Ключевые слова: разработка месторождений, геологическая характеристика месторождений, чистый дисконтированный доход, экономическая оценка.
В геологическом отношении Лыдушорский участок расположен в северо-западной части Тимано-Печорского осадочного бассейна и занимает часть Хорейверской впадины на юго-западе. Участок недр находится примерно в 220 км к юго-востоку от г. Нарьян-Мар. Ближайшая железнодорожная станция – г. Усинск – находится примерно в 110 км. В 22 км в восточном направлении от участка проходит действующий нефтепровод Харьяга – Северный Возей – Уса. Недропользователем являлось ООО «Северное Сияние» [1, 2].
На прилегающих к участку территориях находятся Ошское, Шорсандивейское, Мусюршорское, Харьягинское, Сихорейское, Западно-Хоседаюское, Верхне-Колвинское и другие месторождения нефти.
Лицензионный участок принадлежит территории доманик-палеозойской нефтяной системы, которая охватывает большую часть Тимано-Печорского бассейна в северо-западной арктической части России. Коллекторы представлены терригенными и карбонатными отложениями.
Тимано-Печорские коллекторы в среднем имеют пористость 16 % и проницаемость 154 мД. В карбонатных пластах пористость в среднем составляет 13 %, а проницаемость 208 мД. Для терригенных отложений значения средней пористости коллектора варьируют от низкого (11,5 %) в нижнепалеозойских коллекторах до высокого (22,5 %) в триасовых аналогах. Для карбонатов средняя пористость пласта колеблется от низкой (9 %) в нижнепалеозойских пластах до высокой (15,8 %) в нижнекаменноугольных аналогах.
Для терригенных отложений средняя проницаемость пласта колеблется от низкой (15 мД) в нижнепалеозойских пластах до высокой (372 мД) в верхнедевонских аналогах. Для карбонатов средние значения проницаемости пласта варьируют от низкого (63 мД) до высокого (930 мД). Оба значения зарегистрированы в нижнепалеозойских пластах.
Для данного участка была построена трехмерная геологическая модель как основа для дальнейшего гидродинамического моделирования и экономических расчетов.
Все построения и расчеты проводились в ПО Petrel 2010.2 компании Schlumberger.
Исходными данными для создания технологической схемы по разработке участка являлись: скважинная информация (координаты устьев, инклинометрия, кривые ГИС и осредненные по скважинам значения ГИС подсчетных параметров), результаты исследований скважин по опробованию и испытанию пластов, проинтерпретированная (допускаемая) линия гидродинамического барьера и сейсмическая поверхность в глубинном масштабе.
Подсчетные объекты выделялись по результатам комплексного анализа стратиграфической корреляции, геолого-геофизических данных, данных по испытанию. В результате на Лыдушорском местрождении был выделен один подсчетный объект пласта D3 (таблица 1).
Обоснование положения ВНК базировалось прежде всего на результатах испытаний, а также на данных анализа ГИС с последующим уточнением по наличию замкнутых изолиний структур, полученных по данным сейсмической интерпретации (с обязательной увязкой абсолютных глубин с данными бурения).
Таким образом, для залежи по верхнему Девону ВНК был принят на отметке -2893 м – по данным перфорации и интерпретации ГИС в скв. № 300, вскрывшей нефть до глубины -2890 м и воду на отметке -2906 м.
На основании многовариантных технико-экономических расчетов был выбран наиболее эффективный вариант разработки пласта D3 начиная с 2017 года (рис. 1, 2) [3, 4].
Вариант предусматривает бурение вертикальных скважин с кислотной обработкой и организация ППД. Добывающие и нагнетательные скважины предполагаются как вертикальные. Бурение вертикальных скважин и закачка в них воды успешно опробованы в промысловых условиях. Для варианта было сделано допущение, что на месторождении будет пробурено 18 нефтедобывающих скважин и 10 водонагнетательных скважин.
Накопленная добыча нефти по варианту разработки лицензионного участка Лыдушорского месторождения составила 2,4 млн т.
Экономическая оценка извлекаемых запасов нефти на лицензионном участке была проведена с учетом полученного прогнозного профиля добычи (рис. 1).
Цена нефти на внешнем и на внутреннем рынке принята как среднее арифметическое за 2017 год.
Удельные нормы затрат приведены в таблице 2
Чистый дисконтированный доход недропользователя (ЧДДН) и государства (ЧДДГ) рассчитывались с применением налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) при норме дисконта 10 %.
Было сделано предположение, что для подготовки добытой продукции будет использована инфраструктура Мусюршорского месторождения. Таким образом, для организации сбора и транспортировки продукции с Лыдушорского на Мусюршорское месторождение потребуются многофазная насосная станция и трубопровод протяженностью 25 км. Лыдушорское месторождение находится на стадии разработки, и вложения основных средств в обустройство и нефтепромысловое строительство практически не предусматривались.
При рассмотрении фиксированных эксплуатационных затрат было выявлено, что наибольшая часть приходится на Мусюршорское месторождение. Таким образом, учитывая существующую инфраструктуру Мусюршорского месторождения, его близость к Лыдушорскому участку недр, было сделано предположение, что при разработке последнего относимые на него фиксированные эксплуатационные затраты будут несущественными. Переменные эксплуатационные затраты отражены в таблице 2.
В таблице 3 отражены результаты экономического анализа с применением трех моделей налогообложения [5–7]. Результаты оценки показали, что вариант экономически эффективен. Отметим, что две налоговые модели применялись в качестве эксперимента. К ним относятся модель с применением налога на дополнительный доход (НДД) и модель с применением механизма соглашения о разделе продукции (СРП), разработанная в ИПНГ РАН (таблица 3).
В модели СРП значение компенсационной продукции было принято в размере 90 %, а доля прибыльной продукции недропользователя была принята в размере 60 %.
Также по варианту с применением НДПИ была проведена оценка технико-экономических рисков по модели Недосекина, которая показала высокую устойчивость варианта (рис. 2) [8].
В таблице 2 и на рисунке 3 представлены результаты экономического анализа, накопленные за лицензионный срок продолжительностью в 25 лет, значения ЧДДН и ЧДДГ по вариантам экономической оценки лицензионного участка Лыдушорского месторождения с применением различных налоговых режимов.
Как показали результаты оценки варианта по моделям с применением НДД и СРП, значения ЧДДН и ЧДДГ практически равны и значительно выше значений с применением модели действующего налогообложения (НДПИ) при незначительном снижении ЧДДГ.
Таким образом, проведенный анализ разработки лицензионного участка Лыдушорского месторождения показывает, что рассматриваемый вариант с применением различных налоговых моделей является эффективным, что может являться основой для переговоров между государством и недропользователем.
Статья подготовлена по результатам научных исследований, выполненных в рамках государственного задания по теме: «Создание новых технологий эффективного экологически чистого извлечения углеводородов в сложных горно-геологических условиях на основе системного подхода к изучению и моделированию полного жизненного цикла нефтегазовых месторождений» шифрFMME– 2025-0009.
Литература
1. Справочник недропользования [Электронный ресурс] https://uvspwa.sgp72.ru/search/deposits/21aef9d6-35f4-4e8a-ad45-b70fa65a047e (дата обращения: 1-04-2025).
2. Месторождения полезных ископаемых Лыдушорское [Электронный ресурс] https://catalogmineralov.ru/deposit/lyidushorskoe_mestorozhdenie/ (дата обращения: 1-04-2025).
3. Пономарева И.А, Богаткина Ю.Г., Еремин Н.А. Комплексная экономическая оценка месторождений углеводородного сырья в инвестиционных проектах. –М.: Наука, 2006. – 134 с.
4. Дунаев В.Ф., Шпаков В.Д., Епифанова Н.П., Лындин В.Н. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности // Учебник, Изд. «Нефть и газ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина», 2006, 352 с.
5. Богаткина Ю.Г., Лындин.В.Н., Еремин Н.А. О методе экономико-математической оценки нефтегазовых инвестиционных проектов на условиях СРП // ВНИИОЭНГ, Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом, № 2, 2017, с. 9–11.
6. Каширина М.В., Большаков В.В. Проблемы налогообложения и налогового администрирования нефтяных компаний (на примере ПАО «Нефтяная компания «Роснефть») // Московский экономический журнал, № 2, 2019, с. 253–269.
7. Будаев, Т.С. Оценка необходимости реформирования системы налогообложения нефтяной отрасли / Т.С. Будаев, А.Ю. Беликов // Инновационные механизмы решения проблем научного развития: сборник статей по итогам Международной научно-практической конференции. – Стерлитамак: АМИ, 2017. – С. 176.
8. Богаткина Ю.Г. Оценка эффективности инвестиционных проектов в нефтегазовой отрасли с использованием механизмов автоматизированного моделирования. – М.: Макс-Пресс, 2020. – 248 с.
