оплює 1984-1998 рр., Третій - з 1998 р по 01.07.2006 р як показано на малюнку 5.
Перший період характеризується досягненням максимального рівня річного видобутку нафти в 3,9 млн. т., який підтримувався протягом двох років (1972-1973 рр.), потім протягом трьох подальших років (1974-1976 рр.) стабільної видобутком нафти в 3,4-3,6 млн. т. Це обумовлюється бурінням нових свердловин, активної експлуатацією та подальшим виснаженням базового і найбільш продуктивного горизонту Ю-ХII, по якому в період 1972-1977 рр. забезпечувався 50-90% річних відборів нафти родовища. Стабілізація видобутку в 1974-1976 рр. пов'язана з введенням в розробку Ю-ХШ горизонту і окремих, найбільш продуктивних ділянок покладів Ю-V, Ю-VIII, Ю-Х1 горизонтів, що ні компенсувало подальше зниження видобутку по Ю-ХII горизонту. З 1977 р видобуток нафти знижується з 3,1 млн.т. до 1,2 млн. т. в 1984 г.
Динаміка видобутку рідини аналогічна динаміки видобутку нафти, але характеризується великим періодом стабільного видобутку протягом шести років з 1973 по 1978 рр., і амплітуда зниження значно менше (43% від максимального), ніж з нафти (69 %).
У другому періоді розробки реалізовувалися проектні рішення 1984р. щодо подальшого Розбурювання та облаштуванню родовища. У 1989 р досягнутий максимальний рівень видобутку нафти за цей період в 1,8 млн. Т. З 1988 р по 1990 р відбори нафти трималися на рівні 1,7-1,8 млн. Т. У цей період були введені в розробку Ю-Vаб, Ю-Vb + VI, Ю-IХ горизонти і подальше розбурювання Ю-VIII, Ю-X, Ю-ХII горизонтів, облаштування свердловин та інші заходи щодо активній розробці родовища.
Після складання проекту (1985-1989 рр.) спостерігається невелике збільшення фактичних відборів нафти. Надалі в період 1991-1998 рр. по родовищу спостерігається монотонне зниження видобутку нафти 13-21% на рік.
Малюнок 5 - Графік розробки VIII продуктивного горизонту родовища Жетибай
Аналогічна картина проглядається з відбором рідини - зниження в 4,5 рази з 1991 по 1998 р, при зниженні відборів нафти в 3,9 рази.
Першим двом періодам відповідає і динаміка буріння свердловин: у перший період розробки були введені в розробку горизонти - Ю-VIII, Ю-Х, Ю-ХII, Ю- XIII при темпі буріння 55-80 вкв/рік. У другому періоді темп буріння досягає 117 вкв/рік в 1988 р, і з початку 90-х років темпи буріння знижуються з 38 до 8 вкв/рік (1994-1995рр.), І припиняються 1998-го г.
Третій період розробки родовища характеризується стабільним рівнем відбору нафти 0,38-0,45 млн. т. (1998-2000 рр.) і подальшим поступовим зростанням видобутку нафти до 1,147 млн. т. в 2005 г. За перше півріччя 2006 р відібрано 595,5 тис. т. нафти. Збільшення видобутку нафти пов'язане з інтенсивним проведенням на родовищі геолого-технічних заходів по збільшенню продуктивності свердловин, по роботі з недіючим фондом.
Стабільний відбір рідини збігається з відбором нафти (1998-2000 рр.) і подальше збільшення при практичній незмінною обводнення 45-54%.
. 2.2 Аналіз структури фонду свердловин і їх поточних дебітів, технологічних показників розробки
Характеристика фонду свердловин по горизонтах і в цілому по родовищу представлена ??в таблиці 1.2.2.1. Як видно з таблиці, найбільша кількість свердловин припадає на шість об'єктів - Ю-Vаб, Ю-Vв-VI, Ю-VIII, Ю-IX, Ю-X і Ю-XII, де пробурено близько 93% з усього фонду. Рух фонду в процесі експлуатації також відбувається в основному між цими об'єктами. До теперішнього часу загальний експлуатаційний фонд по вище перерахованих об'єктів становить 96% фонду родовища.
З 1997 р механізованим способом в цілому по родовищу було видобуто 4,1 млн. т. нафти, або 99,8% від загального видобутку. Основну частку відборів з них забезпечив глубіннонасосной спосіб видобутку (4,1 млн. Т.). За рахунок фонтанування свердловин видобуто всього 7,8 тис. Т. Найбільшою видобутком нафти механізованим способом характеризується Ю-VIII горизонт, за яким було відібрано в період з 1997 р близько 1 млн. Т. Нафти, що становить 99,6% від загальної видобутку по горизонту.
Сумарний відбір нафти за допомогою гвинтових насосів склав всього 9,2 тис. т.
Кількість свердловин з дебітом нафти менше 5 т/добу становить 65% від діючого фонду, при середньому дебіте по нафти та рідини 4,6 т/добу і 11,0 т/добу відповідно. Кількість свердловин дають безводну продукцію - 1, з обводненість більше 90% - 19 свердловин. Середня прийомистість характеризується як найбільш висока в порівнянні з іншими об'єктами і становить 186,4 м3/сут, 50% діючого фонду має прийомистість більше 200 м 3/добу.
На родовищі станом на 01.01.2006 р загальний фонд пробурених свердловин складає всього 1500, у тому...
