Настоящая Классификация устанавливает единые для Республики Казахстан принципы изучения запасов и ресурсов нефти, природного углеводородного газа* (свободный газ, газ газовых шапок и газ, растворенный в нефти) и конденсата, их государственного учета в недрах по степени изученности, освоения и значению для экономики Республики.
Примечание. В дальнейшем именуется "газ".
Классификация является обязательным документом для всех недропользователей, выполняющих нефтяные операции на территории Республики Казахстан на основе действующего законодательства, независимо от форм собственности, ведомственной принадлежности и подчинения.
1.1. Нефть - природная смесь, состоящая преимущественно из углеводородных соединений метановой, нафтеновой и ароматической групп, которые в пластовых и стандартных (0,1 МПа при 20оС) условиях находятся в жидкой фазе. Неуглеводородные соединения в нефти присутствуют в виде сернистых, азотистых, кислородных, металлоорганических комплексов, смол и асфальтенов. Постоянным компонентом в нефти является сера, которая содержится как в виде различных соединений, так и в свободном виде. В большинстве нефтей в пластовых условиях содержится в том или ином количестве растворенный газ.
По различиям состава и физических свойств нефти подразделяются на ряд типов. Их типизация проводится по групповому углеводородному составу, фракционному составу, содержанию серы и других неуглеводородных компонентов, асфальтенов и смол.
Групповой углеводородный состав отражает содержание (в процентах по массе) трех основных групп углеводородов - метановых, нафтеновых и ароматических. Существенное значение имеет наличие растворенных в нефти твердых углеводородов - парафинов. По количеству парафинов нефти подразделяются на малопарафиновые (не выше 1,5%), парафиновые (1,51 - 6 %) и высокопарафиновые (выше 6%).
Фракционный состав отражает относительное содержание (в процентах по массе) фракций нефтей, вскипающих при разгонке до 350оС, и масляных фракций (дистиллятов) с температурой кипения выше 350оС.
По содержанию серы нефти подразделяются на малосернистые (до 0,5%), сернистые (0,51-2%) и высокосернистые (выше 2%). При содержании более 0,5% сера в нефтях имеет промышленное значение.
По количеству смол нефти подразделяются на малосмолистые (менее 5%), смолистые (5-15%) и высокосмолистые (выше 15%). Концентрация редких металлов (ванадия, титана, никеля и др.) в некоторых высокосмолистых нефтях может достигать промышленных значений.
Свойства нефтей в стандартных условиях существенно отличаются от их свойств в пластовых условиях вследствие влияния растворенного газа и повышенных температуры и давления в недрах, поэтому для целей подсчета запасов, рациональной разработки месторождений, первичной подготовки, транспортировки и переработки нефтей эти свойства определяются раздельно. В стандартных условиях основными параметрами нефтей являются плотность, молекулярная масса, вязкость, температуры застывания и кипения; в пластовых условиях - давление насыщения растворенным газом, газосодержание, объемный коэффициент, коэффициент сжимаемости, коэффициент теплового расширения, плотность и вязкость.
1.2. Газ - природная смесь углеводородных и неуглеводородных соединений и элементов, находящихся в пластовых условиях в газообразной фазе либо в растворенном в нефти или воде виде, а в стандартных условиях - только в газообразной фазе. Основными компонентами газа в стандартных условиях являются метан и его гомологи - этан, пропан, бутаны. Газ часто содержит сероводород, гелий, углекислый газ, азот и инертные газы, иногда ртуть. Этан, пропан и бутаны являются сырьем для производства сжиженного газа и нефтехимической промышленности.
Основными свойствами газа являются молекулярная масса, плотность в стандартных условиях, относительная плотность по воздуху, критические температура и давление, коэффициент сжимаемости, объемный коэффициент, вязкость, способность к гидратообразованию, теплота сгорания.
1.3. Конденсат - природная смесь в основном легких углеводородных соединений, находящихся в газе в растворенном состоянии при определенных термобарических условиях и переходящих в жидкую фазу при снижении давления ниже давления конденсации. Основными параметрами газа, в состав которого входит конденсат, являются потенциальное содержание углеводородов С5+ высшие, плотность конденсата в стандартных условиях и давление начала конденсации.
Различают конденсат сырой и стабильный.
Сырой конденсат представляет собой жидкость, получаемую непосредственно в промысловых сепараторах при данных давлении и температуре. Он состоит из жидких при стандартных условиях (0,1 МПа и 20оС) углеводородов, в которых растворено то или иное количество газообразных углеводородов.
Стабильным конденсатом называется углеводородный конденсат, состоящий из углеводородов С5+, в котором растворено не более 3-4% пропан-бутановой фракции. Стабильный конденсат получается из сырого путем его дегазации.
Потенциальное содержание стабильного конденсата определяется как отношение углеводородов С5+ в см3 или в гр. на м3 сухого газа, т.е. газа, лишенного углеводородов С5+.
Состав нефти, газа и конденсата - один из основных показателей, определяющих направление их применения, регламентируется требованиями государственных и отраслевых стандартов и технических условий, в которых учитываются технология добычи, способы транспортировки и переработки сырья, обеспечивающие их комплексное использование. Промышленная ценность содержащихся в нефти и газе компонентов определяется на основании их кондиционного содержания и технико-экономических расчетов рентабельности их извлечения и использования.
1.4. Попутные компоненты - различного рода металлические и другие соединения и элементы, содержащиеся в нефти, газе, конденсате и подземных водах месторождений.
1.5. Залежь - любое естественное скопление нефти или газа в природном резервуаре, образованном породой-коллектором под покрышкой из слабопроницаемых пород. Залежь может быть приурочена к одному или нескольким пластам-коллекторам, образующим единую гидродинамическую систему.
Нефть и газ аккумулируются в коллекторах порового, кавернового, трещинного и смешанных типов.
1.6. Месторождением является залежь или совокупность залежей нефти и газа, приуроченных к единой геологической структуре и расположенных в пределах одной площади.
В зависимости от фазового состояния и состава основных углеводородных соединений в недрах, залежи нефти и газа подразделяются на:
- нефтяные, содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом;
- газонефтяные или нефтегазовые (двухфазные) - залежи, одна часть объема занята нефтью, а другая - газом в свободном состоянии;
- газовые, содержащие только газ;
- газоконденсатные, в газе которых содержится конденсат;
- нефтегазоконденсатные, содержащие нефть, газ и конденсат.
1.7. Запасы - масса нефти, конденсата и попутных компонентов и объем газа в выявленных, разведываемых и разрабатываемых залежах, приведенные к стандартным (0,1 МПа и 20оС) условиям.
1.8. Ресурсы - масса нефти, конденсата и попутных компонентов и объем газа на дату оценки предполагаемых залежей, не вскрытых бурением на установленных месторождениях или на подготовленных к бурению площадях, а также в литолого-стратиграфических комплексах с доказанной или предполагаемой нефтегазоносностью в пределах крупных геоструктурных элементов.
1.9. Коэффициенты извлечения нефти, газа и конденсата - величины, показывающие, какая часть запасов или ресурсов может быть извлечена из недр при оптимальном режиме разработки залежей до предела экономической рентабельности с применением передовых апробированных для данных конкретных условий технологий и техники добычи, а также с соблюдением требований охраны недр и окружающей среды.
2.1. Классификация предусматривает дифференциацию запасов и ресурсов нефти, газа и конденсата по группам, категориям, по величине, сложности строения и степени освоения месторождений с учетом экологической опасности, возникающей при разработке углеводородного сырья и попутных компонентов.
2.2. Запасы и ресурсы нефти, газа, конденсата и попутных компонентов подсчитываются (оцениваются) и учитываются в государственном балансе полезных ископаемых Республики Казахстан по результатам геологоразведочных работ и разработки месторождений. Данные о запасах месторождений и ресурсах нефти, газа и конденсата используются при разработке схем развития и размещения отраслей экономики, проектировании добычи, транспортировки и переработки углеводородного сырья, планировании геологоразведочных работ.
2.3. При определении запасов месторождений подлежат обязательному подсчету и учету запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов (этана, пропана, бутанов, серы, гелия, металлов), целесообразность извлечения которых обоснована технологическими и технико- экономическими расчетами. Подсчет и учет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, производятся по каждой залежи раздельно и месторождению в целом по наличию их в недрах без учета потерь при разработке месторождений.
2.4. Запасы и ресурсы нефти, газа, конденсата и попутных компонентов подлежат государственной экспертизе. Государственная экспертиза может проводиться на любой стадии геологического изучения территории и месторождений для объективной оценки количества и качества, запасов и ресурсов нефти, газа и конденсата, их экономической ценности, горно-технических, гидрогеологических и экологических условий их добычи.
При изменении в результате дополнительно проведенных на месторождении геологоразведочных работ или по данным разработки начальных геологических и (или) рентабельных (извлекаемых) запасов нефти или газа категорий А+В+С1 более чем на 20% для месторождений с запасами более 30 млн.т нефти или 30 млрд. м3 газа, производится повторный подсчет и его государственная экспертиза. Пересчет запасов и их государственная экспертиза производятся и в случае принципиальных изменений в представлении о распределении запасов в продуктивном разрезе, влияющих на выработку запасов и осуществляемую систему разработки месторождения (залежи).
3.1. Запасы и ресурсы нефти, газа и конденсата, находящиеся в недрах, называются геологическими.
3.2. В геологических запасах выявленных месторождений и ресурсах перспективных и прогнозных объектов выделяются две группы: рентабельные (извлекаемые) и нерентабельные.
3.2.1. Рентабельные (извлекаемые) - запасы и ресурсы, извлечение которых экономически целесообразно при использовании современных апробированных технологий и техники с соблюдением требований по охране недр и окружающей среды. Эта часть геологических запасов и ресурсов определяется коэффициентами извлечения нефти, газа и конденсата.
3.2.2. Нерентабельные - запасы и ресурсы, извлечение которых в настоящее время экономически нецелесообразно.
3.2.3. Сумма извлекаемых запасов и ресурсов на дату оценки составляет текущее суммарное количество извлекаемых углеводородов. Вместе с добытыми углеводородами она составляет начальное суммарное количество извлекаемых углеводородов.
4.1. Запасы нефти, газа, конденсата и попутных компонентов по степени изученности подразделяются на доказанные - категории А, В, C1 и предварительно оцененные (неразведанные) - категория С2. В доказанных выделяются разрабатываемые (категории А и В) и разведанные (категория C1) запасы.
Ресурсы нефти, газа и конденсата по степени их обоснованности и приуроченности подразделяются на перспективные - категории С3 и прогнозные - категории D0, D1 и D2.
4.2. Категория А - запасы разрабатываемой залежи (ее части), изученной с детальностью, обеспечивающей наряду с полной характеристикой строения залежи, параметров коллекторов и насыщающих их флюидов, а также параметров, отражающих продуктивность залежи и обоснование коэффициентов извлечения нефти, газа и конденсата, возможность дифференцированной оценки запасов по параметрам, определяющим выработку запасов в пределах отдельных пластов коллекторов и элементов разработки.
Запасы категории А подсчитываются по залежи (ее части), разбуренной в соответствии с утвержденным проектом разработки месторождения и служат основой для оптимизации системы и процесса выработки запасов нефти, газа и конденсата.
4.3. Категория В - запасы разрабатываемой залежи (ее части) изученной с детальностью, позволяющей наряду с надежной характеристикой строения залежи, параметров коллекторов и насыщающих их флюидов, а также параметров, отражающих продуктивность залежи и обоснование коэффициентов извлечения нефти, газа и конденсата, оценить структуру запасов по основным параметрам, влияющим на их выработку.
Запасы категории В подсчитываются по залежи (ее части),разбуренной в соответствии с утвержденной технологической схемой разработки месторождения нефти или проектов опытно-промышленной эксплуатации месторождения газа и служат основой для составления проекта разработки.
4.4. Категория C1 - запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных в скважинах промышленных притоков нефти, газа и конденсата и положительных результатов геологических и геофизических исследований в неопробованных скважинах.
Тип, форма и размеры залежи, условия залегания вмещающих нефть и газ пластов - коллекторов установлены по результатам бурения скважин и проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований. Литологический состав, тип коллектора, коллекторские свойства, нефте- и газонасыщенная толщина продуктивных пластов изучены по керну и материалам геофизических исследований скважин. Состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях изучены по данным опробования скважин. По газонефтянным залежам установлена промышленная ценность нефтяной оторочки. Продуктивность скважин, гидропроводность и пьезопроводность пласта, пластовое давление, температура, дебиты нефти, газа и конденсата изучены по результатам испытания и исследования скважин. Гидрогеологические условия установлены по результатам бурения скважин и по аналогии с соседними разведанными месторождениями.
Запасы категории C1 подсчитываются по результатам геологоразведочных работ и эксплуатационного бурения и должны быть изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно-промышленной эксплуатации месторождения газа.
Для неисследованной части залежи запасы категории C1 выделяются в границах, проведенных от скважины на расстоянии, равном удвоенному интервалу между эксплуатационными скважинами, предусмотренному технологической схемой или проектом разработки.
Запасы категории C1 могут быть выделены на новой площади по данным бурения и испытания единичных скважин при условии получения в них промышленных притоков нефти или газа. Границы участка подсчета запасов категории C1 проводятся в радиусе, равном удвоенному расстоянию между эксплуатационными скважинами, принятому для аналогичных месторождений.
4.5. Категория С2 - запасы залежи (ее части), наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований.
Форма и размеры залежи, условия залегания, толщина и коллекторские свойства пластов, свойства нефти, газа и конденсата определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований с учетом данных по более изученной части залежи или по аналогии с разведанными месторождениями.
Запасы категории С2 подсчитываются в неразведанных частях залежи, примыкающих к участкам с запасами более высоких категорий; в промежуточных, выше- и нижезалегающих неопробованных пластах, имеюших положительную промыслово-геофизическую характеристику на разведанных месторождениях.
Запасы категории С2 используются для определения перспектив месторождения, планирования геологоразведочных работ или геологопромысловых исследований при переводе скважин на вышезалегающие пласты и частично для проектирования разработки залежи.
4.6. Категория С3 - перспективные ресурсы подготовленных для поискового бурения площадей.
Форма, размеры и условия залегания залежи определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований, а толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти или газа принимаются по аналогии с разведанными месторождениями.
Ресурсы категории С3 подсчитываются на подготовленных для глубокого бурения площадях, находящихся в пределах нефтегазоносного района и оконтуренных проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований, а также не вскрытых бурением пластов разведанных месторождений, если продуктивность их установлена на других месторождениях района.
Перспективные ресурсы используются при планировании поисковых работ.
4.7. Категория D0 - прогнозные ресурсы выявленных локальных объектов (локализованные).
Форма, размер и условия залегания предполагаемой залежи определены в общих чертах по результатам геофизических (геологических) исследований, а толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата принимаются по аналогии с разведанными месторождениями.
Ресурсы категории D0 подсчитываются на выявленных локальных объектах в пределах региона с ресурсами категории D1 и используются для планирования геофизических поисковых исследований с целью подготовки структур под поисковое бурение.
4.8. Категория D1 - прогнозные ресурсы литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур с доказанной промышленной нефтегазоносностью.
Количественная оценка прогнозных ресурсов категории D1 производится по параметрам, принятым на основании резутьтатов региональных геологических, геофизических исследований и по аналогии с разведанными месторождениями в пределах оцениваемого региона.
4.9. Категория D2 - прогнозные ресурсы литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. Перспективы нефтегазоносности этих комплексов прогнозируются на основе данных геологических, геофизических и геохимических исследований.
Количественная оценка прогнозных ресурсов категории D2 производится
по предположительным параметрам на основе общих геологических
представлений и по аналогии с другими, более изученными регионами, где
имеются разведанные месторождения нефти и газа.
5. Величина запасов месторождений (залежей)
Месторождения нефти, газа и конденсата по величине извлекаемых
запасов подразделяются на:
гигантские - более 300 млн.т. или млрд. куб. м.
крупнейшие - 100,1-300 -"-
крупные - 30,1-100 -"-
средние - 10,1-30 -"-
малые - 3,1-10 -"-
мелкие - 1-3 -"-
очень мелкие - до 1 -"-
6. Сложность строения месторождений (залежей)
6.1. По сложности строения выделяются месторождения (залежи):
- простого строения, связанные с ненарушенными или слабонарушенными структурами, продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;
- сложного строения, характеризирующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием тектонических нарушений;
- очень сложного строения, характеризирующиеся как наличием тектонических нарушений, так и невыдержанностью толщин, коллекторских свойств продуктивных пластов и наличием сложных типов коллекторов.
6.2. Величина запасов и сложность геологического строения месторождения (залежи) определяют методику разведочных работ, их объемы, экономические показатели разведки и разработки.
По степени освоения месторождения (залежи) разделяются на разрабатываемые, подготовленные к разработке, разведываемые и законсервированные, запасы которых раздельно учитываются государственным балансом.
7.1. Разрабатываемые - месторождения (залежи), на которых осуществляется добыча нефти, газа и конденсата по запроектированной системе разработки.
7.2. Подготовленные к разработке - месторождения (залежи), изученность которых обеспечивает составление технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно-промышленной эксплуатации месторождения газа.
7.3. Разведываемые - месторождения (залежи), на которых ведется поисково-разведочное бурение, пробная или опытно-промышленная эксплуатация отдельных разведочных или опережающих эксплуатационных скважин с целью подготовки месторождений к разработке. При необходимости на разведываемом месторождении могут проводиться опытно-промышленные работы и детальные сейсмические исследования.
7.4. Законсервированные - месторождения (залежи), на которых временно прекращены разведочные работы или разработка, а также разведанные месторождения, разработка которых в определенный период времени экономически нецелесообразна.
8.1. Месторождение с разведанными (C1) и предварительно подсчитанными (С2) извлекаемыми запасами может передаваться недропользователю в промышленное освоение в установленном законодательством порядке при следующих условиях:
- запасы и технико-экономическое обоснование коэффициентов извлечения нефти, газа и конденсата прошли Государственную экспертизу и месторождение (или часть его) признано Государственной экспертизой подготовленным для промышленного освоения;
- оценены степень влияния разработки месторождения на окружающую
природную среду и эффективность планируемых природоохранных мероприятий.
8.2. На месторождениях, введенных в разработку, должен в обязательном
порядке производиться последовательный перевод запасов из категории С2 в
категорию С1, и далее в категории В и А по данным бурения и исследования
эксплуатационных скважин.
Сопоставление определений "запасов" и "ресурсов",
используемых в Республике Казахстан и США
---------------------------------------------------------------------------
Республика Казахстан ! США
---------------------------------------------------------------------------
1. Запасы категории А, В, C1 1. Доказанные запасы
(доказанные) (proved reserves)
---------------------------------------------------------------------------
1.1. Запасы категории А, В 1.1. Освоенные запасы
(developed reserves)
---------------------------------------------------------------------------
1.1.1. Запасы категории А, В 1.1.1. Добываемые запасы
(разрабатываемые залежи) (producing reserves)
---------------------------------------------------------------------------
1.1.2. Запасы категории А, В 1.1.2. Недобываемые запасы
(законсервированные) (nonproducing reserves)
---------------------------------------------------------------------------
1.2. Запасы категории C1 1.2. Неосвоенные запасы
(undeveloped reserves)
---------------------------------------------------------------------------
2. Запасы категории С2 2. Недоказанные запасы
предварительно оцененные) (unproved reserves)
Ресурсы категории С3 (перспективные)
Ресурсы категории D0, D1, D2
(прогнозные)
---------------------------------------------------------------------------
2.1. Запасы категории C2
(предварительно оцененные) 2.1. Вероятные запасы
(probable reserves)
---------------------------------------------------------------------------
2.2. Ресурсы категории С3
(перспективные) 2.2. Возможные запасы
Ресурсы категории D0, D1, D2 (possible reserves)
(прогнозные)
---------------------------------------------------------------------------
