Стадия геологоразведочных работ месторождения Жетыбай

Из выделенных на месторождении II объектов эксплуатации в промышленной разработке по запроектированной технологии находятся семь объектов — Vаб, Vв+VI, VIII, IX, X, XII, XIII горизонты.

По состоянию на 1.1.96 год из месторождения отобрано 55,146 млн.т. нефти и 93,937 млн.т. жидкости. Текущая обводненность — 58,2%. Отобрано от утвержденных извлекаемых запасов нефти месторождения 38,6%, достигнутая нефтеотдача -15,1%, закачано в пласт воды — 139,7 млн. м3.

Динамика отборов по месторождению характеризуется двумя периодами роста и падения добычи. Первый период охватывает 1970;1984гг и второй 1984;1995гг. Первый период характеризуется достижение максимального уровня годовой добычи нефти 3,8 млн.т., который поддерживается два года (1972 и 1973) с последующей стабилизацией на уровне 3,4−3,5 млн.т. в течение 3 лет.

Анализ показывает, что характер изменения добычи нефти по месторождению в целом за 1 период обусловлен разбуриванием, активной эксплуатацией и последующим истощением, базового и наиболее продуктивного XII горизонта по которому в 1972;1977 гг обеспечивался 50−90% годовых отборов нефти месторождения. Стабилизация добычи в 1974;1976гг на месторождении связана с вводом в разработку XIII и отдельных, наиболее продуктивных участков залежей V, VIII, XI горизонтов, что однако не компенсировало дальнейшее снижение добычи по XII горизонту. Начиная с 1977 года добыча нефти на месторождении неуклонно снижается с 3.09 до 1,207 млн.т. в1984 году.

Аналогичные тенденции отмечаются и в динамике добычи жидкости. Однако проявляются они в значительно меньшей степени, стабильный уровень «выдерживается» дольше (6 лет — 1973;1978 года) и амплитуда снижения значительно меньше (43% от максимального), чем по нефти (69%).

Второй период разработки месторождения связан с реализацией проектных решений (1984 год) по дальнейшему разбуриванию и обустройству месторождения и характеризуется ростом добычи нефти, достижением в 1989 году максимального уровня 1,799 млн.т. и стабилизации отборов нефти на уровне 1,717−1,799 млн.т. в течении трех лет (1988;1990 годы) В этот период были введены в разработку Vаб, Vв+VI, IX горизонты и дальнейшее разбуривание VIII, X, XII горизонтов, планомерное обустройство скважин и другие мероприятия по активной эксплуатации месторождения. В результате в первые пять лет после проектного периода (1985;1989гг) проектные показатели месторождения были выполнены с некоторым превышением.

В дальнейшем начиная с 1991 года по месторождению наблюдается монотонное снижение добычи нефти с ежегодным темпом падения13−21%. Снижается также и отбор жидкости, причем настолько, насколько и нефть — в 2,7 раза за 1991;1995 годы при практически неизменной обводненности 55−58%, смотрите таблицу II.6.

Указанным выше периодам соответствует и динамика бурения скважин. Как отмечено выше, месторождение характеризуется двумя периодами активного разбуривания. В начальный период 1970;1980 годы при темпах бурения 55−80 скв/год были введены в разработку XIII, XII, X, VIII горизонты. Во второй половине — 1986;1990 годы темп бурения достигает 117 скв/год, в 1988 и начиная с 1990 года, снижается до38−8 скважин в 1994;1995 годы. Отметим, что одной из основных технологических причин снижения добычи нефти не месторождении является недобор необходимых объемов жидкости.

В последние годы особенно усиливается отрицательное влияние технической необеспеченности НГДУ, что отражается прежде всего на состоянии фонда скважин. Коэффициент использования добывающего фонда в 1995 году составил 0,65 при колебаниях по объектам 0,58(XII) — 0,79 (VI), нагнетательного- 0,71 (0.68−0.79). Коэффициент эксплуатации скважин добывающего фонда в 1995 году составил0,84 при колебаниях0,76 (X) — 0,78 (V), нагнетательного — 0,85 (0,84−0,95).

Месторождение характеризуется двумя периодами активного разбуривания. В начальный период 1970;1980гг при темпах бурения 55−80 скв/г были введены в разработку XIII, XII, X, VIII горизонты. Второй период 1986;1990гг связан с внедрением решений проекта (1984г) — вводом в разработки Vаб, V+VI, Ixг горизонтов и дальнейшим разбуриванием XII, X горизонтов. Темп бурения достиг в 1988 году 117 скважин. Начиная с 1990 года темпы бурения снижаются до 38−8 скважин в 1994;1995гг.

На месторождении по состоянии на 1.1.1996 год пробурено всего 1492 скважин, в том числе в качестве добывающих — 1281 и нагнетательных — 211. За время разработки месторождения из добывающего и нагнетательного фонда ликвидировано 183 скважин. Определено в контрольные и другие категории 55 скважин. Из числа последних ликвидировано 17 скважин.

На 1.1.1996 год эксплуатационный фонд месторождения составляет 1241 скважин, в том числе 923 добывающих и 318 нагнетательных. Фонд совместил эксплуатирующих два горизонта- 39 добывающих и 4 нагнетательных скважины. Действующий фонд добывающих скважин — 654, нагнетательных — 230. Эффективность использования фонда этих скважин в целом за 1995 годниже нормативных и составляют 65 и 70% соответственно. Также и коэффициент эксплуатации — 0,84 и 0,85.

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 пределах26(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.

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 скважиндовольно 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, 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.