К оглавлению

УДК 553.98:550.812.003.1

О методике геолого-экономического обоснования поисково-разведочных работ на нефть и газ

А. М. ЛИФИЦ (КО ВНИГНИ)

Повышение научного уровня перспективного планирования поисково-разведочных работ на нефть и газ (ПРР) в значительной мере связано с совершенствованием методики геолого-экономического обоснования проектов и планов их развития в масштабах отдельного региона (административного нефтегазового района или крупного тектонического подразделения). Это прежде всего разработка таких методических приемов, которые позволяют при выборе направлений и размещений объемов ПРР внутри региона наряду с геологическими рекомендациями активно использовать геолого-экономические показатели, включая прогнозируемые затраты на подготовку единицы запасов нефти и газа. Решение этой задачи можно условно разделить на три основных этапа: а) районирование исследуемой территории, б) определение основных геолого-экономических показателей, в) выбор направлений и размещение объемов ПРР.

Районирование территории. Принципы нефтегазогеологического районирования территории подробно освещены в литературе [4 и др.]. С учетом требований перспективного планирования ПРР деление нефтегазового региона на зоны и подзоны производится по следующим признакам: основные черты тектонического строения осадочного чехла и геологического разреза, литолого-фациальные особенности отложений в региональном плане и распределение скоплений нефти и газа по этажам нефтегазоносности. Для каждой зоны (подзоны) характерна однотипная (или весьма сходная) методика ПРР. Причем она предусматривает комплексное решение геологических задач во всех смежных зонах, имеющих общие границы в разных стратиграфических комплексах.

С учетом перечисленных выше признаков районирование, например Пермской области, осуществляется раздельно по каменноугольным (а в пределах Камско-Кинельской системы прогибов - по верхнедевонско-каменноугольным), девонским (в ККСП - по среднедевонским) и додевонским отложениям.

Выделенные по каждому этажу нефтегазоносности зоны соответствуют направлениям поисков залежей нефти и газа [1] и являются основными объектами перспективного планирования ПРР в каждом регионе. Число таких зон обычно больше, чем при традиционном тектоническом районировании той же территории.

В последние годы в ряде работ, рассматривающих вопросы перспективного планирования ПРР, предлагается производить геолого-экономическое районирование территории. Нам представляется, что районирование (в смысле выделения зон внутри региона или районов внутри нефтегазоносных областей) целесообразно выполнять лишь на основе геологических признаков. Геолого-экономическим является не районирование, а метод, с помощью которого осуществляется выбор первоочередных направлений и определяется концентрация объемов ПРР.

Основные геолого-экономические показатели. При выборе первоочередных направлений ПРР в качестве критерия следовало бы использовать величину потенциального народнохозяйственного экономического эффекта, который учитывает соответствующие результаты и затраты не только в геологоразведочной отрасли, но и при добыче и транспортировке нефти и газа. Однако все известные методические разработки, связанные с определением такого эффекта по всему объему ПРР, планируемых на перспективу, весьма трудоемки и не обеспечивают получения надежных результатов.

Как показал многолетний опыт, выбор направлений и размещение объемов ПРР в нефтегазовых регионах со сравнительно высокой (не менее 35- 40 %) степенью разведанности начальных потенциальных ресурсов (НПР) могут быть обоснованы с помощью комплекса отраслевых геолого-экономических показателей. Основными из них являются: удельные и общие приросты запасов нефти и газа, объем поисково-разведочного бурения (ПРБ), общие и удельные затраты на подготовку тех же запасов. Все эти показатели тесно взаимосвязаны между собой и рассчитываются по зонам в определенной последовательности.

Вначале, используя методические рекомендации, приведенные в работах [2, 3 и др.], получаем по выбранным зонам зависимость (в графической форме) прироста запасов на 1 м проходки от разведанности НПР. Зная эту зависимость, легко определить динамику общего прироста запасов при заданной проходке или, наоборот, проходки при заданном приросте запасов.

Суммарные и удельные затраты на подготовку запасов определяем следующим образом. Прежде всего находим сметную стоимость ПРБ путем умножения общей проходки на сметную стоимость 1 м проходки. В объеме затрат на ПРР доля затрат на ПРБ наибольшая и сохраняется сравнительно стабильно в течение длительного времени. Исходя из этого и зная сметную стоимость ПРБ, его удельный вес в общих затратах на ПРР и общий прирост запасов, находим общие и удельные затраты на подготовку запасов нефти и газа при любой степени разведанности НПР.

Практическое применение изложенных выше методических приемов проследим на условном типовом примере.

Допустим, по выбранной гипотетической зоне на начало планируемого периода величина НПР нефти 600 млн. т, а их разведанность 73 %. Зависимость прироста запасов на 1 м проходки (Р) от коэффициента разведанности НПР (k_p) показана на графике (см. рисунок). Отрезок кривой ас на нем характеризует тенденцию изменения удельного прироста запасов в перспективе. Если при Кр = 73 % Р=195 т/м, то при Кр=85 % Р=50 т/м. До построения графика все исходные данные (добыча нефти, наличие и прирост запасов, проходка) предварительно были «очищены» от влияния аналогичных данных по смежным стратиграфическим комплексам. Кроме того, были исключены приросты запасов нефти в процессе эксплуатационного бурения и уточнено распределение годовых приростов, влияние пересчетов и других изменений.

Результаты расчетов перечисленных выше показателей по исследуемой зоне в зависимости от повышения разведанности НПР в перспективном периоде (не менее чем на две ближайшие пятилетки) приводятся в таблице.

С ростом разведанности НПР на 1 % общий прирост запасов в нашей зоне постоянно увеличивается на 6 млн. т. Используя эту величину и значения удельных приростов, перенесенные с графика, определяем общую проходку путем деления.

На начало планируемого периода сметная стоимость 1 м проходки в той же зоне составляла 178 руб., а удельный вес затрат на ПРБ достигает 65 % общих затрат на ПРР. Зная величины этих показателей и проходки, получаем последовательно общие затраты на ПРБ, ПРР и, наконец, затраты на подготовку 1 т запасов нефти.

В течение планируемого периода сметная стоимость 1 м проходки в одной и той же зоне под влиянием различных факторов (техника, технология, цены, тарифы и пр.) будет непрерывно изменяться. Поэтому общие затраты на ПРБ следует рассчитывать с помощью удельных затрат, дифференцированных по годам пятилеток на основе единых методических указаний.

Вместе с тем все геолого-экономические показатели, в том числе и в денежной форме, предназначены для сравнительных целей; характер и темпы изменения средней стоимости 1 м проходки по всем зонам будут примерно одинаковыми. В связи с этим при отсутствии обоснованных дифференцированных значений стоимости 1 м проходки допустимо (как временная мера) использование удельных затрат на ПРБ, характерных для каждой зоны в год, предшествующий планируемому периоду.

Выбор направлений и размещение объемов ПРР основаны на анализе по каждой зоне комплекса проектных данных, аналогичных тем, что приведены в таблице. Ранжирование зон по их приоритетности производится исходя из значений удельного прироста запасов. Остальные основные показатели (общий прирост запасов, проходка и общие затраты на ПРР) выступают в качестве ограничений в зависимости от того, какой из этих показателей задан для всего региона. Если, например, таким ограничением является величина ассигнований (по бюджетным и капитальным работам), то, выполнив расчеты в обратном порядке, определяем затраты на ПРБ, объем проходки, общий прирост запасов и затраты на подготовку 1 т запасов. Причем рассчитанный таким образом объем проходки будет характеризовать размещение не только ПРБ, но и связанных с ним геолого-геофизических работ, необходимых для обеспечения поискового бурения подготовленными площадями.

И все же при выборе первоочередных направлений ПРР далеко не всегда можно ограничиться ранжированием зон по основным геолого-экономическим показателям. Исходя из реальных условий необходимо также учесть характеристику или состояние еще ряда существенных факторов. Выполняется это с помощью следующих дополнительных геолого-экономических показателей.

За прошлый период

Прирост запасов категорий A + B + C₁ (всего).

То же, на 1 м проходки (или на одну скважину).

Затраты на подготовку 1 т запасов. Коэффициент промышленных открытий.

Коэффициент продуктивности поисковых скважин.

На начало планируемого периода

Объем и структура текущих потенциальных ресурсов.

Соотношение показателей изученности территории и разведанности НИР с плотностью запасов С₂+С₃+Д.

Число и площадь подготовленных структур.

Число выявленных структур и неструктурных перспективных объектов.

На планируемый период

Проектные глубины скважин.

Показатели качества и извлекаемости нефти (газа).

Последние разделены на три группы в зависимости от периода (прошлого или планируемого) и даты оценки. Показатели за прошлый период приводятся по каждой зоне за последние 10-15 лет. Объем и структура текущих потенциальных ресурсов учитываются по двум признакам: а) по степени изученности (А+В+С₁, С₂, С₃, Д₁, Д₂) и б) по плотности запасов каждой из этих групп (тыс. т/км²). Наибольшее внимание обращается при этом на величину перспективных запасов, приуроченных к месторождениям (С₂). Их доля в общем объеме запасов перспективных и прогнозных в значительной мере предопределяет надежность проектируемых показателей.

Между показателями изученности территории, разведанности НПР и плотностью запасов С₂+С₃ + Д имеется тесная и вместе с тем сложная связь. Чем больше плотность перспективных и прогнозных запасов, тем быстрее (при прочих равных условиях) должна повышаться изученность территории поисково-разведочным бурением. С увеличением плотности бурения растет и разведанность НПР. Сравнение соотношений между этими тремя показателями по каждой зоне позволяет судить о соответствии размещения (концентрации) объемов ПРБ перспективам ее нефтегазоносности.

Решающее значение при выборе очередности направлений и размещения объемов ПРР имеют основные геологоэкономические показатели. Дополнительные же приобретают важную роль в том случае, если не удается с достаточной точностью установить тенденции изменения удельных показателей по подготовке запасов и затратам в планируемом периоде. Привлечение их также необходимо, если значения основных показателей по двум или более зонам находятся на одинаковом (или почти одинаковом) уровне. В отдельных частных случаях один из дополнительных показателей может иметь большее значение, чем основной (например, извлекаемость нефти, глубины скважин и др.). То же относится и к состоянию производственной базы, условиям разработки месторождений, транспортировке нефти и газа.

Поскольку для определения приоритетности зон необходимо использовать комплекс геолого-экономических показателей, не сводимых к одному знаменателю, решение подобной задачи возможно только на основе экспертной оценки их значимости.

Основные принципы геолого-экономического обоснования выбора направлений и размещения объемов ПРР, изложенные в статье, могут быть использованы в многовариантных расчетах как для отдельных нефтегазоносных регионов, так и для других уровней перспективного планирования ПРР.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Крылов Н.А. О понятии «направление работ при поисках нефтяных и газовых месторождений.- Геология нефти и газа, 1982, № 11, с. 17-22.

2. Методика прогнозирования эффективности поисково-разведочных работ на нефть и газ / Н.А. Еременко, Н.А. Крылов, Ю.С. Кувыкин, В. В. Стасенков. - Геология нефти и газа, 1979, № 1, с. 7-14.

3. Методическое руководство по прогнозу эффективности поисково-разведочного бурения на нефть при долгосрочном планировании геологоразведочных работ. М., МНП и Мингео СССР, 1978.

4. Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти и газа/А.А. Бакиров, Э.А. Бакиров, В.С. Мелик-Пашаев, Г.Т. Юдин. М., Высшая школа, 1976.

Поступила 4/III 1983 г.

Таблица Результаты расчетов основных геолого-экономических показателей по исследуемой зоне в зависимости от разведанности НПР

Показатели	Коэффициент разведанности НПР, %
	73	74	75	...	83	84	85
Прирост запасов, млн. т	6	6	6		6	6	6
То же, на 1 м проходки, т	195	180	160		60	55	50
Проходка, тыс. м	30,8	33,3	37,5		100	109	120
Затраты на ПРР, млн. руб.	8,4	9,1	10,3		27,4	29,8	32,9
В том числе на ПРБ, млн. руб.	5,5	5,9	6,7		17,8	19,4	21,4
Затраты на подготовку 1 т запасов нефти, руб.	1,40	1,52	1,71		4,56	4,97	5,48

Рисунок График зависимости удельного прироста запасов нефти от разведанности начальных потенциальных ресурсов по исследуемой зоне.

1 - кривая фактического прироста запасов нефти на 1 м проходки; 2 - сглаженная кривая удельного прироста запасов; а - начало прогнозируемой кривой, в - разведанность