Способы подсчета запасов углеводородов

Повышение точности оценки запасов углеводородов по поисковым и разведочным скважинам по классификации PRMS

PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2019 — № 4(14). – С. 26-31

О.О. Макухо, В.М. Хомик
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Ключевые слова: нефть, запасы, классификация запасов SEC/PRMS, детерминистский метод, вероятностный метод.

Оценка потенциальных запасов при планировании геолого-разведочных работ (ГРР) проводится в условиях большой неопределенности и высоких рисков. В системе SPE-PRMS (Petroleum Resourses Management Sistem) хорошо показана разница между неопределенностью и риском. Данная система предъявляет достаточно строгие требования к учету неопределенности. Система PRMS включает два метода оценки запасов:
– детерминистский – основной при экспертизе запасов;
– вероятностный – наиболее подходящий для оценки запасов на ранних стадиях реализации проектов. Использование нескольких видов оценки в совокупности способствует повышению точности оценки и снижению геологических рисков. С целью повышения точности оценки запасов при планировании ГРР предлагается совместить детерминистский и вероятностный методы. Сочетание этих методов позволяет обеспечить взаимную проверку надежности результатов и наиболее корректно оценить запасы.

Improving the accuracy of estimating hydrocarbon reserves of appraisal well and exploratory wells according to the prms classification

PRONEFT». Professional’no o nefti, 2019, no. 4(14), pp. 26-31

O.O. Makuho, V.M. Khomik
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg

Keywords: oil, reserves, SEC / PRMS reserves classification, deterministic method, probabilistic method

Assessment of potential reserves when planning exploration wells is carried out under conditions of great uncertainty and high risks. In the SPE-PRMS system, the difference between uncertainties and risks is very well shown. This system requests rather strict requirements for accounting for uncertainty. The PRMS system contains various approaches to reserves assessment: The deterministic method – is the main one in the examination of reserves. The probabilistic method is the most suitable when evaluating HC in the early stages of project implementation. The use of several types of assessment in the aggregate helps to increase the accuracy of the assessment and reduce geological risks. In order to improve the accuracy of reserves estimation in the planning of exploration, it is proposed to combine the deterministic and probabilistic methods. The combination of these two methods will provide an opportunity to ensure mutual verification of the reliability of the estimates and get a better estimate of the trap reserves.

Введение

При поведении геолого-разведочных работ (ГРР) неизбежно возникают неопределенности и риски. Прогнозные оценки запасов углеводородов также выполняются в условиях неопределенности. В настоящее время нефтяные компании перед началом выполнения ГРР стремятся минимизировать риски и снять некоторые неопределенности. В целях повышения эффективности проведения ГРР предлагается использовать несколько методов оценки прогнозных запасов по разведочным скважинам. В современном нефтегазовом мире наиболее распространенной является классификация Общества инженеров-нефтяников (SPE) – PRMS (Petroleum Resources Management System) – система управления за- пасами и ресурсами жидких, газообразных и твердых углеводородов.

Основные принципы классификации PRMS

Международные стандарты PRMS принимают во внимание не только вероятность того, что углеводороды имеются в наличии в данной геологической формации, но и экономическую целесообразность извлечения запасов (включая такие факторы, как затраты на геологоразведку и бурение, постоянные эксплуатационные расходы, затраты на транспортировку продукции, налоги, преобладающие цены на продукцию, а также другие факторы, влияющие на конкурентоспособность отдельно взятой залежи).

Итоговый показатель gCoS прогнозной залежи оценивается как произведение пяти не зависящих друг от друга факторов. При этом у некоторых факторов существуют отдельные независимые субфакторы, которые перемножаются для получения общего значения, описывающего генеральный фактор. Это в первую очередь касается показателя Pc, обеспечиваемого несколькими независимыми критериями – механической сохранностью залежи Рс1, которая описывает вероятность события, способного нарушить ее герметичность; биохимической сохранностью Рс2, характеризующей сохранность определенных качеств нефти; наличием по- крышки, способной удерживать углеводороды Рс3. Среди этого комплекса факторов сохранности залежи один не зависит от другого. Например, залежь может обладать мощной покрышкой, но быть разрушенной вследствие активных тектонических движений уже после своего формирования. Так же как в механически сохранной залежи, нефть может быть подвержена воздействию бактерий и изменить свои первоначальные характеристики до состояния, непригодного для добычи и дальнейшего использования. Поэтому при оценке фактора Рс субфакторы перемножаются для оценки их общей вероятности.

В данной системе очень хорошо показана разница между неопределенностями и рисками (рис. 1). Риски связаны с тем, что рентабельная добыча не начнется в ближайшее время (начало разработки в течение 5 лет), а неопределенность обусловлена неизвестным количеством углеводородов в недрах, которое будет добыто при условии рентабельной добычи [1]. В основе классификации PRMS лежит экономическая целесообразность добычи углеводородов. Запасы делятся на категории с учетом рисков начала рентабельной добычи. Категории основаны на технической неопределенности товарных качеств, связанных с проектом, и в свою очередь делятся на классы, которые отражают диапазон неопределенности оценки и основаны на вероятности промышленной рентабельности (рисках) проекта.

Категории запасов по классификации PRMS

Запасы по классификации PRMS, которая наиболее сопоставима с российской классификацией, делятся на:
– доказанные 1Р (Proved reserves – PDP (Proved developed) + PDNP (Nonproducing) + PUD (Undeveloped);
– вероятные 2Р (Probable reserves – PRB);
– возможные 3Р (Possible reserves – PSB).
Доказанные запасы могут быть как разбуренными так и неразбуренными. К вероятным и возможным запасам относятся только неразбуренные. Схема категоризации запасов приведена на рис. 2.

Доказанные запасы (Proved reserves) – количество углеводородов, которое исходя из инженерно-геологических данных с достаточной достоверностью может быть извлечено промышленным способом из известных залежей при существующих экономических условиях принятыми способами эксплуатации. Промышленная продуктивность запасов должна быть доказана фактической добычей, успешными данными опробования, изучения керна и результатами интерпретации каротажа. Месторождения с доказанными запасами должны быть обустроены объектами переработки и транспортировки добытых объемов на рынки сбыта.

Доказанные запасы (1P) в соответствии с классификацией делятся на следующие группы.
• Доказанные разрабатываемые запасы (Proved Developed – PDP), которые могут быть добыты из существующих скважин с помощью общепринятых методов. Доказанные разрабатываемые запасы включают следующие запасы:

1. Добываемые (Producing) запасы, добыча которых ожидается из вскрытых и работающих интервалов действующих на дату оценки скважин при помощи общепринятого оборудования. При оценке ожидаемых приростов согласно программе ГРР эти запасы не участвуют в расчете.
2. Недобываемые (Nonproducing – PDNP), которые ожидается извлечь из простаивающих на момент оценки скважин, горизонтов за неперфорированными обсадными колоннами в существующих скважинах и горизонтов, расположенных чуть ниже добывающих зон. При оценке ожидаемых приростов согласно программе ГРР эти запасы прогнозируются при условии получения промышленного притока нефти не менее 5 т/сут или выделения нефтенасыщенных толщин не менее 3–5 м, а также при высокой степени изученности пласта или наличии результатов испытаний по соседним скважинам.
3. Доказанные неразрабатываемые запасы (Undeveloped – PUD), которые ожидается извлечь из существующих скважин за счет значительного их углубления до другого горизонта и из скважин, которые будут пробурены на неразбуренных участках залежи, непосредственно прилегающих к участкам скважин, дающим продукцию или давшим промышленные притоки из оцениваемого пласта.

Необходимым условием выделения на данных участках запасов категории PUD является наличие утвержденного плана разбуривания этих участков. При оценке ожидаемых приростов согласно программе ГРР эти запасы прогнозируются при условии получения промышленного притока нефти не менее 5 т/сут или при выделении нефтенасыщенных толщин примерно 2–4 м.
• Вероятные запасы (2Р) могли бы быть включены в группу доказанных вследствие достаточно обоснованного наличия углеводородов в пределах структуры, однако они менее четко определены из-за ограниченных данных по скважинам и отсутствия убедительных результатов опробований.
• Возможные запасы (3Р) – запасы, извлечение которых исходя из анализа геолого-промысловых данных менее достоверно, чем вероятных запасов. Оценка геологических параметров осуществляется детерминистическим способом.

В соответствии с инструкциями по выделению категорий запасов PRMS и принимая шаг сетки бурения за х, расчет площади для каждой категории можно представить следующим образом. Для PDP и PDNP – S1 = x2; для PUD – S2 = 8×2; для 2P – S3 = 16×2; для 3P – S = S1 + S2 + S3. Полученные результаты использованы для подсчета запасов объемным методом (табл. 1).

Методы подсчета запасов

Методы подсчета запасов по международным стандартам полностью совпадают с российскими. Детерминистский метод является основным при экспертизе запасов, вероятностный – больше всего подходит для оценки запасов углеводородов на ранних стадиях реализации проектов. Детерминистский метод базируется на известных геологических, инженерных и экономических данных. Для расчета используются одиночные значения подсчетных параметров (площадь, пористость, толщи- на и др.). Результатом также является единственное значение запасов.

Эксперт по своему усмотрению принимает дискретные значения или массивы значений по каждому подсчетному параметру, соответствующие той или иной категории запасов и ресурсов. В результате анализа определяется единичное значение объема извлекаемых запасов или ресурсов по каждому случаю детерминистского приращения запасов. Вероятностный способ подсчета запасов углеводородов применяется при недостаточном количестве данных о залежи и ее параметрах. В основном с помощью метода Монте-Карло определяется вероятность получения того или иного значения запа- сов [2]. В «Газпром нефти» рассчитывают три варианта запасов, вероятность подтверждения которых составляет 90, 50 и 10 %. Объем запасов увеличивается по мере снижения вероятности их подтверждения.

Вероятностный метод – статистический анализ известных геологических, инженерных и экономических данных, при котором запасы подсчитываются по непрерывным кривым распределения. На входе и выходе – кривые распределения значений с вероятностями появления значений. Рассмотрим неопределенность извлекаемых объемов с разных позиций (табл. 2). Поскольку сильные стороны одного подхода являются слабыми для другого, предла- гается использовать оба.

Объект исследований

Объектом исследований выбран лицензионный участок, который находится на территории Новосергиевского и частично Сорочинского районов Оренбургской области. В региональном тектоническом плане по поверхности фундамента площадь находится на юго-восточном склоне Жигулевско-Пугачевского свода, по осадочному чехлу на юго-восточном склоне Волго-Уральской антеклизы. В более локальном структурно-тектоническом плане площадь локализуется на границе между Восточно-Оренбургским сводовым поднятием и Бузулукской впадиной. Представление о строении осадочного комплекса базируется на материалах сейсморазведочных работ 2005–2014 гг. и результатах бурения поисково-разведочных скважин. По данным опробования и геофизических исследований скважин установлены 11 продуктивных пластов: пласт Рv в артинском ярусе, пласты Зл1а, Зл1б и Зл2 в заволжском надгоризонте фаменского яруса, пласт Дфм в нижне-среднефаменском подъярусе, пласты ДIII-1 и ДIII-2 в ардатовском горизонте живетского яруса, пласт ДIV в воробьевском горизонте живетского яруса, пласты ДVа, ДVб и ДVв в афонинском горизонте эйфельского яруса. В соответствии с планом ГРР было предусмотрено бурение нескольких скважин. Прогнозные оценки, проведенные детерминистским методом, показали, что исходя из величины запасов сначала должна быть пробурена скв. х, затем скв. у и в последнюю очередь скв. z.

Сравнивая фактические результаты с прогнозными показателями, сделан вывод, что лучший эффект достигнут при бурении скв. у. При наложении вероятностной оценки на детерминисткую видно, что запасы в скв. х переоценены (рис. 3). При сопоставлении полученных результатов с прогнозной оценкой, полученной вероятностным методом, виден так называемый «коридор неопределенностей». Применив вероятностную оценку, можно составить представление о вариации (разбросе) и смещении прогноза (рис. 4) и таким образом снизить геологические риски. Следовательно, используя на практике оба метода, можно обеспечить взаимную проверку надежности результатов и получить лучшую оценку запасов ловушки.

При прогнозировании геолого-технических параметров смещение оценок представляет собой более серьезную проблему, чем их значительная неопределенность [3]. Источник смещения обычно приводит к занижению оценки. На практике любая ошибка может вызвать потери для инвестора. Результатом завышения оценки является увеличение инвестиций в проекты, а занижение оценок может заставить компанию инвестировать слишком мало или вообще отказаться от инвестирования [3]. Анализируя результаты прогнозных и фактических оценок запасов углеводородов при поведении ГРР в компании «Газпром нефть» на протяжении нескольких лет, можно отметить, что результаты вероятностной оценки ресурсов углеводородов по величине Р50 как наиболее вероятной во многих случаях могут существенно отличаться в большую сторону от величины ресурсов, оцененных детерминистским методом (рис. 5). Это обусловлено в основном тем, что при детерминистком подходе прогнозные подсчетные параметры, а также площадь предполагаемой залежи принимаются весьма консервативно.

Заключение

Повышение эффективности ГРР может быть достигнуто за счет прогнозирования запасов углеводородов на наиболее перспективных участках. Для выбора таких участков должна быть достаточно высокая степень уверенности в оценке запасов, которую можно достичь путем прогнозирования оценки запасов различными методами. Оценив эффективность проведения ГРР путем сравнения результатов оценки, полученных по прогнозным разведочным скважинам, с фактическими, можно отметить следующие основные аспекты снижения рисков и неопределенностей при оценке запасов углеводородов на прогнозных ловушках:
– использование детерминистской оценки в сочетании с вероятностной способствует повышению точности оценки и снижению геологических рисков;
– применение на практике несколько методов оценки прогнозных запасов дает возможность обеспечить взаимную проверку надежности результатов и получить лучшую оценку запасов ловушки;
– анализ результатов проведения ГРР и сравнение прогнозных данных с фактически- ми позволяет выявить основные причины недостижения или перевыполнения прогноза, что в свою очередь дает возможность в будущем усовершенствовать прогнозные оценки и выйти компании на более высокий качественный уровень при восполнении минерально-сырьевой базы.

Список литературы

1. Guidelines for Application of the petroleum Resource Management System, 2011. – URL: https://www.spe.org/industry/docs/PRMS_Guidelines_Nov2011.pdf.
2. Петерсилье В.И., Пороскун В.И., Яценко Г.Г. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти газа объемным методом. – М.- Тверь: ВНИГНИ, 2003. – 261 с.
3. Роуз П.Р. Анализ рисков и управление нефтегазопоисковыми проектами. – М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2011. – 304 с.

1. Guidelines for application of the petroleum resource management system, 2011, URL: https://www.spe.org/industry/docs/PRMS_Guidelines_Nov2011.pdf
2. Metodicheskie rekomendatsii po podschetu zapasov nefti i gaza ob’emnym metodom. Otsenka kharaktera nasyshchennosti po dannym GIS (Guidelines for the calculation of reserves of oil and gas by volumetric method. Assessment of the nature of saturation according to well logging): edited by Petersil’e V.I., Poroskun V.I., Yatsenko G.G., Moscow – Tver: Publ. of VNIGNI, 2003. 261 p.
3. Rose P.R., Risk analysis and management of petroleum exploration ventures, AAPG, 2012.

Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Источник