Попробую описать свои мысли по поводу того, как создать эффективную (на мой взгляд) систему управления запасами месторождений компании.
В нашей компании планируется к концу2012 года полностью перейти на самостоятельную оценку запасов по западной классификации без привлечения коллег из Лондонского офиса компании Hess. Доказанные запасы при этом будут подвергаться аудиту сторонней компании, скорее всего это будет D&M, на предмет соответствия запасов стандартам и требованиям комиссии по ценным бумагам и биржам SEC. Процедура постепенного перехода начинается в этом году.
Для начала скажу, что у нас используется детерминистический подход в оценке запасов (геологические и извлекаемые запасы), хотя при желании можно использовать вероятностный подход. При использовании вероятностного подхода, после применения метода Монте-Карло, мы получаем оценки запасов P90, P50 и P10 в зависимости от степени уверенности, не менее 90%, 50% или 10% соответственно. При детерминистическом подходе также нужно сделать 3 оценки геологических запасов и извлекаемых запасов – пессимистическая (RL – Reasonable Low), наилучшая техническая оценка (BTE – Best Technical Estimate) и оптимистическая (RH – Reasonable High). При этом пессимистический вариант должен быть сопоставим с вероятностным P90, BTE – P50, а RH – P10.
Данную систему можно назвать системой постоянного (непрерывного) мониторинга запасов компании, т.к. обновление запасов компании может происходить непрерывно по мере получения новых данных – геологическая информация и оценка объемов залежи и/или петрофизических свойств, новых данных по добыче нефти, изменения на рынке нефти.
После закрытия ежемесячного отчета о добычи, когда все данные загружены в базу данных (или Excel) выполняется анализ кривых падения добычи (DCA), по результатам которого по всем скважинам, находящимся в работе, а также простаивающие по каким-либо причинам, но запланированные к пуску в работу, мы получаем оценки добычи нефти. Если также выполняется анализ роста водонефтяного фактора (WOR), то можно получить прогнозы по добыче воды. Если для аппроксимации добычи нефти использовать экспоненциальное уравнение, которое дает самую консервативную оценку, то прогнозное значение накопленной добычи можно считать – доказанными разрабатываемыми добываемыми запасами данной скважины P1а_PDP (Proved Developed Produced). Добавив данные уже добытой нефти, получаем начальные запасы. Просуммировав добычу со всех скважин одного объекта/пласта/месторождения, получим доказанные разрабатываемые запасы данного месторождения. Добыча со скважин, находящихся на протяжении длительного времени в простое, должна быть отнесена к доказанным разрабатываем недобываемым запасам – P1a_PDNP (Proved Developed Non Produced). Эти значения, если наладить систему, можно будет обновлять ежемесячно после закрытия месячного отчета по добыче. Извлекаемые запасы соответствующие RL или P90 являются общими доказанными запасами объекта/месторождения. Таким образом, доказанными неразрабатываемыми запасами (P1b_PUD – Proved Undeveloped) можно считать разницу между RL и суммой P1а_PDP и P1а_PDNP. При этом следует учитывать, что скважина должна быть отключена при достижении минимального рентабельного дебита, который при необходимости может быть определен для каждого объекта индивидуально, исходя из фактических и/или ожидаемых операционных затрат, а также ситуации на ранке, аналогично скважина останавливается при достижении окончания срока действия лицензии. Всю нефть, добытую ниже экономически рентабельного дебита и за сроком действия лицензии, следует отнести в категорию условно доказанных ресурсов (P4 – Contingent Proved, в новой классификации С1). Аналогичным образом производится оценка вероятных запасов (Probable). Разницу между запасами BTE и RL считаем вероятными запасами P2 и условно-вероятных ресурсов P5. P2 – экономически рентабельные запасы в пределах срока действия лицензии. P5 – запасы за пределами лицензии или с добычей ниже экономически рентабельных дебитов. Абсолютно то же самое делается для P3 и P6. Во многих компаниях также производят разделение P2 на разрабатываемые P2a и неразрабатываемые P2b.
Таким образом, нужно будет создать базу данных, содержащую информацию обо всех месторождениях компании, пробуренных скважинах и вскрываемых ими пластах (если месторождения многопластовые), данные по добыче. В таблицах должна быть информация по геологическим запасам (STOIIP) и коэффициентам извлечения для каждого из трех вариантов – RL, BTE and RH, дающих при умножении на соответствующие STOIIP объемы запасов сопоставимые с P90, P50 и P10.
Таким образом, обновляя данные по добыче (что делается регулярно) и, получая после очередной итерации анализа кривых падения добычи новые коэффициенты, мы сможем каждый месяц (если есть такая необходимость) оценивать доказанные разрабатываемые запасы. Сравнивая и анализируя разницу между общими доказанными P1 и разрабатываемыми запасами P1a, сможем оценить корректность определения коэффициента извлечения нефти для доказанных запасов. Изменения STOIIP и извлекаемых запасов по каждому конкретному объекту, например, после бурения новых скважин, или пересмотра геологической и гидродинамической модели, вносятся в базу по мере возникновения.
В итоге, в любое время, данная база позволит нам получать актуальные данные по запасам месторождений компании. При условии, что свежие данные заносятся и верифицируются своевременно.
Позже, если будет время, опишу структуру базы данных.
Простая и понятная система.