автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Оценка технологического риска при проектировании разработки нефтяных залежей на базе вероятностно-математической модели

Введение

1. Вероятностно-математическая модель проектирования.

1.1. Классификация вероятностно - математических методов проектирования.

1.2. Сравнение применяемых методик проектирования на примере расчета технологических показателей разработки «неизвестной» залежи.

2. Принципы компьютерного моделирования процесса разработки нефтяного месторождения.

2.1. Вероятностно-математическая модель, как основа для создания детерминированной модели.

2.2. Российский опыт по моделированию нефтяных месторождений.

2.3. Ограничения при создании модели.

2.4. Принцип работы вероятностно-математической модели.

3. Оценка надежности проектирования разработки нефтяного месторождения.

4. Анализ чувствительности различных входных параметров и их совокупности на прогнозные технологические показатели разработки.

4.1. Анализ чувствительности физико-химических свойств нефти и вытесняющего агента.

4.2. Анализ чувствительности давления насыщения.

4.3. Анализ чувствительности коэффициента вытеснения.

4.4. Принцип учета неоднородности коллекторов.

4.5. Анализ чувствительности коэффициента глинистости.

4.6. Анализ чувствительности коэффициента V„2.

4.7. Анализ чувствительности коэффициента К/.

4.8. Анализ влияния комплекса входных параметров на надежность проектных показателей.

На данном этапе экономического развития России нефтяная отрасль испытывает большие трудности, связанные, в первую очередь, с невозможностью капиталовложений в высоко рискованную часть нефтяного бизнеса: поиск и разведку новых месторождений углеводородов. Отсутствие значительного капитала, сконцентрированного в одних руках, не позволяет даже отдельным крупным Российским компаниям вкладывать деньги в поиск и разведку новых залежей нефти. Проблема состоит еще и в том, что согласно действующей политике государства в отношении нефтяной отрасли за последние 10 - 15 лет сильно возрос порог так называемых промышленных запасов нефти. Под последними мы имеем в виду запасы, экономически выгодные для разработки.

Расчеты, проведенные на 1999 год, показали, что для рентабельной разработки месторождений средние начальные дебиты по проектным скважинам для месторождений Сибири должны составлять 80-100т/сут, а для месторождений Татарстана и Урало-Поволжья 20-30т/сут. Но даже вводимые российскими и местными властями разнообразные налоговые льготы не позволяют снизить порог рентабельности больше чем на 30-40%. Понятно, что чем выше начальный минимальный рентабельный дебит скважин в районе поиска, тем меньше шансов на открытие промышленных запасов и тем больше экономический риск поисковых и разведочных работ.

В связи с этим государство, как собственник недр, прекратило поиск и разведку новых запасов, а для большинства предприятий нефтедобывающей отрасли проведение таких работ экономически рискованно. Поскольку подобная тенденция продолжается уже более 10 лет, произошло быстрое снижение разведанных, но неразрабатываемых рентабельных запасов. Месторождения, введенные в разработку в предыдущий период, отличаются уже достаточно большой выработанностью запасов и высокой обводненностью добываемой продукции. Для поддержания рентабельности при их эксплуатации отключают малодебитный и высокообводненный фонд скважин как нерентабельный, тем самым выводя из разработки остаточные запасы последних.

Все эти взаимозависимые факторы позволяют сделать неутешительные прогнозы по поводу годовых уровней добычи в ближайшее время. Глобально эту проблему можно решить только на макроуровне, путем изменения политики государства в отношении нефтяной промышленности. И это, безусловно, будет сделано. Сейчас же, когда нет высокорентабельных месторождений, но остаются рентабельные, находящиеся на грани рентабельности и нерентабельные, встает вопрос, к какой группе отнести то или иное месторождение, которое собирается разрабатывать или брать в аренду предприятие. И не менее важный вопрос - где находится граница риска принятого решения, и насколько он велик.

Оценивая риск капиталовложений, инвестор в первую очередь исходит из надежности прогноза ряда экономических факторов, таких как цена на нефть и нефтепродукты, стабильность или изменчивость налогооблагаемой базы (как в сторону усиления налогового бремени, так и в сторону его ослабления) и др. Но оценка риска не будет показательной, если она дана без учета технологического риска, диапазон которого часто весьма велик. В настоящее время государство в основном выставляет на конкурс по сути недоразведанные месторождения, которые в большинстве своем могут оказаться нерентабельными при их разработке.

Итак, совершено очевидна главная проблема - оценка экономичности ввода в разработку большого количества месторождений, запасы которых относятся в силу ряда обстоятельств (в основном экономических) к трудноизвлекаемым. Наиболее удобным для решения этой проблемы с инвестиционной точки зрения может быть механизм, который позволит быстро и на самом высоком уровне выдавать технологические показатели разработки в зависимости от требуемой количественной оценки риска.

В АО РИТЭК такая проблема встала несколько лет назад. Компания отслеживала проходившие многочисленные конкурсы, где выставлялись месторождения из различных регионов. И хотя свойства пластов и нефтей всех этих месторождений различны, общим являлось то, что подавляющее большинство из них было недоразведано. Помимо этого, очень часто необходимые для технологических расчетов характеристики залежей либо некачественно определены, либо просто брались по аналогии с похожими месторождениями. И, что самое главное, рентабельность их разработки вызывала сомнения. Участие в такого рода конкурсах открыло доступ к информации по большому числу различных нефтяных месторождений. Сбор ее в течение нескольких лет позволил накопить информационную базу, которая использована при написании этой работы.

В качестве теоретической основы была взята методика проектирования разработки месторождений, созданная известным российским ученым В.Д. Лысенко еще в 60-е годы в институте

ТатНИПИнефть». За прошедшие несколько десятилетий эту методику постоянно совершенствовали, каждый раз открывая все новые ее возможности для применения специалистами. Имеющийся опыт и анализ действующих проектов и технологических схем разработки, выполненных специалистами различных проектных организаций, позволил сделать вывод, что фактические показатели разработки в наибольшей степени соответствуют проектным, если последние рассчитаны с помощью именно данной методики.

В настоящей работе обобщен опыт проектирования и показано преимущество проектирования, которое появляется при совместном использовании рассматриваемой методики и возможностей мощного компьютера.

Оперативно определять качество того или иного месторождения позволяет системный подход, по которому оценивают влияние некачественной информации на конечные технологические показатели разработки. С помощью такого подхода еще на стадии проектирования можно установить зависимость динамики технологических показателей от применения различных методов обработки призабойных зон пласта и повышения нефтеотдачи. Учет риска использования тех или иных методов и возможность быстро оценить их экономическую приемлемость значительно упрощают работу проектировщика.

Помимо всего прочего, такой подход к решению проблемы подразумевает открытость созданной модели и доступность ее для усовершенствования.

В этой работе описаны принципы созданного нами удобного и доступного механизма для быстрого и достоверного решения задач проектирования с различными количественными оценками достоверности конечных результатов. Вероятностно-математическая модель, которая положена в основу предлагаемого механизма, учитывает всю имеющуюся по залежи информацию, а полное или частичное ее отсутствие компенсируется достоверными интервалами. При накоплении исходных данных эти интервалы сужаются, и после получения полной информации по залежи вероятностно-математическая модель превращается в детерминированную.

Научная новизна работы определена следующими элементами: на базе вероятностно-математической модели создана и апробирована на реальных месторождениях компьютерная программа расчета технологических показателей разработки нефтяного месторождения; создан автоматизированный расчетный модуль прогнозирования разработки нефтяного месторождения с задаваемой степенью вероятности технологических показателей разработки; установлены наиболее значимые геолого-промысловые характеристики продуктивных пластов, влияющие на точность прогнозирования, и оценен их удельный вес в общем риске; оценено влияние степени достоверности исходной геолого-физической и промысловой информации на технологические показатели разработки нефтяных месторождений; показано, что для нефтяных месторождений нужную адекватность расчетной модели продуктивного пласта с учетом зональной и послойной неоднородности обеспечивает использование функции гамма - распределения; созданную вероятностно-математическую модель можно рассматривать как основу для постоянно действующей модели разработки нефтяного месторождения.

Предложенная вероятностно-математическая модель разработки в совокупности с обоснованием степеней надежности всех необходимых для ее работы входных величин обеспечивает адекватность и заданную вероятность прогнозов технологических показателей разработки. Разработанные методы учета реальных факторов риска использованы в АО РИТЭК при проектировании технологических показателей разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами низкой степени разведанности: Восточно-Перевальное, Кислорское, Енорусскинское и др.

Созданная аналитическая вероятностно-математическая модель проектирования на базе Microsoft EXCEL позволяет:

• оперативно прогнозировать технологические показатели разработки для любых типов нефтяных месторождений;

• количественно учитывать отсутствие той или иной информации, необходимой для проектирования технологических процессов;

• оперативно рассчитывать эффекты, получаемые в результате применения методов обработки призабойных зон и повышения нефтеотдачи пластов, предусмотренных в проекте;

• оперативно определять оптимальную динамику разбуривания месторождения;

• корректировать прогнозные расчетные показатели разработки по мере получения и накопления информации.

Выводы:

1. Создана компьютерная вероятностно-математическая модель процесса разработки, которая может быть использована в качестве постоянно действующей модели разработки месторождения, так как позволяет учитывать возможность уточнения исходных расчетных параметров продуктивных пластов и технологии процесса разработки месторождения.

2. Технологические расчеты показателей разработки с использованием предложенной вероятностно-математической модели могут выполняться даже в условиях некачественной и ограниченной информации о исходных геолого-физических свойствах пластов и насыщающих его флюидов с определением степени риска прогноза.

3. Основную ошибку при проектировании разработки новых месторождений создает изначальная неточность в определении среднего коэффициента продуктивности и величины вводимых в разработку балансовых запасов.

4. Предложен метод оценки степени надежности технологических показателей разработки и степени риска от степени разведанности месторождений. Этот метод также позволяет оперативно оценивать технологический риск на начальной стадии разработки и обеспечить его уменьшение по мере поступления дополнительной информации по залежи после начала ее разработки.

5. Результаты данной работы могут быть использованы для совершенствования методов и подходов проектирования технологических показателей разработки нефтяных месторождений с учетом реальных факторов риска, как на стадии инновационных проектов, так и в процессе промышленной эксплуатации залежи.

Заключение.

Как видно из графиков (см. Приложения 1-10), показывающих возможные отклонения в уровнях добычи нефти от стандартной динамики, стандартный расчет с вероятностью 90% имеет вполне привычный нашему взгляду вид, поскольку проектируется под «известные» запасы и среднюю продуктивность пластов. Но в случае, если сбудутся лучшие прогнозы по продуктивности и худшие по запасам, то график получается в виде резко вздернутой пики; это говорит о том, что для такого коэффициента продуктивности заложенная плотность сетки скважин позволяет разрабатывать месторождение с очень высоким темпом извлечения нефти. Для месторождений, разработка которых находится на грани рентабельности, необоснованное завышение плотности сетки часто резко занижает или даже делает отрицательными экономические показатели разработки. Если же проектирование ведется на квадратную сетку с плотностью из дихотомического ряда (или любого другого равномерно сгущающегося ряда), то по мере подтверждения при разбуривании лучших коллекторских свойств или меньших запасов, плотность сетки скважин можно легко разредить. На больших месторождениях с высокой неоднородностью по количеству запасов нефти на долю площади сетку можно разрежать до различной плотности в зависимости от величины удельных запасов в той или иной части месторождения. В том случае если при разбуривании оказывается, что продуктивность скважин хуже заложенной первоначально в расчет, а запасы на проектируемой площади больше первоначально утвержденных, то при условии экономической оправданности в местах повышенных толщин сетку скважин можно сгустить и, что очень важно, при этом не ломается система разработки. Таким образом, в работе доказывается еще один неоспоримый аргумент в пользу мобильной квадратной сетки.

При проектировании нового месторождения или, другими словами, при создании начальной вероятностно-математической модели необходимо помнить, что основы и принципы, закладываемые на ранней стадии разработки, при отсутствии мобильности всей заложенной системы разработки очень трудно исправить в процессе дальнейшей работы. Опыт показал, что создать оптимальную систему разработки, пока месторождение полностью не разбурено, невозможно. Очень часто выбрать оптимальную нагнетательную скважину можно только после того, как полностью разбурена ячейка, а скорректировать режим работы нагнетательной скважины с добывающими и вовсе возможно только после проведения комплекса испытаний. Чтобы быть «постоянно» оптимальным, режим работы как нагнетательной, так и добывающих скважин нуждается в периодической корректировке. Описанная в этой работе модель позволяет в реальном режиме времени давать рекомендации по оптимизации режимов работы фонда скважин и отслеживать эффект от этой оптимизации. В совокупности с экономическим блоком модель позволит оценивать экономическую целесообразность каждой вносимой в систему разработки корректировки. Если для оптимизации работы добывающих скважин часто достаточно сменить режим работы насоса, реже сам насос, то ситуация с нагнетательными скважинами на действующих месторождениях намного сложнее. Исторически так сложилось, что нефтяники уделяли меньше внимания системе ППД, чем системе добычи нефти. Под нагнетание часто переводились аварийные добывающие скважины. Контроль за нагнетательными скважинами был гораздо слабее, чем за добывающими. На данном этапе, когда в разработку вводятся все менее и менее качественные запасы, такое отношение к системе ППД очень сильно сказывается на уровнях добычи. На практике уже известны случаи, когда задержка ввода системы ППД под предлогом необходимости отработки нагнетательных скважин на нефть на период от года и более, приводила к падению уровня добычи нефти от запроектированного в 2-3 раза. Ко всему прочему необходимо иметь возможность в кратчайшие сроки менять режимы работы нагнетательных скважин. Привычная для нефтяников система ППД с использованием блочных насосных станций, обслуживающих по 20-30 нагнетательных скважин каждая, не имеет необходимой мобильности. Поэтому все чаще проектировщики закладывают систему ППД с использованием индивидуальных насосов для нагнетательных скважин.

В работе наглядно показано, что основную ошибку при проектировании разработки новых месторождений дает изначальная неточность в определении среднего коэффициента продуктивности и вводимых в разработку балансовых запасов.

Проведенный анализ влияния неточного представления о свойствах пластов и флюидов показал, что неточности от всех входных параметров как по отдельности, так и всех вместе могут оказывать достаточно существенное влияние на надежность проектных показателей разработки. Если при проектировании все входные параметры, кроме среднего коэффициента продуктивности, определены достоверно, то результаты стандартного расчета совпадают с результатами расчета, полученными при имитационном моделировании. Независимо от числа имитации десять процентов динамик добычи нефти будут ниже графика динамики добычи нефти, рассчитанного по стандартной методике (см. Приложения 110). Это подтверждает 90-процентную надежность проектируемых по методике Лысенко В.Д. и Мухарского Э.Д. технологических показателей и доказывает полную компетентность метода оценки надежности показателей при условии, что все входные параметры, кроме коэффициента продуктивности, определены точно.

Предложенный метод оценки надежности технологических показателей разработки показывает четкую зависимость возможных ошибок от степени разведанности месторождений. Этот метод также позволяет оперативно оценивать технологический риск на начальной стадии разработки и его уменьшение по мере поступления дополнительной информации по залежи после начала ее разработки

Большая часть месторождений, вводимых в разработку в данное время, находится на грани рентабельности. Эти месторождения имеют IRR 20-30% и период окупаемости от 4 до 8 лет. Имея такие зыбкие экономические перспективы, эти проекты очень чувствительны к колебаниям цены на нефть и постоянно плавающим налогам. Поэтому инвесторы с большой неохотой идут на кредитование таких проектов. Оптимальным выходом для снижения риска разработки таких месторождений может быть вариант, когда на начальной стадии разработки ведется не только авторский надзор за выполнением всех предложенных технологических решений, но и корректировка запроектированных уровней добычи с учетом дополнительно полученной информации по свойствам пластов и пластовых флюидов. Ежегодная (а при высоком темпе разбуривания и чаще) корректировка технологических показателей разработки должна обеспечиваться экономическим анализом, показывающим целесообразность дальнейшего разбуривания месторождения. Компьютерное моделирование позволяет оценить точность прогноза и обосновать мероприятия по ступенчатой корректировке динамики технологических показателей разработки.

1. Лысенко В.Д. Теория разработки нефтяных месторождений. М., Недра, 1993.

2. Лысенко В.Д. «Разработка нефтяных месторождений. Теория и практика». М., Недра, 1996.

3. Орлов B.C. Проектирование и анализ разработки нефтяных месторождений при режимах вытеснения нефти водой. М., Недра, 1973.

4. Ковалев B.C., Житомирский В.М. Прогноз разработки нефтяных месторождений и эффективность систем заводнения. М., Недра, 1976.

5. Ковалев А.Г., Крылов А.П. О влиянии плотности расположения скважин на нефтеотдачу пласта. М., Изв. АН СССР, ОТН, Металлургия и топливо, №3, 1959.

6. Палий А.О. Режимы разработки нефтяных месторождений. М., Нефть и газ, 1998.

7. Козлова Т.В. Диссертация на тему «Анализ и сопоставление методов расчета показателей разработки нефтяных месторождений при вытеснении нефти водой». М., 1973.

8. Козлова Т.В., Орлов B.C. Методы прогноза процесса обводнения нефтяных месторождений. М., ВНИОЭНГ 1973.

9. Лысенко В.Д. Проблемы проектирования разработки нефтяных месторождений. КазНИПИнефть, 1994.

10. Ю.Борисов Ю.П. Определение дебита скважин при совместной работе нескольких скважин. Труды МНИ им. И.М. Губкина, М., Гостоптехиздат, 1951.

11. Борисов Ю.П., Орлов B.C. Приближенный метод расчета добычи нефти и воды при площадном заводнении. Труды ВНИИ вып. XXXVII, М., Гостоптехиздат, 1962.

12. Борисов Ю.П., Воинов В.В., Рябинина З.К. Влияние неоднородности пластов на разработку нефтяных месторождений. М., Недра, 1970.

13. Рябинина З.К., Праведников Н.К. Методика гидродинамических расчетов определения динамики добычи нефти и воды с учетом неоднородности пласта по проницаемости при проектировании разработки нефтяных месторождений.

14. Рябинина З.К. О некоторых функциях распределения параметра, рекомендуемых при изучении неоднородности продуктивных пластов. Труды ВНИИ, вып. 37, М., 1962.

15. Рябинина З.К. Вспомогательные функции для расчета процесса обводнения и нефтеотдачи пласта. Труды ВНИИ, вып. 42, М., 1965.

16. Саттаров М.М. Определение дебитов скважин, эксплуатирующих неоднородный пласт. Изд. ВУЗ, Нефть и газ, №4, М., 1960.

17. Саттаров М.М. Применение методов математической статистики при определении коэффициента продуктивности нефтяного пласта. УфНИИ, вып. 6, Уфа, 1960.

18. Саттаров М.М. Метод расчетов темпов обводнения залежи в условиях водонапорного режима. УфНИИ, вып. 7, Уфа, 1960.

19. Саттаров М.М. О функциях распределения коэффициентов проницаемости нефтяного пласта. Изд. ВУЗ. Нефть и газ, №6, М., 1962.

20. Ковалев B.C., Сазонов Б.Ф. Учет неоднородности пласта по проницаемости, пористости, нефтенасыщенности и полноте вытеснения при расчете обводнения и нефтеотдачи пластов.

21. Ковалев B.C. Расчет процесса заводнения нефтяных залежей. М., Недра, 1970.

22. Сургучев M.JL Определение динамики заводнения и конечной нефтеотдачи пластов в зависимости от параметров сетки скважин с учетом фазовой проницаемости. Труды Гипровостокнефть, вып. 9, 1965.

23. Сургучев M.JI. Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений. М., Недра, 1968.

24. Баишев Б.Т. Функции распределения проницаемости и учет неоднородности пласта при проектировании разработки нефтяных месторождений. Труды ВНИИ, вып. 28, 1960.

25. Баишев Б.Т. К вопросу о расчете обводнения нефтяных залежей при проектировании разработки. НТС по добыче нефти, вып. 2, 1960.

26. Баишев Б.Т., Глебова Т.А., Праведников Н.К. Сопоставление фактического и расчетного обводнения залежей с высоковязкой нефтью. НТС ВНИИ по добыче нефти, вып. 2, 1961.

27. Баишев Б.Т., Глебова Т.А. Результаты сопоставления фактического и расчетного обводнения залежей с нефтью низкой вязкости. НТС ВНИИ по добыче нефти, вып. 2, 1961.

28. Баишев Б.Т., Швидлер М.И. К определению дебитов и забойных давлений при водонапорном режиме. НТС ВНИИ по добыче нефти, вып. 4, 1959.

29. Пирвердян A.M. и др. Вопросы методики проектирования разработки нефтяных месторождений применительно к ее поздней стадии. Труды всесоюзного совещания по разработке нефтяных месторождений. М., ноябрь 1968.

30. Борисов Ю.П. Учет неоднородности пласта при проектировании разработки нефтяных залежей. Труды ВНИИ, вып. 21, 1959.

31. Крылов А.П. и др. Проектирование разработки нефтяных месторождений. Гостоптехиздат, 1962.

32. Эфрос Д.А. Движение водонефтяной смеси в системе скважин. Труды ВНИИ, вып. 12, 1958.

33. Горбунов А.Т., Пугачева С.Г., Рябинина З.К. Анализ кривых фазовых проницаемостей и их использование в гидродинамических расчетах. М., Нефтяное хозяйство, №7, 1957.

34. Ковалев B.C. Расчет обводнения с учетом неоднородности коллекторских свойств пласта (проницаемость, пористость, нефтенасыщенность) и непоршневого характера вытеснения. Труды Гипровостокнефть, вып. 9, 1965.

35. Егоров Л.И., Орлов B.C. Приближенный метод расчета процесса площадного заводнения до и после прорыва воды в скважины. Труды ВНИИ, вып. 10, 1966.

36. Егоров Л.И., Орлов B.C. Учет неоднородности пласта при площадном заводнении. Труды ВНИИ, вып. 55, 1969.

37. Buckly S.E., Leverett M.S. Mechanism of Fluid Displacement in Sands. Trans. AIME. Vol 207, 182 (1956).

38. Куранов И.Ф. Вытеснение нефти водой в слоистом пласте. Труды ВНИИ, вып. 28, 1966.39,Орлов B.C. Определение дебита жидкости во времени до и после прорыва воды в круглую галерею. НТС ВНИИ по добыче нефти, вып. 12, 1961.

39. Курбанов А.К., Куранов И.Ф., Шалимов Б.Ф., Баишев Б.Т., Городнова Е.Е. Гидродинамические расчеты вытеснения нефти водой в системе скважин в слоистом пласте с наклонным водонефтяным контактом. Теория и практика добычи нефти. М., Ежегодник, Недра, 1971.

40. Максимов М.М., Гешелин Б.М., Рыбицкая Б.Н. Отчет по теме 516 «Усовершенствование существующих и создание новых методов решения задач и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений на АЦВК «Сатурн». Фонды ВНИИ, 1970.

41. Назаретов М.Б. Некоторые закономерности процесса обводнения. М., Нефтяное хозяйство №10, 1960.

42. Пермяков И.Г., Саттаров М.М., Генкин И.Б. Методика анализа разработки нефтяных месторождений. Гостоптехиздат, 1962.

43. Говорова Г.Л., Рябинина З.К. Обоснование прогноза обводненности пласта. Труды ВНИИ, вып. 10, 1957.

44. Генри Б. Кричлоу Современная разработка нефтяных месторождений. Проблемы моделирования. М., Недра, 1979.

45. М.М. Саттаров и др. Проектирование разработки крупных нефтяных месторождений. М., Недра, 1969.

46. Сазонов Б.Ф. Совершенствование технологии разработки нефтяных месторождений при водонапорном режиме. М., Недра, 1973.

47. Глинский В.В., Ионин В.Г. Статистический анализ. ИИД «Филинъ», 1998.

48. Гмурман В.Е. Руководство к решению задач по теории вероятностей и математической статистике. Высшая школа, 1998.

49. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений. Всероссийский НИИ организации, управления и экономики нефтегазовой промышленности, 1995.

50. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. М., КУБК-а., 1997.

51. Сургучев Л.М. Ресурсосбережение при извлечении нефти. М., Недра, 1991.