Динамика и закономерности изменения коэффициента извлечения нефти по месторождениям нефти центральной части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции

РЕСУРСЫ И ЗАПАСЫ УВ

УДК 553.046

ДИНАМИКА И ЗАКОНОМЕРНОСТИ ИЗМЕНЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ПО МЕСТОРОЖДЕНИЯМ НЕФТИ ЦЕНТРАЛЬНОЙ ЧАСТИ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ

А.В.Шпильман, Н .Ю .Кухарук

В статье приведены данные по состоянию среднего КИН по месторождениям нефти центральной части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Дана динамика изменения соседних КИН от начала освоения провинции до настоящего времени. Отдельно рассчитана динамика изменения среднего КИН по месторождениям нефти Югры, находящихся в разработке. Дополнительно оценены данные по КИН по трудноизвлекаемым запасам (залежи ачимовской и тюменской свит). Приведен прогноз среднего текущего КИН до 2035 г.

Ключевые слова: КИН; Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция; текущий КИН; трудноизвлекаемые запасы.

Коэффициент извлечения нефти (КИН) является одним из ключевых параметров не только при подсчете запасов, но и при оценке прогнозных и перспективных ресурсов. КИН определяется и технологией разработки, и геологическим строением коллектора. При количественной оценке расчет производится по геологическим ресурсам в связи с тем, что закономерности неф-тегазоносности устанавливаются для геологических объектов, а в результате необходимо оценить извлекаемое количество ресурсов нефти, принимая средние или средневзвешенные значения КИН для каждого нефтегазоносного комплекса.

Под термином КИН обычно понимают конечный, расчетный КИН — отношение количества извлеченной нефти к геологическим запасам на конец разработки залежи, или, с позиции запасов, отношение извлекаемых запасов к геологическим

Л =

О,.

О

где т| — КИН; 0ИЗВЛ — извлекаемые запасы; О^л — геологические запасы.

Также можно использовать и другой термин — текущий КИН, или текущий коэффициент нефтеизвлече-ния [1], который характеризует степень выработки геологических запасов залежи на определенную дату

Лт =

НД О

где 11т — текущий КИН; НД — накопленная добыча нефти с начала разработки.

Понятие КИН очевидно, когда речь идет об одной залежи (части залежи). Сложнее, если речь идет об оценке КИН по крупным территориям, нефтегазоносным комплексам. В этом случае оценка КИН представляет собой не одну из характеристик разработки залежи, а интегрированное понимание возможности извлечения нефти из совокупности залежей (месторождений). Такие интегрированные характеристики используют при разработке стратегических проектов — количественной оценке ресурсов, прогнозах добычи нефти, энергетической стратегии. В настоящей статье приведены интегрированные оценки КИН по всем месторождениям центральной части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (территория Ханты-Мансийского АО-Югра). Югра является основным нефтедобывающим регионом России (46 % добычи нефти в 2015 г.), в связи с чем закономерности нефтегаэоносности, тенденции изменения КИН и другие количественные показатели представляют интерес и в целом по России.

Особенно важным для стабилизации добычи в настоящее время является прогноз таких показателей для трудноизвлекаемых запасов нефти. Огромный, многомиллиардный потенциал тюменской, ачимовской, баженовской свит Западной Сибири связан с пониженными фильтрационно-емкостными свойствами (пористостью, проницаемостью, выдержанностью пластов). КИН также оказывается невысоким (10-15 %) по отдельным залежам, в то время как по коллекторам с хорошими фильтрационно-емкостными свойства в Западной Сибири он достигает 40-50 % и выше. В этой ситуации понимание закономерностей изменения КИН не только для отдельных залежей, но и нефтегазонос-

ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА, 1'2017

HYDROCARBON RESOURCES AND RESERVES

Рис. 1. ДИНАМИКА СРЕДНЕГО КИН ПРОМЫШЛЕННЫХ ЗАПАСОВ (категории А + В + С1) РАСПРЕДЕЛЕННОГО И НЕРАСПРЕДЕЛЕННОГО ФОНДОВ НЕДР ХАНТЫ-МАНСИЙСКОГО АО-ЮГРЫ

ных комплексов является значимым для прогноза ресурсной базы, добычи и т.д.

Каждый раз, упоминая значен ния КИН как интегрированного показателя для нефтегазоносных провинций, областей, требуется уточнить, по каким категориям запасов велся расчет по формуле (1). Получаются совершенно разные данные, если провести расчет по категориям А + В + Ст или А + В + Ст + С2 (в терминах классификации запасов, действовавшей до 1.01.2016 г.). На взгляд авторов статьи, для получения корректных оценок средних КИН лучше использовать запасы категорий А + В + С! (А + В1 + С! в новой классификации запасов РФ, введенной 1.01.2016 г.).

Коэффициент КИН — это расчетный показатель, полученный в проектах разработки или взятый по аналогии с разрабатываемыми месторождениями (для запасов категорий С1 + С2). Для Ханты-Мансийского АО-Югры Государственный баланс запасов ведется отдельно. Приведем изменения среднего балансового КИН (расчетный КИН на дату окончания разработки в строгом соответствии с Государственным балансом запасов РФ) по месторождениям Югры в динамике (рис. 1).

Отметим, что первое 10-летие ввода в разработку крупнейших месторождений Ханты-Мансийского АО-Югры средний КИН был очень высоким — в первую 5-летку освоения провинции (1965-1970) он составил ~0,5 (см. рис. 1). Затем открывались и вводились в разработку более трудноизвлекаемые запасы и средний КИН закономерно снижался. Очевидно, что средний КИН по разрабатываемым месторождения выше, чем средний КИН по всем месторождениям. Но с развитием нефтяного региона эти цифры становятся близки и отличаются сотыми долями (см. рис. 1). Это связано с тем, что после 50-летнего периода освоения Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции большая часть месторождений введена в разработку, а не введенные

0,370

Годы

КИН по 5-летним периодам: 1 - средний, 2- средний по разрабатываемым месторождениям

запасы составляют малую долю. По Государственному балансу из ~19 млрд начальных извлекаемых запасов нефти категорий А + В + С1 запасы месторождений, не вовлеченных в разработку, составляют около 360 млн т.

Рис. 2. ДИНАМИКА СРЕДНЕГО КИН ПРОМЫШЛЕННЫХ ЗАПАСОВ (категории А + В + С,) РАСПРЕДЕЛЕННОГО И НЕРАСПРЕДЕЛЕННОГО ФОНДОВ НЕДР ХАНТЫ-МАНСИЙСКОГО АО-ЮГРЫ ПО ГОДАМ ВВОДА МЕСТОРОЖДЕНИЙ

0,200"]

1964-19701971-1975 1976-1980 1961-19851986-1990 1991-1995 1996-2000 2001-20052006-20102011-2015

Годы.

Средний КИН вводимых в разработку месторождений: 1 - в 5-летний период (цифры в кружках - число введенных в разработку месторождений), 2-по состоянию на 01.01.2016 г.

OIL AMD GAS GEOLOGY, 12017

РЕСУРСЫ И ЗАПАСЫ УВ

Рис. 3. ТЕКУЩИЙ КИИ И ТЕМП ОТБОРА ОТ ТЕКУЩИХ ЗАПАСОВ на 01.01.2016 г.

0,25-

0,20-

0,15-

0,10-

0,05-

НН 1 Н>Н 2

Г-1-1-1-1-1-1-1-1-

1964-1970 1971-1975 1976-1980 1981-19851986*1990 1991-1995 1996-2000 2001-20052006-20102011-2015

Годы

1 - изменение текущею КИИ; 2 - темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов

Отметим два основных фактора, разнонаправленно влияющих на средний КИН. С одной стороны, вводятся в разработку залежи нефти с ухудшенными фильтрацион-но-емкостными свойствами, что снижает средний КИН. С другой стороны, внедряются новые технологии разработки, которые повышают КИН. Применение новых тех-

Рйс. 4. ТЕКУЩИЙ КИН И ЕГО ПРОГНОЗ ЛО 2035 г

0,35"

0,30-

0,25-

0,20-

0,15-

0,10-

0,296_

0,1.72

.„170 °'175 10.162

ЕЕ! 1 БЕ

о о о о -о-

гч сч гч

гч м п м сч

оооооооооооооооооооао а о а а о а

(Ч {Ч м м

СЧ М СЧ N М

СЧ {Ч М И <4 ГЧ М « Г) {М <ч

Годы

Текущий КИН на запасы: 1 - на 01.01.2016 г., 2- прогнозный, 3- линейная интерполяция

нологий (бурение горизонтальных скважин, гидроразрыва пласта, боковые стволы, приводящие к уплотнению эксплуатационной сетки) способствовало тому, что расчетный КИН за последние 10 лет вырос незначительно — с 0,35 до 0,37, но в масштабах Югры это приблизительно 1 млрд т дополнительно извлекаемых запасов нефти. И это при вводе в разработку залежей со все более низкими КИН, т.е. суммарный эффект от двух разнонаправленных факторов в последние годы приводит к увечению среднего балансового КИН. Такой прогноз был обоснован и в Энергетической стратегии Ханты-Мансийского АО-Югры, разработанной НАЦ РН им. В.И.Шпиль-мана по заказу правительства Ханты-Мансийского окрупа-Югры в 2008 г. [2]. Необходимо отметить, что были представлены характеристики по всем месторождениям (залежам) на территории Ханты-Мансийского АО-Югры. Если же рассчитать КИН отдельно по залежам нефти с трудноизвлекаемыми запасами, то он окажется значительно ниже. В настоящий момент средний балансовый КИН по запасам нефти категорий А + В + С1 по разрабатываемым залежам ачимовской свиты составляет 0,32, а по отложениям тюменской свиты еще ниже — 0,27. КИН по залежам баженовской свиты определен условно.

Ухудшение структуры ресурсной базы, увеличение доли трудно-извлекаемых запасов можно наглядно показать, если построить график КИН не по всем месторождениям (разрабатываемым), а по конкретным, введенным в этот 5-летний период (рис. 2).

Отметим, что по месторождениям, введенным в разработку до 1990 г., проектный КИН с учетом изменения запасов значительно снизился, а по месторождениям, вводимым в 1996-2010 гг., — вырос.

До 1990 г. доминировали оценки геологов, в целом они были более оптимистичны, а после так называемой перестройки позиции неф-тяников-разработчиков значительно усилились при экспертизе запасов, и Государственная экспертиза

0,305.

ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА, Г2017

HYDROCARBON RESOURCES AND RESERVES

запасов принимала более осторожные оценки, более низкие значения КИН. Несмотря на это, отметим главный факт: средний КИН с 70-х гг. прошлого столетия до 2000 г. изменялся незначительно — в диапазоне 0,32-0,36, а в последующие 15 лет месторождения вводятся в разработку с КИН = 0,25, по отдельным месторождениям — ниже 0,2.

Отдельный интерес представляет оценка такого параметра текущего КИН (формула (2) по совокупности всех месторождений Югры (рис. 3).

График темпа отбора во многом повторяет кривую добычи, а график текущего КИН имеет более линейный характер, особенно за последние 15 лет. На 1.01.2016 г. текущий КИН — отношение накопленной добычи к начальным геологическим запасам нефти категорий А + В + С1( составляет 0,221.

Некоторые авторы используют эту цифру как показатель КИН по Ханты-Мансийскому АО-Югры. Это абсолютно неправильно. Цифра отражает степень отбора запасов нефти от начальных геологических запасов. Если же требуется определить средний КИН по Югре, то в настоящее время следует принимать значение 0,37 (см. рис. 1). Значение темпа отбора нефти от начальных запасов (см. рис. 3) также очень важно при стратегических расчетах. В настоящее время темп отбора от НИЗ составляет 1,3-1,4 %. Еще раз подчеркнем, темп отбора нефти составляет 3,3-3,4 % не от начальных, а от текущих запасов нефти.

Линейность изменения текущего КИН позволяет делать среднесрочные и долгосрочные прогнозы изменения значений текущего КИН (рис. 4).

По данным прогноза значение текущего КИН с 2026 по 2030 г. составит 0,29 доли ед., в 2031-2035 гг. — 0,31. Таким образом, текущий КИН в 2035 г. достигнет 0,31-0,32 долей ед.

Авторы статьи постарались дать достоверные оценки КИН, основанные на детальном анализе Государственного баланса запасов, его динамике в сопоставлении с показателями разработки месторождений Ханты-Мансийского АО-Югры за многие 10-летия освое-

ния Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Приведенные результаты исследований способствуют повышению достоверности оценки ресурсной базы УВ-сырья по Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Литература

1. Муслимов Р.Х. Нефтеотдача: прошлое, настоящее, будущее: учебное пособие / Р.Х.Муслимов. — Казань: Изд-во «ФЭН» Академии наук РТ, 2012.

2. Энергетическая стратегия Ханты-Мансийского автономного округа-Югра до 2030 года // Вестник недропользователя ХМАО-Югры. - 2011. - № 23.

6 А.В.Шпильман, Н.Ю.Кухарук, 2017

Александр Владимирович Шпильман, директор,

кандидат геолого-минералогических наук, crru@crru.ru;

Наталья Юрьевна Кухарук, заведующая лабораторией, kohta@crru.ru.

PROFILE AND TRENDS OF OIL RECOVERY FACTOR VARIATION FOR OIL FIELDS IN THE CENTRAL PART OF THE WEST-SIBERIAN OIL-GAS PROVINCE

Shpilman A.V., Kukharuk N.Yu.

The paper presents data on the mean oil recovery factors for oil fields of the central part of the West-Siberian oil-gas province. Variations of neighboring ORF are shown for the entire time period from the start of oil production in the province till present days. Apart from that, the ORF variations are calculated for the Ugra oil fields being developed. In addition, the ORF values have been estimated for the difficult-to-extract reserves (the Achimov and Tyumen suites). Average current ORF is predicted for the time period till 2035.

Key words: ORF; West-Siberian oil-gas province; current ORF; dif-ficult-to-extract reserves.

OIL AND GAS GEOLOGY, 1'2017