Содержание к диссертации
Введение
Особенности геологического строения, нефтегазоносности и состояния международного аудита запасов по Лангепасскои группе месторождений 6
Статистическое сопоставление запасов по российской и SPE классификациям 40
Построение статистических моделей для определения доказанных разрабатываемых запасов 72
О статистических связях доказанных разбуренных неразрабатываемых запасов с количеством проведенных мероприятий... 102
О статистических связях доказанных неразбуренных запасов с количеством проведенных мероприятий 131
Заключение 149
Библиографический список 150
- Особенности геологического строения, нефтегазоносности и состояния международного аудита запасов по Лангепасскои группе месторождений
- Статистическое сопоставление запасов по российской и SPE классификациям
- Построение статистических моделей для определения доказанных разрабатываемых запасов
Введение к работе
Актуальность проблемы. Эффективная работа любой нефтяной компании невозможна без постоянного исследования, развития и освоения сырьевой базы. В НК «ЛУКОЙЛ» решению этих проблем уделяется самое серьезное внимание. При этом в последнее время одним из наиболее важных направлений деятельности по укреплению сырьевой базы и повышению степени ее использования являются независимая аудиторная оценка запасов по международным классификациям и сопоставление их с запасами российской классификации.
Отметим, что независимая аудиторская оценка запасов прежде всего способствует созданию благоприятной атмосферы инвестирования и дает возможность размещения ценных бумаг на международных фондовых биржах.
Одним из важнейших вопросов при аудите запасов является необходимость установления количественных соотношений между российской и американской классификацией запасов. Вопросу сопоставления классификаций России и США уделяется достаточно большое внимание в связи с выходом крупнейших российских нефтяных компаний на международный уровень.
Величина запасов и их стоимость определяют, в основном, капитализацию компании, ее международный имидж. От достоверной оценки запасов зависят инвестиционная привлекательность компании, благоприятный климат размещения ценных бумаг и партнерские отношения с финансовыми международными институтами, котировка акций компании и т.д.
В связи с этим российские компании вынуждены обращаться к независимым международным аудиторским фирмам для оценки своей сырьевой базы, которые, естественно, в своей работе используют классификации привычные и понятные западным институтам.
В отличие от России, где действует единая классификация, в США используются несколько классификаций, но наиболее распространенной является классификация Общества инженеров нефтяников (SPE). Эта классификация с незначительными модификациями признается Лондонской, Нью-Йоркской и другими фондовыми биржами и Комиссией США по ценным бумагам и фондовым биржам (SEC).
В связи с этим российским компаниям приходится оценивать свои запасы как по официальной российской классификации, так и по международным стандартам (SPE). Поэтому сопоставление запасов, оцениваемых по этим двум классификациям, необходимо для решения практических задач.
Целью настоящей работы является научное обоснование установления количественных соотношений между российской и
американской классификациями запасов углеводородного сырья на примере разрабатываемых месторождений ТПП «Лангепаснефтегаз».
Основные задачи исследований для достижения поставленной цели заключаются в следующем:
Нахождение статистических соотношений между запасами российской и международной (SPE) классификаций.
Обоснование по кривой падения добычи нефти граничных значений эталонного участка для определения величины доказанных разрабатываемых запасов.
Построение одномерных и многомерных статистических моделей для определения доказанных разбуренных неразрабатываемых и неразбуренных запасов
Научная новизна работы заключается в том, что на основе корреляционного и регрессионного анализа установлено, что SPE и российская классификации характеризуются различным подходом к определению запасов, поэтому соотношение запасов по этим двум классификациям индивидуально для каждого месторождения. По ряду месторождений ТПП «Лангепаснефтегаз» произведено сопоставление запасов по российской и &Р.Е-классификациям на основе построенных моделей. Впервые научно обоснована методика определения граничных значений эталонного участка на кривой падения добычи нефти для определения доказанных разбуренных запасов. Построены регрессионные модели для определения величины доказанных разбуренных неразрабатываемых и неразбуренных запасов за счет проведения различных мероприятий.
В диссертационной работе защищаются следующие положения:
регрессионные модели соотношения запасов нефти по российской и SPE классификациям
методика выделения граничных значений участка для определения доказанных разбуренных запасов
регрессионные модели определения доказанных разбуренных неразрабатываемых и неразбуренных запасов в зависимости от количества проведенных различных мероприятий
Практическая значимость положений и выводов, приводимых в диссертации, заключается в установлении статистических соотношений между запасами российской и международной классификаций.
Реализация работы. Предлагаемые методы оценки запасов использованы при аудите сырьевой базы ТПП «Лангепаснефтегаз».
Апробация работы и публикации. Основные положения диссертационной работы докладывались на ежегодных научно-технических конференциях ПГТУ (Пермь, 2000, 2001, 2002), на научно-практических конференциях НК «ЛУКОЙЛ» (г.Ханты-Мансийск, 1999, 2000), на международной конференции (г.Москва, 2001).
*
По теме диссертации опубликовано 17 работ, в том числе одна монография и 8 патентов на изобретение РФ.
Всем, кто способствовал выполнению работы, автор выражает свою искреннюю признательность.
Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения. Текст изложен на 158 страницах машинописи, иллюстрирован 43 рисунками и 73 таблицами. Список литературы включает 123 наименования.
*
Особенности геологического строения, нефтегазоносности и состояния международного аудита запасов по Лангепасскои группе месторождений
Территория деятельности ТИП "Лангепаснефтегаз" охватывает значительную площадь Нижневартовского нефтегазоносного района, которая составляет порядка 90x70 км и включает Урьевское, Чумпасское, Локосов-ское, Покамасовское, Нивагальское, Лас-Еганское, Поточное, Южно-Покачевское, Северо-Поточное месторождения. Все месторождения имеют более чем двадцатилетнюю историю изучения. В настоящее время основные нефтегазоносные площади месторождений, которые были введены в разработку в период с 1976 по 1988 гг., в геологическом отношении исследованы весьма детально сейсморазведкой, разведочным и эксплуатационным бурением.
В тектоническом отношении район работ приурочен к северозападной части Нижневартовского свода и практически ограничивается структурой 2 порядка - Урьевским куполовидным поднятием, которое осложнено многочисленными локальными поднятиями 3 и 4 порядка.
В региональном плане структурные поверхности по всем литолого-страти графическим комплексам разреза, начиная от основания платформенного чехла, характеризуются пологим уклоном в северном и западном направлениях. По кровле позднеюрского комплекса, структурно-морфологические особенности которого изучены достаточно полно по результатам бурения и данным сейсморазведки, поверхность характеризуется изменением отметок залегания на 250 м. При этом необходимо подчеркнуть, что эти вариации наблюдаются на обширной территории, поэтому градиенты региональных углов наклона достаточно малы (менее одного градуса).
В гипсометрическом отношении наиболее приподнятой является центральная часть Урьевского поднятия. От него погружение поверхностей происходит к западу и на север неравномерно и имеет ступенчатый характер, что позволяет выделить ряд структурно-тектонических зон, в пределах которых располагаются месторождения, приуроченные к локальным поднятиям.
В пределах верхней структурной террасы располагается Урьевское месторождение, сводовая часть которого по кровле пласта ЮВі оконтури-вается изогипсой -2550 м. К юго-западу от Урьевского на более низкой структурной террасе располагаются Чумпасское и Локосовское месторождения, оконтуриваемые изогипсой -2600 м. На таком же гипсометрическом уровне находится Поточное месторождение. Сводовые части Севе-ро-Поточного и Лас-Еганского месторождений оконтуриваются отметками залегания -2625-2650 м. И, наконец, локальные структуры Покамасовского Нивагальского месторождений, обрамляющие западный склон Нижневартовского свода, располагаются на уровне -2675-2700 м.
Необходимо отметить, что в региональном плане территория, находящаяся на периферии Нижневартовского свода, характеризуется более низким гипсометрическим положением по отношению к центральной части свода. Так, даже ближайшие месторождения других территорий (Севе-ро-Покурское, Ватинское) располагаются на 75-100 м выше Урьевского. Естественно, что это различие сказалось и на характере нефтегазоносности разреза.
Еще менее значительны изменения морфологии поверхностей в пределах территории наблюдаются по верхним горизонтам разреза. Например, по кровле пластов АВ поверхность представляет собой практически пенепленезированную слабовсхолмленную равнину.
В целом можно отметить, что платформенный этап развития территории проходил в условиях слабой тектонической активности. На это также указывает и отсутствие разрывной тектоники.
Особенности тектонического развития и строения определили условия накопления осадков платформенного чехла, формирования и распределения залежей углеводородов по разрезу.
В целом разрез платформенного чехла в пределах территории имеет толщину 3-3,3 км, закономерно увеличиваясь от Урьевскои площади в сторону Ярсомовского прогиба.
В раннеюрское время накопление осадков происходило в наиболее погруженных участках рельефа фундамента, главным образом в пределах мульд Ярсомовского прогиба. Эти отложения, выделяемые в состав котух-тинской свиты, представлены, в основном, прибрежно-морскими осадками, глинами и алевролитами с редкими, тонкими пропластками песчаников и заканчиваются глинами позднеюрской трансгрессии.
В последующем, в среднеюрское время, осадконакопление происходило в условиях континента. Разрез формировался преимущественно глинисто-алевритовыми отложениями и редкими песчаниками в условиях застойной и низкой динамической активности водной среды - озер, мелких рек, болот, пойм и т.д. Эти отложения, выделяемые в состав тюменской свиты, распространены по всей площади территории.
Континентальные отложения тюменской свиты в позднеюрское время сменились мощной толщей глин васюганской свиты, которые в связи с последующим понижением уровня моря переходят в мелководно-морские, преимущественно песчаные по составу, отложения, выделяемые в пласт ЮВ]. Формирование пласта ЮВ( связано с разнообразными фациальными условиями, что предопределило как вертикальное, так и латеральное развитие коллекторов и образование ловушек структурного и неантиклинального типов. Последняя, наиболее глубокая трансгрессия моря в юрское время способствовала формированию мощного флюидоупора - толщи би туминозных глин баженовской свиты, которая явилась покрышкой большого числа залежей пласта ЮВі в пределах территории.
Для низов ранненеокомского разреза характерно развитие мощных, до 100 м и более, комплексов песчано-алевритовых пород ачимовской толщи, сформировавшихся в условиях некомпенсированного бокового заполнения бассейна. С этими отложениями, имеющими широкое распространение в пределах территории, связаны многочисленные ловушки структурного и литологического типов.
В последующее некомское время происходило последовательная смена регрессивных и трансгрессивных циклов, что определило формирование песчано-алевритовых пластов и глинистых покрышек широкого площадного распространения. Эта часть разреза включает пласты БВо-BBjo отложений мегионской и нижней части ванденской свит. С пластами БВ6 и БВ8 связаны крупные высокодебитные нефтесодержащие объекты на большинстве месторождений территории.
Вышезалегающие отложения представлены континентальными пес-чано-глинистыми породами ванденской свиты, которые перекрываются глинами алымскои свиты, сформировавшимися в условиях продолжительной трансгрессии. Глины алымскои свиты явились покрышкой для залежей в пластах АВі_2, представляющих обширнейшую по площади нефтегазоносную зону.
На месторождениях района залежи располагаются по разрезу в широком стратиграфическом диапазоне - от тюменской до алымскои свит. Этаж нефтеносности достигает 900 м.
По положению пластов с промышленной нефтеносностью в разрезе можно выделить четыре литолого-стратиграфических комплекса - позд-неюрский, ачимовский, ранненеокомский и поздненеокомский.
Основной нефтесодержащей толщей является поздненеокомский комплекс отложений в составе алымскои и верхней части ванденской свит с крупными по размерам и запасам залежами пластов АВ] - АВг- Залежи в пластах группы АВ имеют пластово-массивное строение и распространены практически па всех месторождениях. В плане имеют наиболее широкие контуры нефтеносности и представляют обширную по площади зону неф-тегазонакопления. Значительные объемы нефти здесь обусловлены как значительно площадью нефтегазоносности, так и пологим залеганием пластов в пределах месторождений.
Статистическое сопоставление запасов по российской и SPE классификациям
В достаточно большом количестве работ, где приводится опыт совместного аудита запасов нефти конкретных объектов российскими и западными специалистами, отмечается, что данные по запасам различных классификаций необходимо увязывать индивидуально по каждому объекту или региону. Каждый нефтегазодобывающий регион или объект разработки специфичен [27, 44, 52, 60, 67, 77, 81, 82], и нужны детальные исследования его со всех точек зрения.
Для ТТП «Лангепаснефтегаз» независимой инжиниринговой фирмой Miller & Lents {M&L) выполнена оценка запасов по классификации Общества инженеров-нефтяников (SPE) за период 1996—2001 гг.[61]. Таким образом, имеется достаточно большой фактический материал по десяти месторождениям в разных экономических ситуациях, по которым определены запасы SPE по оценке M&L и запасы по российской классификации по оценке ОАО «ЛУКОЙЛ». По российской оценке рассматриваются категории запасов - А+В+С(, Са и А+В+Сі+Сг, по SPE - доказанные запасы: разрабатываемые, неразрабатываемые, неразбуренные, их сумма, а также вероятные, возможные и сумма всех категорий.
Статистическая обработка запасов по Российской и SPE классификациям, а также экономических критериев показала что на первом этапе исследований необходимо во временном диапазоне 1996-2001 гт. исследовать корреляционные связи между изучаемыми величинами. Количественно корреляционные связи оценивались путем вычисления парного коэффициента корреляции г. Значимость коэффициента корреляции определялась по критерию t, при р= 0,05. В случае, если расчетные значения критерия tp были больше табличного, считалось, что связь между показателями значимая.
Примеры статистических связей каждого изучаемого показателя с другими по десяти изучаемым месторождениям приведены в табл.2.1-2.7.
Проанализируем полученные результаты, уделив больше внимание статистически значимым связям.
У суммы всех категорий запасов наблюдается только одна значимая связь для Нивагальского месторождения (табл.2.1). Для процентов перевода запасов категорий А+В+С и А+В+Сі+Сг значимые статистические связи наблюдаются по большинству месторождений, кроме Урьевского, Чумкасского и Лас-Еганского месторождений.
Запасы категорий A+B+Cj имеют значимые значения г с экономическими показателями только по Локосовскому и Северо-Поточному месторождениям.
Статистические связи запасов Сг с другими показателями приведены в табл.2.2. Всего изучено 120 статистических связей, из них 30 (25%) статистически значимы.
С некоторыми категориями запасов по оценке M&L значимые связи наблюдаются по Нивагальскому, Урьевскому и Западно-Покамасовскому месторождениям. По остальным месторождениям количество значимых связей изменяется от 1 до 4 (табл.2.3).
В табл. 2.4 приведены коэффициенты корреляции доказанных разрабатываемых запасов с другими показателями. Всего изучено 133 связи, из которых только 17 значимые. Отсюда видно, что хорошо коррелируют-ся запасы SPE с запасами A+B+Ci и Сг только по Урьевскому месторождению. В пределах классификации SPE с доказанными разрабатываемыми запасами максимальное количество значимых связей имеется для суммы доказанных запасов по трем месторождениям, по остальным категориям количество значимых связей изменяется от 0 до 2 (табл.2.4). Доказанные разрабатываемые запасы имеют только 3 значимых корреляционных связей с экономическими показателями.
Для неразрабатываемых запасов вычислено 147 коэффициентов корреляции, из которых 34 значимые. Значимые корреляционные связи наблюдаются с запасами А+В+Сі по Нивагальскому, Покамасовскому, Поточному, Лас-Еганскому, и Северо-Поточному месторождениям (табл. 2.5). Кроме этого данная категория запасов по SPE характеризуется значимой корреляцией по Северо-Поточному с разрабатываемыми запасами, Нивагальскому и Западно-Покамасовскому по неразбуренным, по Нивагальскому, Северо-Поточному по сумме доказанных запасов, по Поточному и Западно-Покачевскому по вероятным, по Лас-Еганскому, Северо Поточному, Западно-Покамасовскому по возможным и по Нивагальскому и Западно-Покамасовскому месторождениям по сумме всех запасов (табл.2.5).
Неразрабатываемые запасы SPE характеризуются только тремя значимыми корреляционными связями с экономическими показателями.
Неразбуренные запасы характеризуются значимыми корреляционными связями в 25 случаях из 147 (табл. 2.6). Для неразбуренных запасов максимальное количество значимых статистических связей наблюдается для Нивагальского месторождения : с запасами А+В+С], Сг , A+B+Q +С2 с разрабатываемыми, суммой доказанных, с процентом перевода из российских категорий в SPE, а также с будущими капитальными затратами. Для остальных месторождений таких связей между различными классификациями запасов значительно меньше, а по Покамасовскому, Лас-Еганскому нет вообще.
По сумме доказанных SPE количество значимых связей 42 из 147 (табл.2.7). Данные запасы имеют максимальное количество значимых корреляционных связей: 8 по Нивагальскому, 5 по Урьевскому, Лас-Еганскому, Западно-Покамасовскому , 4 по Чумпасскому, Северо-Поточному, 3 по Покамасовскому, Поточному и 2 по Локосовскому месторождениям.
По вероятным запасам с другими показателями изучено 147 коэффициентов корреляции, из которых 25 являются значимыми. Для вероятных запасов наблюдается особенность, заключающаяся в том, что по Нивагальскому, Локосовскому, Покамасовскому, Лас-Еганскому месторождениям в отличие от запасов более высоких по степени обоснованности статистически значимых связей нет вообще. По остальным месторождениям количество таких связей варьирует от 2 до 5.
Анализ расчетов показал, что возможные запасы SPE классификации имеют 23 значимые связи из 147 с другими исследуемыми показателями. По этой категории запасов количество значимых корреляционных связей с другими показателями изменяется от 0 до 5.
Построение статистических моделей для определения доказанных разрабатываемых запасов
Построение статистических моделей для определения доказанных разрабатываемых запасов выполнено по Урьевскому месторождению нефти. При обосновании количества доказанных разрабатываемых запасов Zp необходимо на кривой падения добычи выделить наиболее характерный эталонный участок, по которому в дальнейшем можно с помощью экстраполяции определить и Zp. Реализуем эту задачу не просто визуально на качественном уровне, а с помощью построения статистических моделей [4, 6, 7, 17, 19, 20,22,25, 35, 67, 101, 114].
Рассмотрим и проанализируем характер изменения некоторых показателей разработки во времени. На рис.3.1 приведено изменение годовой добычи нефти QH И обводненность продукции W за период разработки с 1990 по 2001 гг. Из рис.3.1 видно, что градиенты падения добычи нефти, а также изменение обводненности продукции за отдельные годы анализируемого периода достаточно различны, особенно по изменению динамики падения во временных интервалах до и после 1996 г. Даже визуально наблюдаются два достаточно сильно различных участка как по падению добычи, так и по обводненности продукции.
Наиболее наглядно наличие двух достаточно различных участков падения QH во времени можно проиллюстрировать данными сопоставления во времени пд с Qi{ (рис.3.2,а), пп с QH (рис.3.2,6), К3 с QH (рис. 3.2,в) и пп с W (рис.3.2,г). Из рис.3.2,а видно, что выделяются два различных по соотношению «д с QH участка, в интервале 1990-97 гг. связь между ними обратная; 1997-2001 гг. - в основном, прямая. Аналогичные два участка по соотношению наблюдаются и на рис.3.2,в,г, только временной диапазон обратной связи составляет 1990-94 гг., прямой — 1994-2001 гг. Связь между V3 и QH характеризуется очень сложным видом, но визуально здесь можно выделить три временных участка: 1990-94 гг. -связь обратная; 1994-99 гг. - связь прямая и 1999-2001 гг. - связь обратная. Из рис,3.2,г видно, что также наблюдаются два различных соотношения между пп и W: 1990-95 гг, — связь прямая и 1995-2001 гг. — связь обратная. Из всех графиков, приведенных на рис.3.2, видим, что в период 1995-97 гг. разработки Урьевского месторождения наблюдается изменение соотношений между вышеприведенными показателями.
Также этот вывод подтверждается и изменением во времени соотношений между обводненностью и объемом закачки воды. Исследуем эти взаимоотношения путем вычисления значений г по следующей схеме: первое значение г определим по выборке 1990-92 гг., затем добавим один год (1993) и так далее до 2001 г. Уравнения регрессии Vz на приведены в табл.3 Л. Аналогичное исследование выполним по выборке 2001-1999 гг., затем добавим 1998 г. и так далее до 1990 г. Расчеты по данной схеме приведены в табл.3.2 . Из табл.3.1 видно, что при исследовании выборки 1990-92 гг. наблюдается практически функциональная связь между V? и W, которая с увеличением объема выборки начинает рассогласовываться, причем максимальное "разрушение1 связи происходит с привлечением данных после 1996 г. В случае, когда исследуем связи в обратном порядке, ослабление связей начинает происходить на третьем шаге, начиная с 1997 г. анализа (r=0,45; tp tt), затем связи нарушаются вплоть до отрицательных (табл.3.2), и только при расчетах по всей выборке они становятся достаточно тесными.
С целью изучения изменения динамики соотношений между показателями выполним расчеты коэффициентов корреляции по следующей временной схеме. Она заключается в том, что расчеты коэффициентов г производятся по выборке из трех лет с шагом смещения на один год (1990-92 гг., 1991-93 гг. и т.д. до 1999-2001 гг.). Результаты этих расчетов приведены в табл.3.3-3.12. Проанализируем, как изменяется значение г на примере сопоставлений, приведенных на рис.3.2. Коэффициенты г между QH и од изменяются в следующей последовательности: -0,02; -0,63; -1,00; -0,70; -0,96; -0,90; 0,35; 0,83; 0,90; -0,83. Между QH и пп значения г варьируют следующим образом: 0,53; -0,80; -0,91; -0,70; 0,92; 0,74; 0,11; 1,00; 1,00; 1,00; QH и Vz следующие: -1,0; -0,92; -0,92; 0,80; 1,0; -0,06; 0,14; 0,43; -0,74; -0,76.
Соотношения между п„ и W имеют наиболее высокую вариацию изменения г во времени: - 0,92; -0,96; -1,00; 0,01; -0,73; -0,92; 0,81; 0,98; 0,84;-0,53. Аналогичные разнонаправленные связи между изучаемыми показателями в пределах исследованных годов разработки Урьевского месторождения наблюдаются и по другим показателям (табл.3.3-3.12). При этом динамика изменений г во времени показывает, что кардинальное изменение направленности связей происходит в период 1995-97 гг.
Аналогичная ситуация наблюдается и по ряду других показателей разработки Урьевского месторождения. Изменение во времени показателей ?и, W, пн, пд, добычи нефти от начальных извлекаемых запасов Т\ит, темпа отбора от начальных извлекаемых запасов Тшз, добычи жидкости всего ()ж, закачки воды У?, среднего дебита действующих скважин по жидкости дж, среднего дебита действующих скважин по нефти qH свидетельствует, что в интервале 1994-1997 гг. наблюдается «переломный» момент в изменении этих показателей.
