Загадочная тёмная маслянистая жидкость

19 ны. Например, по данным В.Г. Базаревской [4] на Ромашкинском ме- сторождении за последние 20 лет суммарная по горизонтам площадь нефтеносности увеличилась на 38 %, суммарная эффективная нефте- насыщенная толщина – на 41 %. Но в данном случае речь идет о та- ком превышении, которое уже невозможно объяснить ни детализаци- ей запасов, ни увеличением коэффициента извлечения нефти, кото- рый принципиально не может быть больше единицы. Следует отметить, что существует много разногласий по спосо- бам определения коэффициента извлечения и геологических запа- сов. Например, существенную погрешность в КИН могут вносить забалансовые запасы, к которым относят прежде всего запасы неф- ти в коллекторах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами в пределах разреза месторождения. Эти запасы не учитываются ни в Госбалансе страны, ни в геологических и гидродинамических моде- лях, но по факту могут участвовать в процессе разработки месторож- дения особенно в результате внедрения новых технологий разработки и способов заканчивания скважин. Хорошим примером в этой обла- сти являются активно распространяемые горизонтальные скважины с множественными трещинами гидроразрыва пласта (ГРП). Известны работы С.Н. Закирова, И.М. Индрупского по определению фазовых проницаемостей нефти и воды в реальных промысловых условиях, которые показывают отличие от лабораторных исследований, что так- же сказывается на достоверности расчета КИН. В итоге, вопросы по коэффициенту нефтеизвлечения и запасам довольно активно обсуж- Рис. 1.4. Влияние способов повышения нефтеотдачи на КИН (из выступления Д. Готье в ИНГБ, март 2013)