logo
Совершенствование систем разработки нефтяного месторождения Кумколь

2.2 Характеристика фонда скважин

На месторождении пробурено 438 скважин, то есть 56,9 % от проекта (770 единиц). Из них на территории ОАО "ХКМ" находится 308 скважин - 40,0 %, остальные 16,9 % или 130 скважин пробурены на территории АО "Тургай-Петролеум" (таблица 3).

Из 308 скважин (ОАО "ХКМ") 222 входят в эксплуатационный (добывающий) фонд, 62 - в нагнетательный, 2 скважины - газовые, 1 - разведочная, 3 - наблюдательные, 15 - водозаборных скважин для ППД, 3 скважины - ликвидированные.

Из 222 скважин эксплуатационного фонда дают продукцию 192, в бездействии - 25 скважин, 2 скважины - во временной консервации, в освоении 3.

По способам эксплуатации в действующем фонде насчитывается 137 фонтанных и 55 механизированных скважин или 71,3% и 28,7% соответственно.

За I полугодие 2010 года введено из освоения 11 скважин:

№№ 2066, 327, 2104, 320, 3027, 326, 4001, 329, 325, 324. Из них три скважины №№ 327, 3027, 329 находятся в освоении. Из остальных скважин добыто 23714,5 тонн нефти, что составляет 2,38 % от уровня общей добытой нефти за I полугодие.

Введено из бездействия прошлых лет 10 скважин: №№ 336, 2026, 404, 3009, 143, 2004, 302, 3056, 414, 400. Дополнительная добыча составила 12820,5 тонн нефти или 1,28 % от общей добытой нефти с начала года.

Введено из бездействия текущего года за I полугодие б скважин. Дополнительная добыча по этим скважинам составила 7353,2 тонн нефти или 0,74 % от общей добычи (таблица 4).

На механизированный способ эксплуатации (ШГН) переведено 12 скважин. После перевода из этих скважин дополнительно добыто 29518,4 тонн нефти, что составляет 2,97 % от общей добычи нефти за I полугодие (таблица № 3). Также получена дополнительная добыча за счет перестрела и дострела фонтанных скважин. Перестрел и дострел произведен всего по б скважинам. Дополнительная добыча нефти получена из скважин № 3020, 2058, 2050 в количестве 5247,97 тонн.

Таблица - 3 Состояние фонда скважин месторождения Кумколь

№ 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

1

Эксплутационный фонд:

213

51

108

44

10

237

15

32

34

1

295

Фонтанный

151

27

89

26

9

25

15

31

33

1

231

Винтовой насос

130

ЭЦН

57

ШГН

61

24

18

18

1

14

-

1

1

-

63

1.1

Действующий фонд

184

48

94

35

7

226

12

32

32

1

261

Фонтанный

138

26

80

25

7

25

12

31

31

1

213

ШГН

46

22

14

10

-

14

-

1

1

-

48

-в работе:

175

45

91

32

7

71

12

28

30

1

246

ШГН

40

3

13

7

-

2

-

1

1

-

42

-в простое:

9

1

3

3

-

6

-

4

2

-

15

Фонтанный

3

2

2

-

-

6

-

4

2

-

9

ШГН

6

3

1

3

-

-

-

-

-

-

6

1.2

Бездействующий

23

1

9

9

2

4

10

-

2

-

27

Фонтанный

8

2

5

1

1

4

2

-

2

-

12

ШГН

15

-

4

8

1

-

-

-

-

-

15

1.3

В освоении и обустр-ве

3

-

3

-

-

1

1

-

-

-

4

1.4

Временная консервация

3

-

2

-

1

-

-

-

-

-

3

II

Газовые скв.

2

2

2

-

-

-

-

-

-

-

2

Ш

Наблюдательные

3

15

-

-

1

1

1

-

-

-

4

IV

Водозаборные скв.для ППД.

15

1

-

-

-

6

6

-

-

-

21

V

Разведочные СКВ.

1

-

-

-

-

15

3

11

1

-

16

VI

Ликвидированн ые

3

69

1

-

2

-

-

-

-

-

3

Всего по добывающим скважинам

237

15

111

44

13

104

25

43

35

1

341

2.

Нагнетательный фонд

62

11

34

11

2

20

2

9

7

2

82

2.1

Действующий фонд

44

11

26

6

1

18

2

9

6

1

62

-в работе

44

-

26

6

1

18

2

9

6

1

62

-в простое

-

3

-

-

-

-

-

-

-

-

-

2.2

В бездействии

13

1

5

5

-

-

-

-

-

-

13

2.3

В освоении и обустр-ве

5

84

3

-

1

2

-

-

1

1

7

Всего по месторождению

299

145

55

15

124

27

52

42

3

123

Таблица - 4 Динамика фонда скважин I объект

Годы

Фонд добыв. Скважин

Фонд нагнет. Скважин

1990

35

25

7

0

1991

52

28

10

5

1992

65

30

18

5

1993

78

37

26

4

1994

90

38

34

8

1995

95

45

38

10

1996

100

49

41

11

1997

105

47

44

12

7 мес. 1998

51

49

12

12

Динамика добычи нефти, попутного газа и попутной воды

Таблица - 5 Основные показатели по добывающим скважинам по объектам и месторождению за 2010г.

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

99884

25132,6

6975

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

14988

31946

11024

2743

60701

коа-во экспА.нефт скв. ед.

51

108

44

10

213

Кол-во добыв, нефт скв ед.

48

94

35

7

184

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

11

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

Динамика закачки воды и пластового давления

Таблица - 6 Основные показатели по нагнетательным скважинам по объектам и месторождению за 2010г.

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

15

34

11

2

62

Кол-во действ, нагнет скв ед

11

26

6

1

44

Время экспл.нагнет скв дней

4329

9078

2689

358

16545

Ср. приемистость одной скв мэ/сут

155

133

152

200

143

Накопленная закачка воды тыс.м3

5007,8

4554,2

1676,2

86

11324

Компенсация с нач. разработки %

76,6

70,9

66,5

36,8

72

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 2010 года с данными на конец 2009 года показывает снижение давления в следующих скважинах:

Таблица - 7 Сопоставление среднеарифметического значения пластовых давлений по скважинам

№№ СКВ.

Пластовое давление Мпа

Отклонение Мпа

2009 г

1 полугодие 2010г

Снижение пластового давления

9р

10,25

9,6

-0,65

1023

10,32

10,1

-0,22

3018

10,22

9,49

-0,73

Юр

10,41

10,14

-0,27

Повышение пластового давления

24р

10,44

10,48

+0,04

148

9,73

10,08

+0,35

336

8,96

10,08

+1,12

1025

10,26

10,34

+0,08

ЮЗн

11,13

11,58

+0,45

Снижение пластового давления на 1.07. 2010 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).