Слово о КИНе

(коэффициенте извлечения нефти)

A word about oil recovery factor

Y. Baturin, Director of Tyumen Department of SurgutNIPIneft

Предложены рекомендации по обоснованию рационального определения КИН.

He provides recommendations for justification of rational definition of oil recovery factor.

При подсчете запасов и проектировании систем разработки нефтяных и газонефтяных месторождений используется несколько методов определения КИН.

Метод аналогии

Его достоинства – быстрота и простота определения, недостатки – низкая достоверность искомой величины в силу отсутствия в природе одинаковых по строению и условиям разработки залежей нефти и конечных по ним КИН. Широко применяется в Государственной комиссии по запасам и Центральной комиссии по ресурсам для корректировки КИН, обоснованных недропользователями.

Эмпирико-статистические методы



Рекомендованы к применению РД 153-39.1-004-96, им присущи недостатки метода аналогии, в связи с чем они ограниченно использовались до середины 90-х годов в качестве вспомогательных методов.

Эмпирико-аналитический метод

КИН = Квыт • Кохв • Кзавзам)      (1)

где Квыт – коэффициент вытеснения;

Кохв – коэффициент охвата;

Кзавзам) – коэффициент заводнения (замещения).

Квыт – это отношение объема нефти, полученной при ее вытеснении рабочим агентом-вытеснителем (в лабораторных условиях) из колонки репрезентативных образцов керна при соблюдении пластовых условий, среднем в системе разработки градиенте давления и «бесконечной» (в выходящем из колонки потоке жидкости нефти нет) промывке, к начальному объему нефти в колонке образцов.

Определяется по ОСТ 39-195-86.

Квыт характеризует влияние микронеоднородности строения коллектора на эффективность вытеснения рабочим агентом нефти из микрообъема пласта и, посути, дает представление о потенциальном значении КИН рассматриваемой технологии нефтеизвлечения с поддержанием пластового давления. Определяют Квыт (в соответствии с отраслевым стандартом) при скоростях продвижения воды 0,5÷3,0 м/сут.

Применительно к продуктивным пластам месторождений Западной Сибири Квыт зависит от начальной нефтенасыщенности (проницаемости) пород (рис. 1, 2) и линейной скорости фильтрации (рис. 3). Полученные зависимости остаточной нефтенасыщенности от начальной и линейной скорости фильтрации имеют вид:

Для пластов группы Ю

Кон = 19 + (Кн - 30) • (0,244 - 0,286 • lg Vлин),    (2)

Для пластов группы Б

Кон = 26 + (Кн - 30) • (0,210 - 0,153 • lg Vлин),    (3)

Для пластов группы А

Кон = 20 + (Кн - 30) • (0,312 - 0,415 • lg Vлин),    (4)

где Кн – начальная нефтенасыщенность;

Vлин – линейная скорость фильтрации.

Кохв – отношение объема части залежи, в которой происходит фильтрация (дренирование) пластовых флюидов (нефти, газа, воды) к ее общему объему. Характеризует влияние прерывистости (чередования проницаемых и непроницаемых тел) на показатели фильтрации – т. е. степень уменьшения дренируемого объема пласта по сравнению со случаем отсутствия в нем непроницаемых тел.

Применительно к условиям месторождений Западной Сибири Кохвопределяют по методикам В.А. Бадьянова (1971) или А.Н. Юрьева (1987), рис. 4.

Кзавзам) – отношение объема части залежи, занятой вытесняющим агентом, к части, в которой происходит фильтрация (дренирование) пластовых флюидов (нефти, газа, воды). Характеризует степень заполнения дренируемого объема пласта вытесняющим рабочим агентом. Коэффициент заводнения (замещения) зависит от неоднородности фильтрационных потоков (чем она выше, тем он меньше) и доли вытесняющего агента в продукции скважин, устанавливаемой по экономическим соображениям (чем она выше, тем больше Кзав(Кзам). Наиболее просто Кзав(Кзам) определить по аналитической методике В.Д. Лысенко (1975), рис. 5.

Подсчет запасов и проектирование систем разработки месторождений с применением эмпирико-аналитического метода проводились до середины 90-х годов (до момента появления детерминированного метода).
Рис. 1. Зависимость коэффициента вытеснения от начальной нефтенасыщенности
Рис. 2. Зависимость начальной нефтенасыщенности от газопроницаемости
Рис. 3. Изменение содержания текущей нефтенасыщенности в зависимости от объема прокачки воды и линейной скорости фильтрации для двух моделей пластов группы Б
Рис. 4. Зависимость Кохв от коэффициента песчанистости Р и расстояния между зонами отбора и нагнетания
Рис. 5. Зависимость коэффициента заводнения от обводненности отключения скважин и неоднородности строения ЭО

Детерминированный метод



,    (5)




где Qд – добытая из эксплуатационного объекта за срок его разработки нефть;

Qзап – извлекаемые запасы эксплуатационного объекта, числящиеся на государственном балансе.

Метод был рекомендован к применению руководящими документами РД 153-39-007-96 («Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений») и РД 153-39.0-047-00 («Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений»).

Действующим руководящим документом по подсчету запасов и проектированию систем разработки месторождений на базе детерминированного метода являются «Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений» (Приказ МПР РФ от 21.03.2007 г. №61), предусматривающие обоснование КИН с применением цифровых фильтрационных моделей (ЦФМ).

Встает вопрос: возможно ли с применением «Методических рекомендаций...» объективно обосновать КИН?

1. В «Методических рекомендациях...» говорится: «...основным показателем, определяющим выбор рекомендуемого варианта из всех рассмотренных, является добыча находящихся на государственном балансе извлекаемых запасов нефти, газа, конденсата, содержащихся в них сопутствующих компонентов и достижение максимально возможного извлечения сырьевых ресурсов...». Как видно, в критерии рациональности проигнорирована экономическая составляющая нефтеизвлечения. Без учета экономики возможно извлечь сырьевые ресурсы в объеме 100%. Другими словами, при отсутствии экономических ограничений и утверждении коэффициента извлечения нефти государством, объективно обосновать КИН невозможно.

2. Определенную лепту в необъективность утверждаемых КИН вносит решение проводить их обоснование с применением ЦФМ. Как известно, постановка КИН на государственный баланс производится по информации с недоразведанного месторождения, когда в полной мере неизвестно его геологическое строение. К чему это приводит, проследим на гипотетическом примере.

Известно гипотетическое месторождение, общий вид ЦФМ которого представлен на рис. 6. В табл. приведены исходные данные для технологических расчетов. На рис. 7 изображены четыре стадии разбуренности месторождения: от его открытия поисковой скважиной 41 (1) до плотной эксплуатационной сетки (4).
Рис. 6. Общий вид модели
Рис. 7. Степень разведанности
Табл. Исходные данные для технологических расчетов
В зависимости от разбуренности месторождения представление о его геологическом строении изображено на рис. 8. На рис. 9 показана динамика отбора нефти, из которой видно, что обоснование КИН по информации из недоразведанного месторождения завысило реальный КИН на 35 %. И этот КИН был бы поставлен на государственный баланс.
Рис. 8. Геологический разрез по линии скважин 37–45
Рис. 9. Динамика отбора нефти без учета прерывистости
3. На месторождении, разбуренном конечной сеткой скважин, реальный масштаб неоднородности может быть меньше расстояний между скважинами, что, естественно, приведет к завышению КИН. Завышает КИН также трансформация более детальной геологической модели в менее детальную (сглаженную) фильтрационную.

Таким образом, с применением действующего руководящего документа по подсчету запасов и проектированию разработки месторождений невозможно объективно обосновать ни рациональную систему разработки месторождения, ни КИН. Как результат в 2010 г. было приращено в России за счет увеличения КИН и поставлено на государственный баланс ~ 750 млн тонн фантомных извлекаемых запасов нефти.

Как быть и что делать дальше?

Наши предложения следующие.

1. В соответствии со статьями 22, п.1 и 24 Закона «О недрах» незамедлительно ввести в действие взамен «Методических рекомендаций...» Национальный стандарт Российской Федерации «Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила проектирования разработки» (ГОСТ Р 53710 – 2009), в котором устранены все недостатки «Методических рекомендаций...».

2. Просить Министерство природных ресурсов и экологии РФ выступить с инициативой замены плоской системы налогообложения добычи нефти на предложенную нами на конференции 9 – 10 ноября 2010 г. в ЦКР Роснедр по УВС, максимизирующую доходы государства и недропользователя.

3. Запретить обоснование КИН недоразведанных месторождений с применением зарубежных и отечественных ЦФМ, не учитывающих реальную неоднородность продуктивных отложений.

В качестве примера на рис. 10 представлено моделирование разработки рассмотренного выше гипотетического месторождения с применением ПК «Техсхема». Из рисунка видно, что даже по результатам бурения только поисковой скважины получена несмещенная оценка КИН.

4. На период разработки недоразведанных месторождений целесообразно реанимировать обоснование КИН с применением эмпирико-аналитических методов.
Рис. 10. Влияние прерывистости на добычу нефти (КИН)

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Батурин Ю.Е.

    Батурин Ю.Е.

    д.т.н., профессор, директор Тюменского отделения

    «СургутНИПИнефть»

    Просмотров статьи: 17755

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru