К оглавлению журнала

 

УДК 553.98

© Ю.Н.Батурин, 1994

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ОСВОЕНИЯ РЕСУРСОВ НЕФТИ В РЫНОЧНЫХ УСЛОВИЯХ

Ю.Н.Батурин

Переход освоения недр России на рыночные отношения связан, прежде всего, с платным их использованием и проведением геологоразведочных работ на конкурсной лицензионной основе. Возникают вопросы о применимости моделей прогнозирования геологоразведочных работ в рыночных условиях. Остановимся на графоаналитических и математических моделях, получение которых базируется на целенаправленном статистическом обобщении исходных геологических данных.

Развитие моделирования процесса освоения ресурсов нефти и газа во многом определяется работами американского геолога М.К. Хабберта (1962, 1967), который построил графики динамики освоения ресурсов нефти, дал им аналитическое выражение и использовал для оценки начальных ресурсов нефти США. В России исследования по моделированию геологоразведочных работ проводились Н.А.Крыловым, Н.А.Калининым, А.Э.Конторовичем, М.С.Моделевским, В.М.Рыжиком, Ю.В. Подольским, М.Г. Лейбсоном, В.И.Шпильманом, М.М.Саттаровым и др. Для моделирования процесса геолого-разведочных работ в основном применяются два вида кривых освоения ресурсов: интегральные - динамика начальных разведанных запасов, накопленной добычи нефти и др., дифференциальные - динамика годовых приростов, годовой добычи и др.

Простейшая модель процесса освоения неразведанных ресурсов нефти - изменение структуры начальных суммарных ресурсов нефти. Для процесса геологоразведочных работ это выражается в увеличении начальных разведанных (АВС1) или опоискованных (ABC1C2) запасов и, следовательно, в уменьшении неразведанной части ресурсов [1].

Графоаналитическими выражениями этого процесса являются динамика накопленных приростов или суммы начальных запасов последовательно открываемых месторождений. Пределом этих функций служит величина начальных суммарных ресурсов углеводородов нефтегеологического элемента. При этом особенно следует обратить внимание на крайне редко используемую зависимость суммы начальных запасов открываемых месторождений от очередности их открытия; графоаналитическая экстраполяция этой зависимости позволяет оценить начальные суммарные ресурсы и возможное число открытий (рис.1).

По материалам Волго-Урала, Западной Сибири и Тимано-Печоры была проведена на персональных ЭВМ оценка применимости функций: логистической, Гомперца, экспоненционально-степенной, модифицированной экспоненты и других - для соотношений "начальные разведанные запасы - объем поисково-разведочного бурения (время)" и "начальные опоискованные запасы - объем поискового бурения (время)". Сопоставление оценок начальных суммарных ресурсов нефти по различным функциям показало, что для высокоразведанного Волго-Урала результаты прогнозов начальных суммарных ресурсов по различным кривым освоения могут существенно расходиться. Наиболее удовлетворительные результаты получаются на основе экспоненционально-степенной зависимости (простейший вид у=хаехр(-bх) ), применимость которой для описания процесса геологоразведочных работ по направлениям работ показана Н.А.Крыловым [1].

Кривые накопленных приростов запасов позволяют оценить возможный прирост запасов в связи с прогнозируемым объемом работ, однако в условиях высокой разведанности начальных суммарных ресурсов, когда происходит выполаживание кривых освоения, точность прогноза весьма невысока.

Другой важнейшей интегральной кривой освоения является динамика накопленной добычи. Однако динамика добычи зависит как от величины начальных суммарных ресурсов, так и от объемов разрабатываемых и темпов роста разведываемых запасов. Этот специальный вопрос (добыча, запасы, приросты, начальные суммарные ресурсы) освещался в работах Ю.П.Желтова, В.М.Рыжика и др.

Следует отметить, что в условиях установившихся геологически и экономически обоснованных соотношений между добычей и приростом запасов для высокоразведанного Волго-Урала кривые "накопленная добыча - время" позволяют оценить величину начальных суммарных ресурсов; предпочтение среди других зависимостей следует отдать экспоненционально-степенной (рис.2).

Дифференциальные кривые освоения, в виде первой производной кривых "накопленный прирост запасов - время" (накопленный объем бурения), предлагались к использованию для характеристики эффективности геологоразведочных работ еще М.К.Хаббертом; этот же подход был позже использован в работах М.М. Саттарова, Н.А.Калинина и других, однако они не получили распространения при прогнозировании геологоразведочных работ. Практическое применение получили их модифицированные варианты: "прирост запасов на метр проходки (скважину) - разведанность начальных суммарных ресурсов", "средний размер открываемых месторождений -разведанность начальных суммарных ресурсов", основанные на предложении ученых ИГиРГИ связать эффективность - удельные приросты запасов на метр бурения (скважину) - с разведанностью начальных суммарных ресурсов (или накопленным объемом начальных разведанных запасов). Обработка результатов геологоразведочных работ по всем нефтегазоносным провинциям России (и бывшего СССР) показала унифицированность этих зависимостей [1,2,4],

С открытием первых месторождений эффективность начинает возрастать и достигает максимума в среднем при разведанности 15-25 % начальных суммарных ресурсов. Затем начинается снижение удельных приростов запасов. При разведанности 50 % начальных суммарных ресурсов величина удельных приростов запасов в среднем составляет 30 % максимума, а при разведанности 60-70 % начальных суммарных ресурсов - снижается до 10-15 %. Полученные для различных нефтегеологических элементов статистические зависимости "эффективность геологоразведочных работ - разведанность начальных суммарных ресурсов" в силу своей высокой достоверности показали хорошую сходимость прогнозируемых и достигнутых приростов запасов нефти в 1981-1990 гг. по нефтегазоносным районам бывшего СССР, в том числе и России.

Расчет удельных приростов запасов на метр проходки (скважину) в настоящее время претерпевает некоторые изменения. Это связано с тем, что лицензия на геологоразведочные работы ограничивается проведением поисково-оценочного (оценочно-разведочного) бурения, а детальная разведка включается в лицензию на добычу нефти. Кроме того, детальная разведка осуществляется только за счет владельца лицензии, тогда как поисковые работы могут выполняться как за счет централизованных средств, так и средств владельца лицензии. В этих условиях теряется контроль за объемами детальной разведки, так как владельцу лицензии с экономической точки зрения безразлично, какую скважину бурить - разведочную или эксплуатационную.

В зарубежной практике при оценке эффективности освоения нефтяных месторождений в качестве одного из основных показателей используется скорость возврата капитала.

Если подходить с этой позиции к эффективности геологоразведочных работ, целесообразно оперировать величиной добычи нефти из прироста запасов за 5 или 10 лет, отнесенной к объему бурения, истраченного на получение исходного прироста запасов (табл.1).

По величине прироста запасов нефти на метр проходки нефтедобывающие районы России в среднем различаются в 10 - 15 раз, при этом наибольшей эффективностью геологоразведочных работ характеризуются Западная Сибирь, а наименьшей - Северный Кавказ (см. табл.1). Однако по добыче нефти из прироста запасов нефти соотношение эффективности геологоразведочных работ между регионами принципиально изменяется. Так, по использованию прироста запасов, полученного за 1981 -1990 гг., эффективность геологоразведочных работ в Западной Сибири только в 1,36 раза больше, чем на Северном Кавказе, а наименьшей эффективностью геологоразведочных работ по этому показателю характеризуется Тимано-Печора. Объяснение этого явления - прежде всего в темпах вовлечения прироста запасов нефти в добычу. Наиболее высока доля отбора нефти за 10-летний срок из приращенных запасов на Северном Кавказе, а наименьшая (более чем в 30 раз) в Тимано-Печоре. Проведенная оценка эффективности по использованию прироста запасов указывает на обоснованность продолжения поисков и разведки нефти в старых нефтедобывающих районах, где развитая инфраструктура и высокий научно-технический потенциал районов позволяют быстро вовлекать в разработку подготавливаемые запасы нефти.

Особым вопросом прогноза освоения неразведанных ресурсов является оценка их качественной характеристики. Качество запасов и ресурсов нефти зависит от совокупности природно-географических, геолого-экономических, геолого-технологических, горнотехнических условий освоения ресурсов (Временная методика геолого-экономической оценки и классификация запасов и ресурсов нефти, 1986). Большинство этих характеристик освоения ресурсов прогнозируется экспертно-описательно. Наиболее разработаны модели прогноза такого показателя, как крупность неоткрытых месторождений.

Динамика структуры открытий в нефтегазоносных провинциях России отражает реализацию стратегии геологоразведочных работ по первоочередному выявлению наиболее крупных месторождений. Так, наиболее крупные нефтяные месторождения Западной Сибири и Волго-Урала были открыты, когда разведанность начальных суммарных ресурсов не превышала 5 %, а в Тимано-Печоре она составляла не более 10 % (табл.2).

С ростом освоенности начальных суммарных ресурсов как максимальные, так и средние размеры запасов месторождений в Западной Сибири снизились приблизительно в 10 раз, а в Волго-Урале в 100 раз, Эти различий объясняются почти двукратным превышением разведанности начальных суммарных ресурсов нефти Волго-Урала по сравнению с Западной Сибирью. Для Тимано-Печоры характерно замедленное снижение крупности открытий, что обусловлено неравномерным освоением территории, последовательным расширением ее за счет высокоперспективных северных территорий. Графики изменения максимальных и средних размеров открытий в целом являются достаточно гладкими и поэтому могут быть использованы для прогноза структуры открытий (рис.3).

В целом в основных нефтедобывающих районах на суше России наблюдается стабильная тенденция к снижению крупности открытий и, как следствие, неразведанная часть ресурсов представлена месторождениями, существенно уступающими по крупности уже открытым. Детальные представления о структуре неразведанных ресурсов по крупности скоплений нефти можно получить на основе распределения Парето, которое применительно к крупности запасов месторождений указывает на увеличение в начальных суммарных ресурсах числа месторождений по мере снижения их крупности. При этом, как показали исследования ученых ИГиРГИ, в классах крупности, выделенных с равномерным логарифмическим шагом, начальные суммарные запасы снижаются в среднем на 15 % с уменьшением крупности месторождений [2]. В целом в начальных суммарных ресурсах на долю мелких месторождений (менее 10 млн. т) приходится в Волго-Урале, Западной Сибири, Тимано-Печоре до 30 %, а в Предкавказье до 50 % начальных суммарных ресурсов.

Анализ структуры неразведанных ресурсов нефти позволил установить, что достоверность прогноза, при различной освоенности начальных суммарных ресурсов, в значительной степени определяется возможностью оценки месторождения с наибольшими для неразведанной части ресурсов запасами. Приводимые в табл.2 материалы показывают, что доля наиболее крупного месторождения в неразведанных ресурсах снижается с ростом разведанности начальных суммарных ресурсов. Поэтому предлагается для оценки наиболее крупных месторождений, открытие которых уже не прогнозируется, использовать кривые освоения с динамикой максимальных по запасам открытий (см.рис.3).

Получило распространение графоаналитическое прогнозирование коэффициента извлечения нефти (КИН) - важного показателя качества неразведанных ресурсов нефти. В табл.2 приводятся данные по КИН месторождений нефти, открытых по пятилеткам и в целом. Максимальными значениями КИН характеризуются месторождения, выявленные на начальном этапе освоения провинций. Как правило, это наиболее крупные месторождения; с уменьшением масштаба открытий КИН снижается.

Конечным этапом прогнозирования отдельных характеристик освоения неразведанных ресурсов нефти является оптимальное распределение объемов геологоразведочных работ по направлениям работ. Моделирование оптимального распределения средств по направлениям работ в целях получения максимального долговременного результата в пределах ограниченных средств в настоящее время не вышло за рамки научных исследований [З]. Поэтому принятие решения о выборе направлений геологоразведочных работ и их приоритетности базируется на комплексном геолого-экономическом анализе. Можно считать доказанным, что эффективность геологоразведочных работ в основных нефтедобывающих регионах России будет продолжать снижаться и, как следствие, подготовка запасов будет определяться объемами геологоразведочных работ, а также использованием все более сложных и дорогостоящих геофизических (сейсмических) методов. Развитие сырьевой базы в Волго-Урале и на Северном Кавказе связано с массовым освоением мелких (1-10 млн. т) и мельчайших (до 1 млн. т) месторождений. В Тимано-Печоре и Западной Сибири прогнозируется также открытие средних (10-30 млн. т) и крупных (более 30 млн. т) месторождений. Сопоставление начальных запасов и ресурсов нефти по различным характеристикам их качества показывает, что по сравнению с начальными запасами неразведанные ресурсы нефти Волго-Урала, Северного Кавказа, Тимано-Печоры, Западной Сибири сосредоточены в объектах более сложного геологического строения, здесь больше доля высоковязких, низкопроницаемых и низкодебитных ресурсов. В целом, с уменьшением в начальных суммарных ресурсах доли неразведанных ресурсов нефти характеристика их качества ухудшается [5].

Рассматривая в целом проблему прогноза освоения неразведанных ресурсов нефти, следует сделать вывод, что модели, связывающие геологические характеристики с объемом работ или разведанностью начальных суммарных ресурсов, применимы для использования в рыночных условиях. На это указывает опыт геологоразведочных работ в России последних лет и в развитых нефтедобывающих странах.

Моделирование процесса геологоразведочных работ является научно-методической основой их планирования. Необходимость для предприятий в рыночных условиях проводить текущее планирование геологоразведочных работ (3-5 лет), по существу, заложена в сроке действия лицензии на геологоразведочные работы и устанавливаемых при этом объемах работ. Долгосрочные программы - необходимый элемент деятельности любого предприятия, потребность в продукции которого прогнозируется на длительный срок. В условиях рынка долгосрочные программы приростов запасов нефти и требуемых инвестиций объективно необходимы для предприятий и отрасли в целом. Планирование и прогнозирование геологоразведочных работ проводятся, прежде всего, предприятиями геологоразведочных работ и нефтедобычи. Федеральные и территориальные органы власти оказывают влияние на планы геологоразведочных работ предприятий с помощью лицензирования, а также дифференцированного распределения централизованных ассигнований на геологоразведочные работы и налоговых льгот, обеспечивающих рациональное использование недр в текущий период и на перспективу. Начальный этап планирования и прогнозирования геологоразведочных работ в рыночных условиях - оценка возможного объема приростов запасов и инвестиций - базируются на моделях процесса геологоразведочных работ.

В рыночных условиях повышаются требования к выделению приоритетных территорий и лицензионных участков с учетом экономической ситуации. Разработанные в условиях плановой экономики методики определения экономической ценности запасов и ресурсов нефти были прогрессивными, так как базировались не на ценах предприятия, а на единых отраслевых замыкающих затратах. В условиях перехода к рынку эти методики не претерпели существенных изменений, исключая учет новых налогов и отчислений. В настоящее время происходит становление реальных цен на нефть. Экспрессный пересчет полученных в 1988-1989 гг. затрат на освоение ресурсов нефти по нефтегазодобывающим районам показал, что многократное повышение цен на нефть привело к некоторому увеличению доли рентабельных ресурсов, однако доля дорогостоящих ресурсов по-прежнему высока.

В целом перспективы развития сырьевой базы нефтедобычи в основных нефтедобывающих регионах России, особенно в Западной Сибири, связаны с все более широким вовлечением трудноизвлекаемых, дорогостоящих ресурсов. Освоение таких ресурсов нефти является объективной необходимостью, так как их объемы составляют несколько десятков миллиардов тонн и поддержать высокий уровень добычи без использования этих ресурсов невозможно. Поэтому в перспективе затраты на подготовку и использование запасов нефти будут увеличиваться.

Список литературы

  1. Крылов Н.А. О понятии "направление работ" при поисках нефтяных и газовых месторождений //Геология нефти и газа. - 1982. - №12. - С.30-33.
  2. Крылов Н.А., Батурин Ю.Н. Геолого-экономический анализ освоения ресурсов нефти. - М.: Недра, 1990.
  3. Модель оптимизации геологоразведочных работ/ Л.Л. Казьмин, В.М. Монтлевич, В.А. Поляков и др.//Геолого-геофизическое моделирование при поисках нефти и газа. - М.: ИГиРГИ. - 1991. - С.19-24.
  4. Совершенствование методических основ планирования геологоразведочных работ на нефть и газ/ Ю.Т. Афанасьев, Н.А. Еременко, Н.А. Крылов и др. - М.: ВНИИОЭНГ, 1982.
  5. Структура и качественная характеристика ресурсов нефти Западной Сибири /Н.А.Крылов, Э.М. Халимов, Ю.Н. Батурин и др.//Геология нефти и газа. - 1993. - №9. -С.4-8

Abstract

The problem of the forecast models applicability in geological-geophisical works under market conditions are set in the article. The models, specifically mathematical and graphic-analytical ones, are based on goal-directed statistic generalization of initial geological data. For prospecting process modeling two types of resources assimilation graphs are used: the integral one - dynamic of initial explored resources of accumulated oil output - and the differential one - dynamic of annual increments, annual output. The simplest model of unexplored oil resources assimilation is the chage of initial, total oil resources structure. Dynamic of accumulated increments or dynamic of the sum of subsequently discovered fields initial resources is the graphic-analytical show of this process. The earned out valuation of prospecting works effectiveness of increment use shows, that oil prospecting in old oil exioitational regions is reasonable, because developed infra-structure and high scientific-technical potential of these regions allows to involve quickly preparing oil reserves into exploitation. Valuation of quantitative characteristics of the resources is a specific problem of unexplored resources assimilation forecast, Methods of undiscovered fields sizes forecast are the best studed. Dynamic of discoveries structure in oil and gas provinces of Russia reflects prospecting works strategy directed at the largest fields discovery. Graphs of maximum and middle fields discoveries change are rather smooth in tne whole and can be used for discoveries structure forecast. In the whole, the tendency of large fields discoveries decreasing is observed in the main oil extracting regions at the land of Russia. The share of large fields in unexplored resources decreases with increasing of initial total resources prospecting degree. Modeling of optimum distribution of means between the directions of prospecting works for getting of maximum prolonged result in the frame of limited means is now the matter of scientific investigations. The problem of the forecast of unexplored oil resources assimilation, being regarded in the whole, allows to draw a conclusion, that the models, which connect geological characteristics with the object of works or with the degree of initial total resources exploration, can be used under market conditions. Under market conditions requirements increase for picking up of priority territories and licence areas taking under consideration economic situation.

 

Рис.1. Динамика начальных запасов нефти открытых месторождений Урало-Поволжья

Рис.2. Оценка начальных суммарных ресурсов по кривым освоения ресурсов Волго-Урала.

Крестики - накопленная добыча; 1,2- экспоненциально-степенная (1) и запаздывающая логистическая (2) функции

Рис.3. Динамика открытия месторождений нефти Западной Сибири.

Запасы: 1 - максимальные, 2 - средние, 3 – минимальные

Таблица 1

Основные показатели подготовки запасов нефти России в усл. ед.

Показатель по годам

Западная Сибирь

Тимано-Печора

Волго-Урал

Северный Кавказ

Объем бурения

       

1981-1985

4,8

0.6

2,9

1

1986-1990

7.9

1.1

3.9

1

1981-1990

6.3

0.8

3.0

1

Прирост запасов

       

1981-1985

72

5,0

5,6

1

1986-1990

60

7,2

7,2

1

1981-1990

66

6,1

6,4

1

Прирост запасов на 1м проходки

       

1981-1985

14.9

8,7

1,9

1

1986-1990

7.6

6.6

2.3

1

1981-1990

10.5

7.4

2.2

1

Добыча нефти из прироста запасов на 1 м проходки

       

1981-1985

0,25

0,27

0,6

1

1986-1990

1,06

0.02

0,7

1

1981-1990

1,36

0.27

0,77

1

Примечание. Показатели геологоразведочных работ даны по соотношению с показателями геологоразведочных работ Северного Кавказа.

Динамика крупности запасов и КИН нефтяных месторождений

Годы

Западная Сибирь

Тимано-Печора

Волга-Урал

Qmax, %

Qmax/НР,%

Qcp.%

КИН

КИНср

Qmax,%

Qmax/НР,%

Qcp'%

КИН

КИНср

Qmах, %

Qmax/НР, %

Qcp, %

КИН

КИНср

До 1940

-

-

-

-

-

5

-

126

0,299

0,299

15,0

3,0

28,0

0,458

0,458

1941-1950

-

-

-

-

-

1

-

3

0.294

0,299

100,0

20,0

100,0

0,494

0,490

1951-1955

-

-

-

-

-

6

0,3

27

0,362

0,304

22,0

6,0

40,0

0.422

0.469

1956-1960

0,5

-

4

0.386

0,386

29

1,4

65

0,465

0,341

15,0

5,0

15.0

0.373

0.443

1961-1965

100,0

6

100

0.405

0,405

100

5,0

66

0,276

0,299

6,0

2,5

9,0

0,367

0,432

1966-1970

12,0

0,8

29

0,292

0,363

79

4,3

100

0,412

0,327

3,2

1,5

5,0

0,262

0,410

1971-1975

44,0

3,3

45

0,326

0,350

83

5,0

69

0,372

0,337

2,3

1,2

3,5

0,309

0,404

1976-1980

6,5

0,6

18

0,297

0,344

33

2,0

45

0,267

0,317

0,8

0,4

2,6

0,326

0,401

1981-1985

23.0

2.1

15

0,292

0,332

39

2,6

23

0,364

0,324

1,5

0,9

2,2

0,334

0,339

1986-1990

7,8

0,8

8

0,277

0.325

45

3,3

21

0,345

0,330

0,6

0,4

1,4

0.296

0,397

Примечание. Qmах - начальные запасы самого крупного месторождения;

Qср - средняя величина запасов месторождений;

HP - неразведанные ресурсы;

КИН - коэффициент извлечения нефти по пятилетним периодам;

КИНср - среднее значение КИН всех открытых месторождений.

Размеры запасов нефтяных месторождений приводится в % от максимального (100 %).