РАЗЛИЧИЯ В КЛАССИФИКАЦИЯХ ЗАПАСОВ И РЕСУРСОВ НЕФТИ И ГАЗА, ПРИНЯТЫХ В РОССИИ И США

Введение

Оценки ресурсного потенциала нефтяной промышленности разных стран, существенно различаются. Эти различия особенно существенны для оценок запасов России и США.

Самая первая российская оценка запасов нефти, появившаяся в открытых публикациях, была представлена ​​Л. Чуриловым, бывшим министром нефтяной промышленности СССР. Запасы нефти СССР и России оценивались соответственно в 23,5 и 20,2 млрд тонн. В то же время такие источники, как BP и Oil&Gas Journal, дают оценку запасов бывшего СССР в 7,8 млрд. тонн. Несколько иные, но близкие оценки дают и другие зарубежные источники.

Активное включение российской нефтяной промышленности в мировую систему нефтегазообеспечения и возрастающая открытость этих отраслей народного хозяйства для иностранных инвестиций требуют взаимопонимания между взаимодействующими сторонами в оценке ресурсного потенциала объекта сотрудничества или инвестирования, ибо классификация и подсчет запасов сформированы давно и уже оценены десятки тысяч месторождений по существующим классификационным системам, вряд ли удастся мгновенно создать единую международную классификацию вместо существующих.

Такая классификация требует от всех вовлеченных сторон осознания существенного значения каждого элемента классификации и его возможных аналогов в других классификациях.

Сравнение классификаций

Действующая система классификации запасов и ресурсов была принята в 1983 г. В соответствии с этой классификацией предполагается, что объектом подсчета запасов является залежь - скопление нефти и/или газа в ловушке, образованной породами-коллекторами, перекрытыми покрывающими породами, состоящими из малопроницаемых пород. Залежь может быть приурочена к одному или нескольким резервуарам, породы которых гидродинамически связаны друг с другом. Общее количество углеводородов вместе с попутными компонентами подразделяется на запасы и ресурсы (рисунок 1).

Под запасами понимается количество нефти, газа, конденсата и попутных компонентов, входящих в состав разведанных залежей, существование которых подтверждено геолого-геофизическими исследованиями, результатами бурения, опытно-промышленной эксплуатацией.

Геологические запасы нефти, газа, конденсата и других попутных компонентов подразделяются на две группы, которые подлежат оценке и учету отдельно. Эти группы:

1. Балансовые запасы - запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку экономически целесообразно;
2. Забалансовые запасы - запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку экономически нецелесообразно при существующих условиях. Забалансовые запасы могут быть отнесены к балансовым при определенных изменениях экономической ситуации.

Рисунок 1 – Классификация запасов и ресурсов углеводородов

По группе балансовых запасов (A, B1, B2, C1, C2) подсчитываются извлекаемые запасы и учитываются по каждой из категорий самостоятельно. Извлекаемые запасы - та часть запасов, которая может быть извлечена с экономической выгодой при использовании рациональной апробированной технологии добычи и выполнении требований охраны окружающей среды.

В США используют ряд систем классификации в отличие от России, где предполагается единая классификация, принятая государством и являющаяся обязательной для всех организаций, занимающихся разработкой месторождений и геологоразведкой, оценкой запасов.

Конгрессами были предложены новые разнообразные классификации запасов и ресурсов. Следует отметить, что эти классификации имеют много схожестей. Для сравнения мы выбрали классификацию, принятую Обществом инженеров-нефтяников (SPE), для оценки запасов нефти и газа, предполагаемых в США и наиболее широко используемых в нефтяной практике (рисунок 2):

• доказанные запасы;
• вероятные запасы;
• возможные резервы.

Рисунок 2 – Классификация запасов SPE

При сравнении принятых в России и США классификаций запасов нефти и газа следует прежде всего учитывать несогласованность большинства основных понятий и терминов. В каждой стране существует определенная традиция в проведении геологоразведочных работ, в подходах к решению прогнозных, поисковые и разведочные задачи. Особо отметим, что западный термин «запасы» имеет другое значение в принятой в России классификации, оно наиболее близко к принятому в России понятию «запасы площади, дренируемой скважиной». Таким образом, критерии выделения «резервов» в США являются более жесткими по сравнению с теми, которые приняты в отечественной практике применительно к выделению «резервов».

Кроме того, в США не проводится детальная разведка месторождения до его ввода в эксплуатацию. Таким образом, при классификации запасов учитываются преимущественно промышленно-технологические показатели запасов, а не геологическое изучение продуктивных коллекторов. Так, в принятой в России классификации запасов на первом месте стоят геологические показатели, которые используются для выделения категорий запасов, расположенных на обширных площадях на расстояниях между разведочными скважинами, в несколько раз превышающих расстояния между действующими скважинами. Наоборот, согласно механизму классификации США, такие запасы относят к группе вероятных запасов, которые даже не учитываются в статистике. Принятая в России классификация запасов обеспечивает более полный учет технологических показателей и показателей, отвечающих за подготовку залежи к разработке в тексте предыдущего изучения.

К последним относятся степень и характеристика изменчивости литологического состава пород и коллекторских свойств, свойства пластовых флюидов, продуктивность скважин по площади, наличие условий, необходимых для применения методов воздействия на пласт.

В России коэффициенты извлечения нефти определяются из многовариантных технологических и инженерно-экономических расчетов и утверждаются ГКЗ. Обычно оценка ориентируется на максимально достижимую нефтеотдачу за счет применения наиболее передовых методов воздействия на пласт, в том числе не опробованных в промышленной эксплуатации. считаются «доказанными запасами» только в том случае, если применение таких методов уже продемонстрировало свою эффективность для данного месторождения.

В результате такого подхода в США учитывают минимальные количества извлекаемых запасов по всему месторождению. Нефтеоотдача постепенно увеличивается по мере внедрения вторичных методов разработки. Из-за этого общий коэффициент нефтеотдачи США, который использовался для оценки первоначальных «доказанных» запасов, постепенно увеличивается.

При оценке и учете «доказанных» запасов нефти в США учитывают многочисленные экономические и правовые факторы, присущие американской системе недропользования. В результате в состав «доказанных запасов» не включаются запасы многочисленных залежей или их частей, если разработка этих объектов по тем или иным причинам не предполагается.

С другой стороны, существующее соотношение цен на нефть и затрат на добычу позволяет разрабатывать малопродуктивные залежи и вести добычу в истощенных пластах. Об этом свидетельствует, в частности, огромный фонд малодебитных скважин, к которым в США условно относят скважины с дебитом до 1,4 т/сут.

Различны и применяемые в России и США методики разделения запасов на балансовые и забалансовые. В составе забалансовых запасов можно выделить составляющие, аналогичные возможным ресурсам, принятым в классификации, принятой Горным бюро и Геологической службой США, т. е. составляющие, близкие к «установленным экономическим ресурсам». Отнесение «субпредельных ресурсов» к категории «экономически выгодных» возможно только при существенном росте цен на нефть (более чем в 1,5 раза по сравнению с существующими при подсчете запасов) или значительном снижении себестоимости добычи за счет технических достижений.

Таким образом, в силу действующих в настоящее время в США геологических, инженерных и экономических (иногда правовых) ограничений «доказанные» запасы составляют лишь определенную часть обособленного количества нефти, которое физически может быть извлечено из пластов без учета этих ограничений. На рисунке 3 представлена​​принципиальная схема выделения вышеперечисленных категорий запасов.

 Рисунок 3 – Выделение резервов разных категорий.

К «доказанным» запасам отнесены запасы разбуренных участков залежей, а также прилегающих к ним неразбуренных участков, которые можно надежно оценить, как «экономически выгодные». В зависимости от конкретных геологических условий и типа флюида (нефть, газ) площадь участка, включающего «доказанные выбуренные запасы» и ограничиваемого вокруг скважины, может варьироваться от 10 акров (4 га) до 640 акров (256 га). Условно квадратное сечение площадью 40 акров (16 га/скважина, сеть 400 х 400). Квадратные участки, каждый со стороной в три раза большей, чем у квадрата с «разбуренными запасами», к которым примыкают к пробуренной скважине (рисунок 4) отнесены к «доказанным неразбуренным запасам»

Рисунок 4 – Выделение доказанных запасов.

Сопоставимость разрозненных запасов, относящихся к разным категориям по принятой в России классификации и классификации SPE, продемонстрирована на примере залежи, расположенной в Яснополянском горизонте на одном из месторождений в Удмуртии.

По части залежи в настоящее время добыча ведется из эксплуатационных скважин. Остальная часть залежи, вскрытой разведочными скважинами, отнесена к категории C1 (Рисунок 5).

Рисунок 5 – Выделение запасов по классификации, принятой в России

По классификации SPE (Рисунок 6) в рассматриваемой залежи выделены следующие группы запасов: «доказанные разбуренные запасы, находящиеся в разработке» - запасы, расположенные вокруг скважин, вовлекаемых в разработку залежи (аналогичны российской категории В); «доказанные разбуренные запасы, не вовлекаемые в разработку» - запасы, расположенные в районе разведочных скважин, пробуренных в залежи, не находящихся в эксплуатации. на тот момент (аналог российской категории C1); «доказанные неразбуренные запасы» — запасы, расположенные вокруг участков, включающих разбуренные запасы (эти запасы идентичны запасам российской категории С1); недостаточно вскрытые бурением разрезы категории С1, относящиеся к группе «вероятные запасы».

Рисунок 6 – Выделение запасов по классификации SPE

Заключение

Классификация запасов газа, используемая в настоящее время в России, и та, которая принята в США, предполагает, что система классификации США оправдана с коммерческой и технологической точки зрения.

 Однако российская классификация более полно учитывает сущность залежи как гидродинамической системы и возможности ее развития. Последняя включает предшествующее изучение литологического состава пород и коллекторских свойств, свойств пластовых флюидов, продуктивности скважин, а также условий, необходимых для применения методов воздействия на пласт с самого начала разработки.

Другими словами, применяемая сейчас классификация в России обеспечивает более комплексный учет запасов с геологической, технологической и экономической точки зрения по залежи в целом, т. е. с учетом предшествующей степени изученности. Таким образом, предлагается рациональная научно обоснованная система разработки, предполагающая применение методов воздействия на пласт.

Напротив, американская классификация предполагает разработку отдельных участков в случае, если это выгодно сейчас, без комплексного изучения в целом. Это связано с тем, что применение методов воздействия на пласт рассматривается в США как второстепенный метод разработки.

Анализ выборки, включающей более 290 залежей на 50 месторождениях Западной Сибири, показал, что от 95% до 100% общей суммы запасов (A+B+C1) входят в группу «доказанных запасов». Около 70-75% от общей суммы запасов категории C1 укладываются в «доказанные запасы» с точки зрения степени изученности. этих отличий, облегчает адаптацию иностранных участников совместных нефтяных проектов к новой ситуации, позволяет им применять опыт работы, полученный в других странах, при принятии решений, проводить аудит и оформлять кредиты. Российский оценочный учет показателя обоснованности запасов категории С I позволяет признать перспективность проекта, спрогнозировать инвестиционную и инженерную политику. Как правило, это способ использования обеих оценок в возрастающей практической деятельности российских компаний за рубежом.