Нефти.
1863.50-1864.35м аргиллиты(100%): Зелено-серые, средне твердые, плотные, блочные до субблочных, пластичные, вязкие, местами алевритистые, не кальцинированные.
ГДИС.РЕЗУЛЬТАТЫ ОБРАБОТКИ КВД
ПО СКВАЖИНЕ AKSH 316
Обработка данных как кривой восстановления давления проводилась при помощи специализированного программного продукта PanSystem. По результатам графоаналитической обработки кривых определены следующие параметры: модель течения, проницаемость, скин-фактор, давление пласта.
Анализ исходных данных
В результате гидродинамических исследований на скважине №316 месторождения Ц.Акшабулак от 02.02.2013 г. была получена таблица данных, которая содержит 672 замера забойных давлений. Продолжительность записи данных составила 5.5 ч 
. На основе данных замеров получена кривая изменений забойных давлений (Рисунок 1).
Рисунок 1. Изменение забойного давления во времени (КВД)
Рисунок 2. График притока – индикаторная кривая
Данный график показывает изменение дебита от забойного давления. Черным цветом отражен график, полученный по результатам выполненных исследований, а синим – смоделированный на основе расчетных параметров. В данном случае сходимость двух кривых находится в допустимых пределах (до 10%), что отражает достаточную достоверность полученных параметров пласта и призабойной зоны.
Результаты обработки КВД
Данные по параметрам границ
| Тип границы пласта | неограниченный |
Данные по параметрам модели пласта
| Модель течения в пласте | радиальный гомогенный пласт |
| Проницаемость | 11320.8 мД |
| Скин-фактор | 23.32 |
Данные по притоку
| Коэффициент продуктивности по замерам | 228.57 (м3/сут)/бар |
| Максимальный потенциальный дебит | 19561.00 м3/сут |
| Забойное давление | 152.01 бар |
| Дебит | 166 м3/сут |
| Пьезопроводность | 3.17 е+1 м2/с |
| Гидропроводность | 2.17 е-1 м3/МПа*с |
| Интерполированное пластовое давление | 152.73 бар |
Режим течения к скважине радиальный. При радиальном режиме течении линии тока направлены к круговому цилиндру (Рисунок 3).
Рисунок 3. Радиальный режим течения
Скин-фактор имеет положительное значение (23.32) - это свидетельствует о загрязнении призабойной зоны скважины. Рекомендуем провести отчистку призабойной зоны пласта в районе данной скважины для снижения скин-фактора и увеличения коэффициента продуктивности. После чего провести повторное гидродинамическое исследование скважины для выяснения эффективности проведённого ГТМ.
Параметры, полученные при исследовании при Н2О=20 %:
- Рзаб = 152.01 бар;
- Qжид = 166.0 м3/сут;
- Qводы = 33.2 м3/сут;
- Qнефти = 132.8 м3/сут.
Производственные мощности
На месторождениях предприятия принята замкнутая система сбора и транспортировки газожидкостной смеси.
Месторождение Акшабулак
1. ГУ-1, ГУ-2: год ввода в эксплуатацию 2009 г., мощность 365 000тн/год (каждая);
2. ГУ-3: год ввода в эксплуатацию 2013г., мощность 547 500 тн/год;
3. ЦППН: год ввода в эксплуатацию 1999г., мощность – 3,0 млн. т/год;
4. БКНС: год ввода в эксплуатацию 2004г., мощность 4,4 млн. м3/год;
5. УПГ-1: год ввода в эксплуатацию – 2005 г., мощность по выработке: сухой газ – 250 млн. м3/год, сжиженный газ – 60 000 т/год;
6. УПГ-2: год ввода в эксплуатацию 2011 г., мощность по выработке: сухой газ – 192 млн. м3/год, сжиженный газ – 83 200 т/год;
7. Нефтепровод Акшабулак - Кумколь: год ввода в эксплуатацию 1998 г., мощность 3,0 млн. т/год;
8. Газопровод Акшабулак - Кызылорда: год ввода в эксплуатацию 2005 г., мощность – 420 млн. м3/год.
Месторождение Нуралы
1. ДНС Север: год ввода в эксплуатацию 2009 г., мощность 250 000 тн/год;
2. ДНС Юг: год ввода в эксплуатацию 2009 г., мощность 250 000 тн/год;
3. УПН: год ввода в эксплуатацию 2009 г., мощность 640 000 тн/год;
4. БКНС: год ввода в эксплуатацию 2009 г., мощность 1,2 млн. м3/год;
5. Газопровод Нуралы – Акшабулак: год ввода в эксплуатацию 2009 г., мощность 144 000 м3/год;
6. Нефтепровод Нуралы - Акшабулак: год ввода в эксплуатацию 2014 г., мощность 700 000 тн/год.
В КГМ работают нефтепровод Акшабулак – Кумколь, газопровод Акшабулак – Кызылорда, нефтепровод Нуралы – Акшабулак. Магистральный газопровод Акшабулак – Кызылорда протяженностью 123 км осущестевляет эспорт газа в город Кызылорда.
Газ вначале идет на сборный пункт, а потом по газопроводу на установки по подготовке газа на месторождении Акшабулак. Далее он попадает или потребителям в Кызылорде, или раскручивает турбины на газотурбинной электростанции ТОО «Кристалл менеджмент». Нефть с месторождения Аксай поступает в цех подготовки нефти на месторождении Нуралы. Затем – по трубопроводу до Акшабулака, далее на Кумколь, там она продолжает свой путь до магистрального нефтепровода и уже по нему попадает в Шымкент на нефтеперерабатывающий завод или отправляется в Китай.
Подробности логистики наглядно свидетельствуют, сколь сложен процесс ввода месторождения в эксплуатацию. Месторождение Аксай находится неподалеку от месторождения Нуралы, и это дало возможность использовать действующие объекты как Нуралы, так и Акшабулака. В том числе соединяющие их нефтегазопроводы, ЦППН Нуралы и УПГ Акшабулак.
