Подсчет и учет запасов и ресурсов нефти, газа и конденсата. Порядок передачи разведанных месторождений для опытных работ и промышленного освоения

При определении запасов (количество сырья) подлежат обязательному раздельному подсчету и учету запасы нефти, горючих газов, конденсата и содержащихся в них попутных компонентов (этана, пропана, бутана, серы, гелия, металлов). Запасы попутных компонентов, содержащихся в нефти, конденсате, свободном и растворенном газе, учитываются только в случае подтверждения целесообразности их извлечения технологическими и технико-экономическими расчетами.

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

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

ЗАПАСЫ залежей и месторождений подразделяются на:

· геологические – 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;

· извлекаемые – 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.

РЕСУРСЫ не вскрытых бурением объектов с предполагаемой нефтегазоносностью подразделяются на:

· геологические – количество нефти, газа и конденсата, содержащееся в невскрытых бурением ловушках, нефтегазоносных или перспективных нефтегазоносных пластах, горизонтах или комплексах, и наличие которых в недрах предполагается на основе геологических представлений, теоретических предпосылок, результатов геологических, геофизических и геохимических исследований;

· извлекаемые – часть геологических ресурсов, которую прогнозируется извлечь из недр с использованием доступных технологий с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.

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

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 °C).

Запасы нефти, горючих газов, конденсата и содержащихся в них компонентов разведанных и разрабатываемых месторождений подлежат утверждению Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых (ФБУ «ГКЗ») при Федеральном агентстве по недропользованию (Роснедра) Министерства природных ресурсов и экологии РФ. Осуществляется постановка на государственный баланс запасов полезных ископаемых по результатам геологоразведочных работ и разработки месторождений.

Данные о запасах месторождений служат основой для составления технологических схем и проектов их разработки, используются при разработке схем обустройства и инфраструктуры месторождений.

Отношение извлекаемых запасов нефти (конденсата) к геологическим запасам определяется коэффициентом извлечения нефти (конденсата) из недр.

Подсчет запасов по месторождению (залежи) проводится, как правило, в три этапа:

а) оперативный подсчет на основании фактических материалов бурения и испытания поисковых и разведочных скважин;

б) подсчет запасов по данным разведочного бурения и испытания скважин или разведочного бурения и пробной эксплуатации.

в) уточнение запасов в процессе разработки месторождения (залежи) с учетом данных эксплуатационного бурения и дополнительно пробуренных разведочных скважин с целью перевода запасов в другие категории, с переутверждением их в ГК3 при изменении геологических и извлекаемых запасов (категорий А+В1+В2) более чем на 20% от утвержденных.

На разрабатываемых месторождениях по данным разработки, бурения и исследования добывающих и нагнетательных скважин, а в необходимых случаях - по данным доразведки, должны производиться перевод запасов категорий В1 и В2 в категорию А, их списание с баланса нефтегазодобывающих предприятий.

Списание не подтвердившихся и добытых из недр (с учетом нормируемых потерь) запасов нефти, горючих газов, конденсата и содержащихся в них ценных компонентов с баланса нефтегазодобывающих предприятий производится по изменению их содержания в недрах.

Подсчет и учет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них имеющих промышленное значение компонентов производится раздельно по пластам для каждой залежи и по месторождению в целом по наличию их в недрах без учета потерь при разработке месторождений. Подсчет запасов по всем залежам и по месторождению в целом производится с выделением запасов нефтяной, газовой, газонефтяной, газонефтеводяной зон.

Выделяют два метода подсчета геологических запасов углеводородов: объемный и материального баланса. Объемный метод может применяться на любой стадии изученности месторождения, метод материального баланса, только на разрабатываемых залежах.

Объемный метод основан на оценке объема поровых коллекторов, насыщенных углеводородами, которые приводятся к поверхностным условиям путем применения соответствующих коэффициентов.

Метод материального баланса используется для пустотных пространств со сложной структурой (трещины, каверны), в условиях падения пластового давления и соответствующего изменения свойств углеводородов.

В настоящее время для большинства месторождений Западной Сибири подсчет запасов нефти проводится объемным методом.

Извлекаемые запасы нефти, конденсата, нефтяного газа и содержащихся в них ценных компонентов, коэффициенты извлечения их из недр подсчитываются и представляются в ГКЗ одновременно с материалами подсчета геологических запасов.

Для месторождений, находящихся в разведке (категории C1 и C2), расчет извлекаемых запасов нефти, газа и конденсата (КИН, КИГ, КИК) осуществляется на основании технико-экономических расчетов по рекомендуемому варианту разработки, рассчитанному в проекте пробной эксплуатации месторождений (залежей), утвержденному в установленном порядке, и экспертных оценок или упрощенных статистических способов определения коэффициентов извлечения:

а) эмпирический метод;

б) покоэффициентный метод;

в) метод аналогий.

Для месторождений, находящихся в разработке (категории А, В1, В2) используют следующие способы определения КИН:

а) детерминированный метод (моделирование);

б) экстраполяционный метод (характеристики вытеснения);

в) эмпирический метод (статистический);

г) покоэффициентный метод.

Извлекаемые запасы и коэффициенты извлечения из недр нефти, нефтяного газа, конденсата и содержащихся в них имеющих промышленное значение ценных компонентов определяются на основании повариантных технологических и технико-экономических расчетов и утверждаются ГКЗ с учетом заключений по ним ЦКР Роснедра и Минэнерго РФ.