Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Геологическое строение севера Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (Ненецкий автономный округ) 12
1.1. Геолого-геофизическая изученность 12
1.2. Нефтегазогеологическое районирование 21
1.3. Нефтегазоносные комплексы 26
Глава 2. Объекты локального фонда структур и оценка ресурсов углеводородного сырья... 33
2.1. Оценка перспективных ресурсов углеводородного сырья локального фонда структурЗЗ
2.2. Оценка перспективных ресурсов углеводородного сырья резервного фонда структур 40
2.3. Оценка перспективных ресурсов углеводородного сырья выявленных объектов 44
Глава 3. Информационно-нормативная база экономической оценки локализованных ресурсов Ненецкого автономного округа 47
3.1. Методика геолого-экономической оценки перспективных объектов 47
3.2. Нормативная база и макроэкономическая среда экономической оценки 56
Глава 4. Анализ возможной эффективности геологоразведочных работ на перспективных объектах локального уровня нераспределенного фонда недр территории Ненецкого автономного округа 61
4.1. Результаты геолого-экономической оценки подготовленных и выявленных нефтяных объектов 61
4.2. Рекомендации по выбору первоочередных объектов 101
Глава 5 Последовательность вовлечения в геологоразведочные работы объектов недропользования 113
5.1 Программа лицензирования недр как инструмент плановой подготовки новых запасов УВ 113
5.2. Обоснование программы работ на лицензионных участках 115
5.3. Принципы составления программ ГРР и критерии предельной глубины изучения ресурсного потенциала 116
Глава 6. Обоснование объемов и основных направлений геологоразведочных работ на территории Ненецкого АО (локальный фонд) 140
6.1. Характеристика ресурсной базы нераспределенного фонда недр 140
6.2. Оценка объемов ГРР, необходимых для воспроизводства ресурсов углеводородного сырья Ненецкого АО 140
6.3. Основные направления геологоразведочных работ на нераспределенном фонде недр Ненецкого автономного округа 144
Заключение 149
Литература 151
- Геолого-геофизическая изученность
- Оценка перспективных ресурсов углеводородного сырья выявленных объектов
- Нормативная база и макроэкономическая среда экономической оценки
Введение к работе
Актуальность темы:
Федеральной программой развития нефтегазового комплекса территории Ненецкого автономного округа (НАО) на период до 2020 г. предусмотрено динамичное и значительное по масштабам наращивание объемов добычи нефти, которое на первом этапе будет осуществляться на базе уже подготовленных к освоению месторождений. По мере истощения их запасов и возникновения дефицита активных запасов нефти для поддержания достигнутых уровней и возможного наращивания объемов добычи необходимо вовлекать в освоение перспективную ресурсную базу, в первую очередь локализованные ресурсы углеводородного сырья (УВС).
В связи с этим важное место в процессе проведения геологоразведочных работ (ГРР) и вовлечения первоочередных объектов в освоение занимает оценка локализованных ресурсов и выявление среди них экономически эффективных для освоения.
Непосредственно объектами исследования, как перспективными объектами ГРР на нефть и газ, являются структуры, подготовленные к бурению и выявленные сейсморазведкой. Оценка этих объектов с дифференциацией по геолого-экономическим показателям на всех этапах работ (поиски, разведка, разработка) является основой для составления программы лицензирования, необходимой предпосылкой рационального недропользования.
Составление такой программы и входящей в нее программы ГРР в современных условиях недропользования невозможно без геолого-экономической оценки ресурсной базы, позволяющей определить эффективность ГРР и дальнейшего освоения объектов, выполнить ранжирование локализованных объектов по их перспективности и очередности ввода в геологоразведочный процесс.
Это и определяет актуальность выполненного исследования.
Целью исследований является проведение геолого-экономической оценки локального фонда структур Ненецкого автономного округа как основы для ввода их в геологоразведочный процесс и последующее освоение.
Основные задачи
Для достижения поставленной цели в процессе выполнения диссертационной работы были поставлены и решены следующие задачи:
1. Анализ геологического строения районов расположения локализованных перспективных объектов территории Ненецкого АО.
2. Оценка перспективных ресурсов углеводородного сырья локального фонда структур.
3. Анализ и обоснование методических подходов к геолого-экономической оценке перспективных объектов, актуализация нормативной базы и определение макроэкономической среды экономической оценки.
4. Геолого-экономическая оценка подготовленных и выявленных объектов локального фонда структур, ранжирование локальных объектов по степени перспективности и рентабельности освоения.
5. Выработка рекомендаций по выбору первоочередных объектов и последовательности их вовлечения в геологоразведочные работы.
Научная новизна:
1. Разработана концепция освоения объектов локального фонда структур Ненецкого АО.
2. Проанализированы критерии, обеспечивающие корректное методическое решение задач геолого-экономической оценки, определены оптимальные методологические подходы, применяемые для их решения, актуализирована и адаптирована к условиям севера Тимано-Печорской НГП информативная база геолого-экономической оценки объектов резервного фонда структур.
3. Предложены и обоснованы принципы составления программ ГРР на перспективных территориях Ненецкого АО.
Практическая значимость:
1. Проведено уточнение ресурсной базы локального фонда структур Ненецкого автономного округа.
2. Обоснованы принципы составления программ ГРР на локальных объектах Ненецкого автономного округа и перспективных лицензионных участках.
3. Определены приоритетные направления геологоразведочных работ на нераспределенном фонде недр Ненецкого автономного округа.
Защищаемые положения:
1. Ресурсы углеводородного сырья объектов локального фонда структур Ненецкого автономного округа, составляющие по извлекаемой части нефти более 550 млн. т (категория Сз), являются ближайшим резервом наращивания минерально-сырьевой базы углеводородов и при благоприятных макроэкономических условиях способствуют поддержанию оптимального уровня добычи в регионе на длительную перспективу.
2. Выполненный анализ результатов геолого-экономической оценки перспективных объектов локального фонда позволяет повысить эффективность геологоразведочных работ, оптимизировать их по объемам и направлениям.
3. Оценка экономической эффективности ГРР и последующего освоения перспективных локальных объектов нераспределенного фонда недр территории Ненецкого автономного округа свидетельствует, что в сложившихся макроэкономических условиях возможно рентабельное освоение их существенной части, требующее проведение обоснованной и рациональной лицензионной политики, способствующей своевременному вовлечению в освоение рентабельных ресурсов, обеспечивающих гармоничное развитие добывающей отрасли в регионе.
Апробация работы:
Основные положения диссертационной работы опубликованы в семи статьях, докладывались на различных научных конференциях во ВНИГНИ, ВНИГРИ и других организациях нефтегеологического профиля (на IV Международном технологическом симпозиуме «Новые технологии разработки и повышения нефтеотдачи»; на Международной конференции «Актуальные проблемы прогнозирования, поисков, разведки и добычи нефти и газа в России и странах СНГ. Геология, экология, экономика». Санкт-Петербург, 2006 и др.).
Фактический материал:
Диссертация построена на результатах многолетних исследований автора в области нефтегазоносности Европейского Севера России, их обработке и обобщении. Кроме того, были использованы многочисленные производственные и научные отчеты, составленные и собранные в организациях, занимающихся проблемами нефтегазоносности региона (ВНИГРИ, ВНИГНИ, ИГ и РГИ, ОАО «Лукойл», ОАО «Синтез», ПГО «Архангельскгеолдобыча», ТП НИЦ и др.), опубликованные работы.
Структура работы:
Диссертационная работа общим объемом 159 страниц состоит из введения (общей характеристики работы), 6 глав и заключения, сопровождается 43 рисунками и 26 таблицами, списком использованных источников из 96 наименований.
Работа выполнена под руководством кандидата геолого-минералогических наук Прищепы Олега Михайловича, которому автор выражает самую искреннюю и глубокую признательность за постоянную поддержку, внимание и помощь в решении многих вопросов. Автор также признателен сотрудникам ВНИГРИ доктору геолого-минералогических наук, профессору В.Н.Макаревичу, кандидатам геолого-минералогических наук Г.А. Григорьеву и Ю.И. Зытнеру, коллегам из ОАО «Лукойл» кандидатам геолого-минералогических наук СИ. Сирыку и А.А. Семянову за высказанные ими при обсуждении содержащихся в работе материалов и поднятых проблем конструктивные замечания и советы, которые помогли улучшить качество работы.
Геолого-геофизическая изученность
В истории освоения Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (ТПП) выделяются несколько этапов развития, отраженных в многочисленных работах, посвященных проведению ГРР на территории провинции (Креме А.Я. и др., 1974; Грунис Е.Б. и др., 1999; Белонин М.Д. и др., 2004; Боровинских А.П., 2005; Прищепа О.М., 2005; Тимано-Печорская провинция..., 2004 и т.д.).
В современной истории освоения ТПП выделяется 4 этапа- 1929-1960 г.г., 1961-1980 г.г., 1981-1990 г.г., начало 90-х гг. - современное время.
В течение первого этапа было получено большое количество новых данных, особенно по строению Среднего Тиммана, западного склона Урала и Пай-Хоя. В этот период было положено начало выяснению особенностей сочленения Урала и Пай-Хоя, впервые было высказано предположение о наличии на территории Большеземельской тундры фундамента, образованного байкальской складчатостью и т.д. Результаты научно-исследовательских работ ВНИГРИ за 1953-1957 г.г. позволили профессору В.А. Аврову высказать идею (помимо перспективности Печорской депрессии в районе Лемьюского и Савиноборского поднятий), о высокоблагоприятном в плане нефтегазоносное районе Нарьян-Марского поднятия (которое было выделено по результатам гравиметрической съемки), вследствие «возможного наличия коллекторских свойств в отложениях карбона и
девона» (Геология и нефтегазоносность , 1959). После нескольких лет работы Тимано Пайхойской экспедиции (1958-1963 г.г.) в Большеземельской тундре, на основании полученных результатов, а также анализа геологических и региональных геофизических материалов, впервые для северной части ТПП (в первую очередь для территории Ненецкого АО) В.А. Дедеевым была составлена карта прогноза нефтегазоносное, которая блестящим образом подтвердилась и подтверждается в настоящее время (Геология и перспективы...., 1966). В пределах современной территории Ненецкого автономного округа структурно-колонковое бурение в 1958-61 г.г. проводилось на Седуяхииской и Городецкой площадях. В бурении находилась Нарьян-Марская опорная скважина.
Характерной особенностью первого этапа геологоразведочных работ в пределах территории Ненецкого автономного округа являлось проведение региональных ГРР, в результате которых были построены карты прогноза нефтегазоносное, перспективных объектов и др., позволившие на втором этапе приступить к поисковым работам. Наиболее характерной особенностью второго этапа работ являлся широкий выход ГРР на всю территорию Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции - от Тимана до западного склона Урала, от южных районов Республики Коми до Печорского моря (о. Колгуев). В результате этого были выявлены перспективные объекты на севере провинции: на Колвинском и Печоро-Кожвинском мегавалах, Лайском вале. Был открыт ряд крупных месторождений - Возейское, Усинское, Лаявожское и другие. За период 1961-1965 гг. запасы углеводородного сырья увеличились практически в 2 раза, в том числе по нефти с учетом конденсата в 2,7 раза. Кроме того, принципиально изменился стратиграфический диапазон продуктивных отложений. Если на первом этапе вся продуктивная часть разреза связывалась лишь с девонскими отложениями, то в результате проведения ГРР второго этапа была доказана перспективность каменноугольных, пермских и на севере провинции мезозойских отложений, а на юге Хорейверской впадины - отложений ордовикско-нижнедевонского комплекса.
Для второго этапа характерно значительно усиление геологоразведочных работ, расширение ареала поисков новых месторождений на территории Ненецкого АО. Так, в течение 1961-1970 г.г. объемы глубокого поисково-разведочного бурения на нефть составили на территории Ненецкого автономного округа 33 тыс. м. В период 1971-1980 г.г. объемы глубокого бурения продолжали увеличиваться и достигли по территории округа 727 тыс. м (Таблица 1.1) (Прищепа О.М., 2005).
Период 1966-1970 г.г. ознаменовался первыми открытиями в Ненецкого АО. Одиночными структурно-поисковыми и параметрическими скважинами были открыты нефтяное Харьягинское месторождение на Колвинском мегавале, расположенное в пределах одновременно и НАО, и Республики Коми, и газонефтяное Южно-Шапкинское - на Шапкина-Юрьяхинском валу. Открытие этих месторождений позволило в дальнейшем развернуть геологоразведочные работы в северной части ТПП и более высоко оценить ее перспективы. Так, начальные суммарные ресурсы нефти по состоянию на 01.01.1975 г. на территории Ненецкого автономного округа оценивались уже более чем в 3 млрд. т. у. т. Особенно выделялась Печоро-Колвинская НГО (более 1 млрд. т нефти и 890 млрд. м газа).
В течение 1971-1975 г.г. в пределах Денисовской впадины были открыты нефтегазовые Лаявожское и Ванейвисское месторождения и нефтяные Верхне-Грубешорское и Пашшорское месторождения. По сумме УВ прирост по территории НАО (290 млн. т. у. т.), несмотря на незначительное количество открытий, в этот период уже превзошел показатели Республики Коми.
Динамика объемов ГРР на территории НАО до 2004 года представлена на рисунке 1.1. На территории НАО ситуация выглядела весьма благополучной в связи с открытием значительного количества средних и мелких месторождений, позволивших существенно увеличить объем разведанных запасов к концу 80-х годов.
Нельзя забывать еще и о том, что во время второго этапа, в 1964 г. произошло крайне важное событие для развития нефтегазового комплекса региона - было открыто уникальное по запасам Вуктыльское газоконденсатное месторождение, расположенное в Республике Коми.
Таким образом, в результате проведения ГРР за время второго этапа на территории Ненецкого АО была установлена продуктивность практически всего разреза осадочного чехла, впервые доказана газоносность Косью-Роговской впадины, нефтеносность Варандей-Адзьвинской структурной зоны и Хорейверской впадины, нефтегазоносность Колвинского мегавала и Шапкина-Юрьяхинского вала. Проведенные научно-исследовательские работы послужили надежной базой для дальнейшего расширения работ, была объективно увеличена оценка нефтегазового потенциала как ТПП в целом, так и территории Ненецкого АО, во многом сохранившаяся до сих пор.
Всего за время второго этапа прирост запасов нефти кат. Ci составил 271 млн. т., свободного газа кат. Ci - 440 млрд. м . Объем глубокого бурения за этот период составил 760 тыс. м, в том числе: на нефть 496 тыс. м и на газ 264 тыс. м. Сейсморазведкой было охвачено 58,1 тыс. пог. км (Таблица 1.1.) (Прищепа О.М., 2005).
Следует отметить, что второй этап освоения ресурсов нефти в ТПП, был начальным для освоения ресурсов Ненецкого АО. За время проведения ГРР второго этапа значительно расширился ареал поисков новых месторождений и стратиграфический диапазон новых открытий. Этот период характеризуется почти полной разведашюстью терригенных отложений среднедевонско-нижнефранского НГК и переходом к поискам новых залежей нефти в более сложнопостроенных карбонатных коллекторах верхнего девона. За второй этап в разведанные запасы нефти было переведено по ТПП 19,6%. В НАО была установлена крупная зона нефтенакопления на валу Сорокина в Варандей-Адзьвинской структурной зоне с основной нефтеносностью в терригенных коллекторах среднего - нижнего триаса (Гетман А.В., Кончиц А.В, 2004).
Во время третьего этапа основными районами проведения поисково-разведочных работ становятся северные районы провинции: Хорейверская и Косью-Роговская впадины, север Колвинского мегавала, Варандей-Адзьвинская структурная зона.
В 1981-1985 г.г. произошло увеличение объемов сейсморазведочных работ по сравнению с предшествующей пятилеткой до 53,1 тыс. пог. км (Таблица 1.1.), которыми было подготовлено 150 преимущественно средних по ресурсам объектов под глубокое бурение. Подготовка структур велась в основном, в северных районах провинции и в первую очередь в пределах Хорейверской впадины, Печоро-Колвинского авлакогена и центральной части Ижма-Печорской впадины.
Важным результатом этого периода являлось установление промышленной нефтеносности в Южной части Хорейверской впадины на Сандивейской, Баганской и Южно-Баганской структурах, что, учитывая близость разрабатываемых месторождений Колвинского мегавала и наличие уже ранее открытых средних по запасам Средне-Макарихинского и Салюкинского месторождений, позволяло в короткое время организовать новый центр нефтедобычи. Другим важным результатом геологоразведочных работ явилось открытие в северной части Колвинского мегавала крупного Южно-Хыльчуюского месторождения.
В пределах Колвинского мегавала наиболее существенным явилось открытие, помимо Среднехарьягинского и Чедтыйского, крупного Инзырейского месторождения. Новый геологический материал был получен по зоне сопряжения Колвинского мегавала и Хорейверской впадины, где в приразломной зоне, разделяющей эти тектонические элементы, был подготовлен к бурению ряд поднятий с основными перспективами в карбонатах нижнего силура, которые контролируют запасы крупного Верхневозейского месторождения. В пределах северо-востока впадины в зоне стратиграфического выклинивания овинпармских карбонатных отложений нижнего девона открыты самые крупные в этой пятилетке месторождения им. Р. Требса и им. А. Титова. Важные результаты, уточняющие геологическое строение и условия нефтеносности, были получены при поисках и разведке рифогенных структур в пределах Центрально-Хорейверского поднятия.
В Варандей-Адзьвинской структурной зоне были получены новые данные по строению нефтеносности вала Гамбурцева. южной части вала Сорокина, где в карбонатах нижнего девона были открыты Осовейское, Хосолтинское, Подверьюское и Хасырейское месторождения. Новым для этой зоны явилось открытие залежей нефти в терригенпых коллекторах среднего девона на Западно-Леккейягинской структуре и в нижнем девоне на Усть-Талотинском и Тобойском месторождениях.
В течение третьего периода освоения ресурсов на территории НАО объем глубокого бурения достиг 1961 тыс. м, в том числе в 1981-1985 г.г. - 735 тыс. м и в 1986-1990 г.г. -1226 тыс. м (Таблица 1.1.) (Гетман А.В., Кончиц А.В, 2004).
Всего за период с 1981-1990 г.г. было открыто 49 месторождений углеводородного сырья. Прирост запасов нефти кат. Ci за время третьего этапа составил 519 млн. т., свободного газа кат. Ci - 43 млрд. м3. Объем глубокого бурения за этот период составил 1961 тыс. м, в том числе на нефть было пробурено 1578 тыс. м и на газ 383 тыс. м. Наблюдался наибольший за все периоды объем сейсморазведки - 108,3 тыс. пог. км (Таблица 1.1.). Четвертый этап характеризует принципиально иной механизм проведения ГРР. Во-первых, был введен новый «Закон о недрах Российской Федерации», который обусловил выполнение этих работ на лицензионной основе. Изменение организационной структуры нефтегазодобывающей отрасли завершилось почти полным обезгосударствлением нефтяной промышленности. Были образованы многочисленные нефтяные компании с различной формой собственности. Во-вторых, резко изменилась система финансирования ГРР. Вместо централизованного бюджетного финансирования пришло смешанное - как бюджетное, так и за счет собственных средств недропользователей.
В результате, в 1991-1995 гг. произошло резкое снижение объемов как сейсморазведочных, так и буровых работ. За эти годы объемы сейсморазведки по Тимано-Печорской провинции сократились более чем в 2 раза и составили лишь 48,8 тыс. пог. км. Объемы глубокого бурения также сократились более чем в 2 раза до 755 тыс. м. В Ненецком автономном округе в этот период времени объемы сейсморазведки составили лишь 19,5 тыс. пог. км, объемы глубокого бурения также сократились до 386 тыс. м. Прирост запасов нефти кат. С[ за это время составил всего 125 млн. т., а прирост свободного газа кат. С\ сократился до 2 млрд. м (Таблица 1.1.). Необходимо отметить, что даже эти весьма незначительные объемы были достигнуты преимущественно в 1991-1994 г.г., то есть фактически до перехода на новую систему недропользования и исключительно за счет бюджетного финансирования (Прищепа О.М., 2005).
Необходимо также отметить, что в 2002 году был отменен налог на воспроизводство минерально-сырьевой базы (ВМСБ), согласно которому средства на воспроизводство минерально-сырьевой базы должны были образовываться за счет отчислений в виде фиксированных 10% от стоимости реализованной товарной продукции, произведенной из добытых полезных ископаемых.
Оценка перспективных ресурсов углеводородного сырья выявленных объектов
Из 158 объектов выявленного фонда НАО в Малоземельско-Колгуевском самостоятельном НГР расположено 28 структур (17,6%), в Печоро-Колвинской НГО - 37 (23,3%), в Хорейверской НГО - 58 (37,1%), в Варандей-Адзьвипской НГО - 8 (5,0%), в Северо-Предуральской НГО - 27 (17,0%). Из общего фонда структур 46 объектов по разным причинам (отсутствие коллекторов, флюидоупоров, продуктивных горизонтов и др.) отнесены к бесперспективным, в т.ч. 17 - в Малоземельско-Колгуевском НГР, 7 - в Печоро-Колвинской НГО, 17 - в Хорейверской НГО, 2 - в Варандей-Адзьвипской НГО и 3 - в Северо-Предуральской НГО (Прищепа О.М., 2005).
В целом по НАО в объектах выявленного фонда суммарные извлекаемые ресурсы УВС составляют 140,178 млн. т. у.т., в т.ч. кат. Д] - 100,945 млн. т, кат. Дг - 39,233 млн. т. Ресурсы нефти равны 116,913 млн. т, в т.ч. категории Д1 - 100,945 млн. т, кат. Дг - 15,985 млн. т. Ресурсы свободного газа в сумме по региону равны 23,248 млрд. м3, в т.ч. кат. Дг -23,248 млрд. м . Соотношение нефти и свободного газа в регионе составляет 83% к 17%. В нераспределенном фонде недр извлекаемые ресурсы УВС составляют 110,915 млн. т. у .т., в т.ч. нефти кат. Д[ - 77,688 млн. т, кат. Дд - 9,979 млн. т., газа - 23,248 млрд. м3.
Распределение ресурсов УВС по крупным нефтегазогеологическим элементам следующее:
Малоземельско-Колгуевский самостоятельный НГР - 7,317 млн. т. у.т. (5,2% от суммы УВС объектов выявленного фонда), из них нефти - 7,317 млн. т (в т.ч. категории Д1 -1,318 млн. т, кат. Дг - 5,999 млн. т);
Печоро-Колвинская НГО - 33,386 млн. т. у.т. (23,8%), в т.ч. нефти 33,386 млн. т (все по категории кат. ДО;
Хорейверская НГО - 52,632 млн. т. у.т. (37,5%), из них нефти 52,632 млн. т (в т.ч. категории Д] - 45,659 млн. т, кат. Дг - 6,962 млн. т);
Варандей-Адзьвинская НГО - 17,804 млн. т. у.т. (12,7%), в т.ч. нефти 17,804 млн. т (все по категории кат. ДО;
Северо-Предуральская НГО - 29,037 млн. т. у.т. (20,7%), в т.ч. нефти 5,789 млн. т (категории Д1 - 2,766 млн. т, кат. Дд - 3,023 млн. т) и свободного газа 23,248 млрд. м3 (все по категории кат. Дг).
Максимальные ресурсы нефти кат. Д1+Д2 приурочены к Хорейверской НГО - 52,632 млн. т или около 38% ресурсов нефти объектов выявленного фонда НАО; все 100% ресурсов свободного газа (23,248 млрд. м3. кат. ДО связываются с Северо-Предуральской НГО.
Из нефтегазоносных районов по величине ресурсов нефти кат. Д1+Д2 доминирует Колвависовский НГР - 35,886 млн. т или 25,6%) ресурсов нефти объектов выявленного фонда НАО; далее со значительным отрывом следуют Ярейюский НГР, Верхнеадзьвинский НГР, Чернореченский НГР с суммарными локализованными ресурсами нефти кат. Д1+Д2 в пределах 16-18 млн. т по каждому НГР. Ресурсы свободного газа сосредоточены, главным образом, в Коротаихинском НГР - 19,203 млн. т (83%) (Прищепа О.М., 2005).
По результатам оценки объектов резервного фонда ресурсы нефти распределены по разрезу осадочного чехла неравномерно.
К верхнеордовикско-нижнедевонскому НГК приурочено 13,842 млн. т нефти (12,1% от ресурсов нефти объектов выявленного фонда в НАО), из них кат. Д1 - 12,3 млн. т, кат. Дг-1,542 млн. т.
К среднедевонско-нижнефранскому НГК приурочено 29,850 млн. т (26,1%) нефти объектов выявленного фонда, в т.ч. кат. Д) - 24,531 млн. т, кат. Дг- 5,319 млн. т.
В семилукско-турнейском (доманиково-турнейском) НГК прогнозируется 53,433 млн. т нефти (45,6%), из которых по кат. Д] - 51,247 млн. т, кат. Дд- 2,186 млн. т.
С верхневизейско-нижнепермским НГК связывается 14,711 млн. т нефти (12,8%), в т.ч. кат. Д) - 8,461 млн. т, кат. Дг- 6,250 млн. т. Ресурсы нефти в верхних НГК (нижнепермском, верхнепермском и триасовом) в объектах выявленного фонда незначительны и составляют по каждому из этих НГК около 1% от суммы ресурсов нефти в выявленных структурах: по нижнепермскому - 1,444 млн. т (кат. ДО, верхнепермскому - 1,299 млн. т (в т.ч. кат. Д] - 0,612 млн. т и кат. Дг - 0,687 млн. т), триасовому- 1,318 млн. т кат. Д].
Таким образом, также как и по резервному фонду объектов, наибольшая доля ресурсов выявленных структур НАО приурочена к семилукско-турнейскому НГК - 45,6%. Далее следуют в порядке убывания: среднедевонско-нижнефранский НГК - 26,1%, верхневизейско-нижнепермский НГК - 12,8%, верхнеордовикско-нижнедевонский НГК -12,1%. Доля ресурсов нефти по остальным НГК незначительна - около 3%.
Ресурсы свободного газа в объектах выявленного фонда НАО прогнозируются в силурийских отложениях верхнеордовикско-нижнедевонского НГК (2,315 млрд. м3 кат. Дг в Воркутском НГР Северо-Предуральской НГО), а также в верхневизейско-нижнепермском
НГК (2,447 млрд. м кат. Дг), верхнепермском НГК (14,298 млрд. м по кат. Дг) и триасовом НГК (2,580 млрд. м3 по кат. Дг) Коротаихинского НГР Северо-Предуральской НГО (Прищепа О.М., 2005).
Таким образом, можно сказать, что в пределах Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, как в ее северной части, так и южных частях объем ресурсов перспективных объектов, подготовленных к глубокому бурению, не соответствует задачам по расширению разведанной ресурсной базы углеводородов (ни по нефти, ни по газу) в средне-долгосрочной перспективе. Для подготовки соответствующей базы необходимо проведение значительных по объемам сейсморазведочных работ.
Приведенный анализ следует рассматривать, безусловно, как предварительный. По результатам проведения ГРР (новых сейсморазведочных работ и глубокого бурения), с одной стороны, будут уточнены характеристики и параметры прогнозных ресурсов и вмещающих их объектов (в том числе и нефтегеологические), с другой - намечены первоочередные объекты для постановки более детальных поисковых работ. Соответственно, могут претерпеть деформацию в ту или иную сторону как важнейшие нефтепромысловые характеристики перспективных объектов разработки, и соответственно, их экономические оценки, так и оценки ресурсной базы и в том числе - ее рентабельной части, которая и призвана непосредственно обеспечивать добычной потенциал региона в целом.
Нормативная база и макроэкономическая среда экономической оценки
Здесь в числителе указана глубина забоя скважины, в знаменателе осреднения стоимость проходки поисковых скважин (в долл./пог. м). В случае если фактическая глубина находится в середине интервала, стоимость проходки принимается путем линейной интерполяции по крайним значениям соответствующего интервала глубин.
Стоимость проходки оценочных скважин принята в размере 0,9 от стоимости проходки поисковой скважины соответствующей глубины.
Наряду со стоимостью проходки при оценке затрат на поисковое и оценочное бурение включается стоимость обустройства буровой площадки, которая задается кусочно-постоянной шкалой:
0/210-2500/350.
Здесь в числителе указана глубина забоя скважины, в знаменателе стоимость обустройства буровой площадки (в тыс. долл.). В случае если фактическая глубина находится в середине интервала, стоимость проходки принимается равной значению, соответствующему левой границе шкалы.
Например, для глубины 3400 м стоимость поисковых и разведочных скважин оценивается величиной:
Цпс-3400 = (2160 3400) /1000 + 350 = 7694 (тыс. долл.) и Цос-3400 = (2160 3400) / 1000 0.9 + 350 = 6959,6 (тыс. долл.). Величина капитальных вложений в разработку месторождений складывается из капитальных вложений в бурение и строительство эксплуатационных скважин и капитальных вложений в его промышленное обустройство.
Стоимость бурения добывающих и нагнетательных скважин определяется в соответствии со шкалой
0/600 - 2200/700 - 3800/900.
Принцип ее построения аналогичен предыдущей шкале, она также интерпретируется как кусочно-постоянная функция, то есть осредненная стоимость проходки эксплуатационных скважин (добывающих и нагнетательных) внутри интервала глубин принимается постоянной и соответствующей значению знаменателя (в долл./пог. м) левой границы интервала.
Например, для глубины 3300 м стоимость эксплуатационных и нагнетательных скважин оценивается величиной
Цэс-ззоо = (700 3300) /1000 = 2310 (тыс. долл.).
При формировании эксплуатационного фонда скважин предполагается перевод части поисково-разведочных скважин в эксплуатационные. В осуществленных расчетах переводятся (в зависимости от крупности объекта) от 50 до 100% поисково-разведочных скважин в эксплуатационные. Соответственно, остальной эксплуатационный фонд вводится из бурения. Затраты на расконсервацию поисково-оценочных скважин при их переводе в эксплуатационные приняты в объеме 1 млн. руб./скв.
Соотношение нагнетательных скважин к добывающим в среднем составляет 3:1.
В отдельных случаях для объектов с очень незначительными оценками ресурсов нефти (менее 300-400 тыс. т нефти по извлекаемым), расположенных на значительных глубинах (более 3000-3500 м) и характеризующихся умеренными дебитами, бурение специальных нагнетательных скважин с целью поддержания пластового давления является нецелесообразным, так как даже единичная скважина способна сделать подобный проект нерентабельным. Предполагается, что на таких объектах в нагнетательные скважины будут переводиться скважины из фонда добывающих.
Поскольку освоение большинства таких объектов осуществляется двумя-четырьмя добывающими скважинами, предполагается, что они вводятся в эксплуатацию в соответствии с оптимальным графиком, обусловленным дебитами скважин, допустимым темпом отбора и проектируемым фондом скважин. По мере отбора части запасов, заводнения эксплуатационного фонда и падения пластового давления часть добывающих скважин (одна-две в соответствии с проектируемым фондом скважин) выводится из эксплуатации и переводится в нагнетательные. Тем самым отпадает необходимость бурения чисто нагнетательных скважин, поскольку их функции передаются выведенным из эксплуатации добывающим.
Капитальные вложения в промышленное обустройство месторождения слагаются из затрат на внутрипромысловое и внепромысловое обустройство.
Внутрипромысловое обустройство:
обустройство кустов скважин, затраты на которое определяется шкалой
1/48 - 6/64 -12/80, где в числителе указано среднее число скважин в кусте (добывающих и нагнетательных), в знаменателе - стоимость обустройства одного куста (в млн. руб.). Шкала кусочно-линейная, и затраты на обустройство определяются путем линейной интерполяции граничных значений интервала, в пределах которого лежит число скважин, объединяемых в куст;
энергогенерирующие мощности, затраты на которые также определяются
шкалой
0/3.0 - 5/4.5 -10/6.0 , где в числителе указано среднее число скважин в кусте (добывающих и нагнетательных), в знаменателе - необходимый объем генерирующих мощностей на куст (в МВт). Шкала также кусочно-линейная, и потребность в генерирующих мощностях определяется путем линейной интерполяции граничных значений интервала, в пределах которого лежит число скважин, объединяемых в куст. Стоимость ввода мощностей определена в 3,2 млн. руб./МВт;
дожимная насосная станция (ДНС), стоимость которой, отнесенная на отдельные объекты, может составлять от 0% до 100% в зависимости от оценки ресурсного потенциала перспективного объекта и его географического расположения. Полная стоимость определена в 100 млн. руб.;
промбаза, стоимость которой, отнесенная на отдельные объекты, может составлять от 0% до 100% также в зависимости от оценки ресурсного потенциала перспективного объекта и его географического расположения. Полная стоимость определена в 800 млн. руб.;
внутрипромысловые коммуникации, включающие внутрипромысловые автодороги, сборную сеть трубопроводов, линии связи и протягивающиеся внутри промысла между кустами скважин. Их протяженность определяется исходя из площади залежи и при условии, что на промысле обустроено более одного куста скважин. Стоимость внутрипромысловых коммуникаций принята равной 15 млн. руб./км.
Межпромысловое обустройство включает следующие статьи затрат: межпромысловые коммуникации (автодороги, межпромысловые трубопроводы, линии связи). Их протяженность определяется по каждому объекту в соответствии с их географическим расположением, а мощность трубопроводов ожидаемыми уровнями отбора и прокачки нефти. Для всех рассматриваемых объектов стоимость строительства межпромысловых коммуникаций определяется в диапазоне от 11 до 34 млн. руб./км и зависит от диаметра трубопровода (необходимой технологической мощности магистрали).
Кроме того могут включаться дополнительные капитальные затраты, необходимые на обустройство конкретных объектов разработки в соответствии со спецификой географо-экономического расположения оцениваемого объекта.
Капитальные затраты на природоохранные мероприятия приняты в объеме 10% от капитальных затрат на обустройство объекта.
Эксплуатационные расходы определяются следующими статьями:
расходы на обслуживание эксплуатационных скважин (добывающих и нагнетательных) - 2400 тыс. руб./скв. год;
капитальный ремонт эксплуатационных скважин - 1088 тыс. руб./скв.-4 года (или 272 тыс. руб./год-скв.);
