Энергетический режим работы продуктивных залежей месторождения Жетыбай в естественныхусловиях являются смешанными. Гидродинамическая связь продуктивных залежей с законтурнойобластью проявляется достаточно слабо, за исключением XIII горизонта, имеющего обширную водяную область. Поэтому для обеспечения промышленных темпов отбора по всем горизонтам месторождения, кроме XIIIгоризонта, была запроектирована внутриконтурная система заводнения.Ниже дается краткая характеристикаэнергетического состояния продуктивного горизонта.

Vаб горизонт. Пластовое давление в зонах по объекту снизилось значительнопо отдельнымзамерам(3-5 скважин) фиксируется до 16,5-16,9 МПа на 1983 - 1984 года при начальном - 19,1 МПа. После активного разбуривания и внедрения системы ППД с 1986 - 1987 годов происходит интенсивное увеличение пластового давления , котороедостигло начального значения в 1990 году. Текущее Рпл составляет 19,9 МПа , что выше начального на 0,8 МПа.

Надо отметить, чтоVаб горизонт является одним из объектов ( кроме Vв + VI), на которых впервые начали применяться регулярная площадная система заводненияпо девяти точечной схеме. Внедрение этой системы ППД с начала реализации проектапозволило обеспечить достаточно высокие темпы отбора, а также восстановить пластовое давление до начального уровня и выше.

Забойные давления по горизонту за последние годы ( 1990 - 1994 года ) колеблется на уровне 12,6 - 13,3 МПа,что соответствует проектным величинам. Проектный уровень забойного давления в среднем 12 МПа ( текущее Р нас). Начальное давление насыщения - 14,6 МПа. В энергетическом плане горизонтразрабатывается в соответствии с проектом. Дляобеспечения проектных сборов прежде всего требуется работа по улучшению состояния фонда добывающих и нагнетательных скважин.

Система ППДна месторождении применяется с 1973 года ( X, XIIгоризонты). В настоящее время с применением внутриконтурного заводнения разрабатываются шестьобъектов эксплуатации - Vаб, Vв+VI, VIII, IX, X, XII горизонты. По указанным шести горизонтам обеспечивается 93 % текущей добычи нефти месторождения.

Текущий уровень годовой закачки воды - 7,31 млн.м3. Средняя приемистость скважин - 105 м3/сутки при колебаниях по горизонтам от 81 (IX) до 131 Vаб) м3/сутки. Накопленная компенсация отбора закачкой - 110 %,текущая за 1994 год - 364 %. Текущее пластовое давлениепо горизонтам составляет 19.8 (Vв+VI) - 23.9 (XIII) МПа. Изменение пластового давления с начала разработки по горизонтам представлено в таблице 1.9.

Приведенная выше характеристика текущего состоянияразработки месторождения показывает , что из-за технических причин в оборудовании нагнетательного фонда, отсутствия качественных исследований по определению местаи количества утечки воды ( расходометрия, термометрия и ГИС), а также возможного утока закачиваемой водыза контуримеет место несоответствие объемов отобранной из пластов жидкости и закачки воды по данным НГДУ.

За 1995 год по указанным горизонтамдобыча жидкости в пластовыхусловиях составила от 0,123 (IX) до 0,628 (Vаб) млн.м3 , а в сумме - 1,854 млн.м3. Объем эффективной закачки при этом составил 1,85 млн.м3 приколебаниях по горизонтам 0,13-0,619 млн.м3. Потери в закачке в целомпо месторождению составили 6,32 млн.м3 или 74% общего объема закачки , то есть на вытеснение нефти расходуется только26%закачиваемой воды. Максимальные потери при этом наблюдаются в абсолютном значении по Vаб-1,513, VIII - 1,241, X - 1,013 млн.м3, что составляют 70-80 % от общей закачки к этим горизонтам. В процентном соотношении максимальная доля потерь закачиваемой воды приходится по горизонтам VIII - X по 79 % при проектной величине потерь 30 %.

Были рассчитаны также и текущие величины утока воды за контур по горизонтам. Оценки показали, что количество утока воды небольшое и отмечается по Vаб и VI горизонтам . Наиболее заметная доля утока воды за контур оцениваетсяпо Vаб горизонту около 5% от общего объема закачки воды за 1995 год, что составляет 7 % от объема потерь по горизонту. Смотрите таблицу 1.10.

Таким образом потери закачиваемой воды значительные. Общие потери закачиваемой воды превышают проектную величину в 2,7 раза, из-за потерь на поверхности и утечки закачиваемой воды в непродуктивные пласты.

Для сохранения потерь закачкипрежде всего необходимо определить источников потерь и произвести комплекс исследовательских работ. Для этого нужно во-первых, обеспечить точные замеры и учет закачиваемой воды. Во-вторых, нужно произвести комплекс ГИС по определению местаи количества воды в непродуктивные интервалы, а также выяснить, какой вид (или комплекс) ГИС наиболее информативен в этом плане.Все эти рекомендации по контролю за работойсистемы ППД и техническим состоянием фонда должны быть учтены изапланированы НГДУ в проводимых мероприятиях.

II.2.2.Выполнение проектных решений разработки месторождения.

В данном разделе рассматривается состояние выполнения проектных решений по системе разработки месторождения с точки зрения оценкистепени реализациизапроектированной технологии, соответствия фактических показателей разработки проектным и выявленияосновных причин их расхождения.

Основными элементами технологии разработки являются: разработка выделенных объектов самостоятельной сеткой скважин, плотность и схема размещения скважин, вид воздействия и режимы работы добывающих и нагнетательных скважин.

Анализсостояния разработки показывает, что все выделенные объекты эксплуатации в настоящее время разрабатываются самостоятельной сеткой скважин согласно проектным решениям. Исключения составляют Vаб и Vа+VI горизонты, на которых имеются 32 добывающихи 3 нагнетательные скважины, совместно эксплуатирующие некоторые пласты (Vб, Vв) этих горизонтов.Совместная эксплуатация этих объектов обусловлена неоднородностью геологического строения залежей, различным сочетанием пластов (Vа,б,в, VIа,б) , характером их насыщения на отдельных участках залежей и являются обоснованными, исходя из технологических и экономических позиций и рекомендаций авторского надзора.

Системазаводнения.По всем основным разрабатываемым объектам месторождения осуществляемые системы заводнения по схеме размещениясоответствуют проекту. Несоответствие сетки отдельных участков отмечается за счет выбытия и возвратных скважин и нижних горизонтов и обусловлено технологически.

Анализ показывает, что ан отдельных участках разрабатываемых объектов, приуроченных к приконтурным зонами зонам с низко продуктивными коллекторами (НПК), а также к газонефтяным зонам (ГНЗ), наблюдаетсяразрежение сетки за счет недоразбуренностипроектного фонда скважин( например, на западной части ВНЗ Vаб, III горизонтов, на участках ГНЗ Vаб, IX, в зонах НПК вост. Части VIII, на участках ВНЗ и НПК X горизонта). Анализ результатов буренияскважин на этих участках показывает, что добывающие скважины в при контурных зонах целесообразно бурить в начале разработки этих зон.В дальнейшем, при достаточных темпах разработки и активности контурных вод бурение добывающих скважин в этих зонах могут быть нерентабельным из-за обводнения, а бурение нагнетательных скважин может быть отменено.

В ГНЗ и зонах НПК бурение скважин должно осуществляться согласно проекту с реализацией проектных давлений нагнетания 17 МПа.

Осуществляемая система заводненияпо соотношению количества добывающих и нагнетательных скважин, а также и по плотности сетки в целом соответствует проектным .

Плотность сетки. Согласно проведенному анализу по основным объектам месторождения фактическая плотность сетки скважинв разбуренной части залежи соответствует проектной величинеи изменяется от 15(VIII) до 20 га (IX) на скважину.

Режим работы скважин. Пластовое давление по всем объектамподдерживается на уровне проектных, в том числе по залежам Vаб, Vв+VIгоризонтовтекущее пластовое давление на уровне и выше начального. По остальным горизонтам текущее пластовое давление ниже на 0,8 (VIII) - 1,7 (X), VIIIа(3-7 % от начального). При этом динамика пластового давленияпо Vабгоризонту носит растущий характер, по всем остальным - стабилизировалось за весь послепроектный периодна одном уровне.

Забойные давления в добывающих скважинах в течение последних 10 лет на уровне проектных по V, XII горизонтам. По XIII горизонту забойное давление выше проектногона 2,7-5,3 МПа , по другим горизонтам (VIII-X)ниже проектных на 1,0-4,0 МПа . С моментом снижение текущего давления насыщения по этим горизонтам на2,4-5,0 МПаи составляющего 12,4-18,0 МПа ( против принятых в проекте 14,8-20,0 МПа ) отличиемежду фактическими и проектными забойными давлениями по VIII-X горизонтам приближается к проектному. С учетом текущего давлениянасыщения рекомендуемые уровни забойного давления по горизонту составляет: Vаб - 10,8 - 12,4; Vв, VIаб - 11,1-13,9.

Дебиты нефтяных скважин по горизонтам монотонно снижаютсяи в целом по месторождения за последние 5 лет (1990-1995 года) снизились с 7,4 до 3,6 тонн/сутки, то есть в 2 раза. Дебиты жидкости уменьшились также в 2 раза(с 16,5 до 8,7 тонн/сутки). Надо отметить, что существующие уровни отбора жидкости из скважин ниже возможностей работы пласта. Снижение дебитов, как показывает анализ связано в основном со снижением продуктивности скважин и несоблюдении техники и технологиидобычи нефти.

Давление нагнетания. Согласно анализу динамика давлениянагнетания по всем горизонтам снижается с 12 МПа в 1989 году до 10,1 МПа в1995 году при проектных 15-17 МПа . Как видно, проектные давления нагнетанияне реализованы - фактически давление нагнетания меньше проектных на 5-7 МПа. Приемистость нагнетательных скважин монотонно уменьшается и в целом по месторождению за последние 7 лет ( 1988-1995 года) снизились в 2 раза: с 225 до 105 м3/сутки.

Таким образом, технология заводнения на месторождении осуществляется в недостаточной степени- не реализована еще согласно проекту единая и стабильно действующая система заводнения. Требования проекта разработки подавлению нагнетания не выполняются , фактическое давление нагнетания (9-11 МПа) не достаточно для эффективного воздействия и вовлечения запасов в разработку зон с НПК. Недостаточно проводятся ремонтно-профилактические работы по поддержанию и стабилизации технологических режимов работы нагнетательных скважин и работоспособности фонда в целом.

Сравнениепроектных и фактических показателей разработки за последние 10 лет за 1986-1995 года по месторождению в целом и по объектам (горизонтам) приводится в таблице 2,2,1,-2,2,12, и на рисунке 2,2,1,-2,2,15,

Как видно, на 01,01,96 год из месторождения добыто нефти 55,146 миллионов тонн при проектной 59,59 и жидкости 93,937 миллионов тонн ( по проекту 107,5). Отобрано 120 % извлекаемыхзапасов нефти месторождения. Текущий коэффициент нефтеотдачи 15% ( по проекту 16,2 ). Закачано водыв пласт 139,669 миллионов м3 (по проекту 124,229 ). Компенсация отборов закачкой с начала разработки - 109 %. Фонд добывающих скважин составляет 923 единицы; в том числе 654 действующих. 267 в бездействии. Нагнетательный фонд составляет 318 скважин, в том числе 230 действующих.

Сравнение динамики добычи с начала реализации проекта показывает, что фактическая добыча нефти по месторождению в первые 5 лет после проекта - 1984-1986 года соответствует проектной величинес некоторым превышением, а в 1989 году фактические и проектные уровни добычи нефтивыравниваются. Затем, начиная с 1990 года происходит постепенное падениедобычи нефти и соответственнопоявляется расхождение с проектом, которое со временем увеличиваетсяс 8 до 76% ( 1995 год ). Темпы падения добычи нефтив последние годы достигли 17-21 %.

Как показывает анализ, причины снижения добычи нефти по всем объектам аналогичны и имеют общую характеристику для месторождения в целом.Основными из них являются :

* Неуклонное уменьшение количествадействующих скважин против проекта

* Недобор проектных объемовжидкости

* Ухудшение состояния фонда и системы ППД

* Обводнение скважин, сопровождающееся рядом осложнений и снижением продуктивности пластов

* Неуклонное снижение объемов и количества реализаций ГТМ противусложнений в добыче, отсутствие профилактических мер и, как следствие увеличение фонда малодебитныхскважин и уменьшение действующего фонда

* Материально-техническаянеобеспеченностьНГДУ в последние годы, что непосредственно отражается на состоянии фонда скважин.

Среднедействующийфонд добывающих скважин в 1995 году составил 602 единицы, что в 1,5 раза меньше проекта. Коэффициент использования фонда добывающих скважин за год составил 0,65 против 0,90 по проекту, нагнетательных - 0,71 ( против 0,90 ). Коэффициент эксплуатации добывающих - 0,84, нагнетательных - 0,85 против 0,92 по проекту. Надо отметить особенноеинтенсивное увеличение бездействующего фонда в последние два года, дляпрекращения которого требуется дополнительные мощностислужб КРС и ПРС.

Уменьшение фонда скважин против проекта связано такжеи недостаточным количеством бурения новых скважин. За период 1989-1995 годов пробурено по проекту 145 скважин, в том числе 67 добывающих и 78 нагнетательных из 583 запроектированных ( 426 добывающих + 162 нагнетательных ).

Представляет интерес результаты бурения новых скважин. С этой целью проанализированы показателивсех пробуренных за последние 5 лет (1991-1995 годы) 206 новых добывающих скважин с начала их эксплуатации. Из них в действующем фонде 1995 года находилось 152 скважины ( 23 % фонда ), из которых было добыто 202 тысячи тонн нефти, что составляет 30% годовой добычи.

Аналогичный анализ динамики добычи за 1991-1994 годы также показал, что бурение новых скважин является эффективным мероприятием. Показательно вэтом отношении, что фактические добычи нефти новых скважин и добыча поним соответствуют или выше проектных величин за весьпослепроектныйпериод - 1984-1995 годы.

Одной из основных причин снижения добычи нефти и расхожденияпроектных и фактических показателей является недобор жидкости в недостаточном количестве. Так, напримересли в 1984-1989 годах рост годовойдобычи нефти с 1,2 до 1,8 миллионов тонн достигнут в результате обеспечения отборов жидкостис 2,6 до 4,33 миллионов тонн/год, то снижение отбора жидкости до 3,2 ( на 26% )миллионов тонн в 1991 году привело к падению добычи нефти до 1,51 (16%) миллионов тонн, а в1993 году - на 40% и так далее. В итоге добыча жидкости в 1995 году снизилась противуровня 1989 года в 2,7 раза, а нефти в 2,68 раза ( смотрите таблицу 2.1.).

Недобор объемов жидкости в свою очередь связан со снижением дебитов и стабильным ухудшения состояния фонда скважин. Надо отметить, чтосуществующие уровни отбора жидкости из скважин - небольшие и ниже возможностей работы пласта. Около 9/10 фонда работает с дебитами жидкости до 10 тонн/сутки. Текущий средний дебит скважин составил 3,6 тонн/сутки по нефти и 8,7 тонн/сутки по жидкости. Дебиты скважин как по нефти, так и пожидкости монотонно снижаются и за последние 5 лет снизились в 2 раза. Уменьшение средних дебитовпроисходит за счет роста малодебитного фонда, что стало типичным для месторождения.

Такое положение связано прежде всего с недостаткомремонтно - профилактических мер для поддержаниирежима работы фонда и контроля засостоянием скважин. Об этом свидетельствует анализ МДФ скважин, где показано, что отсутствует ГТМ по регулярной очистке забоев и разработки скважин для сохранения начальной продуктивности, особенно впериод обводнения и отложений солей и АСПО в призабойной зоне является основной причиной образования МДФ из первоначально высокодебитных скважин. Количество таких скважин на дату анализа составляет 40% действующего фонда. Снижение дебитов связано в основном со снижение продуктивностискважин и несоблюдением техникии технологии добычи нефти.

Планово-предупредительные работы имеют очень важное значение для фонда скважинтакого месторождения как Жетыбай, характеризующегося низкими дебитами, большими глубинами залегания пластов , высокопарафинистой нефтью и другими осложняющими факторами и в итоге большей вероятности срыва добычи.

Следующая причина снижения добычи нефти связана с недостатками реализации проектной системы ППД в плане создания на месторождении единой, стабильно и долговременно действующейсистемы заводнения. Процесс заводнения на месторождении осуществляется недостаточно активно. Закачка воды производится неравномерно по площади из-за деформированности самостоятельных ячеек скважин в единую систему со взаимодействующими зонами отбора и закачки. Работы по регулированию приемистости и селективному воздействию в условиях межпластового строениязалежей для снижения производительности заводненных пластови других целей производится в недостаточном количестве.

Требование проекта по давлению нагнетанияне выполняется, хотя объемы закачки превышают проектные. Давление нагнетается попроекту - 17-20 МПа , а фактические величины Р наг - 8-11 МПа, что недостаточно для интенсивного воздействия на средне- и низко продуктивные пласты. Кроме того, увеличение давления нагнетанияпри существующем техническом состояниисистемы ППД (частые порывы водоводов, нарушение эксплуатации колонны и другие) трудно реализовать.

В результате снижается эффективность системы ППД, снижается забойное давление значительно ниже Р нас в добывающих скважинах, нарушается равновесие пластовых флюидов, что приводит к загрязнению внутризабойной зоны АСПО и снижению продуктивности пластов.. У увеличиваетсятакже фонд нагнетательных скважинс низкой приемистостью, как за счет загрязнения забоев, так и за счет разбуривания зон с НПК.

Текущие показатели разработки месторождения в целомзначительно отличаются от проектных, что обусловлено влиянием комплекса факторов и главным образомтехнического характера.

Vаб горизонт. На 01,01,96 год по объекту реализовано бурение 72% проектного фонда. В 1995 годупробурена 1 добывающая скважина против 5 проектных. Среднегодовой дебит скважин по нефти составил 4,2 тонн/сутки и 13,2 тонн/сутки по жидкости против проектных 9,6 и 39,6 тонн/сутки. С начала разработки добыто 5910 тысяч тонн нефти и 11228 тысяч тонн жидкости, что меньше проектных на 14% понефти (6910 тысяч тонн). Отобрано 47% НИЗ при проектном 55%. Обводненность -76%. Коэффициент нефтеизвлечения - 0,173 против 0,202 по проекту.

Применение площадной системы заводнения на горизонте позволило обеспечить темпотбора на уровне 3% по нефти и поддерживать пластовое давление на первоначальном уровне и даже выше. Текущее Р пл=19,9 МПа при начальном 19,1. Закачано 21,4 миллионов м3 воды при компенсации 155%. В 1995 году закачано воды 2131 тысяч м.3, что соответствует проекту- 2113 тысяч м.3

Начиная с 1990 года идет постепенное снижение добычи нефти. В 1995 году добыча нефти по сравнению с 1994 годом снизилась на 46,2 тысячи тонн (19%), а добыча жидкости 148,5 тысячи тонн (19%). Текущие показатели разработки Vаб горизонта представлены в таблице 2.2.4. и на рисунке 2.2.4-5, откуда видно их соответствие. Фактические показатели ниже проектных, кроме закачки воды. Не выполнены годовые отборы по нефти на 49% (175,3 тысячи тонн против355,3 тысячи тонн) и жидкости на 37%. Основными причинами снижения добычи нефти является обводнение скважин , снижение продуктивности и дебитов, загрязнение призабойной зоны пласта отложениями солей и АСП,остаточные объемы ГТМ против осложнений, нерациональный режим работы скважинного оборудования.

Выводы.

1. Выполнена оценка степени реализации запроектированной технологии разработки. Показано, что по объектам эксплуатации, по схеме размещения и плотности сетки скважин, виду воздействия, осуществляемая схема разработки соответствует проекту. Однако технология заводнения на месторождении осуществляется в недостаточной степени - не реализована еще согласно проектустабильно воздействующая и равномерная по площади ( по различным зонам ) система заводнения. Требования проекта разработки по давлению нагнетания не выполняются, фактическое давление нагнетания 9-11 МПа, что недостаточно для эффективного воздействия и вовлечения запасовв разработку зон с НПК. Недостаточно проводятся ремонтно - профилактические работы по поддержанию и стабилизации технологических приемов работы нагнетательных скважин и работоспособности фонда в целом.

2. Проведено сравнение проектныхи фактических показателей разработки по объектам и в целом по месторождению. Выявлены основные причины их расхождения. Текущие показатели разработки месторождения в целом значительно отличаются от проектных, что обусловлено влиянием комплекса взаимосвязанных факторов, главным образом технического иорганизационно - технического характера. Причины снижения добычи нефти по объектам аналогичны и имеют общую характеристику. Как показано выше, основными из них являются: неуклонное уменьшение количества действующих скважин против проекта, недобор проектных объемов жидкости. Ухудшение состояния фонда и системы ППД, обводнение скважин, сопровождающееся рядом осложнений иснижением продуктивности пластов, неуклонное снижение объемов и качества реализаций ГТМ против осложнений в добыче, отсутствие профилактических мер и, как следствие, увеличение фонда малодебитных скважин и уменьшение действующегофонда, материально - техническая необеспеченность НГДУ, что непосредственно отражается на состоянии фонда скважин.

Надо отметить особенно интенсивноеувеличение бездействующего фонда в последние два года, для сокращения которого требуются дополнительные мощности служб КРС и ПРС. Уменьшение фонда скважин против проекта связано также и недостаточным количеством бурения новых скважин. За период 1989-1995 годов недобурено по проекту 145 скважин, в том числе 67 добывающих и 78 нагнетательных из 583 запроектированных (426 добывающих + 162 нагнетательные).