Применение комплексного технико-экономического подхода для подготовки к инвестиционному проектированию с целью повышения эффективности освоения низкопроницаемых коллекторов с учетом оценки рисков проекта и мероприятий по их снижению

Объектом исследования является Газоконденсатное месторождение X, которое расположено на одноименном лицензионном участке в одном из Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа. Недропользователем является одна из дочерних компаний ПАО «НК «Роснефть».

Всего на X месторождении, по состоянию на 01.01.2023 г. пробурено 14 поисково-разведочных скважины общим метражом 44001 м, и 19 эксплуатационных скважин (пласт ПК1). Из 13 пробуренных поисковоразведочных скважин, 11 скважин находятся в контуре газоносности, что говорит о достаточно высоком качестве ГРР.

Объем ГИС, полнота и качество материалов позволяют провести их обработку и интерпретацию с целью литологического расчленения разреза, выделения коллекторов, определения их ФЕС и характера насыщения. Однако, низкая изученность пластов керновыми данными привела к необходимости использования альтернативных алгоритмов обработки данных ГИС, с привлечением дополнительной информации по соседним месторождениям со схожими геолого-геофизическими условиями (Табл. 1).

Параметры	Продуктивные пласты
	БУ 16 01	БУ 16 1-2
Ср. глубина залегания кровли, м	-3070	-3086
Абсолютная отметка ГВК, м	-	-3085±3 м
Тип залежи	Пластовая, сводовая, литологически экранированная	Пластовая, сводовая, стратиграфически экранированная
Тип коллектора	поровый	поровый
Площадь газоносности, тыс. м2	201628	29114
Средняя общая толщина, м	7,7	29,7
Ср. эфф. газонасыщ. толщина, м	2,5	4,6

Ср. эфф. водонасыщ. толщина, м	-	10
Коэффициент пористости, д.ед.	0,141	0,159
Коэф. газонасыщенности, д.ед.	0,61	0,68
Проницаемость, 10-3 мкм2	1,13	1,71
Коэф. песчанистости, д.ед.	0,31	0,65
Расчлененность, ед	2	8
Начальная пластовая температура, оС	89	90
Начальное пластовое давление, МПа	30,1	30,5
Давление начала конденсации, МПа	30,1	30,5
Плотность конд. в станд. условиях, г/см3	772	772
Вязкость конд. в станд. условиях, мПахс	0,880	0,880
Потенциальное содержание стабильного конденсата в газе (С 5+ ), г/м3	265	260
Вязкость газа в пластов. услов., мПахс	0,033	0,034
Плотность газа в пластов. услов., кг/м3	269,3	271,1
Коэф. сверхсжимаемости газа, д.ед.	0,914	0,919
Вязкость воды в пластовых условиях, мПахс	0,335	0,338
Плотность воды в поверхностных условиях, г/см3	1,004	1,004

Таблица 1. Геолого-геофизическая характеристика объектов

Учитывая низкие ФЕС и эффективные газонасыщенные толщины, разработка данных пластов характеризуется отрицательной величиной чистого дисконтированного дохода вследствие низкой накопленной добычи скважин, в результате чего необходимо предусмотреть использование комплекса мероприятий для повышения экономической эффективности проекта с целью ввода в разработку пластов.

Для данной цели необходимо до начала расчетов добычи и капитальных затрат рассмотреть возможность снижения налоговой нагрузки (НДПИ), для этого необходимо обратиться к критериям, к ним относящимся [1].

По результатам проведенного анализа, в качестве основных критериев, влияющих на расчет НДПИ, в данной случае можно принимать следующие коэффициенты:

• 1)    Коэффициент, характеризующий степень сложности добычи флюида (Рис. 1)

  0.2

  Chr = 0.4

  .0.8

  
  

Н<10м и Кпр<2мД М>10миКпр<2мД, Тюменская свита где h - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта и Кпр - проницаемость

C_HR- применяется до истечения 180 налоговых периодов, начинающихся:

• •    с 1 января года, в котором степень выработанности запасов конкретной залежи углеводородного сырья впервые превысила 1%, либо

• •    с 1 января 2014 г., если степень выработанности запасов конкретной залежи углеводородного сырья на 01.01.2013 >1%, либо

• •    с 1 января 2015 г, если степень выработанности запасов конкретной залежи Тюменской свиты на 01.01.2015 >1%

Рис.1 Описание коэффициента, характеризующего степень сложности добычи флюида

С учетом текущих условий, Chr=0.2

• 2)    Коэффициент, характеризующий величину запасов конкретного

участка недр (Рис. 2)

C_R = 0.125 ■ У_д+0.375

Коэффициент применяется, если величина НИЗ по конкретному участку недр меньше 5 млн. т (Уд) и степень выработанности участка недр меньше или равна 0,05 на 1/1/2012 г. для лицензий, выданных до 1 января 2012 г. и при тех же ограничениях на 1 января года выдачи лицензии (выданной после 1.1.2012 г.)

V_R - величина НИЗ в миллионах тонн поданным государственного баланса запасов полезных ископаемых на 1 января года, предшествующего году налогового периода.

Рис.2 Описание коэффициента, характеризующего величину запасов конкретного участка недр

С учетом текущих условий, Cr=0.875

• 3)    Коэффициент, характеризующий удаленность региона добычи (Рис.3)

С_сап может принимать значение 1 или 0. Равняется 0, при:

• 1.    добыче сверхвязкой нефти (нефть вязкостью более 200 мПа-c и

• менее 10 000 мПа-c в пластовых условиях)

• 2.    добыче нефти в удаленных регионах РФ. Периоды действия льготы данного пункта приведены на следующем слайде

Для всех прочих случаев коэффициент принимается равным 1.

Рис.3 Описание коэффициента, характеризующего удаленность региона добычи

С учетом текущих условий, Ccan=0.

Следующим шагом является рассмотрение изменения стандартной системы заканчивания, применяемой в Дочернем Обществе, где основным вариантом являлось бурение горизонтального ствола со спуском фильтра в качестве обсадной колонны в интервале хвостовика, что, по большому счету, является решением лишь для высокопроницаемых объектов.

Учитывая низкую проницаемость пласта, газонасыщенные толщины, а также особенности геологического строения пластов, был подобран перечень входных условий заканчивания с учетом фактического опыта бурения и работы скважин других Дочерних Обществ при схожих геологических условиях, что коррелируется с расчетами добычи на авторской геолого-гидродинамической работы скважин (Таблица 2):

пласт	Кпр фазова я, мД	Hэфф , м	Наличие ГВК	входное условие заканчивания для расчета	Запускной дебит средний расчетны й, тыс. м3/сут	Депресс ия на пласт средняя, ат	Накопленн ая средняя добыча расчетная, млрд.м3
БУ16/0-1	1,13	2,5	нет	горизонтальны й ствол с МГРП	543	75	1,54
БУ16/1-2	1,71	4,6	да	многозабойное заканчивание ("Березовый лист")	621	80	1,95
стандартн ый подход	1,13/1,7 1	2,5/4, 6	не учитывал ось	горизонтальны й ствол	219	144	1,12

Таблица 2. Перечень входных условий заканчивания для пластов

Следующим шагом, необходимым для инвестиционного проектирования освоения пластов с целью их ввода в промышленную разработку, является определение основных критериев риска, влияющих на экономические показатели проекта [2].

В качестве основных критериев (факторов риска проекта), напрямую влияющих на добычу, и, как следствие, на величину чистого дисконтированного дохода, по результатам многовариантного моделирования на основе авторской геолого-гидродинамической модели, определено следующее:

пласт	Пласт БУ16-0/1			Пласт БУ16-1/2			Мероприятия по снижению рисков
критерий успешности проекта	Неудача	Базовое значение	Успех	Неудача	Базовое значение	Успех
Уточнение Кпр, мД	<1	1,13	>1,13	<1	1,71	>1,71	переиспытание разведочного фонда
Подтверждение дизайна ГРП -высоты закрепленной трещины,м	>30	30	<30	>20	20	<20	проведение ГРП в вертикальных скважинах с целью дальнейшего тиражирования в горизонтах
Уточнение ресурсного потенциала, млрд м3	<11	13,7	>13,7	<2,9	3,6	>3,6	переобработка и интерпретация данных СРР

Таблица 3. Основные критерии успешности проекта и мероприятия по снижению рисков

Данные расчеты станут основой для оценки рисков инвестиционного проектирования методом реальных опционов и проведения анализа чувствительности проекта.

Таким образом, по результатам проведенной работы, можно сформулировать следующие выводы:

• •    В условиях падающей добычи газоконденсатных месторождений, которые характеризуются относительно коротким циклом «жизни» в сравнении с нефтяными залежами, во избежание консервации промысла, необходимо рассматривать вовлечение в добычу сложных/трудноизвлекаемых запасов транзитных объектов.

• •    Для реализации данной цели недропользователю необходимо провести обоснование отнесения запасов к категориям сложных/трудноизвлекаемых для возможности применения льгот для снижения налоговой нагрузки.

• •    С технологической точки зрения, в случае низкопроницаемых коллекторов и ограниченных геологических тел по геометрическому объему чистовой газовой зоны, необходимо применять бурение с многостадийным гидроразрывом пласта. В случае наличия подстилающей воды применять многозабойное заканчивание во всех случаях для повышения охвата дренирования как по вертикали, так и по горизонтали.

• •    В качестве основных критериев (факторов риска проекта), напрямую влияющих на добычу, и, как следствие, на величину чистого дисконтированного дохода, по результатам многовариантного моделирования на основе авторской геолого-гидродинамической модели определены проницаемость, высота трещины ГРП, а также величина начальных геологических запасов, указаны мероприятия по снижению неопределенностей в части данных критериев. Данные расчеты станут основой для оценки рисков инвестиционного проектирования методом реальных опционов и проведения анализа чувствительности проекта.

• •    Таким образом, с учетом комплексного подхода в связке снижения налоговой нагрузки, проведения вышеуказанных мероприятий, а также определения основных критериев успешности, возможно получить

положительный эффект по технико-экономическим показателям от реализации проекта с целью продления работы газодобывающего промысла и жизни месторождения в целом.