1.8 Классификация ресурсов и запасов нефти и газа

Действующая в настоящее время в России классификация ресурсов и запасов разработана в соответствии с принятыми этапами и стадиями геологоразведочных работ. Основным показателем, который определяет категории ресурсов и запасов, является состояние изученности: чем выше изученность углеводородов и вмещающих пород, тем выше категория по существующей классификации. Эта классификация приспособлена к социалистической форме хозяйствования, т.е. к централизованной системе управления экономикой. Новой классификации, соответствующей рыночным отношениям, в России, к сожалению, до сих пор нет. Ниже рассмотрим западные классификации запасов и ресурсов, построенных на другом принципе, и определим понятия «ресурсы» и «запасы» углеводородов, достаточно часто встречающиеся в нефтепромысловой практике.

К ресурсам относятся предполагаемые скопления углеводородов, приуроченные к крупным региональным и локальным структурам, в пределах которых наличие промышленных нефти и газа еще не доказано и залежи углеводородов предполагаются по общегеологическим представлениям или по аналогии с более изученными объектами. К ресурсам относятся углеводороды, оцениваемые и подсчитываемые в пределах крупных стратиграфических комплексов и региональных структурных элементов по категориям Д₂ и Д₁. К ресурсам по действующей классификации относятся также углеводороды, подсчитываемые в пределах отдельных резервуаров на локальных структурах по категории С₃.

К запасам относятся углеводороды, подсчитываемые в пределах открытых месторождений и залежей. В зависимости от степени изученности запасы подсчитываются по категориям А, В, С₁ и С₂.

Ниже остановимся более подробно на характеристиках категорий запасов и ресурсов.

Категория А - запасы залежи или ее части, изученной по материалам скважин, пробуренных в полном объеме в соответствии с проектом разработки месторождения. Для выделения категории А залежь должна быть изучена с высокой достоверностью, позволяющей детально установить ее форму, размеры, характер изменения по площади и мощности всех основных параметров залежи, состав и свойства пластовых жидкостей и газов. Режим залежей, продуктивность скважин, гидродинамические параметры и добывные возможности должны быть изучены в степени, позволяющей успешно разрабатывать месторождение.

Категория В - запасы залежи или ее части, нефтегазоносность которой установлена по данным опробования и промышленных притоков нефти и газа в скважинах, вскрывших продуктивный пласт на различных гипсометрических отметках. Основные параметры залежи (тип, форма, размеры, подсчетные параметры), характер их изменения по площади и разрезу, а также состав и свойства пластовых жидкостей и газов изучены до уровня, необходимого для составления проекта разработки. Запасы категории В подсчитываются по залежи или ее части, разбуренной в соответствии с технологической схемой разработки или проектом опытно-промышленной разработки.

Категория С₁ - запасы залежи или ее части, разбуренной в соответствии с проектом разведочных работ. Нефтегазоносность залежи установлена на основании полученных в скважинах промышленных притоков нефти и газа при испытании в колонне, частично в процессе бурения испытателями пластов, а также по данным изучения керна и интерпретации ГИС. Свойства нефтей, газов, вод и вмещающих пород должны быть изучены в объемах, достаточных для составления проектов опытно-промышленной эксплуатации или технической схемы разработки.

Категория С₂ - запасы части залежи, продуктивность которой обоснована по данным геологических и геофизических исследований скважин. Чаще всего это неопробованные части залежи, примыкающие к участкам с запасами более высоких категорий. Запасы категории С₂ являются объектом для разведочных работ и прироста промышленных запасов. Параметры залежей должны быть изучены по данным геологических и геофизических исследований и по аналогии с более изученными частями залежи в объемах, достаточных для составления или уточнения проекта промышленной разведки и обоснования заложения разведочных скважин.

Категория С₃ - перспективные ресурсы нефти и газа в пределах подготовленных для глубокого бурения объектов: структурных и неструктурных ловушек, находящихся в пределах нефтегазоносного района. Ловушка должна быть подготовлена к бурению апробированными для района методами (геофизическими, структурным бурением и т.д.). продуктивность тех или иных горизонтов в разрезе предполагается по аналогии с соседними выявленными и разведанными месторождениями. Параметры для оценки ресурсов определяются с учетом общегеологических региональных закономерностей и по аналогии с соседними месторождениями и залежами.

Категория Д₁ - прогнозные ресурсы нефти и газа, оцениваемые в пределах крупных структурных элементов (сводов, моноклиналей и т.д.) по литолого-стратиграфическим комплексам, продуктивность которых доказана в пределах хотя бы одной локальной структуры или ловушки неструктурного типа. Параметры для количественной оценки ресурсов определяются по общегеологическим региональным закономерностям с учетом результатов региональных исследований и изучения опоискованных ловушек.

Категория Д₂ - прогнозные ресурсы, оцениваемые в пределах крупных региональных структур по литолого-стратиграфическим комплексам с недоказанной нефтегазоносностью.

Возможная продуктивность и параметры для количественной оценки ресурсов определяются по общегеологическим закономерностям, устанавливаемым по результатам региональных работ и по аналогии с другими регионами.

Аналогичные классификации существуют и в Америке и Западной Европе. Но в связи с тем, что там действовал отличный от Советского Союза экономический уклад, то и классификация принципиально отличается от российской. Хотя и в западных классификациях в качестве одного из основных показателей, определяющих категорийность запасов, является

изученность, там этот показатель учитывается через объем необходимых инвестиций, и чем больше требуется инвестиций для освоения запасов, тем ниже их категорийность и наоборот.

Так, в американской классификации есть категория «доказанных» (proved) запасов, которые делятся на «доказанные разбуренные» (proved drilled) и «доказанные неразработанные» (proved undrilled). К «доказанным разбуренным» относятся запасы, разработка которых возможна существующими скважинами, без добуривания дополнительных, с применением освоенного оборудования и технологии, включая освоенные запасы вышележащих объектов, которые могут быть выработаны скважинами, пробуренными на более глубокие горизонты. Другими словами, для выработки этих запасов ощутимых инвестиций не требуется, достаточно перфорировать нужный интервал и запустить скважину.

К «доказанным неразбуренным», в отличие от вышеописанных, относятся запасы, выработка которых возможна при условии бурения новых скважин, внедрении новых технологий, технических средств, методов повышения нефтеотдачи. Таким образом, в отличие от «доказанных разбуренных» освоение этих запасов требует дополнительных материальных затрат.

«Вероятные» (probable) запасы по американской классификации характеризуются меньшей достоверностью, чем доказанные. В их состав включаются:

0. - запасы, наличие которых предполагается доказать в процессе разбуривания залежи;

1. - запасы в пластах, продуктивность которых предполагается по ГИС и керну, но не доказаны испытанием;

2. - дополнительные запасы, извлекаемые при уплотнении первоначальной сетки;

3. - запасы, дополнительно извлекаемые при применении методов повышения нефтеотдачи;

4. - запасы, разработка которых экономически обоснована, нет финансовых источников освоения или нет разрешений государственных органов.

Возможные (possible) запасы имеют меньшую достоверность, чем вероятные. В состав возможных запасов включаются:

0. - запасы, подсчитанные путем экстраполяции за пределами участков с вероятными запасами;

1. - запасы пластов, продуктивных по ГИС, рентабельность разработки которых не доказана испытанием;

2. Запасы, извлекаемые при применении методов повышения КИН, риск от применения которых велик;

3. - запасы периферийных участков залежей, отделенные от основной части разломами или расположенные гипсометрически ниже.

Приведенные данные показывают, что американские и российские категории не могут быть сопоставлены напрямую, т.к. выделение их основано на разных принципах.

Сопоставление российской и американской классификаций. В процессе реформ, происходящих в России, стали частыми контакты российских нефтяных компаний с зарубежными. Для делового сотрудничества потребовалось сопоставление классификаций запасов и терминологий, применяемых в России и за рубежом. Отметим, что эти две классификации напрямую не могут быть сопоставлены в связи с разной экономической и методологической основой их разработки. Ведутся работы по разработке новой Российской классификации запасов, но работа не завершена и действует временная, во многом повторяющая старую, советскую классификацию, хотя экономический уклад в стране изменился коренным образом.

1.8.1 Методы подсчёта начальных запасов нефти и газа

Существует несколько методов подсчёта начальных запасов нефти - объёмный, материального баланса и эмпирический (Хафизов Ф.З., 2002).

Объемный метод. Этот метод основан на определении геометрических размеров залежи, ёмкости пустотного пространства, степени нефтегазонасыщенности и переводных коэффициентов.

Геологические запасы расчитываются по следующей формуле:

(1.58)

где Q_о - геологические запасы, т; F - площадь залежи, м²; h - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м; k_п - коэффициент открытой пористости, k_н - коэффициент нефтенасыщенности, θ - персчётный коэффициент (величина, обратная объёмному коэффициенту), ρ - плотность нефти при стандартных условиях, т/м³.

Извлекаемые запасы нефти Q_н рассчитываются умножением величины геологических запасов на коэффициент нефтеотдачи:

(1.59)

В связи с тем, что продуктивные пласты неоднородны по своим геолого - геофизическим свойствам, подсчётные параметры, входящие в формулы, необходимо взвешивать с учётом их распределения по объёму залежи.

Метод материального баланса. Данный метод основан на равенстве количества извлечённых и оставшихся в залежи пластовых флюидов первоначальному их количеству.

Выделяют две схемы составлений уравнений материального баланса - для режимов истощения и напорных режимов.

Эмпирические методы. Эти методы основаны на промысловых данных, учитывающих изменения текущей и накопленной добычи нефти или обводнения залежей в процессе их эксплуатации.

При подсчёте запасов газа подсчитываются объёмным методом по следующей формуле:

(1.60)

где F_r - площадь газоносности; h - эффективная газонасыщенная толщина пласта; m_r - газонасыщенная пористость; α_r - газонасыщенность пористой среды; p_пл.ср- средневзвешенное пластовое давление; Т_ст - стартовая температура, равная Тст = 293К; zср - средний коэффициент сверхсжимаемости газа; p_ат - атмосферное давление; Т_{пл. ср.} - средняя пластовая температура.