Коэффициенты извлечения нефти, газа, конденсата

Исходя из физических условий содержания УВ в пустотном пространстве коллекторов (их физико-химических свойств, определяющих поверхностные взаимодействия флюидов и породы, молекулярных, капиллярных и др.), из технологических и технических возможностей (достигаемой степени полноты охвата объема пласта процес­сом вытеснения при реализуемой системе разработки) и из экономических ограничений плотности сетки скважин, пре­дельного дебита и обводненности продукции и других пара­метров, ясно, что на поверхность из продуктивных пластов можно извлечь только какую-то часть содержащихся в них запасов углеводородов.

Количественно доля запасов (нефти, газа, конденсата), ко­торая может быть извлечена (при применении наиболее эф­фективных в данных геолого-физических условиях технологий и технических средств, при выполнении оптимальных экономических показателей и соблюдении требований ох­раны недр и окружающей среды) определяется: для нефти коэффициентом извлечения нефти (КИН), для газа и конден­сата соответственно коэффициентами извлечения газа и кон­денсата.

Исходя из физических особенностей этих УВ наиболее сложным является определение коэффициента извлечения нефти (КИН). По каждому нефтяному эксплуатационному объекту, вводящемуся в разработку, расчет выполняется специализированной научной организацией и после согласования с заинтересованными сторонами утверждается Государствен­ной комиссией по запасам Российской Федерации (ГКЗ РФ). Коэффициент извлечения газа по отдельным газовым объек­там не рассчитывают, а принимают, исходя из имеющегося опыта в целом по газовой отрасли, равным 0,8.

Остановимся подробнее на физической сущности коэф­фициента извлечения нефти (КИН) и методах его расчета.

В общем виде коэффициент извлечения нефти может быть выражен как отношение количества нефти, извлечен­ной на поверхность — , к балансовым запасам нефти залежи :

Коэффициент извлечения за все время разработки зале­жи называется конечным, за некоторый промежуток време­ни с начала разработки — текущим.

Имеется несколько способов расчета конечного (проект­ного) КИН:

ü статистический, основанный на полученных с помощью многофакторного анализа статистических зависимостей меж­ду конечными КИН и определяющими его различными геоло­го-физическими и технологическими факторами;

ü покоэффициентный, основанный на определении значе­ний ряда влияющих на КИН коэффициентов, учитывающих геолого-физическую характеристику конкретной залежи нефти и особенностей предлагаемой к внедрению системы разработки;

ü основанный на технологических расчетах показателей нескольких вариантов систем разработки, выполненных путем моделирования процесса фильтрации на трехмерных матема­тических моделях конкретной залежи нефти.

Покоэффициентный метод важен потому, что он наиболее полно раскрывает физическую сущность КИН. По этому ме­тоду конечный КИН обычно выражается в виде произведе­ния трех коэффициентов — вытеснения (), охвата про­цессом вытеснения () и заводнения ():

.

Коэффициент вытеснения — это отношение количества нефти, вытесненного при длительной интенсивной (до полно­го обводнения получаемой жидкости) промывке объема пус­тотного пространства коллектора, в который проникла вода, к начальному количеству балансовых запасов нефти в этом объеме. По существу, коэффициент вытеснения показывает предельную величину нефтеизвлечения, которую можно до­стигнуть с помощью данного рабочей агента. Значения , как правило, определяют экспериментально в лабораторных условиях на длинных образцах керна с использованием мо­дельных пластовых жидкостей. При удовлетворительной вы­борке керна, принятого для эксперимента, получают значе­ние , характеризующееся высокой степенью надежности.

Коэффициент охвата — это отношение объема пус­тотного пространства, занятого вытесняющим агентом (охва­ченного процессом вытеснения), к общему объему простран­ства коллекторов изучаемого объекта, содержащих нефть. Этот коэффициент характеризует долю пород-коллекторов, охватываемых процессом фильтрации при данной системе разработки. можно рассчитать по картам распростране­ния коллекторов по площади залежи (всех и заполняемых вытесняющим агентом) на основании эмпирических статис­тических зависимостей коэффициента охвата от плотности сетки скважин или на основании аналогии с подобными за­лежами нефти.

Коэффициент заводнения характеризует потери неф­ти в объеме, охваченном процессом вытеснения из-за пре­кращения ее добычи по экономическим соображениям при обводненности продукции скважин менее 100 %. Он зависит от степени неоднородности пласта по проницаемости, соот­ношения вязкостей нефти и вытесняющего агента, принятой предельной обводненности добываемой продукции. Надеж­ных методов расчета не создано. Обычно он оценивается либо по эмпирическим формулам, учитывающим влияющие на него параметры, либо принимается экспертно. Расчет КИН, выполненный покоэффициентным или статистическим методами, нередко допускает субъективизм и неопределен­ность. Это вызвано как множеством факторов, влияющих на КИН, и невозможностью полного их учета, так и отсутстви­ем надежных методов определения степени влияния каждого из них. В частности, очень сильно влияет на конечный КИН соответствие применяемой системы разработки конкретным геолого-физическим условиям.

Наиболее полно учесть все многочисленные факторы, вли­яющие на конечный КИН, позволяет третий способ — гео­лого-математическое моделирование процессов фильтрации на трехмерных моделях, с помощью быстродействующих современных ЭВМ.

С этой целью на базе детальных адресных геолого-промысловых моделей создаются статические геолого-математические трехмерные модели, отражающие изменчи­вость свойств коллекторов по объему залежи. Эти модели представляют собой совокупность нескольких десятков тысяч элементарных ячеек, каждая из которых несет информацию о фильтрационно-емкостных свойствах продуктивных плас­тов в объеме залежи. Высокая надежность подобных моделей достигается также адаптацией их к прошедшему фактичес­кому периоду эксплуатации залежи, если таковой уже был.

Затем на базе статических трехмерных геолого-математических моделей, путем моделирования процессов фильтрации в трехмерном пространстве и вытеснения неф­ти рабочим агентом к забоям добывающих скважин, с по­мощью ЭВМ создается динамическая модель эксплуатацион­ного объекта, показывающая прогнозное изменение во вре­мени:

· насыщенности объема объекта нефтью и вытесняющим агентом;

· пластового давления в зоне нагнетания агента и отбора нефти;

· дебитов скважин и обводненности добываемой в них про­дукции.

При желании, на дисплей ЭВМ можно вывести и зафик­сировать состояние залежи на любой момент времени. В ре­зультате получают расчет проектных технологических показателей разработки по годам эксплуатации и за отдельные периоды — 10, 20, 40 лет, вплоть до конца разработки.

Значение конечного КИН определяют для нескольких ва­риантов системы разработки; он во многом является показателем эффективности проектируемой системы, которая зависит от того, насколько полна та или иная система разра­ботки соответствует конкретным геолого-физическим усло­виям реального объекта разработки.

Соответственно этому проектирование разработки пред­ставляет собой оптимизационную задачу выбора системы разработки, обеспечивающей получение наибольшего коэф­фициента нефтеизвлечения. Как известно, любая оптимиза­ционная задача сводится к выбору оптимального варианта из нескольких возможных. В соответствии с действующим по­ложением коэффициент извлечения нефти и все другие пока­затели разработки обоновываются не менее чем по трем ва­риантам разработки, которые различаются способами воз­действия на продуктивные пласты, системами размещения и плотностью сеток скважин, очередностью и темпами разбуривания объектов.

При оптимизации КИН возможны два различных подхода. В основу оптимизации может быть положено стремление обеспечить максимальное использование запасов недр, т.е. получение наибольшего КИН, при этом другие признаки, в том числе и экономические, учитываются как второстепен­ные. В этом случае обоснованное значение КИН можно на­звать технологическим.

Если доминирует экономический критерий, предусматри­вающий получение максимальной прибыли, обоснованное значение КИН можно назвать экономическим.

Технологический коэффициент нефтеизвлечения до пере­хода к рыночной экономике принимался в качестве единст­венного конечного.

Достижение этого коэффициента требовало максималь­ного использования недр и соответственно применения более дорогих систем разработки, расходования повышенных ма­териальных средств, особенно для месторождений с низкой продуктивностью. В условиях ранее действовавшего планово­го хозяйства это было оправдано.

В условиях рыночных отношений, когда экономический фактор стал доминирующим и во главу угла ставят вопрос получения максимальной прибыли, возникла необходимость ориентироваться на экономический КИН. Приоритетно эко­номический подход, учитывающий современную конъюнкту­ру на рынке нефти и действующее налоговое законодатель­ство, зачастую требует удешевлять систему разработки даже в ущерб полноте использования недр.

Различия в технологических и экономических значениях КИН наиболее значительны при низкой продуктивности и сложном геологическом строении залежей.

В случае весьма неблагоприятных экономических показа­телей, при крайне низкой продуктивности залежи или на за­вершающей стадии разработки, действующее законодатель­ство допускает уменьшение обязательных налогов и плате­жей или переход на Соглашение о разделе продукции. При этом экономический КИН подлежит увеличению.

В настоящее время технологический КИН рассчитывается и утверждается в обязательном порядке, а экономический КИН рассчитывается и утверждается дополнительно в случае его существенного расхождения с технологическим коэффициентом нефтеизвлечения.

В заключение следует отметить, что в настоящей главе сведения о запасах углеводородов приведены в том весьма сокращенном виде, который необходим для последующего изложения вопросов промысловой геологии нефти и газа.

В полном объеме важная и обширная проблема изучения запасов УВ подробно излагается в курсе "Методы подсчета запасов оценки ресурсов нефти и газа" и в соответствующем учебнике.

Глава IX

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ

МЕТОДОВ И СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ

НЕФТЯНЫХ, ГАЗОВЫХ

И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ