|
УДК 553.982:553.045.3 |
О совершенствовании оценки и учета забалансовых запасов нефти
В. А. БРЕЕВ, В. К. ГОМЗИКОВ, А. И. ЖЕЧКОВ, Н. М. НИКОЛАЕВСКИЙ (ВНИИ)
Главным направлением развития добычи нефти в СССР в последние десятилетия был ускоренный ввод в разработку большого числа новых нефтяных месторождений с применением методов поддержания пластового давления путем нагнетания в пласт воды. Создание искусственных и усиление естественных водонапорных режимов работы нефтяных пластов способствовали практически во всех нефтяных районах страны значительному повышению отборов и коэффициента конечной нефтеотдачи пластов. Высокие темпы освоения новых запасов нефти, вызванные крупномасштабным применением передовой технологии разработки нефтяных месторождений, обеспечили устойчивый рост добычи нефти.
Среднегодовой прирост добычи нефти и конденсата по пятилеткам характеризуется следующими данными (млн. т): 1961-1965 гг. - 19; 1966-1970 гг. - 22; 1971-1975 гг. - 27,6; 1976-1980 гг. - 22,2.
Открытие нефтяных месторождений в европейской части и на востоке страны в сочетании с прогрессивной технологией их разработки позволило СССР в начале 70-х годов, как известно, занять первое место в мире по объему добычи нефти.
С середины 70-х годов условия развития добычи нефти в стране существенно меняются. Месторождения и районы нефтедобычи европейской части страны вступили в стадию стабилизации или снижения добычи нефти. Основные открытия и подготовка запасов нефти на новых месторождениях сместились из европейской части в труднодоступные восточные и северные районы. В общем объеме подготовки запасов нефти возросла доля ее запасов на мелких месторождениях с низкопродуктивными коллекторами. Увеличился процент так называемых трудноизвлекаемых запасов нефти (требующих новой, более капиталоемкой технологии разработки), характеризующихся повышенной вязкостью нефти и низкой проницаемостью коллекторов, а также доля нефтегазовых месторождений.
Неблагоприятные в большинстве объектов факторы привели к снижению эффективности разведочного бурения и существенному росту капитальных вложений на подготовку новых запасов нефти, а следовательно, к увеличению капитальных и эксплуатационных затрат на ее добычу на новых, вводимых в разработку нефтяных месторождениях. В Советском Союзе много месторождений вступило в позднюю стадию эксплуатации или находятся на завершающем этапе; число их непрерывно растет во всех нефтяных районах страны. В настоящее время имеются месторождения и залежи, разработка которых освоенными методами завершена. Остаточные запасы этих месторождений могут быть объектами освоения в ближайшем будущем.
В зависимости от геолого-физических характеристик продуктивных пластов и свойств насыщающих их жидкостей объемы остаточных запасов нефти в отработанных месторождениях и залежах составляют от 40 до 80 % их начальной величины и более.
В связи с этим интересно исследование вопроса о возможности формирования из остаточных запасов новой залежи [4]. Предполагается, что остающаяся в пласте нефть после завершения разработки освоенными методами может быть со временем переформирована в новую, меньшую по сравнению с первоначальной залежь. С учетом этого фактора проблема извлечения остаточной нефти приобретает иную направленность, влияющую на геологотехнологические решения отбора таких запасов.
Однако рассматриваемая проблема в указанной постановке достаточно сложна, так как наряду с тенденцией преобразования залежей нефти происходит их разрушение вследствие окисляющего воздействия закачиваемых и пластовых вод [3].
Вместе с тем можно привести некоторые примеры, когда в течение сравнительно небольших промежутков времени происходило переформирование залежей нефти. Это отмечается на месторождениях Широкая Балка в Краснодарском крае, Октябрьском в Чечено-Ингушетии, Краснокамском в Пермской области и др.
На месторождениях (залежах), законченных разработкой, необходимо провести дополнительные разведочные работы (бурение оценочных скважин) для уточнения границ залежи и остаточных запасов. Подобные работы при планировании внедрения новейших методов повышения нефтеотдачи пластов в ряде случаев уже проводятся, в частности в США [6].
В вопросе об экономических возможностях расширения границы извлекаемых запасов можно отметить следующие тенденции. Сравнительный анализ динамики издержек добычи нефти на новых низкопродуктивных месторождениях и на старых объектах, где применяются современные методы повышения нефтеотдачи, проведенный во ВНИИ и отраслевых НИПИ, свидетельствует об экономической целесообразности значительного повышения конечной нефтеотдачи пластов на месторождениях, где разработка ведется традиционными методами. Уровень затрат на дополнительную добычу нефти от применения методов повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях, находящихся в поздней стадии освоения, примерно одинаков, а в ряде случаев ниже показателя затрат на добычу нефти на новых худших месторождениях, вводимых в разработку. Это означает, что экономически дальнейшее повышение конечной нефтеотдачи пластов на месторождениях в поздней стадии разработки становится, таким образом, сопоставимым с приростом запасов нефти на новых низкопродуктивных площадях.
В связи с этим широкое применение прогрессивных методов повышения нефтеотдачи пластов уже в обозримом будущем может стать источником значительного роста сырьевой базы нефтедобывающей промышленности.
Доля высокопродуктивных месторождений в общем балансе открытых запасов промышленных категорий и вводимых в разработку на современном этапе развития нефтедобычи продолжает уменьшаться. В экономическом отношении на добыче нефти также сказывается возрастающая стоимость подготовки новых запасов нефти. Наряду с этим общее повышение рентабельности добычи нефти, обусловливаемое, с одной стороны, возможностями применения новых методов повышения нефтеотдачи пластов, а с другой - ростом мировых цен на нефть, способствует расширению экономически обоснованных границ балансовых и извлекаемых запасов нефти.
Эти тенденции, активно влияющие на политику подготовки запасов нефти и разработки нефтяных месторождений, требуют совершенствования методов технико-экономической оценки и учета забалансовых запасов нефти в целях повышения степени сбалансированности и надежности формирования сырьевой базы для задач текущего и перспективного планирования добычи нефти в СССР.
Задачам улучшения геолого-экономической оценки и учета запасов нефти служит типовая методика [1]. Известно, что подсчет и денежная оценка запасов нефти - комплексная проблема, требующая учета геологических, технико-технологических и экономических условий и показателей будущей разработки нефтяного месторождения.
Поэтому оценка запасов, которая должна отразить показатели добычи нефти, непосредственно связана с технологией разработки нефтяных месторождений и техники добычи нефти. С экономической точки зрения, как показали исследования проблемы [2], необходимо установить пределы затрат, по которым должна проводиться «демаркация» границ забалансовой и извлекаемой частей запасов.
Критерием, определяющим граничные условия расчета остаточных запасов, принимается предельное значение дебитов скважин, а следовательно, и конечной нефтеотдачи пластов (на 1 т нефти), устанавливаемое согласно работе [1] и исходящее из единого отраслевого норматива верхнего уровня замыкающих затрат Zв. На этой основе определяются и другие оценочные показатели поздней стадии - технологического (предел обводненности коллектора) и экономического (рентабельность, прибыль) характера.
Для расчетов по объекту применяется формула вычисления предельного (в экономическом смысле) дебита скважин (qк):
где qK - предельный конечный дебит нефти из скважины, т/сут; Зр- расходы на содержание и эксплуатацию оборудования скважин, включая отчисления на капитальный ремонт, руб/ скв. в год; Зосн - основная и дополнительная зарплата с отчислениями на соцстрах, руб/т; Зэ- расходы на энергию, затраченную на извлечение жидкости, руб/т; Зп- расходы по искусственному воздействию на пласт, руб/ м3 воды; Зс - расходы по сбору и транспортировке нефти, руб/т жидкости; Зп.т - расходы по технологической подготовке нефти, руб/т жидкости; Qж - годовая добыча жидкости на одну скважину, м3, Qж.мех - то же, извлеченная механизированным способом; Qж.пер - то же, поступившая на технологическую подготовку нефти; Q3 - годовая закачка воды, м3 (определяется пропорционально жидкости, приходящейся на одну эксплуатационную скважину в год); kэ - коэффициент эксплуатации скважин; ZB - нормативный уровень замыкающих (предельно допустимых) затрат на 1 т нефти, фиксирующий завершение эксплуатации скважин; 365-число дней в году.
Если к году оценки плановые и фактические затраты достигли нормативного уровня замыкающих затрат, а применение новых методов воздействия (тепловые, химические реагенты и др.) на данном объекте уже исчерпало свои возможности или их вовсе не предвидится, остаточные запасы старого объекта считаются забалансовыми (отработанными) и передаются в группу забалансовых как запасы II категории. Они могут перейти в состав балансовых при изменении технологических и экономических условий, определяющих необходимую корректировку норматива замыкающих затрат.
До сих пор речь шла об оценке и учете забалансовых запасов нефти на старых объектах при достижении на них уровня замыкающих затрат ZB. Кроме того, необходимо определять нижний уровень замыкающих затрат по новым [2], участвующим в плане добычи нефти месторождениям, которые считаются наихудшими по затратам.
Этот показатель (ZH) адекватен нормативу предельно допустимых затрат для оценки добычи нефти по новой технологии [5, см. формулу (9)], повышающей нефтеотдачу пластов.
По смыслу ZH фиксирует предел кондиционности извлекаемых запасов для новых объектов, которые обязательно должны учитываться при выполнении плана очередной пятилетки. При этом обоснование допустимого предельно минимального уровня добычи нефти по объекту, его части, по отдельной скважине определяется по формуле оценки балансовых запасов, участвующих в планах добычи нефти в прогнозном периоде (Т= 15 лет), которая имеет вид [2]:
где r-показатель расчетной денежной оценки добычи нефти по скважине или группе скважин зоны выклинивания, водонефтяной или тупиковой зоны и т. д., руб.; ZH - нижний уровень замыкающих затрат на прирост добычи 1 т нефти в расчетном периоде [5]; SH - сумма предстоящих капитальных и эксплуатационных (без отчислений на амортизацию в части реновации) затрат за 15 лет, руб.
Если при расчете r<=0, то разбуривание залежи или бурение новых скважин на участке (зоне) считается экономически неоправданным. Соответственно запасы нефти такого объекта или зоны размещения отдельных скважин признаются забалансовыми I категории.
В настоящее время остаточные запасы нефти выработанных объектов учитываются в Государственном кадастре. Однако учет ведется по группе балансовых запасов, что противоречит их классификации; кроме того, он осуществляется на уровне залежей и месторождений. Однако оценка остаточных запасов нефти выработанных объектов необходима также по нефтедобывающим районам и стране в целом.
Это позволит определить общий объем запасов нефти, наиболее экономичные способы ее извлечения благодаря применению новых методов и способов доразработки рассматриваемых объектов; предусмотреть в перспективных планах развития отрасли резервы нефтедобычи и своевременное ее материально-техническое оснащение для работ с применением новых методов.
Учет запасов нефти выработанных месторождений и залежей целесообразно вести в Государственном балансе. В связи с этим в балансе должны быть осуществлены соответствующие изменения. В форму учета должны быть введены группы месторождений и залежей, законченных разработкой освоенными технологическими методами. По этим месторождениям должны быть определены: горизонты, группы сложности, типы залежей (нефтяные, нефтегазовые), даты открытия, ввода и окончания разработки, накопленная добыча нефти, категории запасов, забалансовые (отработанные) запасы, оказавшиеся за пределами норматива замыкающих затрат, дата утверждения отработанных (забалансовых) запасов ГКЗ СССР и номер протокола.
В связи с тем, что в ряде случаев выработанные месторождения периодически эксплуатируются, в частности, предприятиями местной промышленности, в форме учета необходимо также показывать текущую добычу нефти по ним.
Эти положения должны отразиться и в Государственном кадастре месторождений.
Детальный учет (кроме указанного выше) забалансовых запасов нефти по месторождениям, и залежам, законченным разработкой освоенными методами при достижении на них экономически обоснованного значения конечной нефтеотдачи, должен включать; тип коллектора (поровый, трещинный, смешанный), глубину залегания, литологию коллекторов (терригенные, карбонатные), вещественный их состав (кварцевый и др.), площадь нефтеносности, эффективную нефтенасыщенную толщину, пористость, проницаемость, нефтенасыщенность, свойства нефти (плотность, вязкость в пластовых условиях, содержание серы, парафина, выход фракций до 300 °С).
Остальные показатели выработанных месторождений и залежей (режим, обводненность скважин, дебиты скважин, техническая характеристика ликвидированных или законсервированных скважин и др.) могут быть получены из Государственного кадастра и других исходных документов.
Намеченные выше меры по совершенствованию оценки и учета запасов, как нам представляется, улучшат условия работы в этой области.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Временная типовая методика экономической оценки месторождений полезных ископаемых. М., Прейскурантиздат, 1979.
2. Жечков А.И., Николаевский Н.М. Методические вопросы экономического обоснования кондиций запасов нефти. - РНТС ВНИИОЭНГ, Сер. Экономика нефтяной промышленности. 1980, вып. 5, с. 2-6.
3. Карцев А.А. Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений. М., Недра, 1972.
4. Крылов А.П. О некоторых вопросах проблемы нефтеотдачи в связи с ее обсуждением. - Нефтяное хоз-во, 1974, № 8, с. 33-35.
5. Методические указания по определению экономической эффективности новой техники, изобретений и рационализаторских предложений в нефтедобывающей промышленности. М., МНП, 1981.
6. Neuman С.Н. Log Core Measurements of Oil in Place, San Joaquin Valley. - Journ. Petrol. Technology, v. 32, № 8, p. 1309-1315.
Поступила 12/II 1982 г.