В новых условиях хозяйствования выявляется определенная несбалансированность между подготовкой запасов и рациональным освоением ресурсов нефти в целом. Эффективное решение этого вопроса следует связывать с установлением экономических взаимоотношений между предприятиями и отраслями, участвующими в подготовке запасов и их использовании. Организация подобных взаимоотношений требует совершенствования подготовки запасов на основе планирования всего процесса освоения ресурсов нефти с использованием их геолого-экономической характеристики.

Планирование прироста запасов нефти исходит из долговременных потребностей в ней народного хозяйства (в том числе и в валютных средствах от ее экспорта) и лимитируется объемом и качеством ресурсов нефти, экономическими и техническими возможностями их освоения. “Методические указания к разработке государственных планов..." [5] при планировании подготовки запасов промышленных категорий, обеспечивающих развитие нефтедобычи, предлагают исходить для страны в целом и отдельных нефтедобывающих районов из кратности текущих запасов годовой добыче нефти, равной 35–40 крат. Однако эти рекомендация к настоящему времени в известной мере устарели, ибо исследования показывают, что кратность непостоянна для различных уровней использования ресурсов даже в одном районе. Она зависит от добывной характеристики ресурсов, которая является функцией горно-геологических условий (в конечном итоге, дебитов скважин и размеров запасов месторождений), стадий разработки основных месторождений, степени освоенности начальных ресурсов, доли запасов вовлеченных в разработку залежей и др. [4]. Поэтому кратность запасов добыче нефти можно использовать только в качестве одного из показателей обеспеченности, предусматривая для каждого района и определенного периода освоения его ресурсов свой конкретный средний уровень кратности.

Планирование приростов запасов, обеспечивающих потребности народного хозяйства, предлагается проводить исходя из планируемой доли добычи нефти из неразведанных запасов (C₂) и ресурсов (С₃, Д₁, Д₂) (обратная задача – планирование уровней и структуры добычи нефти в зависимости от возможностей ресурсной базы – в статье не рассматривается). Между получением прироста запасов и началом его использования проходит определенное время, при этом отмечается тенденция к его сокращению. В Урало-Поволжье от IX к XII пятилетке оно сократилось в среднем от 4–5 до 1,5–2 лет, в Предкавказье – от 2 до 1,5, в Тимано-Печорском регионе, Западной Сибири этот временной лаг составляет около 5 лет и более. Поэтому планирование приростов запасов, обеспечивающих требуемый уровень добычи нефти, необходимо проводить только на долгосрочной основе длительностью не менее двух пятилеток. Так, например, если лаг времени между приростом запасов и началом их использования составит 2 года, то тогда приросты запасов за первый год планируемой пятилетки будут использоваться с четвертого ее года, а за последний год – с третьего года следующей пятилетки. Для этих условий пятилетняя добыча нефти (Dq₁) из прироста запасов первого года планируемой пятилетки (DQ₁) будет складываться из пяти годовых отборов (Dq₁,Dq₂,Dq₃, Dq₄,Dq₅):

q₁=Dq₁+Dq₂+Dq₃+Dq₄+Dq₆,

где Dq₁=DQ₁a, Dq₂=DQ₁(l–a)a,.... Dq₅=DQ₁(l–a)⁴a, a – средний темп использования годового прироста запасов за 5 лет.

Несложно найти аналогичные соотношения между приростом запасов последующих лет пятилетки (DQ₂, DQ₃, DQ₄, DQ₅) и добычей нефти из них (q₂, q₃, q₄, q₅). Эти соотношения позволяют определить приросты запасов, обеспечивающие планируемую добычу нефти из неразведанных запасов и ресурсов за 5 лет или в последний год пятилетки.

Планируемый по критериям обеспеченности прирост запасов нефти по отрасли в целом должен исходить из обеспеченности каждого нефтедобывающего и перспективно нефтегазоносного районов. Оценка объемов приростов запасов для районов с развитой нефтедобычей показала, что объемы приростов запасов, обеспечивающих добычу нефти из неразведанных запасов и ресурсов, в ряде районов отличаются от объемов, рассчитанных на основе прогноза эффективности и планируемых объемов поисково-разведочного бурения. Вариант прироста запасов, полученный для этих районов на основе обеспечения запасами добычи нефти из неразведанных запасов и ресурсов, указывает на необходимость увеличения или уменьшения приростов запасов по сравнению с планируемыми по действующим методикам. Реализация предлагаемого способа видится в многовариантных расчетах приростов запасов и возможной добычи нефти из них, при этом выбор конечного варианта будет определяться как экономическими показателями подготовки и использования запасов, так и технико-экономическими возможностями предприятий и отрасли. В качестве первых результатов такого сопоставления следует рекомендовать в районах с весьма значительными по величине не вовлеченными в разработку разведанными запасами, добыча которых не планируется в течение ближайших 10 лет, увеличить долю поискового бурения с целью отбора для разведки наиболее крупных месторождений.

В новых условиях хозяйствования планирование приростов запасов, обеспечивающих перспективные планы добычи нефти, ограничивается лимитами централизованных капитальных вложений (KB) и госбюджетных ассигнований (ГБ) и ГРРн, хотя следует отметить, что при хозрасчете не запрещено использовать на разведочное бурение фонд развития производства, из которого финансируется эксплуатационное бурение. Возникает задача планирования ГРРн на основе оптимального соотношения между госзаказом на прирост запасов нефти и денежными лимитами. Почему денежные лимиты должны быть не минимальными, а оптимальными, объясняется тем, что они обеспечивают не только ГРРн, которые дадут прирост запасов в планируемом периоде, но и работы, создающие основу для прироста запасов за пределами планируемого периода. Выражением этого соотношения являются удельные затраты на прирост 1 т запасов нефти и прирост запасов на рубль затрат. Анализ материалов по районам с высокой разведанностью НСР показал, что приросты запасов на рубль затрат изменяются во времени в связи с разведанностью НСР или накопленным объемом денежных затрат аналогично изменению эффективности ГРРн (рис. 1). Подобная связь в районах с высокой разведанностью отражает установившиеся близкие к оптимальным соотношения между региональными, поисковыми и разведочными работами и является статистической, при этом годовые удельные приросты отклоняются от средних за 5 лет в Урало-Поволжье, Западной Сибири, Предкавказье на ±20 - 30 % и более. Поэтому прогноз удельных затрат как показателя оптимального соотношения приростов запасов и лимитов денежных средств можно приводить только для пятилетки и более длительных периодов, используя для этого графики приростов запасов на рубль затрат.

Экстраполяция зависимостей “прирост запасов на рубль затрат – разведанность НСР” осложняется пересмотрами цен на бурение и геофизические работы, а в районах с неустойчивым приростом запасов – значительным статистическим разбросом удельных приростов запасов на рубль затрат. Поэтому, учитывая высокий уровень методического обеспечения планирования средней стоимости 1 м проходки (скважины) и приростов запасов нефти на 1 м проходки (скважину), предлагается в качестве основного способа проводить расчеты оптимальных KB на 1 т прироста на основе раздельного планирования прироста запасов на 1 м проходки (скважину) и стоимости 1 м проходки (скважины), используя при этом соотношения: Т_р(КВ)=Т_м/С_м или Т_р(кв)=Т_скв/С_скв, где Т_р(КВ), Т_м и Т_скв –прирост запасов соответственно на рубль KB, 1 м проходки и скважину, законченную строительством; С_м и С_скв – планируемая стоимость соответственно 1 м проходки и скважины.

Объем ГБ, обеспечивающих выполнение госзаказа на прирост запасов и рациональное использование KB, рекомендуется рассчитывать по удельным затратам на подготовку ресурсов категории С₃ и средней стоимости подготовки структуры с учетом затрат на региональные и детализационные работы. Кроме того, расчеты ГБ возможны по устоявшемуся в районе соотношению KB и ГБ с учетом тенденции его изменения.

Выявленные значения стоимости прироста 1 т запасов используются при распределении централизованных денежных средств на госзаказ по приросту запасов между производственными объединениями, а далее и направлениям работ. Кроме того, при предплановых проработках оценивается возможность получения приростов запасов на выделенные средства по крупным регионам и направлениям работ в их пределах. Нефтегазоносные районы существенно различаются по величине и плотности ресурсов нефти, горно-геологическим условиям и в конечном счете эффективности работ и стоимости прироста запасов нефти. В некоторых работах предлагается распределение приростов запасов и денежных средств по районам проводить исходя из минимизации затрат на ГРРн по отрасли в целом. Если следовать этому принципу, прирост запасов будет планироваться только в районах и на направлениях с дешевой их подготовкой (с учетом достаточности объема неразведанных запасов и ресурсов нефти и др.). Как следствие ограниченности централизованных денежных средств, в этом случае не будут финансироваться ГРРн с повышенной стоимостью подготовки запасов, а также работы с негарантированным приростом, создающие базу подготовки запасов за пределами планируемого периода. Минимизационный принцип распределения денежных средств по ГРРн не увязывается с планированием по критериям обеспеченности добычи и ориентирован на "разубоживание" ресурсов, когда осваиваются только самые продуктивные нефтегазоносные районы, а в их пределах – самые лучшие месторождения и их участки. Поэтому возникает задача оптимизационного распределения по районам централизованных денежных средств и госзаказа на прирост запасов. В основе решения этой задачи лежит обеспечение непрерывности процесса освоения ресурсов нефти с темпом, зависящим в каждом районе в первую очередь от объема ее неразведанных запасов и ресурсов, эффективности и стоимости подготовки и использования этих ресурсов. Следует учитывать также, что резкое ограничение или временная приостановка ГРРн в каком-либо нефтегазоносном районе целесообразны, если в ближайшие 5–10 лет подготавливаемые запасы не могут быть использованы по экономическим, техническим или экологическим причинам, а их вовлечение за пределами этого срока не окажет существенного влияния на уровень добычи нефти в отрасли.

Оптимальное распределение централизованных денежных лимитов и госзаказов на прирост запасов нефти связывается с геолого-экономической дифференциацией ресурсов нефти. Это новый вид информации, пути использования которой при выборе направлений ГРРн исследованы еще недостаточно. В геолого-экономической оценке ресурсов нефти наметилось несколько методических направлений. Одно из них развивается учеными ИГиРГИ, в основе его лежит методология геологических аналогий, когда геолого-экономическая оценка запасов нефти на эталонных участках, использованных при количественной оценке ресурсов, переносится на ресурсы расчетных участков с применением соответствующих коэффициентов аналогии [1, 3]. Данная методика наиболее эффективна в районах, где пройден пик эффективности ГРРн. Второе методическое направление развивается учеными ВНИГРИ и исходит из прогноза дифференциации ресурсов региональных нефтегеологических элементов (область, район) по крупности нефтяных месторождений с учетом типов ловушек, коллектора, проницаемости пластов, возможной динамики разработки. Далее, используя нормативы на ГРРн (стоимость бурения скважин и количество поисковых и разведочных скважин на месторождениях различной крупности и др. ) и добычу нефти (стоимость бурения и плотность сетки скважин, затраты на добычу нефти и др. ), определяют экономические показатели освоения недоразведанных ресурсов [2, 3]. Ко второму методическому направлению близка геолого-экономическая оценка ресурсов нефти, разработанная учеными СибНИИНП. Различные аспекты геолого-экономической дифференциации ресурсов по кривым освоения рассматриваются в работах Ю.Т. Афанасьева, Н.А. Калинина, Н.А. Крылова, М.Г. Лейбсона, М.С. Моделевского, В.Д. Наливкина, В.И. Назарова, Ю.Н. Батурина и др.

В 1987–1988 гг. была проведена геолого-экономическая оценка ресурсов нефти Урало-Поволжья, Предкавказья, Закавказья, Средней Азии, западных районов страны территориальными НИПИ Миннефтепрома под научно-методическим руководством ИГиРГИ на основе методики, разработанной ИГиРГИ, ВНИИОЭНГ и ВНИИ в 1986 г., с дополнениями и изменениями в соответствии со спецификой районов. Учитывая новизну данного вопроса, целесообразно раскрыть основные методические приемы и результаты этой работы. Геолого-экономическая оценка ресурсов предусматривала дифференциацию последних по удельным затратам на прирост 1 т запасов из неразведанных ресурсов нефти, удельным совокупным затратам на их освоение (подготовку запасов и их использование), а также горнотехническим, геолого-технологическим, природно-географическим условиям, влияющим на методику, технологию и экономику ГРРн и разработку нефтяных месторождений.

Прогноз геолого-экономической структуры ресурсов нефти Урало-Поволжья, Предкавказья, Закавказья, западных районов страны показал, что по стоимости подготовки запасов ресурсы даже в пределах одного района различаются в 10 раз и более, при этом средняя стоимость подготовки запасов всей массы ресурсов значительно выше средней стоимости 1 т прироста запасов в X–XI пятилетках. Весьма наглядна информация в виде карт геолого-экономического районирования ресурсов по величине затрат на подготовку запасов, которые дополняют карты плотностей прогнозных ресурсов и позволяют ориентировать ГРРн на получение максимальных приростов запасов и снижение затрат.

Оценка средней величины удельных затрат на потенциальную добычу нефти из ресурсов расчетного участка проводилась по нефтегазоносным комплексам. Для этого на эталонных участках выбирались один или несколько эталонных объектов разработки, аналоги которых по геологическим данным прогнозировались на расчетном участке. Далее на эталонном объекте разработки по “Временной методике экономической оценки нефтяных месторождений” (ВНИИОЭНГ, 1983 г.) определялась средняя величина удельных совокупных затрат на добычу нефти. Переход от запасов эталонного объекта к ресурсам расчетного участка проводился с использованием коэффициента аналогии, определяемого по соотношениям плотностей запасов, глубин и начальных дебитов эксплуатационных скважин по каждому нефтегазоносному комплексу. Удельные затраты на освоение ресурсов расчетного участка рассчитывались по сумме затрат на подготовку запасов и добычу нефти. Прогноз удельных затрат на освоение ресурсов в нефтедобывающих районах Урало-Поволжья, Предкавказья, Средней Азии, западных районов страны показал, что существенная их часть относится к группе эффективных, т. е. имеющих совокупные затраты ниже замыкающих (рис. 2). Это первоочередные ресурсы для вовлечения в разработку. Малоэффективные же в основном представлены низкопродуктивными ресурсами с повышенной вязкостью нефти и низкой проницаемостью пластов.

Сопоставление геолого-экономической характеристики ресурсов и запасов нефти показало, что удельные совокупности затрат на добычу нефти для ресурсов в среднем выше, чем для текущих запасов категорий АВС₁ и в некоторых районах сопоставимы с соответствующими затратами запасов категории С₂. Доля высоковязких нефтей и залежей в низкопроницаемых коллекторах у прогнозных ресурсов больше, чем у запасов нефти категорий АВС₁ и С₂. Все это количественно подтверждает представления об ухудшении добывной характеристики ресурсов нефти в районах с высокой разведенностью.

Карты геолого-экономического районирования ресурсов нефти по величине удельных затрат на их освоение близки по дифференциации к картам районирования по удельным затратам на подготовку запасов и в то же время во многих случаях имеют весьма существенные расхождения, обусловленные различиями добывной характеристики ресурсов, характеризующимися близкими затратами на подготовку запасов. Это подтверждается наличием во многих районах связи между удельными совокупными затратами на добычу нефти и удельными затратами на подготовку запасов. Статистический ее характер отражает различия в районировании ресурсов по затратам на их подготовку и освоение. С другой стороны, наличие такой связи указывает на возможность установления замыкающих затрат на прирост запасов нефти.

С народнохозяйственных позиций дифференциация ресурсов нефти по денежным затратам на их освоение является необходимой, но недостаточной для долгосрочного планирования геологоразведочных работ и добычи, так как не дает полного представления о сравнительной экономической характеристике этих ресурсов обустроенных и труднодоступных районов и акваторий морей. Оценка по удельным затратам на освоение ресурсов должна стать первым этапом комплексной геолого-экономической оценки нефтегазоносных районов, включающей для труднодоступных районов оценку затрат на строительство дорог, нефте- и газопроводов, снабжение электроэнергией и др., а на акваториях – затрат на создание новой техники для освоения нефтяных месторождений в ледовых условиях и др.

1. Временная методика геолого-экономической оценки и классификация запасов и ресурсов нефти.– М.: ИГиРГИ.– 1986.
2. Временная методика экономической оценки прогнозных и перспективных ресурсов нефти.– М.: ВНИИОЭНГ– 1986.
3. Дополнения к методическим указаниям по количественной оценке прогнозных ресурсов нефти, газа м конденсата.– Л.: ВНИГРИ.– 1988.
4. Крылов Н. А., Батурин Ю. Н., Рыжик В. М. Исследование динамики обеспеченности запасами добычи нефти // Геология нефти и газа.– 1986.– № 12.– С. 1–6.
5. Методические указания к разработке государственных планов экономического и социального развития СССР.– М.: Экономика.– 1980.

Ресурсы: 1 – высокопродуктивные, 2 – низкопродуктивные, 3 – эффективные, 4 – малоэффективные. А, В – нефтегазоносные районы