ВЕСТНИК ПЕРМСКОГО УНИВЕРСИТЕТА
2008 Геология Вып. 10 (26)
УДК 553.982.2.04
Опыт применения новой классификации запасов нефти и газа при переоценке запасов мелких нефтяных месторождений нераспределенного фонда недр Пермского края и Кировской области
В. И. Набиуллина, В. Г. Звездина, А. Г. Субботинь, С. И. Субботинаь
а Пермский государственный университет, 614990, Пермь, ул. Букирева, 15.
E-mail: [email protected]
b ОАО «КамНИИКИГС», 614016, Пермь, ул. Краснофлотская, 15. E-mail: [email protected]
Рассмотрены методические приемы и результаты переоценки запасов нефти и растворенного газа в 16 залежах 9 мелких месторождений нераспределенного фонда недр Пермского края и Кировской области. Переквалификация запасов выполнена с учетом требований новой классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и газа, предусматривающей геолого-экономическую оценку изученных залежей.
Ключевые слова: запасы нефти, классификация запасов, Пермский край, Кировская область.
Переоценка категорий и выделение групп рождениям нефти и газа нераспределённого
запасов нефти и горючих газов месторожде- фонда недр Пермской и Кировской областей;
ний и залежей нераспределенного фонда недр 2) анализ достоверности запасов, учтенных
проводятся в рамках реализации приказа МПР Государственным балансом запасов полезных
России № 298 от 01.11.2005 г. «Об утвержде- ископаемых по этим месторождениям; 3) кри-
нии Классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и газа» [7]. Согласно новой классификации (рис. 1), запасы нефти по их промышленной значимости и экономической эффективности освоения делятся на две группы: промышленно значимые и непромышленные, а промышленно значимые запасы - на четыре категории по степени промышленного освоения и геологической изученности: достоверные (категория А), установленные (категория В), оцененные (категория С1) и предполагаемые (категория С2).
Авторами по договору ФГУДП КамНИИКИГС с ФГУП ВНИГРИ выполнены пересчет и переквалификация запасов нефти и растворенного газа в 16 залежах 9 месторождений нераспределенного фонда недр Пермского края и Кировской области с учетом требований новой классификации, предусматривающей геолого-экономическую оценку изученных залежей.
Основными задачами исследования являлись: 1) анализ и обобщение геолого-геофизи-ческой информации по девяти мелким место-
Рис. 1. Схема новой классификации запасов нефти и газа
тический анализ параметров, использованных при первоначальном подсчете запасов нефти и газа; 4) формирование исходной информационно-нормативной базы для проведения расчетов по переоценке запасов изученных
© В. И. Набиуллин, В. Г. Звездин, А. Г. Субботин, С. И. Субботина, 2008
20
нефтяных месторождений; 5) оценка площадей и объемов залежей в соответствии с категориями новой классификации запасов; 6) создание технологических моделей разработки оцениваемых залежей нефти и газа; 7) расчет инвестиций в разведку и разработку отобранных для переоценки месторождений нефти и газа; 8) определение эксплуатационных затрат на освоение изученных залежей нефти и газа; 9) расчеты технико-экономических показателей промышленного освоения залежей; 10) переоценка запасов нефти и горючих газов в девяти мелких месторождениях нераспределенного фонда недр Пермской и Кировской областей.
Переоценка запасов проведена в соответствии с методическими рекомендации по применению классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и газов, которые утверждены приказом МПР России № 23-р от 5.04. 2007 г. [9].
Геолого-экономическая оценка месторождений полезных ископаемых является, как известно, комплексной и состоит из трех основных частей - геологической, горно-технологической и экономической.
Геологическая оценка предполагает создание геологической модели месторождения, а также определение запасов полезного ископаемого в недрах, основанное на этой модели и выполненное по результатам геологоразведочных работ. Подсчитанные геологические запасы характеризуют количество и качество полезного ископаемого в недрах и определяют природную ценность месторождения.
В данной работе в основу геологической оценки запасов нефтяных залежей положены геолого-промысловые модели объектов, составленные при первоначальных подсчетах запасов по результатам геологоразведочных работ. Для этого использовались как графические материалы (подсчетные планы и карты, геологические разрезы, карты эффективных нефтенасыщенных толщин), так и обобщенные сведения о геологическом строении месторождений, методике проведенных работ и основных параметрах оцениваемых объектов. Информационно-нормативная база подготовлена в виде описания объемов и результатов выполненных работ, характеристики геологического строения залежей, физико-химических свойств флюидов, литолого-петрографи-ческого описания коллекторов, результатов испытания пластов, промысловых исследова-
ний и первоначальных подсчетов запасов нефти и газа. В ходе подготовки выполнена оценка достоверности оконтуривания вмещающих нефтеносных структур (ловушек), собраны, проанализированы и подготовлены к пересчету структурные карты и карты эффективных нефтенасыщенных толщин, позволившие сформировать цифровые геолого-технологи-ческие модели исследуемых залежей и пересчитать их запасы по новой классификации. Кроме того, анализировались материалы государственной геологической экспертизы подсчета запасов изученных объектов.
Анализ геолого-геофизической и промысловой информации о месторождениях показал недостаточно полную геологическую изученность залежей. Почти все месторождения после оперативного подсчета запасов и их утверждения в ЦКЗ Миннефтепрома СССР были законсервированы, а геологоразведочные работы прекращены. Месторождения характеризуются разной степенью достоверности оцененных запасов нефти и очень небольшой величиной запасов категорий В+С1.
В основу технологических моделей разработки изученных залежей нефти и газа положен упрощенный подход к формированию технологических показателей, моделирующих динамику режима освоения объектов и позволяющих достаточно надежно определять основные параметры разработки. Для определения технологических показателей разработки нефтяных залежей использовались имитационные модели, основанные на эмпирических зависимостях показателей разработки от задаваемых геолого-промысловых параметров объектов: извлекаемых запасов нефти, площади нефтяной залежи, средней глубины скважин, ожидаемого начального дебита нефти в скважинах, газового фактора, вязкости и плотности нефти, переводного коэффициента, числа продуктивных скважин, переходящих из разведки.
Расчеты выполнялись по нескольким вариантам, которые отличались размерами сетки эксплуатационных скважин, соотношением добывающих и нагнетательных скважин, начальными дебитами нефти и жидкости, критической обводненностью продукции скважин, темпом отбора нефти, сроками разработки залежи. Общее количество оцененных вариантов по каждой залежи изменялось от 4 до
10. Основные результирующие показатели,
характеризующие технологию разработки нефтяных залежей и используемые на последующих этапах экономической оценки, включали дебит эксплуатационных скважин по нефти и жидкости, объем добычи нефти, жидкости и растворенного газа в динамике (годовую и накопленную добычу), динамику ввода добывающих и нагнетательных скважин, изменение фонда этих скважин по годам, объем эксплуатационного бурения в динамике, годовую и накопленную закачку жидкости в пласт, обводненность продукции.
В ходе выполнения технологической части работы использовались данные о месторождениях и залежах-аналогах, которые расположены в сходных геолого-тектонических условиях и при разработке которых применялись аналогичные системы и технологические схемы освоения. При этом решение вопросов технологической части было ориентировано на наиболее полное и экономически целесообразное извлечение из недр запасов нефти и растворенного газа.
Экономическая составляющая проведенного исследования заключалась в определении технико-экономических показателей возможного промышленного освоения каждой изученной залежи для принятой технологической схемы ее разработки. В качестве методического обеспечения использовались нормативные документы [7-9, 12, 13], а также опубликованные источники [2-6, 11, 14].
Предстоящие затраты на полное освоение переоцененных запасов включали три группы расходов: 1) затраты на геологоразведочные работы по переводу запасов категории С2 в категорию С1; 2) капитальные вложения в разработку объекта; 3) эксплуатационные расходы. При этом залежи отдельных продуктивных пластов рассматривались как самостоятельные объекты разработки, а в качестве источника финансирования предполагалось использовать средства недропользователей.
Расчеты технико-экономических показателей базировались на величине извлекаемых запасов нефти и растворенного газа по сумме категорий В+С1+С2, причем запасы категории С2 учтены с понижающим коэффициентом 0.78, значение которого соответствует среднему показателю подтверждаемости запасов категории С2 по Пермскому краю [1, 6]. Все показатели рассчитывались в динамике по годам и за весь период промышленного освоения залежей по специальной программе, со-
ставленной С.И. Субботиной под Microsoft Office Excel 2003. Программное обеспечение в среде Excel создано c использованием версии для приложений Applications Edition системы программирования Visual Basic. Выбор среды разработки обусловлен широкими возможностями вычислительной обработки данных (арсенала средств программирования, рационального размещения, группировки, преобразования, графического представления).
Предстоящие затраты на геологоразведочные работы для уточнения границ залежей и ВНК, а также для перевода запасов из категории С2 в категорию С1 включают затраты на доразведку и оценку локальных объектов с учетом природоохранных мероприятий. В данной работе в состав геологоразведочных работ включены только затраты на проведение сейсморазведки методом МОВ ОГТ в трехмерном варианте 3D, так как задачи до-разведки изученных объектов предполагалось решать с помощью не разведочного, а эксплуатационного бурения, сопровождаемого комплексом соответствующих геолого-геофи-зических исследований продуктивных залежей. Поэтому проведение сейсморазведки 3D на площади переоцененных запасов планировалось для выбора мест заложения эксплуатационных скважин.
Объемы капитальных вложений в разработку залежей нефти определены с помощью укрупненных показателей базисной стоимости строительства объектов и сооружений при освоении нефтяных месторождений [13].
Капитальные затраты, входящие в фонды промышленного назначения, включают расходы на проведение следующих основных видов работ: 1) строительство эксплуатационных скважин; 2) приобретение оборудования, не входящего в сметы строек; 3) непроизводственное строительство; 4) нефтепромысловое строительство, которое включает следующие направления обустройства нефтяных скважин: а) сбор и транспортировка продукции нефтяных скважин; б) подготовка нефти и газа; в) поддержание пластового давления; г) электроснабжение объектов нефтепромыслового обустройства; д) автоматизация, телемеханизация и связь; е) материально-техническое и ремонтное обеспечение объектов нефтепромыслового обустройства; ж) строительство промысловых автодорог; з) строительство прочих объектов.
К фондам непромышленного назначения
отнесены: разовая плата за пользование недрами (бонус), плата за пользование геологической информацией, полученной за счет государственных средств, лицензионный сбор за участие в аукционе и сбор за выдачу лицензии. Размеры этих платежей определены по фактическим данным проведения аукционов в Управлении по недропользованию Пермьнедра в 2007 г. Величина оборотного капитала принята в размере двухмесячных эксплуатационных затрат (или 16,7 % от годовых затрат).
Эксплуатационные затраты на добычу нефти и растворенного газа включают: 1) текущие затраты, связанные с технологическими процессами извлечения нефти и газа из скважин, транспортировкой и подготовкой нефти; 2) амортизационные отчисления; 3) налоги и платежи, входящие в себестоимость добытой нефти.
Структура текущих затрат соответствует стандартной структуре калькуляции себестоимости товарной продукции, которая согласно регламенту РД 153 -39-007-96 [12] включает следующие основные статьи расходов: 1) затраты энергии на механизированную добычу жидкости, 2) расходы по искусственному воздействию на пласт, 3) затраты на сбор и транспортировку нефти, 4) расходы на заработную плату производственных рабочих, 5) расходы по технологической подготовке нефти, 6) затраты на транспортировку подготовленной нефти, 7) затраты на содержание и эксплуатацию оборудования, 8) затраты на капитальный ремонт добывающих скважин, 9) общепроизводственные расходы на управление производством, 10) цеховые расходы, 11) прочие (неучтенные) затраты.
Амортизация скважин и прочих производственных фондов рассчитывалась по действующим нормативам в размере 6. 67 % на реновацию скважин и 8.33 % на реновацию прочих производственных фондов (объектов обустройства). Расчет налогов, входящих в состав себестоимости продукции, а также налогов по результатам финансовой деятельности предприятия выполнен согласно действующему Налоговому кодексу Российской Федерации. Все расчеты выполнены в ценах по состоянию на 1.10.2007 г. при условии реализации 40 % добытой нефти на внешнем рынке, 60 % добытой нефти и 100 % добытого попутного газа -
на внутреннем рынке.
Цена реализации нефти на внешнем рынке принята на уровне 61 доллар США за баррель при курсе доллара США 26 р./дол., что соответствует рублевому курсу доллара, заложенному в госбюджете на 2007 г. Пересчет цены на тоннаж нефти и рублевый курс доллара осуществлялся по формуле
Ц
Ц$/бар.Х KpJ%
р. / т
0,159
(1)
з X Р з
м / бар. ' т / м
где Цр./т и Ц$/бар. - цена нефти в р./т и $/баррель; Кр/$ - курс доллара США; 0.159 м3/ бар. - объем одного барреля в м3; р т / м3 - плотность нефти в т/м3. При плотности нефти, например, 0.850 т/м3 цена реализации составит 11735 р./т.
Цена нефти на внутреннем рынке принята на уровне 70 % от экспортной цены, т.е. 42.7 $/баррель, что при плотности нефти, например, 0.850 т/м3 составит 6961 р./т без НДС и 8215 р./т с учетом НДС. Цена попутного газа на внутреннем рынке принята на уровне 720 р./тыс. м3 без НДС и 850 р./тыс. м3 с учетом НДС.
Экономическая эффективность промышленного освоения залежей определялась по следующим критериям (экономическим показателям), которые соответствуют требованиям Российских государственных органов и общепринятой мировой практике [2, 4, 5, 14]:
1) по чистой дисконтированной прибыли ЧДП (или Net Present Value NPV) за весь период отработки залежей при ставке дисконтирования 10 %, т.е. по величине прибыли от реализации нефти, уменьшенной на величину капитальных вложений, направляемых на освоение;
2) по индексу прибыльности ИП (или Profitability Index PI), который характеризует экономическую отдачу вложенных средств и представляет собой не разность между дисконтированной прибылью и дисконтированными затратами (как в случае ЧДП), а их отношение;
3) по окупаемости инвестиций, которая определяется количеством лет, по истечении которых начальные отрицательные значения ЧДП полностью компенсируются последующими положительными ее значениями;
4) по внутренней норме прибыли ВНП (или Internal Rate of Return IRR), которая соответствует такой ставке дисконтирования,
при которой чистая дисконтированная прибыль ЧДП за расчетный срок становится равной нулю. Другими словами, критерий ВНП соответствует тому максимальному уровню капитальных затрат, при котором инвестиционный проект еще может быть экономически целесообразным, но выше которого он будет убыточным.
В качестве примера рассмотрим результаты переоценки запасов нефти и растворенного газа башкирской залежи на одном из нефтяных месторождений нераспределенного фонда недр Пермского края.
Изученное месторождение расположено в восточной части Бымско-Кунгурской впадины и приурочено к Восточно-Мечкинскому поднятию, которое подготовлено к глубокому поисковому бурению в 1984 г. сейсморазведкой методом МОВ по сакмарскому реперу ГКв в комплексе со структурным бурением. По поверхности репера ГКв подготовленная структура представляла собой брахиантикли-нальную складку меридионального простира-
ния размерами 6.25^2.0 км. В 1986-1990 гг. на подготовленной структуре проведено глубокое поисковое бурение, а в 1994 г. - разведочные работы.
Всего на месторождении пробурено пять скважин, в том числе две поисковые и три разведочные, но промышленные притоки нефти получены только в четырех скважинах (№ 200, 202, 205 и 238). Промышленно нефтеносными оказались отложения башкирского яруса (башкирский пласт Бш) и радаевского горизонта кожимского надгоризонта визейского яруса - радаевский (малиновский) пласт Мл.
Залежь пласта Бш находится в верхней части разреза башкирских отложений и вскрыта пятью скважинами (рис. 2). Залежь относится к массивному типу, ее размеры составляют 4,6*1,8 км, этаж нефтеносности - 18 м. Продуктивный пласт сложен 3-6 проницаемыми пропластками толщиной 0.6-2.0 м. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет 2.4 м, коэффициент песчанистости -
0.33, коэффициент расчлененности - 5.5.
Рис. 2. Подсчетный план и карта эффективной нефтенасыщенной толщины башкирского пласта Бш одного из мелких месторождений нераспределенного фонда недр Пермского края
Коллекторами являются пористые разно- притоки нефти. Водонефтяной контакт при-
сти известняков и доломитов. В трех скважи- нят на отметке минус 1413 м. Структурные
нах (№ 200, 202, 205), находящихся в контуре построения сомнений не вызывают. Закон-
нефтеносности, получены промышленные турные скважины № 238 и 201 оконтуривают
залежь с юга и запада
Башкирская залежь месторождения имеет высокую степень неоднородности коллектора. Коллекторские свойства изучены по керну и промыслово-геофизическим исследованиям. Среднее значение пористости по 47 анализам керна из трех скважин составило 13.6 %, а по геофизическим данным (8 определений в четырех скважинах) - 14.4 %. Проницаемость по 46 керновым определениям из трех скважин в среднем равна 0.124 мкм2. Нефтенасы-щенность по 46 керновым определениям из трех скважин составила 79.1 %.
Физико-химические свойства нефти и растворенного газа изучены по десяти глубинным и пяти поверхностным пробам из скважин № 200, 202, 205. Плотность нефти в стандартных условиях составила 0.881 г/см3, пере-счетный коэффициент равен 0.845, пластовый газовый фактор - 96 м3/т. Коэффициент извлечения нефти принят равным 0.25.
Подсчет запасов нефти и растворенного газа по залежи (первоначальный и при переоценке по новой классификации) выполнен объемным методом по формуле
= Б • И • Кп • Кн-р- Ь-ч, (2)
где QHи - извлекаемые запасы нефти, тыс. т; Б
- площадь нефтеносности, тыс. м2; И - эффективная нефтенасыщенная толщина, м; Кп - коэффициент пористости, доли ед.; Кн - коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.; р -плотность нефти в стандартных условиях; Ь -пересчетный коэффициент, доли ед.; Ц - коэффициент нефтеотдачи, доли ед.
Согласно первоначальному подсчету все запасы нефти на площади, ограниченной водонефтяным контактом и отнесенные к категории С1, составили: геологические 1442 тыс. т, извлекаемые 360 тыс. т, растворенного газа
- соответственно 138 и 35 млн. м3.
При переквалификации запасов с учетом требований новой классификации к категории В отнесены участки залежи в зоне дренирования скважин № 200 и 202 (рис. 2), в которых получены промышленные притоки нефти дебитом до 15.1 т/сут. Залежь в целом разведана и изучена в ходе бурения поисково-разведочных и структурных скважин. Фильтрационноемкостные свойства пород-коллекторов изучены по керну и результатам промысловогеофизических исследований скважин.
К категории С1 отнесены запасы нефти не-разбуренной части залежи, непосредственно
примыкающей к запасам категории В вокруг скважин № 200 и 202 на расстоянии, равном зоне возможного дренирования, т.е. 500 м. Кроме того, к категории С1 отнесены запасы залежи вокруг скважины № 205 до внешнего контура нефтеносности, так как при испытании этой скважины получен небольшой приток нефти (0.68 м3/сут).
К категории С2 отнесены участки залежи, не изученные бурением и примыкающие к площади запасов категории С1 в южной части структуры.
Площади нефтеносности различных категорий запасов определены с помощью программы Arc View 3.2a по карте эффективных нефтенасыщенных толщин (рис. 2). Суммарная площадь нефтеносности категории В по двум участкам вокруг скважин № 200 и 202 составила 500 тыс. м2, площадь запасов категории С1 - 4737 тыс. м2, а категории С2 - 2138 тыс. м2. Общая площадь нефтеносности пласта Бш составила 7375 тыс. м2.
Средние значения нефтенасыщенной толщины по категориям запасов определены с помощью карты эффективной нефтенасыщенной толщины как средневзвешенные по площади.
Запасы нефти, подсчитанные в соответствии с требованиями новой классификации, составили: по категории В геологические 196 тыс. т, извлекаемые 49 тыс. т, по категории С1
- соответственно 1008 и 252 тыс. т, по категории С2 - 296 и 74 тыс. т. Суммарные запасы по всем трем категориям составили: геологические 1500 тыс. т, извлекаемые 375 тыс. т.
Сопоставление геологических и извлекаемых запасов нефти и растворенного газа, подсчитанных на основе действующей и новой классификаций запасов, показало, что существенных изменений запасов нефти по сумме категорий В+С1+С2 практически не произошло, поскольку почти не изменились основные подсчетные параметры - площадь залежи, эффективная нефтенасыщенная толщина и нефтенасыщенный объем, а также все под-
счетные коэффициенты, характеризующие свойства коллекторов и нефти. Небольшое увеличение запасов нефти по сравнению с учтенными Госбалансом произошло вследствие увеличения эффективного нефтенасыщенного объема залежи на 697 тыс. м3 исключительно за счет увеличения среднего значения нефтенасыщенной толщины с 2.40 до 2.46 м.
Согласно новой классификации изученное месторождение по величине извлекаемых запасов нефти башкирской и радаевской (малиновской) залежей относится к группе очень мелких (менее 1 млн. т извлекаемых запасов).
Расчеты технико-экономических показателей промышленного освоения башкирской нефтяной залежи выполнены методом дисконтированных денежных потоков для сетки эксплуатационных скважин 600x600 м при
начальном дебите нефти добывающих скважин 15 т/сут. Для освоения залежи предлагается бурение 15 добывающих и 5 нагнетательных скважин. Характеристика основных технологических показателей данного варианта разработки залежи приведена в табл. 1, а значения экономических показателей по основным статьям доходной и расходной части суммарного денежного потока за весь период освоения залежи - в табл. 2.
Таблица 1. Основные технологические показатели оцененного варианта разработки башкирской залежи нефтяного месторождения
Го- ды раз- ра- бот- ки Добыча нефти, тыс. т Темп отбора нефти, % Выра- ботан- ность запасов нефти, % Коэф. извле- чения нефти, доли ед. Добыча жидкости, тыс. т Обводнен-ность продукции, % Закачка рабочих аген- 3 тов, тыс. м Добыча попутного газа, 3 тыс. м
годо- вая нако- плен- ная годо- вая нако- плен- ная годо- вая нако- плен- ная годо- вая нако- плен- ная
1 20.93 20.93 5.83 5.83 0.015 21.53 21.53 2.78 28.11 28.11 2.01 2.01
2 60.53 81.46 16.86 22.69 0.057 72.07 93.60 16.01 81.31 109.42 5.81 7.82
3 77.63 159.09 21.62 44.31 0.111 133.02 226.62 41.64 104.28 213.70 7.45 15.27
4 74.52 233.61 20.76 65.07 0.163 250.15 476.77 70.21 104.28 317.98 7.15 22.42
5 66.76 300.37 18.60 83.67 0.209 1243.20 1719.97 94.63 104.28 422.26 6.41 28.83
6 58.63 359.00 16.33 100.00 0.250 1465.75 3185.72 96.00 104.28 526.54 5.63 34.46
Таблица 2. Основные экономические показатели разработки башкирской залежи нефтяного месторождения за весь период освоения
№ п/п Показатель Единица измерения Значение
I. Капитальные вложения в производственные фонды
1 Бурение добывающих скважин средней глубиной 1594 м тыс. р. 132 917.30
2 Бурение нагнетательных скважин средней глубиной 1594 м 11 55 382.19
3 Капитальные вложения, не входящие в сметы строек 11 61 552.02
Капитальные вложения в строительство объектов нефтепромыслового обустройства
4 Сбор и транспорт продукции скважин тыс. р. 42 584.45
5 Подготовка нефти и газа и 3 017.25
6 Поддержание пластового давления и 14 126.25
7 Электроснабжение и 15 452.00
8 Строительство промысловых автодорог п 57 510.73
9 Строительство объектов автоматизации, телемеханизации и связи и 9 051.77
10 Материально-техническое и ремонтное обеспечение її 14 469.12
11 Непроизводственное строительство її 30 446.85
12 Строительство прочих объектов її 12 274.75
13 Строительство коммуникаций межпромыслового назначения її 123 675.50
14 Строительство объектов охраны окружающей среды її 28 623.00
15 Итого її 601 083.00
II. Капитальные вложения в непроизводственные фонды
16 Бонус (разовый платеж) її 16 731.00
Окончание табл. 2
№ п/п Показатель Единица измерения Значение
17 Сбор за участие в аукционе и выдачу лицензии тыс. р. 90.50
18 Плата за пользование геологической информацией о недрах п 71.00
19 Итого 99 168 921.50
20 Оборотный капитал 99 29 200.50
21 Общие капиталовложения 99 64 7176.2
III. Эксплуатационные затраты на добычу нефти и газа
22 Энергия на механизированную добычу жидкости 99 158 648.90
23 Сбор и транспортировка нефти 99 199 426.10
24 Технологическая подготовка нефти 99 220 133.30
25 Искусственное воздействие на пласт 99 28 222.56
26 Зарплата производственных рабочих 99 22 310.40
27 Содержание и эксплуатация оборудования 99 35 574.00
28 Ремонт скважин 99 45 234.00
29 Общепроизводственные расходы 99 147 730.80
30 Цеховые расходы 99 18 681.60
31 Транспорт нефти машинами 99 42 433.81
32 Транспорт нефти до границы 99 83 288.00
33 Итого 99 1 001 683.00
IV. Налоги, включенные в себестоимость продукции
34 Налог на добычу 99 554 758.90
35 Единый социальный налог 99 5 800.70
36 Страхование от несчастных случаев 99 111.55
37 Плата за землю 99 442.38
38 Итого налогов, включенных в себестоимость продукции 99 561 113.50
39 Итого текущих эксплуатационных затрат с налогами 99 1 562 797.00
40 Амортизация скважин 99 249 851.50
41 Амортизация прочих производственных фондов 99 351 231.70
42 Итого амортизация 99 601 083.20
43 Эксплуатационные затраты + амортизация 99 2 163 880.00
44 Себестоимость добычи нефти р./т 38 470.08
45 Выручка от реализации продукции тыс. р. 3 362 175.20
V. Платежи и налоги, отчисляемые в бюджет
46 Таможенная пошлина п 640 456.00
47 Налог на добавленную стоимость (НДС) п 264 858.80
48 Налог на имущество п 33 059.57
49 Налог на прибыль п 116 651.00
50 Итого налогов, отчисляемых в бюджет п 1 055 025.00
51 Прибыль от продаж п 289 121.30
52 Чистая прибыль п 172 470.30
53 Денежный поток п 126 377.40
54 Дисконтированный доход п 583 589.30
55 Дисконтированные капиталовложения п 555 932.00
VI. Показатели эффективности освоения нефтяной залежи
56 Чистая дисконтированная прибыль (ЧДП) 11 27 657.29
57 Индекс прибыльности (ИП) доли ед. 1.05
58 Срок окупаемости капитальных затрат лет 5.00
59 Внутренняя норма прибыльности (ВНП) % 14.09
60 Дисконтированный доход государства тыс. р. 1 146 618.00
Как видно в табл. 2, промышленное освоение переоцененных запасов башкирской залежи изученного месторождения в текущий период времени характеризуется положительными значениями экономических показателей. Предложенный вариант обеспечивает
приемлемый срок разработки (6 лет) при окупаемости капитальных затрат чистой прибылью за 5 лет, а также достаточно высокую внутреннюю норму прибыли (ВНП) - 14.1 %, которая выше принятой ставки дисконтирования 10 %, при довольно большой чистой
дисконтированной прибыли (27.66 млн. р. за 6 лет разработки) и величине индекса прибыльности (ИП) 1.05. Дисконтированный доход государства в виде налоговых отчислений за весь оцениваемый период освоения залежи составит 1146.6 млн. р.
Согласно методическим рекомендациям по применению новой классификации запасов [9] в качестве основных экономических критериев при выделении групп запасов нефти и газа с точки зрения экономической эффективности их освоения рекомендуется использовать чистую дисконтированную прибыль ЧДП за расчетный период и внутреннюю норму прибыли ВНП. При этом к подгруппе нормально рентабельных рекомендуется относить такие запасы нефти и газа, промышленное освоение которых обеспечивает получение чистой дисконтированной прибыли (ЧДП > 0), а внутренняя норма прибыли ВНП превышает принятую норму дисконтирования 10 %. Поскольку приведенные данные свидетельствуют о том, что промышленное освоение переоцененных запасов башкирской залежи изученного месторождения в текущий период является экономически целесообразным и дос-
таточно эффективным, то запасы нефти и растворенного газа этой залежи следует отнести к группе промышленно значимых и подгруппе нормально рентабельных.
Основные результаты проведенной переоценки запасов нефти и растворенного газа каждого из девяти изученных месторождений нераспределенного фонда недр Пермского края и Кировской области приведены в табл. 3 в сопоставлении с оценкой запасов, учтенных Госбалансом по состоянию на 01.01.2007 г.
Как видно в табл. 3, на пяти месторождениях из девяти изученных (втором, четвертом, седьмом, восьмом и девятом) существенного изменения запасов нефти практически не произошло, поскольку почти не изменились основные подсчетные параметры - площади залежей, их эффективные нефтенасыщенные толщины и нефтенасыщенные объемы, а также все подсчетные коэффициенты, характеризующие свойства коллекторов и нефти. В относительных величинах различие геологических запасов нефти, подсчитанных по действующей и новой классификациям в этих пяти месторождениях, составляет от 2.5 до -0.2...7.1 %, а извлекаемых запасов нефти - от 2.2
Таблица 3. Сопоставление геологических и извлекаемых запасов нефти и растворенного газа по сумме категорий В+С}+С2 девяти месторождений нераспределенного фонда недр Пермского края и Кировской области, подсчитанных по действующей и новой классификации запасов
Показатели Запасы нефти (тыс. т) и растворенного газа (млн. м3) месторождений нераспределенного фонда по сумме категорий В+С1+С2
Пермский край Кировская область
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Запасы, учтенные Г осбалан-сом на 01.01.2007 г. Г еологи-ческие нефти 3336 1909 2291 1732 10146 2579 41224 5112 7126
раств. газа - - 66 189 1172 524 - 23 65.5
Извле- каемые нефти 1668 500 860 516 2738 1290 3411 664 1496
раств. газа 262 57 25 55 306 263 - 3 13.8
Запасы, переоцененные по новой классификации Г еологи-ческие нефти 1268 1956 1885 1616 8539 318 38303 5095 7113
раств. газа 198 214 54 177.1 997 65 1528.7 22.92 65.4
Извле- каемые нефти 634 511 709 488 2172 159 2972 663 1493
раств. газа 98 55 21 53.4 243.4 32 117.9 2.98 13.7
Разность запасов, учтенных Г осбалансом и переоцененных по новой классификации Г еологи-ческие нефти -2068 47 -406 -116 -1607 -2261 -2921 -17 -13
то же, % -62.0 2.5 -17.7 -6.7 -15.8 -87.7 -7.1 -0.3 -0.2
раств. газа - - -12 -12 -175 -459 - -0.1 -0.1
то же, % - - -18.2 -6.3 -14.9 -87.6 - -0.3 -0.2
Извле- каемые нефти -1034 11 -151 -28 -566 -1131 -439 -1 -3
то же, % -62.0 2.2 -17.6 -5.4 -20.7 -87.7 -12.9 -0.2 -0.2
раств. газа -164 -2 -4 -2 -63 -231 - -0.02 -0.1
то же, % -62.6 -3.5 -16.0 -2.9 -20.5 -87.8 - -0.7 -0.7
до -0.2...-12.9 %. Что касается извлекаемых запасов растворенного газа в тех же четырех месторождениях (сведения по седьмому месторождению об утвержденных извлекаемых
запасах растворенного газа отсутствуют), то различие запасов, оцененных по действующей и новой классификациям, изменяется от -0.7 % до -3.5 %. Таким образом, основные изме-
нения при переоценке запасов анализируемых объектов заключались лишь в переводе запасов нефти и растворенного газа из одной категории в другую при практически неизменных суммарных запасах этих месторождений.
На четырех остальных месторождениях запасы, оцененные по действующей и новой классификациям, различаются в значительно большей степени. Так, например, на первом месторождении уменьшение извлекаемых запасов нефти на 62 % и растворенного газа на
62.6 % произошло из-за уменьшения площади нефтеносности, так как при переоценке 2007 г. не была учтена северная часть площади тульского пласта Тл2 ввиду отсутствия коллектора, в связи с чем эту залежь следует отнести к типу пластовой сводовой, литологически ограниченной.
На шестом месторождении уменьшение извлекаемых запасов нефти на 87.7 % и растворенного газа на 87.8 % обусловлено, во-первых, значительным сокращением средней нефтенасыщенной толщины (на 1.5 м или 50 %), во-вторых, существенным завышением (на 2285 тыс. т) геологических запасов нефти по категории С при подсчете запасов 1977 г.
На третьем месторождении уменьшение извлекаемых запасов нефти на 17.6 % и растворенного газа на 16 % вызвано уменьшением нефтенасыщенной толщины на площади переоцененных запасов категории С2 на 0.67 м (или 16.75 %).
На пятом месторождении уменьшение суммарных по трем залежам извлекаемых запасов нефти на 20.7 % и растворенного газа на 20.5 % произошло из-за сокращения площадей нефтеносности башкирско-серпуховской залежи на 23.1 % и тульской залежи на
15.7 % в связи с включением в первоначальный подсчет запасов части площади водоохранной зоны промышленного водозабора.
Расчеты технико-экономических показателей промышленного освоения переоцененных запасов показали, что из девяти изученных месторождений запасы только четырех место-
рождений Пермского края могут быть отнесены к группе промышленно значимых и подгруппе нормально рентабельных. Это запасы тульского и бобриковского пластов первого газонефтяного месторождения, башкирской и радаевской (малиновской) залежей второго нефтяного месторождения (описанного в качестве примера выше), тульской залежи третьего нефтяного месторождения, башкирской и тиманской залежей четвертого нефтяного месторождения.
В группу промышленно значимых и подгруппу условно рентабельных вошли запасы второй башкирской залежи четвертого нефтяного месторождения в Пермском крае.
К группе непромышленных запасов по экономическим причинам отнесены запасы четырех месторождений, из которых два объекта находятся в Кировской области - это верейские залежи восьмого и девятого нефтяных месторождений, а два других месторождения расположены в Пермском крае и включают башкирско-серпуховскую и верейскую залежи седьмого нефтяного месторождения и тульскую залежь шестого нефтяного месторождения.
В группу непромышленных запасов по причине их недоступности из-за расположения в пределах охранных зон различных объектов вошли запасы пятого нефтяного месторождения в Пермском крае (находится в водоохранных зонах двух промышленных водозаборов и охранной зоне Верхнекамского месторождений калийных и магниевых солей), а также отдельные участки седьмого нефтяного месторождения (водоохранная зона р. Камы).
Сопоставление учтенных Госбалансом и переоцененных по новой классификации извлекаемых запасов нефти и растворенного газа по категориям В+С1+С2 в отдельных залежах изученных девяти месторождений нераспределенного фонда недр Пермского края и Кировской области приведено в табл. 4, где отражена также балансовая принадлежность запасов этих нефтяных залежей.
Таблица 4. Сопоставление извлекаемых запасов нефти и растворенного газа по категориям В+С+С2 в отдельных залежах девяти месторождений нераспределенного фонда недр Пермского края и Кировской области с оценкой балансовой принадлежности переоцененных запасов
Ме- сто- рож- де- ния Залежи, структуры (стр.) Извлекаемые запасы Разность извлекаемых запасов нефти Разность извлекаемых запасов раств. газа Балансовая принадлежность переоцененных запасов
учтенные Г ос-балансом переоценен- ные
нефти, тыс. т раств. газа, 3 млн. м нефти, тыс. т раств. газа, 3 млн. м тыс. т % млн. мз %
1 Пласт Тл1 1479 - 454 70 -1025 -б9.3 - - Промышленно значимые, нормально рентабельные
Пласт Бб2 189 - 180 28 -9 -4.8 - -
Месторождение 1668 262 634 98 -1034 -б2.0 -1б4 -б2.б
2 Пласт Бш 360 - 375 36 15 4.2 - -
Пласт Мл 140 - 136 19 -4 -2.9 - -
Месторождение 500 57 511 55 11 2.2 -2 -3.5
3 Пласт Тл2 860 25 709 21 -151 -17.б -4 -1б.0
4 Пласт Бш, структура 1 52 5.0 39 5.0 -13 -25.0 0.0 0.0 Условно рентабельные
Пласт Бш, структура 2 452 49 441 48 -11 -2.4 -1.0 -2.0 Промышленно значимые, нормально рентабельные
Пласт Тм, структура 3 12 1.0 8 0.4 -4 -33.3 -0.б -б0.0
Месторождение 516 55 488 53.4 -28 -5.4 -1.б -2.9
5 Пласт Бш+Срп 1829 198 1358 147 -471 -25.8 -51 -25.8 Непромыш- ленные
Пласт Тл 171 26.0 163 24.4 -8 -4.7 -2 -б.2
Пласт Фм 738 82 651 72 -87 -11.8 -10 -12.2
Месторождение 2738 306 2172 243 -5бб -20.7 -б3 -20.5
б Пласт Тл 1290 263 159 32 -1131 -87.7 -231 -87.8
7 Пласт Бш+Срп - - 366 13.9 - - - -
Пласт В3В4 - - 2606 104 - - - -
Месторождение 3411 - 2972 117.9 -439 -12.9 - -
8 Пласт В-II 664 3 663 2.98 -1 -0.2 -0.02 -0.7
9 Пласт В-0 1496 13.8 1493 13.7 -3 -0.2 -0.1 -0.7
Библиографический список
4.
1. Винниковский С.А. К вопросу о подтверждаемое™ запасов нефти категорий Сі и С2 / С.А. Винниковский, В.Г. Звездин // Геология, поиски и разведка месторождений горючих полезных ископаемых: межвуз. сб. науч. тр. -Пермь, 1977. № 197. С. 19-24.
2. Габриэлянц Г.А. Методические рекомендации по проведению переоценки категорий и выделению групп запасов нефти и горючих газов месторождений нераспределенного фонда недр в соответствии с новой Классификацией запасов и ресурсов нефти и горючих газов / Г.А. Габриэлянц, А.А. Герт, М.Я. Зыкин, Е. Г. Коваленко, Т.Б. Красильникова, М.Б. Павлов,
В.И. Пороскун, В.С. Ульянов. М., 2006. 61 с.
3. Герт А.А. Методика и программный комплекс для геолого-экономической оценки объектов углеводородного сырья при различных системах налогообложения / А.А. Герт, О.Г. Немова, И.Ю. Попкова, Н.А. Супрунчик, А.М. Хит-ров // Геология, геофизика и разработка неф-
тяных месторождений. 1999. № 1. С. 2-9.
Герт А.А. Стоимостная оценка запасов и ресурсов углеводородного сырья / А.А. Герт, О.Г. Немова, Н.А. Супрунчик, И.Н. Волкова // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. 2006. № 2. С. 54-60.
5. Герт А.А. Экономические критерии в новой классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов / А.А. Герт, И.Н. Волкова, Н.А. Супрунчик, О.Г. Немова, П.Н. Мельников // Нефть и капитал. 2007. № 7. 12 с.
6. Звездин В.Г. Оценка подтверждаемости запасов нефти категории С2 перспективных структур на территории Пермской области / В.Г. Звездин // Вопросы геологии, разработки нефтяных месторождений и нефтепромыслового дела в Пермской области: науч. тр. ПермНИ-ПИнефть. Уфа, 1973. Вып. 8. С. 24-32.
7. Классификация запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. Утв. Приказом МПР России № 298 от 01.11.2005 г. М., 2006. 9 с.
8. Методика по стоимостной оценке запасов и ресурсов углеводородного сырья. М., 2002. 27 с.
9. Методические рекомендации по применению Классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, утвержденной приказом МПР РФ от 01.11.2005 г. № 298. Утв. распоряжением МПР России № 23-р от 05.04. 2007 г. М., 2007. 21 с.
10. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом / под ред. В.И. Петерсилье, В.И. Порос-куна, Г.Г. Яценко. М.; Тверь, 2003.
11. Нечаева Н.Ю. Геолого-экономическая оценка нефтегазовых объектов (на примере Пермского края) / Н.Ю. Нечаева, В.В. Макаловский,
Ю.А. Яковлев, А.В. Распопов, А.И. Четыркин, Н.И. Кылосова. Пермь: ООО «Изд. дом "Арестант"», 2006. 145 с.
12. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений, РД 153-39-00796. М., 1996.
13. Укрупненные показатели базисной стоимости строительства объектов и сооружений при освоении нефтяных месторождений (УПБС-НМ): справ. пособие / Нефтяная компания РОСНЕФТЬ. М., 1996. 121 с.
14. Шумилин М.В. Бизнес в ресурсодобывающих отраслях: справочник / М.В. Шумилин, В.А. Алискеров, М.Н. Денисов, В.Л. Заверткин. М., 2001. 268 с.
Experience of using of a new classification of oil and gas reserves at reassessment of reserves of nonportioned fund of small oil deposits of Perm and Kirov Regions
V. I. Nabiullina, V. G. Zvezdina, A. G. Subbotinb, S. I. Subbotinab
aPerm State University, 614990, Perm, Bukirev St., 15. E-mail: [email protected] b Open Society «Kama scientific research institute of complex deep and superdeep drilling investigation», 614016, Perm, str. Krasnoflotskaja, 15.
Methodical acceptances and results of reassessments of reserves of oil and soluble gas on 16 objects of 9 small deposits of nonportioned fund in Perm and Kirov Regions are considered. Retraining of reserves has been executed with provision for requirements of new classification, which stipulate geologic-economic evaluation of studied objects.
Key words: reserves of oil, reserve classification, Perm and Kirov Regions.
Рецензент кандидат геол. -минер. наук С. Г. Попов