Современные реалии характеризуются ростом потребности в освоении перспективных залежей (greenfield) углеводородного (УВ) сырья, такого как газ, нефть и газовый конденсат. Во многих случаях породы-коллекторы могут быть осложнены геологическим строением (высокая расчлененность, многопластовость и т.п.) и низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). Также для них характерна низкая изученность из-за недостатка исходной геологической информации и ограниченного количества аналогов.
Для формирования стратегии по подготовке к вводу в промышленную эксплуатацию таких объектов необходима комплексная оценка неопределенностей и управление рисками (геологические, технологические, экономические, стратегические, операционные) с последующей их минимизацией [1].
Для реализации подобного рода задач в мировой и отечественной практике, как правило, применяются многовариантные расчеты (МВР) [2].
МВР — инструмент, позволяющий проводить ранжирование неопределенностей, а также прогнозировать вероятность и достоверность проектных показателей разработки нефтяных и газовых активов.
Суть метода МВР заключается в создании множества геологических и фильтрационных моделей объекта с последующим перебором параметров, характеризующихся неопределенностью исходных данных (ИД) [3].
Реализация МВР включает в себя следующие типовые этапы:

• формирование матрицы параметров неопределенности (обобщение исходных параметров и определение диапазонов их варьирования);
• анализ чувствительности модели (численная оценка степени влияния каждого фактора на итоговый результат и исключение наименее влияющих);
• проведение МВР (получение ансамбля расчетов с последующей оценкой вероятности воспроизведения проектного профиля добычи);
• подготовка рекомендаций в части доизучения с целью повышения качества ИД об объекте исследования (геологическое строение, ФЕС, продуктивность) [4].

Важно отметить, что МВР обладают широким спектром применимости и могут использоваться для решения как типовых, так и нетривиальных задач. Например:

• в работе [5] описано создание алгоритма для анализа неопределенностей и оценки рисков и, как следствие, уточнения диапазонов варьируемых параметров;
• в работе [6] показан процесс формирования авторской матрицы решений по выбору оптимального типа заканчивания скважин в зависимости от насыщения и ФЕС пласта. Дополнительно разработана экспресс-оценка типов заканчивания для слабоизученных и неразбуренных зон;
• в работе [7] продемонстрирован учет масштабного эффекта и неоднородности пласта с последующим улучшением качества интегральной адаптации гидродинамической модели (ГДМ) за счет уточнения петрофизической зависимости Кпр=f(Кп);
• в работе [8] представлено описание принципиально новой методики поиска оптимальной стратегии разработки многопластовых газовых и газоконденсатных залежей, учитывающей геологические неопределенности, а также технологические и организационные риски.

Принимая во внимание накопленную базу знаний в части применения и проведения МВР, авторами настоящей статьи разработан собственный методологический подход, учитывающий сильные стороны альтернативных подходов, но при этом отличающийся от них комплексностью и углубленным анализом большего количества неопределенных параметров.

Рассмотрим один из лицензионных участков (ЛУ) Гыданского полуострова Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО). Ловушки свободного газа анализируемого ЛУ характеризуются сложным геологическим строением (в т.ч. многопластовостью), неоднородностью по площади и низкой проницаемостью (в среднем 1 мД). ЛУ находится на стадии доизучения, объекты в разработку не введены.
На первом этапе реализации МВР проведена классификация, верификация и оценка диапазонов неопределенностей ИД по исследованиям керна и геомеханическим свойствам пород. В связи с недостаточной степенью изученности продуктивных объектов для обоснования ИД дополнительно привлечены одновозрастные объекты-аналоги со схожими ФЕС.
В качестве неопределенных авторами выделены следующие параметры, относящиеся к ГДМ (в настоящей статье МВР рассмотрены в контексте гидродинамического моделирования): остаточная (связанная) водонасыщенность (SWL), ОФП по воде при остаточной газонасыщенности (KRWR) и максимальная (KRW), критическая газонасыщенность (SGCR), максимальная ОФП по газу (KRG), формы кривых ОФП по воде и газу (LET-корреляция), параметры аквифера Картера-Трейси (AQUCT), абсолютная проницаемость — PERMX (выделение с помощью литофациального анализа
зависимости Кпр = f(Кп) для 5 литотипов), коэффициент анизотропии (PERMZ) и сжимаемость пород (ROCK).
Типовой подход к определению минимальной, средней и максимальной зависимостей показан на примере остаточной (связанной) водонасыщенности (SWL). Анализируя статистическое распределение керновых данных становится очевидным, что облако точек представляет собой некий диапазон, который может быть охарактеризован несколькими кривыми, описывающими в данном случае зависимость SWL от квадратного корня из отношения абсолютной проницаемости к коэффициенту пористости (рис. 1).

На основе анализа ИД подготовлена матрица неопределенных параметров и определены диапазоны их варьирования (табл. 1.).
Всего к оценке в рамках выполнения анализа чувствительности рекомендовано 11 параметров (10 фильтрационных и 1 геомеханический).

Табл. 1. Матрица неопределенности

На втором этапе реализации МВР проведены численные эксперименты по анализу чувствительности результата к изменению параметров, имеющих неопределенности, согласно матрице, сформированной на предыдущем этапе.
В качестве параметра отклика, подверженного влиянию имеющихся неопределенностей, принята величина накопленной добычи газа за прогнозный период (классический подход при проведении МВР).
Наибольшее влияние на итоговую добычу (больше +/- 5%) оказали 3 параметра: критическая газонасыщенность (SGCR), форма кривой ОФП по газу (Kg) и проницаемость по латерали (PERMX) (рис. 2).

Однако, помимо классического подхода к проведению МВР, по мнению авторов, в комплексе целесообразен и анализ продолжительности периода постоянных отборов газа (ППО), вносящего значительный вклад в экономическую рентабельность любого газового проекта.
Для подтверждения рациональности авторского подхода, а также выявления наиболее значимых входных неопределенностей на проектные показатели разработки подготовлен сравнительный анализ результатов многовариантного моделирования в формате диаграммы
«Торнадо» (рис. 3, 4).

Всего на продолжительность ППО оказали влияние 6 параметров. При этом остаточная (связанная) водонасыщенность (SWL), максимальная ОФП по газу (KRG) и форма кривой ОФП по воде (Kw) незначительно повлияли на накопленную добычу (меньше +/- 5%), но влияют на длительность ППО (от 1 года и больше).
В результате комплексного подхода к анализу чувствительности пересмотрена и уточнена матрица параметров, имеющих неопределенности. В рамках проведения МВР к варьированию рекомендовано 6 фильтрационных параметров (выделены жирным шрифтом в табл. 1).

В первую очередь авторами проведена серия МВР и получено множество вычислений, основанных на классическом подходе (учет неопределенностей, влияющих на накопленную добычу). В результате анализа ансамбля расчетов определено, что утвержденный проектный профиль добычи газа (накопленная добыча) соответствует перцентилю P52, т.е. вероятность его воспроизведения в будущем незначительно выше среднего.
Перцентиль показывает место, которое занимает утвержденный проектный профиль добычи газа (А1) в общей выборке профилей и определяется по формуле:

Следующим шагом получено множество вычислений, основанных на авторском подходе (комплексный учет неопределенностей, влияющих как на накопленную добычу, так и на длительность ППО). В результате анализа ансамбля расчетов определено, что утвержденный проектный профиль добычи газа (накопленная добыча) соответствует перцентилю P44, т.е. вероятность его воспроизведения в будущем ниже среднего. В тоже время, ППО сократился на 1 год относительно перцентиля P52 (рис. 5)

В качестве заключительного этапа проведения МВР проанализирована фактическая карта охвата объекта керновыми исследованиями (рис. 6).

С целью повышения его изученности подготовлены рекомендации по проектным целям (разведочные скважины / пилотные стволы первых скважин). Успешная реализация такой программы доизучения, по предварительной оценке, позволит увеличить охват керновыми исследованиями по площади с 38 до 66%, а также сузить диапазон имеющихся неопределенностей с целью уточнения ФЕС рассматриваемого объекта с последующей корректировкой проектного профиля добычи газа (рис. 7).