Куперс

Начальные извлекаемые запасы нефти залежи Qн.и. равны произведению величин начальных балансовых запасов Qн.г. и конечного коэффициента извлечения kи.н. Конечный коэффициент извлечения нефти показывает, какая часть от начальных балансовых запасов может быть извлечена при разработке залежи до предела экономической рентабельности.

При подсчете начальных извлекаемых запасов нефти залежей, вводимых в разработку, и при пересчете запасов разрабатываемых залежей начальные балансовые запасы умножаются на утвержденный конечный коэффициент извлечения нефти, обоснованный технико-экономческими расчетами. Этот коэффциент используется при проектировании разработки залежей, планрован развития нефтедобывающей промышленности и т. п.

Наряду с конечным коэффициентом извлечения нефти различают текущий коэффициент извлечения, равный отношению накопленной добычи из залежи или объекта разработки на определенную дату к их начальным балансовым запасам.

В зависимости от стадии зученност применяется тот или иной метод определения коэффициента извлечения.

МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОЕКТНЫХ КОЭФФИЦИЕНТОВ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ПРИ ВОДОНАПОРНОМ РЕЖИМЕ

Значения коэффициентов извлечения нефти и величина извлекаемых запасов по месторождению или залежи зависят от ряда и технологических факторов. Исходной информацией для определения извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения нефти служат данные разведки, пробной эксплуатации скважин, опытно-промышленной разработки залежей. На величину kи.н. оказывают влияние применяемые методы искусственного воздействия на пласты, а при разработке без воздействия — природный режим залежи, плотность сетки добывающих скважин, новые методы разработки и способы интенсификации добычи нефти и другие факторы.

Подобно подсчету балансовых запасов определение конечных коэффициентов извлечения нефти и извлекаемых запасовдолжно быть увязано с этапами и стадиями геологоразведочных работ и разработки залежей, т. с объемом имеющейся информации, а также с особенностями геологического строения

Определение извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения нефти может проводиться на следующих стадиях изученности месторождений и залежей:

1) поиска и оценки месторождений;

2) подготовки месторождений к разработке;

3) ввода месторождений в разработку;

4) завершения разбуривания месторождения (залежи) основным проектным фондом скважин;

5) на поздней стадии разработки.

В зависимости от качества и количества исходной информации на разных этапах могут оцениваться коэффициент извлечения нефти и по его значению рассчитываться извлекаемые запасы, либо определяться извлекаемые запасы и исходя из их величины рассчитываться коэффициент извлечения нефти.

На стадиях поиска и оценки месторождений в процессе геологоразведочных работ в условиях минимума информации о строении и геолого-физических характеристиках продуктивных пластов проводится предварительная оценка коэффициентов извлечения нефти. Расчет кэффициентов извлечения основывается на многомерных статистческх моделях.

На стадии подготовки к разработке и при вводе в разработку месторождений производится подсчет запасов нефти и газа, составляется технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения нефти (ТЭО КИН), утверждаются ГКЗ РФ балансовые и извлекаемые запасы, составляется технологическая схема разработки. В технико-экономическом обосновании коэффициента извлечения нефти (ТЭО КИН) обсновывается выбор оптимального варианта системы разработки по результатам номических расчетов нескольких вариантов систем, в том числе и варианта системы разработки на естественном режиме. Для каждого варианта рассчитываются коэффициент извлечения и другие показатели разработки. Принимается коэффициент извлечения того варианта, который наиболее рационален с учетом замыкающих затрат.

Коэффициенты извлечения нефти на средних, крупных уникальных залежах рассчитываются гидродинамическими методами с учетом одномерных моделей фильтрации — на стадии завершения разведки и двумерных моделей, идентифицируемых с реальными пластовыми условиями, — на стадиях разработки. По мелким залежам коэффициенты извлечения нефти определяются с использованием коэффициентов вытеснения, охвата вытеснением и Для нефтяных и газонефтяных залежей, разрабатываемых с применением заводнения и других методов воздействия на пласт, а также разрабатываемых на природных режимах, предусматривается единый подход к обоснованию конечного коэффииента извлечения нефти. Для залежей с балансовыми запасами более 30 млн. т извлекаемые запасы и коэффициенты извлечения нефти определяются отдельно для нефтяных, газонефтяных и зон.

По завершении разбуривания месторождения основным проектным фондом скважин извлекаемые запасы и коэффициенты извлечения нефти уточняются в проектных документах на разработку месторождения, которые составляются с учетом дополнительных данных, полученных в процессе доразведки, эксплуатационного разбуривания и анализа разработки месторождения.

Для определения извлекаемых запасов на поздней стадии разработки в условиях сохранения реализуемой схемы размещения и плотности сетки скважин используются данные эксплуатации за период работы на этой стадии, предшествующей дате подсчета запасов. В этом случае утвержденный коэффициент извлечения нефти уточняется в соответствии с подсчитанными извлекаемыми запасами и принимается равным отношению их величины к начальным балансовым запасам.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ПРИ ПОДСЧЕТЕ ЗАПАСОВ ЗАЛЕЖЕЙ, ВВОДИМЫХ В РАЗРАБОТКУ, И ПРИ ПЕРЕСЧЕТЕ ЗАПАСОВ РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Покоэффициентный метод

При составлении ТЭО КИН для залежей с балансовыми запасами до 30 млн. т и простым геологическим строением определение коэффициентов извлечения нефти можно проводить по упрощенной методике (покоэффициентный метод) с использованием коэффициентов вытеснения и охвата вытеснения и повариантных технико-экономических расчетов. Определение коэффициентов извлечения нефти для мелких залежей с балансовыми запасами менее 3 млн. т может проводиться без повариантной технико-экономической оценки.

Проектный коэффициент извлечения нефти kи.н. этим методом определяется по формуле:

kи.н. = k вт k з k охв

где k вт — коэффициент вытеснения нефти водой;

k з — коэффициент заводнения;

k охв — коэффициент охвата пласта процессом вытеснения.

Коэффициент вытеснения k вт определяют в лабораторных условиях. Он характеризует отношение объема вытесненной нефти из образца породы при бесконечной промывке к первоначальному ее объему в этом образце, т. е. при обводнении выходящей продукции до 100%. Он зависит от проницаемости, структуры пустотного пространства, физико-химических свойств нефти и вытесняющего агента, причем между kвт и kпр прослеживается тесная корреляционная связь.

Поскольку продуктивным пластам присуща изменчивость коллекторских свойств по площади и разрезу, определение значений kвт должно производиться по образцам, равномерно освещающим залежь или продуктивный пласт, с широким диапазоном изменения kпр. Если для высокопроницаемых пластов kвт достигает 0,8 — 0,95, то в малопроницаемом коллекторе он может быть вдвое меньше. Эти особенности определяют способы расчета средних значений коэффициента вытеснения на различных стадиях изученности залежи.

При подсчете запасов залежи, вводимой в разработку, kвт принимается равным среднему арифметическому значению из имеющихся определений по продуктивному пласту.

Когда залежь разбурена по технологической схеме или проекту разработки, то при неоднородном пласте, в пределах которого выделены зоны высокопродуктивных и малопродуктивных коллекторов, значение kвт учитывается одновременно со значением k охв. При однородном по коллекторским свойствам пласте среднее значение kвт принимается как средняя арифметическая величина из имеющихся определений.

Коэффициент заводнения k з характеризует потери нефти в объеме, охваченном процессом вытеснения, из-за прекращения ее добычи по экономическим соображениям при обводненности продукции скважин менее 100 % (от 95 до 99%). Он зависит от неоднородности пласта, проницаемости, относительной вязкости и др.

Коэффициент охвата процессом вытеснения k охв представляет собой отношение нефтенасыщенного объема пласта (залежи, эксплуатационного объекта), охваченного процессом вытеснения, ко всему нефтенасышенному объему этого пласта.

ПОНЯТИЕ О КОЭФФИЦИЕНТЕ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ГАЗА

В соответствии с Классификацией запасов для свободного газа подсчитываются только балансовые запасы.

Это, однако, не означает, что вопросы, связанные с определением коэффициента извлечения газа kи.г., решены полностью, скорее наоборот — причина этого заключается в значительно меньшей изученности рассматриваемого вопроса по газовым залежам, чем по нефтяным. В США традиционно в качестве конечного пластового давления на газовых залежах принимается величина, составляющая 15 % от начального давления. Такой выбор основан на эмпирическом и весьма приближенном допущении, что на залежах с высоким потенциальным дебитом скважин за 20 лет извлекается 85% начальных запасов газа. Между тем, в условиях повышения мировых цен на газ, экономически рентабельной может быть добыча из плотных пород при дебитах скважин от 3 тыс. до 1 тыс. м3/сут и конечных давлениях на устье от 1 МПа до 0,3 МПа, так как это обеспечивает повышение коэффициента извлечения газа до 0,93.

Опыт разработки газовых и газоконденсатных месторождений как у нас в стране, так и за рубежом показывает, что в среднем полного извлечения газа из недр, как правило, не достигается. По данным М. Л. Фиша, И. А. Леонтьева и Е. Хоменкова, обобщившим сведения по 47 отечественным залежам, законченным разработкой, средневзвешенный конечный коэффициент извлечения газа составил 0,895. Из указанного числа залежей 15 работали на газовом режиме, а 32 на упруговодонапорном. Коэффициент извлечения газа на залежах первой группы несколько выше, чем на залежах второй группы, и в среднем составл 0,92. На 32 залежах, работавших на режиме, конечный коэффицент извлеченя, средневзвешенный по запасам, составл 0,87, причем на более крупных залежах были достгнуты более высокие его значения. Отдельные месторождения характеризовалсь нзкм коэффициентами извлечения. Следует заметить, что на залежах такх месторождений, как и разработка которых ведется преимущественно на газовом режме, ожидается конечный коэффициент извлечения около 0,95. Ожидаемые коэффициенты извлечения на залежах газоконденсатных месторождений Краснодарского края, работающих на упруговодонапорном режиме, варьируют от 0,6 до 0,85.

Сказанное свидетельствует о том, что вопросы, связанные с обоснованием коэффициента извлечения газа, представляют одну из серьезных проблем. Если на залежах с газовым режимом и.г. может определяться в зависимости от конечного пластового давленя, то на залежах с режимом его величину следует рассматривать в непосредственной связи с процессами вытеснения газа пластовой водой, внедряющейся в залежь в процессе разработки. Поскольку каждой залежи присущи свои особенности разработки, то при подсчете начальных балансовых запасов газа должен быть правильно определен режим залежи, что для залежей, еще не введенных в разработку, не всегда удается сделать.

МОСКВА, 21 января. /ИТАР-ТАСС/. Новая классификация запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов будет введена с 1 января 2016 года. Об этом сообщает Минприроды.

Новая классификация запасов вводит четкую градацию между запасами категорий А, В, С и ресурсами категорий D. Внутри категорий вводятся разделения запасов.

Запасы нефти и газа подразделяются по степени промышленного освоения и по степени геологической изученности на категории: A (разрабатываемые, разбуренные), B1 (разрабатываемые, неразбуренные, разведанные), B2 (разрабатываемые, неразбуренные, оцененные). По таким залежам уже подготовлены технологические проекты и схемы разработки. Разведываемые запасы относятся к категориям С1 (разведанные) и C2 (оцененные). По ним подготовлены проекты опытно-промышленной разработки, эксплуатации залежей и пробной эксплуатации скважин. Ресурсы относятся к категории D. Понятие ресурсов по категории С3 из новой классификации исключается.

Классификация также устанавливает единые принципы подсчета и государственного учета запасов и ресурсов нефти, горючих газов (свободного газа, газа газовых шапок, газа, растворенного в нефти) и газового конденсата. При определении запасов обязательному раздельному подсчету и учету подлежат запасы нефти, горючих газов, конденсата и содержащихся в них попутных компонентов. Запасы попутных компонентов, содержащихся в нефти, конденсате, свободном и растворенном газе, учитываются только в случае подтверждения целесообразности их извлечения технологическими и технико-экономическими расчетами.

Как отмечается в сообщении министерства, после ввода новой классификации резких изменений объема запасов углеводородов не произойдет. В соответствии с поручением министра природных ресурсов Сергея Донского в Роснедрах была создана рабочая группа по подготовке методических рекомендаций для недропользователей, в работе которой участвуют представители «Роснефти», «Газпрома», «ЛУКОЙЛа», «Башнефти», «Газпром нефти» и «Татнефти».

Пересчет запасов углеводорода распределенного фонда будет проводиться силами самих компаний-недропользователей в течение 2014-2015 годов. В это же время Роснедра проведут оценку нераспределенного фонда недр.