Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Научное обоснование концепции освоения нефтегазовых ресурсов Республики Коми

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Научное обоснование концепции освоения нефтегазовых ресурсов Республики Коми"

На правахрукописи

БОРОВИНСКИХ АЛЕКСАНДР ПАВЛОВИЧ

НАУЧНОЕ ОБОСНОВАНИЕ КОНЦЕПЦИИ ОСВОЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ РЕСУРСОВ РЕСПУБЛИКИ КОМИ

Специальность: 25.00.12 - геология, поиски и разведка горючих ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

САНКТ-ПЕТЕРБУРГ

2005 г.

Работа выполнена во Всероссийском нефтяном научно-исследовательском геологоразведочном институте (ВНИГРИ), г. Санкт-Петербург.

Официальные оппоненты:

доктор геолого-минералогических наук,

академик РАН Дмитриевский Анатолий Николаевич

доктор геолого-минералогических наук Верба Марк Леонидович

доктор геолого-минералогических наук Остапенко Сергей Витальевич

Ведущее предприятие - Ухтинский Государственный технический университет (г. Ухта, Республика Коми)

Защита диссертации состоится « » МО-рта. 2005 г. в 14 часов иа заседании Диссертационного Совета Д216.008.01. при Всероссийском нефтяном научно-исследовательском геологоразведочном институте (ВНИГРИ) по адресу: 191104, Санкт-Петербург, Литейный проспект, 39.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ВНИГРИ

Автореферат разослан » Фе/Ь^ОЛА^ 2005 I

Отзывы, заверенные печатью учреждения, в двух экземплярах просим направлять по адресу: 191104, Санкт-Петербург, Литейный проспект, 39, Ученому секретарю.

Ученый секретарь Диссертационного Совета

А.К. Дертев

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция (11111), наряду с Волго-Уральской, составляет основу текущего и перспективного развития топливно-энергетического комплекса (ТЭК) Европейской части России.

Южная, наиболее освоенная часть ТПП расположена в пределах Республики Коми (РК). В экономике РК топливно-энергетический комплекс, наряду с лесным и развивающимся горно-рудным, является доминирующим, что отражает естественно-ресурсную направленность этой территории.

В РК сформирован и успешно функционирует нефтегазовый комплекс (НТК) - основа ТЭК республики. Он характеризуется элементами полного цикла: геологоразведка, нефтедобыча, транспортировка и переработка нефти и газа.

В отраслевой структуре ТЭК выделяется топливный сектор, в составе которого нефтедобывающая и нефтеперерабатывающая отрасли дают (вместе с трубопроводным транспортом) основную долю промышленной продукции. В то же время, для эффективного функционирования нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности необходимо качественное проведение геологоразведочных работ (ГРР). На поисково-разведочном этапе закладываются качественные параметры сырьевой базы, которые отражаются на показателях разработки, транспортировки и переработки углеводородного сырья (УВС).

Многие годы при анализе состояния сырьевой базы НТК приоритет отдавался геолого-экономическим характеристикам и эффективности освоения лишь разведанных запасов УВС. Учитывая то обстоятельство, что процесс воспроизводства УВС характеризуется длительным периодом (20-25 лет), в рамках его недостаточно использовать при разработке программ развития ТЭК крупных территорий лишь разведанные запасы, необходимо также привлекать для составления средне- и долгосрочных программ освоения УВС еще не открытые (прогнозные) ресурсы, поскольку они (наряду с разведанными) характеризуют потенциальное богатство недр.

В настоящей работе концепция освоения УВС Республики Коми базируется на надежной основе - обоснованной и подтверждаемой геологоразведочными работами оценке потенциальных ресурсов углеводородов, включающей как разведанные запасы, так и прогнозные ресурсы.

В соответствии с Поручением правительства РФ от 03.10.95 г. № В4-ЗО465, а также постановлениями Правительства РФ от 02.02.96 г. № 90 «О мерах по улучшению использования производственного и природного потенциала Республики Коми» и от 27.05.96 г. №642 «О государственной поддержке хозяйственного комплекса Архангельской области в

1997-2000 годах» Правительством Республики Коми совместно с Минтопэнерго и Министерством природных ресурсов РФ по согласованию с администрациями Архангельской области и Ненецкого АО, при активном участии автора диссертации разработаны и целенаправленно проводятся в жизнь «Концепция освоения нефтегазовых ресурсов Тимано-Печорской провинции» (согласована и принята в апреле 1996 г.), «Программа геологоразведочных работ на нефть и газ по территории Республики Коми на период до 2005 года» (утверждена Роскомнедрами 23.07.96 г.), проект «Федеральной целевой программы комплексного освоения нефтегазовых ресурсов Тимано-Печорской провинции до 2005 года» и «Программа социально-экономического развития и реструктуризации производства Печорского угольного бассейна» (утверждена Межведомственного комиссией по социально-экономическим проблемам угледобывающих регионов при Правительстве РФ 27.02.96 г.).

Реализация мероприятий, предусмотренных этими документами, должна обеспечить в Республике Коми эффективное развитие геологоразведочных работ нефтегазового комплекса, так как его успешное функционирование имеет стратегическое значение не только для республики, но и для всей Европейской части России и, в первую очередь, для Северо-Западного Федерального Округа (куда входит и РК).

Несмотря на высокую степень разведанности нефтегазовых ресурсов, сложное строение и небольшие запасы разведываемых месторождений нефти и газа, среди которых более 70% составляют трудноизвлекаемые, южная часть ТПП (территория РК) обладает ресурсной базой, необходимой для дальнейшего наращивания уровней прироста запасов и добычи нефти и газа. Важной составляющей для решения этой задачи является объективная оценка нефтегазового потенциала и рентабельности освоения конкретных объектов рассматриваемого региона, обоснование перспективных направлений и темпов поисково-разведочных работ и уровней добычи нефти и газа. Все это нашло отражение в концепции освоения нефтегазовых ресурсов южной части ТПП, которая является основой настоящей диссертационной работы и делает ее актуальной.

На территории РК расположена юго-восточная часть Мезенской синеклизы, которая рассматривается как перспективный объект для поисков, в первую очередь, нефти. Хотя проведенные до сих пор в небольшом объеме геологоразведочные работы не дали положительных результатов, есть определенные основания прогнозировать здесь открытие небольших по запасам месторождений нефти в случае планомерного проведения ГРР.

Цель работы. Разработка, научное обоснование и практическая реализация концепции освоения углеводородных ресурсов южной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и юго-восточной части Мезенской синеклизы (территория РК)

на основе прогноза воспроизводства ресурсов УВС и уровней добычи нефти и газа на период до 2010 года и на перспективу.

Основные задачи.

1. Оценка современного состояния ресурсной базы нефтегазового комплекса Республики Коми;

2. Выбор и обоснование теоретических и методических основ экономической оценки нефтегазоносных объектов;

3. Проведение экономической оценки ресурсной базы и освоения нефтегазовых ресурсов;

4. Определение перспективы воспроизводства минерально-сырьевой базы и добычи нефти;

5. Разработка стратегии развития геологоразведочных работ и формирования сырьевой базы нефтедобычи;

6. Разработка и научное обоснование концепции освоения ресурсной базы нефтегазового комплекса РК.

Научная новизна

1. Разработаны научные основы моделирования ресурсной базы Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции;

2. Дано научное обоснование основных показателей геолого-экономической модели развития нефтегазового комплекса Республики Коми;

3. Разработаны методические приемы создания и практической реализации концепции освоения углеводородных ресурсов Республики Коми;

4. Дано экономическое обоснование целесообразности ускоренного ввода в освоение новых залежей нефти и газа.

Практическая значимость.

1. Проведено уточнение ресурсной базы и ее структуры на территории РК (южная часть Тимано-Печорской провинции и юго-восточная часть Мезенской синеклизы).

2. Осуществлена геолого-экономическая оценка ресурсов углеводородов района исследований, выделены зоны нефтегазонакопления и локальные объекты, рентабельные для освоения.

3. Разработана программа развития геологоразведочных работ и воспроизводства углеводородных ресурсов в РК.

4. Обоснованы перспективы развития и освоения сырьевой базы нефтегазового комплекса Республики Коми.

5. Разработана модель инвестиций в разведку и разработку нефтяных ресурсов.

6. Дана оценка экологической ситуации РК в сфере деятельности объектов НТК.

Защищаемые положения

1. Уточнение нефтегазового потенциала южной части ТПП (Республика Коми) в результате проведения ГРР в 1993-2004 г.г., доразведки, постановки на учет ранее выделенных залежей УВ, добычи нефти и газа, приведшее к увеличению начальных суммарных ресурсов нефти в 1,12 раза и газа в 1,16 раза.

2. Стратегия расширения объемов ГРР и выход на новые перспективные направления: зоны сочленения крупных мобильных и стабильных структур, гряду Чернышева, слабоизученные районы Ижма-Печорской и Косью-Роговской впадин, Мезенской синеклизы.

3. Экономическая оценка ресурсного потенциала на базе усовершенствованных теоретических и методических решений, адаптированных к условиям Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.

4. Выбор модели прогноза нефтедобычи и инвестиций в нефтегазовую отрасль Республики Коми обосновывает полную компенсацию добываемого углеводородного сырья приростом запасов промышленных категорий с учетом их качественной оценки.

5. Разработка и научное обоснование концепции комплексного освоения нефтегазовых ресурсов Республики Коми до 2010 года и на перспективу, предусматривающая последовательное наращивание добычи нефти и газа за счет ускоренного ввода в разработку новых месторождений и доразведки уже открытых.

Апробация работы. Основные положения диссертации опубликованы в 75 печатных работах, в том числе, в 12 коллективных монографиях, неоднократно докладывались на международных, всероссийских и республиканских научных конференциях и семинарах (Всероссийская конференция «Геология и минерально-сырьевые ресурсы Европейского Северо-Востока России», г. Сыктывкар, 1994 г.; геологический конгресс в г. Пекине, 1996 г.; республиканская конференция «Геология и минерально-сырьевые ресурсы южных районов Республики Коми», г. Сыктывкар, 1996 г.; международная конференция «Финно-Угорский мир: состояние природы и региональная стратегия защиты окружающей среды», г. Сыктывкар, 1997 г.; международная конференция «Природопользование и охрана окружающей среды в Республике Коми: состояние и проблемы», г.г. Нарьян-Мар -Сыктывкар, 1998 г. международный конгресс «Великие реки - 99», г. Нижний Новгород, 1999 г.; ХШ геологический съезд Республики Коми, г. Сыктывкар, 1999 г.; международная юбилейная конференция «Нефтегазовая геология на рубеже веков. Прогноз, поиски, разведка и освоение месторождений» Санкт-Петербург, 1999 г.; Всероссийская конференция «Актуальные проблемы геологии горючих ископаемых осадочных бассейнов Европейского Севера России», г. Сыктывкар, 2000 г.; AAPG Regional international conferense, StPetersburg,

2001; Форум «Топливно-энергетический комплекс России: региональные аспекты», Санкт-Петербург, 2002; Международная конференция «Нетрадиционные источники углеводородного сырья и возобновляемые источники энергии», Санкт-Петербург, ВНИГРИ, 2002; Международная научно-практическая конференция «Наука и технологии устойчивого развития северных регионов», Санкт-Петербург, 2003; XIV геологический съезд Республики Коми «Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России», Сыктывкар, 2004 г. и др.).

Фактический материал. В основу диссертационной работы положены результаты многолетних исследований автора по изучению геологии и нефтегазоносности Тимано-Печорской провинции и Мезенской синеклизы. Собраны и обработаны геолого-геофизические материалы: результаты бурения и геофизических работ, научные исследования по территории РК, проводимые в разное время ГГП «Ухтанефтегазгеология», ТП НИЦ, ВНИГРИ, ПечорНИПИнефть, «Севергеофизика», Институтом геологии КНЦ УрО РАН, различными нефтяными компаниями.

Структура работы. Работа объемом 161 страниц, состоит из введения, 5 глав и заключения, 32 рисунков, 7 таблиц и списка литературы из 121 источников. При подготовке работы отдельные ее положения обсуждались совместно с ведущими учеными ВНИГРИ (М.Д. Белонин, В.Н. Макаревич, В Ji Назаров, О.М. Прищепа, Г.А. Григорьев, Ю.И. Зытнер и др), ИГиРГИ (Е.Б. Грунис, В.И. Громека, Э.М. Халимов), ТП НИЦ (В.И. Богацкий, Е.Л. Теплое), а также коллегами из Министерства природных ресурсов РК (В.И. Гайдеек, Л.З. Аминов). Автор приносит всем исследователям самую искреннюю признательность за конструктивное обсуждение, внимание и поддержку в процессе выполнения работы.

Глава 1. Геологическое строение и нефтегазоносность территории Республики Коми.

Работами по изучению геологического строения и нефтегазоносности Тимано-Печорской провинции занимались многие крупные исследователи. Среди них можно выделить Л.З. Аминова, Л.А. Анищенко, МД Белонина, Л.Т. Белякову, Н.В. Беляеву, В Л. Богацкого, Г.Ф. Буданова, А.С. Бушуева, Г.В. Важенина, В.А. Варсанофьеву, Б.Я. Вассермана, В.И. Гайдеека, В.Г. Гецена, Е.Б. Груниса, СА Данилевского, В.А. Дедеева,

A.И. Дьяконова, А.Н. Елисеева, ВА. Жемчугову, Л.Г. Каретникова, АЯ. Кремса, З.В. Ларионову, Б.Н. Любомирова, В.Н. Макаревича, НАМалышева, В.Вл. Меннера,

B.А. Молина, Н.И. Никонова, Ю.А. Панкратова, Ю.В. Подольского, О.М. Прищепу, В.Н. Пучкова, В.Б. Ростовщикова, А.В. Соломатина, Б.И. Тарбаева, Е.Л. Теплова,

П.А. Туманова, З.И. Цзю, В.А. Чермных, ГЛ. Чернова, В.В. Юдина, З.П. Юрьеву, Н.П.Юшкина и др.

Геологическое строение Тимано-Печорской провинции представляется следующим образом.

Рифейские образования на рассматриваемой территории выходят на поверхность только на Тимане и на Урале. В пределах Печорской синеклизы они залегают на разных глубинах - от 0,5 км на восточном склоне Тимана до 3-4 км (Болыпеземельский свод), 6-8 км (южная часть Колвинского мегавала).

Большинство исследователей рассматривает комплекс рифейских образований ТПП в качестве его фундамента или складчатого основания. В результате сложилось убеждение, что фундаментом ТПП являются "сильно метаморфизованные", "сложно дислоцированные", прорванные интрузиями образования рифейского или, по мнению некоторых из них, рифейско-вендского возраста. Совокупность признаков рифейских отложений ТПП позволяет рассматривать их в качестве промежуточного комплекса (ПК).

В ортоплатформенном чехле ТПП выделены следующие структурные комплексы, ограниченные угловыми и стратиграфическими несогласиями: ордовикско-нижнедевонский (каледонский), среднедевонско-триасовый (герцинский) и средвеюрско-кайнозойский (альпийский).

В составе герцинского комплекса выделяют среднедевонско-турнейский, визейско-артинский и пермско-триасовый структурные этажи, альпийского - среднеюрско-меловой и неоген-четвертичный. Доминирующим в ортоплатформенном чехле является среднедевонско-триасовый (герцинский) структурный комплекс. Он распространен на всей территории ТПП, содержит около 70% объема отложений ортоплатформенного чехла, средняя скорость седиментации 20-30 м/млн. лет (наибольшая по сравнению с другими комплексами). К нему же приурочена резко преобладающая часть начальных ресурсов УВ (более 80% суммарных ресурсов), сконцентрированных, главным образом, в отложениях среднедевонско-турнейского и визейско-артинского структурных этажей.

Структурные этажи и комплексы составлены формациями, которые при наличии необходимых условий для генерации, миграции и аккумуляции УВ, рассматриваются в качестве нефтегазоносных комплексов. В работе приведена их краткая характеристика.

На основе тектонического районирования, которым в разное время занимались Л.З. Аминов, М.Д. Белонин, В.И. Богацкий, Б.Я. Вассерман, ВЛ. Варсонофьева, В.Г Гецен., В.А. Дедеев, АЛ. Креме, В.Н. Макаревич, Н.А. Малышев, О.М. Прищепа, З.И Цзю и др., в составе ТПП выделены крупнейшие (надпорядковые) структуры: Тиманская гряда, Печорская плита, Предуральский и Предновоземельский краевые прогибы (рис. 1).

БАРЕНЦЕВО МОРЕ

I I умм» ;—] -so-«» CUD -эоолю I—I 1М0 1=1 »ом» CZ3 во«»»

грянет* 1.1 до i I ШЧКЧ*

Рис.1. Карта тектонического и нефтагаэогеологического районирования

Тиманская гряда (кряж) - наиболее приподнятая область залегания байкальского фундамента. Протяженность 1100 км, ширина 150 км. В ее состав входит расположенный на восточном склоне Тиманской гряды Ухта-Ижемский вал. Осадочный чехол представлен отложениями от ордовика до верхней перми, доминируют отложения девона.

Печорская плита состоит из структур первого порядка (крупных): Ижма-Печорская впадина (синеклиза), Малоземельско-Колгуевская моноклиналь, Печоро-Колвинский авлакоген, Хорейверская впадина, Варандей-Адзьвинская структурная зона.

Ижма-Печорская впадина расположена между Тиманской грядой на западе и дислокациями Печоро-Колвинского авлакогена на востоке, впадинами Предуральского прогиба на юге и Малоземельско-Колгуевской моноклиналью на севере. Размеры - до 200 км ширина и более 800 км длина. Мощность осадочного чехла от 1 км на севере и до 5 км в юго-восточной части. Локальные структуры - пологие, небольшой амплитуды, сформировались в мезо-кайнозое. Распространены верхнедевонские органогенные постройки.

Малоземельско-Колгуевская моноклиналь (200x80-120 км) расположена в крайней северо-западной части ТПП, на севере продолжается в сторону Южно-Баренцевской впадины. Отложения всех горизонтов осадочного чехла погружаются в сторону Печоро-Колвинского авлакогена. В осадочном чехле структуры выражены в виде осложненных малоамплитудными разломами террас. Локальные структуры - малоамплитудные. Осадочный чехол в допермском интервале характеризуется стратиграфическим перерывами и сокращением объема стратиграфических подразделений. Мощность чехла увеличивается к востоку от 2 до 5 км.

Печоро-Колвинский авлакоген расположен в центральной части бассейна между Ижма-Печорской впадиной и Малоземельско-Колгуевской моноклиналью на западе и Хорейверской впадиной на востоке. Простирание - северо-западное (Тиманское), размеры 60-120x700 км (в пределах суши). Вдоль северо-западной и северо-восточной границ авлакогена простираются инверсионные мегавалы - Печоро-Кожвинский и Колвинский. Между ними находится Денисовский прогиб с инверсионным Шапкина-Юрьяхинским и унаследованным Лайским валами.

Хорейверская впадина (размеры 60-140x300 км) граничит на западе с Колвинским мегавалом, на востоке и юго-востоке - с Варандей-Адзьвинской зоной и грядой Чернышева. Впадина морфологически выражена в отложениях верхнего палеозоя-мезозоя, наложена на нижнепалеозойский Болыпеземельский палеосвод. Наибольшая плотность структур платформенного типа - в центральной и южной частях впадины. Структуры изометричной формы, небольшой амплитуды (до 100-120 м), за исключением линейных структур приразломного типа. В западной и восточной краевых частях впадины пограничные структуры осложнены разрывными нарушениями.

Варандей-Адзьвипская структурная зона полностью расположена в пределах Ненецкого автономного округа (НАО) и протягивается на 240 км в северо-западном направлении, имеет ширину 60 км, ограничена с запада Хорейверской впадиной, с востока и юга - Коротаихинской впадиной и грядой Чернышева. Состоит из чередующихся дизъюнктивных валов (Сорокина, Гамбурцева, Сарембой-Леккейягинский, Талотинский) и депрессий (Мореюская, Верхнеадзьвинская). Мощность осадочного чехла в Варандей-Адзьвинской структурной зоне - до 6-8 км.

Предуральский краевой прогиб - линейно вытянутая вдоль западного склона Урала система крупных впадин (Верхнепечорская - размеры 470x50-70 км, Болыпесынинская -260х25-км, Косью-Роговская - 300x30-120 км), разделенных Среднепечорским поперечным поднятием (250x20-50 км) и южными структурами гряды Чернышева (400x10-3 км). Болыпесынинская впадина значительной частью наложена на структуры Печоро-Колвинского авлакогена. Их влияния во многом определило структурный рисунок впадины, включая северо-западное (Тиманское) простирание.

Расположенная на крайнем северо-востоке ТПП Коротаихинская впадина (220x80-120 км) имеет северо-западное простирание, такое же, как и Пай-Хойский антиклинорий. От Косью-Роговской впадины отделена Воркутским поперечным поднятием (120x40-70 км) и грядой Чернышева.

Характерной особенностью тектонического строения территории ТПП является чередование в ее составе тектонически мобильных (Тиманский, Печоро-Колвинский, Варандей-Адзьвинский, Предуральский) и стабильных (Ижма-Печорский, Хорейверский, Малоземельско-Колгуевский) геоблоков земной коры. Стабильные геоблоки состоят из пологих, изометричных, различного простирания структур. Фундамент на их площади погружен, как правило, не более чем на 4-6 км. Из них наибольшим богатством недр отличается Хорейверская впадина с залежами в биогенных карбонатах нижнего силура, нижнего и верхнего девона.

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция обладает значительными разведанными запасами и прогнозными ресурсами нефти и газа, что позволяет поддерживать и развивать сырьевую базу нефтегазодобывающей промышленности. ТПП, занимающая по запасам нефти 4-е - 5-е место в России, обладает значительным потенциалом для их наращивания, несмотря на высокую разведанность недр (около 50%).

Промышленные запасы нефти и газа установлены как в южной части провинции (на территории РК), так и в северной (Ненецкий автономный округ - НАО), а также на морском продолжении ТПП - в акваториях Печорского и Баренцева морей.

Исходя из нефтегазогеологического районирования, в пределах ТПП выделены следующие нефтегазоносные области (НТО): Тиманская, Ижма-Печорская, Печоро-

Колвинская, Хорейверская, Варандей-Адзьвинская, Северо-Предуральская и Малоземельско-Колгуевский самостоятельный нефтегазоносный район. В их составе выделены нефтегазоносные районы (НГР), которые показаны нарис. 1.

Согласно схеме нефтегеологического районирования, на территории Мезенской ПНГП выделено 8 ПНГО. В пределах РК полностью или большей частью своей площади расположены три из них: Мезенско-Вашкинская, Вычегодская и Западно-Тиманская. Несмотря на производившиеся уже в течение полувека геолого-поисковые работы на поиски залежей углеводородов, по-прежнему в пределах Мезенской ПНГП залежи не выявлены, хотя нефтепроявления известны достаточно давно.

В Республике Коми выполнен значительный объем глубокого и структурно-поискового бурения и геофизических исследований. Средняя изученность глубоким бурением территории РК на 01.01.2003 г. до 3 км в пределах Тимано-Печорской провинции составляет 25,5 м/км2 (77,9 км2 на 1 скважину), что характеризует ее по принятым критериям как среднюю. Однако изученность по отдельным нефтегазоносным областям и нефтегазоносным районам крайне неравномерна (табл. 1.)

Таблица 1.

Изученность территории ТИН глубоким бурением (по состоянию на 01.01.2003 г.)

НТО, НГР, административная принадлежность Общая площадь перспективных земель, тыс. км1 Суммарный объем глубокого бурения, | тыс. ног. м. 1 ¡5 в в £. 1 л Общее количест закопченных буре! глубоких скважпн во шем шт. II 1

Всего Забой до 3 км Забой до 5 км Забой больше 5 км.

Республика Коми (в пределах 11111)

Тиманская НТО 10,4 292,5 28,1 538 537 1 - 19,5

Ижма-Печорская НТО 88,9 1973,8 22,2 1169 1104 65 - 76,0

Печоро-Колвинская НТО 20,6 1168,9 56,7 367 160 204 3 56,2

Хорейверская НТО 8,8 725,4 82,6 207 60 146 1 42,4

Северо-Предуральская ИГО 75,8 1278,5 16,9 352 105 212 35 215,5

Малоземельско-Колгуевский НГР 0,5 - - - - - - -

Всего по РК 205,0 5439,1 25,5 2633 1966 628 3» 77,9

Тпмапо-Печорсюш провинция

Тиманская НТО 10,4 292,5 28,1 538 537 1 - 19,3

Ижма-Печорская НТО 105,8 1980,2 17,9 1173 1108 65 - 92,1

Печоро-Колвинская НТО 37,6 2316,6 61,6 769 436 324 7 48,9

Хорейверская ИГО 33,1 1734,9 52,4 485 89 394 2 68,3

Варандей-Адзьвинская НТО ид 686,5 61,3 224 104 120 - 50,0

Северо-Предуральская НТО та 1395,7 13,5 385 116 234 35 268,0

Малоземельско-Колтуевский НГР 22,4 227 10,1 100 81 19 - 224,0

В т.ч. остров Колгуев 5,0 179,8 36,1 81 66 15 - 61,5

Всего поТПП 323,7 8633,6 26,7 3674 2471 1159 44 88,1

Наименее изучена бурением Северо-Предуральская НТО (в среднем 16,9 м/км2, или 215,5 км2 на 1 скважину). При этом некоторые НГР в ее пределах изучены очень слабо.

Крайне слабо изучены глубоким бурением залегающие на глубинах более 5 км горизонты. Например, из пробуренных 2633 скважин (без эксплуатационных) лишь 39 (1,5%) имеют глубину более 5 км, причем большая часть из них (21) пробурена в районе Вуктыльского газоконденсатного месторождения. Если в интервале разреза до 3 км одна скважина приходится на 104,3 км2 территории, от 3 до 5 км - одна скважина на 326,4 км2, то в интервале глубин от 5 до 7 км одна скважина приходится на 5256,4 км2 площади.

Средняя изученность территории РК в пределах ТПП сейсморазведкой оценивается как хорошая (плотность сейсмопрофилей MOB и МОП 1,058 км/км2, МОП - 0,768 км/км2) (таблица 2).

Таблица 2.

Изученность территории ТПП сейсморазведкой (по состоянию на 01.00003 г.)

НТО, НГР, административная принадлежность Площадь, тыс. км1 Объем сейсмопрофилей, пог. км Плотность сейсмопрофилей, пог. км/км1

МОВ+МОГТ могт МОВ+МОГТ МОГТ

Республика Коми (в пределах ТПП)

Тиманская НТО 10,4 2334,3 1971,3 0,224 0,190

Ижма-Печорская НТО 88,9 75200,8 53589,4 0,846 0,603

Печоро-Колвинская НТО 20,6 41973,9 30888,7 2,035 1,498

Хорейверская НТО 8,8 28970,3 24602,9 3,298 2,801

Северо-Предуральская НТО 75,8 68401,9 46363,9 0,876 0,611

Мялоземельско-Колгуевский НГР 0,5 - - - -

Всего по PK 205,0 216881,2 157416,2 1,058 0,768

Тимано-Печорскяя провинция

Тиманская НТО 10,4 2334,3 1971,3 0,224 0,190

Ижма-Печорская НТО 105,8 77595,8 54343,4 0,733 0,514

Печоро-Колвинская НТО 37,6 85178,5 62698,4 2,265 1,667

Хорейверская НТО 33,1 85124,1 75154,1 2,571 2,269

Варандей-Адзьвинская НТО 1U 26937,0 21587,0 2,406 1,928

Северо-Предуральская НТО ЮЗД 91008,5 63257,5 0,882 0,613

Малоземельско-Колгуевский НГР 22,4 25459,5 17979,5 1,137 0,803

В т.ч. остров Колгуев 5,0 7991,4 6350,4 1,604 1,275

Однако изученность сейсморазведкой тоже неравномерна. Наибольшая плотность сейсмопрофилей MOB и МОП в Хорейверской НТО (3,298 км/км2). В то же время в некоторых районах она на порядок (и более) ниже, например в Тиманской НТО (0,224 км/км2). Обращает внимание то, что начиная с 1999 года в ТПП активно стали применяться

современные методы сейсмических исследований - 2Д и ЗД. В период с 1999 по 2003 годы суммарный объем исследований методом 2Д составила 11,36 тыс. пог. км, ЗД - 942,7 км2 (табл. 3).

Таблица 3.

Динамика объемов и результатов ГРР в Республике Коми за 1999-2003 г.г.

Годы

Показатели Ед. изм. 1999-

1999 2000 2001 2002 2003 2003

Объемы проходка, всего тыс. м 34,7 78,6 103,2 67,0 31,9 315,4

з т.ч. параметрического тыс. м - 3,5 2,5 1,5 - 7,5

поисково-оценочного тыс. м 27,66 58,1 64,17 30,84 13,4 194,21

структурного тыс. м 1,49 5,59 7,94 3,09 0,345 18,46

разведочного тыс. м 5,52 11,37 28,58 31,59 18,54 95,6

Сейсмические исследования 2Д, всего тыс. пог. км М 2,07 2,5 2,62 2,77 11,36

из них: региональные тыс. пог. км 0,15 0,09 0,21 0,14 - 0,59

поисковые тыс. пог. км 1,25 1,98 2,29 2,48 2,77 10,77

Сейсмические исследовании ЗД км^ 18,4 324,2 232,8 192,1 175,2 942,7

Подготовлено объектов, всего шт. И 7 13 6 7 44

млн. т. у. т 13,9 8,6 10,337 8,408 9,454 50,699

Введено перспективных объектов в буреиие, шт. - 15 7 4 1 27

Всего млн. т. у. т - 36,464 10,243 9,035 0,422 56,164

Выявлено месторождений, всего шт. 6 7 6 3 2 24

Прирост запасов УВС (извлекаемые) катЛВС] млн. т. у. т 7,006 15,478 24,940 13,326 6,313 67,063

в т.ч. нефти млн. т 4,222 11,354 20,474 10,245 4,187 50,482

свободного газа млрд. м3 2,260 2^92 1,714 1,574 1,538 9,378

растворенного газа млрд. м3 0,524 1,832 2,693 1,249 0,328 6,626

конденсата млн. т - - 0,059 0,258 0,26 0,577

Эффективность геологоразведочных работ в Республике Коми за период до 2004 года представлена в таблице 4.

Таблица 4.

Эффективность геологоразведочных работ в Республике Коми

Показателе Год ы

1979-1983 1984-1987 1 <4 X о\ 1993-1999 (П § N «г о о м Всего

Республика Коми

Прирост, млн. тонну, т. 87 138,1 185,4 112 68 590,5

Объем бурение, тыс. м 684,5 698,3 936,4 212,2 279 2810,4

Эффективность, т/м 127,1 197,8 198,0 527,8 243,7 210,1

Объем сейсморазведки, тыс. км 27,9 39,5 88,3 16,44 9,9 182,04

Соотношение сейсморазведки и бурения и, пог. хм/1000м 40,8 56,6 94,3 77,5 35,5 64,8

Хорейверская НТО

Прирост,млн. тонну, т. 6,8 35,1 80,4 5,5 25,9 153,7

Объем бурения, тыс. м 77,7 161,3 314,7 49,5 66,8 670

Эффективность, т/м 87,5 217,6 255,5 111,1 387,7 229,4

Объем сейсморазведки, тыс. км 3,9 5,8 10,6 1,42 1,6 23,32

Соотношение сейсморазведки и бурения и, пог. км/1000м 50,2 36,0 33,7 28,7 24,0 34,8

Ижма-Печорская НТО

Прирост,млн. тонну, т. 7,4 9,9 36 2,8 11,5 67,6

Объем бурения, тыс. м 122,9 156 319,5 39,3 99,7 737,4

Эффективность, т/м 60,2 63,5 112,7 71,2 115,3 91,7

Объем сейсморазведки, тыс. км 8,8 13,5 37,7 6,48 3,6 70,08

Соотношение сейсморазведки и бурения и, пог. км/1000 м 71,6 86,5 118,0 164,9 36,1 95,0

Северо-Предуральская НТО

Прирост, мян. тонну, т. 30,7 49,9 4,2 8,8 2,7 96,3

Объем бурения, тыс. м 348 218,4 135,5 26,8 5,5 734,2

Эффективность, т/м 88,2 228,5 31,0 328,4 490,9 131,2

Объем сейсморазведки, тыс. км 9,4 10,6 18,7 3,02 0,86 42,52

Соотношение сейсморазведки и бурения и, пог. км/1000 м 27,0 48,5 138,0 112,7 145,5 57,9

Печоро-Калвннская НТО

Прирост, млн. тонну, т. 19,1 10,1 39,8 56,5 27,3 152,8

Объем бурения, тыс. м 77,7 161,3 314,7 49,5 66,8 670

Эффективность, т/м 245,8 62,6 126,5 1141,4 408,7 228,1

Объем сейсморазведки, тыс. км 5,4 8,9 21,3 3,62 2,4 41,62

Соотношение сейсморазведки и бурения и, пог. км/1000м 69,5 55,2 67,7 73,1 35,9 62,1

До последнего времени официальная количественная оценка прогнозных ресурсов нефти и газа, утвержденная экспертной комиссией, была выполнена по состоянию на 01.01.1993 года и в настоящее время по отдельным нефтегазоносным районам и комплексам не отражает современных представлений и геологическую изученность. В 2002 г в Тимано-Печорском научно-исследовательском центре (г. Ухта) начальные суммарные ресурсы (НСР) углеводородов были переоценены и результаты этой переоценки нашли отражение в работе. Сопоставление минерально-сырьевой базы РК по состоянию на 01.01.1979 г. и 01.01.2004 г. представлено на рисунке 2.

2500

1500

^ 1000 2

500

2180,876

гг

2000 - — Ч |

1489,4

691,478

790,487

425,79

472,759

1

320,69

101 1

577,7

128,356 р!»6'6 139,391

но 1 П '

235

580,487

210

Накопленная АВС С2 ■^8-244 СЗ ¿5,609 Д1

добыча

224,093

175

49,093

-500

НСР

Д2

□ на 01.01.04.

□ на 01.01.1979

□ разница

Рисунок 2. Сопоставление минерально-сырьевой базы нефти Республики Коми по состоянию на 01.01.1979 г. и 01.01.2004 г.

Начальные суммарные ресурсы УВ Республики Коми на 01.01.2002 г равны 4,17 млрд. т условного топлива. В результате успешного проведения геологоразведочных работ НСР Республики Коми на 01.01.2002 г. увеличились по сравнению с 1993 г. в 1,13 раза, в том числе по нефти - в 1,12 раза, по газу - в 1,16 раза. Преобладают нефть, составляющая 52,3 % (2,18 млрд. т) и свободный газ - 40,2% (1,67 трлн. м3). Две трети всех начальных суммарных ресурсов нефти региона сосредоточено в двух нефтегазоносных областях - Печоро-Колвинской (782,5 млн. т - 35,8%) и Ижма-Печорской (636,2 млн. т - 29,2%). Из нефтегазоносных районов выделяются Харьяга-Усинский ИГР (512,6 млн. т) и Колвависовский НГР (296,9 млн. т); более 100 млн. т НСР нефти насчитывается также в Тобышско-Нерицком, Верхнелыжско-Лемьюском, Мичаю-Пашнинском, Велью-Тэбукском и Ухта-Ижемском НГР. Подавляющая часть (74% или 1244,0 млрд. м3) НСР свободного газа в Республике Коми сосредоточено в Северо-Предуральской НТО, где доминирует Вуктыльский НГР (526,5 млрд. м3); более 100 млрд. м3 НСР свободного газа приходится также на Интинско-Лемвинский, Верхнепечорский и Курьинско-Патраковский НГР (рис. 3). Следует обратить внимание, что в результате переоценки НСР появился еще один весьма перспективный участок - Западно-Уральский, НСР которого составили 124,9 млрд. м3 свободного газа. Можно отметить также суммарные начальные ресурсы Печоро-Колвинской НТО, которые составляют 176,1 млрд, м3.

Добыча нефти за весь период освоения недр составила . - 425,79 млн. т,

свободного газа - 409,21 млрд. м3. Выработанность НСР составляет 21%. Из недр добыто 57% разведанных запасов УВ.

Выработанность запасов старейшего в Тимано-Печорской провинции Южного нефтегазодобывающего района составляет 68%. Предельной выработанностью запасов характеризуются и месторождения района (Западно-Тэбукское, Пашнинское, Нижнеомринское, Вуктыльское), ранее определявшие уровни добычи УВ сырья в Республике Коми (Минерально-сырьевая база...., 2004).

Состояние разведанности и выработанности УВ по Республике Коми представлены на рисунках 4 и 5. Распределение запасов нефти и свободного газа по месторождениям показано на рис. 6.

Подавляющая часть НСР свободного газа (74%) приурочена к Северо-Предуральской НТО, где доминирует Вуктыльский нефтегазоносный район.

Печоро-Сыпучинский ПНГР Восточно-Ле чеинский ПНГР Курьинско -Патраковскии Интинско-Лемеинский Малоземельско-Колгуееский Хоседсиоский Среднепечорский Большесынинский Вуктыльский Верхнепечорский Кочмесский Воркутский Коротаихинский Коявависоъский Харьяга- Усинский Лайско-Лодминский Шапким-Юрьяхинскии Мутиоматериково-Лебединский Кыртаельско-Печоргородскиб Седуяхинско-Кипиееский Тобышско-Нерицкий ВерхиелыжсксьЛемыоский Шчаю-Пашнинский Велью-Тэбукский Омра-Сойвинский Джебольский Ухта-Ижемский

□ свободный газ, млрд. мЗ И нефть, млн. т (извл.)

Рис. 3. Распределение НСР нефти и свободного газа Республики Коми по НГР

добыча

Блок £ С2

М% 6>4% 5,9%

Рис. 4. Структура начальных суммарных ресурсов нефтн Республики Коми по категориям запасов и

ресурсов

добыча

Рис. 5. Структура начальных суммарных ресурсов свободного газа Республики Коми по категориям запасов и ресурсов

64*26

53,942

16,735

12,845 11>

17,»06

1,977

0,39г

-.0,896

6,43

0.355 °'в04

Разрабатывавши» месторождения Разввдыввыые месторождения Месторождения, подготовленные

к разработке

Законсервированные месторождения

■ извлекаемые запасы нефти кат. С2, млн.т I запасы газа кат. С2, млрд. мЗ

□извлекаемые запасы нефти кат. АВС1, млн.т □ запасы газа кат. АВС1, млрд. мЗ

Рис. б. Распределение запасов нефти и свободного газа по месторождениям Республики Коми

Разведанные запасы категорий ABCi с учетом добытых УВ составляют 1,6 млрд. т. у. т. (16,4% от суммы НСР по Республике Коми), в том числе запасы нефти - 56%, свободного газа -35,2%. Разведанность НСР по запасам категорий ABCi с учетом добычи составляет 38,6%, в том числе по нефти - 41 %, по свободному газу - 34% (Минерально-сырьевая база..., 2004).

Государственным балансом полезных ископаемых в РК по состоянию на 01.01.2004 г. учтено 137 месторождений, в том числе 102 нефтяных (74,5%), 8 газонефтяных и нефтегазовых (5,8%), 7 нефтегазоконденсатных (5,1%), 4 газоконденсатных (2,9%) и 16 газовых (11,7%).

Добыча УВ ведется на 82 месторождениях. Из них подготовленных к разработке 50 и разведываемых 32. Из числа месторождений, подготовленных к разработке, собственно к разрабатываемым относится 44, в опытно-промышленной разработке - 2, в пробной эксплуатации - 1 .

Основная часть месторождений (103) с суммарными извлекаемыми запасами кат. ABCi -550 млн. т. у. т. находится в распределенном фонде недр. Из этих запасов на долю нефти приходится 78%, на свободный газ - 22%.

В нераспределенном фонде на сегодняшний день остается 34 месторождения с суммарными извлекаемыми запасами 80 млн. т. у. т, в том числе нефть - 55% и свободный газ -45%.

Неразведанная часть НСР остается еще весьма значительной - порядка 2,4 млрд. т. у. т, в том числе нефти - 48,5%, свободного газа - 44,9%. Доля неразведанных ресурсов в остаточных НСР УВ оценивается в 73,2%. Неразведанные ресурсы нефти составляют 65,8% от остаточных НСР нефти, ресурсы свободного газа - 84,4% от остаточных НСР свободного газа. Из неразведанной части НСР на долю локализованных ресурсов приходится 15,5%.Основная часть (66%) всех неразведанных ресурсов нефти и 40% газа в Республике прогнозируется на глубинах до 3 км; 29% ресурсов нефти и 37% свободного газа - в интервале глубин от 3 до 5 км; остальные - глубже 5 км (Минерально-сырьевая база..., 2004).

В фонде подготовленных к глубокому бурению структур учтено 113 объектов с суммарными извлекаемыми ресурсами категорий Сз+Di - 183 млн. т. у. т, в т.ч. ресурсы нефти составляют 55% и свободного газа 35%.

В бурении находится 23 структуры с извлекаемыми перспективными и прогнозными ресурсами Сз+Di - 82,5 млн. т. у. т., в т.ч. 60,5 млн. т нефти и 39,5 млрд. мэ свободного газа.

В фонде выявленных структур числится 183 объекта с суммарными извлекаемыми ресурсами 209,2 млн. т. у. т., в том числе нефти 52,3% и свободного газа 47,7%.

Практически весь объем локализованных ресурсов нефти размещен на небольших объектах. Средняя величина ресурсов на одну подготовленную структуру составляют 1,4 млн.т. на одну выявленную структуру приходится 0,9 млн.т.

Значительная часть локализованных ресурсов находится на лицензионных территориях (70% на подготовленных к бурению и 50% на выявленных структурах), что создает предпосылки для наращивания геологоразведочных работ за счет собственных средств предприятий недропользователей.

Локализованные ресурсы нефти и газа Республики Коми приурочены к семи нефтегазоносным комплексам из восьми промышленно нефтегазоносных в ТПП.

Почти половина всех локализованных ресурсов нефти и газа РК (46,1%) сосредоточена в границах Северо-Предуральской НТО, причем 87% из них составляют ресурсы свободного газа Второй областью по величине локализованных ресурсов (26,2%) является Ижма-Печорская НТО, причем 99,7% из них относится к ресурсам нефти.

К распределенному фонду относится 35,9% локализованных ресурсов нефти в свободного газа, к нераспределенному - 64,1 %.

Величина суммарных нелокализованных ресурсов по ТПП в границах РК оценивается в 1871,2 млн. т. у. т., в том числе ресурсы нефти составляют 46,8%, свободного газа 46,5% Суммарные нелокализованные ресурсы УВ составляют 57,7% от остаточных НСР УЕ Республики Коми.

Нелокализованные ресурсы нефти на лицензионных участках составляют 385,3 млн. тонн, ресурсы свободного газа 120 млрд. м3. То есть основная часть нелокализованных ресурсов остается на нераспределенных территориях (Минерально-сырьевая база____, 2004).

Ресурсы УВ Вычегодского прогиба Мезенской перспективной провинции Институтом геологии Коми НЦ УрО РАН оценены в 100 млн. т. у. т. Ресурсы по Кажимскому прогиб) Волго-Уральской НГП оцениваются в 26 млн. т. у. т. Ни в Вычегодском, ни в Кажимском прогибе, которые территориально относятся к Республике Коми, пока не завершена начальная стадия региональных работ и потенциал территорий оценивается неоднозначно.

Наибольшим потенциалом нелокализованных ресурсов в границах ТПП обладает Северо-Предуральская НТО, где сосредоточено 29,6% ресурсов нефти и конденсата и 70,4% ресурсов свободного газа.

По нефтегазоносным комплексам (НТК) максимальные величины остаточных НСР УВ приурочены к базовым НТК республики.

Приведенные данные о нефтегазовых ресурсах показывают, что в Республике Коми имеется достаточный потенциал для дальнейшего наращивания сырьевой базы и проведения геологоразведочных работ (Минерально-сырьевая база........., 2004).

Глава 2. Современное состояние нефтегазового комплекса Республики Коми

В проведении геологоразведочных работ на нефть и газ в Республике Коми отчетливо прослеживается несколько этапов. Первый (начальный) этап охватывает период 1929-1959 гг., в течение которого в РК пробурено 759,9 тыс. м опорных, параметрических, поисковых и разведочных скважин, бурением закончено 843 скважины. К бурению было подготовлено 59 объектов, причем большая их часть - структурно-поисковым бурением. В достаточно широком объеме сейсморазведочные исследования начались в 1951 г. За период 1929-1959 гг. было открыто 15 месторождений нефти и газа промышленного значения.

С 1960 г. (с началом второго этапа освоения ресурсов УВ) резко расширилась география поисковых работ, ими практически была охвачена вся территория республики. В 1960 г. начаты работы в Архангельской области. В результате в сравнительно небольшой срок были открыты многие месторождения нефти и газа. Так, за период 1960-65 гг. в РК выявлено 13 месторождений нефти и газа (два из них потом были списаны как непромышленные), в т.ч. крупнейшие в ТПП нефтяное Усинское (1962 г.) и газоконденсатное Вуктыльское (1964 г.). Всего в течение второго этапа (1960-1975 г.г.) освоения ресурсов нефти и газа РК выполнены следующие объемы ГРР:

- пробурено глубоких скважин на нефть и газ -1550 тыс. м;

- отработано 59,5 тыс. nor. км сейсморазведки;

- подготовлено к бурению 95 объектов;

- открыто 22 месторождения нефти и газа промышленного значения;

Опыт освоения ресурсов нефти и газа в других регионах России и мира свидетельствует, что после достижения разведанности НСР в 20-40% (когда наиболее крупные месторождения нефти и газа открыты), наступает третий этап освоения НСР УВ, характеризующийся сначала резким, а затем плавным снижением эффективности работ. В РК это произошло с 1976 г. при разведанности НСР нефти около 20%, газа - около 30%.

В течение третьего этапа освоения ресурсов УВ (после 1975 г) в РК пробурено 2842 тыс. м глубоких скважин, отработано 144,8 тыс. км сейсмопрофилей, подготовлено к бурению 291 объект, открыто 77 месторождений нефти и газа промышленного значения.

Несмотря на кажущуюся высокую обеспеченность разведанными запасами (по нефти 69 лет, по газу 53 года), в целом состояние сырьевой базы нефтегазодобычи РК в последние годы ухудшилось.

Причин тому несколько:

-1. Подавляющее большинство крупных и средних по начальным извлекаемым запасам (НИЗ) нефти разрабатываемых месторождений находится на стадии падающей добычи. Из них уже добыто около половины НИЗ, обводненность добываемой продукции достигает 70%. Таким образом, по большинству разрабатываемых месторождений будет отмечаться дальнейшее естественное падение добычи, связанное с выработкой активных запасов. По этой группе месторождений должен решаться комплекс проблем, связанных с повышением нефтедобычи всеми возможными способами.

2. Нет ни одного подготовленного к разработке месторождения нефти в южном нефтедобывающем районе. В северном их всего 5; лишь три из них находятся в относительной близости от Усинска и могут рассматриваться в качестве ближайшего резерва для увеличения нефтедобычи. Подготовленных к разработке газовых месторождений в РК нет.

3. 53 разведываемые месторождения, по которым учтены запасы нефти, все мелкие. С разведываемыми месторождениями газа дело обстоит еще хуже: все они (13) мелкие, при этом большая их часть (8) значительно удалена от центров газодобычи и не может рассматриваться в качестве ближайшего резерва для увеличения газодобычи. Еще 4 мелкие месторождения газа находятся в консервации. Таким образом, на новых объектах предстоит практически освоить новые технологии разработки мелких месторождений с использованием платформенного способа обустройства, бурения горизонтально-разветвленных скважин, создания единых технологических центров по обеспечению добычи для месторождений, объединенных в группы.

4. Недостаточные объемы ГРР, не обеспечивающие полное воспроизводство отбираемых запасов. По существу, сейчас происходит "проедание" ранее подготовленной сырьевой базы нефтегазодобычи. Сохранение еще на несколько лет такого состояния еще больше усилит негативные тенденции в развитии нефтегазодобывающей отрасли РК.

Необходимо отметить, что в период 1991-1993 г.г. в геологоразведочной и нефтедобывающей отраслях России произошла коренная перестройка и переход от централизованной экономики с доминирующей государственной собственностью к многоукладной, рыночной. С 1993 года планирование, финансирование и приемка результатов работ стали осуществляться в основном через государственные территориальные органы управления, то есть в концепции преобразования геологической отрасли наступил регулируемый

переход к новой внеотраслевой схеме государственного управления воспроизводством и использованием минерально-сырьевой базы.

Законом «О недрах» был принят переход с бюджетного на внебюджетное финансирование геологоразведочных работ, согласно которому средства воспроизводства минерачьно-сырьевой базы (ВМСБ) должны были образовываться за счет отчислений в виде фиксированных десяти процентов от стоимости реализованной товарной продукции, произведенной из добытых предприятиями полезных ископаемых.

В течение 1993-2001 г.г. финансирование геологоразведочных работ на нефть и газ проводилось за счет трех источников:

- федерального (из бюджета РФ) - финансировались работы регионального характера (каркасная сеть региональных сейсмических профилей, параметрическое бурение и научно-исследовательские работы регионального плана);

- регионального - из бюджета субъекта Федерации через территориальные министерства -основной источник финансирования (в том числе отчисления на ВМСБ, оставленные в распоряжении добывающих предприятий для проведения геологоразведочных работ);

- собственных средств предприятий (инвестиции).

В 1991-95 гг. в геологоразведке произошел заметный спад. Особенно этот процесс усилился в 1993-95 гг. Так, объемы глубокого бурения на нефть и газ сократились, по сравнению с предшествующей пятилеткой, почти в три раза (с 1 млн. м в 1986-90 г.г. до 363 тыс. м в 91-95 г.г.), проходка в 1995 г. уменьшилась по сравнению с 1990 г. в 12,4 раза. Уменьшились и объемы сейсморазведки (с 59 тыс. км в 86-90 г.г. до 29,9 тыс. км в 91-95 г.г.), причем объем сейсморазведки в 1995 г. составил лишь 13% от уровня 1990 г. Уменьшилось количество подготавливаемых к бурению объектов: с 124 в 1986-90 г.г. до 89 в 1991-95 г.г., при этом в 1995 г. к бурению было подготовлено всего три объекта (против 31 в 1990 г).

Уменьшение объемов поисковых работ обусловило снижение (хотя и в меньшей степени по сравнению с физическими объемами) эффективности ГРР. В 1993 г. впервые за много лет прирост промышленных запасов нефти упал ниже критического уровня (исходя из степени освоенности НСР УВ РК минимально необходимая величина коэффициента восполняемости добычи должна быть не менее 1.4, т. е. прирост запасов УВ должен быть больше добычи в 1.4 раза) и даже не компенсировал ее добычу. Практически не получено прироста запасов нефти в 1994 г. С 1997 г. прирост запасов компенсировал нефтедобычу.

В эти сложнейшие годы для геологоразведочной отрасли республики Правительство РК приняло ряд кардинальных мер по выводу отрасли из кризиса. Был подписан ряд соглашений с

федеральными органами исполнительной власти о государственном регулировании геологоразведочного процесса, в республике оставлялось до 95% средств фонда воспроизводства минеральной сырьевой базы, которые в отличие от других регионов, направлялись исключительно на геолого-поисковые работы, научное обеспечение этих работ. Кроме того, регион получал средства и из федерального бюджета. В системе органов исполнительной власти в 1992 г. в республике был создан Государственный комитет по недропользованию (Госкомгео), кстати, один из первых в стране, который одновременно выполнял, вплоть до 2001 года, функции территориального органа «Роскомнедра», а затем МПР России. Впоследствии Госкомгео РК был преобразован в Министерство природных ресурсов и охраны окружающей среды РК.

Своевременно принятые Министерством природных ресурсов Республики Коми (МПР РК) меры по реформированию структуры и органов управления геологоразведочной отраслью дали свои положительные результаты. С 1996 года начали увеличиваться объемы бурения на нефть и газ (в 2000 году они составили 82,6 тыс. м, что почти в 4 раза больше уровня 1995 года). В 1997 году удалось приостановить падение объемов сейсморазведки, и в 2000 году они на 54% превысили уровень 1995 года.

Активная деятельность МПР РК привела к тому, что за 1996-1999 г.г. в пределах Тимано-Печорской провинции было открыто еще 22 месторождения нефти, причем все в Республике Коми.

Анализируя отмеченные негативные процессы последнего десятилетия, следует отметить, что наиболее остро они проявились в традиционных районах нефтегазодобычи, то есть на территории РК.

В эти же годы, с целью привлечения инвестиций в геологоразведочную отрасль, активно проводились конкурсы и аукционы (первый в стране по блоку №15 в 1992 г.). Важным фактором в освоении 11111 стало внедрение разделительной практики распределения фонда недр. Недропользование стало платным с комплексом условий, закрепленных соглашением между Государством и недропользователем, ограниченное во времени и пространстве.

Затрагивая проблему финансирования геологоразведочных работ, надо отметить тот факт, что с 2002 года был упразднен действующий механизм ВМСБ. Это привело к тому, что федеральные задачи в области геологии были переведены на бюджетное финансирование, а субъекты РФ практически лишились источников инвестирования в изучении недр. Кроме того, увеличились риски иностранных и отечественных инвесторов от непредсказуемого изменения налоговой системы. Это создало опасность возврата к кризисной ситуации 1993-1994 годов с той

лишь разницей, что ранее сохранялась надежда на защиту со стороны действовавшего законодательства, а в нынешних условиях элементы защитного механизма ВМСБ упразднены полностью.

Тем не менее, в том числе и благодаря целенаправленной работе МПР РК, за последнее время удалось добиться достаточно неплохих результатов (табл. 3.).

Так, объем глубокого поискового и разведочного бурения за последние пять лет (19992003 г.г.) составил 315,4 тыс. м, в том числе в 2003 г. - 31,9 тыс. м, объем сейсморазведочных работ за 2000-2003 г.г. - 9,9 тыс. nor. км. Объемы исследований в 2003 году методом 2Д составили 2,77 тыс. пог. км., ЗД - 0,175 км2.

Прирост запасов углеводородного сырья категории С1 достиг в 2001 году - 24940 тыс. т. у.т., в 2002 г. - 13326 тыс. т. у.т. и в 2003 году - 6313 тыс. т. у. т. Таким образом, наблюдается тенденция снижения прироста запасов УВ за последние несколько лет. Отношение прироста УВ к добыче составило: в 2000 г. - 1,83; в 2001 г. - 1,83, в 2002 г. - 1,02; в 2003 г. - 0,46 (рис. 7).

Министерством природных ресурсов РК активно ведется процесс лицензирования выявленных месторождений и земель. В настоящее время право на пользование недрами на территории РК по состоянию на 01.07.2004 г имеют 50 недропользователей, в том числе ООО «Севергазпром», ООО «Лукойл-Коми», ОАО «Северная нефть», ОАО «Тэбукнефть», ОАО «Коминефть», ОАО «Ухтанефгь», ОАО «Битран, ЗАО «Байтек-Силур» и др.

Это привело к тому, что за счет оптимального лицензирования наблюдается активизация добычи нефти на новых месторождениях. Добыча нефти из запасов, подготовленных в 1996-2000 годах в РК, составила на 01.01.2003 год порядка 2 млн. т.

Весь комплекс мероприятий, связанных с лицензированием недр, кроме того, позволил добиться поступления валютных средств за счет бонусов и, соответственно, улучшить финансово-экономическое положение Печорского, Ижемского, Усть-Цилемского, Ухтинского и других районов.

Площадь перспективных территорий в пределах Республики Коми составляет 185,4 тыс. км (44% от общей площади РК). Площадь участков распределенного фонда недр по состоянию на 01.01.2004 г. - 25,9 тыс. км2 (14% от площади перспективных территорий) (Состояние и перспективы..., 2004; Состояние, результаты и перспективы...., 1994). По состоянию на 01.01.2003 г. в распределенном фонде недр по Госбалансу РФ находятся 105 месторождений нефти и газа. Из них - 90 нефтяных (включая Ярегское и Западно-Ныльское месторождения, в которых одни залежи отнесены к распределенному фонду недр, другие - к нераспределенному), 2 нефтегазовых, 3 газонефтяных, 7 нефтегазоконденсатных, 2 газоконденсатных и 1 газовое.

35 л

1996 год 1097 ГОЛ 1998 год 1999 год 2000 год 2001 год 2002 год 2003 год

■■Суммарный прирост запасов, млн т ут -Отношение прироста запасов к добыче -в- Добыча УВ, млн т ут

Рис.7 Показатели добычи УВ, прироста запасов УВ, прироста ресурсов УВ по Республике Коми за 1996-2003 г.г.

По состоянию на 1 января 2004 года общее число действующих лицензий на территории Республики Коми (в пределах ТПП), составляет 149.

В настоящее время всего по 149 действующим лицензиям на территории РК работают 50 недропользователей. Наибольшее количество лицензий принадлежит компании ОАО «Лукойл» с дочерними и афилированными предприятиями (67), ОАО «Северная нефть (13), ООО «Севергазпром» (11).

Основным газодобывающим предприятием в РК является ООО «Севергазпром» (97% добычи и 72% запасов свободного газа категорий ABC] в Республике).

Несмотря на значительное количество выданных лицензий, эффективность от лицензионной деятельности не столь высока, как можно было бы ожидать, что вызвано разнообразными причинами, но приводит к недополучению бюджетом значительной суммы денежных средств, которую можно оценить как упущенную выгоду государства. Последнее, являясь собственником недр, обязано осуществлять контроль за рациональным использованием недр, своевременной и полной реализацией решений, нашедших отражение в лицензионных соглашениях, и способствовать их выполнению.

Как показывает анализ лицензионных соглашений, невыполнение отдельных его положений приводит к негативным последствиям (в первую очередь - невыполнение объемов добычи и объемов геологоразведочных работ), которые, в свою очередь, определяются разными причинами и зависят от различных факторов (Сирык, Боровинских.. ..2004).

Таким образом, имеющаяся в настоящее время сырьевая база позволяет вести геологоразведочные работы в Тимано-Печорской провинции в широком объеме с целью подготовки новых месторождений нефти и газа.

К сожалению, несмотря на то, что основу экономики республики составляют сырьевые ресурсы, реализуемая же в настоящее время бюджетная и налоговая политика России (и как следствие Республики Коми) привела в 2002-2003 г.г. к резкому сокращению расходов республиканского бюджета на воспроизводство минерально-сырьевой базы. С введением налога на добычу полезных ископаемых и отменой целевых отчислений на ВМСБ в республике резко снижено финансирование геологоразведочных работ (то же самое касается и природоохранных мероприятий в связи с ликвидацией экологических фондов), что уже в 2003 году привело к ухудшению ситуации в природоресурсном секторе экономики. Равняясь на государство, и компании резко снизили объемы ГРР. Впервые за последние годы прирост запасов углеводородного сырья в 2003 г. не компенсировал объемы добычи. Несмотря на то, что в 2003 году в результате проведения ГРР получен прирост извлекаемых запасов нефти кат. ABCi 4,2

млн. т., извлекаемые запасы нефти по этим категориям по сравнению с 2002 г. уменьшились на 13,94 млн. т. за счет добычи, списания по графе «переоценка» и т.д. За тот же период полученный прирост свободного газа в объеме 1,54 млрд. м3 по кат. ЛБО не компенсировал списание запасов в результате добычи и перерасчета запасов. В результате чего запасы свободного газа в РК уменьшились по сравнению с 2002 г. на 0,634 млрд. м3. Такое обвальное сокращение геологоразведки имело место в республике лишь в 1992-1993 г.г.

Учитывая, что в ближайшие годы в государстве вряд ли будут приняты кардинальные меры по исправлению ситуации в отрасли, а иллюзии надежных разведанных запасов, доставшихся от советских времен - исчезнут, единственно правильным остается одно: используя все рычаги государственного управления - принуждать недропользователей к ведению прогнозно-поисковых работ с надежным научным обеспечением, прежде всего, через эффективный инвестиционный механизм.

Нефтегазовый комплекс Республики Коми охватывает подготовку запасов, добычу, транспорт, переработку и реализацию нефти и газа.

В настоящее время нефтедобывающая промышленность по всем параметрам является наиболее значимой отраслью топливного сектора Республики Коми. За последние три года удельный вес нефтедобычи в промышленном производстве составляет по объему продукции и капиталовложений около 40%, в товарной структуре экспорта республики свыше 60% (в 2000 г. 66%). Реализация нефти производится на экспорт в 19 стран (в страны СНГ - 6%, в страны Дальнего Зарубежья - 70%) и на внутрироссийский рынок (24%).

Освоение и эксплуатация месторождений ведутся нефтедобывающими предприятиями различных организационно-правовых форм. К настоящему времени, как указывалось выше, большинство месторождений, по которым учтены промышленные запасы нефти и газа, лицензированы недропользователями, которые имеют лицензии на разработку 90 месторождений и залежей. Основная добыча нефти в 2003 г. проводилась ООО «Лукойл-Коми» -более 3,2 млн. т. Также значительную добычу нефти в РК осуществляют ОАО «Северная нефть» - 1,15 млн. т., ОАО «Тэбукнефть» - 1,13 млн. т., ООО «Енисей» - 0,73 млн. т., ООО «УсинскАрктика» - 0,68 млн. т., ЗАО «Байтэк-Силур» - 0,6 млн. т., ОАО «Битран» - 0,49 млн.т.

Добыча нефти базируется на освоении месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, в структуре запасов которой значительное место занимают нефти с аномальными свойствами. По РК в общем объеме добычи примерно 60% составляет легкая нефть (с плотностью до 0,87 г/см3), около 13% утяжеленная (от 0,871 до 0,9 г/см3) и 28% -

тяжелая (более 0,9 г/см3) высоковязкая нефть. Основные объемы добычи нефти приходятся на шесть из 46 разрабатываемых в настоящее время месторождений.

С месторождениями газа ситуация еще более сложная. Вуктыльское месторождение выработано уже на 80% и резервов для поддержания падающей добычи газа практически нет, так как открытые и разведываемые 17 мелких месторождений (из них 10 - вдали от центров газодобычи) вряд ли окажутся рентабельными для освоения.

Газовый комплекс региона включает мощности по добыче, переработке природного и попутного газа и конденсата и систему по их транспортировке. В регионе добычу природного газа осуществляет практически только ООО "Севергазпром", на долю которого приходится около 97,7% всей добычи газа, попутного - предприятия, занятые добычей нефти. До 85% объемов производства и реализации продукции (услуг) ООО "Севергазпром" составляет транспорт газа.

Добыча газа в настоящее время ведется в основном в Вуктыльском геолого-экономическом районе (ГЭР) на газоконденсатных месторождениях (ГКМ): Вуктыльском, Западно-Соплесском, Югидском, Печорокожвинском. Вуктыльское ГКМ обеспечивает добычу почти 90% газа и 80% конденсата Республики Коми.

За последние годы наблюдается постоянное снижение эффективности газодобычи. Основная причина - снижение объемов добычи газа и конденсата на действующих месторождениях, естественный процесс, связанный с переходом основных месторождений в завершающую стадию разработки.

В целом, основные проблемы нефтегазового комплекса Республики Коми схожи с общероссийскими в плане старения производственного потенциала, высокого процента неработающих скважин, недостаточной инновационное™ технологических процессов добычи и переработки нефти, ограниченности инвестиционных ресурсов для модернизации и технического перевооружения отраслей и т.д.

Проведенная в работе оценка экологической ситуации показала, что основные производства топливного сектора РК размещаются в районах тундры и лесотундры, для которых характерны низкие экологическая емкость и устойчивость к техногенным нагрузкам. Специальные исследования фиксируют низкие показатели репродуктивного потенциала тундровых и лесотундровых биогеоценозов, самовосстановления почвенно-растительного покрова, самоочищения водотоков и воздуха.

Природные условия региона и специфика производств топливного сектора (ТС) обусловливают трансграничный и долговременный, а в некоторых случаях необратимый

характер последствий этих воздействий на природную среду, условия жизни и здоровье населения.

Объекты нефтегазового комплекса и угольной промышленности в настоящее время и обозримой перспективе определяют экологическую обстановку в регионе, особенно в бассейне ] Печоры. Анализ сложившейся ситуации показал, что наиболее неблагоприятная экологическг обстановка сложилась в районах сосредоточения основных предприятий нефтегазовог комплекса республики - бассейне р. Колвы (нефтедобыча) и Ухта-Сосногорском промуз; (нефте- и газопереработка). На их долю приходится до 40% суммарных по бассейну р. Печор вредных выбросов в атмосферу (без выбросов метана, не оказывающих сугцественно1 локального влияния на загрязненность воздушного бассейна), свыше 12% сброшенных в рек загрязненных вод, около 60% (преимущественно 3-го класса опасности) отходов и 50е нарушенных территорий.

Преимущественно ресурсно-сырьевой характер экономики РК, географическое положение ее территории и обусловленная этим низкая устойчивость северных ландшафтов к техногенным нагрузкам предопределяют особые требования к учету экологического фактора в социально-экономическом развитии региона.

Важнейшей составляющей в реализации задач по охране окружающей среды и предотвращению ее деградации является процедура оценки воздействия намечаемой хозяйственной деятельности на окружающую среду (ОВОС), включающая экологическую экспертизу.

Для РК (как ресурсного района) назрела необходимость внедрения в систему природопользования рентных отношений и объективного определения экологической составляющей экономической (природной) ренты, достаточной для сохранение ассимиляционного потенциала природной среды, ее биоразнообразия.

Глава 3. Теоретическая и методическая основа экономической оценки нефтегазоносных объектов

Методология экономической оценки углеводородных ресурсов, как и других видог минеральных ресурсов, прошла большой путь развития. Критерии и показатели оценки с( временем менялись и уточнялись в соответствии с трансформацией целей и задач действующе* в стране экономической системы.

В советское время большой вклад в развитие представлений о критериях и методах экономической оценки ресурсов углеводородного сырья внесли такие экономисты, как Н.П. Федоренко, Т.С. Хачатуров, К.Г. Гофман, А.С. Астахов, Т.А. Гатов и др.

В связи с новыми требованиями и задачами произошла быстрая трансформация критериев и методов экономической оценки, действовавших в бывшем СССР и России, и их сближение с общепринятыми в мировой экономике.

Предложенный в данной работе подход базируется на зарубежной практике анализа платежей и поступлений денежных средств по рассматриваемым инвестиционным проектам (система «Юнидо»). Причем в зависимости от уровня образования эффекта критериями оценки инвестиционных проектов могут выступать показатели коммерческой (финансовой), бюджетной и народнохозяйственной эффективности

Все известные методы экономической оценки месторождений можно также разделить на две группы: на методы, учитывающие фактор времени, и методы, по которым расчеты ведутся

без учета фактора времени. (Методология и практика....., 2000). Вторая группа методов

используется обычно для ориентировочных расчетов или на ранних стадиях геологоразведочных работ.

Экономические показатели используются для оценки разных направлений и задач, возникающих в процессе освоения ресурсов нефти и газа, поэтому частота их применения различна. Наиболее распространенными являются показатели чистого дисконтированного дохода, индекса доходности, внутренней нормы доходности и срока окупаемости инвестиций.

В результате проведенного исследования было установлено, что:

1. Методология экономической оценки ресурсов нефти и газа зависит от природных особенностей этих полезных ископаемых и условий их освоения.

2. Методы экономической оценки месторождений нефти и газа, как и других минеральных ресурсов, прошли большой путь развития и в современных условиях для решения практических задач предпринимательской деятельности являются ключевым элементом хозяйственного механизма добывающей промышленности.

3. Минеральные ресурсы рассматриваются в качестве месторождений полезных ископаемых в случае, если они обеспечивают при освоении получение достаточной прибыли.

4. Прибыль является главным и, практически, единственным критерием определения

ценности любого месторождения. Величина прибыли зависит как от горно-геологических параметров месторождений, так и от рыночных цен. Вследствие неустойчивости последних,

представления о рентабельности месторождений и их предельных эксплуатационных параметрах являются нестабильными и в зависимости от конъюнктуры могут резко меняться в ту или иную сторону.

5. С целью предотвращения непроизводительных затрат экономическая оценка месторождений проводится на всех стадиях их поисков, разведки и разработки, начиная с самых ранних. Большое значение в последние годы придается экономической оценке углеводородных ресурсов крупных регионов и страны в целом, что позволяет выработать оптимальную стратегию их освоения.

6. Основные методы экономической оценки месторождений учитывают фактор времени и базируются на определении дисконтированной ожидаемой прибыли, рассчитанной в виде современной ценности или чистой современной ценности запасов месторождений, вычислении индексов рентабельности по соотношению приведенной ценности запасов с капитальными вложениями и определении внутренней нормы рентабельности. Ввиду жесткости условий, задаваемых методами, основанными на учете фактора времени, возможно, занижение объемов запасов месторождений и завышение требований к их предельным геолого-промысловым характеристикам. Поэтому крупные компании, ориентирующиеся на конечные результаты, определяют приемлемые параметры запасов и начальных дебетов скважин.

7. Результаты экономической оценки месторождений могут неоднозначно восприниматься различными нефтяными компаниями. Одни и те же показатели проектов разработки нефтяных месторождений могут быть приемлемыми для одной компании и неприемлемыми для другой. В последние годы в условиях появления вертикально интегрированных компаний стал проявляться интерес к вовлечению в промышленный оборот малорентабельных месторождений, целесообразность разработки которых определяется не величиной дохода от добычи нефти, а доходом, получаемым после реализации нефтепродуктов

Это обстоятельство необходимо учитывать при совершенствовании методологии экономической оценки ресурсов углеводородного сырья.

Предлагаемые методологические основы экономической оценки разномасштабных нефтегазовых объектов базируются на принципах и критериях, принятых в международной практике и действующих законодательных актах Российской Федерации в сфере недропользования.

Прежде всего, необходимо отметить, что углеводородное сырье, являясь частью минерально-сырьевого потенциала страны, должно экономически оцениваться на основе тех же критериев и принципов, которые приняты для других полезных ископаемых, а в более широком понимании - для природных ресурсов в целом. При выборе критериев и методов экономической оценки ресурсов необходимо исходить из принципов государственного устройства России, действующего законодательства в сфере недропользования. В современных условиях невозможно полное совпадение интересов пользователей недр и их собственника. В то время как целью отдельных производителей является получение максимальной прибыли на вложенный капитал, государство в лице федеральных и территориальных органов управления фондом недр заинтересовано в рациональном и эффективном их освоении в интересах всего общества. Круг этих интересов на разных стадиях освоения ресурсов представлен в таблице 5.

Опыт последних десятилетий показал, что инвестиции являются главным фактором функционирования и развития этой сферы производственной деятельности. Особое значение оценка эффективности инвестиций имеет в районах с малоразвитой инфраструктурой, где для достижения устойчивого роста добычи нефти и газа требуются большие объемы капиталовложений, а инвесторам приходится действовать в условиях отсутствия достоверной информации о ресурсах УВ и нестабильности налоговой системы.

Таблица 5

Сопоставление целей и интересов субъектов недропользования при изучении государственного фонда нефтегазоносных недр

Цели Интересы субъектов недропользования

Государство Регион Компании

Обоснование стратегии геологического изучения нефтегазоносных недр Выбор для геологического изучения наиболее экономически эффективных с государственных позиций перспективных территорий и акваторий Подготовка новых лицензионных участков (ЛГУ), имеющих инвестиционную привлекательность, в пределах нераспределенного фонда недр субъекта РФ Изучение только наиболее рентабельных для освоения участков.

Обоснование объемов лицензирования Обеспечение оптимальных темпов воспроизводства МСБ Подготовка возможно большего количества ЛУ для привлечения максимального объема инвестиций Приобретение лицензий на оптимальное количество ЛУ для свободы маневра.

Оценка запасов Объективная оценка состояния разведанной и прогнозной ресурсной базы Конъюнктурная оценка запасов и ресурсов (завышение параметров бедных ЛУ, занижение параметров богатых ЛУ) Низкие оценки запасов собственных месторождений

Повышение рентабельности освоения ресурсов УВ Повышение народнохозяйственной эффективности освоения ресурсов нефти и газа Повышение дохода субъекта Федерации за счет выявления высокоэффективных для освоения ЛУ Разработка наиболее экономически выгодных объектов с целью получения сверхприбыли

Оптимизация системы налогообложения Максимальное наполнение Федерального бюджета за счет высоких ставок налогов Повышение дохода субъекта Федерации за счет дифференцированного налогообложения различных по горногеологическим параметрам месторождений Минимизация налогов

Из сказанного следует, что экономическая оценка месторождения тождественна оценке эффективности инвестиционного проекта с учетом специфических особенностей добывающей промышленности. Практически она должна ответить на вопрос: дает ли месторождение при определенном размере, типе и характеристике резервуара объем добычи, обеспечивающий достаточную прибыль. При этом принимается в расчет, что для получения прибыли необходимы средства на лицензирование участка, проведение геологоразведочных работ, строительство добывающего предприятия, эксплуатацию месторождения и т.д.

Следует также учитывать ряд особенностей освоения углеводородных ресурсов: их невозобновляемость и исчерпаемость, неравномерность распространения, различия в горногеологических, природно-климатических и экономических условиях освоения.

Для расчета показателей экономической оценки предварительно должна быть выработана нормативная база капитальных и текущих затрат на освоение лицензионных участков. В составе прямых эксплуатационных затрат по освоению поисковых участков учитываются затраты на обслуживание эксплуатационных и нагнетательных скважин, внутрипромысловых и межпромысловых сооружений, на природоохранные мероприятия и прочие расходы. Расчеты эксплуатационных затрат проводятся укрупненно, исходя из фактической стоимости обслуживания эксплуатационных и нагнетательных скважин по соседним лицензионным участкам (ЛУ) и сложившегося соотношения ежегодной доли затрат на обслуживание внутрипромысловых и межпромысловых коммуникаций в общей их стоимости.

Условия налогообложения предприятий, осуществляющих освоение нефтегазовых месторождений на лицензионных участках, определяются Федеральным и региональным законодательством, действующим на начало расчетного периода. В расчетах учитываются-налоги с реализации, включаемые в стоимость продукции; налоги с реализации, включаемые в себестоимость продукции; прочие отчисления, входящие в себестоимость; налоги из прибыли; налоги с фонда оплаты труда (ФОТ) (Методология и практика...,. 2000).

Наконец, при экономической оценке разномасштабных нефтегазоносных объектов следует учитывать условия финансирования проектов освоения лицензионных участков, наличие определенного риска, на который идут потенциальные кредиторы и фактор неопределенности, связанной с возможностью возникновения в ходе реализации проекта неблагоприятных ситуаций и последствий Необходимо также провести расчет капитальных вложений и эксплуатационных затрат по определенной методике.

Таким образом, все вышеизложенное позволяет ответить на вопрос об экономической целесообразности освоения разномасштабных нефтегазоносных объектов.

Глава 4. Экономическая основа концепции освоения нефтегазовых ресурсов Республики Коми

Экономической оценке ресурсов и запасов углеводородного сырья посвящены многочисленные работы М.Д. Белонина, А.П. Боровинских, Г.А. Григорьева, Т.Е. Дмитриевой, Л.Г. Каретникова, В.Н. Лаженцева, В.Н. Макаревича, В.И. Назарова, АА. Отмаса, Ю.В. Подольского, О.М. Прищепы, Г.П. Сверчкова и др. исследователей ВНИГРИ, научных и производственных организаций Республики Коми. Полученные в них результаты и взяты за основу при составлении настоящей главы.

Экономическая оценка объектов локального фонда (подготовленных к бурению и выявленных сейсморазведкой) предполагает определение потенциального эффекта в денежном выражении, получаемого при переводе ресурсов нефти и газа в запасы и при их дальнейшем освоении.

Методически геолого-экономическая оценка перспективных ресурсов нефти и газа, связанных с объектами локального фонда, существенно отличается от оценки прогнозных ресурсов. При проектировании этапа освоения она больше отвечает оценке месторождения, находящегося на стадиях опоискования или начала разведки, поскольку в отличие от прогнозных ресурсов перспективные являются локализованными, т.е. приуроченными к вполне определенному геологическому объекту с присущими ему характеристиками.

Наиболее приемлемый подход при решении задачи построения динамики добычи на этапе предварительной оценки объектов резервного фонда (в условиях недостаточной изученности) -использование упрощенных модельных подходов на основе использования небольшого количества показателей, прогнозируемых как на раннем этапе опоискования так и перед его началом. Такие модели должны адекватно отражать основные проектируемые технологические решения, в то же время их использование существенно снижает требования к полноте исходной информации. Решение задачи находится в системе комплекса критериев - технологических и экономических (Боровинских, 2001.).

В данной работе для оценки затрат на освоение объектов локального фонда применен подобный упрощенный вариант формирования технологических показателей. Их моделирование предполагает достижение заданных параметров режима освоения (темп отбора, продолжительность периода максимального отбора, срок ввода месторождения в разработку, продолжительность периода безводной эксплуатации и т.д.) и существенно снижает трудозатраты

(как на подготовку данных, так и на проведение расчетов), но обеспечивает приемлемую достоверность оценок и точность, необходимую для принятия решений.

В качестве теоретической основы метода для оценки технологических показателей использованы зависимости обводнения от объема извлеченной нефти, отнесенного к балансовым запасам. Такие зависимости получены во ВНИИнефть им. академика АЛ. Крылова для разных режимов залежей, свойств коллекторов (пористости, проницаемости), свойств нефтей (плотность, вязкость, содержание парафина и т.д.), установлены для реально эксплуатируемых объектов и получены экспериментальным путем. Известно, что объем добываемой попутно с нефтью воды, наряду с текущими (или начальными - для вновь вводимых) дебетами эксплуатационных скважин, является определяющим технико-экономическим показателем. От него зависит достигнутый коэффициент извлечения нефти и экономически допустимые сроки эксплуатации.

При подготовке исходных данных для расчетов в результате предварительного анализа в южной части Тимано-Печорской провинции выделены пять групп объектов разработки (силурийские карбонатные, среднедевонско-нижнефранские терригенные, верхнефранско-фаменские карбонатные, пермско-каменноугольные карбонатные и верхнепермские терригенные), связанных с различными комплексами пород и отличающихся коллекторскими свойствами и характерными показателями динамики обводнения. Внутри каждой группы прослеживаются уверенные зависимости изменения характера обводнения от величины объекта эксплуатации, нефтенасыщенной мощности, величины запасов нефти, приходящихся на одну скважину.

Продолжительность проекта может определяться либо исходя из условия полноценного извлечения нефти из недр (достижение проектируемого коэффициента нефтеотдачи), либо моментом достижения минимального уровня текущей добычи, компенсирующего текущие эксплуатационные расходы, налоги и отчисления (периодом рентабельного освоения).

Описанный подход к формированию технологических показателей разработки на этапах предварительной оценки объектов резервного фонда или опоискования месторождений (без проекта разработки или технологической схемы) реализован в рамках компьютерной технологии и является одним из блоков системы оценки инвестиционных проектов.

В качестве экономической модели использована методика экономической оценки технологических вариантов разработки нефтяных месторождений. В экономическую оценку включаются технологические варианты разработки, отличающиеся плотностью сетки, темпами разбуривания и т.д. Результатом экономической оценки является выявление наиболее

рационального варианта разработки, отвечающего критерию достижения максимального экономического эффекта от возможно наиболее полного извлечения нефти.

Для оценки проектов используются следующие основные показатели эффективности: дисконтированный поток денежной наличности, индекс доходности, период окупаемости капитальных вложений, внутренняя норма рентабельности. В систему оценочных показателей включаются также капитальные вложения на освоение месторождения, эксплуатационные затраты на добычу нефти, доход государства (налоги и платежи, отчисляемые в бюджетные и внебюджетные фонды Российской Федерации).

При выполнении геолого-экономической оценки объектов резервного фонда в соответствии с описанной выше методикой были использованы следующие допущения.

Локальные объекты сгруппированы в перспективные центры нефтедобычи (чаще всего с базовым эксплуатируемым месторождением), что, во-первых, позволяет проектировать разделение затрат на создание межпромысловых коммуникаций, а во-вторых - частично учитывает затраты на опоискование "пустых" структур и тем самым снижает геологические риски.

При оценке конкретных объектов использованы следующие исходные данные:

1. Объем ресурсов нефти категории Сз-Н (подсчитанный);

2. Площадь структуры (фактическая);

3. Амплитуда ловушки (фактическая);

4. Коэффициент заполнения ловушки (полученный статистически);

5. Глубина залегания перспективного горизонта (фактическая);

6. Средняя нефтенасыщенная мощность залежи (фактическая +месторождения аналога);

7. Начальное пластовое давление (месторождения аналога);

8. Пористость, проницаемость коллектора и его тип (перспективного НТК);

9. Вязкость нефти и содержание парафинов (месторождения аналога).

Для конкретных объектов, являющихся предметом оценки, принимаются параметры: а) полученные из фактических характеристик - паспортов нефтеперспективных структур (площадь, амплитуда, горизонт подготовки, замыкающая изогипса); б) являющиеся результатом предварительных расчетов с привлечением как фактических характеристик объекта так и обобщающих геологических данных в зоне нефтегазонакопления, нефтегазоносном районе, нефтегазоносной области - оценка ресурсов, тип и качество коллекторов; в) привлекаемые данные, взятые по аналогии с уже опоискованными и разведанными месторождениями из соответствующего комплекса, располагающиеся в единой с исследуемыми объектами ЗНГН, по

возможности, со сходными геологическими условиями (нефтенасыщенная мощность, этаж нефтеносности, пластовое давление, вязкость и плотность нефти, дебита скважин) (Боровинских, 2001.).

По всем локальным объектам с оцененными ресурсами нефти были выделены объекты разработки (ОР) по методике, принятой во ВНИГРИ (Нефтегазовый потенциал......1994).

Географически и генетически связанные перспективные объекты сгруппированы в единые центры нефтедобычи (ЦНД). Для них предполагается последовательное освоение объектов (зависимое от результатов опоискования предшествующего этапа - как в пределах единой структуры, так и на разных площадях) и разделение затрат на создание межпромысловой инфраструктуры.

Для центра нефтедобычи проектируется единая система сбора и транспортировки нефти и предполагается использование общих центральных пунктов сбора (ЦПС) эксплуатируемых месторождений. Поисково-разведочные работы на объектах, объединённых в ЦНД, рассматриваются как строго стадийные и зависимые от результатов работ предыдущего этапа.

В качестве базовых при разработке сценариев развития геологоразведочных работ в Тимано-Печорской провинции на объектах, подготовленных к глубокому бурению и выявленных сейсморазведкой, и проектных решений по их освоению использованы как работы исследователей ВНИГРИ, так и проекты специализированных организаций (АО "Коминефть", АО "Коми ТЭК", ПечорНИПИнефть и др.).

Расчеты выполнены для режима налогообложения, действующего по состоянию на 01.01.2003 г., а также в соответствии с Постановлениями Правительства Российской Федерации о таможенных пошлинах, об изменении ставок акциза на нефть, изменении ставок за прогон нефти по магистральным нефтепроводам и т.д.

Всего в южной части Тимано-Печорской провинции по признаку территориальной сближенности выделено 9 групп перспективных объектов (в перспективе - центров нефтедобычи) - Гудырьельский, Нижнекосьюский, Глушский, Бедамельский, Седмесский, Болотный, Мутно-Материковый, Усинский, Косткжский. Из них 5 основных: Гудырьельский, Бедамельский, Седмесский, Болотный, Мутно-Материковый. В пределах выделенных групп (ЦНД) на рекомендуемых объектах осуществлено согласование по годам начала проектов их освоения. Три из выделенных ЦНД (Гудырьельский, Болотный и Усинский) можно охарактеризовать как наиболее значимые (по ним в работе дан детализированный анализ результатов).

Таким образом, по девяти центрам нефтедобычи, объединяющим объекты разработки на подготовленных и выявленных структурах на территории Республики Коми, за весь период ГРР (21 год) должно быть пробурено около 700 тыс. м поисково-разведочных скважин. Максимальный объем поисково-разведочного бурения приходится на период 1-17 (условные) годы. Период эксплуатации месторождений, выявленных в результате ГРР, составит 55 лет и продлится с 3 по 57 годы. За эти годы должно быть пробурено примерно 1800 тыс. м эксплуатационных скважин при его максимальном объеме 110 тыс. п. м./год и добыто около 85 млн. т. нефти. Максимальный уровень добычи будет достигнут в период с 10 по 28 годы и продлится 19 лет, составляя от 2,6 до 4,4 млн. т.

Так выглядят основные решения по группировке и совместному обустройству ведущих ЦНД Республики Коми. Кроме того, по самостоятельным объектам, находящимся на незначительном удалении от выявленных месторождений или объектов нефтепромысловой инфраструктуры, а также по объектам, не подлежащим группированию, выделены нефтедобывающие узлы. Таких узлов на территории Республики Коми насчитывается более 30. Количество объектов разработки, входящих в узлы нефтедобычи и примыкающих к разрабатываемым или подготовленным к разработке месторождениям, колеблется от 1 до 4.

Среди них имеются достаточно крупные по суммарным перспективным ресурсам нефти объекты разработки. В пределах всех этих узлов нефтедобычи (УНД) проектируется строительство нефтепроводов для транспортировки нефти до базового месторождения или врезки в магистральный нефтепровод. Для целого ряда УНД проектируется строительство нефтеналивных терминалов и причальных устройств на р. Печоре. Такое решение, безусловно, требует детальной проработки с точки зрения экологической безопасности. Другие варианты транспортировки нефти практически во всех случаях приведут к неэффективному освоению перспективных объектов.

Глава 5. Научное обоснование концепции освоения нефтегазовых ресурсов Республики Коми

В южной части Тимано-Печорской провинции (Республики Коми) в настоящее время выделяется 46 зон нефтегазонакопления (ЗНГН), в том числе 32 с установленной промышленной продуктивностью и 14 перспективных.

В основу типизации выделенных зон положено единство генезиса и важнейших факторов их контроля. В крупных зонах аккумуляции контроль по формированию залежей УВ (после

генерации и миграции) осуществляется не только за счет структурного фактора, но и определяется составом и свойствами, как экранирующих толщ, так и коллекторов

Существенное количество ЗНГН может быть выявлено в результате проведения ГРР. В южной части провинции прогнозируется выявление еще 14 ЗНГН: 2 - в северной части Ижма-Печорской впадины, 3 - в Денисовском прогибе, одна - в Хорейверской впадине, одна - на Печоро-Кожвинском валу, 7 - в Предуральском прогибе. Большая часть новых зон будет

контролироваться структурным фактором (Методология и практика....., 2000).

Из приведенных данных о структуре остаточных ресурсов нефти и газа и анализа разведанности НСР по ЗНГН видно, что в целом территория южной части Тимано-Печорской провинции обладает еще значительным потенциалом для дальнейшего наращивания сырьевой базы нефтегазодобычи.

В связи с этим в ближайшие годы работы предлагается проводить по двум направлениям: районы нефтегазодобычи и прилегающие к ним территории с относительно хорошо развитой инфраструктурой;

относительно слабо изученные, но высокоперспективные районы (Предуральский краевой прогиб, гряда Чернышева, Денисовская впадина) с отсутствием инфраструктуры и значительно удаленные от центров нефтегазодобычи

В этих районах уже выделены зоны с промышленной нефтегазоносностью и прогнозируется ряд перспективных зон:

зоны с установленной промышленной нефтеносностью: Ижемская и Джебольская в Ижма-Печорской впадине, Мутноматериково-Лебединская на Печоро-Кожвинском валу, Хоседаюская на гряде Чернышева;

зоны с неустановленной нефтеносностью: Нерицкая и Кипиевская на севере Ижма-Печорской НТО, Лодминская и Верхнелайская в Денисовском прогибе, Нялтаюская на Печоро-Кожвинском валу, Цильегорская в Хорейверской впадине, Тальбейская на гряде Чернышева;

в промышленно газоносных зонах - Курьинская в Верхнепечорской впадине, Интинско-Кожимская в Косью-Роговской и Джебольская в Ижма-Печорской,

в зонах с неустановленной газоносностью - Усть-Лемвинская в Косью-Роговской впадине, Аранец-Переборская и Югид-Кыртинская на Среднепечорском поднятии, Командиршорская и Лодминская в Денисовском прогибе.

Таким образом, в южной части Тимано-Печорской провинции (Республика Коми), несмотря на высокую степень изученности отдельных районов, даже относительно небольшими

объемами работ последних лет выявляются новые весьма перспективные направления работ, приращиваются запасы на уже выявленных месторождениях, что позволит при вводе их в освоение увеличить добычу нефти без крупных капитальных вложений.

Реорганизация геологоразведочной отрасли в РК практически завершена. К сожалению, из некогда мощного, многофункционального производственного объединения «Ухтанефтегазгеология» выделились практически все экспедиции с последующим акционированием. Это привело к распылению материально-технической базы, что в 1993-1995 г.г. сказывалось достаточно негативно на геологоразведочном процессе.

Госкомгео, а затем и Минприроды РК было предпринято много усилий, чтобы сохранить единым геофизическое предприятие «Печорагеофизика» и таковое функционирует в форме ОАО «Севергеофизика».

В 2004 г. ГФУП «Ухтанефтегазгеология» акционировано и в республике остается лишь одно государственное учреждение - «Тимано-Печорский научно-исследовательский центр», бывшее подразделение ВНИГРИ. Но в 1992-2003 г.г., в период реорганизации отрасли, у правительства РК через Минприроды РК в рамках выполнения государственного заказа на поисковые и научные работы сложились хорошие договорные отношения с предприятиями и научными исследовательскими учреждениями независимо от форм собственности.

В эти же годы создана и внедрена новая система информационного обеспечения в геологии и недропользовании. Она включает традиционные формы и методы сбора и хранения геологической информации. Такие, как территориальные геологические фонды, музейные коллекции каменного материала и кернохранилища, а также компьютерные или цифровые геоинформационные технологии. В республике создан банк государственной цифровой геологической информации, успешно функционирует государственное предприятие Научно-технический центр автоматизированной геоинформационной кадастровой системы РК (НТЦ АГИКС).

Одно из неудачных нововведений принятого в 2002 году Налогового кодекса связано с заменой регулярных платежей за право на добычу полезных ископаемых налогом на добычу полезных ископаемых.

Негативные последствия введенной уравнительной системы налогообложения могут сказаться уже в ближайшее время. Главными из них являются:

1. Недоизъятие большого объема сверхдохода на крупных высокорентабельных месторождениях.

2. Снижение рентабельности и, как следствие, прекращение деятельности малых нефтяных компаний, эксплуатирующих такие объекты.

3. Снижение коэффициентов нефтеотдачи вследствие досрочного прекращения эксплуатации месторождений, находящихся на поздних стадиях разработки, и сокращение в связи с этим объемов извлекаемых запасов.

Совершенно очевидно, что исправить сложившееся положение в нефтяной промышленности можно только при условии введения дифференцированной в зависимости от природных условий системы налогообложения (Сирык, Боровинских... .2004).

В связи с отменой в 2002 году отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы существовавшая модель организации ГРР существенно изменилась в сторону возрастающей значимости выполнения этих работ за счет собственных средств недропользователей.

Вместе с тем ошибочным (если не пагубным) является тенденция снижения объемов региональных геолого-геофизических, научно-исследовательских и поисково-оценочных работ за счет государственных средств (федерального и республиканского бюджетов) и это уже сегодня ставит под сомнение выполнение «Экономической программы Правительства РК на 2001-2005 гг.».

Очевидно, что без проведения в необходимом объеме ГРР невозможно дальнейшее развитие нефтегазового комплекса РК.

Для его успешного функционирования необходимо проведение различных видов ГРР

Основными задачами региональных работ в РК будут:

• на территории ТПП - выявление ЗНГН в слабо изученных районах, изучение особенностей строения нижних горизонтов осадочного чехла в пределах уже известных ЗНГН и выявление возможностей сейсморазведки для поисков и картирования зон развития неантиклинальных и комбинированных ловушек;

• в Мезенской ПНГП - решение задач первой стадии регионального изучения недр, выявление и изучение структурных зон (возможных ЗНГН) по всем горизонтам осадочного чехла, выявление и прослеживание зон выклинивания разновозрастных отложений, а также выяснение характера сочленения крупнейших структур северо-востока Русской плиты.

Объемы сейсмических исследований в основном будут направлены на дальнейшую реализацию в РК программы региональных работ, принятой в 1989 году. Всего за 1998-2005 г. г. планируется отработать 1200 пог. км сейсмопрофилей (по 150 км в год).

В пределах ТПП (Республика Коми) остро стоит вопрос с приростом запасов газа. Поэтому основной объем параметрического бурения предусмотрен в преимущественно газоносной и наименее изученной Северо-Предуральской НТО. По-прежнему остаются невыясненными перспективы нефтегазоносное™ палеозойских и рифейских отложений Мезенской синеклизы и пограничной с нею Западно-Тиманской зоны. Для решения этой задачи здесь предлагается пробурить ряд скважин.

Характерной особенностью планируемого периода при проведении поисково-оценочных работ на нефть и газ будет резкое увеличение доли сейсмических исследований в общем объеме работ, поскольку состояние резервного фонда объектов сейчас неудовлетворительно.

Основной задачей, стоящей перед геологами РК, является обеспечение новыми разведанными запасами нефти действующих и формирующихся новых перспективных центров нефтедобычи.

В результате проведенных ГРР в РК разведанность НСР нефти с учетом запасов кат. Сг достигла 46,8%. Необходимо отметить, что неразрабатываемые текущие разведанные запасы имеют обычно значительно худшие физико-химические и коллекторские характеристики, чем введенные в разработку, что требует больших объемов подготовки новых разведанных запасов нефти. По варианту развития добычи нефти до 2015 г., величина подготовленных новых разведанных запасов должна составить 239,4 млн. т. Для реализации этой программы при расчетной эффективности за 2002-2005 г. - 200 т/м и 2006-2015 г. - 180 т/м потребуется 1234,3 тыс. м глубоких скважин.

Соотношение подготавливаемых разведанных запасов категории С1 на месторождениях Республики Коми по степени их промышленного освоения выглядит следующим образом: основная доля запасов нефти категории ё связана с неоткрытыми к настоящему времени месторождениями, что требует значительных объемов геофизических и буровых поисковых работ.

Первоочередным дополнительным резервом для наращивания объемов разведанных запасов нефти являются предварительно оцененные запасы категории Сг на разрабатываемых, подготовленных к разработке и на разведываемых месторождениях.

Однако подсчитано, что запасы категории Сг не могут обеспечить расширенное воспроизводство разведанных запасов нефти на длительный период. Реальный прирост разведанных запасов в результате перевода из запасов категории Сг прогнозируется на уровне 79,5 млн. т., что обеспечивает только однократное восполнение добычи минимум до 2007 г.

Для прогнозирования добычи нефти автором использован многовариантный подход В качестве первого, базового варианта приняты прогнозные уровни добычи нефти, рассмотренные и утвержденные ЦКР Минтопэнерго РФ (ноябрь 1999 г.). Второй и третий варианты развития нефтедобычи прогнозировались из следующих предпосылок: 2-ой - приближение кривой-добычи нефти к среднестатистической модели; 3-ий - «пессимистический вариант»- развитие нефтедобычи на базе уже вовлеченных в разработку запасов, с незначительными (не оказывающими значимого влияния на масштабы добычи) объемами воспроизводства МСБ.

Вариант 1.

Первый вариант прогноза добычи нефти по Республике Коми базируется на уровнях добычи, утвержденных ЦКР Минтопэнерго РФ в 1999 г. В основу их положены детальные технико-экономические расчеты по каждому разрабатываемому и предполагаемому к вводу в разработку нефтяному месторождению, проведенные недропользователями в 1998-1999 гг. по поручению Коллегии Минтопэнерго РФ. В соответствии с этой задачей недропользователями был выполнен анализ разработки каждого месторождения и обоснованы технологические показатели разработки на период действия лицензий с учетом ввода в эксплуатацию бездействующего и бурения проектного фонда скважин При выполнении прогноза добычи и технологических показателей разработки были использованы современные методы, основанные на гидродинамических расчетах. Материалы по обоснованию уровней добычи были детально рассмотрены и утверждены Центральной Комиссией по разработке Минтопэнерго РФ.

Автор настоящей работы провел детальное изучение возможности вовлечения в разработку месторождений нераспределенного фонда недр. Исследование показало, что в РК можно реально рассчитывать на небольшое число мелких и средних по размерам и запасам месторождений нераспределенного фонда. Добыча из этих месторождений была включена в данный вариант прогноза, но значительного влияния на прогнозируемые объемы добычи не оказала.

По данному варианту прогноза предполагается, максимальный объем добычи - 12,7 млн. т (при темпе отбора НИЗ 1,4%) - будет достигнут в 2006-2007 г.г., после чего добыча будет медленно снижаться с темпом 1-1,7% в год. Прогнозируемый уровень добычи в 2015 г. - 11,6 млн. т. Всего за период 2002-2015 гг. прогнозируется добыть 171 млн т. нефти, выработанность запасов к концу периода достигнет 62%, темп отбора НИЗ снизится до 1,3%

Сравнивая прогнозные показатели добычи нефти с фактическими на настоящее время, можно сделать вывод, что данный вариант прогноза, предусматривающей в течение 5 лет рост добычи нефти в республике в 1,7 раза, следует рассматривать как оптимистический.

Вариант 2.

Данный вариант прогноза добычи нефти, наиболее вероятный для РК, базируется на выводе о том, что реальная динамика развития нефтедобычи в Республике Коми отличается от среднестатистической модели более ранним сроком достижения максимальных уровней добычи, коротким периодом стабилизации и резкими темпами падения добычи. Эти отмеченные явления не соответствуют существующей оценке ресурсной базы и состоянию ее освоенности, на основании чего сделан вывод, что резкий спад добычи и ее стагнация на низком уровне являются следствием влияния субъективных факторов социально-экономического и технико-технологического характера. Поэтому данный вариант прогноза рассчитан исходя из предпосылки о менее резком снижении добычи в период 1988-95 гг. (4-5% в год вместо реальных 8-22%), стабилизации на уровне 9 млн. т в 1996-2005 гг., возвращении в 2006-2007 г. к темпу отбора НИЗ не менее 1% в год и затем его медленном снижении до уровня 0,8% к 2015 г.

При этих условиях прогнозируемый уровень добычи возрастет к 2007 г. до 9 млн. т., а к 2015 г. - снизится до 7,1 млн. т. Всего за период 2002-2015 гг. может быть добыто 114 млн. т. нефти, а выработанность НИЗ к концу периода достигнет 56%.

Степень вовлеченности НСР в разработку прогнозируется на уровне 25%. Исходя из этих прогнозных показателей, можно ожидать, что в 4-ую, завершающую стадию добычи нефти район вступит после 2015 г., за пределами прогнозируемого периода.

Данный вариант прогноза основан на современной оценке НСР и учитывает современные уровни годовой добычи нефти в республике. Исходя из указанного, данный вариант прогноза оценивается как умеренно-реалистический. Согласно ему, за период 2001-2005 г.г. ожидаемая добыча прогнозируется примерно в 40 млн. т.

В то же время, по результатам сравнения фактической динамики нефтедобычи в РК со среднестатистической моделью, не исключен и вывод о возможности завышения оценки ресурсной база (объема НСР) данного региона. Оценка объема НСР проведена в предположении, что кривая динамики нефтедобычи отражает реальный ресурсный потенциал района, т.е. что закономерная стадийность нефтедобывающего процесса отражает реальный ресурсный потенциал района, а точки кривой соответствуют среднестатистическим значениям вовлеченности ресурсов в освоение и выработанное™ НИЗ, характеризующим каждый период.

Вариант 3.

Сценарий развития нефтедобычи в Республике Коми по пессимистическому варианту смоделирован исходя из фактически сложившейся динамики уровней добычи нефти к началу планируемого периода и ее экстраполяции на перспективу, не предусматривающей подготовку

и освоение новых запасов на новых нефтяных месторождениях. То есть, дальнейшее развитие процесса добычи нефти будет происходить только на базе разрабатываемых в настоящее время запасов.

Для моделирования этого варианта использованы данные по сопоставлению объемов добычи в целом по РК и по крупнейшим разрабатываемым месторождениям. Затем на основании закономерности стадийности выработки запасов эти данные были экстраполированы в прогнозную область. Расчеты и графические построения показали, что к концу оцениваемого периода суммарная добыча на Усинском и Возейском месторождениях снизится в 1,3 раза, Сандивейском и Верхневозейском месторождениях - в 1,3-1,4 раза, падение добычи по остальным разрабатываемым месторождениям принято в 1,5 раза.

Итоговая прогнозная кривая показывает, что за период 2002-2015 гг. суммарный объем добычи нефти составит всего 90-70 млн. т., годовая добыча в 2015 гг. упадет до уровня 4,3 млн. т. при темпах отбора НИЗ 0,5% и выработанности запасов всего 53-51%.

Данный вариант расценивается, как наиболее негативный сценарий развития нефтедобычи в Республике Коми, который может произойти в случае резкого падения объемов ГРР и, соответственно, отсутствия открытий и прироста запасов

Проведенный экономический анализ модели геологического изучения и освоения ресурсной базы Республики Коми позволяет обосновать экономический сценарий ее дальнейшего развития.

Оценка капитальных вложений, необходимых для успешной реализации намеченных планов добычи нефти, отражает их минимальный уровень. Нельзя не принимать во внимание, что в настоящее время инвестиции пользователей недр в эксплуатационное бурение сведено до минимума. Среднегодовые затраты нефтяных компаний на эксплуатационное бурение в течение 1992-2000 гг. составили менее 50 млн. долл, среднегодовой объем бурения - 44 тыс. м. В период 1996-2000 гг. эксплуатационное бурение практически прекратилось. Среднегодовой объем его составил 6,5 тыс. м, среднегодовые инвестиции - 7,2 млн. долл. Наблюдающаяся при этом стабилизация добычи нефти в республике, при практически полном свертывании работ по вводу в эксплуатацию новых скважин и слабом использовании существующего фонда скважин, может быть в какой-то мере объяснена тем, что месторождения разрабатываются в пределах своих естественных возможностей, производится выборочный отбор запасов нефти с самых продуктивных пластов, а также, вероятно тем, что в условиях рынка нефтяные компании более рационально используют собственные финансовые средства

Следовательно, для восстановления системы разработки месторождений и более полного извлечения из недр остаточных запасов нефти потребуется в будущем гораздо больше усилий и финансовых средств, чем могло иметь место при стабильном развитии нефтяной промышленности.

Экономическая оценка прогнозных ресурсов нефти показывает, что наибольшее количество эффективных для освоения ресурсов нефти в пределах Республики Коми прогнозируется в Печоро-Колвинской (248 млн. т.) и Ижма-Печорской (212 млн. т.) НТО. Примерно одинаковое количество объектов с рентабельными для освоения ресурсами в этих НТО прогнозируется в среднедевонско-нижнефранском и верхнефранско-турнейском НТК. Среди нефтегазоносных районов выделяются Харьяга-Усинский (52 млн. т.), Колвависовский (91 млн. т.) и Верхнелыжско-Лемьюский (61 млн т.) НГР.

Основными районами наращивания нефтедобычи на территории Республики Коми являются Кыртаельско-Печоргородский, Мутноматериково-Лебединский, южная часть Колвависовского, а также южная часть Шапкина-Юрьяхинского района.

В ближайшее время введено или намечается ввести в разработку следующую группу месторождений: Верхнекосьюское, Турышевское, Южно-Кыртаельское, Средне-Косьюское, Ленавожское, Средне-Макарихинское, Верхнегрубешорское, Пыжьельское, Южно-Терехевейское, Южно-Юрьяхинское, Пашшорское, Макаръельское, Западно-Ухтинское, Южно-Низевое, Восточно-Веякское, Западно-Сынатыское, Большепурговское и Чедтыйское

В период 2006-2010 гг. намечается ввести следующую группу месторождений. Бадьюское, Западно-Печоргородское, Ошское, Западно-Хатаяхское, Кабантывисовское, Сигавейское, Югидское, Быстринское и организовать добычу нефти на Вуктыльском и Чибьюском месторождениях.

В период 2011-2015 гг. намечается ввести месторождения: Сунаельское и Югид-Соплесское.

В настоящее время отсутствует законодательная база, стимулирующая выполнение лицензионных соглашений со стороны недропользователей. Налицо деградация в сфере рационального использования недр и разработки месторождений. Влияние государства на деятельность недропользователей минимальное.

Изменение налоговой политики в Российской Федерации - снятие налога на ВМСБ -вызвало резкое снижение финансирования геологоразведочной отрасли за счет средств бюджета Республики Коми. Поэтому необходимо значительное увеличение объемов финансирования региональных работ за счет бюджета Российской Федерации. Крупными федеральными

задачами следует считать геологоразведочные работы в перспективной Западно-Уральской нефтегазоносной области и перспективной Мезенской нефтегазоносной провинции - последних крупных объектах на территории Европейской части России.

Лицензирование перспективных участков должно стать целенаправленным, стимулирующим воспроизводство промышленных запасов УВС.

В программный перечень объектов лицензирования пользования недрами, утвержденный МПР, включено 55 участков, 10 из которых - на разведку и добычу, 3 - на геологическое изучение, разведку и добычу и 42 - на геологическое изучение. Участки, предлагаемые для разведки и добычи, включают 9 месторождений (в пределах Ярегского месторождения - 2 участка), пять из которых нефтяные, два газовые, одно нефтегазовое и одно газоконденсатное. Извлекаемые запасы нефти категории С1 по месторождениям 37,0 млн. т. (из них 35,9 млн. т сосредоточено в залежах Лрегского месторождения), свободного газа - 5,3 млрд. м3 (Сирык, Боровинских... .2004).

Перспективные ресурсы нефти по участкам, предлагаемым для геологического изучения, составляют 267,6 млн. т., свободного газа - 58,2 млрд. м3, в том числе локализованные ресурсы нефти (кат. Сэ+ДО - 38 млн. т., газа - 23,5 млрд. м3.

В 2004-2010 г.г. на территории РК предлагается включить в программу лицензирования 17 месторождений, находящихся в нераспределенном фонде недр, одиннадцать из которых газовые, одно газонефтяное, одно нефтегазовое, одно газоконденсатное и четыре нефтяных. Все месторождения находятся на стадии разведки и предлагаются к лицензированию на доразведку и добычу УВ. Почти все из предлагаемых к лицензированию месторождений относятся к категории мелких. Извлекаемые запасы нефти категории О на месторождениях составляют 2,9 млн. т., газа - 30,3 млрд. м3.

На период 2004-2005 г.г. предусматривается вовлечение в лицензирование 13 месторождений с извлекаемыми запасами нефти категории О 0,7 млн. т, свободного газа - 28,2

3

млрд. м .

Программой лицензирования на период 2006-2010 г.г. предусматривается, что в пользование на конкурсной основе будут предоставлены 4 месторождения с извлекаемыми запасами нефти категории О 2,2 млн.т, газа - 2,1 млрд. м3.

Суммарно месторождения, предлагаемые к лицензированию на территории Республики Коми, включают запасы нефти категории О 39,9 млн. т и газа - 35,6 млрд. м3.

В программу геологического изучения на период 2004-2010 г.г. предлагается включить изучение 31 участка с извлекаемыми ресурсами нефти 254,7 млн. т., газа- 530,7 млрд м3.

Программой лицензирования пользования недрами на нефть и газ по территории РК предусматривается, что в пользование на бесконкурсной основе на период 2004-2005 гг. будет предоставлено 25 участков, включающих территории, находящиеся по состоянию на 01.01.2004 г. в нераспределенном фонде недр и расположенных в трех основных НТО: Северо-Предуральской, Ижма-Печорской и Хорейверской.

Из выделенных участков наиболее значительные объемы перспективных ресурсов нефти содержат Нижнесалюкинский (18,1 млн. т.), Савиноборская площадь (15,5 млн. т.) и Сынинский (16,6 млн. т.) участки, свободного газа - Поварницкая площадь (80млрд. м3), Усино-Роговской (53,6 млрд. м3) и Андюгский (30,5 млрд. м3) участки.

Всего по участкам, предлагаемым к лицензированию в 2004-2005 гг., прогнозные ресурсы нефти составляют 162,3 млн. т., газа - 282,2 млрд. м3, в том числе локализованные (кат. Сз+Д0 - 38,5 млн. т. и 40,6 млрд. м3, соответственно.

При выполнении необходимого объема ГРР на этих участках ожидаемый прирост запасов нефти должен составить 40,1 млн. т., свободного газа - 10,1 млрд. м .

На период 2006-2010 г.г. в программу лицензирования предполагается включить 16 перспективных на нефть и газ участков недр, расположенных в трех НТО: Северо-Предуральской, Ижма-Печорской и Тиманской.

Всего по участкам 2006-2010 г.г. прогнозные ресурсы нефти составляют 92,4 млн. т., газа - 248,5 млрд. м3, в том числе локализованные (кат. Сз+ДО - 9,7 млн. т. нефти и 56,7 млрд. м3 газа.

При выполнении необходимого объема ГРР на этих участках ожидаемый прирост запасов нефти должен составить 10,4 млн. т., свободного газа - 4,2 млрд. м3 (Сирык, Боровинских... .2004).

Министерству природных ресурсов и охраны окружающей среды Республики Коми с Главным управлением природных ресурсов и охраны окружающей среды МПР России по Республике Коми необходимо решить вопросы разделения функций по управлению и финансированию геологической отрасли республики.

Должна быть обеспечена стабильность функционирования отрасли. Для этого необходимо погашение задолженности финансирования ГРР и недопущение ее в будущем. На этой базе будет возможно составление программы геологоразведочных работ до 2010 года, которая должна стать документом, действительно определяющим развитие ГРР и подготовку минерально-сырьевой базы.

Существует реальная необходимость разработки долгосрочной программы НИР, выполняемой как за счет бюджетных средств, так и за счет средств предприятий. Именно в этой «Программе» должны быть рассмотрены фундаментальные вопросы нефтегазовой геологии седиментационных бассейнов Европейского Севера России: формирование, нефтегазообразование, нефтегазонакопление, фильтрационно-емкостные свойства продуктивных резервуаров и т.д.

Для выполнения стратегических задач в деле развития нефтедобывающей промышленности Республики Коми необходимо особое внимание уделить созданию таких экономических и правовых условий для пользователей недр, которые вынудили бы прекратить хищническую разработку недр, а полученную прибыль инвестировать в лицензионные участки, в том числе для ликвидации последствий от нерационального использования геологического потенциала месторождений.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн по углеводородному потенциалу относится к категории крупных. Он является одним из крупнейших нефтегазоносных бассейнов на территории Российской Федерации (РФ) с развитой (в пределах его южной части - Республики Коми) нефтегазодобывающей отраслью, обеспечен минерально-сырьевой базой, достаточной для устойчивого развития на ближайшую перспективу. Особое значение имеет относительная близость Тимано-Печорском бассейна к широкому кругу потребителей в Северо-Западном Федеральном Округе. Проведенное нами исследование позволило сделать следующие основные выводы.

1. Анализ ресурсов и запасов углеводородного сырья Республики Коми показал, что эта территория обладает достаточным потенциалом для дальнейшего наращивания сырьевой базы, в первую очередь - нефтедобычи. В результате успешного проведения ГРР и переоценки НСР по сравнению с 1993 г. получено увеличение их в 1,13 раза. Перспективы открытия месторождений нефти в пределах Мезенской синеклизы представляются достаточно неопределенными, тем не менее, это возможно и основной район их возможного открытия -территория Вычегодской ПНГО.

2. Анализ современного состояния нефтегазового комплекса РК позволил установить его основные проблемы, которые схожи с общероссийскими в плане старения производственного потенциала, высокого процента неработающих скважин, недостаточной инновационности технологических процессов добычи и переработки нефти, ограниченности инвестиционных ресурсов для модернизации и технического перевооружения отраслей и т.д.

3. Основными задачами региональных работ в Республике Коми будут:

- на территории ТИП - выявление зон нефтегазонакопления (ЗНГН) в слабо изученных районах, изучение особенностей строения нижних горизонтов осадочного чехла в пределах уже известных ЗНГН и выявление возможностей сейсморазведки для поисков и картирования зон развития неантиклинальных и комбинированных ловушек;

- в Мезенской ПНГП - решение задач первой стадии регионального изучения недр, выявление и изучение структурных зон по всем горизонтам осадочного чехла, выявление и прослеживание зон выклинивания разновозрастных отложений, а также выяснение характера сочленения крупнейших структур северо-востока Русской плиты;

- поисково-оценочные работы будут проводиться в относительно слабо изученных перспективных районах РК с целью выявления и оценки зон нефтегазонакопления и подготовки участков к конкурсам на право проведения ГРР.

4. Проведенная в работе экологическая оценка окружающей среды показала, что Республика Коми, обладающая уникальными природными ресурсами, нуждается в создании оптимального экологического каркаса, который, с одной стороны, не препятствовал бы экономическому развитию республики, а с другой - способствовал сохранению биоразнообразия. Важнейшим инструментом в решении природоохранных задач должен стать экологический мониторинг, результативность которого будет зависеть от наличия и эффективности функционирования автоматизированной геоинформационной кадастровой системы. Немаловажную роль в решении природоохранных задач будут играть такие элементы государственного регулирования, как ОВОС, экологическая экспертиза, экологический аудит.

5. Разработанные теоретические и методические основы экономической оценки нефтегазоносных объектов позволили определить нормативную базу экономической оценки месторождений и лицензионных участков. При экономической оценке разномасштабных нефтегазоносных объектов следует учитывать условия финансирования проектов освоения лицензионных участков, наличие определенного риска, на который идут потенциальные кредиторы и фактор неопределенности, связанной с возможностью возникновения в ходе реализации проекта неблагоприятных ситуаций и последствий.

Программой лицензирования пользования недрами на нефть и газ по территории РК предусматривается, что в пользование на бесконкурсной основе будет предоставлено 25 участков, расположенных в трех НТО: Северо-Предуральской, Ижма-Печорской и Хорейверской. На период 2006-2010 г.г. в программу лицензирования предполагается включить 16

перспективных на нефть и газ участков, расположенных в трех НТО: Северо-Предуральской, Ижма-Печорской и Тиманской.

6. Созданная модель организации геологоразведочных работ позволила обосновать комплекс региональных работ, объемы поисково-оценочных работ и разведочного бурения на нефть и газ.

7. Перспективы воспроизводства и добычи нефти в РК достаточно высоки. Прогноз добычи нефти оценивается нами исходя из предпосылки о менее резком снижении добычи в период 1988-95 гг. (4-5% в год вместо реальных 8-22%), стабилизации на уровне 9 млн. т в 19962005 гг., возвращении в 2006-2007 г. к темпу отбора НИЗ не менее 1% в год и затем его медленном снижении до уровня 0,8% к 2015 г. При этих условиях прогнозируемый уровень добычи возрастет к 2007 г. до 9 млн. т., а к 2015 г. - снизится до 7,1 млн. т. Всего за период 20022015 гг. может быть добыто 114 млн. т. нефти, а выработанность НИЗ к концу периода достигнет 56%. Степень вовлеченности НСР в разработку прогнозируется на уровне 25%. Исходя из этих прогнозных показателей, можно ожидать, что в четвертую, завершающую стадию добычи нефти район вступит после 2015 г., за пределами прогнозируемого периода.

8. Необходимо значительное увеличение объемов финансирования региональных работ за счет бюджета Российской Федерации. Крупными федеральными задачами следует считать геологоразведочные работы в перспективных Западно-Уральской нефтегазоносной области и Мезенской нефтегазоносной провинции - последних крупных объектах на территории Европейской части России.

9. Необходима разработка долгосрочной программы НИР, выполняемой как за счет бюджетных средств, так и за счет средств предприятий. Именно в этой «Программе» должны быть рассмотрены фундаментальные вопросы нефтегазовой геологии седиментационных бассейнов Европейского Севера России: формирование, нефтегазообразование, нефтегазонакопление, фильтрационно-емкостные свойства продуктивных резервуаров и т.д.

10. Для выполнения стратегических задач в деле развития нефтедобывающей промышленности Республики Коми особое внимание следует уделить созданию таких экономических и правовых условий для пользователей недр, которые вынудили бы прекратить хищническую разработку недр, а полученную прибыль инвестировать в лицензионные участки, в том числе для ликвидации последствий от нерационального использования геологического потенциала месторождений.

ОСНОВНЫЕ РАБОТЫ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

Монографии:

1. Нефтегазовый потенциал и геолого-экономические показатели подготовки и освоения углеводородного сырья в Тимано-Печорской провинции. - Санкт-Петербург, 1995. -98 с. (Соавторы Аминов Л.З., Белонин М.Д., Богацкий В.И., Грунис Е.Б., Данилевский СА., Макаревич В.Н., Панкратов Ю.А.).

2. Минерально-сырьевой комплекс Республики Коми: проблемы и перспективы развития. - Сыктывкар, 1999. - 135 с. (Соавторы Л.З.Аминов, В.И.Баннов, Т.Е.Дмитриева).

3. Нефтеперспективные объекты Республики Коми (геолого-экономический анализ).

- Ухта, ТП НИЦ, 1999. - 384 с. (Соавторы Аминов Л.З., Белонин М.Д, Гайдеек В.И., Грунис Е.Б., Груздев А.М., Елохин В.П., Кутлинский А.А., Макаревич В.Н., Панкратов ЮА., Прищепа О.М.).

4. Сравнительный анализ онтогенеза углеводородов в Печорском и других осадочных бассейнах мира. - М.: изд-во Академии горных наук, 1999. - 400 с. (Соавторы В.НДанилов, НАМалышев, В.АСкоробогатов, и др.).

5. Анализ недропользования в Республике Коми (Раздел «Нефть и газ»).- Ухта: ТП НИЦ, 2000. - 117 с. (Соавторы Л.З.Аминов, Г.И. Андреев, В.И.Гайдеек).

6. Методология и практика геолого-экономической оценки краевых систем древних платформ (на примере Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции). С-Петербург, ВНИГРИ, 2000. - 311с. (Соавторы Л.З.Аминов, МД. Белонин, В.И. Богацкий, В.И. Гайдеек, ГАГригорьев, БАЛебедев, В.Н.Макаревич, В.И.Назаров, О.МПрищепа, Н.НТимонина.).

7. Оценка нефтегазовых ресурсов с учетом геологического и экономического рисков.

- Сыктывкар, 2000. -104 с. (Соавторы Аминов Л.З., Гайдеек В.И., Тимонина НН).

8. Законодательно-правовое обеспечение и эффективность современной системы воспроизводства минерально-сырьевой базы нефтегазодобывающей отрасли Республики Коми.

- Ухта, 2001. -112 с. (Соавторы Аминов Л.З., Андреев Г.И., Гайдеек В.И.).

9. Седиментационные бассейны подвижных поясов. - М.: Изд-во Академии горных наук, 2001. - 272 с. (Соавторы Аминов ЛЗ., Гайдеек В.И. и др.).

10. Геолого-экономические модели развития нефтедобывающих регионов востока Русской плиты - М: ГЕОС, 2002. - 212 с. (Соавторы Л.З. Аминов, А.М. Буровой, В.И. Гайдеек, Е.Б. Грунис и др.).

11. Минерально-сырьевой комплекс Республики Коми / Статистический сборник. Второй выпуск, Сыктывкар, 2004. -135 с. (Соавторы Аминов Л.З., Гайдеек В.И., Лихачев В.В. и

др)-

12. Недропользование в Российской Федерации и предложения по его совершенствованию. - СПб.: Недра, 2004. -174 с. (Соавтор Сирык СИ.).

Статьи:

13. Геологоразведочная отрасль Республики Коми. / Серия докладов на научно-аналитической конференции «Природные ресурсы и производительные силы Республики Коми», 1993.-10 с.

14. Государственный комитет Республики Коми по геологии и использованию недр -первый год работы. // Народное хозяйство РК - Сыктывкар - Воркута - Ухта, 1993, С. 72-76.

15. Основные положения программы развития сырьевой базы нефтедобывающей промышленности и геологического изучения недр территории Европейского Северо-Востока России. / Докл. на Всероссийской конференции «Геология и минерально-сырьевые ресурсы Европейского Северо-Востока России » - Сыктывкар, 1994. - 13 с.

16. Ресурсная база энергетического сырья и направления ее освоения в Республике Коми. / Докл. на Всероссийской конференции «Геология и минерально-сырьевые ресурсы Европейского Северо-Востока России » - Сыктывкар, 1994. - 26 с.

17. Состояние, результаты и перспективы поисково-разведочных работ на нефть и газ. Политика лицензирования в Тимано-Печорской провинции на территории Республики Коми // Поиски, разведка и добыча нефти и газа в Тимано-Печорском бассейне и Баренцевом море. - СПб: ВНИГРИ, 1994, С. 112-118. (Соавторы Л.З. Аминов, В.А. Холодилов)

18. Результаты, состояние и перспективы региональных геологических исследований и поисково-оценочных работ в Республике Коми.// Докл. на Всероссийской конференции Геология и минерально-сырьевые ресурсы Европейского Северо-Востока России. - Сыктывкар, 1994, С. 43. (Соавторы Аминов Л.З., Лихачев В В., Лютоев В В., Хорошкеев Н.И. и др.).

19. Законодательная основа, практика лицензирования для пользования недрами в Республике Коми. // Природные ресурсы центральных районов РК (экономика, структура, технология, экология, краеведение) - Ухта, 1995, С. 18-21.

20. Природопользование и охрана окружающей среды в Республике Коми: состояние и проблемы. // Город в Заполярье и окружающая среда: Труды Второй международной

конференции, 10-12 сентября 1997 г., Нарьян-Мар - Сыктывкар, С. 40-46. (Соавторы Н.Н. Балин, В.В. Лихачев и др.).

21. Природные ресурсы - основа экономики Республики. // Регион. - 1997, №12, С.

16-19.

22. Топливно-энергетический потенциал Европейского Севера России. Состояние и стратегия освоения // Минеральные ресурсы: экономика и управление, 1998 - №1, С. 14-19; №2, С. 23-31.

23. Освоение и перспективы развития минерально-сырьевой базы Республики Коми / В кн. Доклады межд. конф. «Перспективы развития и освоения топливно-энергетической базы северо-западного экономического района Российской Федерации», Санкт-Петербург, ВНИГРИ, 1999, С.44-52. (Соавторы Е.Б. Грунис, В.И. Гайдеек, Л.З.Аминов, НН.Тимонина).

24. Результаты, состояние и перспективы геологоразведочных работ в Республике Коми (региональные, поисковые и поисково-оценочные работы за 1994-98 гг.). // Материалы ХШ геологического съезда РК, Сыктывкар - том 1, 1999, С. 8-16. (Соавторы Гранович И.Б., Грунис Е.Б.).

25. Историко-геологические особенности нефтегазообразования и нефтегазонакопления в Тимано-Печорском седиментационном бассейне. // Докл. юбилейной конференции "Нефтегазовая геология на рубеже веков. Прогноз, поиски, разведка и освоение месторождений". Санкт-Петербург, 1999, Т. 2, С. 234-244. (Соавторы Богацкий В.И., Данилевский С.А., Трифачев Ю.М.).

26. Минерально-сырьевая база Республики Коми: состояние, перспективы использования и воспроизводства (твердые полезные ископаемые и подземные воды). /Т Материалы ХШ геологического съезда РК, Сыктывкар - том 1, 1999, С. 34-35. (Соавторы Гранович И.Б., Грунис Е.Б. и др.).

27. Проблема недропользования в Республике Коми. // Материалы XIII геологического съезда РК, Сыктывкар - том IV, 1999, С. 153-155. (Соавторы Аминов Л.З., Ахматов Б.Г., Гайдеек В.И. и др.).

28. Экологическое просвещение населения в Республике Коми: Материалы в межрегиональной конференции «Север и экология - 21 век: экологическое образование и воспитание», 21-24 сентября 1999 г., Ухта-Сыктывкар, 1999, С. 18. (Соавтор А.Н. Попов).

29. Основные направления и задачи работы Министерства природных ресурсов в охраны окружающей среды Республики Коми // Минеральные ресурсы. Экономика и управление (специальный выпуск), 2000, С. 4-8.

30. Природопользование и охрана окружающей среды в Республике Коми // Финно-угорский мир: состояние природы и региональная стратегия защиты окружающей среды: Материалы Международной конференции (Сыктывкар, 2-5 июня 1997 г.) - г. Сыктывкар, 2000, С. 28-37. (Соавторы Н.Н. Балин, В.М. Козлов, В.В. Лихачев).

31. Итоги геологоразведочных работ на нефть и газ в зонах нефтегазонакопления Республики Коми в 1996-1999 годах. В кн.: Тезисы докладов второй Международной Конференции "Перспективы развития и освоения топливно-энергетической базы северозападного экономического района Российской Федерации", Санкт-Петербург, ВНИГРИ, 2000, С. 19-21. (Соавторы В.И. Гайдеек, Л.З. Аминов).

32. Ресурсы нефти и газа в Тимано-Печорском седиментационном бассейне и динамика их освоения. / В кн. Актуальные проблемы геологии горючих ископаемых осадочных бассейнов европейского севера России: Материалы всероссийской конференции, 26-28 апреля 2000 г., Сыктывкар, Геопринт, 2000, С. 34-36. (Соавторы В.И. Гайдеек, В.И. Богацкий, Ю.А.Панкратов).

33. Состояние и перспективы развития углеводородной сырьевой базы северозападного региона России. / В кн. Актуальные проблемы геологии горючих ископаемых осадочных бассейнов европейского севера России: Материалы всероссийской конференции, 2628 апреля 2000 г., Сыктывкар, Геопринт, 2000, С. 21-22. (Соавторы Белоний М.Д, Макаревич BE).

34. Геодинамика и нефтегазоносность. // Актуальные проблемы развития геолого-геофизических, промысловых и поисково-разведочных работ в Республике Коми. - Ухта, 2001, С. 5-86. (Соавторы Дьяконов А.И., Аминов Л.З.).

35. Нефтегазовые ресурсы южной части Тимано-Печорской провинции и концепция их освоения (территория Республики Коми) / Автореф. на соиск. уч. степени канд. геол.-минер. наук. - Санкт-Петербург, 2001. - 28 с.

36. Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн: геологическое строение, углеводородный потенциал. // Докл. на региональной Межд. конф. Американской ассоциации нефтяных геологов "Поиски и добыча нефти в трудных условиях", Санкт-Петербург, 2001. (Соавторы Белонин М.Д., Макаревич В.Н.).

37. The Timan-Pechora oil and gas basin: Geological structure, hydrocarbon potential. VNIGRI / AAPG Regional international conferense. St.Petersburg, 2001. (Соавторы Белонин МД Макаревич В.Н, СМПрищепа).

38. Правовые проблемы функционирования экологических фондов в Российской Федерации в условиях действующего законодательства (на примере Республики Коми) // Человек - общество - окружающая среда: Сборник научных трудов, часть 3 I под редакцией члена-корреспондента РАН А.И. Татаркина. Екатеринбург: УрО РАН, 2001, С. 3-5. (Соавтор Е.Ю. Изъюров).

39. Итоги и перспективы развития минерально-сырьевой базы южных районов Республики Коми // Южные районы Республики Коми: геология, минеральные ресурсы, проблемы освоения. Материалы третьей Всероссийской научной конференции. Геоприш Института геологии Коми научного центра УрО РАН, Сыктывкар, 2002, С. 8-11.

40. Минерально-сырьевая база Республики Коми: состояние, проблемы и инвестиционные перспективы геологического изучения недр. // Докл. на Форуме "Топливно-энергетический комплекс России: региональные аспекты", Санкт-Петербург, ВНИГРИ, 2002.

41. Нетрадиционные источники углеводородного сырья Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. // Докл. на Межд. конф. «Нетрадиционные источники углеводородного сырья и возобновляемые источники энергии» - Санкт-Петербург, ВНИГРИ, 2002. (Соавторы Богацкий В.И., Данилевский СА и др.).

42. Проблемы управления государственным фондом недр. // Докл. на конф. «Закон РФ «О недрах»: проблемы разграничения полномочий в сфере управления государственным фондом недр» - Москва, Гос. Дума, 2002.

43. Перспективные направления развития минерально-сырьевой базы Республики Коми. / «Геолог Севера», Доклад на 7 Уральском съезде горнопромышленников, г. Ухта, 2002 г №28-29,2002.

44. Основные направления и задачи работы Министерства природных ресурсов к охраны окружающей среды Республики Коми. // Минеральные ресурсы. Экономика в управление (спец. выпуск), 2002, С. 4-8.

45. Геодинамика и нефтегазоносность (на примере Тимано-Печорского НГБ в смежного арктического шельфа) // Актуальные научно-технические проблемы развития геолого-геофизических и поисковых работ на нефть и газ в Республике Коми. Книга 3. - Ухта: КР0 РАЕН, 2003, С. 8-40.

46. Минерально-сырьевая база нефти и газа Республики Коми: состояние и задачи пс ее изучению и освоению. / Доклад на Всероссийской конференции «Большая нефть: реалии проблемы, перспективы. Нефть и газ Европейского Северо-Востока», Ухта, 2003. (Соавторь Гайдеек В.И., Аминов Л.З., Богацкий В.И., Склярова З.П и др.).

47. Эколого-правовой аспект в вопросах устойчивого природопользования. / Доклад на международной научно-практической конференции «Наука и технологии устойчивого развития северных регионов», Генеральная ассамблея «Северный форум», Санкт-Петербург, 2003. (Соавтор Изъюров Е.Ю.).

48. Минерально-сырьевая база углеводородов Республики Коми и основные задачи геологоразведочных работ на перспективу / Минеральные ресурсы России. Экономика и управление, № 4,2004, С. 12-17.

49. Научное сопровождение геологоразведочных работ на нефть и газ в Республике Коми / Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России. Материалы XIV Геологического съезда Республики Коми. Т. I. Геопринт Института геологии Коми научного центра УрО РАН, Сыктывкар, 2004, С. 81-85. (Соавторы Богацкий В.И., Склярова З.П., Теплое Е.Л.. и др.).

50. Результаты, состояние и перспективы геологоразведочных работ в Республике Коми (региональные, поисковые и поисково-оценочные работы на твердые полезные ископаемые за 1999-2003 годы) / Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России. Материалы XIV Геологического съезда Республики Коми. Т. I. Геопринт Института геологии Коми научного центра УрО РАН, Сыктывкар, 2004, С. 28-37. (Соавторы Сегаль А.З., Тарбаев М.Б., Деревянко И.В. и др.).

51. Состояние геологоразведочных работ на нефть и газ в Республике Коми // Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России. Материалы XIV Геологического съезда Республики Коми. Т. I. Геопринт Института геологии Коми научного центра УрО РАН, Сыктывкар, 2004, С. 21-28. (Соавторы Гайдеек В.И., Аминов Л.З., Тимонина Н.Н. и др.).

52. Состояние ресурсной базы углеводородного сырья Республики Коми и воспроизводство промышленных запасов. / В сборнике докладов «Комплексное изучение и освоение запасов и ресурсов углеводородного сырья Северо-Западного региона» (Труды научно-практической конференции), Санкт-Петербург, Недра, 2005 г. (Соавторы Попов А.Н., Теплое Е.Л.).

Подписано к печати М- февраля 2005 г. Зак/^~// , Тир.Л00.. Объем 2,9 уч. юд. л. Ризограф, С-Петербург, ул. Пестеля, 11.

25~.0D

* 12 79

j

4 .. '

I J ■

' I.

21 MAP ÎÔO^t * 1

Содержание диссертации, доктора геолого-минералогических наук, Боровинских, Александр Павлович

Список рисунков.

Список таблиц.

Введение.

Глава I Геологическое строение и иефтегазоносиость территории Республики

Коми.

1.1. Характеристика геологического разреза.

1.2. Тектоническое районирование.

1.3. Нефтегазогеологическое районирование.

1.4. Нефтегазовый потенциал Республики Коми.

1.4.1. Геолого-геофизическая изученность региона.

1.4.2. Начальные суммарные ресурсы нефти и газа.

1.4.3. Локализованные ресурсы нефти и газа.

1.4.4. Нелокализованпые ресурсы нефти и газа.

Глава 2 Современное состояние нефтегазового комплекса Республики Коми.

2.1. Состояние геологоразведочных работ и освоения нефтяных и газовых месторождений.

2.2. Нефтегазовый комплекс Республики Коми (потенциал, добыча, переработка, реализация продукции).

2.3. Экологическая оценка.

Глава 3 Теоретическая и методическая основа экономической оценки нефтегазоносных объектов.

3.1. Развитие представлений о критериях и методах экономической оценки ресурсов углеводородного сырья.

3.2 Основные задачи и критерии экономической оценки ресурсов углеводородного сырья.

3.3. Методика экономической оценки месторождений и лицензионных участков.

3.3.1. Основные принципы, назначение и область применения.

3.3.2. Показатели экономической оценки и расчетные формулы.

3.3.3 Дисконтирование затрат и результатов.

3.3.4. Нормативная база экономической оценки.

Глава 4 Экономическая основа концепции освоения нефтегазовых ресурсов

Республики Коми.

4.1. Методика экономической оценки объектов локального фонда.

4.2. Геологическая основа (исходная база) экономической оценки перспективных нефтяных объектов.

Глава 5 Научное обоснование концепции освоения нефтегазовых ресурсов

Республики Коми.

5.1. Состояние и перспективы развития геологоразведочных работ и воспроизводства минерально-сырьевой базы нефтегазового комплекса Республики Коми.

5.2. Стратегия развития геологоразведочных работ и формирование сырьевой базы нефтедобычи.

5.3. Прогноз добычи нефти.

5.4. Модель инвестиций в разведку и разработку нефтяных ресурсов.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Научное обоснование концепции освоения нефтегазовых ресурсов Республики Коми"

Актуальность темы. Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция (ТИП), наряду с Волго-Уральской, составляет основу текущего и перспективного развития топливно-энергетического комплекса (ТЭК) Европейской части России.

Южная, наиболее освоенная часть ТИП расположена в пределах Республики Коми (РК). В экономике РК топливно-энергетический комплекс, наряду с лесным и развивающимся горно-рудным, является доминирующим, что отражает естественно-ресурсную направленность этой территории.

В РК сформирован и успешно функционирует нефтегазовый комплекс (НГК) - основа ТЭК республики. Он характеризуется элементами полного цикла: геологоразведка, нефтедобыча, транспортировка и переработка нефти и газа.

В отраслевой структуре ТЭК выделяется топливный сектор, в составе которого нефтедобывающая и нефтеперерабатывающая отрасли дают (вместе с трубопроводным транспортом) основную долю промышленной продукции. В то же время, для эффективного функционирования нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности необходимо качественное проведение геологоразведочных работ (ГРР). На поисково-разведочном этапе закладываются качественные параметры сырьевой базы, которые отражаются на показателях разработки, транспортировки и переработки углеводородного сырья (УВС).

Многие годы при анализе состояния сырьевой базы НГК приоритет отдавался геолого-экономическим характеристикам и эффективности освоения лишь разведанных запасов УВС. Учитывая то обстоятельство, что процесс воспроизводства УВС характеризуется длительным периодом (20-25 лет), в рамках его недостаточно использовать при разработке программ развития ТЭК крупных территорий лишь разведанные запасы, необходимо также привлекать для составления средне- и долгосрочных программ освоения УВС еще не открытые (прогнозные) ресурсы, поскольку они (наряду с разведанными) характеризуют потенциальное богатство недр.

В настоящей работе концепция освоения УВС Республики Коми базируется па надежной основе - обоснованной и подтверждаемой геологоразведочными работами оценке потенциальных ресурсов углеводородов, включающей как разведанные запасы, так и прогнозные ресурсы.

В соответствии с Поручением правительства РФ от 03.10.95 г. № В4-30465, а также постановлениями Правительства РФ от 02.02.96 г. № 90 «О мерах по улучшению использования производственного и природного потенциала Республики Коми» и от 27.05.96 г. №642 «О государственной поддержке хозяйственного комплекса Архангельской области в 1997-2000 годах» Правительством Республики Коми совместно с Минтопэнерго и Министерством природных ресурсов РФ по согласованию с администрациями Архангельской области и Ненецкого АО, при активном участии автора диссертации разработаны и целенаправленно проводятся в жизнь «Концепция освоения нефтегазовых ресурсов Тимано-Печорской провинции» (согласована и принята в апреле 1996 г.), «Программа геологоразведочных работ на нефть и газ по территории Республики Коми на период до 2005 года» (утверждена Роскомнедрами 23.07.96 г.), проект «Федеральной целевой программы комплексного освоения нефтегазовых ресурсов Тимано-Печорской провинции до 2005 года» и «Программа социально-экономического развития и реструктуризации производства Печорского угольного бассейна» (утверждена Межведомственного комиссией по социально-экономическим проблемам угледобывающих регионов при Правительстве РФ 27.02.96 г.).

Реализация мероприятий, предусмотренных этими документами, должна обеспечить в Республике Коми эффективное развитие геологоразведочных работ нефтегазового комплекса, так как его успешное функционирование имеет стратегическое значение не только для республики, но и для всей Европейской части России и, в первую очередь, для СевероЗападного Федерального Округа (куда входит и РК).

Несмотря на высокую степень разведанности нефтегазовых ресурсов, сложное строение и небольшие запасы разведываемых месторождений нефти и газа, среди которых более 70% составляют трудноизвлекаемые, южная часть ТПП (территория РК) обладает ресурсной базой, необходимой для дальнейшего наращивания уровней прироста запасов и добычи нефти и газа. Важной составляющей для решения этой задачи является объективная оценка нефтегазового потенциала и рентабельности освоения конкретных объектов рассматриваемого региона, обоснование перспективных направлений и темпов поисково-разведочных работ и уровней добычи нефти и газа. Все это нашло отражение в концепции освоения нефтегазовых ресурсов южной части ТПП, которая является основой настоящей диссертационной работы и делает ее актуальной.

На территории РК расположена юго-восточная часть Мезенской синеклизы, которая рассматривается как перспективный объект для поисков, в первую очередь, нефти. Хотя проведенные до сих пор в небольшом объеме геологоразведочные работы не дали положительных результатов, есть определенные основания прогнозировать здесь открытие небольших по запасам месторождений нефти в случае планомерного проведения ГРР.

Цель работы. Разработка, научное обоснование и практическая реализация концепции освоения углеводородных ресурсов южной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и юго-восточной части Мезенской синеклизы (территория РК) на основе прогноза воспроизводства ресурсов УВС и уровней добычи нефти и газа на период до 2010 года и на перспективу.

Основные задачи.

1. Оценка современного состояния ресурсной базы нефтегазового комплекса Республики Коми;

2.Выбор и обоснование теоретических и методических основ экономической оценки нефтегазоносных объектов;

3.Проведение экономической оценки ресурсной базы и освоения нефтегазовых ресурсов;

4.Определение перспективы воспроизводства минерально-сырьевой базы и добычи нефти;

5. Разработка стратегии развития геологоразведочных работ и формирования сырьевой базы нефтедобычи;

6. Разработка и научное обоснование концепции освоения ресурсной базы нефтегазового комплекса РК.

Научная новизна.

1. Разработаны научные основы моделирования ресурсной базы Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции;

2. Дано научное обоснование основных показателей геолого-экономической модели развития нефтегазового комплекса Республики Коми;

3. Разработаны методические приемы создания и практической реализации концепции освоения углеводородных ресурсов Республики Коми;

4. Дано экономическое обоснование целесообразности ускоренного ввода в освоение новых залежей нефти и газа.

Практическая значимость.

I.Проведено уточнение ресурсной базы и ее структуры на территории РК (южная часть Тимано-Печорской провинции и юго-восточная часть Мезенской синеклизы).

2. Осуществлена геолого-экономическая оценка ресурсов углеводородов района исследований, выделены зоны нефтегазонакопления и локальные объекты, рентабельные для освоения.

3. Разработана программа развития геологоразведочных работ и воспроизводства углеводородных ресурсов в РК.

4. Обоснованы перспективы развития и освоения сырьевой базы нефтегазового комплекса Республики Коми.

5. Разработана модель инвестиций в разведку и разработку нефтяных ресурсов.

6. Дана оценка экологической ситуации РК в сфере деятельности объектов НГК.

Защищаемые положения.

1. Уточнение нефтегазового потенциала южной части ТПП (Республика Коми) в результате проведения ГРР в 1993-2004 г.г., доразведки, постановки на учет ранее выделенных залежей УВ, добычи нефти и газа, приведшее к увеличению начальных суммарных ресурсов нефти в 1,12 раза и газа в 1,16 раза.

2. Стратегия расширения объемов ГРР и выход на новые перспективные направления: зоны сочленения крупных мобильных и стабильных структур, гряду Чернышева, слабоизученные районы Ижма-Печорской и Косью-Роговской впадин, Мезенской синеклизы.

3. Экономическая оценка ресурсного потенциала на базе усовершенствованных теоретических и методических решений, адаптированных к условиям Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.

4. Выбор модели прогноза нефтедобычи и инвестиций в нефтегазовую отрасль Республики Коми обосновывает полную компенсацию добываемого углеводородного сырья приростом запасов промышленных категорий с учетом их качественной оценки.

5. Разработка и научное обоснование концепции комплексного освоения нефтегазовых ресурсов Республики Коми до 2010 года и на перспективу, предусматривающая последовательное наращивание добычи нефти и газа за счет ускоренного ввода в разработку новых месторождений и доразведки уже открытых.

Апробация работы.

Основные положения диссертации опубликованы в 75 печатных работах, в том числе, в 12 коллективных монографиях, неоднократно докладывались на международных, всероссийских и республиканских научных конференциях и семинарах (Всероссийская конференция «Геология и минерально-сырьевые ресурсы Европейского Северо-Востока

России», г. Сыктывкар, 1994 г.; геологический конгресс в г. Пекине, 1996 г.; республиканская конференция «Геология и минерально-сырьевые ресурсы южных районов Республики Коми», г. Сыктывкар, 1996 г.; международная конференция «Финно-Угорский мир: состояние природы и региональная стратегия защиты окружающей среды», г. Сыктывкар, 1997 г.; международная конференция «Природопользование и охрана окружающей среды в Республике Коми: состояние и проблемы», г.г. Нарьян-Мар - Сыктывкар, 1998 г. международный конгресс «Великие реки - 99», г. Нижний Новгород, 1999 г.; XIII геологический съезд Республики Коми, г. Сыктывкар, 1999 г.; международная юбилейная конференция «Нефтегазовая геология па рубеже веков. Прогноз, поиски, разведка и освоение месторождений» Санкт-Петербург, 1999 г.; Всероссийская конференция «Актуальные проблемы геологии горючих ископаемых осадочных бассейнов Европейского Севера России», г. Сыктывкар, 2000 г.; AAPG Regional international conferense, St.Petersburg, 2001; Форум «Топливно-энергетический комплекс России: региональные аспекты», Санкт-Петербург, 2002; Международная конференция «Нетрадиционные источники углеводородного сырья и возобновляемые источники энергии», Санкт-Петербург, ВНИГРИ, 2002; Международная научно-практическая конференция «Наука и технологии устойчивого развития северных регионов», Санкт-Петербург, 2003; XIV геологический съезд Республики Коми «Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России», Сыктывкар, 2004 г. и др.).

Фактический материал.

В основу диссертационной работы положены результаты многолетних исследований автора по изучению геологии и нефтегазоноспости Тимано-Печорской провинции и Мезенской синеклизы. Собраны и обработаны гсолого-геофизические материалы: результаты бурения и геофизических работ, научные исследования по территории РК, проводимые в разное время ГГП «Ухтанефтегазгеология», ТП НИЦ, ВНИГРИ, ПечорНИПИпефть, «Севергеофизика», Институтом геологии КНЦ УрО РАН, различными нефтяными компаниями.

Структура работы.

Работа объемом 161 страницы, состоит из введения, 5 глав и заключения, 32 рисунков, 7 таблиц и списка литературы из 121 источника. При подготовке работы отдельные ее положения обсуждались совместно с ведущими учеными ВНИГРИ (М.Д. Белонин, В.Н. Макаревич, В.И. Назаров, О.М. Прищепа, Г.А. Григорьев, Ю.И. Зытнер и др), ИГиРГИ (Е.Б. Грунис, В.И. Громека, Э.М. Халимов), ТП НИЦ (В.И. Богацкий, E.J1. Теплов), а также коллегами из Министерства природных ресурсов РК (В.И. Гайдеек, JI.3. Аминов). Автор приносит всем исследователям самую искреннюю признательность за конструктивное обсуждение, внимание и поддержку в процессе выполнения работы.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Боровинских, Александр Павлович

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн по углеводородному потенциалу относится к категории крупных. Он является одним из крупнейших нефтегазоносных бассейнов на территории Российской Федерации (РФ) с развитой (в пределах его южной части - Республики Коми) нефтегазодобывающей отраслью, обеспечен минерально-сырьевой базой, достаточной для устойчивого развития на ближайшую перспективу. Особое значение имеет относительная близость Тимано-Печорском бассейна к широкому кругу потребителей в Северо-Западном Федеральном Округе. Проведенное нами исследование позволило сделать следующие основные выводы.

1. Анализ ресурсов и запасов углеводородного сырья Республики Коми показал, что эта территория обладает достаточным потенциалом для дальнейшего наращивания сырьевой базы, в первую очередь - нефтедобычи. В результате успешного проведения ГРР и переоценки НСР по сравнению с 1993 г. получено увеличение их в 1,13 раза. Перспективы открытия месторождений нефти в пределах Мезенской синеклизы представляются достаточно неопределенными, тем не менее, это возможно и основной район их возможного открытия - территория Вычегодской ПНГО.

2. Анализ современного состояния нефтегазового комплекса РК позволил установить его основные проблемы, которые схожи с общероссийскими в плане старения производственного потенциала, высокого процента неработающих скважин, недостаточной инновационное™ технологических процессов добычи и переработки нефти, ограниченности инвестиционных ресурсов для модернизации и технического перевооружения отраслей и т.д.

3. Основными задачами региональных работ в Республике Коми будут:

- на территории ТПП - выявление зон нефтегазонакопления (ЗНГН) в слабо изученных районах, изучение особенностей строения нижних горизонтов осадочного чехла в пределах уже известных ЗНГН и выявление возможностей сейсморазведки для поисков и картирования зон развития неантиклинальных и комбинированных ловушек;

- в Мезенской ПНГП - решение задач первой стадии регионального изучения недр, выявление и изучение структурных зон по всем горизонтам осадочного чехла, выявление и прослеживание зон выклинивания разновозрастных отложений, а также выяснение характера сочленения крупнейших структур северо-востока Русской плиты;

- поисково-оценочные работы будут проводиться в относительно слабо изученных перспективных районах РК с целью выявления и оценки зон нефтегазонакопления и подготовки участков к конкурсам на право проведения ГРР.

4. Проведенная в работе экологическая оценка окружающей среды показала, что Республика Коми, обладающая уникальными природными ресурсами, нуждается в создании оптимального экологического каркаса, который, с одной стороны, не препятствовал бы экономическому развитию республики, а с другой - способствовал сохранению биоразнообразия. Важнейшим инструментом в решении природоохранных задач должен стать экологический мониторинг, результативность которого будет зависеть от наличия и эффективности функционирования автоматизированной геоинформационной кадастровой системы. Немаловажную роль в решении природоохранных задач будут играть такие элементы государственного регулирования, как ОВОС, экологическая экспертиза, экологический аудит.

5. Разработанные теоретические и методические основы экономической оценки нефтегазоносных объектов позволили определить нормативную базу экономической оценки месторождений и лицензионных участков. При экономической оценке разномасштабных нефтегазоносных объектов следует учитывать условия финансирования проектов освоения лицензионных участков, наличие определенного риска, на который идут потенциальные кредиторы и фактор неопределенности, связанной с возможностью возникновения в ходе реализации проекта неблагоприятных ситуаций и последствий.

Программой лицензирования пользования недрами на нефть и газ по территории РК предусматривается, что в пользование на бесконкурсной основе будет предоставлено 25 участков, расположенных в трех НГО: Северо-Предуральской, Ижма-Печорской и Хорейверской. На период 2006-2010 г.г. в программу лицензирования предполагается включить 16 перспективных на нефть и газ участков, расположенных в трех НГО: Северо-Предуральской, Ижма-Печорской и Тиманской.

6. Созданная модель организации геологоразведочных работ позволила обосновать комплекс региональных работ, объемы поисково-оценочных работ и разведочного бурения на нефть и газ.

7. Перспективы воспроизводства и добычи нефти в РК достаточно высоки. Прогноз добычи нефти оценивается нами исходя из предпосылки о менее резком снижении добычи в период 1988-95 гг. (4-5% в год вместо реальных 8-22%), стабилизации на уровне 9 млн. т в 1996-2005 гг., возвращении в 2006-2007 г. к темпу отбора НИЗ не менее 1% в год и затем его медленном снижении до уровня 0,8% к 2015 г. При этих условиях прогнозируемый уровень добычи возрастет к 2007 г. до 9 млн. т., а к 2015 г. - снизится до 7,1 млн. т. Всего за период 2002-2015 гг. может быть добыто 114 млн. т. нефти, а выработанность НИЗ к концу периода достигнет 56%. Степень вовлеченности НСР в разработку прогнозируется на уровне 25%. Исходя из этих прогнозных показателей, можно ожидать, что в четвертую, завершающую стадию добычи нефти район вступит после 2015 г., за пределами прогнозируемого периода.

8. Необходимо значительное увеличение объемов финансирования региональных работ за счет бюджета Российской Федерации. Крупными федеральными задачами следует считать геологоразведочные работы в перспективных Западно-Уральской нефтегазоносной области и Мезенской нефтегазоносной провинции - последних крупных объектах на территории Европейской части России.

9. Необходима разработка долгосрочной программы НИР, выполняемой как за счет бюджетных средств, так и за счет средств предприятий. Именно в этой «Программе» должны быть рассмотрены фундаментальные вопросы нефтегазовой геологии седиментационных бассейнов Европейского Севера России: формирование, нефтегазообразование, нефтегазонакопление, фильтрационно-емкостиые свойства продуктивных резервуаров и т.д.

10. Для выполнения стратегических задач в деле развития нефтедобывающей промышленности Республики Коми особое внимание следует уделить созданию таких экономических и правовых условий для пользователей недр, которые вынудили бы прекратить хищническую разработку недр, а полученную прибыль инвестировать в лицензионные участки, в том числе для ликвидации последствий от нерационального использования геологического потенциала месторождений.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора геолого-минералогических наук, Боровинских, Александр Павлович, Санкт-Петербург

1. Акофф Р.Л. Планирование в больших экономических системах // Пер. с англ. Г.Б. Рубальского, под ред. И.А. Ушакова. М.: «Советское радио», 1972. - 224 с.

2. Аминов Л.З., Андреев Г.И., Боровинских А.П., Гайдеек В.И. и др. Законодательно-правовое обеспечение и эффективность современной системы воспроизводства минерально-сырьевой базы нефтегазодобывающей отрасли Республики Коми.-Ухта, 2001.-112 с.

3. Аминов Л.З., Ахматов Б.Г., Боровинских А.П., Гайдеек В.И. и др. / Проблема недропользования в Республике Коми. // Материалы XIII геологического съезда РК, Сыктывкар том IV, 1999, С. 153-155.

4. Аминов Л.З., Боровинских А.П., Гайдеек В.И., Тимонина Н.Н. и др. Оценка нефтегазовых ресурсов с учетом геологического и экономического рисков. Сыктывкар, 2000.- 104 с.

5. Аминов Л.З., Боровинских А.П., Гайдеек В.И. и др. Седиментационные бассейны подвижных поясов. М.: Изд-во Академии горных наук, 2001. - 272 с.

6. Анализ недропользования в Республике Коми (Раздел «Нефть и газ»)./ Л.З.Аминов, Г.И.Андреев, А.П.Боровинских, В.И.Гайдеек и др.- Ухта: ТП НИЦ, 2000. -117с.

7. Анищенко J1.A, Трифачев Ю.М., Шевченко Р.Е. Газовая составляющая и фазовый прогноз нефтегазоносности Тимано-Печорской провинции / В кн. «Закономерности размещения зон нефтегазонакопления в Тимано-Печорской провинции». Тр. ВНИГРИ. Л., 1986, С. 32-42.

8. Белокопытов В.М., Каганович С.Я. Интенсификация геологоразведочных работ на нефть и газ. М., 1985. - 35 с. (Экономика минерального сырья и геологоразведочных работ. Обзор ВИЭМС).

9. Боровинских А.П. Геологоразведочная отрасль Республики Коми. / Серия докладов на научно-аналитической конференции «Природные ресурсы и производительные силы Республики Коми», 1993. 10 с.

10. Боровинских А.П. Государственный комитет Республики Коми по геологии и использованию недр первый год работы. // Народное хозяйство РК - Сыктывкар -Воркута - Ухта, 1993, С. 72-76.

11. Боровинских А.П. Законодательная основа, практика лицензирования для пользования недрами в Республике Коми. // Природные ресурсы центральных районов РК (экономика, структура, технология, экология, краеведение) Ухта, 1995, С. 18-21.

12. Боровинских А.П. Минерально-сырьевая база Республики Коми: состояние, проблемы и инвестиционные перспективы геологического изучения недр. // Докл. на Форуме «Топливно-энергетический комплекс России: региональные аспекты», Санкт-Петербург, ВНИГРИ, 2002.

13. Боровинских А.П. Минерально-сырьевая база углеводородов Республики Коми и основные задачи геологоразведочных работ на перспективу / Минеральные ресурсы России. Экономика и управление, № 4, 2004, С. 12-17.

14. Боровинских А.П. Нефтегазовые ресурсы южной части Тимано-Печорской провинции и концепция их освоения (территория Республики Коми) / Автореф. на соиск. уч. степени канд. геол.-минер. наук. Санкт-Петербург, 2001. - 28 с.

15. Боровинских А.П. Основные направления и задачи работы Министерства природных ресурсов и охраны окружающей среды Республики Коми. // Минеральные ресурсы (спец. выпуск), 2000, С. 4-8.

16. Боровинских А.П. Перспективные направления развития минерально-сырьевой базы Республики Коми. / «Геолог Севера», Доклад на 7 Уральском съезде горнопромышленников, г. Ухта, 2002 г, №28-29, 2002.

17. Боровинских А.П. Природные ресурсы основа экономики Республики. // Регион. - 1997, №12, С. 16-19.

18. Боровинских А.П. Проблемы управления государственным фондом недр. // Доклады конференции «Закон РФ «О недрах»: проблемы разграничения полномочий в сфере управления государственным фондом недр», Москва, Гос. Дума, 2002.

19. Боровинских А.П. Ресурсная база энергетического сырья и направления ее освоения в Республике Коми. / Докл. на Всероссийской конференции «Геология и минерально-сырьевые ресурсы Европейского Северо-Востока России» — Сыктывкар, 1994. -26 с.

20. Боровинских А.П. Топливно-энергетический потенциал Европейского Севера России. Состояние и стратегия освоения. // Минеральные ресурсы. 1998 №1, С. 14-19; №2, С. 23-31.

21. Буданов Г.Ф., Прищепа О.М, Макаревич В.Н. Тектонические показатели нефтегазоносности Восточно-Европейской платформы // Нефтегазовая геология на рубеже веков (доклады юбилейной конференции ВНИГРИ), С-Пб.: ВНИГРИ, Т.2, 1999, С.229-234.

22. Варсонофьева В.А. Тектоника (Урал, Пай-Хой, Тиман и Печорская низменность). В кн.: Геология СССР. Т. 2. Архангельская, Вологодская области и Коми АССР. Ч. 1. Геологическое описание. М.: Госгеолотехиздат, 1963, С. 791-886.

23. Вассерман Б.Я., Богацкий В.И. Нефтегазоносность северных районов Тимано-Печорской провинции. В кн.: Геология и нефтегазоносность северных районов Тимано-Печорской провинции. М., 1979, вып. 5, С. 41-58.

24. Волков А.С., Минашкин М.А. Состояние и пути совершенствования экономического механизма геологического изучения недр // Геологическое изучение и использование недр: Науч.-техн. информ. сб.; Вып. №1. М.: ЗАО "Геоинформмарк", 1998, С. 41-56.

25. Геология природных углеводородов Европейского севера России/ Л.А.Апищенко, Л.3.Аминов, В.А.Дедеев и др. Сыктывкар, 1994.

26. Геолого-экономические модели развития нефтедобывающих регионов востока Русской плиты. М.: ГЕОС, 2002, - 212 с.

27. Гецеи В.Г. Строение фундамента Северного Тимана и полуострова Канин. Л.: Наука, 1975.- 144 с.

28. Гидрогеологические условия нефтегазоносности седимептационных бассейнов Европейского Севера СССР/ Л.З.Амииов. В.А.Дедеев, Ю.И.Зытнер и др. -Сыктывкар, Коми НЦ УрО АН СССР. Вып. 65, 1987. - 40 с.

29. Глазьев С., Петров Ю. Бюджет-2002: выбор социально-экономической политики // Российский экономический журнал. -2001, №9, С. 3-16.

30. Данилевский С.А., Склярова З.П. Катагенетическая зональность и размещение залежей углеводородов в Тимано-Печорской провинции // Сб. науч. тр. Закономерность размещения зон нефтегазонакоплеиия в Тимано-Печорской провинции. -Л.: ВНИГРИ, 1986.

31. Дмитриева Т.Е. Рентное налогообложение на основе договорных отношений // Федерализм. 2001. - №2. - С. 177-186.

32. Докембрий Восточно-Европейской платформы: геология и нефтегазоносность / Айзберг Р.Е., Белонин М.Д., Гарецкий Р.Г., Лукин А.Е.,. Макаревич В.Н. и др. Санкт-Петербург, 2002. - 392 с.

33. Дьяконов А.И., Боровинских А.П., Аминов Л.З. и др. Геодинамика и нефтегазоносность. // Актуальные проблемы развития геолого-геофизических, промысловых и поисково-разведочных работ в Республике Коми. Ухта, 2001, С. 5-86.

34. Елисеев А.И. Формации зон ограничения Северо-Востока Европейской платформы Л.: Наука, 1978. - 204 с.

35. Жемчугова В.А. Карбонатные комплексы палеозоя Печорского нефтегазоносного бассейна (строение, условия формирования, прогноз природных резервуаров). / Автореф. на соиск. уч. степени доктора геол.-минер, наук, Сыктывкар, 2000. 44 с.

36. Каганович С.Я. Воспроизводство минерально-сырьевой базы. М.: Недра, 1991.-203 с.

37. Конопляник А.А. Законодательные предпосылки формирования благоприятного инвестиционного климата в минерально-сырьевых отраслях // Вопросы экономики. 1996. -№12.-С. 129-139.

38. Копчиц А.В., Рынский М.А., Заикин Н.П. и др. Комплексная оценка перспективности локальных структур на нефть и газ. Гомель, БелНИПИнефть, 1997. 64 с. (Обзорная информация. Сер. "Геология и разведка нефтяных месторождений". - Вып. 1).

39. Креме А.Я., Вассерман Б.Я., Матвиевская Н.Д. Условия формирования и закономерности размещения залежей нефти и газа. М.: Недра, 1974. - 336 с.

40. Крюков В.А., Севастьянова А.Е., Токарев А.Н., Шмат В.В. Региональные аспекты реформирования налоговой системы в нефтегазовом секторе России. -Новосибирск: ИЭиОПП СО РАН, 2001.- 160 с.

41. Лажеицев В.Н. Территориальное развитие: методология и опыт регулирования. СПб.: Наука, 1996. - 109 с.

42. Львов Д.С. Развитие экономики России и задачи экономической науки / Отделение экон. РАН. М.: ОАО Изд.-во «Экономика», 1999. - 79 с.

43. Любомиров Б.Н. Палеогидрогеологические условия формирования нефтяных и газовых месторождений Тимано-Печорской провинции. «Сов. геол.», 1963, №11, С. 89106.

44. Макаревич В.Н. Тектоио-геодинамические закономерности нефтегазоносности платформенных структур. / Автореф. на соиск. уч степ, доктора геол.-минер наук, Минск, 1996.-62 с.

45. Макаревич В.Н., Богацкий В.И., Анищенко Л.А., Данилевский С.А. Зоны нефтегазонакопления Тимано-Печорской провинции // Закономерности формирования скоплений нефти и газа в платформенных нефтегазоносных провинциях СССР. -Ленинград, 1985, С. 83-92.

46. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов. Вторая редакция. -М.: Экономика, 2000. -419 с.

47. Методологические рекомендации по применению "Временной методики экономической оценки прогнозных и перспективных ресурсов нефти". Л.: ВНИГРИ, 1988.- 140 с.

48. Мелехин Е.С., Килерман С.А. Об основных принципах формирования рентных платежей в недропользовании // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. 1999, №5, С. 21-25.

49. Минерально-сырьевой комплекс Республики Коми: проблемы и перспективы развития./ Л.З.Аминов, В.И.Баннов, А.П.Боровинских, Т.Е.Дмитриева и др. -Сыктывкар, 1999. 135 с.

50. Минерально-сырьевой комплекс Республики Коми / Аминов JI.3., Боровинских А.П., Гайдеек В.И., Лихачев В.В. и др. / Статистический сборник. Второй выпуск, Сыктывкар, 2004. 135 с.

51. Назаров В.И. Экономические проблемы освоения ресурсов нефти и газа.-М.: Наука, 1982.- 166 с.

52. Научные основы развития поисково-разведочных работ на нефть и газ в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции / В.А.Дедеев, Н.А. Малышев, Л.З.Аминов и др. Сыктывкар, 1987. - 125 с. (АН СССР, Коми фил. Ин-т геол.).

53. Недропользование в Российской Федерации и предложения по его совершенствованию. / Боровинских А.П., Сирык С.И. / СПб.: Недра, 2004. 174 с.

54. Нефтегазовый потенциал и геолого-экономические показатели подготовки и освоения углеводородного сырья Тимано-Печорской провинции / Л.З.Аминов, В.И.Богацкий, А.П.Боровинских, М.Д.Белонин и др. СПб: ВНИГРИ, 1994. - 97 с.

55. Нефтяные ресурсы континентов и транзиталий. Геолого-экономическая оценка./В.И.Назаров, М.Д.Белонин, И.А.Верещако и др. СПб.: ВСЕГЕИ, 2000. - 69 с.

56. Обобщение геолого-геофизических материалов по Мезенской синеклизе (территория Республики Коми) с целыо составления пакета геолого-геофизической ииформации для лицензирования Теплов E.J1. (отв. исп) - Сыктывкар, Ухта, 2000. - 90 с.

57. Орлов В.П., Немерюк Ю.В. Государство и минерально-сырьевая база. М.: Геоипформпарк, 2001. 44 с.

58. Оценка возможностей использования углей Печорского бассейна на Урале. Екатеринбург: Институт экономики УрО РАН, 1998. - 68 с.

59. Оценка перспектив нефтегазоносности Мезенской впадины и выдача рекомендаций по направлению геологоразведочных работ. Каретников Л.Г. (отв. исп.), 1992. - 168 с. Фонды Росвнешгеология.

60. Прогнозная оценка нефтегазоиосности Мезенской синеклизы и Предтиманского прогиба. / Макаревич В.Н. (отв. исп.), фонды ВНИГРИ, 2001. 193 с.

61. Пучков В.Н. Структурные связи Приполярного Урала и Русской платформы. Л.: Наука, 1975.-203 с.

62. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяпых месторождений. РД 153-39-007-96.-М.: Минтопэнерго, ОАО ВНИИ им. акад. А.П.Крылова, 1996.-202 с.

63. Сверчков Г.П., Назаров В.И. Классификация запасов и ресурсов нефти и газа (анализ состояния спроса и предложения) // Геология и геофизика. Новосибирск: СО РАН, НИЦ ОИГГМ СО РАН, 2000, т.41.

64. Седиментационные нефтегазоносные бассейны Европейского севера и проблемы их эволюции / В.А. Дедеев, JI.3.Аминов, А.З. Панева и др. // Печорский нефтегазоносный бассейн. Сыктывкар, 1987. - С. 77-94. (Тр. Ин-та геол. Коми фил. АН СССР; Вып. 61).

65. Сравнительный анализ онтогенеза углеводородов в Печорском и других осадочных бассейнах мира / В.Н.Данилов, Н.А.Малышев, В.А.Скоробогатов,

66. A.П.Боровинских и др. М.: изд-во Академии горных наук, 1999. - 400 с.

67. Структура платформенного чехла Европейского Севера СССР / В.А.Дедеев,

68. B.А.Гецен, Н.А.Запорожцева и др. Л.: Наука, 1982. 200 с.

69. Султанаев А.А., Данилевский С.А. Большеземельский палеосвод и его нефтегазоносность // Геология и нефтегазоносность северных районов Тимано-Печорской провинции. М.: Наука, 1979, С. 81-87.

70. C.-Петербург, ВНИГРИ, 1999, С. 196-199.

71. Танинская Н.В., Лазарев Д.К., Вискунова К.Г. Секвеисстратиграфия верхнеордовикско-силурийских карбонатных отложений Тимано-Печорской провинции // Биостратиграфия нефтегазоносных бассейнов. СПб., 1995, С. 190-195.

72. Танинская Н.В., Лазарев Д.К., Вискунова К.Г. Секвеисстратиграфия силурийских карбонатных отложений Тимано-Печорской провинции // Поиски, разведка и добыча нефти и газа в Тимано-Печорском бассейне и Баренцевом море". СПб., 1994, С. 191-197.

73. Тектоника Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (объяснительная записка к «Структурно-тектонической карте Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции» м-ба 1:1 ООО ООО). Сыктывкар, 1989. - 28 с.

74. Тектонические критерии прогноза нефтегазопосности Печорской плиты / В.А.Дедеев, Л.З.Аминов, В.Г.Гецен и др. Л.: Наука, 1986. - 217 с.

75. Топливный сектор Республики Коми: направления и методы регулирования развития. Коми НЦ УрО РАН Сыктывкар, 2002. - 416 с.

76. Топливно-энергетическая база Европейского Северо-Востока СССР / В.А.Дедеев, Л.З.Аминов, Л.А.Анищенко и др. Сыктывкар, 1991. - 304 с. (Коми иауч. центр УрО АН СССР, Ин-т геологии).

77. Туманов П.А. Тектоника и нефтегазоносность северной части Предуральского краевого прогиба. М.: Наука, 1969. — 109 с.

78. Цзю З.И. Основные черты тектонического развития Тимано-Печорской провинции. В кн.: «Геология нефти и газа Северо-Востока европейской части СССР». Вып.1. М.: Недра, 1964, С. 3-25.

79. Чахмахчев В.А. Геохимия процесса миграции углеводородных систем. М.: Недра, 1983.-230 с.

80. Чернов Г.А. Палеозой Большеземельской тундры и перспективы его нефтегазоносности. М.: Наука, 1972. - 315 с.

81. Шаблинская Н.В., Буданов Г.Ф., Лазарев B.C. Промежуточные комплексы платформенных областей СССР и их нефтегазоносность. Л.: Недра, 1990. - 179 с.

82. The Timan-Pechora oil and gas basin: Geological structure, hydrocarbon potential. VNIGRI / AAPG Regional international conferense. St.Petersburg, 2001, 07-2 / M.D.Belonin, V.N.Makarevich, O.M.Prischepa, A.P.Borovinskikh .