Выделение категорий запасов и ресурсов

Проект

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 С_{5+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 (С_{5+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 натри 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);

 

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.

 

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 шагуэксплуатационной 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 D_Л (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.

 

1234Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: