В данной статье в порядке обсуждения анализируются применяемые методические подходы к технико-экономическому обоснованию коэффициентов нефтеизвлечения (КИН), разработки месторождений, развития нефтедобычи в регионах (производственных объединениях), рассматриваются возможные пути их совершенствования, высказываются некоторые соображения по вопросам апробации запасов нефти, регламентации деятельности недропользователей [1, 2].

Прежде всего обратим внимание на то обстоятельство, что при практических обоснованиях по месторождениям КИН последние, как правило, определяются сначала по отдельным самостоятельным объектам разработки, выделяемым на месторождениях, а затем уже - по месторождениям в целом. При этом по каждому из выделяемых объектов выполняются полномасштабные вариантные технологические и экономические расчеты их разработки с установлением пределов рентабельной эксплуатации по моменту перехода положительных значений текущего дисконтированного потока наличности (ТДПН) в отрицательные. По месторождениям в целом КИН оцениваются как средневзвешенные из установленных таким образом значений для отдельных объектов по геологическим запасам нефти в последних.

Такая методика первоначального независимого технико-экономического обоснования КИН по выделяемым объектам разработки и последующего их осреднения для месторождения в целом представляется не вполне оправданной. Например, в числе выделяемых на месторождении самостоятельных объектов разработки имеется несколько значительных по запасам объектов, отличающихся очень хорошими геолого-промысловыми характеристиками, обеспечивающими высокие дебиты скважин, эффективную выработку пластов. Очевидно, что по этим объектам при положительных значениях ТДПН могут быть достигнуты практически технологические КИН, соответствующие принятым системам разработки объектов. В то же время по объектам с худшими геолого-промысловыми характеристиками переход положительных значений ТДПН в отрицательные может наступить гораздо раньше момента достижения и без того более низких для этих объектов технологических КИН.

Таким образом, получается, что при обычно практикуемом подходе к технико-экономическому обоснованию КИН возникающие резервные возможности по объектам с высокими геолого-промысловыми характеристиками не учитываются в расчетах в целях увеличения КИН по объектам с более низкими характеристиками, в связи с чем занижаются также и расчетные значения КИН по месторождениям в целом. Но это лишь общий качественный вывод, и встает вопрос о конкретных вариантах совершенствования применяемой методики на основе использования избыточных положительных объемов ТДПН по лучшим объектам для погашения отрицательных объемов ТДПН по худшим объектам и увеличения по последним расчетных значений КИН.

Например, один из вариантов совершенствования методики может заключаться в погашении по годам появляющихся по отдельным объектам отрицательных значений ТДПН за счет других объектов, характеризующихся положительными значениями ТДПН в те же периоды разработки месторождения. Тем самым достигается увеличение КИН по объектам с более низкими расчетными технико-экономическими показателями разработки и по месторождению в целом (при неизменности их по лучшим объектам). При этом, естественно, не должны превышаться технологические значения КИН, соответствующие принятым системам разработки объектов. Однако остается не совсем ясным вопрос степени использования в указанных целях избыточных объемов ТДПН, которая может быть и не самой высокой в связи с необходимостью обеспечения определенной технико-экономической эффективности разработки месторождения в целом. В то же время требует оптимизации также порядок вывода отдельных объектов из эксплуатации на основе технико-экономических критериев с целью достижения возможно большего значения КИН по месторождению в целом.

Другой вариант совершенствования методики обоснования по месторождениям КИН предполагает простое суммирование по годам ТДПН. характеризующих отдельные выделяемые объекты разработки, и определение предела рентабельной эксплуатации месторождения в целом по моменту перехода суммарных положительных значений ТДПН в отрицательные. В таком случае, в отличие от предыдущего, удлинение периодов эксплуатации объектов с более низкими геолого-промысловыми характеристиками и увеличение по ним расчетных значений КИН происходят не только за счет использования по годам избыточных положительных объемов ТДПН, получаемых по объектам с более высокими геолого-промысловыми характеристиками, но и за счет некоторого сокращения длительности эксплуатации последних и уменьшения по ним КИН. Поэтому и при таком подходе требуется контроль технико-экономических показателей и КИН по месторождению в целом.

Наконец, можно пойти по пути определения по отдельным выделяемым объектам лишь технологических показателей разработки, суммирования последних по годам и последующей оценки технико-экономических показателей по месторождениям в целом с установлением пределов их рентабельной эксплуатации по моменту перехода положительных значений суммарного ТДПН в отрицательные. По этому моменту и определяются достигаемые КИН по месторождениям и отдельным объектам разработки. По получаемым результатам этот вариант может оказаться близким к предыдущему. Здесь тоже могут потребоваться дополнительные оценки оптимального участия отдельных объектов в формировании показателей разработки по месторождениям в целом.

На начальных этапах при рассмотрении конкретных месторождений могут быть опробованы все представленные выше подходы к технико-экономическому обоснованию КИН. Анализ полученных результатов поможет определить наиболее эффективные методы решения поставленной задачи. В любом случае обычно применяемая методика может претерпеть существенные изменения в отношении порядка учета отдельных объектов.

Далее обратим внимание на определенную ограниченность (несостоятельность), на наш взгляд, ТДПН как критерия оценки пределов рентабельной эксплуатации и значений КИН. При конкретных расчетах нередко получается, что предшествующие положительные значения ТДПН существенно превышают по абсолютной величине последующие отрицательные значения. Тем не менее и в этих случаях рентабельный срок эксплуатации определяется просто по моменту изменения знака ТДПН, хотя еще значительное время после этого накопленный дисконтированный поток наличности (НДПН) может оставаться положительным.

Оценка рентабельного периода эксплуатации нефтеносных объектов была бы более объективной не по текущему, а накопленному дисконтированному потоку наличности. Другое дело, что в этом случае следовало бы иметь в виду момент снижения НДПН не до нуля, как при использовании ТДПН, а до вполне определенного положительного значения, обеспечивающего необходимую технико-экономическую эффективность эксплуатации рассматриваемого объекта в целом. Оценка этих предельных значений НДПН в каждом конкретном случае - задача специальных расчетов. Хотя не исключено, что по отношению к их максимальным значениям предельные значения НДПН могут оказаться достаточно стабильной величиной для довольно широкого круга исследуемых объектов.

Относительно различных проектных технологических документов на эксплуатацию месторождений можно заметить, что возникающие при их составлении проблемы технико-экономических обоснований аналогичны обсуждаемым ввиду однотипности базовых расчетов при проектировании разработки и обосновании КИН, представляющих, по существу, единый процесс прогнозирования эксплуатации месторождений. В связи с этим вполне естественной представляется апробация Государственной комиссией по запасам (ГКЗ) Минприроды РФ только геологических запасов УВ нефтяных и нефтегазовых месторождений.

Что же касается извлекаемых запасов и КИН, то они могут апробироваться Центральной комиссией по разработке (ЦКР) нефтяных и нефтегазовых месторождений Минэнерго РФ при рассмотрении проектных технологических документов на разработку месторождений, учитывающих, естественно, условия лицензионных соглашений и т. д. Такое разделение функций ГКЗ и ЦКР было предпочтительным, по нашему мнению, и ранее, при плановой экономике, гораздо более определенных и стабильных экономических условиях разработки месторождений и более независимом официальном положении ГКЗ. Сейчас же целесообразность указанного разделения их функций очевидна. При этом, в частности, ликвидируется дублирование научно-исследовательских работ, включающих обоснование КИН, которые к тому же оказывались сдвинутыми во времени, могли выполняться разными организациями, базироваться на неравноценном геолого-промысловом материале, отличаться научно-техническим уровнем выполнения, плохо согласовываться при совместном рассмотрении результатов.

Такая процедура "узаконивания" (и последующей постановки на баланс) геологических и извлекаемых запасов нефти и газа тем более приемлема и удобна при непрерывности во времени процессов поисков, разведки и разработки месторождений. При этом появляется также возможность осуществления всего комплекса работ по подсчету геологических запасов, проектированию разработки, определению извлекаемых запасов и КИН одними и теми же организациями и даже одними и теми же коллективами исполнителей во главе со специалистами по технологии разработки нефтяных месторождений. Это дает большие преимущества в плане обеспечения последовательной преемственности результатов и повышения их надежности.

Существует мнение, что указанное ограничение функций ГКЗ может приводить на практике к принятию завышенных геологических запасов нефти. Такая опасность практически полностью исключается при указанной последовательной преемственности работ по оценке и промышленному освоению месторождений, а также высоком профессионализме специалистов, участвующих в процессе подсчета и апробации запасов и прежде всего - выделения коллекторов и неколлекторов в общем объеме пород.

Нет необходимости, на наш взгляд, иметь в официальном обиходе такое множество КИН, называемых максимальными (народно-хозяйственными), минимальными (экономическими), промежуточными (договорными) и т. д., что может вносить лишь дополнительную путаницу и еще большую неопределенность. За основу должно быть взято указанное выше единственное значение КИН, рассчитанное в технологическом проектном документе. Другое дело, что при проектировании могут быть рассмотрены варианты, различающиеся не только технологией и техникой разработки месторождений и добычи нефти, но и объемами и динамикой налогов, сборов и платежей, применением соглашения о разделе продукции и т.д. Кроме того, ранее обоснованные значения КИН (как, впрочем, и величины геологических запасов нефти) со временем могут быть скорректированы в ту или иную сторону в последующих проектных документах (работах по подсчету геологических запасов нефти) в связи с возможными уточнениями и изменениями принятых геолого-физических и геолого-промысловых параметров и характеристик коллекторов и залежей, технологических и технических решений, экономических условий разработки месторождений и т.д.

Проблема несколько усложняется в случае появления значительного временного разрыва между подсчетом запасов нефти и газа и составлением проектного документа на разработку месторождения, что может быть связано прежде всего с отсутствием инвесторов и обусловлено, например, сложным строением и ограниченной продуктивностью коллекторов и залежей, тяжелыми природно-климатическими условиями и необустроенностью района расположения месторождения и т.д. Для получения по таким месторождениям какого-то представления о возможных величинах извлекаемых запасов нефти могут быть использованы в порядке исключения технологические КИН, определяемые экспертным путем.

Определенную тревогу вызывают заявления, что инвестор-недропользователь вправе в любой момент прекратить работы на месторождении. При этом внимание заостряется подчас лишь на экологической проблеме технически грамотной последующей ликвидации скважин, хотя здесь важнейший вопрос - эффективное завершение разработки месторождения в целом и достижение запроектированного КИН до ликвидации скважин. В этой связи не совсем понятна практика выдачи лицензий лишь на начальный период освоения месторождений, весьма ограниченный по сравнению с общим проектным сроком их эксплуатации.

Складывается впечатление, что инвестору-недропользователю создаются все условия для реализации его естественного желания получить в короткие сроки возможно большие добычу и прибыль, не заботясь особо о конечных результатах разработки месторождения. И в некоторых поступающих в ЦКР проектных документах такие стремления уже проявляются. Нужны срочные исправительные меры. Необходимо создание резервных фондов на продолжение нормальной эксплуатации месторождений после ухода инвесторов (включающих, естественно, и расходы на ликвидацию скважин), без передачи которых (фондов) инвесторы не должны иметь права на прекращение работ. Иначе в недалекой перспективе возможно появление в нарастающем числе оставленных инвесторами месторождений, в лучшем случае просто незавершенных разработкой, а в худшем - нерационально разрабатывавшихся (даже недоразведанных), с разубоженными запасами, экологически неблагополучных, которыми больше некому будет заниматься из-за отсутствия средств.

При оценке перспектив развития нефтедобычи в регионах (производственных объединениях) на тот или иной срок тоже, как правило, сначала осуществляется независимое вариантное рассмотрение отдельных месторождений, которые могут существенно отличаться по геолого-промысловым характеристикам, степени выработки запасов. На основе определенных по каждому из месторождений технологических и экономических показателей дальнейшей разработки устанавливаются рентабельные сроки их эксплуатации, опять-таки по динамике ТДПН, после чего путем суммирования по годам прогнозируется ожидаемая добыча нефти в заданный перспективный период по регионам (объединениям) в целом.

Но при таком подходе тоже может получиться, что эксплуатация недавно введенных или вновь вводимых в разработку месторождений, тем более отличающихся повышенной продуктивностью, в течение всего или большей части прогнозного периода будет характеризоваться высокими технико-экономическими показателями, в то время как достаточно истощенные месторождения должны будут выводиться из эксплуатации в рассматриваемый период. Другими словами, на одном и том же предприятии по одним месторождениям может прогнозироваться высокоэффективная, в том числе сверхприбыльная, эксплуатация (тем более при использовании в большой мере уже готовой инфраструктуры), а по другим - прекращение разработки в ближайшей перспективе.

Более правильным представляется применение того или иного варианта совместной оценки разработки всей группы месторождений с целью некоторого выравнивания по ним технико-экономических показателей, использования возникающих резервных возможностей по одним месторождениям для продления эксплуатации других и получения в конечном счете большего суммарного эффекта. Остается в силе и вопрос целесообразности того или иного применения НДПН как одного из определяющих параметров при прогнозных оценках. Следует также иметь в виду, что вывод из эксплуатации крупных месторождений может потребовать больших дополнительных затрат, в том числе вследствие возникновения серьезных социальных проблем и необходимости их решения.

Аналогично с применением элементов государственного регулирования могут решаться также вопросы оптимизации нефтедобычи по отрасли в целом, при определенной взаимной корректировке показателей эффективности по регионам, компаниям, предприятиям. Мы надеемся, что учет сделанных замечаний будет способствовать более надежному технико-экономическому обоснованию КИН, разработки месторождений, прогнозной добычи нефти.

1. Перчик А.И. Организационно-правовой механизм освоения месторождений нефти и газа // Нефтяное хозяйство. - 1999 - № 2 - С.6-10.
2. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39-007-96 -М.,1996.

Technical and economic assessment methods, applied are analyzed, all possible ways of its improvmenet are characterised, problems of oil rezerves approbation and regulation of the rezerve users activity are discussed.