Наиболее динамичным является экономический фактор. Раньше при умеренной глубине залегания залежей и невысокой стоимости эксплуатационных скважин основным фактором, ограничивающим предельную толщину, была технологическая возможность вскрытия продуктивного пласта. Значение предельной толщины при проектировании разработки принималось как правило в пределах 2-4 м.

В применяемой методике оценки предельной толщины в качестве критерия целесообразности бурения и эксплуатации скважин используется окупаемость капитальных и эксплуатационных затрат. Этому критерию r отвечает зависимость

где Zн - замыкающие затраты, руб/т; Qt - добыча нефти по годам эксплуатации, т: Кt- капиталовложения в бурение и обустройство эксплуатационных скважин, руб; Зt - текущие расходы на добычу нефти (без амортизации на реновацию), руб.; Т - срок извлечения основных запасов нефти, приходящихся на одну добывающую скважину (принимается равным 15 лет).

Считается, что если r >= 0, то бурение скважины экономически оправдано. Несложное преобразование этой формулы приводит к зависимости, позволяющей определить предельную толщину

где q_н - добыча нефти за 15 лет, приходящаяся на 1 м эффективной толщины.

Практика технико-экономического обоснования коэффициентов извлечения нефти по месторождениям Прикаспия показывает, что такой методический подход для глубокозалегающих залежей приводит вследствие удорожания процесса разработки к значительному увеличению предельной толщины пласта, сокращению зоны эффективного разбуривания и соответственно к снижению извлекаемых запасов нефти. В качестве примера можно привести Росташинское месторождение (Dv) Оренбургской области и Кенкиякское (пласт KT-II) Актюбинской области, где расчетные предельные толщины составили соответственно 12 и 22 м, а охват сеткой скважин -0,65 и 0,8. Таким образом, значительная часть запасов по этим месторождениям может оказаться не вовлеченной в разработку, что приведет к неоправданным потерям. Особенно велики планируемые потери из-за полученных больших значений предельных толщин в залежах пластового типа со сравнительно небольшой толщиной пласта и пологим его залеганием. В этих условиях незначительное изменение предельной толщины вызывает существенное снижение охвата пласта сеткой скважин. Высокоамплитудные массивные и массивно-пластовые залежи менее чувствительны к вариации величины предельной толщины.

Разработка залежей в пределах граничной изопахиты с достаточной гарантией обеспечивает положительный народно-хозяйственный эффект. Однако прогнозируемое экономическое благополучие нередко достигается за счет вывода из активной разработки значительных запасов нефти, эксплуатация которых характеризуется более низкой рентабельностью. Представляется, что применительно к новым экономическим условиям, особенно для месторождений северного обрамления Прикаспийской НГП и Прикаспия (большая глубина залегания залежей, низкая плотность запасов нефти в пласте из-за высокой газонасыщенности, значительные капитальные и эксплуатационные затраты и т.д.), существующий подход к оценке предельной толщины должен быть скорректирован.

Во-первых, необходимо учитывать при расчете предельной толщины товарную стоимость растворенного в нефти газа, которая при газонасыщенности, достигающей 1000 м³/т, становится достаточно весомой и составляет 15-25% оптовой цены нефти.

Во-вторых, в расчетах должна учитываться суммарная прибыль, полученная в результате эксплуатации скважин в пределах всей зоны разбуривания. Все, что получено сверх нормированной для нефтяной отрасли прибыли, обеспечивающей эффективное функционирование добывающего предприятия, должно быть направлено на вовлечение в активную разработку запасов нефти, размещенных за пределами расчетной граничной изопахиты. Исходя из изложенного предлагается в качестве критерия целесообразности бурения и эксплуатации скважин использовать принцип обеспечения нормированной прибыли в зоне разбуривания. Методически эти условия могут быть реализованы следующим образом. Предельная толщина h₁ оценивается по уточненной формуле

где q_н, q_г ~ добыча соответственно нефти и газа с 1 м эффективной толщины за весь срок разработки; Zн, Zг - замыкающие затраты или оптовая цена на нефть и газ.

В пределах толщины h, ограничивающей активные запасы нефти, рассчитываются технологические и экономические показатели за весь срок разработки и определяется удельная (на одну скважину) прибыль, превышающая нормативную, DП = По - Пн , где По- общая удельная прибыль от разработки залежи в пределах толщины; Пн - нормированная удельная прибыль.

Величина удельной прибыли, превышающей нормированную, может быть направлена на вовлечение в разработку запасов за пределами граничной изопахиты h₁. Предельная толщина h₂ при этом рассчитывается по формуле

Дополнительная добыча нефти с площади, ограниченной толщиной h₁ и h₂, рассчитывается отдельно.

Так, технико-экономическими расчетами было установлено, что зона разбуривания пласта Дv Росташинского месторождения Оренбургской области ограничивается 12-метровой изопахитой. Балансовые запасы нефти в зоне, не охваченной дренированием, составили 35% общих запасов пласта. При традиционном подходе эти запасы относились к потерям. Временное использование фонда эксплуатационных скважин пластов Д_III и Д_IV после их углубления на нижний объект позволяет вовлечь в разработку более 50% плановых потерь по пласту Дv .

1. Методическое руководство по расчету коэффициентов извлечения нефти из недр. - М., 1986.
2. Пантелеев А.С., Гришин Е.С., Малиновский И.Н. Способ разработки многопластовых месторождений. Авт. свид. №1538593. Заявлено 15.09.89.

Method of oil active reserves discrimination for feasibility study of petroleum recovery factor on the basis revealed geological” features of productive beds of Precaspian deposits is proposed.