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.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6
