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 величинес некоторым превышением, а в 1989 году фактические и проектные уровни добычи нефтивыравниваются. Затем, начиная с 1990 года происходит постепенное падениедобычи нефти и соответственнопоявляется расхождение с проектом, которое со временем увеличиваетсяс 8 до 76% ( 1995 год ). Темпы падения добычи нефтив 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 количествадействующих скважин против проекта
* Недобор проектных объемовжидкости
* Ухудшение состояния фонда и системы ППД
* Обводнение скважин, сопровождающееся рядом осложнений и снижением продуктивности пластов
* Неуклонное снижение объемов и количества реализаций ГТМ противусложнений в добыче, отсутствие профилактических мер и, как следствие увеличение фонда малодебитныхскважин и уменьшение действующего фонда
* Материально-техническаянеобеспеченностьНГДУ в последние годы, что непосредственно отражается на состоянии фонда скважин.
Среднедействующийфонд 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 особенноеинтенсивное увеличение бездействующего фонда в последние два года, дляпрекращения которого требуется дополнительные мощностислужб КРС и ПРС.
Уменьшение фонда скважин против проекта связано такжеи 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 показателивсех 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 вэтом отношении, что фактические добычи нефти новых скважин и добыча поним соответствуют или выше проектных величин за весьпослепроектныйпериод - 1984-1995 годы.
Одной из основных причин снижения добычи нефти и расхожденияпроектных и фактических показателей является недобор жидкости в недостаточном количестве. Так, напримересли в 1984-1989 годах рост годовойдобычи нефти с 1,2 до 1,8 миллионов тонн достигнут в результате обеспечения отборов жидкостис 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 в1993 году - на 40% и так далее. В итоге добыча жидкости в 1995 году снизилась противуровня 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, чтосуществующие 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 пожидкости монотонно снижаются и за последние 5 лет снизились в 2 раза. Уменьшение средних дебитовпроисходит за счет роста малодебитного фонда, что стало типичным для месторождения.
Такое положение связано прежде всего с недостаткомремонтно - профилактических мер для поддержаниирежима работы фонда и контроля засостоянием скважин. Об этом свидетельствует анализ МДФ скважин, где показано, что отсутствует ГТМ по регулярной очистке забоев и разработки скважин для сохранения начальной продуктивности, особенно впериод 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 продуктивностискважин и несоблюдением техникии технологии добычи нефти.
Планово-предупредительные работы имеют очень важное значение для фонда скважинтакого 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 действующейсистемы 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 строениязалежей для снижения производительности заводненных пластови других целей производится в недостаточном количестве.
Требование проекта по давлению нагнетанияне выполняется, хотя объемы закачки превышают проектные. Давление нагнетается попроекту - 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 нагнетанияпри существующем техническом состояниисистемы 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 увеличиваетсятакже фонд нагнетательных скважинс низкой приемистостью, как за счет загрязнения забоев, так и за счет разбуривания зон с НПК.
Текущие показатели разработки месторождения в целомзначительно отличаются от проектных, что обусловлено влиянием комплекса факторов и главным образомтехнического характера.
Vаб горизонт. На 01,01,96 год по объекту реализовано бурение 72% проектного фонда. В 1995 годупробурена 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% понефти (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 темпотбора 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 проектустабильно 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 запасовв 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 проектныхи 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 иорганизационно - 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 иснижением 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 действующегофонда, материально - техническая необеспеченность НГДУ, что непосредственно отражается на состоянии фонда скважин.