Государственный контроль ресурсной базы на основе мониторинга распределенного фонда недр

А.С. Кашик, СИ. Билибин, Т.Г. Шабельникова, Т.Ф. Дьяконова, Е.А. Юканова

Все большая зависимость экономики нашей страны от объемов добычи и экспорта нефти приводит к необходимости тщательного анализа ресурсной базы, определения как потенциальных запасов углеводородов, запасов определенного фонда (что особенно важно), так и остаточных запасов распределенного фонда, включая релаксационные. Если первые две группы запасов требуют гигантских инвестиций и длительных сроков их возврата (особенно на месторождениях Восточной Сибири и Северного шельфа), то месторождения распределенного фонда, где основные капиталовложения уже сделаны, а зачастую и возвращены, являются чрезвычайно рентабельными и уязвимыми с точки зрения выборочной разработки и разбуривания. Поэтому точная оценка ресурсной базы распределенного фонда недр представляет собой одну из важнейших задач (оценка добычных возможностей страны очень сильно различается у разных исследователей: одни считают, что извлекаемой нефти осталось на считанные годы, и добыча будет снижаться, другие полагают, что нет никакой угрозы в ближайшие 100 лет. Истина, как всегда, находится по середине этих мнений), В настоящее время основной оценкой деятельности недропользователей является отклонение различных фактических технологических показателей разработки от проектных, причем отклонения добычи в сторону как увеличения, так и уменьшения от проектной считаются нарушением и ставятся в вину недропользователю. На самом деле в большинстве случае никакой вины их нет. Созданные в условиях обычно хронической нехватки информации на стадии проектирования именно технологические документы нуждаются в исправлениях и добавлениях. Поэтому, на наш взгляд, вина недропользователей может заключаться только в несвоевременной коррекции регламентных документов. На решении проблем добычи нефти и совершенствовании способов разработки нефтяных месторождений сосредоточены основные профессиональные кадры нефтяников, которые на основе глубокого изучения месторождений и собственного опыта непрерывно ищут (и находят) новые эффективные технологии разработки трудноизвлекаемых запасов, т.е. фактически постоянно улучшают показатели проекта. Это не может считаться нарушением, однако нуждается в широком обсуждении и научных оценках при своевременном рассмотрении новых технологий разработки на ЦКР, в проектных и других организациях. По-видимому, вопрос отклонений фактических показателей от проектных нужно ставить на ЦКР и устанавливать жесткие временные рамки, в течение которых недропользователь, допустивший отклонение от проекта, обязан их защитить новым регламентным документом, разработанным в его научном центре, апробированным независимой проектной организацией и защищенным в ЦКР. Необходимо ввести норму, по которой нарушение проектных показателей становится недопустимым, если оно длится, например, более 3 лет. По истечении определенного срока государственные органы вправе запросить всю информацию по объекту и подвергнуть ее тщательной независимой экспертизе. По мере налаживания системы контроля сроки длительности отклонений от проекта можно ужесточать.

Для осуществления государственного контроля необходим достаточно простой и быстродействующий инструмент автоматизированного оперативного анализа (мониторинга) большого объема информации по объектам за любой промежуток времени разработки месторождений (пластов), находящихся в эксплуатации. Такой инструмент создан в ОАО «ЦГЭ» совместно с УфаНИПИнефть, ФГУП ИГИРГИ, ГАЦ ВНИИГЕОСИСТЕМ при поддержке МПР (ВНИГНИ). Ниже излагается его суть.

Методика контроля эффективности разработки месторождений позволяет анализировать объекты по технологическим показателям, выявлять «благополучные» объекты и объекты, в которых превышены допустимые пределы отклонения показателей от проектных в сторону завышения или занижения, устанавливать причины отклонений и группировать объекты по совокупности выбранных признаков. Исходная информация для проведения первоначального анализа в достаточном объеме содержится в форме государственной статистической отчетности, включающей 57 фактических и проектных показателей разработки. Эти сведения практически по всем разрабатываемым нефтяным месторождениям, начиная с 90-х годов двадцатого столетия и по настоящее время, накапливаются в Федеральном банке данных (ФБД), структура и функции которого были разработаны в ОАО «ЦГЭ» по заданию бывшего Министерства нефтяной промышленности СССР.

Работа по автоматизированному контролю эффективности разработки включает следующие большие этапы (рис. 1):

- предварительная обработка информации;

- статистическая обработка технологических показателей разработки;

- группирование объектов по наиболее значимым показателям;

- аналитическая обработка результатов группирования. Предварительная обработка информации позволяет получить представление о качестве и полноте массива исходных данных: объекты классифицируются по уровню начальных геологических запасов (НГЗ), что необходимо, так как нормы пределов отклонений показателей разработки устанавливаются в зависимости от НГЗ. Для всех объектов исходя из исходных данных рассчитывается стадия разработки (от 1 до IV). В зависимости от стадии разработки объекта меняются требования к нормам показателей и по-разному анализируются возможные причины отклонений от нормы.

Допустимые пределы отклонений добычи нефти от проектной устанавливались согласно рекомендациям протокола ЦКР № 2995 от 29.05.03 г. (п. 4.3.) по объектам в зависимости от величины геологических запасов: до 1 млн. т + 15 %; от 1-50 млн. т ± 12 %; от 50-100 млн. т + 7 %; более 100 млн. т ± 3 %.

Предварительным анализом материалов установлено, что величина геологических запасов не может в полной мере являться нормирующим критерием оценки выполнения проектной добычи, необходимо учитывать стадию разработки конкретного объекта. С этой целью были рассчитаны начальные геологические и извлекаемые запасы нефти, а также по динамике извлечения нефти стадии разработки каждого анализируемого объекта.

Тестовый массив данных из ФБД, находящегося в ОАО «ЦГЭ», на котором выполнялась настоящая работа, включал 635 объектов разработки из 7 нефтегазоносных провинций 10 нефтяных компаний, охарактеризованных среднегодовыми показателями разработки за 1993-2003 гг. (рис. 2). Анализ имеет ретроспективный характер, проведен с целью разработки и тестирования методики и не характеризует современное положение дел на отдельных месторождениях и в нефтяных компаниях.

Статистическая обработка технологических показателей разработки заключалась в следующем.

1. Анализируемые показатели разработки были отнормированы и приведены к одним относительным единицам путем расчета отклонений фактических показателей от проектных, отнесенных к проектным показателям. где П - соответственно фактический и проектный показатель, - относительная величина i- го показателя, который в дальнейшем называется просто показателем.

2. Показатели разработки каждого из объектов всего массива, имеющихся в ФБД, были проверены на степень коррелируемости между собой для выбора наиболее независимых показателей. Установлено, что число независимых показателей составляет 11 из 57. Проверка показателей на устойчивость выявила, что они практически не зависят от объема и степени однородности выборки.

3. Методами математической статистики из 11 независимых показателей были выявлены наиболее значимые, дающие наибольший объем информации о процессе разработки:

- суммарная добыча нефти (тыс. т);

средний дебит жидкости действующих скважин (т/сут); средний дебит нефти действующих скважин (т/сут);

- текущий коэффициент извлечения нефти;

- отбор от утвержденных извлекаемых запасов (%);

- темп отбора от начальных утвержденных извлекаемых запасов (%).

Исключены по результатам факторного анализа:

- действующий фонд добывающих скважин на конец года;

- действующий фонд нагнетательных скважин на конец года;

- средняя обводненность продукции действующего фонда (%);

- средняя приемистость нагнетательных скважин (м3/сут);

- компенсация отбора закачкой с начала разработки.

4. С помощью факторного анализа были рассчитаны главные компоненты из шести значимых показателей раз-работки. Оказалось, что 75 % информации дают две главные компоненты (рис. 3), на долю остальных четырех |дится 25 %, и они в дальнейшем анализе не учитывались. Таким образом, в результате статистической обработки технологических показателей удалось из большого числа показателей выбрать независимые и наиболее полно отражающие процесс разработки, создать из них два комплексных параметра, в пространстве которых далее можно проводить анализ объектов разработки.

Группирование объектов разработки выполнялось с помощью кластерного анализа. Все объекты по двум главным компонентам были разделены на 10 групп. На рис. 4 показано распределение анализируемых объектов по этим группам. Границы кластеров (групп) определяются таким образом, чтобы расстояние каждого объекта до центра облака рассеяния в многомерном пространстве одного кластера было меньше расстояния до центра любого другого кластера. Из рис. 4 видно, что некоторые группы оказались большими и неоднородными, а в некоторые - попало всего несколько объектов.

Для того чтобы идентифицировать каждый кластер по состоянию разработки, были проанализированы типовые объекты из каждого кластера. Состояние разработки определяется основным показателем, для которого установлены пределы допустимых изменений, -уровнем добычи углеводородов относительно проек-та. По отклонению этого показателя все объекты разделены на три класса. К первому классу отнесены объекты, в которых отклонения добычи от проекта несущественны и составляют ± 12 % (взято среднее отклонение уровней добычи от проекта независимо от начальных геологических запасов). Во второй класс попали объекты с опережением добычи по сравнению с проектом на 12 % и более, в третий класс - с отставанием добычи на 12 % и более.

Результаты распределения групп объектов по классам и отдельным показателям разработки, упорядоченные по добыче нефти от опережения до отставания, приведены на рис. 5. Если результаты классификации с рис. 5 перенести на рис. 4, то становится видно, что группы объектов 2, 6, 10 и 4 имеют опережающие показатели по добыче нефти, дебитам и темпам отбора по сравнению с проектными и составляют согласно нашей классификации второй класс; первый класс представлен 1/3 группы объектов, у которых фактические показатели соответствуют проектным или не превышают ± 12 %; третий класс включает группы объектов 5, 7, 9.

Аналитическая обработка результатов классификации.

Выяснение основных причин отклонений в разработке объектов разных групп является завершающим этапом методики автоматизированного анализа эффективности разработки. По результатам анализа типовых представителей групп были определены основные причины отклонений фактической добычи от проектной (см. таблицу). Более глубокий анализ позволил установить комплекс дополнительных причин несоответствия проектных и фактических показателей для всех анализируемых объектов.

Все причины невыполнения проектных показателей можно разделить на технологические - несоответствие реализуемых технологий разработки проектным технологическим решениям при формировании системы разработки, фонда скважин и среднегодовой добычи и геологические - строение залежи (объекта) не соответствует принятой при проектировании геологической модели.

Работа по тестовой проверке соответствия типовых представителей кластеров характеристикам групп выполнена для подтверждения правильности результатов проведенного кластерного анализа. Для наглядности по типовым представителям кластеров приведены графики соответствия проектных показателей фактическим в абсолютных единицах (рис. 6- 8).

Группа объектов разработки, попавших во второй кластер, характеризуется превышениями таких фактических показателей, как добыча нефти, дебиты нефти и темпы отбора от НИЗ, а также отставаниями от проекта фонда действующих добывающих скважин и обводненности. Из анализа видно, что превышение фактической годовой добычи нефти проектной связано в основном с высокими дебитами нефти и частично с превышением фонда действующих добывающих скважин. В качестве примера объектов, попавших во второй кластер, выбрано Украинское месторождение (Краснодарский край, ОАО «НК «Роснефть»), отклонение по добыче нефти составляет +192,3 %. Превышение уровня добычи на месторождении связано в основном с превышением фонда действующих скважин.

В третьем кластере преобладают объекты, фактические показатели которых соответствуют проектным. Из 224 объектов разработки 29 % опережают проект по добыче нефти, а 25 % отстают от него. При этом 57 % объектов по дебиту нефти находятся на уровне проекта, а 46 % отстают, по фонду добывающих скважин. Отклонения добычи нефти в объектах кластера связаны в основном с отклонениями дебитов нефти и частично с отклонениями фонда добывающих скважин. Наибольшее число анализируемых объектов в результате кластерного анализа попали в третий кластер. В качестве примера представлено Новодмитровское месторождение (Краснодарский край, ОАО «НК «Роснефть»), отклонение добычи нефти которого составляет - 0,54 %.

Из 34 объектов, попавших в седьмой кластер, 79 % объектов работают с отставанием уровней добычи, 55 % - с отставанием дебита нефти и 79 % - с отставанием фонда добывающих скважин. При этом по темпу отбора все объекты разработки отстают от проектных показателей, а КИН соответствует норме только у 3 % объектов разработки, остальные работают отставанием. Отставание добычи нефти объясняется отставанием дебитов и фонда скважин от проекта. При этом 73% объектов находятся на начальных стадиях разработки, т.е. общая причина отклонения может быть определена несформированностью системы разработки. В качестве примера приведено Абдулловское месторождение (Республика Башкортостан, АНК «Башнефть»), отклонение добычи нефти здесь составляет - 82,9 %.

В результате анализа все рассмотренные тестовые объекты разработки были классифицированы по нефтяным компаниям с учетом отставания, нормы и опережения уровней добычи нефти (рис. 9). Число объектов с отставанием добычи явно превышает число объектов с нормой и опережением. Распределение объектов разработки по нефтегазоносным провинциям с отставанием, нормой и опережением показателей разработки представлено на рис. 10. При исключении малочисленных выборок по Лено-Тунгусской и Прикаспийской провинциям отставание уровней добычи от проектных отмечаются в Тимано-Печорской провинции.

По Волго-Уральской нефтегазоносной провинции по НК «ЮКОС» из анализируемых объектов разработки 86 эксплуатируются с отставанием добычи, 62 - с опережением. По АНК «Башнефть» из анализируемых объектов разработки по уровням добычи нефти отстают 48 объектов разработки, опережают - 20. По ОАО «ЛУКОЙЛ» 12 объектов разрабатываются с отставанием по добыче нефти, а 15 - опережают проект. ОАО «Татнефть» по анализируемым объектам 13 разрабатывает с отставанием по добыче нефти, 8 - с опережением, по компании «Сиданко» 9> объектов эксплуатируется с отставанием и 5 с опережением добычи нефти.

Таким образом, разработана быстродействующая техноло-автоматизированного оперативного анализа большого объема информации в заданном промежутке времени эксплуатации месторождений. Описанная технология положена в основу мониторинга распределенного фонда недр с целью государственного контроля использования ресурсной базы страны. Технология позволяет:

- анализировать показатели разрабатываемого месторождения, нефтяной компании, отдельного нефтегазового региона, нефтяной провинции;

- выявлять основные причины отклонений показателей от проектных;

- прослеживать динамику показателей разработки в целом по нефтегазодобывающей отрасли;

- анализировать технико-экономические показатели отрасли. Дальнейшее развитие экспертно-аналитической системы позволит государственным органам:

- в постоянном режиме проводить контроль текущего состояния ресурсной базы углеводородного сырья страны;

- контролировать деятельность недропользователя с точки зрения рационального использования недр;

- прогнозировать развитие нефтедобычи;

- выявлять тенденции (с учетом мирового опыта) изменений основных показателей разработки месторождений углеводородного сырья с целью долговременной оценки перспектив и анализа рисков развития ресурсной базы страны.

Список литературы

Журнал «Нефтяное хозяйство» № 5, 2006