КОЭФФИЦИЕНТЫ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ, ГАЗА, КОНДЕНСАТА

Исходя из физических условий содержания УВ в пустотном пространстве коллекторов (их физико-химических свойств, молекулярных, капиллярных и др.), из технологических и технических возможностей (достигаемой степени полноты охвата объема пласта процес­сом вытеснения при реализуемой системе разработки) и из экономических ограничений плотности сетки скважин, пре­дельного дебита и обводненности продукции и других пара­метров, ясно, что на поверхность из продуктивных пластов можно извлечь только какую-то часть содержащихся в них запасов углеводородов.

Количественно доля запасов (нефти, газа, конденсата), ко­торая может быть извлечена  определяется: для нефти коэффициентом извлечения нефти (КИН), для газа и конден­сата соответственно коэффициентами извлечения газа и кон­денсата.

Исходя из физических особенностей этих УВ наиболее сложным является определение коэффициента извлечения нефти (КИН). По каждому нефтяному эксплуатационному объекту, вводящемуся в разработку, расчет выполняется спе­циализированной научной организацией и после согласования с заинтересованными сторонами утверждается Государствен­ной комиссией по запасам Российской Федерации (ГКЗ РФ). Коэффициент извлечения газа по отдельным газовым объек­там не рассчитывают, а принимают, исходя из имеющегося опыта в целом по газовой отрасли, равным 0,8.
Остановимся подробнее на физической сущности коэф­фициента извлечения нефти (КИН) и методах его расчета

В общем виде коэффициент извлечения нефти может быть выражен как отношение количества нефти, извлечен­ной на поверхность - Qизвл. к балансовым запасам нефти залежи Qбал.
КИН = Оизвл/ Q6ал.                                                                                                         (63)
Коэффициент извлечения за все время разработки зале­жи называется конечным, за некоторый промежуток време­ни с начала разработки - текущим.

Имеется несколько способов расчета конечного (проект­ного) КИН:

·                     статистический, основанный на полученных с помощью многофакторного анализа статистических зависимостей меж­ду конечными КИН и определяющими его различными геоло­го-физическими и технологическими факторами;
·                     покоэффициентный, основанный на определении значе­ний ряда влияющих на КИН коэффициентов, учитывающих геолого-физическую характеристику конкретной залежи нефти и особенностей предлагаемой к внедрению системы разработки;
·                     основанный на технологических расчетах показателей нескольких вариантов систем разработки, выполненных путем моделирования процесса фильтрации на трехмерных матема­тических моделях конкретной залежи нефти.

Покоэффициентный метод важен потому, что он наиболее полно раскрывает физическую сущность КИН. По этому ме­тоду конечный КИН обычно выражается в виде произведе­ния трех коэффициентов - вытеснения (Квыт), охвата про­цессом вытеснения (Кохв) и заводнения (Кзав):
КИН = КВЫТКОХВ. Кзав.                                                     (64)

Коэффициент вытеснения - это отношение количества нефти, вытесненного при длительной интенсивной (до полно­го обводнения получаемой жидкости) промывке объема пус­тотного пространства коллектора, в который проникла вода, к начальному количеству балансовых запасов нефти в этом объеме. По существу, коэффициент вытеснения показывает предельную величину нефтеизвлечения, которую можно до­стигнуть с помощью данного рабочей агента. Значения Квыт, как правило, определяют экспериментально в лабораторных условиях на длинных образцах керна с использованием мо­дельных пластовых жидкостей. При удовлетворительной вы­борке керна, принятого для эксперимента, получают значе­ние Квыт, характеризующееся высокой степенью надежности.

Коэффициент охвата Кохв - это отношение объема пус­тотного пространства, занятого вытесняющим агентом (охва­ченного процессом вытеснения), к общему объему простран­ства коллекторов изучаемого объекта, содержащих нефть. Этот коэффициент характеризует долю пород-коллекторов, охватываемых процессом фильтрации при данной системе разработки. Кохв можно рассчитать по картам распростране­ния коллекторов по площади залежи (всех и заполняемых вытесняющим агентом) на основании эмпирических статис­тических зависимостей коэффициента охвата от плотности сетки скважин или на основании аналогии с подобными за­лежами нефти.

Коэффициент заводнения Кзав. характеризует потери неф­ти в объеме, охваченном процессом вытеснения из-за пре­кращения ее добычи по экономическим соображениям при обводненности продукции скважин менее 100 %. Он зависит от степени неоднородности пласта по проницаемости, соот­ношения вязкостей нефти и вытесняющего агента, принятой предельной обводненности добываемой продукции. Надеж­ных методов расчета Кзав не создано. Обычно он оценивается либо по эмпирическим формулам, учитывающим влияющие на него параметры, либо принимается экспертно.

Расчет КИН, выполненный покоэффициентным или статистическим методами, нередко допускает субъективизм и неопределен­ность. Это вызвано как множеством факторов, влияющих на КИН, и невозможностью полного их учета, так и отсутстви­ем надежных методов определения степени влияния каждого из них. В частности, очень сильно влияет на конечный КИН соответствие применяемой системы разработки конкретным геолого-физическим условиям.
Наиболее полно учесть все многочисленные факторы, вли­яющие на конечный КИН, позволяет третий способ - гео­лого-математическое моделирование процессов фильтрации на трехмерных моделях, с помощью быстродействующих современных ЭВМ.
С этой целью на базе детальных адресных геолого-промысловых моделей создаются статические геолого-математические трехмерные модели, отражающие изменчи­вость свойств коллекторов по объему залежи.

Затем на базе статических трехмерных геолого-математических моделей, путем моделирования процессов фильтрации в трехмерном пространстве и вытеснения неф­ти рабочим агентом к забоям добывающих скважин, с по­мощью ЭВМ создается динамическая модель эксплуатацион­ного объекта, показывающая прогнозное изменение во вре­мени:

-насыщенности объема объекта нефтью и вытесняющим агентом;
-пластового давления в зоне нагнетания агента и отбора нефти;
-дебитов скважин и обводненности добываемой в них про­дукции.

При желании, на дисплей ЭВМ можно вывести и зафик­сировать состояние залежи на любой момент времени. В ре­зультате получают расчет проектных технологических пока­зателей разработки по годам эксплуатации и за отдельные периоды — 10, 20, 40 лет, вплоть до конца разработки.
Значение конечного КИН определяют для нескольких ва­риантов системы разработки; он во многом является показателем эффективности проектируемой системы, которая за­висит от того, насколько полна та или иная система разра­ботки соответствует конкретным геолого-физическим усло­виям реального объекта разработки.

Соответственно этому проектирование разработки пред­ставляет собой оптимизационную задачу выбора системы разработки, обеспечивающей получение наибольшего коэф­фициента нефтеизвлечения. Как известно, любая оптимиза­ционная задача сводится к выбору оптимального варианта из нескольких возможных. В соответствии с действующим по­ложением коэффициент извлечения нефти и все другие пока­затели разработки обосновываются не менее чем по трем ва­риантам разработки, которые различаются способами воз­действия на продуктивные пласты, системами размещения и плотностью сеток скважин, очередностью и темпами разбуривания объектов.
При оптимизации КИН возможны два различных подхода. В основу оптимизации может быть положено стремление обеспечить максимальное использование запасов недр, т.е. получение наибольшего КИН, при этом другие признаки, в том числе и экономические, учитываются как второстепен­ные. В этом случае обоснованное значение КИН можно на­звать технологическим.
Если доминирует экономический критерий, предусматри­вающий получение максимальной прибыли, обоснованное значение КИН можно назвать экономическим.
Технологический коэффициент нефтеизвлечения до пере­хода к рыночной экономике принимался в качестве единст­венного конечного.
Достижение этого коэффициента требовало максималь­ного использования недр и соответственно применения более дорогих систем разработки, расходования повышенных ма­териальных средств, особенно для месторождений с низкой продуктивностью. В условиях ранее действовавшего планово­го хозяйства это было оправдано.
В условиях рыночных отношений, когда экономический фактор стал доминирующим и во главу угла ставят вопрос получения максимальной прибыли, возникла необходимость ориентироваться на экономический КИН. Приоритетно эко­номический подход, учитывающий современную конъюнкту­ру на рынке нефти и действующее налоговое законодатель­ство, зачастую требует удешевлять систему разработки даже в ущерб полноте использования недр.
Различия в технологических и   экономических   значениях КИН наиболее значительны при низкой продуктивности и сложном геологическом строении залежей.
В случае весьма неблагоприятных экономических показа­телей, при крайне низкой продуктивности залежи или на за­вершающей стадии разработки, действующее законодатель­ство допускает уменьшение обязательных налогов и плате­жей или переход на Соглашение о разделе продукции. При этом экономический КИН подлежит увеличению.


В настоящее время технологический КИН рассчитывается и утверждается в обязательном порядке, а экономический КИН рассчитывается и утверждается дополнительно в случае его существенного расхождения с технологическим коэффи­циентом нефтеизвлечения.

ищи здесь, есть все, ну или почти все