Зарегистрирован в Минюсте РФ 31 декабря 2013 г.
Регистрационный N 30943

В соответствии с Законом Российской Федерации от 21 февраля 1992 г. N 2395-I "О недрах" (Ведомости Съезда народных депутатов Российской Федерации и Верховного Совета Российской Федерации, 1992, N 16, ст. 834; Собрание законодательства Российской Федерации, 1995, N 10, ст. 823; 1999, N 7, ст. 879; 2000, N 2, ст. 141; 2001, N 21, ст. 2061; N 33, ст. 3429; 2002, N 22, ст. 2026; 2003, N 23, ст. 2174; 2004, N 27, ст. 2711; N 35, ст. 3607; 2006, N 17, ст. 1778; N 44, ст. 4538; 2007, N 27, ст. 3213; N 49, ст. 6056; 2008, N 18, ст. 1941; N 29, ст. 3418, 3420; N 30, ст. 3616; 2009, N 1, ст. 17; N 29, ст. 3601; N 52, ст. 6450; 2010, N 21, ст. 2527; N 31, ст. 4155; 2011, N 15, ст. 2018, 2025; N 30, ст. 4567, 4570, 4572, 4590; N 48, ст. 6732; N 49, ст. 7042; N 50, ст. 7343, 7359; 2012, N 25, ст. 3264; N 31, ст. 4322; N 53, ст. 7648; 2013, N 19, ст. 2312; N 30, ст. 4060, 4061), Положением о Министерстве природных ресурсов и экологии Российской Федерации, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 29 мая 2008 г. N 404 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 22, ст. 2581; N 42, ст. 4825; N 46, ст. 5337; 2009, N 3, ст. 378; N 6, ст. 738; N 33, ст. 4088; N 34, ст. 4192; N 49, ст. 5976; 2010, N 5, ст. 538; N 10, ст. 1094; N 14, ст. 1656; N 26, ст. 3350; N 31, ст. 4251, 4268; N 38, ст. 4835; 2011, N 6, ст. 888; N 14, ст. 1935; N 36, ст. 5149; 2012, N 7, ст. 865; N 11, ст. 1294; N 19, ст. 2440; N 28, ст. 3905; N 37, ст. 5001; N 46, ст. 6342; N 51, ст. 7223; 2013, N 16, ст. 1964; N 24, ст. 2999; N 28, ст. 3832; N 30, ст. 4113; N 33, ст. 4386; N 38, ст. 4827), Положением о Федеральном агентстве по недропользованию, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 17 июня 2004 г. N 293 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 26, ст. 2669; 2006, N 25, ст. 2723; 2008, N 22, ст. 2581; N 42, ст. 4825; N 46, ст. 5337; 2009, N 6, ст. 738; N 33, ст. 4081; N 38, ст. 4489; 2010, N 26, ст. 3350; 2011, N 14, ст. 1935; 2013, N 10, ст. 1027; N 28, ст. 3832), приказываю :

1. Утвердить прилагаемую Классификацию запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов.

2. Ввести в действие Классификацию запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов с 1 января 2016 г.

Министр С.Е.Донской

Прим. ред.: приказ опубликован в "Бюллетене нормативных актов федеральных органов исполнительной власти", N 5, 03.02.2014.

Приложение

Классификация запасов и ресурсов нефти и горючих газов

I. Общие положения

1. Настоящая Классификация запасов и ресурсов нефти и горючих газов устанавливает единые для Российской Федерации принципы подсчета и государственного учета запасов и ресурсов нефти, горючих газов (свободного газа, газа газовых шапок, газа, растворенного в нефти) и газового конденсата (далее - конденсат).

2. При определении запасов подлежат обязательному раздельному подсчету и учету запасы нефти, горючих газов (далее - газ), конденсата и содержащихся в них попутных компонентов (далее - компоненты). Запасы попутных компонентов, содержащихся в нефти, конденсате, свободном и растворенном газе, учитываются только в случае подтверждения целесообразности их извлечения технологическими и технико-экономическими расчетами.

3. Подсчет и учет запасов производят по наличию их в недрах по каждой залежи раздельно и месторождению в целом.

4. Ресурсы оцениваются и учитываются раздельно по нефти, газу и конденсату в пределах нефтегазоносных провинций, областей, районов, зон, площадей и отдельных ловушек по результатам геолого-разведочных работ.

5. Запасы залежей и месторождений подразделяются на:

Количество нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, которое находится в недрах в изученных бурением залежах, наличие которых в недрах доказано пробной или промышленной эксплуатацией или испытанием скважин или обосновывается геолого-геофизическими исследованиями (геологические запасы);
часть геологических запасов, которая может быть добыта из залежи (месторождения) за весь срок разработки в рамках оптимальных проектных решений с использованием доступных технологий с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды (извлекаемые запасы).

6. Ресурсы не вскрытых бурением объектов с предполагаемой нефтегазоносностью подразделяются на:

Количество нефти, газа и конденсата, содержащееся в не вскрытых бурением ловушках, нефтегазоносных или перспективных нефтегазоносных пластах, горизонтах или комплексах, наличие которых в недрах предполагается на основе геологических представлений, теоретических предпосылок, результатов геологических, геофизических и геохимических исследований (геологические ресурсы);
часть геологических ресурсов, которую прогнозируется извлечь из недр с использованием доступных технологий с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды (извлекаемые ресурсы).

7. Запасы нефти, конденсата, а также содержащихся в нефти, конденсате и горючих газах компонентов подсчитываются и учитываются, а ресурсы нефти и конденсата оцениваются и учитываются в единицах массы.

8. Запасы горючих газов и гелия подсчитываются и учитываются, а ресурсы горючих газов оцениваются и учитываются в единицах объема.

9. Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов производятся при условиях, приведенных к стандартным (при давлении 0,1 МПа и температуре 20°С).

10. Месторождения и залежи нефти и газа для планирования геолого-разведочных работ и разработки месторождений и ведения учета запасов содержащихся в них полезных ископаемых подразделяются по фазовому состоянию, по величине запасов и стадиям освоения.

11. Запасы нефти и газа подразделяются по степени промышленного освоения и по степени геологической изученности на категории: А (разрабатываемые, разбуренные), В 1 (разрабатываемые, неразбуренные, разведанные), В2(разрабатываемые, неразбуренные, оцененные), С 1 (разведанные) и С 2 (оцененные).

12. Запасы залежи / части залежи, разбуренные эксплуатационными скважинами и разрабатываемые в соответствии с утвержденным проектным документом (технологическим проектом разработки или дополнением к нему, технологической схемой разработки или дополнением к ней), относятся к категории А (разрабатываемые, разбуренные);

К категории А относятся запасы залежей / частей залежей, геологическое строение которых, форма и размеры определены, а флюидальные контакты обоснованы по данным бурения, опробования и материалам геофизических исследований скважин. Цитологический состав, тип коллекторов, эффективные нефте- и газонасыщенные толщины, фильтрационно-емкостные свойства и нефте- и газонасыщенность, состав и свойства углеводородов в пластовых и стандартных условиях и технологические характеристики залежи (режим работы, дебиты нефти, газа, конденсата, продуктивность скважин) установлены по данным эксплуатации скважин, гидропроводность и пьезопроводность пласта, пластовое давление, температура, коэффициенты вытеснения определены по результатам гидродинамических исследований скважин и лабораторных исследований керна.

13. Запасы неразбуренных 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), изученные сейсморазведкой или иными высокоточными методами и разбуренные поисковыми, оценочными, разведочными, транзитными или углубленными эксплуатационными скважинами, давшими 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), относятся к категории В 1 (разрабатываемые, неразбуренные, разведанные).

14. Запасы залежей / частей залежей, 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), изученные сейсморазведкой или иными высокоточными методами, наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований и испытанием отдельных скважин в процессе бурения, относятся к категории В 2 (разрабатываемые, неразбуренные, оцененные).

15. Запасы залежей / частей залежей, не введенных в промышленную разработку месторождений, на которых может осуществляться пробная эксплуатация или пробная эксплуатация отдельных скважин, относятся к категории C 1 (разведанные).

Залежи должны быть изучены сейсморазведкой или иными высокоточными методами и разбурены поисковыми, оценочными, разведочными скважинами, давшими 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).

Для открываемых месторождений на акваториях морей, в том числе на континентальных шельфах морей Российской Федерации в территориальных морских водах, во внутренних морских водах, а также в Каспийском и Азовском морях, к запасам категории C 1 относят залежь / часть залежи, вскрытую первой поисковой скважиной, в которой получены качественные результаты гидродинамического каротажа (ГДК), позволяющие оценить характер насыщенности пласта.

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 геолого-разведочных работ разведки, пробной эксплуатации отдельных скважин или проекта пробной эксплуатации.

16. Запасы залежей / частей залежей, не введенных в промышленную разработку месторождений, разрабатываемых на основании проекта пробной эксплуатации, пробной эксплуатации отдельных скважин, изученные сейсморазведкой или иными высокоточными методами, наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований и испытанием отдельных скважин в процессе бурения, относятся к категории С 2 (оцененные).

17. Ресурсы нефти, газа и конденсата по степени геологической изученности подразделяются на категории: D 0 (подготовленные), D л (локализованные), D 1 (перспективные), D 2 (прогнозируемые).

18. Критерием выделения категорий ресурсов по геологической изученности является изученность геологического строения и нефтегазоносности территории, геологического элемента или участка недр по площади и разрезу параметрическим и поисковым бурением, геофизическими, геохимическими и другими видами поисково-разведочных работ.

19. Ресурсы нефти, газа и конденсата возможно продуктивных пластов в подготовленных к бурению ловушках в районах с доказанной промышленной нефтегазоносностью или в не вскрытых бурением продуктивных пластах открытых месторождений. Форма, размеры и условия залегания предполагаемых залежей определены по результатам геолого-геофизических исследований, толщина и фильтрационно-емкостные свойства пластов, состав и свойства углеводородов принимаются по аналогии с открытыми месторождениями, относятся к категории D 0 (подготовленные).

Подготовленные ресурсы категории D 0 отражают возможность открытия залежей нефти и газа в подготовленной к поисковому бурению ловушке и используются для проектирования поисковых работ.

20. Ресурсы нефти, газа и конденсата возможно продуктивных пластов в ловушках, выявленных по результатам поисковых геологических и геофизических исследований в пределах районов с доказанной промышленной нефтегазоносностью, относятся к категории D л (локализованные).

Локализованные ресурсы нефти и газа используются при планировании геолого-разведочных работ по подготовке ловушек к поисковому бурению и подготовке ресурсов категории D 0 .

21. Ресурсы нефти, газа и конденсата литолого-стратиграфических комплексов и горизонтов с промышленной нефтегазоносностью, доказанной в пределах крупных региональных структур. Количественная оценка перспективных ресурсов проводится по результатам региональных геологических, геофизических, геохимических исследований и по аналогии с изученными месторождениями, открытыми в пределах оцениваемого региона, относятся к категории D 1 (перспективные).

Перспективные ресурсы категории D 1 отражают возможность открытия месторождений нефти и газа в оцениваемом регионе и используются для проектирования региональных геолого-разведочных работ на нефть и газ, выбора районов и установления очередности проведения на них поисковых работ.

22. Ресурсы нефти, газа и конденсата литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. Перспективы нефтегазоносности этих комплексов определяются на основе имеющихся данных геологических, геофизических, геохимических исследований и по аналогии с другими более изученными регионами, где установлены разведанные месторождения нефти и газа, или вышележащими нефтегазоносными комплексами, относятся к категории D 2 (прогнозируемые).

Прогнозируемые ресурсы категории D 2 отражают потенциальную возможность открытия месторождений нефти и газа в регионе, промышленная нефтегазоносность которого не доказана, и используются для проектирования региональных геолого-разведочных работ на нефть и газ.

IV. Типы месторождений (залежей) нефти и газа по фазовому состоянию

23. В зависимости от фазового состояния и состава основных углеводородных соединений в недрах месторождения (залежи) нефти и газа подразделяются на:

Нефтяные (Н), содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом;
газонефтяные (ГН), в которых основная часть залежи нефтяная, а газовая шапка не превышает по объему нефтяную часть залежи;
нефтегазовые (НГ), к которым относятся газовые залежи с нефтяной оторочкой и залежи, в которых газовая шапка превышает по объему нефтяную часть залежи;
газовые (Г), содержащие только газ;
газоконденсатные (ГК), содержащие газ с конденсатом;
нефтегазоконденсатные (НТК), содержащие нефть, газ и конденсат.

V. Типы месторождений (залежей) газа по содержанию конденсата

24. В газовых залежах по содержанию конденсата (С5+в) выделяются следующие группы газоконденсатных залежей:

Низкоконденсатные - с содержанием конденсата менее 25 г/м 3 ;
среднеконденсатные - с содержанием конденсата от 25 до 100 г/м 3 ;
высококонденсатные - с содержанием конденсата от 100 до 500 г/м 3 ;
уникальноконденсатные - с содержанием конденсата более 500 г/м 3 .

VI. Градация месторождений нефти и газа по величине извлекаемых запасов

25. Месторождения нефти и газа по величине начальных извлекаемых запасов подразделяются на:

Уникальные - более 300 млн. т нефти или 300 млрд. м 3 газа;
крупные - от 30 до 300 млн. т нефти или от 30 до 300 млрд. м 3 газа;
средние - от 5 до 30 млн. т нефти или от 5 до 30 млрд. м 3 газа;
мелкие - от 1 до 5 млн. т нефти или от 1 до 5 млрд. м 3 газа;
очень мелкие - менее 1 млн. т нефти, менее 1 млрд. м 3 газа.

VII. Градация месторождений нефти и газа по сложности геологического строения

26. По сложности геологического строения выделяются месторождения (залежи):

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.

VIII. Распределение месторождений (залежей) нефти и газа по степени освоения

27. По степени освоения месторождения (залежи) нефти и газа подразделяются на:

Разрабатываемые - месторождения, на которых осуществляется добыча углеводородов в соответствии с утвержденным проектным документом на разработку (технологическим проектом разработки или дополнением к нему или технологической схемой разработки или дополнением к ней);

Разведываемые - месторождения, на которых проводятся геолого-разведочные работы, в том числе может осуществляться добыча в рамках проекта пробной эксплуатации залежи, месторождения или эксплуатация отдельных скважин.

Методы оценки запасов

В настоящее время существуют различные классификации оценки запасов и ресурсов жидких, газообразных и твердых углеводородов . В задачу этих систем входит не только измерение объемов углеводородов, содержащихся в недрах, но также определение доли этих запасов, извлечение которой будет экономически оправданным с учетом существующих технологий, оборудования и норм по охране окружающей среды. По некоторым критериям оценка запасов нефти и газа может различаться, поэтому ниже мы приведем информацию о существующих классификациях «черного золота».

Классификация SPE-PRMS

Наиболее распространенной в мировой нефтегазовой промышленности является система управления ресурсами и запасами углеводородов SPE-PRMS (Petroleum Resources Management System). Классификация, разработанная в 1997 году Обществом инженеров-нефтяников (Society of Petroleum Engineers, SPE) совместно с Мировым нефтяным конгрессом (World Petroleum Congress, WPC) и Американской ассоциацией геологов-нефтяников (AAPG), в последующие годы была дополнена разъясняющими и вспомогательными документами, и в 2007 была принята новая редакция системы.

Стандарты SPE-PRMS не только оценивают вероятность присутствия нефти в месторождении, но и учитывают экономическую эффективность извлечения этих запасов. При определении эффективности учитываются такие факторы, как затраты на разведку и бурение, транспортировку, налоги, существующие цены на нефть и многие другие. По данной классификации запасы делятся на категории «доказанные», «вероятные» и «возможные» в зависимости от оценки шансов их извлечения. Таким образом, у доказанных запасов шанс быть добытыми равняется 90%, у вероятных - 50%, а у возможных он самый низкий - 10%. Так же эта классификация оценивает ресурсы углеводородов.

Классификация SEC

Стандарты SEC были разработаны американской Комиссией по рынку ценных бумаг (Securities and Exchange Commission, SEC). Они несколько отличаются по ряду параметров от классификации SPE-PRMS. В частности, основными критериями, по которым оцениваются месторождения, являются достоверность существования запасов и срок действия лицензии на разработку месторождения. В отличии от классификации SPE-PRMS, классификация SEC не рассматривает категории Вероятных и Возможных запасов, а также ресурсы. Учитываются только Доказанные запасы. Согласно стандартам SEC, нефтяные залежи не могут классифицироваться как запасы, если их извлечение планируется после окончания действия лицензии.

Доказанные запасы, также как и у SPE-PRMS, разделяются на следующие категории:

• Разрабатываемые (разбуренные) запасы - это те запасы, которые могут быть извлечены из существующих скважин при помощи существующего оборудования и технологий. Разрабатываемые запасы делятся на:
  - разрабатываемые добываемые - запасы, извлекаемые из перфорированных объектов действующими на дату оценки скважинами;
  - разрабатываемые недобываемые - «простаивающие» и «затрубные» запасы, которые требуют малых капиталовложений для извлечения;
  - неразрабатываемые запасы - это количества углеводородов, которые ожидается извлечь за счет будущих капиталовложений.
• Доказанные запасы включают в себя весь достоверно обоснованный объем нефти, который может быть извлечен из данного месторождения в будущие годы.

Российская система классификации запасов

В настоящее время в России действует временная классификация 2001 года, прототипом которой является классификация запасов и ресурсов 1983 года. Российская система значительно отличается от стандартов SPE-PRMS и SEC и основывается исключительно на анализе геологических признаков, без учета экономических факторов. По данной классификации, в зависимости от степени изученности разведанные запасы представлены категориями A, B, и C1; предварительные оценочные запасы представлены категорией C2; потенциальные запасы представлены категорией C3; и прогнозные ресурсы представлены категориями D1 и D2. Более подробную информацию о классификации ресурсов можно найти в на сайте Федерального агентства по недропользованию РФ .

В настоящее время в России ведутся работы по усовершенствованию стандартов классификации запасов нефти. Цель этой работы - приблизить требования по категоризации запасов к международным, более приемлемым для условий рыночной экономики.

Запасы – это скопление нефти и газа находящмхся в недрах в виде залежи на основе анализа геологической изученности и изученных бурением или находящихся в разрабоке залежей. Запасы – это скопление нефти и газа и горючих компонентов в разрабатываемых залежах.

Ресурсы – это скопление нефти и газа и горючих компонентов находящихся в залежах не вскрытых бурением, установленных на основании геологических, геохимических исследований.

Запасы нефти и газа подсчитываются по результатам геолого-разведочных работ и разработки месторождений. Данные о запасах нефти и газа используются при планировании осуществления их добычи, при разработке и инвестизации проектов, при разработке

Ресурсы нефти и горючих газов оцениваются раздельно в пределах нефтегазоносных провинций, областей и районов, зон, площадей и отдельных ловушек.

Объектом подсчета запасов является залежь (часть залежи) нефти и газа с доказанной промышленной нефтегазоносностью. Объектом оценки ресурсов – скопления нефти, газа в нефтегазоносных комплексах, горизонтах, пластах и ловушках, не вскрытых бурением, наличие которых в недрах прогнозируется по результатам геологических, геофизических и геохимических исследований.

Запасы и ресурсы по промышленной значимости и экономической эффективности подразделяются на группы запасов и ресурсов , а по степени геологической изученности и промышленной освоенности на категории запасов и ресурсов .

Группы ресурсов выделяются по:

1. экономической эффективности (ожидаемой стоимости запасов)

2. геологической изученности (степень разбуренности параметрическим и поисковым бурением по площади и разрезу участка недр, детальность проведенных геофизических, геохимических и других видов поисково-разведочных работ)

Группы запасов выделяются по:

1. по экономической эффективности (является значение показателя чистого дисконтированного дохода, определяемого по прогнозируемым показателям разработки)

2. запасов по промышленной освоенности (степень вовлечения оцениваемой залежи в разработку)

3. по геологической изученности (степень разбуренности залежи по площади и разрезу, детальность проведенных в ее пределах геофизических, геохимических и других видов поисково-разведочных работ и точность построения геологической и фильтрационной моделей, на основе которых осуществляется достоверный подсчет запасов и составление проектных документов на разработку)

В зависимости от степени изученности и объема исходной геолого-геофизической информации могут использоваться детерминированные и вероятностные методы подсчета запасов.

При детерминированном методе подсчета запасы характеризуют одной величиной, которую рассчитывают по параметрам, определенным по геологическим, геофизическим и промысловым данным.

При вероятностном подходе параметры месторождения рассматриваются как случайные величины, а величина запасов представляет не точечное значение, а некоторое распределение, показывающее вероятность получить то или иное значение величины запасов.

Запасы нефти, газа и содержащихся в них компонентов по степени экономической эффек-тивности и возможности их промышленного освоения и использования подразделяются на две группы, подлежащие раздельному подсчету и учету:

−экономически эффективные;

−потенциально-экономически эффективные.

Экономически эффективные запасы подразделяются следующим образом:

−коммерческие – запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку на момент оценки, согласно технико-экономическим расчетам, экономически эффективно в условиях конкурентного рынка при использовании техники и технологии добычи и переработки сырья, обеспечивающих соблюдение требований по рациональному использованию недр и охране окру-жающей среды;

- гранично-экономически эффективные – запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку на момент оценки, согласно технико-экономическим расчетам, не обеспечи-вает приемлемую эффективность в условиях конкурентного рынка из-за низких технико-экономических показателей, но освоение которых становится экономически возможным при осу-ществлении со стороны государства специальной поддержки в виде налоговых льгот, субсидий или изменении цен на нефть и газ.

Ресурсы по экономической эффективности подразделяются на две группы:

экономически эффективные – ресурсы, имеющие положительную предварительно (или экспертно) ожидаемую стоимость запасов (рентабельные).

потенциально-экономически эффективные – ресурсы, имеющие на дату оценки неопреде-ленную ожидаемую стоимость запасов (неопределенно рентабельные).

Степень промышленного освоения определяется степенью вовлечения оцениваемой залежи в разработку.

1) запасы промышленно освоенных залежей (или их частей), дренируемые эксплуатационными скважинами при реализованных технологиях разработки в соответствии с проектным документом на разработку;

2) запасы промышленно освоенных залежей (или их частей), которые на дату подсчета по разным причинам не дренируются (в районе простаивающих скважин), но ввод которых в разработку экономически обоснован и не потребует существенных дополнительных капитальных затрат;

3) запасы разрабатываемой залежи (или ее части), которые могут быть экономически рентабельно дополнительно извлечены из геологических запасов этой залежи за счет применения промышленно освоенных методов увеличения нефтеотдачи (МУН);

4) запасы, которые могут быть извлечены дополнительно из геологических запасов этой залежи за счет уплотнения первичной сетки эксплуатационных скважин

К категории С 1 (оцененные) относятся запасы части залежи, изученной достоверной сейсмо-разведкой или иными высокоточными методами в зоне возможного дренирования неопробован-ных скважин, примыкающие к запасам категорий А и В и выделяемые при условии, что имеющаяся геолого-геофизическая информация с высокой степенью вероятности указывает на промышленную продуктивность вскрытого пласта в данной части залежи. Степень геологической изученности геолого-промысловых параметров залежи достаточна для построения предварительной геологической модели и проведения подсчета запасов.

К категории С 2 (предполагаемые) относятся запасы в неизученных бурением частях залежи и в зоне дренирования транзитных неопробованных скважин. а также на площадях, в пределах кото-рых притоки нефти и газа получены только при помощи испытателей пластов в процессе бурения скважины.

Для планирования и проектирования региональных и поисковых работ ресурсы нефти и горючих газов подразделяются на категории:

−локализованные (D 1);

−перспективные (D 2);

−прогнозные (D 3)

Ресурсы категории D 1 (локализованные)– это ресурсы нефти, горючих газов и конденсата возможно продуктивных пластов в выявленных и подготовленных к бурению ловушках. Форма, размеры и условия залегания предполагаемых залежей определены по результатам геолого-геофизических исследований, толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти и газа принимаются по аналогии с разведанными месторождениями

Ресурсы категории D 2 (перспективные) – это ресурсы нефти и горючих газов литолого-стратиграфических комплексов и горизонтов с доказанной промышленной нефтегазоносностью в пределах крупных региональных структур

Ресурсы категории D 3 (прогнозные) – это ресурсы нефти и горючих газов литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, про-мышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. Перспективы нефтегазоносности этих комплексов прогнозируются на основе данных геологических, геофизических, геохимических исследований.

Характеристика месторождений нефти и горючих газов по фазовому состоянию:

1.нефтяные

2. газонефтяные

3.нефтегазовые

4.газовые

5. газоконденсатные

6. нефтегазоконденсатные

Градация месторождений по величине извлекаемых запасов:

1. уникальные – более 300млн.т.нефти

или более 500млрд.м 3 газа

2. крупные – от 30 до 300млн.т.нефти

от 30 до 500млрд.м 3 газа

3. средние – от 3 до 30млн.т.нефти

от 3 до 30млрд.м 3 газа

4. мелкие – от от 1 до 3млн.т.нефти

от 1 до 3млрд.м 3 газа

5. очень мелкие – менее 1млн.т.нефти

менее 1млрд.м 3 газа

распределение залежи по сложности геологического строения:

1. простого – 1 фазные залежи, связанные с ненарушенными структурами. Продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств.

2. сложного -1 и 2 фазные залежи, характеризующиеся не выдержанностью толщин и коллекторских свойств, или литологических замещений коллекторов непроницаемыми породами.

3. очень сложного – 1 и 2 фазные залежи, характеризуются наличием литологических или тектонических нарушений, не выдержанность толщин и коллекторских свойств. Залежи сложного строения с тяжелыми нефтями.

Запасы нефти – тема сложная и неоднозначная. Поскольку нефть залегает в недрах на большой глубине, очень трудно дать какие-то точные количественные оценки. Напрямую замерить объемы нефти, залегающие в земли, мы естественно не можем. Приходится довольствоваться расчетными оценками, которые зависят как от качества и количества исходных данных, так и от принятой методики подсчета.

Существуют два принципиально разных метода подсчета извлекаемых запасов и ресурсов нефти:

• Детерминистский метод (Deterministic) – метод, базирующийся на известных геологических, инженерных и экономических данных. Для расчета используются одиночные значения параметров, используемых для расчета запасов (площадь, пористость, мощность и т.д.). Результатом также является единственное значение запасов.
• Вероятностный метод (Probabilistic) – статистический анализ известных геологических, инженерных и экономических данных, при котором запасы подсчитываются по непрерывным кривым распределения. На входе и на выходе – кривые распределения значений с вероятностями появления значений.

В России исторически сложился детерминистский подход, в результате которого получается одно единственное значение запасов. Это более понятный подход. Но и более ошибочный. Вероятность, что полученная в результате расчетов цифра по запасам нефти не соответствует реальности, стремиться к 100% (насколько именно эта цифра не соответствует реальности – другой вопрос).

Аналитические методы подсчета запасов и ресурсов нефти:

• Метод аналогий . В основе лежит предположение о сопоставимости рассматриваемого пласта пластам-аналогам в отношении коллекторских свойств пород и свойств флюида, влияющих на определение величины конечных извлекаемых запасов.
• Объемный метод . Основан на использовании данных о коллекторских свойствах пород и свойствах флюида для расчета объемов начальных геологических запасов и последующего определения той их части, которая может быть добыта в результате реализации конкретного проекта (проектов) разработки.
• Метод материального баланса . Основан на анализе динамики изменения давления в пласте по мере отбора из него флюида.
• Метод анализа эксплуатационных показателей . Основан на анализе изменения темпов отбора и фазового состава добываемой продукции в зависимости от времени и величины накопленной добычи по мере истощения залежи.

Из перечисленных чаще всего применяют Объемный метод подсчета запасов.

Пересчет запасов нефти

Запасы нефти изменяются с течением времени (а как иначе?). Поэтому с определенной периодичностью запасы нефти пересчитываются и переутверждаются. Причины изменения запасов при этом могут быть разными.

Самая очевидная – компании ведут добычу нефти, и соответственно запасов в недрах становится меньше. Кроме того, в процессе разбуривания и разработки нефтяных месторождений уточняются данные, которые участвуют в формулах для расчета запасов. Более свежие, более актуальные данные ведут к пересмотру ранее утвержденных запасов.

Могут быть и другие причины изменения запасов нефти. Могут, например, измениться подходы к классификации запасов. Методики по классификации запасов нефти редко, но все же иногда меняются. При изменении методики нефтяные компании вынуждены пересчитывать запасы в соответствии с новым подходом.

Могут быть экономические причины изменения запасов нефти. Чем выше цена на нефть, тем больше возможностей вовлечь в разработку труднодоступные и/или трудноизвлекаемые запасы нефти, разработка которых при низкой цене на нефть оказывается нерентабельной.

Классификации запасов и ресурсов нефти и газа

Существует множество различных классификаций запасов и ресурсов нефти и газа. Практически в каждой нефтедобывающей стране существует своя собственная классификация. Как правило, действие такой классификации ограничено национальными границами. Но есть и общепризнанные классификации, которые используются всеми нефтяными компаниями.

Для российских нефтяных компаний актуальными являются 3 классификации:

• Классификация запасов и ресурсов нефти и газа РФ . Эта классификация применяется только в России и не признается международными организациями.
• Классификация Общества инженеров-нефтяников (SPE)
• Классификация SEC (американской Комиссии по рынку ценных бумаг)

Российская классификация запасов – по сути, наследство от закрытой советской системы (имеется ввиду классификация 2001 года). Она обладает некоторыми преимуществами перед западными классификациями, но в рыночных условиях, с точки зрения ведения нефтяного бизнеса, малоприменима, так как не учитывает экономическую целесообразность извлечения запасов. Используется при взаимодействии с российскими контролирующими и регулирующими органами, а также при составлении проектных и других документов, являющихся обязательным требованием российского законодательства.

Классификация запасов нефти американской Комиссии по рынку ценных бумаг (SEC) – обязательное требование для нефтяных компаний, чьи акции торгуются на американской фондовой бирже.

Классификация Общества инженеров-нефтяников (SPE) – наиболее распространенная и часто используемая классификация запасов нефти. Как правило, именно ее нефтяные компании используют для своих отчетов.

Согласно российской Классификация запасов и ресурсов нефти и газа выделяют категории запасов: A, B, C1, C2 и категории ресурсов: C3 и D (D1L, D1, D2). Выделение категорий запасов тесно связано с и .

Согласно классификации Общества инженеров-нефтяников выделяют:

• Доказанные запасы (Proved Reserves) – обычно единственная категория, рассматриваемая кредиторами.
• Вероятные запасы (Probable Reserves) – вместе с доказанными часто составляют основу проектов разработки месторождений и принятия обязательств на проведение работ.
• Возможные запасы (Possible Reserves) – указывают на имеющийся потенциал и участки дальнейших исследований и сбора данных.

Российская классификация запасов более ориентирована на государственный учет и геологию. Классификация SPE более подходит с точки зрения ведения нефтяного бизнеса.

• Введение
• Тема 1. Геолого-физическая характеристика нефтяных и газовых залежей
• 1.1 Общие понятия о нефти и природном газе с точки зрения их генезиса, фи­зики и химии.
• 1.2 Нефть и газ как сложные многокомпонентные системы углеводо­родов (ув) в различных термобарических условиях. Фазовые состояния и прев­ращения газонефтяных систем.
• 1.3 Общие сведения об осадочно-миграционной теории органического происхождения ув и образования месторождений нефти и природного газа. Понятие о геологических ловушках для ув, типы ловушек.
• 20 Со + 41н2 = с20н42 + 20н2о;
• 1.4 Минералы и горные породы. Классификация горных пород. Породы-коллекторы нефти и газа (их основные типы и характеристики).
• 1.4.Краткая стратиграфическая характеристика Припятского прогиба.
• Тема 2 Залежи и месторождения углеводородов
• 2.1 Залежи нефти и природного газа как единичные скопления ув в геологи­ческих ловушках. Месторождения нефти и газа.
• 1 - Газовая шапка; 2 - нефтяная зона с остаточной водой; 3-краевая вода
• Классификация залежей углеводородов
• 2.3 Пластовые воды залежей ув; расположение пластовых вод относительно нефтегазоносной части залежи.
• 2.4 Запасы нефти и природного газа. Категории запасов. Подсчет запа­сов нефти и газа объемным методом.
• Объемный метод подсчета запасов нефти
• Объемный метод подсчета запасов газа
• Тема 3. Пластовое давление в залежах ув
• 1  Газ; 2  нефть; 3  вода; 4 заводненная зона пласта; 5  точка замера давления в скважине; h  расстояние от точки замера до условной плоскости
• Тема 4. Физические параметры пластовых жидкостей и учет их изменения при разработке залежей нефти
• 4.2 Физические параметры пластовых вод.
• Тема 5. Условия эксплуатации нефтяных и газовых скважин
• 5.1 Условие притока флюидов к забоям скважин под действием упругих сил
• 5.2 Стационарные и нестационарные режимы исследования скважин (индикаторная кривая и кривая восстановления давления).
• Исследование скважин методом установившихся отборов (стационарные режимы исследования)
• Исследование скважин методом неустановившихся отборов (кривая восстановления давления)
• Технологический режим работы скважин.
• Тема 6. Основные закономерности разработки залежей нефти
• 6.1 Динамика текущего пластового давления в процессе разработки. Заводнение залежи: преимущества и недостатки.
• Площадное заводнение
• 1  Площади, не охваченные процессом
• 6.3 Стадии разработки нефтяной залежи; характе­ристика отдельных стадий. Основной период разработки залежи.
• Тема 7. Основные эксплуатационные характеристики залежей нефти
• 7.1 Термобарическая характеристика залежи. Влияние начальных температуры и давления в залежи и состава ув на возможный ход разработки.
• 7.2 Режимы рабо­ты пластов как проявление определенного вида пластовой энергии, под действи­ем которой к забоям скважин движутся пластовые жидкости
• 7.3 Классификация режимов Водонапорный режим
• Упругий режим
• Упруговодонапорный режим
• Газонапорный режим
• Режим растворенного газа
• Гравитационный режим
• Сравнительный анализ режимов
• Тема 8. Основы проектирования разработки месторождений нефти и газа
• 8.1 Цели и задачи проектирования разработки. Многостадийность проектирования разработки месторождений нефти
• 8.2 Виды проектных документов, их назначение.
• Тема 9. Объект и система разработки
• 9.1 Выбор объектов по разрезу и площади месторождения. Объединение нескольких продуктивных пластов в один объект разработки; обоснование целесообразности объединения
• 9.2 Понятие о системе разработки нефтяных месторождений. Системы разработки по методу разбуривания месторождения в целом. Системы разработки залежей с естественным напором краевых и подошвенных вод.
• Системы разработки по методу разбуривания месторождения в целом
• Системы разработки залежей с естественным напором краевых и подошвенных вод.
• 9.3 Схематизация формы залежи. Схе­матизация контуров нефтеносности. Схемы размещения добывающих и нагнетательных скважин.
• 9.4 Характеристика основных технологических показателей разработки. Характеристика основных экономических показателей разработки
• 9.5 Проведение гидродинамичес­ких расчетов основных показателей разработки
• 9.6 Понятие о рациональной системе разработки. Выбор рационального варианта
• Тема 10. Основы анализа разработки
• 10.1 Цель и задачи анализа текущего состояния разработки в рамках авторского надзора. Методы проведения анализа.
• Применение статистических методов и упрощенных методик для анализа и прогноза разработки, оценки эффективности проводимых на залежи геолого-технических мероприятий
• 10.2 Факторы, осложняющие процесс вытеснения нефти водой.
• Фазовые проницаемости. Кривые относительных фазовых проницаемостей
• 10.3 Различия вязкостей нефти и воды как фактор, осложняющий процесс вытеснения нефти. Параметр безразмерной вязкости μ0, его влияние на характер выработки запасов.
• 10.4 Методы повышения коэффициента нефтеизвлечения (кин).
• 10.5 Рациональное число и размещение проектных скважин. Основной фонд скважин. Резервные скважины.
• 10.6 Расчет процессов нагнетания.
• Тема 11. Разработка залежей, приуроченных к трещиноватым коллекторам
• 11.1 Контроль и регулирование разработкой нефтяных залежей Контроль за процессом разработки
• Регулирование процесса разработки (рпр)
• 11.2 Основы компьютерного моделировании строения залежей ув и их разработки
• Основные виды исходных данных для цифрового геологического моделирования
• Основные исходные данные для создания гидродинамической модели
• Тема 12. Разработка газовых и газоконденсатных залежей
• 12.1 Состав природных газов. Классификация природных газов. Классификация газовых залежей и месторождений.
• 12.2 Физические свойства природных газов. Тепловые свойства природных газов. Дросселирование газов. Гидратообразование.
• 12.3 Технологический режим работы газовой скважины. Свободный и абсолютно свободный дебит.
• Тема 13 Способы эксплуатации газовых скважин
• Газогидродинамические исследования скважин при установившихся режимах (метод установившихся отборов)
• Исследования скважин при нестационарных режимах фильтрации
• Режимы работы газовых пластов
• Газовый режим

• Когда скважины прошли этот пласт или горизонт, наличие в нем залежи устанавливается опробованием или с помощью комп­лекса промыслово-геофизических и других исследований. Факт ус­тановления продуктивности горизонтов и пластов, т. е. факт вы­явления залежей, служит границей, разделяющей запасы и ресур­сы.

  Масса нефти и конденсата и объем газа на дату подсчета в вы­явленных, разведанных и разрабатываемых залежах, приведенные к стандартным условиям, называютсязапасами .

  На подсчи­танную величину запасов влияют объем и качество информации, полученной при поисковых и разведочных работах и разработке, а также применяемые методы подсчета.

  Подсчитываемые запасы одной и той же залежи по мере на­копления фактических данных на разных стадиях геологоразве­дочных работ или с учетом данных эксплуатационного разбуривания и разработки могут претерпевать существенные изменения. Естественно, чем выше степень изученности, чем больше факти­ческих данных и выше их качество, тем достовернее подсчитан­ные запасы. Если объем и качество информации получаемой по выявленным залежам в процессе поисков, разведки и разработки, увязать с определенными стадиями изученности залежей, то ста­нет понятной сущность разделения запасов на категории.

  Наряду с выявленными залежами в нефтегазоносных горизон­тах и пластах, а также в литолого-стратиграфических комплексах объектов, не изученных поисковым бурением, могут содержаться скопления УВ, наличие которых предполагается на основании ге­олого-геофизических исследований и сложившихся представлений о геологическом строении. Это предполагаемые залежи в продуктивных, но не вскрытых бурением пластах на установленных место­рождениях или на подготовленных к бурению площадях, а также в литолого-стратиграфических комплексах с доказанной и предполагаемой нефтегазоносностью в пределах крупных геоструктур­ных элементов (1 порядка).

  Масса нефти и конденсата и объем газа на дату оценки, приведенные к стандартным условиям, в указанных выше объектах называются ресурсами .

  По народнохозяйственному значению запасы нефти, газа, кон­денсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промыш­ленное значение, подразделяются на две группы, подлежащие самостоятельному подсчету и учету:

  балансовые -запасы месторождений (залежей), вовлече­ние которых в разработку в настоящее время экономически целе­сообразно;

  забалансовые -запасы месторождений (залежей), вовле­чение которых в разработку в настоящее время экономически не­целесообразно или технически и технологически невозможно, но которые в дальнейшем могут быть переведены в балансовые.

  В балансовых запасах нефти , растворенного газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное зна­чение, подсчитываются и учитываются извлекаемые запасы .

  Извлекаемые запасы - часть балансовых запасов, которая может быть извлечена из недр при рациональном использовании сов­ременных технических средств и технологии добычи с учетом до­пустимого уровня затрат (замыкающих) и соблюдения требова­ний по охране недр и окружающей среды.

  Запасы нефти и горючих газов по геологической изученности и степени промышленного освоения подразделяются на категории: A (достоверные), В (установленные), C1 (оцененные), C2 (предполагаемые).

  Категория A (достоверные) - разрабатываемые запасы залежи или ее части, разбуренной эксплуатационной сеткой скважин в соответствии с проектным документом на разработку. Геологическое строение залежи, форма и размеры определены, а флюидальные контакты обоснованы по данным бурения, опробования и материалам геофизических исследований скважин. Литологический состав, тип коллекторов, эффективные и нефте- и газонасыщенные толщины, фильтрационно-емкостные свойства и нефте- и газонасыщенность, состав и свойства углеводородов в пластовых и стандартных условиях и технологические характеристики залежи (режим работы, дебиты нефти, газа, конденсата, продуктивность скважин) установлены по данным эксплуатации скважин, гидропроводность и пьезопроводность пласта, пластовое давление, температура, коэффициенты вытеснения изучены с детальностью, достаточной для построения многомерных геологической и фильтрационной моделей залежи с высокой степенью достоверности. Рентабельное освоение залежи определено проектным технологическим документом на разработку и подтверждено фактической добычей.

  1) запасы промышленно освоенных залежей (или их частей), дренируемые эксплуатационными скважинами при реализованных технологиях разработки в соответствии с проектным документом на разработку;

  2) запасы промышленно освоенных залежей (или их частей), которые на дату подсчета по разным причинам не дренируются (в районе простаивающих скважин), ввод которых в разработку экономически обоснован и не потребует существенных дополнительных капитальных затрат;

  3) запасы разрабатываемой залежи (или ее части), которые могут быть экономически рентабельно дополнительно извлечены из геологических запасов этой залежи за счет применения промышленно освоенных методов увеличения нефтеотдачи (МУН);

  4) запасы, которые могут быть извлечены дополнительно из геологических запасов этой залежи за счет уплотнения первичной сетки эксплуатационных скважин.

  Категория B (установленные) - запасы разведанной, подготовленной к разработке залежи (или ее части), изученной сейсморазведкой или иными высокоточными методами и разбуренной поисковыми, оценочными, разведочными и опережающими эксплуатационными скважинами, давшими промышленные притоки нефти или газа. Геологическое строение залежи, фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов, состав и свойства флюидов, гидродинамические характеристики, дебиты скважин достаточно хорошо изучены по результатам геолого-промысловых исследований и пробной эксплуатации одиночных скважин. Степень изученности параметров залежи достаточна для построения надежной геологической и фильтрационной моделей залежи. Рентабельное освоение залежи подтверждено данными пробной эксплуатации, исследованиями скважин и обосновано проектным технологическим документом на разработку.

  Категория C1 (оцененные) - запасы части залежи, изученной достоверной сейсморазведкой или иными высокоточными методами в зоне возможного дренирования неопробованных скважин и примыкающие к запасам категорий A и B при условии, что имеющаяся геолого-геофизическая информация с высокой степенью вероятности указывает на промышленную продуктивность вскрытого пласта в данной части залежи. Степень геологической изученности геолого-промысловых параметров залежи достаточна для построения предварительной геологической модели и проведения подсчета запасов.

  Технологические параметры разработки залежи определяются по аналогии с изученными участками залежи или с использованием аналогий по другим разрабатываемым месторождениям.

  Рентабельность освоения определяется по аналогии с изученной частью залежи.

  1) неразбуренной части залежи, непосредственно примыкающей к запасам категории A + B на расстоянии, равном зоне возможного дренирования;

  2) части залежи в районе неопробованных скважин, в случае если продуктивность этой залежи доказана опробованием или эксплуатацией в других скважинах.

  Категория C2 (предполагаемые) - запасы в не изученных бурением частях залежи и в зоне дренирования транзитных неопробованных скважин. Знания о геолого-промысловых параметрах залежи принимаются по аналогии с изученной частью залежи, а в случае необходимости, с залежами аналогичного строения в пределах данного нефтегазоносного региона. Имеющейся информации достаточно для построения предварительной геологической модели и подсчета запасов. Технологические параметры и экономическая эффективность разработки запасов определяются по аналогии с изученными участками залежи или с использованием аналогий по разрабатываемым месторождениям.

  1) участков залежи между доказанным контуром залежи и границами участков запасов более высоких категорий, если имеется достаточно геолого-геофизической информации для заключения о непрерывности пласта;

  2) пластов с недоказанной продуктивностью, но изученных по материалам геофизических исследований скважин в транзитных эксплуатационных скважинах, при этом имеется обоснованная уверенность, что по данным геофизических исследований скважин они могут быть продуктивными;

  3) неразбуренных тектонических блоков на залежах с установленной продуктивностью. При этом имеющаяся геологическая информация указывает, что возможно продуктивные пласты в пределах блоков по литолого-фациальным характеристикам аналогичны изученной части залежи.

  При ведении учета запасы категории A, B и C1 не рекомендуется суммировать с запасами категории C2.

  Ресурсы нефти и горючих газов по геологической изученности подразделяются на категории D1 (локализованные); D2 (перспективные) и D3 (прогнозные).

  Категория D1 (локализованные) - ресурсы нефти и горючих газов возможно продуктивных пластов в выявленных и подготовленных к бурению ловушках. Форма, размеры и условия залегания предполагаемых залежей определены по результатам геолого-геофизических исследований, толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти и газа принимаются по аналогии с разведанными месторождениями.

  Категория D2 (перспективные) - ресурсы нефти и горючих газов литолого-стратиграфических комплексов и горизонтов с доказанной промышленной нефтегазоносностью в пределах крупных региональных структур. Количественная оценка прогнозных ресурсов проводится по результатам региональных геологических, геофизических, геохимических исследований и по аналогии с открытыми месторождениями в пределах оцениваемого региона.

  Категория D3 (прогнозные) - ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. Перспективы нефтегазоносности этих комплексов прогнозируются на основе данных геологических, геофизических, геохимических исследований. Количественная оценка прогнозных ресурсов этих категорий производится по предположительным параметрам на основе имеющихся геологических представлений и по аналогии с другими, более изученными регионами, где установлены разведанные месторождения нефти и горючих газов.

  Основным графическим документом при подсчете запасов служит подсчетный план . Подсчетные планы (рис.2.10.) составляются на основе структурной карты по кровле продуктив­ных пластов-коллекторов или бли­жайшего репера, расположенного не более чем на 10 м выше или ниже кровли пласта. На карту наносятся внешний и внутренний контуры нефте- и газоносности, границы категорий запасов.

  Границы и площадь подсчета запасов нефти и газа каждой из категорий окрашиваются определенным цветом:

  На подсчетный план так­же наносятся все пробуренные на дату подсчета запасов скважины (с точ­ным указанием положения устьев, точек пересечения ими кровли соответствующего продуктивного пласта):

  Разведочные;

  Добывающие;

  Законсервированные в ожидании организации промысла;

  Нагнетательные и наблюдательные;

  Давшие безводную нефть, нефть с водой, газ, газ с конденсатом, газ с конденсатом и водой и воду;

  Находящиеся в опробовании;

  Неопробованные, с указанием характеристики нефте-, газо- и водо-насыщенности пластов - коллекторов по данным интерпретации материалов геофизических исследований скважин;

  Ликвидированные, с указанием причин ликвидации;

  Вскрывшие пласт, сложенный непроницаемыми породами.

  Рис.2.10. Пример подсчетного плана залежи.

  1  нефть; 2  вода: 3нефть и вода; скважины: 4  добывающие, 5  разведочные, 6  в консервации, 7  ликвидированные, 8  не давшие притока; 9  изогипсы поверхности коллекторов, м; контуры нефтеносности: 10  внешний, 11  внутренний; 12  граница литолого-фациального замещения коллекторов; 13  категории запасов; цифры у скважин: в числителе  номер скважины, в знаменателе  абсолютная отметка кровли коллекто­ра, м.

  По испытанным скважинам указываются: глубина и абсолют­ные отметки кровли и подошвы коллектора, абсолютные отметки интервалов перфорации, начальный и текущий дебиты нефти, га­за и воды, диаметр штуцера, депрессия, продолжительность рабо­ты, дата появления воды и ее содержание в процентах в добыва­емой продукции. При совместном опробовании двух и более плас­тов указывают их индексы. Дебиты нефти и газа должны быть за­мерены при работе скважин на одинаковых штуцерах.

  По добывающим скважинам приводятся: дата ввода в работу, начальный и текущий дебиты и пластовое давление, добытое количество нефти, газа, конденсата и воды, дата начала обводнения и содержание воды в процентах в добываемой продукции на дату подсчета запасов. При большом количестве скважин эти сведения помещаются в таблице на подсчетном плане или на прилагаемом к нему листе. Кроме того, на подсчетном плане дается таблица с указанием принятых авторами величин подсчетных параметров, подсчитанные запасы, их категории, величины параметров, приня­тые по решению ГКЗ, дата, на которую подсчитаны запасы.

  При повторном подсчете запасов на подсчетные планы долж­ны быть нанесены границы категорий запасов, утвержденных при предыдущем подсчете, а также выделены скважины, пробуренные после предыдущего подсчета запасов.

  Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов производится раздельно для газовой, нефтяной,. газонефтяной, водонефтяной и газонефтеводяной зон по типам коллекторов для каждого пласта залежи и месторождения в це­лом с обязательной оценкой перспектив всего месторождения.

  При подсчете запасов подсчетные параметры из­меряются в следующих единицах: толщина в метрах; давление в мегааскалях (с точностью до десятых долей единицы); площадь в тысячах квадратных метров; плотность нефти, конденсата и во­ды в граммах на кубический сантиметр, а газа  в килограммах на кубический метр (с точностью до тысячных долей единицы); коэффициенты пористости и нефтегазонасыщенности в долях еди­ницы с округлением до сотых долей; коэффициенты извлечения нефти и конденсата в долях единицы с округлением до тысяч­ных долей.

  Запасы нефти, конденсата, этана, пропана, бутанов, серы и металлов подсчитываются в тысячах тонн, газа - в милли­онах кубических метров, гелия и аргона  в тысячах кубических метров.