Общей закономерностью классификаций различных стран, как правило, является большая детальность по мере развития нефтегазодобывающей промышленности

Классификация запасов месторождений (залежей) нефти и газа устанавливает единые принципы подсчета, оценки подготовленности к промышленному освоению и учета ресурсов и запасов нефти и газа. Поэтому вопросам классификации запасов уделяется достаточно большое внимание как в России и США, так и в других странах.

В отличие от России, где действует единственная классификация, утвержденная государством и являющаяся обязательной для всех организаций, ведущих геологоразведочные работы, подсчет ресурсов и запасов и разработку месторождений, в США существует и используется несколько классификаций. Это классификации заинтересованных правительственных агентств (Горное бюро и Геологическая служба США), отдельных крупных компаний, научных обществ (Общество инженеров-нефтяников, Американская газовая ассоциация и др.), институтов (Американский нефтяной институт), бирж по ценным бумагам и банков. Помимо этого, практически на всех мировых нефтяных конгрессах предлагаются различные новые классификации запасов и ресурсов. Все эти классификации, как правило, имеют много сходных элементов.

Для сопоставления выбрана классификация Общества инженеров-нефтяников - Society of Petroleum Engineers (SPE) - одна из последних принятых в США и наиболее широко используемая в практике оценки запасов нефти и газа [51].

В соответствии с этой классификацией выделяются следующие группы запасов

(рис. 19): доказанные; вероятные; возможные.

Доказанные запасы (proved reserves) - количество нефти, природного газа и конденсата, возможность извлечения которых из известных залежей при существующих экономических условиях обоснована инженерно-геологическими данными. Запасы относятся к доказанным, если промышленная (рентабельная) добыча подтверждается эксплуатацией или опробованием, а в отдельных случаях при достаточной надежности - исследованиями керна и материалами ГИС.

Доказанные «разбуренные» (освоенные) запасы - запасы, разработка которых возможна существующими скважинами с применением освоенного оборудования и технологии, включая запасы пластов (залежей), обсаженных колонной, но не вскрытых перфорацией. Запасы, которые могут быть извлечены с помощью методов повышения нефтеотдачи, включаются в категорию разбуренных только после начала применения таких методов.

Доказанные «разбуренные» разрабатываемые (эксплуатируемые) запасы - количество нефти, которое ожидается извлечь скважинами, работающими на момент подсчета.

Доказанные «разбуренные» неразрабатываемые запасы - количество нефти, которое может быть извлечено из вскрытых интервалов пласта по скважинам, еще не начавшим добычу ко времени подсчета запасов или законсервированным по техническим причинам («простаивающие» - shut-in reserves - запасы), а также из интервалов, для извлечения из которых по скважинам необходимо провести дополнительные работы по вскрытию пласта («затрубные» - behind-pipe reserves - запасы).

Доказанные «неразбуренные» запасы - количество нефти, которое может быть извлечено с помощью: 1) бурения новых скважин на неразбуренных участках залежи;

2) углубления существующих скважин до данного продуктивного пласта; или 3) внедрения методов повышения нефтеотдачи.

Рис. 19. Классификация ресурсов и запасов нефти и газа США (SPE – USA) [57].

Недоказанные запасы (вероятные и возможные) - количество нефти, газа и конденсата, определяемое на основе инженерно-геологических данных, аналогичных используемым при подсчете доказанных запасов. Однако неопределенность, связанная с техническими, коммерческими, экономическими аспектами их применения и нормативной базой, не позволяет отнести их к категории доказанных. Недоказанные запасы не суммируются с доказанными из-за различной их достоверности. Их подсчет проводится для внутреннего планирования. Для государственной или иной обязательной отчетности включение недоказанных запасов в состав доказанных не допускается.

В некоторых других классификациях, используемых в США (например, Американского нефтяного института, Горного бюро и Геологической службы США), помимо указанных групп, выделяются гипотетические ресурсы (hypothetical), наличие которых предполагается в неизученных районах, сложенных осадочными отложениями, являющимися продуктивными в других регионах.

При сопоставлении классификаций запасов нефти и газа, действующих в России и США, следует иметь в виду несовпадение многих используемых основных понятий и терминов. И в России, и в США существует определенная сложившаяся традиция в организации грр, в подходах к решению задач прогноза, поисков и разведки.

В частности, в первую очередь необходимо отметить, что американский термин «reserves» не аналог термина «запасы» российской классификации, а близок по смыслу существующему в России понятию «запасы участка, дренируемого скважиной». И поэтому в США критерии выделения «reserves» более жесткие, чем в отечественной практике по отношению к выделению «запасов». Кроме того, в США не проводят детальную разведку залежей перед вводом их в разработку, поэтому при классификации запасов учитываются главным образом коммерческие и технологические показатели запасов, а не геологическая изученность продуктивных пластов.

Так, если в российской классификации запасов учитываются геологические показатели, на основании чего выделяются запасы категории C₁ на значительных участках при расстояниях между разведочными скважинами, превышающих расстояния между эксплуатационными скважинами в несколько раз, то по классификациям, принятым в США, подобные запасы относятся к вероятным.

В российской классификации запасов полнее учитываются технологические показатели и показатели подготовленности залежей к разработке на основе изученности характеристик изменчивости вещественного состава пород и их коллекторских свойств, свойств пластовых жидкостей, продуктивности скважин по площади, по условиям применения методов воздействия на пласт с самого начала разработки и т.д., с целью обоснования рационального числа эксплуатационных скважин и оптимальных сроков разработки.

При сопоставлении категорий запасов нефти России и США необходимо учитывать и различие в методике определения величины нефтеизвлечения, по которой оцениваются извлекаемые запасы. В России коэффициент извлечения нефти определяют на основании повариантных технологических и технико-экономических расчетов и утверждают в ГКЗ. При этом обычно ориентируются на максимально достижимую величину извлечения нефти за счет применения наиболее прогрессивных методов воздействия на пласт, в том числе и не прошедших еще промышленной апробации. Запасы газа, в отличие от США, оцениваются без учета возможного коэффициента его извлечения.

В США запасы, которые предполагается извлечь с помощью каких-либо вторичных (или третичных) методов разработки, только тогда считаются доказанными, когда применение этих методов уже показало свою эффективность на данном месторождении.

При таком подходе, в США на учет по месторождению первоначально принимаются минимальные извлекаемые запасы, которые по мере внедрения вторичных методов разработки постепенно увеличиваются. В связи с этим постепенно растет и общий по США коэффициент нефтеизвлечения, по которому определены начальные доказанные запасы.

В США при оценке и учете доказанных запасов нефти принимаются во внимание многочисленные экономические и правовые факторы, присущие американской системе недропользования, вследствие чего запасы многих залежей или их частей не включаются в доказанные.

Таким образом, в силу действующих в США ограничений геологического, технического и экономического (иногда и правового) факторов доказанные запасы представляют собой только некоторую часть выявленного объема нефти, которую можно физически извлечь из пласта без этих ограничений.

К доказанным запасам относятся запасы участка залежи, вскрытого бурением, а также прилегающих к нему еще не разбуренных участков, которые могут быть достоверно оценены как рентабельные [37, 51] (рис. 20).

Размеры участка залежи с запасами категории «доказанные разбуренные» определяются размерами участка, дренируемого скважиной при ее эксплуатации. В зависимости от конкретных геологических условий и типа флюида (нефть, газ) площадь участка доказанных разбуренных запасов, выделяемого около скважины, может изменяться от 10 акров (4 га) до 640 акров (256 га). Обычно стандартным является квадратный участок площадью 40 акров (16 га/скв., т.е. сеть 400x400 м).

К доказанным неразбуренным запасам относятся квадратные участки залежи, примыкающие к пробуренной скважине.

Если выявлено положение ВНК, то граница достоверных запасов проводится в соответствии с глубиной и площадью его распространения. При отсутствии надежных сведений о контакте за границу принимается нижняя доказанная гипсометрическая отметка, на которой достоверно установлено наличие углеводородов.

Рис. 20. Сопоставление категорий запасов по российской и американской классификациям

1 – залежь; 2 – запасы, выделяемые согласно классификации SPE: а – доказанные («разбуренные»), б- доказанные («неразбуренные»), в – вероятные, г – возможные; 3 – скважины разведочные и эксплуатационные (1 разв./30-40 га, 1 экспл/15-17 га); ℓ - расстояние между скважинами [37, 51].

К категории вероятных относятся запасы за границей участков залежи, вмещающих доказанные запасы, если неопределенность геологических, технических и экономических данных не позволяет классифицировать их как «доказанные».

Как «возможные» оцениваются запасы той части залежи, которая может находиться ниже установленного контура разведанности или в отдельном изолированном блоке.

В России, в соответствии с действующей классификацией, в выявленной залежи на участке около единичной скважины с промышленным притоком в радиусе, равном удвоенному расстоянию (2l) между добывающими скважинами, выделяются запасы категории C₁. Запасы остальной площади залежи относятся к категории С₂.

По классификации SPE в аналогичной ситуации вокруг скважины очерчивается квадратный участок со стороной, равной утроенному расстоянию между эксплуатационными скважинами 3l. В данном квадрате рисуется квадратный участок со стороной l, запасы в пределах которого оцениваются как «доказанные разбуренные», вокруг него выделяются восемь квадратных участков со стороной l, запасы в которых относятся к категории «доказанных неразбуренных». Остальная часть площади залежи считается содержащей вероятные запасы.

Согласно классификации, действующей в России, на залежах, частично разбуренных разведочными скважинами, запасы категории C₁выделяются до контура залежи в разведанной части, а в пределах неразведанной части отступают от крайних разведочных скважин на расстояние, равное удвоенному расстоянию между добывающими скважинами будущей эксплуатационной сети (рис. 21). Согласно классификации SPE в этом случае вокруг каждой скважины, как показывалось ранее, выделяются квадратные участки доказанных разбуренных и доказанных неразбуренных запасов.

В соответствии с действующей в России классификацией запасов, на залежах, разбуренных сетью эксплуатационных скважин, в контуре эксплуатационных скважин выделяются запасы категории В. Неразбуренная часть относится к категории C₁. В соответствии с классификацией SPE запасы разбуренной по эксплуатационной сетке части залежи классифицируются как доказанные разбуренные, а запасы примыкающих участков залежиоцениваются как доказанные неразбуренные. Запасы остальной части залежи относятся к группе вероятных [29, 37, 51].

15. Нетрадиционные виды и источники углеводородного сырья и

проблемы их освоения

Ресурсы УВ в недрах огромны, но лишь малая их часть, относимая к традиционным, изучается. За пределами исследований, поиска и освоения остается резерв ресурсов нетрадиционного УВ сырья, по объему на 2-3 порядка превышающий традиционный, но все еще мало изученный. Так, ресурсы метана в гидратном состоянии, рассеянного только в донных отложениях Мирового Океана и шельфов на два порядка (в нефтяном эквиваленте) превышают традиционные ресурсы УВ. Около 8-10⁴ млрд. т н. э. метана содержатся в водорастворенных газах подземной гидросферы, причем только в зоне учета ресурсов УВ - до глубин 7 км. Огромны объемы практически разведанных ресурсов нефтяных песков - до 800 млрд. т н. э. в отдельных регионах мира - Канада, Венесуэла, США и другие [38].

В отличие от подвижной в недрах, традиционной части ресурсов нефти и газа, извлекаемых современными технологиями, нетрадиционные ресурсы плохо подвижны или неподвижны в пластовых условиях недр. Для их освоения нужны новые технологии и технические средства, увеличивающие себестоимость их поиска, добычи, транспорта, переработки и утилизации. Не все виды нетрадиционного сырья ныне технологически и экономически доступны к промышленному освоению, но в энергодефицитных регионах, а также в бассейнах с истощенными добычей запасами и развитой инфраструктурой отдельные виды нетрадиционного сырья могут стать основой современного эффективного топливно-энергетического обеспечения.

Основной прирост традиционных запасов нефти и газа в мире и, особенно, в России идет ныне на территориях с экстремальными условиями освоения - Арктика, шельфы, удаленные от потребителей географо-климатически неблагоприятные регионы и другое. Затраты на их освоение столь велики, что, в период перехода на новые сырьевые базы, освоение нетрадиционных резервов сырья, окажется не только неизбежным, но и конкурентноспособным [50].

Важность всестороннего и своевременного изучения нетрадиционных ресурсов УВ особенно очевидна, если учесть, что более половины всех учтенных, в качестве традиционных, запасов нефти в России, представлены их нетрадиционными видами и источниками. Следовательно, нельзя считать корректным тот уровень обеспеченности запасами нефтедобычи в России, который ныне рассматривается на основе суммы традиционных и нетрадиционных запасов, поскольку значительные их объемы не отвечают условиям рентабельного освоения.

Любая нефтегазоносная провинция в ходе освоения подходит к стадии истощения. Своевременная подготовка к разработке дополнительных резервов в виде нетрадиционных источников УВ позволит длительное время поддерживать уровень добычи с рентабельными экономическими показателями. В настоящее время степень выработанности большинства крупных разрабатываемых месторождений в России, в основном, превышает 60% и, примерно 43% общей добычи осуществляется из крупных месторождений со степенью выработанности 60-95%. Современная добыча нефти в России ведется в регионах с высокой степенью истощения запасов. Переход на освоение новых сырьевых баз в арктических и восточных акваториях, требует резерва времени и сверхнормативных капитальных затрат, к которым экономика России ныне не готова. Одновременно во всех НГБ, даже с глубоко истощенными запасами, имеются значительные резервы нетрадиционных ресурсов УВ, рациональное и своевременное освоение которых позволит поддержать уровень добычи. Достигнутый в мире прогресс в технологиях добычи нефтегазового сырья допускает освоение нетрадиционных видов и источников УВ, со стоимостью эквивалентной стоимости сырья на мировом рынке [43].

Исследования ВНИГРИ показали значительные резервы ресурсов нефти и газа в нетрадиционных ис­точниках и резервуарах. Их изучение и освоение позволит заполнить ту неизбежную паузу в обеспечении нефте-, а затем и газодобычи, которая неизбежно возникнет до ввода в освоение новых сырьевых баз в экстре­мальных по условиям освоения регионах. [38, 43].

В настоящее время первоочередными для освоения нам представляются следующие виды и источники нетрадиционного углеводородного сырья: