Ключевые слова: нефтяные месторождения, трудноизвлекаемые запасы углеводородов, термогазовый метод воздействия на пласт, технико-экономическая оценка эффективности разработки, налоговые режимы, чистый дисконтированный доход инвестора и государства.
Одним из месторождений Западной Сибири является Приобское нефтяное месторождение, которое находится в центральной части Западно-Сибирской равнины. Запасы маловязкой нефти Приобского месторождения относятся к категории трудноизвлекаемых в связи с тем, что промышленная нефтеносность приурочена к низкопроницаемым песчано-глинистым отложениям [1].
Метод заводнения в этом районе является наиболее распространенным способом разработки нефтяных месторождений. Однако при заводнении более половины запасов нефти остается в пласте. К таким объектам относится уникальное Приобское месторождение, содержащее гигантские запасы высококачественной маловязкой нефти, величина которых превосходит 4 млрд т. Основные продуктивные пласты южной лицензионной территории (ЮЛТ) Приобского месторождения АС10 и АС12 обусловлены аномально низкими фильтрационными характеристиками, 1–10 мД. Для достижения эффективной степени извлечения таких запасов, согласно мировой практике, необходимо освоение и промышленное применение современных методов увеличения нефтеотдачи, в первую очередь – газовых [2–6].
В этой связи следует подчеркнуть, что испытания газовых методов увеличения нефтеотдачи позволит обеспечить прирост извлекаемых запасов нефти в 1,5–2,0 раза, или на 0,6–1,3 млрд т.
К настоящему времени разработан и успешно апробирован в промысловых условиях отечественный термогазовый метод интенсификации нефтедобычи на залежах с трудноизвлекаемыми запасами легкой нефти в низкопроницаемых (10 мД) карбонатных коллекторах и в высокопроницаемых терригенных коллекторах после заводнения. Термогазовый метод является одним из наиболее перспективных и приоритетных инновационных методов увеличения нефтеотдачи, поскольку он относится к так называемым интегрированным технологиям, сочетающим в себе сразу ряд преимуществ различных методов увеличения нефтеотдачи (тепловых, газовых, химических). Развитие и промышленное освоение именно интегрированных технологий увеличения нефтеотдачи может значительно увеличить объемы добычи нефти [2–6].
В этой связи следует упомянуть, что в международной практике нефтедобычи за счет внедрения современных методов увеличения нефтеотдачи мировые доказанные извлекаемые запасы увеличились в 1,4 раза – и это без затрат на геологоразведку. Роль инновационного развития нефтедобычи за счет МУН в воспроизводстве сырьевой базы нефтедобычи быстро растет и становится все более приоритетной. Осознание этого факта особенно важно в свете усиления негативных процессов в развитии российской нефтедобывающей отрасли и воспроизводстве сырьевой базы нефтедобычи. Причиной данных негативных процессов, наряду с отсутствием проведения геолого-разведочных работ, явились сохраняемый до настоящего времени приоритет политики интенсификации добычи нефти за счет многолетней выборочной отработки активных запасов и отсутствие эффективной государственной системы управления рациональной разработкой месторождений нефти. Анализ состояния сырьевой базы России показывает, что решить проблему ее воспроизводства только за счет открытия новых месторождений в труднодоступных регионах не представляется возможным. В этой связи развитие нефтедобывающей отрасли должно идти по пути развития и промышленного освоения инновационных методов увеличения нефтеотдачи, в том числе термогазового метода как одного из наиболее перспективных методов.
Следует подчеркнуть, что промысловый опыт применения термогазового метода на объектах, аналогичных Приобскому месторождению, отсутствует. В то же время такие объекты в нашей стране содержат около 70 % от существующих трудноизвлекаемых запасов нефти. Возможный положительный опыт на Приобском месторождении может обеспечить крупный прирост извлекаемых запасов на месторождениях с аналогичными коллекторами.
Основные особенности механизма вытеснения нефти с использованием термогазового метода применительно к условиям Приобского месторождения в достаточной степени были изучены как лабораторно, так и численно.
Основные особенности термогазового метода показывают, что для достоверного математического моделирования процесса разработки необходимо учитывать возникающие в пласте химические реакции окисления нефти, фазовые переходы и тепловые эффекты. Смоделировать полностью данный процесс позволяет коммерческий термогидродинамический симулятор CMG–STARS, входящий в линейку симуляторов процесса разработки канадской фирмы CMG.
По результатам многочисленных численных исследований ключевую роль в процессе вытеснения играет формирующаяся в пласте оторочка газов, в состав которой входят преимущественно азот, диоксид углерода и ШФЛУ. Знание состава образующейся в процессе термогазового воздействия (ТГВ) газовой оторочки позволяет использовать следующий подход к расчету основных технологических показателей разработки. Заданное количество закачанного агента создает в пласте оторочку известного состава и объема, которая, продвигаясь по пласту, вытесняет нефть. Таким образом, если вместо данного объема воздуха закачать эквивалентный объем газов, образующихся в результате внутрипластовых окислительных процессов, то принципиальный эффект вытеснения будет тот же самый. Данный упрощенный подход к вычислению технологических показателей разработки при ТГВ является эффективным, в случае когда требуется проводить многовариантные расчеты технологических показателей при масштабном применении предлагаемого способа разработки [4].
Итак, как это было упомянуто выше, механизм вытеснения нефти при ТГВ исследовался численно на линейной модели пласта с осредненными геолого-физическими параметрами, характерными для основных объектов разработки ЮЛТ Приобского месторождения. Результаты проведенных численных исследований позволяют сделать следующие выводы:
- Скорость продвижения вытесняющей оторочки существенно превышает скорость продвижения фронта максимальной температуры.
- Формирование вытесняющей газовой оторочки происходит после прокачки 0,2–0,4 поровых объемов участка, охваченного ТГВ.
- Поскольку объекты разработки, характеризующиеся аномально низкой проницаемостью, обычно демонстрируют существенный статистический разброс значений проницаемости, было исследовано влияние анизотропии фильтрационно-емкостных свойств пласта на результат действия ТГВ. Расчеты показывают, что анизотропия, присущая объектам разработки ЮЛТ Приобского месторождения, не меняет механизм ТГВ и несущественно влияет на конечную нефтеотдачу.
- Эффективная мощность пласта несущественно влияет на конечный КИН процесса ТГВ, а сказывается лишь на сроках разработки – с увеличением мощности пласта срок разработки растет.
Рассмотрим технико-экономическую оценку эффективности проведения опытно-промышленных работ по суммарным вариантам ЮЛТ Приобского месторождения на основе данных недропользователя ООО «Нефтяная компания Сибнефть-Югра».
Оценка эффективности разработки ЮЛТ Приобского месторождения проведена по двум вариантам, первый из которых характеризует показатели разработки с применением заводнения, а второй – с закачкой водогазовой смеси. Технологические варианты отличаются между собой объемами добычи нефти, жидкости, а также применением МУН (таблица1).
Технико-экономическая оценка освоения извлекаемых запасов проведена на основе разработки двух пластов о которых было сказано выше. Оценка проводилась на основе доходного подхода с применением комплексной экономической методики освоения месторождений нефти и газа, разработанной в ИПНГ РАН [7–9]. Налоговый блок включает в себя налоговые отчисления в соответствии с действующим законодательством РФ на момент оценки [10–12]. При этом исследовались три системы налогообложения – применение налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), применение налога на дополнительный доход (НДД), а также смешанная схема с 50%-ным снижением НДПИ и применением НДД. Инвестирование проекта будет осуществляться за счет собственных средств предприятия при норме дисконта 10 %.
Основными экономическими критериями оценки эффективности освоения месторождения являются чистый дисконтированный доход инвестора (ЧДД) и государства (ЧДДГ). Дополнительными критериями оценки являются внутренняя норма рентабельности (ВНР) проекта, его срок окупаемости (Ток) и индекс доходности (ИД) [7].
Все затраты по освоению месторождения определены на основе исходной информации, обоснованной и подготовленной недропользователем по состоянию на начало 2022 года.
Были проведены численные исследования основных показателей технико-экономической эффективности для всех вариантов за 25 лет (срок лицензии недропользователя на освоение месторождения):
- применение заводнения при налоговом режиме НДПИ (вариант 1);
- применение заводнения при налоговом режиме НДД (вариант 2);
- применение заводнения при налоговом режиме по смешанной схеме (вариант 3);
- применение ТГВ при налоговом режиме НДПИ (вариант 4);
- применение ТГВ при налоговом режиме НДД (вариант 5);
- применение ТГВ при налоговом режиме по смешанной схеме(вариант 6).
Основные показатели технико-экономической эффективности для всех вариантов представлены в таблице 1 и на рисунке 1
Анализ результатов оценки технико-экономической эффективности разработки Приобского месторождения показывает, что добыча нефти и выручка при использовании ТГВ почти в два раза выше, чем при заводнении. Это подтверждает высокую эффективность использования метода ТГВ для Приобского месторождения. В целом ЧДД недропользователя в течение всего лицензионного срока при ТГВ существенно выше, чем при заводнении. Применение заводнения для разработки рассматриваемого месторождения практически неэффективно за исключением применения НДД во втором варианте с наименьшим доходом государства. Как показали расчеты варианты с ТГВ с применением различных схем налогообложения высоко эффективны. Наибольший эффект достигается в 5 варианте. Однако доход государства значительно ниже, чем в других вариантах с применением ТГВ. Варианты 4 и 6 принимают практически одинаковые значения экономических критериев и могут быть предложены для проведения переговоров между недропользователем и государством. Таким образом, технико-экономическая оценка механизма ТГВ применительно к условиям Приобского месторождения показывает возможность эффективной реализации этого метода при различных схемах налогообложения, действующих в РФ.
Статья подготовлена по результатам научных исследований, выполненных в рамках в рамках государственного задания по теме: «Фундаментальный базис энергоэффективных, ресурсосберегающих и экологически безопасных, инновационных и цифровых технологий поиска, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений, исследование, добыча и освоение традиционных и нетрадиционных запасов и ресурсов нефти и газа; разработка рекомендаций по реализации продукции нефтегазового комплекса в условиях энергоперехода и политики ЕС по декарбонизации энергетики (фундаментальные, поисковые, прикладные, экономические и междисциплинарные исследования)» № в РОСРИД 122022800270-0
Литература
1. Приобское месторождение [Электронный ресурс]. URL: https://www.rosneft.ru/press/news/item/207323/ (дата обращения: 10.01.2024).
2. Термогазовое воздействие и месторождения Сибири [Электронный ресурс]. URL: https://neftegaz.ru/science/booty/332102-termogazovoe-vozdeystvie-i-mestorozhdeniya-sibiri/ (дата обращения: 10.01.2024).
3. Щеколдин К.А. Обоснование технологических режимов термогазового воздействия на залежи Баженовской свиты // Диссертация на соискании ученой степени кандидата технических наук, Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2016, 105 с.
4. Ивановский В.Н., Кокорев В.И., Боксерман А.А. и др. Техника и технология термогазового воздействия на залежи Баженовской свиты – М.: Изд-во РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2014. – 30 с.
5. Боксерман А.А., Вольпин С.Г., Миронов Д.Т. Эффективность применения термогазового метода увеличения нефтеотдачи для различных геолого-физических условий // Нефтепромысловое дело. 2020. № 12 (624). С. 37–45.
6. Кокорев В.И., Дарищев В.И., Ахмадейшин И.А. и др. Результаты промысловых испытаний и перспективы развития термогазового способа разработки залежей Баженовской свиты в ОАО «РИТЭК» // Бурение и нефть. 2014. № 11. С. 26–28.
7. Пономарева И.А, Богаткина Ю.Г., Еремин Н.А. Комплексная экономическая оценка месторождений углеводородного сырья в инвестиционных проектах. – М.: Наука, 2006. – 134 с.
8. Пономарева. И.А, Богаткина Ю.Г., Еремин Н.А., Лындин В.Н. Методика формирования нормативов капитальных вложений в нефтегазовых инвестиционных проектах // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. 2019. № 2. С. 10–16.
9. Богаткина Ю.Г. Оценка эффективности инвестиционных проектов в нефтегазовой отрасли с использованием механизмов автоматизированного моделирования. – М.: Макс-Пресс, 2020. – 248 с.
10. ФЗ РФ от 21.02.1992 г. № 2395-1 «О недрах» (редакция от 1.04.2022 г.) [Электронный ресурс] URL: https://legalacts.ru/doc/zakon-rf-ot-21021992-n-2395-1-o/ (дата обращения: 2023-03-11).
11. Налоговый кодекс Российской Федерации. Части первая и вторая: текст с посл. изм. и доп. на 1 февраля 2022 г. [Электронный ресурс] URL: https://nalog.garant.ru/fns/nk (дата обращения: 2023-03-11).
12. Джафаров И.С., Иванов К.В., Боксерман А.А. О совершенствовании налогообложения в нефтедобывающей отрасли // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. 2012. № 3. С. 36–38.
