Комплексный подход к формированию инвестиционных проектов ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»

М.В. Окунев, Е.В. Пономарев, Т.Ч. Фатхуллин, Р.Н. Асмандияров, О.Е. Курманов, Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»), М.А. Кузнецов, М.Ф. Старицын, Д.А. Прунов, С.М. Игитов (ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»)

Источник: Журнал «Нефтяное хозяйство»

Одна из приоритетных целей нефтедобывающего предприятия – эффективное вовлечение в разработку новых запасов. Формирование долгосрочной и среднесрочной программ ввода новых скважин (ВНС) из года в год осложняется рядом факторов, в частности, ухудшением качества запасов. Основной целью данной работы являются разработка и внедрение эффективного комплексного подхода к формированию среднесрочной инвестиционной программы ВНС. Необходимость оптимизации бизнес-процесса прежде всего обусловлена большим числом взаимодействующих сторон и необходимостью объединения результатов работы трех подрядных организаций и двух научных институтов. Кроме сложной структуры взаимодействия, формирование инвестиционной программы осложняется следующими факторами:
– необходимость создания качественной и актуальной геологической основы в условиях неопределенностей краевых участков; – увеличение доли вовлекаемых в разработку трудноизвлекаемых запасов;
– проведение большого объема многовариантных расчетов;
– сбор и обработка постоянно увеличивающегося объема данных.

Разработанный специалистами ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» и ООО «Газпромнефть НТЦ» бизнес-процесс в рамках формирования среднесрочных инвестиционных проектов (рис. 1) в совокупности с процессом непрерывных улучшений на основе бережливого производства позволил сократить время подготовки проекта и эффективно спланировать при ограниченных трудовых ресурсах мультидисциплинарную команду, в состав которой вошли геологи, петрофизики, специалисты по созданию геологических и гидродинамических моделей.
С учетом необходимости охвата 130 пластов-объектов наиболее трудозатратными этапами разработки инвестиционной программы являются: актуализация геологической основы, выбор оптимальных систем разработки и формирование рейтинга бурения скважин.

Геологическая основа

Процесс поиска и ранжирования перспективных целей для бурения скважин должен базироваться на качественной геологической основе. Высокие требования к качеству геологической основы обусловлены тем, что в «Газпромнефть НТЦ» геологическое моделирование осуществляется на базе концептуальной геологической модели. Особенностью ее построения являются обязательные анализ и комплексирование всего объема данных изучения керна, геофизических исследований скважин, сейсморазведки, показателей эксплуатации и др. [1–3]. Геологическая основа представляет собой совокупность информации о структуре геологического объекта, свойствах пласта и флюидов, распределении остаточных извлекаемых запасов (ОИЗ) по площади. Важным условием при ее создании является учет всех неопределенностей, для этого используется принятая в компании иерархия подходов (детерминистического, сценарного и вероятностного). Информация о неопределенностях закладывается в основу вариативного подхода к анализу технологических и экономических параметров программы ВНС.
1.png
Рис. 1. Бизнес-процесс формирования среднесрочных инвестиционных проектов: ГТМ – геолого-технические мероприятия; КП – кустовая площадка; ГИС – геофизические исследования скважин; ГДИС – гидродинамические исследования скважин; ГМ – геологическая модель; ГДМ – гидродинамическая модель; ПСД – проектно-сметная документация


Дополнительный инструмент, внедренный на данном этапе – матрица рисков, которая заполняеется экспертами независимо, она позволяет качественно и количественно описать геологические неопределенности для всего перечня целей, что добавляет дополнительную степень свободы при ранжировании скважин и кустовых площадок по экономическим и технологическим параметрам (рис. 2).

2.png
Рис. 2. Результаты применения матрицы рисков при ранжировании: I, II, IV – запасы соответственно уверенные и перспективные, перспективные для исследования, рискованные; III – технологический вызов

Налаженный процесс взаимодействия сторон в рамках данного этапа позволил не только проанализировать более 130 пластов-объектов ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» с суммарным объемом ОИЗ нефти – 680 млн т, из которых более 300млн т не охвачено разработкой, но и унифицировать представление о геологии объектов среди всех заинтересованных участников проекта, что является надежной базой для принятия взвешенных решений в долгосрочной перспективе.

Выбор оптимальной системы разработки

Этап выбора оптимальной системы разработки проходил параллельно этапу получения геологической основы и включал проведение большого объема многовариантных расчетов. Ключевой задачей данного этапа является выбор инструмента, наиболее подходящего для поддержания оптимального баланса между количеством затрачиваемых ресурсов и качеством результатов.
При сравнении различных систем разработки при прочих равных условиях критически важным является учет латеральной неоднородности, обусловленной конфигурацией сетки скважин. Выполнение многовариантных расчетов на 3D симуляторе – слишком ресурсоемкая задача. Аналитические модели в данной задаче слишком просты и не позволят учесть изменение основных параметров. Учет латеральных свойств в явном виде дает возможность использовать 2D симулятор на основе «трубок тока». Основные его преимущества по сравнению с 3D симулятором: скорость расчета; простота создания модели; возможность проведения большого числа расчетов в сжатые сроки.
В дополнение к производительному методу симуляции без снижения качества расчетов реализован подход с кластеризацией 130 объектов в 17 групп-кластеров. Объекты были разделены по совокупности параметров: коэффициенты Дикстра – Парсонса; коэффициенты вытеснения; фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) и нефтенасыщенная толщина. Кластеризация позволила сократить число необходимых расчетов в 3 раза и провести достаточное число вычислений для оценки оптимальных систем разработки, описываемых следующими параметрами: размеры сетки скважин; длина и тип заканчивания горизонтальной скважины (ГС); ФЕС и нефтенасыщенная толщина.
По результатам анализа оптимальной системой разработки в 90 % случаев оказалась однорядная с треугольным смещением (рис. 3). Ориентация всей системы вдоль предполагаемого направления регионального стресса обусловлена минимизацией негативного эффекта раннего прорыва воды от нагнетательных скважин к трещинам многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) вследствие высокой вертикальной неоднородности коллекторов из-за продольного роста трещин МГРП.

3.png
Рис. 3. Выбор оптимальной системы разработки


Синергия правильно выбранного решения и эффективного подхода к расчетам позволила оперативно определить оптимальные системы разработки на основе совокупности наиболее благоприятных технологических (коэффициент извлечения нефти) и экономических (чистый дисконтированный доход NPV, норма рентабельности PI) показателей в рамках конечного набора отличающихся друг от друга реализаций по одному и тому же участку пласта. При этом наиболее важным параметром является NPV. Результатом данного этапа явился перечень оптимальных сеток скважин для различных толщин и ФЕС в пределах каждого из 130 объектов.

Формирование рейтинга бурения скважин

На данном этапе генерируется информация для дальнейшего формирования программы ВНС. Главным инструментом является модуль рейтинга бурения скважин, разработанный в ООО «Газпромнефть НТЦ» [4]. Он включает:
– размещение проектного фонда с учетом полного развития;
– расчет запускных параметров (дебитов жидкости, нефти, газа) при фиксированных сценарных условиях;
– проведение основных расчетов (вариативный анализ, расчет профилей добычи, предварительная экономическая оценка); – концептуальное проектирование кустовых площадок и раскустовка проектных скважин.

Эффективность каждой стадии обусловлена: высокой скоростью вычислений, гибкостью инструмента; возможностью учета неопределенностей и проведением вариативного анализа; расчетом профилей добычи и экономических показателей (NPV, PI, внутренняя норма доходности (IRR) и др.) с учетом актуальных данных по капитальных вложениям и операционным затратам; возможностью оперативного внесения изменений в сценарии расчетов, например, при изменении экономических параметров либо геологической основы в результате эксплуатационного бурения или реализации программы доисследования.
В модуль рейтинга бурения входят следующие основные блоки: входных параметров; оценки запасов; расчета технологических параметров; вариативного анализа; расчета профилей добычи; финансово-экономической модели. Модуль постоянно улучшается, интегрируется новый функционал [5]. Одним из таких улучшений является возможность реализации вариативного анализа на основе метода МонтеКарло, что дает возможность учесть неопределенности и степень изученности района предполагаемого бурения. Вместе с информацией из матрицы рисков это позволяет более широко оценивать степень неопределенности при выборе кустовых площадок для программы ВНС.
Эффективность на данном этапе удалось повысить за счет оптимизации внутренних процессов. Во-первых, создан свод геолого-физических характеристик по всем объектам ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» на основе акту альной проектно-технической документации, который позволяет не только сэкономить время инженеров, но и в автоматическом режиме проверяет корректность и целостность внесенных данных. Во-вторых, разработан инструментнадстройка, позволяющий проводить массовые расчеты проницаемости на основе данных по добыче и конфигурации скважин.
Основными результатами данного этапа являются:
– рейтинг более 7600 проектных скважин (более 4200 добывающих), более 85 % добывающего фонда – ГС с МГРП и многозабойные скважины;
– рейтинг 630 кустовых площадок;
– оптимальный охват ОИЗ месторождений компании проектным фондом с учетом полного развития; – описание неопределенностей и рисков;
– основа для анализа и формирования программы эксплуатационного бурения с учетом полного развития;
– основа для формирования программы текущего эксплуатационного бурения.

Применение современных инструментов, а также создание собственных программ и модулей позволили сократить объем «рутинных операций» на данном этапе. Свод рассчитанных экономических параметров наряду с численным описанием неопределенностей и рисков обеспечивает оперативное ранжирование кустовых площадок и скважин в быстро изменяющихся условиях.
Таким образом, результатом работы является усовершенствованный бизнес-процесс, конкурентным преимуществом которого является возможность адаптации инвестиционной программы ВНС в кратчайшие сроки к любым изменениям внешних факторов, несмотря на большое число участников процесса, что особенно важно в период волатильности нефтяных цен.

Список литературы

1. Концептуальное геологическое моделирование верхнеюрских отложений на примере объектов ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» / М.А. Кузнецов, М.Ф. Старицын, Ю.Г. Воронин [и др.] // PROНЕФТЬ. – 2017. – № 1. – С. 38–42.
2. Построение концептуальных геологических моделей по залежам пластов БВ3-5 месторождений левобережья р. Оби на территории деятельности ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» / М.А. Кузнецов, М.Ф. Старицын, А.Н. Ситников [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – №11. – С. 42–45.
3. Применение концептуального геологического моделирования при разработке нефтяных месторождений / О.Е. Курманов, Н.Г. Главнов, П.С.Баленко, А.С. Бочков, М.М. Галиуллин. // Нефтяное хозяйство. – 2013.– №10. – С. 58–61.
4. Формирование геологического рейтинга бурения скважин – основа планирования комплексного проекта развития актива / А.В. Билинчук, А.Н. Ситников, Р.Н. Асмандияров [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – №12. – С. 10–12.
5. Формирование геолого-технических мероприятий на Приобском месторождении (ЮЛТ) с помощью цифровых информационных систем / А.Ситников, Р. Асмандияров, А. Пустовских [и др.] // SPE-182124-RU. – 2016.

References

1. Kuznetsov M.A., Staritsyn M.F., Voronin Yu.G. et al., Conceptual geological modeling Upper Jurassic objects on the example of Slavneft-Megionneftegas JSC(In Russ.), PRONEFT'', 2017, no. 1, pp. 38–42.
2. Kuznetsov M.A., Staritsyn M.F., Sitnikov A.N. et al., The practice of conceptual geological models development for the BV3-5 reservoirs of the Ob River’s left bank within the territory of the Slavneft-Megionneftegas JSC activity (InRuss.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2016, no. 10, pp. 42–45.
3. Kurmanov O.E., Glavnov N.G., Balenko P.S., Bochkov A.S., Galiullin M.M., Application of conceptual geological modeling in the development of oil fields (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2013, no. 3, pp. 58–61.
4. Bilinchuk A.V., Sitnikov A.N., Asmandiyarov R.N. et al., The geological well drilling rating as the basis for the comprehensive asset development planning (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2015, no. 12, pp. 10–12.
5. Sitnikov A., Asmandiyarov R., Pustovskikh A. et al., Well interventions program preparation by means of digital information systems at the southern Priobskoye field(In Russ.), SPE 182124-RU, 2016.

Возврат к списку