Выбытие скважин. Анализ динамики выбытия скважин по разрабатываемым горизонтам подтверждает характерную зависимость накопленного количества выбывшего фонда от степени выработки запасов . Так, наибольший процент выбывшего фонда по XIII(77%) и XII(76%) горизонтам является закономерным и отражает степень выработки этих объектов, которая достигла нефтеотдачи 41% или 90% извлекаемых запасов.

Надо отметить, что анализируемый фонд выбывших скважин включает:

1.фонд скважин, выбывших по технологическим причинам вследствие выработанности запасов;

2.фонд скважин, выбывших вследствие ликвидации.

Анализ показывает, что первые составляю основную часть скважин выведенных из добывающего фонда (80% или 610 скважино-объектов). В нагнетательном же фонде наблюдается обратное : доля первых составляет 30 а ликвидированных 70%.

Приведенные данные свидетельствуют о том, что срок службы скважин, особенно нагнетательных, меньше срока выработки запасов нефти, приходящихся на эти скважины.

Характеристика фонда ликвидированных скважин. Количество ликвидированных скважин с начала выработки месторождения составило 200 скважин, в том числе их добывающего фонда 107, из нагнетательного - 93 .Всего из ликвидированного фонда (из195=105д+90н) скважин добыто 9169,2 тыс.т. нефти или 47тыс.т. нефти на одну скважину. В том числе по 90 скважинам , ликвидированные как нагнетательные, добыто 3090 тыс.т. нефти и закачано 58210 тыс.м3 воды. Распределение скважин по принципам ликвидации представлено в таблице 5.1. Как видно, основными причинами ликвидации скважин является коррозия и авария подземного оборудования. На долю этих причин приходится 84% ликвидированного фонда.

Характерно, что ликвидация скважин в нагнетательном фонде приходит значительно большей интенсивностью по сравнению с добывающим. Так, например, доля ликвидированных по этим категориям соответственно составили 23 и 9%. В силу специфики работы (закачка морской и сточной вод) указанные выше причины обуславливают сокращение срока службы прежде всего нагнетательных скважин.

Анализ показал также, что активная интенсивность выбытия скважин характерно также и малодебитному добывающему фонду, что связано со сложными условиями эксплуатации и технического обслуживания низко дебитных скважин (большие глубины, способ ШГН, отложение солей и парафина, замерзание выкидных линий, частые аварии и проведение подземных и капитальных ремонтов).

Характеристика продуктивности скважин. Распределение фонда скважин по дебитам в динамике за 1990-1996гг в целом по месторождению представлено в таблице 2.3., где приводятся также средние величины дебитов по действующему фонду скважин. Кроме того в таблице 2.4 и 2.5 приводятся распределения фонда по дебитам и приемистости для основных горизонтов месторождения на 1.1.96 год.

Надо отметить, что реализуемые на месторождении уровни отбора жидкости из скважин - довольно низкие. Так по таблице 2.3 около 90% фонда характеризуется дебитами жидкости до 10 т/сутки. По состоянию на 1.1.96 год среднее значение текущих дебитов скважин составило 3т/сутки по нефти и 7,5 т/сутки по жидкости.

Количество скважин с дебитами нефти до 5 т/сутки, которых принято называть малодебитным фондом (МДФ), составляет 609 ед. или 93% всего фонда. Из низ 1/3 часть фонда составляют скважины с дебитами нефти менее 1 т/сутки. По основным горизонтам месторождения доля малодебитного фонда изменяется от 80 (Vв+VI) до93% (VIII). Более высокие дебиты скважин по нефти 4,2-4,7 т/сутки наблюдаются по Vаб и Vв+VI горизонтам. По остальным горизонтам средние значения текущих дебитов не превышают 3,4 т/сутки.

Анализ динамики дебитов и изменения структуры фонда в процессе разработки месторождения за 1990-1995 годы показывает (таблица 2.3), что характерным в изменениях фонда является неуклонное увеличение количества скважин с дебитами нефти до 5 т/сутки. Так начиная с 1990 года происходит уменьшение фонда скважин с дебитами нефти выше 20 т/сутки, то есть высокодебитной части фонда , связанное прежде всего с процессом обводнения, который сопровождается рядом осложнений, снижающих начальную продуктивность. В результате чего происходит смещение средних дебитов в сторону уменьшения. Таким образом, на уменьшение средних дебитов доминирующее влияние оказывает рост малодебитного фонда ( его доли в общем фонде). Это явление, наблюдаемое в течение многих лет стало типичным для месторождения.

II.1.3. Изменение свойств нефти и состава газа в процессе разработки.

По месторождению Жетыбай обобщение накопленного материала по исследованию нефтей выполнено в 1991 году и были получены по состоянию на 01,01,91 год свойства нефти и свойств газа по горизонтам, рассчитаны компонентные составы пластовой нефти и газовые факторы по ступеням операции. Сравнение их с первоначальной характеристикой нефти свидетельствовало об изменении свойств нефти по основным нарабатываемым горизонтам, которое появилось в снижении давления, насыщения и газосодержания, увеличении плотности и вязкости. Это объясняется несколькими причинами . Во-первых, частичным загазированием нефти в периоде разработки месторождения на естественном режиме с запаздыванием ввода системы ППД. После активизации закачки воды и прогрессирующего обводнения начали проявлять себя другие процессы, обусловившие изменение свойств пластовых флюидов. Так, при контакте нефти с закачиваемой водой происходит процесс растворения легких компонентов нефти в воде и окисление нефти внесенным в пласт с закачиваемой водой кислородом. Все это приводит к утяжелению нефти и снижению газонасыщенности.

Для контроля за свойствами пластовых нефтей предполагался отбор и исследование глубинных проб нефти 8-10 скважин ежегодно, но за последние три года ЦНИПРа отбор глубинных проб нефти не производится по ряду причин. Первая причина обусловлена прогрессирующим обводнением скважин, а для отбора кондиционных глубинных проб обводнение не должно превышать 20%. Вторая причина связана с интенсивным отложением асфальто-смолистых веществ и парафинов в стволе скважины и отсутствием прохода для глубинных пробоотборников. На таких скважинах требуется большая работа по подготовке их к исследованию, а она не проводится чаще всего из-за отсутствия технических и людских резервов.

Известно, что исследования дегазированных проб дают представления о происходящих изменениях свойств нефти. В частности, по ним можно судить о процессе окисления нефти , проявляющемся в увеличении содержания асфальтно-смолистых веществ и ухудшения вязкостно-плотностной характеристики, что в свою очередь окажет влияние на фильтрационные свойства нефти. Поэтому недостаток информации о свойствах пластовых нефтей старались компенсировать значительным объемом исследовании проб дегазированных нефтей, для чего были обобщенны результаты исследований, полученные за последние три года. Анализ этих данных показывает, что по многим скважинам параметры дегазированной нефти укладываются в диапазоны их изменения в пределах горизонта, принятые в процессе разработки, но есть скважины с явно ухудшенными свойствами. К ним относятся: скважины 2352 и 2367 VI горизонта, 1002, 1127, 1318 - VIII горизонта, 2523, 2556, 2637, - IX горизонта, 813 - X горизонта.