CC BY
31
МНЕНИЯ И СУЖДЕНИЯ
ПРОГНОЗ ЗАТРАТ НА ОСВОЕНИЕ РЕСУРСНОГО ПОТЕНЦИАЛА ТИ МАНОПЕЧОРСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ
С.Л. Садов
В статье дается прогноз инвестиционных затрат на дальнейшую разведку ресурсов углеводородов Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, имеющую своей целью их перевод в запасы промышленных категорий. Оценка сделана с учетом низкой достоверности прогнозных ресурсов, особенно неразведанной их части, на основе т.н. формулы ресурсоемкости и других геолого-математи-ческих методов.
Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция (ТП НГП) является одним из крупных нефтегазоносных регионов на территории Российской Федерации с развитой нефтегазодобывающей отраслью, обеспеченной минерально-сырьевой базой, достаточной для ее устойчивого развития на ближайшую перспективу до 2020 г. Располагается она на северо-востоке европейской части России, занимая в своей континентальной части площадь около 324 тыс. кв. км. С Тимано-Печорской нефтегазоносной провинцией отождествляется Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн (ТП НГБ), выделение которого основано на генетическом подходе к районированию нефтегазоносных территорий.
В последние годы в научной и научно-технической печати нашла отражение обеспокоенность части экспертного сообщества состоянием в стране ресурсной базы углеводородов (УВ), особенно нефти. По Тимано-Печорской провинции имеющиеся запасы УВ промышленных категорий, согласно прогнозу ИСЭиЭПС КНЦ УрО РАН, позволяют плавно наращивать их добычу при условии ввода в 2010-2015 гг. всех месторождений, находящихся на балансе предприятий и пока не введенных в эксплуатацию [4]. Дальнейшие возможности
роста нефтегазодобычи связаны с ресурсами УВ, в основной своей массе (более в на 01.01.2005 г.) неразведанными [3].
Здесь необходимо коснуться достоверности оценок ресурсов. Нередки ситуации, когда остаточные ресурсы попросту невозможно разместить на рассматриваемой территории, нет для этого и достаточного количества геологических объектов. Возникает противоречие между оценками, полученными на основании геологических изысканий и применения официальных методик подсчета ресурсов УВ, и реальной обстановкой на перспективных нефтегазоносных площадях. Это противоречие неразрешимо, если относиться к этим оценкам как к величинам, которые получены путем измерения. И совсем другое дело, если их рассматривать как некие экспертные оценки, по своей сути величины вероятностные, имеющие рассеивание и отличную от единицы вероятность перевода в промышленные запасы. Это вполне согласуется с низкой достоверностью объемных показателей ресурсов категорий С3, Б1 и Б2, поскольку они выведены на основании гипотез и представляют собой некий компромисс между мнениями специалистов, занятых подсчетом ресурсов. Условный характер таких оценок особенно наглядно подчеркивается в западной классификации запасов и ресурсов углеводородов, где они поименованы умозрительными, гипотетическими и даже спекулятивными.
Перечисленные обстоятельства делают актуальными процедуры корректировки как объемных показателей неразведанных ресурсов УВ, так и характеристик их экономической привлекательности. Методы такой корректировки описаны нами [3]. Последовательное их применение позво-
лило определить вероятность обнаружения месторождений в нефтегазоносных областях и районах Тимано-Печорской провинции. Для малоисследованных территорий, которые представляют основной интерес при прогнозировании перспектив нефтегазодобычи, результаты корректировки приведены в табл. 1. Области и районы легко проранжировать по их приоритетности для освоения, ориентируясь на показатели вероятности ресурсов УВ и развитие инфраструктуры геологоразведочных работ.
деление по крупности оставшихся не выявленными месторождений (табл. 2). Расчеты приведены для трех вариантов запасов в крупнейшем месторождении рассматриваемой территории, поскольку приписанное ему значение (дтах) заведомо не является точным и рассматривается как имеющее 15-процентную погрешность как в сторону уменьшения, так и в сторону увеличения.
Практический промышленный интерес представляют 3 последних класса крупности. Если ориентироваться на средний вари-
Характеристики малоисследованных НГО и НГР Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции
Таблица 1
Территория Приоритетность для освоения Вероятность ресурсов УВ
НСР прогнозных
Харьяга-Усинский НГР 1 0,1-0,3 0,05-0,1
Хорейверская НГО 2 0,05-0,1 0,005-0,05
Печоро-Колвинская НГО 3 0,05-0,1 0,005-0,05
Кыртаельско-Печоргородский НГР 4 0,05-0,1 0,01-0,05
Вуктыльский НГР 5 0,05-0,1 0,01-0,05
Варандей-Адзьвинская НГО 6 0,05-0,1 0,01-0,05
Омра-Лузская НГО 7 0,05-0,1 0,01-0,05
Восточно-Тиманская НГО 8 0,05-0,1 0,005-0,05
Интинско-Лемвинский НГР 9 0,01-0,05 0,01-0,05
Малоземельско-Колгуевская НГО 10 0,005-0,01 0,001-0,005
Указанные в табл. 1 вероятности следует понимать в геометрическом смысле, т.е. как отношение площади предполагаемых к обнаружению месторождений к площади соответствующей области или района, поэтому они не так малы, как может показаться на первый взгляд. Суждения о крупности залежей УВ можно получить, прибегнув к процедурам экспертных оценок, правила построения которых даны С.Д. Бешелевым и Ф.Г. Гурвичем [1]. Группирование потенциальных месторождений по крупности возможно также получить на основе формализованного алгоритма аппроксимации распределения залежей по крупности [3]. Так, для наиболее перспективной и наименее обследованной северной части Тимано-Печорской НГП получено распре-
ант с <7тах = 1, то при рассмотрении ситуации с ресурсами различных классов крупности картина следующая. Класс 0,3—1 потенциально способен дать несколько месторождений со средней величиной 0,3 отн. ед., что не объяснить погрешностью. Правда, остается неясным, где расположены эти объекты и почему до сих пор, несмотря на интенсивные геологоразведочные работы, они до не обнаружены Класс 0,1—0,3 практически выбран — оставшиеся 1-2 месторождения укладываются в пределы погрешности вычислений. Но если предположить, что объемы открытых месторождений были завышены (что на практике случается довольно часто), то можно ставить вопрос о необходимости их поиска. Класс 0,03—0,1 должен содержать еще примерно 20 неот-
крытых месторождений средним объемом 0,04 отн. ед. В целом по территории можно рассчитывать на открытие около 25 месторождений с общими ресурсами почти 2 отн. ед. (со средней величиной месторождения примерно 0,08 отн. ед.)
уровню промышленных запасов первой стадии, которые для Тимано-Печорской провинции составляют в целом 0,4 млрд т.у.т., а затраты на их дальнейшую разведку (до стадии бурения) — 160 млрд руб.
Для полной оценки затрат на перевод
Таблица 2
Величина начальных суммарных ресурсов (й, отн. ед.) и числа залежей, оставшихся невыявленными (л), по классам крупности при различных значениях запасов в крупнейшем месторождении (дтах, отн. ед.)
Класс крупности, отн. ед. д = 0.85 ’тах ? =1.0 ^тах Я = 1.15 ’тах
е л е п 0. и
0,001 - 0,003 2,18 1297 2,18 1325 2,18 1349
0,003 - 0,01 2,29 435 2,29 447 2,29 457
0,01 - 0,03 1,71 102 1.71 106 1.71 110
о 0 и> 1 о 0,82 18 0,82 20 0,82 21
0,1-0,3 0* 1 0* 1 0* 2
1 ГО о" 0,98 3 1.15 4 1.28 4
* по своему смыслу величина не может быть отрицательной
Оценка инвестиционных вложений для перевода ресурсов УВ в промышленные запасы для вышеуказанного региона составит приблизительно 150 млрд руб. (здесь и далее в ценах 2006 г.). Это относится к упомянутым 25 месторождениям. Но их разведке предшествует обследование всей территории общей площадью 71,7 тыс. км2. Стоимость такого обследования, если принять достаточной величину протяженности сейсмопрофилей 4 пог. км/км2, оценивается ориентировочно в 115 млрд руб.
Дальнейшие затраты на перевод ресурсов УВ в промышленные запасы в целом по провинции оцениваются приближенно приведены в табл. 3. Мировая практика свидетельствует, что подтверждаемость прогнозных и перспективных ресурсов подчиняется определенному закону, выражаемому формулой ресурсоемкое™ [2]
о = 0,8(А+В)+ 0,6С:+0,4С2+ 0,ЗС3+0,2('2)1+2)2;,
где 0 — приведенные запасы, А, В, С1? С2, С3, и Б2 — запасы и ресурсы УВ соответствующих категорий. Используя данную закономерность, оцененные прогнозные и перспективные ресурсы приводятся к
перспективных и прогнозных ресурсов в запасы промышленных категорий необходимо определить объем глубокого поискового бурения. Учитывая достаточно высокую плотность сейсмопрофилей на территории Тимано-Печорской НГП (от
0,876 до 3,392 пог. км/км2), можно предположить, что подавляющее большинство крупных месторождений УВ уже выявлено, и при проведении геологоразведочных работ инвесторы столкнутся с проблемой поиска средних, мелких и мельчайших месторождений. В общей массе месторождений их доли экспертно оцениваются в 10%, 40% и 50%. Представляется, что на выполнение такой задачи потребуется не менее 20 лет.
Многолетний опыт показывает (приведенные ниже цифры следует рассматривать как нормативы), что с учетом процедуры приведения бурение одной успешной скважины приводит к переводу 0,5 млн т.у.т. ресурсов в промышленные запасы на среднем месторождении, 0,3 млн т.у.т. — на мелком и 0,1 млн т.у.т. — на мельчайшем. Отсюда число скважин, необходимое для перевода ресурсов в запасы, составит для средних месторождений Л^=()аревд/0,5, для мелких
/V =0 /0,3 и для мельчайших N=(2 /ОД.
2 ^мелк' 5 3 ^мельч' 5
Далее, поскольку мельчайшие месторождения в подавляющем большинстве случаев трудновыявляемы и в обозримом будущем, по-видимому, не будут представлять коммерческого интереса, учету подлежат только
скважины, предназначенные для разбурива-ния средних и мелких месторождений.
Поскольку погрешность при оценке ресурсов значительна и не может не сказаться на планируемых объемах бурения и затратах, расчет объемов буровых работ целесо-
Таблица 3
Распределение ресурсов углеводородов по субъектам нефтегазового районирования Тимано-Печорской НГП и затраты на их перевод в промышленные запасы до глубокого бурения
№ Территория Площадь, км2 Приведенные пром. запасы, млн т.у.т. Затраты на перевод, млрд руб.
1 Нерицко-Ижемская НГО1 70223 6,605 2,642
2 Малоземельско-Колгуевская НГО 17024 10,034 4,014
3 Косью-Роговская НГО 24569 15,552 6,221
4 Джебольский НГР2 10413 6,970 2,788
5 Коротаихинская НГО 27163 29,028 11,611
6 Интинско - Л емвинский НГР 7160 12,823 5,129
7 Варандей-Адзьвинская НГО 9751 17,712 7,085
8 Чернореченский НГР 6309 54,355 21,742
9 Лайско-Лодминский НГР 16912 45,821 18,328
10 Болынесынинская НГО 12109 10,764 4,306
11 Мутноматериково-Лебединский НГР 6044 14,227 5,691
12 Верхнелыжско-Лемьюский+Велью-Тэбукский+Омра-Сойвинский НГР 21219 13,392 5,357
13 Восточно-Тиманская НГО 10294 3,696 1,478
14 Верхнепечорская НГО 20265 12,698 5,079
15 Среднепечорский НГР 6557 5,664 2,266
16 Колвовисовский НГР 26702 39,816 15,926
17 Кыртаельский+Печорогородский НГР 3971 7,370 2,948
18 Мичаю-Пашнинский НГР 3199 1,217 0,487
19 Харьяга-Усинский НГР 8391 38,474 15,390
20 Шапкино-Юрьяхинская НГО 2287 11,249 4,500
21 Вуктыльский НГР 3802 8,736 3,494
22 Варандейский НГР 1376 34,675 13,870
ВСЕГО 315740 400,879 160,352
1 НГО — нефтегазоносная область
2 НГР — нефтегазоносный район
Таблица 4
Показатели вариантов объемов ресурсов категорий СЗ+Б (локализованные) для Тимано-Печорской НГП, млн т.у.т.
Месторождения Варианты
минимальный средний максимальный
средние 38,4 43,2 47,4
мелкие 153,7 172,7 189,7
мельчайшие 192,1 215,9 237,1
образно провести для минимального, среднего и максимального вариантов (исходная информация для этого дана в табл. 4).
В результате число скважин для минимального варианта составит 7У1'”'Л = =38,4/0,5=77, #2т1п =153,7/0,3 = 512. Всего же потребуется #тт = Ж™" + Ж,тт =589 скважин. При средней глубине скважины 4000 м и стоимости бурения 30000 тыс. руб./м объем инвестиций для бурения составит 71 млрд руб.
Для среднего варианта =
43,2/0,5=86, = 172,7 /0,3 = 576 и всего
№р = /У,ор + /У"р = 662 скважины. При тех же стоимостных показателях бурения объем инвестиций составит 79 млрд руб.
В случае максимального варианта
#тах =47,4/о,5 = 95,#2тах =189,7/0,3 = 632,
всего #тах = #1тах + Ж,тах =727 скважины,что
соответствует 87 млрд руб., необходимых для их разбуривания.
В итоге можно сказать, что для проведения глубокого бурения на территории Тимано-Печорской НГП требуется 79+8 млрд руб.
Список литературы
1. Бешелев С.Д., Гурвич Ф.Г. Математико-статистические методы экспертных оценок. — М.: Статистика, 1974. 160 с.
2. Орлов В.П., Немерюк Ю.В. Государство и минерально-сырьевая база. М.: Геоинформмарк, 2001. 60 с.
3. Садов С.Л. Методы оценки нефтегазового потенциала территорий. Сыктывкар : изд-во КНЦ УрО РАН, 2007. - 248 с.
4. Энергоэкономическое прогнозирование развития региона. М.: Наука, 2008. 365 с.
