levitra bitcoin

+7(495) 725-8986  г. Москва

Журналы

  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал

О.М. Прищепа,  (И.о. директора, кандидат геолого-минералогических наук, ВНИГРИ)

Г.А. Григорьев,  (Зав. лабораторией, кандидат геолого-минералогических наук, ВНИГРИ)

Журнал «Минеральные ресурсы России. Экономика и управление» # 2007-3

 

Oдной из важнейших задач, стоящих перед государственными органами управления недропользованием в России, является разработка механизмов взаимодействия с частными компаниями по наращиванию ресурсной базы углеводородов (УВ). Сего- дня практически на всех уровнях государственного управления признано, что уже в течение более чем 10 лет не удается привлечь в геолого-разведочные работы (ГРР) объемы инвестиций, достаточные для выявления новых залежей нефти и газа, запасы которых могли бы компенсировать объемы добываемого УВ-сырья.

В последние 3 года государство наращивает масштабы бюджетного финансирования, в основном для проведения региональных работ, которые могли бы инициировать развертывание поисковых ГРР на новых направлениях изучения перспектив нефтегазоносности. МПР России и Роснедра придают большое значение рациональному использованию этих бюджетных средств, поскольку они направлены на решение задач повышения привлекательности и востребованности ресурсной базы УВ, свое- временности ее подготовки для передачи участков недр потенциальным инвесторам с целью их геологического изучения и последующего освоения выявленных запасов.

Проблема налаживания взаимодействия государственного и частного капитала для осуществления, по сути, общих целей относится к решению задач "теории игр". Каждый из участников процесса стремится переложить больший объем нагрузки (в первую очередь инвестиционной) на плечи другого, одновременно понимая, что в случае недостаточных усилий как с одной, так и с другой стороны общая задача решена не будет.

Возможны два реальных пути практического решения поставленной задачи

    Первый путь, на который очень активно ориентируется вся деятельность государственных органов в последние годы, сводится к возобновлению полного цикла работ по подготовке сырьевой базы УВ и ее освоению в намеченных объемах силами уполномоченных или государственных компаний с использованием бюджетных (или опосредованно бюджетных, заемных) средств. То есть, если ясна цель, сформулированная на высшем уровне, создается программа работ, обосновываются ее физические и стоимостные параметры, а непосредственно реализация программы трансформируется в процессы выделения (нахождения) средств и контроля за их использованием. Подобная программа только отчасти учитывает экономические компоненты, связанные с воспроизводством ресурсной базы.

Такой подход уместен (а возможно, является и единственным, обеспечивающим решение поставленных задач) при проведении работ на малоизученных направлениях и в регионах или осадочных бассейнах, требующих огромных объемов инвестиций (например, в Восточной Сибири, на шельфах арктических морей и т.д.). По сути, он не считается конкурентным и не должен оцениваться с точки зрения эффективности проводимых работ и финансовых вложений. Если отвлечься от ведомственных интересов, то при зафиксированных объемах инвестиций государству должно быть все равно, кто и на какой стадии, а также до какой степени изучает тот или иной регион, как распределяются средства и как взаимодействуют исполнители. Главное – чтобы была решена задача своевременной подготовки ресурсной базы для вовлечения ее в освоение.

    Второй путь, реализация которого возможна в уже осваиваемых и достаточно хорошо изученных регионах и бассейнах, сводится к распределению средств, выделяемых из бюджета, по единичным (целевым) региональным программам ГРР, но только таким, которые способны подготовить геологическую основу для целенаправленных поисковых ГРР на новых направлениях и снять существенную долю неопределенностей и рисков, излишне высокий уровень которых не позволяет потенциальным недропользователям рассматривать эти районы в качестве инвестиционно привлекательных.

При таком подходе могут быть использованы показатели эффективности, определяющие как приоритеты в распределении средств между регионами, так и рациональность их использования на том или ином направлении внутри даже одного осадочного бассейна.

Настоящая статья посвящена обсуждению приемов и методических подходов для формирования программ ГРР разного уровня с использованием показателей их эффективности и критериев, регламентирующих формирование управленческих решений по завершении каждой из стадий и этапов в рамках соответствующей программы.

Рекомендуемый порядок подготовки программ ГРР

Программы ГРР в совокупности с программами лицензирования пользования недрами в современных условиях недропользования на территории России являются базовыми элементами разноуровневого стратегического планирования подготовки новых запасов УВ (объемов воспроизводства запасов).

В соответствии с действующими регламентирующими документами в системе МПР России и Роснедра при подготовке таких программ на лицензионных участках должны учитываться:

  • потребности экономики административного субъекта и Российской Федерации в целом в данном виде полезных ископаемых и продуктах их переработки (с учетом экспортной составляющей) на основе прогнозов развития экономики, топливно-энергетического баланса (ТЭБ) страны и программ социально-экономического развития;
  • необходимость обеспечения воспроизводства минерально-сырьевой базы субъекта Российской Федерации и государства в целом по данному виду полезных ископаемых;
  • обеспеченность потребностей экономики в топливно-энергетических ресурсах за счет распределенного фонда недр;
  • социально-экономическое значение проведения ГРР и освоения месторождений нефти и газа в рамках действующих и новых лицензий;
  • возможности существующей промышленной инфраструктуры в части добычи и переработки нефти газа;
  • возможности существующей транспортной сети в части перевозки и транспорта нефти и газа или продуктов их переработки потребителям или к местам отгрузки на экспорт;
  • возможности энергетического обеспечения субъекта Федерации и страны в целом.

Программы проведения ГРР являются основой для организации геологического изучения недр на этапах как долицензионного периода (региональные работы и опережающие поисковые работы на малоизученных территориях и акваториях), так и лицензионного, работы в рамках которого проводятся за счет собственных средств недропользователей.

Если разработка программ лицензирования является прерогативой территориальных органов и МПР России во взаимодействии с органами исполнительной власти субъектов Федерации, то программы ГРР на региональном уровне составляются и контролируются уполномоченными представителями Роснедра (курирующими регион научно-исследовательскими организациями), а на уровне объектов лицензирования (участков) формируются и реализуются недропользователями.

Возможны две формы предоставления участков недр в пользование: на бесконкурсной основе для геологического изучения (предполагает поиски и оценку месторождений полезных ископаемых за счет средств недропользователей) и на конкурсной или аукционной основе с целью разведки и добычи полезных ископаемых (предполагает геологическое изучение, т.е. поиски и разведку, и добычу полезных ископаемых). В зависимости от типа лицензии формы подготовки (разработки) программ ГРР, закрепляемых в лицензионном соглашении или договоре, и контроля за их реализацией могут различаться.

Так, для участков недр, предоставляемых в пользование на бесконкурсной или конкурсной основе, формирование программ ГРР предполагает привлечение к их подготовке (на договорной основе) производственных и научно-исследовательских организаций. Сами программы должны быть сформированы в полном соответствии с определенными требованиями, которые будут изложены ниже, рассмотрены и утверждены уполномоченными экспертными органами Роснедра и МПР России.

Для участков недр, предоставляемых в пользование на аукционной основе, разработка программ ГРР должна осуществляться недропользователем (или организацией, уполномоченной недропользователем) в первый год действия лицензии, рассматриваться и уточняться уполномоченными экспертными органами Роснедра и МПР России. Кроме того, после завершения каждой стадии изучения программы ГРР подлежат корректировке исходя из сложившейся геологической и геолого-экономической ситуации.

В положении об этапах и стадиях ГРР на нефть и газ [8] определены виды, объемы работ и методы исследований, составляющие их рациональный комплекс, обеспечивающий решение основных геолого-экономических задач с минимальными затратами сил и средств в конкретных геологических и географических условиях и соответствующий утвержденным нормативам, инструкциям и руководствам, регламентирующим их проведение. Типовой комплекс ГРР может корректироваться в соответствии со специфическими особенностями геологического строения региона. В зависимости от стадии изученности изменяются как сами критерии эффективности ГРР, так и степень их влияния на детальность программы работ.

Принципиально важным положением является то, что информация, полученная на каждой стадии, по полноте и достоверности должна быть достаточной либо для геологического и технико-экономического обоснования проведения ГРР последующих стадий, либо для перехода к непосредственному освоению и проектированию разработки месторождений, т.е. для принятия управленческого решения о продолжении работ и их объемах.

Программы проведения ГРР долицензионного периода разрабатываются на основании документов, определяющих (с позиций стратегического анализа) место и задачи развития региона в ТЭБ страны. Программы ГРР могут делиться на две соответствующие стадии регионального этапа, а в определенных случаях предусматривать также и опережающие поисково-оценочные работы.

Программы ГРР могут и должны формироваться на двух уровнях – федеральном и региональном (субъекта Федерации). В случае единого осадочного бассейна они могут интегрироваться на уровне группы смежных субъектов. Наиболее важной частью каждой программы должно быть определение (в соответствии с конкретными критериями) последовательности работ и порядка их завершения или перехода к следующей стадии. Срок от начала работ до завершения анализа полученных материалов и формирования обобщающего отчета, предполагающего выдачу рекомендаций по направлениям работ и участкам лицензирования, может колебаться (в зависимости от уровня изученности) от 2 до 5 лет. Возможным исключением могут быть акватории и районы с низкой плотностью сейсмических исследований (ниже 0,5 км/км2).

В отчете о проведенных региональных исследованиях должны быть выделена специальная часть, характеризующая данный этап работ, и сформулированы конкретные рекомендации по схеме лицензирования территории и возможным "шагам" по ее доизучению (в том числе в виде программ работ на участках).

Все ГРР, проводимые за счет федерального бюджета, и их основные результаты должны быть направлены на качественное наращивание информации, увеличение привлекательности будущих объектов лицензирования и соответственно должны быть доступны (в общем виде) возможным инвесторам и недропользователям.

В соответствии с современными представлениями о стадийности ГРР на нефть и газ, подходами к количественной оценке начальных суммарных ресурсов (НСР) УВ, классификацией запасов и ресурсов складывалась система критериев, применяемая для принятия управленческих решений в данной области. Такая система специфична для каждой стадии работ и включает элементы, связанные как с собственно эффективностью ГРР, так и с эффективностью последующего освоения перспективных нефтегазовых объектов.

Основными критериями, характеризующими эффективность ГРР, являются натуральные (собственно физические или объемные) и опосредованные количественные и экономические (стоимостные) показатели.

К числу натуральных показателей эффективности ГРР (в соответствии с последовательностью и стадийностью поисковых и разведочных работ) относятся объем сейсмических исследований, необходимых для обнаружения залежи (ловушки), и плотность сейсмических исследований (км/км2) для подготовки выявленного объекта к глубокому бурению, коэффициент успешности поискового бурения, объем поискового и разведочного бурения, необходимого для подготовки единицы запасов промышленных категорий (тыс. т/скв. и т/м) и т.д.

Стоимостные показатели эффективности ГРР представлены удельными затратами на сейсмические исследования (р/тыс. т) и на глубокое бурение (р/т).

К объемным (физическим) показателям применительно к региональным работам можно отнести изученность сейсмическими региональными работами на всю глубину осадочного чехла или его перспективной части (плотность сейсмических исследований, км/км2), изученность осадочного чехла или его наиболее перспективной части параметрическим бурением (измеряемой площадью, приходящейся на 1 м проходки, или числом скважин, приходящихся на 1 км2 площади, включая как всю осадочную толщу, так и ее часть в пределах различных интервалов глубин перспективной толщи), освещенность глубоким бурением территории исследования.

Рассмотрим конкретный пример по Тимано-Печорской провинции (ТПП) (рис. 1). Изученность региональной сейсморазведкой варьирует от 0,002-0,004 км/км2 (Большесынинский, Курьинско-Патраковский, Тобышско-Нерицкий НГР) до 0,05 км/км2 (Сорокинский НГР) и даже 0,102 км/км2 (Ярейюский НГР), в среднем по провинции составляя 0,028 км/км2. В первых трех НГР разведанность запасов (доля запасов промышленных категорий А+В+С1 и категории С2, отнесенная к оценке НСР в пределах исследуемой территории) практически нулевая, в двух последних – превышает 58 и 71 % соответственно.

 

В целом из 29 нефтеперспективных НГР, выделенных в пределах ТПП, 8 имеют плотность региональной сейсморазведки менее 0,01 км/км2, 8 – в диапазоне 0,01-0,02 км/км2, 3 – в диапазоне 0,021-0,03 км/км2, 1 – в диапазоне 0,031-0,04 км/км2, 5 – в диапазоне 0,041-0,05 км/км2 и 3 – выше 0,05 км/км2.

На рис. 2 и 3 проиллюстрировано соотношение разведанности запасов УВ и плотности сейсмических исследований (детальных и региональных) по этим НГР.

 
 

Если из рассмотрения изъять районы, в пределах которых выявлены гигантские и крупные нефтегазовые месторождения (Ухта-Ижемский, Омра-Сойвинский, Велью-Тэбукский, Мичаю-Пашнинский и Вуктыльский), а также Чернореченский НГР, характеризующийся чрезвычайно сложным строением и поэтому требующий особого подхода при его изучении, обнаруживается четкая регрессионная зависимость между этими характеристиками. При этом коэффициент корреляции (R2) соответствующих уравнений регрессии (y = k·x)превышает 0,7, что характеризует подобную зависимость как статистически весьма надежную (рис. 4, 5).

 
 

К опосредованным критериям оценки эффективности ГРР относятся количественные показатели ресурсного потенциала, определяемые в соответствии с существующими методическими рекомендациями по количественной оценке прироста объемов ресурсов УВ (например, в базовом или базовых перспективных комплексах) и их плотности.

Совмещение этих показателей с физическими объемами ГРР позволяет выходить на критериальный уровень определения эффективности. Например, отнесение объема прироста ресурсов к объему региональных сейсмопрофилей (500 или 100 млн т на 500 км профилей дадут показатели эффективности сейсмических исследований, равные соответственно 1,0 или 0,2 млн т/км) или, наоборот, отнесение объема отработанных сейсмопрофилей к приращенному объему ресурсов (соответственно 1 или 5 км/млн т).

Очевидно, что при анализе подобных характеристик эффективности следует учитывать богатство недр, с тем чтобы избежать возможного парадокса: чем меньше ресурсов, тем больший объем региональных работ необходимо проводить. Это можно осуществить вполне корректно, введя понятие "богатство территории". В частности, если в пределах исследуемого НГР с учетом специфики его геологического строения для надежной количественной оценки ресурсного потенциала требуется отработать 500 км региональных сейсмических профилей, то при последовательном переходе от "богатого" района (ресурсы – 500 млн т) к "среднему" (250 млн т), "бедному" (100 млн т) и "очень бедному" (50 млн т) предельная эффективность региональной сейсморазведки снизится с 1,0 до 2,5 и 10,0 км/млн т соответственно. Яркой иллюстрацией этому являются крупные открытия на самых ранних этапах вхождения в перечисленные выше НГР (Ухта-Ижемский – Вуктыльский).

Возможен и иной подход. Например, при изучении сейсмическими региональными работами территории площадью 10 тыс. км2 предполагается три варианта объемов исследований – 5000, 1000 и 200 км профилей на этом полигоне. Значит, плотность сейсмических исследований составит 0,5, 0,1 или 0,02 км/км2. А по предлагаемому критерию эффективность работ для территорий, различающихся концентрацией ресурсов УВ (при условии, что этими объемами будут адекватно освещены важнейшие нефтегазогеологические черты осадочной толщи и ее нефтегазовый потенциал), будет характеризоваться огромным диапазоном разбросов – от 10,0, 2,0 и 0,4 км/млн т для "богатой" территории (ресурсы УВ – 500 млн т, что соответствует плотности 50 тыс. т/км2) до 100, 20 и 4 км/млн т для "очень бедных" территорий (ресурсы – 50 млн т, а их плотность соответственно – 5 тыс. т/км2).

При стоимости сейсморазведочных работ на уровне 5 тыс. дол/км (современнная стоимость работ в пределах ТПП) диапазон возможных затрат только на региональную сейсморазведку может составлять в приведенном примере от 0,002 до 0,5 дол/т. А чтобы прирастить 100 млн т ресурсов, затраты на нее могут достигать от 0,2 до 50 млн дол. Это огромные цифры, а в последнем случае это и огромные материально-технические ресурсы, которые необходимы для выполнения соответствующих объемов работ и которые не всегда возможно мобилизовать.

Проведение ГРР регионального этапа может существенно изменить (в сторону увеличения или уменьшения) оценки ресурсов нефти и газа как по всей перспективной территории, так и по ее отдельным элементам. Как правило, увеличивается достоверность ресурсной базы (при одновременном увеличении или уменьшении оценки ресурсов нефти и газа по абсолютной величине) и может происходить перераспределение ресурсов по фазовому составу в разрезе осадочного чехла, перераспределение оценок ресурсной базы между глубоко залегающими комплексами и расположенными ближе к поверхности осадочного чехла. Наконец, может происходить перераспределение оценок ресурсов за счет преимущественной концентрации УВ в зонах нефтегазонакопления, выявление которых и является основной задачей работ регионального этапа.

Прямым следствием подобной переоценки ресурсного потенциала по результатам региональных ГРР является не просто выход на новое понимание перспектив отдельных частей территории, а возможность более целенаправленного формирования стратегии проведения работ в регионе. Без такого анализа невозможна выработка выверенной политики развития добывающей отрасли, сбалансированной экспортной политики, оптимальной стратегии развития страны и в том числе адекватной налоговой политики. Это является и базовой основой для выработки эффективной лицензионной политики (привлекательной для недропользователей и выгодной для государства), гарантирующей приток инвестиций в добывающую отрасль и рациональное недропользование.

Эффективность ГРР определяется богатством недр и детальностью (этапом) их изучения. При вхождении в регион, когда объем геологической информации минимален, минимальна и эффективность проведения соответствующих работ (в первую очередь успешность поискового бурения). По мере накопления геологической информации и определения важнейших критериев контроля нефтегазоносности перспективной территории (тектонического строения, структурного плана, литологического состава осадочной толщи) и понимания ведущих нефтегеологических факторов успешность ГРР резко возрастает. Это выражается в том, что на ранних этапах открываются, как правило, самые крупные залежи нефти и газа.

В существенной мере это определяется тем обстоятельством, что в поисково-разведочные работы вовлекаются наиболее перспективные объекты, расположенные в максимально благоприятных и относительно простых с точки зрения геологического строения территориях и нефтегазоносных комплексах, наиболее перспективных на нефть и газ. На начальных этапах работы целенаправленно ориентируются на наиболее простые типы ловушек и коллекторов (антиклинальные ловушки, поровый тип коллектора, оптимальные – 2-3 км – глубины залегания). И лишь по мере исчерпания ресурсного потенциала таких объектов и освоения наиболее доступной части залежей вектор направленности исследований меняется. Целью проведения ГРР становятся более сложные по строению, условиям изучения и освоения объекты – глубокозалегающие горизонты и нефтегазоносные комплексы, сложно построенные ловушки (в том числе литологические и стратиграфические, требующие большого объема сейсморазведочных исследований для своей подготовки и большего объема поисково-разведочного бурения). Такие объекты характеризуются и меньшим коэффициентом успешности (Кусп) даже в условиях хорошо изученных районов и продуктивных толщ. Объектами поисково-разведочных работ постепенно становятся все более мелкие залежи.

Иллюстрацией сказанному могут служить существенно отличающиеся статистические данные по эффективности ГРР в основных нефтегазоносных регионах России.

В пределах одного из старейших районов нефтедобычи – Волго-Уральской нефтегазоносной провинции – Кусп открытия месторождений за последние 5 лет составляет 0,32-0,52 (в среднем – 0,39). Открываются, как правило, небольшие объекты со сложным строением ловушек, сильной изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств, а также с небольшими амплитудами, которые требуют более высокого технико-методического уровня проведения ГРР (прежде всего – сейсмических работ). Эффективность ГРР (глубокого бурения) по этому региону за период 1996-2001 гг. составляла в среднем около 135 т/м; за этот же период для Западной Сибири – 195 т/м. Эффективность ГРР в Ханты-Мансийском АО в период 1985-1990 гг. превышала 900 т/м.

По Сахалину Кусп в среднем составляет 0,5, в его северо-восточной части – 0,8. Эффективность глубокого бурения на северо-восточном шельфе Сахалина достигает по нефти и конденсату 3200 тыс. т/скв (1280 т/м), по свободному газу – 9700 млн м3/скв. и 3900 тыс. м3/м соответственно. Для Баренцево-Карской нефтегазоносной провинции Кусп = 0,52 (по 30 структурам). Средняя эффективность глубокого бурения в пределах российского сектора Каспия составила по нефти 960 т/м, по газу – 12 600 тыс. м3/м.

Как отмечалось, по мере нарастания изученности региона или его отдельных частей, вовлечения в освоение наиболее доступной и рентабельной части ресурсного потенциала и повышения степени выработанности этой части запасов ГРР перенацеливаются на изучение и подготовку к освоению все более сложных для изучения и менее доступных объектов как с точки зрения геологического строения, так и с точки зрения глубин залегания. Более того, для целого ряда регионов (и ТПП в этом отношении является одним из ярких примеров) характерно существенное различие методических подходов при работах, нацеленных на изучение отдельных нефтегазоносных комплексов. Здесь зачастую требуется даже смена стратегии проведения поисково-разведочных работ.

Все эти факторы снижают эффективность ГРР, а стоимость подготовки запасов неуклонно возрастает. Это можно проиллюстрировать на примере ТПП [4, 5].

Глубина исследований и непосредственно система подходов к определению экономических критериев, применяемых для оценки эффективности ГРР на разных этапах их проведения, непосредственно коррелируется со степенью изученности объекта оценки: чем большей изученностью характеризуется сам объект, тем легче выявить эффективные критерии для оценки его инвестиционной привлекательности и факторизовать влияние на нее входящих компонент геолого-разведочного процесса (например, степени влияния программы доразведки отдельной залежи на финансовые результаты проекта ее освоения). И наоборот, на ранних этапах изучения система определения критериев может быть столь сложна, а сами они настолько неоднозначны (в силу неопределенности ведущих параметров, характеризующих нефтегазовый объект), что может свести на нет всю их содержательную ценность. Необходимо найти грань между трудоемкостью процесса, достоверностью получаемых результатов и возможностью их корректного использования. Процесс определения экономических критериев, так же как и геолого-разведочных, сугубо итерационный. При получении новой информации требуется либо новая переоценка, либо применение новых параметров и критериев, расширяющих состав задействованных и оказывающих более значимое влияние на принятие решения.

Для объектов ГРР, находящихся на стадии поисков (структуры, находящиеся в бурении или выявленные и подготовленные сейсморазведкой), при применении экономических критериев, характеризующих инвестиционный проект, как уже отмечалось, возникает неопределенность, обусловленная неопределенностью входящих количественных показателей (например, оценка ресурсов, фильтрационно-емкостные характеристики вмещающих отложений и соответственно продуктивность скважин и др.). В еще большей степени данная неопределенность проявляется при оценке нелокализованных прогнозных объектов, выявление и открытие которых лишь ожидается, и оценке ресурсной базы по ним. Данное обстоятельство не позволяет использовать получаемые результаты непосредственно для принятия решений. На этих этапах начинают преобладать "экспертные заключения", часто базирующиеся на субъективных подходах, критериях и оценках, что не может быть оправдано и не должно применяться на практике до тех пор, пока не исчерпаны другие подходы.

При переходе от изученных к менее изученным объектам происходит существенный сдвиг качественного состава применяемой критериальной базы, выражающийся в изменении относительной доли экономических критериев – от собственно инвестиционных к опосредованным ресурсным, от конкретных параметров к аналитическим (статистическим). Для увеличения достоверности последних единственным реальным механизмом могут служить многовариантные расчеты (с учетом многообразия входящих параметров) по стандартным объектам или оценка чувствительности к изменению параметров [1, 2, 6, 7]. Чем шире будет рассмотренная база оценки, тем более достоверные зависимости могут быть получены. Выявленные зависимости экономических показателей от геолого-разведочных, геолого-географических и технологических факторов могут быть использованы в качестве предельных критериев, отвечающих тем или иным экономическим условиям.

Поскольку процесс подготовки запасов строго связан со стадийностью и не может быть завершен в фиксированные сроки, то соответственно и эффективность работ может быть оценена только за относительно продолжительный период. В качестве такого периода можно рассматривать, например, продолжительность действия поисковой лицензии, за период действия которой на ограниченной территории можно выполнить полный цикл ГРР как в пределах одного, так и группы поисковых объектов.

Одним из наиболее дискуссионных вопросов является вопрос о детальности (глубине) изучения того или иного объекта или участка. Так, совершенно очевидно, что одинаковый прирост запасов можно получить при опоисковании нескольких перспективных объектов на одном участке или нескольких участках, но в результате проведения ГРР только на одном перспективном объекте в пределах каждого из них [5].

Несмотря на очевидную в современных условиях необходимость учета экономических факторов, существует точка зрения о том, что после проведения геологического изучения на участке работ (а это период в 5 лет) не должно оставаться неразведанной части ресурсов. Такой подход, на наш взгляд, не соответствует ни практике проведения ГРР, ни интересам недропользователя и, в конце концов, самого государства. Очевидность этого вытекает из того, что для перехода к новой стадии детализации изученности (для выявления всех мельчайших залежей) потребуется кратное (а возможно, и на порядок) увеличение объемов работ, лежащих за гранью их экономической эффективности.

Как показано в исследованиях ВНИГРИ (применительно к территории ТПП), увеличение плотности сейсморазведочных работ на участке в 2 раза по сравнению с первоначальным приводит к дополнительному выявлению не более 25 % структур (к первоначально выявленным) и дает не более 20 % прироста перспективной площади. При повторном дополнительном удвоении плотности сейсморазведки прироста дополнительной площади уже практически не происходит – увеличивается лишь детальность изучения территории. И это без учета качества подготовки структур.

Согласно материалам геолого-экономической оценки ресурсов ТПП [1, 5], удельные затраты на подготовку 1 т запасов нефти варьируют для объектов в классе крупности 10-30 млн т от 1,5 до 3,0 дол/т по Республике Коми и от 2,5 до 5,0 дол/т по Ненецкому АО. Для следующего класса крупности (3-10 млн т) они составляют 2-7 и 4-8 дол/т соответственно. Для объектов с запасами от 1 до 3 млн т они изменяются в диапазоне от 5 до 10 дол/т (по Республике Коми) и от 6 до 20 дол/т (по Ненецкому АО), а для объектов 0,3-1,0 млн т на подготовку 1 т запасов должно быть потрачено уже не менее 12-15 дол. в Республике Коми и 16-20 дол. в Ненецком АО.

Практически все объекты с запасами менее 0,3 млн т (за редким исключением высокодебитных объектов и месторождений-спутников на небольшой глубине) не могут быть оценены как рентабельные для дальнейшего освоения, а затраты на их подготовку чаще всего составляют более половины себестоимости продукции.

Учитывая, что распределение ресурсов по классам приблизительно равномерное, а число объектов при переходе к более мелкому классу увеличивается в 3-5 раз, величина ресурсов, которая приходится на средний объект класса и которая может быть переведена в запасы, уменьшается по сравнению даже со следующим классом соответственно в 3-5 раз. О таком распределении свидетельствуют статистические данные как по нефтегазоносным бассейнам б.СССР, так и мира в целом. При этом отмечается, что в "богатых" бассейнах суммарный объем ресурсов смещается в крупные классы, в "бедных" – наоборот, в сторону мелких и мельчайших.

Тимано-Печорский бассейн может быть отнесен к средним как по богатству недр, так и по его изученности. Распределение прогнозных ресурсов по классам крупности показывает, что только в наиболее "богатых" районах (в 4 из 16 перспективных на нефть НГР в пределах территории Ненецкого АО и в 2 из 23 в Республике Коми) и нефтегазоносных комплексах ожидается открытие самостоятельных (базисных) залежей нефти с запасами более 30 млн т. Наоборот, в 5 НГР Ненецкого АО и в 3 НГР Республики Коми не ожидается выявление залежей с запасами более 3 млн т. В целом на основании моделирования структуры ресурсов (с учетом их распределения по фазовому составу и возможности совмещенности залежей в плане, когда они рассматриваются как объекты относительно более крупных классов) можно говорить, что в пределах ТПП ожидается открытие не более чем 10 месторождений с запасами, превышающими 30 млн т у.т. (7 – в Ненецком АО и 3 – в Республике Коми), число месторождений с запасами более 10 млн т не превысит 30 (соответственно 20 – в Ненецком АО и 10 – в Республике Коми), а в большинстве районов максимальные размеры новых открытий не превысят 3-5 млн т.

Если принять в качестве критерия затраты на подготовку запасов УВ в объеме 1 т у.т., то применительно к ТПП следует ожидать [5], что при предельном значении этого показателя на уровне 10 дол/т и максимальном ожидаемом объеме подготовленных запасов 10-30 млн т у.т. эффективно могут быть опоискованы 3-4 класса объектов, включающие более 75 % НСР, при объеме 3-10 млн т у.т. – 2-3 класса, включающие половину ресурсов, а при объеме 1-3 млнт у.т. – лишь 1-2 класса с ресурсами, составляющими треть общих. При меньшем объеме максимального открытия на участке большая часть ресурсов не может быть освоена эффективно, и в этой ситуации заведомо можно утверждать, что вряд ли они будут объектами пристального внимания компаний- недропользователей.

Соответственно для рационального использования недр на участке должны быть либо оценены только эффективные и возможно (критически) эффективные ресурсы и объекты (по аналогии с "западными" классификациями), на изучение которых и должна быть направлена программа ГРР, либо определена экономическая грань детализации ГРР, до которой намечено их проведение (например, в соответствии с сегодняшними условиями недропользования или тенденциями его развития с учетом мировой практики). При этом понятно, что существенная часть ресурсов мельчайших и сложных объектов не будет переведена в запасы, поскольку их преобладающая часть не может быть освоена эффективно. Тем самым часть перспективной территории по окончании срока лицензии не будет изучена бурением, а значит, на ней не будут получены достоверные (окончательные) геологические результаты.

Такая ситуация может неоднократно повторяться по мере изменения макроэкономических условий, с развитием и появлением новых технологий поисков и добычи, при получении принципиально новых геологических результатов на прилегающих территориях и т.д.

Соответственно вышесказанному должна быть построена стратегия проведения ГРР. На каждом участке прогнозируется распределение возможных открытий по крупности, глубине залегания, геолого-промысловым характеристикам, определяющим условия их дальнейшего освоения, и на основании привлечения результатов геолого-экономической оценки определяется последовательность работ (сейсморазведочных, а затем буровых) до уровня выхода на критические (в экономическом смысле) объекты. При этом предполагается, что объем планируемых сейсморазведочных исследований должен позволить выявить и оценить (по размерам, амплитуде и т.д.) большую часть перспективных объектов участка, а бурение должно быть поставлено только на объектах, возможно эффективных для проведения ГРР и дальнейшего освоения [4, 5].

Такой подход к оценке ожидаемых объемов воспроизводства сырьевой базы УВ и степени детальности изучения территорий полностью согласуется с интересами компаний, которые в первую очередь заинтересованы в экономических результатах работ, а не в безрассудной борьбе за цифры прироста запасов и объемов работ.

Интерес государства в данной ситуации заключается в возможности найти грань, до которой необходимо детализировать работы – с одной стороны, в целях рационального использования недр и получения максимального количества геологической информации, а с другой – не оттолкнуть недропользователей и инвесторов от участка заведомо завышенными показателями по объемам ГРР, предполагаемых к проведению в его пределах и вменяемых в качестве обязательной программы, и приростом запасов, не соответствующим богатству участка. Наоборот, явно заниженный объем работ, вписанный в лицензионное соглашение, позволит недропользователю собрать "сливки" и оставить неизученной большую часть участка и его ресурсного потенциала.

Одним из важных факторов, который следует учитывать при определении объемов ГРР на участках, является наличие рисков. Их снижение при проведении работ позволяет увеличивать эффективность поисково-разведочного этапа и соответственно проекта освоения в целом. К наиболее простым способам снижения рисков, применимым при геологическом изучении, относятся использование схем последовательного вовлечения объектов в геолого-разведочный процесс (от наиболее перспективных к наименее, от наиболее изученных к наименее, от наименее затратных объектов к наиболее затратным, например к объектам с большими глубинами, от объектов простого строения к сложному, от имеющих аналоги к не имеющих и т.д.). При этом схемы должны быть разделены на зависимые и независимые от результатов предыдущего этапа работ.

Для снижения рисков в пределах группы участков важным звеном является отбор первоочередного объекта на каждом из них. Например, при одновременном вводе в бурение на разных участках однотипных объектов и получении отрицательных результатов по ним другие объекты могут остаться неизученными (в силу возможного исчерпания лимитов по объемам затрат на проведение ГРР). И наоборот, при опережающем получении положительного результата на каком-либо из разнотипных объектов к подобным объектам будет направлен интерес и на других участках.

Как отмечалось выше, при проведении региональных работ на стадии прогноза нефтегазоносности прерогатива проведения работ данного этапа полностью принадлежит государственным органам управления недропользованием. Сами программы ГРР регионального этапа формируются научно-исследовательскими организациями, уполномоченными Роснедра и его территориальными подразделениями, и проводятся на конкурсной основе геолого-разведочными организациями за счет средств бюджета с возможным привлечением средств субъектов, заинтересованных в их проведении.

Проведение региональных ГРР позволяет оценить прогнозные ресурсы нефти и газа категорий Д2 и частично Д1, на степень достоверности которых в первую очередь оказывает влияние изученность территории (акватории) за пределами элемента нефтегазогеологического районирования (использование внешних эталонов).

Критерии эффективности ГРР на стадии прогноза нефтегазонакопления регионального этапа носят преимущественно качественный характер. Количественными показателями здесь могут служить величина и концентрация (плотность) ресурсов нефти и газа, объем ГРР, необходимый для опоискования всех объектов. После получения результатов геолого-экономической оценки их могут дополнить плотность рентабельных ресурсов, объем ГРР, необходимый для опоискования всех рентабельных объектов, и т.д.

Получение прямых признаков нефтегазоносности позволяет перейти к работам следующей стадии регионального этапа, а при получении неоднозначных результатов принять соответствующее управленческое решение.

Решение о последующих шагах по геологическому изучению принимается на основании заключения научно- исследовательской организации, курирующей проведение ГРР, и может сводиться к выдаче ряда рекомендаций:

  • по продолжению регионального этапа изучения на стадии прогноза нефтегазоносности либо оценки зон нефтегазонакопления;
  • по завершению стадии регионального этапа изучения в связи с получением результатов, не удовлетворяющих критериям эффективного проведения ГРР и дальнейшего освоения;
  • по завершению регионального этапа изучения и проведению опережающих работ следующего этапа, а также составлению программы лицензирования, направленной на оценку зон нефтегазонакопления с выделением первоочередных объектов и направлений.

На стадии оценки зон нефтегазонакопления критерии эффективности ГРР регионального этапа наряду с качественным приобретают уже частично и количественный характер.

К критериям принятия решения относятся:

  • выявление (или отсутствие) перспективных структурно-формационных или литолого-стратиграфических комплексов;
  • получение косвенных признаков нефтегазоносности;
  • получение прямых признаков нефтегазоносности;
  • количественная оценка прогнозных ресурсов нефти и газа категорий Д1 и частично Д2, их плотность в пределах элементов нефтегазогеологического районирования (включая плотность рентабельных ресурсов).

По итогам работ дается обоснование выбора перспективных районов и очередность проведения на них поисковых работ.

Основанием для проведения работ следующего этапа (поискового) отчасти могут служить программы ГРР, направленные на опережающий переход к аукционной форме предоставления участков недр в пользование и разработанные за счет средств субъектов Федерации, и целевые программы, финансируемые из федерального бюджета. Однако преимущественным основанием для детализации исследования территории должно являться наличие программ ГРР на участках лицензирования с целью их геологического изучения за счет средств недропользователей.

Программы данного этапа ГРР должны формироваться уполномоченными научно-исследовательскими и геолого-разведочными организациями за счет средств бюджета и в нескольких вариантах: в максимальном (с максимальным учетом интересов государства), в минимальном и умеренном (с учетом предельных экономических показателей, т.е. ориентированных на больший учет финансовых интересов потенциальных инвесторов).

Недропользователь вправе разработать альтернативную программу ГРР с целью оптимизации их объемов в соответствии с критериями, принятыми в компании. Такой вариант может рассматриваться в качестве рекомендательного (но не определяющего).

Принятие решения об окончательном варианте программы ГРР является результатом компромисса двух сторон процесса. В качестве критериев отбора должны использоваться, в частности, предельная допустимая эффективность ГРР поисково-оценочного этапа, собственно показатели количественной характеристики прогнозных и перспективных ресурсов нефти и газа.

По итогам выполнения работ недропользователем принимается соответствующее управленческое решение.

Критериями его принятия являются:

  • оценка плотности выявленных и подготовленных к бурению структур;
  • анализ возможной концентрации (приуроченности) ресурсов участка к конкретным локальным объектам;
  • оценка локализованных ресурсов нефти и газа;
  • оценка стоимости поискового и оценочного бурения;
  • оценка возможного прироста запасов нефти и газа по участку и объектам;
  • оценка возможной эффективности ГРР следующей стадии;
  • геолого-экономическая оценка условий ГРР и проекта дальнейшего освоения.

Управленческое решение может предусматривать следующие варианты:

  • продолжение работ на стадии выявления и подготовки объектов к поисковому бурению и оценка перспективных ресурсов нефти и газа на не исследованной сейсморазведочными поисковыми работами части лицензионного участка;
  • завершение работ и сдача лицензии в связи с условиями, не отвечающими критериям эффективности, принятым у недропользователя;
  • завершение работ на стадии выявления и подготовки объекта и переход к стадии поиска и оценки месторождений (залежей).

Проведение работ разведочного этапа проводится на основании программ ГРР, разработанных недропользователями на участках лицензирования, предоставленных в пользование на аукционной основе. Принятие решения об окончательном варианте программы ГРР (доразведки) является предметом рассмотрения специальных уполномоченных структур.

По итогам работ недропользователем принимается управленческое решение, которое сводится либо к продолжению работ на этапе разведки; либо завершению работ и сдаче лицензии в связи с условиями, не отвечающими критериям эффективности, принятым у недропользователя; либо завершению работ на стадии разведки и переходу к освоению.

Рациональная степень изученности, необходимый объем работ и методы исследования определяются проектом, составляемым и утверждаемым в установленном порядке уполномоченными структурами Роснедра и МПР России.

Принципы составления программы проведения ГРР на лицензионных участках

Для размещения необходимых объемов ГРР, ориентированных на получение обоснованного прироста запасов и соответствующих разработанному и принятому варианту программы воспроизводства сырьевой базы УВ, все участки, выделенные как перспективные, дифференцируются по очередности вовлечения в лицензирование, и на них определяются минимальные и оптимальные объемы работ для эффективного геологического изучения. Оценка объемов ГРР должна базироваться на фактической изученности каждого участка с учетом особенностей его геологического строения.

На начальном этапе изучения должен намечаться комплекс сейсморазведочных работ современного уровня (включая переобработку, переинтерпретацию, новые технологии полевой сейсморазведки) с целью как подтверждения характеристик ранее выделенных объектов, так и выявления и подготовки новых. Переобработка сейсмического материала, полученного в предыдущие годы, позволяет экономить средства и ускорять процесс подготовки объектов к бурению. Для всех выявленных или намеченных сейсморазведкой структур предполагается проведение дополнительных работ для обеспечения необходимой изученности.

Практика ведения работ в пределах ТПП показывает, что дополнительный объем работ для объектов, выявленных МОГТ, должен формироваться исходя из их площади и плотности профилей (по крайней мере 2 км/км2); для новых прогнозируемых к выявлению объектов плотность должна быть не ниже 3 км/км2.

Объем поискового и разведочного бурения оценивается с учетом индивидуальных особенностей строения ловушек, литологии перспективного нефтегазоносного комплекса и ряда других критериев. Целесообразно использовать формальную шкалу, которая регламентирует плотность поисково-разведочного бурения в зависимости от перспективной площади залежи (ее активной части, т.е. площади ловушки с учетом коэффициента ее заполнения) и строится с учетом практики ведения ГРР в регионе (раздельно для объектов антиклинального и неантиклинального типов).

При наличии нескольких объектов в качестве первоочередного должен выбираться объект с наибольшей оценкой ресурсов категории С3 или Д1. При наличии равнозначных по перспективности объектов предполагается независимая оценка каждого их них.

В процессе оценки объемов работ на участке с прогнозными ресурсами (без подготовленных и выявленных объектов) определение объемов осуществляется по формальной схеме, описанной выше, и основано на прогнозировании крупности открытий [3].

При определении объемов поискового и разведочного бурения предполагается последовательное вовлечение объектов в ГРР от наиболее привлекательного (с точки зрения выявления в первую очередь самого крупного и высокоперспективного объекта) к наименее перспективному. Объем бурения в пределах одного поискового объекта ограничивается в большинстве случаев 2-3 скважинами, в соответствии с которыми оценивается и прирост запасов. Современная практика ведения ГРР допускает максимальное ограничение объемов поискового бурения при условии проведения кондиционной сейсморазведки 3D, позволяющей эффективно строить геологические модели, приемлемые для оценки запасов выявленных месторождений. Вполне обоснованным является принятие допущения, что доразведка перспективного объекта будет проведена после этапа геологического изучения (после открытия месторождения и получения лицензии на разведку и разработку) и соответственно будет отнесена к работам уже на распределенном фонде недр.

Анализ современной эффективности лицензионной деятельности на примере ТПП, где платное недропользование (в форме лицензирования соответствующих прав) осуществляется с 1992 г., показал ее весьма низкий уровень. К настоящему времени здесь действует более 200 лицензий, из которых более 50 на территории Ненецкого АО на геологическое изучение недр, на геологическое изучение с последующей разработкой и на добычу УВ.

Владельцами лицензий часто не выполняются обязательства по объемам и срокам проведения работ. Это означает, что, помимо необеспечения в полной мере поступлений платежей за недропользование в федеральный и территориальные бюджеты, не осуществляется в необходимом объеме воспроизводство сырьевой базы УВ.

Одна из причин неудовлетворительного состояния дел – отсутствие обоснованной концепции лицензирования как составной части концепции комплексного освоения недр. В подобных программах не просто нет всестороннего обоснования выделения лицензионных участков, а зачастую оно вообще ничем не аргументировано, кроме как стремлением заполнить карту территории "пятнами", означающими принадлежность к распределенному фонду недр. Зачастую подобное выделение носит произвольный характер. В первую очередь это касается тех из них, которые подлежат геологическому изучению. Очень часто участки в этих программах существенно отличаются по геологическому строению, площади, степени изученности, удаленности от транспортных магистралей, величине запасов и ресурсов и целому ряду других принципиальных показателей.

Как правило, целью большинства программ является охват лицензионными участками всей перспективной территории, хотя в этом нет необходимости.

Так, например, в пределах Ненецкого АО подготовленные запасы нефти на большинстве месторождений еще не вовлечены в освоение (это около 67 % запасов промышленных категорий). В подобной ситуации наиболее целесообразно осуществлять последовательное вовлечение в геолого-разведочный процесс тех объектов лицензионных участков, которые подготовлены к бурению и приурочены к территориям, характеризующимся наибольшей ценностью недр. Именно такая последовательность может гарантировать полное воспроизводство сырьевой базы нефтяной промышленности.

Очевидно, что лишь дифференцированный подход к представлению лицензионных участков на аукцион способен повысить интерес недропользователей к их изучению. Процесс подготовки программы лицензирования можно разбить на стадии: первая – концептуальная, вторая – конкретная по этапам.

Приведем пример для северной части ТПП

Объем рентабельных запасов, представляющих интерес для инвесторов и компаний, на севере ТПП не превышает 500 млн т, что может обеспечить годовую добычу нефти на уровне 25 млн т. Задачи его поддержания в различные периоды освоения сырьевой базы существенно различаются. В соответствии с этим и программу лицензирования целесообразно разделить на 3 этапа.

    Первый этап – краткосрочная перспектива (до 5 лет). Целесообразно лишь частичное воспроизводство сырьевой базы за счет выявления новых перспективных и высокоэкономичных объектов, характеризующихся большой инвестиционной привлекательностью. Такие объекты, как правило, тяготеют к центрам нефтедобычи и для их освоения не требуются дополнительные инвестиции на создание транспортной инфраструктуры. К ним, в частности, можно отнести участки, примыкающие к месторождениям центральной части Хорейверской впадины, Центрально-Хорейверского поднятия, Колвинского мегавала.

    Второй этап – среднесрочная перспектива (до 10 лет). Необходимо полное воспроизводство сырьевой базы. На этом этапе наряду с выделением новых лицензионных участков в районах нефтедобычи следует проводить лицензирование и в районах, относительно удаленных от транспортной инфраструктуры. При этом ресурсы, которые могут обеспечить соответствующий прирост запасов, должны характеризоваться высокой экономической эффективностью освоения.

    Третий этап – долгосрочная перспектива (до 25 лет). В связи с извлечением значительной части разведанных запасов потребуется расширенное воспроизводство сырьевой базы; в процесс лицензирования должны вовлекаться новые перспективные участки недр, обладающие рентабельными ресурсами.

Всего за 25-летний период для обеспечения устойчивого функционирования добывающего комплекса и компенсации добычи приростом запасов, а также с учетом лага времени, связанного с периодом подготовки запасов, разведки и ввода их в освоение, в пределах Ненецкого АО ежегодно должно приращиваться не менее 8-12 млн т новых запасов.

Если считать, что в среднем ресурсы каждого лицензионного участка составляют около 7 млн т, то (с учетом коэффициентов подтверждаемости ресурсов категорий C3 и Д1 и срока геологического изучения участка) следует говорить о необходимости ежегодного ввода в изучение не менее 5-6 участков. А с учетом отсутствия задела (в последние 8-10 лет работы фактически не проводились) в первые несколько лет (2-3 года) число участков необходимо увеличить до 7-9 в год.

При проведении ГРР на новых участках для геологического изучения в случае получения прироста запасов нефти и газа и подготовке их к освоению будет компенсирован дефицит добычи нефти, который неизбежно возникнет после активного ввода в освоение выявленных месторождений Ненецкого АО и прохождения периода стабильного отбора (через 10-15 лет).

Для выделения лицензионных участков могут быть использованы методические рекомендации по определению оптимальных размеров эталонных и расчетных (оценочных) участков, разработанные применительно к решению задачи количественной оценки ресурсов нефти и газа. Заложенные в них принципы с некоторыми коррективами вполне обоснованно могут использоваться при решении и этой задачи [4, 5].

Критерии определения эффективности системы ГРР для изучения части ресурсного потенциала в пределах участка, района, области, провинции

Затраты на ГРР в зависимости от крупности объектов могут составлять от нескольких до десятков процентов в общем объеме капитальных затрат на освоение ресурсов. Учитывая это обстоятельство и относительную дороговизну отдельных видов работ (в первую очередь поискового и разведочного бурения), наличие высокой вероятности неуспешного поискового бурения (величина Кусп по отдельным НГО ТПП колеблется от 0,3 до 0,6), очевидно, что ГРР должны проводиться как единый комплекс геологического изучения в пределах выделенного перспективного участка. Их характеристика должна меняться по мере углубления изученности территории и каждого из выявленных объектов – от сейсморазведки 2D к сейсморазведке 3D с последующим вводом в глубокое бурение наиболее перспективных из выявленных объектов. Соответственно оценки эффективности ГРР должны отражать такую стадийность, а показатели должны отражать эффективность применительно к ресурсам подобного целостного геологического объекта.

Программа ГРР по каждому перспективному участку, как отмечалось, должна строиться исходя из особенностей геологического строения территории и состава перспективных нефтегазоносных комплексов, учитывать прогнозную структуру ресурсов перспективного участка и наличие подготовленных и выявленных нефтегазовых объектов, а также специфику строения перспективных нефтегазовых объектов (особенности структурного плана ловушек и специфику коллекторов, наличие нескольких залежей и т.п.). При этом программа ГРР по участку слагается из перспективных программ подготовки каждого из перспективных самостоятельных объектов разработки, выступающих на стадии ГРР зачастую и как самостоятельные объекты геологического изучения.

В качестве граничного условия, регламентирующего, с одной стороны, минимальный объем работ (затрат) по реализации программы геологического изучения, а с другой – их предельный уровень, следует принять и использовать приведенную эффективность ГРР (т.е. учитывающую успешность поискового бурения), которая гарантирует последующий рентабельный ввод в освоение объемов запасов, приращенных по результатам их проведения. Соответствующий критерий, определяемый как соотношение объема подготовленных к освоению запасов и первоначальной оценки НСР участка, по сути, определяет максимальную глубину изучения ресурсного потенциала.

На примере 7 наиболее привлекательных участков, входящих в Программу лицензирования по ТПП на период до 2020 г. [4, 5] и расположенных в пределах Республики Коми и Ненецкого АО, целесообразно проиллюстрировать принципиальную применимость данного критерия. На рис. 6 приводятся оценки рентабельной части ресурсной базы, объемов сейсмических работ и глубокого бурения, эффективность глубокого бурения. Как видим, критерий эффективности ГРР вполне адекватен и позволяет надежно выделить наиболее рентабельную часть ресурсной базы.

 

В какой мере необходимо ограничивать геолого-разведочный процесс и тем самым степень изученности ресурсной базы? Это наглядно видно на результатах экономических исследований в рамках той же программы лицензирования, для которых оценки приведены для ресурсов всех 53 лицензионных участков ТПП (рис. 7). При объеме ресурсной базы рентабельной части (внутренняя норма рентабельности инвестиций в ГРР и освоение – ВНР > 15 %) и условно рентабельной (ВНР = 5-15 %) около 275 млн т затраты на ГРР по ним достигают 3,6 млрд дол. Для заведомо нерентабельной части ресурсов (ВНР < 5 %, объем – менее 64 млн т) затраты на ГРР составляют не менее 3,5 млрд дол. Эффективность ГРР от первой к третьей группе снижается соответственно со 197 т/м (9,8 дол/т) до 101 т/м (21,8 дол/т) и до 50 т/м (55,1 дол/т).

 

К числу наиболее важных факторов эффективности ГРР и соответственно эффективности освоения принадлежит, как отмечалось, успешность поискового бурения. На примере лицензионных участков Республики Коми проиллюстрируем количественные характеристики данной зависимости. На рис. 8 и 9 приводятся соотношения объемов ресурсной базы и некоторых ее показателей (средняя величина объекта разработки и эффективность глубокого бурения) по группам рентабельности для варианта с высокой успешностью поискового бурения (Кусп = 1,0) и вдвое меньшей (Кусп = 0,5). От первого ко второму варианту прослеживаются резкое перераспределение объемов ресурсов в сторону нерентабельной части и более резкая дифференциация по крупности объектов разработки (ОР), существенное снижение эффективности ГРР, особенно в низкорентабельной части ресурсов.

 
 

В соответствии с предлагаемым при лицензировании участков недр подходом может быть строго количественно оценена фактическая эффективность ГРР, выполняемых недропользователями. Например, небесспорным является такой критерий оценки эффективности работ, как величина прироста запасов УВ. Понятно, что при существенно различающихся первоначальных оценках ресурсной базы одинаковые приросты не будут говорить об одинаковой эффективности работ. Значит, величина прироста запасов должна соотноситься с величиной ресурсов. Еще более корректным критерием является отношение величины эффективных приростов запасов к величине ресурсов, оцененных как экономически эффективные.

Очевидными следствиями используемых сегодня подходов к лицензированию, реализующихся в условиях практически полного отсутствия глубоко проработанных законодательных норм, регламентирующих этот жизненно важный для отрасли процесс, являются крайняя недоизученность большой части перспективной территории, негативное отношение к ней по завершении работы, безвозвратная потеря времени и утрата динамики геолого-разведочного процесса. Здесь вину за низкую эффективность работ нельзя возлагать только на недропользователя. В таких случаях совершенно правомерно говорить о нарушении принципов лицензирования, выраженном в несоблюдении рекомендуемых размеров участков и требования по ограничению числа однотипных объектов, которые реально могут быть опоискованы за период геологического изучения (в течение 3-5 лет). Рекомендуемым подходом к изучению перспективных территорий должен стать принцип последовательности (выделение первоочередного участка) и конкурентности (выдача лицензий предприятиям, имеющим разных инвесторов и применяющим разные методы поисковых работ).

При недостаточной изученности территории и невозможности выполнить прогноз крупности открытий (например, в силу ограниченных размеров участков) процесс оценки эффективности также может быть итерационным. По мере изучения территории и получения новой геологической информации (после проведения сейсмических исследований, после бурения первой скважины, после опоискования первого объекта и т.д.) появляется возможность более или менее обоснованно оценить ресурсную базу, к которой далее и будут отнесены полученные приросты запасов, дана оценка работы недропользователя в целом. При получении хороших результатов после первых этапов может быть предусмотрена система бонусов в определении предельных параметров изученности, что способно подтолкнуть недропользователя не к сосредоточению всех работ на одном объекте, а, наоборот, к получению наиболее представительной информации посредством выбора нескольких объектов для дальнейшего проведения ГРР. Все это позволяет естественным путем и эффективно разрешить имеющиеся противоречия интересов государства и инвестора.

Таким образом, проблему определения минимального, приемлемого для государства, и максимального, приемлемого для инвестора-недропользователя, объемов подготовки новых запасов и объемов ГРР на лицензионных участках можно свести к последовательному выполнению вполне конкретных формальных процедур:
  • определению ресурсной базы лицензионного участка в целом (отдельно локализованной и нелокализованной);
  • оценке распределения ресурсной базы по возможным объектам ГРР и разработке на этой основе программ их дальнейшего освоения;
  • определению необходимых объемов ГРР для стандартного или конкретного (локализованного) объекта в пределах участка;
  • определению доли возможно рентабельных и условно рентабельных объектов в пределах участка;
  • определению объемов ГРР для опоискования всех возможно рентабельных и условно рентабельных объектов.

Применение методических подходов, изложенных в настоящей статье, нашло отражение при формировании "Программы воспроизводства запасов нефти и газа Северо-Западного региона на период до 2020 года", разработанной ВНИГРИ по заданию МПР России и Роснедра в рамках подготовки материалов к "Программе комплексного освоения ресурсов углеводородного сырья Северо-Западного региона России на период до 2020 года".

Практика реализации данной Программы за 2 года показала принципиальную жизнеспособность задействованных подходов и предложенной модели формирования программ лицензирования и проведения ГРР. Полученные по ТПП результаты существенно отличаются от других регионов России, где при формировании программ воспроизводства запасов УВ они не использовались.


СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. Аминов Л.З. Методология и практика геолого-экономической оценки краевых систем древних платформ (на примере Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции) / Л.З.Аминов, М.Д.Белонин, В.И.Богацкий и др. – СПб.: ВНИГРИ, 2000. – 311 с.
2. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов / 2-я ред. – М.: Экономика, 2000. – 419 с.
3. Методическое руководство по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата. – М.: ВНИГНИ, 2000. – 189 с.
4. Основные положения Программы комплексного освоения ресурсов углеводородного сырья Северо-Западного региона России до 2020 г. – СПб.: ВНИГРИ, 2005. – 275 с.
5. Прищепа О.М. Методология и практика воспроизводства запасов нефти и газа (Северо-Западный регион) в современных условиях. – СПб.: Недра, 2005. – 492 с.
6. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений РД 153-39. 0-047-00. – М.: Минтопэнерго России, 2000.
7. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений РД 153-39-007-96. – М.: Минтопэнерго России, ОАО "ВНИИ им. акад. А.П.Крылова", 1996. – 202 с.
8. Положение об этапах и стадиях геолого-разведочных работ на нефть и газ.– М.: МПР России, 2001.


©  О.М. Прищепа, Г.А. Григорьев, Журнал "Минеральные ресурсы России. Экономика и управление" - 2007-03.
 

 

 

 
SCROLL TO TOP
viagra bitcoin buy

������ ����������� Rambler's Top100 �������@Mail.ru