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 падения 13-21%.
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 составил 0,84 при колебаниях 0,76 (X) - 0,78 (V),
нагнетательного - 0,85 (0,84-0,95).
II.1.2. Характеристика фонда скважин и степени разбуривания объектов.
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 год ниже
нормативных и составляют 65 и 70% соответственно. Также и коэффициент
эксплуатации - 0,84 и 0,85.
Характеристика структуры фонда скважин по горизонтам и в целом по
месторождению представлена в таблице 2.2. Как видно наибольшее количество
скважин приходится на разрабатываемые продолжительное время 5 объектов -
XIII, XII, X, VIII, V горизонты, где пробурено 82% из всего фонда. Движение
фонда в процессе эксплуатации также происходит в основе между этими
горизонтами. К настоящему времени общий эксплуатационный фонд по этим
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
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7
