В геологическом отношении Восточно-Колвинское нефтяное месторождение, числящиеся на балансе ООО «Компания Полярное Сияние», расположено в Тимано-Печорской провинции. На прилегающих к месторождению территориях находятся Ардалинское, Дюсушевское, Ошкотынское, Центральнохорейверское и Западно-Сихорейское и другие месторождения нефти [1–3].
Восточно-Колвинское – мелкое по величине извлекаемых запасов месторождение. Основными продуктивными пластами на месторождении являются пласты: S1 (отложения нижнего силура), D3f3 и D3f2 (отложения франского яруса верхнего девона) и D3fm (отложения фаменского яруса верхнего девона DF2 и DF3). Структурные карты продуктивных пластов Восточно-Колвинского месторождения приведены на рисунках 1, 2. Запасы нефти Восточно-Колвинского месторождения утверждены в ГКЗ в 2008 г. (протокол ГКЗ № 1722-дсп от 19.09.2008 г.). В результате переинтерпретации данных сейсморазведки 3D и материалов ГИС, а также по результатам бурения скважины 5-1, запасы нефти по продуктивным пластам S1, D3f3 и D3f2 были пересмотрены в оперативном порядке в 2010 году (протокол № 18/565-пр от 01.10.10г.). Запасы по пласту D3fm (DF2 + DF3) пересчитаны в оперативном порядке в 2011 году (протокол № 18/644 пр от 01.11.2011 г.) и составили по категориям С1+С2:
По пласту D3fm (DF2 + DF3):
- начальные геологические – 4 843 тыс. т,
- начальные извлекаемые – 2 401 тыс. т,
- КИН – 0,496.
По пласту D3f3:
- начальные геологические – 2 775 тыс. т,
- начальные извлекаемые – 1 159 тыс. т
- КИН – 0,418.
По пласту D3f2:
- начальные геологические – 346 тыс. т,
- начальные извлекаемые – 139 тыс. т,
- КИН – 0,405.
По пласту S1:
- начальные геологические – 2 017 тыс. т,
- начальные извлекаемые – 788 тыс. т,
- КИН – 0,391.
Отложения фаменского яруса (D3fm) разделены на два продуктивных, гидродинамически связанных пласта интервала – DF2 и DF3. В пределах пласта DF3 выделено две залежи нефти. Залежь нефти в районе скважины ВК-3 пластовая, ограниченная с юга зоной выклинивания пласта. Размеры залежи – 0,875*0,375 м, высота – 8,3 м. Залежь нефти в районе скважины ВК-4 пластовая, ограниченная с севера зоной выклинивания пласта. Размеры залежи – 0,625*0,5 м, высота – 7,5 м. В пределах пласта DF2 выделена одна массивно-пластовая залежь нефти. Размеры залежи – 8,0 * 2,0 км, высота 58 м. В отложениях франского яруса прослежено два продуктивных пласта – D3f3 и D3f2. В пределах пласта D3f3 выделено две залежи нефти. Залежь нефти в р-не скв. № 101 пластовая сводовая. Размеры залежи – 2,75*2,0 км, высота – 42 м. Залежь нефти в р-не скв. № 50 массивно-пластовая, сводовая. Размеры залежи – 0,7*0,25 км, высота – 6 м.
В отложениях D3f2 доманиковского горизонта франского яруса выявлена одна залежь нефти пластовая сводовая. Размеры залежи – 2,7*1,7 км, высота – 22 м. В пределах продуктивного пласта S1 выявлено две залежи нефти. Залежь нефти в районе скважины № 101 пластовая сводовая. Размеры залежи – 1,0*1,25 км, высота – 21 м. Залежь нефти в районе скважины № 52 пластовая сводовая. Размеры залежи – 4,0*2,5 км, высота залежи – 26 м.
В пределах Восточно-Колвинского месторождения по состоянию на 01.01.2015 года всего пробурено 9 скважин, из них 5 поисково-разведочных, четыре эксплуатационных и один боковой ствол. По состоянию на 01.01.2016 года, в соответствии с проектными решениями, на месторождении работают четыре добывающие и одна нагнетательная скважина, предназначенная для закачки попутно добываемой пластовой воды в интервалы, расположенные ниже начального положения ВНК.
Отложения франского яруса и силур не разрабатываются, поскольку эти объекты не подготовлены для промышленного освоения.
Рисунок 1. Структурные карты по пластам DF2 (справа) и DF3 (слева)
Рисунок 2. Структурные карты по пластам S1 (слева), D3f3 (в центре) и D3f2 (справа) Восточно-Колвинского месторождения
Профиль добычи нефти по Восточно-Колвинскому месторождению, начиная с 2017 года по 2040 год показан на рисунке 3. Технико-экономическая информация была предоставлена ООО «Полярное Сияние». Динамика прогнозной добычи нефти по месторождению была рассчитана для режима заводнения с помощью Пакета PETREL. Исходная экономическая информация цен на нефть и удельных норм затрат по аналоговым месторождениям этого района на начало 2017 года.
Рисунок 3. Профиль добычи нефти по Восточно-Колвинско му месторождению
Чистый дисконтированный доход недропользователя (ЧДДН) и государства (ЧДДГ) рассчитывались с применением налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) при норме дисконта 10 % [4–10].
Расчеты показали, что вариант экономически рентабелен, однако ЧДДН на порядок ниже ЧДДГ и находится на грани экономической рентабельности, что требует снижения налоговой нагрузки. Особое влияние на эффективность варианта оказывает изменение цен и добычи. При снижении этих показателей на 20 % вариант становится нерентабельным (таблица 1).
Для повышения ЧДДН было применено альтернативное налогообложение с применением налога на дополнительный доход (НДД) и модели соглашений о разделе продукции (СРП), разработанной в ИПНГ РАН (таблица 2).
В модели СРП значение компенсационной продукции было принято в размере 70 %, а доля прибыльной продукции недропользователя была принята в размере 50 %.
Таблица 1. Результаты оценки риска с применением НДПИ
Таблица 2. Результаты экономического анализа с применением альтернативного налогообложения
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 [4–10].
Также была проведена оценка технико-экономических рисков по варианту с применением НДД [8]. Как видно из таблицы 3, доход государства увеличивается пропорционально снижению дохода недропользователя, что свидетельствует о противоречивости их интересов. Однако для данного месторождения при заданных исходных данных ЧДДН отрицательных значений не принимает, что соответствует высокой устойчивости варианта с применением НДД.
Рисунок 4. Накопленные значения ЧДДН и ЧДДГ по вариантам с применением различных налоговых режимов
Таблица 3. Результаты оценки риска с применением НДД
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» (№ в РОСРИДе 125020501405-1).
Литература
1. Ардалинская группа месторождений
2. Н.А. Осинцева Литологические особенности и строение резервуара фаменских отложений центральной части восточного борта Хорейверской НГО Тимано-Печерской НГП. «Территория «НЕФТЕГАЗ», № 11 – 2012. – С. 18–22.
4. Пономарева И.А, Богаткина Ю.Г., Еремин Н.А. Комплексная экономическая оценка месторождений углеводородного сырья в инвестиционных проектах. –М.: Наука, 2006. – 134 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. Богаткина Ю.Г., Сарданашвили О.Н., Лындин В.Н. Специальный налоговый режим при разработке месторождений углеводородов // Деловой журнал Neftegaz.RU. – 2024. – № 6 (150). – С. 86–92.
7. Богаткина Ю.Г. Оценка эффективности инвестиционных проектов в нефтегазовой отрасли с использованием механизмов автоматизированного моделирования. – М.: Макс-Пресс, – 2020. –248 с.
8. Налог на дополнительный доход от добычи углеводородного сырья
9. ФЗ «О соглашениях о разделе продукции»
ФЗ от 20.11.1999 № 198-ФЗ «Об участках недр, право пользования которыми может быть предоставлено на условиях раздела продукции (участки недр «Северные территории»)»
