Выделение категорий запасов и ресурсов
ИНСТРУКЦИЯ ПО ПРИМЕНЕНИЮ КЛАССИФИКАЦИИ
ЗАПАСОВ И РЕСУРСОВ НЕФТИ И ГОРЮЧИХ ГАЗОВ
ВВЕДЕНИЕ
Министерство природных ресурсов и экологии Российской Федерации приказом от 01.11.2013 г. № 477 утвердило «Классификацию запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов» (далее – Классификация).
В соответствие с положениями Классификации Роснедра совместно с подведомственными им органами и учреждениями разработали «Инструкцию по применению классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов» (далее - Инструкция).
Настоящая Инструкция предназначена для использования при подсчете и учёте запасов, ресурсов нефти и горючих газов (далее газа), сопутствующих компонентов.
Настоящая Инструкция обязательна для использования всеми организациями (независимо от ведомственной принадлежности и формы собственности), проводящими подсчет запасов и ресурсов нефти и газа и представляющими отчеты по подсчету запасов и ресурсов нефти и газа в органы государственной экспертизы запасов полезных ископаемых, геологической, экономической и экологической информации о предоставляемых в пользование участках недр.
I. Общие сведения
1.1. Нефть - природная смесь, состоящая преимущественно из углеводородных соединений метановой, нафтеновой и ароматической групп, которые в пластовых и стандартных (0,1 МПа при 20 °С) условиях находятся в жидкой фазе. Неуглеводородные соединения в нефти присутствуют в виде сернистых, азотистых, кислородных, металлоорганических комплексов, смол и асфальтенов. В большинстве нефтей в пластовых условиях содержится растворенный газ.
По составу и физическим свойствам нефти подразделяются на ряд типов. Их типизация проводится по свойствам, по групповому углеводородному составу, фракционному составу, содержанию серы и других неуглеводородных компонентов, асфальтенов и смол (приложения 2, 3, 4).
Групповой углеводородный состав отражает содержание (в процентах по массе) трех основных групп углеводородов - метановых, нафтеновых и ароматических.
Фракционный состав отражает относительное содержание (в процентах по массе) фракций нефтей, вскипающих при разгонке до 350°С, и масляных фракций (дистиллятов) с температурой кипения выше 350°С.
Свойства нефтей в стандартных условиях существенно отличаются от их свойств в пластовых условиях вследствие влияния растворенного газа и повышенных температуры и давления в недрах, поэтому для целей подсчета запасов, рациональной разработки месторождений, первичной подготовки, транспортировки и переработки нефтей эти свойства определяются раздельно. В стандартных условиях основными параметрами нефтей являются плотность, молекулярная масса, вязкость, температуры застывания и кипения; в пластовых условиях - давление насыщения растворенным газом, газосодержание, объемный коэффициент, коэффициент сжимаемости, коэффициент теплового расширения, плотность и вязкость.
По плотности и вязкости нефти подразделяются на пять групп (приложения 5, 6).
1.2. Горючие газы (в дальнейшем называются газы) - природная смесь углеводородных и неуглеводородных соединений и элементов, находящихся в пластовых условиях в газообразной фазе либо в растворенном в нефти или воде виде, а в стандартных условиях — только в газообразной фазе. Основными компонентами углеводородного газа в стандартных условиях являются метан и его гомологи - этан, пропан, бутаны. Кроме того в залежах, кроме углеводородного, может содержаться сероводород, гелий, углекислый газ, азот и инертные газы. Этан, пропан и бутаны являются сырьем для производства сжиженного газа и продукции нефтехимической промышленности.
Основными свойствами газа являются молекулярная масса, плотность в стандартных условиях, относительная плотность по воздуху, критические температура и давление, коэффициент сжимаемости, объемный коэффициент, вязкость, способность к гидратообразованию, теплота сгорания.
1.3. Конденсат - природная смесь в основном легких углеводородных соединений, находящихся в газе в растворенном состоянии при определенных термобарических условиях и переходящих в жидкую фазу при снижении давления ниже давления конденсации. Основными параметрами газа, в состав которого входит конденсат, являются потенциальное содержание углеводородов С5+высшие, плотность конденсата в стандартных условиях и давление начала конденсации.
1.4. Полезные ископаемые, содержащиеся в залежах углеводородов, подразделяются на основные, попутные полезные ископаемые и попутные полезные компоненты.
Основные полезные ископаемые – нефть и свободный газ, газ газовых шапок.
Попутные полезные ископаемые – ископаемые, содержащиеся в одних пластах с нефтью и газом и извлечение которых технически возможно и экономически эффективно. Попутные полезные ископаемые делятся на две группы:
К первой группе относятся попутные полезные ископаемые, заключённые в полезном ископаемом и выделяемые при его добыче (сепарации) в самостоятельные продукты. В нефтяных залежах это растворённый (попутный) газ, а в газоконденсатных – конденсат.
Ко второй группе - попутные полезные ископаемые в виде подземных вод продуктивных пластов и горизонтов, содержащих попутные полезные компоненты с повышенными концентрациями, а также подземных вод, пригодных для бальнеологических, теплоэнергетических и иных целей.
Попутные полезные компоненты – компоненты, выделяемые из нефти, конденсата, горючих газов, подземных пластовых вод (далее – пластовых вод) в результате промысловой подготовки и/или переработки. Концентрация попутных полезных компонентов может достигать промышленных значений. Рекомендуемые минимальные промышленные концентрации попутных полезных компонентов приведены в приложении 1.
1.5. Нефть и газ аккумулируются в коллекторах порового, кавернового, трещинного и смешанного типов, образуя природные скопления - залежи. Под залежью понимается естественное скопление нефти или газа в ловушке, образованной породой - коллектором под покрышкой из слабопроницаемых пород. Залежь может быть приурочена к одному или нескольким пластам-коллекторам с единой гидродинамической системой.
1.6. Месторождением является совокупность залежей нефти и газа, приуроченных к единой тектонической структуре и расположенных в пределах одной площади. Месторождение может быть однозалежным и многозалежным.
1.7.В зависимости от фазового состояния и состава основных углеводородных соединений в недрах месторождения (залежи) нефти и газа подразделяются на 6 типов (табл.1).
Таблица 1
| Тип месторождения | Состав основных углеводородных соединений |
| нефтяное (Н), | только нефть, насыщенная в различной степени газом |
| газонефтяное (ГН) | нефть и газ: основная часть залежи нефтяная, газовая шапка не превышает по объему нефтяную часть залежи; |
| нефтегазовое (НГ) | нефть и газ: газовая шапка превышает по объему нефтяную часть залежи (нефтяная оторочка) |
| газовое (Г) | только газ |
| газоконденсатное (ГК) | газ с конденсатом |
| нефтегазоконденсатное (НГК) | нефть, газ и конденсат |
1.8. В газовых залежах по содержанию конденсата (С5+высшие) выделяются следующие 4 группы газоконденсатных залежей (приложение 7).
1.9.Состав нефти и газа — один из основных показателей, определяющих направление их применения, - регламентируется требованиями действующих стандартов и технических условий, в которых учитываются технология добычи, способы транспортировки и переработки сырья, обеспечивающие их комплексное использование. Промышленная ценность содержащихся в нефти и газе попутных полезных компонентов определяется на основании их кондиционного содержания в соответствии с инструкциями по подсчету и учету запасов полезных ископаемых и технико-экономических расчетов рентабельности их извлечения и использования.
1.10. По величине извлекаемых запасов нефти и газа месторождения подразделяются на 5 групп (табл. 2).
Таблица 2
| Полезное ископаемое | Единица измерения | Категория месторождений | ||||
| уникальные | крупные | средние | мелкие | очень мелкие | ||
| Нефть | млн. т | >300 | 30 - 300 | 5 - 30 | 1 - 5 | <1 |
| Газ | млрд. м3 | >300 | 30 - 300 | 5 - 30 | 1 - 5 | <1 |
1.11. По сложности геологического строения, условиям залегания и выдержанности продуктивных пластов независимо от величины запасов месторождения (залежи) разделяются на три типа (табл. 3).
Таблица 3
| Тип месторождения | Описание |
| Простого строения | однофазные, связанные с ненарушенными или слабонарушенными структурами, продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин и фильтрационно-емкостных свойств по площади и разрезу; |
| Сложного строения | одно- и двухфазные, характеризующиеся невыдержанностью толщин и фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием литологических замещений коллекторов непроницаемыми породами, либо тектонических нарушений; |
| Очень сложного строения | одно- и двухфазные, характеризующиеся как наличием литологических замещений или тектонических нарушений, так и невыдержанностью толщин и фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов. |
1.12. Степень сложности геологического строения месторождения устанавливается по соответствующим характеристикам основных залежей, заключающих большую часть (более 70 %) запасов месторождения.
Выделение категорий запасов и ресурсов
2.1.В Классификации категории запасов нефти и газа устанавливаются на основе следующих признаков:
• степень геологической изученности;
• степень промышленного освоения.
2.2.Критериями выделения категорий запасов по степени геологической изученности являются изученность геологического строения и нефтегазоносности залежи сейсмическими и другими полевыми геофизическими исследованиями, бурением, геофизическими методами, промысловыми и аналитическими исследованиями, позволяющими осуществить подсчет запасов и составить проектный документ на разработку месторождений на основе геологической и фильтрационной моделей залежи.
2.3. По степени промышленного освоения выделяются запасы залежей разрабатываемых и разведываемых месторождений.
2.4. Запасы залежей разрабатываемых месторождений по степени геологической изученности и промышленного освоения подразделяются на три категории: категория А (разбуренные, разрабатываемые), категория В1 (неразбуренные, разведанные), категория В2 (неразбуренные, оцененные).
2.5. Запасы категории А (разбуренные, разрабатываемые) в соответствии с требованиями Классификации выделяются и подсчитываются в залежах или их частях, разбуренных эксплуатационной сеткой скважин и разрабатываемых в соответствии с утвержденным в установленном порядке проектным документом на разработку месторождения (технологической схемой разработки или дополнением к ней; технологическим проектом разработки или дополнением к нему).
2.6. Границы запасов категории А устанавливаются:
а) для разрабатываемой залежи, полностью разбуренной эксплуатационными скважинами, включая фонд добывающих, бездействующих, нагнетательных, пьезометрических и других скважин - по контуру залежи (рис. 1);
Рис.1 Выделение запасов категории А на разрабатываемой залежи, полностью разбуренной эксплуатационными скважинами
б) для разрабатываемой залежи, частично разбуренной эксплуатационными скважинами - на расстоянии равном половине шага сетки эксплуатационных скважин согласованной действующим проектным документом в сторону неизученной части залежи (0,5 L, где L – расстояние между эксплуатационными скважинами) (рис. 2);
| А |
| В |
| L |
| В |
| В |
| В |
| В |
| 0.5L |
| L |
| 2L |
| 2L |
| 0.5L |
| 2L |
| L |
Рис. 2. Выделение запасов категорий А, В1 и В2 на разрабатываемой залежи, частично разбуренной эксплуатационными скважинами.
а) для залежей, разрабатываемых, в том числе скважинами с горизонтальными, субгоризонтальными и пологими окончаниями забоя, границы категории А проводятся на всем протяжении ствола скважины на расстоянии 0,5 L. (рис. 3);
Рис. 3. Выделение запасов категорий А, В1 и В2 на разрабатываемой залежи, частично разбуренной эксплуатационными скважинами и скважинами с горизонтальным окончанием.
| А |
| В |
| 1,5L |
| В |
| В |
| В |
| В |
| 0.5L |
| L |
| 2L |
| 2L |
| 0.5L |
| 2L |
| 1,5L |
| горизонтальный ствол |
б) для газовых залежей, учитывая особенности систем размещения скважин, применяемых для их разработки, границу запасов категории А рекомендуется проводить по границе зоны дренирования (определяется по данным замеров пластового давления в наблюдательных скважинах или рассчитывается по данным гидродинамического моделирования). В случае, если доказано, что область дренирования охватывает всю газовую залежь, границу запасов категории А проводят по контуру залежи.
2.7. Запасы категории В1 (разрабатываемые, неразбуренные эксплуатационной сеткой скважин, разведанные, подготовленные к разработке) в соответствии с требованиями Классификации выделяются и подсчитываются в залежах или их частях, не разбуренных эксплуатационными скважинами, разработка которых планируется в соответствии с утвержденным проектным документом (технологической схемой разработки или дополнением к ней, технологическим проектом разработки или дополнением к нему), изученных сейсморазведкой или иными высокоточными методами, прошедшими предварительную апробацию в установленном порядке, и разбуренных поисковыми, оценочными, разведочными, транзитными или углубленными эксплуатационными скважинами, давшими в колонне промышленные притоки нефти или газа (отдельные скважины могут быть не опробованы, но продуктивность их предполагается по данным геофизических и геолого-технологических исследований, а также керна).
2.8. Границы запасов категории В1 устанавливаются:
а) для неразбуренных частей разрабатываемой залежи, непосредственно примыкающих к участкам запасов категории А – в сторону неизученной части залежи на расстоянии равном двойному шагу эксплуатационной сетки - 2 L (рис. 2, 3);
б) для частей залежи разрабатываемых месторождений, разбуренных поисковыми, оценочными, разведочными скважинами, давшими промышленные притоки нефти или газа при опробовании в колонне (некоторые соседние скважины могут быть не опробованы, но продуктивность их предполагается по данным геофизических и геолого-технологических исследований, а также керна), не примыкающих к запасам категории А – в сторону неизученной части залежи на расстоянии равном двойному шагу эксплуатационной сетки - 2L (рис. 5, а); отдельно расположенные не опробованные разведочные скважины в категорию В1 не включаются (рис. 4, б);
а)
б)
Рис.4. Выделение запасов категорий В1 и В2 по данным разведочного бурения на разрабатываемых месторождениях
в) если расстояние между границами запасов категории В1 меньше двойного шага эксплуатационной сетки, границы запасов категории В1 могут объединяться (рис. 4, б).
г) для частей залежи разрабатываемых месторождений, около опробованных в колонне продуктивных транзитных эксплуатационных скважин (рис.5) – на расстоянии двойного шага эксплуатационной сетки (2L) от опробованных скважин.
Рис.5. Выделение запасов категорий В1 и В2 по данным транзитных эксплуатационных скважин, в части которых получены промышленные притоки
2.9. Запасы категории В2 (неразбуренные, оцененные) выделяются и подсчитываются на неизученных частях залежей разрабатываемых месторождений, не разбуренных эксплуатационными скважинами, разработка которых проектируется в соответствии с утвержденным проектным документом (технологической схемой разработки или дополнением к ней; технологическим проектом разработки или дополнением к нему), изученные сейсморазведкой или иными высокоточными методами, прошедшими апробацию в установленном порядке. Наличие запасов обосновано данными геологических и геофизических исследований и испытанием отдельных скважин в процессе бурения.
К запасам категории В2 относят:
а) неразбуренные участки разрабатываемых залежей между контуром нефтегазоносности и границами участков запасов категории В1;
б) неразрабатываемую залежь разрабатываемого месторождения, изученную по материалам промыслово-геофизических исследований в транзитных эксплуатационных скважинах – до границ залежи.
Рис.6. Выделение запасов категорий В2 по данным транзитных эксплуатационных скважин
2.10.Запасы залежей разведываемых месторождений не введенных в промышленную разработку по степени геологической изученности подразделяются на две категории: категория С1 (разведанные), категория С2 (оцененные).
2.11. Запасы категории С1 (разведанные) в соответствии с требованиями Классификации выделяются и подсчитываются на залежи или части залежи, на которых может осуществляться пробная эксплуатация отдельных скважин или пробная эксплуатация участка залежи. Залежи должны быть изучены сейсморазведкой или иными высокоточными методами, прошедшими апробацию в установленном порядке, и разбурены поисковыми, оценочными, разведочными скважинами, давшими в колонне промышленные притоки нефти или газа (отдельные скважины, расположенные рядом с опробованными скважинами, могут быть не опробованы, но продуктивность их предполагается по данным геофизических и геолого-технологических исследований, а также керна).
Геологическое строение залежи, фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов, состав и свойства флюидов, гидродинамические характеристики, дебиты скважин изучены по результатам геолого-промысловых исследований скважин в процессе реализации проектов геологоразведочных работ, пробной эксплуатации отдельных скважин или пробной эксплуатации залежи. Запасы категории С1 подсчитываются по результатам геологоразведочных работ и должны быть изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления проектного документа на разработку.
Для открываемых месторождений в акваториях морей, в том числе на континентальных шельфах морей РФ, в территориальных морских водах, во внутренних морских водах, а также в Каспийском и Азовском морях, к запасам категории С1 относят залежь/часть залежи, вскрытую первой поисковой скважиной, в которой в открытом стволе получены качественные результаты гидродинамического каротажа (ГДК), позволяющие оценить характер насыщенности пласта.
2.12. Границы запасов категории С1 устанавливаются:
а) в районе параметрических, поисковых и разведочных скважин, нефтегазоносность в которых установлена по результатам испытаний скважин, давших в колонне промышленные притоки нефти и газа (отдельные соседние скважины могут быть не опробованы, но продуктивность их предполагается по данным геофизических и геолого-технологических исследований, а также керна) - в сторону неизученной части залежи на расстоянии двойного шага эксплуатационной сетки (2L), согласованных в установленном порядке в проектных документах для аналогичных залежей разрабатываемых месторождений (рис.7).Для месторождений в акваториях морей граница запасов категории С1 устанавливается в пределах рассчитанной (прогнозируемой) зоны дренажа;
| а) |
| б) |
Рис. 7. Выделение запасов категории С1 и С2 на разведываемых залежах
а) если расстояние между границами запасов категории С1 меньше двойного шага предполагаемой эксплуатационной сетки (2L), границы запасов категории С1 могут объединяться (рис.7,б);
б) для залежей, где промышленная нефтегазоносность установлена в одной скважине по данным испытаний в колонне, граница запасов категории С1 проводится по квадратному элементарному участку со стороной, равной двойному шагу эксплуатационной сетки (2L), согласованному в установленном порядке в проектных документах для аналогичных залежей (рис.8). Для месторождений в акваториях морей граница запасов категории С1 устанавливается в пределах рассчитанной (прогнозируемой) зоны дренажа;
Рис. 8. Выделение запасов категории С1 и С2 на новых залежах
в) в случае, если характер насыщенности в скважине ниже опробованного интервала неясен, границу запасов категории С1 следует проводить по нижней отметке интервала перфорации.
2.13. К категории С2 (оцененные) в соответствии с требованиями Классификации относятся запасы залежей или частей залежей разведываемых месторождений, изученных сейсморазведкой или иными высокоточными методами, прошедшими апробацию в установленном порядке, наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований и испытанием отдельных скважин в процессе бурения. Если на залежи все скважины испытаны в процессе бурения, то её запасы относятся к категории С2 (исключение составляют месторождения в акваториях морей, в том числе на континентальных шельфах морей РФ, в территориальных морских водах, во внутренних морских водах, а также в Каспийском и Азовском морях).
2.14. К категории С2 относятся запасы:
а) неразбуренных участков разведываемых залежей, между границами залежи и границами участков запасов категории С1, если имеется достаточно геолого-геофизической информации для заключения о непрерывности свойств пласта по данным сейсмических и других геофизических исследований (рис. 7, 8);
б) разведываемых залежей, изученных по материалам промыслово-геофизических исследований в скважинах;
в) в районе скважин, по результатам опробования которых, продуктивность не установлена, а характеристика по ГИС аналогична скважинам, давшим промышленные притоки;
г) в районе скважин, продуктивность которых предполагается по данным промыслово-геофизических исследований и расположенных на значительном расстоянии от скважин, в которых получены промышленные притоки нефти (рис.7б);
д) в пределах неразбуренных тектонических блоков, примыкающих к блокам с установленной продуктивностью.
2.15. Выделение категорий запасов нефти и газа по изученности производится раздельно по залежам. Для двухфазных залежей выделение категорий может проводиться отдельно для их нефтяной и газовой частей.
2.16. Критерием выделения категорий ресурсов по геологической изученности является изученность геологического строения и нефтегазоносности участка недр по площади и разрезу параметрическим, разведочным и поисковым бурением, геофизическими, геохимическими и другими видами региональных и поисково-разведочных работ.
2.17.Ресурсы нефти и газа по степени геологической изученности подразделяются на четыре категории: категория D0 (подготовленные), категория DЛ (локализованные), категория D1 (перспективные), категория D2 (прогнозируемые).
2.18.Перспективные ресурсы категории D0 выделяются на подготовленных к бурению ловушках в районах с доказанной промышленной нефтегазоносностью и в не вскрытых бурением возможно продуктивных объектах открытых месторождений.
2.19. Локализованные ресурсы нефти и газа (категория Dл) – оцениваются по возможно продуктивным пластам в ловушках, выявленных по результатам поисковых геологических и геофизических исследований в пределах районов с доказанной и предполагаемой промышленной нефтегазоносностью. Локализованные ресурсы нефти и газа используются при планировании геологоразведочных работ с целью подготовки наиболее перспективных объектов для проведения площадных геофизических работ (сейсморазведка, гравиразведка, магниторазведка и пр.).
2.20. Категория D1 (перспективные) – ресурсы нефти, газа и конденсата литолого-стратиграфических горизонтов и комплексов с доказанной промышленной нефтегазоносностью в пределах крупных региональных структур первого порядка. Количественная оценка перспективных ресурсов проводится по результатам региональных геологических, геофизических, геохимических исследований и по аналогии с изученными месторождениями, открытыми в пределах оцениваемого региона в соответствии с действующим на момент оценки методическим руководством по количественной оценке ресурсов нефти, газа и конденсата.
Перспективные ресурсы нефти и газа категории D1 отражают возможность открытия месторождений нефти и газа в оцениваемом регионе и используются для проектирования региональных геологоразведочных работ на нефть и газ, выбора наиболее перспективных участков для проведения на них поисковых геологических и геофизических исследований.
2.21. Категория D2 (прогнозируемые) – ресурсы нефти, газа и конденсата литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур первого порядка, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. Перспективы нефтегазоносности этих комплексов предполагаются на основе имеющихся данных геологических, геофизических и геохимических исследований, а также по аналогии с другими, изученными нефтегазоносными районами той же нефтегазоносной области, где установлены месторождения нефти и газа или вышележащими нефтегазоносными комплексами.
Прогнозируемые ресурсы категории D2 отражают потенциальную возможность открытия месторождений нефти и горючих газов в регионе, промышленная нефтегазоносность которого не доказана, и используются для проектирования региональных геологоразведочных работ на нефть и газ.