Сравнение запасов нефти по российской и международной классификациям

бок —Qor • П,

где П - потенциальное содержание конденсата - т.е., сумма компонен­ тов С5 и вышекипящих гомологов в сыром конденсате (К) и содержа­ ние этих же компонентов в отсепарированном газе (L): П = К + L.

Пример: если балансовые запасы газа в газоконденсатной зале­ жи составляют 100 млрд м3, то запасы конденсата могут составить до 8000 т-м3

Начальные извлекаемые запасы конденсата определяются по формуле:

бик ~ бок ' ^изв>

где &изв - коэффициент извлечения конденсата - это отношение раз­ ности величины начального потенциального содержания конденсата и его пластовых потерь к начальному пластовому содержанию:

^ИЗВ“ П —*7пл.п / П.

Разработка газоконденсатных залежей ведется с постепенным снижением пластового давления ниже давления конденсатообразо-

вплоть до полного извлечения последнего из пласта. Метод требует больших капиталовложений и составления экономических, техноло­ гических и геологических обоснований.

Величина пластовых потерь конденсата при разработке (<}Vn) определяется в лабораторных условиях на специальной установке УГК-3. По выполненным замерам составляют графики зависимости объема (V) выделившегося конденсата от величины пластового давления (Лш). По кривым рассчитываются величины пластовых по­ терь конденсата за весь период эксплуатации с учетом специальных формул.

3. Подсчет балансовых запасов этана, пропана, бутана, сер водорода и других полезных компонентов

Балансовые запасы этих компонентов подлежат учету в преде­ лах газовых, газоконденсатных, газонефтяных месторождений, если:

-разведанные запасы газа на месторождении-составляют не менее 10 млрд м3;

- запасы этих компонентов в процентном соотношении состав­ ляют не менее 3 %.

Для определения запасов этана, пропана, бутана необходимо предварительное определение их потенциального содержания в газе - П.

Потенциальное содержание компонентов в составе пластового газа определяется по формуле

П —/комп ‘Ркомп / 100 (гр/м ),

где /комп - Доля каждого компонента в пластовом газе; Ркомп - плотность при стандартных условиях.

Зная величину П, можно определить балансовые запасы по формуле

боп.к. “ бог *П.

2 . М е т о д и ч е с к и е и п р а к т и ч е с к и е а с п е к т ы

МЕЖДУНАРОДНОГО АУДИТА ЗАПАСОВ

Одним из важнейших вопросов при аудите запасов является не­ обходимость установления количественных соотношений между российской и американской классификацией запасов. Вопросу со­ поставления классификаций России и США уделяется достаточно большое внимание как российскими, так и иностранными авторами [12, 16, 20, 22, 23, 25, 26, 27-29, 31, 34, 37, 40]. Этот вопрос приобрел особенную актуальность с выходом крупнейших российских нефтя­ ных компаний на международный уровень.

Величина запасов и их стоимость определяют, в основном, ка­ питализацию компании, ее международный имидж. От достоверной оценки запасов зависят инвестиционная привлекательность компа­ нии, благоприятный климат размещения ценных бумаг и партнер­ ские отношения с финансовыми международными институтами, ко­ тировка акций компании и т.д.

Всвязи с этим российские компании вынуждены обращаться

кнезависимым международным аудиторским фирмам для оценки своей сырьевой базы, которые, естественно, в своей работе исполь­ зуют классификации, привычные и понятные западным институтам.

В отличие от России, где действует единая классификация, в США используются несколько классификаций [12, 31], но наиболее распространенной является классификация Общества инженеров нефтяников (SPE). Эта классификация с незначительными модифи­ кациями признается Лондонской, Нью-Йоркской и другими фондо­ выми биржами и Комиссией США по ценным бумагам и фондовым биржам (SEC).

Ввиду изложенных выше обстоятельств российским компаниям приходится оценивать свои запасы как по официальной российской классификации, так и по международным стандартам (SPE). В связи с этим вопрос сопоставления запасов, оцениваемых по этим двум классификациям, перестает быть теоретическим и приобретает прак­ тическое значение.

Кратко рассмотрим основные категории запасов по SPE-клас­ сификации. В соответствии с ней выделяются три основные группы запасов: доказанные, вероятные и возможные.

Под доказанными запасами понимается только то количество нефти, которое можно рентабельно извлечь из пласта при сущест­ вующих экономических условиях на дату оценки запасов. При этом учитываются и правовые факторы недропользования. Доказанные запасы подразделяются на разбуренные и неразбуренные.

Разбуренными (или подготовленными) считаются запасы, которые предполагается извлечь из недр с помощью существующих скважин (включая запасы в затрубном пространстве). Запасы, извлекаемые мето­ дами интенсификации добычи, считаются подготовленными только по­ сле завершения монтажа необходимого оборудования, либо в случае, когда затраты на установку такого оборудования сравнительно малы. Разбуренные запасы, в свою очередь, можно подразделить на две кате­ гории: разрабатываемые и неразрабатываемые.

1.Разрабатываемые запасы предполагается возможным из­ влечь на момент выполнения оценки из скважин, законченных во вскрытых пластах и дающих продукцию. Запасы, рассчитанные на добычу методами интенсификации, считаются разрабатываемыми только после внедрения проекта интенсификации добычи и получе­ ния положительных результатов.

2.Неразрабатываемыми считаются запасы закрытых скважин

изапасы в затрубном пространстве. Запасы закрытых скважин пред­ полагается возможным извлечь на момент определения оценки из скважин, законченных во вскрытых пластах, но не дающих продук­ цию, либо запасы скважин, закрытых по условиям рынка или для подключения трубопровода, либо неспособных давать продукцию по техническим причинам, а также в условиях неопределенности со сбытом продукции.

Запасами в затрубном пространстве считаются такие запасы, которые предполагается возможным извлечь с помощью сущест­ вующих скважин из интервалов за обсадной колонной и которые требуют проведения дополнительных работ по закачиванию, либо перевода на другой горизонт в будущем до начала добычи.

вероятных и возможных запасов либо переводится в более высокую категорию, либо списывается. Ожидается, что оцененные вероятные запасы будут добыты из части неразбуренных известных

в том числе при остановке скважин с высокой обводненностью. По­ следние классифицируются скорее как вероятные, чем д о к а з а н ­ ные, из-за неопределенности результатов остановки скважин с высоким обводнением. Предполагается оцененные возможные запасы добывать из неразработанной части известных пластов: там, где эти пласты имеют малую толщину и эффективность их разработ­ ки не определена, и там, где модель залежи изучена достаточно при­ ближенно.

При сопоставлении классификаций запасов нефти и газа, дейст­ вующих в России и США, необходимо иметь в виду, прежде всего, несовпадение многих используемых понятий и терминов. Так, тер­ мин «reserves» означает не «запасы» в принятом понимании, а нечто близкое по смыслу к понятию «запасы участка, д р е ­ нируемого скважиной» . И поэтому критерии выделения «re­ serves» более жесткие, чем принято в отечественной практике по отношению к выделению «запасов».

Кроме того, в США не проводится детальная разведка залежей перед вводом их в разработку, поэтому при классификации запасов учитываются, главным образом, их коммерческие и технологические показатели, а не геологическая изученность продуктивных пластов. В классификации РФ полнее учитываются технологические парамет­ ры и показатели подготовленности залежей к разработке в смысле изученности, характеристик изменчивости литологического состава пород и их коллекторских свойств, а также свойств пластовых жид­ костей, продуктивности скважин по площади, условий применения методов воздействия на пласты с самого начала разработки и т.д. [13, 15, 18]. Все это делается с целью обоснования оптимальных методов и сроков разработки.

При сопоставлении категорий запасов нефти России и США необходимо учитывать и существующее различие в методике опре­ деления коэффициента нефтеизвлечения, при которой оценивается величина извлекаемых запасов. В России этот важный параметр оп­ ределяют на основании повариантных технологических и техникоэкономиеских расчетов и утверждают в Государственной комиссии по запасам (ГКЗ). При этом обычно ориентируются на возможное максимальное нефтеизвлечение за счет применения наиболее про­ грессивных методов воздействия на пласт. В США запасы, которые предполагается извлечь с помощью каких-либо вторичных (или тре­ тичных) методов разработки, только тогда считаются «доказанны­ ми», когда применение этих методов уже показало свою эфективность на данном месторождении.

В результате указанного подхода в США по месторождению первоначально принимаются на учет минимальные величины извле­ каемых запасов, которые по мере внедрения вторичных методов раз­ работки постепенно увеличиваются. При оценке и учете доказанных запасов нефти в США учитываются многочисленные экономические и правовые факторы, присущие американской системе недропользо­ вания. По этой причине в «доказанные» не включаются запасы мно­ гих залежей или их частей. Таким образом, в силу действующих в США ограничений геологического, технического и экономического (иногда и правового) порядков доказанные запасы представляют со­ бой только некую часть выявленного объема нефти, которую можно физически извлечь из пласта без этих ограничений.

Основным различием между классификациями РФ и SPE явля­ ется то, что первая наибольшее внимание уделяет изученности объ­ екта в целом, а классификация SPE тесно увязана с запасами на скважину.

Так, если в результате бурения нескольких разведочных скважин достаточно хорошо изучена модель залежи, установлен контур нефтенос­ ности, определены подсчетные параметры и запасы по класссификации РФ оценены по категории Сь то бурение дополнительных скважин прак­ тически не вносит изменения в оценку запасов [18]. По классификации SPE запасы увеличиваются с каждой пробуренной скважиной.

Рассмотрим это на примере эволюции оценок геологических запасов по SPE (oil in place) в зависимости от стадий изученности месторождения на этапах поиска, разведки и частичной разбуренности по эксплуатационной сетке.

К доказанным разбуренным запасам относятся запасы участ­ ка залежи, вскрытого скважиной, с размерами, равными будущей эксплуатационной сетке (500x500 м), а на прилегающих к нему 8 участках с такими же размерами запасы классифицируются как до­ казанные неразбуренные. На площади, равной 16 участкам, при­ мыкающим к доказанным неразбуренным запасам, запасы относятся к категории вероятных.

На остальной площади запасы определяются как-возможные. Исходя из этого, на поисковой стадии доказанные запасы со­

ставляют лишь незначительную часть (около 5 %) запасов от катего­ рии С].

По мере увеличения числа разведочных скважин, по той же схеме определения доказанных запасов, их доля возрастает в тех же границах категории С{ и увеличивается до 15 %.

При разбуривании залежи эксплуатационными скважинами часть запасов категории С\ согласно российской классификации пе­ реходит в категорию В, которая соответствует зоне «доказанных раз­ буренных» запасов. Запасы на площади шириной 500 м, примыкаю­ щей к границе категории В, оцениваются как доказанные неразбу­ ренные. В этом случае доля доказанных запасов в тех же границах уже составляет более половины от суммы категорий В+С\.

На этом простом примере показано, что если в пределах одних и тех же границ сумма геологических запасов категорий В+С\ по российской классификации остается практически постоянной во времени от разведки до эксплуатационного разбуривания, то доля доказанных запасов по SPE увеличивается от 5 до 70 %. В практике оценки запасов наблюдается значительное увеличение доказанных запасов по многим месторождениям, на которых проводится интен­ сивное эксплуатационное разбуривание.

В связи с этим можно сказать, что выводы некоторых авторов [25, 34] об универсальной количественной сходимости оценок дока­ занных запасов по SPE и запасов по категории С\ по российской классификации некорректны. Эта сходимость изменяется в очень широких пределах для каждого конкретного объекта в зависимости от стадии его разбуренности.

Автором настоящей работы был проведен анализ влияния сте­ пени разбуренности месторождений на запасы, рассчитанные по рос­ сийской и международной SPE классификациям на примере десяти месторождений ТПП «Лангепаснефтегаз». При анализе степени изу­ ченности месторождений были вычислены статистические связи за­ пасов различных категорий за период с 1996 по 2001 гг. с количест­ вом скважин эксплуатационного фонда (А^кв)- Всего было рассчитано 672 коэффициента линейной корреляции г.

Анализ корреляционных полей (построенных для временного диапазона 1996-2001 гг.) между изучаемыми показателями и количе­ ством эксплуатационных скважин позволил установить, что во многих случаях точки распределяются в виде двух обособленных областей. Поэтому исследуем, как происходит изменение изучаемых связей ме­ жду NCKBи показателями во времени. Для анализа распределения точек во времени вычислим значения г для четырех вариантов. Каждому ва­ рианту будет соответствовать промежуток времени в три года, а по­ следующий вариант будет отличаться от предыдущего смещением исследований на один год. Таким образом, первому варианту будет со­ ответствовать период времени 1996-1998 гг., второму - 1997-1999 гг., третьему - 1998-2000 гг. и четвертому - 1999-2001 гг.

На первом этапе рассмотрим связи между NCKA и остаточными извлекаемыми запасами, рассчитанными по российской классифика­ ции. Из табл. 2.1 видно, что за 1996-2001 гг. связь между запасами категории А+В+Сj (ZABCi) отрицательная незначимая, при этом в первом варианте связь положительная, в остальных трех - отрица­ тельная. Коэффициенты корреляции г между Z ABC.I и И скъ в рассмат­ риваемых четырех вариантах изменяются во времени по следующей зависимости:

rt = 1008,9 - 0,505 Г, при г = -0,78; tp<th

где Г - год анализа.

Изучение запасов категории С2 (Zc) с NCKBпоказало наличие свя­ зей, аналогичных вышерассмотренным (см. табл. 2.1). Во времени значения rt определяются следующим соотношением:

гt = 849,02 - 0,425 Г, при г = -0,92; tp<t(.

Как видно из приведенного выше анализа, положительные кор­ реляционные связи между запасами российских категорий и количест­ вом эксплуатационных скважин характерны только для периода 1996-1998 гг. В последующих рассматриваемых промежутках време­ ни произошла смена знаков корреляций. Это объясняются тем, что по ряду месторождений за последние годы произошло значительное спи­ сание запасов, что, в свою очередь, привело к нарушению соотношения между величиной запасов и количеством эксплуатационных скважин.

На втором этапе рассмотрим связи между NCKBи разбуренными ([ZRH) и неразбуренными {ZNB) запасами по международной классифи­ кации SPE, подсчет которых производился независимой инжинирин­ говой фирмой Miller & Lents (M&L).

Связь между запасами ZRM и NCKS в интервале 1996-2001 гг. по­ ложительная, статистически значимая, при этом прослеживается тенденция увеличения значений г в рассматриваемых вариантах (см. табл. 2.1). Отметим, что в диапазоне 1999-2001 гг. связь практи­ чески функциональна (г = 0,99). Все это показывает, что со временем данные запасы все более тесно увязываются с разбуренностью ме­ сторождений.

Изменение значений г во времени для ZRNпроисходит по сле­ дующей зависимости:

г, = -261,0+0,131 Г, при г= 0,73; tp<tt.

Доказанные неразбуренные запасы за период 1996-2001 гг. ха­ рактеризуются отрицательными связями с NCKB. Что касается этих связей в четырех рассмотренных временных интервалах, то в первом варианте связь между ZNBи NCKBположительная, в остальных - связи отрицательные (см. табл. 2.1).