Эффективность освоения месторождений зависит от полноты учета при проектировании геологических технико-технологических факторов и максимального сокращения затрат путем поиска и внедрения новых, более прогрессивных решений.

Высокий уровень вложений в освоение месторождений требует технико-экономической оценки для каждого этапа: 1) геологоразведочных работ, 2) составления схемы развития нефтегазовой промышленности в регионе с учетом прогнозных ресурсов, 3) проектирования разработки месторождений.

Методической основой технико-экономической оценки является достижение максимальной рентабельности при использовании новейших технико-технологических и организационных решений.

На первом этапе на основе технико-экономического анализа подготовленных и выявленных геофизическими методами структур определяются направления геологоразведочных работ.

Анализ отечественного и зарубежного опыта освоения УВ-ресурсов на шельфе и суше показывает, что наилучшие технико-экономические показатели получены при формировании в регионе единых нефтегазовых систем, в составе которых могут быть различные по запасам перспективные и реально существующие месторождения. Поэтому оценка целесообразности проведения геологоразведочных работ проводится как по отдельным перспективным структурам, так и по группам структур.

При проведении технико-экономического анализа геологоразведочных работ необходима следующая последовательность: 1) нефтегазогеологическое районирование территории с учетом тектоники, наличия в разрезе нефтегазоносных объектов и т. д. В каждой выделенной зоне с учетом коэффициентов подтверждаемости запасов из выявленных и подготовленных структур выбираются наиболее характерные, желательно подготовленные; 2) обоснование системы и определение показателей разработки месторождений (характерных структур) каждой зоны; 3) обоснование системы сбора и подготовки продукции с учетом существующих и намечаемых магистральных газо-, конденсато- и нефтепроводов, береговых сооружений, потребителей и т. д.; 4) определение экономических показателей вариантов с различной последовательностью подключения к разрабатываемым месторождениям подготовленных площадей различных зон и выбор оптимальных.

Технико-экономическая оценка проводится с учетом достигнутого технического и технологического уровней разработки месторождений.

При отсутствии разрабатываемых месторождений рассматриваются варианты различной последовательности ввода в разработку структур из каждой зоны.

Нефтегазогеологическое районирование проводилось на основе тектонических схем и карт распространения нефтегазоносных комплексов, разработанных ранее УкрНИГРИ и ВНИИгазом, с учетом новых локальных структур и тектонических элементов, новых данных по литофациям и нефтегазоносности региона.

Юго-западный район включает Краевую ступень и вал Губкина. Здесь распространены продуктивные отложения верхнего мела – на площадях Западный и Восточный Лебедь (Румыния) в них открыты промышленные залежи – и перспективны комплексы нижнего мела и миоцена. Подготовлены к бурению антиклинальные складки: Дельфин, Комсомольская, Краевая, Олимпийская, Зональная и крупная структура им. Губкина. В отложениях миоцена выявлено несколько линзовидных тел аккумулятивного генезиса, которые рассматриваются как потенциальные ловушки литологически экранированного типа.

К юго-восточному нефтегазоносному району отнесен Каламитский вал с выявленными в его пределах структурами: Ильичевской, им. Карбышева, Евпаторийской, Севастопольской. Перспективы открытия УВ здесь связываются с отложениями нижнего и верхнего мела. К бурению подготовлена структура Евпаторийская.

Центральный район выделен на акватории Каркинитского мел-кайнозойского прогиба, одного из наиболее перспективных участков северо-западного шельфа, где в отложениях палеоцен-дата, майкопской серии и миоцена открыто шесть месторождений газоконденсата и газа: Голицынское, им. Шмидта, Южно-Голицынское, Штормовое, им. Архангельского, Крымское. Голицынское месторождение находится в эксплуатации, Штормовое и Архангельское намечены к вводу в разработку в ближайшее время.

По данным поисково-разведочных работ высоко оцениваются в этом районе перспективы нижнемелового комплекса. К бурению подготовлены структуры Федоровская, Штилевая, Прибойная. На восточном участке выявлено среднее по размеру Тарханкутское поднятие.

Северо-восточный район расположен в западном секторе Каркинитского залива. Он охватывает восточную центриклиналь Каркинитского прогиба и участок южного склона Восточно-Европейской платформы. В районе подготовлены к бурению поднятия Каркинитское и Межводненское, выявлены структуры Восточно-Межводненская, Бакальская, Скадовская, Днестровская. Все они относятся к структурам погребенного типа, сформировавшимися в отложениях нижнего мела и затухающим в более молодых осадках.

Из подготовленных и выявленных перспективных структур для технико-экономического анализа выбраны 12: Дельфин, Краевая, Олимпийская, Зональная, им. Губкина, Катран, Безымянная, Каркинитская, Штилевая, Прибойная, Тарханкутская, Евпаторийская.

Для различных геологических и природно-климатических условий оптимальное число скважин на платформах должно определяться специальными технико-экономическими расчетами, а тип платформ – с учетом конкретных условий.

Проведенный анализ показывает, что при глубинах залегания продуктивных горизонтов более 4000 м время бурения восьми скважин составляет 25 % от принятого срока эксплуатации МСП. Ввод скважин в эксплуатацию в соответствии с существующими правилами по безопасному ведению работ на МСП возможен только после окончания бурения последней из них. Ускорение ввода месторождений в разработку требует решения вопроса одновременного бурения и эксплуатации газовых скважин.

Эта проблема может быть решена за счет улучшения конструкции верхних строений МСП:

а) одноярусные (однопалубные) для залежей, залегающих на глубинах до 2000 м; все скважины с платформы бурят одним буровым станком. Ввод эксплуатационных скважин осуществляется после окончания бурения всех скважин;

б) двухъярусные для залежей на глубинах 2000–4000 м. Бурение осуществляется одним буровым станком. Бурение и эксплуатация скважин ведется одновременно-последовательно. Должны быть решены вопросы, обеспечивающие бурение разведочных скважин при наличии на МСП эксплуатационных скважин.

в) двухъярусные для залежей, залегающих на глубинах более 4000 м. Бурение осуществляется одновременно двумя буровыми станками. Скважины вводятся в эксплуатацию одновременно-последовательно.

Расчеты показателей разработки велись на ЭВМ по программе для газового режима, в которой учитываются: глубина залегания продуктивных пластов, фактические скорости бурения скважин, удельные запасы газа на одну скважину, проектируемые дебиты скважин, число буровых станков и возможное количество размещаемых на платформе скважин. На первом этапе разработка осуществляется при постоянных дебитах скважин, на втором – при постоянном рабочем давлении, достаточном для бескомпрессорного транспорта газа на береговые сооружения. Далее последовательно определялись технико-экономические показатели по группе разрабатываемых и намеченных к вводу в разработку месторождений (Голицынское, им. Архангельского, Штормовое) с одной из конкурирующих по порядку ввода структур (Дельфин, Каркинитская и т. д.). При определении технико-экономических показателей учитывались построенные коммуникации сбора продукции, намеченные ранее для строительства и необходимые дополнительно. Выход всех транспортных сетей планировался в районе существующей на берегу установки комплексной подготовки газа (УКПГ).

При удаленности рассматриваемых структур от УКПГ до 100 км принимался вариант совместного транспорта газа и конденсата, а при удаленности более 100 км – раздельного. Диаметры морских трубопроводов рассчитывались с учетом объемов добычи газа и конденсата, рабочего давления в начале трубопровода и на УКПГ.

По каждой группе структур определялись экономические показатели по рассмотренным группам в разрезе следующих статей: геологоразведочные, включающие в себя геофизические, поисковые и разведочные работы, стоимость гидротехнических сооружений (МСП), добывающих скважин, трубопроводов, прочие затраты.

При этом критерием выбора варианта разработки месторождения являлось достижение максимального народнохозяйственного экономического эффекта. Интегральный экономический эффект, получаемый за полный срок освоения месторождения, подразделялся на стадийные. Ценность продукции определялась по действующим ценам на нефть и газ.

По подготовленным структурам были взяты фактические затраты на геофизические работы, а по выявленным использовались статистические зависимости затрат от площади.

Необходимое количество поисково-разведочных скважин на структурах обычно определяется исходя из геологических особенностей конкретного района с учетом предполагаемых запасов нефти (газа), сложности строения залежей, глубин залегания и т. д. В частности, для месторождений суши ВНИГРИ предложил оптимальное число разведочных скважин в зависимости от запасов флюидов, площади структур, сложности строения залежей. Поскольку стоимость бурения скважин на море высока, при расчетах число поисково-разведочных скважин бралось согласно рекомендациям ВНИГРИ, соответствующим структурам простого строения. Качество геологоразведочных работ при уменьшенном числе поисково-разведочных скважин на морских структурах должно обеспечиваться проведением дополнительных геофизических исследований после бурения каждых 2–4 скважин (переинтерпретация данных сейсморазведки на основе проведенных в скважинах ВСП, изучения околоскважинного пространства по перспективным (продуктивным) горизонтам, акустического, плотностного и сейсмокаротажа или повторная детальная сейсморазведка). Повторные детальные сейсмические работы требуют длительного времени на их проведение, интерпретацию и оформление результатов. Поэтому при расчетах условно (после бурения первых четырех поисково-разведочных скважин) предусмотрено 6 мес на переинтерпретацию геофизических материалов.

Для определения стоимости поисково-разведочных скважин были использованы статистические связи между стоимостью этих скважин и глубинами отдельно для скважин, пробуренных с СПБУ и МСП. Затраты на бурение поисково-разведочных скважин определялись в соответствии с числом запроектированных скважин на каждую структуру и указанной выше зависимостью.

Стоимость эксплуатационных скважин, трубопроводов также определялась с учетом фактических данных по разрабатываемым месторождениям моря и нормативов для месторождений суши.

Полученные величины прибыли от реализации продукции и народнохозяйственной эффективности разработки месторождений дали возможность выявить следующую очередность поисково-разведочного бурения по северо-западному шельфу Черного моря: Каркинитская, Дельфин, Евпаторийско-Тарханкутская, Штилевая, Прибойная, Федоровская, Одесская.

Комплексный подход к освоению морских нефтегазовых месторождений позволил более достоверно оценить разновременные затраты, распределить их с учетом технической и экономической целесообразности очередности ввода в эксплуатацию, еще на этапе поисково-разведочных работ выделить наиболее рациональные варианты их будущего обустройства. Описанный методический подход может быть использован для обоснования первоочередных направлений геологоразведочных работ и для других регионов.

Схема локальных структур северо-западной части Черного моря: