Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ развития и современное состояние минерально-сырьевой базы газодобычи 7
1.1 Ретроспективный анализ развития минерально-сырьевой базы газовой промышленности мира, России и добывающих компаний 9
1.2 Современное состояние минерально-сырьевой базы газодобычи 22
1.3 Современные тенденции и проблемы развития минерально-сырьевой базы 34
Глава 2. Разработка нового концептуального подхода к эффективному развитию минерально-сырьевой базы газодобычи в современных условиях 42
2.1 Поисково-разведочные работы на газ в России и в мире 42
2.2 Формирование стратегических направлений развития и воспроизводства минерально-сырьевой базы газодобычи 46
2.3 Новая концепция эффективного проведения поисково-разведочных работ на газ 53
Глава 3. Обоснование базовых принципов эффективного развития минерально-сырьевой базы газодобычи 63
3.1 Зарубежный опыт планирования и обоснования показателей развития минерально-сырьевой базы 63
3.2 Основные принципы, критерии и показатели развития минерально-сырьевой базы газодобычи российских компаний 68
Глава 4. Разработка и обоснование основных элементов стратегии и показателей эффективного развития минерально-сырьевой базы газодобывающих компаний 79
4.1 Ключевые направления развития минерально-сырьевой базы газодобычи 81
4.2 Многовариантный расчет показателей развития минерально-сырьевой базы газодобывающей компании 89
Заключение 108
Список литературы 114
- Ретроспективный анализ развития минерально-сырьевой базы газовой промышленности мира, России и добывающих компаний
- Формирование стратегических направлений развития и воспроизводства минерально-сырьевой базы газодобычи
- Зарубежный опыт планирования и обоснования показателей развития минерально-сырьевой базы
- Многовариантный расчет показателей развития минерально-сырьевой базы газодобывающей компании
Ретроспективный анализ развития минерально-сырьевой базы газовой промышленности мира, России и добывающих компаний
Ретроспективный анализ развития газовой отрасли промышленности и МСБ газодобычи мира приведен в публикациях [15,45,77 и др.]. Для России эти вопросы обсуждаются в работах Н.К. Байбакова, В.Г. Васильева, В.И. Ермакова, Н.А. Гафарова, А.И. Гриценко, И.П. Жабрева, А.Н.Истомина, Н.А. Крылова, В.И. Старосельского, В.П. Ступакова и др. [5,14,17,31,64,76 и др.].
Весь длительный период развития нефтяной и газовой отраслей мира и их главной составляющей – минерально-сырьевой базы – можно разделить на несколько крупных этапов (рисунок 1.1).
Первый этап (60-е годы XIX века – до начала первой мировой войны) - это период рождения и становления нефтегазовой промышленности в немногих странах: России, США, на Ближнем Востоке, в Юго-Восточной Азии. Этап характеризуется медленно растущим потенциалом нефте- и газодобычи, при этом природный газ тогда не рассматривался в качестве сколько-нибудь серьезного конкурента нефти, которая, в свою очередь, интенсивно вытесняла уголь из мирового топливно-энергетического баланса (ТЭБ). Второй этап (1921-1940 гг.) – это двадцатилетие интенсивного развития нефтяной отрасли, резкого расширения географии и объемов нефтедобычи и достаточно скромных успехов в развитии газовой промышленности мира и отдельных стран.
Десятилетие 1941-1950 гг. - период войн и восстановления народного хозяйства многих стран. Он рассматривается, как переходный период, в т.ч. и в развитии нефтегазовой промышленности (НГП) многих стран мира и, прежде всего, России.
Третий этап (1951-1970 гг.) - послевоенное двадцатилетие активного развития НГП во всех странах мира, обладавших необходимой подготовленной МСБ нефте- и газодобычи, экспоненциального увеличения объемов поисково-разведочных работ (ПРР), приростов запасов газа и нефти. К 1970 г. общее число стран, добывающих углеводороды, увеличилось до 65. Нефть оставалась доминантным видом горючих ископаемых. В весьма ограниченных объемах увеличилась торговля нефтью и газом: большинство стран, обладающих запасами и ресурсами УВ, стремились удовлетворить собственные потребности в минеральных энергоносителях и только после этого часть добытых УВ поступала на мировой рынок.
Четвертый этап (1971-1990 гг.) – это время «взлетов, падений и кризисов» в развитии мировой нефтегазовой промышленности, часто инициированных политическими и региональными интересами и событиями. Это первое двадцатилетие, когда нефть и газ заявили о себе, как о важнейших инструментах геополитики и энергетической геостратегии. Именно в эти годы появился ряд стран – новых крупных производителей нефти и газа, прежде всего, СССР, с поставками УВ в западном геостратегическом направлении (в Западную Европу). Год от года увеличивалась роль арабской нефти и российского газа в мировом производстве.
Весьма сложным – кризисным для большинства стран (СССР – Россия и др.) оказалось последнее десятилетие XX века, когда наблюдалось снижение добычи нефти и газа (в меньшей степени), прежде всего, на постсоветском пространстве, при общемировой тенденции увеличения производства УВ. Многие страны традиционной нефте- и газодобычи практически исчерпали возможности для ее увеличения и все больше приобретали УВ по импорту. Тогда же начались и интенсивные работы по поискам альтернативных источников производства УВ [20,61].
Последнее десятилетие ХХ века характеризуется практически полной стагнацией работ в нефтегазовом секторе.
Пятый (современный) этап (с 2001 г.) характеризуется рядом особенностей развития нефтегазовой промышленности и ее сырьевой базы, которые сильно отличают его от предыдущих этапов. В целом обстановка в газовой сфере существенно изменилась.
Это обусловлено мировыми финансово-экономическими кризисами, ухудшением в отдельные годы конъюнктуры газового рынка, появление сланцевого газа в Северной Америке, маловостребованными, но значительными по объему разведанными запасами газа Катара и Ирана (в сумме – 57,8 трлн м3), новыми шельфовыми открытиями в Восточном Средиземноморье, на шельфе Африки и Австралии и т.д.
В целом, в мировом ТЭБ всю вторую половину XX века характерно неуклонное увеличение доли газа, (таблица 1.1). В частности в ряде стран доля природного газа в национальном топливно-энергетическом балансе достигала 40-50 % и более (в России - 52 %). Появился ряд стран, практически полностью ориентированных на газодобычу (Туркменистан, Узбекистан, Бангладеш и др.)
За 40 лет в большинстве стран мировая добыча природного газа увеличилась в 3 раза, а на конец 2016 г. достигла объема 3,75 трлн м3; безусловные лидеры по добыче газа - США и Россия (таблица 1.2.).
Газовая отрасль промышленности России начала свое развитие с момента открытия и начала эксплуатации небольших газосодержащих месторождений в Поволжье и Тимано-Печорской провинции (40-е годы XX века) и первых поставок по первому магистральному газопроводу Саратов-Москва, в дальнейшем МСБ газа развивалась на Северном Кавказе (50-е гг.) и в Западной Сибири (60-е гг. – до настоящего времени).
В 1950 г. запасы свободного газа России составляли 59,7 млрд м3, в 1960 г. - уже 972,3 млрд м3. К 1971 г. запасы увеличились до 9,3 трлн м3, в т.ч. в Западной Сибири – до 7,1 трлн м3; на шельфе было разведано всего 1 млрд м3 запасов [5,14,17,64]. В эти годы в обосновании и подготовке сырьевой базы участвовали газовые геологи: В.Г.Васильев, В.И.Ермаков, Н.Д.Елин, В.И.Старосельский, В.П.Ступаков, А.Л.Козлов, В.П.Савченко.
С начала 50-х гг. до начала 90-х гг. проблемами подготовки МСБ газо- и нефтедобычи в России занимались предприятия трех союзных министерств: Министерства геологии СССР, Министерства нефтяной и Министерства газовой промышленности (МИНГАЗПРОМ). Научное обеспечение и сопровождение поисково-разведочных работ на нефть и газ проводили коллективы геологов и геофизиков большого числа отраслевых институтов (ВНИГРИ, ВНИГНИ, ЗапСибНИГНИ, СНИИГГиМС и мн. др. в Мингео, ИГИРГИ и ВНИИнефть в Миннефтепроме, ВНИИГАЗ и ряд его региональных филиалов).
На рисунке 1.2 показана схема взаимодействия геологических служб двух ведущих министерств.
В СССР в подготовке запасов газа выделяется подготовительный этап (50-60-е гг. ХХ века), когда текущие разведанные запасы газа кат.А+В+С1 увеличивались медленно (до 1,6 трлн м3 к 1968 г.) и не могли обеспечить сколько-нибудь масштабной добычи на территории страны. Подготовка запасов, их освоение и добыча были сосредоточены главным образом, на Украине, в Центральной Азии и в Предкавказье.
С 1969 по 1993 гг. наблюдался стремительный рост развития МСБ газодобычи, когда ежегодные приросты разведанных запасов достигали 2,2-2,8 трлн м3/год [17,18,34]. Запасы газа в течение этого временного этапа увеличились до 49,2 трлн м3 (по кат. А+В+С1), несмотря на неуклонный рост производства природного газа. Это обусловлено открытиями, разведкой и промышленным освоением уникальных газосодержащих месторождений Западной Сибири, Прикаспийской впадины и др. регионов. Над созданием и развитием МСБ в эти годы активно трудились Г.И.Амурский, А.Г.Габриэлянц, В.И.Ермаков, И.П.Жабрев, М.Я.Зыкин, В.Е.Орел, В.Н.Корценштейн, В.Л.Соколов, Н.Н.Соловьев, А.А.Ханин и другие.
Первоосновой, главной природной предпосылкой создания и развития мощной МСБ газа в России явилась уникальная газоносность недр многих осадочных бассейнов и мегабассейнов Северной Евразии - Западно-Сибирского, Восточно-Сибирского, Прикаспийского и Баренцевоморского (рисунок 1.3).
Формирование стратегических направлений развития и воспроизводства минерально-сырьевой базы газодобычи
В работах ряда исследователей последних лет дается прогноз развития ГРР на газ и нефть в России на среднюю и дальнюю перспективы [6,9,13,22,27, 28,34,39,69,71].
Дальнейшее развитие газовой отрасли промышленности России и деятельности ее ведущих добывающих компаний в области разведки и добычи определяется рядом факторов и условий:
- величиной и структурой текущих запасов (геол./извлек.), выработанностью запасов по регионам и важнейшим комплексам пород, степенью освоенности ресурсов УВ;
- величиной и структурой прогнозируемых ресурсов УВ;
- технико-технологическими условиями развития сегмента «разведка и добыча» с учетом применения инновационных технологий прогнозирования, поисков, разведки и освоения УВ-сырья;
- геополитическими, финансовыми, конъюнктурными и проч. условиями.
Таким образом, отправными точками для оценки новых вероятных открытий, динамики доразведки залежей, дифференцированных приростов новых разведанных запасов и добычи является величина запасов и ресурсов УВ, прежде всего, неоткрытых.
Важнейшим направлением научного обеспечения развития МСБ являются исследования в области оценки и переоценки величин и структуры начальных суммарных ресурсов УВ, главным образом, их неоткрытой части (подготовленных и локализованных кат D0+Dл, а также перспективных и прогнозируемых D1+D2). Чем выше величина прогнозных/начальных ресурсов свободного газа и ниже степень изученности, тем выше шансы открытия крупного по запасам месторождения в пределах перспективных областей и районов проведения ГРР.
Стоит отметить, что достоверность и подтверждаемость в ходе ГРР (в будущих запасах) ресурсных оценок УВ более важны, чем их абсолютная величина; это относится как к перспективным локализованным, так и к прогнозным ресурсам. При этом современный период развития МСБ газодобычи характеризуется малой достоверностью оценок ресурсов нераспределенного фонда недр и невскрытых горизонтов месторождений, которые часто бывают необоснованно завышены, их подтверждаемость при ГРР не превышает 25-30 %. Нередко оценки этих ресурсов полностью не подтверждаются.
Запасы и неоткрытые ресурсы УВ различных категорий (А,В,С,D) не равнозначны не только по степени изученности, но и по их подтверждаемости в ходе ГРР, при промышленном освоении в накопленной добыче. Это является главным геолого-экономическим критерием ценности этих запасов и ресурсов.
Опыт освоения месторождений в России показывает, что даже накопленная добыча газа и жидких УВ (+потери) не может быть определена с точностью до 100 %. Точность оценок величин НД (подтверждаемость) составляет +- 2/-3 % (за счет технологических неточностей и потерь).
Результаты исследований точности, достоверности и подтверждаемости различных категорий запасов и ресурсов свободного газа рассмотрены в работах М.Я.Зыкина, М.Г.Габриэлянца, С.М.Карнаухова, В.С.Парасыны, Ю.И.Пятницкого, В.А.Скоробогатова, В.И.Старосельского и др. [26,34,59,65 и др.].
Разведанные запасы кат. А+В1+С1, как правило, также не подтверждаются на 100 %. Эмпирически установленная точность оценки этой категории запасов +/- 8-15 % (в среднем около 10 %) (по данным М.Я.Зыкина и др.).
Оцененные запасы кат В2/С2 с учетом их доразведки обычно подтверждаются на 40-70 %, крайне редко на 85-90 %. Этот опыт вынуждает специалистов в области разработки вводить в расчеты будущей добычи неразведанные запасы кат. В2/С2 в объеме обычно не более 50 %. Такой подход во многом снижает добычные риски.
Величины подготовленных D0 (ранее С3) и локализованных Dл ресурсов локальных объектов подтверждаются при переводе в промышленные категории (А+В1+С1) не более чем на 30-35 %. И только как исключение – по уникальным газоносным объектам севера Западной Сибири – на 70-75 % [25,26].
Существенно ниже подтверждаемость нелокализованных перспективных и прогнозируемых ресурсов газа кат. D1 и D2 (величины подтверждаемости около 25% и 15-20 %, соответственно) [59].
В то же время перспективы обнаружения еще не открытых месторождений разной крупности определяется степенью изученности объектов опоискования, в первую, очередь буровой. При относительно равномерном разбуривании перспективных территорий (провинций, областей) и геологических объектов наблюдаются следующие соотношения между структурно-буровой изученностью (опоискованием крупных и средних положительных структур – сводов, мегавалов, куполовидных поднятий) и степенью освоенности УВ-потенциала (таблица 2.2.).
Это объясняется избирательностью поискового процесса, когда в качестве первоочередных – целевых для поиска – рассматриваются самые крупные из возможных месторождения УВ на самых крупных структурах, которые и открываются в числе первых. Так, наиболее крупные по запасам месторождения нефти и газа в тех или иных областях при относительно равномерном разбуривании перспективных объектов открываются в числе первых 5, реже – 8-10 месторождений.
Например, уникальное Уренгойское НГКМ было обнаружено в 1966 г. третьим по счету в Надым-Пур-Тазовском регионе (после Тазовского и Заполярного), Бованенковское месторождение на Ямале – четвертым (после Новопортовского и др). Крупное по запасам Пеляткинское ГКМ было открыто первым в Енисей-Хатангской области, Утреннее месторождение на п-ове Гыдан - третьим и т.д. При этом в практике ГРР нередки случаи, когда в пределах крупной структуры были открыты – малые и средние по запасам УВ месторождения, что может быть связано с недостатками прогнозирования (недоучет сохранности залежей и их запасов и проч.).
Оценка текущей изученности различных регионов и областей России приведена в таблице 2.3.
Зарубежный опыт планирования и обоснования показателей развития минерально-сырьевой базы
Анализу и обобщению мирового опыта в области геологоразведки посвящено много исследований [15,16,20,55,63 и многие другие].
Работы по поиску и разведке УВ в мире ведет большое число государственных и частных компаний-недропользователей. По мнению автора, к крупным следует относить компании, контролирующие запасы более 200 млн т н.э. (извлек.) и добывающие более 20 млн т н.э, в мире таких компаний насчитывается около 200, в т.ч. в России - 25.
По форме собственности большинство крупных международных транснациональных компаний в области нефти и газа являются частными. Форма собственности определяет их стратегические цели, связанные со стремлением получения максимально возможной прибыли и увеличения капитализации, соответственно, инвестиционные решения в таких компаниях принимаются в пользу проектов с потенциалом обеспечить максимальный коммерческий возврат инвестированного капитала. В то же время цели российских компаний с государственным участием во многом связаны с внутриэкономической и внешней политикой страны.
В области развития МСБ основным отличием зарубежных нефтегазовых компаний от отечественных является в целом более низкий объем контролируемых запасов УВ. Однако, несмотря на более успешные результаты по многим показателям ГРР в российских компаниях, международные транснациональные компании отличаются более высокой рыночной стоимостью и капитализацией.
Обладая небольшими запасами и добывая ограниченные объемы УВ транснациональные компании (частные – негосударственные) закупают по всему миру нефть и газ и обрабатывают их на своих перерабатывающих заводах, повышая стоимость готовой продукции во много раз (по сравнению с сырой нефтью). В процессе планирования ГРР они, прежде всего, ориентированы на рентабельность инвестиций и повышение стоимости акций, в то время как, для отечественных компаний характерна ориентация на общий объем запасов, их прирост, плановые промежуточные показатели (объем проходки глубокого бурения, сейсморазведки, воспроизводство запасов и др.).
Этим объясняется значительный разрыв в уровне обеспеченности запасами международных и российских компаний: увеличение данного показателя не является главной целью зарубежных международных компаний. Вместо этого они управляют реализацией проектов таким образом, чтобы соотношение в различные периоды сроках обеспеченности запасами сохраняло баланс в сроках возврата капиталовложений.
Каждый потенциально привлекательный проект в области ГРР анализируется в комплексе с другими существующими альтернативными источниками восполнения запасов. Это значительно снижает инвестиционные риски, но при этом демонстрируется относительно низкая доля прироста запасов за счет проведения ГРР.
С точки зрения международного присутствия, зарубежные компании являются глобальными игроками нефтегазовой индустрии, как правило, основные объемы запасов и добычи УВ в зарубежных компаниях рассредоточены по 3-4 различным регионам мира (десяткам стран).
Ведущие мировые нефтегазовые компании не специализируются на конкретном виде УВ, а развивают добычу и наращивают запасы как нефти, так и газа, кроме того, они активно развивают МСБ на основе шельфовых запасов. По соотношению запасов УВ и добычи на суше и на шельфе в иностранных компаниях наблюдается почти равное соотношение.
В долгосрочной перспективе все крупные иностранные компании рассматривают развитие направления добычи на шельфе. Предполагается, что основные регионы прогнозной добычи будут сосредоточены у берегов Северной Америки, Бразилии, Западной и Восточной Африки, Австралии, в Азиатско-Тихоокеанском регионе (АТР).
Серьезное влияние оказывают глобальные тенденции – международным компаниям все сложнее получить доступ на проведение ГРР и разработку месторождений в странах со значительным ресурсным потенциалом, где контроль над ресурсами в значительной степени принадлежит национальным нефтегазовым компаниям.
Ввиду этого они вынуждены осваивать труднодоступные месторождения (на глубоководном шельфе, нетрадиционные ресурсы) и месторождения на малоосвоенных территориях с высоким уровнем рисков и затрат на ГРР. В связи с этим международные компании направляют значительные средства на развитие технологий, позволяющих разведывать и разрабатывать труднодоступные запасы, т. е. их характеризует высокая доля инвестиций в науку и инновационную деятельность. Основными направлениями освоения нетрадиционных ресурсов являются проекты, связанные с разработкой высоковязкой нефти, нефтяных песков, сланцевых газа и нефти, производством биотоплива и разработкой альтернативных источников (солнце, энергия ветра и прочие), стратегические интересы иностранных компаний лежат также в сфере производства СПГ и развития его поставок. География и направления деятельности основных международных компаний показаны в таблице 3.1.
Ключевым фактором формирования конкурентных преимуществ зарубежных частных компаний является развитие инновационно-технологических направлений, обеспечивающих большую геолого-информационную эффективность ГРР по сравнению с национальными компаниями. Иностранные компании выделяют значительные ресурсы на создание и развитие собственных подразделений, связанных с развитием технологий и инноваций.
По объемам инвестиций на научные исследования крупнейшие нефтегазовые корпорации мира входят в число мировых лидеров. При значительных различиях в абсолютных показателях объемов инвестиций между ними, доля науки относительно выручки компаний находится в пределах 0.24-0.55 %. Основные российские ВИНК существенно отстают от международных компаний по объемам инвестиций в инновационное развитие и получаемым результатам.
Приоритетными направлениями технологического развития мировых лидеров нефтегазовой отрасли являются:
разработка методов, позволяющих повышать эффективность уже существующих технологий для каждого из звеньев производственной цепочки;
минимизация геологических, технологических и геополитических рисков;
повышение экологической эффективности технологий;
повышение энергоэффективности процессов, следствием которой является повсеместное внедрение энергоэффективных и энергосберегающих технологий практически на всех этапах производственного процесса;
разработка технологий использования альтернативных источников энергии. Среди наиболее острых современных технологических проблем (вызовов) можно отметить проблему истощения легкодоступных запасов и ресурсов УВ, которое влечет за собой необходимость разработки трудноизвлекаемых запасов, что, в свою очередь, требует эффективных технологических решений в следующих областях:
добыча газа угольных пластов (угольного метана) - разработка угольных месторождений с целевой добычей газа в промышленных масштабах производится с применением технологий интенсификации газоотдачи пластов;
добыча сланцевого газа на основе применения метода гидроразрыва пласта (ГРП);
добыча газа из плотных низкопроницаемых пород: ключевой технологией увеличения объемов и скорости потока газа является многоступенчатый гидроразрыв газоносных пластов;
добыча газовых гидратов - на сегодняшний день остаются нерешенными многие базовые проблемы разработки природных гидратов.
В области развития альтернативных источников энергии деятельность международных нефтегазовых компаний связана с:
развитием возобновляемых источников энергии (ветровая и солнечная электрогенерация, развитие комбинированных систем);
развитием водородных технологий (производство водорода; компактные устройства, производящие водород из жидких углеводородов, технологии распределения, хранения и сбыта водорода);
диверсификацией видов топливных элементов;
разработкой новых видов биотоплив;
улавливанием и захоронением CО2. Таким образом, основные международные нефтегазовые компании уступают российским по многим ключевым показателям деятельности в области развития МСБ: по объему запасов и добычи УВ, по уровню восполнения запасов, срокам обеспеченности запасами, удельным затратам на приросты. При этом, в связи с ориентированностью международных компаний прежде всего на рентабельность инвестиций и стоимость акций, они отличаются более высокой рыночной стоимостью.
Главной спецификой деятельности крупных международных транснациональных компаний является максимальное распределение рисков путем диверсификации бизнеса как по регионам (в том числе между сушей и шельфом), так и путем обеспечения сбалансированного соотношения в запасах и добыче между нефтью и газом. Помимо усиления добычи на шельфе, они активно развивают также разработку нетрадиционных углеводородных ресурсов таких, как высоковязкая нефть и нефтяные пески, сланцевые нефти и газы, а также производство биотоплива и энергии возобновляемых источников, таких как солнце, вода и ветер.
Сравнение российских и зарубежных компаний по основным показателям деятельности в области развития МСБ приведено в таблице 3.2.
Многовариантный расчет показателей развития минерально-сырьевой базы газодобывающей компании
При количественном обосновании стратегии применен многовариантный расчет основных показателей долгосрочного развития МСБ, основанный на различных сценариях приростов свободного газа, которые могут зависеть как от относительно постоянных, так и от переменных факторов (рисунки 4.5, 4.6).
К постоянным факторам относятся:
S количество ЛУ на суше и на шельфе и величина перспективных ресурсов УВ в их недрах;
S объемы ГРР, запланированные на этих участках, согласно действующим проектным документам; S приросты УВ, запланированные за счет проведения ГРР на этих участках;
S буровые мощности по регионам деятельности, обеспечивающие строительство поисковых и разведочных скважин.
К переменным факторам относятся:
S дополнительные по сравнению с проектными документами объемы ГРР и, соответственно, приросты запасов УВ;
S варианты набора участков нераспределенного фонда недр, рекомендуемых к лицензированию;
S ресурсы перспективных площадей, предлагаемые к поисковому лицензированию;
S варианты приростов запасов УВ (для разных программ ГРР);
S увязка ГРР по времени с началом освоения;
S ресурсы нетрадиционных УВ. Многовариантный расчет долгосрочного развития МСБ газодобычи позволяет оценить объем финансовых затрат, необходимых для восполнения запасов газа, а также оценить экономическую эффективность проводимых ГРР с учетом текущих тактических целей, поставленных перед Обществом.
На рисунке 4.5 представлен пример матрицы постоянных и переменных факторов многовариантного долгосрочного прогноза развития МСБ газодобычи. В ней показана связь между прогнозными параметрами в рамках каждого рассматриваемого сценария.
Благодаря многовариантному расчету объемов запланированных работ (буровых, геофизических, геологического изучения недр и проч.), а также затрат на их проведение, предложенный методический подход делает возможным выбор наиболее эффективного сценария для руководства к действию в текущий период времени. При этом, в зависимости от набора критериев и прогнозных параметров, количество сценариев может быть неограниченным (для примера на рисунках приведены 7 расчетных сценариев).
В ходе выполнения работы автором были выполнены варианты (сценарии) прогноза развития МСБ газодобычи с учетом заложенных в матрицу различных факторов (рисунок 4.5). Были просчитаны объемы ГРР на прогнозный период времени, позволяющие достигнуть заданные уровни приростов запасов газа в соответствии с поставленными задачами. На рисунке 4.6 представлена визуализация такого многовариантного прогноза для различных сценариев: значения прогнозных приростов запасов газа (ось Y) за период времени (ось Х).
Вариативность выбора прогнозных параметров позволяет провести сравнительный анализ экономической эффективности достижения главного стратегического целевого показателя развития МСБ газодобычи – коэффициента восполнения запасов (рисунок 4.5).
В рекомендуемом долгосрочном сценарии развития МСБ должны быть отражены наиболее обоснованные (экономически целесообразные) объемы геологоразведочных работ для эффективного решения тактических задач по развитию МСБ, стоящих перед газодобывающей компанией в данный момент.
К текущим задачам развития МСБ газодобычи можно отнести следующее: обеспечение приростов запасов газа в тех объемах, в тех регионах газодобычи и в тот временной период, которые отвечают текущим прогнозам спроса на газ, стоимости добычи и продажи продукции, стоимости переработки и транспортировки газа и проч. По мере изменения текущих условий развития МСБ газодобывающей компании необходима корректировка рекомендуемого долгосрочно сценарного прогноза.
Так, например, в условиях экономии финансовых средств газодобывающей компании, наиболее эффективным и экономически рентабельным является выбор наименее затратного сценария в приведенном примере при коэффициенте восполнения запасов, близком к стратегическому целевому показателю восполнения добытых объемов новыми приростами (сценарий 2, рисунки 4.5, 4.6). В сценарии 2 не предусматривается дополнительная интенсификация наиболее затратных видов ГРР (буровые работы). При этом выбранные параметры позволяют обеспечить за прогнозный период объемы приростов запасов газа со средним коэффициент восполнения 0,98 (рисунок 4.5). При этом, для сравнения, в сценарии 6 при тех же прогнозных параметрах, предусмотрено увеличение объемов ГРР при более коротких сроках их выполнения. Это обеспечит средний коэффициент восполнения запасов на прогнозный период 1,02 за счет повышения общих затрат. В сценарии 7 средний коэффициент восполнения еще выше при еще более высоких затратах (рисунки 4.5, 4.6).
Таким образом, когда перед газодобывающей компанией будет поставлена задача оперативного расширенного воспроизводства МСБ, предпочтение будет отдано сценарию с наибольшим коэффициентом восполнения запасов.
С целью обоснования наиболее эффективной лицензионной политики для выбранного региона газодобычи на необходимый временной период проводится ранжирование лицензионных участков (как имеющихся, так и планируемых).
При ранжировании учитываются следующие показатели:
1) Географические показатели учитывают расположение участка, развитость автомобильной, железнодорожной, авиационной и газотранспортной инфраструктуры, наличие возможностей электрообеспечения и источников строительных материалов для освоения месторождений. Для шельфовых месторождений учитывалось такие показатели, как расстояние ЛУ до побережья (баз, портов), глубина моря, вид морских платформ, система транспортировки углеводородов, продолжительность навигационного периода;
2) Показатели геолого-геофизической изученности характеризуют участки с точки зрения изученности поисково-оценочными и разведочными скважинами, сейсморазведкой МОГТ 2D и 3D, электроразведкой, гравиразведкой, магниторазведкой и другими дополнительными методами исследований;
3) Геологические показатели учитывают количество этажей нефтегазоносности, преимущественный тип ловушек (залежей), глубины залегания базисного горизонта, тип коллектора, фазовое состояние УВ в пластовых условиях, продуктивность скважин без интенсификации притока, необходимость применения методов интенсификации притоков;
4) Показатели МСБ учитывают величину и структуру запасов и ресурсов;
5) Технологические показатели учитывают особенности конструкций скважин, технологии испытания объектов в колонне, рекомендуемый комплекс ГИС;
На основе проведенного ранжирования составляется оптимальный портфель лицензий для выбранного региона газодобычи на необходимый временной период.
Расчет баланса разведанных запасов газа проводится, исходя из начальных и текущих запасов газа (геол./извлек.), интегральной добычи за период и приростов новых запасов (кат.В1/С1) за счет проведения ГРР за тот же период. На основе выполненных расчетов проведено сопоставление прогнозной динамики газодобычи и развития МСБ по основным регионам производственной деятельности.
Надым-Пур-Тазовский регион
В настоящее время и в будущие периоды основным регионом добычи газа в России останется Надым-Пур-Тазовский регион (НПТР), в котором сосредоточены основные эксплуатируемые месторождения (Вынгапуровское, Комсомольское, Западно-Таркосалинское, Еты-Пуровское, Вынгаяхинское, Юбилейное, Заполярное, Уренгойское, Ямбургское, Ен-Яхинское, Песцовое, Южно-Русское и др.) и вводимые в ближайшей перспективе в разработку ачимовские залежи Уренгойского месторождения (рисунок 4.7).
Значительная часть запасов газа месторождений сосредоточена в сеноманских залежах Ямбургского, Уренгойского, Северо-Уренгойского, Юбилейного, Ямсовейского, Вынгапуровского, Западно-Таркосалинского, Комсомольского и Медвежьего месторождений. При этом большинство месторождений региона находится в разработке более 30 лет, на стадии падающей добычи.
Текущие геологические запасы газа НПТР составляют 12,5 трлн м3. Указанные объемы запасов позволят поддерживать ежегодную добычу газа на уровне около 300 млрд м3 вплоть до 2024 г., далее начнется плавное снижение. Суммарная прогнозная добыча за период до 2040 г. составит около 5 трлн м3 (рисунок 4.8).
Добыча газа в НПТР в 2017 году составила 341,9 млрд м3. В перспективе прогнозируется снижение добычи газа по объективным причинам, связанным с высоким уровнем выработанности запасов газа сеноманских отложений базовых месторождений региона, снижением пластового давления в них, подъемом уровня газоводяного контакта и др.
Для поддержания годовых уровней добычи НТПР в разработку будут введены залежи ачимовских пластов Уренгойского месторождения, выйдут на проектные показатели по добыче неокомские отложения по ряду месторождений (Западно-Таркосалинское, Юбилейное, Ямбургское, Уренгойское, Песцовое и др.).
Для поддержания проектных уровней отборов и обеспечения стабильной добычи газа на действующих месторождениях будет обеспечено проведение реконструкции и технического перевооружения объектов добычи газа.