горизонтам составляет 75% (928 скв=675 доб+253 нагн) фонда месторождения.
Отработано по ним 1824 скважино-объектов (1440д+424н) при общем количестве
по месторождению - 2325. С учетом жеVI, IX горизонтов, введенных в
эксплуатацию в последние годы, пробуренный фонд на промышленно
разрабатываемых горизонтах месторождения составляет 1457 (98%) скважин.
Отработано по ним 2188 скважино-объектов или 94% от общего их количества.
Возвратный фонд скважин. Движение фонда на месторождении
характеризуется достаточно большим количеством скважин , используемых как
возвратные на вышележащих горизонтах. Так, при пробуренном добывающем фонде
1281 физических скважин использовано (отработано) 1827 скважино-объектов.
Отношение составляет 1:1,42. Аналогично, хотя в значительно меньшей
степени, и по нагнетательному фонду: пробурено ( с учетом отработки на
нефть ) 460, использовано - 498 скважино-объектов. Как видно многопластовый
характер строения месторождения благоприятствует эффективному
использованию существенного фонда.
Максимальное количество скважин, переведенных из других объектов,
использовано на V, VIII, X, XI горизонтах, по которым общее количество
составило 382 единицы или 71% всего "возвратного" фонда добывающих
скважин. Доля возвратных скважин в добывающем фонде по горизонтам
колеблется в пределах 26(VIII) - 82(XI)%.
Половина нагнетательного фонда месторождения - 249 скважин переведены
из добывающего фонда, то есть отработано в качестве временно добывающих.
Наибольшее их количество реализовано на VIII(66), X(66), XII(67)
горизонтах.
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.
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.
II.2.1. Энергетическое состояние V горизонта.
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
