Оценка начальных балансовых запасов нефти методом материального баланса (Часть 3 Отчёта о научно-исследовательской работе), страница 9

-  участок скважины 67  -   5,2%, или 1609 тыс.т

-  западный участок        -   41,5%, или 12838 тыс.т

-  центральный участок  -   37,5%, или 11601 тыс.т

-  восточный участок      -    15,8%, или 4888 тыс.т.

Вместе с этим для каждого из участков и для залежи в целом выполнен баланс отборов жидкости (нефти и воды) и закачки воды в пластовых условиях, а также графики изменения пластового давления в процессе всего времени разработки залежи (рис. 3.4.4, 3.4.8, 3.4.9, 3.4.10). Кроме того, построены графики изменения пластового давления  за весь период разработки залежи по каждой скважине (рис. 3.4.11), на основе которых построены 12 карт изобар по состоянию разработки залежи на начало 1968, 1969, 1970, 1971 годов (период некомпенсированного закачкой отбора жидкости), 1974 года (момент достижения полной (100%) компенсации отбора закачкой), 1976, 1978 годов (период превышения объемов закачанной воды над объемами отобранной жидкости) и далее 1981,1986,1991,1996 и 2001 годов.

Основные результаты разработки залежи в целом и выделенных нами участков по состоянию на 01.01.2001 г представлены на карте разработки (рис. 3.4.7). Анализируя эти результаты можно констатировать:

-  участок скважины 67 не доразведан и, по всей видимости, не выработан (скважина ликвидирована после добычи 1,6 тыс.т нефти по техническим причинам);

-  на западном участке добыто 4,8 млн. т нефти, что составляет 37% числящихся здесь начальных балансовых запасов нефти, а суммарный отбор жидкости в пластовых условиях составил 16,3 млн. м³. В тоже время, здесь закачано 23,5 млн. м³ воды, что на 7,2 млн. м³ больше, чем отобрано жидкости. Очевидно, что избыток закачанной здесь воды мог проявиться (и проявился) в центральной части как проникновением закачиваемой воды, так и вытеснением нефти из западной части в центральную.

-  действительно на центральном участке отбор нефти составил 9,2 млн. т, тогда как начальные извлекаемые запасы оценены лишь в 7,3 млн. т, то есть здесь добыто нефти почти на 2 млн. т больше, чем количество числящихся здесь извлекаемых запасов. На этом участке отобрано 23,4 млн. м³ жидкости (в пластовых условиях), а закачано воды всего 13 млн. м³, то есть отобрано жидкости на 10,4 млн. м³ больше, чем закачано воды;

-  при совместном рассмотрении основных результатов разработки обоих участков залежи можно отметить достижение достаточно высокой степени извлечения нефти – 57% при весьма низкой степени промывки залежи водой (водонефтяной фактор 0,9), что вызывает сомнение в объективном подсчете величины начальных балансовых запасов залежи;

-  это сомнение достаточно убедительно и ярко подтверждается результатами разработки восточного участка залежи, где при числящихся начальных извлекаемых запасах в 3,1 млн. т уже отобрано 3,4 млн. т (достигнутый коэффициент  извлечения - 0,7) при текущем водонефтяном факторе 0,71. Вот это уже ни коим образом не может быть объяснено вытеснением нефти из центрального участка в восточный, поскольку на восточном участке закачано воды на 0,5 млн. м³ больше, чем отобрано жидкости. Здесь, скорее всего речь должна идти об обратном явлении, т.е. о перетоке пластовой жидкости воды и нефти из восточной части залежи в центральную и восполнении дефицита закачки в центральной части.  

Все это убедительнейшим образом подтверждается тем, что в течение всего периода разработки залежи текущие пластовые давления на восточном участке залежи заметно превышали таковые на центральном ее участке. Это хорошо иллюстрируют как графики изменения пластовых давлений на этих участках    (рис. 3.4.9, 3.4.10), так и все построенные нами карты изобар (3.4.12 – 3.4.22).

Таким образом, на восточном участке извлекаемых запасов оказалось, в действительности, значительно больше, чем числится, поскольку в течение всего периода разработки происходило вытеснение нефти из этой части залежи, а количество добытой нефти превышает величину числящихся здесь начальных извлекаемых запасов. Более того, получение притока безводной нефти в декабре 2000 года во втором стволе обводнившейся в 1987 году скважины 150, ее работа в 2001 году с дебитом нефти 80 т/сут и продолжающаяся в настоящее время эксплуатация других скважин свидетельствуют о еще существующих добывных возможностях этого участка залежи.