.
Найбільш важливою характеристикою структури запасів нафти, що визначають раціональну розробку родовища є проникність, так як з цим параметром пов'язана продуктивність колекторів, а отже і участь запасів у виробці. У роботі обгрунтовані три діапазони проникності колекторів, до яких приурочені запаси нафти: менше 50? 10-3 мкм 2 (важкодобувані), 50-300? 10-3 мкм 2 (активні), і більш 300? 10-3 мкм 2 (високопродуктивні). У таблиці 1.8 наведена структура запасів нафти по проникності, з якої видно, що чверть запасів нафти міститься в низькопроникних колекторах, а три чверті відносяться по цьому параметру до активним, у тому числі 14% припадає на високопродуктивні колектори. Запаси нафти представлені по зонах різного характеру насичення, з якої випливає, що половина всіх запасів нафти знаходиться в нафтових зонах, 38% зосереджені в нафтоводяної і тільки 11% запасів зосереджено в подгазових зонах. Таке співвідношення говорить про можливість активної вироблення більшої частини запасів нафти двофазних покладів.
Таблиця 1.7 - Запаси природного газу
ГорізонтКатегорія запасовНачальние геологічні запаси газу, млн. м3свободнийшапокпо месторождениюЮ-IВ1156011560Ю-IIС125142514Ю-IIIВ75967596Ю-VВ700700Ю-VIВ+С111401140Ю-VIIIС1668668Ю-IXС111791179Ю-XIС115061506Ю-X IIIС1529529Ітого115601583227392
Таблиця 1.8 - Структура геологічних запасів по проникності
ГорізонтНачальние геологічні запаси по зонам проникності, тис. т.до 50 * 10-3 мкм251-150 * 10-3 мкм2более 151 * 10-3 мкм2ВсегоЮ-II5951895852575Ю-III313220292692230346Ю-IV26989574252014792Ю-V698835185638848561Ю-VI692615374172424024Ю-VII19762387864449Ю-VIII2049927707158249788Ю-IX80347399133716770Ю-X2259527114359053299Ю-XI56279794206017481Ю-XII4110419051596661981Ю-X III399489537929086Ітого8357920352146052333152% отношеніе256114100
Таблиця 1.9 - Запаси нафти і розчиненого газу значаться на балансі ВАТ Мангістаумунайгаз
ГорізонтиКатегорія запасовНачальние геологічні запаси нафти, тис. т. (по зонам насичення) Початкові видобувні запаси нафти, тис. тНачальние Запаси розчиненого газу, млн. м 3 важкодобувані Геологічні запаси нафти, тис. тнефтянаяводонефтянаягазонефтянаягазо-водонефтянаявсегоЮ-IIС11543451581257590180595Ю-IIIВ+С1933584051260630346106218603132Ю-IVС1587589171479244383512698Ю-VА+В+С13816271283271485611942517296988Ю-VIВ+С1571511981481915092402484098076926Ю-VIIС16053844444915571761976Ю-VIIIА+В+С136099937443154978817426214320499Ю-IXВ+С111444159137351677067098398034Ю-XА+В+С15164616535329921319292122595Ю-XIВ+С11009457591530981748161199365627Ю-XIIА61981619812789142394110Ю-X IIIВ4196489090864089650399Ітого1705181252803085764973331521289041573183579
. 2 Система розробки родовища
. 2.1 Аналіз поточного стану розробки
У промислову експлуатацію родовище Жетибай вступило в 1969 р Чинним проектним документом, згідно з яким в даний час здійснюється промислова розробка родовища, є Уточнений проект розробки родовища Жетибай raquo ;, складений КазНІПІнефть та затверджений ЦКР МНП в 1984 р У 1989 р з урахуванням сформованого стану розбурювання об'єктів КазНІПІнефть було проведено уточнення проектних показників розробки родовища на період 1989-2005 рр., які були затверджені ЦКР МНП.
У 1992 р за результатами пробурених до цього часу 1 250 свердловин інститутом КазНІПІнефть була виконана робота з вивчення та уточненню геологічної характеристики продуктивних покладів. Згідно з цими дослідженнями уточнення величини початкових балансових запасів нафти склали 333 152 000. Т., Що на 9% менше прийнятих у проекті [5].
Родовище характеризується двома періодами активного розбурювання. У початковий період 1970-1980 рр. при темпах буріння 55-80 вкв/рік були введені в розробку Ю-XIII, Ю-XII, Ю-X і Ю-VIII горизонти. Другий період 1986-1990 рр. пов'язаний з впровадженням Рішень Управління розробки проекту (1984 г.) - введенням в розробку Ю-Vаб, Ю-Vв + VI, Ю-IX горизонтів і подальшим розбурювання Ю-XII і Ю-X горизонтів. Темп буріння досяг 117 свердловин в 1988 р З початку 90-х років темпи буріння знижуються від 38 до 8 свердловин в 1994-1995 рр. і припиняються в 1998
На родовищі Жетибай в промисловій розробці знаходяться 11 об'єктів. Станом на 01.07.2006 р на родовищі відібрано 62,690 млн. Т. Нафти, 109300000. Т. Рідини і 9136 млн. М? газу. Від затверджених видобутих запасів нафти родовища відібрано 48,6%, нефтеотдача склала - 18,8%. У пласти закачано - 186306,3 тис. М? води, в тому числі: холодний - 177041,3 тис. м?; гарячої 9265 тис. м?.
З початку розробки родовища відбори нафти характеризуються трьома періодами зростання і зниження видобутку. Перший період - 1967-1984 рр., Другий період ох...
