Геолого-экономическая оценка месторождения.

Содержание
Введение
Глава 1. Теоретические аспекты геолого-экономической оценки нефтяных месторождений
1.1. Анализ развития нефтедобывающей отрасли России
1.2. Развитие теории и методики геолого-экономической оценки месторождений полезных ископаемых в Российской Федерации
1.3. Методика геолого-экономической оценки месторождений полезных ископаемых в условиях рыночной экономики
Глава 2. Геолого-экономическая переоценка нефтяных месторождений № 1 и № 2
2.1. Геологическая часть
2.2. Основные положения по разработке месторождений
Глава 3. Формирование и экономическая оценка стратегического плана разработки месторождений
3.1. Обоснование выбора месторождений
3.2. Оценка экономической эффективности освоения участков
3.3. Статистические модели эффективности ГРР новых площадей
3.4. Формирование и оценка стратегического плана разработки месторождений
Заключение
Список литературы
Приложения

руб. 737,73 767,73 936,03 938,03 613,11 613,11 1225,06 1225,06 на тонну руб./т 191,66 223,58 279,1a 318,64 287,35 33/,29 556,35 604,75 на разработку млн. руб. 2047,82 2041,56 177S.01 1778.01 1406,81 1406,81 746,36 731,52 на тонну руб./т 498,25 579,46 529,17 603,96 660,47 760,75 339,25 367,12 Аккумулированный поток наличности млн. руб. 2673,5 2878,8 1659,1 2063,7 778,0 1033,1 1635,2 1721,5 на тонну руб./т 651,69 817,09 493,77 701,00 365,24 558,23 743,26 849,82 Сумм дисконт поток наличности (NPV), 10% млн. руб. 599,4 594,3 183,0 195,7 -161,7 -154,7 303,7 307,7 на тонну руб./т 145,84 765,63 54,47 66,49 -75,93 -83,57 735,06 151,91 JV Internal Rate of Return (IRR) % 16,61 16,56 11,98 12,06 7,69 7,88 14,62 14,64 Срок возмещения капитала (Те) лет 8 11 8 Геологическая эффективность ГРР прирост запасов на 1м глубокого бурения т/м 76,11 54,19 53,25 29,26 Экономическая эффективность ГРР стоимость прироста 1 т запаса нефти руб./т 191,66 279,18 237,85 556,65
Продолжение Таблицы 6
Показатели Единицы измерения Участок 13 Участок 14 Участок 15 Участок 16 СУММА СУММА СУММА СУММА за расчетный период, лет
40 за 20 лет за расчетный период, лет
32 за 20 лет за расчетный период, лет
50 за 20 лет за расчетный период, лет
50 за 20 лет Ожидаемый прирост запасов нефти млн. т 4,55 4,10 2,59 2,39 2,65 2,43 1,05 0,89 Добыча нефти млн. т 4,55 2,59 2,65 1,05 Доходы от реализации (по цене предприятия) млн. руб. 13968,50 12598,36 7951,30 7352,04 8135,50 7464,40 3223,50 2734,45 Цена предприятия руб. т; 3070 3070 3070 3070 ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ЗАТРАТЫ млн. руб. 9783,81 8181,40 6805.43 6122,97 5972,21 5035,79 3298,90 2761,69 Себестоимость руб./т 2150,29 1993,65 2627,55 2556,78 2253,66 2071.15 3141.81 3100,58 КАПИТАЛЬНЫЕ ВЛОЖЕНИЯ млн. руб. 3044,89 3044,69 2956.90 2956,90 1952,87 1952,87 1323,53 1323,53 на тонну руб./т 669,21 741.99 1141,66 1234,72 733,93 803,19 1260,61 1485,95 в том числе на геологоразведочные работы млн. руб. 1297.Б9 1297,69 2029,75 2029,75 824,20 824,20 858,29 858,29 на тонну руб./т 285,25 3f6,27 783,69 847,57 311,02 338,96 817,42 963,61 на разработку млн. руб. 1747,00 1747,00 927,15 927,15 1128,67 1128,67 465,25 465,25 на тонну руб./т 383.SS 425,71 357,97 387,15 425,91 464,21 443,09 522,34 Аккумулированный поток наличности млн. руб. 3441,3 3633,0 1369,8 1456,6 1806,4 2074,6 134,9 199,1 на тонну руб./т 756,32 89В, 96 528,89 608,24 681,66 653,25 128,47 223,48 Сумм дисконт поток наличности (NPV), 10% млн. руб. 1061,0 1066,5 -161,3 -157,2 554,5 555,1 -389,1 -391,8 на тонну руб./т 233,19 259,68 -62,29 -65,62 209,26 232,42 -370,53 -439,88 JV Internal Rate of Return (IRR) % 20,87 20,85 8,36 8,42 19,16 19,17 1.93 2,20 Срок возмещения капитала (Те) лет 6 6 Геологическая эффективность ГРР прирост запасов на 1м глубокого бурения т/м 64,45 27,67 54,75 20.51 Экономическая эффективность ГРР стоимость прироста 1 т запаса нефти руб./т 235,25 783,69 311,02 817,42
Продолжение Таблицы 6
Показатели Единицы измерения Участок 17 Участок 18 Участок 19 СУММА СУММА СУММА за расчетный период, лет
40 за 20 лет за расчетный период, лет
32 за 20 лет за расчетный период, лет
50 за 20 лет Ожидаемый прирост запасов нефти млн. т 2,5 1,68 9,35 6,67 26,65 23,45 Добыча нефти млн. т 2,42 8,49 23,62 Доходы от реализации (по цене предприятия) млн. руб. 6296,70 4026,74 18759,39 13175,06 11990,63 11449,44 Цена предприятия руб. т; ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ЗАТРАТЫ млн. руб. 6121,61 4443,48 18735,24 15175,92 16402,37 16016,19 Себестоимость руб./т 2531,05 2646, 19 2207,73 2276,27 694,35 683,70 КАПИТАЛЬНЫЕ ВЛОЖЕНИЯ млн. руб. 2638,22 2638,22 8681,44 8681,44 9822,85 9822,85 на тонну руб./т 1090,81 1571,12 1023,01 1302,11 415,83 418,95 в том числе на геологоразведочные работы млн. руб. 918,53 918,53 5333,45 5333,45 4634,31 4634,31 на тонну руб./т 379,78 547,01 623,49 799,95 196,15 197,62 на разработку млн. руб. 1719,69 1719,69 3347,99 3347,99 5188,54 5188,54 на тонну руб./т 711,03 1024,11 394,52 502,10 219,61 221,26 Аккумулированный поток наличности млн. руб. 8,7 -405,3 657,4 -840.7 -2806,2 -2915.1 на тонну руб./т 3,60 -241,39 77,46 -126,09 -118,79 -124,33 Сумм дисконт поток наличности (NPV), 10% млн. руб. -1244,7 -1283,2 -3698,4 -3811,7 -4642,9 -4650,8 на тонну руб./т -514,62 -764,16 -435,81 -571,71 -196,55 -798,36 JV Internal Rate of Return (IRR) % Срок возмещения капитала (Те) лет Геологическая эффективность ГРР прирост запасов на 1м глубокого бурения т/м 54,82 35,52 98,85 Экономическая эффективность ГРР стоимость прироста 1 т запаса нефти руб./т 367,41 570,42 173,90
Проведенный анализ выделил ряд факторов, отражающих потенциальную ценность объектов (участков):
ожидаемый прирост запасов и накопленная добыча нефти;
геологическая эффективность ГРР;
экономическая эффективность ГРР;
суммарный дисконтированный поток наличности;
удельный дисконтированный поток наличности;
внутренняя норма возврата капвложений; срок возмещения капитала.
Для определения приоритетности освоения расчетных участков проведено ранжирование по комбинированному методу.
В качестве показателей приняты: ожидаемый прирост запасов, геологическая эффективность ГРР в т/м, экономическая эффективность ГРР в руб./т, удельный и суммарный дисконтированный поток наличности, себестоимость, капитальные вложения, доходы от ожидаемой добычи. При этом, учитывая приоритетные значения освоения участков над геологоразведочными работами, такие показатели как удельный и суммарный дисконтированный поток наличности и капитальные вложения приняты с повышающим коэффициентом 3, а доходы от ожидаемой добычи — с коэффициентом 2 (таблица 7).
Таблица 7.
Ранжирование участков по геолого-экономическим показателям и очередности освоения.
Количество баллов Геологическая эффективность ГРР Экономическая эффективность ГРР Ожидаемый прирост запасов Удельный NPV (Кус=3) Суммарный NPV (Кус=3) Себестоимость Капитальные вложения (Кус=3) Доходы от ожидаемой добычи (Кус=3) Очередность освоения Номер участка Сумма баллов 1 2 5 19 2 2 19 8 2 1 2 67 2 5 2 18 7 7 2 3 18 2 7 85 3 19 19 2 3 5 3 16 5 3 5 99 4 9 9 5 13 13 7 1 7 4 3 104 5 3 7 7 1 9 5 4 13 5 13 104 6 7 3 13 15 15 13 6 9 6 1 109 7 13 4 9 4 1 1 15 19 7 9 115 8 4 10 10 5 3 4 12 10 8 15 119 9 1 13 15 9 4 18 И 15 9 4 123 10 6 11 14 12 12 9 17 14 10 10 161 11 17 1 17 6 10 15 10 1 11 12 168 12 15 15 1 10 6 12 9 4 12 6 171 13 10 6 4 8 8 6 14 12 13 19 184 14 11 17 12 14 14 10 13 11 14 8 188 15 IS 12 11 И 11 17 7 17 15 11 201 16 8 8 6 19 16 14 5 6 16 14 205 17 12 18 3 16 17 11 2 3 17 18 209 18 14 14 16 18 18 8 18 16 18 17 219 19 16 16 8 17 19 16 19 8 19 16 219
Следует заметить, что сравнение экономических показателей работ на нефть и на газ не совсем корректно, т.к. если цены на нефть формирует рынок, то цены на газ диктует государство. При этих ценах любые работы на газ являются нерентабельными, хотя при расчетах по ценам европейского рынка и даже стран СНГ участок 19 становится привлекательным.
Анализ полученных результатов геологической и экономической эффективности геологоразведочных работ позволил выявить определенные закономерности, позволяющие сократить количество определяемых параметров, на основе которых получены геолого-математические модели. Для этого была построена корреляционная матрица для параметров, приведенных в таблицах 5 и 6. Как отмечено выше, сравнение экономических показателей работ на нефть и на газ не совсем корректно, поэтому из анализа были исключены участки 17-19, где основные перспективы связаны с поисками газа.
Таблица 7.
Геолого-экономические параметры для статистической обработки.
Индекс Рассматриваемый параметр S уч-ка Площадь участка, км S изуч Площадь для изучения, км2 V сейсм Необходимый объем сейсморазведки, км К скв Необходимое количество скважин V бур Необходимый объем бурения, тыс. м N стр Ожидаемое количество подготовленных структур К глуб1 Необходимое количество глубоких скважин К глуб2 В том числе поисковых К глубЗ В том числе поисково-оценочных V глуб Объем глубокого бурения, тыс. м Местор Ожидаемое количество открытых месторождений Запасы Ожидаемый прирост запасов нефти Z сейсм Затраты сейсморазведки на подготовку 1 структуры, пог. км Р 1м Прирост запасов на 1 м глубокого бурения Р 1скв Прирост запасов на 1 скважину V грр Объем ГРР, млн. руб. V грр_сейсм в том числе сейсморазведка, млн. руб. V грр_бур структурно-параметрическое бурение, млн. руб. V грр глуб Глубокое бурение, млн. руб. St 1стр Стоимость подготовки одной структуры, млн. руб. St 1т Стоимость прироста 1 т запасов, руб/т Доход Доходы от реализации, млн. руб. Затраты Эксплуатационные затраты, млн. руб. Себест Себестоимость, руб/т Кап вл Капвложения, млн. руб. Уд кап Капиталовложения на I т Кап ГРР Капвложения на ГРР, млн. руб. Уд ГРР Капиталовложения на ГРР на 1 т Кап разр Капвложения на разработку, млн. руб. Уд разр На разработку на 1 т Поток Аккумулированный поток наличности, млн. руб. Уд поток Аккумулированный поток наличности на 1 т, руб/т NPV Суммарный дисконтированный поток наличности, млн. руб. qNPV Дисконтированный поток наличности на 1 т, руб/т IRR Внутренняя норма возврата капитальных вложений Тв Срок возмещения капитала, лет
Рис. 3. Корреляционная матрица параметров геолого-экономической оценки расчетных участков
Перечень рассматриваемых параметров приведен в таблице 7, а корреляционная матрица на рис. 3.
Экономическая эффективность ГРР характеризуется стоимость прироста 1 т запасов, руб./т (St_1т). Статистический анализ показал, что эта величина зависит от ожидаемого прироста запасов нефти (Zпp), необходимого количества глубоких скважин (Кгл) и затрат на сейсморазведку (Зср):
St_lт = 151,7 + 0,72Зср – 133,9Zпp + 19,3 Кгл, R = 0,89
Сопоставление фактических значений и полученных по приведенной зависимости показателей экономической эффективности ГРР показывают хорошую их сходимость (таблица 8). График сопоставления этих значений приведен на рис. 4.
Таблица 8.
Сопоставление фактических и модельных значений показателя экономической эффективности ГРР.
Номер участка Зависимая переменная: St_1т Фактические
Value Расчетные
Value Остаток 1 292.9 353.5 -60.6 2 168.8 53.4 115.4 3 237.0 263.7 -26.7 4 275.2 292.2 -17.0 5 164.3 74.8 89.5 6 319.8 365.4 -45.6 7 204.6 280.0 -75.4 8 558.7 397.7 161.0 9 191.7 241.1 -49.4 10 279.2 368.1 -88.9 11 287.8 312.9 -25.1 12 556.8 646.0 -89.2 13 285.3 331.0 -45.7 14 783.7 744.2 39.5 15 311.0 406.9 -95.9 16 817.4 603.1 214.3 Minimum 164.3 53.4 -95.9 Maximum 817.4 744.2 214.3 Mean 358.4 358.4 0.0 Median 286.6 342.3 -36.2
Рис. 4. График сопоставления исходных и полученных по модели значений экономической эффективности ГРР.
В качестве основного показателя оценки стоимости запасов участков рассматривается дисконтированный поток наличности NPV. Анализ корреляционной матрицы показывает, что наиболее значимые коэффициенты парной корреляции у NPV с прогнозным количеством глубоких скважин (Кгл), объемом глубокого бурения и ожидаемым приростом запасов.
Для расчета NPV получена следующая многомерная модель:
NPV = -1887 + 256,3 Zпp – 17,54 Vгл + 12,34 Зср – 0,38 Vcp + 73,8 Кгл, R=0,97.
где Zпp - ожидаемый прирост запасов (млн.т);
Vгл - объем глубокого бурения (тыс.м);
Зср - затраты на сейсморазведку (пог.км/структуру);
Vcp - объем сейсморабот (км);
Кгл - прогнозное количество глубоких скважин.
Сопоставление фактических значений и полученных по приведенной зависимости показателей NPV показывают хорошую их сходимость (таблица 9). График сопоставления этих значений приведен на рис. 5.
Таблица 9.
Сопоставление фактических и модельных значений NPV.
Номер участка Зависимая переменная: St_1т Фактические
Value Расчетные
Value Остаток 1 495.2 433.0 62.3 2 2470.3 2455.4 14.9 3 488.1 414.2 73.9 4 443.6 89.3 354.3 5 1090.8 1318.7 -227.9 6 124.4 296.3 -171.9 7 1393.6 1212.2 181.4 8 -17.6 -18.8 1.2 9 599.4 734.7 -135.3 10 183.0 370.8 -187.7 11 -161.7 -113.3 -48.4 12 303.7 382.3 -78.6 13 1061.0 880.7 180.3 14 -161.3 -241.0 79.7 15 554.5 506.61 47.9 16 -389.1 -243.1 -146.0 Minimum -389.1 -243.1 -227.9 Maximum 2470.3 2455.4 354.3 Mean 529.9 529.9 0.0 Median 465.8 398.2 8.0
Рис. 5. График сопоставления исходных и полученных по модели значений NPV.
Сопоставление полученных по приведенным геолого-математическим моделям значений с фактическими и сравнение их рангов по этим параметрам показали достаточно высокую сходимость и поэтому можно сделать вывод, что данные модели можно рекомендовать для применения. Результаты оценки перспективных площадей и эффективности геологоразведочных работ могут использоваться для оптимизации процесса лицензирования, выбора первоочередных площадей геологоразведочных работ и для обоснования цены реализации нефти, необходимой для дальнейшего развития нефтедобывающих предприятий.
С учетом компактного расположения всех 5 участков, представляется целесообразным сформировать единый проект по поиску, разведке и добыче УВ-сырья.
Программа работ должна включать в себя следующие этапы:
Постановка работ по микролептонной и геохимической съемке. Примерная площадь исследований 1720кв.км. Стоимость геохимических работ составит 25.85млн. руб. Стоимость микролептонной съемки составит 15.5млн. руб.
Постановка на первоочередных участках площадных сейсмических работ по методике 2Д в объеме 2000пог.км. Обработка и интерпретация материалов совместно с накопленными ранее материалами региональных сейсмических профилей, а также данными глубокого бурения. Выделение перспективных на нефть (газ) объектов. Общая стоимость работ 300млн. руб. В результате проведенных работ можно ожидать подготовки перспективных извлекаемых ресурсов категории С3 в объеме 101,1 млн.т.
Бурение на подготовленных объектах 10 поисковых скважин общим метражом 28тыс.м. Общая стоимость бурения составит 600млн.руб. При средней успешности буровых работ порядка 50% можно ожидать подготовки извлекаемых запасов промышленной категории С1 в объеме 40,9 млн.т.
Эксплуатационное разбуривание и создание необходимой для добычи наземной инфраструктуры.
Общие затраты на поисковый этап – 1541.0 млн. руб.
В соответствии с предложенной этапностью работ был выполнен прогноз технологических показателей разработки, а также оценка экономической эффективности проекта.
В расчетах не учитывалась добыча попутного газа.
Основные параметры проекта следующие:
Начало проекта – 2009 год;
Горизонт планирования – 20 лет;
Объемы ГРР:
Бурение 10 поисковых скважин,
Отработка 2700 пог.км сейсморазведки 2Д,
Геохимическая съемка,
Микролептонная съемка;
Количество эксплуатационных скважин – 220 шт.;
Дебит нефти по новым скважинам – 30 тонн/сут.;
Строительство нефтепровода – 40км.;
Строительство ЛЭП – 40км.;
Цена нефти на экспорт (Urals) – 47 $/брл.;
Цена нефти на внутренний рынок – 7000руб./т.;
Реализация на экспорт (дальнее зарубежье) – 40%;
Реализация на внутренний рынок – 60%;
Курс доллара – 35.0 руб./$;
Ставка дисконтирования – 15%.
Инфляция не учитывалась.
Результаты:
В результате расчетов добыча нефти за весь период планирования составила 14390.0 тыс.т. Чистая приведенная стоимость (NPV) проекта составила 5872.9 млн. руб. Срок окупаемости проекта 9.2 года, внутренняя норма рентабельности (IRR) – 29%, индекс доходности инвестиций (PI) – 1.5.
Заключение
Основные результаты методического и практического характера дипломной работы, а также выводы и рекомендации заключаются в следующем:
Конкретизирована приоритетная роль и определено базовое значение нефте- и газодобычи в перспективном развитии народнохозяйственного комплекса исследуемого региона в современных социально-экономических условиях.
Исходя из наличия топливно-сырьевых ресурсов федерального значения и имеющейся потребности со стороны внутреннего и международного рынков и установленной экономической целесообразности в работе рекомендуется создание крупного нефтегазового комплекса межрегионального и международного значения (добыча и создание транспортной системы и переработки нефти, природного газа), а также внедрение комплексной системы газификации населенных пунктов, сочетающей технологии сжиженного газоснабжения и традиционной трубопроводной схемы.
При проведении поисковых работ на нефть и природный газ необходимо учитывать неодинаковое и разнонаправленное влияние различных характеристик объекта на принимаемое решение. В этом случае целесообразно использовать различные экономические показатели (например, максимум прироста запасов на фиксированный объем работ, минимум транспортных расходов при строительстве скважин), достаточно полно отражающие географические, геологические, технические условия работ.
При оценке экономической эффективности геологоразведочных работ, особенно когда технико-экономические параметры будущей разработки месторождения недостаточно надежны, а запасы точно не определены, следует использовать вероятностно-статистические методы. Выбор перспективных объектов при этом следует осуществлять на основе стоимостной оценки месторождений, главным показателем которой является чистый дисконтированный доход.
Дальнейшее развитие регионального нефтегазового комплекса предполагает реализацию эффективных направлений производственной и хозяйственной деятельности, обеспечивающих рациональное использование производственных и инновационных ресурсов, выпуск видов продукции, пользующихся повышенным спросом.
В результате исследований разработан методический подход в использовании технологии геоинформационных систем при геолого-экономической оценке новых площадей с целью постановки нефтепоисковых работ. Геолого-экономическая оценка новых площадей подразумевает использование больших массивов геолого-геофизической информации, организованной в виде баз данных, и пространственных закономерностей, организованных в виде картографических баз.
Предложены конкретные алгоритмы и программы, облегчающие расчет экономической эффективности геологоразведочных работ:
определение достигнутой степени геолого-геофизической изученности и расчет необходимых объемов дополнительных исследований;
определение коэффициентов эффективности геологоразведочных работ.
Для проверки работоспособности предлагаемых моделей проведена геолого-экономическая оценка освоения новых площадей на части территории Омской области. В ее пределах выделено несколько расчетных участков, характеризующихся различным геологическим строением, перспективами нефтегазоносности и природно-экономическими условиями.
Эффективность ГРР и экономическая эффективность освоения площадей не всегда совпадают. Ряд участков с относительно высокой эффективностью ГРР по приросту запасов на метр проходки и стоимости 1т прироста являются нерентабельными для освоения, и наоборот, отдельные участки с более низкой эффективностью ГРР становятся экономически рентабельными для освоения.
Сравнительный анализ ценности участков позволяет дифференцировать их по перспективности освоения.
Результаты моделирования наиболее наглядно отражаются на геолого-экономических картографических моделях. Анализ результатов показал, что эффективность освоения площадей находится в прямой зависимости от цены реализации нефти. При установленной цене реализации газа на внутреннем рынке любые работы на газ являются убыточными. Однако при повышении цены газа до средней цены европейского рынка и даже рынка стран СНГ освоение газовых месторождений в изучаемом районе становится рентабельным.
Список литературы
Андреев В.Н., Голодовкин В.Д. О необходимости и особенностях моделирования при нефтегеологических исследованиях // Геолого-геофизическое моделирование при поисках нефти и газа: Сб. науч. тр./ ИГиРГИ. М., 2007. - С. 3-8.
Андрианов В. ГИС в нефтяных компаниях России. ARCREVIEW, 2002, № 4 (23). С. 1-2.
Аронов В.И. Математические методы обработки геологических данных на ЭВМ. М.:Недра, 2007. - 168 с.
Астахов А.С. Экономика разведки, добычи и переработки полезных ископаемых (геоэкономика). М,: Недра, 2007. - 316 с.
Бакиров А.А. Геологические основы прогнозирования нефтегазоносности недр. М., Недра, 2003. - 344 с.
Батурин Ю.Н. Геолого-экономическая структура НСР нефти основных нефтедобывающих регионов России // Геология нефти и газа. 2006. № 10. С. 14-20.
Боярова Е.Д., Кириллова Ф.Г. К оценке подтверждаемости структур, подготовленных сейсморазведкой в Волго-Уральской провинции // Тр. ВНИГНИ. М., 2007. Вып. 203. - С. 98-107.
Бренер М.М. Экономика нефтяной промышленности. М.: Недра, 1968. 134 с.
Бугаец А.Н., Вострокнутов Е.П., Вострокнутова А.И. Применение экспертных систем в геологическом прогнозировании. М.: Изд-во ВИЭМС, 2006. 42 с.
Временные требования к составу информации цифровых карт "Состояние фонда недр и недропользования по углеводородному сырью" масштабов 1:200600-1:1000000 территории Российской Федерации. МПР РФ, ФГУНПП "Росгеолфонд". М., 2003. - 19 с.
Галкин В.И., Галкин СВ. О влиянии размеров и возраста структур на их нефтегазоносность // Моделирование геологических систем и процессов: Сб. тез. докл. науч. конф. Пермь: Изд-во Перм. ун-та, 2006. С. 161-163.
Геолого-геофизическое моделирование нефтегазоносных территорий. Неволин Н.В., Ковылин В.М., Масляев Г.А. и др. М.: Недра, 2003. - 205 с.
Геолого-экономическая оценка освоения новых разведочных площадей / Макаловский В.В., Нечаева Н.Ю., Коноплев А.В., Яковлев Ю.А. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.-2002. № 8. — С. 19-22.
Герт А.А., Немова О.Г. и др. Методика и программный комплекс для геолого-экономической оценки объектов углеводородного сырья при различных системах налогообложения // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 2009. - № 1. - С. 2-9.
Григорьев М.Н., Козлова О.И., Остроумов Д.М. Пространственный анализ минерально-сырьевой базы углеводородного сырья средствами геоинфор-мационных систем. ARCREVIEW. 2002. №2(21). С. 12.
Коноплев А.В. Использование технологии геоинформационных систем при решении прогнозно-аналитических задач в геологии //Геология и полезные ископаемые Западного Урала. М-лы регион, конф., Пермь, 2007. С. 278-280.
Методическое руководство по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России. - М.: ВНИГНИ, 2006. - 189 с.
Назаров В.И., Наливкин В.Д., Сверчков Г.П. Экономическая оценка ресурсов нефти и газа России // Геология нефти и газа. - 2007. - № 10. С. 15-25.
Неженский И.А., Павлова И.Г. Методические основы оценки стоимости российских недр // Минеральные ресурсы России. - 2005. - № 4. С. 13-17.
Уилкс С. Математическая статистика. М.: Наука, 2007. - 600 с.
Укрупненные показатели базисной стоимости строительства объектов и сооружений при освоении нефтяных месторождений (УПБС-НМ). Справочное пособие. — М., 2006.
Шабельникова Т.Г., Кашик А.С., Гогоненков Г.Н. Новые идеи и технологии создания региональных банков данных по нефтяным и нефтегазовым месторождениям. "Информационный бюллетень" ГИС-Ассоциации. 2008. № 2 (14) с. 39-41.
Шапошникова Л.Б. Интеграционные решения в области разведки и разработки месторождений в ЗАО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ". ARCREVIEW, 2003, № 4 (27). с. 7.
Шинковский В.В. Исследование влияющих факторов и геолого-экономическое ранжирование (как формальная процедура отбора объектов Арктического шельфа) для оптимизации инвестиционных решений // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 2009. - № 2. - С. 13-21.
Яковлев, Ю.А. Разработка методики геолого-экономической оценки новых площадей с целью постановки нефтепоисковых работ/ Яковлев Ю.А., Макаловский В.В., Нечаева Н.Ю., Коноплев А.В. [и др]. Отчет по государственному контракту ЛЪ 1492. ПермНИПИнефть, Пермь, 2002. - 164 с.
Яковлев, Ю.А. Технико-экономические предложения по геологическому изучению и добыче нефти / Яковлев Ю.А., Макаловский В.В., Нечаева Н.Ю., Коноплев А.В. [и др]. Отчет, Омск, 2006 г. - 152 с.
Яковлев, Ю.А. Технико-экономические предложения по геологическому изучению и добыче нефти / Яковлев Ю.А., Макаловский В.В., Нечаева Н.Ю., Коноплев А.В. [и др]. Отчет, Омск, 2006 г. - 154 с.
Яковлев, Ю.А. Технико-экономические предложения (ТЭП) по геологическому изучению и добыче нефти /Яковлев Ю.А., Макаловский В.В., Нечаева Н.Ю., Коноплев А.В. [и др]. Отчет, Омск, 2006 г. - 132 с.
Яковлев, Ю.А. Технико-экономическое обоснование геологического изучения недр и освоения ожидаемых месторождений/ Яковлев Ю.А., Макаловский В.В., Нечаева Н.Ю., Коноплев АЛЗ. [и др]. Отчет, Омск, 2006 г. — 118 с.
Яковлев, Ю.А. Технико-экономическое обоснование (ТЭО) геологического изучения Забродовского лицензионного участка недр и освоения ожидаемых новых месторождении/ Яковлев Ю.А., Макаловский В.В., Нечаева Н.Ю., Коноплев А.В. [и др]. Отчет, Омск, 2006 г. - 140 с.
Яковлев, Ю.А. Технико-экономическое обоснование (ТЭО) геологического изучения недр и освоения ожидаемых новых месторождений/ Яковлев Ю.А., Макаловский В.В., Нечаева Н.Ю., Коноплев А.В. [и др]. Отчет, Омск, 2006 г. - 144 с.
Ampilov I.P. & Zakharov E.V. Express evaluation of local hydrocarbon resources at early exploration stages. - Extended Abstracts of 62th EAGE-conference, vol.2, A36, Glasgow, 2000.
Newendorf P.D. A strategy for implementing risk analysis. - Journal of petroleum technology. 1984 - vol. 36 - № 10, рр. 1791-1796.

Приложения
Приложение 1
Денежные потоки.
  Итого млн.руб. 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026   1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 1 Доходы (без НДС, акциза и ком.расходов) 91385,7 0,0 0,0 0,0 0,0 58,6 1685,2 5312,7 8142,3 10277,2 10337,5 8532,2 7679,0 6911,1 6220,0 5598,0 5038,2 4534,4 4080,9 3672,8 3305,6 в том числе : нефть 91385,7 0,0 0,0 0,0 0,0 58,6 1685,2 5312,7 8142,3 10277,2 10337,5 8532,2 7679,0 6911,1 6220,0 5598,0 5038,2 4534,4 4080,9 3672,8 3305,6 газ попутный 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 газ природный 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 2 Эксплуатационные расходы 52318,8 10,0 12,0 374,0 289,6 179,2 1212,5 2792,3 4196,3 5309,1 5292,8 4813,0 4528,8 4321,2 4111,6 3929,7 3331,6 2669,4 2030,0 1498,5 1417,1 2.1 Инвестиции в составе эксплуатационных затрат 596,0 10,0 12,0 374,0 200,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 2.2 Затраты на подъем без амортизации 20595,5 0,0 0,0 0,0 0,0 13,3 376,2 1008,3 1541,6 1958,3 1965,7 1742,0 1636,2 1541,0 1455,4 1378,3 1308,9 1246,4 1190,2 1139,6 1094,1 Условно-постоянные расходы 9268,0 0,0 0,0 0,0 0,0 6,1 167,3 349,8 532,3 684,4 684,4 684,4 684,4 684,4 684,4 684,4 684,4 684,4 684,4 684,4 684,4 Условно-переменные расходы 11327,5 0,0 0,0 0,0 0,0 7,3 208,9 658,5 1009,3 1273,9 1281,4 1057,6 951,8 856,7 771,0 693,9 624,5 562,0 505,8 455,3 409,7 2.2.1 Затраты на подъем нефти 20595,5 0,0 0,0 0,0 0,0 13,3 376,2 1008,3 1541,6 1958,3 1965,7 1742,0 1636,2 1541,0 1455,4 1378,3 1308,9 1246,4 1190,2 1139,6 1094,1 Условно-постоянные расходы 9268,0 0,0 0,0 0,0 0,0 6,1 167,3 349,8 532,3 684,4 684,4 684,4 684,4 684,4 684,4 684,4 684,4 684,4 684,4 684,4 684,4 Условно-переменные расходы 11327,5 0,0 0,0 0,0 0,0 7,3 208,9 658,5 1009,3 1273,9 1281,4 1057,6 951,8 856,7 771,0 693,9 624,5 562,0 505,8 455,3 409,7 2.2.2 Затраты на добычу газа попутного 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Условно-переменные расходы 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 2.2.3 Затраты на добычу газа природного 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Условно-постоянные расходы 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Условно-переменные расходы 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 2.4 Налоги (НДПИ, имущество) 10023,1 0,0 0,0 0,0 11,3 23,2 249,9 660,1 988,9 1227,8 1187,8 985,4 867,5 757,0 653,5 556,2 474,0 408,3 358,8 322,9 290,6 НДПИ на нефть 7998,4 0,0 0,0 0,0 0,0 5,1 147,5 465,0 712,6 899,5 904,8 746,8 672,1 604,9 544,4 490,0 441,0 396,9 357,2 321,5 289,3 НДПИ на газ природный 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Налог на имущество 2024,7 0,0 0,0 0,0 11,3 18,0 102,4 195,1 276,2 328,3 283,1 238,6 195,4 152,1 109,1 66,2 33,0 11,5 1,6 1,4 1,3 2.4. Амортизация 21104,2 0,0 0,0 0,0 78,3 142,7 586,4 1123,9 1665,9 2123,0 2139,2 2085,7 2025,1 2023,2 2002,7 1995,3 1548,8 1014,7 481,0 36,0 32,4 3 Балансовая прибыль 39066,9 -10,0 -12,0 -374,0 -289,6 -120,6 472,7 2520,5 3946,0 4968,0 5044,7 3719,2 3150,2 2589,9 2108,4 1668,3 1706,6 1865,0 2050,9 2174,3 1888,4 4 Налог на прибыль 9569,5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 113,5 604,9 947,0 1192,3 1210,7 892,6 756,0 621,6 506,0 400,4 409,6 447,6 492,2 521,8 453,2 5 Чистая прибыль 29497,4 -10,0 -12,0 -374,0 -289,6 -120,6 359,3 1915,6 2998,9 3775,7 3834,0 2826,6 2394,1 1968,3 1602,4 1267,9 1297,0 1417,4 1558,7 1652,5 1435,2 6 Капитальные вложения 21162,2 0,0 0,0 0,0 590,4 450,5 4423,2 5333,7 5356,0 4490,7 81,2 67,0 60,3 54,3 48,9 44,0 39,6 35,6 32,1 28,9 26,0 6.1 Бурение 14760,0 0,0 0,0 0,0 450,0 450,0 3150,0 3780,0 3780,0 3150,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 6.1.1 Поисково-разведочное бурение 900,0 0,0 0,0 0,0 450,0 450,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 6.1.2 Эксплуатационное бурение 13860,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 3150,0 3780,0 3780,0 3150,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 6.2 Инфраструктура 5684,4 0,0 0,0 0,0 140,4 0,0 1260,0 1512,0 1512,0 1260,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 6.2.1 Трубопроводы 97,2 0,0 0,0 0,0 97,2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 6.2.2 Дороги 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 6.2.3 ЛЭП 43,2 0,0 0,0 0,0 43,2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 6.2.4 Обустройство (наземные сооружения) 5544,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 1260,0 1512,0 1512,0 1260,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 6.2.5 Прочее обустройство 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 6.3 Кап.затраты на поддержку добычи 0,0 0,0 0,0 0,0 0,5 13,2 41,7 64,0 80,7 81,2 67,0 60,3 54,3 48,9 44,0 39,6 35,6 32,1 28,9 26,0 7 Инвестиции 10,0 12,0 374,0 790,4 450,5 4423,2 5333,7 5356,0 4490,7 81,2 67,0 60,3 54,3 48,9 44,0 39,6 35,6 32,1 28,9 26,0 8 Приведенный объем инвестиций (PVI) 9159,8 10,0 10,4 282,8 519,7 257,6 2199,1 2305,9 2013,5 1468,0 23,1 16,6 13,0 10,1 7,9 6,2 4,9 3,8 3,0 2,3 1,8 9 Накопленный PVI 10,0 20,4 303,2 822,9 1080,5 3279,6 5585,5 7599,0 9067,1 9090,1 9106,7 9119,7 9129,8 9137,8 9144,0 9148,8 9152,7 9155,6 9158,0 9159,8 10 Денежный поток 28843,4 -20,0 -24,0 -748,0 -1001,7 -428,4 -3477,6 -2294,3 -691,1 1408,0 5892,0 4845,2 4358,9 3937,2 3556,2 3219,2 2806,2 2396,4 2007,7 1659,6 1441,7 11 Накопленный денежный поток -20,0 -44,0 -792,0 -1793,7 -2222,0 -5699,6 -7993,9 -8685,0 -7277,0 -1385,0 3460,2 7819,1 11756,3 15312,5 18531,7 21337,9 23734,4 25742,0 27401,7 28843,4 12 Дисконтированный денежный поток 2570,8 -20,0 -20,9 -565,6 -658,6 -244,9 -1729,0 -991,9 -259,8 460,3 1674,9 1197,7 936,9 735,9 578,0 455,0 344,9 256,1 186,6 134,1 101,3 13 Накопленный дисконтированный денежный поток (NPV) -20,0 -40,9 -606,5 -1265,1 -1510,0 -3239,0 -4230,9 -4490,7 -4030,4 -2355,5 -1157,9 -221,0 514,9 1092,9 1547,9 1892,8 2148,9 2335,4 2469,5 2570,8                                             NPV, млн.руб. 2 570,8     Диск. период окупаемости, лет 12,3                                                                           PI, ед. 1,28     IRR, % 23,1%                                                                          
Приложение 2
Добыча.
Приложение 3
Капитальные затраты.
Приложение 4
Эксплуатационные затраты.
Приложение 5
Денежные потоки.
Приложение 6
Средневзвешенная цена.
Приложение 7
Структура дохода.
Доход от реализации нефти, прир. и поп. газа 91 386
Инвестиции в поиск и разведку   1 496
Инвестиции в разработку     20 262
Затраты на подъем нефти (без налогов и АО) 20 596
Затраты на добычу поп.газа (без налогов и АО) -
Затраты на добычу прир.газа (без налогов и АО) -
Налоги (НДПИ, имущество, прибыль)   19 593
Накопленный чистый денежный поток   29 439
Бакиров А.А. Геологические основы прогнозирования нефтегазоносности недр. М., Недра, 2003, с. 54.
Яковлев, Ю.А. Технико-экономическое обоснование (ТЭО) геологического изучения Забродовского лицензионного участка недр и освоения ожидаемых новых месторождении/ Яковлев Ю.А., Макаловский В.В., Нечаева Н.Ю., Коноплев А.В. [и др]. Отчет, Омск, 2006 г., с. 59.
Бугаец А.Н., Вострокнутов Е.П., Вострокнутова А.И. Применение экспертных систем в геологическом прогнозировании. М.: Изд-во ВИЭМС, 2006, с. 39.
Геолого-экономическая оценка освоения новых разведочных площадей / Макаловский В.В., Нечаева Н.Ю., Коноплев А.В., Яковлев Ю.А. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.-2002. № 8. — С. 19-22.
Григорьев М.Н., Козлова О.И., Остроумов Д.М. Пространственный анализ минерально-сырьевой базы углеводородного сырья средствами геоинфор-мационных систем. ARCREVIEW. 2002. №2(21). С. 12.
Григорьев М.Н., Козлова О.И., Остроумов Д.М. Пространственный анализ минерально-сырьевой базы углеводородного сырья средствами геоинфор-мационных систем. ARCREVIEW. 2002. №2(21). С. 12.
Геолого-экономическая оценка освоения новых разведочных площадей / Макаловский В.В., Нечаева Н.Ю., Коноплев А.В., Яковлев Ю.А. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.-2002. № 8. — С. 19-22.
Геолого-экономическая оценка освоения новых разведочных площадей / Макаловский В.В., Нечаева Н.Ю., Коноплев А.В., Яковлев Ю.А. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.-2002. № 8. — С. 19-22.
Геолого-экономическая оценка освоения новых разведочных площадей / Макаловский В.В., Нечаева Н.Ю., Коноплев А.В., Яковлев Ю.А. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.-2002. № 8. — С. 19-22.
Геолого-экономическая оценка освоения новых разведочных площадей / Макаловский В.В., Нечаева Н.Ю., Коноплев А.В., Яковлев Ю.А. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.-2002. № 8. — С. 19-22.
Геолого-экономическая оценка освоения новых разведочных площадей / Макаловский В.В., Нечаева Н.Ю., Коноплев А.В., Яковлев Ю.А. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.-2002. № 8. — С. 19-22.
Геолого-экономическая оценка освоения новых разведочных площадей / Макаловский В.В., Нечаева Н.Ю., Коноплев А.В., Яковлев Ю.А. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.-2002. № 8. — С. 19-22.
Геолого-экономическая оценка освоения новых разведочных площадей / Макаловский В.В., Нечаева Н.Ю., Коноплев А.В., Яковлев Ю.А. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.-2002. № 8. — С. 19-22.
Геолого-экономическая оценка освоения новых разведочных площадей / Макаловский В.В., Нечаева Н.Ю., Коноплев А.В., Яковлев Ю.А. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.-2002. № 8. — С. 19-22.
Ampilov I.P. & Zakharov E.V. Express evaluation of local hydrocarbon resources at early exploration stages. - Extended Abstracts of 62th EAGE-conference, vol.2, A36, Glasgow, 2000.
Newendorf P.D. A strategy for implementing risk analysis. - Journal of petroleum technology. 1984 - vol. 36 - № 10, рр. 1791-1796.
3