Значения вязкости по этим скважинам значительно превышают средние по горизонтам, что указывает на то, что в районе этих скважин следует ожидать ухудшенные фильтрационные свойства нефти.

Свойства нефти по разрезу месторождения Жетыбай неоднородны, а такой параметр как содержание асфальто-смолистых веществ меняется в пределах месторождения более, чем в два раза. Учитывая важность этого параметра и сложность его определения, в последние годы была выполнена научно-исследовательская работа по определению связи оптической плотности нефтей с содержание асфальтно-смолистых веществ.

Рабочие газовые факторы. Одним из основных параметров, определяющих физико-химические показатели пластовой нефти является газосодержание. Газосодержание - это максимальное содержание газа, которое выделяется из пластовой нефти при однократном разгазировании при изменении термобарических условий от пластовых до стандартных (t=20*С, 0,101325 МПа). Разгазирование пластовой нефти путем последовательного снижения давления насыщения и периодического отвода газа из пластовой системы (дифференциальное разгазирование) приводит к неполному выделению газа из нефти . Газосодержание при этом получается больше, чем при однократном разгазировании. Это связано с те, что в первую очередь из нефти выделяются более легкие углеводородные компоненты, а растворимость оставшегося более жирного газа и нефти соответственно увеличивается. Таким образом ,характер разгазирования и объем выделяющегося при этом газа определяются химическим составом пластовой системы и условиями разгазирования. Количество газа, выделяющегося из пластовой нефти при ступенчатой сепарации, как правило, 10-15% ниже, чем при однократном разгазировании.

Были рассчитаны рабочие газовые факторы. В расчетах учтены число ступеней сепарации и термобарические условия на них, соответствующие фактическим на месторождении Жетыбай. Результаты расчета по состоянию на 01,01,95 год приведены в таблице5.0.

Как видим из таблицы, газовые факторы по горизонтам существенно разнятся . Поэтому совершенно недопустимо при расчете объема добываемого газа для всех горизонтов пользоваться средним газовым фактором.

II.2. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ОБЪЕКТА V ГОРИЗОНТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЖЕТЫБАЙ

На месторождении в активной разработке находятся семь объектов - Vаб, Vв+VI, VIII, IX, X, XII, XIII горизонты . Объекты введены в разработку в разное время и находятся в разных стадиях. Горизонты XII и XIII находятся на поздней стадии разработки, а Vd+VI, IX - в начальной стадии разработки . Состояние разработки по основным объектам , обеспечивающим 95% добычи нефти, характеризуется следующим образом.

Vаб горизонт. До 1984 года объект эксплуатировался небольшим количеством скважин, расположенных на западной и восточной частях залежи. Активная разработка объекта началась в связи с внедрением решений проекта и рекомендации авторского надзора . Разбуривание Vаб горизонта началось раньше (с1985 года), чем по проекту (1991 год). К настоящему времени наиболее продуктивные западная и восточная части залежи, содержание основные запасы (75%) разбурены.

На 1.1.96 год по объекту реализовано бурение 54% проектного фонда. С начала разработки добыто 5,91 млн.т. нефти и 11,228 млн.т. жидкости. Текущая обводненность - 68,2%. Коэффициент нефтеотдачи - 0,172. Отработано 7,3 % от начальных извлекаемых запасов . Закачано в пласт 21,4 млн.м3 воды. Накопленная компенсация отбора закачкой - 155%. Текущее пластовое давление - 19,9 МПа при начальном 19,1.

Vаб горизонт является одним из объектов, н а которых впервые начали фактически с начала разработки применять площадную систему заводнения по 9-ти точечной схеме, что позволило обеспечить темпы отбора 406% по нефти и 6-8% по жидкости, а также восстановить пластовое давление до начального и выше.

Динамика показателей разработки Vаб горизонта в сравнении с проектным представлены в таблице 2.1 Как видно, по горизонту в 1985-1989 годах наблюдается интенсивный рост отборов, когда годовая добыча нефти увеличилась почти в три раза , составив 604 тыс.т. в 1989 году. Затем с 1990 года по горизонту, как и в челом по месторождению, начинается неуклонное снижение добычи нефти. Темпы падения нефти за 1991-1995 года составили 13-15 %, жидкости - 15024% в год.

Для выявления причин снижения был проведен анализ по группам скважин , обеспечивающим основную добычу, который показал, что в 1990 году снижение добычи происходило в основном по нефти из-за обводнения, а в последующие годы снижение отборов происходит как по нефти , так и по жидкости. Последнее прослеживается в целом и по динамике дебитов скважин (таблица 2.1.). Так если дебиты скважин по жидкости до 1990 года увеличились до 28,6 т/сутки, то после 1990 года наблюдается постоянное снижение до 13,2 т/сутки, затем происходит неуклонное снижение до 4,2 т/сутки.

Как уже отметили, наиболее разработанные участки объекта приурочены к западной и восточной части залежи, где сосредоточены 3/4 от общих запасов нефти Vаб горизонта. Эти участки характеризуются наиболее благоприятными геолого-физическими условиями. На остальной (центрально) части залежи Vаб горизонта характерна низкая продуктивность пластов, в связи с тем, что здесь залежь Vа горизонта имеет газовую шапку, а залежь Vб представлена слабопроницаемыми пластами-коллекторами с небольшими толщинами от 2,5 до 8 метров. Здесь расположены 82 добывающих и 24 нагнетательных скважин. С текущими дебитами нефти менее 5 т/сутки (МДФ) на этом участке работаю более 80% фонда скважин. На этой части залежи отработано 1,05 млн.т. нефти. Текущая нефтеотдача ~9%, или 21% от НИЗ.

Для повышения нефтеотдачи на Vаб горизонте в 1988 году был запроектирован метод закачки ПАВ на опытном участке. Технологическая схема на применение метода была составлена КазНИПИнефть совместно с НПО "Союзнефтеотдача" в 1988 году . Опытно- промышленное испытание метода на месторождении проводилось в июле - августе 1989 года. В 5 нагнетательных скважин Vаб горизонта было закачано 66,2 тыс.м3 водного раствора ПАВ в том числе 350 тонн композиции АФ-12+ДС-РАС. На один метр эффективной толщины пласта закачано 5.2 тонны композиции.

Промышленное применение метода осуществили на втором участке за 12.1990 - 1.1991 года. Закачку осуществили в 5 нагнетательные скважины Vаб горизонта - 506,1449,1451, 1946, 1958, а также в скважинах 2231, 2240 (Vв+VI) и 2532 (IX). Было закачано 241 тонны композиции ПАВ (155 тонн АФ 12 и 86 тонн ДС-РАС) и 56,9 тыс.м3 водного расствора при концентрации 0,43%. Всего по двум участкам, в 13 нагнетательные скважины было закачано 591 тонны композиции ПАВ, в том числе 405 тонн неонола АФ-12 и 186 тонн ДС-РАС. Обработано и закачано в пласты 123,1 тыс.м3 морской воды.

Как показали результаты анализа , по 1 участку эффект от закачки ПАВ проявился только в течение 1991 года и составил 29,6 тысяч тонн. По 2 участку эффект от закачки по отдельным скважинам продолжался и в 1992 году и в целом составил 26,7 тысяч тонн нефти. Общая дополнительная добыча нефти от применения метода составила 56,1 тысяч тонн, удельный технологический эффект 95 тысяч тонн.