• Точки отсчета
• Межзерновый коллектор
• Трещинный коллектор
• Извлекаемые запасы
• О точности оценки
• Учет запасов

С середины 2003 года в зарубежной печати повышенное внимание уделяется прогнозам спроса на углеводородное сырье на ближайшее время и на отдаленное будущее. Прогнозы основаны на сегодняшних оценках разведанных запасов нефти и газа и на возможных перспективах перевода ресурсов в запасы при открытии новых месторождений углеводородов. Тема актуальна и для нашей страны, входящей в число основных мировых поставщиков углеводородного сырья.

Вместе с тем, принципиальные методологические и технологические ошибки, допускаемые при подсчете балансовых и извлекаемых запасов, приводят к тому, что при повторном пересчете приходится списывать сотни миллионов тонн запасов. Понятно, что в такой ситуации классификация имеющейся информации о запасах — вопрос вторичный.
Система экономических взаимоотношений в России принципиально изменилась: если ГКЗ и ЦКР до сих пор принимают решения и утверждают запасы, то обе комиссии и должны нести полную ответственность за все свои решения. И не компании должны оправдываться перед ними за снижение объемов добычи относительно утвержденных уровней, а наоборот, советы директоров, управляющие оперативной деятельностью компаний от лица акционеров, обязаны требовать объяснений от этих комиссий и взыскивать с них и так называемых экспертов ГКЗ и ЦКР упущенные выгоды и доход.

В зависимости от применяемой модели и оценки темпа роста потребления углеводородного сырья во всем мире разные аналитики и исследователи прогнозируют различные варианты обеспечения спроса, но все приходят к выводу об относительно скором превышении спроса над предложением. Согласно прогнозам, пик добычи углеводородного сырья приходится на 2005−2030 годы, причем по нефти он будет достигнут значительно раньше, чем по газу.

Точки отсчета

При оценке запасов за рубежом часто используют стандарты и классификацию US SEC (Федеральная комиссия по биржам и ценным бумагам) и/или SPE (Общество нефтяных инженеров). Причем, отнесению запасов к той или иной категории (proved, probable, possible) уделяется серьезное внимание, хотя любая классификация и категоризация запасов — это только определенная условность для понимания одного специалиста другим. Главная же задача для любой залежи — количественное определение объема углеводородов в ней. Между тем, методическим вопросам подсчета разведанных запасов и точности их оценки должного внимания не уделяется.
В отечественной технической литературе описаны несколько способов подсчета разведанных запасов нефти и свободного газа, из которых наиболее популярен объемный способ. Его использование на практике предполагает знание геологических условий залегания нефти и газа, некоторых параметров залежи и физических свойств углеводородов.
Произведение площади нефтегазоносности и мощности коллектора определяет объем пород залежи. Умножение объема пород на средний коэффициент пористости отражает объем пустот, а следующее умножение на коэффициент нефтегазоносности дает информацию об объеме углеводородов в пустотном объеме пород залежи в пластовых условиях.
Ввод в формулу подсчета плотности нефти и ее объемного коэффициента позволяет от объема нефти перейти к ее массе на поверхности. При подсчете запасов свободного газа вводятся поправки на температуру, давление и отклонение свойств реального газа от идеального.
Рассчитанные таким образом запасы нефти и газа называются балансовыми. Умножая балансовые запасы на коэффициент извлечения нефти или коэффициент газоотдачи, рассчитывают извлекаемые запасы нефти или газа.
С точки зрения подсчета запасов, задача разведочных работ — получение и обоснование параметров, входящих в формулу объемного способа. Однако, прежде чем рассматривать проблемы, влияющие на точность оценки запасов, необходимо определиться с типами коллекторов, для которых и проводится собственно сам подсчет.
Исследователи разных специальностей и научных направлений рассматривают коллекторы с точки зрения своих интересов, и в этой связи в литературе упоминаются различные их типы. Часто используются в различных сочетаниях термины «пора», «трещина», «каверна». Отсюда и такие типы коллекторов, как порово-трещинно-кавернозный, порово-каверново-трещинный, трещинно-кавернозно-межзерновый и т. п. Причем, принципиальное отличие каждого из таких типов коллекторов друг от друга обычно не формулируется, и любой специалист волен самостоятельно трактовать это. Иногда к типу коллектора добавляют характер смачиваемости минерального скелета породы, увеличивая тем самым количество возможных типов.
Между тем, для подсчета запасов, установления особенностей движения флюидов и решения вопросов разработки залежей вполне достаточно выделить два типа коллекторов — межзерновый и трещинный (в отдельных случаях — одновременное сочетание двух указанных типов). В межзерновом коллекторе углеводороды заполняют пустотное пространство между минеральными зернами скелета; в трещинном — пустотное пространство, образовавшееся в результате разрыва сплошности пород (при одновременном сочетании углеводороды одновременно заполняют пустоты между минеральными зернами скелета и открытые трещины).

Межзерновый коллектор

Оценка площади нефте- или газоносности зависит от точности решения задачи по определению положения границ раздела флюидов: газ-вода (ГВК), нефть-вода (ВНК), газ-нефть (ГНК).
При определении положения ГВК и ВНК метод решения основан на заметном различии удельных электрических сопротивлений (УЭС) водоносной части залежи и части залежи, заполненной углеводородами. Точность отбивки контакта зависит только от точности промера геофизического кабеля с глубинным прибором.
При наличии контакта «газ-нефть» метод сопротивления не столь эффективен, так как разница УЭС газонасыщенной и нефтенасыщенной частей залежи незначительна. Для решения задачи используют поинтервальное (или поточечное) опробование разреза на приток флюида, проведение нейтронного каротажа в открытом стволе и повторно — после спуска колонны, комплекс «нейтронный + плотностной каротаж».
В залежи, не разбитой по данным сейсморазведки на отдельные тектонические блоки, границы контактов, определенные в разрезе одной скважины, можно распространить на всю залежь. При наличии отдельных тектонических блоков определение положения контактов необходимо проводить для каждого блока.
Определение нефте- или газонасыщенной мощности коллектора требует предварительного определения характера насыщения коллектора и оценки граничного значения коэффициента пористости (Кпгр). Последнее обычно оценивают на основе статистической связи «пористость — абсолютная проницаемость по воздуху», построенной по результатам анализа керна. Для реальных условий залегания коллекторов (с учетом влияния остаточной воды и эффекта Клинкенберга) абсолютную проницаемость при оценке Кпгр не следует принимать менее 0,5 мД для газонасыщенных и менее 0,75 мД для нефтенасыщенных пород.
В настоящее время технико-методическое и теоретическое обеспечение геофизических методов исследования разрезов скважин достигло такого уровня развития, что определение коэффициента пористости в разнообразных геологических условиях является рутинной операцией.
Наряду с методами пористости (НК, ГГК, АК), применяемыми в породах любой литологии, для определения Кп терригенных коллекторов используют метод потенциалов собственной поляризации (ПС). В основном нефтегазодобывающем регионе страны — Западной Сибири — применение ПС для оценки Кп явно преобладает над методами пористости, хотя пористость не имеет никакого отношения ни к физическим основам, ни к теории метода.
Использование ПС с целью оценки Кп во всех случаях основано на сомнительных корреляционных связях между относительной амплитудой ПС и Кп, построенных по результатам анализа керна. Абсолютная ошибка определения коэффициента пористости при использовании методов пористости — не ниже 2−3\%, для метода ПС ошибки в оценке пористости вообще не приводятся. Исходя из этого, использование метода ПС для оценки пористости противоречит здравому смыслу.
У этого вопроса есть и другая сторона, на которую не обращают внимания. Конструкторы бьются над тем, чтобы в трубке небольшого диаметра разместить необходимые датчики, источники питания, преобразователи сигналов и т. п., чтобы скважинный прибор длительное время был работоспособен при высоких давлениях и температурах в условиях агрессивной среды. И возникает естественный вопрос: для чего, собственно, исследовать разрез методами НК, ГГК, АК, если пористость можно определить на основе разности потенциалов между электродами в скважине и на поверхности? Какой смысл нефтяным и газовым компаниям удорожать исследования скважин, когда одну из важнейших характеристик коллектора можно «определить» посредством самого простого по исполнению геофизического метода?
Сегодня, когда сами компании определяют комплекс исследований разрезов скважин, они не заинтересованы в его усложнении и, соответственно, в удорожании работ. Широкое использование метода ПС для оценки Кп является, по сути, тормозом научно-технического прогресса при исследовании разрезов скважин геофизическими методами и интерпретации полученных результатов. Поэтому любая компания, которая хотя бы в одной из своих скважин выполнила комплекс ГИС, незначительно отличающийся от обычного стандарта, впоследствии считает себя пионером практического применения новых технико-методических приемов, о чем будет напоминать при каждом удобном случае длительное время.
Применяемый в формуле объемного способа средний коэффициент открытой пористости многократно превышает долю пористости, контролирующую объем углеводородов, аккумулированных в залежи и обеспечивающих проницаемость породы и фильтрацию флюидов. Поэтому использование среднего Кп заведомо завышает объем пустот коллектора, заполненных нефтью или газом.
Степень заполнения пор углеводородами определяется по УЭС в предположении, что коэффициент увеличения сопротивления пласта является функцией только его коэффициента водонасыщенности. Однако измеряемое сопротивление зависит не только от водонасыщенности, но и от внутрипорового распределения углеводородов и воды. Поэтому обычно применяемый метод определения водонасыщенности пласта существенно завышает его коэффициент нефте- или газонасыщенности.
Таким образом, балансовые запасы получаются сильно преувеличенными вследствие неверной оценки коэффициентов пористости и нефтегазонасыщенности коллекторов.

Трещинный коллектор

В основе строения трещинных коллекторов лежат неравномерность распределения трещин в массиве пород, неравнозначность трещин разной раскрытости при добыче углеводородов и доминирующее значение сети открытых трещин субвертикального направления. В залежах нефти и газа трещины образуют единую гидродинамическую систему, связывающую между собой различные части залежи по площади и по разрезу.
В отличие от межзернового коллектора, в котором границы раздела флюидов удается установить с помощью геофизических методов, использование последних для решения аналогичной задачи в трещинных коллекторах невозможно. Только испытание разреза на приток позволяет выявить тип флюида, заполняющего трещины.
Вследствие того, что движение флюидов по трещинам отличается от обычно принимаемого радиального, а, наоборот, близко к вертикальному, положение границ разделов разных флюидов невозможно установить с точностью, достижимой для межзерновых коллекторов. Ошибки в определении положения контактов флюидов в трещинах, достигающих десятков метров, нередки для залежей с трещинными коллекторами. Соответственно, и площадь нефтегазоносности для залежей с такими коллекторами определяется с существенными ошибками.
За мощность трещинного коллектора следует принимать протяженность трещин по вертикали от кровли залежи до границы раздела флюидов. Так как в естественных условиях залегания горных пород открытые трещины не являются строго вертикальными, вводимая в формулу объемного способа расчета запасов мощность коллектора будет меньше истинной.
Главной задачей, решение которой в максимальной степени предопределяет запасы углеводородов в трещинном коллекторе, является, по нашему мнению, оценка емкости сети трещин — определение трещинной пористости (Кптр). Первым способом, предложенным для определения этого коэффициента, стало нахождение разницы между общей пористостью породы и пористостью ее матрицы. Предполагалось, что НК и ГГК определяют общую пористость, а АК — пористость матрицы (позже для последней цели был предложен также электрический каротаж). Однако показания как акустического, так и электрического каротажа подвержены влиянию трещиноватости, и данный подход не может служить мерой оценки Кптр. Кроме того, абсолютные ошибки определения Кп геофизическими методами значительно превышают саму трещинную пористость.
Предпринимались попытки применить способ «двух растворов». В этом случае проводятся два разновременных замера кажущихся сопротивлений в скважине при двух различных УЭС промывочной жидкости в ней. Кптр рассчитывается по формуле, выведенной при определенных допущениях. Физико-математическое моделирование данного способа на ЭВМ и сравнение полученных результатов с реальной трещинной пористостью моделей показало полную неприемлемость способа «двух растворов» для решения поставленной задачи.
Еще одно предложение по оценке Кптр основано на оценке коэффициентов сжимаемости скелета, матрицы, трещин. Для оценки используется комбинация геофизических и лабораторных методов, а также результатов гидродинамических исследований, т. е. способов изучения несопоставимых между собой объемов пород. Кроме того, в расчет одного из коэффициентов сжимаемости входит Кп, о недостатках оценки которого сказано ранее.
Таким образом, на сегодня отсутствуют обоснованные способы оценки коэффициента трещинной пористости.
Выход, по нашему мнению, заключается в следующем. По залежам с трещинными коллекторами, выведенными из разработки, следует обратным ходом рассчитать Кптр, приняв в качестве критерия суммарный накопленный объем добычи нефти или газа. Такие расчеты, выполненные автором, показали, что фактическая емкость сети открытых трещин в несколько раз меньше значений Кптр, обычно принимаемых при подсчете запасов.
Никакие геофизические методы и методики не позволяют определить тип флюида, заполняющего трещины. Он устанавливается только по результатам испытания разреза на приток. В трещинах флюиды четко разделены по плотности. Поэтому выше положения уровня воды трещины полностью заполнены нефтью или газом (или и тем и другим). При расчете запасов объемным способом допустимо подставлять Кн=1 или Кг=1.
Если в залежи сочетаются межзерновой и трещинный типы коллекторов, то подсчет запасов углеводородов следует вести отдельно для каждого из типов, а потом суммировать запасы.

Извлекаемые запасы

Извлекаемые запасы рассчитываются как доля балансовых запасов, для чего определяют коэффициент извлечения нефти или газа. Коэффициент извлечения нефти (КИН), в свою очередь, есть произведение коэффициентов вытеснения нефти, охвата вытеснением и охвата заводнением.
Коэффициент вытеснения нефти определяется в лаборатории на образцах пород залежи, насыщенных нефтью, по результатам прокачки воды через них. Образцы предварительно подвергают отмывке, сушке при высокой температуре, экстракции различными химическими растворителями, насыщению нефтью в вакууме.
Нужно признать, что прокачка воды под давлением через такие образцы имитирует вытеснение нефти для искусственно созданных условий, далеких от естественной ситуации. Кроме того, насыщение образцов нефтью в вакууме обеспечивает ее проникновение в многочисленные поры столь малого размера, в которые она не может проникнуть в естественных условиях залегания пород и из которых прокачкой воды нефть никогда не будет выдавлена. Поэтому при такой методике исследования образцов коэффициент вытеснения нефти всегда будет значительно меньше 1, формируя ложное, широко распространенное, представление о невозможности полного извлечения нефти из коллектора.
Коэффициенты охвата залежи вытеснением и заводнением оценивают по данным моделирования процесса разработки залежи и добычи из нее нефти. Эти коэффициенты обычно также меньше 1, хотя соответствующим размещением скважин можно добиться максимальных значений этих коэффициентов. При используемой методике оценки КИН последний всегда будет значительно меньше 1 и извлекаемые запасы всегда меньше балансовых.
Коэффициент извлечения газа (коэффициент газоотдачи — КИГ) — расчетный коэффициент, и он незначительно отличается от 1. Поэтому и извлекаемые запасы свободного газа чуть меньше балансовых запасов.

О точности оценки

Вопрос точности оценки разведанных запасов редко освещается в открытой печати. Вместе с тем, это весьма значимая проблема. Сошлюсь на статью Н. Немченко, М. Зыкина, В. Москвичевой и В. Пороскуна «Достоверность определения балансовых и извлекаемых запасов нефти», опубликованную в журнале «Минеральные ресурсы России» #1/1997. Из приведенных в ней данных следует, «что при государственной экспертизе в ГКЗ РФ происходят значительные списания запасов, числящихся на государственном балансе, т. е. государственный баланс „засорен“ нереальными запасами и дает искаженную картину состояния сырьевой базы страны».
В статье приводятся данные сравнения между собой запасов, полученных при первом подсчете и повторном пересчете, и хотя объективный критерий для сравнения обоих подсчетов отсутствует, тем не менее, впечатляют сами объемы списаний, исчисляемые сотнями миллионов тонн. По запасам газа вообще никаких сведений не приводится.
Объективным критерием сравнения можно считать суммарную накопленную добычу нефти (или газа) по залежам, обводненность продукции которых составляет почти 100\% (или пластовое давление приблизилось к 1 ат). Сравнивать между собой следует суммарную накопленную добычу и объем (или массу) углеводородов, утвержденный к добыче при составлении проекта разработки залежи.
Такое сравнение по ряду залежей нефти, выполненное нами, показало существенное превышение объемов, утвержденных к добыче, относительно фактически достигнутых. Это свидетельствует о принципиальных ошибках, допускаемых при используемой методике подсчета как балансовых, так и извлекаемых запасов.

Учет запасов

Проведение разведочных работ, подсчет запасов, составление схем разработки, обоснование КИН и КИГ, добыча нефти и газа и т. д. являются за рубежом сугубо внутренним делом нефтяных и газовых компаний, и соответствующие национальные регуляторы никогда не вмешиваются в эти области деятельности компаний.
Ответ на вопрос «почему?» очевиден. Запасы углеводородов — важнейшая составляющая капитализации любой компании; это — привлечение инвесторов, стоимость акций, дивиденды акционеров и др. Одним словом — это деньги, причем немалые. Поэтому ни один регулятор не решает вопросы о структуре, объеме и категории запасов, так как в противном случае он обязан отвечать за принятые решения.
Относительно подсчитанных запасов во всем мире действует принцип уведомления регуляторов. Если же выявляется факт завышения запасов, то подобное рассматривается как преднамеренный обман общественности, введение в заблуждение инвесторов и акционеров. В таких случаях регулятор не только имеет право, но обязан вмешаться в ситуацию. Компании, допустившие подобное, подвергаются суровым наказаниям.
Поучителен пример Royal Dutch/ Shell Group, которая в 2004 году трижды понижала свои доказанные запасы нефти и газа в общей сложности на 4,85 млрд баррелей в нефтяном эквиваленте. Характерно, что запасы были не полностью списаны с баланса группы, а только переведены в другие категории (recategorization). Тем не менее, это было расценено как обман акционеров и рынка, что повлекло за собой потерю доверия и отставку председателя комитета управляющих директоров и директора по разведке и добыче. Регуляторам США и Великобритании был выплачен огромный штраф ($ 150 млн), компанию заставили переучивать 3000 инженеров и техников и дать обязательство не допускать в дальнейшем повторения подобной ситуации. Репутации самой компании нанесен сильнейший ущерб.
Начиная с весны 2004 года все публичные нефтяные и газовые компании, чьи акции котируются на фондовых биржах Канады, должны представлять годовые отчеты по своим запасам нефти и газа и по оценке будущего чистого дохода, составленные либо самостоятельно и подтвержденные независимыми оценщиками или аудиторами, либо независимыми специализированными компаниями. Резюме отчета вместе с другой информацией о запасах должно общедоступно регистрироваться каждый год.
В России действует своя «оригинальная» система учета запасов. Из недр ГКЗ и ЦКР лучится свет Абсолютной Истины: только в этих комиссиях знают, решают и утверждают, сколько углеводородов захоронено в конкретной залежи и какую их долю можно добыть.
Но, утвердив своей властью балансовые и извлекаемые запасы, обе комиссии в дальнейшем не несут практической ответственности за свои решения, перекладывая ее фактически на сами нефтяные и газовые компании. При такой системе — когда одни решают и утверждают, а другие должны эти решения выполнять и оправдываться за их невыполнение — уже не удивляет безнаказанное списание с балансов огромных объемов запасов. Подумаешь, с кем не бывает!
Обе комиссии, безусловно, анахронизм советских времен, и их властные полномочия должны быть принципиально пересмотрены и существенно урезаны. Безответственность нельзя оставлять безнаказанной!