Геология

Нефтяное месторождение Жетыбай

                                  ВВЕДЕНИЕ


         Многопластовое  крупное  нефтегазовое  месторожденье  Жетыбай  было
открыто в 1961 году. В промышленную эксплуатацию  месторожденье  вступило  в
1969 году, в соответствии с технологической  схемой  разработки  ВНИИ  дляIV
объекта, включающегоXI, XII, XIII горизонты;  базисный  горизонт  объекта  -
XII  и горизонтXIII      рекомендовалось разбуривать  по  равномерной  сетке
600х600 м при трех рядном размещении скважин в блоках шириной 2,4 км.
      В 1972 году составлена технологическая схема разработки III    объекта
(IXб, X горизонты), согласно которой  залежи  разбуриваются  по  равномерной
сетке 600х600.
       В  1974  году  ВНИИ  составлена  технологическая   схема   разработки
нефтегазовых  залежей    V,   VI,   VIII     горизонтов,   предусматривающая
внутриконтурное нагнетание воды, как и нефтяные, так и в  газонефтяные  зоны
залежей.
      В связи с тем, что все проектные документы и решения  были  утверждены
ЦКР Миннефтепрома в разное время и касаются отдельных объектов  эксплуатации
месторожденья,  1976  г   ВНИИ   совместно   с   КазНИПИнефть   по   заданию
Миннефтепрома  составлен   комплексный   проект   разработки   месторожденья
Жетыбай. Этот проект утверждают ЦКР  Мин  СССР  как  проект   разведки  трех
объектов  (нижних горизонтов  XIII, XII,XIII ) и как  технологическая  схема
трех объектов ( Vв+VIа, Vа+Vб  горизонты) разведки, а также выделены  четыре
возвратных объекта (  IV, VIб, IX, XI   горизонты). В проекте  предусмотрено
бурение скважин  по  самостоятельной  сетке  скважин  для  выделенных  шести
объектов.
      За время, прошедшее после утверждения объекта, выявился ряд  дефектов,
осложняющих  разведку  залежей  и  эксплуатацию  скважин.  Кроме   того,   в
результате   эксплуатационного   разбуривания    месторождения    изменилось
представление о характере насыщения пластов флюидами отдельных залежей.  Все
это побудило постановку вопроса о  пере  составлении  проектного  документа.
Проект был составлен КазНИПИнефть в 1980 году.
       Центральной  комиссией  по  разведке  нефтяных   месторождений   СССР
(протокол 845 от 30.01.80) было отмечено, что проект разведки  ВНИИ  (1976г)
не может быть использован для проектирования обустройства и  было  решено  в
1980 году уточнить запасы  нефти  и  газа,  1981  год  выполнить  работу  по
обоснованию коэффициентов нефтеотдачи залежей на базе новых представлений  о
геологическом  строении  месторождения  и,  основываясь  на   этих   работах
составить  новый  проект  разведки  месторождения.  Упомянутые  работы  были
выполнены и  в  1982  году  институтом  КазНИПИнефть  составлен  "Уточненный
проект   разведки   месторождения   Жетыбай",   согласно   которому   каждый
продуктивный горизонт  выделен в качестве объекта разведки  (II   объектов).
Всего  для  выделенных  объектов   рассмотрено   пять   вариантов   разведки
месторождения в целом.
       Совещание  в  Управлении  разведки  по  рассмотрению  этого   объекта
(протокол от 17.01.84г) отметило, что в представленной работе не  приводится
сравнение  базового  варианта  с   вариантами,  рассмотренными  в   проекте.
Рассмотренные  варианты  не  обеспечивают   вовлечение   в   разведку   всех
извлекаемых  запасов   нефти  принятых  на  баланс  ЦКЗ,  хотя  обеспечивают
извлечение  запасов,  утвержденных  ГКЗ  СССР(варианты   4   и   5);   сроки
разбуривания месторождения растянуты (53 года); не рассмотрен также  вариант
ускоренного разбуривания основных (до30  лет)  и  опережающего  разбуривания
основных объектов  (  VIII, X, XII,  XIII   горизонтов)  с  продолжительными
стабильными уровнями отбора  жидкости  ;  в  работе  имеют  место  и  другие
недостатки,  на  которые  было  указано  в  заключениях  экспертизы  ВНИИ  и
Управлении  нефтегазодобычи.  Решением  Управления  разведки   Миннефтепрома
институту  КазНИПИнефть  поручено  доработать   представленный   проект    в
соответствии с замечаниями.
      Уточненный проект разведки  месторождения  Жетыбай  в  соответствии  с
вышеуказанными замечаниями представлен тремя вариантами: 1  вариант  базовый
- продолжение разбуривания по  проекту  ВНИИ  (1976г)  с  общим  количеством
скважин 1643, в том числе для бурения -  833;  2  и  3  варианты  отличаются
плотностью  сетки скважин для  2  варианта  всего  2279,  в  том  числе  для
бурения - 1519, а для 3 варианта всего 2783, в том числе для бурения -  2023
скважин.
        Основные   положения   и   принципы   такие    как:    геологические
характеристики   залежей,   выделение   эксплуатационных   объектов,   общее
количество скважин для разведки в рекомендуемых вариантах, а  также  вопросы
предупреждения  осложнений в добыче нефти, изложенные  в  настоящем  отчете,
аналогично  соответствующему  материалу   рассмотренному   17.01.84  года  в
Управлении разведки.
      К внедрению рекомендован 2 вариант, обеспечивающий  стабильную  добычу
в течение 18 лет и извлечение утвержденных запасов.



                           I. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

                    I.1.  Общие сведения по месторождению
       Месторождение  Жетыбай  расположено  в  западной  части   полуострова
Мангышлак и по административному подчинению  входит  в  часть  Каракиякского
района   Мангистауской   области   Республики   Казахстан.    Ближайшие    к
месторождению  населенными   пунктами  являются   поселок   Жетыбай   (1км),
районный центр Курык (60 км), город Новый Узень (70 км), город Актау 80 км.
         В    орфографическом    отношении    район    представляет    собой
слабобезхолменное  обширное  плато,   плато   погружается   в   юго-западном
направлении. Отметки рельефа изменяются от 145 до 170 метров.
      Климат района резко континентальный. Атмосферных осадков  выпадает  до
140 мм в год. Абсолютная максимальная температура воздуха  +47*С,  абсолютно
минимальная  -35*С.   Среднегодовая   температура   воздуха   +10*С,   район
характеризуется  сильными  ветрами  и  пыльными  бурями.  Преобладают  ветры
северо-восточного  направления.  Глубина  промерзания  грунта  достигает   1
метра.
      Промышленная нефтегазоносность месторождения установлена в 1961  году.
Добыча нефти из месторождения ведется НГДУ "Жетыбайнефть"  производственного
объединения   "ММГ".   Эксплуатационное   бурение   проводится   Жетыбайским
управлением буровых работ.
                            I.2.     Стратиграфия

     Месторождение Жетыбай  приурочено  к  крупной   антиклинальной  складке
субширотного простирания. По структурной  поверхности  1  юрского  горизонта
размеры ее 22х6 км при амплитуде  поднятия  65  метров.  Структура  довольно
пологая. Углы падения увеличивается с глубиной от 2 30 до 5 .
     Глубокими   разведочными   скважинами    на    месторождении    вскрыта
трехкилометровая   толица   осадочных   пород   от   верхнетриасового     до
четвертичного  возраста,  из  который  отложения  юрской  системы   являются
промышленно-нефтеносными.
      Юрская  система  представлена  нижним,  средним  и  верхним  отделами.
Отложения   юры    характеризуются   чередованием    прослоев    песчаников,
алеврагитов, глин и аргиллитов общей  толщиной  1300  м.  Толщина  отложений
нижней  юры  100-120  метров.  Среднеюрский  отдел  состоит   из   отложений
ааленского , байосского и батского ярусов.
      В разделе ааленского яруса выделены  ХIII   и  XII   горизонты.  Общая
толщина отложений 165-200 метров.
     В байосском ярусе выделены XI, X, IX, VIII, VII горизонты. Обща толщина
отложений 335-365 метров.
     В батском ярусе выделены VI, V, IV, III продуктивные  горизонты.  Общая
толщина яруса 225 метров.
     Верхний отдел состоит из келловейского,  оксфордского  и  кемериджского
ярусов. В нижней части келловийского яруса выделяется I  и  II  продуктивные
горизонты. Общая толщина верхнего отдела 450-460 метров.  В  разрезе  юрских
отложений выделено 13 продуктивных  горизонтов.
     Газовые залежи в I горизонте , нефтяные залежи в IV (пласты 1 и  2),  V
(б1+б2, в1+в2+в3),VI(б2+б3), VII(1-6,8+9),  VIII(а4)  ,  IX(3,4),  X,  XI(5,
6+7,8,9) и XII горизонтах, а нефтегазовые залежи в  II(б1+б2),  III(1+2,  3,
4+5,6),V(а),VI(а1+а2,б1), VIII(а1,а2+а3,б1,б2+б3), IX(1+2), XI(1+2+3+4,5)  и
XIII горизонтах.
     Особенности залегания продуктивных горизонтов, характер распространения
их залежей по площади, обоснование ВНК и  ГНК  подробно  освещены  в  отчете
КазНИПИнефть за  1980  год  "Уточнение  строения  и  емкостно-фильтрационных
свойств залежей Н и Г месторождения Жетыбай"  В  этом  параграфе  приводится
лишь таблица 1, характеризующая строение продуктивных горизонтов по  разрезу
и площади,  таблица 2 регламента о средних  абсолютных отметках ВНК и ГНК.

                                 V  ГОРИЗОНТ

     V горизонт отделяется от IV  глинистым разделом, мощность 5-10  метров.
Коэффициент  слияния  горизонтов  равен  нулю.  В  этом  горизонте  мощность
которого составляет 70-75 метров прослеживаются 7  пластов  ,объединенные  в
три  пачки   А,Б,В,  разделенные   выдержанными   по   мощности   глинистыми
разделами. ВЫ пачке  А  выделен   один  пласт  "а",  к  которому  приурочена
нефтегазовая залежь.
     В пачке Б  выделены  два  пласта  "б1"  и  "б2",  имеющие  коэффициенты
распространения  0,94-0,98  и  слияния  -  0,34.  К  этой  пачке  приурочена
самостоятельная нефтяная залежь.
     В пачке В выделено четыре пласта , причем верхние  два  пласта  "в1"  и
"в2" характеризуются относительно повышенным коэффициентом слияния  0  0,34.
К данным пластам приурочена залежь нефти "в1+в2".
     Сообщаемость пластов "в2" и "в3"  крайне низкая  Ксл=0,05.  Пласт  "в3"
фактически изолирован и от нижележащего пласта  "в4"  (Ксл=0,05).  К  пласту
"в3" приурочена самостоятельная залежь нефти. Нефтяная  залежь  пласта  "в4"
выделена условно и оценка запасов по данному пласту не приводилась.  Размеры
залежей  пластов  "а",   "б1+б2",   "в1+в2",   "в3"   соответственно   равны
:15,5х4,8км  (газовой  шапки  -  8,4х2,2;  Vпор=0,25),  16,8х5км,  14х3,2км,
10,8х1,8км.
     Горизонт V раньше подразделялся на  три  подгоризонта  Vа,  Vб,  Vв.  В
настоящей работе выделено четыре подгоризонта  Vа, Vб, Vв, Vг.    Общая  его
мощность 65-75 метров.
     1.Подоризонт  Vа  расположен  почти  повсеместно  в  пределах   площади
месторождения  за  исключением  незначительной  зоны   на   северном   крыле
структуры.  Литологически  он   представлен    преимущественно   монолитными
песчаниками, реже с включением одного или двух глинистых прослоев  мощностью
1,2 км залегающих в виде линз. В связи с этим подгоризонт расчленяется на  2
или 3 песчаных пласта  Vа1, Vа2, Vа3, мощность которых изменяется от 0,5  до
16 метров. Однако в большинстве скважин     подгоризонт  представляет  собой
монолитный пласт. Общая мощность горизонта колеблется  от  5м  до  23  м,  и
составляет в среднем 9,5 м.
     К  горизонту  приурочена  пластовая,  сводовая   ,нефтегазовая   залежь
подпираемая краевой водой.
     Первоначальное положение ВНК было принято на  абсолютной  отметке  1750
метров, этаж газоносности  нефтегазовой  залежи  составляет  23  м,  а  этаж
нефтеносности 2,5 м.  В  пределах  внешнего  контура  нефтеносности  (1750м)
залежь имеет длину 17,7 км, а ширину до 4,7 км.
     Площади газовой, газонефтяной, нефтяной и водонефтяной  зон  составляет
соответственно 4,5%, 26%,50,4%, 19,1% всей площади залежи.  Запасы  нефти  в
газонефтяной, нефтяной, водонефтяной зонах составляет 18,7 %, 65,3%, 16%.
     Объем  занятой  нефтью  в  4,6  раза  превышает  объем  занятой  газом.
Подгоризонт Vа  отделяется от ниже залегающего подгоризонта Vб   выдержанным
по  простиранию  глинистым  разделом  мощностью  4,6-22м,  средняя  мощность
которого равна 12,5м.
     2.ПодгоризонтVб.  Общая  мощность  изменяется  от  5  до   26   м.   Он
характеризуется  очень  сложным  геологическим  строением.  К   подгоризонту
приурочена пластовая, сводовая, нефтяная залежь подпираемая  краевой  водой.
По геофизическим данным скважин ВНК отбивается на абсолютных отметках  1769-
1780, на основаны опробовании скважин и данных геофизики были выявлены   три
зоны с различным положением  ВНК.
     I зона расположена в западной части структуры с ВНК 1770-1772 м.
     II зона находится в центральной части  структуры  с  ВНК  1777-1780  м.
Таким образом с запада на восток  отмечается  наклонное  положение  ВНК,  то
есть это с 1770 до 1780 .
     Этаж нефтеносности  с запада на восток  изменяется от 41  до  51  м,  в
пределах внешнего контура нефтеносности (1770-1780м) залежь подгоризонта  Vб
имеет длину 16 км, а ширину 4,7 км.
     Площади нефтеносной и водо-нефтеносной зон  составляют   соответственно
77,4%, 22,6% от площади залежи. Нефтенасыщенная мощность   в  нефтяной  зоне
изменяется от 1,4 м до 20,2 м, а в водо-нефтеносной зоне изменяется от 0  до
14,1 км. Запасы нефти в нефтеносной  и  водо-нефтеносной   зонах  составляют
85,1% и 14,9% .
     Подгоризонт Vб отделяет  от  нижележащего  подгоризонта   Vв  глинистым
разделом  , мощность 0-26,8м при средней мощности 10,9м.
     3.Подгоризонт Vв , в нем  отмечаются  три  глинистых  прослоя  .  Общая
мощность подгоризонта Vв при расчленении на три пласта   составляет  12-13м,
а при расчленении на 4 пласта колеблется от 18 до 20 м.
     На основании результатов опробования скважин и геофизики  первоначально
ВНК  был принят   на  абсолютной  отметке  1780  м.  В  связи  с  этим  этаж
газоносности  составляет 12 м, а этаж нефтеносности равен 17  м  в  пределах
внешнего контура  нефтеносности. Нефтегазовая залежь подгоризонта  Vв  имеет
длинну 15,6 км, а ширину 4 км. Площадь  нефтегазоносной  ,  нефтяной,  газо-
нефтеносной и водо-нефтеносной составляют соответственно  25,8%, 12%,  5,5%,
56,7% от площади залежи подгоризонта.
     Подгоризонт Vв  отделен  от  нижележащего  подгоризонта  Vг  глинистыми
разделами   мощность от 0 до 18м, средняя мощность которого = 4,1м.
     4.Подгоризонт  Vг.  Первоначальное  положение  АВНК   был   принят   на
абсолютной отметке  1780м. Этаж нефтеносности  нефтяной залежи  подгоризонта
составляет 10,9м. В пределах внешнего  контура  нефтеносности  залежь  имеет
длинну 6,5 км, а ширину 1,2-1,5 км.
     Нефтенасыщенная мощность  изменяется от  0  до  10  м.  Подгоризонт  Vг
отделен от нижележащего подгоризонта VIа  глинистым  разделом  мощность.  0-
21,6м, а средняя мощность которого равна 9,1 м.

                              I.3.   Тектоника

     Месторождение  Жетыбай  расположено  в   пределах   Южно-Мангышлакского
прогиба, характерной особенностью которого является  разобщение  его  зонами
поперечных  поднятий   на  несколько  глубоких  впадин.  На  северном  борту
прогиба   расположена  Жетыбай-Узеньская   и   Кокулебайская   тектонические
ступени, южной границей которых  является  глубинный  разлом  ,  фиксируемый
фазой по IIIг отражающему горизонту.
     На Жетыбай-Узеньской  тектонической ступени  все  выявленные  структуры
являются  асимметричными    брахиантиклинальными    складками   с   пологими
северными и крутыми южными крыльями зауженными западными  и  более  широкими
восточными  переклиналями.  На   всех   изученных   структурах    отмечается
ундуляция  осей.  Все  структуры  являются  унаследованными   ,   так-   как
фиксируется почти  полное совпадение  их  структурных  планов  по  отдельным
горизонтам.
     В тектоническом  отношении  месторождение  Жетыбай  представляет  собой
крупную пологую асимметричную  брахиантиклинальную  структуру,  вытянутую  в
субширотном направлении.
     В пределах продуктивной толщи с глубиной   увеличиваются  углы  падения
пород на крыльях структуры от 2 30 до 5 30 и уменьшаются ее размеры.
     В западной и восточной частях структуры  вследствие  ундуляция  длинной
оси  выделяются  соответственно  1-3  и  2-4  небольших  куполка.  Детальное
изучение  строения  продуктивных   отложений   Жетыбайского   месторождения,
особенностей  распределения  газа,  нефти  и  воды  по  площади  и   разрезу
позволяют  предположить,  что  в  пределах  Жетыбайского  поднятия,   видимо
имеется ряд тектонических  нарушений,  как  продольного  так  и  поперечного
направлений.
     Предполагаемое  тектоническое  нарушение    широкого  простирания  было
выявлено в процессе изучения причины  изменения  положения  отметок  ВНК  по
залежи подгоризонта   Viб  в   районе  западной  переклинали  поднятия.  Как
следует из геологического профиля на  фоне  общего  подъема  сводовой  части
Жетыбайского  поднятия,  особенно  по  верхним  горизонтам  довольно   четко
выделяются  две  поперечные  флексуры.  Которые   как   бы   делят   площадь
месторождения на три участка: восточный, основной по  размерам,  западный  и
разделяющий их сравнительно узкий , средний.
     Ниже по разделу, в XI-XIII горизонтах эти флексуры видимо  переходят  в
разрывные тектонические нарушения.
     По данным промысловой геофизики, анализ  характера  насыщения  песчаных
пластов и прослоев  песчано-глинистых пачек XI  горизонта  позволил  выявить
следующую закономерность: песчаные  пласты  даже  при  относительно  хорошей
коррелируемости на различных участках площади месторождения  можно  включать
залежи нефти самостоятельными ВНК , то есть иногда  эти  песчаники  насыщены
водой  на  более  высоких  гипсометрических   отметках,   по   сравнению   с
нефтеносными
     Т.О   .изучение,   геолого-промыслового   материала   по   Жетыбайскому
месторождению  указывает  на  возможность   наличия    трех   малоаплитудных
тектонических нарушений - одного продольного и двух поперечных.
     Описанные нарушения являются пока только предполагаемыми. Для их  более
обоснованного подтверждения необходимы дополнительные данные, которые  могут
быть получены при дальнейшем разбуривании залежей и особенно при  проведении
гидропрослушивания между скважин расположенными в соседних блоках.



                      I.4.    Коллекторские   свойства

     Емкостно-фильтрационные  свойства   пластов-коллекторов    продуктивных
горизонтов подробно освещены в работе , в которой  обосновываются   методика
определения  и  принятия  величины  нижних  значений  искомых  параметров  с
применением методов математико-статистического анализа.
     Пористость пород-коллекторов закономерно убывает от верхних  горизонтов
  к  нижним  .  Самое  высокое    среднее   значение   открютой   пористости
определенное по результатам анализов  кернов  для  коллекторов  I  горизонта
(0,218); самое низкое (0,173-0,175) для XII и XIII горизонтов.
     Проницаемость  изменяется от 0,001 мкм2   до  несколько  десятых  долей
мкм2.  В  среднем   значение  параметра  для  большинства    горизонтов   не
превышает 0,1 мкм2 изменяется без какой-либо закономерности.  Нижний  предел
проницаемости для нефтеносных пластов-коллекторов - 0,003 мкм2, для  газовых
- 0,001 мкм2.
     Остаточная  нефтенасыщеность в газоносных пластах изменяется от 0,06 до
0,10. На этом основании газонасыщенность принята с  поправкой  на  указанную
величину. Принятые для  подсчета  запасов  начальные  коэффициенты  нефте  и
газоносности  приведены в таблице 1.3.

                        I.4.1.    Толщина горизонтов

     В   результате   комплексной    интерпретации     данных    промыслово-
геофизических исследований проведено  детальное  разчленение   продуктивного
разреза на горизонты и пласты, определена  их  стратиграфическая   привязка,
выделены  проницаемые  пласты-коллекторы  ,  определены  величины   газо   и
нефтенасыщенных толщин пластов.   Принятые  значения  толщин  по  горизонтам
приводится в таблице 1.4.

                1.4.2.    Показатели неоднородности пластов.

    Для  характеристики геолого-физических свойств пласта и  количественной
оценки     геологической    неоднородности    распространены    коэффициенты
песчанитости,  расчлененности  и  распространения   пластов.  В  таблице   5
приведены средние величины коэффициентов вариации песчанитости для III,  IV,
V, VI, VIII, XII, XIII горизонтов  составляет 30-36% и подтверждают, что  по
песчанитости указанные горизонты являются более однородными,  чем  IX  и   X
горизонты , по которым коэффициенты вариации составляют 59 и 65 %.  Наиболее
расчлененными являются коллекторы  IV,  V,  VIII,  X,  XI  горизонты,  а  по
степени изменчивости расчлененности более однородными  являются   коллекторы
III  и   IV   горизонтов  (W=26-30%).  По  Степени   выдержанности   пласты-
коллекторы эксплуатационных объектов характеризуются  различными  значениями
коэффициентов распространения и изменяются различными от 0,35 до 1,0.
    Наиболее однородными по степени выдержанности являются III, IV, V,  VI,
VIII, XII, XIII горизонты. Наибольшая изменчивость свойственна пластам  VII,
IX, X, XI горизонтов.


                           5. Запасы нефти и газа

      Со времени последнего утверждения в ГКЗ запасов нефти и  газа  в  1970
году на месторождении Жетыбай пробурено более 300  скважин,  получены  новые
данные, уточняющие  строение  залежей,  их  границы,  распределение  по  ним
нефтенасыщенной и газо-насыщенной мощности.
      В связи с этим  для  составления  проекта  разработки  рассматриваемых
залежей необходимо было произвести переоценку запасов  с  учетом  данных  по
вновь пробуренных скважинам по состоянию на 1 января 1976 года.
      Прежде всего необходимо  отметить,  что  за  время  после  утверждения
запасов на месторождении была открыта еще одна нефтяная залежь, связанная  с
верхней пачкой IV горизонта. Оценка подсчетных параметров  этой  залежи  для
определения содержащихся в ней запасов нефти приведены выше,  при  изложении
геологического строения и характеристики залежей IV горизонта.
      Увеличение запасов нефти залежи подгоризонта Vб связано с  увеличением
площади нефтеносности в  основном  в  районе  восточной  приклинали  и  юго-
восточного крыла, где отметка ВНК , вместо ранее принятой - 1770м, взята  по
данным скважины 703, равной - 1779м. Площадь залежи  увеличилась  более  чем
на 407 км2 (8,5%), кроме того в том районе рядом скважин (709, 737)  вскрыта
нефтенасыщенная мощность более 20м. Так,  что  частично  увеличение  запасов
осуществлено и за счет некоторого роста средней нефтенасыщенной мощности.
      По  залежи  подгоризонта  Vв  наибольшее  увеличение   запасов   нефти
произошло  за  счет  роста  средней  нефтенасыщенной  мощности.   Наибольшие
изменения имеются в запасах свободного газа.
      В основе роста запасов свободного газа по подгоризонту  VIIIа+б  лежит
увеличение  на  40%  (6,7км2)  площади  газоносности  и  среднего   значения
газонасыщенной мощности на 0,6м, что составляет 22% от ранее утвержденной.
      В целом по месторождению в пределах  рассматриваемых  горизонтов  (IV-
XIII), балансовые  запасы  нефти  увеличились  на  9,2%  (30  млн.т)  против
утвержденных ГКЗ. Однако следует отметить, что в  это  число  входят  запасы
нефти залежи IV горизонта (19,3 млн.т), которые в  ГКЗ  не  рассматривались.
Таким образом по существу разница состоит 10,7 млн.т или 3,3 %.
      Сравнительно  наиболее  благоприятными   условиями   обладают   залежи
подгоризонтов Vа  и  Vб, по которым большая часть запасов  нефти  связана  с
нефтяной зоной.
      Залежь  подгоризонта  Vв  единственная,   в   которой   запасы   нефти
сосредоточены  во  всех  возможных  для   нефтегазовых   залежей   зонах   -
газонефтяной и водонефтяной, причем в  последнем  заключена  почти  половина
всех запасов.
      За период прошедшей после утверждения  запасов  нефти  и  газа  (1970-
1980гг) получен обширный положительный материал, уточняющий представление  о
геологическом строении залежей и объемах нефти  и  газа.  Так  за  указанный
период на месторождении пробурено 700  скважин,  получены  новые  данные  по
опробованию  скважин.  При  рассмотрении  в  1980  году  проекта  разработки
данного месторождения представленного  институтом  КазНИПИнефть  Центральная
комиссия по разработке обязала  институт  представить  в  1981  году  проект
кондиции в ГКЗ СССР и  подсчет  балансовых  запасов  нефти  в  месторождении
Жетыбай. В ЦКЗ Миннефтепрома институтом КазНИПИнефть была  выполнена  работа
по  переоценке  балансовых  запасов  нефти  и  газа.  В  начале  1981   года
КазНИПИнефть совместно с ВНИИ составили проект кондиции.  Балансовые  запасы
нефти и газа по пластам и месторождению в целом приведены в таблицах 6 и 7.

      1.5.1. Физико-химическая характеристика нефтей.

      Изучение физических свойств пластовых нефтей было начато с 1968  года.
Основной объем исследования был выполнен в наиболее благоприятный для  этого
период  опытной  эксплуатации.  Следует   отметить,   что    большая   часть
исследований приходится на 12  горизонт.  На  каждой  из  других  горизонтов
находится  значительно  меньше  экспериментального  материала,  а   наиболее
нуждающийся в дополнительном изучении  физико-химических свойств  насыщающих
пластовых жидкостей и газов V, VI, XI горизонтов.

                        2. Свойства пластовой нефти.

      В направлении от верхних горизонтов  к  нижним  происходит  увеличение
давления насыщения, температуры,  газонасыщенности  (от  85  до  161  м3/т),
объемного коэффициента (от 1,25 до 1,41) и  уменьшение  таких  параметров  ,
как плотность нефти ( от 0,77 до 0,7 г/см3), вязкости (от 3,04 до 1 спз).
      Одной  из  особенностей  проявившиеся  при  сопоставлении  результатов
исследования,  глубинных   проб   нефтей   различных   горизонтов   является
относительно постоянная величина превышения давления насыщения  на  ГНК  над
его  значением  в  зоне  ВНК.  Для  всех  горизонтов   независимо  от  этажа
нефтеносности, а она составляет 50-60 км/см2.

                      3. Свойства дегазированной нефти.

      Нефти рассматриваемого  комплекса продуктивных отложений можно условно
подразделить  на 2 группы. К первой можно отнести   IV  -  VI  горизонтов  с
относительно повышенными  значениями  вязкости(  динамическая  вязкость  при
50*С -  25-30  спз),  плотности  (0,86-0,87  г/см3)  и  большим  содержанием
асфальтено-смолистых компонентов (15-17%).
      Ко  второй  группе  относятся  нефти  VIII-XIII  горизонтов   с  более
благоприятной  фильтрационной  характеристикой.  Плотность  определяется  от
0,833 до 0,850 г/см3,  вязкость   при  50*С  от  8  до  12  СПЗ,  содержание
асфальтно-смолистых веществ не превышает 8-9 %.
      Особенности всех рассмотренных  нефтей   является  большое  содержание
высокомолекулярных парафиновых  углеводородов   (18-25%)  ,  обуславливающих
застывание нефти при температурах  +28,  +34*С.  Начало  выпадения  парафина
зафиксировано  при  температурах  в  диапазоне  37-48*С.   Содержание   серы
невелико, в среднем 0,2%.
      По анализам глубинных проб попутный газ нефтей V-XII горизонтов  имеет
удельный вес 1,058-1,175 г/л, содержание метана  62-67%, углекислый  газ  0-
1,2%, азота 4,04-10,85%.



                      6. Вывод по геологической части.

      Нефти всех горизонтов месторождения Жетыбай близки  по  своим  физико-
химическим свойствам  и относятся по всему типу к  легким,  малосернистым  с
высоким содержанием парафинов и смол.
      Отличается закономерный характер изменения  физико-химических  свойств
нефти   направленный  в  сторону   утяжеления  нефтей  вверх  по  разрезу  с
одновременным  увеличением   их  вязкости  и  уменьшения  газосодержания.  В
составе нефти вверх по разрезу  увеличивается содержание смол,  парафинов  и
кокса.
      На основании комплексного изучения геолого-промысловой характеристики
эксплуатационных объектов месторождения и результатов проектирования его
разработки можно сделать следующие выводы:
 . В разделе продуктивной толщи вскрыты газовые, нефтегазовые и нефтяные
   залежи. В верхней части разреза в основном сосредоточены нефтегазовые
   залежи, а в нижней части нефтяные.
 . На месторождении предполагается наличие одного продольного и двух
   поперечных малоамплитудных дизъюнинктивных нарушений, характеризуется,
   видимо в вертикальном положении плоскости сбрасывателя. В целях
   установления возможно тектонических экранов следует провести
   гидропрослушивание скважин расположенных  на соседних блоках.
 . По степени изученности наилучшим образом охарактеризованы залежи X, XII,
   XIII горизонтов, находящиеся уже длительное время в эксплуатации. Верхние
   продуктивные горизонты изучены слабо, эксплуатируеются единичными
   скважинами.
 . Характерной особенностью всех продуктивных  горизонтов является их низкая
   проницаемость.
 . В нефтегазовых залежах запасы нефти в основном сосредоточены в двух
   зонах, газонефтяной и водонефтяной - это осложняет условия их извлечения.



                     II.  ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

     II.1. Текущее состояние  разработки месторождения.

     В промышленную эксплуатацию месторождение Жетыбай вступило в 1969 году.
Действующим  проектным  документом,  согласно  которому  в  настоящее  время
осуществляется    промышленная    разработка     месторождения,     является
"Уточненный  проект   разработки    месторождения   Жетыбай",   составленный
КазНИПИнефть и утвержденный ЦКР МНП в  1984  году.  В  1989  году  с  учетом
сложившегося состояния разбуривания  объектов  КазНИПИнефть  было  проведено
уточнение проектных показателей разработки  месторождения  на  период  1989-
2005гг, которые были утверждены ЦКР МНП.
     В 1992 году по результатам пробуренных к  этому  времени  1250  скважин
институтом КазНИПИнефть  были  выполнены  работы  по  изучению  и  уточнению
геологической   характеристики   продуктивных   залежей.    Согласно    этим
исследованиям  уточненные  величины  начальных  балансовых   запасов   нефти
составили 333,15 млн.т, что на 33,4 млн.т (9%)  меньше принятых  в  проекте.
В настоящее время наряду  с  принятыми  в  проекте,  при  анализе  состояния
разработки и бурения  новых  скважин  были  использованы  уточненные  запасы
нефти и другие геологические  параметры,  приведенные  в  указанной  работе.
Основные геолого-физические параметры продуктивных горизонтов  месторождения
представлены в таблице II.1.

          II.1.1. Анализ  показателей  разработки  месторождения .

     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 добычи нефти и других показателей  разработки  нефти  за  весь
период эксплуатации месторождения представлена в  таблице  II.6.  Как  видно
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. в  1984 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  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
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
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 решений
по  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.
     В ГНЗ и  зонах  НПК  бурение  скважин  должно  осуществляться  согласно
проекту с реализацией проектных давлений нагнетания 17 МПа.
     Осуществляемая система заводнения  по соотношению количества добывающих
и  нагнетательных  скважин,  а  также  и  по   плотности   сетки   в   целом
соответствует проектным .
     Плотность сетки. Согласно проведенному  анализу  по  основным  объектам
месторождения фактическая  плотность  сетки  скважин   в  разбуренной  части
залежи соответствует проектной величине  и изменяется от 15(VIII) до  20  га
(IX) на скважину.
     Режим   работы   скважин.   Пластовое   давление   по   всем   объектам
поддерживается на уровне проектных,  в  том  числе  по  залежам  Vаб,  Vв+VI
горизонтов  текущее пластовое давление  на  уровне  и  выше  начального.  По
остальным горизонтам текущее пластовое давление ниже на  0,8  (VIII)  -  1,7
(X), VIIIа(3-7 % от начального). При этом динамика пластового  давления   по
Vаб    горизонту   носит   растущий   характер,   по   всем   остальным    -
стабилизировалось за весь послепроектный период  на одном уровне.
     Забойные давления в добывающих скважинах в течение последних 10 лет  на
уровне проектных по V, XII горизонтам. По XIII горизонту  забойное  давление
выше проектного  на 2,7-5,3  МПа  ,  по  другим  горизонтам  (VIII-X)   ниже
проектных на 1,0-4,0 МПа . С моментом снижение текущего  давления  насыщения
по этим горизонтам на  2,4-5,0 МПа  и составляющего 12,4-18,0 МПа  (  против
принятых в проекте 14,8-20,0 МПа ) отличие  между фактическими и  проектными
забойными давлениями по  VIII-X  горизонтам  приближается  к  проектному.  С
учетом текущего давления  насыщения рекомендуемые уровни забойного  давления
по горизонту составляет: Vаб - 10,8 - 12,4; Vв, VIаб - 11,1-13,9.
     Дебиты нефтяных скважин по горизонтам монотонно снижаются  и в целом по
месторождения за последние 5 лет (1990-1995 года) снизились  с  7,4  до  3,6
тонн/сутки, то есть в 2 раза. Дебиты жидкости уменьшились  также  в  2  раза
(с 16,5 до 8,7 тонн/сутки). Надо отметить, что  существующие  уровни  отбора
жидкости из скважин ниже возможностей работы пласта. Снижение  дебитов,  как
показывает анализ связано в основном со снижением продуктивности  скважин  и
несоблюдении техники и технологии  добычи нефти.
     Давление нагнетания. Согласно анализу динамика давления  нагнетания  по
всем горизонтам снижается с 12 МПа в 1989 году до 10,1 МПа в  1995 году  при
проектных  15-17  МПа  .  Как  видно,  проектные  давления  нагнетания    не
реализованы - фактически давление нагнетания меньше проектных  на  5-7  МПа.
Приемистость нагнетательных скважин  монотонно  уменьшается  и  в  целом  по
месторождению за последние 7 лет ( 1988-1995 года) снизились  в  2  раза:  с
225 до 105 м3/сутки.
     Таким образом, технология заводнения на месторождении осуществляется  в
недостаточной степени  -  не  реализована  еще  согласно  проекту  единая  и
стабильно действующая система заводнения. Требования проекта  разработки  по
давлению нагнетания не выполняются , фактическое давление  нагнетания  (9-11
МПа) не достаточно для  эффективного  воздействия  и  вовлечения  запасов  в
разработку зон  с  НПК.  Недостаточно  проводятся  ремонтно-профилактические
работы  по  поддержанию  и  стабилизации  технологических   режимов   работы
нагнетательных скважин и работоспособности фонда в целом.
     Сравнение  проектных и фактических показателей разработки за  последние
10  лет  за  1986-1995  года  по  месторождению  в  целом  и   по   объектам
(горизонтам) приводится  в  таблице  2,2,1,-2,2,12,  и  на  рисунке  2,2,1,-
2,2,15,
     Как видно,  на  01,01,96  год  из  месторождения  добыто  нефти  55,146
миллионов тонн при проектной 59,59 и жидкости 93,937  миллионов  тонн  (  по
проекту 107,5). Отобрано 120 %  извлекаемых   запасов  нефти  месторождения.
Текущий коэффициент нефтеотдачи 15% ( по проекту 16,2 ).  Закачано  воды   в
пласт 139,669 миллионов  м3  (по  проекту  124,229  ).  Компенсация  отборов
закачкой с начала разработки - 109 %.  Фонд  добывающих  скважин  составляет
923 единицы; в том числе 654 действующих. 267 в бездействии.  Нагнетательный
фонд составляет 318 скважин, в том числе 230 действующих.
     Сравнение динамики добычи с начала реализации проекта  показывает,  что
фактическая добыча нефти по месторождению в первые 5  лет  после  проекта  -
1984-1986 года соответствует проектной величине  с некоторым превышением,  а
в 1989 году фактические и  проектные  уровни  добычи  нефти   выравниваются.
Затем, начиная с 1990 года происходит постепенное падение   добычи  нефти  и
соответственно  появляется  расхождение  с  проектом,  которое  со  временем
увеличивается  с 8 до 76% ( 1995  год  ).  Темпы  падения  добычи  нефти   в
последние годы достигли 17-21 %.
     Как показывает анализ, причины снижения добычи нефти по  всем  объектам
аналогичны  и  имеют  общую  характеристику  для  месторождения   в   целом.
Основными из них являются :

      . Неуклонное уменьшение количества  действующих скважин против проекта
      . Недобор проектных объемов  жидкости
      . Ухудшение состояния фонда и системы ППД
      . Обводнение скважин, сопровождающееся рядом  осложнений  и  снижением
        продуктивности пластов
      . Неуклонное снижение  объемов  и  количества  реализаций  ГТМ  против
        усложнений  в  добыче,  отсутствие  профилактических  мер   и,   как
        следствие  увеличение  фонда  малодебитных   скважин  и   уменьшение
        действующего фонда
      . Материально-техническая  необеспеченность  НГДУ  в  последние  годы,
        что непосредственно отражается на состоянии фонда скважин.

    Среднедействующий  фонд добывающих скважин в  1995  году  составил  602
единицы, что в 1,5 раза  меньше  проекта.  Коэффициент  использования  фонда
добывающих  скважин  за  год  составил  0,65   против   0,90   по   проекту,
нагнетательных - 0,71 ( против 0,90 ). Коэффициент  эксплуатации  добывающих
- 0,84,  нагнетательных  -  0,85  против  0,92  по  проекту.  Надо  отметить
особенное  интенсивное увеличение  бездействующего  фонда  в  последние  два
года, для  прекращения которого  требуется  дополнительные  мощности   служб
КРС и ПРС.
    Уменьшение фонда скважин против проекта связано также  и  недостаточным
количеством бурения новых скважин. За период 1989-1995  годов  пробурено  по
проекту 145 скважин, в том числе 67 добывающих и 78  нагнетательных  из  583
запроектированных ( 426 добывающих + 162 нагнетательных ).
    Представляет интерес результаты бурения новых  скважин.  С  этой  целью
проанализированы показатели  всех пробуренных за последние 5 лет  (1991-1995
годы) 206 новых добывающих скважин  с  начала  их  эксплуатации.  Из  них  в
действующем фонде 1995 года находилось 152 скважины  (  23  %  фонда  ),  из
которых было добыто 202  тысячи  тонн  нефти,  что  составляет  30%  годовой
добычи.
    Аналогичный анализ динамики добычи за 1991-1994 годы также показал, что
бурение новых скважин  является  эффективным  мероприятием.  Показательно  в
этом отношении, что фактические добычи нефти новых скважин и добыча по   ним
соответствуют или выше проектных величин за весь  послепроектный   период  -
1984-1995 годы.
    Одной из основных причин снижения добычи нефти и расхождения  проектных
и  фактических  показателей  является  недобор  жидкости   в   недостаточном
количестве. Так, например  если  в  1984-1989  годах  рост  годовой   добычи
нефти с 1,2  до  1,8  миллионов  тонн  достигнут  в  результате  обеспечения
отборов жидкости  с 2,6 до  4,33  миллионов  тонн/год,  то  снижение  отбора
жидкости до 3,2 ( на 26% )миллионов тонн  в  1991  году  привело  к  падению
добычи нефти до 1,51 (16%) миллионов тонн, а в  1993 году -  на  40%  и  так
далее. В итоге добыча жидкости в 1995 году  снизилась  против   уровня  1989
года в 2,7 раза, а нефти в 2,68 раза ( смотрите таблицу 2.1.).
    Недобор объемов жидкости в свою очередь связан со снижением  дебитов  и
стабильным  ухудшения  состояния   фонда   скважин.   Надо   отметить,   что
существующие  уровни  отбора  жидкости  из  скважин  -  небольшие   и   ниже
возможностей работы пласта. Около 9/10 фонда работает  с  дебитами  жидкости
до 10 тонн/сутки. Текущий средний дебит скважин составил 3,6  тонн/сутки  по
нефти и 8,7 тонн/сутки по жидкости. Дебиты скважин как по нефти,  так  и  по
жидкости монотонно снижаются и за  последние  5  лет  снизились  в  2  раза.
Уменьшение средних дебитов  происходит за счет  роста  малодебитного  фонда,
что стало типичным для месторождения.
    Такое  положение  связано  прежде  всего  с  недостатком   ремонтно   -
профилактических мер для поддержании  режима  работы  фонда  и  контроля  за
состоянием  скважин.  Об  этом  свидетельствует  анализ  МДФ  скважин,   где
показано, что отсутствует ГТМ по  регулярной  очистке  забоев  и  разработки
скважин  для  сохранения  начальной  продуктивности,  особенно   в    период
обводнения и отложений солей и АСПО в  призабойной  зоне  является  основной
причиной  образования   МДФ   из   первоначально   высокодебитных   скважин.
Количество таких скважин на дату анализа составляет 40% действующего  фонда.
Снижение дебитов связано в основном со снижение  продуктивности   скважин  и
несоблюдением техники  и технологии добычи нефти.
    Планово-предупредительные работы имеют очень важное значение для  фонда
скважин   такого  месторождения  как  Жетыбай,  характеризующегося   низкими
дебитами, большими глубинами залегания пластов ,  высокопарафинистой  нефтью
и другими  осложняющими  факторами  и  в  итоге  большей  вероятности  срыва
добычи.
    Следующая  причина  снижения  добычи  нефти  связана   с   недостатками
реализации проектной системы ППД в плане создания на  месторождении  единой,
стабильно  и  долговременно   действующей    системы   заводнения.   Процесс
заводнения на месторождении  осуществляется  недостаточно  активно.  Закачка
воды  производится   неравномерно   по   площади   из-за   деформированности
самостоятельных ячеек скважин в единую систему со взаимодействующими  зонами
отбора и  закачки.  Работы  по  регулированию  приемистости  и  селективному
воздействию  в  условиях  межпластового  строения   залежей   для   снижения
производительности  заводненных  пластов   и  других  целей  производится  в
недостаточном количестве.
    Требование проекта по давлению нагнетания  не выполняется, хотя  объемы
закачки превышают проектные. Давление нагнетается по  проекту - 17-20 МПа  ,
а фактические величины Р наг - 8-11 МПа, что недостаточно  для  интенсивного
воздействия на средне- и низко продуктивные пласты. Кроме  того,  увеличение
давления нагнетания  при существующем  техническом  состоянии   системы  ППД
(частые порывы водоводов, нарушение эксплуатации колонны  и  другие)  трудно
реализовать.
    В результате снижается эффективность системы  ППД,  снижается  забойное
давление  значительно  ниже  Р  нас  в  добывающих   скважинах,   нарушается
равновесие пластовых флюидов,  что  приводит  к  загрязнению  внутризабойной
зоны АСПО и снижению продуктивности пластов.. У  увеличивается   также  фонд
нагнетательных скважин  с низкой  приемистостью,  как  за  счет  загрязнения
забоев, так и за счет разбуривания зон с НПК.
    Текущие  показатели  разработки  месторождения  в  целом    значительно
отличаются от проектных,  что  обусловлено  влиянием  комплекса  факторов  и
главным образом  технического характера.
    Vаб горизонт. На  01,01,96  год  по  объекту  реализовано  бурение  72%
проектного фонда. В 1995 году  пробурена  1  добывающая  скважина  против  5
проектных. Среднегодовой дебит скважин по нефти составил  4,2  тонн/сутки  и
13,2 тонн/сутки по жидкости  против  проектных  9,6  и  39,6  тонн/сутки.  С
начала разработки добыто 5910 тысяч тонн нефти и 11228 тысяч тонн  жидкости,
что меньше проектных на 14% по   нефти (6910 тысяч тонн). Отобрано  47%  НИЗ
при проектном 55%.  Обводненность  -   76%.  Коэффициент  нефтеизвлечения  -
0,173 против 0,202 по проекту.
    Применение  площадной  системы  заводнения   на   горизонте   позволило
обеспечить темп  отбора на уровне  3%  по  нефти  и  поддерживать  пластовое
давление на первоначальном уровне и даже выше. Текущее  Р  пл=19,9  МПа  при
начальном 19,1. Закачано 21,4 миллионов м3  воды  при  компенсации  155%.  В
1995 году закачано воды 2131 тысяч м.3, что соответствует  проекту   -  2113
тысяч м.3
    Начиная с 1990 года идет постепенное снижение добычи нефти. В 1995 году
добыча нефти по сравнению с 1994 годом снизилась на 46,2 тысячи тонн  (19%),
а добыча жидкости 148,5 тысячи тонн  (19%).  Текущие  показатели  разработки
Vаб горизонта представлены в таблице 2.2.4. и  на  рисунке  2.2.4-5,  откуда
видно их соответствие. Фактические показатели ниже проектных, кроме  закачки
воды. Не выполнены годовые  отборы  по  нефти  на  49%  (175,3  тысячи  тонн
против355,3 тысячи тонн) и жидкости на  37%.  Основными  причинами  снижения
добычи  нефти  является  обводнение  скважин  ,  снижение  продуктивности  и
дебитов, загрязнение  призабойной  зоны  пласта  отложениями  солей  и  АСП,
остаточные  объемы  ГТМ  против  осложнений,  нерациональный  режим   работы
скважинного оборудования.

                                   ВЫВОДЫ.

    1. Выполнена оценка  степени  реализации  запроектированной  технологии
       разработки.  Показано,  что  по  объектам  эксплуатации,  по   схеме
       размещения   и   плотности   сетки   скважин,   виду    воздействия,
       осуществляемая  схема  разработки  соответствует   проекту.   Однако
       технология   заводнения   на    месторождении    осуществляется    в
       недостаточной  степени  -  не  реализована  еще   согласно   проекту
       стабильно воздействующая и равномерная по  площади  (  по  различным
       зонам  )  система  заводнения.  Требования  проекта  разработки   по
       давлению нагнетания не выполняются, фактическое давление  нагнетания
       9-11 МПа, что недостаточно для эффективного воздействия и вовлечения
       запасов  в разработку зон с НПК. Недостаточно проводятся ремонтно  -
       профилактические    работы    по    поддержанию    и    стабилизации
       технологических   приемов   работы    нагнетательных    скважин    и
       работоспособности фонда в целом.
    2. Проведено сравнение проектных  и фактических показателей  разработки
       по объектам и в целом по месторождению. Выявлены основные причины их
       расхождения. Текущие показатели  разработки  месторождения  в  целом
       значительно  отличаются  от  проектных,  что  обусловлено   влиянием
       комплекса взаимосвязанных факторов, главным образом  технического  и
       организационно - технического  характера.  Причины  снижения  добычи
       нефти по объектам  аналогичны  и  имеют  общую  характеристику.  Как
       показано выше, основными  из  них  являются:  неуклонное  уменьшение
       количества действующих скважин  против  проекта,  недобор  проектных
       объемов  жидкости.  Ухудшение  состояния  фонда   и   системы   ППД,
       обводнение скважин, сопровождающееся рядом осложнений  и   снижением
       продуктивности  пластов,  неуклонное  снижение  объемов  и  качества
       реализаций   ГТМ   против   осложнений    в    добыче,    отсутствие
       профилактических мер и, как следствие, увеличение фонда малодебитных
       скважин и уменьшение действующего  фонда, материально -  техническая
       необеспеченность НГДУ, что непосредственно отражается  на  состоянии
       фонда                                                       скважин.

                           Надо отметить  особенно  интенсивное   увеличение
бездействующего  фонда  в  последние  два  года,  для  сокращения   которого
требуются дополнительные мощности служб КРС и ПРС. Уменьшение фонда  скважин
против проекта связано  также  и  недостаточным  количеством  бурения  новых
скважин. За период 1989-1995 годов недобурено по проекту 145 скважин, в  том
числе 67 добывающих  и  78  нагнетательных  из  583  запроектированных  (426
добывающих + 162 нагнетательные).



            II.3.  АНАЛИЗ РАБОТЫ ФОНТАННОГО СПОСОБА ЭКСПЛУАТАЦИИ

                    II.3.1. ФОНТАННЫЙ СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ

    Способ эксплуатации скважин , при котором подъем жидкости  на
поверхность происходит под давлением пластовой энергии, называется
фонтанным.

                       Условия фонтанирования скважин.

    Фонтанирование скважин происходит  в том случае, если перепад давления
между пластовым и забойным будет достаточным для преодоления
противодавления столба жидкости и потерь давления на трение, тоесть
фонтанирование происходит под действием  гидростатического давления
жидкости или энергии  расширяющегося газа. Большинство скважин фонтанирует
за счет энергии газа и гидростатического  напора одновременно.
    Газ, находящийся в нефти, обладает подъемной силой, которая проявляется
в форме давления на нефть. Чем больше газа расстворено в нефти, тем  меньше
будет плотность смеси и тем выше поднимается уровень жидкости. Достигнув
устья, жидкость  переливается, и скважина начинает фонтанировать. Общим
обязательным условием для работы любой фонтанирующей скважины будет
следующее основное равенство:

                            Рс = Рг+Ртр+ Ру; где
    Рс -  давление на забое, РГ, Ртр, Ру - гидростатическое давление столба
жидкости в скважине, расчитанное по вертикали,  потери давления на трение в
НКТ и противодавление на устье, соответственно.
    Различают два вида фонтанирования скважин:
     . Фонтанирование жидкости, не содержащей пузырьки газа - артезианское
       фонтанирование.
     . Фонтанирование жидкости, содержащей пузырьки газа облегчающего
       фонтанирование - наиболее распространенный способ фонтанирования.

                       Оборудование фонтанных скважин.
    При фонтанной эксплуатации подъем газонефтяной смеси от забоя до устья
скважины осуществляется по колонне насоснокомпрессорных труб, которые
спускают в скважину перед освоением. Необходимость их спуска вызвана
рациональным использование энергии газа, улучшением выноса песка,
уменьшением потрь на скольжение газа и возможностью сохранить
фонтанирование при меньших пластовых давлениях.
    На устье скважины монтируют фонтанную арматуру, которая представляет
собой соединение различных тройников, крестовиков и запорных устройств. Эта
раматура предназначена для подвешивания насосно-компрессорных труб,
герметизации затрубного  пространства между трубами и обсадной колонной,
контроля и регулирования работы фонтанной скважины.
    Фонтанные арматуры изготовляют крестового и тройникового типов. Состоит
она из трубной головки и фонтанной елки. Трубная головка предназначена для
подвески насосно-компрессорных труб и герметизации затрубного пространства
между ними и эксплуатационной колонной.
    Фонтанная елка служит для направления продукции скважины в выкидные
линии, а также для регулирования и контроля работы скважины. Фонтанная елка
имеет две или три выкидные линии.Одна из них запасная. В тройниковой
арматуре нижняявыкидная линии - запасная. На рабочей линии (верхней)
запорное устройство всегда должно быть открыто, а на запасной - закрыто.
Стволовые запорные устройства должны быть  открытыми. Запорное устройство,
расположенное внизу ствола фонтанной арматуры, называется главным. В
тройниковой арматуре выкидные линии направлены в одну сторону. При выборе
типа фонтанной аппаратуры следует учитывать, что крестовины быстрее
разъедаются песком, чем тройники.
    В соответствии с ГОСТ 13846-74  фонтанные арматуры должны выпускаться
на рабочее давление 70, 140, 210, 350, 700 и 1000 кгс/см2.
    Запорные устройства на фонтанных арматурах могут быть двух типов: в
виде задвижки или крана. Тип арматуры вибирают по максимальному давлени,
ожидаемому на устье скважины.
    На выкидных линиях после запорных устройств в некоторых случаях
устанавливают приспособления (штуцеры) для регулирования режима фонтанной
скважины. Штуцер представляет собой  болванку со сквозным отверстием.
    Для контроля за работой  фонтанной скважины на арматуре устанавливают
два манометра: один на буфере (вверх ее), второй -  на отводе крестовика
трубной головки  ( для измерения затрубного давления).
    Фонтанная арматура соединяется  с групповыми  установками выкидными
линиями. Схемы обвязок фонтанных скважин в зависимости от дебита, давлния,
содержания песка, парафина применяются различные.




смотреть на рефераты похожие на "Нефтяное месторождение Жетыбай"