Оценка начальных балансовых запасов нефти методом материального баланса (Часть 3 Отчёта о научно-исследовательской работе), страница 5

В период с сентября 1967г. по апрель 1968г. поведение пластового давления в скважине контролировалось положением уровня жидкости в стволе и составляло 19,3 МПа. Это позволяет сделать вывод о том, что на этом участке в этот период времени в залежи не произошло восстановление пластового давления ни за счет перераспределения давления в залежи, ни за счет поступления в залежь законтурных вод, ни за счет влияния семилукской залежи через скв.6, в которой семилукская и воронежская залежи вскрыты одновременно единым фильтром, пластовое давление в семилукской залежи в это время находилось в пределах 25 МПа (скв.1,51), т.е об изолированном состоянии этого участка нижневоронежской залежи. По результатам эксплуатации восточного участка залежи скв.14, начальные балансовые нефти этого участка оцениваются в 1,5 млн.т.(табл.3.3.1)

Оценка начальных балансовых запасов восточного участка залежи произведена с использованием формулы упругого режима

где  - начальные балансовые запасы нефти, тыс.т.,

       - удельная добыча нефти на 1 МПа снижения пластового давления, тыс.т/МПа,

       - эффективный коэффициент сжимаемости пластовой системы, МПа^-1, определенный по формуле

,

где , - коэффициенты сжимаемости нефти, воды, породы, соответственно, МПа^-1,

    - нефтенасыщенность и пористость коллектора, соответственно, доли ед.

Подставим в формулы данные из таблицы 1, получим:

 = (12,1 0,77 + 3,5 0,23 + 1-0,065/0,065  0,25) 10^-4 = 13,7 10-4 МПа ^–1

а начальные балансовые запасы:

  = 2,01 / 13,7 10^-4= 1467 тыс.т.

В мае 1969 года на западном участке нижневоронежской залежи была введена в эксплуатацию скважина 89, расположенная на расстоянии более 10 км от скважины 14. При вводе скважины 89 в эксплуатацию пластовое давление в ней (24 МПа) оказалось меньше чем начальное в залежи (рис.3.3.2), но выше, чем текущее в восточной части залежи (скв.14) и соответствовало текущему пластовому давлению на этом участке семилукской залежи.

Вполне вероятно, что в процессе бурения скважин на семилукскую залежь и ввода их в эксплуатацию возникла гидродинамическая связь по заколонным пространствам отдельных скважин между семилукской и воронежской залежами.

Несмотря на то, что в большинстве скважин, полностью обводнившихся по семилукскому горизонту, при переводе их на воронежский были получены притоки безводной нефти, что свидетельствует в пользу отсутствия заколонных перетоков в этих скважинах, вполне вероятно возникновение гидродинамической связи между указанными залежами по заколонным пространствам отдельных скважин.

Это предположение находит свое подтверждение:

-  В отдельных скважинах (142 на западе и 80 на востоке) после их полного обводнения по семилукскому горизонту, и их изоляции при вскрытии воронежского горизонта были получены притоки воды, в то время когда закачка воды в воронежскую залежь не проводилась.

-  В скважинах 58 и59 (запад) и скв.78 (центр) после перевода их на воронежский горизонт (1972 г) пластовые давления оказались выше начального по этой залежи и соответствовали текущему пластовому давлению этого участка семилукской залежи (рис.3.3.2, 3.3.4).

-  В некоторых простаивающих скважинах (60 на западе, 153 и 57 в центре и 51 на востоке) в период разработки залежи на естественном режиме (без закачки воды) в 1983 – 1990 г.г. наблюдалось медленное повышение пластового давления на 8 – 10 МПа в течение одного – двух лет (рис.3.3.1, 3.3.2, 3.3.3).

Вышеизложенное достаточно убедительно свидетельствует о том, что на показатели разработки воронежской залежи оказывали влияние внешние силы, роль которых не представляется возможным оценить. Поэтому использовать в полной мере метод материального баланса для оценки начальных балансовых запасов нефти этой залежи невозможно.

Тем не менее, с позиций материального баланса целесообразно рассмотреть некоторые аспекты, как состояния разработки залежи, так и оценки начальных балансовых запасов.

По состоянию на 01.01.2002 года из скважин, эксплуатировавших нижневоронежскую залежь, добыто нефти 658,9 тыс.т. и 102,3 тыс.т. воды. В залежь же закачано воды 336,1 тыс.м³. Таким образом, некомпенсированный закачкой объем добытой жидкости составляет в пластовых условиях 754 тыс.м³, что в стандартных условиях эквивалентно отбору 496 тыс.т. нефти.