Что такое геологические и извлекаемые запасы?

Для групп запасов это дисконтированный (приведенный) поток денежной наличности (Net Present Value — NPV), отражающий ценность будущих доходов с современных позиций, внутренняя норма возврата капитальных вложений (Internal Rate of Return — IRR), индекс доходности (Profitability Index — PI) и период окупаемости вложенных средств.

Для ресурсов критерием, соответственно, выбран показатель ожидаемой стоимости запасов (Expected Monetary Value — EMV), прогнозируемой по результатам будущих геологоразведочных работ с учетом затрат на них и вероятности их успеха.

Сравнение обоснования категорийности и показателей запасов по новой классификации и по системе SPE/WPC/AAPG, проведенное с помощью компании «ЛУКОЙЛ» для 12 месторождений, показывает значительную сходимость результатов и процедуры выделения категорий. Так, извлекаемые запасы категории А, B и C1 по новой российской классификации практически полностью соответствуют доказанным разрабатываемым (PDP), доказанным неразрабатываемым (PND) и доказанным неразбуренным (PUD) категориям запасов американской классификации. Разница в результатах оценки составляет всего 3-4%.

2.4. Базовые определения из проекта Новой классификации

Геологические запасы — то количество нефти, горючих газов и содержащихся в них попутных компонентов, которое находится в недрах в изученных бурением залежах. Запасы нефти и газов подсчитываются раздельно по результатам геологоразведочных работ и разработки месторождений. Объектом подсчета запасов являются открытые залежи (части залежей) с доказанной промышленной нефтегазоносностью.

Геологические ресурсы — то количество нефти, горючих газов и попутных компонентов, которое содержится в невскрытых бурением ловушках, нефтегазоносных или перспективных нефтегазоносных пластах, горизонтах или комплексах. Ресурсы нефти и газов оцениваются раздельно в пределах нефтегазоносных провинций, областей, районов, зон, площадей и отдельных ловушек. Объектом оценки ресурсов являются скопления нефти, горючих газов в нефтегазоносных комплексах, горизонтах и ловушках, наличие которых в недрах прогнозируется по результатам геологических, геофизических и геохимических исследований.

Извлекаемые запасы — часть геологических запасов, извлечение которых из недр на дату подсчета экономически эффективно в условиях конкурентного рынка при рациональном использовании современных технических средств и технологий добычи с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.

Преемственность по отношению к прежней классификации обеспечивается, прежде всего, сохранением критериев выделения категорий запасов. Это параметры геологической изученности строения и нефтегазоносности залежей, хорошо отработанные еще советскими учеными. Добавим к этому, что в результате тесного сотрудничества и консультаций с рабочей комиссией ООН эта организация приняла в качестве признаков геологической изученности те признаки, которые использовались в советской классификации.

Относительную простоту в применении новой классификации должны обеспечить максимально четкие определения граничных значений и их обоснований. Они должны свести к минимуму возможность произвольного отнесения запасов к тем или иным группам и категориям.

Классификацию предлагается внедрить в практику вместе с новой Инструкцией по ее применению, Регламентом по составлению и оформлению отчетов по подсчету запасов и Регламентом по переоценке запасов в соответствии с новой классификацией. Переходный период, в течение которого планируется внедрение классификации, должен составить три года.

3.1. Нефтеотдача. Введение.

  Под нефтеотдачей продуктивного пласта в нефтепромысловой практике понимается степень использования природных запасов нефти. Ввиду того, что естественные запасы нефти в недрах земли небезграничны, а открытие новых нефтяных месторождений требует затраты огромных средств и времени; достижение высокой нефтеотдачи пластов уже открытых месторождений имеет исключительно важное значение для страны.

  Нефтеотдача пластов, или степень извлечения подземных запасов нефти, в значительной мере влияет на объем капитальных вложений в поисковое и разведочное бурение, а также на планирование прироста промышленных, перспективных и прогнозных запасов. Кроме того, знание фактической величины нефтеотдачи имеет большое значение для оценки остаточных запасов, эффективности применяемых систем разработки, перспектив и масштабов внедрения новых методов разработки на длительно разрабатываемых залежах. Нефтеотдача пластов зависит от геологических условий залегания нефти в недрах, неоднородности пластов, физических свойств коллекторов и содержащихся в них жидкостей, системы разработки и методой воздействия на пласт, а также от предела экономической рентабельности эксплуатации скважин. Добыча нефти должна расти не только за счет ввода в эксплуатацию новых месторождений, но и за счет увеличения нефтеотдачи разрабатываемых месторождений. Количество остаточной нефти по ряду месторождений определяется десятками и сотнями миллионов тонн. Небольшое увеличение нефтеотдачи пластов равноценно открытию нескольких крупных месторождений. Экономические выводы, связанные с получением дополнительной добычи нефти и использованием промысловых сооружений, будут огромны. Таким образом, перспектива увеличения нефтеотдачи, т.е. решение проблемы максимального извлечения нефти из недр, является одной из крупных народнохозяйственных задач.

3.2. Нефтеотдача пластов

Один из показателей эффективности режима работы залежей и в целом процесса ее разработки - нефтеотдача (степень полноты извлечения нефти). Ее характеризуют коэффициентом нефтеотдачи (вводится термин коэффициента нефтеизвлечения), причем различают конечный, текущий и проектный коэффициенты нефтеотдачи.

Под текущим коэффициентом нефтеотдачи (текущей нефтеотдачей) понимается отношение добытого из пласта количества нефти па определенную дату к балансовым (геологическим) ее запасам. Текущая нефтеотдача возрастает во времени по мере извлечения из пласта нефти. Конечный коэффициент нефтеотдачи - это отношение извлеченных запасов нефти (добытого количества нефти за весь срок разработки) к балансовым запасам. Проектный коэффициент нефтеотдачи отличается от конечного (фактического) тем, что он обосновывается и планируется при подсчете запасов нефти и проектировании разработки. На основании экспериментальных и статистических промысловых данных считают, что конечные коэффициенты нефтеотдачи в зависимости от режимов работы залежей могут принимать такие значения:

водонапорный режим... ... ... ... . .0,5-0,8

газонапорный режим... ... ... ... ...0,1-0,4

режим растворенного газа... ... .0,05-0,3

гравитационный режим ……. .0,1-0.2

Так как напорные режимы характеризуются высокими конечными коэффициентами нефтеотдачи, а также высокими темпами отбора нефти, то часто с самого начала разработки целесообразно изменить, естественный режим и принудительно создать в залежи водонапорный или менее эффективный газо-напорный режим. Упругий режим всегда переходит в другой режим. При вытеснении газированной нефти водой нефтеотдача может повышаться за счет того, что часть нефти замещается неподвижным газом.

При напорных режимах, учитывая физическую сторону процесса вытеснения нефти и реальное движение жидкости к системе скважин, коэффициент нефтеотдачи (нефтеизвлечения) представляют (по предложению А.П. Крылова) как произведение коэффициентов вытеснения нефти из пласта и охвата пласта разработкой:

Под коэффициентом вытеснения понимают отношение объема нефти, вытесненной из области пласта, занятой рабочим агентом (водой, газом), к начальному содержанию нефти в этой же области. Как известно из физики пласта, коэффициенты вытеснения зависит в основном от кратности промывки (отношения объема прокачанного, рабочего агента к объему пор), отношения вязкости нефти к вязкости рабочего агента, коэффициента проницаемости, распределения размера пор и характера смачиваемости пород пласта. В гидрофильных высокопроницаемых пористых средах при малой вязкости нефти, по данным М.Л. Сургучева, коэффициент вытеснения нефти водой может достигать 0,8-0,9. В слабопроницаемых частично гидрофобных средах при повышенной вязкости нефти он составляет 0,5-0,65, а в гидрофобных пластах - не более 0,25-0,4. Вместе с тем, при смешивающемся вытеснении нефти газом высокого давления, углекислым газом и мицеллярным раствором, т.е. при устранении существенного влияния капиллярных сил, коэффициент вытеснения достигает 0,95-0,98.

Под коэффициентом охвата понимается отношение объем породы, охваченной вытеснением, ко всему объему нефтесодержащей породы. Он характеризует потери нефти по толщине и площади пласта в зонах стягивающих рядов добывающих скважин, разрезающих рядов нагнетательных скважин, в неохваченных дренированием и заводнением зонах в слабопроницаемых включениях, слоях, линзах, пропластках и застойных зонах, которые контактируют непосредственно с обводненными слоями и зонами или отделеных от них непроницаемыми линзами и слоями. В сильно расчлененных пластах остаточная нефтенасыщенность, которая может достигать 20-80%, существенно зависит от размещения скважин, условий вскрытия пластов в них, воздействия на обособленные линзы и пропластки, соотношения вязкостей нефти и воды и др.

В целом нефтеотдача зависит от многих факторов, пути управления которыми в настоящее время известны или изучаются, ибо большая доля запасов нефти все же остается в пласте. Увеличение коэффициента нефтеотдачи - актуальная и важная народнохозяйственная задача, на решение которой направлены усилия нефтяников.

3.3. Современное состояние работ по нефтеотдаче пласта

  В нашей стране большое развитие получили научные исследования по поискам и разведке нефтяных и газовых месторождений, а работы по изучению нефтегазоносных толщ, направленные на повышение извлечения геологических (абсолютных) запасов нефти, еще не достигли должного уровня.

В научно-исследовательских институтах проведен целый ряд больших теоретических и экспериментальных исследований, связанных с нефтеотдачей пласта, в результате которых освещены многие вопросы механизма вытеснения нефти водой. Значительная работа проделана по изучению параметров пласта и насыщающих их жидкостей и газов в лабораторных и промысловых условиях геофизическими методами.

Однако в работах институтов еще недостаточно уделяется внимания тематике исследований по нефтепромысловой геологии. Особенно слабо в планах институтов представлена тематика по изучению нефтеотдачи пласта. Во многих институтах нет лабораторий по нефтепромысловой геологии.

В результате отставания научных исследований фактические величины коэффициентов нефтеотдачи для разных геологических условий и различных систем разработки остаются невыясненными.

Представления о величинах коэффициентов нефтеотдачи зачастую складываются по результатам лабораторных исследований. Однако в лабораторных опытах практически невозможно воспроизвести сложные природные условия, влияющие на процесс вытеснения нефти. Поэтому полученные в лабораторных условиях данные могут характеризовать лишь максимальную нефтеотдачу. Так, например, конечные коэффициенты нефтеотдачи, полученные в УфНЙИ по лабораторным данным при вытеснении нефти водой, по девонским пластам Туймазинского месторождения достигают 73-77%, по Шкаповскому месторождению по пласту Д - 73-77%, по пласту Д - 78-74%, по девонскому пласту Чекмагушского месторождения - 71-73%, по угленосному горизонту Арланского месторождения - 60-75%. Не говоря о высоких цифрах нефтеотдачи по Туймазинскому и Шкаповскому месторождениям, совершенно очевидным является недостижимость полученного коэффициента отдачи по Арлану, где вязкость нефти в пластовых условиях достигает 20 сантипуаз.

Завышенные величины коэффициента нефтеотдачи, получаемые в лабораторных условиях, кроме целого ряда других причин, объясняются главным образом неучетом неоднородности пластов и величины водного фактора. Степень неоднородности, включая в это понятие многослойность и расчлененность, в значительной мере влияет на величину коэффициента нефтеотдачи. При исследовании кернов зачастую прокачивают большое количество вытесняющей жидкости, нередко превышающее десять объемов порового пространства исследуемой пористой среды. На практике при разработке нефтяных пластов через нефтяную залежь проходит значительно меньшее количество воды. По пласту XVI Октябрьского района Грознефти, который разрабатывается с 1961 г., водный фактор достиг лишь 3,0. Поэтому при сопоставлении результатов лабораторных и промысловых исследований необходимо учитывать количество воды, прошедшей через пласт пли образец керна.

За последние годы по ряду пластов, находящихся в конечной стадии разработки, проведены определения конечного коэффициента нефтеотдачи по геолого-промысловым данным. Весьма интересные данные получены по месторождениям Азербайджана и Чечено-Ингушской республике. Очень низкие коэффициенты нефтеотдачи получаются при разработке залежей КС: так, на Биби-Эйбате за 25 лет разработки коэффициент отдачи едва достиг 0,1; на Маштаги-Бузовнинском месторождении по горизонтам I-V он равен 0,17, по горизонтам II и III-0,30; на Калинском месторождении по горизонтам 11-12 (первое поле) коэффициент нефтеотдачи составил 0,326. Более высокие коэффициенты отдачи достигнуты при разработке ПК свиты, характеризующейся лучшими коллекторскими свойствами. Так, в Сураханах (юго-восточное поле) по ПК коэффициент нефтеотдачи составил 0,25, по ПК - 0,3; в Буховнах (центральное поле) - 0,28, в Бинагодах - 0,34, в Маштагах (южное крыло) - 0,41. Довольно значительные величины коэффициентов нефтеотдачи получены при разработке пластов с водонапорным режимом: по ПК свите Чахнагляра он составил 0,76, по горизонтам У1 я У1а балаханской свиты в Сураханах достиг 0,80. Получение высоких коэффициентов нефтеотдачи объясняется также большой плотностью разбуривания (до 1,5 га на скважину) и значительными водными факторами.

Высокие коэффициенты конечной нефтеотдачи определены (при 98% -ной обводненности) по ряду пластов месторождений Чечено-Ингушетии. Так, по пласту XIII Октябрьского месторождения коэффициент равен 79,5%, по пласту XVI-79,5%, по пласту XXII - 85%; по пласту XII Ташкалинского месторождения он составил 80,5%, по пласту XVI-79,5%; по пласту XI Старогрозненского месторождения он составил 70,5%. Как установлено исследователями указанных месторождений, наличие ярко выраженного водонапорного режима, аномально высокой температуры и высокой проницаемости (1,4-1,8 дарси), а также вытеснение нефти щелочными водами обеспечили высокую нефтеотдачу.