Оценка и минимизация технологических рисков при проектировании разработки морских нефтяных и газовых месторождений

Одной из наиболее важных тенденций современной нефтегазодобывающей промышленности мира является увеличение доли добычи нефти и газа из морских месторождений.

Российская Федерация обладает самым протяженным шельфом на планете, площадь которого составляет 3,9 млн. км (около 28% мирового шельфа), с потенциальными запасами углеводородов ~80 млрд. усл. т. 85% российского шельфа приходится на арктический сектор, причем месторождения континентального шельфа северных российских морей обладают удачным географическим положением относительно потенциальных потребителей в Центральной и Западной Европе. В России практическое освоение месторождений континентального шельфа только начинается. Именно ресурсы шельфа могут восполнить в ближайшие 10−20 лет убывающие ресурсы нефти и газа в Западной Сибири.

В западном секторе российской Арктики открыта гигантская газонефтяная шельфовая провинция, в которой сосредоточено 70% всех начальных извлекаемых ресурсов российского шельфа. Новые центры нефтегазодобычи могут быть созданы на базе трех крупных районов концентрированного нефтегазонакопления — Центрально-Баренцевского, Южно-Карского газоконденсатных и Печорского нефтегазоконденсатного. Широки в этом регионе и перспективы открытия новых месторождений — ведь на 62% площадей Баренцева, Печорского и Карского морей не пробурено ни одной скважины. И даже при столь низкой геологической изученности здесь уже открыто 16 месторождений, в том числе такие уникальные, как Штокмановское газоконденсатное, Ленинградское и Русановское газовые, общие запасы газа которых превышают 10−12 трлн. м3[11,20,47].

Однако процесс освоения нефтегазовых месторождений шельфовой зоны имеет существенные особенности. На освоение морского месторождения кроме общих факторов (глубина скважины, фильтрационные свойства и гидродинамические особенности залегания продуктивных горизонтов) влияют и такие, как глубина моря, удаленность от берега и базы обслуживания, волновой, ветровой и ледовый режимы и др. Специфической особенностью разработки морских месторождений является наличие (как правило) морской платформы.

Например, оператор разработки месторождения, находящегося на суше может принять решение о расширении объема разработки, если коллектор оказался лучше, чем ожидалось, или о сокращении ее объема, если стоимость разработки превышает предварительные прогнозы. Морские же проекты требуют совсем иного подхода: как только оператор приступил к работе на платформе определенного размера с заданным количеством скважин, возможность выбора минимальная.

Поэтому, для потенциального инвестора в разработку акваториального месторождения особенно важна оценка возможных рисков, связанных с технико-технологическими решениями, принятыми при проектировании. Инвестиция в любой проект сопряжена с определенным риском, проект может оказаться неэффективным или менее эффективным, чем ожидалось. Риск связан с тем, что доход от проекта является случайной, а не детерминированной величиной (т.е. неизвестной в момент принятия решения об инвестировании), равно как и величина убытков. При анализе инвестиционного проекта следует учесть факторы риска, выявить как можно больше видов рисков и постараться минимизировать общий риск проекта.

Специфическим для нефтегазовой отрасли является технологический риск, связанный с неточным определением геолого-промысловых характеристик объекта разработки — уровня нефтегазоизвлечения, объема извлекаемых запасов, динамики добычи углеводородов и т. д.. Для проектов разработки морских месторождений анализ этих видов риска особенно существенен, поскольку корректировка или адаптация к изменившимся условиям морского проекта требует значительно больших усилий, чем для сухопутного [6,40].

В настоящее время, в соответствии с требованиями регламента [35], динамика добычи углеводородов рассчитывается с использованием 3D сеточных гидродинамических моделей. Подобные модели с высокой точностью описывают все известные физические процессы фильтрации флюидов в пласте, однако информация о свойствах продуктивного пласта предполагается в них детерминированной, несмотря на то, что особенно на начальных стадиях разработки, можно говорить лишь о вероятности принадлежности величин параметров пласта определенному интервалу значений.

Расчет большого числа сценариев (реализаций), при переборе значений даже нескольких основных параметров (например, проницаемости, эффективной толщины и т. п.) в каждой из ячеек фильтрационной модели требует огромных затрат времени, поскольку расчет даже одного варианта может занимать на современных компьютерах несколько часов. Применение усредненных или упрощенных моделей может привести к нивелированию разницы между различными вариантами разработки и, кроме того, противоречит действующему регламенту.

Ф В этой работе описана методика, позволяющая использовать результаты расчета (выходные файлы), программных комплексов Eclipse (Shlumberger) или VIP (Landmark) в качестве источника данных для работы программы имитационного моделирования (Монте-Карло).

Ф Имитационная модель на основе варианта, рассчитанного по сеточной модели, за секунды рассчитывает тысячи реализаций динамики добычи при возможных распределениях определяющих параметров. Такое число расчетных реализаций позволяет получить количественную оценку вероятности отклонения возможных показателей разработки от проектных с малой статистической ошибкой. Использование большого числа реализаций позволяет перейти от детерминированного анализа чувствительности показателя экономической эффективности (IRR) варианта проекта к вероятностному.

Научная новизна работы определена следующими элементами:

1. определена общая структура набора рискообразующих факторов, оказывающих определяющее влияние на вероятность достижения величины критерия экономической эффективности;

2. предложена методика оценки рисков проекта разработки за счет возможных флуктуаций динамики добычи углеводородов, основанная на результатах расчета по трехмерной сеточной модели;

3. предложена и обоснована методика объединения детерминированного расчета объекта разработки по трехмерной сеточной модели и расчета методами статистического моделирования;

4. на базе выходных файлов программных комплексов Eclipse и VIP создана и апробирована компьютерная программа для расчета методом Монте-Карло технологических показателей разработки нефтяного месторождения в условиях неопределенности ряда геолого-технологических параметров;

5. проведен анализ влияния неопределенности отдельных факторов, определяющих динамику добычи нефти, на вероятность отклонения проектного показателя от его действительной реализации;

6. предложены методы уменьшения проектных технологических рисков при проектировании разработки газового месторождения;

7. предложен вероятностный метод анализа чувствительности критерия экономической эффективности к технологическим показателям разработки;

ВЫВОДЫ.

Ф выполнено построение общей схемы рискообразующих факторов, определяющих вероятность достижения некоторой величины критерия экономической эффективности при проектировании разработки нефти и газа;

Ф определен комплекс геолого-технологических параметров, функции распределения которых позволяют оценивать вероятность достижения различных значений интегральных технологических показателей добычи нефти и газа, т. е. оценивать технологический риск при проектировании разработки месторождений нефти и газа;

Ф на основе объединения детерминированного (использующего современные компьютерные трехмерные модели) и вероятностно-статистического методов расчетов технологических показателей разработки нефтяных и газовых залежей обоснована методика оценки технологических рисков с использованием метода имитационного моделирования (Монте-Карло);

Ф создана и апробирована компьютерная программа для расчетов методом Монте-Карло технологических показателей разработки нефтяного месторождения с целью оценки технологических рисков при проектировании;

Ф обоснован способ вероятностной оценки влияния неопределенности отдельных геолого-технологических параметров на технологический риск;

Ф на основе вероятностно-статистических методов обоснованы технико-технологические мероприятия, позволяющие уменьшить технологический риск при проектировании разработки отдельных нефтяных и газовых месторожденийсоздан и апробирован способ вероятностной оценки влияния уровней добычи УВ на критерий экономической эффективности при проведении анализа его чувствительности к изменению различных факторов;