Россия входит в тройку крупнейших нефтедобывающих держав мира. Ежегодно страна добывает свыше 500 миллионов тонн нефти. За каждой тонной стоят годы работы геологов, инженеров и аналитиков, которые ещё до начала бурения должны ответить на один ключевой вопрос: а есть ли там нефть вообще и стоит ли игра свеч?
В эпоху цифровых технологий ответ на этот вопрос ищут не только буром, но и с помощью сложнейших математических моделей, которые способны просчитать сотни сценариев развития событий ещё до того, как лопата войдёт в землю. Об этом мало пишут в популярных изданиях — и совершенно напрасно.
Наш собеседник — Ильдар Бакиров, Reservoir Engineering Manager, один из пионеров внедрения трёхмерного геологического моделирования в российской нефтяной отрасли. За его плечами — десятки проектов на разных стадиях разведки и добычи, опыт работы с ведущими операторами страны и репутация эксперта, которому доверяют принятие решений стоимостью в миллиарды рублей.
Мы поговорили с Ильдаром о том, как устроена «кухня» нефтяной разведки, почему иногда выгоднее отказаться от проекта, чем в него войти, и каким образом теория вероятностей помогает нефтяникам зарабатывать — или вовремя останавливаться.
— Ильдар, в массовом сознании добыча нефти выглядит просто: нашли месторождение, воткнули трубу — и нефть потекла. Насколько далеко это от реальности?
— Это очень распространённое заблуждение, и я его прекрасно понимаю. Нефть скрыта под землёй на глубинах от нескольких сотен метров до нескольких километров. Мы её не видим. Мы не можем потрогать пласт руками. Всё, чем располагают геологи и инженеры на начальном этапе, — это косвенные данные: результаты сейсморазведки, анализ пород из соседних скважин, данные по аналогичным месторождениям региона. На основе этой информации нужно принять решения, цена которых — сотни миллионов, а то и миллиарды рублей.
Ошибка на этапе разведки — это не просто убыток. Это может быть катастрофа для компании. Поэтому нефтяная отрасль, вопреки расхожему мнению, невероятно аналитична и наукоёмка.
«Ошибка на этапе разведки — это не просто убыток. Это может быть катастрофа для компании».
— Вы упомянули неопределённость. В каких формах она проявляется на практике?
— Геологическая — мы не знаем точно, каков объём залежи, какова пористость пород, насколько хорошо нефть будет двигаться по пласту к скважине. Эти параметры можно лишь оценить с той или иной степенью точности.
Технологическая — мы не знаем заранее, как поведёт себя пласт в процессе добычи. Иногда скважина даёт меньше нефти, чем ожидалось, иногда — больше.
Экономическая — цены на нефть, налоговая нагрузка, стоимость оборудования. Всё это меняется, и проект, который выглядит привлекательно при 80 долларах за баррель, может оказаться убыточным при 50.
Работа с этой тройной неопределённостью и есть суть того, чем мы занимаемся.
— Как именно с ней работают? Расскажите про инструменты, которые вы используете.
— Основной инструмент — геолого-экономическая оценка месторождения, которую мы сокращённо называем ГЭО. Это комплексный подход, объединяющий геологическое моделирование, гидродинамическое моделирование и финансовый анализ в единую систему.
Начинается всё со сбора данных. Мы собираем буквально всё, что есть по участку и по всему региону: результаты сейсморазведки, данные из скважин, лабораторный анализ кернов и флюидов, историю добычи, если она есть, экономические нормативы. Чем больше данных — тем точнее модель.
Затем геологи формулируют одну или несколько концептуальных моделей строения пласта. Каждой модели присваивается вероятность реализации. После этого мы строим не одну, а множество математических моделей — иногда до ста штук — чтобы охватить весь диапазон возможных геологических сценариев.
«Мы строим не одну, а до ста математических моделей — чтобы охватить весь диапазон возможных геологических сценариев».
— Сто моделей — звучит внушительно. Зачем так много?
— Это связано с методологией вероятностной оценки. Нас интересуют три ключевых сценария, которые в отрасли обозначают как P10, P50 и P90.
P90 — это пессимистический сценарий: с вероятностью 90% объём запасов будет не меньше этой цифры. Грубо говоря, минимум, на который можно рассчитывать почти наверняка. P50 — медианный, наиболее вероятный сценарий. P10 — оптимистический: шанс — один из десяти, что запасов окажется столько или больше.
Имея эти три сценария, мы понимаем не только «сколько там нефти», но и «насколько велик разброс» и «насколько мы уверены в своих оценках». Это принципиально важно для принятия инвестиционных решений.
— Хорошо, модели построены. Что дальше?
— На основе геологических моделей строятся гидродинамические модели — они позволяют рассчитать, как будет вести себя пласт в процессе разработки: сколько нефти, газа и воды будет добываться по годам, как изменится давление в пласте. При этом в каждом сценарии мы проигрываем разные варианты разработки: вертикальные скважины или горизонтальные, с гидроразрывом пласта или без, с закачкой воды для поддержания давления или без неё.
Получается большой массив профилей добычи. К каждому профилю привязывается финансовая модель — выручка от продажи нефти, капитальные и операционные затраты, налоги. В итоге мы получаем распределение ключевых финансовых показателей: чистого дисконтированного дохода, внутренней нормы доходности, срока окупаемости — по всему ансамблю сценариев.
— Можете привести конкретный пример того, какие решения позволяет принять такой анализ?
— Конечно. Первый вопрос, на который мы отвечаем: достаточно ли запасов, чтобы проект вообще был коммерчески интересен? Если даже медианный сценарий P50 не обеспечивает окупаемости — зачем продолжать? Это жёсткое, но честное решение. В моей практике бывали случаи, когда мы рекомендовали полностью отказаться от актива — и это было правильным решением.
Второй вопрос: какую скважину бурить первой? Это не очевидно, особенно когда на участке несколько перспективных объектов. Мы формируем рейтинг бурения — очерёдность, которая максимизирует отдачу при заданном бюджете.
Третий вопрос — пожалуй, самый тонкий: какие дополнительные исследования стоит провести, прежде чем принимать окончательное решение о разработке?
«Бывали случаи, когда мы рекомендовали полностью отказаться от актива — и это было правильным решением».
— Вот это интересно. Как можно оценить ценность информации, которой у вас ещё нет?
— Именно для этого существует методика VOI — Value of Information, или «ценность информации». Логика такая: у нас есть модель с определённой неопределённостью. Мы задаём вопрос: если мы проведём дополнительную сейсмику или пробурим разведочную скважину и получим новые данные — насколько это снизит неопределённость и улучшит наши решения? И улучшение это можно выразить в деньгах.
Например, новая сейсмика стоит условно 100 миллионов рублей. Зато она уточняет структуру пласта настолько, что мы можем избежать бурения двух «пустых» скважин ценой по 300 миллионов каждая. Очевидно, что информация стоит своих денег. Но бывает и наоборот — когда дополнительные исследования практически ничего не меняют в картине неопределённости, и тогда лучше потратить эти средства на бурение.
— Вы стояли у истоков внедрения 3D-моделирования в российской нефтяной отрасли. Как изменилась эта сфера за последние годы?
— Изменилась кардинально. Когда мы только начинали работать с трёхмерными геологическими моделями в России, это было в новинку. Многие коллеги относились скептически: «Зачем усложнять? Мы и так справлялись». Сегодня 3D-моделирование — это стандарт отрасли. Ни один серьёзный проект не обходится без него.
Изменились и инструменты. Вычислительные мощности выросли на порядки, алгоритмы стали точнее. То, что раньше занимало недели расчётов, сегодня делается за часы. Появились элементы машинного обучения для анализа геологических данных. Но, что важно, сама суть работы не изменилась: мы по-прежнему работаем с неопределённостью, и никакой компьютер не заменит понимания физики пласта и геологической интуиции.
— Какие личные и профессиональные качества необходимы специалисту в вашей области?
— Во-первых, нужно хорошо разбираться в геологии и физике пласта — это очевидно. Но, что менее очевидно, специалист обязан владеть статистикой и теорией вероятностей на очень приличном уровне. Без этого работа с вероятностными оценками превращается в манипуляцию цифрами, а не в реальный анализ.
Во-вторых, нужно уметь работать в команде. ГЭО — это командная работа: геологи, петрофизики, гидродинамики, экономисты.
Все должны говорить на одном языке и понимать ограничения своих моделей.
И, наверное, самое важное — умение принимать решения в условиях неопределённости. Это особый навык. Многие специалисты хотят собрать как можно больше данных и только потом решать. Но в реальности у вас никогда не будет полной картины. Нужно уметь действовать с тем, что есть, честно признавая границы своих знаний.
«Нужно уметь действовать с тем, что есть, честно признавая границы своих знаний».
— И последнее: что вы считаете главным результатом своей работы?
— Наверное, то, что эта работа реально влияет на решения. Когда ты видишь, что компания входит в проект или отказывается от него на основании расчётов, которые делала твоя команда, — это ощущение профессиональной ответственности. Иногда мы рекомендуем отказаться от актива, и это кажется отрицательным результатом. Но это тоже ценность: не потратить деньги там, где их не нужно тратить.
Нефтяная отрасль — это очень долгосрочный бизнес. Месторождение разрабатывается десятилетиями. Ошибка в начале пути стоит очень дорого. Наша задача — сделать так, чтобы этих ошибок было как можно меньше. Или хотя бы — чтобы они не были неожиданностью.