Оценка начальных балансовых запасов нефти методом материального баланса (Часть 3 Отчёта о научно-исследовательской работе), страница 7

Ввод в эксплуатацию новых скважин в 1967-1969 годах показал хорошую гидродинамическую  связь различных участков залежи между собой, поскольку пластовые давления в них  перед вводом их в эксплуатацию и в период их эксплуатации оказались на уровне текущих пластовых давлений в работающих скважинах (рис.3.4.1). Более того, пластовые давления в законтурных скважинах, пробуренных для организации закачки воды в залежь (скважины 10,12,17,74,87), перед вводом их в эксплуатацию так же оказались на уровне текущего пластового давления в залежи, что может служить доказательством слабых энергетических возможностей законтурной водоносной области. Организованная с середины 1967 года закачка воды в залежь не смогла сразу оказать достаточного влияния на энергетическое состояние залежи, поскольку в этом же году было закачано всего 89 тыс. м³ воды, а накопленный отбор нефти из залежи к концу 1967 года составил 603 тыс.т. или 895 тыс. м³ в пластовых условиях. Поэтому пластовое давление в залежи продолжало снижаться и к началу 1968 года оно оказалось на уровне 23,5 МПа.

В 1968 году объемы закачки воды были существенно увеличены, (годовая компенсация составила 75 %) и темп снижения пластового давления заметно уменьшился, а уже в 1969 году пластовое давление в залежи несколько возросло в результате 108-процентной компенсации закачкой воды годового отбора нефти (рис.3.4.1).

Достаточно длительный период разработки залежи при некомпенсированном закачкой отборе жидкости вплоть до 1974 года, имеющиеся данные о поведении пластового давления, позволяют построить зависимость поведения пластового давления в залежи от некомпенсированного отбора нефти, эквивалентного объему отобранной жидкости в пластовых условиях. Необходимые для этого данные содержатся  в графиках изменения пластового давления в залежи (рис.3.4.1, 3.4.2, 3.4.3), в таблице  «Баланс объемов добычи жидкости и закачки воды в пластовых условиях» (табл.3.4.1). Общая картина разработки залежи в этот период представлена и на графике показателей разработки, совмещенных по времени с поведением пластового давления в залежи (рис. 3.4.4).

В таблице 3.4.2 сведены все необходимые данные, принятые нами для построения указанной зависимости, а  на рисунке 3.1.5 эта зависимость представлена графически и характеризует типичную картину разработки залежи на упругом режиме без внедрения законтурной воды. Зависимость оказалась достаточно тесной, строгой и четкой в пределах значительного периода времени  разработки залежи и вполне корректной, чтобы использовать ее для оценки начальных балансовых запасов нефти.

Оценка произведена по известной формуле 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, ед.

Все необходимые и использованные нами данные для оценки и сама оценка начальных балансовых запасов нефти семилукской залежи Речицкого месторождения представлены в таблице 3.4.3 и подкрепляются графиком на рис. 3.4.6, обосновывающим принятую нами величину коэффициента сжимаемости нефти. Эта оценка выполнена нами по результатам разработки залежи на 01.07.69 года, когда в залежи зафиксировано наиболее низкое пластовое давление – 21,5 МПа, а добыча нефти составила значительную величину - 750 тыс.т, что, на наш взгляд, ограждает нас от значительных неточностей. В этом случае удельный отбор нефти на 1 МПа снижения пластового давления составил 87 тыс.т, и эта величина находится в пределах величин удельных отборов, приведенных в таблице 3.4.3 на различные даты достаточно длительного периода разработки залежи.

По нашим расчетам величина начальных балансовых запасов нефти семилукской залежи оценивается в 64,5 млн. т.  Это более чем в 2 раза превышает величину начальных балансовых запасов, числящихся на балансе ПО «Белоруснефть» и утвержденных в ГКЗ СССР.  

Выше мы уже привели два доказательства отсутствия проявления законтурной области и внедрения воды в залежь. Это:

-  снижение пластового давления в законтурных скважинах в результате отбора нефти из залежи;