Повышение достоверности оценки извлекаемых запасов нефти - одна из важнейших задач геологоразведочной и нефтедобывающей отраслей. От точности подсчета запасов нефти зависит обоснованность планируемых уровней добычи нефти в стране, рациональное размещение добывающих предприятий, организация эффективного контроля за состоянием запасов на разрабатываемых месторождениях. Все это предъявляет высокие требования к объективной оценке коэффициента нефтеотдачи. Несмотря на большой объем исследований, выполненных по этой проблеме, достоверность обоснования конечной нефтеотдачи остается невысокой. На ее величину влияют природные и технологические факторы, которые находятся в сложной взаимосвязи. Исследованиями ВНИИ, МИНХиГП и др. [1, 2] на основании статистической обработки геолого-промыслового материала месторождений нефти, пребывающих в поздней стадии разработки, показано, что на нефтеотдачу сильно влияют такие природные факторы, как режим залежей, вязкость нефти, емкостные и фильтрационные характеристики коллектора, размер водонефтяных зон. Из технологических факторов выделяются в основном плотность сетки эксплуатационных скважин и темп отбора нефти.

В этих же работах для практического использования предложены статистические модели нефтеотдачи. Их анализ показывает, что надежность оценки нефтеотдачи находится в прямой зависимости от достоверности определения исходных параметров. Это объективное условие на стадии геологоразведочных работ может быть выполнено только для залежей простого строения с однородным коллектором. Большинство залежей, заканчиваемых разведкой, характеризуется широким диапазоном изменения подсчетных параметров. В этом случае изученность подсчетных объектов, по данным геологоразведочных работ, невысокая из-за редкой сетки пробуренных скважин. На одну разведочную скважину даже при самой высокой плотности приходится не менее 0,8-1 км².

Накопленный опыт по освоению нефтяных месторождений свидетельствует о том, что по мере разбуривания месторождений, особенно средних и крупных, первоначальное представление об их строении и коллекторских свойствах пластов существенно меняется.

В работе [3] показано, что объективная оценка параметров пластов может быть обеспечена при плотности сетки скважин 0,19-0,45 км²/скв.

Уточнение основных параметров пластов в процессе эксплуатационного бурения обусловило необходимость реализации принципа многостадийного проектирования при промышленной разработке нефтяных месторождений. На первом этапе, по данным утвержденного подсчета запасов, разрабатываются технологические схемы, в последующем, по мере разбуривания и получения дополнительной информации, - детальные технологические схемы и проекты разработки. Такой подход к составлению проектной документации позволяет учитывать новые данные и своевременно вносить необходимые коррективы в первоначальные технологические решения. В отличие от нефтедобывающей отрасли в практике геологоразведочных работ, по существу, реализуется одностадийный принцип оценки месторождения. При этом, как уже отмечалось, неизбежны просчеты, особенно при определении конечной нефтеотдачи. Для повышения надежности оценки извлекаемых запасов по данным геологоразведочных работ в настоящее время усилия специалистов направлены на выяснение всех природных и технологических факторов, определяющих конечную нефтеотдачу.

По мере накопления фактических данных по конечной нефтеотдаче, очевидно, будут выявлены и включены в расчетные схемы дополнительные технологические и геологические факторы, влияющие на нефтеотдачу. Естественно, для их обоснования необходимо будет повысить информативность разведочного бурения. Уже сейчас наметилась явная диспропорция между ростом информационной емкости расчетных моделей нефтеотдачи и возможностью получения необходимых сведений в процессе разведочного бурения. Особенно это относится к перспективам количественной оценки технологических факторов. Существенное влияние последних на нефтеотдачу общеизвестно. Установлено, что удачно выбранная система разработки может значительно снизить отрицательное влияние на нефтеотдачу ряда природных факторов. Количественная оценка технологических факторов на стадии разведки и подсчета запасов - задача практически невыполнимая. Поэтому трудно рассчитывать на успешное решение проблемы повышения достоверности обоснования конечной нефтеотдачи на стадии разведочных работ путем разработки всеобъемлющих статистических моделей. В данный момент целесообразнее сосредоточить внимание на изучении и количественной оценке природных факторов, влияющих на нефтеотдачу. Для этого нами предлагается новый подход к определению запасов по данным геологоразведочных работ.

При проектировании разработки нефтяных месторождений для установления нефтеотдачи широко используется зависимость

h = bвыт *bохв, (1)

где b_выт и bохв - коэффициенты соответственно вытеснения (физическая нефтеотдача) и охвата, в долях единицы. Первый оценивается по результатам лабораторного исследования керна и характеризует предельную нефтеотдачу, которая может быть получена при бесконечно долгой промывке; второй учитывает всю сумму потерь, неизбежных при данной технологии разработки.

В общем виде можно принять, что bвыт характеризует природные геолого-геофизические возможности объекта (во времени это достаточно устойчивый параметр), а bохв определяется принятыми при разработке технологическими решениями и, вероятно, является величиной переменной во времени. Он постоянно изменяется по мере совершенствования технологии нефтедобычи.

Таким образом, зависимость (1) представляет собой произведение постоянной и переменной величин. При bохв, равном единице, конечная нефтеотдача будет соответствовать физической. Этот случай теоретический. Фактически bохв значительно ниже и изменяется в широких пределах. Развитие технологии нефтедобычи будет способствовать его постоянному росту, и, очевидно, в перспективе при наиболее эффективных системах разработки нефтеотдача будет близка к физической. Исходя из изложенного, она уже сейчас может достаточно объективно характеризовать разведанные ресурсы.

Учитывая довольно высокую надежность определения физической нефтеотдачи на стадии разведочных работ по керну по всему спектру изменения пористости и проницаемости, достоверность оценки ресурсов нефти может быть высокой. Поэтому рекомендуется по данным геологоразведочных работ определять коэффициент не конечной, а физической нефтеотдачи. Такой подход к оценке извлекаемых ресурсов соответствует специфике работ геологоразведочной отрасли. В то же время предлагается повысить роль проектной нефтеотдачи как оперативного показателя извлекаемых ресурсов при достигнутом уровне развития технологии нефтедобычи.

Эффективность реализуемой системы разработки при наиболее полном использовании разведанных ресурсов может быть оценена коэффициентом использования ресурсов К_и.р, представляющим собой отношение проектной нефтеотдачи (h_пр) к физической (h_физ). Величина К_и.р может служить критерием при сравнении различных вариантов разработки. По ней можно судить о состоянии разрабатываемых ресурсов и уровне технологии добычи нефти отдельных предприятий и отрасли в целом. Этот параметр может быть использован также планирующими организациями при оценке состояния и распределения остаточных ресурсов и для более полного извлечения разрабатываемых запасов нефти.

Предлагаемый подход к оценке запасов нефти по данным геологоразведочных работ позволяет отраслям в соответствии со спецификой их работ более направленно вести исследования по повышению достоверности подсчета запасов нефти и максимальному использованию разведанных ресурсов.

1. Гомзиков В.К.., Молотова Н.А. Оценка влияния плотности сетки скважин на нефтеотдачу пластов. - Нефтяное хоз-во, 1979, № 2,с. 30-32.
2. Оценка нефтеотдачи залежей с разной геолого-промысловой характеристикой / М.М. Иванова, В.А. Тимофеев, Ю.И. Брагин, Л.А. Блинова. - Геология нефти и газа, 1980, № 10 , с. 6-14.
3. Пантелеев А.С. Влияние геолого-физической изученности продуктивных пластов на надежность обоснования показателей разработки. - Труды ЮУО ВНИГНИ, М., 1972, вып. IV, с. 102-107.