Gebuddelt wird überall - HPC AG

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Ölfelder in Sibirien Bohrturm auf der Lagerstätte ÖL, MAL NICHT IN DER WÜSTE Irkutsk – Ein Stammkunde der HPC AG, eine internationale Investmentgesellschaft, besitzt unter anderem Lizenzen für die Erkundung und Förderung von Kohlenwasserstoffen in Sibirien. Seit 2007 betreut die HPC AG fünf dieser Ölfelder, die sich in West- und Mittelsibirien befinden. Die Lizenzen für die Erkundung bzw. Förderung von Kohlenwasserstoffen werden in der Regel bei Auktionen erworben. Es gehört zum Geschäftsmodell der Investmentgesellschaft, Lizenzen mit einem niedrigen Erkundungsstand relativ preiswert zu erwerben und in weitere Erkundungsmaßnahmen zu investieren, in der Hoffnung, entsprechend große Vorräte an Erdöl, Erdgas und Erdgaskondensat zu finden. In der Regel sollen die Ölfelder anschließend wieder verkauft werden. Diese Tätigkeit birgt ein hohes unternehmerisches Risiko, denn Erkundungsmaßnahmen sind sehr teuer, allein eine Erkundungsbohrung kostet etwa 10 Millionen Dollar. Falls kein Öl oder Gas gefunden wird, waren die Investitionen umsonst. Diese Lizenzgebiete befinden sich in der Regel in unbesiedelten Gebieten in der sibirischen Tundra. Die fünf von der HPC AG bearbeiteten potenziellen Ölfelder weisen Flächen zwischen 1.000 und mehr als 4.000 km² auf. Eines dieser Kohlenwasserstoff-Felder befindet sich im südlichen Teil der Siberischen Plattform, der Angaro-Lensky-Stufe, unweit des bekannten Kovykta-Erdgasfeldes, welches noch bis vor kurzem mehrheitlich der BP gehörte. Das Kovykta-Erdgasfeld weist Reserven von ca. 2 Billionen Kubikmeter Erdgas und 83 Millionen Tonnen Gaskondensat auf und ist mit Investitionen von 20 Milliarden Dollar eines der größten Erdgasprojekte weltweit. Aus Kovykta könnte Deutschland etwa 20 Jahre lang seinen Erdgasbedarf decken. Mit dieser Größe ist das von HPC bearbeitete Erdgasfeld leider nicht zu vergleichen. Als unser Auftraggeber das Feld vor einigen Jahren erworben hatte, waren mit- 8 www.hpc.ag HPC, September 2010 TITELTHEMA tels geophysikalischer Untersuchungen und Bohrarbeiten Gas- und Kondensatreserven in Höhe von ca. 8 MMBOE (Mio. Barrel Ölequivalent) nachgewiesen bzw. berechnet worden. Die Exploration dieses Erdgasfeldes in Sibirien, auch wenn es nicht so groß wie das Kovykta-Feld ist, beinhaltet erhebliche finanzielle Risiken. Für anstehende Kredite, aber auch für eventuelle Anteilsverkäufe werden Due Diligences benötigt, die objektiv nach westlichen Standards die Kohlenwasserstoffreserven bewerten. Für diese Bewertung der Reserven hat der Investor HPC beauftragt. In die Berechnung der Reserven von Kohlenwasserstoffen fließen zahlreiche Parameter ein. Dazu zählen die Schichtmächtigkeiten in der sich das Öl oder Gas befindet, die horizontale Ausbreitung dieser Schicht, die Gesteinsporosität und einige Koeffizienten, wie der Filling-Koeffizient, der geometrische Koeffizient, die Öl-/Gassättigung, der Oil Formation Factor, der Gas Expansion Factor sowie der Gas Oil Ratio und der Condensate Gas Ratio und der Öl- bzw. Gas- sowie Condensate Recovery Factor. Diese Daten, die den Input für die Berechnung darstellen, werden u. a. durch umfangreiche geophysikalische Explorationstätigkeiten ermittelt. Am Anfang der Exploration steht in der Regel eine 2D-Seismik, die später durch seismische 3D-Messungen ergänzt wird. Bei seismischen Messungen werden künstliche Erdbebenwellen erzeugt, die an Schichtgrenzen reflektiert und refraktiert werden. Diese reflektierten und refraktierten Wel- Ergebnisse der Seismik mit Verwerfungen Karte des Untersuchungsgebietes len werden an der Erdoberfläche mittels Geophonen aufgezeichnet. Nach einem intensiven Processing, Bearbeitung und Interpretation dieser Wellen können die Struktur und der Aufbau der Gesteinsschichten sowie eventuelle Verwerfungen ermittelt werden. Mit modernen Erkundungs- und rechnerbasierten Modellierungsmethoden kann der Untergrundaufbau bis in viele tausend Meter Tiefe mit einer Genauigkeit von wenigen 10er-Metern dargestellt werden. Den letztendlichen Aufschluss und Nachweis über das Vorhandensein von Öl bringen Tiefbohrungen, für deren genauen Ansatzpunkt auch die seismischen Untersuchungen die Ausgangsbasis darstellen. Kombiniert mit Öl- und Gastests bzw. geophysikalischen Bohrlochmessungen und petrophysikalischen Analysen erhält man eine Vielzahl von Daten, nach deren Auswertung man sich bereits ein sehr gutes Bild über den Untergrund und seinen Aufbau machen kann und die zunächst ausreichend sind für eine Berechnung der Reserven. Bei der Ermittlung der im Untergrund vorhandenen Kohlenwasserstof-
fe unterscheidet man zwischen Ressourcen und Reserven. Die Reservenkalkula- tion, die HPC durchgeführt hat, basiert auf einer volumetrischen Methode mittels der Software GeoX, die auf der Monte- Carlo-Simula tion beruht. Die Monte-Carlo-Simulation berücksichtigt die Unsicherheiten (uncertainties) in den Parameterwerten unter Nutzung der statistischen Verteilung, um diese zu modellieren. Dies ist eine übliche Methode, um eine umfassende Evaluierung von den grundlegenden Reservoir parametern durchzuführen. Alle Key-Input-Parameter bezüglich der Fluid-Bedin gungen, der Reservoir-Bedingungen und der Bohrloch-Performance sind jeweils Eingangsdaten für eine triangulare Verteilung (Minimum, Maximum, Mittelwert) oder Rechteckverteilung, um die „Uncertainties“ in den aktuellen Werten auszuweisen. Auf „unserem“ konkreten Ölfeld wurden im Zeitraum von 1959 bis 2009 insgesamt 32 Bohrungen bis ca. 3.000 m abgeteuft und getestet. Es wurden mehrere hundert Kilometer 2D- und 3D-Seismik durchgeführt. Aufgrund des enormen Wissenszuwachses bezüglich der Untergrundverhältnisse in der gesamten Region, aufgrund der Verbesserung der Erkundungsmethoden und modernerer Auswertungsmethoden und technischer Geräte werden üblicherweise alte Erkundungsdaten nochmals reprocessed und interpretiert. Für eine genauere und verbesserte Reservenberechnung wurde bei dem bearbeiteten Feld entschieden, dies zu tun. Mit dieser Aufgabe und in Abstimmung mit HPC betraute der Auftraggeber das bekannte St. Petersburger Institut NAT VNIGRI Neftegas L.L.C. Die Geologen und Geophysiker dieses Institutes haben die Ergebnisse ihrer mehrere Monate andauernden Arbeit bei gemeinsamen Besprechungen immer wieder mit HPC diskutiert und abgestimmt. Mit diesen wissenschaftlich sehr gut aufbereiteten Daten hat HPC die Reservenkalkulation mittels Monte-Carlo-Simulation und der Software GeoX durchgeführt. In der ehemaligen Sowjetunion wird zur Reservenberechnung nicht die statistische Methode, sondern eine deterministische TITELTHEMA Methode genutzt. Es wird nicht wie bei der probalistischen oder statistischen Methode von einer Kombination verschiedener Uncertainties ausgegangen, sondern es werden konkrete Werte für alle Parameter eingesetzt. Wenn man ein Gebiet sehr gut kennt, kann dies Vorteile haben, es ist jedoch unbestritten, dass Modelle, die auf statistischen Werten beruhen, genauer sind als deterministische Berechnungen. Außerdem berücksichtigt diese Methode die Varianz der Eingangsdaten; zum Beispiel besitzt das Speichergestein nicht nur einen Wert für die Porosität oder Schichtmächtigkeit, sondern viele unterschiedliche Werte. Dieser Varianz entspricht die probalistische Methode. Gemäß einer Vereinbarung der Society of Petroleum Engineers (SPE) ist für die Berechnung von KW-Lagerstätten die Monte-Carlo-Simulation, also eine probalistische Methode, zu verwenden. Damit unterscheiden sich die Ergebnisse, die HPC ermittelt hat, zwangsweise von denen, die das St. Petersburger Institut berechnete, welches neben der Aufbereitung der Geophysik auch eine traditionelle deterministische Reservenberechnung durchgeführt hat. Wurde, ganz gleich mit welcher Methode der Reservenberechnung, erst einmal das Öl oder Gas in place berechnet, muss ermittelt werden, wie viel davon förderbar ist, denn eine KW- Lagerstätte kann nicht vollständig ausgebeutet werden. Für die Berechnung der tatsächlich förderbaren Mengen an Kohlenwasserstoffen werden die Oil-Recovery- Factors genutzt. Traditionell werden diese Faktoren in den CIS-Countries sehr optimistisch gewählt. So geht man zum Beispiel bei Erdgas in Russland oft von einem Recovery Factor von fast 100 % aus. Im konkreten Fall hat HPC einen Recovery Factor von 70 % für Erdgas angesetzt, der unseres Erachtens der Realität näher kommt. Damit unterschieden sich die Endergebnisse nochmals erheblich, was die Mengen an gewinnbaren Kohlenwasserstoffen betrifft. Der Kunde ist enttäuscht bzw. verärgert über geringere Mengen, die HPC berechnet hat, gegenüber größeren Mengen, die das Institut aus St. Petersburg ermittelte. Denn mehr förderbare Reserven entsprechen natürlich einem höheren Wert der Anlagen. Hier bedurfte es intensiver Erläuterungen und Erklärungen von HPC gegenüber dem Kunden, was die Nachhaltigkeit und Sicherheit der so gewonnenen Daten beinhaltete. Letztendlich wird in der westlichen Welt eine Berechnung von KW-Reserven mittels deterministischen Methoden nicht anerkannt. Ungeachtet der hohen fachlichen Kenntnisse und Erfahrungen des St. Petersburger Instituts ist ein Recovery Factor von fast 100 % für Erdgas völlig unrealistisch. Konservative Berechnungen, wie sie HPC durchführt, geben dem Auftraggeber eine größere Sicherheit und sprechen bei einem eventuellen Verkauf für die Seriosität des Gutachtens und der Daten und damit für eine hohe Akzeptanz potenzieller Erwerber. Aus den gesammelten Daten der Lagerstätte haben wir mit der Software QUE$TOR simuliert, wie eine Ausbeutung erfolgen kann, das heißt wie viele Förderbohrungen benötigt werden, wie viele Pumpstationen, Gasreinigungsstationen, wie viele Kilometer Pipeline zur Einspeisung in das vorhandene Netz usw. errichtet werden müssen und wie viel Kohlenwasserstoffe letztendlich gefördert und verkauft werden können. Mit dieser Prognose hat HPC die betriebswirtschaftlichen Kennwerte Investitionskosten (CAPEX) und Betriebskosten (OPEX) ermittelt. Aus dem daraus darstellbaren Cashflow zeigt sich, ob die Lagerstätte betriebswirtschaftlich profitabel ist. In dem beschriebenen Fall haben die Investitionen in die weiteren Erkundungen, die Aufbereitung der Daten und die Neuberechnung der förderbaren Reserven zu einer Lagerstättengröße an so genannten 2P-Reserven von mehr als 200 MMBOE (Mio. Barrel Ölequivalent) geführt, also einer 25-fachen Erhöhung gegenüber den 8 MMBOE als der Kunde die Lizenz erwarb. Dieser Fakt und das Ergebnis der entsprechenden betriebswirtschaftlichen Berechnungen sorgte am Ende natürlich für strahlende Gesichter auf allen Seiten. Thomas Noack tnoack@hpc-ag.de HPC, September 2010 Karte mit Verteilung der Kohlenwasserstoffe in der Struktur Gastest Schema der Förderanlagen www.hpc.ag 9
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