что означает термин ресурсы нефти и газа

Запасы нефти и газа. Классификация

С 1 января 2012 года в РФ действует классификация запасов нефти и газа

Классификация по категориям:

Запасы:

Ресурсы:

Приказом МПР РФ от 7 марта 1997 г № 40 определялись:

Запасы

Ресурсы

По мнению экспертов новая классификация завышает объем экономически эффективных извлекаемых запасов.

Мейджоры нередко проводят аудит запасов по PRMS, и полученные данные обычно оказываются примерно на 30% меньше, чем в рамках российской классификации.

Классификация месторождений по сложности геологического строения и величине запасов

1 группа. Месторождения (залежи) простого внутреннего строения, связанные с ненарушенными или слабонарушенными структурами; продуктивные нефте-или газонасыщенные пласты представлены коллекторами порового типа и характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу.

2 группа. Месторождения (залежи) сложного строения; продуктивные нефте- или газонасыщенные, в отдельных случаях с нефтяной оторочкой пласты представлены коллекторами в основном порового типа и характеризуются невыдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу, наличием литологических замещений коллекторов непроницаемыми породами либо тектонических нарушений.

3 группа. Месторождения (залежи) очень сложного строения, характеризующиеся варьирующими по площади ВНК и ГНК, наличием или литологических замещений, или тектонических нарушений, или очень изменчивых толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов, представленных в основном коллекторами с вторичной пустотностью.

При отнесении месторождений (залежей) к той или иной группе сложности геологического строения могут использоваться количественные критерии показателей неоднородности продуктивных пластов.

Классификация месторождений нефти и газа по величине извлекаемых запасов нефти и балансовых запасов газа:

Классификация месторождений по степени их изученности:

Разведанные месторождения (залежи) по степени изученности должны удовлетворять следующим требованиям:

Запасы таких месторождений (залежей) по степени изученности квалифицируются обычно по категории С₂ и служат основанием для проектирования на их базе дальнейших разведочных работ и частично опытно-промышленной разработки.

Источник

Запасы и ресурсы нефти и газа. Классификация запасов нефти.

Залежи нефти и горючих газов подразделяются на:

а) нефтяные — когда пласты-коллекторы содержат нефть с тем или иным количеством растворенного в ней газа;

б) нефтегазовые — когда пласты-коллекторы содержат нефть с растворенным газом и свободный газ над нефтью (газовую шапку) или когда газовые’ залежи окаймлены нефтью (нефтяной оторочкой);

в) газовые — когда пласты-коллекторы содержат свободный газ. В отдельных случаях могут иметь место и нефтяные оторочки непромышленного значения.

Для промышленной оценки запасов месторождений или отдельных залежей нефти и газов определяющее значение имеют форма и площадь, а также мощность, коллекторские свойства, нефтегазонасыщенность и эксплуатационная характеристика продуктивных пластов (горизонтов).

Мощность продуктивных горизонтов или отдельных пластов-коллекторов колеблется от нескольких сантиметров до десятков, а иногда и сотен метров.

Различают общую мощность продуктивного пласта, включающую мощность всех прослоев проницаемых и непроницаемых пород от кровли до подошвы; эффективную (полезную), состоящую из суммы мощностей проницаемых пластов-коллекторов; нефте- или газонасыщенную, включающую мощность только тех прослоев пород, которые содержат нефть или газ.

Пористость в зависимости от сообщаемости пор и их насыщенности нефтью или газом разделяется на общую, открытую и эффективную. При подсчете запасов используется величина открытой пористости.

Запасы нефти, горючих газов и содержащихся в них сопутствующих компонентов по народнохозяйственному значению разделяются на две группы, подлежащие отдельному подсчету и учету: на балансовые запасы, разработка которых в настоящее время экономически целесообразна, и забалансовые запасы, разработка которых в настоящее время нерентабельна, но которые могут рассматриваться в качестве объекта для промышленного освоения в дальнейшем.

В балансовых запасах нефти, растворенного в ней газа, а также конденсата в свободном газе выделяются и учитываются извлекаемые запасы, т. е. запасы, которые можно извлечь при наиболее полном и рациональном использовании современной техники и технологии.

Коэффициенты извлечения нефти и конденсата устанавливаются ГКЗ на основании технико-экономических расчетов, апробированных по нефти Министерством нефтяной промышленности, а по конденсату — Министерством газовой промышленности.

Масса нефти и конденсата и объем газа на дату подсчета в выявленных, разведанных и разрабатываемых залежах, приведенные к стандартным условиям, называются запасами.

Запасы нефти, горючих газов и содержащихся в них сопутствующих компонентов по степени изученности подразделяются на четыре категории — А, В, С₁ и С₂, которые определяются следующими условиями.

Категория А — запасы залежи (или ее части) изучены с детальностью, обеспечивающей полное определение формы и размеров залежи, эффективной нефтегазонасыщенной мощности, характера изменения коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности продуктивных пластов, качественного и количественного состава нефти, горючих газов и содержащихся в них сопутствующих компонентов и других параметров, а также основных особенностей залежи, от которых зависят условия ее разработки, — режим работы залежи, продуктивность скважин, давление, проницаемость коллекторов, гидро- и пьезопроводность и другие особенности.

Запасы категории А подсчитываются в процессе разработки залежи.

Категория В — запасы залежи (или ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании получения промышленных притоков нефти или горючих газов в скважинах на различных гипсометрических отметках и наличия благоприятных промыслово-геофизических данных керна. Форма и размеры залежи, эффективная нефтегазонасыщенная мощность, характер изменения коллекторских свойств и нефтегазонасыщенность продуктивных пластов и другие параметры, а также основные особенности, определяющие условия разработки залежи, изучены приближенно, но в степени, достаточной для проектирования разработки залежи; состав нефти, горючих газов и содержащихся в них сопутствующих компонентов в пластовых условиях и условиях поверхности изучены детально. По нефтяным залежам проведена пробная эксплуатация отдельных скважин. По газовым залежам установлено отсутствие нефтяной оторочки или определена ее промышленная ценность.

Категория С₁ — запасы залежей, нефтегазоносность которых установлена на основании получения промышленных притоков нефти или горючих газов в отдельных скважинах (часть скважин может быть опробована испытателем пластов) и благоприятных промыслово-геологических данных в ряде других скважин, а также запасы части залежи (тектонического блока), примыкающей к площадям с запасами более высоких категорий. Условия залегания нефти или горючих газов установлены проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований; коллекторские свойства продуктивных пластов и другие параметры изучены по отдельным скважинам или приняты по аналогии с более изученной частью залежи и соседними разведанными месторождениями.

Категория С₂ — запасы нефти и горючих газов, наличие которых предполагается на основании благоприятных геологических и геофизических данных в отдельных неразведанных полях, тектонических блоках и пластах изученных месторождений, а также запасы в новых структурах в пределах нефтегазоносных районов, оконтуренных проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований.

Забалансовые запасы категории С₂ не подсчитываются.

Запасы сопутствующих компонентов, содержащихся в нефти и горючих газах, подсчитываются и учитываются по категориям, соответствующим степени изученности запасов этих компонентов.

Условия отнесения запасов нефти и горючих газов к категориям по степени изученности запасов определяются инструкцией ГКЗ.

Кроме запасов нефти, горючих газов и содержащихся в них сопутствующих компонентов категорий А, В, C₁ и С₂, подсчитываемых по отдельным месторождениям и площадям, для оценки потенциальных возможностей нефтегазоносных провинций, областей и районов на основе общих геологических представлений определяются прогнозные запасы (группа Д), которые апробируются Министерством геологии совместно с Министерством нефтяной промышленности и Министерством газовой промышленности.

Порядок внесения, содержание и оформление материалов по подсчету запасов нефти и газа, представляемых на утверждение в ГКЗ, определяются Инструкцией по применению классификации запасов к месторождениям нефти и горючих газов.

Подсчитываемые запасы одной и той же залежи по мере накопления фактических данных на разных стадиях геологоразведочных работ или с учетом данных эксплуатационного разбуривания и разработки могут претерпевать существенные изменения. Чем выше степень изученности, чем больше фактических данных и выше их качество, тем достовернее подсчитанные запасы. В этом сущность разделения запасов на категории.

Наряду с выявленными залежами в нефтегазоносных горизонтах и пластах, а также в литолого-стратиграфических комплексах объектов, не изученных поисковым бурением, могут содержаться скопления УВ, наличие которых предполагается на основании геолого-геофизических исследований и сложившихся представлений о геологическом строении. Это предполагаемые залежи в продуктивных, но не вскрытых бурением пластах на установленных месторождениях или на подготовленных к бурению площадях, а также в литолого-стратиграфических комплексах с доказанной и предполагаемой нефтегазоносностью в пределах крупных геоструктурных элементов (1 порядка).

Масса нефти и конденсата и объем газа на дату оценки, приведенные к стандартным условиям, в указанных выше объектах называются ресурсами. Оцененные ресурсы отличаются от запасов, а также друг от друга не только различной степенью изученности, но и разной степенью обоснованности.

Ресурсы по степени обоснованности разделены на категории, образующие с категориями запасов единый ряд А-Д.

Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на:

Ресурсы этих же полезных ископаемых и содержащихся в них компонентов по степени их изученности и обоснованности подразделяются на:

Запасы полезных компонентов, содержащихся в нефти и газе в промышленных количествах, а также их перспективные и прогнозные ресурсы соответственно подсчитываются или оцениваются по тем же категориям и в тех же границах, что и содержащие их полезные ископаемые.

Прогнозные ресурсы нефти и газа в литолого-стратиграфических комплексах крупного тектонического элемента с доказанной промышленностью нефтегазоносностью относят к категории Д₁. В категорию Д₂ выделяют прогнозные ресурсы нефти и газа в литолого-стратиграфических комплексах крупных региональных структур с еще не доказанной промышленной нефтегазоносностью. Нефтегазоносность этих комплексов установлена на сходных по геологическому строению крупных тектонических структурах.

Для оценки прогнозных ресурсов применяются методы сравнительного геологического анализа и др.

К категории С₂ относятся запасы залежи (ее части), наличие которых в неразведанных частях залежи, примыкающих к участкам с запасами более высоких категорий, в промежуточных и вышезалегающих неопробованных пластах разведанных местоскоплений обосновано данными геологических и геофизических исследований.

Результаты подсчета запасов по категории С₂ используются для определения перспектив местоскопления, частично для проектирования его разработки и планирования геологоразведочных работ.

Запасы залежи (ее части), установленные на основании полученных в скважинах промышленных притоков нефти или газа (часть скважин опробована испытателем пластов) и положительных результатов геологических и геофизических исследований в неопробованных скважинах, относят к категории С₁. Запасы категории С₁ подсчитывают по результатам геологоразведочных работ и эксплуатационного бурения. Они могут быть подсчитаны для участка около первой поисковой скважины с промышленным притоком из выявленной ею залежи (в радиусе, равном удвоенному расстоянию между добывающими скважинами сеток, применяемых на сходных по строению залежах района), для разведанной части залежи и полностью разведанной залежи. По результатам подсчета запасов категории С₁ составляются технологические схемы разработки (для нефтяных залежей) и проекты опытно-промышленной эксплуатации (для газовых).

Перспективные ресурсы, а также запасы категорий С₂ и С₁ подсчитываются объемным методом, который учитывает площадь нефтегазоносности предполагаемого или выявленного продуктивного горизонта, его мощность, пористость слагающих его пород, степень насыщенности его углеводородами. Объем УВ, определенный для пластовых условий, пересчитывается для нормальных условий.

Важно отметить, что по одной и той же выявленной залежи производят подсчет запасов по различным категориям, так как различные ее части (блоки) в процессе разведки могут быть освещены бурением в различной степени, т.е. изучены неодинаково. Степень изученности залежи учитывается не только в классификации запасов, она позволяет также решить вопрос о передаче обнаруженного скопления (залежи, местоскопления) в разработку.

В соответствии с Классификацией запасов и ресурсов и Инструкцией по ее применению условия отнесения запасов перспективных и прогнозных ресурсов нефти и газа к той или, иной категории такие:

1. разная степень разбуренности залежи (или ее части);

2. связанная со стадийностью работ характеристика данных, по которым устанавливается нефтегазоносность объектов подсчета запасов или обосновывается нефтегазоносность перспективных объектов подсчета и оценки прогнозных ресурсов;

3. обусловленные каждой категорией запасов и перспективных ресурсов требования к степени изученности основных параметров, характеризующих тип, форму, условия залегания и размеры залежи нефти и газа; тип, строение, свойства и характер насыщения пород-коллекторов, вмещающих УВ; состав и свойства плохо проницаемых пород покрышек; состав и свойства нефти, газа, конденсата и содержащихся в них полезных компонентов; основные показатели и параметры, от которых зависят условия разработки залежей; гидрогеологические и геокриологические условия проводки скважин.

В Классификации запасов определено и назначение запасов и ресурсов нефти и газа.

Данные о запасах вновь разведанных залежей, подготовленных для промышленного освоения, используются при проектировании предприятий по добыче, транспортировке и комплексной переработке нефти и газа.

По предварительно оцененным запасам категории С₂ определяются перспективы месторождения, планируются геологоразведочные работы или геологопромысловые исследования при переводе скважин на вышележащие пласты и частично для проектирования месторождений (на вновь разведанных залежах, подготовленных для промышленного освоения).

Перспективные ресурсы нефти и газа используются при планировании поисковых и разведочных работ и прироста запасов категорий С₁ и С₂.

Прогнозные ресурсы категории Д₁ используются для обоснования наиболее эффективных направлений геологоразведочных работ, составления перспективных планов экономического и социального развития народного хозяйства, планирования геологоразведочных работ и прироста запасов на перспективу, обоснования долгосрочных схем развития добычи нефти и газа.

Прогнозные ресурсы категории Д₂ как менее обоснованные и базирующиеся на общих геологических представлениях и аналогии с более изученными территориями используются при планировании региональных геологоразведочных работ и выборе направлений ранних этапов поисков.

Группы запасов нефти и газа и основные принципы их подсчета и учета

По значению запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, подразделяются на две группы, подлежащие самостоятельному подсчету и учету:

В балансовых запасах нефти, растворенного газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, подсчитываются и учитываются извлекаемые запасы.

Коэффициенты извлечения нефти и конденсата определяются на основании повариантных технологических и технико-экономических расчетов и утверждаются ГКЗ.

Классификация запасов предусматривает учет забалансовых запасов всех категорий.

Пересчет запасов производится и в тех случаях, когда в процессе разработки или доразведки залежей намечается списание балансовых и извлекаемых запасов категорий А+В+С₁, не подтвердившихся или не подлежащих отработке по технико-экономическим причинам, превышающее нормативы, установленные действующим положением о порядке списания запасов полезных ископаемых с баланса предприятий по добыче нефти и газа.

Билет № 14

Дата добавления: 2016-08-07 ; просмотров: 3014 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Источник

Геологоразведка и запасы нефти. Часть I

Для того чтобы добыть нефть, её нужно сперва найти. В начале нефтяной эры можно было, конечно, бурить скважины и наугад — тогда в основном разрабатывались неглубокие залежи в обжитых районах с развитой инфраструктурой, поэтому бурение было относительно недорогим. Теперь так уже не получается, и перед бурением желательно как-то удостовериться в наличии нефти, чтобы повысить вероятность успеха. Кроме того, чтобы добыть нефть рациональным и экономически целесообразным способом, нужно знать, сколько её вообще есть, а также где именно и в каких условиях она залегает. Все эти задачи нефтяная промышленность решает посредством геологоразведочных работ, или геологоразведки.

Не секрет, что месторождения нефти по земному шару распределены не равномерно, а приурочены к нефтегазоносным осадочным бассейнам. Под осадочными бассейнами понимают впадины кристаллического фундамента, заполненные слоями осадочных горных пород — осадочным чехлом. В одном бассейне нефти может быть больше, в другом меньше, и связано это в первую очередь с их строением и геологической историей. Представить себе нефтегазоносный бассейн поможет рисунок; более подробно о геологии и происхождении нефти можно прочитать в соответствующей статье. Геологоразведка основана на современных представлениях об органической теории происхождения нефти и её миграции в пределах осадочного бассейна из нефтематеринских пород в так называемые ловушки.

В нефтегазовой геологоразведке применяется масса методов. Например, геохимические методы основаны на определении следовой концентрации в воздухе и воде углеводородных газов. Положительные результаты геохимии позволяют делать предположения о том, что углеводороды в данном районе, как минимум, генерировались. Это хороший, прямой признак. В некоторых местах нефть или углеводородный газ могут непосредственно выходить на поверхность в заметных невооружённым взглядом количествах. Это ещё более хороший признак.

Далее, гравиразведка и магниторазведка изучают, соответственно, аномалии гравитационного и магнитного поля. При электроразведке измеряется и изучается распределение электрического сопротивления горных пород. Скопления нефти и газа по этим трём методам дают слабо выраженные аномалии. Эти методы нужны скорее для изучения общего строения осадочного бассейна. Сходные цели преследуются и при проведении аэрофотосъёмки или спутниковой съёмки. На таких снимках часто видны характерные структуры земной поверхности, которые могут служить косвенным признаком наличия ловушек. Геологию осадочного бассейна можно изучить и по обнажениям горных пород (выходам их на поверхность), и по специально для этого пробурённым опорным или параметрическим скважинам (даже если в них не оказалось нефти, эти скважины всё равно полезны).

Когда осадочный бассейн или его район достаточно хорошо изучен, и есть основания предполагать наличие в нем месторождений нефти, можно приступать к поиску потенциальных ловушек. В этом помогает главный метод геологоразведки на нефть — сейсморазведка.

Сейсморазведка основана на распространении в горных породах упругих колебаний, или сейсмических волн. Источником этих колебаний служит небольшой заряд взрывчатого вещества, или специальная машина, умеющая резко ударять по грунту чем-нибудь тяжёлым, или хлопающий в воде воздушный пузырь (для морской сейсморазведки). В общем, нечто, передающее вниз в горную породу резкий низкочастотный звук, то есть упругие волны.

Любые волны имеют свойство отражаться. В данном случае волны отражаются от границы раздела сред с разным акустическим сопротивлением. Обычно эта граница совпадает с границей между пластами различных горных пород. Чем больше различие в акустическом сопротивлении, тем большая часть энергии волны отражается, причём, вполне ожидаемо, угол отражения равен углу падения. Оставшаяся часть волны проходит дальше, за границу раздела. Поскольку пластов много, волна многократно отражается и приходит обратно на поверхность. Там её многократное возвращение регистрируют многочисленные приёмники, расставленные в одну линию с источником (сейсмический профиль). Зная скорость распространения звука в горной породе, по записям с приёмников можно восстановить так называемый сейсмический глубинный разрез, который в той или иной мере воспроизводит реальную структуру пластов под сейсмическим профилем (см. рисунок). Зная геологию бассейна, на основе сейсмического разреза можно составить представление о геологическом разрезе.

Сейсмический разрез и соответствующий ему геологический разрез. Выделяющиеся на разрезе крупные структуры — это биогермные постройки, то есть погребённые древние коралловые рифы или что-то на них похожее. Они тоже могут быть ловушками для нефти и газа.
Источник: http://www.geolib.ru/OilGasGeo/2001/05/Stat/stat02.html.

Интерпретация данных сейсморазведки — это сложная обратная задача, требующая к тому же обработки очень больших массивов информации. Поэтому главным фактором развития сейсморазведки исторически было развитие вычислительной техники. В частности, в последние 10—20 лет всё чаще применяется так называемая 3D-сейсморазведка, при которой приёмники расставляются по площади в ряды и шеренги. Это позволяет получить не плоский разрез, а объёмный куб данных — отсюда и название «3D». Соответственно, более старый способ, при котором приёмники выстраиваются в одну линию, называется 2D-сейсморазведкой. Интерпретация 3D-сейсмики требует кардинально большей вычислительной мощности и ресурса хранения данных, которые стали технически доступны сравнительно недавно.

3D-сейсморазведка.
Источник: http://www.ingeotech.ru/technology/seismic/.

После того, как с помощью сейсмики выявлены потенциальные ловушки для нефти, можно приступать к самому дорогостоящему методу геологоразведки — поисково-разведочному бурению. Здесь всё достаточно просто. Если в пробурённой скважине из какого-нибудь пласта получен приток нефти, то это означает открытие нового месторождения или залежи, то есть успех. Если же приток не получен или, как говорят, скважина сухая, то это неудача. Бурение — это единственный достоверный способ чётко и однозначно определить, есть в данном конкретном месте нефть, или её там нет. Все предыдущие методы геологоразведки дают лишь большую или меньшую вероятность.

При освоении нефтегазоносного бассейна в первую очередь бурят поисково-разведочные скважины, естественно, в самых больших структурах — потенциальных ловушках, выявленных сейсморазведкой. Поэтому и открыть получается обычно в первую очередь самые большие месторождения. Потом переходят к всё более мелким структурам во всё менее вероятных местах, требующих всё более тщательной подготовки и всё более детального изучения сейсморазведкой. Так что чем дальше, тем в более неблагоприятных геологических условиях ведётся поиск нефти. Несмотря на это, коэффициент успешности поисково-разведочного бурения (доля успешных скважин от общего числа) в наши дни составляет более 50%. И это правильно, ведь, как известно, хорошая подготовка — залог успеха.

Ключевой результат геологоразведочных работ и важнейший показатель деятельности любой нефтяной компании — это прирост извлекаемых запасов. В случае удачного поисково-разведочного бурения производится подсчёт геологических запасов нефти и технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения нефти (КИН). Выполненные работы дают возможность рассчитать извлекаемые запасы нефти, путём умножения геологических запасов на КИН. В России геологические и извлекаемые запасы проходят экспертизу в государственной комиссии по запасам полезных ископаемых и учитываются государственным балансом. Помимо этого, увеличение запасов нефти может быть отражено в отчёте международного аудита запасов, который производят различные коммерческие организации в соответствии с определёнными требованиями по заказу нефтяной компании. При этом по определённым причинам запасы по аудиту практически никогда не совпадают с запасом по балансу.

Из одного предыдущего абзаца понятно, что термин «запасы нефти», как минимум, неоднозначный. Тем не менее, в СМИ он постоянно используется без всякого уточнения. Более того, можно встретить ещё и термин «ресурсы нефти», до недавнего времени особенно регулярно употреблявшийся в отношении Арктики. Как понять, что конкретно имеется в виду?

Запасы и ресурсы

Понять бывает действительно непросто.

Для начала определимся, чем запасы отличаются от ресурсов. Для этого есть очень чёткий критерий — запасы нефти могут появиться только после успешного поисково-разведочного бурения. Если из какой-то структуры не было получено промышленного притока нефти, то в ней могут быть только ресурсы. Можно сказать, что ресурсы — это некоторая оценка количества нефти в потенциальной ловушке на тот случай, если в ней вообще есть нефть. При этом есть ли вообще в ловушке нефть или нет — мы точно не знаем, ловушка вполне может оказаться и пустой. Могут быть и другие, ещё более умозрительные категории прогнозных ресурсов — например, ресурсы нефти некоторого района на тот случай, если в нем есть потенциальные ловушки (чего мы пока точно не знаем). Если сложить ресурсы нефти по всем потенциальным ловушкам и районам в бассейне, то получим его общие ресурсы.

Часто бывает нужно сравнить запасы с прогнозными ресурсами. Для этого используют статистически обоснованные коэффициенты перевода ресурсов в запасы. Для различных регионов и разных видов ресурсов они, конечно же, разные; среднепотолочный диапазон — от 0,1 до 0,3. То есть, если для некоторого бассейна или района на начальной стадии его освоения подсчитана величина прогнозных ресурсов нефти, то можно сказать, что величина реальных запасов нефти в нем будет, скорее всего, в 3-10 раз меньше.

И запасы, и ресурсы, бывают геологическими и извлекаемыми. Соотношение между извлекаемыми и геологическими показывает коэффициент извлечения нефти. Когда говорят о просто запасах, имеют в виду по умолчанию именно извлекаемые запасы. Мы тоже дальше везде будем иметь в виду извлекаемые запасы.

Согласно международной классификации запасы могут быть доказанными и недоказанными. Опять же, если не указано иное, то обычно подразумеваются доказанные запасы. Проистекает это деление из того факта, что успех поисково-разведочной скважины доказывает наличие запасов только в непосредственной близости от неё. На некотором удалении (скажем, более километра) уже появляются сомнения, и предполагаемые там запасы считать доказанными нельзя. В пласте может существовать не различимый по данным сейсморазведки непроницаемый разлом, нарушающий его связность; за разломом нефти может и не оказаться. На расстоянии пласт и сам может постепенно измениться, стать непродуктивным; например, в результате замещения проницаемого песчаника непроницаемыми сланцами. Наконец, как говорилось выше, интерпретация данных сейсморазведки — сложная обратная задача, и её отнюдь не всегда удаётся решить правильно. Поэтому нет стопроцентной уверенности в том, что видимая по сейсморазведке ловушка имеет именно такие размеры — она может оказаться и существенно меньше.

Кроме того, на доказанность или недоказанность запасов влияют ещё и экономические показатели. Например, запасы могут быть расположены в сверхнизкопроницаемых пластах, разработка которых современными технологиями очень затруднительна или невозможна; или же они могут находиться в недоступных географических районах, для рентабельного освоения которых нужны на порядок более высокие цены на нефть. Такие запасы тоже считаются недоказанными.

Таким образом, определение доказанных запасов сводится примерно к следующим пунктам:

Существуют разные определения доказанных запасов, и, соответственно, существуют разные методики их подсчёта. Особенно выразительно они могут различаться в части того, что подразумевается под «уверенностью» в существовании запасов в пункте 2. В одной и той же геологоразведочной ситуации одна методика может позволять специалисту уже быть уверенным в запасах, а другая — ещё нет. Соответственно, первая методика будет давать более высокие значения доказанных запасов.

В России для целей международного аудита запасов применяются две зарубежные системы классификации: SPE-PRMS и SEC. Первая из них, SPE-PRMS, основана на вероятностной оценке запасов. Доказанными запасами в этой системе считаются те запасы, в отношении которых «уверенность» составляет 90% и выше. Кроме доказанных, в SPE-PRMS используются также вероятные запасы (вероятность от 50 до 90%) и возможные (от 10 до 50%). Эта система более полезна для специалистов-нефтяников. Система SEC считается ориентированной на инвесторов; она предъявляет повышенные требования к доказательствам наличия и возможности добычи нефти. Поэтому доказанные запасы по классификации SEC обычно оказываются меньше, чем по SPE-PRMS.

Российская классификация запасов в настоящий момент содержит четыре категории запасов, выделенных по степени достоверности и изученности в порядке убывания — A, B, C₁ и C₂. Первые три категории обычно называют промышленными и рассматривают все вместе, с обозначением ABC₁. Считается, что запасы ABC₁ примерно соответствуют доказанным по международной классификации, хотя на самом деле они обычно оказываются больше и SPE-PRMS, и SEC. Категория C₂, таким образом, примерно соответствует вероятным запасам. В СМИ и пресс-релизах могут приводиться как запасы ABC₁, так и запасы ABC₁+C₂.

При составлении проектов разработки месторождений используются либо запасы ABC₁+C₂ по российской классификации, либо сумма доказанных и вероятных запасов по международной классификации. Из приведённого выше описания международной классификации ясно, что реальная величина запасов, скорее всего, близка именно к доказанным плюс вероятным (эта оценка запасов называется ещё 2P). По определению вероятность того, что реальные запасы больше чем оценка 2P, составляет 50%; соответственно, ровно с такой же вероятностью они могут оказаться меньше. Из этого следует интересный вывод: доказанные запасы почти наверняка меньше, чем реальные. Конечно, всё это верно при том условии, что запасы посчитаны корректно, и оценки не завышены.

В других странах могут применяться свои, национальные правила классификации запасов. Если страна не проводит международный аудит запасов и не раскрывает геологическую информацию о своих месторождениях (а многие страны с большими запасами нефти именно так и поступают), то о соответствии заявленных доказанных запасов международным или любым другим системам остаётся только гадать.

Несмотря на описанные выше сложности с определениями и методиками, все аналитики складывают доказанные запасы по различным странам и нефтяным компаниям, не обращая внимания на то, что складывают они зачастую яблоки с апельсинами. Поступают они так от безысходности — другого варианта как-то оценить мировые запасы нефти, просто нет. В следующей части статьи мы тоже займёмся этим увлекательным делом и заодно посмотрим, надолго ли хватит нефти, и кому.

Источник