Основными нефтегазовыми объектами добывающего региона Якутии являются базальные отложения терригенно-карбонатного комплекса.
Чаяндинское месторождение напрямую связано с зонами выклинивания песчаников венда. Ботуобиинский и Хамакинский горизонты полностью соответствуют нижней и верхней подсвите бюкской и паршинской свиты [30].
Горизонты Чаяндинского месторождения характеризуются мелкозернистыми сортированными песчаниками с сульфатно - карбонатным цементом. Показатель мощности тел достигает до 20 метров. Основными залежами на участке являются: литологические, тектонические, пластовые и экранированные. Общая глубина залегания залежи составляет 1450-1850 метров.
Разрывные нарушения горизонтов разделяют месторождение на два блока: южный и северный. Объем ресурсов газа составляет: газ метановый -88%, азотный и низкоуглекислый - 9%, низкоконденсатный - 4%. В газовых залежах расположены нефтяные оторочки. Нефтяные ресурсы в залежах характеризуются смолистой, сернистой, тяжелой и парафиновой нефтью.
Компания ОАО «Газпром», начиная с 2010 года более 90% запасов нефти нефтегазового месторождения в регионах, перевел в более точную категорию, позволяющую проводить боле точные разработки проектов по освоению нефтегазовой части месторождения.
Участок Чаяндинского месторождения представлен площадью в размере около 30 тысяч км2. Вертикальная амплитуда поднятия пласта составляет более 400 метров. Геологическое строение свода содержит в себе два структурных этажа: нижний, представляющий протерозойские породы фундамента и верхний, представляющий собой залежи на коре выветривания по фундаменту [44].
Порода верхнего структурного этажа представлена осадочным чехлом Сибирской платформы, суммарная мощность которого достигает в общем объеме 1700-1800 метров.
Нефтегазовый потенциал Чаяндинского месторождения позволяет России проводить новые геологические выработки и разрабатывать новые месторождения.
По словам исследователей (представителей Института по нефтегазовой разработке) добыча нефти и газа в Якутии к 2020 году может быть доведена до отметки 100 млн. тонн. Успешность данных положений состоит в эффективном освоении системного подхода по разработке механизма добычи и дальнейшего использования нефтегазовых ресурсов региона.
На первоначальных этапах открытия Чаяндиинского месторождения активное участие в строительстве нефтепровода приняла компания ОАО «НК» «Транснефть», а основными вопросами по разработке программы по освоению газовых ресурсов добывающего региона занималось Минпромэнерго. Каждый участник крупномасштабного проекта осуществлял самостоятельно деятельность, в связи с чем, не была достигнута программа синхронизации [44].
Поэтому, можно сказать, что освоение новых
нефтегазовых залежей на Чаяндинском месторождении должно осуществляться в
рамках единой государственной программы по формированию и развитию
нефтегазового, нефтехимического и гелиевого комплекса. Такая программа, на
сегодняшний день, может способствовать тесному взаимодействию государства с
частными компаниями и регионом. Необходимость разработки Чаяндинского
нефтегазового месторождения обусловлена следующими направлениями (Рис.1):
Рисунок 1 - Необходимость разработки Чаяндинского
нефтегазового месторождения
Стратегия разработки Чаяндинского нефтегазового месторождения направлена на развитие газовой промышленности России, которая, на сегодняшний день, является важнейшим экономическим сектором и жизнеобеспечением страны, а также крупным элементом мировой энергетики. Чаяндинское месторождение газа включает в себя более 30% всех мировых запасов газа. Поэтому добывающий регион Якутии, в сравнении с другими добывающими регионами в России, имеет достаточное конкурентное преимущество в общем международном разделении труда. Эффективное развитие газового комплекса, на сегодняшний день, обеспечивает развитие нескольких отраслей промышленности, транспорта и энергетики, а также способствует решению ряда экономических задач по развитию региона [31].
Приоритет развития добывающего региона в Якутии обусловлен возможностью формирования на Дальнем востоке и в Восточной Сибири ряда крупных центров нефтегазовой промышленности и расширения Единой системы газоснабжения на Востоке, организуя, тем самым, коммерчески эффективные поставки газа и основных продуктов с учетом ее глубокой переработки.
На сегодняшний день, формирование в восточной Сибири новых крупных центров добычи нефти и газа позволит значительно увеличить объемы использования газа в регионе, а также наладить связи по поставке ресурсов в другие регионы, обеспечив при этом, стабильный экспорт.
Так, как Чаяндинское месторождение носит комплексный характер -содержит, как газ, так и нефть, а на нефтехимических предприятиях используется, как попутный нефтяной и природный газы, то разработка новых центров газовой промышленности в данном регионе позволит учесть все параметры развития нефтегазового комплекса. Стратегия развития разработок Чаяндинского месторождения позволит региону в ближайшем будущем освоить весь запас имеющихся ресурсов и газа, что в свою очередь позволит:
определить основные параметры развития газоперерабатывающей отрасли;
учесть основные параметры газовой промышленности;
обосновать целесообразность маршрута поставок;
спрогнозировать развитие нефтяной промышленности в целом [27].
Добывающий регион в Якутии, на сегодняшний день, имеет
потенциал к развитию. В регионе открыто более 32 нефтегазовых месторождений.
Основными задачами, стоящими перед регионом, являются (Рис.2):
Рисунок 2 - Основные задачи, стоящие перед добывающим
регионом Якутии
На основании представленных задач по развитию и использованию нефтегазовых месторождений, можно отметить, что, сегодня в регионе присутствует низкая степень разведывательных работ, что затрудняет активизацию крупно - масштабных разведочных работ нефтегазовых месторождений.
Общность нефти и газа предоставляет региону возможность получения из них аналогичной конечной продукции, что свою очередь, обеспечит перспективы по продлению привычных форм газовой и нефтяной цивилизации в энерготехнологических и нефтегазовых процессах. Таким образом, можно отметить, что общая стоимостная оценка Чаяндинского нефтегазового месторождения играет одну из основных ролей в системе государственного управления недропользованием. Объектами стоимостной оценки сегодня выступают участки основных нефтегазовых месторождений, залежей, содержащих запасы и другие полезные ископаемые [28].
При определении основной стоимости объекта по оценке, как правило, используется доходный подход, включающий в себя метод дисконтирования денежных потоков. Количественными показателями стоимостной оценки нефтегазовых месторождений является величина основного чистого дисконтированного дохода, позволяющего спрогнозировать основной результат по эксплуатации объекта оценки. Принципами оценки нефтегазовых месторождений, сегодня, являются:
учет основных характеристик объекта оценки, которые непосредственно влияют на затраты и результаты его освоения;
учет влияния неопределенности исходных данных и рисков;
использование технических средств, обеспечивающих общую оперативность и достоверность прогнозных расчетов.
Для проведения стоимостной оценки Чаяндинского нефтегазового месторождения необходимо разрабатывать стратегических комплекс задач, предусматривающих прогноз технико-экономических показателей по освоению и изучению нефтегазовых объектов различной величины, а также степень изученности и оценку основной стоимости объектов.
Результаты проведенных экономических расчетов позволяют оценить экономическую целесообразность принимаемых решений по разработке Чаяндинского нефтегазового месторождения, а также учесть целесообразность разработки участков на различных уровнях управления.
Государство может использовать стоимостную оценку с целью определения стартовых размеров платежей за непосредственное пользование недрами при формировании условий аукционов и основания эффективности расходов государственного бюджета. Что касается частных компаний, деятельность которых напрямую связана с разработкой нефтегазовых месторождений и дальнейшего их использования в нефтегазовой промышленности, то можно сказать, что нефтегазовые компании могут использовать результаты проведенной стоимостной оценки с целью принятия необходимых решений, связанных с приобретением лицензий на право пользования недрами и осуществление геолого-разведывательных работ [30].
С 1 января 2009 года в России была разработана и внедрена новая классификация запасов нефтегазовых ресурсов, которая включила в себя: непромышленные и промышленно - значимые запасы. Промышленно -значимые запасы имеют свою структуру:
. А - достоверные;
. В - установленные;
. С1 - оцененные;
. С2 - предполагаемые.
Что касается месторождений и залежей с непромышленными запасами, то следует отметить, что они учитывают только геологические запасы. Необходимость определения групп запасов для проведения нефтегазовых разработок обусловлена использованием компаниями метода дисконтирования денежных потоков. Основным резервом повышения добычи газа и нефти является введение в промышленный оборот месторождений нераспределенного фонда недр. Однако, несмотря на то, что большинство из этих месторождений можно отнести к мелким и мельчайшим месторождениям, то общий объем извлекаемых запасов может превышать показатель запасов, извлекаемых из крупных месторождений. То, есть, можно сказать, что, на сегодняшний день, добывающий регион включает в себя 74 месторождения, относящиеся к промышленно значимым и 31 месторождение, относящееся к непромышленно значимым [25].
На основании выше изложенного можно отметить, что,
имеющиеся запасы Чаяндинского месторождения позволяют разработать базу для
развития в регионе газопереработки и газохимии, позволяющей получить продукцию
с достаточно высокой добавленной стоимостью.
инвестиционный нефтегазоконденсатный затрата месторождение
Учитывая тенденции в разработке нефтегазовых месторождений по всем регионам России, следует отметить, что данная отрасль сегодня характерна нарастающей и падающей добычей газа, которые относятся к крупным месторождениям, запасы которых составляют более 1 млрд. м3. При разработке средних нефтегазовых запасов период постоянной добычи газа часто отсутствует, что приводит к снижению эффективности выработки ресурсов и увеличению затратной части на технологическое оснащение. На более мелких месторождениях добыча имеющихся запасов может вообще отсутствовать, как в период нарастающей, так и в период постоянной добычи газа. Более детально, рассмотрим периоды разработки нефтегазовых месторождений:
. С точки зрения используемых технологий по добыче газа может выделяться период, как бескомпрессорной, так и компрессорной эксплуатации залежи.
. В процессе подготовки месторождений к последующей разработке учитывается степень их дальнейшего истощения. Сюда могут относиться следующие периоды: период эксплуатации, промышленной эксплуатации, период доразработки, необходимый для тщательного исследования участка, подготовленного под нефтегазовые разработки.
. В процессе промышленной эксплуатации нефтегазовых месторождений осуществляются прямые поставки газа потребителю с целью последующей доразведки для получения необходимых сведений для составления проекта разработки. Такой вид промышленной эксплуатации работ не должен превышать 3-4лет [36].
Наряду с вышеперечисленными периодами, на сегодняшний
день, можно выделить периоды разработки без поддержания основного пластового
давления. Данный период характерен тем, что в нем, средневзвешенное, по объему
газоконденсатной залежи, пластовое давление, не может сравниваться с общим
давлением начала конденсации данной залежи. Поэтому, следует сказать, что в
любой из перечисленных периодов разработки нефтегазового месторождения
используется своя система разработки газовой залежи, позволяющая использовать
комплекс технических мероприятий по управлению процессом движения газа и нефти
в пласте. Рассмотрим более детально следующие технические мероприятия,
используемые для разработки нефтегазовых месторождений (Рис.3):
Рисунок 3 - Технические мероприятия, используемые для
разработки нефтегазовых месторождений
Как известно, основной особенностью пластовых флюидов нефтегазоконденсатных месторождений, сегодня является возможность выпадения конденсата в пласте и в стволе скважин, а также за счет наземных сооружений, в результате которых осуществляется снижение температуры и давления. Характерными особенностями нефтегазоконденсатных месторождений в процессе их эксплуатации являются:
наличие многофазности поступающей из скважин продукции;
необходимость полного отделения конденсата [27].
Поэтому, можно сказать, что комплексная разработка нефтегазоконденсатных месторождений имеет ряд особенностей в сравнении с разработкой малоэффективных газовых месторождений и заключается в обеспечении оптимальных условий работы пласта с целью полного извлечения конденсата из недр.
Технология нефтегазовых разработок, сегодня предоставляет возможность частным компаниям не использовать искусственного поддержание пластового давления, направленного на определение объемов истощаемых ресурсов на данном участке. Данная технология является весьма распространенной, как в России, так и за рубежом [43].
Однако, на практике, может применяться и технология выработки нефтегазовых месторождений за счет поддержания пластового давления за счет закачки сухого газа в пласт. Данная технология может характеризоваться, как метод обратной закачки газа в пласт, и может использоваться при отборе газа, как в летние периоды, так и в зимние: в период наибольшего спроса на газ.
Отсюда следует сказать, что разработка нефтегазового месторождения обусловлена постоянным поддержанием пластового давления за счет закачки сухого газа, которая позволяет достигнуть наибольшего значения коэффициента газокоеденсата за весь период разработки месторождения.
В случае, когда частично ненасыщенные залежи и полностью перегретые газоконденсатные залежи в процессе их разработки, не требуют особого поддержания пластового давления, то метод выработки нефтегазовых ресурсов может применяться для разработки на их дальнейшее истощение [18].
Использование метода искусственного заводнения нефтегазоконденсатного месторождения позволяет компаниям отслеживать объем закачиваемой воды и распределять его в соответствии с уровнем добытого газа с целью поддержания сбалансированности пластового давления.
Использование метода заводнения пласта позволяет одновременно добывать газ и конденсат постоянного состава, позволяющий проектировать основные объекты по его обработке. Однако, использование перечисленных методов может вызывать дополнительные потери газа и конденсата. В таких случаях коэффициент пласта может быть уменьшен. То, есть, можно сказать, что разработка нефтегазоконденсатных месторождений на истощение позволяет осуществлять одновременную добычу газа и конденсата, а также использовать высокий коэффициент газоотдачи, что в свою очередь, предоставляет возможность в широких пределах изменять темпы отбора газа и конденсата. Однако, если учитывать экономическую эффективность выработки при использовании данного метода, можно отметить, что его использование приводит к снижению конденсатоотдачи. Таким образом, разработка извлекаемых углеводородов, по весу, равноценна разработке нефтяных месторождений с закачкой газа или воды в разрабатываемых пластах [23].
Пластовый газ, на сегодняшний день, является основным сырьем для нефтехимического комплекса и может служить источником энергии. В связи с чем, коэффициент объемной компонентоотдачи можно охарактеризовать, как объем извлеченного из пласта компонента в соответствии к его геологическим запасам.