"Требования к составу и правилам оформления представляемых на государственную экспертизу материалов по технико-экономическому обоснованию коэффициентов извлечения нефти"
(рекомендованы Протоколом МПР России от 03.04.2007 N 11-17/0044-пр)

Требования к составу и правилам оформления представляемых на государственную экспертизу материалов по технико-экономическому обоснованию коэффициентов извлечения нефти разработаны в соответствии с положениями "Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов" (МПР России).

Рекомендованы к использованию Протоколом МПР России от 03.04.2007 N 11-17/0044-пр, утвержденным Заместителем Министра природных ресурсов Российской Федерации Л.И. Варламовым.

"Требования..." определяют перечень основных вопросов, которые должны быть освещены в материалах по технико-экономическому обоснованию коэффициентов извлечения нефти, представляемых на государственную экспертизу в ФГУ "ГКЗ", и предназначены для использования всеми недропользователями и организациями, независимо от их ведомственной подчиненности и форм собственности, осуществляющими разведку, добычу и подсчет запасов месторождений нефти и горючих газов.

В настоящих Рекомендациях применены следующие сокращения:

ВНД (IRR) - внутренняя норма доходности

ВНК - водонефтяной контакт

ГНК - газонефтяной контакт

ГДИ - гидродинамические исследования

ГКЗ Роснедра - Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых Роснедра

ГРП - гидравлический разрыв пласта

ГМ - геологическая модель

ГТМ - геолого-технологические мероприятия

ГФМ - геолого-фильтрационная модель

ИД (PI) - индекс доходности инвестиций

МПР России - Министерство природных ресурсов Российской Федерации

МУН - методы увеличения нефтеотдачи

НДПИ - налог на добычу полезных ископаемых

НТС - научно-технический совет

ОПЗ - обработка призабойной зоны

ОРЗ - одновременно-раздельная закачка

ОРЭ - одновременно-раздельная эксплуатация

ППД - поддержание пластового давления

РИР - ремонтно-изоляционные работы

ТЭО КИН - технико-экономическое обоснование коэффициентов извлечения нефти

УВС - углеводородное сырье

ЦКР Роснедра - Центральная комиссия по разработке месторождений полезных ископаемых Роснедра

ЧД (NV) - чистый доход

ЧДД (NPV) - чистый дисконтированный доход

ШГН - штанговый глубинный насос

ЭЦН - электроцентробежный насос

1.1. "Требования к составу и правилам оформления представляемых на государственную экспертизу материалов по технико-экономическому обоснованию коэффициентов извлечения нефти" разработаны в соответствии с Законом РФ "О недрах" и на основе документов, перечень которых изложен в Приложении.

Настоящие "Требования..." устанавливают единый порядок подготовки материалов технико-экономического обоснования коэффициентов извлечения нефти (ТЭО КИН), определяют требования к их содержанию, оформлению и представлению на государственную экспертизу.

1.2. Технико-экономическое обоснование коэффициентов извлечения нефти (ТЭО КИН) выполняется:

- для разведанных месторождений - по результатам геолого-разведочных работ и пробной эксплуатации;

- для разрабатываемых месторождений - по данным доразведки и результатам разработки месторождения.

1.3. Коэффициент извлечения нефти (КИН) определяется отношением начальных извлекаемых запасов к начальным геологическим запасам и выражается в долях единицы.

1.4. Извлекаемые запасы нефти, растворенного в нефти газа и содержащихся в них компонентов определяются по результатам повариантных расчетов технико-экономических показателей разработки.

1.5. Расчетные варианты различаются между собой выделением эксплуатационных объектов, системами размещения и плотностью сеток скважин, способами воздействия на залежи нефти, очередностью и темпами разбуривания залежей и месторождения в целом.

1.6. При составлении ТЭО КИН с целью наиболее полного извлечения нефти из недр учитываются как достигнутый уровень развития техники и технологии разработки месторождений, так и перспективы применения новых методов разработки и интенсификации добычи нефти, новой техники и новых технологий.

1.7. ТЭО КИН для уникальных и крупных сложнопостроенных месторождений, а также месторождений с низкопроницаемыми коллекторами, подлежащими разработке с применением газовых, водогазовых, физико-химических или тепловых методов воздействия на пласт, составляются с учетом результатов опытно-промышленных работ на данном месторождении или на аналогичных объектах.

1.8. Коэффициенты извлечения нефти обосновываются по каждому эксплуатационному объекту (залежи) и месторождению в целом для запасов категорий по разведанным, для категорий по разрабатываемым месторождениям.

Для эксплуатационных объектов (залежей), границы которых выходят за пределы лицензионных участков, коэффициенты нефтеизвлечения определяются как в целом по эксплуатационным объектам (залежам), так и в границах лицензионных участков и за его пределами.

Для уникальных и очень крупных месторождений нефти при наличии в них обширных водонефтяных, подгазовых зон или отдельных участков продуктивных пластов с коллекторскими свойствами, существенно отличающимися от основной части залежи, КИН может обосновываться как для залежи в целом, так и для каждой зоны или участка.

1.9. Извлекаемые запасы (КИН) месторождения принимаются как сумма извлекаемых запасов рациональных экономически обоснованных вариантов разработки эксплуатационных объектов (залежей), обеспечивающих наиболее полное извлечение запасов нефти, при соблюдении требований охраны недр и окружающей среды, правил ведения горных работ.

1.10. Коэффициент извлечения нефти по эксплуатационным объектам (залежам) и месторождению в целом определяется за расчетный срок (период) разработки.

Расчетный срок (период) разработки - время, прошедшее с начала ввода в эксплуатацию месторождения (эксплуатационного объекта, залежи) до отключения последних скважин эксплуатационного фонда по ограничивающим критериям при наиболее полном охвате залежей процессом вытеснения.

1.11. ТЭО КИН выполняется при каждом подсчете (пересчете) запасов углеводородов.

2.1. ТЭО КИН является неотъемлемой частью материалов подсчета запасов углеводородов.

2.2. Материалы ТЭО КИН выносятся на рассмотрение государственной экспертизы недропользователем, который представляет подсчет запасов месторождения.

2.3. Материалы ТЭО КИН до направления на государственную экспертизу рассматриваются на НТС организации-недропользователя.

2.4. Материалы отчета по ТЭО КИН представляются в следующем виде:

- текст и приложения на бумажных (5 экземпляров) и электронных носителях (1 экземпляр);

- электронная версия геолого-фильтрационной модели (ГФМ);

- авторская справка по ТЭО КИН (6 экземпляров), к которой прикладывается фактическая экономическая информация недропользователя для экспертизы прогнозируемых затрат по данному месторождению;

К ТЭО КИН прилагаются:

- сопроводительное письмо;

- протоколы рассмотрения ТЭО КИН на НТС организации-недропользователя;

- лицензия на право пользования недрами и лицензионное соглашение к ней;

- техническое задание на выполнение ТЭО КИН;

- протокол рассмотрения ЦКР Роснедра последнего проектного документа с расчетными таблицами на полное развитие месторождения;

- протокол-согласование в случае права пользования месторождением несколькими недропользователями;

- справка о полноте использования попутного газа и сопутствующих компонентов, содержащихся в УВС в промышленных концентрациях;

- справка о согласовании с соответствующими организациями возможности использования вод, извлекаемых совместно с нефтью и газом, или их сброса в поверхностные водоемы, водотоки или закачки их в водоносные горизонты.

2.5. Если в процессе государственной экспертизы запасы нефти изменяются на 20% и более против представленных, при изменении параметров, влияющих на нефтеотдачу, материалы подсчета запасов и ТЭО КИН возвращаются недропользователю на доработку или отзываются им.

При составлении отчета ТЭО КИН рекомендуется излагать материалы по следующей схеме:

Объем разделов и полнота изложения отдельных положений определяются авторами в зависимости от сложности строения и величины запасов месторождения, объема информации и т.д.

Ниже приводится перечень основных вопросов, подлежащих освещению в соответствующих разделах текстовой части, с необходимыми таблицами и графическими материалами.

На табличные и графические материалы, приводимые в Приложениях, в тексте разделов даются соответствующие ссылки.

Основание для составления ТЭО КИН, владелец лицензии, ее номер и срок действия, сведения о вводе месторождения в разработку, о ранее выполненных подсчетах запасов и проектных документах, даты их утверждения в государственных органах.

Административно-территориальная принадлежность месторождения, его удаленность от населенных пунктов, ближайших месторождений нефти и газа, экономико-географическая характеристика района (наличие наземных, речных, морских, воздушных транспортных путей, высоковольтных ЛЭП, нефтегазопроводов, месторождений местных строительных материалов, источников водообеспечения, имеющих существенное значение для ТЭО КИН), физико-географические особенности района (гидрография, климат, геокриология, растительный и животный мир). Приводится обзорная карта, на которую должны быть нанесены месторождения, основные элементы гидрографии (реки, озера, болота) и ситуации (дороги, существующие нефтегазопроводы, ЛЭП и населенные пункты), указывается наличие водоохранных и природоохранных зон.

3.1. Характеристика геологического строения, параметров пластов и их неоднородности

Краткая литолого-стратиграфическая и тектоническая характеристика месторождения; сведения о наличии, размерах и толщине многолетнемерзлых пород; количество и средняя глубина залегания продуктивных пластов; типы залежей и их размеры; средние начальные и текущие отметки ВНК, ГНК, ширина водо- и газонефтяных зон; средние значения и степень неоднородности толщины продуктивных пластов, их проницаемости, пористости, начальной и текущей нефтенасыщенности; характеристика прерывистости пластов (коэффициенты песчанистости, расчлененность, толщина и количество непроницаемых разделов) (табл. 3.1 - 3.4, в графическом Приложении - рис. П.1, рис. П.2, рис. П.3).

3.2. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов

Смачиваемость коллектора; физико-гидродинамические характеристики вытеснения нефти вытесняющим агентом (газ, вода, водный раствор химреагентов), диапазон изменения и средние значения начальной и остаточной нефтенасыщенности и соответствующие им значения фазовой проницаемости, диапазон изменения и среднее значение коэффициента вытеснения нефти (табл. 3.5); зависимость начальной нефтенасыщенности (Sн.н), остаточной нефтенасыщенности (Sо.н) и коэффициента вытеснения (Kвыт) от проницаемости (K) (рис. 3.1 - 3.3), коэффициента остаточной нефтенасыщенности от начальной нефтенасыщенности (рис. 3.4), коэффициента вытеснения от начальной нефтенасыщенности (рис. 3.5) или других комплексных параметров; зависимости фазовых проницаемостей (Kв, Kн) (рис. 3.6) и капиллярного давления (Pк) от насыщенности (рис. 3.7). При применении термических методов следует привести необходимые характеристики проектируемой технологии (закачка пара, горячей воды или др.)

3.3. Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

Краткая характеристика компонентного состава и физико-химических свойств нефти, растворенного и свободного газа, конденсата, а также физико-химических свойств пластовой воды; свойства воды, рекомендуемой для заводнения (минерализация, плотность, вязкость в пластовых условиях).

Приводятся зависимости физических свойств нефти, растворенного в ней газа и конденсата: газосодержание нефти (Rн), потенциальное содержание конденсата (П), объемный коэффициент (Bн, Br, Bк), вязкость (, , ) от давления при пластовой температуре (рис. 3.8 - 3.11, табл. 3.6 - 3.10).

3.4. Запасы нефти, газа и конденсата

Приводятся подсчетные параметры и геологические запасы нефти и растворенного в нефти газа, а также запасы содержащихся в нефти и газе компонентов, имеющих промышленное значение. Дается сопоставление подсчитанных начальных запасов с запасами, числящимися на государственном балансе, и с запасами, ранее утвержденными государственной комиссией (табл. 3.11 - 3.12).

Итого по залежи:

Итого по пласту:

Итого по месторождению:

4.1. Анализ испытания, опробования и ГДИ разведочных скважин и скважин эксплуатационного фонда

По данным анализа результатов испытания, опробования разведочных скважин, пробной эксплуатации (ПЭ) месторождения (залежей), анализа работы эксплуатационного фонда скважин, их гидродинамических, термометрических и термодинамических исследований обосновываются исходные параметры (табл. 4.1). Приводятся сведения о величинах депрессий и продолжительности исследований. Для неразрабатываемых месторождений приводятся результаты пробной эксплуатации скважин, дается характеристика величины и устойчивости их дебитов, изменения пластового давления (табл. 4.2).

4.2. Анализ результатов разработки залежей

4.2.1. Анализ технологических показателей разработки и выполнение проектных показателей.

Характеристика системы разработки залежей, динамики эксплуатационного разбуривания, способов эксплуатации скважин, их дебитов, обводненности. Характеристика фонда скважин (табл. 4.3), распределение скважин по дебитам и обводненности.

Характеристика системы ППД по давлениям нагнетания, охвату пласта воздействием, приемистости скважин.

Сравнение проектных и фактических показателей разработки по залежам (эксплуатационным объектам) за последние 5 лет на дату анализа (табл. 4.4).

Указываются полнота и своевременность выполнения проектных решений, причины отклонения фактических показателей разработки от проектных.

Объемы добычи нефти, жидкости и закачки воды, степень выработки НИЗ, текущий КИН, компенсация отборов закачкой, состояние пластового давления (табл. 4.5).

В соответствии с рисунком графических приложений (рис. П.4) строятся карты разработки. На карты наносятся добывающие и нагнетательные скважины, накопленные отборы жидкости, нефти, газа, закачки воды, начальные и текущие контуры ВНК и ГНК.

4.2.2. Анализ технологической эффективности проведенных геолого-технических мероприятий (ГТМ) по интенсификации притоков и увеличению нефтеотдачи пластов.

Представляются сведения об объемах выполненных методов интенсификации притоков и увеличения нефтеотдачи, приводится оценка их эффективности (табл. 4.6).

4.2.3. Анализ эффективности осуществляемой системы разработки

Анализируется эффективность реализуемой системы разработки по каждому эксплуатационному объекту (продуктивному пласту, залежи), оценивается, насколько эффективны (оправданы) для условий данного месторождения система поддержания пластового давления, система размещения скважин и плотность сетки, интенсивность системы заводнения, применяемые профили и конструкция скважин, методы вскрытия пластов и освоения скважин, способы эксплуатации скважин, система сбора, учета и подготовки продукции скважин. Оценивается степень возможных осложнений процесса разработки, связанных с прорывами газа из газовой шапки, водяным конусообразованием, разгазированием нефти в пласте, выпадением в пласте и стволе скважин парафина и др.

Эффективность реализуемой системы разработки оценивается с точки зрения ее приемлемости для надежного контроля за выработкой запасов, обеспечения равномерности вытеснения нефти водой, применения гидродинамических, физико-химических и других методов воздействия на пласты и призабойную зону скважин, обеспечения возможностей регулирования разработки и эффективной выработки запасов из совместно вскрытых пластов.

4.2.4. Анализ выработки запасов нефти

На основании материалов гидродинамических и промыслово-геофизических исследований скважин по контролю за разработкой дается анализ текущей выработки запасов нефти продуктивных пластов (залежей). Анализируются эффективность применяемой системы разработки с точки зрения выработки запасов нефти пластов, а также мероприятий, направленных в предшествующий период на совершенствование системы воздействия на пласт и увеличение нефтеотдачи.

Исследуется характер и степень выработки запасов нефти, степень охвата пласта воздействием рабочим агентом по площади и разрезу, распределение остаточных запасов нефти. Анализ выработки запасов нефти производится по данным гидродинамических и промыслово-геофизических исследований, включая: потокометрию, термометрию, а также методы контроля насыщенности пластов за колонной в обсаженных скважинах. Производится оценка интервалов работающих толщин пластов, анализируется их динамика в ходе разработки месторождения, а также влияние на них проводимых ГТМ. Анализируется характер поступления рабочего агента к добывающим скважинам.

При объединении в один эксплуатационный объект нескольких продуктивных пластов выполняется оценка доли участия их в работе скважин.

Для анализа выработки запасов нефти пластов необходимо применять построенные геолого-фильтрационные модели (ГФМ) эксплуатационных объектов и результаты восстановления истории разработки.

На основе анализа геолого-промыслового материала и выполненных с использованием ГФМ расчетов строятся карты остаточных подвижных запасов и текущей нефтенасыщенности на различные даты.

4.3. Обоснование выделения эксплуатационных объектов

Выделение эксплуатационных объектов в составе многопластового месторождения обосновывается с учетом типа и строения залежей, типа коллекторов, геолого-физических характеристик продуктивных пластов и непроницаемых разделов, фильтрационной характеристики и степени неоднородности пластов, свойств пластовых жидкостей, фазового состояния и флюидонасыщения пластов, объединяемых в один объект, опыта разработки аналогичных месторождений в нефтяном регионе. Информационная база по геолого-физическим характеристикам продуктивных пластов представлена в таблице 4.7.

Группа пластов, объединяемых в один эксплуатационный объект, как правило, должна соответствовать подсчетному объекту, для которого подлежат индивидуальному утверждению геологические и извлекаемые запасы нефти.

При объединении в один эксплуатационный объект пластов двух и более подсчетных объектов должно быть представлено обоснование применения одновременно-раздельной эксплуатации скважин (ОРЭ) и одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) или обоснование систем промыслового исследования скважин и технических средств замера дебитов, обеспечивающих качественный попластовый учет добычи нефти, жидкости и закачки рабочего агента.

При объединении нескольких подсчетных объектов в один эксплуатационный объект таблицу следует расширить следующим образом:

4.4. Обоснование вариантов разработки, технологий и рабочих агентов для воздействия на пласт

Технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения нефти осуществляется на данных не менее чем трех вариантов разработки эксплуатационного объекта, различающихся системой и плотностью размещения скважин, методами воздействия и применением различных видов интенсификации притоков и увеличения охвата пластов воздействием и позволяющих выявить преимущества предлагаемого варианта (табл. 4.8, в графическом Приложении - рис. П.5).

Выбор рабочего агента для закачки в пласт с целью поддержания пластового давления и вытеснения нефти из пласта (пластовая, техническая вода, водные растворы химических реагентов, газ различного состава, горячая, термальная вода, пар и др.) осуществляется с учетом литологического состава и коллекторских свойств продуктивного пласта, реологии нефтей, наличия необходимого количества рабочего агента.

На разрабатываемых объектах в обязательном порядке рассматривается вариант, реализуемый в соответствии с последним проектным документом с учетом осуществления всех рекомендованных мероприятий без их развития.

Проектируемые технологии и рекомендуемые рабочие агенты обосновываются по результатам экспериментальных или опытно-промышленных работ, проведенных на данном месторождении или на месторождениях-аналогах.

4.5. Обоснование характеристик расчетной геолого-физической модели пласта и принятой методики прогноза технологических показателей разработки

Прогноз технологических показателей разработки эксплуатационных объектов и месторождений и определение КИН осуществляется с использованием геолого-фильтрационных (геолого-технологических) моделей объектов и месторождения.

Как исключение, для месторождений, завершенных разведкой, но характеризующихся недоизученностью отдельных параметров и невозможностью построения достоверных геолого-технологических моделей, КИН может быть определен при помощи апробированных квазиодно-, двух- или трехмерных гидродинамических моделей. В данном случае требуется предварительное согласование с ФГУ "ГКЗ".

Геолого-фильтрационная модель (ГФМ) включает в себя геологическую модель (ГМ) и фильтрационную (гидродинамическую) модель (ФМ).

В ТЭО КИН представляется краткое описание геологической модели, процедуры ее подготовки с указанием используемых программных комплексов и дается детальное описание фильтрационной модели.

В описание фильтрационной модели включаются следующие материалы:

- процедура преобразования геологической модели в фильтрационную путем ее ремасштабирования (upscaling);

- обоснование типа используемых моделей;

- свойства пластов и насыщающих их флюидов;

- адаптация модели по данным истории разработки;

- описание начальных и граничных условий и способ учета воздействия на пласты и призабойные зоны скважин.

4.5.1. Процедура преобразования геологической модели в фильтрационную

Обосновывается степень возможной детализации гидродинамических моделей эксплуатационных объектов (месторождений) исходя из их характеристик. Описываются основные этапы ремасштабирования исходной геологической модели в фильтрационную. Основные сравнительные характеристики геологической и гидродинамической моделей пластов месторождения представляются в таблице 4.9.

4.5.2. Обоснование типа используемых моделей

В зависимости от физико-химических свойств насыщающих пласт флюидов и нагнетаемых рабочих агентов, а также их фазового поведения обосновывается выбор однофазной, двухфазной, трехфазной или многокомпонентной (композиционной) модели фильтрации.

Для моделирования вытеснения нефти водой при давлении выше давления насыщения нефти газом допускается использование двухфазной модели фильтрации.

Для расчетов процессов разработки газонефтяных залежей и закачки газа в режиме несмешивающегося вытеснения должны применяться трехфазные модели фильтрации газа, нефти и воды.

Для нефтяных объектов, разрабатываемых в условиях смешивающегося вытеснения, фазовых переходов с выпадением твердой фазы (парафины, асфальтены и т.д.) и нефтегазоконденсатных объектов, эксплуатирующихся с активным воздействием на пласт, следует применять многокомпонентные модели фильтрации.

4.5.3. Свойства пластов и насыщающих их флюидов

Представляются исходные данные, используемые в геологической модели, а также описываются процедуры модификации геолого-физических свойств и сами модифицированные параметры.

В табличном и/или графическом виде представляются модифицированные фазовые проницаемости и капиллярное давление в виде функции от насыщенности. Модифицированные фазовые проницаемости увязываются с обоснованными коэффициентами вытеснения.

Приводятся табличные и графические зависимости физико-химических свойств пластовых флюидов и нагнетаемых агентов. Используемые в расчетах модельные пластовые системы подготавливаются на основе представленных в разделах 3.2 и 3.3 данных о физико-химических свойствах пластовых систем.

При использовании двух- и трехфазных моделей в качестве основных параметров приводятся зависимости от давления:

- вязкости, плотности и объемного коэффициентов нефти и газосодержания нефти;

- вязкости, плотности и объемного коэффициента газа;

- вязкости, плотности и объемного коэффициента воды и газосодержания воды.

Для моделей многокомпонентной фильтрации представляются:

- компонентный состав используемой углеводородной системы с указанием свойств псевдофракций;

- PT-диаграмма пластовой системы и другие графики, характеризующие изменение основных параметров системы с изменением термобарических условий;

- диаграммы, характеризующие фазовое поведение системы при взаимодействии с агентами в случае их закачки.

Представляются данные, характеризующие сжимаемость, а в случае необходимости - деформационные свойства пород.

4.5.4. Адаптация модели по данным истории разработки

При восстановлении истории разработки залежи нефти корректируется первоначально принятая геологическая модель пласта и параметры фильтрационной модели.

Результаты адаптации фильтрационной модели к истории разработки представляются в целом по объектам, отдельным участкам крупных объектов и, для примера, по нескольким отдельным скважинам. По объектам показывается динамика следующих фактических и расчетных показателей: пластовое давление, накопленная и текущая добыча углеводородов (нефти и газа) и жидкости, накопленная и текущая закачка рабочих агентов, обводненность, газовый фактор. По скважинам приводится динамика фактических и расчетных показателей: давлений - забойных и пластовых в районе скважин, дебитов углеводородов (нефти и газа) и жидкости, расходов закачиваемых рабочих агентов, обводненности, газового фактора. Результаты адаптации представляются в табличном (табл. 4.10) и графическом виде.

4.5.5. Описание начальных и граничных условий и способ учета воздействия на пласты и призабойные зоны скважин

Описывается способ задания начальных условий в пластах по насыщенности и давлению и приводятся необходимые исходные данные. Начальные условия могут быть заданы как известные значения в каждой ячейке разностной сетки, так и рассчитаны с учетом гидростатического равновесия.

Дается описание условий на границах моделируемого объекта с учетом выделения отдельных участков. Указывается способ задания водонапорной системы.

Описываются все принимаемые ограничения на работу скважин по дебитам (расходам), давлению, фазовым составам, интервалам вскрытия и т.д.

Указываются способы моделирования ГТМ и мероприятий по интенсификации добычи.

Указываются способы моделирования МУН.

В Графическом и Табличном приложениях приведены необходимые для раздела 4.5 таблицы, рисунки и графики - табл. П.1, рис. П.6 - рис. П.11.

4.6. Технологические показатели вариантов разработки

Технологические показатели разработки, полученные в результате гидродинамических расчетов, приводятся по вариантам разработки эксплуатационных объектов и месторождению в целом в соответствии с таблицами, представленными в Табличном приложении (Табл. П.2 - П.3).

5.1. Основная цель экономической оценки заключается в обосновании рационального варианта разработки месторождения, обеспечивающего возможно полное извлечение из пластов запасов нефти в рамках действующей налоговой системы (ДНС), Закона РФ "О недрах", содержания лицензионного соглашения между недропользователем и государственными органами при соблюдении требований экологии, охраны недр и окружающей среды.

5.2. Выбор рационального варианта должен осуществляться на основе анализа показателей рассчитанных вариантов разработки.

5.3. Экономическая оценка вариантов разработки производится на протяжении всего расчетного периода в разрезе отдельных эксплуатационных объектов и по месторождению в целом.

5.4. В рамках расчетного периода проводится обоснование коэффициента извлечения нефти за период рентабельной добычи нефти. За рентабельный срок принимается период получения положительных значений годового дисконтированного потока наличности при условии неотрицательного накопленного дисконтированного дохода, соответствующего этому периоду.

5.5. Определяется эффективность геолого-технологических мероприятий, направленных на увеличение текущей и конечной нефтеотдачи.

5.6. Расчет показателей экономической эффективности вариантов разработки рекомендуется производить в текущих биржевых ценах, без учета инфляции, с установлением доли нефти, реализуемой на внутреннем и внешнем рынке.

5.7. Экономическое обоснование разработки месторождения проводится на основе анализа показателей эффективности вариантов разработки, включающих в себя:

- чистый доход (ЧД, NV);

- чистый дисконтированный доход (ЧДД, NPV);

- внутренняя норма доходности (ВНД, IRR);

- срок окупаемости;

- индекс доходности затрат (R);

- индекс доходности инвестиций (ИД, PI).

Одним из основных экономических критериев, определяющих выбор рекомендуемого варианта, является чистый дисконтированный доход (ЧДД). Решение о выборе варианта принимается комплексно с учетом всех технико-экономических показателей.

Экономическая оценка проводится при норме дисконта - 0,1 (доли единицы).

5.8. По рекомендуемому варианту разработки следует выполнить анализ рисков, связанных с отклонением исходных данных от первоначально предполагаемых значений. Для этого проводится серия расчетов, показывающих отклонение показателей эффективности в зависимости от изменения одного из основных параметров (при неизменных значениях всех других). Рекомендуется оценивать влияние факторов риска, изменение которых отражается на эффективности проекта: объем добычи нефти; цены реализации нефти на внутреннем и внешнем рынках; объем капитальных вложений; объем текущих затрат.

Значения факторов риска (допустимые отклонения от принятых значений в расчетах), при которых ЧДД недропользователя остается положительным, рекомендуется определять в пределах +/- 20 до +/- 40%.

5.9. В случае отрицательного значения ЧДД при принятых в расчетах затратах и ценах реализации углеводородного сырья рекомендуется подобрать условия безубыточности разработки: увеличение добычи нефти за счет применения новых технологий, возможность снижения затрат, налогового стимулирования, изменение условий реализации УВС.

5.10. Расчеты экономических показателей проводятся на основе исходной информации, предоставленной заказчиками работы. Исходная информация должна содержать все данные, позволяющие провести проверку произведенных расчетов, дать экспертную оценку результатам обоснования этих показателей. Для определения нормативов, используемых при прогнозировании экономических показателей разработки месторождений, используются данные о производственной деятельности предприятия (данного или аналогичных).

Раздел содержит изложение действующей системы налогового законодательства на момент составления ТЭО КИН. Приводится полный список налоговых отчислений.

Информация о системе налогообложения должна включать возможно более полный перечень налогов, сборов, пошлин и иных платежей. Особое внимание должно быть уделено налогам, регулируемым региональным законодательством (налоги субъектов Федерации и местные налоги). По каждому виду налоговых выплат необходимо привести базу налогообложения, ставку налога, распределение налоговых платежей между бюджетами различного уровня. По мере ввода в действие Налогового кодекса РФ при расчете налоговых платежей и отчислений следует руководствоваться отдельными статьями этого документа.

5.11. Расчет капитальных вложений на освоение месторождения производится по следующим направлениям: эксплуатационное бурение; оборудование для добычи нефти, закачки рабочего агента; внутрипромысловый сбор и транспорт нефти и газа; комплексная автоматизация; электроснабжение и связь; водоснабжение промышленных объектов; базы производственного обслуживания; автодорожное строительство; заводнение нефтяных пластов; технологическая подготовка нефти; методы увеличения нефтеотдачи пластов; очистные сооружения; природоохранные мероприятия; прочие объекты и затраты.

Затраты на природоохранные мероприятия исчисляются в процентах от общей суммы капитальных затрат, включая стоимость буровых работ.

5.12. Эксплуатационные затраты включают в себя текущие издержки, непосредственно связанные с добычей нефти, налоги и платежи, относимые на себестоимость добываемой продукции, и амортизационные отчисления.

Эксплуатационные затраты на добычу нефти определяются по статьям калькуляции или по смете затрат и рассчитываются в соответствии с удельными текущими издержками и объемными технологическими показателями. В составе эксплуатационных затрат на добычу нефти и газа должны быть учтены расходы на экологию.

5.13. При оценке вариантов разработки учитываются затраты на ликвидацию скважин и объектов промыслового обустройства.

5.14. Экономическая часть ТЭО КИН содержит:

- общие положения, в которых дается краткая характеристика технологических вариантов, обосновываются условия сбыта добываемой продукции (внутренний, внешний рынок) и цен на нефть;

- экономические показатели эффективности;

- оценку капитальных вложений и эксплуатационных затрат;

- характеристику налоговой системы;

- результаты технико-экономической оценки вариантов разработки, выбор варианта, рекомендуемого к утверждению;

- анализ чувствительности для выявления рисков, связанных с реализацией рекомендуемого варианта.

5.15. Результаты расчета экономических показателей по вариантам разработки приводятся по формам таблиц П.4 - П.12, представленных в Табличных приложениях.

- Исходные данные для расчета экономических показателей (табл. П.4).

- Сопоставление основных технико-экономических показателей вариантов разработки эксплуатационных объектов и в целом месторождения (табл. П.5).

- Анализ чувствительности (табл. П.6).

- Выручка от реализации продукции (табл. П.7).

- Капитальные вложения в разработку (табл. П.8).

- Эксплуатационные затраты на добычу нефти, определяемые на основе статей калькуляции (табл. П.9) или по смете затрат (табл. П.10).

- Денежный поток (табл. П.11).

- Доход государства (табл. П.12).

6.1. Анализ расчетных величин КИН

По выделенным эксплуатационным объектам (залежам) и месторождению в целом анализируются расчетные значения КИН, полученные для рассматриваемых вариантов разработки. Производится их сопоставление со значениями КИН, определенными другими методами и полученными как по выработанным участкам данного месторождения, так и по другим разрабатываемым месторождениям со сходными геолого-промысловыми характеристиками (табл. 6.1).

--------------------------------

<*> Для уникальных месторождений могут быть выделены зоны и участки залежей.

В графах 3 - 5 данной таблицы приводятся расчетные значения, полученные по предлагаемой методике, в графе 6 - значения КИН, определенные другими методами и/или по месторождениям-аналогам.

6.2. Обоснование рекомендуемых извлекаемых запасов и КИН

По всем рассматриваемым вариантам эксплуатационных объектов (залежей) приводятся геологические запасы нефти и растворенного газа, расчетные значения КИН, извлекаемые запасы нефти, растворенного в ней газа и конденсата (рис. 6.2). С учетом приведенных в разделах 5 и 6.1 сопоставлений технико-экономических показателей вариантов разработки обосновываются извлекаемые запасы нефти, растворенного газа и значения КИН, рекомендуемые к утверждению по объектам (залежам) и месторождению в целом (при необходимости (для уникальных месторождений) с выделением зон и участков).

--------------------------------

<*> Для уникальных месторождений могут быть выделены зоны и участки залежей.

6.3. Анализ изменения извлекаемых запасов

При повторном подсчете приводятся данные об извлекаемых запасах и КИН по объектам, (залежам) и месторождению в целом, утвержденных ГКЗ Роснедра на последнюю дату. Производится их сопоставление с рекомендуемыми извлекаемыми запасами и КИН, анализируются причины их изменения (табл. 6.3).

Приводятся рекомендуемые для утверждения в ГКЗ Роснедра коэффициенты извлечения нефти, извлекаемые запасы нефти, растворенного газа и конденсата по эксплуатационным объектам (залежам) и месторождению в целом.

В перечне опубликованной литературы, фондовых и других материалов, использованных при составлении ТЭО КИН, приводятся: название материалов, авторы, место и год издания (составления).

Рис. П.1. Сводный литолого-стратиграфический разрез продуктивной части отложений. На разрезе выделяются все выявленные продуктивные пласты. Для карбонатных коллекторов приводится необходимая дополнительная информация (к разделу 3.1).

Рис. П.2. Геологические разрезы. Составляются по наиболее характерным направлениям с нанесением всех выделенных продуктивных пластов (к разделу 3.1).

Рис. П.3. Карты равных значений нефтенасыщенной (газонасыщенной) толщины пластов (в масштабе подсчетных планов). На карты наносятся границы категорий запасов, начальные и текущие ВНК, ГНК, тектонические нарушения (к разделу 3.1).

Рис. П.4. Карты разработки по пластам. На карту наносятся добывающие и нагнетательные скважины, накопленные отборы жидкости нефти, газа, закачки воды, начальные и текущие контуры ВНК и ГНК (к разделу 4.2).

Рис. П.5. Карты размещения пробуренных и проектных скважин по каждому эксплуатационному объекту месторождения по всем рассматриваемым вариантам их разработки (представляется на картах равных нефтенасыщенных толщин) (к разделу 4.4).

Рис. П.6. Графики фактических характеристик вытеснения в выбранных координатах (при необходимости) (к разделу 4.5).

Рис. П.7. Карты эффективных толщин эксплуатационных объектов с расположением пробуренных скважин (из фильтрационной модели) (к разделу 4.5).

Рис. П.8. Карты начальных значений нефтенасыщенности, пористости и проницаемости (по слоям фильтрационной модели). Помещаются в отчет по 2 - 3 слоям модели каждого продуктивного пласта (эксплуатационного объекта) (к разделу 4.5).

Рис. П.9. Карты текущей нефтенасыщенности на дату подсчета запасов и на конец выработки с целью определения слабовырабатываемых зон и участков залежи (по необходимости - по слоям фильтрационной модели) (к разделу 4.5).

Рис. П.10. Карты остаточных подвижных запасов по залежам нефти на дату подсчета запасов и на конец выработки (по необходимости - по слоям фильтрационной модели) (к разделу 4.5).

Рис. П.11. Результаты адаптации фильтрационной модели к истории разработки (по эксплуатационному объекту в целом и по отдельным скважинам с удачной и неудачной "подгонкой" истории их эксплуатации) (к разделу 4.5).

Все графические материалы должны быть выполнены в общепринятых условных обозначениях.

В нижеследующих таблицах П.2 - П.12 в случае, когда срок прогноза расчетных технологических и экономических показателей превышает 25 лет, в последующие годы показатели могут быть представлены не по годам, а по пятилетиям.