Изучение классификации запасов и ресурсов нефти и газа

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

НОЯБРЬСКИЙ ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА

(ФИЛИАЛ) ФЕДЕРАЛЬНОГО ГОСУДАРСТВЕННОГОБЮДЖЕТНОГО ОБРАЗОВАТЕЛЬНОГО УЧРЕЖДЕНИЯ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

(Филиал ТюмГНГУ в г.Ноябрьске)

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА

По дисциплине « Геология »

на тему: Изучение классификации запасов и ресурсов нефти и газа

г. Ноябрьск 2014г.



Содержание

1. Классификация запасов нефти и газа

1.1 Общее представление о ресурсах и запасах. Их классификации

1.2 Подсчетные параметры (исходные данные) и их определение на различных этапах и стадиях геологоразведочных работ

1.3 Подсчет и пересчет запасов различными методами

1.4 Размещение месторождений нефти и газа в мире

1.5 Нетрадиционные ресурсы

2. Экономические критерии в новой классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов

2.1 Выделение групп запасов нефти и горючих газов по промышленной значимости и экономической эффективности

2.1.1 Основные принципы

2.1.2 Последовательность проведения расчетов по определению экономических критериев выделения групп запасов

2.2 Выделение групп ресурсов нефти и горючих газов по промышленной значимости и экономической эффективности

2.2.1 Основные принципы

2.2.2 Последовательность проведения расчетов по определению экономических критериев выделения групп ресурсов

2.3 Пример переоценки запасов и ресурсов участков нераспределенного фонда недр юга Сибирской платформы по новой классификации

Литература



1. Классификация запасов нефти и газа

1.1 Общее представление о ресурсах и запасах. Их классификации

Целью геологоразведочных работ является подготовка ресурсов и запасов. Понятие ресурсов и запасов связано с достоверностью и надежностью знаний о недрах, и, следовательно, с достоверностью и надежностью оценок качества, количества и состояния полезного ископаемого в недрах. Подготовка означает выявление количества предполагаемого полезного ископаемого с той, или иной степенью достоверности. Степень достоверности знаний фиксируется понятием категории ресурсов и запасов и обозначается буквами от D (самые недостоверные) до А (самые достоверные) и индексами от 3 (самые недостоверные) до 1 (самые достоверные).

Ресурсы - прогнозно-оцененное количество полезного ископаемого в недрах, получаемое на основе геологических предположений, без геологической разведки (категории D и С3).

Запасы - доказанное фактическим материалом (бурение, наличие промышленных притоков нефти) количество полезного ископаемого в конкретном объеме горных пород (категории С1,2, В, А).

В плохо изученных регионах на основании сведений об общем геологическом строении региона, мощности осадочного чехла, теоретических представлений о нефтегазоносности, выделяют начальные геологические потенциальные ресурсы. D3(1). Прогнозные ресурсы (2) выделяются для литолого-стратиграфических комплексов или отдельных горизонтов, в которых наличие не доказано бурением, но из общих геологических предпосылок не исключается вероятность, их обнаружения. Если в регионе залежи углеводородов нигде не открыты, говорят о ресурсах категории D2. Если промышленная нефтегазоносность региона доказана - говорят о ресурсах категории D1.Представления о нефтегазоносности черпаются из аналогий с нефтегазоносными территориями.

Перспективные ресурсы - (3) - категория С3 - подсчитываются на локальных объектах с установленной нефтегазоносностью. Это количественная оценка размера предполагаемых залежей, находящихся в пределах зоны нефтегазонакопления, или на уже открытых месторождениях в неизученных бурением горизонтах. Перспективные ресурсы подсчитывают на изученных геологическими и геофизическими методами площадях нефтегазоносного региона, или новым пластам, месторождения, не вскрытого пока бурением. Перспективные ресурсы имеют адрес, но еще не открыты. Мы знаем, что если нефть есть - то она в этом месте. Но мы еще не имеем реальной нефти. Иногда перспективные ресурсы называют неразведанными, хотя ресурсы всегда неразведанные.

Иногда, чтобы подчеркнуть тот факт, что запасы, подсчитанные по категории С3, по своей сути являются все-таки ресурсами, нефть еще не открыта бурением, для них выделяют категорию D0.

Ресурсы подсчитывают до появления промышленных притоков углеводородов на основе аналогий, косвенных данных и теоретических геологических и математических оценок.Поэтому для одних и тех же территорий при подсчете ресурсов, разные авторы могут прибегать к различным аналогиям, моделям нефтегазообразования, моделям строения анализируемой территории. В результате иногда появляются не похожие друг на друга оценки перспектив нефтегазоносности. Чтобы содержательно оценить их, необходимо, в первую очередь, анализировать те модели, которые легли в их основу.

Когда из пласта (объекта) получены притоки нефти, или газа, говорят о запасах. Среди запасов выделяют предварительно оцененные и разведанные.

Запасы на уже открытых и разведанных месторождениях, но в неизученных бурением горизонтах считаются по категории С2 по аналогии с разведанными и хорошо изученными частями того же месторождения.

Категории запасов С1, В и А устанавливаются в зависимости от изученности залежи. Запасы и ресурсы подсчитывают различными (чаще всего объемными методами), учитывая площадь продуктивного горизонта, мощность, пористость, насыщенность УВ.

К разведанным запасам по категории С1относятся запасы залежи, или ее части, нефтегазоносность которой подтверждена промышленными притоками углеводородов и результатов опробования пластов в нескольких скважинах. Расстояние между разведочными скважинами, как правило, равно двойному расстоянию между принятым для данного района расстоянию между эксплуатационными скважинами. По данным изученности по категории С1 составляют технологические схемы разработки месторождения нефти, или проекты опытно-промышленной эксплуатации месторождения газа. ресурс геологоразведочный экономически нефть

К разведанным запасам по категории В относятся запасы залежи, или ее части, нефтегазоносность которой установлена на основании промышленных притоков углеводородов в скважинах на различных гипсометрических уровнях. По данным изученности по категории В составляют проект разработки месторождения нефти, или проект опытно-промышленной эксплуатации месторождения газа. К категории А относятся запасы залежи, или ее части, изученные с детальностью, достаточной для полного определения типа, формы, размеров, эффективной нефтенасыщенной (или газонасыщенной) мощности, типа коллектора, характера изменения коллекторских свойств, нефтегазонасыщенности, состава и свойств нефти, газа и конденсата, а также тех особенностей залежи, от которых зависят условия их разработки. Запасы по категории А подсчитываются в соответствии с проектами разработки. Иногда запасы по категории А месторождения подсчитаны только тогда, когда само месторождение уже полностью отработано.

Выделяют также следующие виды запасов:

- Начальные запасы полезного ископаемого до начала разработки.

- Активные (обычные, традиционные) запасы - такие, для отработки которых в настоящее время не существует технологических, или иных, например, финансовых, или геополитических препятствий. Они включают относительно дешевые ресурсы, -находящиеся на сравнительно небольшой глубине, в освоенных районах и при несложных геологических условиях. Это ресурсы, издержки для извлечения которых не превышают $ 80 за т для нефти, и $ 100 за 1000 м для газа.

По прогнозным и перспективным ресурсам подсчитывают извлекаемые ресурсы -то есть, то количество углеводородов, которое можно извлечь (поднять на поверхность) из прогнозных и перспективных горизонтов при современных технологиях добычи.

- Балансовые запасы - разведанные запасы, разработка которых технологически возможна и экономически целесообразна, (забалансовые - разработка которых технологически неэффективна и нецелесообразна).

Классификации, принятые в России и за рубежом различаются друг от друга. У "нас" характеристика ресурсов строится от общего к частному, у "них" - от частного общему. Отечественная классификация ориентирована на максимально возможный объем углеводородов (неподтвержденные ресурсы и запасы потом списываются) «у них» ресурсы и запасы углеводородов всегда заниженные - минимальные. Если при дальнейшем изучении происходит увеличение ресурсов, они потом добавляются. В качестве примера приведем наиболее употребительные классификации - принятая на XIV Мировом нефтяном конгрессе и общества инженеров-нефтяников США

1.2 Подсчетные параметры (исходные данные) и их определение на различных этапах и стадиях геологоразведочных работ

Подсчетными называются параметры, входящие в формулы оценки ресурсов и подсчета запасов. Подсчетные параметры, в соответствии с которыми оцениваются перспективы нефтегазоносности, различны на различных этапах и стадиях геологоразведочных работ. На региональном этапе подсчетными являются параметры, контролирующие нефтегазоносный потенциал - мощность нефтематеринских толщ, мощность региональной покрышки, и др. На поисково -оценочном этапе значение приобретают размеры ловушек, мощность коллектора, глубина и тектоническая сложность ловушек. Количественная оценка прогнозных ресурсов в возможно нефтегазоносных комплексах в пределах конкретных участков на прогнозной территории делается по аналогии. При этом пользуются следующими методами.

- Количественных геологических аналогий. Метод заключается в том, что на эталонных участках определяются зависимости между удельными запасами и наиболее информативными факторами, и переноса выявленных зависимостей на расчетные участки со сходным геологическим строением.

- На «усредненную структуру». При применении этого метода на эталонном участке определяют средние геологические запасы на одну структуру, плотность этих структур, и затем переносят полученные результаты на расчетный участок.

- Удельных плотностей запасов. Используя данный метод, на эталонных участках определяют удельные плотности геологических запасов продуктивного пласта (толщи, комплекса и т.д.), приходящихся на 1 км общего объема пород, или пород -коллекторов, и перенос этих соотношений на расчетные участки с учетом поправочных коэффициентов, характеризующих изменение мощности, пустотности и других параметров .Существуют и другие методы .На разведочном этапе подсчетными параметрами для нефтяных месторождений являются площадь нефтеносности, эффективная мощность нефтенасыщенной части пласта, коэффициент открытой пористости, коэффициент нефтенасыщенности пласта, коэффициент нефтеотдачи пласта, а также физические параметры нефти. Подсчетными параметрами для газовых месторождений являются площадь газоносности, эффективная мощность газонасыщенной части пласта, коэффициент открытой пористости, коэффициент газонасыщенности пласта, с учетом содержания связанной воды и начальное пластовое давление в залежи.

Перечисленные параметры используются при подсчете запасов самым распространенным - объемным методом. Кроме объемного иногда применяются методы материального баланса - для месторождений нефти и по падению давления -для газа. В этом случае параметры берутся из данных опытно -промышленной эксплуатации залежи.

1.3 Подсчет и пересчет запасов различными методами

Подсчет запасов ведется на основе полученных в процессе разведки фактических данных, однако, какие бы современные, надежные и изощренные методы обработки фактического материала не применялись, достоверные и полные сведения о залежи геолог обычно получает после того, как она полностью отработана. Разработка же начинается в условиях недостаточных данных.

Из методов подсчетов запасов распространены:

- Объемный- основан на подсчете насыщенного нефтью объема пустотного пространства залежи.

- Падения пластового давления - применяется при подсчете запасов свободного газа. Метод основан на постоянстве в период работы залежи на газовом режиме добычи газа при снижении пластового давления на 0,1 МПа и экстраполяции этой величины до завершения разработки залежи.

- Растворенного газа, - при котором балансовые и извлекаемые запасы растворенного газа вычисляются как произведение балансовых и извлекаемых запасов на величину начального газосодержания, установленного по глубинным пробам.

- Материального баланса - основан на изучении физических параметров жидкости и газа, содержащихся в пласте в зависимости от изменения давления в процессе разработки залежи. При применении этого метода составляются уравнения материального баланса между первоначально содержащимся в недрах объемом углеводородов и суммой объемов углеводородов, добытых и оставшихся в недрах, или равенства между объемом отобранных углеводородов и объемом, восполненным в пласте в результате происшедших в нем изменений.

- Статистический метод подсчета нефти - применяется на поздних стадиях разработки. Он основан на статистической обработке данных о поведении дебитов накопленной добычи в процессе эксплуатации в зависимости от тех, или иных параметров разработки. Применяются и другие методы.

Пересчет запасов - это уточнение запасов углеводородов. Запасы пересчитывают в тех случаях, когда оценка месторождения за время, истекшая после предыдущего утверждения запасов, существенно изменилась в результате разведочных и эксплуатационных работ. Достоверностью запасов называют максимальное приближение величины подсчитываемых запасов к ее истинному значению, которое происходит в процессе геологоразведочных и эксплуатационных работ, качественной обработки фактического материала и правильного выбора метода оценки.

1.4 Размещение месторождений нефти и газа в мире

Размещение ресурсов нефти и газа в мире весьма неоднородно как по изученности недр, так и по самой возможности их наличия. В целом, вероятно суммарное количество жидких и газообразных углеводородов, которое могло образоваться и накопиться в земной коре, равно примерно 2•10т нефти и 1000 трлн. м3 газа. Объем же извлекаемых запасов составляет от 205•10 6 до 700•10 6 (может оказаться экономически выгодным при будущих, более совершенных методах разработки) для нефти и от 100 до 600 трлн. м газа.

Активные ресурсы нефти составляют 260-280 млрд. т., а газа - 220-260 трлн. м3. Таким образом, если мировая добыча нефти будет в среднем 3 - 3,5 млрд. т. год, «дешевой» нефти хватит только до 2020 года. Ресурсы размещены в мире очень неравномерно. Так в США 67% нефти содержится в 2,8% месторождений. Всего в 24 газовых скоплениях мира (<1%) содержится более 70% запасов.

1.5 Нетрадиционные ресурсы

Понятие традиционных и нетрадиционных ресурсов однозначно не определяется. В самом широком смысле, нетрадиционные, это «дорогие» ресурсы, о которых упоминалось в предыдущем разделе, поэтому «нетрадиционность» ресурсов зависит не только от геологических причин, но и от географического положения территории, цены на сырье, политической ситуации в окрестностях и т.д.

В целом, перечень нетрадиционных источников углеводородов (Якуцени, 2001) включает следующие виды нетрадиционного углеводородного сырья:

1. Тяжелые высоковязкие нефти, природные битумы и битуминозные пески с сопутствующим им металлоуглеводородным сырьем. К этой категории относятся нефти с плотностью более 904 кг/м3. В России их геологические запасы оцениваются в миллиарды Географическая зона Запасы нефти в млн. м3

Доля запасов от общемировых:

Средний восток 107623,6 66,4

Западное полушарие 24328,4 15,0

Африка 11138,7 6,8

Восточная Европа и СНГ 9396,1 5,8

Азия - Тихий океан 6721,0 4,1

Западная Европа 2882,0 1,8

Итого 162089,3 100 1 тонн.

Основная доля запасов такой нефти промышленных категорий сосредоточена в Западносибирской, Волго-Уральской, Тимано-Печорской нефтегазоносных провинциях. Эти нефти часто обогащены ценными примесями, и освоение их должно быть комплексным.

2. Нефть и газ в сложных коллекторах с низким коэффициентом извлечения, угольные газы, нефти и газы в глинистых трещиноватых коллекторах (типа доманиковых отложений), плотных песчаниках, глинистых сланцах, меловых породах, породах промежуточного комплекса и др.

3. Остаточные запасы углеводородов в нерационально освоенных месторождениях с осложненными геолого-промысловыми условиями. Такими «недоосвоенными» ресурсами богаты Урало-Поволжье, Предкавказье, Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция. Характерным примером также является Оренбургское газоконденсатное месторождение.

4. Газы угольных бассейнов, водо-растворенные газы в геотермальных зонах. Основные объемы таких газов сосредоточены в Кузнецком, Печорском, Тунгусском и Ленском угольных бассейнах.

5. Газоконденсаты и пароуглеводородные смеси сложного состава на больших глубинах.

6. Газогидраты в охлажденных частях недр и донных отложениях акваторий. Про этот источник углеводородного сырья было рассказано в разделе 1.8.1.

7. Гипотетические источники углеводородов, связанные с процессами после биогенного и абиогенного синтеза в глубинах литосферы, мантии и др.



2. Экономические критерии в новой классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов

ресурс геологоразведочный экономический нефть

В январе 2009 г. вступила в действие новая, сопоставимая с западными, классификация запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. Первые в мире классификации полезных ископаемых появились в начале ХХ в. В СССР первая классификация запасов нефти и газа была разработана в 1928 г. C тех пор она несколько раз пересматривалась, но в основе выделения категорий запасов и ресурсов оставался один признак: геологическая изученность запасов и ресурсов.

Переход российской экономики на рыночные отношения, изменение условий недропользования, интеграция отечественной нефтегазовой промышленности в международный бизнес, возникновение новых стандартов и новых систем учета нефтегазовых запасов и ресурсов предопределили необходимость создания новой классификации запасов и ресурсов нефти и газа, которая должна быть основана также и на экономических критериях оценки запасов и ресурсов и приближена к стандартам, принятым в общепризнанных в мировой нефтяной промышленности классификациях (SPE/WPC/AAPG [1], UNFC [2] и др.).

Под руководством Г.А. Габриэлянца [3] коллективом авторов, включая авторов настоящей статьи, разработаны новая классификация запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов и методические рекомендации по ее применению. Данные документы утверждены МПР России.

К одному из основных изменений классификации относится то, что запасами, относящимися к категориям А, В, С1 и С2, можно считать только извлекаемые запасы промышленно значимых месторождений (залежей). Критерий рентабельности освоения также заложен и в основу классифицирования ресурсов. Введение принципа классификации именно извлекаемых запасов (ресурсов) стало главным шагом на пути к гармонизации с общемировыми стандартами.

2.1 Выделение групп запасов нефти и горючих газов по промышленной значимости и экономической эффективности

2.1.1 Основные принципы

Выделение групп запасов нефти и газа по промышленной значимости и экономической эффективности производится на основе геолого-экономической и стоимостной оценки месторождений (залежей) (далее -- объектов) нефти и газа. Проведение оценки осуществляется в соответствии с методикой геолого-экономической и стоимостной оценки месторождений и участков недр, содержащих запасы и ресурсы нефти и горючих газов. Основным экономическим критерием выделения групп запасов нефти и газа по промышленной значимости и экономической эффективности является количественный показатель стоимостной оценки -- величина чистого дисконтированного дохода (ЧДД), который может быть получен в результате эксплуатации объекта оценки. Как вспомогательный показатель может использоваться внутренняя норма доходности (ВНД).При подсчете и учете запасов углеводородного сырья выделяют две группы запасов по степени экономической эффективности, возможности и значимости их промышленного освоения: промышленно значимые и непромышленные. К промышленно значимым запасам относятся извлекаемые запасы объектов, вовлечение которых в освоение экономически целесообразно и технически и технологически возможно с соблюдением требований по рациональному использованию недр и охране окружающей среды на момент оценки, а также извлекаемые запасы объектов, вовлечение которых в освоение может быть экономически целесообразным в ближайший временной период.

Промышленно значимые запасы подразделяются на нормально рентабельные и условно рентабельные. К нормально рентабельным относятся извлекаемые запасы объектов, вовлечение которых в разработку на момент оценки согласно технико-экономическим расчетам экономически эффективно (т. е. потенциальный ЧДД, который может быть получен в результате их освоения, положителен) при текущих экономических условиях и действующей налоговой системе при использовании техники и технологии добычи сырья, обеспечивающих соблюдение требований по рациональному использованию недр и охране окружающей среды. К условно рентабельным относятся извлекаемые запасы объектов, вовлечение которых в разработку на момент оценки согласно технико-экономическим расчетам экономически неэффективно (т. е. потенциальный ЧДД, который может быть получен в результате их разработки, отрицателен) при текущих экономических условиях и действующей налоговой системе, но освоение которых становится экономически возможным при изменении цен на нефть и газ, строительстве транспортных магистралей или появлении новых оптимальных рынков сбыта и новых технологий разработки. К непромышленным запасам относятся запасы объектов, вовлечение которых в разработку на момент оценки экономически нецелесообразно либо технически или технологически невозможно. В данную группу входят запасы нефти и горючих газов объектов, которые экономически неэффективны для освоения на современном этапе, а также месторождения, расположенные в пределах водоохранных зон, населенных пунктов, сооружений, сельскохозяйственных объектов, заповедников, памятников природы, истории и культуры, и месторождения, значительно удаленные от транспортных путей и территорий с развитой инфраструктурой нефтедобычи.

На месторождениях и залежах с непромышленными запасами подсчитываются и учитываются геологические запасы нефти и газа. На объектах с промышленными запасами на основе технологических и экономических расчетов подсчитываются геологические и извлекаемые запасы. Государственному учету подлежат геологические и извлекаемые нормально рентабельные запасы и геологические и технологически извлекаемые условно рентабельные запасы нефти и газа.

Под технологически извлекаемыми запасами понимается часть геологических запасов объектов, извлечение которых из недр возможно при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.

К извлекаемым запасам относится часть технологически извлекаемых запасов объектов, извлечение которых из недр при принятых при их подсчете и экономической оценке параметрах экономически эффективно. Эти запасы соответствуют прогнозному объему добычи нефти и газа за рентабельный срок эксплуатации объектов. Под рентабельным сроком понимается период времени до момента, начиная с которого текущий чистый доход принимает только отрицательные значения. При проведении стоимостной оценки с целью выделения и обоснования групп запасов в качестве объектов оценки следует считать залежи нефти и газа. Стоимостная оценка проводится индивидуально по каждому объекту с учетом того, на какой стадии освоения он находится.

Оценка проводится на основании следующих цен:

1) Для объектов распределенного фонда недр -- средних фактических цен реализации недропользователем углеводородного сырья на момент оценки, подтвержденных соответствующими документами;

2) Для объектов нераспределенного фонда недр -- базовой цены на нефть, установленной Бюджетным кодексом РФ, и текущих оптовых цен на газ, установленных Федеральной службой по тарифам РФ.

Затраты на геологоразведочные работы, бурение, обустройство и эксплуатацию принимаются:

1) Для разрабатываемых объектов -- согласно утвержденным проектным документам на разработку или ТЭО КИН данных объектов и фактическим данным деятельности недропользователя;

2) Для неразрабатываемых, но имеющих утвержденные проектные документы на разработку или ТЭО КИН объектов -- согласно утвержденным проектным документам на разработку или ТЭО КИН данных объектов или фактическим данным деятельности недропользователей;

3) При отсутствии проработок технико-экономических показателей для неразрабатываемого объекта -- по аналогии с разрабатываемыми залежами (их частями) месторождения, близкими по геолого-промысловым характеристикам к данному объекту (глубина, свойства коллектора и флюида). В случае отсутствия аналогий в пределах месторождения нормативы затрат принимаются по аналогии с близлежащими месторождениями с аналогичными или близкими условиями освоения (геолого-промысловые показатели, удаленность от транспортных коммуникаций и др.).

При оценке нескольких близкорасположенных объектов в расчетах учитывается влияние работ на одних объектах на изучение и освоение запасов других объектов, а также возможность объединения групп залежей в единые объекты разработки. Близкорасположенным объектом может быть залежь другого пласта многопластового месторождения или ближайшее месторождение в целом. В первом случае расчеты учитывают единую для объектов месторождения внутрипромысловую инфраструктуру, во втором -- возможность создания совместной внешней инфраструктуры (системы внешнего транспорта углеводородного сырья).

При определении условно рентабельных запасов возможность появления благоприятных изменений в ценах реализации продукции, рынках сбыта и технологий оценивают в рамках пятилетнего периода от текущего момента времени. Благоприятные изменения цен реализации продукции должны быть обоснованы коммерческими контрактами, либо прогнозами специализированных агентств. Отнесение запасов к группе условно рентабельных возможно, если имеются утвержденные графики строительства магистральных транспортных систем или обязательства компаний по развитию соответствующей инфраструктуры для добычи, подготовки и транспортировки углеводородного сырья. К условно рентабельным относятся запасы объекта, который при автономном освоении является непромышленным, а оценка совместного освоения с близкорасположенными объектами позволяет получить положительный ЧДД. В противном случае запасы относят к группе непромышленных.

Выделение группы непромышленных запасов по условиям недоступности (природоохранные зоны, промышленные объекты, населенные пункты и др.) и отсутствия реальных технологий разработки месторождений (месторождения арктического шельфа с глубинами, недоступными для современных технологических средств, в условиях сплошного ледяного покрова и дрейфующих льдов и др.) осуществляется на основе качественной характеристики невозможности освоения без количественной оценки экономических критериев.

К промышленно значимым относятся месторождения, на которых имеется хотя бы один объект с промышленно значимыми запасами. Если на месторождении нет объектов с промышленно значимыми запасами, месторождение относится к непромышленным.

2.1.2 Последовательность проведения расчетов по определению экономических критериев выделения групп запасов

Базу для расчета добычи составляют выделенные категории геологических запасов А, В и С1 по залежам. Геологические запасы категории С2 неразбуренной части залежи могут быть включены в базу добычи с понижающим коэффициентом перевода 0,5. Уточнение значений переводного коэффициента может осуществляться по статистическим сведениям для конкретного района.

Объемы геологоразведочных работ, необходимых для перевода геологических запасов категории С2 в базу расчета добычи, определяются на основе проекта разведки и действующих нормативно-методических документов об этапах и стадиях геологоразведочных работ. В настоящее время таким документом является «Временное положение об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ», утвержденное Приказом МПР России №126 от 07.02.2001 г.

Обоснование технологических показателей разработки для разрабатываемых залежей должно соответствовать проектным документам и может быть реализовано, в частности, САПРами серии «ГЕКОН» (ВНИГНИ).

Для разведываемых объектов прогноз технологических показателей проводится по аналогии с разрабатываемыми месторождениями с использованием имитационных моделей, позволяющих учесть недостаток исходной информации и ее высокую неопределенность. Один из возможных алгоритмов расчета прогнозных показателей подготовки запасов на объектах с различными категориями изученности и расчет технологических показателей нефтегазодобычи малоизученных объектов реализован, в частности, в рамках ПК «Стратегия» (СНИИГГиМС) и др.

Прогноз технологических показателей осуществляется на весь срок жизни проекта (расчетный период).Прогноз капитальных вложений и эксплуатационных затрат для разрабатываемых объектов выполняется в соответствии с действующими нормативно-методическими документами. Для разведываемых объектов прогноз капитальных затрат на освоение запасов возможен в агрегированной структуре на основании укрупненных нормативов с выделением следующих направлений инвестиций:

геологоразведочные работы;

эксплуатационное бурение;

промысловое строительство;

оборудование, не входящее в сметы строек;

сооружение внешних транспортных коммуникаций.

Расчет эксплуатационных затрат для разведываемых объектов проводится исходя из укрупненных нормативов условно-переменных затрат в расчете на единицу добычи нефти или природного газа и условно-постоянных затрат в расчете на скважину действующего фонда.

Для сопоставимого прогноза затрат на освоение запасов стоимостные нормативы и налоговое окружение, заложенные в используемых для расчетов проектных документах, должны быть приведены к условиям на момент оценки. Количественное определение экономических критериев-классификаторов осуществляется на основе прогноза дисконтированных будущих денежных потоков, связанных с изучением, освоением и извлечением запасов нефти и газа. Классификация запасов производится на основании расчетного чистого дисконтированного дохода (ЧДД) за рентабельный срок эксплуатации объекта.

При выделении групп запасов и расчетов чистого дисконтированного дохода используется ставка дисконтирования 10%. Экономические расчеты проводятся в текущих ценах (без учета инфляции), в условиях действующей налоговой системы с учетом возможных льгот, при наличии таковых для оцениваемого объекта, согласно Налогового кодекса Российской Федерации, действующего на момент оценки.

2.2 Выделение групп ресурсов нефти и горючих газов по промышленной значимости и экономической эффективности

2.2.1 Основные принципы

Основным экономическим критерием выделения групп ресурсов нефти и газа по промышленной значимости и экономической эффективности является показатель ожидаемой стоимости запасов -- чистый дисконтированный доход, прогнозируемый по результатам будущих геологоразведочных работ (ГРР) с учетом вероятности их успеха и затрат на проведение. Ресурсы по экономической эффективности подразделяются на две группы --рентабельные и неопределенно рентабельные.

Рентабельные ресурсы -- ресурсы, имеющие положительную предварительно (или экспертно) оцененную ожидаемую стоимость запасов.

Неопределенно рентабельные -- ресурсы, имеющие на дату оценки неопределенную ожидаемую стоимость запасов (не поддающуюся определению либо отрицательную).

В рентабельных ресурсах выделяются извлекаемые ресурсы. К извлекаемым ресурсам относится часть геологических ресурсов, извлечение которых из недр при принятых при подсчете и экономической оценке параметрах экономически эффективно.

В неопределенно рентабельных ресурсах извлекаемые ресурсы не выделяются.

Показатель ожидаемой стоимости отражает стоимость извлекаемых запасов, которые прогнозируется прирастить из оцениваемых ресурсов в результате геологоразведочных работ. От степени геологической изученности ресурсов зависят основные параметры расчета этого показателя. По мере увеличения степени изученности вероятность успеха геологоразведочных работ увеличивается, а рисковый капитал уменьшается.

Ожидаемая стоимость запасов рассчитывается по формуле:

SОЖИД = D* РУСП- КРИСК* (1 - РУСП)

где D -- значение ЧДД после налогообложения,

РУСП -- вероятность успеха геологоразведочных работ,

КРИСК -- рисковый капитал, под которым в данном случае понимаются затраты на проведение геологоразведочных работ.

Оценка ожидаемой стоимости запасов, как и оценка стоимости запасов нераспределенного фонда, проводится на основании базовой цены на нефть, установленной Бюджетным кодексом РФ, и текущих оптовых цен на газ, установленных Федеральной службой по тарифам РФ. Затраты на геологоразведочные работы, бурение, обустройство и эксплуатацию принимаются по аналогии c близлежащими месторождениями с аналогичными или близкими условиями освоения (глубина, удаленность от транспортных коммуникаций и технология добычи и др.). Объектами оценки следует считать участки недр, содержащие ресурсы нефти и газа.



2.2.2 Последовательность проведения расчетов по определению экономических критериев выделения групп ресурсов

Расчет ожидаемой стоимости запасов для ресурсов категории D1 проводится в следующей последовательности:

1) Моделируется геологоразведочный процесс перевода ресурсов оцениваемого объекта в запасы. Прогнозируются объемы поисковых работ по видам.

2) Дальнейшая последовательность проведения расчетов по определению базы для расчета добычи, обоснованию технологических показателей разработки, прогнозу капитальных вложений и эксплуатационных затрат, расчету чистого дисконтированного дохода аналогична последовательности проведения расчетов по определению экономических критериев выделения групп запасов (см. выше).

3) На основе полученных данных рассчитывается ожидаемая стоимость запасов по приведенной выше формуле. Величина рискового капитала определяется как сумма регулярных платежей за пользование недрами и прогнозируемых затрат на все виды работ по поиску, разведке, подготовке к промышленному освоению. Под вероятностью успеха геологоразведочных работ понимается вероятность открытия месторождения или залежи нефти и газа на оцениваемом объекте, которая определяется по статистическим данным для региона расположения объекта или экспертно.

Последовательность расчета ожидаемой стоимости запасов для перспективных ресурсов категории D2 следующая:

1) Моделируется геологоразведочный процесс перевода ресурсов категории D2 в категорию D1. Успешность работ по выявлению и подготовке перспективных площадей к глубокому бурению определяется по статистическим данным для региона расположения объекта или экспертно.

2) Ожидаемая стоимость запасов для прогнозируемой к выявлению ловушки рассчитывается по аналогии с расчетом ожидаемой стоимости запасов для ресурсов категории D1, описанным выше. При этом величина рискового капитала определяется как сумма регулярных платежей за пользование недрами и прогнозируемых затрат на все виды работ по выявлению и подготовке ловушек к глубокому бурению, поиску, разведке, подготовке к промышленному освоению.

3) Если в пределах оцениваемого участка недр прогнозируется к выявлению несколько ловушек с ресурсами D1, то ожидаемая стоимость запасов рассчитывается для каждой ловушки отдельно, а затем по участку в целом как сумма ожидаемой стоимости запасов по всем прогнозируемым к выявлению в пределах участка ловушкам.

Расчет ожидаемой стоимости запасов для ресурсов категории D3производится в соответствии с действующими на момент оценки методическими документами.2.3.Пример переоценки запасов и ресурсов участков нераспределенного фонда недр юга Сибирской платформы по новой классификации. Рассмотрено восточносибирское многозалежное месторождение. Залежь горизонта 1 -- газоконденсатная с нефтяной оторочкой. Залежи горизонтов 2 и 3 --газоконденсатные.

Запасы нефти залежи 1. На месторождении в соответствии с действующей классификацией выделены запасы нефти категорий С1 и С2, запасов категорий А+В нет.

Есть скважины, давшие промышленный приток нефти. При пересчете запасов по новой классификации выделены категории В, С1 и С2. В рассматриваемом примере объем запасов С2 по действующей и новой классификациям практически не изменился, а объем запасов С1 по действующей классификации распределился между категориями В и С1 по новой классификации.

Освоение запасов нефти рассматриваемого месторождения при ставке дисконтирования 10% при текущих экономических условиях может быть эффективно (чистый дисконтированный доход инвестора положителен) при условии появления рынка сбыта. В настоящее время утвержден график строительства трубопроводной системы «Восточная Сибирь -- Тихий океан», согласно которому со второго полугодия 2008 г. может начаться транспортировка нефти месторождений Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) в страны АТР, т. е. выполнится условие появления рынка сбыта. Таким образом, по критерию экономической эффективности запасы нефти данного месторождения относятся к условно рентабельным, а следовательно, промышленно значимым запасам. Запасы газа залежей 1-3. Аналогично запасам нефтяной оторочки, на месторождении в соответствии с действующей классификацией выделены запасы газа категорий С1 и С2, запасов категорий А+В нет, есть скважины, давшие промышленный приток.

Объемы запасов С2для горизонта 1 по действующей и новой классификациям почти не изменились, а объем запасов С1 по действующей классификации распределился между категориями В и С1 новой классификации. В горизонте 3, помимо категории С2 действующей классификации, при пересчете по новой классификации была выделена категория С1.

С точки зрения экономической эффективности, запасы оцениваемых категорий относятся к разным группам. В настоящий момент Минпромэнерго при участии ОАО «Газпром» разрабатывает «Программу создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран Азиатско-Тихоокеанского региона». Ее своевременная реализация обеспечит рынок сбыта для рассматриваемого месторождения. Запасы горизонта 1 относятся к промышленно значимым условно рентабельным, т. к. при ставке дисконтирования 10% освоение запасов газа этого горизонта может принести положительный доход инвестору при текущих экономических условиях и появлении рынка сбыта. Освоение запасов природного газа горизонта 2 может принести положительный доход при появлении рынка сбыта и при ставке дисконтирования меньше 3,2% (значение ставки внутренней нормы рентабельности для освоения запасов газа данного горизонта) либо при совместной разработке с залежью горизонта 1. При таких критериях эффективности запасы относятся к группе промышленно значимых условно рентабельных запасов. Освоение запасов горизонта 3 в текущих условиях нерентабельно.

Положительный ЧДД не обеспечивается и при ставке дисконтирования 0%. Такие запасы относятся к группе непромышленных. Месторождение в целом является промышленно значимым, так как запасы нефти и газа залежей горизонтов 1 и 2 относятся к промышленно значимым. Ресурсы нефти и газа. Соотношение категорий ресурсов действующей и новой классификации рассмотрено на примере ресурсов перспективной ловушки ванаварского горизонта юга Сибирской платформы. Ресурсы нефти и газа категории С3 действующей классификации по новой классификации относятся к категории D1. Критерием выделения групп ресурсов по экономической эффективности выступает показатель ожидаемой стоимости запасов. Ожидаемая стоимость запасов нефти положительна, газа -- отрицательна. Следовательно, ресурсы нефти относятся к рентабельной группе, газа --неопределенно рентабельной.

Проведенная работа позволила сопоставить запасы и ресурсы нефти и газа рассматриваемых объектов с категориями классификаций SPE/WPC/AAPG и UNFC. Пересчет запасов и ресурсов по новой классификации позволил легко подобрать аналог категории в западных классификациях.

Таким образом, новая классификация сопоставима с западными классификациями, позволяет проводить более объективную и детальную оценку запасов углеводородного сырья по критерию геологической изученности и промышленной освоенности. Новый критерий выделения групп запасов и ресурсов нефти и газа по экономической эффективности определяет ресурсную базу нефти и газа, которую можно экономически эффективно вводить в освоение в ближайшее время.



Литература

1. Petroleum Reserves and Resources Definitions // http://www.spe.org/spe/jsp/basic/0,,1104_1730,00.html

2. United Nations Framework Classification for Fossil Energy and Mineral Resources // http://www.unece.org/ie/se/pdfs/UNFC/UNFCemr.pdf

3. Г. Габриэлянц. Гармонизация классификаций запасов нефти и газа будет продолжаться // «Нефть и капитал» -- М. 2006, №1-2, с. 43-46.

4. Герт А.А., Немова О.Г., Супрунчик Н.А., Волкова К.Н. Стоимостная оценка запасов и ресурсов углеводородного сырья // «Минеральные ресурсы России. Экономика и управление». -- Москва, «Геоинформарк», 2006, №2, с.54-60.

5. Герт А.А., Антонов В.А., Волкова К.Н., Немова О.Г. ПК «Стратегия» как инструмент оценки финансово-экономической эффективности геологоразведочных работ // «Технологии ТЭК» -- М., 2004, №5, с. 88-93.

6.Л.В.Милосердова. «Геология, поиски и разведка месторождений нефти и газа»Конспект лекций по программе НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО под редакцией к.г.-м.н., доц. В.Г.Мартынова - Москва, 2003.

Размещено на Allbest.ru