Разработка месторождения Акинген

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

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- К_1.

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.

1.4 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, f_4, 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.

I 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.

III 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.

IV 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.

II 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.

III 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.

IV 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.

I 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.

II 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.

II 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.

II 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.

III 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.

1.5.1 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%.

I 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.

III 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.

1.5.2 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:

I - 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

1.5.3 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 43^оС, 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.

1.6 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.

При бурении эксплуатационных скважин были вскрыты ранее не выявленные промежуточный альбский, апт-неокомский, I неокомские горизонты, а также горизонты (II -неоком I и III пласты; III-неоком) запасы нефти по которым ранее не были утверждены.

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

1.6.1 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

2.1 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.

2.2 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.