Курс лекций «Проблемы нефтегазовой отрасли» Аудит запасов нефти и газа профессор, д. г. -м. н. С. В. Галкин
Аудит запасов углеводородов предприятием Государственный контроль Международный аудит 1 тонна = 7, 28 bbl «urals» тыс. тонн Запасами в России называют массу нефти и конденсата (тыс. т) и объем газа (млн м 3) на дату подсчета в выявленных, разведанных и разрабатываемых залежах, приведенные к стандартным условиям млн. баррелей На международных биржах (в США) запасы принято измерять в объемных единицах – баррелях 2
Понятие о ресурсах и запасах углеводородов Граница между запасами и ресурсами углеводородов определяется вскрытием продуктивного пласта бурением: находящиеся в недрах углеводороды становятся запасами после проведения бурения. Ресурсы и запасы согласно «Закону о недрах» являются собственностью государства. Недропользователи разрабатывают месторождение на основе выданных лицензий. Как собственник недр государство ведет учет полезных ископаемых. Ведется государственный баланс запасов полезных ископаемых, который содержит сведения о количестве, качестве и степени изученности запасов месторождений каждого вида полезных ископаемых, имеющих промышленное значение, а также об их размещении, степени промышленного освоения, добыче, потерях и обеспеченности промышленности разведанными запасами. Критериями выделения категорий ресурсов и запасов являются изученность геологического строения и нефтегазоносности территории по площади и разрезу геофизическими, геохимическими и другими видами поисково разведочных работ, поисковым и эксплуатационным бурением, результатами испытаний скважин в 3 открытом стволе и эксплуатационной колонне.
Государственный контроль запасов углеводородов Геологические запасы– находящиеся в недрах запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющие промышленное значение. Извлекаемые запасы– часть геологических запасов, которая может быть извлечена из недр при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом допустимого уровня затрат и соблюдения требова ний по охране недр и окружающей среды. Запасы подсчитываются на начальный момент времени до начала добычи нефти. Поэтому вводят понятие начальных геологических НГЗ и извлекаемых НИЗ запасов нефти. КИН = НИЗ / НГЗ Коэффициенты извлечения нефти и конденсата определяются на основании технологических и технико экономических расчетов и утверждаются Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых ГКЗ РФ с учетом заключений по ним Министерства природных ресурсов МПР РФ. 4
Категоризация ресурсов углеводородов (классификация 2013 г. ) Ресурсы нефти, газа и конденсата по степени геологической изученности подразделяются на категории: D 0 (подготовленные), Dл (локализованные), D 1 (перспективные), D 2 (прогнозируемые). • Категория D 0 (подготовленные) ресурсы нефти, газа и конденсата возможно продуктивных пластов в подготовленных к бурению ловушках в районах с доказанной промышленной нефтегазоносностью или в невскрытых бурением продуктивных пластах открытых месторождений. Форма, размеры и условия залегания предполагаемых залежей определены по результатам геолого геофизических исследований (сейсморазведка 2 D b 3 D), толщина и фильтрационно емкостные свойства пластов, состав и свойства углеводородов принимаются по аналогии с открытыми месторождениями. Подготовленные ресурсы категории D 0 отражают возможность открытия залежей нефти и газа в подготовленной к поисковому бурению ловушке и используются для проектирования поисковых работ. • Категория Dл (локализованные) ресурсы нефти, газа и конденсата возможно продуктивных пластов в ловушках, выявленных по результатам поисковых геологических и геофизических исследований в пределах районов с доказанной промышленной нефтегазоносностью. Локализованные ресурсы нефти и газа используются при планировании геологоразведочных работ по подготовке ловушек к поисковому бурению и подготовке ресурсов категории D 0 • Категория D 1 (перспективные) – ресурсы нефти, газа и конденсата литолого стратиграфических комплексов и горизонтов с промышленной нефтегазоносностью, доказанной в пределах крупных региональных структур. Количественная оценка перспективных ресурсов проводится по результатам региональных геологических, геофизических, геохимических исследований и по аналогии с изученными месторождениями. • Категория D 2 (прогнозируемые) – ресурсы нефти, газа и конденсата литолого стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. Перспективы нефтегазоносности этих комплексов определяются на основе имеющихся данных геологических, геофизических, геохимических исследований и по аналогии с другими, более изученными регионами, где установлены разведанные месторождения нефти и газа. 5
Категоризация запасов углеводородов Принцип категоризации запасов в России – степень геологической изученности 6
Категоризация запасов углеводородов (классификация 2013 г. ) Временная классификация Приказ МПР РФ От 07. 02. 2001 г. А Приказ МПР РФ От 01. 11. 2013 г. А ТПР Запасы Новая классификация В В 1 ТПР, ТСР В 2 С 1 С 2 ТСР, ТС ОПР, ППЭ } Категория А – Разбуренные, разрабатываемые запасы } Категория В 1 – Разрабатываемые отдельными скважинами, разведанные, подготовленные к промышленной разработке запасы } Категория В 2 – Неразбуренные участки разрабатываемых залежей, неразрабатываемые залежи разрабатываемых месторождений Стадия разведки С 1 ППЭ С 2 Стадия промышленной разработки } Категория С 1 – Разведанные запасы залежей } Категория С 2 – Оцененные запасы залежей 7
Классификация месторождений углеводородов по величине запасов Временная классификация 2001 г. Новая классификация 2013 г. Нефть, млн. т Газ, млрд. м 3 Нефть, млн. т Газ, млрд. м 3 > 300 > 500 > 300 Крупные 30 – 300 Крупные Средние 10 – 30 5 – 30 Средние Мелкие 1 – 10 1 – 5 Мелкие < 1 Категория Уникальные Очень мелкие } В «Новой» классификации установлены единые величины извлекаемых запасов для ранжирования нефтяных и газовых месторождений } В «Новой» классификации выделена новая группа – «Очень мелкие месторождения» Крупные нефтяные месторождения Пермского края: Ярино-Каменноложское (127 млн т), Осинское (72 млн т), Павловское (65 млн т), Батырбайское (64 млн т), Краснояро-Куединское (62 млн т), Кокуйское (52 млн т), Уньвинское (36 млн т) 8
Активные и трудноизвлекаемые запасы нефти К группе активных относят запасы, при разработке которых традиционными методами вытеснения нефти водой обеспечиваются высокие темпы отбора и проектный КИН более 0, 4 0, 5 д. е. Это преимущественно запасы залежей, содержащих маловязкие нефти в высокопродуктивных коллекторах. Под трудноизвлекаемыми понимают запасы, для которых при традиционных методах вытеснения характерны низкие темпы отбора и проектный КИН не более 0, 2 0, 3 д. е. К трудноизвлекаемым относят запасы залежей: с повышенной и высокой вязкостью ( >5 м. Па*с); в слабопроницаемых коллекторах (k<0, 05 мкм 2); в больших водо нефтяных зонах; с небольшой нефтенасыщенной толщиной (менее 4 м); при наличии зон замещения коллекторов; в нетрадиционных коллекторах. 9
Зависимости обводненности продукции скважин от выработки запасов для различных типов коллекторов и вязкости нефти Терригенный коллектор Пласты Тл, Бб, Мл Карбонатный коллектор Пласты Т, Фм 90 90 80 80 Обводненность, % 100 70 60 50 40 30 20 20 10 10 0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Выработка запасов, % вязкость менее 2 м. Па*с вязкость более 20 м. Па*с вязкость от 2 до 5 м. Па*с 0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Выработка запасов, % Вязкость менее 2 м. Па*с "Вязкость от 2 до 5 м. Па*с" "Вязкость более 20 м. Па*с" 10
Оценка степени выработки запасов нефти на основе анализа динамики обводненности продукции скважин вязкость нефти µ=81, 8 м. Па∙с; начальные геологические запасы – 9, 989 млн т; проектный добывающий фонд – 57 скважин; проектный нагнетательный фонд – 20 скважин; проектный КИН 0, 340; Текущий КИН – 0, 142; действующий добывающий фонд 55 скважин; действующий нагнетательный фонд 18 скважин. вязкость нефти µ=71, 6 м. Па∙с; начальные геологические запасы – 54, 815 млн т; проектный добывающий фонд – 175 скважин; проектный нагнетательный фонд – 45 скважин; проектный КИН 0, 296; текущий КИН – 0, 108; действующий добывающий фонд 146 скважин; действующий нагнетательный фонд 37 скважин. 11
Зависимость коэффициента вытеснения нефти от проницаемости коллекторов КИН = Квыт х Кохв , где Квыт – коэффициент вытеснения нефти рабочим агентом; Кохв – коэффициент охвата продуктивного пласта процессом вытеснения 12
Подсчет запасов углеводородов объемный метод подсчета запасов НГЗ = F hн Кп Кн F – горизонтальная проекция площади залежей; hн – вертикальная нефте (газо)насыщенная толщина пласта; Кп – коэффициент открытой пористости; Кн – коэффициент нефтенасыщенности; – коэффициент учитывающий усадку нефти; – плотность нефти при стандартных условиях Подсчет газа НГЗ = F hг Кп Кг РТ произведение барического и термического коэффициентов РТ используется для приведения объема свободного газа, содержащегося в залежи, к стандартным условиям: РТ = [(роаo–pостaост)/pст][(Tо+tст)/(Tо+tпл)] ро – среднее начальное пластовое давление в залежи, МПа; аo – поправка (аo=1/Zо), обратно пропорциональная коэффициенту сжимаемости реальных газов Zo при давлении ро; pост – среднее остаточное давление, устанавливающееся в залежи, когда давление на устье добывающих скважин равно стандартному, ; aост – соответствующая pост поправка на сжимаемость реальных газов, ; pст – давление при стандартных, условиях, равное 0, 1 МПа; Tо = 273 К; tст = 20°С; tпл – средняя температура в залежи в пластовых условиях 13
Цифровая геологическая модель месторождения нефти Цифровая трехмерная геологическая модель месторождения представление продуктивных пластов и вмещающей их геологической среды в виде набора трехмерных цифровых кубов. Геологическая модель должна отражать: пространственное положение в объеме горных пород коллекторов и разделяющих их непроницаемых прослоев; пространственное положение стратиграфических границ, литологических границ в пределах пластов, тектонических нарушений; идентификаторы циклов, объектов, границ пластов; средние значения в ячейках сетки геологических параметров, позволяющих рассчитать начальные и текущие запасы углеводородов; пространственное положение начальных и текущих флюидных контактов; пространственные координаты «устье, забой и пластопересечений» скважин. Программные комплексы геологического моделирования на рынке России : - IRAP RMS (производитель ROXAR, Норвегия); - PETREL (производитель Schlumberger, Франция); - DV Seis. Geo (производитель ЦГЭ, Москва) 14
Этапы построения цифровой геологической модели нефтяного месторождения. Построение структурного каркаса 2 D 3 D Построение структурного каркаса геологической модели – основа данные 2 D и 3 D сейсморазведки, данные бурения скважин гора Великан, р. Чусовая, Кын слоистость осадочных горных пород 15
Построение литологической модели пластов – основа интерпретация геофизических исследований скважин ГИС 16
Моделирование ФЕС нефтяного пласта Основой при моделировании фильтрационно емкостных свойств (ФЕС) является сопоставление определенных по керну петрофизических характеристик с данными ГИС Целью этапа является распределение петрофизических параметров (коэффициентов пористости, нефтенасыщенности, проницаемости) в объеме пород, определенных на этапе литологического моделирования как коллектор. В неколлекторах значения петрофизических параметров условно принимаются равными нулю. 17
Фациальный анализ и прогноз ФЭС Фациальный анализ выполняется на основе комплексирования информации методов исследования керна, детальной сейсморазведки, специальных методов ГИС, интерпретации ГДИ Отображение Сейсмофациальная «проток» на схема визейских седиментационном терригенных слайсе отложений Срез по кубу акустической инверсии (ПАК) 18
Подсчет геологических запасов Подсчет запасов выполняется на основе программных комплексов трехмерного геологического моделирования Запасы рассчитываются через объем коллекторов, занятых нефтью (газом) Условие корректности геологической модели для всех эксплуатационных объектов погрешность сопоставления двумерного и трехмерного подсчета геологических запасов не должна превышать 5% 19
Анализ информации из трехмерной геологической модели Продольные и поперечные разрезы по трехмерному кубу Разрезы кубов пористости, нефтенасыщенности, проницаемости 20
Оценка ФЭС трещинных коллекторов Трещиноватость горных пород обусловливается наличием в них трещин, не заполненных твердым веществом. Залежи, связанные с трещиноватыми коллекторами, приурочены большей частью к плотным карбонатным коллекторам. По величине раскрытости трещин выделяют макротрещины шириной более 40 50 мкм и микротрещины шириной до 40 50 мкм. Макротрещиноватость в основном свойственна карбонатным коллекторам. Трещины, влияющие на процесс фильтрации и работу скважин, в керне обычно не фиксируются, так как при отборе из таких интервалов керн распадается на части. Изучение макротрещиноватости проводят на основе визуального исследования стенок скважины по фотографиям, полученным с помощью глубинных телекамер, а также по данным гидродинамических исследований скважин. Трещиноватая порода представляет собой совокупность огромного количества элементарных геологических тел, ограниченных макротрещинами. Объем породы такого элементарного тела называют матрицей. Трещинная емкость пород коллекторов составляет от долей процента до 1 2%. Наличие макротрещиноватости обеспечивает включение в процесс дренирования и каверн в кавернозном коллекторе. Трещины играют роль каналов фильтрации жидкости и газа, связывающих воедино все сложное пустотное пространство пород коллекторов. 21
Оценка ФЕС порово-трещинных коллекторов по данным исследований керна Исследования керна Метод шлифов Рентгенотомографические исследования + непосредственность наблюдений (прямой метод) зависит от степени освещенности керном позволяет оценивать только микротрещиноватость не дифференцирует естественную или техногенную трещиноватость 22
Оценка ФЕС порово-трещинных коллекторов по данным исследований скважин наклонные трещины, соединяющие кавернозные участки в известняке известняк обломочный кавернозный, каверны до 4 см межформенные пустоты в шлифе известняка Исследования скважин геофизические методы ГИС специальные исследования ГИС (FMI и др. ) гидродинамические методы ГДИ интерпретация в программном комплексе «SAPHIR» 23
Оценка трещиноватости на основе модели Уоррена-Рута Схематизация трещиноватого коллектора Давление, МПа 12. 3 монотонно возрастающий график 11. 3 зона перегиба 10. 3 0 100 200 300 400 500 Время, мин трещинный коллектор поровый коллектор Признаком трещиноватости коллектора считается наличие на КВД точки (участка) перегиба. КВД порового коллектора – монотонно возрастающая функция, без перегибов или экстремумов 24
Геологическое моделирование с учетом коллекторов порово-трещинного типа поровый коллектор с моделированием трещин 50 AДебит нефти, м 3/сут pr 2 00 4 01 O ct 2 00 5 01 A pr 2 00 7 01 O ct 2 00 8 01 A pr 2 01 0 01 O ct 2 01 1 01 A pr 2 01 3 01 O ct 2 01 4 40 30 20 10 01 0 расчетный без модификации фактический 25
Геолого-экономическая оценка запасов углеводородов по международным стандартам Ценность компании состоит не в физическом объеме средств, которые она имеет, а в денежном эквиваленте. Если физические активы не переведены в акции на фондовом рынке в соответствии с международными стандартами эту компанию невозможно сопоставить с другими. Нефтяная компания добывает, перерабатывает, реализует нефть и газ, соответственно ее основными активами являются запасы нефти, они должны оцениваться по единой линейке ценностей – общепринятым мировым стандартам. Актив - запасы которые выгодно извлекать при существующих технико-экономических условиях, эти запасы рассматриваются на мировых фондовых биржах – рентабельные запасы. Пассив - запасы которые при существующих технико-экономических условиях становятся не рентабельные, эти запасы переводят в резерв и называют ресурсами. 26
Ежегодная отчетность нефтегазодобывающих компаний Годовой отчет по запасам компании Аудит запасов «Miller and Lents, Ltd» Геолого-экономическая оценка запасов Представляется на международные фондовые биржи для оценки стоимости акций, используется в финансовой отчетности и в стратегическом планировании (НК «ЛУКОЙЛ» с 1996 г. ) Результаты ГЭОЗ проверяются независимыми аудиторскими компаниями аккредитованным на международных биржах. Существует несколько аудиторских компаний имеющимх большой опыт оценки и международный иммидж, такие как «Miller and Lents, Ltd» и KPMG Аудит запасов проводится на основании лицензии в границах горных отводов при наличии утвержденного проектного документа по государственным правовым актам с учетом долевого участия Компании в разработке месторождений с учетом сбыта запасов (продажи) 27
Классификация SPE-PRMS Классификация SPE PRMS (Petroleum Resources Management System) разработана в 1997 году. Стандарты SPE PRMS не только оценивают вероятность присутствия нефти в месторождении, но и учитывают экономическую эффективность извлечения этих запасов. При определении эффективности учитываются такие факторы, как затраты на разведку и бурение, транспортировку, налоги, существующие цены на нефть и многие другие. Запасы делятся на категории: доказанные (Р 1), вероятные (Р 2), возможные (Р 3). В зависимости от оценки шансов их извлечения у доказанных запасов шанс быть добытыми равняется 90%, у вероятных – 50%, а у возможных – 10%. Доказанные запасы включают в себя весь достоверно обоснованный объем нефти, который может быть извлечен из данного месторождения в будущие годы (запасы пределах зон дренирования скважин) Стоимость Р 1 составляет 50 -70 $/bbl Вероятностные запасы могут включать: • запасы, которые, как ожидается, будут доказаны обычным последовательным разбуриванием, где глубинный контроль недостаточный для классификации этих запасов как доказанных; • запасы в пластах, которые выглядят продуктивными по данным ГИС, но для них отсутствует окончательное подтверждение, основанное на добыче; • запасы, добыча которых планируется за счет усовершенствования существующих методов извлечения при условии экономической целесообразности Стоимость Р 2 составляет 15 -30 $/ bbl Возможные запасы могут включать: • запасы в пластах, выглядящих нефтеносными по данным керна и каротажа, но из которых можно не получить промышленных дебитов; • запасы, связанные с проектами по интенсификации добычи с сомнительной рентабельностью Стоимость Р 3 составляет 0, 2 -1 $/ bbl 28
Классификация SEC Стандарты SEC были разработаны американской Комиссией по рынку ценных бумаг (Securities and Exchange Commission, SEC). Они отличаются по ряду параметров от классификации SPE PRMS. Основными критериями, по которым оцениваются месторождения, являются достовер ность существования запасов и срок действия лицензии на разработку месторождения. В отличии от классификации SPE PRMS, классификация SEC не рассматривает категории вероятных и возможных запасов, а также ресурсы. Учитываются только доказанные запасы. Согласно стандартам SEC, нефтяные залежи не могут классифицироваться как запасы, если их извлечение планируется после окончания действия лицензии. 29
Сравнение классификаций SPE-PRMS и SEC Чураковское, Бщ SEC SPE Отличие SEC от SPE ü ü ü учитываются только доказанные запасы нефти и газа; величина запасов ограничивается сроком действия лицензии на разработку месторождения; планирование бурения и ГТМ осуществляется на основании планов предприятия 30
Сравнение методических подходов оценки запасов углеводородов по российскому и международному стандартам По российской классификации в финансовой отчетности и в стратегическом планировании используется все запасы стоящие на балансе, по международным стандартам только рентабельные Методы подсчета запасов по международным стандартам полностью совпадает с российскими методами По Российской классификации величина запасов стоящих на балансе постоянная, по международным стандартам пересматривается ежегодно По Российской классификации КИН единый по всей залежи, по международным стандартам КИН всех категорий пересматривается ежегодно. По категории PDP разбуренных, разрабатываемых запасов рассчитывается на основе факта и прогноза добычи с учетом темпа падения и экономического предела. По остальным категориям определяются экспертно. Для территории Волго Уральской НГП оценки по российской классификации (А+В+С 1) и международным стандартам (SPE-PRMS) в целом близки 31
Оценка остаточных экономически рентабельных запасов по международным стандартам Информация: данные по истории (добыча, закачка, фонд); факт и планы проведения мероприятий: бурение, переводы, освоение, ввод из бездействия, обработки ПЗП, изоляцион ные работы, ГРП и т. д. Кривые падения добычи экстраполируются до минимальных предельно допустимых (экономически) дебитов, определенных по эксплуатационным затратам и ценам на нефть. Т = 10% ОЭЗ = 315 тыс. т Фонд скважин Т = 30% ОЭЗ = 78 тыс. т КИНPDP рассчитывается на основе факта и прогноза добычи, экономического предела. Экономический предел служит для разделения запасов на актив и пассив. КИН вне зоны PDP определяют экспертно на основе КИНPDP с учетом КИН, стоящего на балансе 32
Вероятностный подход к оценке коэффициента извлечения нефти Если по распределению вероятностей КИН варьирует в диапазоне от 44 до 31% Тогда величина извлекаемых запасов тоже имеет вероятностное распределение ДОКАЗАН. ВЕРОЯТ. ВОЗМОЖНЫЕ 100 90 80 Вероятность, % 80 70 60 50 40 30 20 10 0 70 10 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 КИН, % 0 60 65 70 75 80 85 НИЗ, млн bbl КИН = 34% НИЗ = 66 млн bbl 33
Сравнение коэффициентов извлечения нефти при оценке по российскому и международному стандартам Объекты Тл, Бб, Мл условия разработки кол-во залежей среднее значение миним. значение максим. значение с ППД 165 0, 430 0, 127 0, 700 ест. режим 115 0, 330 0, 094 0, 604 С учетом установленного удовлетворительного соответствия КИНпр с рассчитанными в зоне разработки КИНPDP для визейских залежей, разрабатываемых с ППД можно построить многомерные математические модели прогноза ○ – залежи, разрабатываемые на естественном режиме; ● – залежи, разрабатываемые с применением системы ППД 34
Динамика запасов углеводородов во времени при ежегодной оценке по международным стандартам Шершневское месторождение, Бб 2006 2007 Баланс, тыс. т НГЗ НИЗ 11541 6001 Аудит Total, тыс. барр Аудит PRV, тыс. барр НГЗ НИЗ НГЗ док. НИЗ док. 89716 35029 75715 30479 89716 36079 Ш Бурение 8 скв. Ш 5600 тыс. bbl + В 2006 г. на бирже учитывались только доказанные запасы - 30479 тыс. bbl В 2007 г. все запасы стали доказанными и учтены на бирже - 36079 тыс. bbl 35
Влияние экономических показателей на величину запасов углеводородов 1100 70 60 +22% 55 +41% 50 0 39 36. 202 500 Капитальные затраты Налоги 200 1. 52 1. 349 Цена на нефть, Экспл. затраты на долл/барр скважину, баррель, тыс. долл/скв/год долл/барр 100 Кап. затраты на перевод, тыс. долл/скв Цены на нефть и газ Эксплуатационные затраты 400 300 +4%+13% 1. 295 31. 731 26. 600 23. 555 10 17. 892 20 +13% +32% 800 700 -0. 2% 600 +15% -1% 31. 355 40 30 900 +17% 1000 854 1. 01. 2007 856 1. 01. 2006 67 1. 01. 2005 1002 80 0 Кап. затраты на бурение, тыс. долл/скв Планы работ и разработки Чарское месторождение (Объект Т) Экономический предел на 1. 01. 2006 – 0, 5 т/сут на 1. 01. 2007 – 0, 8 т/сут Запасы на 1. 01. 2006 256 тыс. т на 1. 01. 2007 180 тыс. т 76 тыс. т. ( 30%) Стоимость на 1. 01. 2006 5159 тыс. $ на 1. 01. 2007 3246 тыс. $ 1913 тыс. $ ( 37%) 36
Причины расхождения величин запасов углеводородов при оценке по российским и международным стандартам Павловское месторождение объект В 3 В 4 ОЭЗ PRV – 899 тыс. т ОИЗ АВС 1 – 6837 тыс. т Разница 87% Причины расхождения: - не вовлеченность запасов объекта в разработку; - слабая изученность испытанием залежи по площади 37
Скачать презентацию Курс лекций Проблемы нефтегазовой отрасли Аудит запасов нефти
dd20d181ac189bd48f58e5672bc3481d.ppt