Оценка потенциала выделенных зон нефтегазонакопления ТПП производилась автором на основе частных коэффициентов аналогии, исходя из особенностей геологического строения региона и набора информативных параметров. Основными принципами исследования являлись использование максимального количества имеющейся информации, соответствие набора моделей и методов этапу изучения, в котором находится исследуемый регион, доказательство действенности модели на материалах “ обучения”; оптимизация модели по числу и характеру включаемых параметров; вероятностное представление результатов прогноза.

На первоначальном этапе из всего многообразия зон нефтегазонакопления выделяются эталонные ЗНГН в пределах соответсвующих мегакоплексов. После выбора эталонных ЗНГН в пределах нефтегазоносных мегакомплексов в соответствии со стратегией метода геологических аналогий для каждой расчетной зоны был выбран наиболее генетически схожий эталон в пределах мегакоплекса и определены частные и суммарный коэффициенты аналогии. При наличии нескольких эталонов в одной перспективной зоне (сочленение вала и прогиба и т.д.) их площадь разбита на участки, оцениваемые по соответствующему эталону.

Результаты предварительной оценки потенциала зон нефтегазонакопления позволяют сделать следующие выводы:

§ применение указанного подхода при выделении зон нефтегазонакопления приводит к существенному перераспределению плотности ресурсов по площади и разрезу, выявленные зоны нефтегазонакопления по концентрации ресурсов УВ существенно превосходят перспективные практически по всем комплексам;

§ большая часть зон нефтегазонакопления в Республике Коми (южная часть провинции) оценены бурением и находятся в распределенном фонде недр, существенная часть зон нефтегазонакопления в Ненецком АО (северная часть провинции) не оценена бурением;

§ выделение зон нефтегазонакопления приводит к существенному повышению плотностей ресурсов и перспектив нефтегазоносности (соответственно инвестиционной привлекательности) отдельных территорий (составляющих около 40-50% перспективной территории ТПП).

Таким образом оценка основных мегакомплексов Тимано-Печорской провинции позволяет провести дифференциацию территории по степени перспективности и соответственно определить направления геологоразведочных работ на нелицензированной территории ТПП. При этом появляется возможность оценки ресурсного потенциала, как отдельной зоны нефтегазонакопления, так и по их совокупности фрагмента (участка) или перспективной территории в целом.

В четвертой главе: «Критерии и методы оценки эффективности геолого-разведочных работ и перспективных региональных нефтегазоносных объектов» на основе системного анализа проблемы предложены методы геолого-экономической оценки эффективности ГРР и лицензионных участков, выделения рентабельных и условно рентабельных объектов освоения, оптимизации программ региональных и поисковых геологоразведочных работ с учетом рационального уровня их детальности.

В последние три года государство наращивает масштабы бюджетного финансирования, направленного в основном на проведение региональных работ, которые могли бы инициировать деятельность компаний по развертыванию поисковых геологоразведочных работ на новых перспективных направлениях нефтегазоносности. Проблема 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 друг друга, одновременно понимая, что в случае недостаточных усилий как с одной, так и с другой стороны общая задача решена не будет.

Анализ ситуации позволяет выделить два возможных пути достижения поставленной цели для выработки практических решений. Первый - сводится к возобновлению полного цикла работ по подготовке углеводородной сырьевой базы и ее освоению в намеченных объемах силами уполномоченных или государственных компаний с использованием бюджетных (или опосредованно бюджетных, заемных) средств.

Такой подход обеспечивает решение поставленных задач при проведении работ на малоизученных направлениях и в регионах или 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.

Другой 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. Такие программы должны обеспечить геологическую основу для целенаправленных поисковых работ 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.

Основными критериями, регламентирующих формирование управленческих решений по завершении каждой из стадий и этапов в рамках соответствующей программы являются натуральные (собственно физические или объемные) и опосредованные количественные и экономические (стоимостные) показатели.

В соответствии с последовательностью и стадийностью поисковых и разведочных работ к такими характеристикам можно отнести объем сейсмических исследований, необходимых для обнаружения ловушки, и плотность сейсмических исследований для подготовки выявленного объекта к глубокому бурению (пог.км/км2), 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 представлены удельными затратами на сейсмические исследования (руб/тыс.т) и на глубокое бурение (руб/т).

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

К опосредованным критериям оценки эффективности ГРР относятся количественные показатели ресурсного потенциала, определяемые в соответствии с существующими методическими рекомендациями по количественной оценке - объем ресурсов углеводородов (например, в базовом или базовых перспективных комплексах), плотность ресурсов нефти (газа). Их совмещение с физическими показателями позволяет выходить на критериальный уровень определения эффективности. Например, отнесение объема прироста ресурсов к объему региональных сейсмопрофилей позволит оценить эффективность сейсмических исследований.

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. Яркой иллюстрацией этому являются крупные открытия на самых ранних этапах вхождения в перечисленные выше районы ТПП (Ухта-Ижемский - Вуктыльский).

Проведение геологоразведочных работ регионального этапа повышает достоверность и корректирует оценки количества и распределения (по фазовому составу, НГК, зонам нефтегазонакопления и др.) ресурсов нефти и газа перспективной территории. 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. Иллюстрацией сказанному могут служить приведенные в диссертации существенно отличающиеся статистические данные по эффективности ГРР в основных нефтегазоносных регионах России.

По мере нарастания изученности региона и повышения степени выработанности высокорентабельных запасов ГРР перенацеливаются на изучение и подготовку к освоению все более сложных и менее доступных объектов. При этом для целого ряда регионов (включая ТПП) характерно существенное различие методических подходов при работах, нацеленных на изучение отдельных нефтегазоносных комплексов, здесь зачастую требуется даже смена стратегии поисково-разведочных работ.

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.

Одним из наиболее дискуссионных вопросов является вопрос о детальности (глубине) изучения того или иного объекта или участка. Несмотря на очевидную необходимость учета экономических ограничений, продолжает бытовать мнение о том, что не должно оставаться неразведанной части ресурсов. Такой подход, на наш взгляд, не соответствует ни практике проведения геологоразведочных работ, 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.

В исследованиях автора обосновано, что (применительно к территории ТПП) увеличение плотности сейсморазведочных работ на участке в два 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 сейсмики 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 Тимано-Печорской провинции, удельные затраты на подготовку 1 тонны запасов нефти варьируют для объектов в классе крупности 10-30 млн.т от 1,5 до 3 долл/т по Республике Коми и от 2,5 до 5 долл/т - по Ненецкому АО. Для следующего класса крупности (3-10 млн.т) они составляют 2-7 и 4-8 долл/т соответственно. Для объектов с запасами от 1 до 3 млн.т они изменяются в диапазоне от 5 до 10 (по РК) и от 6 до 20 долл/т (по НАО), а для объектов 0,3-1 млн.т на подготовку запасов должно быть потрачено уже не менее 12-15 долл в Республике Коми и 16-20 долл - в Ненецком АО.

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

Соответственно, для рационального использования недр на участке должна быть определена экономические пределы детализации геологоразведочных работ. При этом программа геологоразведочных работ должна ориентироваться на оценку эффективных и возможно эффективных «критических» ресурсов и объектов (по аналогии с «западными» классификациями.

Соответственно вышесказанному должна быть построена стратегия проведения геологоразведочных работ. На начальном этапе изучения должен намечаться комплекс сейсморазведочных работ современного уровня (включая переобработку, переинтерпретацию, новую полевую сейсмику) с целью как подтверждения характеристик ранее выделенных объектов, так и выявления и подготовки новых.

Объем поискового и разведочного бурения должен оцениваться 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, то есть площади ловушки с учетом коэффициента заполнения ловушки) и строится с учетом практики ведения ГРР в регионе (раздельно для объектов антиклинального и неантиклинального типов).

В качестве граничного условия, регламентирующего, с одной стороны, минимальный объем программы геологического изучения, а с другой - ее предельный уровень, следует принять и использовать приведенную эффективность ГРР (то есть учитывающую успешность поискового бурения), которая гарантирует последующий рентабельный ввод в освоение объемов запасов, приращенных по результатам их проведения (рис.6).

Рис. 6. Соизмерение эффективности и объемов бурения ГРР

Проблему определения минимального приемлемого для государства и максимального - приемлемого для недропользователя объема подготовки новых запасов и ГРР на лицензионных участках можно свести к последовательному выполнению вполне конкретных формальных процедур. Они предусматривают: определение ресурсной базы лицензионного участка; оценку распределения ресурсов по возможным объектам освоения; определение необходимых объемов геологоразведочных работ для стандартного или конкретного (локализованного) объекта участка; выделение возможно рентабельных и условно рентабельных объектов в пределах участка и оценку объемов ГРР для их опоискования.

Данный методический подход был использован автором при формировании «Программы воспроизводства запасов нефти и газа Северо-Западного региона на период до 2020г.». Его апробация в первые два года реализации программы показала принципиальную жизнеспособность и эффективность как для недропользователей так и государства. Достигнутые результаты существенно отличаются от других регионов России, где при формировании программ воспроизводства запасов УВ использовались стандартные решения.

В пятой главе: «Модельно-методологический комплекс прогнозирования уровней добычи углеводородного сырья Северо-западного региона России» обоснован модельно-методологический комплекс прогнозирования добычи нефти и природного газа по распределенному и нераспределенному фонда недр при различных сценариях ввода нефтегазовых объектов в освоение, определены пропорции синхронного с добычей развития промышленно-транспортной инфраструктуры.

При формировании стратегии долгосрочного развития нефтегазового комплекса СЗФО одним из основополагающих вопросов является соблюдение баланса темпов добычи нефти и газа не только с развитием ресурсной базы, но и темпами развития производственной инфраструктуры, транспортных и перерабатывающих мощностей, которые зачастую являются лимитирующими факторами.

Для исследуемого региона ТПП наиболее значимыми являются ограничения по мощности транспорта, качеству сырья и экономическим пределам вариации цены, конъюнктурные ограничения по поставкам УВС на рынки сбыта, законодательные ограничения, ограничения по интересам регионального уровня (административным пр.), ограничения экологического характера, ограничения социально-экономического характера.

Ключевым при формировании стратегии развития подготовки запасов и добычи нефти и газа является именно возможность ее реализации. Ретроспективный анализ региональных программ, созданных за последние 10 лет в нефтегазовой отрасли, свидетельствует о серьезных просчетах при их разработке. Это, прежде всего, касается отсутствия системного подхода и реализма при прогнозе процессов недропользования. Так, программы добычи нефти и газа, созданные как на региональном уровне, так и в субъектах федерации СЗФО в период 1995-2002 гг. выполнены не более чем на 70-80%, а программы подготовки ресурсной базы - менее чем на 30%, что вряд ли можно назвать удовлетворительным при таком краткосрочном планировании.

Создание реалистичной и сбалансированной модели развития МСБ предполагает на фоне принятых допущений постоянный учет всех видов ограничений и возможность пошагового устранения возникающих осложнений. И здесь применительно к современным условиям возникает система конфликтов интересов, разрешение которых собственно и определяет решение задачи прогноза в целом. Конфликты связаны с несовпадающими векторами интересов государства и компаний, так и целями самих компаний.

Являясь непосредственным соисполнителем «Программы комплексного освоения ресурсов углеводородного сырья Северо-Западного региона», автор видит следующие основные проблемы и проекты, требующие широкого обсуждения специалистами для более обоснованного и системного их решения:

§ Определение направлений развития новых центров нефтегазовой промышленности на Северо-Западе России, в том числе на побережье Северного Ледовитого океана и шельфе арктических морей.

§ Оценка возможности создания на Северо-западе европейской части страны комплекса по геологоразведке, добыче, переработке, хранению, транспорту и перевалке углеводородного сырья.

§ Обоснование необходимости и направлений диверсификации поставок углеводородного сырья и продуктов их переработки на внутренний и внешний рынки, включая развитие производства и поставок сжиженного природного газа.

§ Формирование концепции комплексного развития транспортной и портовой инфраструктуры для поставок углеводородов на внутренний и внешний рынки и др.

Перспективные уровни добычи нефти Программы комплексного освоения ресурсов УВС оценивались по трем итоговым вариантам освоения ресурсов нефти Северо-Западного региона. Сценарии развития добычи нефти существенно различаются. Вариант компаний (вариант-1) оценивался в соответствии с заявленными стратегическими планами развития.

В варианте ВНИГРИ (вариант-2) в основе лежит оптимизация объемов и темпов наращивания добычи исходя из ресурсного потенциала региона, объема вовлеченной в освоение ресурсной базы, наличия подготовленных к освоению запасов, объема ресурсов, находящихся в состоянии разведки, а также объема и качества перспективной ресурсной базы. В варианте ИГиРГИ (вариант-3) предполагает наиболее полное извлечение ресурсов нефти из распределенного фонда недр (925,3 млн.т.) и расширенное вовлечение в освоение ресурсов нераспределенного фонда и, как следствие, более высокий уровень отборов, включая неоткрытые месторождения (254,5 млн.т.).

Для природного газа сценарии развития добычи по вариантам компаний, ВНИГРИ и ИГиРГИ предполагают объемы добычи за 2005-2020 годы, соответственно, 442, 657 и 534 млрд.м3. По всем трем вариантам основной объем добычи (примерно до 82%) обеспечивается предполагаемым вводом в разработку Штокмановского газоконденсатного месторождения с проектным уровнем добычи 67 млрд.м3.

Важной проблемой реализации прогнозируемых уровней отбора углеводородов является транспортная инфраструктура. Установлено, что увеличение добычи нефти в Северо-западном регионе сдерживается дефицитом транспортных мощностей и особенно остро эта проблема может проявиться после 2005 года, в период интенсивного ввода в разработку месторождений Ненецкого АО и прилегающего шельфа.

Альтернативными вариантами транспортировки нефти из ТПП являются расширение и реконструкция действующих систем или строительство нового магист-рального трубопровода через ТПП. Наиболее оптимальный вариант развития транспорта нефти в Тимано-Печорской провинции предусматривает два основные направления - южное по нефтепроводам и северное - морским транспортом, обладает одним из самых главных преимуществ - позволяет обеспечить два независимых потока нефти на внутренний и внешний рынки.

Ограничением использования южного направления является в первую очередь ограниченная пропускная способность собственно магистральной части трубопровода на участке Ухта-Ярославль. Создание дополнительной мощности потребует строительства дополнительных нефтепроводов протяженностью более 1100 км.

Северное направление предусматривает несколько вариантов строительства морских терминалов, расположенных непосредственно в ТПП (НАО) - в районах п. Варандей и п.Индига (мыс Святой Нос). С учетом существующих и реализуемых планов развития транспортных мощностей и переработки в г. Приморское суммарный объем возможных поставок нефти через северо-западный регион оценивается в 70-75 млн.т .

В шестой главе: «Разработка и экономическая оценка стратегии воспроизводства запасов нефти и газа в Тимано-Печорской провинции» обоснована рациональная обеспеченность добычи ресурсами нефти и газа, для перспективных (новых) центров нефтегазодобычи ТПП обоснованы темпы отбора и прироста запасов, произведено ранжирование лицензионных участков с учетом эффективности геологоразведочных работ.

Поддержание добычи нефти и газа в Российской Федерации в соответствии с утвержденной Правительством «Энергетической стратегией России до 2020 г.» возможно только при форсированной подготовке новых запасов, что требуют интенсивного проведения геологоразведочных работ и соответствующих затрат. Их объемы должны существенно превышать достигнутые в последние годы в России, когда подготовка новых запасов нефти существенно отставала от объемов добычи, и особенно эта тенденция усугубилась с отменой в 2001 г. федерального налога на воспроизводство запасов (ВМСБ).

На территории региона выделяется 14 центров нефтедобычи. Центры нефтедобычи СЗФО являются естественными кластерами конкурентоспособности ТЭК, обеспечивающими функционирование его добывающих отраслей. Можно выделить несколько базисных посылок процесса подготовки запасов в современных условиях:

§ потребность в разведанных запасах координируется государством, но определяется только недропользователями в соответствии со стратегиями их развития, инвестиционных возможностей и ожидаемой эффективности работ;

§ компании не заинтересованы делать долговременные инвестиции на воспроизводство МСБ, объемы ГРР зависят от существующих прогнозов цен и ориентированы на высокоперспективные районы нефте(газо)добычи;

§ направления ГРР связанные с высоким риском инвестиционных потерь будут «простаивать». Так, по совокупности технологических и политических рисков, без участия государства, масштабные работы по освоению Арктического шельфа и в Восточной Сибири проблематичны;

§ существенный сдвиг в воспроизводстве запасов возможен только при вовлечении инвесторов в крупные проекты с гарантиями государства или «разворотом» работ компаниями, которыми владеет государство.

Автором в соответствии с контрольными цифрами «Энергетической стратегии России до 2020 года» рассмотрены варианты простого (коэффициент воспроизводства запасов - 0,9-1,0) и расширенного воспроизводства запасов (1,2), а также вариант, позволяющий избежать резкого падения добычи (0,5-0,6), после достижения планируемых максимальных уровней отборов. Результаты расчетов доказывают, что сырьевая база СЗФО обеспечивает рассмотренные варианты, и отличаются исключительно объемами инвестирования в ГРР.

Если говорить об отдельных территориях и акваториях, то, безусловно, нельзя однозначно считать что сырьевая база углеводородов позволяет обеспечить простое или расширенное воспроизводство запасов углеводородов в пределах каждого субъекта территории или ограниченной части акватории. Так даже вариант простого воспроизводства запасов нефти (компенсация добычи нефти приростами запасов) на период до 2020 г. не фигурирует в планах основных добывающих компаний региона на суше, поскольку он не обеспечен ресурсной базой в пределах распределенного фонда (на лицензированных территориях).

В соответствии с планами ВИНК на средне-долгосрочную перспективу в СЗ регионе на участках распределенного фонда предполагается подготовить 260 млн.т нефти и с учетом остальных компаний не более чем 300 млн.т., что с при сравнении с планируемой добычей (около 600 млн.т), составит не более ее половины.

Для реализации варианта простого воспроизводства потребуется вовлечение в лицензирование участков с ресурсной базой, позволяющей надеяться на подготовку необходимого объема запасов при проведении ГРР. Для расширенного воспроизводства количество таких участков соответственно должно быть дополнительно увеличено и к ним должен быть интерес со стороны недропользователей и инвесторов. При несогласованных действиях компаний и государственных органов, отвечающих за недропользование и лицензирование, может произойти разбалансировка интересов, что приведет, несмотря на наличие ресурсной базы, к отставанию подготовки новых запасов, что и наблюдалось в последнее десятилетие в России.

При отсутствии новых подготовленных к освоению запасов обвальное падение добычи (как по консервативному, так и оптимальному вариантам) по месторождениям ТПП прогнозируется в 2023-2031 годах, когда они снизятся с 22 млн.т. в начале периода до 12 млн.т. в конце его.

Для расчетов необходимых объемов глубокого бурения для соответствующих приростов запасов по субъектам СЗ региона в «Программе…» использованы два варианта эффективности - один на уровне реально достигнутых показателей (статистически установленных - по РК от 200 до 140 т/м и по Ненецкому АО от 340 до 240 т/м в 2020 г.) и второй на уровнях планируемых крупными компаниями, т. е, превышающий реально достигнутый более чем на 50%.

Для компенсации (простого восполнения) текущего отбора углеводородного сырья в 2005-2020 гг. необходимо обеспечить ежегодный прирост запасов в объеме 15-21 млн. т у. топлива, в том числе 13-19 млн.т нефти и 2-3 млрд.м3 газа. Подготовка запасов УВ должна быть восполнена (с учетом подтверждаемости) приростом ресурсов УВ кат. С3 в объеме 25-30 млн. тонн нефти ежегодно и 6-10 млрд.м3 газа. Общая потребность в инвестициях на воспроизводство минерально-сырьевой базы нефти и газа составляет 3,9 млрд.долл. Из них за счет федерального бюджета предусматривается затратить лишь 486 млн. долл. (около 8% от общего объема). Остальные расходы на поиски и разведку месторождений предусмотрены за счет недропользователей. Потребность в инвестициях на обустройство месторождений составили 25182 млн.долл.

Инвестиции компаний на реализацию программных мероприятий СЗФО по объектам инфраструктуры составляют 29301 млн. долл. Наиболее существенную часть при расчетах составили инвестиции ОАО Газпром 26 755 млн.долл. При этом были рассмотрены два сценария развития рынка природного газа. В первом случае прибыль инвестора и доходы государства до 2020 года составят 9,8 и 38,4 млрд. долл. соответственно, а во втором - 25,7 и 60,2 млрд. долл.

Оценка эффективности инвестиций проводилась по основным показателям, характеризующим промышленную значимость ресурсов и эффективность их освоения.

К числу таких критериев были отнесены: суммарный объем добычи за прогнозируемый период, объем инвестиций, абсолютный и удельный (в расчете на 1 т добычи) чистый дисконтированный доход инвестора, индекс доходности, абсолютный и удельный (в расчете на 1 т добычи) дисконтированный доход бюджета (табл. 3).

Табл. 3. Экономическая оценка вариантов освоения ресурсов нефти ТПП

Показатели	Вариант 1	Вариант 2	Вариант 3
Добыча нефти, млн. т	722,1	676,7	925,4
Капитальные вложения, млн. долл.	25934,0	24085,0	37072,2
- удельные, долл./т	35,9	35,6	40,1
Дисконтированный доход государства, млн.долл.	48124,0	47409,2	82438,4
- удельный, долл./т	66,6	70,1	89,1
Чистый дисконтированный доход инвестора, млн. долл.	6288,0	7111,7	5291,7
- удельный, млн. долл.	8,7	10,5	5,7
Индекс доходности	1,44	1,58	1,27

* при цене нефти 40 долл./барр

Оценка вариантов добычи нефти. Доходы рассчитывались для цены 40 и 60 долл/барр. При цене более 40 долл/барр все варианты имеют достаточно высокие экономические характеристики.

Экономическая оценка вариантов освоения ресурсов газа осуществлена для цены 160 долл/тыс.м3 (примерный уровень экспортных цен 2005-2006гг.) и 240 (перспективный уровень цен). Чистый доход от добычи газа в регионе существенно определяется возможностями Штокмановского месторождения в Баренцевом море.

При цене 240 долл./тыс.м3 инвестиционная привлекательность разработки газовых месторождений приемлема и чистый доход составляет 2,3 млрд. долл. при индексе доходности 1,29.

Резюмируя приведенные в данном разделе расчеты следует отметить высокий потенциал СЗФО, который определяется относительно низкой выработанностью НСР при выгодном географическом положения сбыта продукции. Экономическая эффективность по основным нефтегазодобывающим и перерабатывающим проектам выше среднеотраслевой и это притом, что принятый горизонт расчета (15 лет) является далеко не предельным для разработки месторождений региона. Кроме того реализация Программных мероприятий окажет существенное влияние на развитие интеграционных процессов и экономику сопряженных отраслей, мультипликативный эффект от реализации программы составит более 130 млрд. долл.

В седьмой заключительной главе: «Формирование лицензионной политики реализующей стратегические приоритеты воспроизводства запасов и освоения ресурсов нефти и газа» на основе анализа проблемы обоснованы направления развития региональной лицензионной политики и программы геологоразведочных работ на лицензионных участках, предложена долгосрочная программа лицензирования недр обеспечивающая инвестиционную привлекательность ГРР в регионе.

Лицензирование в современных условиях - это базовый компонент в изучении и освоении нераспределенного фонда недр. От него зависит, в первую очередь, последовательность и своевременность воспроизводство запасов и объем инвестиций. Современный уровень методических разработок по подготовке программ лицензирования вряд ли можно назвать удовлетворительным. Большая часть предложений базируется либо на локальных интересах органов управляющих недропользованием, либо заинтересованных компаний. Основным и реализуемым - является принцип заявочного интереса компаний, либо получения лицензии с целями не проведения геологоразведочных работ, а увеличения капитализации, либо привлечения третьих лиц. Долгосрочные и научно-обоснованные интересы государства в большинстве случаев не учитываются или не определены.

В качестве первоочередного критерия можно предложить, например, такой, как лицензирование с целью геологического изучения участков и объектов, обеспечивающее ту или иную обоснованную модель воспроизводства запасов углеводородов, которая, в свою очередь, определена стратегией развития территории и ТЭК региона и страны. Такие принципы и методические приемы разработаны во ВНИГРИ (Прищепа О.М. и др., 2003, 2004, 2005 гг.).

Одним из наиболее дискуссионных вопросов является вопрос о детальности (глубине) изучения того или иного объекта или участка. Удельные затраты (по материалам геолого-экономической оценки ресурсов Тимано-Печорской провинции (Прищепа О.М., Григорьев Г.А., 2003 г.) на подготовку 1 тонны запасов нефти варьируют для объектов с величиной запасов 10-30 млн.т от 1,5 до 3 долл./т (по Республике Коми) и от 2,5 до 5 долл./т (по Ненецкому АО). Для следующего класса крупности (3-10 млн.т) они, соответственно, составляют 2 - 7 и 4 - 8 долл./т. Для объектов следующего класса (1-3 млн.т) они варьируют от 5 до 10 (по РК) и 6-20 долл./т, а при величине запасов 0,3 -1 млн. т. на подготовку запасов уже должно быть потрачено не менее 12-15 долл. в Республике Коми и 16-20 долл. в Ненецком АО

Практически все запасы объектов менее 0,3 млн.т (за редким исключением высокодебитных и месторождений-спутников на небольшой глубине) не могут быть оценены как эффективные для дальнейшего освоения, а затраты на их подготовку чаще всего превышают себестоимость продукции. При этом распределение ресурсов по классам приблизительно равномерное, а количество объектов при переходе к более мелкому классу увеличивается в 3-5 раз. О таком распределении свидетельствуют статистические данные по бассейнам как бывшего СССР, так и мира в целом. В «богатых» бассейнах суммарный объем ресурсов смещается в крупные классы, и, наоборот, в «бедных» - в сторону мелких и мельчайших.

Тимано-Печорский бассейн может быть отнесен к средним как по богатству недр, так и по изученности. Распределение прогнозных ресурсов по классам крупности показывает, что только в наиболее богатых районах (в четырех из 16 перспективных на нефть в НАО и в двух из 23 в Республике Коми) и нефтегазоносных комплексах ожидается открытие самостоятельных залежей нефти с извлекаемыми запасами более 10 млн.т. В остальных 5 нефтегазоносных районах НАО и в трех в РК не ожидается выявление запасов залежей крупнее 3 млн.т.

В целом с учетом совмещенности залежей в плане и моделирования их распределения по фазовому составу можно говорить, что в пределах ТПП ожидается открытие не более чем 10 месторождений с запасами превышающими 30 млн.т у.т., количество месторождений с запасами более 10 млн.т не превысит 30), а в большинстве районов максимальные размеры новых открытий не превысят 3-5 млн.т.

Соответственно вышесказанному построена стратегия проведения геологоразведочных работ. На каждом участке прогнозируется распределение возможных открытий по крупности, глубине и по условиям дальнейшего освоения (на основании результатов геолого-экономической оценки) и определяется последовательность работ (сейсморазведочных, а затем буровых) до уровня выхода на критические (в экономическом смысле) объекты. При этом предполагается, что объем сейсморазведочных исследований должен позволить выявить и оценить (размеры, амплитуду и т.д.) большую часть перспективных объектов участка, а бурение должно быть поставлено только на возможно эффективные для проведения ГРР и дальнейшего освоения (Белонин М.Д., Прищепа О.М. 2003, 2004., Назаров В.И., 2002, 2003., Сирык С.И., Боровинских А.П., 2004,).

С учетом этих рекомендаций, а также на основании обобщения опыта составления лицензионных программ можно говорить о следующих требованиях к выделению лицензионных участков:

1. Перспективные участки и объекты в пределах района исследований следует выделять на территории нераспределенного фонда недр с учетом современного состояния лицензирования в регионе.

2. В зависимости от степени изученности (освоенности) перспективные участки (ПУ) могут содержать подготовленные к бурению, выявленные сейсморазведкой, выведенные из бурения, а также территории с оцененными прогнозными ресурсами категорий Д1 и Д2.

3. В качестве базового элемента при дифференциации участков, рассматриваемых в качестве претендентов для определения очередности лицензирования должна приниматься оценка локальных объектов (подготовленных к бурению и выявленных сейсморазведкой) и оценка прогнозных ресурсов.

4. Ранжирование участков следует производить как по ресурсной базе, так и на основе геолого-экономической оценки перспективных объектов и прогнозных ресурсов участка.

5. При выделении лицензионных участков в пределах региона необходимо достижение их равноценности по экономической значимости, равноценность участков по их экономической значимости может достигаться за счет вариации размеров участков. Желательно, чтобы соотношение размеров различных лицензионных участков не превышало двукратной величины.

6. В пределах каждого участка должно быть, как правило, не менее 3-5 локальных структур. В расчете на выявление 1-2 месторождений это требование предопределяет оптимальную площадь участка в размере 200-300 км2 для хорошо изученных территорий, и для слабоизученных (прежде всего акваторий) этот размер может быть увеличен до 500-1000 км2.

7. При выделении лицензионных участков необходимо стремиться к тому, чтобы они имели правильные геометрические формы - квадраты, прямоугольники, трапеции и пр., что облегчит их строгую пространственную привязку и выполнение разного рода расчетов.

8. Требование соблюдения геологической однородности диктует необходимость того, что каждый выделяемый участок не должен разделять разнотипные структурно-фациальные зоны, а находиться внутри них и быть однородным по общему геологическому строению и условиям нефтегазоносности.

9. Контуры участков при достаточно хорошей изученности района должны проводиться по середине между месторождениями или перспективными локальными объектами, а в случаях, когда положение их неизвестно - на удалении от центральной части участка, кратном расстоянию между локальными объектами, характерными для данной (зоны).

Основные предложения по совершенствованию системы лицензирования сводятся к распределению ответственности между Федеральным правительством, регионами и добывающими компаниями по изучению государственного фонда недр и воспроизводству запасов нефти и природного газа.

Данная система должна обеспечить определение приоритетов и опережающий выход государства на новые перспективные направления ГРР, совместное финансирование геологических исследований и разделение рисков бюджета и недропользователей, ограничение работ на экологически или социально - экономически уязвимых территориях и акваториях, а также стратегическое сдерживание (по конъюнктурным или политическим соображениям и, наконец, мониторинг лицензирования предыдущих этапов для принятия текущих организационных решений.

Все вышеперечисленные приоритеты должны обеспечивать интересы региона, прежде всего - за счет привлечения инвестиций, увеличения бюджетной составляющей области, формирования новых рабочих мест в добывающей промышленности и геологоразведочном производстве включая малый и средний бизнес.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Результаты исследований и их практическая реализация представляют собой решение крупной народнохозяйственной проблемы по обоснованию методологических основ формирования программ воспроизводства запасов нефти и газа в современных условиях и проведения лицензионной политики с целью организации рационального недропользования региона. Проведенные исследования позволяют сделать следующие выводы и рекомендации:

1. Разработанная геолого-экономическая модель изучения перспектив нефтегазоносности Северо-Западного региона позволяет на современном этапе решать задачи обеспечения подготовки сырьевой базой углеводородов в соответствии с изученностью и потенциалом региона.

2. Предложенные методологические принципы и методы выделения зон нефтегазонакопления (ЗНГН), отвечают условию выбора генетически и морфологически однотипных объектов поисковых работ на нефть и газ и позволяют формировать целенаправленные (в пределах (мега-) комплексов) и эффективные программы геологического изучения нефтегазоперспективных земель.

3. Выполненная оценка ресурсного потенциала выявленных и перспективных зон нефтегазонакопления позволила существенно переоценить как отдельные нефтегазоносные комплексы, так и дифференцировать перспективные земли нераспределенного фонда недр СЗ региона.

4. Предложенная усовершенствованная методология оценки эффективности и экономической целесообразности геологоразведочных работ всех стадий на перспективных объектах обеспечивает оптимизацию методики проведения региональных и поисковых геологоразведочных работ и определению рационального уровня их детальности как для региона, так и компании.

5. Разработанный модельно-методологический комплекс изучения и освоения потенциала региона, включающий моделирование сценариев воспроизводства запасов (зависящее от уровней обеспеченности и востребованности), прогноз добычи нефти и газа при различных вариантах ввода месторождений в освоение по распределенному и нераспределенному фонду недр позволил разработать сценарные условия развития ТЭКа в Северо-Западном регионе России.

6. Модель сбалансированного воспроизводства запасов позволила выработать количественные параметры, характеризующие эффективность геологического изучения перспективных участков, обосновать приоритетные направления лицензирования недр и механизм их лицензирования.

7. Усовершенствованная методология оценки эффективности региональных, и поисково-разведочных работ на нефть и газ позволяющая научно обосновать экономическую целесообразность геологоразведочных работ любой стадии и необходимую степень их детальности.

8. Предложенные методические приемы и схема оптимизации регионально-зональных работ на нефть и газ для объектов различных масштабов и изученности может быть применена в других бассейнах и на ранних стадиях изучения позволяет рационально использовать бюджетные средства для проведения ГРР.

9. Разработаны принципы формирования программ лицензирования, отвечающих моделям воспроизводства запасов углеводородов и учитывающих изученность и конъюнктуру.

10. Разработанные научные подходы создания стратегии недропользования позволили сформировать Программу воспроизводства запасов нефти и газа и лицензирования недр Северо-Западного региона, обеспечивающей достижение заданных уровней добычи и высокую геолого-экономическую эффективность освоения ресурсов нефти и газа региона.

11. На основе разработанных методических приемов выполнена геолого-экономическая оценка прогнозных и локализованных ресурсов УВ, а также районирование Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции с целью обоснования приоритетных направления лицензирования и размещения объемов геологоразведочных работ.

12. Разработанные на примере Северо-западного региона методологические подходы к вопросам воспроизводства запасов в современных условиях могут быть широко применены в других регионах, а отдельные части методологии могут быть использованы как методические рекомендации при разработке программ геологического изучения и программ лицензирования.

13. Усовершенствованы теоретические основы и предложен механизм государственного участия в ГРР и регулирования лицензионной деятельности, разработаны организационные подходы к процессу лицензирования недропользования в условиях реформирования нормативно-правовой базы, предложены механизмы адаптации лицензионной политики и системы налогообложения к современным условиям недропользования.

14. Научно обоснованы рекомендации и контрольные цифры освоения нефтегазовых ресурсов регионов северо-запада России, включая Республику Коми, Калининградскую область, Ненецкий автономный округ, а также шельфы Баренцева (Печорского) морей.

Основные работы, опубликованные по теме диссертации

Монографии:

1. Нефтегазовый потенциал и геолого-экономические показатели подготовки и освоения углеводородного сырья в Тимано-Печорской провинции. - СПб., 1995. - 98 с. (Соавторы: Л.З.Аминов, М.Д.Белонин, В.И.Богацкий и др.).

2. Нефтеперспективные объекты Республики Коми (геолого-экономический анализ).- Ухта, ТП НИЦ, 1999.-384с. (Соавторы: Л.З.Аминов, М.Д.Белонин, А.П.Боровинских и др.).

3. Методология и практика геолого-экономической оценки краевых систем древних платформ (на примере Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции) - СПб., 2000.- 311 с. (Соавторы: Л.З.Аминов, М.Д.Белонин, В.И.Богацкий, и др.).

4. Докембрий Восточно-Европейской платформы: геология и нефтегазоносность.- СПб., 2002.- 391 с. (Соавторы: Р.Е.Айсберг, Н.В.Аксаментова, М.Д.Белонин и др.).

5. Тимано-Печорская провинция: геологическое строение, нефтегазоносность и перспективы освоения.- СПб.: Недра, 2004. - 396с. (Соавторы: М.Д.Белонин, Е.Л.Теплов, Г.Ф.Буданов, С.А.Данилевский).

6. Сырьевая база углеводородного сырья и его прогноз. Нетрадиционные источники углеводородного сырья - СПб.: Недра, 2004. -236 с. (Соавторы: М.Д.Белонин, Ю.Н.Григоренко).

7. Основные положения Программы комплексного освоения ресурсов углеводородного сырья Северо-Западного региона России до 2020г.- СПб.: ВНИГРИ, 2005.- 116с. (Соавтор М.Д.Белонин).

8. Методология и практика воспроизводства запасов нефти и газа (Северо-Западный регион) в современных условиях - СПб.: Недра, 2005.- 492с.

Статьи, доклады, разделы сборников, тезисы докладов:

9. Особенности геологического строения и выбор приоритетных направлений геологоразведочных работ на нефть и газ в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции //Актуальные проблемы нефтегазовой геологии - Л.: Недра, 1991.- С. 215-223. (Соавторы: Г.Ф.Буданов, А.С.Головань, Л.Г.Каретников, Н.М.Невская, А.А.Султанаев, Б.А.Яралов).

10. О тектонической приуроченности локальных поднятий в платформенном чехле // Геотектоника N 3.- 1991, С. 117-120 (Соавтор А.А.Отмас)

11. Методы прогнозирования зон выклинивания и неантиклинальных ловушек в терригенных отложениях нефтегазоносных бассейнов (на примере Тимано-Печорской провинции // Актуальные проблемы нефтегазовой геологии - Л., НЕДРА, 1991.- С.151-159 (Соавторы: Г.Ф.Буданов, Н.С.Окнова, В.Г.Должанский и др.).

12. Геолого-экономическая оценка перспективных ресурсов нефти и газа Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции // Проблемы экономики минерального сырья Северо-Востока Европейской части СССР. Труды Коми научного центра УрО АН СССР, вып. 124.- Сыктывкар,1991.- С.28-34. (Соавторы: Л.Г.Каретников, Г.П.Сверчков).

13. Зависимость размещения и параметров поднятий Тимано-Печорской провинции от величины региональных уклонов // Научно-технические достижения и передовой опыт в области геологии и разведки недр. Информационный сборник. МГП "Геоинформарк", вып. 7 - М.: 1992.- С. 3 - 7. (Соавтор А.А.Отмас).

14. Анализ результатов геолого-экономической оценки локализованных ресурсов нефти Тимано-Печорской провинции // Поиски, разведка и добыча нефти и газа в Тимано-Печорском бассейне и Баренцевом море. Доклады II Международной конференции. 24-28. 06. 1996, том 2, СПб., 1996.- С. 143-149 (Соавтор А.А.Отмас).

15. Компьютерная технология анализа и экономической оценки инвестиционных проектов (программная система INVESTOR) // Минеральные ресурсы России, N 6, 1997.- С. 51-52 (Соавтор Г.А.Григорьев А.А.Отмас).

16. Тектонические показатели нефтегазоносности Севера Восточно-Европейской платформы (в исследованиях отдела Северо-Западных территорий Европейской части РФ) // Нефтегазовая геология на рубеже веков. Прогноз, поиски, разведка и освоение месторождений. Доклады Юбилейной конференции ВНИГРИ в трех томах. СПб., 1999. - Том 2, С.229-233.(Соавторы: Г.Ф. Буданов, В.Н.Макаревич и др.).

17. Геолого-экономические условия освоения перспективных объектов Тимано-Печорской провинции // Нефтегазовая геология на рубеже веков. Прогноз, поиски, разведка и освоение месторождений. Доклады Юбилейной конференции ВНИГРИ в трех томах. СПб., 1999.- Том 3, С.255-264. (Соавторы: Г.А.Григорьев, А.А.Отмас, В.И.Богацкий, Ю.А.Панкратов, В.А.Безрук).

18. Итоги и перспективы научных исследований в области изучения геологии и нефтегазоносности Тимано-Печорской // История и нефтегеологические исследования ВНИГРИ (1929-1999). Доклады Юбилейной конференции ВНИГРИ в трех томах. СПб., 1999. - С.159-164 (Соавторы: М.Д.Белонин, В.Н.Макаревич, Г.Ф.Буданов и др.).

19. Типы месторождений и их прогноз на шельфах Баренцева и Карского морей //Перспективы развития и освоения топливно-энергетической базы Северо-Западного экономического района Российской Федерации. Доклады Второй Международной Конференции. СПб., 2000.- С.70-76 (Соавтор Ю.Н.Гололобов).

20. Минерально-сырьевая база Республики Коми // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. Специальный выпуск. Июль 2000 г., - С.11-21 (Соавторы: В.И.Гайдееек, Ю.А.Панкратов).

21. ТЭК Северо-Западного федерального округа Российской Федерации // Доклады Всероссийского съезда геологов и научно-практической геологической конференции, посвященных 300-летию горно-геологической службы "Геологическая служба и минерально-сырьевая база России на пороге XXI века". Секция "Состояние и перспективы развития сырьевой базы углеводородов". СПб, 2000. - С.5-47 (Соавтор М.Д.Белонин).

22. Ресурсная база углеводородов Северо-Западного Федерального округа как основа развития ТЭК // Материалы Международного Форума "Топливно-энегетический комплекс России: Региональные аспекты" Санкт-Петербург, 2-5 апреля, 2002г. СПб., 2002.- С.32-37. (Соавторы: М.Д.Белонин, А.А.Отмас).

23. Результаты геолого-экономической оценки нефтеперспективных объектов нераспределенного фонда недр Ненецкого автономного округа // Сборник статей Третьей Международной Конференции "Теория и практика геолого-экономической оценки нефтегазовых объектов. Оценка инвестиционной привлекательности объектов лицензирования" Санкт-Петербург, 24-28 июля 2002г., СПб.: Недра, 2003.- С.70-85 (Соавторы: Г.А.Григорьев, А.А.Отмас).

24. Стратегия освоения сырьевой базы углеводородов Северо-Западного региона России // Сборник докладов ФОРУМА "Топливно-энергетический комплекс России: Региональные аспекты", Материалы Конференции "Инвестиционные проекты ТЭК. Состояние и перспективы отрасли в странах СНГ" Санкт-Петербург, 8-11 апреля 2003г. СПб., 2003.- С.37- 39 (Соавторы: М.Д.Белонин, А.П.Боровинских, А.В.Гетман).

25. Обеспеченность ресурсами нефти развития трубопроводного транспорта в северо-западном регионе России // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. Выпуск 4, 2003. - С. 23-29 (Соавторы: М.Д.Белонин, Р.Р.Мурзин).

26. Перспективы освоения сырьевой базы нефти Северо-Западного федерального округа // Нефтегазовая вертикаль, № 17 (99), ноябрь 2003.- С. 35-40. (Соавтор М.Д.Белонин).

27. Экономические аспекты освоения ресурсов нефти в пределах шельфовой зоны Тимано-Печорской провинции. //Сборник докладов Международной научно-практической конференции “Настоящее и будущее сырьевой базы морской нефтегазовой промышленности России". СПб., Из-во Недра, 2004.- C. 62-74. (Соавторы: Г.А.Григорьев, А.А.Отмас).

28. Воспроизводство запасов СЗФО. Региональный аспект //Нефтегазовая вертикаль, 2004, №4. С. 41-46.(Соавтор М.Д.Белонин).

29. Ресурсная база и сценарий развития ТЭК // Нефтегазовая вертикаль, 2004, № 4. С. 36-40. (Соавтор М.Д.Белонин).

30. Ресурсная база нефти и газа Северо-Западного региона России и перспективы ее освоения // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. 2004, Выпуск 3, С. 17-22 (Соавтор М.Д.Белонин).

31. Прирастет ли богатство России Северо-Западом? Проблемы создания Государственной программы комплексного освоения и воспроизводства запасов и ресурсов углеводородов // Нефть России, 2004, № 7, С. 105-108 (начало) и № 8, С.111-115 (окончание) (Соавтор М.Д.Белонин).

32. Сырьевая база нефти и газа северо-западного региона России //Сырьевая база углеводородного сырья и его прогноз. Нетрадиционные источники углеводородного сырья" СПб.: Недра, 2004.- С. 43-52 (Соавторы: М.Д.Белонин А.В.Куранов).

33. Воспроизводство запасов нефти и газа как неотъемлемая часть программы комплексного изучения и освоения северо-западного региона России на 2004-2020гг. // Сырьевая база углеводородного сырья и его прогноз. Нетрадиционные источники углеводородного сырья. СПб.: Недра, 2004. - С. 61-72 (Соавтор М.Д.Белонин).

34. Обеспеченность ресурсной базой углеводородов развития трубопроводного транспорта в пределах северо-западного региона России // Сырьевая база углеводородного сырья и его прогноз. Нетрадиционные источники углеводородного сырья. - СПб.: Недра, 2004.- С.73-83 (Соавторы: М.Д.Белонин, Ю.В.Подольский).