CC BY
39
УДК 553.98
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДИКИ ГЕОЛОГО-ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ОЦЕНКИ ПЕРСПЕКТИВНЫХ И ПРОГНОЗНЫХ РЕСУРСОВ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ
А.А.Герт (ООО "Сибирский научно-технический иентр нефти и газа"), В.И.Пороскун (ФГУП "Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт"), О.Г.Немова, А.А.Вымятин, П.Н.Мельников, Н.А.Супрунчик (ФГУП "Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья")
Геолого-экономическая оценка перспективных и прогнозных ресурсов УВ — одна из важнейших задач в области развития минерально-сырьевой базы нефтегазодобычи. Она является завершающим этапом количественной оценки ресурсов и проводится для обоснования наиболее перспективных районов проведения геолого-разведочных работ за счет средств государственного бюджета, разработки долгосрочных стратегий воспроизводства минерально-сырьевой базы УВ, лицензирования недр, развития нефтяной и газовой промышленности. В настоящей статье рассматриваются основные методические положения геолого-экономической оценки ресурсов УВ, приводится пример оценки ресурсов нефти Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области Сибирской платформы.*
Ключевые слова: геолого-экономическая оценка; минерально-сырьевая база нефтедобычи; лицензирование недр.
Обоснование экономической эффективности управленческих решений в нефтегазовом комплексе проводится, как правило, на основании геолого-экономической и стоимостной оценок объектов УВ-сырья. Можно выделить следующие три основные области применения стоимостной оценки на различных уровнях управления:
1. Обоснование экономической эффективности геолого-разведочных работ. Для нефтегазовой компании стоимостная оценка является основой обоснования эффективности инвестирования средств в проведение геолого-разведочных работ и выбора их наиболее перспективных направлений. Государственными органами управления она должна использоваться для обоснования эффективности финансирования начальных стадий геолого-разведочных работ из государственного бюджета для повышения инвестиционной привлекательности участков недр, подлежащих лицензированию.
2. Использование в процессе лицензирования недр. Для добывающей компании стоимостная оценка лицензионного участка, проведенная с учетом условий лицензирования, может служить обоснованием целесообразности участия в аукционе по данному участку. Для государственных структур, осуществляющих подготовку конкурсов и аукционов на право пользования недра-
ми, результаты оценки должны использоваться для корректного определения стартовых бонусов.
3. Формирование стратегий освоения нефтегазовых ресурсов. При формировании стратегии развития добывающего сектора в нефтегазовой компании стоимостная оценка объектов разведки и разработки позволяет сформировать эффективный вариант стратегии, максимизирующий стоимость компании, определить приоритетные направления при осуществлении инвестиций. На государственном уровне стоимостная оценка должна использоваться для формирования стратегий развития минерально-сырьевой базы (МСБ) регионов и страны в целом.
При всем разнообразии управленческих решений единым критерием их экономической эффективности служит стоимость запасов и ресурсов УВ на объектах, относительно которых принимаются решения. Определение стоимости объектов УВ-сырья осуществляется в результате проведения их геолого-экономической оценки. В качестве объектов оценки выступают участки недр, месторождения, залежи, содержащие выявленные запасы, перспективные и прогнозные ресурсы нефти и газа. Общепринятый методический подход ее проведения, соответствующий мировой практике стоимостной оценки полезных ископаемых, в качестве глав-
В оценке принимали участие С.Сухарев, В.Акимов, И.Тумашев (ФГУП "СНИИГГиМС", Новосибирск).
ного инструмента использует доходный подход на основе анализа будущих дисконтированных денежных потоков. Основным количественным показателем стоимостной оценки является ожидаемая величина чистого дисконтированного дохода (ЧДД)), который может быть получен в результате разработки оцениваемого объекта.
На корпоративном уровне практика принятия управленческих решений на основании стоимостной оценки запасов и ресурсов УВ получила достаточно широкое распространение. В большинстве крупных компаний применяются постоянно действующие корпоративные системы для оценки эффективности инвестиционных проектов в области подготовки сырьевой базы. Эти системы, как правило, рассматривают весь цикл осуществления проекта — от моделирования процесса подготовки запасов в результате проведения геологоразведочных работ до разработки рекомендаций относительно оцениваемых управленческих решений.
На государственном уровне в настоящее время практика экономического обоснования управленческих решений часто не соответствует современным требованиям и имеющимся в этой области методическим наработкам и программным средствам. При законодательном закреплении необходимости использования геолого-экономической и стоимостной оценки месторождений полезных ископаемых и участков недр при осуществлении государственного регулирования отношений недропользования и решении задач развития минерально-сырьевой базы (ст. 23-1 Закона РФ "О недрах") официально утвержденная методическая база такой оценки отсутствует.
Тем не менее вопрос разработки единого методического аппарата и инструментария для экономического обоснования управленческих решений в области геологического изучения недр на государственном уровне является весьма актуальным. Разработка и внедрение постоянно действующей системы экономического обоснования государственных решений в сфере подготовки сырьевой базы в нефтегазовом секторе обеспечат оперативное и корректное решение широкого круга задач, а именно:
адекватную оценку общего потенциала недр Российской Федерации на каждый период времени;
определение наиболее перспективных направлений геолого-разведочных работ при формировании их программ, финансируемых за счет государственного бюджета;
доработку и доведение до практического применения новой "Классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов", апробация и широкое обсуждение которой ведется в настоящее время;
оперативную оценку экономического потенциала МСБ крупных регионов и разработку на этой основе программ их комплексного освоения;
обоснование экономического базиса для развития государственно-частного партнерства при реализации инвестиционных проектов в нефтегазовом комплексе.
Одной из важнейших задач государства в области развития МСБ нефтегазодобычи является количественная и экономическая оценка ресурсов УВ-сырья.
Основной действующий в настоящее время документ, регламентирующий методический подход к экономической оценке ресурсов УВ, был принят более 10 лет назад [4] и требует значительных корректировок с учетом новых требований со стороны нефтегазовой промышленности и государственных органов. В этом документе под экономической (стоимостной) оценкой ресурсов нефти и газа понимается потенциальный эффект (рентный доход) в денежном выражении, который может быть получен при переводе их в запасы и последующем промышленном освоении. Основными недостатками данного показателя являются:
отсутствие коммерческой составляющей, определяющей ценность объекта с точки зрения потенциального инвестора;
детерминированный подход при расчете показателей стоимостной оценки, не позволяющих оценить риски, возникающие при изучении и освоении ресурсов УВ.
Для развития и совершенствования методов обоснования управленческих решений относительно развития МСБ рассмотрим основные положения методики геолого-экономической оценки ресурсов УВ крупного региона для обоснования эффективности поисковых работ в регионе, учитывающей такие основные моменты, как вероятностную природу изучаемого объекта (ресурсов) и ограниченность средств, направляемых на поисковые геолого-разведочные работы.
Процесс проведения оценки включает ряд этапов — от количественной оценки всех потенциально имеющихся объектов УВ до экономической оценки только рентабельных объектов, которые могут быть выявлены при определенной изученности региона, и оценки поисковых геолого-разведочных работ, обеспечивающих эту степень изученности (рис. 1).
Рассмотрим каждый из этапов более подробно на примере оценки ресурсов нефти Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области (НГО) Сибирской платформы, на которой была опробована предлагаемая методика.
Количественная оценка перспективных
и прогнозных ресурсов нефти и их распределение по классам крупности
Количественный прогноз нефтегазоносности рассматриваемой территории, оценка объемов УВ и коэффициентов их извлечения проведены в соответствии с утвержденными методическими документами. Для распределения залежей нефти по классам крупности, со-
гласно руководству [4], выделено пять классов крупности по показателю начальных извлекаемых запасов нефти: 1-3; 3-10; 10-30; 30-100 и 100-300 млн т. Объектов с запасами > 300 млн т нефти в Непско-Ботуобинской НГО не прогнозируется.
В основу прогноза распределения залежей по классам различной крупности положены научные разработки, выполненные под руководством А.Э.Конторо-вича и В.И.Шпильмана в 70-80-е гг. прошлого века [3, 5]. Основным положением их разработок является следующее утверждение — распределение залежей УВ в генеральной совокупности описывается усеченным распределением Парето. Для замкнутого интервала [д0, уО] функция плотности распределения имеет вид
■ I—/I 1|у< /> { Л Л
f (Я, Я у О)
Рис. 1. ЭТАПЫ ПРОВЕДЕНИЯ ГЕОЛОГО-ЭКОНОМИЧЕСКОИ ОЦЕНКИ РЕСУРСОВ
(1-WyGf
1
1
(уО)((уО)х -1) - (уО-1 )(1-А) t qк (уО)
где Я — параметр распределения Парето; у — параметр усечения; О — начальные суммарные ресурсы; Я0 — размер минимальной залежи.
График плотности распределения, рассчитанный для вендского комплекса Непско-Ботуобинской НГО, и гистограмма распределения этих залежей по классам крупности выглядят следующим образом (рис. 2). Параметры распределения были приняты на основании данных по имеющимся открытым залежам в пределах этого комплекса.
Результаты количественной оценки и применение метода Парето показали, что при полной изученности
территории НГО может быть выявлена 581 залежь, а потенциальный прирост извлекаемых запасов нефти по ним может составить 2605 млн т (табл. 1).
Геолого-экономическая оценка нефтегазового потенциала НГО в целом
Геолого-экономическая оценка нефтегазоносных объектов проводится с применением доходного подхода на основании прогнозирования дисконтированных денежных потоков в динамике. Порядок ее проведения
Рис. 2. ПРОГНОЗ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЗАЛЕЖЕИ НЕФТИ ПО КЛАССАМ КРУПНОСТИ НА ПРИМЕРЕ ВЕНДСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО КОМПЛЕКСА НЕПСКО-БОТУОБИНСКОИ НГО
А - плотность распределения, Б - гистограмма распределения залежей по классам крупности - OIL AND GAS GEOLOGY, 22013-
Таблица 1
Количественная оценка и распределение по крупности залежей нефти в Непско-Ботуобинской НГО
НГО, НГК, категория Извлекаемая нефть (числитель — число залежей; знаменатель — их суммарные запасы, млн т)
всего класс крупности, млн т
1-3 3-10 10-30 30-100 100-300
Непско-Ботуобинская, всего Сэ+Д 581 400 135 35 9 2
2605 659 693 463 544 246
В том числе НГК:
Кембрийский 40 31 8 1 0 0
99 49 40 10
Верхневенд-нижнекембрийский 293 197 73 16 6 1
1429 327 378 247 373 104
Вендский 248 172 54 18 3 1
1077 283 275 206 171 142
Непско-Ботуобинская, Сэ 30 7 12 9 1 1
396 15 67 162 48 104
В том числе НГК:
Кембрийский 0 0 0 0 0 0
Верхневенд-нижнекембрийский 21 5 7 7 1 1
338 10 43 133 48 104
Вендский 9 2 5 2 0 0
58 5 24 29
Непско-Ботуобинская, Д 551 393 123 26 8 1
2209 644 626 301 496 142
В том числе НГК:
Кембрийский 40 31 8 1 0 0
99 49 40 10
Верхневенд-нижнекембрийский 272 192 66 9 5 0
1091 317 335 114 325
Вендский 239 170 49 16 3 1
1019 278 251 177 171 142
соответствует основным стадиям освоения объектов и включает следующие этапы:
прогноз показателей процесса подготовки запасов; обоснование технологических показателей добычи УВ; обоснование капитальных и текущих затрат на освоение залежей;
обоснование и анализ показателей эффективности их освоения.
Для проведения расчетов для трех продуктивных горизонтов и указанных классов крупности сформированы типовые перспективные и прогнозные объекты, которые могут быть выявлены в каждом из них. Для каждого из 20 типовых объектов определены прогнозные параметры (извлекаемые запасы, начальный дебит
и глубина скважин, расстояние до магистрального нефтепровода и пр.).
Прогнозные расчеты по определению показателей геолого-экономической оценки типовых объектов проведены с использованием программного комплекса "Стратегия" [2].
При прогнозировании технологических показателей разработки предусмотрено применение прогрессивных технологий нефтедобычи, в том числе горизонтального бурения, что позволяет предположить увеличение начальных дебитов до 30-60 т/сут по кембрийским залежам, до 45-75 т/сут по верхневенд-нижне-кембрийскому комплексу и до 90-150 т/сут по отложениям венда.
Предполагается, что добываемая нефть в полном объеме поступает на экспорт через систему магистральных нефтепроводов Восточная Сибирь — Тихий океан (ВСТО). Оценка проводится для условий действующего налогообложения с учетом льгот по НДПИ и экспортной пошлине для районов Восточной Сибири в постоянных ценах без учета инфляции. Основные экономические условия следующие: цена реализации нефти 100 дол/баррель, курс доллара — 30 р/дол., норматив дисконтирования — 10 %, расчетный период — 45 лет.
Результаты расчетов показали, что из всех потенциально находящихся в пределах НГО 581 залежи рентабельными для освоения оказались 353 залежи с извлекаемыми запасами 2272 млн т. Неэффективными оказались залежи до 3 млн т в пластах кембрия и верхне-венд-нижнекембрийском.
Накопленная добыча нефти за расчетный период по рентабельным залежам может составить 1716 млн т, общие инвестиции в освоение превышают 5 трлн р., выручка от реализации нефти — 37 трлн р., ЧДД недропользователей — 1 трлн р., дисконтированные доходы бюджета — 4,7 трлн р.
Приведенные показатели отражают общий экономической потенциал нефтегазовых ресурсов региона в случае полной геологической изученности его территории.
Геолого-экономическая оценка ресурсов нефти при заданной степени изученности (поисковый фильтр)
В ходе реализации процесса поисковых геологоразведочных работ на определенной территории работает механизм "поискового фильтра", который означает, что вероятность выявления по мере роста изученности различных по запасам залежей зависит от размера этих залежей. При проведении сейсморазведочных работ механизм "поискового фильтра" также присутствует, поэтому размер и число уже выявленных объектов зависит от степени изученности территории. Можно уверенно утверждать, что при достижении плотности сейсмических профилей 2 км/км2 и проведении на них поискового бурения все интересующие объекты будут открыты и вероятность открытия новых объектов минимальна.
С помощью графиков можно спрогнозировать долю открытых месторождений при достижении сей-сморазведочными работами заданной изученности (рис. 3). Зная текущее состояние изученности, имея статистику открытых залежей и исходя из предположения о "поисковом фильтре", можно аппроксимировать долю открытых залежей для заданной изученности.
Обоснование экономической эффективности поисковых геолого-разведочных работ проводится в предположении, что для выявления всех экономически зна-
Рис. 3. ПОИСКОВЫЙ ФИЛЬТР ПРИ ПОВЕДЕНИИ СЕЙСМОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ
vP
О4-
о 0-1--1-1-1-
1-3 3-10 10-30 30-100 100-300 Класс крупности, млн т
2
1 3
f) h
Коэффициент сейсмической изученности, км/км2: 1 - 0,47 (доля открытых залежей нефти в пределах Непско-Ботуо-бинской НГО при достигнутой сейсморазведкой 2Э изученности 0,47 км/км2), 2-5 - 0,6-0,9 (доля открытых залежей при промежуточных значениях изученности), 6 -1,0 (доля открытых залежей, используемая в расчетах при заданном уровне изученности 1 км/км2), 7 - 2,0 (100%-ная доля открытых залежей при достижении сейсморазведкой 2Э изученности 2 км/км2 и опоисковании выявленных объектов)
чимых объектов необходимо достижение плотности сейсморазведочных работ 2й значения 1 км/км2.
При существующей средней плотности сейсморазведочных работ 2й на рассматриваемой территории 0,47 км/км2 и площади Непско-Ботуобинской НГО 262,8 тыс. км2 для достижения рекомендуемой плотности 1 км/км2 дополнительный объем сейсморазведочных работ 2й будет 139 841 км. При этом прогнозируется выявление 209 залежей нефти с суммарными извлекаемыми ресурсами 1157 млн т, в том числе 17 — в кембрийском горизонте, 109 — в верхневенд-нижнекембрий-ском комплексе и 83 — в отложениях венда (табл. 2).
Наряду с количеством залежей нефти, которое прогнозируется получить из подготовленных объектов категории Сз и прогнозных ресурсов категорий Д1+Д2, приведены и их суммарные запасы. Так, в пределах нефтегазоносного верхневенд-нижнекембрийского комплекса прогнозируется 9 залежей с запасами от 30 до 100 млн т, суммарные запасы которых составляют 529 млн т. На настоящий момент в этих отложениях в этом классе крупности открыто и стоит на балансе 3 залежи нефти с суммарными запасами 156 млн т, также на балансе стоит одна подготовленная структура с перспективными ресурсами нефти в объеме 48 млн т.
Распределение залежей нефти по классам крупности
Кембрийский НГК
Параметры всего крупность, млн т
1-3 3-10 10-30 30-100 100-300
Достигнутая изученность сейсморазведкой, км/км2 0,5
НСР (потенциальные залежи)
Число залежей нефти 40 31 8 1
Суммарные запасы залежей нефти, млн т 99 49 40 10
А+В+С12 (открытые залежи — баланс)
Число залежей нефти 0 0 0 0 0 0
Суммарные запасы залежей нефти, млн т
С3 (подготовленные объекты — баланс)
Число структур нефти 0 0 0 0 0 0
Суммарные запасы структур нефти, млн т
Прогнозируемые залежи
Прирост изученности сейсморазведкой, км/км2 0,5
Доля открытых залежей нефти, % 36,3 41,5 53,3 62,5 73,3
Категория С3
Число залежей нефти 0 0 0 0 0
Суммарные запасы залежей нефти, млн т
Категория Д1+Д2
Число залежей нефти 17 12 4 1 0 0
Суммарные запасы залежей нефти, млн т 39 19 20
При достижении изученности 1 км/км2 (прирост составит 0,5 км/км2) и проведении на выявленных объектах поискового бурения доля открытых залежей в классе крупности 30-100 млн т для этого комплекса достигнет 62,5 %. При этом для перспективных ресурсов подготовленный объект перейдет в разряд запасов, для прогнозных ресурсов предполагается открытие 2 залежей нефти с суммарными запасами 118 млн т. Всего в пределах этого комплекса прогнозируется открыть более 100 залежей нефти, причем только 9 из них будут с запасами >10 млн т каждая, около 30 залежей — с запасами от 3 до 10 млн т, остальные залежи — < 3 млн т.
При увеличении коэффициента изученности от 0,5 до 1,0 км/км2 доля открытых залежей возрастает по мере увеличения класса крупности, что является результатом наложения "поискового фильтра" (см. табл. 2).
Стоимость сейсморазведочных работ 2й для достижения изученности 1 км/км2 составляет 54538 млн р. в ценах 2011 г. Для опоискования залежей, открытых в
результате их проведения, потребуется бурение 618 поисковых скважин общим объемом 658 тыс. м стоимостью 113834 млн р. Общая стоимость поисковых работ в Непско-Ботуобинской НГО составляет 168372 млн р.
Геолого-экономическая оценка объектов, выявленных при достижении указанной степени изученности территории сейсморазведкой 2й, проводилась при условии, что поисковые работы на них полностью проведены ранее и их геологическое изучение включает лишь разведочный этап. Прогнозные расчеты показали, что дальнейшие разведка и освоение этих залежей могут принести недропользователям ЧДД 505 млрд р., а государству — 2206 млрд р.
Приведенные показатели отражают экономической потенциал нефтегазовых ресурсов региона при достижении здесь заданной изученности сейсморазведкой 2й и проведении поискового бурения на выявленных перспективных структурах.
Таблица 2
с учетом поискового фильтра
Верхневенд-нижнекембрийский НГК Вендский НГК
всего крупность, млн т всего крупность, млн т
1-3 3-10 10-30 30-100 100-300 1-3 3-10 10-30 30-100 100-300
0,5 0,5
319 205 78 24 9 3 285 183 68 25 7 2
2035 339 407 406 529 354 1609 302 351 337 376 243
26 8 5 8 3 2 37 11 14 7 4 1
606 12 29 159 156 250 532 19 76 131 205 101
21 5 7 7 1 1 9 2 5 2 0 0
338 10 43 133 48 104 58 5 24 29
0,5 0,5
36,3 41,5 53,3 62,5 73,3 36,3 41,5 53,3 62,5 73,3
11 2 3 4 1 1 6 1 3 2 0 0
250 4 18 76 48 104 46 3 14 29
93 65 25 1 2 0 74 55 12 5 1 1
376 111 130 17 118 400 94 62 68 54 122
Учет неопределенности исходных параметров типовых объектов и рисков
Все указанные расчеты проводились с использованием средних геолого-промысловых параметров каждого из типовых объектов. Очевидно, однако, что в реальности даже объекты одного горизонта и класса крупности могут очень сильно различаться по своим характеристикам. Поэтому при проведении экономической оценки ресурсов нефти авторами статьи применен метод случайных испытаний (Монте-Карло), реализованный в специальном блоке ПК "Стратегия". В описываемом цикле расчетов вероятностное моделирование показателей геолого-экономической оценки проведено для каждого из типовых объектов при варьировании трех основных параметров: коэффициента извлечения нефти, определяющего объем извлекаемых запасов, начального дебита скважин, в значительной степени задающего объем инвестиций в нефтедобычу, и расстоя-
ния до магистрального нефтепровода, определяющего инвестиции в транспорт нефти (рис. 4). Экономические условия при этом остаются постоянными.
В данном случае вероятностное моделирование позволяет:
учесть вариативность исходных параметров типового объекта;
определить долю рентабельных объектов с учетом неопределенности и риска;
определить вероятностные характеристики результирующих показателей геолого-экономической оценки для типовых объектов.
Каждый цикл расчетов насчитывал 1000 испытаний. Доля нерентабельных объектов, или показатель риска, для каждого типа залежей определялась как доля испытаний, в которых получено отрицательное значение ЧДД инвестора (рис. 5).
Результаты применения вероятностного фильтра показали, что все залежи вендского горизонта при за-
А - технологический коэффициент извлечения нефти, доли ед. (описан распределением Вейбулла на интервале 0,158-0,474, а = 2,5, В = 0,1), Б -ожидаемый начальный дебит добывающих скважин, т/сут (описан треугольным распределением на интервале 40-80, Хо = 60), В - расстояние до магистрального нефтепровода, км (описан равномерным распределением на интервале 0-90)
данных предпосылках рентабельны в силу высокой плотности и хороших коллекторских свойств. По двум другим горизонтам среди прогнозных объектов с ресурсами категорий Д-|+Д2 доля прибыльных объектов среди совсем мелких (1-3 млн т) составляет 16-24 %, среди объектов крупности 3-10 млн т — 49-55 %, 10-30 млн т — 57-70 %, более крупные объекты рентабельны все.
В результате применения вероятностного фильтра число потенциально рентабельных для освоения залежей сократилось до 127, прогнозный ЧДД инвестора снизился до 440 млрд р., ЧДД бюджета — до 1720 млрд р. (табл. 3).
Приведенные показатели отражают экономической потенциал нефтегазовых ресурсов региона при достижении заданной изученности сейсморазведкой 2й и проведении поискового бурения на выявленных объектах с учетом неопределенности их геолого-промысловых характеристик, что соответствует практике геолого-разведочного процесса и коммерческой оценке запасов.
Оценка эффективности поисковых геолого-разведочных работ
Результаты геолого-экономической оценки рентабельных объектов после применения вероятностного фильтра показали, что при изученности территории НГО 1 км/км2 и проведении поискового бурения могут быть открыты 209 залежей, из которых 127 предполагаются рентабельными для дальнейшей разведки и разработки. Потенциальный прирост извлекаемых запасов нефти по рентабельным залежам может составить 756 млн т, накопленная добыча нефти за расчетный период — 492 млн т, общие инвестиции в освоение достигают 1,24 трлн р., выручка от реализации нефти — 10,7 трлн р., ЧДД недропользователей — 440 млрд р., дисконтированные доходы бюджета — 1,7 трлн р. (табл. 4).
Обоснование экономической эффективности проведения поисковых геолого-разведочных работ
Рис. 5. РЕЗУЛЬТАТЫ ВЕРОЯТНОСТНОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ПОКАЗАТЕЛЯ ЧДД ДЛЯ ТИПОВОГО ОБЪЕКТА
<о §
и «
1Г
250 200150100 50 0
п,П
яд
т-1 ' ■ ■" ■ ■" 'г ' I ' ' I ' ' I ' ' I ' ' I
-22701 -18416 -14131 -9846 -5560 -1275 ЗОЮ
(О
В
Й л) т а; (С I I
ш с; с О )£ (в X
90 % 80 "/о
%
во 50 %
50 %
40 %
30 % V
20 % Т
10 % -е-%-1 Х-40-&--
-29485
-20201
-10917 <ч ю о" см ■ч-
-1632
-7652
СМ ч-
■ч- о
со см
А - гистограмма, Б - интегральное распределение ЧДД после налогообложения, млн р.
Таблица 3
Распределение и эффективность освоения залежей нефти с учетом поискового
и вероятностного фильтра
Класс крупности залежей нефти, млн т 1-3 3-10 10-30 30-100 100-300 Всего
Прогнозируемое число залежей 400 135 32 9 2 578
ЧДД, млрд р.:
недропользователей 95,7 193,3 267,5 287,9 156,3 1000,7
бюджета 1007,9 1157,8 919,0 937,1 614,9 4636,7
Поисковый фильтр
Прогнозируемое число выявленных залежей 140 49 14 4 2 209
ЧДД, млрд р.:
недропользователей 33,5 70,2 117,0 128,0 156,3 504,9
бюджета 352,8 420,2 420,1 416,5 614,9 2206,4
Вероятностный фильтр
Прогнозируемое число прибыльных залежей 77 33 13 3 1 127
ЧДД, млрд р.:
недропользователей 64,3 68,3 124,4 99,7 82,8 439,6
бюджета 265,2 358,3 395,6 408,4 292,7 1720,2
Таблица 4
Геолого-экономическая оценка потенциально рентабельных объектов Непско-Ботуобинской НГО
Показатели геолого-экономической оценки Непско-Ботуобинской НГО Класс крупности залежей нефти, млн т Всего
1-3 3-10 10-30 30-100 100-300
Прогнозируемое число выявленных залежей 140 49 14 4 2 209
Прогнозируемое число прибыльных залежей 77 33 13 3 1 127
Прирост извлекаемых запасов нефти, млн т 122,2 161,0 200,1 168,1 104,2 755,6
Накопленная добыча нефти, млн т 92,3 109,7 122,7 100,6 66,5 491,8
Ввод новых скважин 394 615 557 409 188 2162
Затраты на подготовку запасов нефти, млн р. 46230 29227 18991 14776 8775 117999
Капитальные затраты, млн р.:
в добычу нефти 189261 299925 263602 200107 90216 1043111
в транспорт нефти 31472 20932 21779 4241 1915 80340
всего 220733 320857 285381 204348 92131 1123451
Эксплуатационные затраты, млн р.:
на добычу нефти 290023 298764 266974 195381 108166 1159308
на транспортировку нефти 173863 207327 237839 192302 128132 939462
всего 463886 506090 504813 387683 236298 2098770
Удельные затраты на освоение объекта, р/т: 7914 7806 6597 6032 5069 6792
ЧДД, млн р.
недропользователей 64343 68268 124417 99683 82839 439550
бюджета 265236 358302 395598 408388 292680 1720204
Удельный ЧДД, р/т:
недропользователей 697 622 1014 991 1245 894
бюджета 2872 3267 3225 4059 4400 3498
Рис. 6. ВЕРОЯТНОСТНАЯ КАРТА ОЖИДАЕМОЙ ДЕНЕЖНОЙ СТОИМОСТИ ЗАПАСОВ НЕФТИ, р/т
Доходность инвестиций: 1 - высокая, 2 - умеренная, 3 - отрицательная
основано на сопоставлении затрат на оцениваемые геолого-разведочные работы, которые в данном случае составляют 168,3 млрд р., и потенциального дохода, который может получить инвестор в результате разведки и освоения открытых поисковыми работами залежей. В данном случае этот показатель составляет 439,6 млрд р. Таким образом, прогнозная оценка эффективности проведения в Непско-Бо-туобинской НГО поисковых геолого-разведочных работ равна 271,3 млрд р.
Полученный показатель можно считать аналогом ожидаемой стоимости запасов (ЕМУ) на оцениваемой территории. Этот комплексный показатель отражает ценность, с точки зрения инвестора, прогнозируемых здесь ресурсов УВ с учетом неопределенности их геолого-промысловых характеристик, успешности геолого-разведочных работ по их выявлению и опоискованию и затрат на эти работы.
Дальнейшее развитие предлагаемого подхода к геолого-экономической оценке УВ-сырья может быть продолжено в направлении вероятностного прогноза нефтегазоносности и построения вероятностных карт перспективных зон нефтегазонакопления, карт плотностей вероятностного распределения перспективных ресурсов и вероятностных карт ожидаемой денежной стоимости запасов (рис. 6) [1].
Данный комплексный подход позволит провести максимально полную оценку нефтегазоперспективности
района и сосредоточить все усилия на изучении площадей, которые могут с высокой степенью вероятности обеспечить выполнение задач, поставленных в геолого-разведочной стратегии. В свою очередь, на основании взвешенных по степени вероятности геологических параметров можно провести прогноз ресурсного потенциала исследуемого объекта. Метод позволит учесть неопределенность оценки каждого из исходных параметров уравнения подсчета ресурсов и по полученным диапазонам неопределенностей рассчитать более реалистичный диапазон прогнозного объема ресурсов.
Выводы
1. Предлагаемая методика геолого-экономической оценки ресурсов УВ позволяет определить их коммерческую эффективность для инвестора, учесть ограниченность средств, направляемых на программы поисковых геолого-разведочных работ, и вероятностный характер их результатов.
2. Использование полученных результатов на практике позволит при наличии нескольких перспективных для геологического изучения регионов (НГО) или лицензионных участков и ограниченности финансовых средств для поведения геолого-разведочных работ направить эти средства на изучение территорий, наиболее перспективных с точки зрения инвестирования.
3. Апробация методики на примере Непско-Ботуо-бинской НГО показала ее применимость для оценки ресурсов и эффективности поисковых геолого-разведочных работ в крупном слабоизученном нефтеносном регионе.
4. Целесообразно продолжить работы по дальнейшему совершенствованию методики, ее официальному утверждению и внедрению для оценки перспективных и прогнозных ресурсов УВ-сырья в других регионах РФ.
Литература
1. Герт А. Инвесторам нужны четкие критерии / А.Герт, Н.Супрунчик, И.Тумашов и др. // Нефть России. — 2012. — № 4.
2. Герт А.А. Стоимостная оценка нефтегазовых месторождений и участков недр: учебно-методическое пособие / А.А.Герт, Н.А.Супрунчик, О.Г.Немова, К.Н.Кузьмина. — М.: ООО "Геоинформмарк", 2010.
3. Конторович А.Э. Количественная оценка нефтегазо-носности слабоизученных регионов / А.Э.Конторович, Л.М.Бурштейн, Г.С.Гуревич и др. — М.: Недра, 1988.
4. Методическое руководство по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России. - М.: Изд-во ВНИИГНИ, 2000.
5. Шпильман В.И. Методика прогнозирования размеров месторождений // Тр. ЗапСибНИГНИ. — 1972. — Вып. 53.
© Коллектив авторов, 2013
Александр Андреевич Герт, генеральный директор, доктор экономических наук, gertsibntc@gmail.com;
Владимир Ильич Пороскун, заведующий отделением, доктор геолого-минералогических наук, info@vnigni.ru;
Ольга Григорьевна Немова, ведущий научный сотрудник, кандидат экономических наук, gert@sniiggims.ru
Андрей Александрович Вымятин, заведующий лабораторией, gert@sniiggims.ru;
Павел Николаевич Мельников, заведующий отделом; gert@sniiggims.ru;
Надежда Алексеевна Супрунчик, заведующий лабораторией, кандидат экономических наук, gert@sniiggims.ru.
IMPROVEMENT OF PROCEDURE OF GEOLOGIC-ECONOMIC EVALUATION OF PROSPECTIVE AND FORECAST RESOURCES OF HYDROCARBON RAW MATERIAL
Gert A.A. (OOO "Siberian scientific-technical centre of oil and gas"), Poroskun VI. (FGUP "All-Russia research geological oil institute"), Ne-mova O.G., Vymyatin A.A, Melnikov P.N., Suprunchik N.A. (FGUP "Siberian research institute of geology, geophysics and mineral resources")
Geologic-economic evaluation of prospective and forecast resources of HC appears to be very important task in the field of developing mineral resource base of oil and gas production. It is a final stage of quantitative resource evaluation and is accomplished for substantiation of the most prospective areas of exploration activity at account of state budget, elaboration of long-term strategy of HC base reproduction, subsurface licensing, oil and gas industry development. The present article considers the principal methodical aspects of HC resource evaluation with reference to evaluating oil resources of Nepsko- Botuobinsky oil-and-gas bearing area of Siberian platform.
Key words: geologic-economic evaluation; mineral resource base of oil production; subsurface licensing.
