Проблема обоснования рациональных объемов исследовательских работ на нефтяных месторождениях приобретает сейчас особую важность. Несмотря на это, решается она пока неудовлетворительно.
Современный стандарт проектирования разработки нефтяных месторождений [1, табл. 80] требует от недропользователей представления программы исследовательских работ и доразведки лишь в ограниченном, дискретном виде и только на ближайшие пять лет действия нового проектного документа. При этом обоснование в проектах каких-либо суммарных (интегральных) объемов исследований, характеризующих оптимальную изученность каждой конкретной нефтяной залежи (в целом), в стандартах [1, 2] вообще не предусматривается (здесь уместно вспомнить поговорку: «За деревьями не видеть леса»). Отсутствовали эти критерии и в руководстве по подсчету запасов [3].
Совершенно очевидно, что контроль за изученностью (в целом) залежи (месторождения) должен осуществляться по следующей стандартной схеме (для каждого изучаемого параметра), с указанием в любом проектно-технологическом документе:
а)суммарного за весь срок разведки и разработки месторождения общего количества исследований, предусмотренного стандартом (всего);
б)количества выполненных исследований за всю историю;
в)количества оставшихся на всю перспективу исследований, необходимых для обеспечения оптимальной изученности объекта (по каждому параметру), и график их выполнения по годам.
Увы, сейчас в России подобного подхода нет, а соответствующий стандарт вообще отсутствует. В кратчайшие сроки его следует разработать и утвердить.
Если вспомнить историю, то можно отметить, что ранее (в СССР) задачи комплексного изучения нефтяных месторождений с целью обеспечения оптимальной геологической изученности и достоверного определения запасов на стадии разведки [4] всегда были предметом особого контроля со стороны государства. В период с 1979 по 1991 г. в СССР разрабатывались и уточнялись нормативы и требования [5 – 8] к оптимальной изученности нефтяных месторождений на стадии их разведки и разработки. К сожалению, в виде «РД» или какого-либо другого стандарта (прямого действия) эти нормативы в тот период времени так и не были утверждены. Как, впрочем, и позднее.
Учитывая особую важность направления нормирования исследовательских работ, Миннефтепром в марте 1987 г. провел в г. Москве специализированный отраслевой семинар на тему: «Опыт исследования нефтяных месторождений на стадии разведки и подготовки их к проектированию разработки». Материалы семинара были опубликованы в виде специальной подборки в журнале «Нефтяное хозяйство» (№ 7 за 1988 год). В статье [7] приведены (в т.ч. в виде подробной таблицы) все основные требования, предъявляемые к оптимальной изученности нефтяных месторождений. Авторами указанной основополагающей таблицы являлись известные специалисты из головного института «ВНИИнефть»: А.Я. Фурсов, М.Н. Кочетов, В.И. Чоловский, Г.В. Гагаченкова, А.Г. Ковалёв, Ю.В. Капырин, В.В. Кузнецов, Н.И. Днепровская.
Оптимальные объемы исследований (в указанной таблице) предлагалось учитывать, исходя из условия бурения на залежах необходимого количества разведочных скважин, позднее эти нормативы были уточнены в работе [8].
Основными (базовыми) геологическими факторами, учитываемыми при установлении оптимальных объемов исследовательских работ в публикациях [5 – 8], были всего лишь два следующих:
а)площадь залежей (Fн). Например, в работе [7]было выделено семь групп залежей, с изменением площади нефтеносности в интервалах: 1 – 3, 3 – 7, 7 – 15, 15 – 40, 40 – 75, 75 – 140, 140 – 400 км2;
б) степень сложности геологического строения – согласно утвержденной в СССР классификации запасов. При этом было выделено две группы залежей: I – простого, II + III – сложного и очень сложного геологического строения.
Согласимся, что такой «интегральный» параметр, как площадь нефтеносности залежи, действительно удобно брать за основу при установлении оптимального количества буримых разведочных скважин. Однако для многих других целей (в т.ч. разнообразных исследований образцов керна, специальных лабораторных экспериментов и др.) в качестве базового критерия для планирования объемов исследовательских работ более предпочтительно принимать не площадь залежей, а количество начальных геологических запасов (НГЗ) нефти (тыс. т) в залежах.
Это обусловлено тем, что, например, при неизменной площади нефтеносности, но сильной вариации нефтенасыщенных толщин (hн), согласно общепринятому подходу /N = f(Fн)/, количество исследований (N) будет одинаковым – для любых толщин hн, даже различающихся во много раз. Понятно, что такой подход, в сущности, является неправомерным.
Таким образом, выясняется, что корректнее объемы исследовательских работ устанавливать в зависимости от более общего, основополагающего параметра – НГЗ (тыс. т) нефтяных залежей. Этот новый подход к решению рассматриваемой проблемы и предлагается использовать в настоящей статье.
Помимо этого ранее «объединенную» совокупность залежей (сложного + очень сложного геологического строения) нами предлагается разделить на две самостоятельные группы. В итоге из групп залежей по степени сложности геологического строения целесообразно выделить три:
–простого геологического строения;
–сложного геологического строения;
–очень сложного геологического строения.
Для каждой из трех групп далее будут предложены индивидуальные оптимальные объемы исследовательских работ – на базе НГЗ нефти (тыс. т).
В качестве исходных параметров и ориентиров при установлении оптимальных объемов и видов исследовательских работ нами взяты рекомендации работ [6 – 8], где все виды исследований были «привязаны» к площади нефтеносности залежей (Fн, км2).
Для того, чтобы осуществить логичный переход от площади залежей к количеству НГЗ (тыс. т), нами использованы некие устоявшиеся усредненные геологические параметры, характерные для нефтяных залежей
ХМАО-Югры Тюменской области, а конкретно следующие:
–средняя нефтенасыщенная толщина (hн) – 5 м;
–средняя пористость (m) – 20 %;
–средняя нефтенасыщенность (Кнн) – 60 %;
–плотность сепарированной нефти (ρн) – 0,850 т/м3;
–пересчетный коэффициент (θн) при переводе нефти из пластовых условий в поверхностные – 0,800.
В фундаментальной работе [8, табл. 3] по величине исходного геологического параметра Fн (км2) было выделено всего –восемь групп залежей нефти. С учетом указанных выше средних подсчетных параметров (hн, m, Кнн, ρн, θн) эти группы залежей имеют следующие ориентировочные величины НГЗ (табл. 1). Полученные соотношения Fн и НГЗ использованы далее при обосновании оптимального количества исследований (уже в зависимости – от НГЗ).
Обработка исходных данных (с учетом указанных соотношений Fн и НГЗ) позволила получить в аналитическом виде зависимости оптимальных объемов исследовательских работ – от величины НГЗ (тыс. т), (табл. 2).
Для удобства использования, а также анализа достоверности предлагаемых нормативов оптимальной изученности далее выполнены конкретные расчеты по их определению (табл. 3 – 7). При этом по величине НГЗ условно выделено пять основных групп залежей:
– очень мелкие: НГЗ – 50 – 1000 тыс. т;
– мелкие залежи: НГЗ – 1001 – 15 000 тыс. т;
– средние по залежам: НГЗ – 15 001 – 100 000 тыс. т;
– крупные залежи: НГЗ – 100 001 – 500 000 тыс. т;
– уникальные залежи: НГЗ – 500 001 – 1 000 000 тыс. т.
Общей закономерностью выведенных аналитических зависимостей является логичное существенное сокращение удельных объемов исследовательских работ (т.е. количество определений / 1 тыс. т НГЗ) по мере увеличения геологических запасов нефти по залежам.
В практическом плане из выполненных расчетов можно рассмотреть такой случай. Например, для «средней» нефтяной залежи с НГЗ = 100 000 тыс. т (простого, сложного и очень сложного геологического строения) оптимальные объемы исследовательских работ составляют:
– количество определений коэффициента пористости на образцах керна – 383, 516, 641 соответственно;
– количество определений проницаемости по керну – 288, 387, 481 соответственно;
– количество определений коэффициента нефтенасыщенности (по параметру «связанная вода») – 240, 323, 401;
– петрофизические исследования терригенных пород по шлифам – 383, 516, 641 образец керна;
– то же для карбонатных пород – 192, 258, 321 образец керна;
– гранулометрический состав пород – 30, 49, 67 образцов керна;
– коэффициент сжимаемости породы – 12, 16, 20 образцов керна;
– смачиваемость коллекторов – 6, 8, 10 образцов керна;
– коэффициент вытеснения нефти водой – 24, 31, 38 опытов на керне;
– определение ОФП при вытеснении нефти водой (двухфазная фильтрация) – 29, 36, 41 опыт на керне;
– определение ОФП в трехфазной системе (нефть, газ, вода) – 16, 21, 26 опытов на керне;
– свойства пластовой нефти по глубинным пробам – в 11, 16, 20 скважинах, соответственно;
– свойства пластовой воды по пробам, взятым из 4, 4 и 5 скважин, соответственно.
Из приведенных данных следует, что рекомендуемые автором оптимальные объемы проведения различных исследовательских работ выглядят достаточно реалистичными. С учетом их особой важности было бы полезно получить на них отзывы специалистов нефтяных компаний, других геологических и добывающих предприятий.
Представляется, что основным исходным объектом нормирования оптимального количества исследований должна быть каждая отдельная залежь УВС. По месторождению в целом (или лицензионному участку) оптимальный объем исследовательских работ определяется как сумма числа исследований по всем открытым залежам УВС (по каждому виду исследовательских работ).
Государственным органам, контролирующим недропользование, рекомендуется разработать специальные «Методические рекомендации по установлению оптимальной геологической изученности залежей УВС на стадии их разведки и разработки», включающие все виды необходимых исследовательских работ.
Реализация указанного предложения существенно упростит работу нефтедобывающих предприятий, а государственным органам облегчит процесс организации объективного контроля за рациональным недропользованием на каждом месторождении или конкретном лицензионном участке.
