Коэффициент извлечения нефти (КИН)

Что это

Коэффициент извлечения нефти (КИН) — безразмерная величина от 0 до 1 (или от 0% до 100%), которая показывает, какую долю от геологических запасов нефти в пласте можно извлечь на поверхность при текущем уровне технологий и экономических условиях. Например, КИН = 0,35 означает, что из 100 млн тонн нефти в пласте реально добыть 35 млн тонн — остальное остаётся в породе. Это один из ключевых показателей при оценке месторождения: именно от него зависит, сколько нефти попадёт в категорию извлекаемых запасов, а значит — насколько проект вообще рентабелен.

Зачем это нужно

КИН нужен компаниям, государству и инвесторам, чтобы понять реальную ценность месторождения. Геологические запасы — это всё, что есть в пласте, но большую часть этого объёма добыть невозможно: нефть удерживается капиллярными силами, вязкостью, давлением породы. Без КИН невозможно посчитать извлекаемые запасы, спланировать добычу и оценить срок жизни месторождения. Государство использует КИН при лицензировании и налогообложении — в России Роснедра учитывают его при утверждении проектных документов на разработку. Повышение КИН даже на 1–2 процентных пункта на крупном месторождении может означать сотни миллионов дополнительных баррелей нефти.

Как это работает

КИН рассчитывается как отношение извлекаемых запасов к геологическим. На практике его величина зависит от нескольких факторов, которые учитываются при проектировании разработки месторождения.

Свойства пласта: пористость, проницаемость породы, вязкость нефти. Лёгкая маловязкая нефть извлекается лучше, чем тяжёлая битуминозная.
Метод добычи: первичное извлечение (за счёт пластового давления) даёт КИН около 10–20%; вторичные методы — заводнение, закачка газа — поднимают его до 25–45%; третичные методы (тепловые, химические, газовые МУН) могут довести КИН до 50–60% и выше.
Геометрия залежи: однородный пласт с хорошей проницаемостью разрабатывается эффективнее, чем трещиноватый или слоистый.
Экономика: если цена нефти падает, часть запасов становится нерентабельной — и КИН в проектном смысле снижается, хотя физически нефть в пласте никуда не делась.
Плотность сетки скважин и система поддержания пластового давления (ППД): чем грамотнее расставлены нагнетательные и добывающие скважины, тем полнее охват пласта.

Примеры

Среднемировой КИН составляет около 30–35%. Это значит, что две трети нефти в пластах по всему миру остаётся недобытой.
Месторождения Западной Сибири (Самотлор, Приобское) исторически разрабатывались с КИН 0,25–0,35, что считается типичным для терригенных коллекторов с заводнением.
Нефтеносные пески Канады (Атабаска) имеют КИН при открытой добыче около 90%, но это исключение: там нефть залегает почти у поверхности и добывается как горная порода.
Применение полимерного заводнения на месторождениях Китая (Дацин) позволило поднять КИН с 0,35 до 0,50 — один из самых известных примеров успешного применения МУН.
При разработке сланцевых плеев в США (Permian Basin, Eagle Ford) КИН остаётся низким — около 5–10%, но высокая начальная производительность скважин делает проекты рентабельными при достаточной цене нефти.

Связанные понятия

Геологические запасы — полный объём нефти в пласте, без учёта возможности извлечения.
Извлекаемые запасы — часть геологических запасов, которую можно добыть; вычисляются через КИН.
Методы увеличения нефтеотдачи (МУН / EOR) — технологии, направленные на повышение КИН: тепловые, химические, газовые.
Поддержание пластового давления (ППД) — закачка воды или газа для сохранения энергии пласта и увеличения охвата.
Коэффициент охвата — доля пласта, охваченная процессом вытеснения; вместе с коэффициентом вытеснения формирует итоговый КИН.
Проектный технологический документ (ПТД) — документ, в котором утверждается плановый КИН для конкретного месторождения в России.

Частые ошибки и мифы

Распространённое заблуждение — считать КИН постоянной физической характеристикой пласта. На самом деле это проектная величина: она меняется в зависимости от применяемых технологий, цены нефти и накопленного опыта разработки. Одно и то же месторождение в 1970-х могло иметь проектный КИН 0,28, а после внедрения полимерного заводнения в 2010-х — 0,42. Ещё одна ошибка — путать КИН с дебитом скважины: высокий дебит не означает высокий КИН, если скважин мало и пласт охвачен плохо.