Н.А. Сергеева, В.Ф. Панов, В.И. Шпильман,

Е.А. Тепляков, В.М. Южакова, А.Г. Потеряев

 

1.Вводные положения

В соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации № 597 от 17.05.1996 г. «О порядке использования отчислений на ВМСБ и освобождения пользователей недр от указанных отчислений» основанием для распределения отчислений, направляемых в бюджеты Российской Федерации, в том числе передаваемых добывающим компаниям, является Программа геологического изучения недр и воспроизводства минерально-сырьевой базы территории ХМАО.

Концепция ведения геологоразведочных работ в округе основана на состоянии минерально-сырьевой базы, на соотношении выявленных и перспективных ресурсов региона.

Основная цель проведения ГРР в нераспределенном фонде недр – это получение арендодателем (государством) достаточной информации о строении недр, чтобы с выгодой для государства передать их в аренду (недропользователю) на ближайшие 20-25 лет. В геологии, к сожалению, существует определенная связь между количеством информации и оценкой ценности недр. Если совсем отсутствует информация о строении недр, то трудно убедить компанию в том, что здесь может быть высокоэффективное месторождение и оговорить на будущее достойную величину платы за недра. Во всех случаях, когда государство не имеет собственных данных о ценности передаваемых недропользователю участков недр, оно теряет будущие доходы.

Всем понятно — сдавать в аренду землю не зная, что на ней может вырасти, кактус или пшеница – это сдавать землю себе в убыток. Очевидно, что сдавать жилплощадь внаем, не зная из 2-х или 5-ти комнат состоит квартира и какой она площади – это себе в убыток. То же самое относится и к недрам.

Поэтому  в законе «О  недрах» мудро предусмотрены ставки на восполнение минерально-сырьевой базы (ВМСБ), которые и обеспечивают государству возможность оценивать собственные недра. Можно найти и другие механизмы (без ставок ВМСБ), позволяющие оценить ресурсный потенциал передаваемых недропользователю недр.

Реальность альтернативных механизмов зависит от совершенства существующей в стране экономической системы, отработанности всех элементов деловой активности, от банков, платежей до достоверности информационных потоков. Фактически поисково-разведочные работы на новой территории – это сложный природный эксперимент, цель которого узнать истину о строении недр.

В современном состоянии бизнеса в России, отягощенного неплатежами, коррупцией и разрушением банковской системы, маловероятно, что передача этого природного эксперимента из рук государства в руки компании может дать какой-то положительный эффект.

Авторы концепции не могут представить себе такой ситуации, когда сегодня компания, получив неизученный участок недр, будет заинтересована представить информацию государству, свидетельствующую о том, что с компании нужно брать не 6% от добычи в качестве платы за недра, и будет уговаривать государство взять с нее 16%. Ликвидируя возможность государственной оценки богатства недр, государство сознательно лишает  возможности с выгодой для себя регулировать недропользование. Полагаем, что в этом вопросе возобладает здравый смысл и государство не захочет отказаться от важнейших   рычагов управления экономикой. Мы неоднократно писали докладные записки в Администрацию ХМАО с предложениями, главный смысл которых: изменившаяся экономическая ситуация (отмена акцизов, ВМСБ и других) делает необходимым пересмотр величины роялти. Часть увеличившегося роялти должна направляться на геологоразведочное изучение нераспределенного фонда недр. Положительной реакции от Администрации ХМАО на это не последовало.

И все же мы уверены, что  механизм будет найден, поэтому в качестве основной концепции рассмотрен вариант, когда 2 млрд. руб. в год будет вкладываться в изучение нераспределенного фонда недр. Тогда возникает детализация этой концепции: сколько вкладывать средств, в какой район, в какой период времени. Очевидно, что в этой ситуации синонимом изучения богатства недр становится подготовка новых запасов и их соотношение с величиной добычи, а также с развитием инфраструктуры в определенном регионе. В соответствии с этим в базовой концепции рассматриваются: центральный экономический район ХМАО с сильно развитой инфраструктурой, с недозаполненными трубопроводными сетями; западный район ХМАО со средней степенью развития инфраструктуры и восточный район ХМАО со слаборазвитой инфраструктурой. В конце представлена также альтернативная модель развития событий для случая, когда государство откажется от экономического регулирования недропользования, отменит ставки ВМСБ и не захочет искать иные пути концентрации средств на ГРР.

    Итак, рассмотрены три следующие концепции:

-   концепция расширенного воспроизводства  минерально-сырьевой базы, когда добыча компенсируется новыми запасами С₁ с учетом коэффициента ухудшения структуры ресурсной базы; перевод запасов С1 в категории АВ и добычу компенсируется новыми запасами С₂ , а убыль С₂  восполняется вновь подготавливаемыми сейсморазведкой и тематическими обобщениями запасами С₃. Это вариант оптимального развития ресурсной базы ХМАО;

-   концепция простого восполнения добычи  исходит из прогноза величины средств, которые могут поступить на изучение недр ХМАО;

-   концепция изучения ресурсной базы ХМАО при отсутствии государственных средств.

  

Таблица 1. Итоги изменения запасов нефти по категориям за 1997 год по ХМАО (извл.млн.т) 

 

2.Концепция расширенного воспроизводства минерально-сырьевой базы ХМАО

 При 160-180 млн.т добычи в год необходимо ее компенсировать 200 млн.т новых запасов категории С₁. Учитывая коэффициент перевода С₂  в С₁, убывшие запасы С₂  при переводе их в С₁ необходимо возместить не менее чем 300 млн.т новых запасов С₂ . Чтобы ситуация и в следующие годы не становилась критической, нужно в этом случае подготовить не менее 200 млн.т новых перспективных ресурсов С₃.

По материалам прошлых лет достаточно надежно принимаются следующие показатели по распределенному и нераспределенному фондам в целом:

-коэффициент успешности бурения поисково-разведочных скважин  — 0.5;

-прирост запасов С₁ на одну продуктивную скважину – 1 млн.т;

-прирост С₂  на одну пробуренную – 1.5 млн.т.

Отсюда для подготовки 200 млн.т новых запасов категории С₁ потребуется 200 продуктивных, или 400 поисково-разведочных скважин, что даст прирост С₂  в размере 600 млн.т. Задача возмещения запасов С₂  этим объемом также выполняется.

Прежде чем развивать дальше эту концепцию, оценим полученный результат. В существующей экономической ситуации пробурить 400 поисково-разведочных скважин в ХМАО (1 млн.м проходки) невозможно, поэтому концепция расширенного воспроизводства отклоняется, и мы переходим к следующей концепции. Вторая концепция принята за базовую  и ее  излагаем  более подробно.

 

3.Концепция простого восполнения добычи запасов С₁+С₂  на основе прогноза величины государственных расходов на изучение недр (базовая концепция)

 3.1.Введение

Поскольку оптимальная схема освоения ресурсов недр не может быть достигнута, в данной концепции рассматривается минимально допустимый (не приводящий в 2005 г. к энергетическому кризису) вариант простого восполнения добычи запасами С₁ и С₂ , согласованный с прогнозируемой величиной ставок на  ВМСБ. Ставятся три основные задачи:

-   подготовить за 2000 г.  новых запасов (С₁+С₂ ) в округе не менее чем 170 млн. т.;

-   не выйти за рамки ожидаемых финансовых поступлений на ВМСБ ;

-   организовать оптимальное обращение участков недр через конкурсы, тендеры за счет оценки недр конкурсных объектов;

-   отдельно определить динамику ВМСБ в распределенном и нераспределенном фондах недр, имея в виду, что в распределенном фонде недр не столько требуется увеличить массу ресурсов УВ, сколько за счет новых технологий  нужно изменить экономическую оценку ресурсной базы  переводя нерентабельные запасы в рентабельные.

                                   

3.2. Прогноз поступления средств для проведения ГРР

Динамика цен на нефть на внутреннем и внешних рынках, пропорции в продажах дают основания в качестве базовой цены нефти принять на 2000 год цену в 550-600 руб. за тонну.

Пояснение: На внешнем рынке реализуется 30% добытой нефти по цене 9-10 $/бар. при транспортных расходах 22-23 $ за тонну, акцизе 55 руб. за тонну, откуда средневзвешенная цена для расчета налогооблагаемой базы 1040-1050 руб. за тонну.

На внутреннем рынке реализуется 70% добытой нефти по цене 520 руб. за тонну с учетом налогов; с вычетом налогов — 385 руб. за тонну. Итого средневзвешенная цена для расчета ставок ВМСБ составляет 550-600 руб. за тонну. При добыче 170 млн.т нефти налогооблагаемая база составит 90-100 млрд.руб., откуда поступления на реализацию Территориальной программы по НФ недр ХМАО (2-2.3%) составят 1.8-2.3 млрд.руб.  в год. За основу расчетов принимается величина  в 2.0 млрд.руб. для нераспределенного и 4 млрд.руб. для распределенного фондов недр (остальные 3 млрд.руб. перечисляются в бюджет РФ).

Динамика цен предопределяет соотношение между частями ставки на восполнение минерально-сырьевой базы (ВМСБ), вывозимых с территории округа и оставляемых на территории: 

а) если цены на нефть высокие, а цены на нефтепродукты низкие — головная компания, объединяющая добычу и переработку нефти (холдинг), должна искать новую дешевую нефть, у нее нет дополнительных средств от нефтепереработки, поэтому необходимо увеличение доли ставок ВМСБ, оставляемых холдингу;

б) если цены на нефть низкие, а  на нефтепродукты высокие — основная часть прибыли формируется в конце цепочки, в нефтехимии; средств у добывающих компаний нет, поэтому нужно увеличить долю ставок ВМСБ, оставляемых компании, а также  побуждать холдинг вкладывать часть прибылей от нефтехимии в разведку.

 

Рис.1. Динамика  мировых цен на нефть (Brent spot)  по данным компании Shell  с дополнениями

 

3.3. Кругооборот участков недр

Окончательную оценку полезности или бесполезности того или иного участка недр может определить только спрос рынка, так же как и оценить наши работы на этом участке. Есть заявки компаний, приобретаются участки на конкурсах — значит стратегия выбрана правильно.

Чтобы выставить участок на продажу, государство должно знать, что же на нем есть, какие определить условия передачи участка компании. Значит необходимо провести тот или иной объем ГРР.

Здесь интересы государства и компании объединяются. Для приобретения участка компания хотела бы иметь в качестве основы какой-то бизнес-план, но для слабоизученного участка параметры бизнес-плана очень неопределенны. Большое количество участков с непогашенным риском приводит к “замораживанию” этих участков, тем более, если они достались дешево и если не оговорено специальных условий, предопределяющих их возвращение.

Таким образом, формируется кругооборот участков недр (рис.2).

 

Рис. 2. Круговорот участков недр

 

Очень важное значение имеет непрерывность документооборота, объединенная с оборотом недр и отражающая взаимные обязательства государства и компании. Условия, на которых компания выиграла конкурс, должны стать элементом лицензионного соглашения, подлежащего государственной проверке. Материалы проверок должны приводить либо к корректировке лицензионных соглашений, либо к возврату участков недр государству и так далее.

Наша оценка емкости рынка показала, что при выставлении в год 40-50 конкурсных блоков их цены начнут резко падать, компании (в современных экономических условиях) много лет не найдут средств для их освоения (имеются в виду участки по 500-600 км² средней площади). Выставление 5-6 участков в год разрушает конкурентную  среду, многим компаниям придется ждать удовлетворения заявок много лет. Оптимум находится где-то на уровне 30 участков в год (2 конкурса по 15 участков).

Поисковый блок (мини-проект, из которого потом выделяются конкурсные участки) по площади в 2-3 раза больше конкурсного, изучается 3-4 года и из него формируется в среднем 2 конкурсных участка. Получается, что поисковых блоков (мини-проектов) должно быть порядка 60. [Сегодня часть конкурсных участков выставляется минуя поисковое изучение, за счет ранее выполненных работ, но наша задача выйти на этот уровень в 2001-2002 г., когда накопленные ранее данные изученности иссякнут].

Для изучения, погашения риска нужно на каждом участке бурить ~ 2 скважины в год, то есть выйти примерно на уровень 100 скважин в год в нераспределенном фонде недр (НФ). Это оценка объемов бурения, которые необходимы для поддержания кругооборота недр, который, конечно же, нужен  как важнейший инструмент вовлечения в добычу новых запасов, создания новых мощностей в добыче и, как результат, наполнения бюджетов всех уровней, существенно перекрывающих расходы на изучение недр.

 

3.4. Последовательность расчетов и обоснование объемов работ

1. Результаты поисково-оценочных работ можно определять только по группам (10 и более) скважин, так как не менее половины строящихся скважин неизбежно окажутся непродуктивными. Средний коэффициент успешности, приросты запасов категорий С₁ и С₂  на скважину удерживаются стабильными много лет и за 1997 г. составляют (табл.1):

- распределенный фонд недр (РФ): из 153 пробуренных скважин вошли в подсчет запасов 87, прирост за счет разведки С₁ - 62 млн.т;

                коэффициент успешности — 0.52, прирост С₁ на одну продуктивную скважину — 0.7 млн.т, прирост                        

                 С₂ на одну пробуренную скважину — 0.3 млн.т;

- нераспределенный фонд недр (НФ): из 56 скважин 23 продуктивны, прирост С₁ - 30 млн.т, прирост С₂ - 109 млн.т;

                коэффициент успешности 0.4, прирост С₁ на одну продуктивную скважину — 1.2 млн.т, прирост С₂                                   

                 на одну пробуренную скважину — 2 млн.т.

2. Для расчета и планирования ГРР используются три уровня масштаба построений:

а) выделяются крупные зоны (рис.3-6), по ним определяются основные граничные значения объемов работ и их результаты, масштаб работ 1-го уровня 1:1000000, 1:500000;

б) в пределах зон с учетом перспектив нефтегазоносности, изученности территории выделяются поисковые блоки (мини-проекты); по каждому мини-проекту производится комплексная обработка материалов, выделение и обоснование ловушек, обоснование технологий опоискования, масштаб работ 2-го уровня — 1:200000;

в) в пределах блоков по каждой ловушке окончательное заложение скважины обосновывается на детальных картах масштаба 1:50000, 1:100000.

3. Ведущим фактором эффективного прироста запасов является технология работ. Ей придается основное значение на объектах РФ, но и для объектов НФ это тоже очень важно, хотя на реализацию их в полной мере не хватает средств. Удорожание метра бурения в НФ произойдет, если:

- ввести газокаротажную станцию на каждой поисковой скважине;

- вскрывать пласты  на специальном растворе;

- секционно цементировать колонны;

- глубоко вскрывать пласты специальными перфораторами;

- применять при необходимости гидроразрыв пласта (ГРП);

- выполнить полный анализ керна;

- провести ВСП;

- увеличить длительность опробования объектов.

Технически это может быть достигнуто в результате проведения конкурсов между буровыми подрядчиками с введением в конкурсные условия прогрессивной шкалы оплаты по качеству работ.

4. Комплексирование сейсморазведки и бурения.

Заложение поисковой скважины бывает одинаково часто удачным (или неудачным) независимо от заложения ее на “подготовленной” или “выявленной” структуре. Поэтому на тех участках, где имеются обоснованные литологические критерии, следует закладывать поисковую скважину не дожидаясь завершения “новой” сейсмики. Главное — обработка сейсморазведочных данных должна вестись при наличии скважинных исследований. Не надо форсировать работы на участках, где скважины появятся через 3-5 лет после сейсмических исследований.

5. Скважины -  “зависимые” и “независимые”.

В основных зонах поиска свойства разрезов значительно варьируют. Обычно хоть какое-то влияние на уточнение строения разреза может оказать пробуренная скважина на расстоянии 15-20 км по широте и 20-30 км по долготе. Скважины, удаленные на большие расстояния, являются независимыми.

В то же время полезно учитывать “волновую” повторяемость зон нефтегазоносности в пространстве, в частности, чередование через 70-80 км субмеридиональных полос .

6. Для опоискования (однозначного заключения о неперспективности или открытии залежи) нужны в среднем на данном этапе 3-4 скважины.

7. Оценка экономической эффективности открытой залежи не может быть сделана по какому-то отдельному параметру. Так, величина запасов важна только для новых районов (создание инфраструктуры), для освоенных районов существенны концентрация запасов на единицу площади, дебиты, темпы их падения. Комплексная экономическая оценка включает: капитальные затраты, затраты на ГРР, текущие затраты, 15% прибыли компании. Вновь подготавливаемые запасы имеют оценку экономической значимости около 40 $/тонну, то есть порядка 6 $ за баррель. Оценка совпала с оценкой экспертов ОПЕК наших ресурсов. Эти расчеты позволяют не только сравнивать разные районы, но и устанавливать оптимальные значения роялти и других налогов.

 

3.5. Ожидаемые результаты реализации Территориальной программы геологоразведочных работ в  нераспределенном фонде недр в 2000 году

Основные результаты работ рассматриваются по четырем крупнейшим региональным зонам нефтегазоносности, каждая из которых имеет геологические особенности строения недр.

1. Западная зона включает Шаимский, Красноленинский, Березовский и другие нефтегазоносные районы (рис.3) и занимает 162 тыс.км² (это по площади две Татарии). Изучена центральная часть этого региона. На севере и юге скважины не бурили. Практически перед нами одна неизученная Татария. Для значительной части территории характерно чередование узких прогибов и валов субуральского простирания. Наиболее перспективны борта прогибов, обращенных вниз по моноклинали. На основании анализа мощностей юры, построения превышений отметок пластов над региональным фоном, обработки данных потенциальных полей и сейсморазведки выделен третий “Шаимский” вал, второй “Красноленинский” свод. Узкую систему ложбин заполняет высокопродуктивный для будущего освоения пласт Ю₁₀, который, возможно, продолжается  от Талинского месторождения. Пласты Ю_2-4 высоко продуктивны в зонах тектонического напряжения, регионально нефтеносны, часто требуют гидроразрыва. Пласт “П” тяготеет к выступам фундамента, заполняет ложбины — именно поиск таких ложбин является основой опоискования его здесь. Самый верхний горизонт – викуловский, содержит нефть с повышенной вязкостью. Технология его освоения предопределяет результат поиска и эффективность запасов. На граничной шовной зоне западной плиты продуктивны трещинно-кавернозные коллекторы абалака. Территориальной программой в этой региональной зоне подготовлен новый нефтегазоносный район — Сергинский.  Только после многократных проверок компании начали брать конкурсные участки в этом районе: Западно-Тугровский, Песчаный, Кислорский. Готовятся  к выставлению на конкурс еще два участка. Слабая изученность заставляет сконцентрировать в этих районах значительные объемы сейсмических работ.

 

 

Рис. 3. Шаимско-Красноленинская региональная зона

 

Всего в этой зоне выделено 12 блоков, из которых только на 3 участках работы завершены, на 7 будут вестись поисковые работы в 1999 г.  и на 6-ти – в 2000 г.

Ресурсная база НФ Западной зоны составляет  по категории С₁ - 33 млн.т, С₂- 149 млн.т (извлекаемых).

Локализованные перспективные ресурсы (С₃+Д₀) составляют 400 млн.т (извлекаемых), из которых 100 млн.т. — в пределах мини-проектов.

Эта ресурсная база (по материалам реализации Программы в предыдущие годы) имеет следующую продуктивность:

- на Сергинском месторождении из пласта Ю₁₀ в скв.28 получено 29.1 м3/сут; из пласта Ю_8-9  в скв.25 — 21 м3/сут;

- из пласта “П” на Иусском месторождении в скв.8004 получен газоконденсатный фонтан, из  Ю₂  в скв. 8002 — фонтан нефти дебитом  173 м³/сут.

На основании изложенных технологий и изучения ресурсной базы предполагается здесь пробурить  10 поисковых скважин, провести 1 тыс.пог.км сейсмопрофилей в пределах 2-х поисковых блоков и еще 2 тыс.пог.км на совсем новых участках. Ожидаемый результат: коэффициент успешности 0.3 – 0.35; прирост на одну продуктивную скважину – 0.6 млн.т запасов С₁, 2 млн.т категории С₂  (табл.2). При 10 скважинах это позволит максимально прирастить 6-8 млн.т запасов С₂  и 1-3 млн.т запасов С₁, выявить еще один нефтегазоносный район.

2. Приобско-Айпимская зона. Площадь зоны 78 тыс.км². Это крупнейшая шовная зона, четко трассируется в мезозое цепочкой глубоких впадин, обрамляющих зону с востока и запада (рис.4). Клиноформные пласты АС₉ -АС₁₂  являются здесь основными объектами поиска. Кроме того, вся зона, как наиболее тектонически напряженная, перспективна на баженовские отложения. Перспективны также горизонты АС_1-3, АС₄, АС₇ и другие. В центре зоны получен фонтан нефти 1000 м³/сут из коры выветривания палеозоя на Горелой площади. Основным фактором, контролирующим размещение залежей в этой зоне, является литолого-стратиграфический, замкнутость поднятий имеет подчиненное значение.

В субмеридиональной полосе выделено 10 поисковых блоков, на 6 из них предполагается вести работы в 1999-2000 гг. и пробурить в этой высокоперспективной зоне всего 27 скважин (13 из них – в 2000 г.). В пределах мини-проектов будет проведено 1 тыс.км сейсмопрофилей, на новых участках зоны – 0.5 тыс.км сейсмопрофилей, 4 участка будут выставлены на VII-VIII раунды лицензирования недр. Основные результаты по дебитам нефти (т/сут): Кондинский участок — 10-12 , Логачевский — 7 , Эргинский — до 20, Приобский — до 100. Почти везде промышленная эксплуатация потребует специальных мероприятий по повышению дебитов. В Приобско-Айпимской зоне сконцентрировано 910 млн.т запасов С₃+Д₀, в том числе 100 млн.т в зонах мини-проектов. Бурение 19-ти скважин дает следующий результат: К= 0.4; прирост С₁ на одну продуктивную скважину 1.0 млн.т, прирост С₂  на одну пробуренную скважину – 2.2 млн.т. Общий прирост запасов С₂  составит 11-15 млн.т, С₁ - 5-7 млн.т.

 

Рис. 4. Приобско-Айпимская региональная зона

 

3. Центральная зона (включает Сургутский, Вартовский, Юганский и другие нефтегазоносные районы). Площадь зоны 130 тыс.км² (рис.5). Здесь еще далеко не исчерпан потенциал основных, высоко зарекомендовавших себя пластов: БС_10-11, АС₉, Ю₁, БВ₆, АВ_1-3 и других. Детальные трехмерные модели строения этих объектов, полученные по промысловым данным, позволяют выявить много  особенностей в  строении, расширить их перспективы. Данные эксплуатации ачимовской толщи на ряде площадей подтверждают ее перспективность. Интересны аномальные разрезы баженовской свиты, развитые в центральной и северной части зоны.

В последнее время здесь получены следующие дебиты: Встречный мини-проект скв. 4044, пласт БС₁₁ - 85 м³/сут, здесь же из тюменской свиты — 7 м³/сут, на Юккунской площади из пласта Ю₁ – 36.5 м³/сут, на Нятлонгском проекте из ачимовских отложений скв.87 дала 87 м³/сут, здесь же из аномальной баженовской свиты в скв.170 получен приток нефти 8 м³/сут, в скв.120 (Хазарская) на Ингольском проекте из пласта Ю₁ –71.3 м³/сут, из тектонической ловушки Новомолодежной площади — 145 м³/сут нефти с водой (Ю₁).

В пределах закартированных ловушек нераспределенного фонда недр запасы С₃+Д₀ оценены в 1.1 млрд.т. Здесь подготавливается 16 участков на VII и VIII конкурсы. Выделено 25 поисковых мини-проектов, на 12 предусмотрены работы в 1999 г. Сейсморазведочные работы будут выполняться на 2-х  площадях (1.0 тыс.км). В результате бурения 20 скважин в 2000 г. ожидается  следующий результат: коэффициент успешности – 0.45, прирост С₁ на одну продуктивную скважину -1.4 млн.т, С₂  - на одну скважину – 2.0 млн.т. В итоге будет подготовлено 30-50 млн.т запасов С₂  и 12-15 млн.т запасов категории С₁.

 

Рис. 5. Центральная региональная зона

 

4.Восточная региональная зона площадью 70 тыс.км² (рис.6) состоит из двух частей:

- Западного, шовного блока, включающего Колтогорский прогиб и сочлененный с ним Александровский мегавал, достаточно изученный, простирающийся на север до Харампурского месторождения;

- Восточного, состоящего из нескольких крупных тектонических элементов, крайне слабо изученного, 1 скважина приходится на тысячу квадратных километров.

Участки здесь пользуются спросом компаний. 3 блока выставлено на VI конкурс, 4 по заявкам компаний готовится на VII-VIII.

В пределах зоны 240 млн.т нефти категорий С₃+Д₀, совсем немного С₁ и С₂ , поскольку все участки быстро передаются компаниям, а слабоизученная территория востока не позволяет быстро наращивать потенциал.

 

Рис. 6. Восточная региональная зона

 

По верхнеюрским отложениям здесь наблюдается сочленение трех фациальных зон, представленных васюганской свитой на западе, наунакской — на юге, сиговской — на севере. Это одна из интересных зон для поиска верхнеюрских залежей.

Прогибы восточной части зоны выполнены нижнеюрскими отложениями, здесь высокоперспективны продуктивные пласты Ю₁₀-Ю₁₂. На востоке клавишная система сочленения Западной Сибири и Сибирской платформы, система рифтов, реконструированная В.С.Сурковым, свидетельствуют о значительном потенциале палеозоя. Для проведения сейсморазведки  выделены две большие зоны, где работы ежегодно проводятся с нарастающим объемом. В 2000 г. предлагается провести сейсморазведку объемом 2000 пог.км. Если же рассматривать Александровский мегавал, то здесь, кроме юры, доказана нефтегазоносность всего нижнего мела, открыты тектонически экранированные залежи. В этой перспективной зоне выделено 8 первоочередных поисковых блоков (мини-проектов), из которых на 5-ти предлагается вести бурение в 2000 г. Предполагается пробурить 6 скважин, прогнозируемый результат: К= 0.4, прирост С₁ на 1 продуктивную скважину — 0.8 млн.т; С₂ на 1 пробуренную – 1.4 млн.т, что позволит прирастить  2-5 млн.т запасов категории С₁ и 8-10 млн.т  категории С₂.

  

Таблица 2. Ожидаемые результаты ГРР в 2000 г.

 

Кроме перечисленных видов работ предусмотрено мощное научное обеспечение восполнения минерально-сырьевой базы региона в различных областях знаний: геологии, технологии освоения ресурсов, формирования баз данных, экономического моделирования, развития компьютерных обрабатывающих систем, расширения нормативно-правовой базы.

Планируются средства на ликвидацию ранее пробуренных скважин, строительство кернохранилища, содержание Служб управления ресурсами. Часть ставок ВМСБ будет вложена в развитие рудной сырьевой базы Урала (в пределах ХМАО), гидрогеологические исследования и мониторинг.

Общие затраты составят (млн.руб.):

-на бурение скважин                                                                  — 1300;

-на сейсморазведку                                                                   — 400;

-на строительство, научные исследования,

ликвидацию скважин и другие работы                                       — 300.

Итого:                                                                                        — 2000.

В результате реализации программы ГРР за 2000 г. в нераспределенном фонде будет пробурено 50 поисковых скважин проходкой 150-160 тыс.м, выявлено около 100 млн.т нефти  (25-31 млн.т - С₁ и 60-71 млн.т — С₂).

0.2 млрд.руб. в связи с решением комиссии по ГРР от 02.1999 г. должно быть направлено на работы по твердым полезным ископаемым и изучение пресных и подземных вод. Эта сумма (1.8 млрд.руб.) явилась основой для расчета Территориальной программы на нефть и газ в нераспределенном фонде недр.

 

 3.6. Ожидаемые результаты ГРР в 2000 г. в распределенном фонде недр

Анализ ресурсной базы округа подтвердил, что обеспеченность добычи разведанными запасами достаточно высокая, но 2/3 этих запасов требуют огромных дополнительных инвестиций.

Сегодня большая часть вовлеченных в разработку запасов нефти характеризуется выработанностью и обводненностью (более 50%), слабой  вовлеченностью в разработку (Тянское, Приобское месторождения).

Для поддержания добычи на достигнутом уровне (170-180 млн.т) и восполнения ресурсной базы компаниям необходимо работать по двум направлениям:

- перевод части разведанных запасов в категорию экономически эффективных за счет внедрения новых технологий, соблюдения правил эксплуатации;

- подготовка новых запасов (погодовые приросты), в обычной ситуации они должны превышать годовую добычу в 1.5-2 раза.

Приросты запасов нефти за счет повышения дебитов, внедрения новых технологий  очень важны.

Поскольку средства компаний весьма ограничены (от ставок ВМСБ составляют 4 млрд. руб.), возникает дилемма, как их разделить между двумя обозначенными направлениями.

В программе ГРР 2000 года, основываясь на результатах реализаций программ ГРР 1997-1998 гг.,  предлагается компенсировать новыми запасами только часть добычи (подготавливать в год 100-120 млн.т новых запасов категории С₁) и значительные средства вложить в увеличение эффективности уже открытых залежей.

Это в основном запасы в  залежах, приуроченных к пластам альба (ВК, ПК_18-20, «рябчику») ачимовской толщи, баженовской, абалакской, тюменской свит, основная часть которых открывалась давно и вместе с разведкой высокопродуктивных неокомских залежей. Методам вскрытия пластов, опробованию, интенсификации притоков не уделялось должного внимания, поэтому дебиты в разведочных скважинах, как правило, были низкими. По ряду объектов требуется решить принципиальные научно-технические проблемы, позволяющие эффективно оценивать и осваивать эти объекты.

Исследования последних лет показали, что продуктивность скважин можно значительно повысить при специальном режиме вскрытия продуктивного пласта, обработке призабойной зоны, ступенчатом цементировании колонны, применении гидроразрыва.

По данному направлению предлагается бурить на известных залежах небольшое количество оценочных скважин,  провести в них специальные работы  и исследования, целью которых является переоценка продуктивности скважин и рентабельности освоения  запасов.

Анализируя работу крупнейших нефтедобывающих компаний, выполняющих разработку месторождений и  геологоразведочные работы, следует отметить, что у каждой из них существуют свои технологические проблемы. Например:

- для ОАО «Кондпетролеум» основной задачей является изучение и освоение пород абалакской свиты;

- ОАО «Сургутнефтегаз» решает вопросы повышения нефтеотдачи и обработки призабойных зон по пластам Ю₀, Ю₂ и ачимовской толщи;

- трудности в освоении коллекторов пласта АВ₁₁ «рябчик» у ОАО «Нижневартовскнефтегаз»;

- НК «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» для поддержания добычи должна вводить в разработку месторождения, продуктивность которых  приурочена к отложениям ачимовской толщи и аномального разреза баженовки;

- практически все разрабатываемые месторождения «Варьеганнефтегаза» находятся в тектонически активной зоне и их строение представляется в блоково-разломном варианте. Это создает трудности в выборе системы расположения эксплуатационных скважин и верификация геометрии блоков становится важной задачей.

  

Предполагаемые виды современных технологий для  решения задач повышения эффективности запасов за счет новых технологий

 

3.7. Ожидаемые результаты ГРР 2000 года по ХМАО 

В целом по Территориальной программе ГРР в 2000 году при затратах 6 млрд. руб. новые запасы категории С₁+С₂ (180-200 млн.т) будут компенсировать только часть добычи (170-180 млн. т), так как вновь открытые залежи в нераспределенном фонде недр будут влиять на добычу не ранее чем через 4-6 лет.

 

4. Концепция изучения недр при отсутствии средств  у  государства

     Альтернативная концепция рассматривается для случая, когда государство не имеет никаких средств для изучения нераспределенного фонда недр и будет судить о ценности недр только по представлению нефтяных компаний. Если рыночные отношения в стране  дальше будут развиваться и установятся справедливые деловые контакты  между компанией и государством, то основой такого (через компании) государственного изучения недр может быть только конкурентоспособная среда.

Основные положения такого механизма изучения недр следующие.

Компания через конкурс получает участок нераспределенного фонда недр на  условиях:

-либо сделать на этом участке коммерчески значимые открытия и доказать государству, что они действительно коммерчески значимые, то есть обеспечивают прибыльную разработку, либо вернуть государству арендованный участок недр (одну третью часть этого участка или половину, в зависимости от коммерческой значимости сделанных открытий) обязательно пробурив  на возвращаемых участках  оговоренное лицензионным соглашением количество скважин, выполнив определенный объем сейсморабот и т.д.;

-государство, объединяя возвращенные участки со смежными территориями, вновь выставляет их на конкурс с тем же основным правилом – возврат части участка через 3-5 лет с обязательным выполнением  минимального объема работ и оставление компании только той части участка, на котором она докажет коммерческое открытие.

Такой механизм заставит компанию предельно тщательно относиться к природному эксперименту (проведению поисково-разведочных работ) на лицензионном участке с тем, чтобы доказать, что она действительно сделала коммерчески значимое открытие и соответственно этот участок не подлежит возврату государству.

Этот механизм, детально описанный несколько лет назад, оказался, к сожалению, не включенным в различные законы ХМАО о недрах, поэтому реализация альтернативной концепции возможна только при внесении соответствующих дополнений в существующие законы ХМАО.

Более детально механизм кругооборота недр описан выше. Данная концепция заменяет кругооборот изученных участков  неизученными. Необходимые объемы работ, конечно, остаются те же, нужно на «новых» участках бурить порядка 100 скважин в год, но уже за средства компаний и под индивидуальный риск компаний. Необходимость сделать и доказать коммерческую значимость сделанного открытия, а также непогашенный риск на участке будут вести  к увеличению количества поисково-разведочных скважин на тех же площадях бывшего нераспределенного фонда недр до 150 скважин. Это более затратный механизм, чем изложенный в основной концепции, но  если государство выбирает его, то следует в первые годы как-то объединять этот механизм с основной концепцией.

 

5. Концепция развития региональных работ

 По закону «О недрах» региональные работы находятся в компетенции Министерства природных ресурсов РФ и выполняются за счет 3%-ных отчислений от ставок ВМСБ, направляемых в бюджет Российской Федерации.

Настоящая концепция разработана на основании составленной  программы региональных работ.

На протяжении многих лет в Западной Сибири регулярно осуществлялись региональные геолого-геофизические работы, которые постепенно модифицировались в сторону более широкого использования сейсморазведки ОГТ и целенаправленного параметрического бурения. Выполненная система региональных сейсморазведочных профилей дала значительную геологическую информацию об общей модели строения осадочного чехла Западно-Сибирского региона, однозначно ответила на вопрос о клиноформном строении неокомской толщи меловых и частично на востоке территории юрских отложений, позволила выделить большое количество антиклинальных перегибов, на которых последующими поисковыми работами были подготовлены нефтегазоперспективные объекты.

Недостатками отработанной системы региональных профилей являются ее незавершенность, преимущественно на окраинах территории, а также нечеткая согласованность размещения профилей  со скважинами глубокого бурения, вскрывающих нижнеюрские и доюрские образования. Все это отрицательно сказывается на решении ставших актуальными задач по выделению новых преимущественно неантиклинальных типов меловых и юрских отложений, выяснению условий размещения залежей и поиска перспективных ловушек в нижнеюрских и доюрских отложениях.

Изучению особенностей геологического строения Западно-Сибирского бассейна в целом, выделению в нем новых нефтегазосборных зон мешает также отсутствие координации по проведению региональных работ МОВ ОГТ на сопредельных с ХМАО субъектах Федерации.

 

Не увязана в единую систему информация по опорному, параметрическому бурению и региональной сейсморазведке. Программа региональных работ территории ХМАО является частью общей программы Западной Сибири. Она направлена на завершение уже почти отработанного каркаса сейсмических профилей ОГТ и сопутствующих им параметрических скважин. В задачу создания единой сети профилей входит восстановление и реставрация ранее обработанных, дострел новых для их соединения, чтобы в конечном результате получить полный региональный профиль единой сети профилей.

Кроме этого в программу региональных работ включаются научно-исследовательские работы по программе изучения палеозоя, переоценке потенциальных ресурсов осадочной толщи, нефтегеологическому районированию и другим.

За счет ставок ВМСБ, оставляемых в бюджете субъекта Федерации на территории ХМАО в 1997-1998 гг., пробурено 2 параметрических скважины (5  Саранпаульская – в западной и 1  Пыль-Караминская – в восточной части округа), отработано региональных сейсмопрофилей в объеме 357 пог.км; ведутся научно-исследовательские работы по изучению палеозоя, оценке потенциальных ресурсов; создана новая тектоническая карта региона.

В 2000 г. на территории ХМАО рекомендуется бурить 3-4 параметрических скважины (одна из них находится в консервации) в комплексе с отработкой региональных сейсмопрофилей, продолжить научно-исследовательские работы за счет средств Российской Федерации.