Методы подсчета запасов месторождений нефти и газа
Классификация ООН
Классификация SPE-PRMS
Национальная классификация
В настоящее время в России действует система классификации запасов и ресурсов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение
· A (достоверные)
· B (установленные)
· C1 (оцененные)
· C2 (предполагаемые)
· Ресурсы:
· D1 (локализованные)
· D2 (перспективные)
· D3 (прогнозные).
Международные классификации]
Наиболее распространённая в мире классификация, она учитывает не только вероятность нахождения нефти и газа в месторождении, но и экономическую эффективность добычи этих запасов. Запасы делятся на 3 класса:
· Доказанные- вероятность извлечения 90 %
· Вероятные-50 %
· Возможные-10 %[1]
PRMS используется, например, при аудите публичных компаний.[2]
В целях гармонизации национальных классификаций, обобщения лучших практик Организация Объединенных Наций в 1990-х взялась за разработку единой международной классификации. В результате в 1997 году была создана Рамочная классификация Организации Объединенных Наций запасов/ресурсов месторождений: твердые горючие ископаемые и минеральное сырье (РКООН-1997). В настоящее время действует Рамочная классификация Организации Объединенных Наций ископаемых энергетических и минеральных запасов и ресурсов 2009 года (РКООН-2009). РКООН-2009 является универсальной системой, в которой количества классифицируются на основе трех фундаментальных критериев: экономической и социальной жизнеспособности проекта (Е), статуса и обоснованности проекта освоения месторождения (F) и геологической изученностью (G), с использованием числовой системы кодов. Комбинации этих трех критериев создают трехмерную систему.
Классификации, используемые в США[править | править исходный текст]
В США одновременно существует несколько классификаций запасов: классификация Комиссии по рынку ценных бумаг (SEC), классификация Общества инженеров-нефтяников (SPE), классификация Американской ассоциации нефтяных геологов (AAPG) и др.
Схематическая графа, иллюстрирующая нефтяные объемы и запасы. Кривые представляют категории нефти в оценке. Есть 95%-ый шанс (то есть, вероятность, F95) по крайней мере объема V1 промышленных запасов нефти, и есть 5%-ый шанс (F05) по крайней мере объема V2 промышленных запасов нефти[3]
· Доказанные запасы
Доказанные резервы характеризуются вероятностью извлечения порядка 90 или 95 %.[4]
· Недоказанные резервы
· Стратегические запасы нефти
Многие страны создают такие запасы по соображениям экономической и стратегической выгоды. Примерно 4 миллиарда кубических метров находится в подобных авуарах, из которых 1,4 миллиарда контролируются государствами.
· Ресурсы
84. 86
Задача подсчета запасов месторождения включает как собственно количественную оценку ее запасов, так и детальную геометризацию месторождения.
При оценке месторождений нефти, газа и конденсата подсчитываются все находящиеся в недрах запасы – геологические запасы, а также та их часть, которая может быть извлечена из недр при современном уровне технологии добычи – извлекаемые запасы. Основным при подсчете геологических запасов нефти и газа является объемный метод, порядок применения которого регламентируются соответствующими документами и инструкциями, утвержденными МПР РФ.
Подсчет запасов нефти и газа осуществляется на начальный период разработки месторождения, на основании чего подсчитываются начальные геологические и извлекаемые запасы. В процессе разработки на любой момент времени за вычетом накопленной добычи рассчитываются остаточные геологические и извлекаемые запасы нефти (газа).
Подсчет запасов выполняют в двух вариантах:
- двумерный («ручной») подсчет запасов на основе построения структурных карт и карт эффективных и нефтенасыщенных толщин.
- подсчет запасов на основе программных комплексов трехмерного геологического моделирования, при котором запасы рассчитываются через объем коллекторов, занятых нефтью (газом).
Для контроля и визуализации оценок трехмерного подсчета также предусматривается представление результатов в виде двумерных карт. Контроль результатов геологического трехмерного моделирования осуществляют путем сравнения оцененных запасов с результатами традиционной методике двумерного подсчета. Расхождения оценок подсчета запасов по методикам должны находиться в диапазоне 5%, что позволяет утверждать о корректности геологической модели.
Основным графическим документом при подсчете запасов служит подсчетный план, который составляется на основе структурной карты по кровле продуктивных пластов-коллекторов или ближайшего репера. На карту наносятся внешний и внутренний контуры нефте- и газоносности, границы категорий запасов.
85, 87