №201) до 13,5 МПа (скважина №109) несмотря, на то, что расстояние между этими скважинами относительно невелико. Во II блоке в районе скважин №№202, 204, 206 наблюдается естественная зона пониженного давления в результате разработки (10.5, 10.5, 10.4 соответственно). Наиболее высокое значение пластового давления в районе нагнетательной скважины №103 (13, 12 МПа).

Выводы и рекомендации:

На I - объекте наблюдается незначительное снижение пластового давления, что характеризует равномерный, режимный отбор жидкости.

На II - объекте резкое снижение приведенного пластового давления при отдалении от нагнетательной скважины №103 возможно связано с загрязнением призабойной зоны скважины (№203) и относительно низкий коэффициент пъезопроводности (4,17Е-2 м2/с), который характеризует скорость распределения давления. Однако при этом следует отметить, что скважина №103 переведена под закачку в конце 2006 г. и компенсация суммарного отбора жидкости за столь короткий срок не представляется возможным. В центральной части высокий показатель пластового давления 12,3 МПа №104 скважина, возможно связано с газосодержанием, который при расширении создает дополнительное давление в призабойной зоне скважины, который в свою очередь искажает истинное значение статистического уровня в скважине при его замере.

На месторождении ППД ведется 2 нагнетательными скважинами (№№103, 9). При этом годовая компенсация отбора по состоянию на 01.07.07 г. составляет - 66,7%, накопленная компенсация -6,67 %. Высокое варьирование пластового давления в юго-западной части I блока, возможно связано с некорректными данными Рпл по скважине №201, которое было взято из технологического режима, связи с отсутствием исследований на этой скважине.

Некоторые определенные значения пластового давления по месторождению Акинген являются некорректными в связи с тем, что определение пластового давления на месторождении в основном проводилось путем измерения статических уровней в скважинах, а затем расчетным путем определялось пластовое давление.

Для уточнения фильтрационных характеристик объектов, и энергетического состояния залежей по месторождению Акинген необходимо и в дальнейшем проводить соответствующие гидродинамические исследования и замеры Рпл глубинным манометром.

2.6 Сбор и подготовка скважинной продукции

На основании существующей схемы сбора нефти в качестве выкидной линии применяется закрытая однотрубная система, которая включает индивидуальные для каждой скважины трубопроводы.

Для замера дебита добываемой продукции скважины поочередно подключаются к тестовому сепаратору, где определяются соотношения нефти и газа (газового фактора) отдельных скважин (на месторождении на конец отчетного периода имеется 2 АГЗУ). Качественные параметры скважинной продукции определяются в лаборатории месторождения (содержание воды, содержание солей, температура кипения нефти и т.д.).

В настоящее время система сбора и подготовки добываемой продукции на ЦППН месторождения Акинген производится по следующей схеме:

Нефтяная эмульсия со скважин по выкидным линиям направляется в АГЗУ «Спутник» №1и2, где осуществляется замер дебита каждой скважины по отдельности. После замера общая жидкость средней обводнённостью 60-70 % и содержанием хлористых солей 4-8 тыс. мг/л направляется на НГС-1. Отсепарированный газ с НГС-1 через ГС направляется на потребление на собственные нужды и на факел, а жидкость поступает на отстойник типа ОГ-200. Выделившаяся вода из ОГ-200 по мере скопления поступает в дренажную ёмкость, а нефтяная эмульсия направляется на НГС-2 затем на концевую сепарационную установку КСУ. Далее нефтяная эмульсия поступает в технологические резервуары №1, 2 и 3 (объемами 400,400 и 1000 м3 соответственно). Для бесперебойной работы УСН с дренажной ёмкости с вертикальным насосом ЕП-40 пластовая вода закачивается обратно в технологические резервуары. С технологических резервуаров вся добываемая общая жидкость (вода, нефть) через печи подогрева нефти ПТ16/150 (температура на выходе t=35-50 0C) откачивается насосами типа НБ-125 по нефтепроводу Акингень - Тюлес Æ 159-177 мм, протяженностью - 18 км.

2.7 Эксплуатация скважин

.7.1 Сопоставление проектной и фактической динамики технологических показателей разработки и причины их расхождения

За 6 месяцев 2008 г.

I объект

Фактический фонд добывающих скважин отстает от проектного и составляет 5 единиц (по проекту 10 единиц).

За 6 месяцев 2008 г. проектом бурение эксплуатационных скважин не предусматривалось.

Проектный объем добычи нефти, жидкости и газа 2,3 тыс.т, 47,5 тыс.т и 0,02 млн.м3 соответственно, фактически добыто 7,1 тыс.т нефти, 16,0 тыс.т жидкости и 0,23 млн.м3 газа. Накопленная добыча по проекту должна составить 174,4 тыс.т нефти, 965,6 тыс.т жидкости и 0,02 млн.м3 газа. Фактическая накопленная добыча нефти, жидкости и газа составила 206,8 тыс.т, 794,6 тыс.т и 0,61 млн.м3 соответственно. В итоге, накопленная добыча нефти превышает проектный уровень на 32,3 тыс.т, накопленная добыча жидкости меньше проектной на 171,0 тыс.т, фактическая накопленная добыча газа отстает от проектного уровня на 0,122 млн.м3.

Фактическая обводненность (55,4%) меньше проектной (95,2%) на 39,8%, что связано с успешным проведением ГТМ (изоляция обводненных интервалов). Среднесуточные дебиты по проекту - 1,3 т/сут. по нефти и 27,1 т/сут. по жидкости, фактически среднесуточный дебит составляет 8,4 т/сут. по нефти и 18,7 т/сут. по жидкости.

Фактический коэффициент использования фонда скважин (0,98 д.ед.) вместо проектного 0,99 д.ед. Фактический коэффициент эксплуатации скважин (0,94 д.ед.) против проектного значения 0,96 д.ед., что связано с остановкой скважин для проведения ГТМ.

Текущий КИН - 0,188 д.ед., против проектного 0,159 д.ед.

II объект

Фактический фонд добывающих скважин составляет 20 единиц, что превышает проектный на 6 единиц.

За 6 месяцев проектом бурение добывающих скважин не предусматривалось.

Проектный объем добычи нефти, жидкости и газа в целом по месторождению 18,4 тыс.т, 140,0 тыс.т и 0,942 млн.м3 соответственно, фактически добыто 32,7 тыс.т нефти, 97,9 тыс.т жидкости и 1,74 млн.м3.

За счет большого фонда добывающих скважин и среднесуточных дебитов скважин фактическая добыча нефти (32,7 тыс.т) превышает проектную добычу (18,4 тыс.т) на 14,3 тыс.т.

Фактическая добыча жидкости (97,9 тыс.т) меньше от проектной (140,0 тыс.т) на 42,1 тыс.тонн.

Накопленная добыча по проекту должна составить 299,7 тыс.т нефти, 1148,5 тыс.т жидкости и 13,8 млн.м3 газа. Фактическая накопленная добыча нефти составила 322,1 тыс.т, что превышает проектный уровень на 22,44 тыс.т. Фактическая накопленная добыча жидкости составила 980,6 тыс.т, что отстает от проектного уровня на 167,9 тыс.т. Фактическая накопленная добыча газа составила 11,9 млн.м3.

Фактическая обводненность (66,6%) меньше от проектной (86,9%) на 20,3%, что связано с успешным проведением ГТМ (изоляция обводненных интервалов).

Среднесуточные дебиты по проекту - 7,5 т/сут. по нефти и 57,1 т/сут. по жидкости, фактически среднесуточный дебит составляет 11,7 т/сут. по нефти и 35,0 т/сут. по жидкости.

Коэффициент использования фонда скважин составляет 1,0 д.ед., вместо проектного значения - 0,99 д.ед. Фактический коэффициент эксплуатации скважин 0,77 д.ед. вместо проектного 0,96 д.ед., что связано с простоем скважин для проведения ГТМ. Текущий КИН - 0,317 д.ед., против проектного 0,295 д.ед.

В целом по месторождению фактический фонд добывающих скважин превышает проектный на 1 скважину и составил 25 ед.

Проектный объем добычи нефти, жидкости и газа в целом по месторождению 20,7 тыс.т , 187,5 тыс.т и 0,97 млн.м3 соответственно, фактически добыто 39,9 тыс. т нефти, 113,9 тыс.т жидкости и 1,97 млн.м3.

Накопленная добыча по проекту должна составить 474,1 тыс.т нефти, 2114,1 тыс.т жидкости и 14,2 млн.м3 газа. Фактическая накопленная добыча нефти, жидкости и газа составила 528,8 тыс.т, 1775,2 тыс.т и 12,5 млн.м3 соответственно.

Фактическая обводненность 65,0% меньше проектной 89,0% на 24%. Это связано с успешным проведением ГТМ (изоляция обводненных интервалов).

Среднесуточные дебиты по проекту - 4,9 т/сут. по нефти и 44,6 т/сут. по жидкости, фактически среднесуточный дебит составляет 10,9 т/сут. по нефти и 31,2 т/сут. по жидкости.

Фактический коэффициент использования фонда соответствует проектному значению и составляет 1,0 д.е., фактический коэффициент эксплуатации скважин 0,8 д.ед. меньше проектного значения 0,96 д.ед. это связано с проведением ГТМ. Текущий КИН - 0,250 д.ед., против проектного 0,224 д.ед.

Анализируя все вышеописанные результаты можно сделать выводы, что ПФ «ЭмбаМунайГаз» за отчетный период проводен большой объем работы для достижения проектного уровня, а именно пробурены и введены в эксплуатацию 8 новых скважин предусмотренные проектным документом и одна разведочная скважина №1а, осуществлен перевод скважин из объекта в объект, проведены зарезки бокового ствола на 8 скважинах, проводятся геолого-технические мероприятия (ПГИ, изоляция, ЦПД и т.д.).

Текущий КИН по объектам разработки превышает проектные значения, при этом фактическая обводненность меньше проектных значений.

2.7.2 Анализ применяемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования

В рамках авторского надзора за реализацией Технологической схемы разработки месторождения Акинген проведен анализ техники и технологии, применяемых на месторождении для добычи углеводородов.

Работа скважин оценивалась по промысловым данным в период с 01.01.2004 г. по 01.07.2008 г. В анализ включены данные состояния фонда скважин, технологические режимы работы скважин, отчеты о работе добывающих и нагнетательных скважин.

На месторождении Акинген весь пробуренный фонд составляет 34 скважин (№№1, 3, 4, 5, 7, 11, 500, 1а, 106, 105, 205, 17, 110, 113, 202, 112, 8, 101, 102, 204, 206, 208, 107, 108, 6, 10, 104, 2, 201, 203, 207, 109, 103, 9).

По состоянию на 01.07.08г. добывающий фонд скважин составляет 25 единиц, из них:

─       5 скважин (№№106, 205, 17, 113, 202) - фонтанные;

─       6 скважин (№№101, 102, 105, 204, 206, 208) - УШВН;

─       14 скважин (№№8, 107, 110, 109, 112, 1-А, 108, 6, 10, 104, 2, 201, 203, 207) - ШГН.

В нагнетательном фонде 2 скважины (№№9, 103).

Водозаборные скважины отсутствуют, вода для ППД обеспечивается за счет попутных вод.

.7.3 Эксплуатация скважин фонтанным способом

На дату отчета действующий эксплуатационный фонд фонтанных скважин составляет 5 скважин, из них 2 скважины (№106 и №205) - работает на апт-неокомский, 1 скважины (№17) - на II неокомский (1 пласт), 2 скважины (№113 и №202) - на II неокомский (3 пласт).

Среднесуточные дебиты нефти фонтанных скважин изменяются от 30 (скв. №17) до 40 т/сут. (скв. №202), обводненность скважин - от 17% (скважина №205) до 45% (скважина №17), газовый фактор по скважинам апт-неокомского горизонта в среднем 75 м3/т, по остальным фонтанным скважинам данный показатель составляет 80 м3/т.

Эксплуатация скважин штанговыми скважинными насосами установками (ШСНУ)

На дату составления отчета на месторождении с применением ШСНУ работают 14 скважин (№№8, 107, 110, 109, 112, 1-А, 108, 6, 10, 104, 2, 201, 203, 207), из них по горизонтам эксплуатации:

На I альбский - скважина №8

На II альбский - скважины №6 и №10;

На промежуточный - скважины №107 и №108;

На апт-неокомский - скважина №104;

На II неокомский (1 пласт) - скважины №№2, 110;

На II неокомский (3 пласт) - скважина №109;

На III неокомский - скважины №№1-А, 112, 201, 203 и 207

.8 Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и пластов, характеристика их продуктивности

На месторождении Акинген выполнены опробование и гидродинамические исследования продуктивных пластов в нижнемеловых отложениях.

Опробование скважин проводилось по общепринятой методике - «снизу-вверх».

Вскрытие продуктивных горизонтов производилось кумулятивными перфораторами типа ПКС-80, ПК-103, КПРУ-65 с плотностью перфорации 20 отверстий на 1 пог.м.

Вызов притока из пласта производили путем замены раствора на пресную воду с последующим снижением уровня компрессированием. В зависимости от интенсивности притока скважины исследовались либо методом отбора, либо прослеживанием уровня.

В процессе опробования проводился следующий комплекс работ:

1.       Замер дебитов пластового флюида

2.       Замер забойного, трубного и затрубного давления

.         Замер пластового давления

.         Определение температуры на глубине спуска манометра

Отбор поверхностных и глубинных проб нефти и газа для проведения физико-химического анализа.

Расчетным путем по данным исследования и по индикаторным кривым определялись коэффициенты продуктивности и потенциальные дебиты скважин. По фонтанным скважинам замеры дебитов жидкости производились в мерниках емкостью 10 м3. Пластовые и забойные давления замерялись манометрами типа МСУ-1-100. При опробовании скважин компрессированием дебиты жидкости определялись по величине притока в эксплуатационной колонне за определенный промежуток времени с последующим пересчетом на сутки. В эксплуатационных скважинах дебиты жидкости замерялись после пуска их в эксплуатацию и выводились средние за первые десять дней работы.

По состоянию на 01.01.04г. на месторождении пробурено 24 скважины. Промышленная продуктивность горизонтов доказана опробованием и эксплуатацией скважин. Всего по месторождению испытано 45 объектов.

I альбский горизонт опробован в 12 скважинах, где были получены притоки нефти с дебитами от 0,457 т/сут. (№103) до 14,4 т/сут. (№8). Вода получена в скважинах №№2, 9, 17, 101, 103, 104, 105, 110 с дебитами от 0,5 до 24 м3/сут. По результатам гидродинамических исследований скважин значение коэффициента продуктивности составляет 1,6 т/сут.*ат по скважине №8. Значения начальных пластовых давлений изменяются от 65 ат до 70 ат и в среднем составляют 67,5 ат. Значения пластовых температур изменяются от 31 0С до 37 0С и в среднем составляют 340С.

Промежуточный горизонт продуктивен в скважинах (№№6, 10, 106, 107, 108), где получены притоки нефти и воды. Дебиты по нефти изменялись от 1,2 т/сут. (№108) до 20 т/сут. (№107) и воде от 9,6 м3/сут. (№106) до 62 м3/сут. (№6).

II альбский горизонт продуктивен в двух скважинах №№6,10, где получены притоки газа, нефти и воды. Дебиты скважин изменялись: по нефти от 8 т/сут. (№10) до 27,1 т/сут. (№10), по воде от 0,013 м3/сут. (№6) до 4,9 м3/сут. (№10), по газу от 0,361м3/сут. (№6) до 4,95 м3/сут. (№10).

По результатам гидродинамических исследований скважин значение коэффициента продуктивности изменяется от 0,16 т/сут.*ат (№6) до 1,14 т/сут*ат (№10) и в среднем составляет 0,54 т/сут.*ат.

Значения начальных пластовых давлений изменяются от 89 ат до 102 ат и в среднем составляют 95,5 ат. Значение пластовой температуры составляет 500С.

Апт-неокомский горизонт продуктивен в 3-х скважинах №№2,6,10, где получены притоки газа, нефти и воды. Дебиты скважин изменялись: по нефти от 3 т/сут. до 21 т/сут. в скв.№2, по воде от 0,03 м3/сут. до 0,9 м3/сут. в скв.№2, по газу от 5 м3/сут. (№2) до 118,9 м3/сут. (№10).

По результатам гидродинамических исследований скважин значение коэффициента продуктивности составляет от 2 т/сут*ат (№2).

Значения начальных пластовых давлений изменяются от 104,4 ат до 102 ат и в среднем составляют 103,6 ат. Значение пластовой температуры изменяется от 320С до 550С и в среднем составляет 43,50С.

I неокомский горизонт опробован в двух скважинах №№6,10, где получены притоки газа, нефти и воды. Дебиты скважин изменялись: по нефти от 5,4 т/сут до 31,3 т/сут. в скв.№10, по воде от 10 м3/сут до 30,5 м3/сут в скв.№10, по газу от 0,936 м3/сут (№10) до 141 м3/сут (№6).

По результатам гидродинамических исследований скважин значение коэффициента продуктивности составляет от 3,47 т/сут*ат (скв.№10).

Значения начальных пластовых давлений изменяются от 107 ат до 111 ат и в среднем составляют 109 ат. Значение пластовой температуры изменяется от 390С до 400С и в среднем составляет 39,50С.

II неокомский горизонт I пласт опробован в 4-х скважинах №№2, 6, 10, 110, где получены притоки газа, нефти и воды. Дебиты скважин изменялись: по нефти от 5,4 т/сут до 31,3 т/сут в скв.№10, по воде от 10 м3/сут до 30,5 м3/сут в скв.№10, по газу от 0,936 м3/сут (№10) до 141 м3/сут (№6).

По результатам гидродинамических исследований скважин значение коэффициента продуктивности составляет от 3,47 т/сут*ат (№10).

Значения начальных пластовых давлений изменяются от 107 ат до 111 ат и в среднем составляют 109 ат. Значение пластовой температуры изменяется от 390С до 400С и в среднем составляет 39,50С.

II неокомский горизонт II+III пласты опробован в 4-х скважинах №№2,6,10,109, где получены притоки газа, нефти. Дебиты скважин изменялись: по нефти от 30 т/сут до 30,6 т/сут в скв. №109, по газу от 2,4 м3/сут (№109) до 167,9 м3/сут (№2).

По результатам гидродинамических исследований скважин значение коэффициента продуктивности составляет от 102 т/сут*ат (№109).

Значение проницаемости составляет 0,126 мкм2.

Значение гидропроводности составляет 0,1764 м2/Па*с*10-12.

Значение пьезопроводности составляет 0,02 м2/с*104.

Значения начальных пластовых давлений изменяются от 116,5 ат до 130 ат и в среднем составляет 121,1 ат.

Значение пластовой температуры составляет 430С.

III неокомский горизонт опробован в 4-х скважинах, где получены притоки нефти, газа и воды. Дебиты изменялись: по нефти от 7,5 т/сут(№6) до 156,1 т/сут(№112), по газу 7,955м3/сут(№6) до 212,18 м3/сут(№10), по воде от 0,015 м3/сут(№6) до 8 м3/сут(№6).

По результатам гидродинамических исследований скважин значение коэффициента продуктивности изменяется от 0,26 т/сут*ат(№6) до 18,9 т/сут*ат (№112) и в среднем составляет от 4,8 т/сут*ат.

Значение проницаемости изменяется от 0,161 мкм2 до 0,858 мкм2 и в среднем составляет 0,509 мкм2.

Значение гидропроводности изменяется от 0,809 до 4,042 м2/Па*с*10-12 и в среднем составляет 2,425 м2/Па*с*10-12.

Значение пьезопроводности изменяется от 0,0267 м2/с*104 до 0,14260 м2/с*104 и в среднем составляет 0,8465 м2/с*104. Значения начальных пластовых давлений изменяются от 117,8 ат до 129,5 ат, и в среднем составляет 125,3 ат.

Значение пластовой температуры изменяется от 40,4 0С до 47 0С и в среднем составляет 44,3 0С.

В 2003 году вновь пробуренной скважине №113 выполнены комплексные гидодинамические исследования при 5 и 9 мм штуцерах, снята кривая восстановления давления. Забойное давление при 5 мм штуцере составило 121,6 атм, а при 9 мм штуцере 121,2 атм. Замеренное пластовое давление составляет 121,8 атм. В скважине отмечается высокий газовый фактор. Депрессия на пласт составила 0,2 атм, при дебите жидкости 43,0 м3/сут при 5мм штуцере.

С учетом данных опробования, условий залегания пластов, размеров и принятых границ залежей, начальных пластовых давлений и температур, с учетом текущего состояния разработки, режим работы залежей альбских горизонтов можно определить как водонапорный, а по остальным горизонтам водонапорный с сочетанием режима растворенного газа.

.9 Специальная часть

.9.1 Анализ эффективности реализуемой системы разработки

Из выше проведенного анализа показателей разработки залежей продуктивных горизонтов месторождения Акинген видно, что первые пять лет разработки характеризуются низкими темпами разработки и незначительным ростом добычи нефти, что объясняется с запаздыванием разбуривания залежей и не выполнением проектных решений. В последующие годы, начиная с 1997 г. наблюдается увеличение объемов добычи нефти, при этом фактические величины превысили проектные значения, что объясняется вводом новых скважин и с началом эксплуатации неокомских горизонтов.

Скважины альбсеноманских горизонтов вступали в эксплуатацию механизированным способом, за исключением скважины №107 вступившей в эксплуатацию фонтанным способом. Скважины неокомских горизонтов вступали в эксплуатацию фонтанным способом.

При механизированной добыче применяются станки-качалки типа ПШГНТ-4, для подъема жидкости на поверхность используются насосы типа НГН - 43.

С июля 1995 года на месторождении пустили под пробную закачку попутно-пластовых вод скважину №9, хотя техсхемой заводнение не предусматривалось. При этом начальная приемистость данной скважины составляла 20-25 м3/сут., при давлении нагнетания 15 атм.

Скважина находилась под периодической закачкой в течении 4 месяцев и за этот период закачено 2669 м3 воды.

С октября 1995г скважин была остановлена из-за отсутствия приемистости и находилась в бездействии до января 2002 года.

Продукция скважин с устья по выкидным линиям поступает на ГЗУ типа «Спутник» для замера дебита нефти и обводненности и далее на газовый сепаратор для отделения газа от жидкости, затем на установки по обезвоживанию и обессоливанию. В целях ликвидации осложнений при эксплуатации скважин на месторождении проводилась закачка ингибитора по парафиноотложениям МЛ-80 (всего 1 скважино-обработка), которая не дала эффекта. Также проводились промывки песчаных пробок, так в 2003г было проведено 16 скважино-операций, по которому получен суммарный эффект 912,3 тонн нефти.

По контролю за разработкой месторождения в 2001-03 г. были проведены исследовательские работы отделом ГДИС ЦТИ, замеры пластовых давлений по 2-м скважинам №№112, 113, отбор глубинных проб в скважине №113, замеры статических и динамических уровней.

.9.2 Обоснование расчетных вариантов разработки и их исходные характеристики

Для дальнейшей разработки месторождения Акинген выбор расчетных вариантов произведен для каждого выделенного объекта с учетом их различных особенностей и методических рекомендаций регламента РД 39-0147035-207-86.

Как описывалось в выше сказанных разделах для дальнейшего проектирования разработки месторождения было выделено два объекта, которые располагаются по вертикали в единой зоне горизонтального распространения и I-объект уже имеет свою разбуренную треугольную сетку скважин согласно «Технологической схеме разработки…-1994г».

Авторам проекта пришлось отступиться от проектирования жестко равномерных сеток скважин во избежания накладки проектируемых скважин II - объекта на пробуренные скважины I-объекта, а также несимметричности конфигурации залежей в плане.

В «Технологической схеме разработки месторождения Акинген, 1994г» с целью установления рационального количества скважин были рассмотрены различные плотности сеток скважин для разработки чисто нефтяной и водонефтяной частей залежи.

К реализации был рекомендован I вариант разработки с разбуриванием залежи по треугольной системе размещения скважин с расстоянием между скважинами 300х300 м, (плотность сетки 31,2 104м2/скв).

Однако II-альбский горизонт не разрабатывался, а промежуточный не планировался разрабатываться. По этой причине необходимо рассчитать дальнейшую добычу с разрабатываемого объекта с включением в него II-альбского горизонта.

В основном рассмотрены три варианта разработки с различными плотностями сеток скважин, с поддержанием пластового давления во II-объекте и зарезка второго ствола в скважинах №106 и №110 на II объекте.

II объект - в 2004г предусматривается бурение 4-х добывающих скважин, с сеткой скважин 300*250 м. Фонд добывающих скважин, с учетом 4-х ранее пробуренных и переводимых из I объекта 2-х скважин составит 10 единиц.

Второй вариант

I объект - предусматривается форсированная разработка объекта с добавлением внутрискважинных песчаных фильтров или заменой ШГН на ЭВН с наземными пескоуловителями и периодической изоляции водопритоков (с целью вовлечения в разработку слабодренированных зон) с использованием действующего пробуренного фонда скважин до 2011 года, с 2011г предусматривается перевод 9-ти скважин со II объекта. Максимальный фонд достигает 17-ти единиц в 2017г.

II объект - предусматривается бурение 6 добывающих скважин с общей плотностью сеток скважин 250*250 м. Максимальный фонд добывающих скважин, с учетом 4-х ранее пробуренных и переводимых из I объекта 2-х скважин составит 12 единиц.

Кроме того, предлагается перевод 2-х скважин с добывающего фонда в нагнетательный.

Третий вариант

I объект - предусматривается форсированная разработка объекта с добавлением внутрискважинных песчаных фильтров или заменой ШГН на ЭВН с наземными пескоуловителями и периодической изоляции водопритоков (с целью вовлечения в разработку слабодренированных зон) с использованием действующего пробуренного фонда скважин до 2011 года, с 2011г предусматривается перевод 11-ти скважин со II объекта (скв. №№204,202,203,206,205,207,208,201,109,112,113). Максимальный фонд скважин достигает 19 единиц в 2017 г.

II объект - предусматривается бурение 8 добывающих скважин с общей плотностью сеток скважин 250*200 м. Максимальный фонд добывающих скважин, с учетом 4-х ранее пробуренных и переводимых из I объекта 2-х скважин составит 14 единиц.

.9.3 Технологические показатели вариантов разработки

Согласно основных положений выбранных вариантов систем разработки, произведены расчеты технологических показателей в 3-х вариантах по объектам и в целом по месторождению.

Проектные скважины во всех 3-х вариантах располагались в пределах площади нефтеносности.

Вариант I.

Объект I (I альбский, II альбский + промежуточный)

Максимальная добыча нефти в количестве 7,4 тыс.т ожидается в первый год разработки, что составит 3,2 % от начальных извлекаемых запасов. Накопленная добыча нефти за первые 10 лет проектного периода составит 46,4тыс.т, за 15 лет 55,2 тыс.т, за весь проектный срок разработки 75,1 тыс.т. Проектный уровень годовых отборов жидкости - 95,0 тыс.т. Накопленная добыча за рентабельный срок (2013г) составит 46,4 тыс.т, с начала разработки 190,8 тыс.т, КИН - 0,174, выработка запасов составит 71,1%.

Объект II (апт - неокомский + I, II, III неокомские)

Максимальная добыча нефти в количестве 47,7 тыс.т ожидается на второй год разработки, что составит 14,5 % от начальных извлекаемых запасов. Накопленная добыча нефти за первые 10 лет проектного периода составит 238,2 тыс.т, за весь проектный срок разработки - 242,1 тыс.т. Накопленная добыча с начала разработки составит 322,4 тыс.т. Выработка запасов за весь срок разработки 99,2 %, КИН - 0,321. Проектный уровень годовых отборов жидкости - 126,1 тыс.т.

По месторождению.

Максимальная добыча нефти в количестве 55,1 тыс.т ожидается на второй год разработки, что составит 9,2 % от начальных извлекаемых запасов. Накопленная добыча нефти за первые 10 лет проектного периода составит 284,6 тыс.т, за 15 лет 297,3 тыс.т, за весь проектный срок разработки 318,1 тыс.т. Проектный уровень годовых отборов жидкости - 221,1 тыс.т. Накопленная добыча за рентабельный срок (2013 г.) составит 284,6 тыс.т, с начала разработки 513,2 тыс.т, КИН - 0,243, выработка запасов составит 85,9%.

Вариант II.

Объект I (I альбский, II альбский + промежуточный)

Максимальная добыча нефти в количестве 8,7 тыс.т достигается в первый год разработки, что составит 3,8% от начальных извлекаемых запасов. Накопленная добыча нефти за первые 10 лет проектного периода составит 48 тыс.т, за 15 лет 66,6 тыс.т, за 20 лет 82,6 тыс.т., за весь проектный срок разработки 88,5 тыс.т. Выработка запасов за весь срок разработки составит 86,8%, КИН - 0,212. Проектный уровень годовых отборов жидкости - 115,0 тыс.т. Накопленная добыча за рентабельный срок (2019г) составит 70,9 тыс.т., с начала разработки 215,2 тыс.т, КИН - 0,196, выработка запасов составит 80,2%.

Объект II (апт - неокомский + I,II, III неокомские)

Максимальная добыча нефти в количестве 51,3 тыс.т достигается на второй год разработки, что составит 15,6% от начальных извлекаемых запасов. Накопленная добыча нефти за весь проектный срок разработки составит 248 тыс.т. Выработка запасов за весь срок разработки составит 101,0%, КИН - 0,327. Проектный уровень годовых отборов жидкости - 230,0 тыс.т.

По месторождению.

Максимальная добыча нефти в количестве 58,7 тыс.т достигается на второй год разработки, что составит 9,8% от начальных извлекаемых запасов.

Накопленная добыча нефти за первые 10 лет проектного периода составит 303,1 тыс.т, за 15 лет 324,3 тыс.т, за 20 лет 340,1 тыс.т, за весь проектный срок разработки 346,2 тыс.т. Выработка запасов за весь срок разработки составит 96,2%, КИН-0,271. Проектный уровень годовых отборов жидкости - 325 тыс.т. Накопленная добыча за рентабельный срок (2019г) составит 328,5 тыс.т., с начала разработки 557,1 тыс.т, КИН - 0,263, выработка запасов составит 93,3%.

Вариант III.

Объект I (I альбский, II альбский + промежуточный)

Максимальная добыча нефти в количестве 8,7 тыс.т достигается на первый год разработки, что составит 3,2% от начальных извлекаемых запасов. Накопленная добыча нефти за первые 10 лет проектного периода составит 48 тыс.т, за 15 лет 69,1 тыс.т, за весь проектный срок разработки 92,9тыс.т. Выработка запасов за весь срок разработки составит 88,5%, КИН - 0,216. Проектный уровень годовых отборов жидкости - 120 тыс.т. Накопленная добыча за рентабельный срок (2020г) составит 79,0 тыс.т., с начала разработки 223,3 тыс.т., КИН - 0,203, выработка запасов составит 83,3%.

Объект II (апт- неокомский + I,II, III неокомские)

Максимальная добыча нефти в количестве 53,4 тыс.т достигается на третий год разработки, что составит 16,2% от начальных извлекаемых запасов. Накопленная добыча нефти за весь проектный срок разработки составит 257,6 тыс.т. Выработка запасов за весь срок разработки составит 103,9%, КИН - 0,337. Проектный уровень годовых отборов жидкости - 280 тыс.т.

По месторождению.

Максимальная добыча нефти в количестве 59,7 тыс.т достигается на третий год разработки, что составит 10,0 % от начальных извлекаемых запасов. Накопленная добыча нефти за первые 10 лет проектного периода составит 336,9 тыс.т, за 15 лет 360,9 тыс.т, за весь проектный срок разработки 370,8 тыс.т. Выработка запасов за весь срок разработки составит 100,4%, КИН - 0,283. Проектный уровень годовых отборов жидкости - 375 тыс.т.

Накопленная добыча с начала разработки за рентабельный срок (2020 г.) составит 599,4 тыс.т.

.9.4 Анализ расчетных коэффициентов извлечения нефти

Анализ расчетных коэффициентов извлечения нефти, показал, что в настоящее время пока нет никаких оснований сомневаться в том, что утвержденный при пересчете запасов нефти коэффициент извлечения будет, достигнут к концу разработки месторождения Акинген.

В таблице №2.7 приведено сопоставление утвержденных и расчетных технологических коэффициентов извлечения нефти из недр по вариантам разработки месторождения Акинген. В таблице приводятся расчетные значения, достигаемые за рентабельный период.

Из таблицы видно, что если по I объекту ни в одном варианте не достигается утвержденное значение КИН, то по II объекту расчетные значения КИН во 2 и 3 вариантах достигаю утвержденное значение КИН на седьмой год разработки при значительных годовых отборах нефти. Это говорит о том, что по данному объекту можно достичь более высокого значения КИН.

Объект

Категория запасов

КИН, утв. В ГКЗ РК, доли.ед

Варианты

Коэфф. вытеснения нефти

Расчетные коэффициенты, доли ед.






Охвата вытеснением

охвата заводнением

КИН

I

С1

0,244

1 2 3

0,42 0,43 0,43

0,711 0,802 0,832

0,582 0,568 0,567

0,174 0,196 0,203

II

С1

0,324

1 2 3

0,67

0,979 0,987 0,966

0,484 0,483 0,520

0,318 0,320 0,337


2.9.5 Технологический расчет; Прогнозирование изменения давления на контуре нефтяного месторождения при упругом режиме в законтурной области пласта

Глубокозалегающее небольшое по размерам нефтяное месторождение, контур нефтеносности которого имеет форму, близкую к форме круга, окружено обширной водоносной областью, во много раз превосходящей по размеру месторождение. При разработке его нефть будет вытесняться водой, поступающей из законтурной области, где реализуется упругий режим. Считается, что в пределах нефтяной залежи режим жестко водонапорный.

Количество воды, поступающей из законтурной части месторождения в его нефтенасыщенную часть, определяется по следующему закону:

1)   В период разбуривания месторождения

 при  где t1 - продолжительность периода,

a = 0.1368 м32

2)   В период стабилизации отбора жидкости из месторождения

 при  где t2 - время окончания периода.

3)   В период падения отбора жидкости из месторождения

 при  где t3 - время окончания периода.

a1 = 0.1368 м32


Решение

1)   Радиальная фильтрация воды в неограниченной законтурной области (R£ r £ ¥) описывается дифференциальным уравнением упругого режима:

 

.

Решение этого уравнения, определяющее изменение контурного давления PКОН(t) при переменном во времени отборе воды из законтурной области qЗВ = qЗВ(t) можно найти с помощью интеграла Дюамеля, которое для рассматриваемых периодов процесса разработки месторождения имеет вид:

а) , при ;

б) , при ;

в) ,

при

Здесь: , ,  - безразмерное время,

где t , t1, t2 [с],

 - пьезопроводность водоносного пласта

 

.

Расчет на ЭВМ. Изменение контурного давления в течении 1, 3, 5 лет разработки месторождения. Расчет сделан в программе Excel.

Значения


Ti, лет

J(Ti)

1

1

0,536

2

3

2,56

3

5

5,13

J(Ti)=0,5*Ti-0,178[1-1/(1+Ti)^2,81]+0,487[(1+Ti)In(1+Ti)-Ti]


3. Экономическая часть

.1 Технико-экономический анализ проектных решений и выбор рекомендуемого к реализации варианта

Основой для расчета стоимости строительства явились расчетные показатели по технологии добычи, подготовки и транспортировки нефти, данные по климатическим характеристикам района строительства, данные по удельным объемам строительства, рассчитанные на основе проектов-аналогов.

Стоимость большинства видов оборудования, установок и сооружений была определена на основе стоимости аналогов, рассчитанных ТОО «ЦТИ КазМунайГаз». Стоимость строительства скважин предоставлена Заказчиком.

При выполнении расчетов ТОО «ЦТИ КазМунайГаз», сметная стоимость строительства определялась согласно “Основным положениям по определению сметной стоимости строительства предприятий, зданий и сооружений, составлению сводных сметных расчетов и договорным ценам на строительную продукцию в Республике Казахстан” (№5-3 от 28 мая 1996 года) в базисных ценах 1991 года в национальной валюте - тенге.

Рыночные цены предусматривают:

Налог на добавленную стоимость (НДС) - 15%

При расчете эксплуатационных затрат выделены две группы нормативов:

·   нормативы для расчета затрат на производство;

·   нормативы для расчета платежей в бюджет.

Для расчета нормативов производственных затрат проанализированы фактические эксплуатационные затраты по ОАО «ЭмбаМунайГаз» за 1999-2003 гг. Кроме того, для определения Нормативов использованы результаты технологических расчетов на проектный период.

В расчете участвуют нормативы нескольких видов, в зависимости от рода расходов:

Условно-постоянные:

·   на 1 скважину среднегодового действующего фонда;

·   на 1- го работника.

Условно-переменные:

на 1 тонну добываемой жидкости;

на 1 тонну жидкости добываемой механизированным способом;

на 1 тонну добываемой попутной (пластовой) воды;

на 1 тонну закачиваемой воды;

Удельный расход химреагентов определен по расходу на соответствующий технологический процесс:

в добыче нефти;

при подготовке нефти;

при сборе и внутри промысловом транспорте нефти;

при подготовке пластовой воды;

при подготовке воды из водозаборных скважин.

Нормативы затрат на химреагенты (ингибиторы коррозии, деэмульгаторы, депрессанты и т.д.) и рассчитывались в граммах на одну единицу продукции соответствующего технологического процесса, например: грамм на тонну жидкости, поступающей на подготовку, или грамм на тонну пластовой воды и др.

При добыче нефти удельные затраты электроэнергии отнесены на добычу жидкости, полученную механизированным способом, в системе поддержания пластового давления удельные затраты отнесены - на 1м3 закачиваемой воды, в системе подготовки углеводородов - на 1 тонну добытой жидкости, добычу воды из водозаборных скважин - на м3 забранной воды и т.д.

Потребление электроэнергии на прочие нужды (в офисе, вахтовом поселке, освещение прожекторами на промысле, затраты вспомогательных служб и т.д.) принято в размере 2.0% от прямых затрат.

Для определения нормативов расходов углеводородов на собственные нужды, а также их потери на всех этапах производства: добыче, сборе, транспортировке и подготовке, также использованы и фактически сложившиеся уровни, и показатели технологических расчетов.

Проектирование налоговых обязательств, которые несет предприятие, существлялось по принятым в качестве нормативов ставкам налогов и других обязательных платежей. Величина нормативов определена в соответствии с заключенным Контрактом на недропользование.

В таблице №5.3 приведены коэффициенты инфляции/дефляции, которые были применены в расчетах. За срок начала инфляции принят конец 2003года.

Инфляционная ставка на изменение капитальных вложений, эксплуатационных затрат составляет 3% в год, а на цену нефти, затрат на транспорт нефти и газа - 2% в год.

При расчете нормативов приняты следующие курсы валюты:

год - 119.65 тенге/$ США;

год - 142.16 тенге/$ США;

год - 146.73 тенге/$ США;

год - 152.73 тенге/$ США;

На момент расчета- 145.0 тенге/$ США.

Для упрощения расчетов принято, что в течение проектного периода курс останется неизменным.

.2 Экономические показатели вариантов разработки

В данном разделе приведен расчет экономической эффективности трех технологических вариантов Технологической схемы разработки месторождения Акинген, которое разрабатывается ОАО «ЭмбаМунайГаз», НГДУ «Кульсарынефть». В расчете отражены доходная часть и прямые затраты на операционные и текущие расходы; налоги и отчисления в специальные и другие фонды, а также капитальные вложения необходимые для реализации данного проекта. Определена сумма как эксплуатационных затрат, валового дохода, так и налогооблагаемой прибыли.

Такой расчет необходим для определения доходов государства Республики Казахстан и Заказчика технологической схемы и является корректным.

Варианты отличаются системами разработки.

Экономическая часть Технологической схемы разработки рассчитана на основной срок разработки.

Первым годом реализации технологической схемы принят 2003 год.

В соответствии с маркетингом ОАО «ЭмбаМунайГаз», 22,0% нефти реализуется на местный рынок, 15% в ближнее зарубежье и 63% в дальнее зарубежье.

Цена нефти, принятая в технологической схеме, определена в соответствии с существующей тенденцией изменения цены нефти на мировом рынке и фактическими ценами реализации нефти данным предприятием за предшествующие периоды и рынками сбыта продукции. Проектируемая базовая цена продажи нефти на местном рынке установлена на уровне 75$/т., в ближнее зарубежье 105$/т., в дальнее зарубежье 155$/т. Базовый тариф на транспортировку нефти на внешний рынок (с НДС) принят в размере 33.1 $/т.

Все стоимостные показатели, применяемые в расчетах, приведены в текущих ценах с переводом национальной валюты тенге в доллары США для упрощения дальнейших расчетов.

Предполагается, что на весь период расчета обменный курс национального банка Республики Казахстан будет неизменным.

Расчет произведен как в текущих (с учетом инфляции), так и в расчетных (с учетом дефляции) ценах. Инфляция для расчета стоимости капитальных вложений, и эксплуатационных затрат принята в средних пределах - 0,5-1% в год, а цен на нефть и газ и транспорт нефти в размере - 2% в год. За базу расчета инфляции/дефляции был принят 2003год. Так как год начала инфляции одинаков и для цен на продукцию, и на стоимость капитальных вложений и эксплуатационных затрат, то цены с учетом дефляции выступают, в данном случае, как неизменные цены.

В расчетах учтено, что обеспечение необходимых объемов финансирования капитальных вложений в обустройство и разработку месторождения будет осуществляться за счет: реинвестиции чистой прибыли и использования амортизационных отчислений ОАО «ЭмбаМунайГаз».

Расчет капитальных вложений проводился по следующим направлениям:

·   затраты на бурение новых добывающих скважин;

·   затраты на капитальный ремонт и зарезки вторых стволов;

·   затраты на ГИС;

·   обустройство новых добывающих и нагнетательных скважин;

·   выкидные нефтяные линии;

·   нефтегазосборные коллектора;

·   и другие объекты.

Капитальные вложения в бурение скважин определены в соответствии с объемом их бурения. Стоимость бурения одной скважины принята по данным ОАО «ЭмбаМунайГаз» в соответствии с глубиной бурения. По рекомендуемому 3 варианту эксплуатационный метраж 1 проектной добывающей скважины составит 1200,0 метров. Сметная стоимость одного метра проходки принималась в размере 486$ США с затрат на обустройство новых скважин, ГИС, выкидные линии и нефтегазосборные коллекторы. Бурение проектных эксплуатационных скважин по рекомендуемому варианту (III вар.) целесообразно пробурить силами СБП «КазМунайГаз-Бурение».

Основой для расчета стоимости строительства явились расчетные показатели по технологии добычи, подготовки и транспортировки нефти, данные по климатическим характеристикам района строительства, данные по удельным объемам строительства, рассчитанные на основе проектов-аналогов, выполненных для месторождений и промышленных объектов Республики Казахстан.

Наименьший объем капитальных вложений потребуется для 1го варианта - 3424,2 тыс. долларов США (без учета НДС и в ценах с учетом инфляции). Для 2го и 3го вариантов он составит, соответственно, 4913,8 и 6316,4 тыс. долларов США.

Затраты на операционные и текущие расходы определялись в соответствии с основными эксплуатационными показателями рассчитанными в соответствующих разделах настоящего проекта исходя из технологии и техники добычи, подготовки и транспорта нефти и газа.

Эксплуатационные затраты включают в себя затраты на: обслуживание скважин; электроэнергию, внутри промысловый сбор и транспорт нефти и газа, технологическую подготовку нефти и газа и воды, обслуживание, текущий и капитальный ремонт основных фондов, оплату труда персонала, услуги сторонних организаций производственного и непроизводственного характера, затраты на грузоперевозки и снабжение, выбытие скважин (ликвидация), страхование основных фондов; затраты на реализацию продукции; налоги, отчисления и сборы в бюджет, входящие в себестоимость продукции; амортизационные отчисления.

В затраты и услуги производственного характера, выполненные сторонними организациями, включены:

·        Диагностика оборудования;

·        Пуско-наладочные работы;

·        Метрология;

·        Медико-химические и бактериологические анализы.

Внутри промысловые расходы на транспорт и снабжение включают в себя затраты на:

·        Транспортировку грузов до промысла;

·        Страхование автотранспортных средств;

·        Содержание автопарка и т.п.

В затраты условно-постоянного характера на промысле вошли:

·    расходы на медицинское обслуживание;

·        обеспечение спецодеждой и средствами индивидуальной защиты;

·        на охрану труда;

·        проживание работников на промысле;

·        проезд работников на вахту и обратно;

·        питание работников на промысле;

·        связь на промысле.

В затраты и услуги непроизводственного характера включены:

·   материалы административного и хозяйственного назначения;

·   услуги банков;

·   аудиторские услуги;

·   правовое обслуживание;

·   обслуживание компьютерных сетей;

·   уборка помещений;

В общеадминистративные условно-постоянные расходы вошли следующие затраты:

·   все затраты по офису (канцелярские, почтово-телеграфные, подписка на печатные издания, коммунальные услуги и т.д.);

·   на технику безопасности;

·   связь;

·   убытки от инвентаризации и затраты на чрезвычайные ситуации;

·   командировочные по нормам и сверх установленных норм;

·   материальная помощь;

·   затраты на повышение квалификации;

·   затраты на оздоровительные и праздничные мероприятия;

·   и другие.

В постоянные общепроизводственные затраты включены представительские расходы, на содержание и ремонт офиса, расходы на рекламу продукции, благотворительная помощь.

Прочие производственные затраты включают в себя расходы, связанные с охраной природной среды, на научное обслуживание, геофизические исследования и т.д.

Эксплуатационные затраты, состоящие из прямых затрат на операционные и текущие расходы и налоги и отчисления, входящие в себестоимость продукции.

В целом структура эксплуатационных затрат, включая налоги, входящие в себестоимость, представлена по вариантам и характеризуется следующим образом:

·   затраты на операционные и текущие расходы;

·   налоги и отчисления, включаемые в себестоимость;

·   амортизационные отчисления, включаемые в себестоимость;

Расчет экономических показателей приведен на основании следующих исходных данных:

. Рабочих дней в году - 345;

. Расходы электроэнергии, воды приняты по фактическим данным потребления электроэнергии и воды на месторождении и материалам технологических расчетов;

3. Обслуживающий персонал рассчитан по данным ОАО «ЭмбаМунайГаз»;

4.Среднегодовая заработная плата одного работника промышленно-производственного персонала принята в размере 963090,0 тенге (или 6642,0 долларов в год, включая ПНФЛ и 10% в НПФ);

. Амортизационные отчисления, включаемые в себестоимость, определены по производственному методу учета, то есть в зависимости от извлекаемых запасов углеводородов, в соответствии со стандартом бухгалтерского учета РК №20 «Учет и отчетность нефтегазодобывающей промышленности» и методическими рекомендациями к нему.

. Стоимость электрической энергии приняты на основе данных Заказчика;

. Стоимость воды технической и воды питьевого качества, реагентов и материалов приняты на основе данных Заказчика;

. Затраты на текущий ремонт основных фондов приняты в размере 1-3% от их остаточной стоимости;

. Затраты на капитальный ремонт основных фондов приняты в размере 3-6% от остаточной стоимости основных фондов;

.Прочие расходы приняты в размере 1-2 % от основных расходов и включают в себя цеховые и общепроизводственные расходы (которые, кроме всего прочего, учитывают затраты на охрану труда и технику безопасности, затраты на охрану окружающей природной среды);

. Эксплуатационные затраты учитываются только для объектов непосредственно занятых на добыче нефти. Затраты по другим объектам учитываются через услуги (грузоперевозки, снабжение, строительство, бурение, торговлю и т.д.).

Расчет налогов и отчислений производился в соответствии с системой налогообложения в Республике Казахстан - Кодексом Республики Казахстан «О налогах и других обязательных платежах в бюджет» (далее Налоговый Кодекс) и налоговым режимом, установленным для данного предприятия в Контракте на недропользование.

В расчете предусмотрены следующие налоги и платежи:

·        налог на добавленную стоимость, при реализации продукции на внутреннем рынке - 15% (в 2003 г. -16%). Так как предполагается, что жидкие углеводороды будут реализовываться за пределами РК, то по ним обороты облагаются НДС по 0% ставке;

·        акциз на нефть- 0% в соответствии с системой налогообложения в Республике Казахстан;

·        корпоративный подоходный налог по ставке 30% от налогооблагаемой прибыли;

·        налог на дивиденды по ставке 15% от прибыли, предусмотренной на выплату дивидендов;

·        отчисления от фонда оплаты труда - 20 % (в 2003г. -21%);

·        налог на имущество - 1% от стоимости основных фондов (балансовая стоимость с вычетом износа оборудования);

·        платежи в дорожный фонд - 0.5% от совокупного годового дохода;

·        налог на землю в размере 0.06 $/м2 - в черте поселка и 1.96 $/га - Жылойский район;

·        налог на водопользование в размере 10% от объема забираемой воды;

·        прочие местные налоги и фонды (налог на транспортные средства, отчисления в фонд охраны природы, оплата за регистрацию организации, сбор за право на занятия отдельными видами деятельности и др.)- от суммы налога на имущество;

·        кроме этого, в Законе о налогах предусматривается налог на сверхприбыль, базирующийся на основе накопленной нормы прибыли (ВНП); налог начинает действовать при достижении уровня ВНП более 20%;

·        подоходный налог физических лиц - работников Республики Казахстан - в среднем по 23% от ФОТ (в 2003г.- 25%).

Затраты на операционные и текущие расходы определялись в соответствии с основными эксплуатационными показателями, рассчитанными в соответствующих разделах настоящего проекта исходя из технологии и техники добычи, подготовки и транспорта нефти и газа.

Расходы относимые на себестоимость продукции включают в себя все эксплуатационные затраты, производимые непосредственно на промысле. Расходы периода в свою очередь включают в себя общепроизводственные и административные расходы.

Для определения добычи нефти используем формулу:

 

Вариант 1:

q - дебит скважины, 46,2 т/сут,

 - число действующих скважин, 25 шт.,

T - время работы действующих скважин, дн.,

 - коэффициент эксплуатации, Кэ=0,8

 46,2·25·345·0,8 = 318,1 тонн/год.

Вариант 2:

q - дебит скважины, 47,1 т/сут,

 - число действующих скважин, 25 шт.,

T - время работы действующих скважин, дн.,

 - коэффициент эксплуатации, Кэ=0,8

 47,1·25·345·0,8 = 324,9 тонн/год.

Вариант 3:

q - дебит скважины, 49,3 т/сут,

 - число действующих скважин, 25 шт.,

T - время работы действующих скважин, дн.,

 - коэффициент эксплуатации, Кэ=0,8

 49,3·25·345·0,8 = 370,8 тонн/год.

Изменение затрат по основной заработной плате рассчитывают лишь в том случае, если внедряемое мероприятие ведет к росту или уменьшению численности работающих или их квалификации.

ФОТ = Зарплата * Тарифный коэффициент * Количество месяцев * Районный коэффициент * Территориальный коэффициент * Коэффициент дополнительной зарплаты * Численность ППП.

Зарплата для АУП - 100 долларов США.

Зарплата для ППП - 70 долларов США.

Территориальный коэффициент, действующий в РК - 1,4.

Районный коэффициент составляет 1,1.

Количество месяцев - 12.

ФОТАУП = 100 · 7,94 · 12 · 1,1 · 1,4 · 1,75 · 54 =.1386,6 тыс. долларов США

ФОТППП = 80 · 1,8 · 12 · 1,1 · 1,4 · 1 · 875 =.2097,7 тыс. долларов США

SФОТ=ФОТАУП + ФОТППП = 3484,3 тыс. долларов США. (6.3)

Амортизационные отчисления на основные средства рассчитываются по формуле:


 - норма годовых амортизационных отчислений, 10 %;

n - количество скважин, 32.

Амортизационные отчисления на основные средства, пришедшие на смену базовой технике, рассчитываются в зависимости от дополнительных капитальных вложений на приобретение новой техники и норм амортизации.

Вариант 1:

 - первоначальная стоимость скважин, 224,5 тыс. долларов США;

Амортизационные отчисления по скважине начисляют по установленной норме 10 % от первоначальной стоимости скважин:

 = (224500·32·10)/100 =718,4 тыс. долларов США

Вариант 2:

 - первоначальная стоимость скважин, 230,3 тыс. долларов США;

 = (230300·32·10)/100 =736,9 тыс. долларов США.

Вариант 3:

 - первоначальная стоимость скважин, 234,5 тыс. долларов США;

 = (234500·32·10)/100 =750,4 тыс. долларов США.

Отчисления работодателя на социальные страхования, пенсионный фонд и фонд занятости берутся по установленным нормам на соответствующий период времени и составляет 31% от ФОТ, то есть

Зор=ФОТ·0,31

Зор=3484,3 ·0,31=1115,0 тыс. долларов США.

Определим сумму всех затрат по добыче:

Вариант 1:

Sзатрат=16268,4+16,5+1327,5+3484,3+5640,0+863+283,9+10956,7+4456,9+1115,0+2624,9+50,8= 34672,9 тыс. $.

Определим удельную себестоимость 1 тонны нефти, которая равна отношению суммы всех затрат по добыче к объему добычи нефти:


=34672900 /31800= 109 $.

Вариант 2:

Sзатрат=16667,4+16,7+1427,8+3584,3+5890,2+990,4+285,3+11665,4+4484,3+1115,0+2706,2= 34017,03 тыс. $.

Определим удельную себестоимость 1 тонны нефти, которая равна отношению суммы всех затрат по добыче к объему добычи нефти:

 

=34017030 /324900=104,7 $.

Вариант 3:

Sзатрат=16265,8+16,2+1304,3+3484,3+5753,9+887,21+284,8+10772,6+4470,6+1115,0+2706,2+51,2= 37191,24 тыс. $.

Определим удельную себестоимость 1 тонны нефти, которая равна отношению суммы всех затрат по добыче к объему добычи нефти:


=37191240 /370800= 100,3 $.

Услуги производственного характера, выполненные сторонними организациями (услуги пуско-наладочных организаций, капремонта, связи и. т. п.), можно рассчитать по формуле:


удельные затраты по услугам производственного характера, выполненные сторонними организациями, $/тонну.

)  = 318100 · 0,3 = 95,430 тыс. $/тонну

)  = 324900 · 0,3 = 97,470 тыс. $/тонну

)  = 370800 · 0,3 = 111,240 тыс. $/тонну

Прочие услуги, выполненные сторонними организациями, (тарификация приборов, охрана, коммунальные услуги, текущий ремонт, обслуживание).

Рассчитываем по формуле:


 удельные затраты по прочим услугам, $/тонну

)  = 318100 · 4,7 = 1495,070 тыс. $/тонну.

)  = 324900 · 4,7 = 1527,030 тыс. $/тонну.

)  = 370800 · 4,7 = 1742,760 тыс. $/тонну.

Прочие затраты - это командировочные, охрана труда, канцелярские, почтово-телеграфные услуги, услуги сберкасс и т. д., которые можно рассчитать по формуле:

Зпр = ФОТ ·0,25

Зпр =3484,3 · 0,25 = 871,075 тыс. $.

Определим прибыль от реализации нефти по формуле:

 (6.11)

где - фактическая реализация.

Вариант 1: П = 318100 · 155 = 49305,5 тыс. $.

Вариант 2: П = 324900 · 155 = 50359 тыс. $.

Вариант 3: П = 370800 · 155 = 57474 тыс. $.

Затраты на транспорт рассчитываются в зависимости от объема продаж.

Зтр=Qпр*0.0095

Вариант 1: Зтр=Qпр*0.0095=310900*0,0095=2953,55 тыс. $.

Вариант 2: Зтр=Qпр*0.0095=338400*0,0095=3244,8 тыс. $.

Вариант 3: Зтр=Qпр*0.0095=365500*0,0095=347225 тыс. $.

Налогооблагаемый доход равен доходу предприятия за вычетом всех материальных затрат.

Вариант 1: Д=Пч-Sзатрат=17560.4-34672.9=17112 тыс. $.

Вариант 2: Д=Пч-Sзатрат=18250.4-34017.030=15766.030 тыс. $.

Вариант 3: Д=Пч-Sзатрат=19149.3 - 371240=18041.940 тыс. $.

В расчете предусмотрены следующие налоги и платежи:

·        Налог на добавленную стоимость, при реализации продукции на внутреннем рынке -20%, в соответствии с Контрактом на недропользование.

Вариант 1: НДС=17560.4*0,20=3512.08 тыс. $.

Вариант 2: НДС=18250.4*0,20=3650.08 тыс. $.

Вариант 3: НДС=19149.3*0,20= 3829.86 тыс. $.

·        Корпоративный подоходный налог выплачивается по ставке 30% от налогооблагаемого дохода.

Вариант 1: 17112.5*0,3=5133.75 тыс. $.

Вариант 2: 15766.63 *0,3=4729.989 тыс. $.

Вариант 3: 18041.94 *0,3=5412.582 тыс. $.

·        Налог на имущество - 1% от остаточной стоимости основных производственных и непроизводственных фондов (балансовая стоимость за вычетом износа оборудования).

Вариант 1: Налог на имущество= 17112.5*0,01=171.125 тыс. $.

Вариант 2: Налог на имущество= 15766.63 *0,01=157.666 тыс. $.

Вариант 3: Налог на имущество= 18041.94 *0,01=180.419 тыс. $.

Срок окупаемости капитальных вложений:

Вариант 1: Ток = П / К = = 4 года;

Вариант 2: Ток = П / К = = 3 года;

Вариант 3: Ток = П / К = = 4 года;

Коэффициент эффективности капитальных вложений:

Е=1/Т=1/4=0.25

Срок окупаемости инвестиций наступает при переходе дисконтированного потока денежной наличности в положительную величину. Чем меньше значение этого показателя, тем эффективнее рассматриваемый проект.

Расчет потоков денежной наличности приведен в табличных приложениях (по вариантам).

геологический нефть газ скважина

Вывод

При анализе технико-экономических показателей и интегральных показателей видно что, наиболее эффективным является 3-ий вариант, который и рекомендуется к внедрению.

В результате произведенных расчетов экономической эффективности разработки месторождения II вариант оказался менее эффективным по отношению к III варианту, по которому получено максимальное значение накопленного потока наличности - 8820,6 тыс. US.

Таким образом, по экономическим показателям III вариант можно рекомендовать к реализации, как наиболее эффективный из рассмотренных вариантов за расчетный период.

От внедрения технологической схемы разработки месторождения Акинген по рекомендуемому варианту РК получит в виде налогов и отчислений - 10981,2 тыс. $, суммарный доход предприятия составит - 19149,3 тыс. $.

Похожие работы на - Разработка месторождения Акинген

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!