ає місце досить інтенсивне зниження пластового тиску.
Експлуатаційний об'єкт А розробляється з 1986 р Враховуючи, що об'єкт розробляється невеликою кількістю свердловин і є поворотним, будемо вважати, що енергетично стан об'єкта залишається на рівні первісного, тобто, режим поклади упругогазонапорний.
Експлуатаційний об'єкт Б розробляється з 1984 р Закачка по об'єкту була розпочата тільки з 1991 р Середньозважена пластовий тиск в зоні відбору в північній частині поклади склало 25,2 МПа, а по південній частині поклади склало 23, 0 МПа. На 01.01.14г. з покладу відібрано 5301,586 тис.т. На об'єкті Б існує гідродинамічний зв'язок між законтурне водонапірної областю та нафтової облямівкою пачки Б.
У районі газової шапки об'єкта Б маються заміри пластового тиску по скв.№745. Значення Рпл (27,4 МПа) показує, що в газовій шапці тиск впав на 2,6 МПа в порівнянні з початковим. Це свідчить, що закачування води в приконтурної свердловини стримує падіння тиску в газовій шапці.
Експлуатаційний об'єкт В вступив в розробку в 1983 р Закачування води була розпочата на 4 рік розробки. Станом на 01.01.14г. середньозважене пластовий тиск по північному ділянці поклади в зоні відбору рідини сос?? Авіло 23,8 МПа, що на 6,3 МПа нижче первісного тиску. Слід зауважити мала кількість замірів Рпл, що не дає можливості визначити більш достовірно середньозважене пластовий тиск. На 0,1 МПа падіння пластового тиску на північному куполі доводиться 114,6 тис.т нафти.
За значенням пластового тиску зараз можна судити про режим роботи покладу. За поклади об'єкта Всев спостерігається режим пружний з переходом в зоні відбору на режим розчиненого газу. У районі газової шапки об'єкта в свердловині № 393 Рпл склало 23,9 МПа. Таке зниження пластового тиску (на 6,1 МПа) в порівнянні з початковим свідчить про вторгнення газу в нафтову зону.
У дійсності є випадки прориву газу в приконтурної свердловини. Станом на 01.01.14г. середньозважене пластовий тиск по південній ділянці поклади в зоні відбору рідини нижче первісного тиску на 4,8 МПа і становить 25,2 МПа. Слід зазначити мала кількість замірів, яке не дає можливості визначити більш достовірне тиск на поклади. На 0,1 МПа падіння пластового тиску на південному куполі доводиться 72,48 тис.т нафти.
У порівнянні з північним, поклад об'єкта В південь містить менші запаси на 0,1 МПа. В цілому Рпл знизилося в порівнянні з тиском насичення на 0,48 МПа. За поклади спостерігається режим з частковим переходом в деяких зонах на режим розчиненого газу.
Експлуатаційний об'єкт Г-III вступив в розробку в 1988р. Закачування води була розпочата в 1995. Станом на 01.01.14г. середньозважене пластовий тиск склало 28,0 МПа. Якщо дивитися на карту ізобар в зонах відбору є зниження пластового тиску до 25,2 МПа.
У районі свердловин №№2382, +2251 пластовий тиск склало 27,0 і 26,65 МПа, Таке зниження тиску за 12 років розробки на 11 МПа по порівняй нію з початковим (39 МПа) є наслідком пізнього підтримки пластового тиску.
По об'єкту найнижче значення питомої видобутку на 0,1 МПа 54,0 тис.тенге, в порівнянні з вищерозташованими об'єктами. В цілому по поклади спостерігається упруговодонапорний режим з переходом в зонах відбору на режим розчиненого газу.
Експлуатаційний об'єкт Д-III вступив в розробку в 1988 р Закачування води була розпочата в 1995. Станом на 01.01.14г. середньозважене пластовий тиск склало 30,1 МПа. По карті ізобар в зонах відбору є зниження пластового тиску в зоні відбору свердловин №№ 2 361, 2372, до 29,4. Спостерігається пружний режим.
Експлуатаційний об'єкт Дн вступив в розробку в 1986р. Закачування води була розпочата в 1992р. Станом на 01.01.13г. середньозважене пластовий тиск склало 26,6 МПа. Таке зниження тиску на 12,8 МПа за 10 років розробки показує на пружний режим поклади.
. 1.1 Технологічні показники розробки
Розробка раніше здійснювалася за проектом розробки, виконаному інститутом Гіпровостокнефть. В даний час розробка ведеться згідно «Технологічної схеми розробки родовища Жанажол», виконаної Сіньцзяньскім НДІ нафти і газу спільно з Кіпі «Каспіймунайгаз» (м Атирау) та затвердженої 14 червня 2011 (Протокол ЦКР №13). У технологічній схемі були переглянуті обсяги видобутку нафти і газу по роках.
Таблиця 2.1 Зіставлення проектних і фактичних показників розробки по родовищу за 2014
№ПоказателіПо проектуФакт1Фонд видобувних скважін3773642Фонд нагнітальних скважін1541273Дебіт нафти, т/сут2029.74Обводненность,% 6.892.55Добича нафти, тис. т27052958.86Добича газу, млн м31098.45878.3237Темп відбору,% 2.32.58Закачка води, тис. м391507511.39Текущая компен...
