Сравнение запасов нефти по российской и международной классификациям

Таким образом, выполненный анализ показал, что только разбуренные запасы тесно увязаны с количеством эксплуатацион­ ных скважин, причем корреляционные связи между этими пара­ метрами за последние годы значительно усилились. Что касается остаточных извлекаемых запасов по российской классификации и неразбуренных по международной, то молено сделать вывод об отсутствии значимых корреляционных связей этих категорий за­ пасов с количеством скважин.

В соответствии с классификацией SPE доказанные извлекае­ мые запасы составляют только ту часть нефти в пласте (reserves), которую молено рентабельно добыть на дату оценки при действую­ щих на этот момент мировых ценах на нефть, слолеившихся капи­ тальных затратах и затратах на добычу, существующем налоговом законодательстве и т.д. Другими словами, на величину доказанных извлекаемых запасов оказывают влияние многочисленные техноло­ гические, экономические и правовые аспекты.

Напомним, что по классификации SPE доказанные извлекаемые запасы включают в себя:

-доказанные разрабатываемые запасы, которые можно рен­ табельно извлечь из действующих добывающих скважин;

-доказанные разбуренные неразрабатываемые запасы, ко­ торые молено извлечь из уже существующих скважин, про­ стаивающих на момент оценки, или из скважин, которые мо­ гут быть использованы в качестве возвратных, а также из скважин, из которых молено получить дополнительную добы­ чу за счет методов интенсификации;

-доказанные неразбуренные запасы, извлечение которых требует бурения новых сквалеин и больших капитальных за­ трат.

Все эти категории доказанных запасов представлены, практиче­ ски на каледом месторождении, но их соотношение может значитель­ но меняться в зависимости от стадии его разработки, состояния фон­ да добывающих скважин, внедрения методов повышения нефтеотда­ чи и других факторов.

Роль каждой из этих категорий, их влияние на суммарную оценку доказанных запасов и возможность их увеличения рассмот­ рим на примере результатов оценки Урьевского месторождения в Западной Сибири.

Это месторождение является типичным эталоном, где пред­ ставлены все категории доказанных неразбуренных запасов, доля которых составляет большую часть. В данном случае запасы, кото­ рые вырабатываются действующим фондом скважин, составляют всего лишь 35 %.

Доказанные разбуренные неразрабатываемые запасы, которые могут быть рентабельно извлечены за счет восстановления скважин из бездействия, планируемого проведения гидроразрывов пластов, возвратов скважин с других горизонтов, предусмотренных техноло­ гической сеткой или в качестве уплотняющих, составляют 10 % за­ пасов. Для того чтобы эти запасы были классифицированы как «до­ казанные неразрабатываемые», необходимо:

-провести ревизию всего простаивающего фонда скважин и доказать возможность и целесообразность ввода их в разработку для получения рентабельной добычи;

-доказать возможность увеличения рентабельной добычи за счет методов интенсификации (например, гидроразрывов пластов), эффективность которых была показана на данном месторождении ранее проведенными работами;

- проанализировать весь фонд транзитных скважин и доказать возможность получения дополнительной добычи нефти при исполь­ зовании этих скважин в качестве возвратных или уплотняющих.

Большую часть запасов (55 %) на Урьевском месторождении составляет категория «доказанных неразбуренных» запасов, которые в данном случае, а также для большинства оцениваемых месторож­ дений, являются основным резервом увеличения суммарных дока­ занных запасов.

Для того чтобы классифицировать их как «доказанные», необ­ ходимо иметь программу разбуривания, конкретные сроки ее реали­ зации и финансовое обеспечение проекта.

При отсутствии какого-либо из этих условий они по классифи­ кации SPE были бы оценены как «вероятные».

Но даже при весьма напряженных графиках планируемых работ по бурению новых скважин, капитальным ремонтам и интенсифика­ ции добычи суммарные доказанные запасы по Урьевскому месторо­ ждению, согласно требованиям SPE, не превысили 68 % от запасов категорий А+В+Су по российской классификации.

Анализ оценки запасов на примере Урьевского месторождения,

атакже весь накопленный опыт работы по аудиту запасов показыва­ ют, что каждый объект или регион индивидуален, имеет свою спе­ цифику и для оптимальной оценки требует индивидуального подхо­ да. Речь идет, таким образом, о сугубо «штучной» продукции. Это означает, что не может быть каких-то «чудесных» универсальных решений, а нужны тщательные исследования со всех точек зрения. При этом сходимость оценок доказанных запасов по классификации SPE с учетом экономики и запасов категории А+В+С\ по российской классификации по конкретным объектам может изменяться от 0 до 100 % и выше. Это достаточно хорошо можно проиллюстрировать на примере ряда месторождений ТПП «Лангепаснефтегаз». Как видно из табл. 2.2, в 1996 г. процент доказанных запасов SPE от запасов категории А+В+Сi изменялся от 6 до 86 при среднем значении 49,

апо результатам аудита в 2001 г. он варьировал от 37 до 212 при среднем значении 79. Для большинства месторождений произошло планомерное сближение запасов по российской и международной классификациям (Локосовское, Урьевское, Поточное, Лас-Еганское, Северо-Поточное и Западно-Покамасовское). Для Покамасовского и Чумпасского месторождений до 2000 г. шло сближение запасов, однако в 2001 г. процентное отношение вернулось на уровень 1996 г. Для Нивагальского месторождения в 2001 г. запасы по международ­

ной классификации превысили запасы категории А +В+С\ в 1,34 раза, а для Южно-Покачевского - в 2,12 раза.

Соотношение запасов по международной и российской класси­ фикациям достаточно хорошо поддается формализации. Проиллюст-

Таблица 2.2 Соотношение запасов по международной и российской

классификациям

нефтегаз»

рируем, как происходит увеличение процента доказанных запасов SPE от запасов A+B+Ci (П) во времени 1996-2001 гг. (Г) путем по­ строения уравнений регрессии [8, 34, 43, 68, 80, 88] как по отдель­ ным месторождениям, так и в целом по ТПП «Лангепаснефтегаз». Результаты расчетов приведены в табл. 2.3.

Окончание табл. 2.3

Из табл. 2.3 видно, что за период 1996-2001 гг. по всем место­ рождениям наблюдается устойчивое повышение значений П во вре­ мени, при этом наиболее сильные связи имеются по ЮжноПокачевскому, Локосовскому, Поточному, Лас-Еганскому и СевероПоточному месторождениям. В целом по ТПП «Лангепаснефтегаз» связь между П и Г также является положительной и статистически значимой.

По оценке на 01.01.2000 г. в среднем по предприятиям НК «ЛУКОЙЛ» (далее Компания) на территории России соотношение доказанных запасов и суммарных запасов А+В+С\ изменяется от 63,6 % в ОАО НК «Коми ТЭК» до 112 % в ТПП «Урайнефтегаз».

Такая разница в оценке обусловлена многочисленными факто­ рами, начиная от географического положения месторождений и кон­ чая правовыми нормами.

В целом по Компании на территории России по оценке незави­ симой фирмы «Miller&Lents» на 01.01.2000 г. доказанные запасы со­ ставили 86 % от запасов АВС\ по российской классификации, в то время как в 1996 г. это соотношение было равно 76 %. В Западной Сибири в 2000 году доказанные запасы составили 64 % от запасов Л+£+Сь а в районах традиционной деятельности Компании в Евро­ пейской части - 87 %.

По мере накопления опыта и совместных экспертных обсужде­ ний, несмотря на постоянные изменения экономической ситуации, более тщательный подход к подготовке геолого-промысловой ин­ формации, учет различных нюансов, а также проведение широко-

масштабных работ с фондом скважин по интенсификации добычи позволили наиболее обоснованно определять величину запасов по одним и тем же месторождениям с каждой новой оценкой.

Это лучше всего можно продемонстрировать на примере ТПП «Лангепаснефтегаз», где аудит запасов проведен уже шестой раз, на­ чиная с 1996 г. Динамика изменения запасов по международной классификации SPE представлена на рис. 2.2. Как видно из рисунка, доказанные запасы за шестилетний период существенно не менялись, хотя прирост их за счет геолого-разведочных работ компенсирует добычу нефти лишь на 65 %, и на конкурсах и аукционах не было приобретено существенных запасов, которые бы кардинально могли повлиять на величину оценки. Необходимо отметить, что при отно­ сительной неизменчивости за шестилетний период разрабатываемых запасов (рис. 2.3) разбуренные неразрабатываемые запасы законо­ мерно возрастали с 116,5 до 246,5 млн барр. Это свидетельствует, прежде всего, о грамотной эксплуатации месторождений, так как разбуренные неразрабатываемые запасы являются основным резер­ вом поддержания добычи на существующем уровне. Отметим, что объем доказанных запасов ТПП «Лангепаснефтегаз» при каждой по­ следующей оценке уточнялся, при этом запасы по российской клас­ сификации на 2001 г. по сравнению с данными 1996 г. значительно снизились, что хорошо проиллюстрировано на рис.2.4.

Однако сама по себе величина запасов является недостаточной характеристикой сырьевой базы. Более важными показателями яв­ ляются капитализация этих запасов и стоимость единицы запасов, которые не учитываются в российской классификации. Капитализа­ ция же, в основном, обусловлена внешними и внутренними экономи­ ческими факторами.

Так, стоимость запасов в 1998 г., несмотря на увеличение их аб­ солютной величины, осталась практически на уровне 1996 г., а в 1999 г., в с&язи с падением цен на нефть, стоимость запасов снизилась на 33 % от уровня 1996 г.. Доказанные запасы нефти на 01.01.1999 г. остались Практически на уровне 1998 г. только вследствие резкого сокращения затрат на добычу нефти в долларовом эквиваленте, вызванного об­ вальным падением курса рубля по отношению к доллару.