Методы подсчетов запасов нефти и газа

К непромышленным запасам относятся запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку на момент оценки экономически нецелесообразно либо технически или технологически невозможно. В данную группу входят запасы нефти и горючих газов месторождений (залежей), которые экономически нерентабельны для освоения на современном этапе, а также законсервированные месторождения, месторождения, расположенные в пределах водоохранных зон, населенных пунктов, сооружений, сельскохозяйственных объектов, заповедников, памятников природы, истории и культуры, и месторождения, значительно удаленные от транспортных путей и территорий с развитой инфраструктурой нефтедобычи. [11]

На промышленно значимых месторождениях на основе технологических и экономических расчетов подсчитываются и учитываются извлекаемые запасы.

К извлекаемым запасам относится часть геологических запасов, извлечение которых из недр на дату подсчета экономически эффективно в условиях конкурентного рынка при рациональном использовании современных технических средств и технологий добычи с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.

На месторождениях и залежах с непромышленными запасами подсчитываются и учитываются геологические запасы.

Ресурсы по экономической эффективности подразделяются на две группы: рентабельные и неопределенно-рентабельные.

К рентабельным ресурсам относятся ресурсы, имеющие положительную предварительно (или экспертно) ожидаемую стоимость запасов.

К неопределенно-рентабельным относятся ресурсы, на дату оценки имеющие неопределенную ожидаемую стоимость запасов. В рентабельных ресурсах выделяются извлекаемые ресурсы. К извлекаемым ресурсам относится часть геологических ресурсов, извлечение которых из недр экономически эффективно на дату оценки. В неопределенно-рентабельных ресурсах извлекаемые ресурсы не выделяются. [11]

Категории запасов и ресурсов нефти и газа по геологической изученности и степени промышленного освоения.

Запасы нефти и горючих газов по геологической изученности и степени промышленного освоения подразделяются на категории: A (достоверные),  
В (установленные), C1 (оцененные), C2 (предполагаемые). [11]

Категория A (достоверные) - разрабатываемые запасы залежи или ее части, разбуренной эксплуатационной сеткой скважин в соответствии с проектным документом на разработку. Геологическое строение залежи, форма и размеры определены, а флюидальные контакты обоснованы по данным бурения, опробования и материалам геофизических исследований скважин. Литологический состав, тип коллекторов, эффективные и нефте- и газонасыщенные толщины, фильтрационно-емкостные свойства и нефте- и газонасыщенность, состав и свойства углеводородов в пластовых и стандартных условиях и технологические характеристики залежи (режим работы, дебиты нефти, газа, конденсата, продуктивность скважин) установлены по данным эксплуатации скважин, гидропроводность и пьезопроводность пласта, пластовое давление, температура, коэффициенты вытеснения изучены с детальностью, достаточной для построения многомерных геологической и фильтрационной моделей залежи с высокой степенью достоверности. Рентабельное освоение залежи определено проектным технологическим документом на разработку и подтверждено фактической добычей.

К категории A относятся:

1) запасы промышленно освоенных  залежей (или их частей), дренируемые  эксплуатационными скважинами при  реализованных технологиях разработки  в соответствии с проектным  документом на разработку;

2) запасы промышленно освоенных  залежей (или их частей), которые  на дату подсчета по разным  причинам не дренируются (в районе  простаивающих скважин), ввод которых  в разработку экономически обоснован  и не потребует существенных  дополнительных капитальных затрат;

3) запасы разрабатываемой залежи (или ее части), которые могут  быть экономически рентабельно  дополнительно извлечены из геологических  запасов этой залежи за счет  применения промышленно освоенных  методов увеличения нефтеотдачи (МУН);

4) запасы, которые могут быть  извлечены дополнительно из геологических  запасов этой залежи за счет  уплотнения первичной сетки эксплуатационных  скважин.

Категория B (установленные) - запасы разведанной, подготовленной к разработке залежи (или ее части), изученной сейсморазведкой или иными высокоточными методами и разбуренной поисковыми, оценочными, разведочными и опережающими эксплуатационными скважинами, давшими промышленные притоки нефти или газа. Геологическое строение залежи, фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов, состав и свойства флюидов, гидродинамические характеристики, дебиты скважин достаточно хорошо изучены по результатам геолого-промысловых исследований и пробной эксплуатации одиночных скважин. Степень изученности параметров залежи достаточна для построения надежной геологической и фильтрационной моделей залежи. Рентабельное освоение залежи подтверждено данными пробной эксплуатации, исследованиями скважин и обосновано проектным технологическим документом на разработку.

К категории B относятся запасы участков залежей в зоне дренирования скважин, в которых получены промышленные притоки при испытании и (или) пробной эксплуатации.

Категория C1 (оцененные) - запасы части залежи, изученной достоверной сейсморазведкой или иными высокоточными методами в зоне возможного дренирования неопробованных скважин и примыкающие к запасам категорий A и B при условии, что имеющаяся геолого-геофизическая информация с высокой степенью вероятности указывает на промышленную продуктивность вскрытого пласта в данной части залежи. Степень геологической изученности геолого-промысловых параметров залежи достаточна для построения предварительной геологической модели и проведения подсчета запасов.

Запасы категории C1 выделяются, если геолого-геофизическая информация с обоснованной уверенностью доказывает, что пласт в сторону выделяемой категории C1 непрерывен по площади.

Технологические параметры разработки залежи определяются по аналогии с изученными участками залежи или с использованием аналогий по другим разрабатываемым месторождениям.

Рентабельность освоения определяется по аналогии с изученной частью залежи.

К категории C1 относятся запасы:

1) неразбуренной части залежи, непосредственно  примыкающей к запасам категории A + B на расстоянии, равном зоне  возможного дренирования;

2) части залежи в районе неопробованных  скважин, в случае если продуктивность  этой залежи доказана опробованием  или эксплуатацией в других  скважинах.

Категория C2 (предполагаемые) - запасы в не изученных бурением частях залежи и в зоне дренирования транзитных неопробованных скважин. Знания о геолого-промысловых параметрах залежи принимаются по аналогии с изученной частью залежи, а в случае необходимости, с залежами аналогичного строения в пределах данного нефтегазоносного региона. Имеющейся информации достаточно для построения предварительной геологической модели и подсчета запасов. Технологические параметры и экономическая эффективность разработки запасов определяются по аналогии с изученными участками залежи или с использованием аналогий по разрабатываемым месторождениям.

К категории C2 относятся запасы:

1) участков залежи между доказанным  контуром залежи и границами  участков запасов более высоких  категорий, если имеется достаточно  геолого-геофизической информации  для заключения о непрерывности  пласта;

2) пластов с недоказанной продуктивностью, но изученных по материалам  геофизических исследований скважин  в транзитных эксплуатационных  скважинах, при этом имеется обоснованная  уверенность, что по данным геофизических  исследований скважин они могут  быть продуктивными;

3) неразбуренных тектонических  блоков на залежах с установленной  продуктивностью. При этом имеющаяся  геологическая информация указывает, что возможно продуктивные пласты  в пределах блоков по литолого-фациальным  характеристикам аналогичны изученной  части залежи.

Ресурсы нефти и горючих газов по геологической изученности подразделяются на категории D1 (локализованные); D2 (перспективные) и D3 (прогнозные).

Категория D1 (локализованные) - ресурсы нефти и горючих газов возможно продуктивных пластов в выявленных и подготовленных к бурению ловушках. Форма, размеры и условия залегания предполагаемых залежей определены по результатам геолого-геофизических исследований, толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти и газа принимаются по аналогии с разведанными месторождениями.

Категория D2 (перспективные) - ресурсы нефти и горючих газов литолого-стратиграфических комплексов и горизонтов с доказанной промышленной нефтегазоносностью в пределах крупных региональных структур. Количественная оценка прогнозных ресурсов проводится по результатам региональных геологических, геофизических, геохимических исследований и по аналогии с открытыми месторождениями в пределах оцениваемого региона.

Категория D3 (прогнозные) - ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. Перспективы нефтегазоносности этих комплексов прогнозируются на основе данных геологических, геофизических, геохимических исследований. Количественная оценка прогнозных ресурсов этих категорий производится по предположительным параметрам на основе имеющихся геологических представлений и по аналогии с другими, более изученными регионами, где установлены разведанные месторождения нефти и горючих газов.

 Характеристика месторождений (залежей) нефти и горючих газов  по фазовому состоянию.

В зависимости от фазового состояния и состава основных углеводородных соединений в недрах месторождения (залежи) нефти и горючих газов подразделяются на:

1) нефтяные (Н), содержащие только  нефть, насыщенную в различной  степени газом;

2) газонефтяные (ГН), в которых основная  часть залежи нефтяная, а газовая  шапка не превышает по объему  условного топлива нефтяную часть  залежи;

3) нефтегазовые (НГ), к которым относятся  газовые залежи с нефтяной  оторочкой, в которой нефтяная  часть составляет по объему  условного топлива менее 50%;

4) газовые (Г), содержащие только  газ;

5) газоконденсатные (ГК), содержащие  газ с конденсатом;

6) нефтегазоконденсатные (НТК), содержащие нефть, газ и конденсат

Градация месторождений (залежей) нефти и горючих газов по величине извлекаемых запасов. Месторождения нефти и газа по величине извлекаемых запасов нефти и геологических запасов газа подразделяются на:

1) уникальные - более 300 млн. т нефти  или 500 млрд. м3 газа;

2) крупные - от 30 до 300 млн. т нефти  или от 30 до 500 млрд. м3 газа;

3) средние - от 3 до 30 млн. т нефти  или от 3 до 30 млрд. м3 газа;

4) мелкие - от 1 до 3 млн. т нефти или  от 1 до 3 млрд. м3 газа;

5) очень мелкие - менее 1 млн. т нефти, менее 1 млрд. м3 газа.

Распределение залежей нефти и горючих газов по сложности геологического строения

1) простого строения - однофазные  залежи, связанные с ненарушенными  или слабонарушенными структурами, продуктивные пласты характеризуются  выдержанностью толщин и коллекторских  свойств по площади и разрезу;

2) сложного строения - одно- и двухфазные  залежи, характеризующиеся невыдержанностью  толщин и коллекторских свойств  продуктивных пластов по площади  и разрезу или наличием литологических  замещений коллекторов непроницаемыми  породами либо тектонических  нарушений;

3) очень сложного строения - одно- и двухфазные залежи, характеризующиеся  как наличием литологических  замещений или тектонических  нарушений, так и невыдержанностью  толщин и коллекторских свойств  продуктивных пластов, а также  залежи сложного строения с  тяжелыми нефтями.

По принятой в России методологии, для оценки начальной величины природного богатства недр газом (как и нефтью, конденсатом и сопутствующими им полезными ископаемыми) используется понятие «суммарные начальные ресурсы» (СНР), которые включают уже накопленную добычу (к моменту проведения оценки), разведанные запасы категорий A+B+C1 и предварительно оцененные запасы категории С2,  
а также перспективные (категория С3) и прогнозные (категории D1 и D2) ресурсы газа, определяемые на основе геологической оценки. СНР тем достовернее, чем больше в них доля запасов и меньше доля прогнозных ресурсов, в особенности категории D2. [13]

При оценке запасов и потенциала добычи конкретного месторождения обычно используют категории А+В+С1 и С2.

Согласно последней научной оценке суммарные начальные ресурсы газа в России составляют 235,6 трлн.куб.м, из которых почти 100 трлн.куб.м приходится на Западную Сибирь, 60 трлн.куб.м на остальные районы суши  
и 75 трлн.куб.м на континентальный шельф окраинных и внутренних морей страны, главным образом Арктических – Карского и Баренцева. [13]

В России открыто около 750 газовых (газоконденсатных, газонефтяных) месторождений с общими разведанными запасами газа около 46,9 трлн.куб.м.. По оценке зарубежных экспертов, мировые разведанные запасы газа составляют 150,2 трлн.куб.м доля стран СНГ в которых близка к 37,8%, в том числе России – 32,1%. Следующими, крупнейшими после России запасами газа обладают Иран – около 15,3% мировых запасов, Катар – около 7,4%. Туркмения занимает 11 место в мире с 1,9% запасов.