Классификация-запасов-и-ресурсов-нефти-и-горючих-газов

Производственный Комбинат, Промышленность, Энергоресурсы

КЛАССИФИКАЦИЯ

ЗАПАСОВ И

РЕСУРСОВ

НЕФТИ И

ГОРЮЧИХ

ГАЗОВ

I. Общие положения.

1. Настоящая Классификация запасов и ресурсов нефти и горючих газов устанавливает единые для государства 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:

1)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);

2)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:

1)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);

2)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 °C).

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.

II. Категории запасов нефти и газа.

11. Запасы нефти и газа подразделяются по степени промышленного освоения и по степени геологической изученности на категории: A (разрабатываемые, разбуренные), B1 (разрабатываемые, не разбуренные, разведанные), B2 (разрабатываемые, не разбуренные, оцененные), C1 (разведанные) и C2 (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 A (разрабатываемые, разбуренные);

К категории A 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. Литологический 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 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), 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 B1 (разрабатываемые, не разбуренные, 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 B2 (разрабатываемые, не разбуренные, 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 C1 (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 в территориальных морских водах, во внутренних морских водах, к запасам категории C1 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 C2 (оцененные).

III. Категории ресурсов нефти и газа по степени геологической изученности.

17. Ресурсы нефти, газа и конденсата по степени геологической изученности подразделяются на категории: D0 (подготовленные), Dл (локализованные), D1 (перспективные), D2 (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 D0 (подготовленные).

Подготовленные ресурсы категории D0 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 Dл (локализованные).

Локализованные ресурсы нефти и газа используются при планировании геолого–разведочных работ по подготовке ловушек к поисковому бурению и подготовке ресурсов категории D0.

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 D1 (перспективные).

Перспективные ресурсы категории D1 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 D2 (прогнозируемые).

Прогнозируемые ресурсы категории D2 отражают потенциальную возможность открытия месторождений нефти и газа в регионе, промышленная нефтегазоносность которого не доказана, и используются для проектирования региональных геологоразведочных 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:

1)нефтяные (Н), содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом;

2)газонефтяные (ГН), в которых основная часть залежи нефтяная, а газовая шапка не превышает по объему нефтяную часть залежи;

3)нефтегазовые (НГ), к которым относятся газовые залежи с нефтяной оторочкой и залежи, в которых газовая шапка превышает по объему нефтяную часть залежи;

4)газовые (Г), содержащие только газ;

5)газоконденсатные (ГК), содержащие газ с конденсатом;

6)нефтегазоконденсатные (НТК), содержащие нефть, газ и конденсат.

V. Типы месторождений (залежей) газа по содержанию конденсата.

24. В газовых залежах по содержанию конденсата (C5+в) выделяются следующие группы газоконденсатных залежей:

1)низкоконденсатные – с содержанием конденсата менее 25 г/м3;

2)среднеконденсатные – с содержанием конденсата от 25 до 100 г/м3;

3)высококонденсатные – с содержанием конденсата от 100 до 500 г/м3;

4)уникальноконденсатные – с содержанием конденсата более 500 г/м3.

VI. Градация месторождений нефти и газа по величине извлекаемых запасов.

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

1)уникальные – более 300 млн. т нефти или 300 млрд. м3 газа;

2)крупные – от 30 до 300 млн. т нефти или от 30 до 300 млрд. м3 газа;

3)средние – от 5 до 30 млн. т нефти или от 5 до 30 млрд. м3 газа;

4)мелкие – от 1 до 5 млн. т нефти или от 1 до 5 млрд. м3 газа;

5)очень мелкие – менее 1 млн. т нефти, менее 1 млрд. м3 газа.

VII. Градация месторождений нефти и газа по сложности геологического строения.

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

1)простого строения – однофазные, связанные с ненарушенными или слабонарушенными структурами, продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин и фильтрационно–емкостных свойств по площади и разрезу;

2)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;

3)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:

1)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);

2)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.

Утверждено Учредителем Компании «ГазТрансНефть» С.И.Шабулдаев