Автоматизированный расчет показателей разработки нефтяного месторождения на этапе перспективного планирования инвестиций: опыт Ingenix Group
Перспективное планирование инвестиций в новые нефтегазовые проекты в современных реалиях невозможно без их технико-экономической оценки (ТЭО) – от запасов до экономики. При этом, отсутствие достаточного количества геолого-геофизической и прочей информации на раннем этапе перспективного планирования лишает инвестора возможности проведения полноценной экономической оценки, часто ограниченной только рассмотрением геолого-технических параметров или оценкой по различным мультипликаторам. Одновременно инвестор часто сталкивается с нехваткой времени даже на экспресс-анализ всех возможных альтернатив для инвестирования в регионе.
Как правило, в таком случае инвестор прибегает к экспертным оценкам, что само по себе не плохо. Однако, специалистов с релевантным опытом может просто не быть или они могут быть заняты. Объем вопросов, которые нужно решить по нескольким задачам одновременно, иногда просто слишком велик для предоставленных сроков. В этом случае, было бы рационально применить для оценки эффективности проектов автоматизированные программные комплексы. Для создания таких автоматизированных расчетных систем, требуется решить целый ряд задач, относящихся к различным профессиональным дисциплинам (геология, разработка, обустройство, экономика). При этом, одной из центральных методологических проблем для такого комплекса является расчет показателей разработки (профиля добычи) месторождения в условиях ограниченности входных данных.
В статье описана методика оценки показателей разработки (профиля добычи) месторождения, не введённого в разработку (так называемого «гринфилда»), разработанная специалистами Ingenix Group в процессе создания программного комплекса по экспресс-оценке месторождений. Методика разработана на основе собственного опыта выполнения проектов ТЭО, а также глубокого понимания нюансов концептуального проектирования нефтегазовых месторождений.
Методика расчета (см. рис.1) заключается в определении извлекаемых запасов нефти через коэффициент извлечения нефти (КИН) по статистическим зависимостям, выведенным на основе данных по месторождениям-аналогам, и профиля добычи — по темпу отбора и характеристикам вытеснения.
Оценка КИН на весь период разработки
Данные по месторождениям-аналогам приняты из справочной литературы и открытых источников. Все ключевые исходные параметры (или далее – изменяемые геологические параметры) сведены в единую геологическую базу данных (ГБД), насчитывающую в настоящий момент свыше четырех тысяч объектов-аналогов. К изменяемым геологическим параметрам относятся следующие: глубина залегания, площадь нефтеносности, тип коллектора, коэффициенты пористости, нефтенасыщенности, песчанистости, расчлененности, пластовое давление, давление насыщения, температура, а также свойства флюидов: вязкость, плотность, газосодержание, объемный коэффициент.
Определение КИН за весь период разработки реализовано по статистическим многомерным зависимостям вида:
КИН = f (Ni; Ci) – функциональные комплексы,
Ni – свойства коллектора, Ci – свойства флюидов, подгружаемые из ГБД.
Статистические зависимости получены для карбонатных и терригенных коллекторов по актуальным данным объектов-аналогов.
Известно, что для обоснования КИН при рассмотрении извлекаемых запасов нефти в ФБУ «ГКЗ» экспертами достаточно часто применяются статистические зависимости различных авторов и институтов, приводящие при определенных условиях к ощутимому разбросу значений результирующего показателя.
Рассмотрим для примера тестовое месторождение со следующими изменяемыми геолого-физическими параметрами:
• геологические запасы нефти — 44,5 млн.т.;
• коллектор — терригенный;
• пористость 17%;
• средняя проницаемость – 15 мД;
• средняя нефтенасыщенная толщина – 5 м;
• нефтенасыщенность – 0,53 дол.ед.;
• расчлененность — 9;
• песчанистость — 0,41;
• вязкость нефти в пластовых условиях — 1,38мПа*с;
• плотность нефти в пластовых условиях 864 кг/м3;
• вязкость воды в пластовых условиях — 1мПа*с.
Для приведенных геолого-физических условий можно провести оценку КИН по статистическим зависимостям различных авторов (табл. 1):
Как видно из таблицы, величины КИН находятся в диапазоне от 0,224 до 0,391 (среднее значение 0,319, отклонение от среднего от -30% до +22%). Разброс значений при оценке КИН по статистическим зависимостям слишком велик: так, при КИН, равном 0,224, извлекаемые запасы составят 9,9 млн.т., а при КИН, равном 0,391, — уже 17,3 млн.т.
Автоматизированный комплекс, разработанный Ingenix Group, в данной ситуации дает оценку КИН, равную 0,330. Авторский подход к оценке КИН также использует статистические зависимости, однако имеет два существенных отличия, повышающих надежность оценки на этапе планирования инвестиций:
• зависимости, используемые в Ingenix Cost Evaluator, получены по большему количеству объектов-аналогов;
• выведенные зависимости, более полно учитывают ключевые геолого-физические данные и свойства пластовых флюидов.
В статистических зависимостях многих авторов присутствуют такие показатели, как нефтенасыщенная толщина, проницаемость, относительная вязкость и т.д., но эти зависимости получены в 70-80-х годах прошлого столетия по ограниченному количеству месторождений, не имевших на тот момент достаточной истории разработки и фактически достигнутых КИН.
Для получения хорошей сходимости прогнозных КИН с реально достигнутыми в процессе разработки при определенных геолого-физических условиях были выделены основные факторы, влияющие на достижение КИН. Проведена настройка зависимости на ключевые показатели с небольшой относительной погрешностью. Таким образом, при вводе исходных данных объекта-аналога получается расчет КИН, близкий к фактически достигнутому по объекту-аналогу. Пример сходимости прогнозной и фактической накопленной добычи нефти приведен на рис. 2.
Прогноз темпов отбора по объектам разработки и профиля добычи по месторождению
Для расчета технологических показателей авторы используют зависимость темпа отбора от извлекаемых запасов и КИН, а также характеристики вытеснения.
Расчет выполняется на период 25 лет. Повышение точности и реалистичности оценки достигается за счет увеличения количества и регулирования значений изменяемых технологических показателей. К ним относятся:
• количество объектов;
• сценарий разработки;
• тип заканчивания скважин;
• год начала разработки;
• доля перекрытия объектов разработки;,
• смещение начала разработки относительно друг друга.
Возможность уже на начальном этапе включить в оценку технологических показателей разработки несколько объектов является достаточно важной для сохранения реалистичности оценки. При этом предполагается, что каждый из рассматриваемых объектов разрабатываемых самостоятельной сеткой скважин (рис.3).
Для каждого из объектов могут быть рассмотрены следующие сценарии разработки: агрессивный, эффективный или рациональный. Вариант «агрессивный» предполагает ввод в разработку лучших участков объекта разработки, охват запасов составляет ~60%. «Эффективный» вариант предполагает ввод в разработку до 80% запасов без разбуривания краевых зон. «Рациональный» вариант предполагает полное разбуривание и ввод всех 100% запасов объекта.
Во всех вариантах предусматривается реализация системы поддержания пластового давления. Система заводнения для площадных и рядных систем разработки задана соотношением числа добывающих и нагнетательных скважин. Объемы закачки воды рассчитываются через компенсацию отбора закачкой. От выбранного сценария разработки зависит темп разбуривания (от года до семи лет), а также плотность сетки скважин и темп отбора.
Каждый из объектов разбуривается самостоятельной сеткой скважин с выбранным типом заканчивания скважин: наклонно-направленными скважинами (далее — ННС) или горизонтальными скважинами (далее — ГС). К каждому типу заканчивания можно применить ГРП или МГРП.
Исходя из опыта проектирования, в вариантах с горизонтальными технологиями для небольших месторождений с геологическими запасами до 5 млн. т. длина горизонтальной части ствола принята равной 750 м, для остальных месторождений — 1000 м. Количество стадий ГРП в горизонтальных скважинах определено через расстояние между каждой операцией — 150 м.
Для оценки возможной вариативности для описанного выше тестового объекта разработки была произведена серия расчетов по трем сценариям (рациональный, эффективный, агрессивный). По каждому сценарию рассчитаны варианты с различным типом заканчивания скважин (ННС и ГС). Год ввода объекта в разработку – 2022. По методике, описанной выше, комплексом была определена динамика добычи нефти и динамика фонда добывающих и нагнетательных скважин по годам.
Результаты расчетов по каждому сценарию сводятся автоматизированным комплексом в графическое представление, демонстрирующее ключевые показатели разработки: фонд скважин (добывающих / нагнетательных), накопленная добыча нефти за 25 лет, удельная добыча нефти на скважину, тип заканчивания скважин, а также КИН достигаемый за 25 лет разработки (Рис .4).
Результаты технологических расчетов по всем сценариям приведены в таблице 2 ниже. Вариант с разбуриванием наклонными скважинами при рациональном варианте потребует максимального строительства скважин 474 ед., при агрессивном варианте – 289 ед., соответственно удельная добыча нефти за 25 лет составит 29,8 тыс.т. и 36,7 тыс.т. по вариантам. При переходе к следующим сценариям и типам заканчивания сокращается количество скважин и растет удельная добыча нефти на скважину.
Максимальный КИН (за 25 лет) — 0,266 дол.ед., — получен для рационального сценария при разбуривании объекта горизонтальными скважинами с многостадийным ГРП, общим фондом 194 скважины, удельная добыча нефти за 25 лет составила 122 тыс.т., для агрессивного сценария общий фонд горизонтальных скважин с МГРП составил 153 ед. и удельная накопленная добыча нефти максимальная 138тыс.т. Таким образом, разброс величин КИН по сценариям и типам заканчивания имеет значения от минимального 0,179 до максимального 0,266. Максимальный КИН получен в рациональном варианте с горизонтальными скважинами с МГРП, а максимальная удельная добыча нефти на скважину получена при агрессивном варианте с горизонтальными скважинами с МГРП
(рис. 5-7).
При этом стоит отметить, что на этом этапе сравнивать экономическую эффективность различных вариантов пока рано. Как правило, варианты с более высокой добычей требуют и больших расходов на бурение. Расчет экономической эффективности проводится в автоматизированном программном комплексе Ingenix Cost Evaluator на основе технологических расчетов на следующем этапе (более подробно описано в статье «Оценка нефтяных гринфилдов: как снизить риски инвестора еще на старте?», ROGTEC, №63).
Таким образом, описанный модуль расчета показателей разработки нефтяных месторождений позволяет инвестору уже на этапе выбора цели и подготовки инвестиционного решения не только получить расчет профиля добычи нефти по оцениваемому активу, но и определить оптимальный подход к его развитию.
Модуль не предназначен для проектирования разработки на этапе подготовки проектного документа и для оперативного управления разработкой, поэтому не может предоставить пользователю такой функционал, как, например, расчет на истощении, или расчет с применением оборудования одновременно-раздельной добычи и закачки.
Однако на этапе перспективного планирования он может дать потенциальному инвестору преимущество в поиске и уточнении исходных данных, методическом единообразии и скорости расчетов благодаря:
• единой базе данных по регионам и по объектам разработки;
• высокой скорости расчетов;
• многовариантности (3 сценария разработки);
• многообъектности (до трех объектов разработки);
• возможности задания различного типа заканчивания скважин;
• гибкости (возможность ввода собственных исходных данных).
Таким образом, целевая задача расчета профиля добычи по месторождению решается без построения сложных гидродинамических моделей и привлечения сторонних исполнителей. Для приведенной серии расчетов потребовалось 30 минут времени (без учета дальнейших экономических расчетов). В конечном итоге инвестор получит возможность за короткое время оценить несколько возможных сценариев развития проекта от геологии до экономики и оптимизировать свои риски при входе в проект.
Авторы
Кириллов Александр Иванович, Начальник отдела разработки, ООО «Индженикс Груп»
Семигласов Дмитрий Юрьевич, Ведущий эксперт отдела разработки, ООО «Индженикс Груп»
