|
УДК 622.276.344 |
Обоснование коэффициента нефтеизвлечения
Н.П. ЛЕБЕДИНЕЦ (ВНИИКТЭП)
Излагаются некоторые замечания и предложения, возникшие в результате анализа ряда работ по обоснованию коэффициента нефтеотдачи, выполненных научно-исследовательскими институтами Миннефтепрома и геологоразведочными организациями Мингео РСФСР (по месторождениям Яунлорской группы, Федоровскому, Муравленковскому, Суторминскому, Карамовскому в Западной Сибири, Величаевско-Колодезному и Ачикулакскому в Ставропольском крае, Спасскому на Украине, Вишанскому в Белоруссии, Окружному на Сахалине и др.).
Прежде всего - о применяемых методах оценки коэффициентов нефтеотдачи. Используются практически все разработанные в нашей стране методики, основанные на гидродинамических расчетах (Гипровостокнефть, ТатНИПИнефть, СибНИИНП и др.), а также различные эмпирические и полуэмпирические зависимости. Причем выбор методики применительно к тому или другому месторождению, как правило, никак не обосновывается. Создается впечатление, что используется прежде всего авторский принцип. Институты, имеющие собственные методики, применяют их для любого рассматриваемого месторождения, другие же заимствуют их без особого обоснования выбора.
Вполне вероятно, что применяемые методики повариантных расчетов технологических и технико-экономических показателей и нефтеотдачи могут быть неодинаковыми по эффективности и надежности, о чем свидетельствуют, в частности, некоторые материалы недавно проведенного Миннефтепромом Всесоюзного совещания (г. Бугульма, 15-17 июня 1982 г.) по развитию методов проектирования, анализа и контроля за разработкой нефтяных месторождений. Необходимо использовать единую, достаточно унифицированную методику, в основу которой может быть положена, например, методика определения коэффициента нефтеотдачи пластов с учетом особенностей их строения и принятых систем разработки (составление ее завершается в настоящее время ВНИИ Миннефтепрома).
Естественно, единая методика должна быть достаточно гибкой, способной учитывать те или иные индивидуальные особенности конкретных месторождений. В ней следует рассмотреть два типичных случая: новое месторождение и месторождение с историей разработки. С другой стороны, она должна быть рассчитана на реальную информацию. Такую методику необходимо сделать обязательной для всех институтов и организаций, выполняющих работы по оценке коэффициентов нефтеотдачи. Но нельзя допустить и слишком большой общности методики, т. е. практически неограниченной свободы при ее применении.
Надо еще отметить, что получаемые разными авторами по различным методикам те или иные значения коэффициентов нефтеотдачи практически не анализируются в отношении накопленного опыта разработки нефтяных месторождений. Сопоставление с выработанными или находящимися в поздней стадии эксплуатации объектами, близкими к рассчитываемым новым объектам по геолого-физическим характеристикам, безусловно, помогло бы в оценке степени реальности получаемых расчетных величин. В связи с применяемой вариантной оценкой нефтеотдачи можно заметить, что из работ иногда не вполне ясно, почему используются именно рассматриваемые плотность сетки скважин.
Другой, вероятно, еще более важный вопрос касается обнаруженных в работах чрезвычайно малых колебаний расчетных коэффициентов нефтеотдачи (и более частных коэффициентов охвата сеткой, заводнением и т. д.) при значительных изменениях плотности сетки скважин в рассматриваемых вариантах. Очень часто по расчетам получалось, что даже при изменении плотности сетки скважин в 1,5-2 раза и более нефтеотдача меняется буквально на 1-2 %. В это трудно поверить. Накопленные фактические данные, в том числе и приводившиеся на упомянутом совещании, свидетельствуют о гораздо более существенном влиянии плотности сетки скважин на нефтеотдачу, что можно считать теперь общепризнанным.
В связи с такими результатами возникает элемент недоверия ко многим работам по так называемому вариантному обоснованию коэффициента нефтеотдачи. Это может быть обусловлено, в частности, особенностями применяемых методик, недостаточным информационным обеспечением и другими причинами. В любом случае единая унифицированная методика должна быть более эффективной в отношении учета зависимости нефтеотдачи от плотности сетки скважин.
Далее - об экономическом обосновании коэффициента нефтеотдачи. К сожалению, приходится говорить, что бывают и такие работы по подсчету запасов, в которых практически отсутствует экономическое обоснование коэффициента извлечения нефти. В них подчас все ограничивается лишь оценкой предельных дебитов нефти по скважинам и предельной обводненности, до которой можно эксплуатировать скважины. Но такие работы в общем исключение.
Другой вопрос - о практике использования временного критерия предела эксплуатации нефтяных объектов, установленного Миннефтепромом по рекомендации группы ведущих отраслевых ученых-экономистов. Бывают даже случаи, что предельные затраты считают допустимыми за весь срок разработки. Очень часто в работах по обоснованию коэффициентов нефтеотдачи не приводится динамика (по годам) технико-технологических и экономических показателей, необходимая для точного установления момента достижения предельных затрат, по которому естественно определять срок разработки, начальные извлекаемые запасы нефти и конечный коэффициент нефтеотдачи. Приводятся лишь усредненные технико-экономические показатели за 15-20 лет, проектный период, весь срок разработки и т. д., используемые для сравнительной оценки вариантов и выбора оптимального варианта.
При этом усредненные затраты могут быть ниже предельных, но остается неясным, являются ли меньшими и текущие затраты в заключительный период разработки. Пояснения по этому поводу, как правило, в таких работах не даются. В других случаях детальное (по годам) представление показателей охватывает значительные периоды времени, но почему-то опускаются заключительные периоды достижения предельных текущих затрат. В единой методике по оценке нефтеотдачи должен быть предусмотрен совершенно четкий строгий порядок экономического обоснования нефтеотдачи.
В этой связи следует отметить отсутствие единого комплексного расчета с получением конечного результата (коэффициента нефтеотдачи) по применяемым методикам. Расчеты носят прерывистый характер. Определяются минимальные допустимые нефтенасыщенные толщины пластов, предельная обводненность скважин. Затем оцениваются коэффициенты вытеснения, охвата, заводнения и т. д. После этого вычисляются коэффициенты нефтеотдачи, начальные извлекаемые запасы нефти и рассчитываются показатели разработки. И здесь, видимо, не всегда возможно точное совпадение предварительно определенного коэффициента нефтеотдачи с коэффициентом нефтеотдачи, оцениваемым по динамике технико-экономических показателей с учетом предельных затрат. Унифицированная методика по оценке нефтеотдачи при определенной исходной информации должна обеспечивать получение однозначного конечного результата в виде динамики показателей по годам, по которой устанавливаются момент прекращения эксплуатации объекта и коэффициент извлечения нефти.
Наконец, об учете применения методов интенсификации разработки нефтяных месторождений и новых способов добычи нефти при обосновании коэффициентов нефтеотдачи. Во многих работах они практически не учитывались. Лишь в некоторых указывается на применение стандартных для обычного заводнения методов регулирования, а также циклического воздействия, изменения направления фильтрационных потоков, которые могут предусматриваться принимаемыми системами воздействия. Однако специальной оценки технологического и экономического эффекта от этих мероприятий обычно не дается. Считается, что применяемые методы расчета нефтеотдачи его учитывают.
Конечно, проблема использования многих новых методов повышения нефтеотдачи - сложный вопрос. Но во многих работах не предусматривается, например, даже такой давно известный и сравнительно простой в реализации метод интенсификации добычи нефти, как форсированный отбор жидкости. Встречаются случаи, когда в более поздний период дебиты жидкости по скважинам лишь несколько больше, равны или даже меньше начальных. Нарастающие водонефтяные факторы, как правило, не превышают 150-200 %. В каждой работе по обоснованию коэффициентов нефтеотдачи целесообразно отдельно рассматривать применение методов интенсификации и новых методов добычи нефти с независимой оценкой технологического и экономического эффекта.
Несмотря на все усилия по реализации так называемого газового варианта топливно-энергетического баланса, по подъему угольной промышленности, развитию атомной энергетики, в обозримом будущем нефть останется важнейшим топливно-энергетическим и сырьевым ресурсом. Поэтому необходимо бороться за каждый процент увеличения нефтеотдачи.
В заключение следует отметить, что в работах по обоснованию коэффициента нефтеотдачи, выполняемых геологоразведочными организациями, обычно используются методики специализированных научно-исследовательских институтов по разработке нефтяных месторождений. Однако при этом, как правило, не применяются расчеты на ЭВМ при программной реализации методик, используются в основном укрупненные, в большой мере приближенные расчеты, не отражается изменение технико-экономических показателей по годам разработки.
Представляется целесообразным поручать обоснование коэффициентов извлечения нефти при подсчете запасов научно-исследовательским институтам по проектированию разработки нефтяных месторождений, которые в состоянии обеспечить более квалифицированное решение вопросов. Тем более нет необходимости в часто практикуемом параллельном выполнении этих работ геологоразведочными организациями.
Поступила 15/VII 1982 г.