Требования к подсчету и учету начальных и текущих запасов, оценке ресурсов нефти, газа, и содержащихся в них попутных полезных ископаемых и компонентов
4.1. Подсчет запасов месторождений и перспективных ресурсов нефти, газа, и содержащихся в них попутных полезных ископаемых и компонентов проводится в соответствии с требованиями «Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов».
4.2.Запасы категории А (разрабатываемые, разбуренные) подсчитываются на разрабатываемых месторождениях (залежах), разбуренных эксплуатационными скважинами и разрабатываемых в соответствии с утвержденным проектным документом (технологическим проектом разработки или дополнением к нему, технологической схемой разработки или дополнением к ней), степень изученности которых отвечает требованиям к изученности месторождений (пункты 3.20, 3.21) и в соответствующих границах (пункт 2.6).
4.3.Запасы категории В1 подсчитываются на разрабатываемых месторождениях (залежах), не разбуренных эксплуатационными скважинами залежей/частей залежей, разработка которых планируется в соответствии с утвержденным проектным документом (технологическим проектом разработки или дополнением к нему, технологической схемой разработки или дополнением к ней), степень изученности которых отвечает требованиям к изученности месторождений (пункт 3.20) и в соответствующих границах (пункт 2.8).
4.4. Запасы категории В2 подсчитываются на разрабатываемых месторождениях (залежах), не разбуренных эксплуатационными скважинами, разработка которых проектируется в соответствии с утвержденным проектным документом (технологическим проектом разработки или дополнением к нему, технологической схемой разработки или дополнением к ней) и в соответствующих границах (пункт 2.9).
4.5. Запасы категории C1 подсчитываются на не введенных в промышленную разработку месторождениях, на которых может осуществляться пробная эксплуатация или пробная эксплуатация отдельных скважин, степень изученности которых отвечает требованиям к изученности месторождений (пункты 3.19) в границах, проведенных согласно пункту 2.12.
4.6. Запасы категории С2 подсчитываются на неразведанных частях не введенных в промышленную разработку месторождениях, степень изученности которых отвечает требованиям к изученности месторождений (пункты 3.18) в границах, проведенных согласно пунктам 2.12 и 2.13.
4.7.Основным объектом подсчёта запасов нефти и газа является залежь. Подсчет и учет начальных и текущих геологических и извлекаемых запасов нефти и газа и содержащихся в них попутных полезных ископаемых и компонентов проводят по каждой залежи раздельно и по месторождению в целом.
Если залежь состоит из нескольких пластов, характеризующихся различными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС), то в качестве подсчётного объекта может рассматриваться каждый из этих пластов. Запасы месторождения в целом определяются как сумма запасов всех залежей (всех подсчетных объектов).
4.8. При определении запасов месторождений подлежат обязательному подсчёту и учёту запасы нефти, газа и содержащихся в них попутных полезных ископаемых и компонентов, целесообразность извлечения которых обоснована технологическими и технико-экономическими расчётами.
4.9. Запасы нефти и газа (растворенного, свободного и газа газовых шапок) подсчитываются и учитываются раздельно. Запасы попутных полезных компонентов, подсчитываются и учитываются также раздельно.
4.10. Подсчет начальных и текущих запасов нефти и газа проводится раздельно по залежам с выделением запасов газовой, газонефтяной, газонефтеводяной, газоводяной, нефтяной и водонефтяной зон. Сумма запасов по зонам должна соответствовать запасам всей залежи. Запасы месторождения складываются из суммы запасов учтённых в нём залежей.
4.11. Для учета запасов подсчетных объектов (залежей), границы которых выходят за пределы лицензионных участков, запасы нефти, газа и содержащихся в них попутных полезных ископаемых и компонентов определяются как в целом по месторождению, подсчетным объектам (залежам), так и в границах лицензионных участков (распределенный фонд) и за их пределами (нераспределенный фонд).
4.12. В пределах подсчетных объектов подсчёт и учет запасов, а также оценка и учёт ресурсов различных категорий ведется раздельно (D0).
4.13. Для разрабатываемых месторождений дополнительно подсчёт и учет запасов ведется раздельно для каждой зоны насыщения, выделенной на данном подсчетном объекте (газовой, газонефтяной, нефтяной, водонефтяной, газоводонефтяной).
4.14. Для нефтяных залежей содержащих традиционные запасы основным методом подсчёта начальных геологических запасов нефти и газа является объемный метод. Метод материального баланса является вспомогательным и применяется при необходимости для контроля подсчёта запасов разрабатываемых залежей или их участков, охваченных на дату подсчета дренированием.
4.15.Для залежей природного газа содержащих традиционные запасы подсчет геологических запасов газа и конденсата выполняется объемным методом. Для месторождений с отбором газа в количестве 30 % и более от начальных запасов, отчет по подсчету запасов представлять с обязательным приложением подсчета запасов на основе уравнения материального баланса.
4.16. Объемный метод применяется для подсчета начальных геологических запасов нефти и газа, содержащих традиционные запасы, как правило, с использованием цифровых трехмерных геологических и фильтрационных моделей.
4.17. Для залежей, содержащих нетрадиционные запасы, подсчет, оценка, учет запасов и ресурсов нефти, газа и попутных полезных компонентов производится с использованием методик, изложенных в отдельных методических рекомендациях, утвержденных в установленном порядке.
4.18. Подсчет геологических запасов нефти производится с учётом объемного коэффициента и плотности нефти, определяемых по результатам дифференциального разгазирования глубинных или рекомбинированных проб пластовой нефти до стандартных условий. В отдельных случаях для запасов категории В2, С1 и С2 допускается использование данных по свойствам нефтей объектов-аналогов.
4.19. Подсчет геологических запасов растворенного газа производится по его содержанию в нефти в пластовых условиях, которое определяется по результатам дифференциального разгазирования глубинных проб нефти до стандартных условий. В отдельных случаях для запасов категории В2, С1 и С2 допускается использование данных по свойствам нефтей объектов-аналогов.
4.20. Для подсчета остаточных запасов нефти залежей, находящихся в поздней стадии разработки, в зависимости от режима работы залежи, в качестве дополнительного метода, могут применяться различные варианты статистического метода.
4.21. Оценка подготовленных (категории D0) и локализованных (категории Dл) геологических ресурсов нефти и газа на площадях, изученных сейсморазведочными работами, проводится только объемным методом. Форма, размер и условия залегания предполагаемых залежей определяются по результатам геологических и геофизических исследований, а толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти и газа принимаются по аналогии с разведанными месторождениями.
4.22. Оценка перспективных (категории D1) и прогнозируемых (категории D2) ресурсов производится с использованием методов, изложенных в отдельных методических рекомендациях, утвержденных в установленном порядке.
4.23. Ресурсы оцениваются и учитываются раздельно по нефти и газу в пределах нефтегазоносных провинций, областей, районов, зон, площадей и отдельных ловушек по результатам геологоразведочных работ.
4.24. Основным документом подсчёта начальных геологических запасов нефти и газа является подсчётный план, составляемый на основе или структурных карт по кровле подсчётного объекта, или карт поверхности коллекторов этого объекта. Масштабы планов (1:5000—1:50000) зависят от размера и сложности геологического строения залежи. В отдельных случаях, при подсчёте запасов по крупным и уникальным месторождениям, масштаб подсчетных планов может быть принят равным 1:100000.
4.25. Для месторождений, находящихся в разработке (категория запасов А, В1, В2), извлекаемые запасы нефти, газа конденсата и содержащихся в них попутных полезных компонентов определяются по данным технологических документов на разработку залежей (месторождений) (технологическая схема, проект разработки и дополнения к ним), полученных в результате технико-экономических расчетов за расчетный период по варианту разработки, утвержденному в установленном порядке.
При расчете извлекаемых запасов определяется количество нефти, газа, конденсата и попутных полезных компонентов, которое можно извлечь как за весь срок разработки, так и за рентабельный период.
4. 26. Технологический документ (технологическая схема, проект разработки и дополнения к ним) для месторождений, находящихся в разработке (категория запасов А, В1, В2), представляется для рассмотрения в Роснедра одновременно с полным подсчетом или оперативным подсчетом геологических запасов.
4.27. При изменении ранее утвержденных ГКЗ Роснедра геологических запасов для категорий запасов А, В1, В2 более чем на 20%, на экспертизу представляются подсчет геологических запасов и технологическая схема/проект разработки.
4.28. При изменении ранее утвержденных ГКЗ Роснедра геологических запасов менее чем на 20%, на экспертизу представляется оперативный подсчет запасов. При этом для подсчета и учета извлекаемых запасов коэффициенты извлечения нефти, газа и конденсата принимаются утвержденные ранее ГКЗ Роснедра в установленном порядке.
4.29. При изменении ранее утвержденных ГКЗ Роснедра извлекаемых запасов и/или изменении проектных решений на экспертизу представляется оперативный подсчет запасов и дополнение к технологической схеме разработки/проекту разработки.
4.30. Все технологические документы должны быть выполнены в соответствии с правилами разработки и правилами проектирования разработки, утвержденными в установленном порядке, и с использованием всей имеющейся на дату подсчета геолого-промысловой информации.
В представленных технологических документах должны быть рассчитаны варианты, основанные на современных методах повышения нефтеоотдачи пластов, апробированные на месторождении или месторождениях-аналогах в установленном порядке.
4.31. Для месторождений, находящихся в разведке (категории С1 и С2), расчет извлекаемых запасов осуществляется на основании определения конечного технологического коэффициента извлечения нефти, газа и конденсата (КИН, КИГ, КИК). Расчет извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения осуществляется на основании технико-экономических расчетов.
При отсутствии достаточной геолого-промысловой информации для месторождений, находящихся в стадии разведки, допускается использование упрощенных статистических способов определения коэффициента извлечения (КИН, КИГ, КИК):
• метод аналогий;
• покоэффициентный метод;
• эмпирические методы.
4.32.Оценка извлекаемых ресурсов и коэффициентов извлечения (КИН, КИК и КИГ) подготовленных (категории D0) и локализованных (категории Dл), перспективных (категории D1) и прогнозируемых (категории D2) ресурсов производится с использованием методов, изложенных в отдельных методических рекомендациях, утвержденных в установленном порядке.
4.33. Коэффициенты извлечения нефти (КИН), газа (КИГ) и конденсата (КИК) определяется с использованием методов, изложенных в специальных методических рекомендациях, утвержденных в установленном порядке.
4.34. Коэффициенты извлечения и извлекаемые запасы природных углеводородов (нефти, газа и конденсата) рассчитываются и учитываются по каждому объекту разработкипо рекомендуемым экономически обоснованным вариантам их разработки, обеспечивающим наиболее полное извлечение запасов нефти, газа и конденсата при соблюдении требований охраны недр и окружающей среды, правил ведения горных работ.
4.35. Коэффициенты извлечения нефти, газа и конденсата, определенные в рамках проекта пробной эксплуатации месторождения (залежи) не утверждаются и принимаются для сведения. Проект пробной эксплуатации выполняется и представляется в Роснедра для месторождений находящихся в стадии разведки (категория С1). Основная цель документа – представление на утверждение программы работ по доразведке месторождения и определения его добывных возможностей с целью последующего перевода в разрабатываемые месторождения. Срок действия документа 3-5 лет.
4.36. В пробную эксплуатацию месторождения (залежи) может вовлекаться не более 20% от запасов месторождения (залежи).
4.37. Запасы месторождений и ресурсы нефти, конденсата, серы, металлов, этана, пропана, бутанов подсчитываются, оцениваются и учитываются в единицах массы (в тысячах тонн).
Запасы месторождений и ресурсы газа приводятся к стандартным условиям (давлению 0,1МПа и температуре 200С). Запасы и ресурсы сухого газа, сероводорода, диоксида углерода, азота подсчитываются, оцениваются и учитываются в миллионах кубических метров, гелия и аргона - в тысячах кубических метров.
4.38. Отчеты по подсчету и обоснованию категорий запасов оформляются в соответствии с действующими нормативно методическими документами, утвержденными Приказом Министерства природных ресурсов и экологии Российской федерации.