Группы запасов нефти и газа и основные принципы их подсчета

По народнохозяйственному значению запасы нефти, газа, кон­денсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промыш­ленное значение, подразделяются на две группы, подлежащие са­мостоятельному подсчету и учету:

Балансовые (геологические) - запасы месторождений (залежей), вовлече­ние которых в разработку в настоящее время экономически целе­сообразно;

Забалансовые - запасы месторождений (залежей), вовле­чение которых в разработку в настоящее время экономически не­целесообразно или технически и технологически невозможно, но которые в дальнейшем могут быть переведены в балансовые.

В балансовых запасах нефти, растворенного газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное зна­чение, подсчитываются и учитываются извлекаемые запасы.

Извлекаемые запасы - часть балансовых запасов, которая может быть извлечена из недр при рациональном использовании сов­ременных технических средств и технологии добычи с учетом до­пустимого уровня затрат (замыкающих) и соблюдения требова­ний по охране недр и окружающей среды.

По величине извлекаемых запасов нефти и балансовых запасов газа нефтяные и нефтегазовые месторождения подразделяются на:

· уникальные, содержащие более 300 млн. тонн нефти или более 500 млрд. куб. метров газ;

· крупные, содержащие от 30 до 300 млн. тонн нефти или от 30 до 500 млрд. куб. метров газа;

· средние, содержащие от 10 до 30 млн. тонн нефти или от 10 до 30 млрд. куб. метров газа;

· мелкие, содержащие менее 10 млн. тонн нефти или менее 10 млрд. куб. метров газа.

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.

Коэффициенты извлечения нефти и конденсата определяются на основании повариантных технологических и технико-экономических расчетов и утверждаются в государственной комиссии (ГКЗ РФ) с учетом заключений по ним Министерства нефтяной промышленности, Министерства газовой промышленности и Министерства геологии РФ.

Запасы месторождений нефти и газа, расположенные в преде­лах охранных зон крупных водоемов и водотоков, населенных пунктов, заповедников, памятников природы, истории и культуры, относятся к балансовым или забалансовым на основании техни­ко-экономических расчетов, в которых учитываются затраты на перенос объектов или затраты, связанные с применением специ­альных способов разработки месторождений. Если фактическая ценность ожидаемой продукции нефтегазодобывающих предприя­тий выше всех суммарных затрат, необходимых для освоения мес­торождения, то практически все разведанные (А, В и C₁) и пред­варительно оцененные (С₂) запасы должны быть отнесены к груп­пе балансовых.

Таким образом, классификация запасов и ресурсов пре­дусматривает жесткие требования при отнесении запасов к балан­совым или забалансовым. Классификация запасов предусматривает учет забалансовых за­пасов всех категорий.

На месторождениях, введенных в разработку, классификация запасов обязывает производить перевод запасов категорий C₁ и С₂ в более высокие категории по данным бурения и исследования добывающих скважин, а в необходимых случаях - по данным доразведки. В тех случаях, когда в результате доразведки, проведен­ной на разрабатываемом месторождении, балансовые и извлекае­мые запасы категорий A+B+C₁ изменяются по сравнению с ра­нее утвержденными ГКЗ РФ более чем на 20%, необходимо проводить пересчет запасов.

Пересчет запасов производится и в тех случаях, когда в про­цессе разработки или доразведки залежей намечается списание балансовых и извлекаемых запасов категорий A+B+C₁, не под­твердившихся или не подлежащих отработке по технико-экономи­ческим причинам, превышающее нормативы, установленные дейст­вующим положением о порядке списания запасов полезных иско­паемых с баланса предприятий по добыче нефти и газа.

При пересчете запасов на разрабатываемых месторождениях необходимо сопоставить данные разведки и разработки по запа­сам, условиям залегания, эффективной газонефтенасыщенной тол­щине, площади залежи, коллекторским свойствам пород и их нефтегазонасыщенности, коэффициентах извлечения. При анализе ба­ланса движения запасов следует установить конкретные причины изменений запасов и их категорийности. По месторождениям, на которых выявилось изменение запасов, утвержденных ГКЗ РФ, сопоставление данных разведки и разработки, а также анализ при­чин их расхождений, должны производиться совместно организа­циями, разведывавшими и разрабатывающими месторождение.

Основным графическим документом при подсчете запасов слу­жит подсчетный план. Подсчетные планы (рис. 3.1) составляются на основе структурной карты по кровле продуктив­ных пластов-коллекторов или бли­жайшего репера, расположенного не более чем на 10 м выше или ниже кровли пласта. На карту наносятся внешний и внутренний контуры нефте- и газоносности, границы категорий запасов.

Границы и площадь подсчета запасов нефти и газа каждой из категорий окрашиваются определенным цветом (рис. 3.2):

- категория А - красным;

- категория В - синим;

- категория С₁ - зеленым;

- категория С₂ – желтым.

На подсчетный план так­же наносятся все пробуренные на дату подсчета запасов скважины (с точ­ным указанием положения устьев, точек пересечения ими кровли соответствующего продуктивного пласта):

- разведочные;

- добывающие;

- законсервированные в ожидании организации промысла;

- нагнетательные и наблюдательные;

- давшие безводную нефть, нефть с водой, газ, газ с конденсатом, газ с конденсатом и водой и воду;

- находящиеся в опробовании;

- неопробованные, с указанием характеристики нефте-, газо- и водонасыщенности пластов - коллекторов по данным интерпретации материалов геофизических исследований скважин;

- ликвидированные, с указанием причин ликвидации;

- вскрывшие пласт, сложенный непроницаемыми породами.

По испытанным скважинам указываются: глубина и абсолют­ные отметки кровли и подошвы коллектора, абсолютные отметки интервалов перфорации, начальный и текущий дебиты нефти, га­за и воды, диаметр штуцера, депрессия, продолжительность рабо­ты, дата появления воды и ее содержание в процентах в добыва­емой продукции. При совместном опробовании двух и более плас­тов указывают их индексы. Дебиты нефти и газа должны быть за­мерены при работе скважин на одинаковых штуцерах.

По добывающим скважинам приводятся: дата ввода в работу, начальный и текущий дебиты и пластовое давление, добытое коли­чество нефти, газа, конденсата и воды, дата начала обводнения и содержание воды в процентах в добываемой продукции на дату подсчета запасов. При большом количестве скважин эти сведения помещаются в таблице на подсчетном плане или на прилагаемом к нему листе. Кроме того, на подсчетном плане дается таблица с указанием принятых авторами величин подсчетных параметров, подсчитанные запасы, их категории, величины параметров, приня­тые по решению ГКЗ РФ, дата, на которую подсчитаны запасы.

Рис. 3.1 - Пример подсчетного плана залежи

1 — нефть; 2 — вода; 3 — нефть и вода; скважины: 4 — добывающие, 5 — разведочные, 6 — в консервации, 7 — ликвидированные, 8 — не давшие притока; 9 — изогипсы поверхности коллекторов, м; контуры нефтеносности: 10 — внешний, 11 — внутренний; 12 — граница литолого-фациального замещения коллекторов; 13 — категории запасов; цифры у скважин: в числителе - номер скважины, в знаменателе - абсолютная отметка кровли коллекто­ра, м.

При повторном подсчете запасов на подсчетные планы долж­ны быть нанесены границы категорий запасов, утвержденных при предыдущем подсчете, а также выделены скважины, пробуренные после предыдущего подсчета запасов.

Рис. 3.2 - Карта разработки пласта с нанесенными категориями запасов

За­пасы содержащихся в нефти и газе компонентов, имеющие про­мышленное значение, подсчитываются в границах подсчета запа­сов нефти и газа.

При подсчете запасов подсчетные параметры из­меряются в следующих единицах: толщина в метрах; давление в мегапаскалях (с точностью до десятых долей единицы); площадь в тысячах квадратных метров; плотность нефти, конденсата и во­ды в граммах на кубический сантиметр, а газа в килограммах на кубический метр (с точностью до тысячных долей единицы); коэффициенты пористости и нефтегазонасыщенности в долях еди­ницы с округлением до сотых долей; коэффициенты извлечения нефти и конденсата в долях единицы с округлением до тысяч­ных долей.

Запасы нефти, конденсата, этана, пропана, бутанов, серы и металлов подсчитываются в тысячах тонн, газа - в милли­онах кубических метров, гелия и аргона - в тысячах кубических метров. Средние значения параметров и результаты подсчета за­пасов приводятся в табличной форме.