Недропользователю для подтверждения ресурсного потенциала лицензионных участков необходимо реализовать программу поисково-разведочного бурения (ПРБ). При этом у недропользователя существуют бюджетные ограничения на проведение ПРБ, которые составляют 1,5 млрд руб. в год. Инвестору в данных условиях необходимо минимизировать капитал под риском на случай неуспеха геологоразведочных работ (ГРР) и в максимально сжатые сроки получить понимание о целесообразности продолжения программы ГРР.
Общие сведения о проекте
Оцениваемый актив находится в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (НГП) и расположен в непосредственной близости от месторождений на стадии постоянной добычи. Для данной НГП характерно наличие многопластовых залежей с широким стратиграфическим диапазоном продуктивности. В структурно-тектоническом отношении территория работ расположена в зоне сочленения двух крупных структур Русской плиты – Волго-Уральской антеклизы и Прикаспийской мегасинеклизы. Рассматриваемые лицензионные участки (ЛУ) расположены на территории Оренбургской области вблизи нижнепермского тектоно- седиментационного Бортового уступа и характеризуются сложными сейсмогеологическими условиями. Процесс опускания внутренних частей соседней Прикаспийской впадины, проходивший под весом мощных соленосных толщ, привел к формированию тектонических нарушений в отложениях девонского и каменноугольного возраста.
В рамках проекта авторами была произведена оценка ресурсной базы пластов каменноугольного возраста – А4 (башкирский ярус) и Т (турнейский ярус). На рисунке 1 представлена обзорная схема трех лицензионных участков (I, II и III ЛУ) с вынесенными сводными контурами ресурсов по пластам А4 и Т. Структуры с выделенными ресурсами пронумерованы. Малиновым цветом на схеме закрашены ЛУ, в пределах которых расположены месторождения на стадии постоянной добычи.
РИСУНОК 1. Обзорная схема района работ
Анализ геолого-геофизической изученностиВ границах изучаемых лицензионных участков выполнена сейсмика МОГТ 3D общим объемом 400 км2. Съемки 3D отработаны в разные годы, в период 2009-2021 гг., но с применением единой методики типа «Крест». Расстояния между линиями взрыва (ЛВ) и линиями приема (ЛП) составляют 300 м. Расстояния между пунктами взрыва (ПВ) и пунктами приема (ПП) составляют 50 м. В качестве источников возбуждения сейсмических колебаний использовались виброисточники и взрывные источники. Максимальная кратность наблюдений составила 72 (I и II ЛУ) и 289 (III ЛУ, широкоазимутальная съемка). I и II лицензионные участки полностью изучены сейсмическими работами МОГТ 3D. III лицензионный участок частично покрыт работами МОГТ 3D в западной части. Граница куба 3D в рамках III ЛУ показана пунктиром на рисунке 1. Восточная часть III ЛУ изучена профилями МОГТ 2D (2008 г. и 2019 г.). Данные МОГТ 3D и 2D не увязаны между собой. В настоящее время проводятся полевые работы МОГТ 3D по всей территории III ЛУ.
На лицензионных участках пробурено 7 поисково-оценочных скважин: по одной скважине в границах I и III ЛУ, а также 5 скважин в границах II ЛУ. Ни одна поисково-оценочная скважина не вскрыла продуктивных коллекторов в разрезе как по данным ГИС, так и по данным испытаний. Отсутствие геологического успеха поискового бурения связано со сложными сейсмогеологическими условиями в зоне сопряжения двух крупнейших тектонических элементов и невысокой степенью достоверности мелких структур, выявленных по сейсмическим данным на момент бурения скважин.
В дальнейшем была выполнена переобработка и переинтерпретация сейсмических данных 3D с учетом бурения новых поисково- оценочных скважин, что позволило уточнить структурные планы кровель башкирского (пласт А4) и турнейского (пласт Т) ярусов. Потенциальные ловушки УВ, по которым были оценены ресурсы трех лицензионных участков, были выделены по уточненным структурным планам отражающих горизонтов (ОГ) Б и Т. Экспертами были рассмотрены как замкнутые структурные ловушки, так и тектонически экранированные структурные носы.
Картирование перспективных структур
В рамках I ЛУ выделено три структуры (рисунок 1). Структура № 3 представляет собой тектонически экранированную ловушку, структуры №№ 1 и 2 являются структурными ловушками. В рамках II ЛУ выделено три структурных ловушки. В рамках III ЛУ выделено 6 перспективных структур, при этом одна из них (№ 12) оконтурена по данным 2D сейсморазведки. Четыре структуры (№№ 8, 9, 10 и 11) находятся в сложных сейсмогеологических условиях и имеют высокий риск неподтверждения при дальнейшем бурении. Ловушка № 7 предполагается как тектонически экранированная, однако на сегодняшний день ее видение ограничено имеющимся объемом данных МОГТ 3D.
В границах трех лицензионных участков контуры выделенных перспективных структур по пластам А4 и Т, как правило, только частично пересекаются в плане, что должно быть учтено при постановке бурения. Структуры №№ 2, 3 и 8 рекомендованы к изучению бурением только на пласт А4. Структуры №№ 4, 5, 6 могут представлять поисковый интерес только по пласту Т.
Переобработка сейсмического материала была выполнена в модификации временной миграции до суммирования по алгоритму Кирхгофа (PSTM). При выбранном алгоритме недоучет скоростей при обработке данных может приводить к образованию ложных структур в волновом поле. В условиях сложных геологических сред, к которым относится рассматриваемая территория, рекомендуется выполнять анизотропную глубинную миграцию до суммирования (PSDM), которая позволяет наиболее корректно восстановить геометрию сейсмических границ. Более того, при выполнении процедур постобработки сейсмических данных не было уделено достаточно внимания зоне тектоно-седиментационного Бортового уступа, здесь по сейсмическому кубу наблюдаются многочисленные артефакты обработки.
На рисунке 2 приведен фрагмент временного сейсмического разреза через структуры №№ 8 и 9 в зоне Бортового уступа. На разрезе можно увидеть, что перечисленные структуры находятся под зоной нижнепермского тектоно- седиментационного уступа, который характеризуется сложной волновой картиной с рядом скоростных неоднородностей среды.
РИСУНОК 2. Временной разрез через структуры №8 и №9
Структура № 2 (рисунок 3) на уровне пласта А4 башкирского яруса представляет собой замкнутую структурную ловушку.
РИСУНОК 3. Временной разрез через структуру №2
На уровне пласта Т турнейского яруса данная структура выполаживается и не имеет замкнутого контура. Анализ волновой картины показал, что структура № 2 имеет осложнение волновой картины, которое предположительно отождествляется с зоной карстообразования. Это может негативно повлиять на сохранность предполагаемой залежи в пласте А4. Отмеченная особенность волнового поля в дальнейшем послужила еще одним фактором для исключения структуры № 2 из программы поисково-разведочного бурения.Учитывая неоднозначную волновую картину, только после бурения поисково-разведочных скважин можно будет более уверенно судить о наличии ряда закартированных перспективных структур. О характере насыщения коллекторов и, соответственно, подтверждении или неподтверждении наличия залежи можно будет судить по результатам испытания скважин
Формирование базы исходных данных для расчета
Ресурсы пластов А4 и Т оценивались вероятностным способом с использованием данных по свойствам коллекторов и флюидов, рассчитанных по всем залежам пластов А4 и Т на ближайших месторождениях-аналогах. За базовый вариант принят сценарий оценки Р50. Суммарные геологические ресурсы нефти, оцененные по пластам А4 и Т на трех лицензионных участках, составили свыше 11 000 тыс. т.
По всем структурам был рассчитан gCoS – показатель вероятности геологического успеха, с которой произойдет открытие залежи, оцениваемый с учетом всех существующих неопределенностей. На данном проекте не стояло задачи оценки затрат на наземную инфраструктуру, поэтому выбор для расчетов параметра gCos по каждой структуре (а не на группу структур или ЛУ) корректен.
Вероятность геологического успеха была рассчитана по общепринятой формуле [см., например, 2]:
gCoS = Рнп * Рм * Рк * Рл * Рс,
где Рнк – наличие нефтематеринской породы;
Рм – наличие путей миграции УВ в ловушку;
Рк – наличие коллекторов;
Рл – наличие замкнутой ловушки;
Рс – обеспечение сохранности (наличие покрышки).
Каждый из этих параметров оценивался численно – в долях единицы – в виде вероятности его наличия. Выбор численного значения параметров для формулы gCoS показан в таблице 1 на примере перспективных структур, выделенных в рамках III ЛУ.
ТАБЛИЦА 1. Численные значения параметров для gCoS по III ЛУ
Учитывая нефтегазогеологическое районирование территории, на которой расположены лицензионные участки, и количество открытых соседних месторождений, можно говорить о высокой степени уверенности в наличии нефтематеринской породы и путей миграции. Коэффициентам Рнп и Рм было присвоено максимальное значение – 1.
Коэффициент Рк определяет свойства коллектора. Значения этого множителя были заданы для каждого пласта отдельно. Коэффициент был определен на основе анализа данных по пробуренным скважинам на ближайших месторождениях. По пласту А4 коэффициент был принят 1, по пласту Т – 0,8.
Коэффициент Рл отвечает за наличие замыкания и достоверность структуры. Коэффициенты для структур были определены на этапе анализа сейсмических данных и оценки точности структурных построений. Экспертами принимались во внимание сейсмогеологические условия, вид структур в волновом поле, глубина залегания и размеры выделенных структур. Рл для выделенных перспективных структур изменяется от 0,5 до 1.
Для структуры, выделенной по данным 2D сейсморазведки, был принят максимально возможный для данного метода исследований коэффициент 0,7. Ловушки типа «структурный нос» были оценены с коэффициентом 0,7. Самый низкий коэффициент 0,5 был принят для небольших по площади структур, находящихся в сложных сейсмогеологических условиях, в зоне под нижнепермским тектоно- седиментационным Бортовым уступом.
Вероятность геологического успеха была рассчитана по каждому пласту отдельно и по структурам в целом. По трем лицензионным участкам вероятность геологического успеха по отдельным продуктивным пластам варьируется от 0,28 до 0,7. По структурам параметр gCoS изменяется от 0,49 до 0,85.
По итогам анализа полученных результатов из дальнейших расчетов эффективности проекта были исключены три структуры (№№ 2, 5, 6) с геологическими ресурсами менее 90 тыс. т, поскольку их освоение даже одной скважиной заведомо не целесообразно (экономически не эффективно) с учетом статистики по накопленной добыче на одну скважину по аналогичным пластам в данном районе.
Рекомендованная программа ГРР включила, таким образом, бурение 10 поисково-разведочных скважин. По каждой перспективной структуре была оценена стоимость ПРБ, для чего была рассчитана конструкция, прогнозные срок и стоимость бурения типовой скважины на каждый перспективный пласт.
Расчет «стоимости неуспеха ГРР» и определение приоритетных целей ПРБ
Итоговые данные (оценка ресурсов, показатель gCoS по структуре, стоимость бурения) легли в основу оценки так называемой «стоимости неуспеха ГРР». Показатель «стоимости неуспеха ГРР» был рассчитан путем перемножения полученной стоимости бурения поисково-разведочной скважины для данного региона и обратной величины gCoS по структуре:
«Стоимость неуспеха ГРР» = стоимость ПРБ *(1-gCos)
Далее экспертами была рассчитана удельная «стоимость неуспеха ГРР» в расчете на тонну ресурсов по каждой структуре. Такой удельный показатель позволяет приоритизировать ПРБ на выявленных структурах ЛУ от наиболее потенциально успешных и менее затратных элементов ГРР до менее успешных и более затратных. Бюджетное ограничение, в свою очередь, задает порядок бурения запланированных скважин в группировке по годам.
Исходные данные для расчета, а также итоговые показатели приведены в таблице 2.
ТАБЛИЦА 2. Определение приоритетных целей для ПРБ
На рисунке 4 та же информация нанесена на карту с расположением выявленных структур. Очередность бурения показана цифрами в зеленых кругах, подсветка кругов разным цветом показывает разнесение скважин по годам.
РИСУНОК 4. Определение приоритетных целей для ПРБ.
При анализе всех данных совместно с предложенным планом ПРБ по годам можно сделать вывод, что по итогам первых двух лет реализации программы ГРР инвестор получит представление о более чем 90 % оцененных ресурсов на трех рассматриваемых лицензионных участках. В случае если результаты будут отрицательными («неуспех»), то он сможет остановить реализацию плана ПРБ, сэкономив около 40 % бюджета.Предложенная логика решения задачи приоритизации ПРБ, разумеется, не может заменить полноценный анализ оцененной денежной стоимости реализации подобных проектов (EMV), но при данной степени изученности ЛУ является приемлемой для решения обозначенной локальной задачи.
Основные выводы
- Для определения оптимальной программы ПРБ были оценены вероятностным методом ресурсы перспективных структур. Далее была рассчитана вероятность геологического успеха (gCoS) и стоимость ПРБ.
- Оценена приоритетность ПРБ, исходя из рассчитанной величины показателя удельной «стоимости неуспеха ГРР» с расчетом на тонну ресурсов по каждой структуре.
- На основе анализа данных видно, что по итогам первых двух лет реализации программы ГРР инвестор получит представление о более, чем 90 % ресурсов на трех рассматриваемых лицензионных участках.
- В случае если результаты будут отрицательными, то инвестор сможет остановить реализацию плана бурения, сэкономив около 40 % бюджета.
- При наличии бюджетных ограничений такой подход позволяет инвестору минимизировать капитал под риском и в максимально сжатые сроки получить понимание о перспективности проведения дальнейшей программы геолого- разведочных работ.
- В.И. Пороскун, Емельянова Н.М. Вероятностные оценки ресурсов нефти и газа локальных объектов с учетом геологического риска. Недропользование – XXI век, № 2, 2010.
- Роуз Питер Р. Анализ рисков и управление нефтегазопоисковыми проектами. Под редакцией Н.А. Малышева и В.И. Пороскуна, 2011.
- И.Л. Естафьев, И.Г. Долгинский. Оценка геологических рисков при планировании геолого-разведочных работ на стадии поиска месторождения. Современные технологии в проектах освоения нефтегазовых месторождений российского шельфа, № 4 (36)/2018.
Авторы: Кирзелёва О.Я., Чижиков С.В., Фёдорова М.Д. ООО «Индженикс Груп»
