II.2.1. Энергетическое состояние Vгоризонта.

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

Vаб горизонт. Пластовое давление в зонах по объекту снизилось значительно по отдельным замерам (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 , которое достигло начального значения в 1990 году. Текущее Рпл составляет 19,9 МПа , что выше начального на 0,8 МПа.

Надо отметить, что Vаб горизонт является одним из объектов ( кроме Vв + VI), на которых впервые начали применяться регулярная площадная система заводнения по девяти точечной схеме. Внедрение этой системы ППД с начала реализации проекта позволило 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 горизонт разрабатывается в соответствии с проектом. Для обеспечения проектных сборов прежде всего требуется работа по улучшению состояния фонда добывающих и нагнетательных скважин.

Система ППД на месторождении применяется с 1973 года ( X, XII горизонты). В настоящее время с применением внутриконтурного заводнения разрабатываются шесть объектов 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 давление по 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 состояния разработки месторождения показывает , что из-за технических причин в оборудовании нагнетательного фонда, отсутствия качественных исследований по определению места и количества утечки воды ( расходометрия, термометрия и ГИС), а также возможного утока закачиваемой воды за контур имеет место несоответствие объемов отобранной из пластов жидкости и закачки воды по данным НГДУ.

За 1995 год по указанным горизонтам добыча жидкости в пластовых условиях 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 при колебаниях по горизонтам 0,13-0,619 млн.м3. Потери в закачке в целом по месторождению составили 6,32 млн.м3 или 74% общего объема закачки , то есть на вытеснение нефти расходуется только 26% 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 оценивается по 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 закачки прежде 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 места и количества воды в непродуктивные интервалы, а также выяснить, какой вид (или комплекс) ГИС наиболее информативен в этом плане. Все эти рекомендации по контролю за работой системы ППД и техническим состоянием фонда должны быть учтены и запланированы НГДУ в проводимых мероприятиях.

II.2.2. Выполнение проектных решений разработки месторождения.

В данном разделе рассматривается состояние выполнения проектных решенийпо системе разработки месторождения с точки зрения оценки степени реализации запроектированной технологии, соответствия фактических показателей разработки проектным и выявления основных 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.

Анализ состояния 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 добывающих и 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.

Система заводнения. По всем основным разрабатываемым объектам месторождения осуществляемые системы заводнения по схеме размещения соответствуют 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 зонам и зонам с низко продуктивными коллекторами (НПК), а также к газонефтяным зонам (ГНЗ), наблюдается разрежение сетки за счет недоразбуренности проектного 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 бурения скважин 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.