Подсчет запасов нефти и ее подвижность⁠⁠

В комментариях к посту о нефти не из динозавров несколько раз говорили о точности подсчёта запасов. Цитирую с сохранением авторской грамматики:
"На Саматлорском месторождение , где обводненность была 98-99 %, до сих пор добывают, значит нефть как-то регенерирует. И я уверен к правильности подсчетов запасов придраться нельзя (ибо геологоразведка вещь не шуточная, а программы типа Petrel/RMS Roxar , не дураками писаны)."
Грешно смеяться, но как человек, работающий в обоих этих комплексах, скажу: это как говорить, что калькулятор CASIO вещь нешуточная и фигни не посчитает. Очевидно, что если складывать неверные числа, то и ответ получится неверный.

Итак, из чего складываются начальные геологические запасы нефти? (для DedalEG могу сослаться на Петерсилье и его "Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом")
НГЗ = S * h * Кп * Кн * ро * b
где S - площадь залежи
h - средняя мощность пласта
Кп - коэффициент пористости
Кн - коэффициент нефтенасыщенности
ро - плотность нефти
b - пересчетный коэффициент.

Казалось бы, формула - проще некуда. Но у каждого входящего параметра есть свой диапазон неопределенностей.
Начнем с простейшего. Пористость - доля пор в породе. Если кратко - ее определяют на керне (каменном образце), на это число нормируют замеры геофизических приборов по скважинам (ГИС), в итоге всё здорово, мы получили кривую пористости по скважине.
А что между скважинами? А этого мы никогда не узнаем. Можем только предполагать. Вот в чём соль. Диаметр скважины порядка 10-15 см, расстояние между скважинами - первые сотни метров, до километра. Просто представьте, какую крохотную часть пласта мы видим в скважине.

Нефтенасыщенность. Доля нефти в пустотах. Напрямую зависит от пористости (по физике метода): чем меньше пористость, тем хуже замеряется нефтенасыщенность, т.к. она рассчитывается из электрического сопротивления, которое у нефти и у пласта высокое, а у пластовой воды обычно низкое. То есть всегда есть риск ошибиться и в ней тоже.

Плотность нефти и пересчетный коэффициент (её усадка при подъёме на поверхность) определяются по пробам нефти. В большинстве случаев нужно приложить некоторые усилия, чтобы проба была кондиционной и замеры ложились на одну кривую. И на моей практике бывали случаи, когда при наличии газовой шапки привычные большинству PVT-зависимости не работали - а это значит, что у нас есть спорное значение плотности и пересчётного коэффициента. Но обычно это самые уверенные значения.

Мощность. Тут всё достаточно просто: в разрезе скважины выделяют коллектора, если по качественным признакам, это одна история, если по количественным - коллектор выделяется, если рассчитанная пористость, допустим, не ниже 5%. И вот тогда изменение граничного значения на долю процента может привести к изменению мощности по скважине в разы. Особенно для нынешних низкопоровых коллекторов.
Опять же - мы никогда не узнаем, какая мощность между скважинами, а это - почти весь пласт. Мы только предполагаем. Потому что нас с вами там внутри пласта не было и вряд ли когда будет.

Площадь залежи. Это очень интересно.
В простом случае (пластовая сводовая или массивная залежь) контур залежи ограничивается водонефтяным контактом. Из названия понятно, что это контакт нефти с водой, но он тоже не всегда однозначен. Бывает так, что с одних абсолютных отметок мы получаем в одной скважине нефть, в другой - чистую воду. Неопределенность.
Другой нюанс - структурная карта кровли пласта, которая получена обычно по сейсмике. У сейсмики есть своя разрешающая способность, зависящая от длины волны. На глубинах порядка 3000 м среднеквадратичное отклонение кровли будет порядка 15 м. То есть на 15 метров мы можем ошибиться в обе стороны, и это нормально. И пласт будет выше или ниже. А от этого зависит, будет часть его в воде или весь нефтяной, к примеру, т.е. это влияние еще и на толщины.
Если есть литологическое замещение/выклинивание (пласт перестает быть коллектором или просто исчезает) - еще больше неопределенность. Люди между собой договорились (и у того же Петерсилье это прописано в явном виде), что будут проводить линию замещения или выклинивания пласта по середине расстояния между скважинами. Так и считают. А как оно на самом деле?

В общем, программные комплексы для 3Д геологического моделирования тоже работают по этой формуле. Только запасы считают в каждой ячейке 100*100 м. А методология там та же самая. Поэтому странно говорить, что, используя специальное ПО, мы перестаем ошибаться. Это не так.

Поэтому сейчас более или менее прогрессивные нефтянфые компании дают три оценки запасов: среднюю P50, уверенную (минимальную) P90 и неуверенную (максимальную) P10. И между этими цифрами как-то лавируют.
Впрочем, в ГКЗ все равно защищается одна цифра, обычно она ближе к P50.

С геологическими запасами разобрались. Теперь про начальные извлекаемые запасы нефти - это то, что мы можем добыть.
НИЗ = НГЗ * КИН.
НГЗ - геол. запасы нефти из первой формулы.
КИН - коэффициент извлечения нефти. Доля запасов, которую мы можем добыть. Из чего же он складывается?

КИН = Кохв по площади * Кохв по мощности * Квыт.
Квыт - коэффициент вытеснения. Замеряется на керне (есть и аналитические зависимости), это то, как много нефти мы вытесним при промывании пласта водой очень долго.
Коэффициенты охвата - вещь не такая определенная. Охват по мощности зависит от расчлененности пласта.
Охват по площади зависит от количества пробуренных скважин и сложности строения пласта. И тут кроется подстава. Для разных схем разбуривания Кохв будет разным. И экономика будет разной. И поэтому вторая часть подсчёта запасов включает в себя технико-экономическое обоснование КИН. Другими словами, обсчитывается несколько вариантов размещения скважин, считаются КИН и экономика для них и выбирается оптимальный. Очевидно, что экономика будет сильно зависит от цены на бурение, рыночной цены на нефть, налогов и многого другого (рассказывать об этом я, конечно, не буду).
Напишу еще раз в явном виде. Наши извлекаемые запасы нефти зависят от цены на нефть. Это не постоянная, а переменная величина.

Отсюда могут расти ноги у большинства историй о том, что мы добыли больше, чем начальные запасы. Разбурили поплотнее, получше охват, чем считалось при ТЭО КИН лохматого года, много лет работает - вот и превышение КИН. Это обычное явление для старых месторождений.

Теперь про Самотлор и множество других высокообводненных месторождений.
Да, с обводненностью 98-99% всё еще добываем нефть. По одной простой причине: в пласте нефти больше, чем 1-2%, который мы видим в продукции, но у нее ниже подвижность. Нефть в большинстве случаев - более вязкая субстанция, чем вода, и ей проще застрять в порах и сложнее перетечь сквозь них. А вода более жидкая и поэтому радостно течёт к скважине, понемногу увлекая за собой нефть. Это если совсем простым языком говорить.

Более наукообразно это объясняется (в первом приближении) кривыми относительных фазовых проницаемостей (график 1) и теорией вытеснения Бакли-Леверетта (график 2). По оси X в обоих случаях - водонасыщенность.
Просто посмотрите на кривую на графике 2. Значение S не равно обводненности, но обводненность от него прямо зависит (в формуле еще стоят вязкости нефти и воды и концевые точки на графике 1 для нефти и воды). Мы можем очень долго приближаться к обводненности 100%, в зависимости от свойств пласта, нефти и воды.

Если будет интересна математика явления - выложу материал, там достаточно несложные расчёты, да и в сети по запросу "Теория вытеснения Бакли-Леверетта" материалов будет много.