II Краткая история и современное состояние разработки месторождения

1. Динамика фонда скважин, сбора нефти, газа, попутной воды, среднего дебита скважин, пластового давления (график разработки).

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. в1984 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%).

2. Нагнетание в пласт воды и газа с целью поддержания пластового давления (ППД).

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, чтоVаб-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 только26%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.

3. Вторичные методы добычи нефти, их практическое осуществление и эффективность.

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 падения13-21%. 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 составил0,84 при колебаниях0,76 (X) - 0,78 (V), нагнетательного - 0,85 (0,84-0,95).

4. Охрана труда, техника безопасности, противопожарные мероприятия и гражданская оборона при нагнетании в пласт воды и осуществлении вторичных методов добычи нефти. Охрана окружающей среды.

За последние 16 лет, начиная с 1998 года в Мангистауской области была проведена большая целенаправленная работа по охране окружающей среды. Ежегодно разрабатывались и выполнялись природоохранные мероприятия, направленные на сохранение и восстановление земляного покрова, уменьшения выбросов вредных веществ в атмосферу от работающего оборудования, защите животного и растительного мира на территории месторождения и прочее.

Этот большой объем работы по охране окружающей среды был выполнен благодаря организованной и планомерной деятельности руководства компании, отдела ООС и всего трудового коллектива АО «КБМ».

За прошедшее время были построены современные отвечающие нынышним техническим требованиям и расширены действующие 7 групповых установок на нефтепромысле, в результате чего были закрыты старые ГЗУ вместе с факелами и амбарами не соответствующих экологическим требованиям, проложены обновленные нефтепроводы и водонагнетательные коллектора, введена в эксплуатацию новая площадка парогенерации ППГ-3,4, отремонтированы внутрипромысловые дороги с использованием переработанных отходов производства, таких, как НЗГ (нефтезамазученный грунт) и нейтральный буровой отход по утвержденным технологиям.

Обновлено устьевое оборудование добывающих нефтяных скважин, внедрена новая технология нефтедобычи и утилизации попутного газа, тем самым уменьшив выбросы вредных веществ в атмосферу. На базах и участках цехов компании построены новые бытовые и сантехнические помещения, проводится ремонт комнат общежития по стандарту «Евро», установлена 4-ая по количеству столовая на месторождении, таким образом Компания создает хорошие условия труда и отдыха для работников АО «КБМ».

Все это позволило улучшить экологическую обстановку и тем самым снизить техногенную нагрузку на окружающую среду, оздоровить фауну и флору нашей территории, уменьшить влияние вредных факторов на человека.

Отдел охраны окружающей среды, его служба на месторождении ведет постоянный мониторинг за состоянием выбросов вредных веществ от работающего оборудования, загрязнения земельного покрова, водного бассейна, защите животного и растительного мира, осуществляет сбор данных из цехов, анализирует поступающую информацию, вырабатывает рекомендации и прогнозы по экологическим проблемам.