Проектный подход к вводу невовлеченных участков месторождения в разработку

15.05.2020

PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2020 - № 1 (15).

УДК 622.276.1/.4

Р.Н. Асмандияров, Т.Ч. Фатхуллин, А.А. Дудзинская, А.А. Прохоров, О.Е. Курманов
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Электронный адрес: Prokhorov.AAI@gazpromneft-ntc.ru

Ключевые слова: концептуальное геологическое моделирование, разработка месторождений, проектная логика, программа ввода новых скважин (ВНС)

В настоящее время на территории Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна практически закончилась добыча «легкой нефти». Это обусловливает переориентацию нефтяных компаний на поиск невовлеченных участков в периметре текущих активов и применение новых технологий для увеличения рентабельности разработки. В Научно-Техническом Центре «Газпром нефти» применяется комплексный подход к решению данных задач. Созданы мультидисциплинарные команды для каждого актива, в которые входят не только специалисты НТЦ, но и все необходимые службы добывающего предприятия. В статье освещены особенности и механизмы данного подхода. Структуру подхода можно представить в виде последовательных, взаимосвязанных этапов, включающих детальное геологическое изучение, основанное на концептуальном моделировании, анализе полученных данных и проведении на их основе многовариантных расчетов для выбора оптимальной системы разработки. Следующими этапами являются адаптация выбранной системы и расположение фонда скважин на каждом перспективном участке с последующим вариативным расчетом показателей разработки и экономической эффективности. На заключительных этапах составляются матрицы рисков, реализуются программы доисследования и сопровождение бурения согласно выработанной проектной логике. В ходе описания всей цепочки планирования и реализации программы ввода новых скважин (ВНС) были приведены основные особенности и методы решения поставленных задач, а также инструменты, разработанные компанией для достижения максимальной скорости и высокой точности проводимых расчетов. Эффективность сформированного мультидисциплинарного проектного подхода доказана непрерывно уменьшающимся числом неэффективных инвестиций, положительной динамикой подтверждаемости прогнозных показателей по скважинам в периметре текущих активов «Газпром нефти», а также средним приростом дебита в период с 2015 до 2018 г. – 37 %.

The project approach for the entry of the promising areas in the development

PRONEFT''. Professional'no o nefti, 2020, no. 1 (15).

R.N. Asmandiyarov, T.CH. Fatkhullin , A.A. Dudzinskaya, A.A. Prokhorov, O.E. Kurmanov
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg

E-mail: shvarev_ng@spbstu.ru, markovnicholas@gmail.com

Keywords: conceptual geological modeling, field development, project logic, placing of new wells program

For now, the time of «light crude oil» has ended on the territory of the West Siberian oil and gas basin, which entails the reorientation of oil companies to search for non-involved areas in the perimeter of current assets and the use of new technologies to increase the profitability of development. The «Gazprom neft» NTC applies an integrated approach to solve these problems. Multidisciplinary teams have been created for each asset, where not only the specialists of the NTC, but also all the necessary services of the mining enterprise are involved in a single team. The article covers the features and mechanisms of this approach. The structure of the approach can be presented as successive interrelated stages, including a detailed geological study, based on conceptual modeling, data analysis and realization on their basis of multivariate calculations to determine the optimal development system. The next stages are adaptation of the selected system and the placement of the well stock at each perspective site, followed by variable calculation of development indicators and economic efficiency. The final stages are the preparation of the risk matrix, the implementation of the additional appraisal program and drilling technical support, according to the developed design logic. During the description of the entire process of planning and implementation of placing of new wells program, the main features and methods of solving the problems facing the engineering team were given, as well as the tools developed by the company to achieve the maximum speed of the calculations side by side with their high accuracy. The effectiveness of the multidisciplinary project approach is proved by the continuously decreasing number of inefficient investments, positive dynamics of confirmation of forecast indicators for wells in the «Gazprom neft» current assets, as well as the achievement (from 2015 to 2018) of an average flow rate increase of 37 %.

DOI: 10.24887/2587-7399-2020-1-40-43

Введение

В настоящее время на территории ЗападноСибирского нефтегазоносного бассейна закончилась добыча «легкой нефти». Это стало основным драйвером переориентации нефтяных компаний на поиск невовлеченных участков в периметре текущих активов и применение новых технологий для увеличения рентабельности разработки. В Научно-Техническом Центре «Газпром нефти» применяется комплексный подход к решению данных задач. Созданы мультидисциплинарные команды для каждого актива, в которые вошли не только специалисты НТЦ, но и все необходимые службы добывающего предприятия. Структуру применяемого подхода можно представить в виде последовательных, взаимосвязанных этапов, включающих детальное геологическое изучение, основанное на концептуальном геологическом моделировании, анализе полученных данных и проведении на их основе многовариантных расчетов для выбору оптимальной системы разработки. Следующими этапами являются: адаптация выбранной системы и расположение фонда скважин на каждом перспективном участке с последующим вариативным расчетом показателей разработки и экономической эффективности. На заключительных этапах составляются матрицы рисков, реализация программы доиcследования и сопровождение бурения согласно выработанной проектной логике. Этапы применяемого подхода схематично представлены на рис. 1.

12.JPG

Концептуальное геологическое моделирование

Единая концептуальная геологическая модель строится с учетом всех данных, полученных на исследуемой площади, используются не только результаты поисково-разведочного бурения и сейсморазведки, но и все геологогеофизические и промысловые данные за всю историю работ на этом участке. Такой подход является весьма трудоемким, но тем не менее позволяет наиболее точно сделать прогноз на участках и интервалах, не затронутых бурением. На большинстве таких участков поиск структурных ловушек уже невозможен, однако, применяя описанный метод, геологам удается находить новые литологические залежи нефти для дальнейшего ввода в разработку.

Рейтинг бурения

Баланс текущих активов «Газпром нефти» характеризуется широкой географией и множеством месторождений. Только на балансе «Славнефть-Мегионнефтегаза» находится более 30 месторождений и 140 объектов разработки с различными фильтрационно-емкостными свойствами. Оценка потенциала для формирования стратегии развития месторождения в условиях ограниченного времени является основной задачей для инженеров-разработчиков. Оптимальным инструментом стал рейтинг бурения, для составления которого используется разработанная силами Научно-Технического Центра «Газпром нефти» цифровая платформа ГРАД. Формирование рейтинга бурения можно разделить на четыре этапа: 1) проведение многовариантных расчетов по выбору оптимальной системы разработки на базе текущих макроэкономических параметров; 2) расположение скважин проектного фонда и расчет запускных показателей; 3) вариативный анализ с учетом геологических факторов и параметров разработки, расчет профилей добычи; 4) экономическая оценка. На этапе многовариантных расчетов проводится поиск наилучшего экономического решения по системе разработки участка: подбор сетки скважин с учетом геологических особенностей района, подбор длин и типов заканчивания горизонтальных участков, адаптированных к фильтрационно-емкостным свойствам объекта. Данный этап реализуется в разработанном в Научно-Техническом Центре «Газпром нефти» симуляторе NumEx, конкурентным преимуществом которого являются максимальная скорость и высокая точность проводимых расчетов. На следующем этапе проводится расстановка скважин с учетом нефтенасыщенных толщин и структурного фактора с расчетом запускных параметров. Далее выполняется вариативный анализ прогнозных расчетов с учетом возможных отклонений текущих свойств пласта. В форме рейтинга бурения задаются диапазон величин и тип распределения обводненности, проницаемости, нефтенасыщенной и эффективной толщин, пористости, начальной нефтенасыщенности, пластового давления. В результате расчетов получают величины извлекаемых запасов (накопленные показатели), а также значения дебитов жидкости и нефти в вариативном распределении Р10, Р50 и Р90. Этап экономической оценки включает расчет показателя рентабельности (PI) и чистого дисконтированного дохода (NPV) по каждой кустовой площадке. Данные показатели учитываются при приоритизации зон по перспективности ввода в разработку, а также при идентификации районов, не удовлетворяющих параметрам экономической целесообразности.

Анализ Рисков

Применяемый в «Газпром нефти» мультидисциплинарный подход позволяет всесторонне оценить риски при вводе запасов в разработку и минимизировать неэффективные инвестиции. Консолидирующей базой является матрица, включающая анализ геологических рисков и рисков, возникающих при разработке. Перспективные зоны ранжируются с выставлением баллов по каждому оцениваемому параметру: объему геологических неопределенностей, степени уверенности в районе по показателям разработки, объему и стоимости мероприятий по доисследованию, величине рискового капитала в случае реализации худшего сценария. На рис. 2 схематично представлен вид составляемой матрицы. Итогом проводимой работы является набор кустовых площадок с оценкой потенциала ввода, возможных рисков и необходимых превентивных мероприятий, направленных на снятие неопределенностей. Данный аналитический набор, наряду с расчетным рисковым капиталом, дает возможность принять управленческое решение в зависимости от потребностей бизнеса в сжатые сроки. При детальном анализе краткосрочных инвестиционных программ ввода новых скважин (ВНС) на три последующих года вместе с применением аналитических инструментов используется инструмент 3D гидродинамического моделирования. Планирование ВНС с применением симуляторов является необходимым этапом контроля, позволяющим учесть факторы, влияние которых не принимается во внимание на этапе формирования рейтинга бурения и расчетов в формате 2D.

13.JPG

Этап реализации программы ВНС

Основными причинами неэффективных инвестиций при реализации программы бурения по-прежнему остается неподтверждение геологических параметров: коэффициента нефтенасыщенности, фильтрационноемкостных свойств пласта, структурного фактора и др. Это послужило основной причиной разработки новой методики планирования и сопровождения программы ВНС, основанной на концептуальном 2D моделировании с последующей трансформацией в 3D модели месторождений или секторных участков. Следующий этап – разработка проектной логики (дерева принятия решений) для проектов бурения до момента их реализации, учитывающей все имеющиеся геологические риски и указывающей на последовательность решений в случае отклонения от базового варианта. Пример конструкции дерева принятия решений приведен на рис. 3.

14.JPG

Заключение

Разработанный в «Газпром нефти» подход к вводу новых участков в разработку в совокупности с применяемыми инструментами позволяет максимально быстро оценить потенциал запасов любой сложности и изученности, а также определить приоритет их ввода в разработку. Скорость вычисления используемых инструментов дает возможность в кратчайшие сроки адаптировать текущую программу ВНС как к новым геологическим данным, полученным в процессе ввода залежей в разработку, так и к изменяющимся макроэкономическим параметрам. Эффективность сформированного мультидисциплинарного проектного подхода доказана непрерывно уменьшающимся числом неэффективных инвестиций, положительной динамикой подтверждаемости прогнозных показателей по скважинам в периметре текущих активов «Газпром нефти», а также средним приростом дебита нефти, в период с 2015 по 2018 г. – 37 %.


Возврат к списку