Конечный коэффициент извлечения нефти (нефтеотдача) – важнейший интегральный показатель эффективности разработки нефтяных месторождений. Особенно остро дискутируется вопрос о динамике средней величины конечной нефтеотдачи, ее изменении во времени. В общем случае средняя величина нефтеотдачи по отдельному региону и стране в целом определяется соотношением объемов запасов месторождений с различной нефтеотдачей.

Известно, что средняя нефтеотдача в нашей стране выше, чем во многих других нефтедобывающих странах, в основном за счет широкого применения высокоэффективной технологии разработки нефтяных месторождений с заводнением. Однако серьезную озабоченность вызывает наметившаяся в последние два–три десятилетия тенденция уменьшения средней проектной величины нефтеотдачи на разрабатываемых и новых месторождениях (табл. 1).

Анализ соответствующих данных показывает, что на фоне общего снижения средняя величина нефтеотдачи по новым месторождениям в течение последних 25 лет была на 2–3 % ниже, чем в среднем по разрабатываемым месторождениям. Это объясняется тем, что в промышленную эксплуатацию в первую очередь вводились крупные месторождения с активными запасами, тогда как не разрабатываемые месторождения (из числа открытых) содержат менее продуктивные запасы, характеризуются существенно меньшими дебитами добывающих скважин, более низкими коэффициентами извлечения нефти.

На нефтеотдачу пластов оказывают влияние геолого-физические характеристики и особенности залежей (природные факторы), а также методы, системы и технологии разработки, создаваемые человеком.

При одном и том же методе разработки нефтяных месторождений (например, заводнении) преобладающее влияние на конечную нефтеотдачу оказывают геолого-физические условия – вязкость нефти, неоднородность пластов, проницаемость коллекторов и др. О степени влияния геолого-физических факторов на конечную нефтеотдачу (снижение, %) можно судить по данным, полученным на основе многофакторного корреляционного анализа материалов по 50 длительно разрабатываемым объектам (залежам) Урало-Поволжья. Так, увеличение соотношения вязкости нефти и воды от 1 до 30 приводит к уменьшению конечной нефтеотдачи в среднем на 25 %; уменьшение средней проницаемости пластов от 2,5 до 0,15 мкм² – на 15; падение пластовой температуры от 80 до 25 °С – на 8; сокращение нефтенасыщенной толщины пластов от 23 до 3 м – на 7; уменьшение коэффициента песчанистости объекта от 0,95 до 0,55 – на 6; снижение нефтенасыщенности коллекторов от 0,95 до 0,70 – на 4,5.

В других случаях, наоборот, при близких геолого-физических характеристиках залежей конечную нефтеотдачу на 60–80 % могут определять методы, системы и технологии разработки и только на 20–40 % – природные факторы. Например, для месторождений со средними геолого-физическими условиями, характерными для районов Урало-Поволжья или Среднего Приобья, в зависимости от вида воздействия и технологии разработки может быть достигнута резко различная нефтеотдача (%): 15– 20 – при разработке залежи на режиме растворенного газа, 45–50 – при заводнении, 55–65 – при использовании третичных методов разработки (водогазовое воздействие, применение СО₂, микроэмульсии). Однако, при неблагоприятных геолого-физических условиях (низкая проницаемость коллекторов, большая неоднородность пластов, нефтегазовые залежи с небольшой толщиной нефтяного слоя и узкой нефтяной оторочкой, высоковязкие нефти и др.) даже самые эффективные методы разработки не позволяют обеспечить нефтеотдачу пластов выше 30–35 % из-за слабого охвата пластов рабочим агентом, низких дебитов скважин (нередко на пределе рентабельности) и соответственно экономических ограничений.

В течение последних 25–30 лет структура запасов нефти неизменно ухудшалась. Это происходило за счет открытия месторождений с низкой проницаемостью нефтевмещающих пород, залежей в карбонатных, трещиноватых коллекторах, с высоковязкой нефтью, нефтегазовых залежей с тонкими нефтяными слоями и др. Даже открытие в последние годы месторождений Прикаспия, и, прежде всего, Тенгизского, практически не меняет отмеченной тенденции, лишь несколько стабилизируя ухудшение средних значений отдельных показателей эксплуатационных объектов – эффективная нефтенасыщенная толщина, вязкость пластовой нефти (табл. 2).

Если в 1961 г. доля трудноизвлекаемых запасов была незначительна, то в настоящее время она составляет существенную часть баланса. Их доля с 1961 по 1988 гг. в пересчете на начальные запасы увеличилась троекратно, при этом на открытых, но не разрабатываемых месторождениях доля трудноизвлекаемых запасов почти вдвое выше, чем на разрабатываемых. Столь значительное увеличение доли трудноизвлекаемых запасов, для которых конечная нефтеотдача при заводнении составляет 25– 30 % (т. е. значительно ниже средней), объективно обусловливает и уменьшение средней величины нефтеотдачи для баланса запасов нефти в целом по стране, в том числе и на разрабатываемых месторождениях (см. табл. 1).

Приведенные в табл. 2 и на рисунке (кривая 1) данные получены с учетом сложившейся тенденции к изменению указанных показателей за продолжительный период времени и ожидаемых открытий. Тот факт, что зависимости получены экспертным путем, не исключает возможности некоторых погрешностей в оценке, но не изменяет существенно общей тенденции.

Указанные меры позволят повысить конечную нефтеотдачу пластов на 5–8 % (см. рисунок). Именно на решение этой важнейшей проблемы отрасли направлены усилия научных и производственных организаций Миннефтепрома и МНТК “Нефтеотдача”.

Таблица 1 Динамика изменения средней проектной величины нефтеотдачи по открытым месторождениям

Кривые коэффициентов нефтеотдачи: 1 – за счет естественного режима разработки, 2 – то же, с учетом заводнения и гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи, 3 – то же, с учетом физико-химических, тепловых и газовых методов