Оценка эффективности подхода «ценности информации» к анализу сейсмических данных для снижения рисков при бурении

А.Н. Ситников, А.В. Буторин, Г.М. Тимошенко, А.М. Вашевник, Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Источник: Журнал «Нефтяное хозяйство»

В настоящее время нефтяные компании, сталкиваясь с неопределенностью строения продуктивных объектов, задаются вопросом, что будет являться лучшим сценарием развития: начать разработку месторождения, не снижая рисков на этапе разведочных работ, либо получить дополнительную информацию, которая позволит уменьшить риски всего проекта. В данной статье рассмотрена методика определения ценности сейсмических данных. Данная методика известна как оценка информации (VOI). Главным в понимании ценности получаемых данных является количественная оценка, выражаемая в снижении рисков по проекту.

Сложностью и главной задачей рассматриваемой методики является выбор способа расчета ценности апостериорной информации. Вопрос определения ценности информации, или «принятия оптимального решения», изучается в нефтяной промышленности с конца ХХ века [1]. Постепенное усложнение геологического строения разрабатываемых месторождений приводит к необходимости максимально полного учета возникающих рисков.

Методику определения ценности информации можно использовать на любой стадии разработки месторождения, при этом принято считать, что наибольшие риски проекта в целом соответствуют начальной стадии разведки. В этом случае решение о проведении новых работ либо повышении их качества часто будет иметь положительную оценку VOI, так как проект характеризуется значительной неопределенностью. На стадии разработки месторождения риски постепенно снижаются, поэтому решение о проведении относительно дорогостоящих мероприятий требует дополнительного обоснования экономической целесообразности. Для этого наиболее актуальным является использование концепции VOI [1].

Подход VOI при оценке сейсморазведочных работ

Оценка VOI сейсморазведочных работ включает несколько этапов: оценку информации, выбор мероприятия для снижения риска, оценку потенциального эффекта, расчет ценности информации.

Геологическая неопределенность может быть обусловлена несколькими факторами.

1. Недостаточное количество геологической информации: текущая изученность не позволяет уверенно выполнить прогноз ключевых параметров.

2. Отсутствие предпосылок для уверенного прогноза параметров по данным сейсморазведки. Данный фактор связан с оценкой принципиальной возможности выполнения прогноза (петрофизическое обоснование).

Таким образом, анализ геологической неопределенности позволяет установить принципиальную возможность решения геологических задач методом сейсморазведки при текущей изученности анализируемого района.

Если целевые параметры можно прогнозировать по данным сейсморазведки, то риски сейсмогеологической модели определяются качеством сейсмической информации. С этой точки зрения существует несколько способов устранения неопределенности:

1. Выполнение новых полевых работ, отвечающих поставленным геологическим задачам.

2. Проведение переобработки, которая заключается в повторной обработке сейсмических данных с целью повышения качества прогнозной информации.

3. Выполнение переинтерпретации с использованием актуальных алгоритмов решения геологических задач.

Проведение мероприятий по снижению неопределенности приводит к получению дополнительных данных о геологическом строении целевых объектов и может быть выражено в финансовых затратах. Таким образом, становится актуальной оценка значимости информации, которая отражает экономическую выгоду от выполнения мероприятия по исключению имеющихся рисков, что является основой подхода VOI.

Принципы оценки VOI

Оценка VOI основана на разнице ожидаемого денежного результата до EMV и после EMV3Dпроведения мероприятия по исключению риска (переперфарации, переобработки или переинтерпретации)

Имеющиеся риски бурения связаны с отсутствием точной информации о строении геологических объектов, что приводит к стандартному отклонению прогнозируемого параметра. Наличие дисперсии прогноза обусловливает ненулевую вероятность бурения нерентабельной скважины и, следовательно, экономические потери при бурении. Проведение работ по исключению неопределенностей позволяет сократить стандартное отклонение прогнозируемого параметра (снизить дисперсию прогноза) и скорректировать программу бурения, отказавшись от строительства заведомо нерентабельных кустов. Это позволяет получить положительный результат, что формирует VOI выполненного мероприятия. Если оценка VOI выше, чем затраты на данное мероприятие, то оно экономически целесообразно. В противном случае экономический эффект является недостаточным, и проведение мероприятия неэффективно.

Рассматриваемый подход к оценке VOI может быть представлен в виде дерева решений для сейсморазведочных работ (см. рисунок). В данном контексте может быть рассмотрено несколько возможных вариантов развития событий.

Расширенное дерево решений для данных сейсморазведки

1. На этапе оценки достаточности данных сейсморазведки может быть сделан вывод об ее достаточности для решения поставленной геологической задачи. При недостатке информации (неоптимальная система наблюдения) могут рассматриваться варианты проведения новых сейсморазведочных работ.

2. В случае достаточности входных данных сейсморазведки оценивается их качество — оптимальность выполненных процедур обработки. Если обработка данных выполнена неоптимально, то устранению неопределенности может способствовать повторная обработка данных.

3. При оптимальном качестве данных неопределенность прогноза может быть уменьшена использованием оптимальных подходов к интерпретации данных сейсморазведки, что выполняется на этапе их переинтерпретации.

4. Оценка EMV для выбранного сценария и определение EMV без учета мероприятий по исключению рисков позволяют получить VOI и сравнить его со стоимостью выбранного мероприятия.

Основным вопросом при этом является оценка рисков после выполнения какого-либо мероприятия, что непосредственно влиет на получаемое значение VOI.

Существует несколько методик подобной оценки.

1. Теоретическое обоснование, которое заключается в использовании теоретических зависимостей разрешающей способности поля (вертикальной, латеральной, амплитудной) от параметров планируемой съемки (частот поля, системы наблюдения и др.). При этом значительную роль играет петрофизическое обоснование возможности решения геологической задачи: анализ свойств целевого пласта, изменчивости скоростей в разрезе и др.

2. Использование аналогов, основанное на рассмотрении участков аналогичного строения, где проведено аналогичное мероприятие. В этом случае можно оценить стандартное отклонение прогнозируемых параметров по месторождению-аналогу. Полученное значение ошибки может использоваться как минимальное улучшение прогноза по сравнению с оцениваемой площадью.

3. Экспертное заключение, основанное на накопленной статистике по региону. В данном случае можно использовать имеющиеся исторические данные либо статистику, опубликованную в научных работах. Характерные погрешности определения структуры для различных регионов приведены в табл. 1 [2].

Таблица 1

Пласты (отложения ) Погрешность , м
Западно-Сибирский бассейн
ПК (сеноманские) 4,5 ± 1,5
БВ, БС, БП 5 ± 2
АВ, АС 6 ± 2,5
Группа Ю 8 ± 3
Тимано-Печорский бассейн
I (пермские) 11 ± 3
II (каменноугольные) 13 ± 3
III-IV (девонские и силурийские) 16 ± 5
Волго-Уральский бассейн
Пласты C2-3
(средне- и нижнекаменноугольные)
7 ± 2
D3 fm ( верх недевонские ) 8 ± 2
Восточно-Сибирский бассейн
R (рифейские карбонаты) 11 ± 2

Расчет VOI с точки зрения изменения запасов

Результаты интерпретации сейсмических данных непосредственно влияют на оценку запасов месторождения. Так, дисперсия площади нефтеносности F, входящая в формулу подсчета запасов объемным методом, во многом определяется точностью прогноза структуры, а также неопределенностью картирования границ площадного распространения коллектора (для литологических залежей). Неопределенность прогноза входящей в эту же формулу эффективной нефтенасыщенной толщины h также косвенно зависит от точности сейсмогеологической модели. По этой причине прогноз данного параметра с точки зрения сейсморазведки зависит от точности оценки эффективной толщины, а также от структурного фактора — положения над водонефтяным контактом. Остальные множители не влияют на волновое поле, следовательно, проведение сейсмических мероприятий (полевых работ, переобработки, переинтерпретации) не сказывается на неопределенности при их оценке.

Таким образом, снижение неопределенности приведет к «сужению» распределения запасов, а следовательно, изменению вероятности «успеха» при разработке. Оценка вероятности «успеха» до и после проведения сейсмических мероприятий входит в оценку EMVпо веткам дерева решений, что позволяет оценить значение VOI от проведения работ.

Расчет VOI для заданной системы разработки

Входной информацией для расчета VOI является оценка нефтенасыщенной толщины и стандартного отклонения до и после проведения сейсмического мероприятия. Расчет можно разделить на следующие этапы.

1. Подсчет дисконтированной добычи.

На начальном этапе строится корреляция между дисконтированной добычей нефти на скважину и нефтенасыщенной толщиной в этой скважине.

где Q — дисконтированная добыча; C1, C2 — константы. Используя выражение (2), можно для каждой реализации толщин подсчитать дисконтированную добычу по формуле

где Qref — дисконтированная добыча в базовом случае (сценарий Р50); href — нефтенасыщенная толщина в базовом случае (сценарий Р50); h — реализация толщины.

2. Подсчет экономических показателей для каждой скважины.

Во-первых, необходимо определить вклад дисконтированной добычи в NPV. Это можно выполнить, построив линейную зависимость NPV проекта от дисконтированной добычи. Экономический эффект от одной добывающей скважины, построенный на предыдущем этапе, рассчитывается по формуле

где Q — дисконтированная добыча на определенную дату; N — средняя стоимость 1 т добытой нефти; PV(CAPEXбурение) — стоимость бурения скважины, дисконтированная на определенную дату; PV(CAPEXкуста) — вклад стоимости скважины в стоимость обустройства куста на определенную дату.

3. Оптимизация фонда скважин.

Каждую добывающую скважину можно рассмотреть как отдельный инвестиционный проект. Отказ от строительства одной добывающей скважины позволит сэкономить на строительстве I/P нагнетательных скважин (I, Р — число соответственно нагнетательных и добывающих скважин данного куста). После этого для принятия решения о строительстве добывающей скважины в каждой реализации рассчитывается полный экономический эффект от эксплуатации каждой добывающей скважины.

Для принятия решения о строительстве добывающей скважины в каждой реализации находится полный экономический эффект от каждой добывающей скважины

где NPVI — экономический эффект от всех нагнетательных скважин куста.

Экономический эффект NPVТ строится для каждой реализации толщин и для каждой добывающей скважины. Затем принимается инвестиционное решение — для каждой реализации толщин оставляют скважины, для которых NPVТ положительный.

4. Оптимизация выбора кустов.

Рассматриваются инвестиционные проекты на уровне кустов для оценки целесообразности бурения при данной реализации толщин

NPVТi — экономический эффект от добывающих скважин с учетом нагнетательных, определенный по формуле (5); CAPEX фиксирован на отсыпку куста без учета вклада скважин.

Если для куста NPVSum > 0, то принимается решение об его отсыпке, в противном случае она не выполняется.

5. Подсчет VOI.

Методом Монте-Карло создается большое число реализаций ключевой неопределенности — нефтенасыщенной толщины. Для каждой реализации оцениваются оптимальный фонд скважин и оптимальный набор кустов. Среднее превышение полученного NPV над NPV без оптимизации представляет собой стоимость полученной информации. Если оценка VOI выше, чем дисконтированная стоимость мероприятия, то проведение этапа является экономически целесообразным.

Практический пример оценки VOI для месторождения

Методика протестирована на ряде проектов. Рассмотрим один из них.

Целевыми пластами месторождения N являются пласты отложений континентального и переходного генезиса, образующие три циклита А, В и С. Строение целевых пластов можно оценить как благоприятное для проведения сейсморазведочных работ: фации каналов внутри циклитов проявляются в волновом поле; наблюдается удовлетворительное разделение коллектор/неколлектор на гистограмме акустических свойств; характерная эффективная толщина достаточна с точки зрения прогноза по результатам сейсморазведочных работ. Таким образом, в случае месторождения N имеются все необходимые предпосылки для прогнозирования геологического строения по данным сейсморазведки.

Недостатком имеющихся материалов сейсморазведочных работ является невозможность их использования для прогноза из-за низкого качества волнового поля: низкие кратность (5–10) на уровне целевого интервала, доминантная частота, соотношение сигнал/шум. Это приводит к погрешности прогнозирования главного фактора около 12 м, что сопоставимо с характерным значением эффективной толщины. Оптимальной для решения задачи является высокоплотная площадная съемка с кратностью в целевом интервале около 50–80 для возможности применения современных алгоритмов обработки и интерпретации, в том числе синхронной инверсии.

Для формирования входных данных:

— получен список проектных кустов с оценкой NPV;

— рассчитана зависимость NPV — эффективная нефтенасыщенная толщина для настройки макроса программного объекта;

— установлен максимальный возможный убыток на уровне PV;

— задана стоимость сейсморазведочных работ по годам;

— заданы три кейса уровня неопределенности до проведения сейсморазведки на основании оценки точности прогнозирования эффективной нефтенасыщенной толщины;

— заданы три кейса уточнения прогноза по результатам теоретических расчетов;

— выполнены расчеты для всех сочетаний точности до/после мероприятий.

Теоретические расчеты эффекта от проведения новой сейсмосъемки основаны на предположении об увеличении доминантной частоты выходного волнового поля. С использованием зависимости возможности выделения объекта от доминантной частоты и акустического контраста [2] сделано предположение об уточнении прогноза с учетом повышения доминантной частоты. Оценка ограничений сейсмических данных в условиях месторождения N приведена в табл. 2.

Таблица 2

Доминантная частота, Гц Длина волны λ, м Разрешающая способность λ/4, м Толщина коллектора, возможная для выделения, м, при соотношении сигнал /шум
низком λ/8 среднем λ/12 высоком λ/20
25 100 25 12,5 8,3 5
35 72 18 9 6 3,6
50 50 12,5 6,25 4,2 2,5

Примечание. Скорость в ПК 1-3 составляет 2500 м/с.


Таблица 3

Ошибка по старой съемке, м VOI, руб., при ошибке Ошибка по по новой съемке, м
2 4 5
10 5939009,00 5809740,80 5692503,77
8 5460066,75 5197274,39 4393697,09
6 4688782,25 4034052,11 3094480,65

В рамках макроса VOI выполнена множественная реализация расчета NPV при различной точности прогнозирования основного параметра — эффективной нефтенасыщенной толщины. Матрица решений VOI приведена в табл. 3.

Выводы

1. Рассмотренный подход VOI к анализу сейсмических данных позволяет определить экономическую целесообразность проведения мероприятия по исключению рисков с учетом вероятности его успеха, а также скорректировать текущие планы бурения.

2. Получение корректных результатов оценки VOI требует комплексного анализа геолого-геофизической информации по рассматриваемому месторождению, что дает возможность правильно сформулировать цели работ, основные неопределенные параметры и связанные с ними риски.

3. Наличие информации о неопределенности и рисках позволяет априорно оценить значение новых сейсмических работ (полевые работы, переобработка, переинтерпретация) для решения поставленных задач. Подобная оценка также требует рассмотрения множества вариантов развития событий и применения современных алгоритмов анализа.

4. Получение оценки VOI для ряда сейсмических мероприятий дает возможность с учетом вероятности исключения рисков принять решение о наиболее экономически целесообразном развития проекта.

Список литературы

1. Kim J. How Could You Possibly Predict the Value of 3-D Seismic Before You Shoot It?//SPE 56446-MS. — 1999.

2. Методические рекомендации по использованию данных сейсморазведки (2D, 3D) для подсчета запасов нефти и газа/В.Б. Левянт, Ю.П. Ампилов, В.М. Глоговский [и др.]. — М.: «Центральная геофизическая экспедиция», 2006. — 40 с.

Возврат к списку