Геолого-экономическая оценка ресурсов нефти и газа как основа повышения эффективности геологоразведочных работ

Современный этап развития мировой нефтяной промышленности характеризуется появлением новых эффективных методов и технологий повышения нефтеотдачи на действующих месторождениях, увеличивающих их сырьевую базу, и, главное – введением в промышленный оборот огромных скоплений сланцевой нефти и газа.

Совокупное влияние указанных факторов привело к резкому увеличению добычного потенциала углеводородной сырьевой базы и, как следствие, избытку предложений нефти на мировых энергетических рынках.

Нефть фактически утратила статус дефицитного стратегического ресурса и рассматривается теперь как ценный сырьевой товар, рентабельность производства которого зависит от уровня рыночных цен.

Данное условие является решающим при оценке эффективности геологоразведочных работ, затраты на которые могут быть оправданы лишь в случае выявления инвестиционно привлекательных для разработки месторождений нефти и газа.

Соблюдение этого условия весьма актуально для России, воспроизводство и освоение углеводородной сырьевой базы которой характеризуется ухудшением ее структуры и качественных параметров выявляемых месторождений. Открываются, как правило, мелкие месторождения, расположенные в промышленно развитых регионах или средние и даже крупные, но в отдаленных районах и на труднодоступных акваториях. Рентабельность освоения таких месторождений сравнительно невысокая и не всегда позволяет оправдать инвестиционные риски, связанные с их поисками и разведкой.

Низкая инвестиционная привлекательность является одной из причин формирования огромного объема невостребованных запасов, который по нефти превышает 6,6 млрд т, по газу – 28,3 трлн м³ (табл. 1).

Большая часть невостребованных нефтяных запасов приходится на неразрабатываемые и законсервированные запасы эксплуатируемых месторождений, суммарно более 4 млрд т. Почти полтора миллиарда тонн запасов простаивают в ожидании ввода в эксплуатацию. Около одного миллиарда тонн нефти находится в нераспределенном фонде недр.

Таблица 1 Распределение невостребованных извлекаемых запасов нефти и газа России¹

[1] по оценке ВНИГРИ

Детальный анализ причин простоя значительной части невостребованных запасов нефти не проводился. Можно предположить, что, скорее всего, они обусловлены низкой рентабельностью разработки. Вместе с тем, эти запасы составляют четвертую часть разведанной нефтяной сырьевой базы страны. Исключение их из активного промышленного оборота существенным образом снизит обеспеченность нефтяной промышленности запасами.

Подавляющая часть объема невостребованных запасов газа приходится на хорошо разведанные месторождения, подготовленные для промышленного освоения. Ускорение их ввода в разработку зависит прежде всего от конъюнктуры энергетических рынков и возможности привлечения огромных объемов инвестиций для создания транспортной и промышленной инфраструктуры. Кроме того, ряд крупнейших невостребованных месторождений содержит многокомпонентные газы, которые требуют предварительной подготовки и отделения жирных фракций, а для месторождений Восточной Сибири – гелия. Фактически для обеспечения рациональной эксплуатации простаивающих газовых месторождений необходимо создание новой крупной газоперерабатывающей отрасли.

В этих условиях в задачи геологов входит, в первую очередь, поиски и разведка новых конкурентоспособных, высокоэффективных месторождений нефти и выявление промышленно значимых, высокорентабельных месторождений газа в районах с развитой газодобычей и вблизи действующих или проектируемых магистральных газопроводов.

На сегодняшний день в стране можно наметить шесть основных направлений воспроизводства углеводородной сырьевой базы (табл. 2).

Таблица 2 Стратегические направления освоения углеводородной сырьевой базы России

[1] по экспертным оценкам ВНИГРИ

Ресурсный потенциал некоторых из этих направлений примерно соизмерим, но эффективность поисков и разведки месторождений в них будет существенно различаться.

Например, подготовка запасов в старых нефтедобывающих районах, находящихся на завершающих стадиях работ, будет безусловно выше, чем, предположим, в Восточной Сибири. Но при этом затраты на промышленное обустройство вновь открытых месторождений на порядок ниже. Аналогичная ситуация будет складываться и при проведении геологоразведочных работ на арктическом шельфе. Затраты на подготовку запасов на прогнозируемых здесь крупных и уникальных нефтяных и газовых месторождениях могут быть сравнительно невысоки, но при этом потребуются огромные инвестиции (по экспертным оценкам до 1 трлн долл.) на создание надводных и подводных добывающих комплексов, танкерного и вспомогательного флотов.

В целом арктический шельф с его гигантской прогнозной углеводородной сырьевой базой является одним из базовых регионов. Однако возможности его рентабельной разведки и разработки должны быть подтверждены путем проведения геолого-экономической оценки (ГЭО).

Методология геолого-экономической оценки ресурсов нефти и газа в России в основном сложилась и прошла практическую апробацию в ходе неоднократно проводимых оценок прогнозной углеводородной базы территорий и акваторий страны.

Она представляет собой совокупность геологических, технологических и экономических методов, позволяющих количественно и качественно оценить величину УВ ресурсов, технические возможности их освоения, затраты на подготовку и разработку запасов и возможный доход.

Геолого-экономическая оценка ресурсов в соответствии с требованиями Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов должна проводиться раздельно по группам различной геологической изученности.

Целью ГЭО является обоснование возможной промышленной значимости и инвестиционной привлекательности различных групп нефтегазовых ресурсов, прогнозируемых в несходных горно-геологических и географо-экономических условиях освоения.

Эффективность воспроизводства углеводородной сырьевой базы страны должна обеспечиваться за счет подготовки новых рентабельных для освоения запасов нефти и газа. Необходимым условием выявления таких запасов является выделение перспективных на нефть и газ территорий и акваторий и объектов, геолого-экономическая оценка ресурсного потенциала которых соответствует принятым экономическим критериям.

Последняя геолого-экономическая оценка ресурсов РФ, завершенная в 2014 году, позволила установить объем рентабельных ресурсов в различных нефтегазоносных провинциях и областях страны, потребность в капитальных вложениях на их поиски, разведку и разработку, и доход от вовлечения в промышленный оборот.

Однако она не нашла широкого применения по той причине, что не имела тесной связи с существующей практикой недропользования.

Среди объектов ГЭО – нефтегазоносных провинций, областей, комплексов и локальных структур – отсутствовали базовые объекты недропользования – лицензионные участки. Не в полной мере учитывались также различия в степени изученности и достоверности различных групп ресурсов, геолого-экономическая оценка которых необходима в соответствии с требованиями новой классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов.

Для усиления роли ГЭО, как важнейшего инструмента принятия управленческих решений на ранних стадиях геологоразведочных работ, следует сделать ее более дифференцированной. В составе объектов оценки, наряду с нефтегеологическими объектами, необходимо ещё выделить объекты недропользования – лицензионные участки с ресурсами категории Д₀, Д_л, а там, где они отсутствуют – перспективные участки с ресурсами кат. Д₁ (в районах с доказанной промышленной нефтегазоносностью) и ресурсами категории кат. Д₂ в районах, где промышленная нефтегазоносность еще не доказана. Такая детализация объектов оценки соответствует введенной в 2016 году Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов, согласно которой, их геолого-экономическая оценка должна проводиться раздельно по группам различной геологической изученности [1].

Последовательность геолого-экономической оценки ресурсов и решаемые задачи

Геолого-экономическая оценка ресурсов нефти и газа состоит из двух блоков – геологического и экономического (рис. 1).

РИС. 1. Принципиальная схема геолого-экономической оценки ресурсов нефти и газа

В геологическом блоке проводится количественная оценка ресурсов.

Приближение ГЭО ресурсов к решению практических задач недропользования требует совершенствования методов их количественной оценки. Учитывая вероятностный характер результатов геологоразведочных работ, связанный с возможным неподтверждением нефтегазоносности объектов поисков и разведки месторождений и величины их ресурсного потенциала, необходимо отказаться от действующей детерминированной оценки ресурсов УВ и перейти на интервально-вероятностную оценку.

Расчеты величины ресурсов для всех видов нефтегазовых объектов следует проводить с использованием методики вероятностной оценки по минимальному (подтверждаемость 10%), максимальному (подтверждаемость 90%) и наиболее вероятному (подтверждаемость 50%) вариантам. Наиболее вероятный (базовый вариант) принимается в качестве основного для дальнейших геолого-экономических расчетов.

Выделение текущего объема прогнозных ресурсов для целей ГЭО производится путем исключения из величины базового варианта объема начальных геологических ресурсов суммы извлеченных, выявленных и разведанных запасов. Объем оставшихся ресурсов разделяется на локализованные и нелокализованные. В состав локализованных включаются ресурсы выявленных и подготовленных к бурению структур, а также не вскрытых бурением залежей разведанных и разрабатываемых месторождений.

Нелокализованные ресурсы распределяются по перспективным участкам в соответствии с принятыми подсчетными параметрами.

Для дифференциации начальных суммарных ресурсов (НСР) нефти и газа по классам различной крупности могут быть использованы методические рекомендации 1988 г. [4], согласно которым дифференциация производится по каждому комплексу в пределах нефтегазоносной области. В каждом классе оценивается количество прогнозируемых залежей. Из общего числа залежей, подлежащих оценке, исключаются уже открытые залежи, числящиеся на Государственном балансе запасов. Оставшийся объем ресурсов разделяется на две группы.

В первую группу входят локализованные ресурсы выявленных и подготовленных структур. Экономическая оценка этой группы ресурсов базируется на горно-геологических и географо-экономических характеристиках конкретных локальных объектов.

Вторую группу составляют нелокализованные ресурсы, объем которых определяется после вычета из общей суммы НСР ресурсов уже открытых залежей и локализованных ресурсов выявленных и подготовленных к бурению структур. Из общей суммы локализованных и нелокализованных ресурсов необходимо исключить технически недоступные для освоения залежи, которые не могут быть изучены или вовлечены в разработку вследствие различных ограничений. Полученное распределение локализованных и нелокализованных ресурсов по горно-геологическим параметрам характеризует ресурсный потенциал оцениваемой территории, который при существующих или прогнозируемых технологических и экономических условиях может быть разведан и освоен.

Выделение технически недоступных групп ресурсов проводится исходя из современных технических возможностей и технологий поисков разведки и разработки месторождений нефти и газа в сложных горно-геологических и природно-климатических условиях.

Основной объем технически недоступных ресурсов относится к глубоководным зонам арктического шельфа, в пределах которых могут быть выявлены и разведаны запасы нефти и газа, но отсутствуют технические средства их разработки.

В каждой НГО выделяются региональные этажи разведки, включающие один или несколько нефтегазоносных комплексов, разведка залежей которых проводится единой сеткой скважин. Для каждого единичного объекта устанавливается принадлежность к региональному этажу разведки и возможное объединение единичных объектов в многозалежное месторождение.

Если единичный объект является частью прогнозируемого многозалежного месторождения, при его оценке должна учитываться возможность совмещения затрат на поисково-разведочные работы, промысловое обустройство и строительство нефте- и газопроводов.

По фазовому составу углеводородов базовые объекты оценки разделяются на нефтяные и газовые. Ресурсы растворенного газа оцениваются исходя из геологических ресурсов нефти и данных о газонасыщенности. Ресурсы конденсата определяются по потенциальному содержанию конденсата в газе.

Исходные горно-геологические характеристики для локализованных объектов оценки принимаются на основе результатов геологоразведочных работ по их выявлению и подготовке к поисковому бурению.

Для нелокализованных ресурсов горно-геологические характеристики единичных типовых объектов определяются с использованием метода аналогии или экспертной оценки.

Технико-экономические расчеты следует проводить для локализованных ресурсов по лицензионным и перспективным участкам, для нелокализованных ресурсов – по перспективным участкам, которые по возможности следует выделять в границах расчетных участков, используемых при количественной оценке ресурсов.

Характеристика каждого участка должна содержать данные о возможном количестве продуктивных структур, глубине залегания продуктивных горизонтов, возможных дебитах скважин.

В экономическом блоке для проведения экономической оценки ресурсов предварительно формируется исходная информационно-нормативная база, включающая нормативы затрат на геологоразведочные работы, разработку месторождений и транспорт нефти и газа до потребителей. На основе этих нормативов рассчитываются соответствующие объемы работ и затрат на подготовку и разработку запасов и критериальные показатели ГЭО: чистый дисконтированный доход, индекс доходности, внутренняя норма доходности.

Эти показатели ГЭО характеризуют конечную эффективность результатов геологоразведочных работ и могут быть использованы для оперативных и стратегических управленческих решений по обоснованию районов и выбору объектов поисков и разведки месторождений.

Результаты ГЭО ресурсов могут быть использованы при решении широкого круга оперативных и стратегических задач нефтяной геологоразведки. В их число входят: определение объема рентабельных ресурсов нефти и газа, определение возможного дохода от их освоения, оценка инвестиционной привлекательности лицензионных и перспективных участков недр, экономическая классификация ресурсов и другие.

Структура системы геолого-экономической оценки ресурсов нефти и газа

Структура системы геолого-экономической оценки ресурсов нефти и газа в пределах нефтегазоносной области представлена на рис. 2.

Она состоит из следующих блоков:

• ГЭО подготовленных ресурсов локальных объектов (ЛО) лицензионных участков (ЛУ) с разрабатываемыми месторождениями (ресурсы кат. Д₀);

• ГЭО локализованных ресурсов локальных объектов лицензионных участков с разведанными месторождениями (ресурсы кат. Д_л);

• ГЭО перспективных ресурсов локальных объектов лицензионных участков без выявленных месторождений (ресурсы кат. Д₁);

• ГЭО нелокализованных прогнозируемых ресурсов (кат. Д₂).
  

Суммарный ресурсный потенциал нефтегазоносных районов (НГР), областей (НГО) и провинций (НГП) определяется с учетом вероятных характеристик различных групп и категорий ресурсов.

Геолого-экономическая оценка локализованных ресурсов проводится для каждого учтенного нефтегазового объекта.

Для нелокализованных ресурсов геолого-экономическая оценка проводится для каждого выделенного типового единичного объекта и затем распространяется на все объекты данной группы.

Интегральным объектом геолого-экономической оценки являются суммарные ресурсы прогнозируемых, выявленных и подготовленных к бурению залежей, которые могут быть учтены в пределах оцениваемых лицензионных или перспективных участков, нефтегазоносного субъекта нефтегеологического и административного деления в

соответствии с результатами количественной оценки ресурсов и требованиями классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов.

В качестве единичных локальных объектов ГЭО следует рассматривать:

а) в районах с доказанной промышленной нефтегазоносностью:

• подготовленные к бурению залежи;

• выявленные по результатам поисковых геологических и геофизических исследований залежи;

• прогнозируемые по результатам региональных геологических, геофизических, геохимических исследований залежи;

б) в районах с недоказанной промышленной нефтегазоносностью:

• залежи, прогнозируемые на основе имеющихся данных геологических, геофизических, геохимических исследований, и по аналогии с районами, где установлены месторождения нефти и газа.

Технико-экономические расчеты следует проводить для подготовленных к поисковому бурению ресурсов (кат. Д₀) и локализованных ресурсов (кат. Д_л) по лицензионным участкам, для нелокализованных ресурсов – по перспективным нефтегазоносным участкам, которые могут быть выделены для включения в программу подготовки новых лицензионных участков.

Для обеспечения технико-экономических расчетов по перспективным участкам требуется уточнить методику количественной геологической оценки ресурсов УВ таким образом, чтобы она обеспечивала возможность прогнозирования по каждому участку данных о предполагаемом количестве продуктивных структур, глубине залегания продуктивных горизонтов, возможных дебитах скважин и т.д.

Характеристика каждого участка должна содержать данные о возможном количестве продуктивных структур, глубине залегания продуктивных горизонтов, возможных дебитах скважин. Согласно Методическим рекомендациям по применению классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов, оценка и учет ресурсов нефти и газа различных категорий ведется раздельно [2]. Соответственно, раздельно должна проводиться и геолого-экономическая оценка ресурсов.

На сегодняшний день какой-либо общепринятой методики решения этой задачи не существует. В большинстве случаев ресурсный потенциал перспективных участков оценивается на базе экспертных оценок, надежность которых зависит от квалификации экспертов. Учитывая важность данной проблемы для оценки инвестиционной привлекательности выделяемых участков недр, необходимо обосновать общие методические подходы, позволяющие формализовать процесс проведения геологической оценки ресурсного потенциала вновь выделяемых участков, перспективных на нефть и газ, и разработать рекомендации, содержащие предложения по критериям выбора таких участков, их местоположению и размерам.

В качестве таких рекомендаций предлагаются следующие положения:

• перспективные для лицензирования участки выделяются на территории нераспределенного фонда недр с учетом состояния лицензирования в НГО;

• при выделении перспективных нефтегазоносных участков в пределах НГО должна обеспечиваться их равноценность по геологической значимости;

• между контурами перспективных и лицензионных участков не должно оставаться неоцененной территории;

• каждый выделяемый участок должен, по возможности, находиться внутри одной однотипной структурно-фациальной зоны и быть однородным по общему геологическому строению и условиям нефтегазоносности;

• контуры участков при достаточной изученности района должны проводиться посередине между месторождениями или перспективными локальными объектами, а в случаях, когда положение их неизвестно – на удалении от центральной части участка, кратном расстоянию между локальными объектами, характерными для данного района (зоны);

• в пределах каждого участка должно быть, как правило, не менее 3-5 локальных структур. В расчете на выявление 1-2 месторождений это требование предопределяет оптимальную площадь участка в размере 200-300 км² для хорошо изученных территорий, для слабоизученных территорий и акваторий этот размер может быть увеличен до 500-1000 км².

Геолого-экономическая оценка ресурсов УВ лицензионных участков и перспективных нефтегазоносных участков базируется на различной геологической информационной базе.

В первом случае информация по объему ресурсов, количеству локальных объектов оценки и их горно-геологические характеристики принимаются по данным лицензионных соглашений и принятых программ геологоразведочных работ.

Во втором случае для прогнозирования количественных и качественных характеристик нераспределенных ресурсов используются вероятностные методы оценки геологических показателей.

Прогнозирование горно-геологических характеристик перспективных участков (ПУ) в настоящее время является нерешенной проблемой, требующей специального рассмотрения. Один из возможных вариантов ее решения заключается в использовании метода аналогии, приведенного в Методическом руководстве по количественной оценке прогнозных ресурсов нефти, газа и конденсата Российской Федерации [3].

Этот метод заключается в том, что на перспективный (расчетный) участок переносятся количественные и качественные характеристики ресурсов эталонных участков, в результате по расчетному участку может быть определен объем ресурсов, глубина продуктивных горизонтов и ряд других параметров, необходимых для геолого-экономических расчетов.

Основная расчетная формула любого геологического способа в методе аналогий имеет вид:

где:

ρ_р — плотность ресурсов на расчетном участке,

ρ_э — плотность запасов на эталонном участке,

Х_nр — изменяющиеся параметры на расчетном участке,

Х_nэ — изменяющиеся параметры на эталонном участке.

Однако необходимо учитывать, что этот метод должен использоваться для участков, имеющих определенную геологическую общность или соответствие. Правомерность его применения для определения характеристик перспективных участков должна быть подтверждена специальными исследованиями.

Учет волатильности цен и рисков при геолого-экономической оценке ресурсов нефти и газа

Сложившаяся в последние годы неблагоприятная конъюнктура нефтяных рынков приводит к сильной волатильности цен на нефть и газ. Снижение этих цен сокращает величину промышленно значимой ресурсной базы углеводородов и приток инвестиций в геологоразведку.

Россия имеет негативный опыт влияния низких нефтяных цен на углеводородную сырьевую базу. Например, в 1998 году при их падении до 7-8 долл./барр. нефтяные компании заявили об отсутствии у них сырьевой базы и были вынуждены законсервировать тысячи скважин по причине нерентабельности эксплуатации.

В этой связи целесообразно для учета влияния ценового фактора на величину прогнозной углеводородной базы оценивать рентабельность ее освоения при различных уровнях цен - от минимального возможного до максимального.

Предлагаемая для решения этой задачи графо-аналитическая модель состояния углеводородной сырьевой базы, широко применяемая в США, позволяет четко прослеживать зависимость рентабельных объемов ресурсов нефти и газа от уровня цен (рис. 3). При максимальной их величине объем рентабельных ресурсов вплотную приближается к объему ресурсов, которые могут быть извлечены из недр при существующих технических возможностях. В случае снижения цен объем рентабельно извлекаемых ресурсов будет существенно ниже объема технически доступных.

Рис. 3. Графическая модель расчета рентабельной части прогнозной ресурсной базы в зависимости от цен на нефть и газ

Использование данной модели позволяет оперативно определить объем рентабельных ресурсов нефти и газа в диапазоне цен - от минимальной до максимально возможной. Модель может быть построена для объектов разного уровня, включая локальный УВ объект, лицензионный участок, НГР, НГО, НГП и в целом по стране.

Важнейшим условием принятия эффективных управленческих решений по поискам и разведке месторождений является учет вероятностного характера информации, рисков и неопределенности.

Наиболее существенными при освоении месторождений УВ представляются следующие виды инвестиционных рисков:

• геологический – обусловлен возможностью безуспешных поисковых работ или неподтверждения оценки извлекаемых запасов нефти (газа), сводится к минимуму в процессе доразведки и опытно-промышленной эксплуатации;

• технологический – связан с несоответствием параметров технических средств фактическим условиям освоения месторождений и возможностью возникновения по этой причине аварийных ситуаций;

• экономический – связан с нестабильностью экономического законодательства, условий инвестирования и инфляцией, колебаниями рыночной конъюнктуры, цен, валютных курсов, неопределенностью условий продажи и транспорта углеводородов и т.п.;

• политический – возникает в связи с неопределенностью политической ситуации (возможность неблагоприятных социально-политических изменений в стране или регионе, введение торговых санкций, закрытие границ и т.п.).

Экономический и политический виды рисков, исходя из возможностей влияния в нефтегазодобывающей отрасли, являются преимущественно неуправляемыми или объективными, так как определяются внешними факторами. Объективные риски регулировать нельзя, но можно прогнозировать. Учет их влияния возможен на уровне экспертных оценок и долгосрочных прогнозов.

К управляемым или субъективным следует отнести геологический, технологический виды рисков и часть экономического риска, связанную с географическим положением региона, природно-климатическими условиями и развитостью промышленной и транспортной инфраструктуры. Субъективные риски, в частности, риск неподтверждения запасов, в отличие от объективных, могут непосредственно регулироваться, хотя и не в полной мере, участниками инвестиционного проекта (например, посредством увеличения затрат на поиски и разведку месторождений).

На разных стадиях процесса изучения и освоения ресурсов УВ влияние управляемых рисков на эффективность управленческих решений неодинаково.

Неопределенность условий проведения работ не является заданной. По мере осуществления поисков и разведки поступает дополнительная информация о параметрах прогнозируемых месторождений, и ранее существовавшая неопределенность снижается.

Принципиальная схема соотношения управляемых рисков и масштабов потерь инвестиций на разных стадиях процесса изучения и освоения углеводородных ресурсов приведена на рис. 4.

РИС. 4. Принципиальная схема соотношения риска и масштабов потерь инвестиций на разных стадиях процесса изучения и освоения углеводородных ресурсов

Наибольшая степень риска характерна для начальных стадий изучения. Вместе с тем, поскольку объемы геофизических и буровых работ ограничены, масштабы возможных потерь на этих стадиях невелики. По мере увеличения потоков геологической и другой информации на последующих стадиях работ доля риска снижается, однако возрастающие объемы работ и связанные с ними объемы инвестиций могут увеличивать масштабы потерь.

Так, на стадии поисков месторождения эти масштабы могут достигать 1,0 млрд. руб., на стадии разведки – 4,0 млрд. руб. Самые значимые объемы рискованных инвестиций в расчете, например, на сравнительно крупное по запасам морское нефтяное или газовое месторождение могут достигать 25-85 млрд. руб., хотя сама величина геологического риска на данной стадии работ минимальна.

В расчетах геолого-экономической оценки могут быть использованы следующие методические подходы для учета инвестиционных рисков:

• метод введения надбавки за риск к базовой ставке дисконтирования;

• метод проверки устойчивости (анализ чувствительности проекта);

• метод анализа сценарных подходов;

• метод имитационного моделирования;

• метод реальных опционов.

При выборе методов учета инвестиционных рисков необходимо учитывать, что степень их влияния уменьшается по мере увеличения изученности нефтегазовых объектов. Однако при этом на более поздних стадиях возрастает объем рисковых инвестиций.

Рекомендации по выбору метода учета влияния инвестиционных рисков на различных стадиях освоения нефтегазовых проектов представлены в табл. 3.

Таблица 3 Методы учета влияния инвестиционных рисков на экономическую оценку нефтегазовых объектов

Наиболее простым и удобным для расчетов является метод учета инвестиционных рисков путем введения надбавки за риск к базовой ставке дисконтирования. Этот метод рекомендуется использовать при экономической оценке ресурсов лицензионных участков, проектов поисков, разведки и разработки месторождений.

При использовании данного метода учет рисков обеспечивается путем введения в расчеты чистого дисконтированного дохода (ЧДД) надбавки за риск к базовой ставке дисконтирования. Расчетная величина этой ставки увеличивается на определенную, дифференцированную надбавку за геологический и географо-экономический риск.

На ранних стадиях геологоразведочных работ на рентабельность подготовки УВ сырьевой базы большое влияние оказывают инвестиционные риски связаны с размещением УВ ресурсов в труднодоступных, промышленно не освоенных районах, а также с низкой степенью их изученности.

Влияние геологических и географических факторов увеличивает инвестиционные риски и для их покрытия требуется повышение уровня рентабельности освоения нефтегазовых объектов.

Инвестиционная привлекательность углеводородной сырьевой базы определяется уровнем рентабельности их освоения.

В практических расчетах по ГЭО ресурсов нефтегазовых объектов уровень рентабельности инвестиций задается через норматив дисконтирования. Величина норматива дисконтирования является одним из регуляторов оценки промышленно значимости сырьевой базы. Ее масштабы увеличиваются или сокращаются в зависимости от уменьшения или увеличения выбранного значения норматива дисконтирования.

Возможную рентабельность освоения прогнозируемых УВ объектов с учетом получения дополнительного дохода, необходимого для покрытия инвестиционных рисков, рекомендуется рассчитывать по формуле:

где:

R_л — абсолютная величина денежной оценки;

Z_t – ценность добываемой в t-ом году продукции (нефти, газа, конденсата);

S_ПРt – сумма предстоящих в t-ом году затрат на поисково-разведочные работы;

S_Дt — сумма предстоящих в t-ом году затрат на добычу нефти (газа), охрану окружающей среды;

S_Tt — сумма предстоящих в t-ом году затрат на межпромысловый и магистральный транспорт;

S_ИНt – сумма предстоящих в t-ом году затрат на создание промышленной инфраструктуры;

Е_б — базовая норма дисконта;

Е_р — надбавка за риск;

Т — расчетный срок рентабельного освоения ресурсов локального объекта оценки, лет.

Выбор нормы дисконтирования осуществляется с учетом рисков на ранних стадиях геологоразведочных работ.

В качестве способа учета инвестиционных рисков при геолого-экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата рекомендуется использовать метод введения надбавки за риск к базовой ставке дисконтирования при расчете ЧДД.

Расчетная величина этой ставки увеличивается на определенную, дифференцированную надбавку за геологический и географо-экономический риск. В качестве базовой ставки дисконтирования, в зависимости от решаемой задачи, следует рассматривать среднюю норму прибыли на капитал, принятую в данной отрасли промышленности, ставку долгосрочного депозита, кредитную ставку зарубежного банка, ставку рефинансирования Центрального банка РФ с учетом маржи коммерческих банков.

В практических расчетах рекомендуется использовать базовую ставку дисконта равную 10%.

Ориентировочные величины надбавок за риск к ставке дисконтирования в зависимости от степени изученности и экономико-географического положения прогнозных ресурсов объектов оценки приведены в таблице 4.

Таблица 4 Надбавки за риск к базовой ставке дисконтирования

Завершая обсуждение методических и практических проблем геолого-экономической оценки ресурсов нефти и газа, как основы повышения эффективности геологоразведочных работ, можно сделать следующие выводы и рекомендации:

1. Современный этап развития и воспроизводства углеводородной сырьевой базы происходит в условиях неблагоприятной рыночной конъюнктуры, вызванной значительным превышением предложения нефти на мировых рынках над спросом и, как следствие – падением мировых цен на нефть и газ.

2. Благодаря успехам в разработке нетрадиционных источников углеводородного сырья произошло значительное увеличение сырьевой базы нефтегазодобывающей промышленности и возрос ее добычной потенциал. Нефть утратила статус стратегического ресурса и рассматривается как сырьевой товар, рентабельность производства которого зависит от уровня текущих цен на нефтяных рынках. В этих условиях затраты на геологоразведочные работы будут оправданы лишь в случае выявления месторождений нефти и газа, освоение которых обеспечит приемлемый уровень рентабельности для нефтяных компаний.

3. Для соблюдения этого условия необходимо уже на ранних стадиях геологоразведочных работ проводить геолого-экономическую оценку ресурсов, которая может обеспечить выбор наиболее экономически выгодных направлений и объектов для поисков и разведки месторождений и отбраковку технически недоступных для разработки и заведомо нерентабельных объектов.

4. Для России, учитывая степень геологической изученности основных нефтегазодобывающих регионов, геолого-экономическую оценку ресурсов следует проводить не только по нефтегазоносным провинциям и областям, но и по действующим и перспективным объектам недропользования – лицензионным участкам и перспективным нефтегазоносным участкам.

5. Для повышения надежности геолого-экономической оценки инвестиционных рисков следует отказаться от детерминированной геологической оценки запасов и ресурсов и перейти к интервально-вероятностной.

Список использованных источников:

1. Классификация запасов и ресурсов нефти и горючих газов. Утверждена Приказом Минприроды России от 01.11.2003 № 477.

2. Методические рекомендации по применению классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов. Утверждены распоряжением Минприроды России от 01.02.2016г. № 3-р.

3. Методическое руководство по количественной оценке прогнозных ресурсов нефти, газа и конденсата Российской Федерации, Москва, 2014 (проект).

4. Методические рекомендации по применению «Временной методики экономической оценки прогнозных и перспективных ресурсов нефти». – Л., ВНИГРИ, 1988.

5. Методические рекомендации по геолого-экономической оценки ресурсов нефти, газа и конденсата. – Новосибирск, Москва, 2015.

6. Назаров В.И. Концепция методики геолого-экономической оценки ресурсов нефти и газа // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2017. - Т.12. - №1. - http://www.ngtp.ru/rub/3/12_2017.pdf.