ГЕО виконується за замовленнями надрокористувачів і є невід'ємною і складовою частиною проектів ГРР, інвестування яких передбачається за рахунок коштів державного бюджету. Для всіх інших проектів ГРР, які виконуються поза державним замовленням, ГЕО можливих результатів і ефективності інвестицій не є обов'язкова і виконується за бажанням і на замовлення інвесторів.

ГЕО підлягають результати ГРР, що вже отримані і ті, що очікується отримати в результаті виконання проектного обсягу конкретних робіт. Оцінка здійснюється на підставі матеріалів поданих у проектах пошуково-розвідувальних робіт або доведеної чи статистичної аналогії.

ГЕО виконується з детальністю, що відповідає ступеню геологічної вивченості об'єкта робіт. Матеріали ГЕО повинні бути достатніми для прийняття рішення про економічну доцільність ГРР і визначення показників ефективності інвестицій.

Згідно з нормативними документами, що діють в Україні, в залежності від ступенів геологічного й техніко-економічного вивчення та детальності виконання ГРР розрізняють три рівні ГЕО: початковий, попередній і детальний.

Початкова геолого-економічна оцінка (ГЕО-3) проводиться для обґрунтування доцільності інвестування пошукових робіт на об'єктах, що підготовлені до глибокого буріння. ГЕО-3 здійснюється на підставі кількісної оцінки перспективних ресурсів вуглеводнів окремих об'єктів ліцензійної ділянки, яка є перспективною для відкриття нових родовищ, та подається у формі техніко-економічних міркувань (ТЕМ) про можливе їх промислове значення. Оцінка економічної ефективності інвестицій у геологорозвідувальні роботи і подальше освоєння передбачуваних родовищ нафти і газу обґрунтовується укрупненими техніко-економічними розрахунками на підставі доведеної аналогії з відомими промисловими родовищами.

Попередня геолого-економічна оцінка (ГЕО-2) проводиться для обгрунтування економічної доцільності промислового освоєння відкритого родовита (покладу) нафти чи газу та інвестування геологорозвідувальних робіт з його розвідки і підготовки до розробки. ГЕО-2 проводиться на підставі попередньо розвіданих і розвіданих запасів і оформляється як техніко-економічна доповідь (ТЕД) про доцільність подальшої розвідки, в тому числі дослідно-промислової розробки родовища (покладу). При цьому оцінка ефективності інвестицій визначається з урахуванням витрат на геологорозвідувальні роботи, видобуток і підготовку вуглеводневої сировини до транспортування. Техніко-економічні показники визначаються розрахунками з використанням конкретних вихідних даних та даних доведеної аналогії.

Детальна геолого-економічна оцінка (ГЕО-1) проводиться з метою визначення рівня економічної ефективності виробничої діяльності нафтогазовидобувного підприємства, створення або реконструкція якого передбачається, та доцільності інвестування робіт з його облаштування для видобутку вуглеводнів. ГЕО-1 проводиться на підставі розвіданих запасів нафти і газу та подається у вигляді

техніко-економічного обгрунтування (ТЕО) параметрів для їх підрахунку. Детальність техніко-економічних розрахунків і надійність фінансових показників ГЕО-1 повинні забезпечувати прийняття рішення про інвестування без додаткових досліджень.

2.2 Визначення капітальних вкладень і тривалості ГРР

До капітальних вкладень на видобуток вуглеводнів відносяться витрати на буріння розвідувальних (для ДГІР), експлуатаційних, резервних та інших свердловин, що здійснені після терміну приведення, а також витрати на облаштування родовищ. Під терміном приведення розуміється повний час проведення ГРР до року початку розробки очікуваного родовища.

Капітальні вкладення для розраховуються по роках (періодах) видобутку нафти за такими напрямами:

1) витрати на буріння свердловин визначаються як добуток вартості їм буріння і обсягів буріння у 1-му році (періоді).

2) витрати на обладнання і облаштування враховують витрати на:

- обладнання для бурових організацій;

- обладнання для підприємств нафтовидобутку;

- обладнання для підприємств переробки і транспортування ВВ;

- облаштування свердловин;

- інфраструктуру.

Витрати за переліченими статтями визначаються як добуток відповідного нормативу на кількість видобувних свердловин, введених у 1-му році (періоді) розробки.

Капітальні вкладення розраховуються по роках (періодах) видобутку газу за такими напрямами:

1) витрати на буріння свердловин визначаються як добуток вартості їм буріння і обсягів буріння у 1-му році;

2) витрати на облаштування, у тому числі на:

- обв'язку свердловин визначаються як добуток нормативу на кількість добувних свердловин у 1-му році;

- технологічне обладнання (УКПГ, ГЗП, ХМ, ДКС тощо) визначаються множенням вартості відповідних агрегатів на їх проектну кількість;

- будівництво трубопроводів визначаються як добуток нормативу вартості 1км відповідного трубопроводу на його довжину (в км);

- інші витрати (хімреагенти та ін.) визначаються множенням нормативу на об'єм газу, видобутого за рік.

2.3 Технологічні показників розробки родовищ

Для розрахунку прогнозних технологічних показників розробки очікуваних і відкритих родовищ нафти і газу, які будуть враховані для економічної оцінки майбутньої розробки, необхідно встановити геолого-промислові параметри нафтових і газових покладів. Обґрунтування цих параметрів для прогнозних

родовищ здійснюється на основі даних доведеної або статистичної аналогії, а для відкритих родовищ - за фактичними даними.

Відповідно до типу покладу для розрахунку технологічних показників розробки необхідно підготувати вихідні дані у вигляді числових значень таких геологічних параметрів:

- початкові загальні запаси нафти, газу і конденсату;

- коефіцієнти вилучення нафти, газу і конденсату; - глибини залягання покладів;

- ємнісно-фільтраційні властивості колекторів;

- фізичні властивості флюїдів у пластових і поверхневих умовах;

- термобаричні умови флюїду (початковий пластовий тиск і температура);

- площа покладу;

- тиск насичення нафти газом;

- робоча депресія;

- середній початковий дебіт свердловини;

- коефіцієнт піскуватості і розчленованості (для нафтових покладів);

- ПРОГНОЗНИЙ СКЛАД ПЛАСТОВОГО ГАЗУ (ДЛЯ ГАЗОВИХ І ГАЗОКОНДЕНСАТНИХ ПОКЛАДІВ);

- вміст в газі конденсату (для газоконденсатних покладів).

Методика розрахунку технологічних показників розробки нафтових, газових і газоконденсатних родовищ в залежності від режимів покладів наводиться в спеціальній літературі. Тут наводяться лише перелік основних технологічних показників розробки, які необхідні для визначення витрат, пов'язаних з видобутком нафти чи газу : щорічний і сумарний видобуток флюїдів, кількість експлуатаційних свердловин та їхні робочі дебіти,