Состояние фонда скважин месторождения Кумколь

За счет оптимизации механизированных скважин получено 23798,03 тонны дополнительной добычи нефти, что составляет 2,93 % от общей добычи за I полугодие 2004 года.

Всего за I полугодие 2004 года добыто 994,3722 тыс. тонн нефти, 1156,7664 тыс. тонн жидкости, 84,5458 млн. м³ газа.

Таблица 2.4.1

№ пп	Наименование	Количество скважин
ОАО «ХКМ»	АО «Тургай-Петролеум»	Bсerо по м/р
Всего	Объекты	Bсеrо	Объекты

I	II	III	IV	I	II	III	IV
	Эксплутационный фонд:
	Фонтанный
	Винтовой насос
	ЭЦН
	ШГН							-			-
1.1	Действующий фонд
	Фонтанный
	ШГН					-		-			-
	-в работе:
	Фонтанный
	ШГН					-		-			-
	-в простое:					-		-			-
	Фонтанный				-	-		-			-
	ШГН					-	-	-	-	-	-
1.2	Бездействующий								-		-
	Фонтанный								-		-
	ШГН						-	-	-	-	-
1.3	В освоении и обустр-ве		-		-	-			-	-	-
1.4	Временная консервация		-		-		-	-	-	-	-
II	Газовые скв.		-		-	-	-	-	-	-	-
Ш	Наблюдательные			-	-				-	-	-
IV	Водозаборные скв.для ППД.			-	-	-			-	-	-
V	Разведочные СКВ.			-	-	-					-

Продолжение таблицы 2.4.1

№ пп	Наименование	Количество скважин
ОАО «ХКМ»	АО «Тургай-Петролеум»	Bсerо по м/р
Всего	Объекты	Bсеrо	Объекты

I	II	III	IV	I	II	III	IV
VI	Ликвидированн ые		-		-		-	-	-	-	-
	Всего по добывающим скважинам
2.	Нагнетательный фонд
2.1	Действующий фонд
	-в работе
	-в простое	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
2.2	В бездействии					-	-	-	-	-	-
2.3	В освоении и обустр-ве				-			-	-
	Всего по месторождению

Средний уплотненный дебит нефти, в среднем, по месторождению равен 29,8 т/сут., жидкости – 36,5 т/сут. Обводненность продукции, в среднем, по месторождению за июнь месяц составила 18,4 %. Основные показатели разработки по объектам и месторождению приведены в (таблице № 2.4.2 и 2.4.3)

35 скважин или 18,23 % являются малодебитными, то есть суточный дебит нефти по этим скважинам не превышает 10 тонн. 20,8 % или 40 скважин работает с дебитом до 20 т/сут., в 43 скважинах (22,4 %) дебит нефти составил до 30 т/сут., до 40 т/сут. нефти дают 24 скважины (12,5 %), в 16 скважинах (8,3%) дебит нефти составляет до 50 т/сут., до 60 т/сут. – 18 единиц (9,38 %), до 70 т/сут. – нефти имеют 12 скважин (6,2 %), 3 скважины или 1,5 % от действующего фонда работает с дебитом до 80 т/сут. До 90 т/сут. дает 1 скважина (0,5 %).

85 скважин или 44,27 % от действующего фонда дают безводную нефть. С обводненностью до 20 % работает 25 скважин – 13,02 %, в 30 скважинах или 15,6 % обводненность продукции составила до 20 %. Обводненность продукции до 30 % имеет 15 скважинах (7,8 %), до 40 % – 8 скважин (4,2 %), количество скважин с обводненностью продукции в пределах 50 – 90 % составила 29 скважин.

Закачка воды на территории ОАО «ХКМ» производится с одной БКНС: на I объекте работает 12 скважин, на II объекте – 25, на III объекте – 8 и на IV объекте – 1 скважина.

За I полугодие в пласт закачано 1014,581 м3 воды. В целом приемистость одной скважины в среднем, по месторождению составляет 131 м^з/сут. Текущая компенсация по месторождению равна 70,5 % (таблица № 5).

За 6 месяцев текущего года силами бригады ГДИС ЦДНГ замерены пластовые и забойные давления добывающих и нагнетательных скважин. Среднее значение пластового давления за июнь месяц по I объекту разработки составляет 10,1 МПа, по II объекту – 10,63 МПа, по Ш объекту – 11,62 МПа, по IV объекту – 11,14 МПа.

Таблица 2.4.2 - Основные показатели по добывающим скважинам по объектам и месторождению за 2003г.

Показатели	Объекты	Всего по м/р
I	II	III	IV
Добыча нефти тыс.т	655,58	839,85	224,20	58,65	1788,31
Добыча воды тыс.т	189,65	61,01	21,11	0,41	272,18
Добыча жидкости тыс.т	855,23	900,86	245,32	59,06	2060,49
Обводненность %	22,2	6,8	8,6	0,7	13,2
Добыча газа тыс.м3	6655,9		25132,6		138648,5
Ср.упл дебит нефти т/сут	44,4	26,3	20,3	21,14	29,5
Ср.упл дебит жид-ти т/сут	57,1	28,2	22,3	21,5	33,9
Время эксплуат.доб.скв сут
коа-во экспА.нефт скв. ед.
Кол-во добыв, нефт скв ед.
Темп отбора от извл.зап. %	5,4	5,2	2,8	12,7	4,8
Степень выраб.запасов %	32,7	22,4	18,8	27,8	25,5
Коэф.нефтеотдачи доли ед	18,5	13,6		8,3	14,8
Накопл добыча нефти тыс.т	5682,5	4420,5	1791,7	155,9	12050,8
Накопл добыча воды тыс.т	653,66	194,76	103,05	0,45	951,89
Накопл добыча жидк тыс.т	6336,2	4615,3	1894,8	156,3	13002,7
Накопл добыча газа тыс.м3	56,8	574,31	227,7	23,2	882,1
Обвод-ть с нач разраб %	10,3	4,2	5,4	0,3	7,3

Таблица 2.4.3 - Основные показатели по нагнетательным скважинам по объектам и месторождению за 2003г.

Показатели	Объекты	Всего по м/р
I	II	III	IV
Закачка воды тыс.м3	671,4	1204,8	407,7	71,7	2355,7
Компенсация %	76,4	96,8	125,9	81,3	92,9
Кол-во экспл. нагнет скв ед
Кол-во действ, нагнет скв ед
Время экспл.нагнет скв дней
Ср. приемистость одной скв мэ/сут
Накопленная закачка воды тыс.м3	5007,8	4554,2	1676,2
Компенсация с нач. разработки %	76,6	70,9	66,5	36,8

Таблица 2.4.4 - Динамика основных показателей месторождения

Кумколь I объект

Годы	Добыча нефти тыс.т	Добыча жидкости тыс.т	Обводненность %	Закачка рабочих агентов млн.м³
проект.	факт.	проект.	факт.	проект.	факт.	проект.	факт.
	111,9	244,3	113,8	244,3	1,7		170,9
	332,7	519,09	344,4	528,26	3,4	1,7	515,3	140,2
	585,7	723,06	625,5	743,14	6,4	2,7	930,1	475,8
	725,6	918,28	800,6	953,3	9,4	3,7	1183,1	995,11
	867,6	965,14	985,1	1050,14	11,9	8,1	1448,1	1019,17
	961,8	857,52		1019,47	14,7	15,9	1648,5	895,68
	970,1	789,58	1181,8	942,37	17,9	16,2	1715,6	810,35
	981,8	665,58	1238,3	855,24	20,7	21,9		671,49
7мес 2004	478,51	370,3	707,53	515,81	32,4	28,2	1002,2	307,39

Таблица 2.4.5 - Динамика фонда скважин

I объект

Годы	Фонд добыв. Скважин	Фонд нагнет. Скважин








7 мес. 2004

Таблица 2.4.6 - Распределение добывающих скважин I объекта разработки по дебитам нефти

Дебит нефти, т/сут	Способ экспл. и кол-во СКВ.	№№ скважин	фонт ШГН
до 10	фонтан. ШГН	8р, 131,145,1012,1013,1014
до 20	фонтан. ШГН	– 135,332,431,1024,1028	–
до 30	фонтан. ШГН	6р,141,1019 137,1007
до 40	фонтан. ШГН	1015,1018 133,139,1004
до 50	фонтан. ШГН	Зр,10р,144,1031,3018 134,149
до 60	фонтан. ШГН	146,148,1016,1020,1027 130,1010
до70	фонтан. ШГН	9р,132,136,140,142,1005, 1011,1030 –	–
до 80	фонтан. ШГН	1006,1026
до 90	фонтан. ШГН	– –	– –
Итого
в т.ч.фонтан
ШГН

На I объекте проведены 34 замера пластовых давлений по 28 скважинам и 66 замеров забойных давлений по 38 скважинам.

Сопоставление среднеарифметического значения пластовых давлений по скважинам, замеренных в 1 полугодии 2004 года с данными на конец 2003 года показывает снижение давления в следующих скважинах:

Таблица 2.4.7

№№ СКВ.	Пластовое давление Мпа	Отклонение Мпа
2003 г	1 полугодие 2004г
Снижение пластового давления
9р	10,25	9,6	-0,65
	10,32	10,1	-0,22
	10,22	9,49	-0,73
Юр	10,41	10,14	-0,27
Повышение пластового давления
24р	10,44	10,48	+0,04
	9,73	10,08	+0,35
	8,96	10,08	+1,12
	10,26	10,34	+0,08
ЮЗн	11,13	11,58	+0,45

Снижение пластового давления на 1.07.2004 г. на западной части залежи наблюдается в скв. № 9р, 1023, 3018, что, видимо, связано с недостаточным объемом закачки в нагнетательную скважину № 1025.

В северо-восточной части залежи снижение Рпл произошли в скв. № 10р. На скважину 10р закачка не оказывает влияния, так как она находится в третьем ряду от нагнетательной скважины № 103.

На поддержание пластового давления в скважинах № 1005 и 1006 должны оказывать влияние нагнетательные скважины № 1002, 1009, но в нагнетателную скв. № 1009 закачивается недостаточный объем технической воды.

В целом по месторождению недостаточный объем закачки наблюдается в нагнетательных скважинах 24, 101, 102, 103, 1008, 1009, 1025. Из них скв. № 1008 работает в циклическом режиме. В остальных скважинах № 24, 101, 102, 103, 1009, 1025 необходимо увеличить объем закачиваемых вод.

За I полугодие текущего года недобор добычи нефти по I объекту насчитывает 89.85 тыс. т. Одной из причин отставания отборов от проектных показателей является не соответствие количества добывающих скважин против проекта. По I объекту количество эксплуатационного фонда фактически меньше на 14 ед. от проектного, а фактический действующий фонд скважин меньше на 3 ед. от проекта.

Следующим фактором является:

- снижение пластового давления;

- низкий коэффициент компенсации отборов закачкой. За I полугодие дефицит закачки по 1 объекту составил 282,8 тыс.м³.

Одним из факторов не позволяющим достижения проектных уровней компенсации является отставание начала закачки от отборов (закачка начата через 1.5 года после ввода месторождения в разработку).