- прямолинейный характер зависимости пластового давления от отборов нефти (рис. 3.4.5).
Поскольку речь идет о весьма серьезной и принципиальной переоценке начальных балансовых запасов нефти, что, естественно, предполагает и необходимость принципиальной переоценки состояния разработки залежи и ее добывных возможностей, представляется необходимым привести дополнительные аргументы и расчеты для обоснования нашей позиции.
В первую очередь, надо отметить, что проявление режима растворенного газа в залежи отсутствовало, поскольку минимальное зафиксированное в залежи текущее пластовое давление (21.0–21.5 МПа) намного превышает давление насыщения нефти (10,3 МПа).
Во-вторых, если исходить
из величины утвержденных и числящихся на балансе ПО «Белоруснефть» начальных
балансовых запасов в размере 30936 тыс. т (даже не исключая запасов, числящихся
на участке скважины 67 
5.2%), то при снижении пластового
давления на 8,7 МПа из этих запасов могло быть отобрано всего 363 тыс.т.
нефти, а фактическая добыча составила более 750 тыс.т. Значит, мы снова
должны предположить, что почти 390 тыс. т. нефти добыто за счет внедрения воды
из законтурной области, и в залежь должно внедриться 580 тыс.т воды (390 тыс.т
x 1,484 = 579 тыс. м3).
Если бы все это произошло в действительности, то для воссоздания начального
пластового давления в залежи следовало бы закачать всего 540 тыс. м3
воды (363тыс. т x 1,484 = 539 тыс.
м3). Однако, к этому моменту (1.07.69г) было закачано 1840 тыс.
м3 воды и это не только не воссоздало начальное пластовое давление в
залежи, оно оказалось на 8.7 МПа ниже начального.
Третье - по состоянию на 01.01.2002 года из залежи отобрано 17545 тыс.т нефти, что составляет 57 % от числящихся на балансе начальных балансовых запасов. А если исключить запасы участка скважины 67, то коэффициент использования этих запасов будет и вовсе 59 %. Подобный коэффициент извлечения нефти не запроектирован и тем более не достигнут при разработке семилукских залежей других месторождений, даже тех, у которых условия вытеснения нефти водой (соотношение вязкостей пластовой нефти и воды, соотношение плотностей пластовой нефти и воды, углы падения пластов и др.) гораздо лучше, чем на семилукской залежи Речицкого месторождения. К примеру, это семилукские залежи Тишковского (оба блока), Восточно-Первомайского, Барсуковского, Малодушинского месторождений. В связи с этим правомерно, на наш взгляд, предположить, что текущий коэффициент извлечения нефти находится в пределах 35-40 %, и начальные балансовые запасы уже бы представились в количестве 45-50млн.т.
Четвертое – при определении коэффициента вытеснения нефти в лабораторных условиях на 9 образцах семилукских пород Речицкого месторождения (скважины 51,89) получено его среднее значение 68 % при пятикратной промывке емкости образцов водой. Следует обратить внимание на то, что пористость исследуемых образцов находилась в пределах 9,4 – 18,9 % (средняя 14 %). В то время, как при подсчете запасов нефти использована пористость 9,3 %. На наш взгляд, не следует ожидать достижения лучших результатов вытеснения нефти водой в природных условиях (не на образце), при значительно худших, чем в образцах, коллекторских свойствах пород залежи, и при значительно меньшей, чем в образцах, степени промывки.
Пятое – в настоящее время установлено трехчленное строение семилукских отложений. Нижняя и верхняя части разреза характеризуются существенно более низкими коллекторскими свойствами и выработка из них запасов нефти с коэффициентом извлечения 0,63 представляется недостижимой. Нами подсчитано, что сумма линейных запасов нефти нижнебуйновичских и азерецких слоев всех скважин составляет третью часть от суммы линейных запасов семилукского горизонта в целом по тем же скважинам.
Шестое – для того, чтобы сформировать представление о состоянии разработки залежи и выработки ее запасов, выполнена оценка распределения начальных балансовых запасов по площади на основе построенной нами карты равных линейных (удельных) запасов (рис. 3.4.7). Выделено 4 участка: участок скважины 67, отсекаемый от основной части залежи разрывным нарушением амплитудой 40-45 м и далее на восток, соответственно, западный, центральный и восточный участки (выделены условно, но с четкой принадлежностью нагнетательных скважин к каждому из участков). С помощью планиметра начальные балансовые запасы нефти, числящиеся на балансе ПО “Белоруснефть” оценены по площади следующим образом:
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.