Державний контроль ресурсної бази на основі
моніторингу розподіленого фонду надр
А.С. Кашік, СІ. Білібін, Т.Г. Шабельникова, Т.Ф. Дьяконова,
Е.А. Юканова
Всі
велика залежність економіки нашої країни від обсягів видобутку та експорту нафти
призводить до необхідності ретельного аналізу ресурсної бази, визначення як
потенційних запасів вуглеводнів, запасів певного фонду (що особливо
важливо), так і залишкових запасів розподіленого фонду, включаючи релаксаційні.
Якщо перші дві групи запасів вимагають гігантських інвестицій і тривалих
строків їх повернення (особливо на родовищах Східного Сибіру і Північного
шельфу), то родовища розподіленого фонду, де основні капіталовкладення
вже зроблені, а часто і повернуті, є надзвичайно рентабельними і
уразливими з точки зору вибіркової розробки та розбурювання. Тому точна
оцінка ресурсної бази розподіленого фонду надр є однією з
найважливіших задач (оцінка видобувних можливостей країни дуже сильно різниться у
різних дослідників: одні вважають, що витягуваної нафти залишилося на
лічені роки, і видобуток буде знижуватися, інші вважають, що немає ніякої загрози
в найближчі 100 років. Істина, як завжди, знаходиться по середині цих думок), В
даний час основною оцінкою діяльності надрокористувачів є
відхилення різних фактичних технологічних показників розробки від
проектних, причому відхилення видобутку у бік як збільшення, так і зменшення
від проектної вважаються порушенням і ставляться в провину надрокористувача. На самом
справі в більшості випадку ніякої провини їх немає. Створені в умовах звичайно
хронічного браку інформації на стадії проектування саме технологічні
документи потребують виправлення і доповнень. Тому, на наш погляд, вина
надрокористувачів може полягати тільки в несвоєчасної корекції
регламентних документів. На вирішенні проблем видобутку нафти і вдосконаленні
способів розробки нафтових родовищ зосереджені основні
професійні кадри нафтовиків, які на основі глибокого вивчення
родовищ і власного досвіду безупинно шукають (і знаходять) нові
ефективні технології розробки, які важко запасів, тобто фактично
постійно покращують показники проекту. Це не може вважатися порушенням,
проте потребує широкого обговорення та наукових оцінках при своєчасному
розгляді нових технологій розробки на ЦКР, в проектних та інших організаціях.
Мабуть, питання відхилень фактичних показників від проектних потрібно
ставити на ЦКР і встановлювати жорсткі часові рамки, протягом яких
надрокористувач, що допустив відхилення від проекту, зобов'язаний їх захистити новим
регламентним документом, розробленим в його науковому центрі, апробованим
незалежної проектною організацією і захищеним в ЦКР. Необхідно ввести норму,
за якою порушення проектних показників стає неприпустимим, якщо воно
триває, наприклад, більше 3 років. Після закінчення певного терміну державні
органи вправі запросити всю інформацію про об'єкт і піддати її ретельної
незалежній експертизі. В міру налагодження системи контролю терміни тривалості
відхилень від проекту можна посилювати.
Для
здійснення державного контролю необхідний досить простий і
швидкодіючий інструмент автоматизованого оперативного аналізу
(моніторингу) великого обсягу інформації по об'єктах за будь-який проміжок
часу розробки родовищ (пластів), що знаходяться в експлуатації. Такий
інструмент створений у ВАТ «ЦГЕ» спільно з УфаНІПІнефть, ФГУП ІГІРГІ, ГАЦ
ВНІІГЕОСІСТЕМ за підтримки МПР (ВНІГНІ). Нижче викладається його суть.
Методика
контролю ефективності розробки родовищ дозволяє аналізувати об'єкти
за технологічними показниками, виявляти «благополучні» об'єкти та об'єкти, в
яких перевищені допустимі межі відхилення показників від проектних в
бік завищення або заниження, встановлювати причини відхилень і
групувати об'єкти за сукупністю обраних ознак. Вихідна інформація
для проведення початкового аналізу в достатньому обсязі міститься у формі
державної статистичної звітності, що включає 57 фактичних і
проектних показників розробки. Ці відомості практично по всіх розроблюються
нафтових родовищ, починаючи з 90-х років двадцятого століття і по
даний час, накопичуються у Федеральному банку даних (ФБД), структура і
функції якого були розроблені у ВАТ «ЦГЕ» на замовлення колишнього Міністерства
нафтової промисловості СРСР.
Робота
з автоматизованого контролю ефективності розробки включає наступні
великі етапи (рис. 1):
--
попередня обробка інформації;
--
статистична обробка технологічних показників розробки;
--
групування об'єктів по найбільш значущих показниками;
--
аналітична обробка результатів групування. Попередня обробка інформації
дозволяє одержати уявлення про якість і повноту масиву вихідних даних:
об'єкти класифікуються за рівнем початкових геологічних запасів (МГЗ), що
необхідно, тому що норми меж відхилень показників розробки
встановлюються залежно від МГЗ. Для всіх об'єктів, виходячи з вихідних
даних розраховується стадія розробки (від 1 до IV). В залежності від стадії
розробки об'єкта змінюються вимоги до норм показників і по-різному
аналізуються можливі причини відхилень від норми.
Допустимі
межі відхилень видобутку нафти від проектної встановлювалися згідно з
рекомендаціям протоколу ЦКР № 2995 від 29.05.03 р. (п. 4.3.) по об'єктах в
залежно від величини геологічних запасів: до 1 млн. т + 15%; від 1-50 млн.
т ± 12%; від 50-100 млн. т + 7%; більше 100 млн. т ± 3%.
Попереднім
аналізом матеріалів встановлено, що величина геологічних запасів не може в
повною мірою бути нормуючий критерієм оцінки виконання проектної видобутку,
необхідно враховувати стадію розробки конкретного об'єкта. З цією метою були
розраховані початкові геологічні і запаси нафти, а також по
динаміці видобування нафти стадії розробки кожного аналізованого об'єкта.
Тестовий
масив даних з ФБД, що знаходиться у ВАТ «ЦГЕ», на якому виконувалася
справжня робота, включав 635 об'єктів розробки з 7 нафтогазоносних
провінцій 10 нафтових компаній, охарактеризованих середньорічними показниками
розробки за 1993-2003 рр.. (рис. 2). Аналіз має ретроспективний характер,
проведено з метою розробки та тестування методики і не характеризує
сучасний стан справ на окремих родовищах і в нафтових компаніях.
Статистична
обробка технологічних показників розробки полягала в наступному.
1.
Аналізовані показники розробки були отнорміровани і приведені до одних
відносним одиницям шляхом розрахунку відхилень фактичних показників від
проектних, віднесених до проектних показників. де П - відповідно
фактичний та проектний показник, - відносна величина i-го показника,
який надалі називається просто показником.
2.
Показники розробки кожного з об'єктів всього масиву, що є в ФБД, були
перевірені на ступінь корелюється між собою для вибору найбільш
незалежних показників. Встановлено, що число незалежних показників
становить 11 з 57. Перевірка показників на стійкість виявила, що вони
практично не залежать від обсягу і ступеня однорідності вибірки.
3.
Методами математичної статистики з 11 незалежних показників були виявлені
найбільш значимі, що дають найбільший обсяг інформації про процес розробки:
--
сумарний видобуток нафти (тис. т);
середній
дебіт рідини діючих свердловин (т/добу); середній дебіт нафти діючих
свердловин (т/добу);
--
поточний коефіцієнт витягу нафти;
--
відбір від затверджених видобутих запасів (%);
--
темп відбору від початкових затверджених видобутих запасів (%).
Виключені
за результатами факторного аналізу:
--
діючий фонд видобувних свердловин на кінець року;
--
діючий фонд нагнітальних свердловин на кінець року;
--
середня обводненість продукції чинного фонду (%);
--
середня прийомистість нагнітальних свердловин (м3/сут);
--
компенсація відбору закачуванням з початку розробки.
4.
За допомогою факторного аналізу були розраховані головні компоненти з шести
значущих показників раз-ництва. Виявилося, що 75% інформації дають два
головні компоненти (рис. 3), на частку інших чотирьох | диться 25%, і вони в
подальшому аналізі не враховувалися. Таким чином, в результаті статистичної
обробки технологічних показників вдалося з великої кількості показників
вибрати незалежні і найбільш повно відображають процес розробки, створити з
них два комплексні параметри, в просторі яких далі можна проводити
аналіз об'єктів розробки.
Групування
об'єктів розробки виконувалося за допомогою кластерного аналізу. Всі об'єкти по
двох головних компонентів були розділені на 10 груп. На рис. 4 показано
розподіл аналізованих об'єктів по цих групах. Межі кластерів (груп)
визначаються таким чином, щоб відстань кожного об'єкта до центру хмари
розсіювання в багатовимірному просторі одного кластеру було менше відстані до
центру будь-якого іншого кластера. З рис. 4 видно, що деякі групи виявилися
великими і неоднорідними, а до деяких - потрапило лише кілька об'єктів.
Для
того, щоб ідентифікувати кожен кластер станом розробки, були
проаналізовані типові об'єкти з кожного кластеру. Стан розробки
визначається основним показником, для якого встановлені межі допустимих
змін,-рівнем видобутку вуглеводнів щодо проек-та. За відхилення
цього показника всі об'єкти розділені на три класи. До першого класу віднесено
об'єкти, в яких відхилення видобутку від проекту несуттєві і складають ± 12
% (Взято середнє відхилення рівнів видобутку від проекту незалежно від початкових
геологічних запасів). У другий клас потрапили об'єкти з випередженням видобутку по
порівняно з проектом на 12% і більше, в третій клас - з відставанням видобутку на
12% і більше.
Результати
розподіли груп об'єктів за класами та окремими показниками розробки,
впорядковані з видобутку нафти від випередження до відставання, наведено на рис. 5.
Якщо результати класифікації з рис. 5 перенести на рис. 4, то стає
видно, що групи об'єктів 2, 6, 10 і 4 мають випереджають показники з видобутку
нафти, дебіт та темпами відбору в порівнянні з проектними і становлять відповідно
нашої класифікації другий клас; перший клас представлений 1/3 групи об'єктів,
у яких фактичні показники відповідають проектним або не перевищують ± 12
%; Третій клас включає групи об'єктів 5, 7, 9.
Аналітична обробка результатів класифікації.
З'ясування
основних причин відхилень у розробці об'єктів різних груп є
завершальним етапом методики автоматизованого аналізу ефективності
розробки. За результатами аналізу типових представників груп були визначені
основні причини відхилень фактичної видобутку від проектної (див. таблицю).
Більш глибокий аналіз дозволив встановити комплекс додаткових причин
невідповідності проектних і фактичних показників для всіх аналізованих
об'єктів.
Всі
причини невиконання проектних показників можна розділити на технологічні --
невідповідність реалізованих технологій розробки проектним технологічним
рішень при формуванні системи розробки, фонду свердловин і середньорічний
видобутку та геологічні - будова поклади (об'єкта) не відповідає прийнятій
при проектуванні геологічної моделі.
Характеристика відхилень по
видобутку
Причини
Загальне число об'єктів
основні
додаткові
Видобуток відповідає проекту
103
Випередження проекту
Перевищення чинного фонду
Ні
19
Високі дебіти нафти
15 (з них 2 об'єкти на
початковій стадії розробки)
Низька обводненість продукції
4
Низька обводненість продукції
при високих дебіт нафти
3
Високі дебіти
Ні
60
Низька обводненість продукції
19
Відставання від проекту
Низькі дебіти
Ні
25
Відставання чинного фонду
5
Ні
104 (з них 12 об'єктів на
початковій стадії розробки)
Відставання действующег про фонду
61 (з них 2 об'єкти на
початковій стадії розробки)
Низькі дебіти нафти
Виключені з аналізу через
невідповідності початкових геологічних запасів, прийнятих при проектуванні
Запаси занижені через
занижених властивостей колекторів
Високі дебіти, низька
обводненість
47
Запаси завищені через
завищених властивостей колекторів
Низькі дебіти, низька
прийомистість
54
Робота
по тестової перевірки відповідності типових представників кластерів характеристикам
груп виконана для підтвердження правильності результатів проведеного
кластерного аналізу. Для наочності за типовими представникам кластерів
наведені графіки відповідності проектних показників фактичним в абсолютних
одиницях (рис. 6 - 8).
Група
об'єктів розробки, що потрапили у другий кластер, характеризується перевищеннями
таких фактичних показників, як видобуток нафти, дебіти нафти і темпи відбору від
НИЗ, а також відставаннями від проекту фонду діючих видобувних свердловин і
обводнення. З аналізу видно, що перевищення фактичної річного видобутку
нафти проектної пов'язано в основному з високими дебіт нафти і частково з
перевищенням фонду діючих видобувних свердловин. Як приклад об'єктів,
що потрапили у другий кластер, обрано Українське родовище (Краснодарський
край, ВАТ «НК« Роснефть »), відхилення з видобутку нафти становить 192,3%.
Перевищення рівня видобутку на родовищі пов'язано в основному з перевищенням
фонду діючих свердловин.
В
третьому кластері переважають об'єкти, фактичні показники яких
відповідають проектним. З 224 об'єктів розробки 29% випереджають проект з
видобутку нафти, а 25% відстають від нього. При цьому 57% об'єктів по дебіт нафти
знаходяться на рівні проекту, а 46% відстають, по фонду видобувних свердловин. Відхилення
видобутку нафти в об'єктах кластеру пов'язані в основному з відхиленнями дебітом
нафти і частково з відхиленнями фонду видобувних свердловин. Найбільше число аналізованих
об'єктів в результаті кластерного аналізу потрапили в третій кластер. В якості
приклад представлено Новодмітровское родовище (Краснодарський край, ВАТ «НК
«Роснефть»), відхилення видобутку нафти якого становить - 0,54%.
З
34 об'єктів, що потрапили в сьомий кластер, 79% об'єктів працюють з відставанням
рівнів видобутку, 55% - з відставанням дебіту нафти і 79% - з відставанням фонду
видобувних свердловин. При цьому за темпами відбору всі об'єкти розробки відстають від
проектних показників, а КІН відповідає нормі тільки у 3% об'єктів
розробки, інші працюють відставанням. Відставання видобутку нафти пояснюється
відставанням дебітом та фонду свердловин від проекту. При цьому 73% об'єктів перебувають
на початкових стадіях розвитку, тобто загальна причина відхилення може бути
визначена несформованістю системи розробки. Як приклад наведено
Абдулловское родовище (Республіка Башкортостан, АНК «Башнефть»),
відхилення видобутку нафти тут складає - 82,9%.
В
результаті аналізу всі розглянуті тестові об'єкти розробки були
класифіковані за нафтовим компаніям з урахуванням відставання, норми і випередження
рівнів видобутку нафти (рис. 9). Число об `єктів з відставанням видобутку явно
прев?? щує кількість об'єктів з нормою і випередженням. Розподіл об'єктів
розробки по нафтогазоносних провінцій з відставанням, нормою і випередженням
показників розробки представлено на рис. 10. При виключенні нечисленних
вибірок по Лено-Тунгуської і Прикаспійської провінціям відставання рівнів видобутку
від проектних відзначаються у Тимано-Печорської провінції.
За
Волго-Уральської нафтогазоносної провінції з НК «ЮКОС» з аналізованих
об'єктів розробки 86 експлуатуються з відставанням видобутку, 62 - з
випередженням. За АНК «Башнефть» з аналізованих об'єктів розробки за рівнями
видобутку нафти відстають 48 об'єктів розробки, випереджають - 20. Щодо ВАТ «ЛУКОЙЛ» 12
об'єктів розробляються з відставанням з видобутку нафти, а 15 - випереджають
проект. ВАТ «Татнафта» за аналізованим об'єктам 13 розробляє з відставанням
з видобутку нафти, 8 - з випередженням, по компанії «Сиданко» 9> об'єктів
експлуатується з відставанням і 5 з випередженням видобутку нафти.
Таким
чином, розроблена швидкодіюча техноло-автоматизованого оперативного
аналізу великого обсягу інформації в заданому проміжку часу експлуатації родовищ. Описана
технологія покладена в основу моніторингу розподіленого фонду надр з метою
державного контролю використання ресурсної бази країни. Технологія
дозволяє:
--
аналізувати показники розробляється родовища, нафтової компанії,
окремого нафтогазового регіону, нафтової провінції;
--
виявляти основні причини відхилень показників від проектних;
--
простежувати динаміку показників розробки в цілому по нафтогазовидобувної
галузі;
--
аналізувати техніко-економічні показники галузі. Подальший розвиток
експертно-аналітичної системи дозволить державним органам:
--
в постійному режимі проводити контроль поточного стану ресурсної бази
вуглеводневої сировини країни;
--
контролювати діяльність надрокористувача з точки зору раціонального
використання надр;
--
прогнозувати розвиток нафтовидобутку;
--
виявляти тенденції (з урахуванням світового досвіду) змін основних показників
розробки родовищ вуглеводневої сировини з метою довгострокової оцінки
перспектив і аналізу ризиків розвитку ресурсної бази країни.
Список літератури
Журнал
«Нафтова господарство» № 5, 2006
