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, XIIIгоризонты. Объекты введенывразработку в разное время и находятся в разных стадиях. Горизонты XII и XIIIнаходятся 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 началасьв 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 годпо 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 системузаводнения по 9-ти точечной схеме, что позволило обеспечить темпы отбора 406% понефти и 6-8%по жидкости, а также восстановить пластовое давление доначального 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 челомпо месторождению, начинается неуклонноеснижение 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, обеспечивающимосновную добычу, который показал, что в 1990 году снижение добычи происходило в основном по нефтииз-за обводнения, а в последующие годыснижение отборовпроисходит как по нефти, так и по жидкости. Последнее прослеживается в целом и по динамикедебитов скважин (таблица 2.1.). Так если дебиты скважин по жидкости до 1990 года увеличились до 28,6 т/сутки, то после 1990 года наблюдаетсяпостоянное 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 характеризуютсянаиболееблагоприятнымигеолого-физическими условиями. На остальной (центрально) части залежи Vаб горизонта характерна низкая продуктивность пластов, в связи с тем, что здесь залежь Vагоризонта имеет газовую шапку, а залежь Vб представлена слабопроницаемыми пластами-коллекторамис небольшими толщинами от 2,5 до 8 метров. Здесь расположены82 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 нефтеотдачина Vаб горизонте в 1988 году был запроектирован метод закачки ПАВ на опытном участке. Технологическая схема на применениеметода была составлена КазНИПИнефть совместно с НПО "Союзнефтеотдача" в 1988 году. Опытно- промышленное испытаниеметода на месторождении проводилось в июле - августе1989 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 одинметр 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.