Опишу систему, которую создал в нашей компании для выполнения долгосрочных прогнозов добычи нефти.
Сначала коротко о нашей компании, чтобы стало понятно, с чего все начиналось и какие актуальные задачи нам приходилось решать.
За несколько месяцев до того, как я в 2005 году начал работать в Самара-Нафта, компания получила лицензии на разработку 2 лицензионных участков на севере Самарской области, при этом уже был один участок на юге области, с которого и шла основная добыча (Юг). Спустя 2 месяца, компания выиграла аукционы еще на 2 участка, после чего стал актуальным вопрос о приобретении еще 2 участков, принадлежащих другой компании, что было реализовано путем поглощения компании владеющей данными лицензиями. В итоге на севере области образовалась группа лицензионных участков с большим количеством мелких неразрабатываемых месторождений содержащих преимущественно высоковязкую нефть (Север). Почти все залежи многопластовые, с различными коллекторскими свойствами и свойствами нефти. Глубина залегания небольшая варьируется от 1000 до 2500 метров, в отличие от Юга, где глубина составляет 2000-4000 м. Основной пласт по запасам пласт Б2(С1) – высокопроницаемый песчаник, достаточно однородный с проницаемостью от сотен мД до нескольких Дарси. При этом около 45% запасов сосредоточены в карбонатах.
На тот момент (конец 2005 года) перед компанией очень остро стоял вопрос , каким образом мы будем разрабатывать эту группу месторождений. Необходимо было взглянуть в целом на разработку всего Северного блока, для нас это было достаточно новой областью, т.к. компания только недавно, выиграв аукционы, получила лицензии на разработку этой группы месторождений. К тому же нефть на месторождениях этой группы преимущественно высоковязкая, что тоже было достаточно новым направлением. При средней тогда цене на нефть 40-45 долларов за баррель, перспективы данного региона казались достаточно туманными.
Топ-менеджерами была поставлена задача оценить экономику всей Северной группы месторождений. Начинать нужно было с расчета долгосрочного профиля добычи. Исходных данных было немного, все скважины поисковые и разведочные скважины были законсервированы и все месторождения, за исключением нескольких месторождений компании «Волганефть», никогда не находились в разработке. Имелись данные каротажа, результаты опробования, подсчетные планы объектов, и оперативные оценки геологических и извлекаемых запасов. В целом на тот момент на 6 лицензионных участках Северной группы насчитывалось около 50 мелких многопластовых месторождений распределенной на достаточно большой территории. Каждая из 6 лицензии имеет свои собственные лицензионные обязательства по вводу месторождений в разработку, которые необходимо было учесть при подготовке программы бурения скважин.
Первая версия расчета профиля добычи была выполнена в Excel-e. Информация по каждому из объектов была занесена на отдельный лист, затем анализируя каждый объект разработки в отдельности (объект = месторождение/пласт), мы оценивали кол-во скважин, требуемое для разработки данного месторождения. Тогда мы рассматривали только вертикальные скважины. Информация по опробованиям поисковых и разведочных скважин использовалась для оценки стартовых дебитов, для этого мы ввели понятие коэффициент продуктивности на единицу нефтенасыщенной толщины. Исходя из местоположений предлагаемых скважин и предполагаемых толщин, мы оценивали стартовые дебиты. Затем для составления очередности бурения все месторождения и скважины ранжировались по привлекательности исходя из стартовых дебитов с учетом лицензионных обязательств, каждого лицензионного участка. При составлении графику бурения учитывались средняя проходка в сутки, время мобилизации и демобилизации станков, время переезда. В итоге задав процент падения по добыче жидкости и псевдофазовые для каждого объекта, мы смогли получить первое приближение корпоративного долгосрочного профиля добычи компании. Средние фазовые оценивались по месторождениям аналогам в Самарской области с долгой историей разработки.
Для первого приближения это было очень даже неплохо. Параллельно по наиболее важным месторождениям компании, тогда были выбраны Top10 месторождений, строили полноценные геологические и гидродинамические модели и более точные прогнозы добычи. По этим данных можно было произвести верификацию сделанных допущений.
Первую программу развития данной группы месторождений удалось представить спустя 3 месяца (мы презентовали ее в январе 2006 года в Лондоне). Программа представляла полное развитие региона – кол-во скважин, график бурения, кол-во объектов наземной инфраструктуры, оценка капитальных затрат, экономику проекта в целом и пр. Позже в течение года периодически вносились изменения. Но для всех изменений у нас был готов новый профиль добычи. Очевидно, что расчеты в Excel были достаточно медленными и, что самое важное, точность данного подхода оставляла желать лучшего. Нужно было искать другое решение.
В качестве альтернативного решения был выбран программный комплекс компании Petroleum Experts – IPM Suite (GAP/Prosper/MBAL). После посещения базового тренинг курса, я начал работу над созданием модели, позволяющей выполнять долгосрочные прогнозы в Petex IPM. Создание вручную модели, состоящей из сотни различных объектов и нескольких сотен скважин, ушло бы очень много времени, но самое главное, что управлять такой системой практически невозможно, в плане внесения изменений в график ввода месторождений, остановки скважин по достижению окончания срока действия лицензии, создания и сравнения различных вариантов разработки и пр. Для эффективного управления данной моделью было решено сделать базу данных. Возможность автоматического обновления модели и создания объектов была сделана в IPM с помощью специального инструмента OpenServer, который позволяет задавать параметры объектов интегрированной модели, получать результаты расчета, а также выполнять различные действия. Все достаточно хорошо документировано, так что достаточно быстро удалось разобраться с функционалом и возможностями OpenServer.
В течение 2 месяцев в промежутках после основной работы, создал структуру базы данных, разработал формы и написал код для системы, позволяющей автоматически создавать и обновлять интегрированную модель. Структуру базы банных старался продумать как можно тщательнее, сохраняя нормализацию данных. В итоге база состоит из 28 таблиц и множества запросов. Для удобного управления данными были разработаны пользовательские формы. В базе содержится много справочных таблиц (источники данных один-ко-многим) – таблицы регионов, лицензионных участков, типов скважин, их собственников, списки пластов, и пр. И собственно таблицы с информацией по месторождениям, объектам разработки, скважинам и пр. Данные по запасам, пересмотр и аудит которых производится ежегодно, сохраняет историю изменений, чтобы всегда можно было оценить динамику изменения запасов компании. Таблица с данными по объектам разработки (месторождение/пласт) содержит всю необходимую информацию для создания полноценной модели материального баланса. Каждый объект разработки связан со своей записью таблицы PVT свойств. Все скважины содержат информацию обо всех вскрываемых ими объектах и их свойствах. Для пробуренных скважин с историей добычи, в отдельной таблице содержатся данные по истории добычи. Для нескольких куполов одного и того же месторождения, не имеющих гидродинамической связи предусмотрена возможность создания отдельных объектов разработки, с помощью задания куполов. Даты начала и окончания бурения, а также планируемые даты ввода скважин могут быть указаны в специальной таблице – программа бурения, при этом каждый вариант стратегии разбуривания может быть сохранен отдельно, для этого была создана таблица с вариантами разработки, позволяющая создавать индивидуальные программы разработки отдельных регионов, лицензионных участков и т.д. Чуть позже была добавлена возможность автоматического создания модели системы сбора, путем указания узлов, а также названий и свойств труб, соединяющих отдельные узлы.
Таким образом, данная система, после того как она была насыщена всеми необходимыми данными, позволила нам в достаточно короткие сроки получать прогнозы добычи компании по различным вариантам. Мы стали ее использовать при составлении ежегодного плана компании AVP – Asset Value Plan. Практически ежемесячно проводится сравнение результатов расчета с фактическими данными по добыче, и при необходимости производится адаптация. Следует отметить, что практически по всем скважинам удалось достичь очень хорошей сходимости модели с фактом, как по дебитам нефти и воды, так и по пластовым и забойным давлениям. Однако следует уделить особое внимание к планируемым скважинам, т.к. в этом случае достаточно сложно оценить ожидаемые параметры скважин, и нужно учитывать планируемое положение скважин. При наличии результатов гидродинамического моделирования для оценки параметров планируемых скважин можно использовать, результаты моделирования, как фактические дебиты и подгонять параметры скважин под эту добычу.
После завершения расчетов, результаты по каждой скважине из модели IPM загружаются в базу данных, которая затем используются для составления различных сводных таблиц (Pivot tables), которые я очень люблю.
Из дальнейших планов по развитию системы можно выделить перевод базы данных из Access в MySQL, или другие форматы.
Кстати, если Вы думаете, что в Вашей компании подобная система была бы полезной, обращайтесь, реализуем ее для ваших нужд за огромную скромную плату.
