валі 0.238 - 0.297.
У 2003 р в ДКЗ МПР РФ ВАТ «Варьеганнефтегаз» вперше представило звіт за підрахунком запасів УВ ВКЕ родовища станом на 01.01.1999 р Робота була виконана ТОВ «ВНІГНІ - 2» (м Москва ) і ТОВ «ГАЗГЕРС» (м Твер) за матеріалами 65 пошуково-розвідувальних і 217 експлуатаційних свердловин (відп. Петерсілье В.І.).
На момент подання звіту в ДКЗ на родовищі були додатково пробурені 59 експлуатаційних свердловин, внаслідок чого виникла необхідність коригування геологічних моделей продуктивних пластів та уточнення запасів УВ по ним.
Зазначена робота, яка врахувала дані експлуатаційних свердловин, пробурених на родовищі з 01.01.1999 р по 01.01.2004 р, була виконана ТОВ «Гео Дейта Консалтинг» (м.Москва) і у вигляді Додаткових матеріалів до раніше представленому підрахунку запасів (автори Петровець А.М., Зюзюкін І.Г. та ін.) була передана на експертизу ДКЗ.
До кінця 2005 р організаційно складна комплексна експертиза представлених геологічних і видобутих запасів вуглеводнів в ДКЗ була завершена. Паралельно в ЦКР було розглянуто ТЕО КІН родовища, у підготовці якого брали участь фахівці ВНІГНІ - 2 (відп. Виконавець Юферов Ю.К.) і ТОВ «Гео Дейта Консалтинг» (науковий керівник Баишев Б.Т.)
Центральна комісія з розробки родовищ горючих корисних копалин протоколом №3172 від 15.04.2004 р прийняла «Техніко-економічне обгрунтування коефіцієнтів вилучення нафти по Верхнеколік-Еганскому родовищу» і рекомендувала ГКЗ МПР РФ до утвердження КІН по кат. В + С 1 - 0.294, кат. З 2 - 0.210, у тому числі по пластах і категорій з урахуванням внесених нею змін.
У січні 2006 р протоколом №1152 від 27.01.2006 р ГКЗ Роснадра утрималося від затвердження запасів нафти і газу Верхнеколік-Еганского родовища, пославшись на необхідність дорозвідки родовища та обліку матеріалів проведених на його території сейсморозвідувальних робіт 3Д.
Слід зазначити, що в результаті проведеного підрахунку запасів, який використав 65 пошуково-розвідувальних свердловин і 276 експлуатаційних свердловин було виділено 62 подсчетних об'єкта замість 55 вважалися на держбаланс. Проведена детальна кореляція продуктивного розрізу, яка істотно змінила раніше застосовувалася систему виділення та індексації продуктивних пластів. Дані експлуатаційного буріння істотно ускладнили геологічні моделі продуктивних резервуарів, помітно скоротили і перерозподілили ресурси вуглеводнів в окремих інтервалах розрізу (групах пластів).
Підсумком проведеного підрахунку стало зменшення початкових геологічних запасів нафти родовища в порівнянні з значаться на держбаланс з 601 961 тис. т до 381 135 тис. т, тобто на 220 826 тис. т або 36.7%. При цьому запаси кат. В + С 1 скоротилися з 493 467 тис. Т до 195 475 тис. Т або на 297992 тис. Т, що відповідає 60.4%. Щодо запасів кат. З 1 найбільшому списанню піддалися пласти групи ПК - 34448 тис. Т замість 161 686 тис. Т (- 127 238 тис. Т або - 78.7%). По пластах групи БВ було списано 48 949 тис. Т (62.2.%), Ачимовской товщі - 39154 тис. Т (61%), по пластах групи ЮВ - 73259 тис. Т (42.5%), у тому числі по пласту ЮВ 1 2-3 - 32100 тис. т (30.1%).
Запаси нафти в порівнянні з даними держбаланс зменшилися по родовищу з 168940 тис. т до 95594 тис. т, що відповідає 73 346 тис. т або 43.4%. Для категорії В + С 1 вказане скорочення склало 88640 тис. Т (61.0%), тобто з 145 257 тис. Т на 56617 тис. Т. Середній КІН по родовищу знизився з 0.281 (держбаланс) до 0.251 або на 10.6% відносних. Для категорії В + С 1 зміна була несуттєвим: 0.290 замість 0.294 (держбаланс), тобто всього на 1.6%. За кат. З 2 КІН знизився з 0.218 на 0.210 або на 3.8%. Таким чином скорочення запасів нафти, представлених в роботі, що пройшла експертизу ДКЗ і ЦКР, в порівнянні з значаться на держбаланс, відбулося в основному за рахунок зменшення геологічних запасів.
Навесні 2006 року ВАТ «Варьеганнефтегаз» представив у Центральну балансову комісію Роснадра матеріали переоцінки запасів УВ по пластах ЮВ 3 і ЮВ 2, горизонту ЮВ - 1 і відкладення ачимовской товщі (Ачім1-4) ВКЕ родовища з метою постановки їх на держбаланс за результатами переоцінки виробленої в 2005 р
Протоколом №18/511-пр від 03.08.2006 р Наради при начальнику Управління геології нафти і газу, підземних вод і споруд Федерального агентства з надрокористування уточнення моделі продуктивних пластів ЮВ 3, ЮВ 1 2-3 , С 1 1 і АчБВ 14-19 (замість раніше числилися Ачім1-4 і БВ 13 лютого, БВ 14, БВ 15) були прийняті, а геологічні та видобувні запаси нафти, газу і супутніх компонентів поставлені на Державний баланс. У таблицях 2.4.3 і 2.4.4 представлені ресурси нафти, газу та конденсату по пластах АчБВ 14-19, ЮВ 1 1, ЮВ 1 2-3 і ЮВ 3 відповідно до їх офіційними змінами відбулися в 2006 р (див. Колонку «статус запасів»). ...
