ОБ УТВЕРЖДЕНИИ МЕТОДИЧЕСКИХ РЕКОМЕНДАЦИЙ
ПО ПРИМЕНЕНИЮ КЛАССИФИКАЦИИ ЗАПАСОВ И ПРОГНОЗНЫХ РЕСУРСОВ
НЕФТИ И ГОРЮЧИХ ГАЗОВ, УТВЕРЖДЕННОЙ ПРИКАЗОМ МИНИСТЕРСТВА
ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ОТ 1 НОЯБРЯ 2005 Г. N 298
РАСПОРЯЖЕНИЕ
МИНИСТЕРСТВО ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ РФ
5 апреля 2007 г.
N 23-р
(Д)
В соответствии с Законом Российской Федерации от 21 февраля 1992
г. N 2395-1 "О недрах" (Ведомости Съезда народных депутатов Российской
Федерации и Верховного Совета Российской Федерации, 1992, N 16, ст.
834; Собрание законодательства Российской Федерации, 1995, N 10, ст.
823; 1999, N 7, ст. 879; 2000, N 2, ст. 141; 2001, N 21, ст. 2061;
2001, N 33, ст. 3429; 2002, N 22, ст. 2026; 2003, N 23, ст. 2174;
2004, N 27, ст. 2711; 2004, N 35, ст. 3607; 2006, N 17 (ч. I), ст.
1778; 2006, N 44, ст. 4538), Положением о Министерстве природных
ресурсов Российской Федерации, утвержденным Постановлением
Правительства Российской Федерации от 22 июля 2004 г. N 370 (Собрание
законодательства Российской Федерации, 2004, N 31, ст. 3260; 2004, N
32, ст. 3347; 2005, N 52 (ч. III), ст. 5759; 2006, N 52 (ч. III), ст.
5597), Положением о Федеральном агентстве по недропользованию,
утвержденным Постановлением Правительства Российской Федерации от 17
июня 2004 г. N 293 (Собрание законодательства Российской Федерации,
2004, N 26, ст. 2669; 2006, N 25, ст. 2723), Классификацией запасов и
прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, утвержденной Приказом
Министерства природных ресурсов Российской Федерации от 1 ноября 2005
г. N 298 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации
23 декабря 2005 г., регистрационный N 7296):
1. Утвердить прилагаемые Методические рекомендации по применению
Классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов,
утвержденной Приказом Министерства природных ресурсов Российской
Федерации от 1 ноября 2005 г. N 298.
2. Федеральному агентству по недропользованию, его
территориальным органам и подведомственным организациям
руководствоваться настоящими Методическими рекомендациями с 1 января
2009 г.
Министр
Ю.П.ТРУТНЕВ
5 апреля 2007 г.
N 23-р
УТВЕРЖДЕНО
распоряжением МПР России
от 5 апреля 2007 года
N 23-р
МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ
ПО ПРИМЕНЕНИЮ КЛАССИФИКАЦИИ ЗАПАСОВ И ПРОГНОЗНЫХ РЕСУРСОВ
НЕФТИ И ГОРЮЧИХ ГАЗОВ, УТВЕРЖДЕННОЙ ПРИКАЗОМ МИНИСТЕРСТВА
ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ОТ 1 НОЯБРЯ 2005 Г. N 298
I. Общие положения
1. Настоящие Методические рекомендации по применению
Классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов,
утвержденной Приказом МПР России от 1 ноября 2005 г. N 298 (далее -
Методические рекомендации), разработаны в соответствии с Законом
Российской Федерации от 21 февраля 1992 г. N 2395-1 "О недрах"
(Ведомости Съезда народных депутатов Российской Федерации и Верховного
Совета Российской Федерации, 1992, N 16, ст. 834; Собрание
законодательства Российской Федерации, 1995, N 10, ст. 823; 1999, N 7,
ст. 879; 2000, N 2, ст. 141; 2001, N 21, ст. 2061; 2001, N 33, ст.
3429; 2002, N 22, ст. 2026; 2003, N 23, ст. 2174; 2004, N 27, ст.
2711; 2004, N 35, ст. 3607; 2006, N 17 (ч. I), ст. 1778; 2006, N 44,
ст. 4538), Положением о Министерстве природных ресурсов Российской
Федерации, утвержденным Постановлением Правительства Российской
Федерации от 22 июля 2004 г. N 370 (Собрание законодательства
Российской Федерации, 2004, N 31, ст. 3260; 2004, N 32, ст. 3347;
2005, N 52 (ч. III), ст. 5759; 2006, N 52 (ч. III), ст. 5597),
Положением о Федеральном агентстве по недропользованию, утвержденным
Постановлением Правительства Российской Федерации от 17 июня 2004 г. N
293 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 26, ст.
2669; 2006, N 25, ст. 2723), Классификацией запасов и прогнозных
ресурсов нефти и горючих газов, утвержденной Приказом Министерства
природных ресурсов Российской Федерации от 1 ноября 2005 г. N 298
(зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 23 декабря
2005 г., регистрационный N 7296), и содержат рекомендации по
применению Классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих
газов (далее - Классификация).
2. Методические рекомендации направлены на оказание практической
помощи Федеральному агентству по недропользованию, его территориальным
органам и организациям, находящимся в ведении Федерального агентства
по недропользованию.
3. В соответствии с Классификацией подразделение запасов и
ресурсов нефти и горючих газов осуществляется по:
а) экономической эффективности;
б) геологической изученности и степени промышленного освоения.
4. В соответствии с Классификацией подразделение месторождений
(залежей) осуществляется по:
а) фазовому состоянию;
б) величине извлекаемых запасов;
в) сложности геологического строения.
5. При применении Классификации рекомендуется руководствоваться
следующим:
а) категории запасов и ресурсов нефти и газа выделяются в
пределах отдельной залежи, промышленная продуктивность которой
доказана;
б) залежь с доказанной промышленной продуктивностью должна
разрабатываться на основании проектного документа, подготовленного и
согласованного в установленном порядке;
в) по данным интерпретации геолого-геофизических и инженерных
данных должно быть обосновано - геологическое строение, подсчетные
параметры и степень неоднородности пласта;
г) на основании экономических расчетов должна быть доказана
экономическая рентабельность извлечения запасов;
д) обоснование геолого-промысловых характеристик, подсчетных
параметров и экономических показателей следует осуществлять на
основании достоверных данных, полученных на дату подсчета.
6. Объектами подсчета и выделения групп и категорий запасов при
применении Классификации могут являться:
а) залежи, по которым установлен факт открытия;
б) разведываемые залежи (части залежей), на которых в результате
дополнительных геолого-геофизических работ, геолого-промысловых
исследований и экономических расчетов установлено изменение величины,
группы и категории запасов;
в) разрабатываемые залежи, на которых в результате промышленного
освоения произошло изменение величины, группы и категории запасов.
7. Объектом оценки и выделения групп и категорий ресурсов обычно
являются прогнозируемые скопления нефти, газа в нефтегазоносных и
нефтегазоперспективных комплексах, горизонтах, пластах и ловушках, не
вскрытых бурением, наличие которых в недрах прогнозируется по
результатам геологических, геофизических и геохимических исследований.
8. Величина запасов, границы категорий и групп, как правило,
уточняются по мере получения дополнительной геолого-промысловой
информации, при применении дополнительных методов увеличения
нефтеотдачи (МУН), изменении налоговых и экономических условий.
9. При применении Классификации под элементарным участком для
выделения категорий запасов рекомендуется понимать квадрат со
стороной, равной расстоянию между скважинами эксплуатационной сетки, и
ориентированный по линии север - юг (запад - восток). Размер
эксплуатационной сетки определяется проектным документом на
разработку, а при его отсутствии принимается по аналогии с залежами,
имеющими сходные геолого-промысловые характеристики по близлежащим
разрабатываемым месторождениям полезных ископаемых или экспертно.
10. Совокупность элементарных участков одинаковых категорий
определяет границы запасов разных категорий.
11. В однородных пластах, распространение которых подтверждено
данными трехмерной сейсморазведки, размеры элементарных участков могут
быть увеличены до удвоенного расстояния между скважинами
эксплуатационной сети. В случае если гидродинамическими исследованиями
подтверждена сообщаемость между скважинами, в элементарный участок
рекомендуется включать всю дренированную зону залежи. В однородных
пластах элементарные участки могут объединяться, если расстояния между
границами участков меньше чем расстояние между эксплуатационными
скважинами.
12. На залежах, разбуренных горизонтальными скважинами, размеры
элементарного участка рекомендуется принимать равными размеру зоны
дренирования залежи горизонтальным стволом.
13. При применении Классификации под элементарным участком для
выделения категорий ресурсов D1 рекомендуется понимать локальную
ловушку нефти и газа, подготовленную для поискового бурения, или
выявленную ловушку, на которой планируется проведение детальных
сейсморазведочных работ.
14. При применении Классификации под элементарным участком для
выделения категорий ресурсов D2 и D3 рекомендуется понимать единицу
нефтегазогеологического районирования. Для категории D2 - зоны, район,
область или их части, для категории D3 - район, область, провинция
(бассейн) или их части.
15. Рекомендуемые минимальные промышленные концентрации попутных
компонентов установлены в приложении 1 к настоящим Методическим
рекомендациям.
16. Рекомендуемые показатели по установлению плотности и вязкости
нефти установлены в приложении 2 к настоящим Методическим
рекомендациям.
II. Выделение групп запасов и ресурсов нефти и газа
по экономической эффективности
17. Выделение групп запасов нефти и газа по экономической
эффективности рекомендуется осуществлять методом дисконтированных
денежных потоков. В качестве экономического критерия оценки
рекомендуется принимать чистый дисконтированный доход (ЧДД) -
накопленный за расчетный период чистый денежный поток, приведенный к
текущему моменту времени. Как вспомогательный показатель рекомендуется
использовать внутреннюю норму доходности (ВНД).
18. При подсчете и учете запасов нефти и газа сырья выделяют две
группы запасов по степени экономической эффективности: промышленно
значимые и непромышленные.
19. К промышленно значимым запасам относят извлекаемые запасы
месторождений (залежей), вовлечение которых в освоение экономически
целесообразно и технически и технологически возможно с соблюдением
требований по рациональному использованию недр и охране окружающей
среды на момент оценки, а также извлекаемые запасы месторождений
(залежей), вовлечение которых в освоение может быть экономически
целесообразным в краткосрочной перспективе при определенных условиях.
20. Промышленно-значимые запасы подразделяют на
нормально-рентабельные и условно-рентабельные.
21. К нормально-рентабельным относят извлекаемые запасы
месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку на момент
оценки согласно технико-экономическим расчетам экономически эффективно
при текущих экономических условиях и действующей налоговой системе при
использовании техники и технологии добычи сырья, обеспечивающих
соблюдение требований по рациональному использованию недр и охране
окружающей среды.
22. К условно-рентабельным относят извлекаемые запасы
месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку на момент
оценки согласно технико-экономическим расчетам не обеспечивает
приемлемую эффективность при текущих экономических условиях и
действующей налоговой системе из-за низких технико-экономических
показателей (отрицательное значение ЧДД), но освоение которых
становится экономически возможным при изменении цен на нефть и газ,
строительстве транспортных магистралей или появлении новых рынков
сбыта и новых технологий разработки.
23. К непромышленным запасам относятся запасы месторождений
(залежей), вовлечение которых в разработку на момент оценки
экономически нецелесообразно либо технически или технологически
невозможно. В данную группу входят запасы нефти и горючих газов
месторождений (залежей), которые экономически нерентабельны для
освоения на современном этапе, а также законсервированные
месторождения, месторождения, расположенные в пределах водоохранных
зон, населенных пунктов, сооружений, сельскохозяйственных объектов,
заповедников, памятников природы, истории и культуры, и месторождения,
значительно удаленные от транспортных путей и территорий с развитой
инфраструктурой нефтедобычи. На месторождениях и залежах с
непромышленными запасами подсчитываются и учитываются геологические
запасы.
24. Экономическая эффективность освоения запасов рассчитывается
на базе технологически извлекаемых запасов - части геологических
запасов объекта, извлечение которых из недр возможно при рациональном
использовании современных технических средств и технологии добычи с
учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.
Технологически извлекаемые запасы принимаются:
а) для разрабатываемых месторождений (залежей) по материалам
утвержденных проектных технологических документов;
б) для разведанных, но не разрабатываемых месторождений (залежей)
по данным отчета по подсчету запасов и технико-экономического
обоснования коэффициента извлечения нефти (ТЭО КИН), актуализированным
на момент оценки;
в) для разведываемых месторождений (залежей) в соответствии с
утвержденными нормативно-методическими документами.
25. На месторождениях (залежах) с промышленными запасами на
основе технологических и экономических расчетов подсчитываются
извлекаемые запасы.
26. К извлекаемым запасам относится часть геологических запасов,
извлечение которых из недр при принятых в их подсчете и экономической
оценке параметрах экономически эффективно. Эти запасы соответствуют
прогнозному объему добычи нефти и газа за рентабельный срок
эксплуатации объекта оценки.
27. Под рентабельным сроком понимается период времени до момента,
начиная с которого текущий чистый доход принимает только отрицательные
значения.
28. Оценку экономической эффективности освоения объекта
рекомендуется проводить на основании следующих цен:
а) для объектов распределенного фонда недр - средних фактических
цен реализации недропользователем углеводородного сырья на момент
оценки, подтвержденных соответствующими документами;
б) для объектов нераспределенного фонда недр - базовой цены на
нефть, установленной Бюджетным кодексом Российской Федерации, и
текущих оптовых цен на газ, установленных Федеральной службой по
тарифам.
29. Затраты на геологоразведочные работы, бурение, обустройство и
эксплуатацию рекомендуется принимать:
а) для разрабатываемых объектов - согласно утвержденным проектным
документам на разработку или ТЭО КИН данных объектов и фактическим
данным деятельности недропользователя;
б) для не разрабатываемых, но имеющих утвержденные проектные
документы на разработку или ТЭО КИН объектов - согласно утвержденным
проектным документам на разработку или ТЭО КИН данных объектов, или
фактических данных деятельности недропользователей;
в) при отсутствии проработок технико-экономических показателей
для неразрабатываемого объекта - по аналогии с разрабатываемыми
залежами (их частями) месторождения, близкими по геолого-промысловым
характеристикам к данному объекту (глубина, свойства коллектора и
флюида). В случае отсутствия аналогий в пределах месторождения
нормативы затрат принимаются по аналогии с близлежащими
месторождениями с аналогичными или близкими условиями освоения
(глубины, удаленность от транспортных коммуникаций и технология
добычи).
30. Технико-экономические расчеты для выделения и обоснования
групп запасов рекомендуется проводить индивидуально по каждому объекту
с учетом того, на какой стадии освоения он находится.
31. При оценке нескольких близкорасположенных объектов в расчетах
рекомендуется учитывать влияние работ на одних объектах на изучение и
освоение запасов других объектов, а также возможность объединения
групп залежей в объекты разработки. Близкорасположенным объектом может
быть залежь другого пласта многопластового месторождения или ближайшее
месторождение в целом. В первом случае в расчетах рекомендуется
учитывать единую для объектов месторождения внутрипромысловую
инфраструктуру, во втором - возможность создания совместной внешней
инфраструктуры (системы внешнего транспорта углеводородного сырья).
32. При определении условно-рентабельных запасов возможность
появления благоприятных изменений в ценах реализации продукции, рынках
сбыта и технологий рекомендуется оценивать в рамках периода 5 лет от
текущего момента времени. Благоприятные изменения цен реализации
продукции обычно обосновывают коммерческими контрактами либо
прогнозами специализированных агентств. Отнесение запасов к группе
условно рентабельных возможно, если имеются утвержденные графики
строительства магистральных транспортных систем или обязательства
компаний по развитию соответствующей инфраструктуры для добычи,
подготовки и транспортировки углеводородного сырья. К
условно-рентабельным относятся запасы объекта, который при автономном
освоении является непромышленным, а оценка совместного освоения с
близкорасположенными объектами позволяет получить положительный доход.
В противном случае запасы относят к группе непромышленных.
33. Выделение группы непромышленных запасов по условиям
недоступности (природоохранные зоны, промышленные объекты, населенные
пункты и др.) и отсутствия реальных технологий разработки
месторождений (месторождения арктического шельфа с глубинами,
недоступными для современных технологических средств, в условиях
сплошного ледяного покрова и дрейфующих льдов и др.) рекомендуется
осуществлять на основе качественной характеристики невозможности
освоения без количественной оценки экономических критериев.
34. К промышленно-значимым относятся месторождения, на которых
имеется хотя бы один объект с промышленно значимыми запасами. Если на
месторождении нет объектов с промышленно значимыми запасами,
месторождение относится к непромышленным.
35. При проведении расчетов в качестве базы для расчета добычи
рекомендуется принимать выделенные категории геологических запасов A,
B и C1 по залежам. Геологические запасы категории C2 неразбуренной
части залежи могут быть включены в базу добычи с понижающим
коэффициентом перевода 0,5. Корректировку значений переводного
коэффициента рекомендуется осуществлять по статистическим сведениям
для конкретного района.
36. Объемы геологоразведочных работ, необходимых для перевода
геологических запасов категории C2 в базу расчета добычи,
рекомендуется определять на основе проекта разведки и действующих
нормативно-методических документах об этапах и стадиях
геологоразведочных работ. Обоснование технологических показателей
разработки для разрабатываемых залежей должно соответствовать
проектным документам.
37. Для разведываемых объектов прогноз технологических
показателей рекомендуется производить по аналогии с разрабатываемыми
месторождениями с использованием имитационных моделей, позволяющих
учесть недостаток исходной информации и ее неопределенность.
38. Для разведываемых объектов прогноз капитальных затрат на
освоение запасов рекомендуется производить в более агрегированной
структуре на основании укрупненных нормативов с выделением следующих
направлений инвестиций:
а) геологоразведочные работы; эксплуатационное бурение;
б) промысловое строительство;
г) оборудование, не входящее в сметы строек;
д) сооружение внешних транспортных коммуникаций.
39. Расчет эксплуатационных затрат для разведываемых объектов
рекомендуется проводить исходя из укрупненных нормативов:
а) условно-переменные затраты в расчете на единицу добычи нефти
или природного газа;
б) условно-постоянные затраты в расчете на действующий фонд
скважин.
40. Для получения сопоставимого прогноза затрат на освоение
запасов стоимостные нормативы и налоговое окружение, заложенные в
ранее утвержденных проектных документах, рекомендуется приводить к
существующим условиям.
41. При выделении групп запасов и расчетов чистого
дисконтированного дохода рекомендуется использовать ставку
дисконтирования 10%, экономические расчеты проводить в постоянных
ценах (без учета инфляции), в условиях действующей налоговой системы с
учетом возможных льгот, в случае если такие льготы предусмотрены
Налоговым кодексом Российской Федерации.
42. Для ресурсов нефти и газа категорий D1 и D2 выделение групп
по экономической эффективности рекомендуется осуществлять на основании
показателя ожидаемой стоимости запасов - чистого дисконтированного
дохода, прогнозируемого по результатам будущих геологоразведочных
работ (ГРР) с учетом затрат на ГРР и вероятности их успеха.
43. Ожидаемую стоимость запасов рекомендуется рассчитывать по
формуле:
S = D x Р - К x (1 - Р ),
ОЖИД УСП РИСК УСП
где D - значение ЧДД после налогообложения,
Р - вероятность успеха геологоразведочных работ,
УСП
К - рисковый капитал, под которым в данном случае понимаются
РИСК
затраты на проведение геологоразведочных работ.
44. Ресурсы нефти и газа по экономической эффективности
подразделяются на две группы - рентабельные и
неопределенно-рентабельные. Рентабельные ресурсы - ресурсы, имеющие
положительную предварительно (или экспертно) оцененную ожидаемую
стоимость запасов. Неопределенно-рентабельные - ресурсы, имеющие на
дату оценки неопределенную ожидаемую стоимость запасов. В рентабельных
ресурсах выделяются извлекаемые ресурсы. К извлекаемым ресурсам
относится часть геологических ресурсов, извлечение которых из недр при
принятых при подсчете и экономической оценке параметрах экономически
эффективно. В неопределенно-рентабельных ресурсах извлекаемые ресурсы
не выделяются.
45. Затраты на геологоразведочные работы, бурение, обустройство и
эксплуатацию рекомендуется принимать по аналогии с близлежащими
месторождениями с аналогичными или близкими условиями освоения
(глубина, удаленность от транспортных коммуникаций и технология добычи
и др.).
46. Расчет ожидаемой стоимости запасов для ресурсов категории D1
рекомендуется осуществлять методом перевода ресурсов оцениваемого
объекта в запасы. Также рекомендуется прогнозировать предполагаемые
объемы поисковых работ по видам.
47. Ожидаемую стоимость ресурсов рекомендуется рассчитывать по
формуле:
S = D x Р - К x (1 - Р ),
ОЖИД УСП РИСК УСП
где D - значение ЧДД после налогообложения,
Р - вероятность успеха геологоразведочных работ,
УСП
К - рисковый капитал, под которым в данном случае понимаются
РИСК
затраты на проведение геологоразведочных работ.
Величина рискового капитала определяется как сумма регулярных
платежей за пользование недрами и прогнозируемых затрат на все виды
работ по поиску, разведке, подготовке к промышленному освоению. Под
вероятностью успеха геологоразведочных работ понимается вероятность
открытия месторождения или залежи нефти и газа на оцениваемом объекте,
которая определятся по статистическим данным для оцениваемого региона
или экспертно.
48. Расчет ожидаемой стоимости запасов для перспективных ресурсов
категории D2 рекомендуется осуществлять путем перевода ресурсов
категории D2 в категорию D1. Успешность работ по выявлению и
подготовке перспективных площадей к глубокому бурению определяется по
статистическим данным для оцениваемого региона или экспертно.
Ожидаемая стоимость запасов для прогнозируемой к выявлению
ловушки рассчитывается по аналогии с расчетом ожидаемой стоимости
запасов для ресурсов категории D1 в порядке, указанном в пункте 46
настоящих Методических рекомендаций. При этом величину рискового
капитала рекомендуется определять как сумму регулярных платежей за
пользование недрами и прогнозируемых затрат на все виды работ по
выявлению и подготовке ловушек к глубокому бурению, поиску, разведке,
подготовке к промышленному освоению.
49. В случае если в пределах оцениваемого участка недр
прогнозируется к выявлению несколько ловушек с ресурсами D1, то
ожидаемую стоимость запасов рекомендуется рассчитывать для каждой
ловушки отдельно, а затем по участку в целом как сумму ожидаемой
стоимости запасов по всем прогнозируемым к выявлению в пределах
участка ловушкам.
III. Выделение категорий запасов и ресурсов
нефти и газа по геологической изученности
и степени промышленного освоения
50. Выделение категорий запасов нефти и газа производится
раздельно по залежам. Для двухфазных залежей выделение категорий
проводится отдельно для нефтяной и газовой частей.
51. К категории A (достоверные) относятся разрабатываемые
эксплуатационной сеткой в соответствии с проектным документом на
разработку, нормально-рентабельные извлекаемые запасы достоверно
изученной залежи или ее части.
52. По степени промышленного освоения к категории A относятся:
а) извлекаемые запасы промышленно освоенных залежей (или их
частей), дренируемые эксплуатационными скважинами при реализованных
технологиях разработки в соответствии с проектным документом на
разработку;
б) извлекаемые запасы разрабатываемой залежи, которые могут быть
извлечены дополнительно из геологических запасов этой залежи (или ее
части) за счет уплотнения первичной сетки эксплуатационных скважин,
если недропользователь приступил к реализации программы уплотнения
сетки эксплуатационных скважин;
в) извлекаемые запасы разрабатываемой залежи (или ее части),
которые могут быть экономически рентабельно дополнительно извлечены за
счет применения промышленно освоенных методов увеличения нефтеотдачи
(МУН), при условии подтверждения эффективности МУН результатами
разработки опытного участка (участков) и включения всех необходимых
элементов технологии в реализуемый вариант разработки на всей площади,
относимой к категории A;
г) извлекаемые запасы разрабатываемых залежей в районе скважин,
временно простаивающих на дату подсчета по разным причинам, но ввод
которых в разработку экономически обоснован соответствующим документом
на разработку и не потребует существенных дополнительных капитальных
затрат.
53. По экономической эффективности к категории A относятся
извлекаемые запасы, промышленное значение и экономическая
эффективность которых определены на основе данных разработки
оцениваемой залежи и показателей утвержденных проектных
технологических документов на разработку.
54. Для отнесения запасов к категории A (достоверные)
устанавливаются:
а) размеры и форма залежи; положение тектонических нарушений и их
амплитуды (форма и размеры каждого тектонического блока); для
литологически ограниченных залежей - границы выклинивания пласта и
замещения проницаемых пород непроницаемыми, для стратиграфически
экранированных залежей - границы стратиграфического экранирования
пластов;
б) закономерности изменения по площади и разрезу литологических
особенностей продуктивного пласта - его вещественного состава,
эффективной нефте- и газонасыщенной толщины, коллекторских свойств
(открытой пористости, проницаемости), нефте- и газонасыщенности,
коэффициенты вытеснения и кривые фазовых проницаемостей;
в) геофизические критерии выделения пород коллекторов, увязанные
с данными по керну;
г) емкостно-фильтрационные свойства пород коллекторов;
д) гидропроводность и пьезопроводность;
е) начальные и текущие дебиты нефти и воды, свободного газа и
содержание в нем сырого и стабильного конденсата; коэффициенты
продуктивности скважин, величины начальных пластовых давлений,
давления насыщения и начала конденсации, начальное газосодержание
нефти, газовый фактор и его изменение во времени;
ж) качество нефти, газа, конденсата, воды и содержание в них
сопутствующих компонентов;
з) высотное положение контактов газ-нефть-вода и отсутствие или
наличие промышленно-значимой нефтяной оторочки в газовых залежах;
и) суммарная добыча нефти, газа, конденсата и воды по скважинам и
пластам;
к) гидрогеологические условия - гидродинамическая связь отдельных
продуктивных пластов и тектонических блоков;
л) наиболее эффективные методы воздействия на эксплуатацию
объекта.
55. Границы извлекаемых запасов категории A (достоверные)
выделяются:
а) для разрабатываемой залежи, полностью разбуренной разведочными
и эксплуатационными скважинами, граница запасов категории A проводится
по контуру залежи;
б) на разрабатываемой части залежи, разбуренной эксплуатационными
скважинами, извлекаемые запасы категории A (достоверные)
ограничиваются зоной дренирования добывающих скважин;
в) извлекаемые запасы категории A (достоверные) в зоне
дренирования единичной эксплуатационной (или переведенной в
эксплуатационную) скважины выделяются в случае, если она
эксплуатируется согласно проектному документу на разработку, на
расстоянии шага эксплуатационной сети;
г) граница запасов категории A (достоверные) проводится по
квадратному элементу со стороной, равной шагу эксплуатационной сети с
эксплуатируемой скважиной в центре;
д) на разрабатываемой залежи (части залежи), контур
продуктивности которой не установлен, граница запасов категории A
(достоверные) проводится по доказанному контуру продуктивности (нижним
дырам интервала перфорации, из которого получен промышленный приток
нефти);
е) при ширине межконтурной зоны значительно большей, чем радиус
дренирования, граница категории A (достоверные) проводится по зоне
дренирования крайних эксплуатационных скважин.
56. К категории B (установленные) относятся разбуренные,
неразрабатываемые, промышленно значимые извлекаемые запасы
подготовленной к разработке части залежи или разведываемой залежи,
которые ожидается извлечь из пластов, вскрытых скважинами, давшими
промышленные притоки нефти и газа в результате испытания или пробной
эксплуатации отдельных скважин.
57. По степени промышленного освоения к категории B
(установленные) относятся:
а) извлекаемые запасы участков разведываемых или разрабатываемых
залежей, которые ожидается извлечь из пластов, вскрытых поисковыми,
разведочными скважинами, или разрабатываемых залежей, разбуренных
опережающими эксплуатационными и эксплуатационными скважинами, давшими
промышленные притоки нефти и газа в результате испытания или пробной
эксплуатации отдельных скважин;
б) при совместном опробовании двух продуктивных горизонтов
извлекаемые запасы пластов в районе опробованной скважины относятся к
категории B (установленные), если приток из обоих пластов доказан
ГИС-контролем за испытаниями или при последовательном испытании
(сначала пласт I, затем совместно I и II или сначала пласт II, а затем
совместно I и II) установлено увеличение дебита или коэффициента
продуктивности, указывающее на совместную работу каждого из
исследуемых пластов.
58. По экономической эффективности к категории B (установленные)
относятся извлекаемые запасы, промышленная значимость и экономическая
эффективность которых определена с учетом данных по разрабатываемой
части оцениваемой залежи с использованием материалов утвержденного
проектного документа на разработку, а для разведываемой залежи по
аналогии с разрабатываемой залежью со сходными геолого-промысловыми
характеристиками ближайшего разрабатываемого месторождения,
рентабельное освоение которой подтверждено данными эксплуатации.
59. Для отнесения запасов к категории B (установленные)
устанавливаются:
а) положение продуктивного пласта в разрезе и степень
выдержанности его по площади;
б) литологические особенности продуктивного пласта - вещественный
состав, общую, эффективную и эффективную нефте- и газонасыщенную
толщину, коллекторские свойства пород, слагающих пласт (открытая
пористость, проницаемость), нефте- и газонасыщенность, коэффициент
вытеснения, кривые фазовых проницаемостей;
в) высотное положение контактов (или условных уровней подсчета)
газ-нефть-вода по данным опробования и с учетом
промыслово-геофизических материалов;
г) качество нефти, газа, конденсата, воды, а также содержание в
них сопутствующих компонентов;
д) по данным опробования пробуренных скважин и пробной
эксплуатации отдельных скважин - начальные и текущие дебиты нефти,
газа и воды, коэффициенты продуктивности скважин, начальные и текущие
пластовые давления, давления насыщения, начальное газосодержание.
60. Границы запасов категории B (установленные) выделяются по
квадратному элементарному участку со стороной, равной шагу
эксплуатационной сетки со скважиной в центре:
а) на разрабатываемых залежах шаг эксплуатационных скважин
определяется в соответствии с проектным документом на разработку;
б) на разведываемых залежах величина шага эксплуатационной сетки
может приниматься по аналогии с разрабатываемой залежью со сходными
геолого-промысловыми характеристиками ближайшего разрабатываемого
месторождения;
в) в однородных пластах элементарные участки могут объединяться,
если расстояние между границами участков меньше размера
эксплуатационной сетки.
61. К категории C1 (оцененные) относятся неразбуренные,
промышленно значимые извлекаемые запасы частей залежи, примыкающих к
запасам более высоких категорий (A, B), и в районе скважин с
положительной характеристикой по геофизическим исследованиям скважин
(ГИС), но не опробованных в колонне, при условии подтверждения
выдержанности пласта в исследуемой части залежи.
62. По степени промышленного освоения к категории C1 (оцененные)
относятся:
а) извлекаемые запасы неразбуренной части разрабатываемых,
разведываемых залежей, примыкающие к запасам более высоких категорий
(A и B), при условии подтверждения выдержанности пласта в исследуемой
части залежи;
б) извлекаемые запасы разрабатываемой или разведываемой залежи в
районе неопробованной скважины, пробуренной на участке, не примыкающем
к запасам более высоких категорий (A, B) при условии, что имеющаяся
геолого-геофизическая информация с высокой степенью вероятности
указывает на промышленную продуктивность вскрытого пласта в данной
части залежи. Характеристика по данным ГИС аналогична с
характеристикой скважин с доказанной продуктивностью в разрабатываемой
части залежи;
в) извлекаемые запасы продуктивных пластов в районе пробуренных
эксплуатационных скважин, вскрытых, но не опробованных в
эксплуатационной колонне ("затрубная нефть"), если имеется
обоснованная уверенность в том, что по данным геофизических
исследований скважин они могут быть продуктивными;
г) извлекаемые запасы разрабатываемой залежи в районе скважины, в
которой была доказана промышленная продуктивность, но на дату подсчета
скважину невозможно эксплуатировать по техническим причинам и для ее
восстановления необходимы значительные дополнительные капитальные
затраты.
63. По экономической эффективности к категории C1 (оцененные)
относятся извлекаемые запасы, промышленная значимость и экономическая
эффективность которых определена в соответствии с действующими
документами.
64. Для отнесения запасов к категории C1 (оцененные)
устанавливаются:
а) степень выдержанности пласта в пределах исследуемой части
залежи;
б) тип, форму и размеры залежи, положение продуктивных пластов в
разрезе по аналогии с изученной частью залежи;
в) по керну и материалам геофизических исследований скважин
литологические особенности и вещественный состав пласта, эффективную и
эффективную нефте- и газонасыщенную толщину, пористость,
проницаемость, нефте- и газонасыщенность продуктивного пласта;
г) высотное положение контактов нефть-вода, нефть-газ, газ-вода
по материалам промыслово-геофизических исследований с учетом
геологического строения структуры;
д) состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и
стандартных условиях по аналогии с изученными участками залежи;
е) обосновать гидрогеологические условия и режим работы залежи по
аналогии с изученными участками залежи или по аналогии с соседними
разведанными месторождениями.
65. Границы запасов категории C1 (оцененные) проводятся:
а) в неразбуренной части залежи, непосредственно примыкающей к
участкам запасов высших категорий (A и B), на расстоянии шага
эксплуатационной сетки;
б) в районе неиспытанных разведочных скважин и транзитных
эксплуатационных скважин, не примыкающие к запасам категорий A и B,
нефтегазоносность в которых установлена по промыслово-геофизическим
характеристикам, граница категории C1 проводится по квадратному
элементарному участку со стороной, равной шагу эксплуатационной сетки
со скважиной в центре;
в) элементарные участки могут объединяться, если расстояние между
границами участков меньше размера элементарной ячейки и продуктивные
пласты, выделенные по данным ГИС, однозначно коррелируются;
г) элементарные участки в однородных пластах, изученных данными
трехмерной сейсморазведки и ГИС, могут быть увеличены до удвоенного
расстояния между скважинами эксплуатационной сетки;
д) для сложно построенных залежей в неоднородных резервуарах
запасы C1 на участках, примыкающих к запасам высших категорий (A и B),
по решению государственной экспертизы могут не выделяться.
66. К категории C2 (предполагаемые) относятся неразбуренные,
экономически эффективные извлекаемые запасы, выделяемые между границей
запасов категории C1 (оцененные) и границей залежи, а также в пластах
с недоказанной продуктивностью, но изученных по материалам
геофизических исследований в транзитных эксплуатационных скважинах и в
неразбуренных тектонических блоках на залежах с установленной
продуктивностью.
Знания о геолого-промысловых параметрах залежи рекомендуется
принимать по аналогии с изученной частью залежи, а в случае
необходимости, с разрабатываемой залежью со сходными
геолого-промысловыми характеристиками ближайшего разрабатываемого
месторождения.
Технологические параметры и экономическую эффективность
разработки запасов рекомендуется определять по аналогии с изученными
участками залежи (для неразбуренных блоков залежи) или с
использованием аналогий с разрабатываемой залежью со сходными
геолого-промысловыми характеристиками ближайшего разрабатываемого
месторождения (для залежей, вскрытых транзитными эксплуатационными
скважинами).
67. По степени промышленного освоения к запасам категории C2
(предполагаемые) относятся извлекаемые запасы:
а) неразбуренных участков с недоказанной промышленной
продуктивностью разрабатываемых и разведываемых залежей
(месторождений);
б) пластов с недоказанной продуктивностью, но изученных по
материалам геофизических исследований скважин в транзитных
эксплуатационных скважинах;
в) неразбуренных тектонических блоков на залежах с установленной
продуктивностью, в случае если имеющаяся геологическая информация
указывает, что возможно продуктивные пласты в пределах блоков по
литолого-фациальным характеристикам аналогичны изученной части залежи.
68. Для отнесения запасов к категории C2 (предполагаемые)
устанавливаются:
а) непрерывность (выдержанность) пласта в оцениваемой части
залежи;
б) контуры нефтегазоносности, а в случае недостаточной
изученности определяется условный уровень подсчета с учетом косвенной
информации или по аналогии с соседними месторождениями;
в) эффективная нефте- и газонасыщенная толщина, пористость и
другие подсчетные параметры по аналогии с разбуренными участками
залежей (для неразбуренных блоков залежи) или по данным ГИС в
транзитных скважинах;
г) свойства нефти определяются по аналогии с изученными участками
залежи (для неразбуренных блоков залежи) или с использованием аналогий
с разрабатываемой залежью со сходными геолого-промысловыми
характеристиками ближайшего разведываемого или разрабатываемого.
69. По экономической эффективности к категории C2 относятся
запасы, промышленная значимость и экономическая эффективность которых
определена в соответствии с действующими документами.
70. Границы запасов категории C2 (предполагаемые) проводятся:
а) на неразбуренных участках разрабатываемых и разведываемых
залежей между границами залежи и границами участков запасов более
высоких категорий, если имеется достаточно геолого-геофизической
информации для заключения о непрерывности пласта;
б) в неразрабатываемых залежах разрабатываемого месторождения,
изученных по материалам промыслово-геофизических исследований в
транзитных эксплуатационных скважинах, в границах залежи;
в) в районе скважин по результатам опробования, продуктивность
которых не установлена, а характеристика по ГИС аналогична скважинам,
давшим промышленные притоки;
г) в пределах неразбуренных тектонических блоков на залежах с
установленной продуктивностью. При этом имеющаяся геологическая
информация указывает, что возможно продуктивные пласты в пределах
блоков по литолого-фациальным характеристикам аналогичны изученной
части залежи.
71. Ресурсы категории D1 (локализованные) - ресурсы нефти,
горючих газов и конденсата возможно продуктивных пластов в выявленных
и подготовленных к бурению ловушках. Форма, размеры и условия
залегания предполагаемых залежей определены по результатам
геолого-геофизических исследований, толщина и коллекторские свойства
пластов, состав и свойства нефти и газа принимаются по аналогии с
залежами разведанных месторождений.
72. К категории D1 (локализованные) относятся:
а) ресурсы перспективных пластов месторождений, не вскрытых
поисковым бурением, если продуктивность их установлена на других
месторождениях района;
б) ресурсы на выявленных и подготовленных к бурению ловушках,
расположенных в пределах одной структурно-фациальной зоны
нефтегазоносного района, в которой имеются выявленные, разведанные
залежи нефти и газа.
73. Для отнесения запасов к категории D1 (локализованные)
устанавливаются:
а) размеры и форма ловушки, изученные кондиционной сеткой
сейсмических профилей или другими методами;
б) условия залегания предполагаемых залежей по результатам
геолого-геофизических исследований;
в) толщина, коллекторские свойства пластов, состав и свойства
нефти, газа и конденсата, а при необходимости и эксплуатационные
параметры принимаются по аналогии с данными по залежам аналогичного
строения месторождениям данной нефтегазоносной области, которые по
условиям залегания и геологическому строению можно сравнить с
предполагаемыми.
74. Границы распространения ресурсов и границы фазового раздела
залежей нефти и газа определяются по предполагаемым контурам,
прогнозируемым по комплексу геологических, геофизических и
гидрогеологических исследований, дающих удовлетворительные результаты
в изучаемой нефтегазоносной области.
75. К категории D2 (перспективные) относятся ресурсы нефти и
горючих газов литолого-стратиграфических комплексов и горизонтов с
доказанной промышленной нефтегазоносностью в пределах крупных
региональных структур.
76. Количественную оценку перспективных ресурсов рекомендуется
проводить, используя методы сравнительных аналогий с выбором эталонных
участков в прилегающих районах нефтегазоносной провинции.
77. К категории D3 (прогнозные) относятся ресурсы нефти и газа
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, геохимических
исследований.
78. Количественная оценка прогнозных ресурсов производится по
аналогии с "внешними" эталонами - нефтегазоносными провинциями
(областями), обладающими сходными с оцениваемой территорией
геологическим строением, возрастом, фундаментом и осадочным чехлом,
историей развития и другими геологическими характеристиками.
79. Оценку прогнозных ресурсов категории D3 (прогнозные)
рекомендуется проводить объемно-статистическим методом либо любым
другим (например, объемно-балансовый, объемно-генетический),
учитывающим зависимость концентрации ресурсов от геологических,
геофизических и геохимических параметров.
IV. Выделение месторождений (залежей)
нефти и газа по фазовому состоянию
80. Месторождения (залежи) нефти и горючих газов в зависимости от
фазового состояния и состава основных углеводородных соединений,
входящих в их состав, подразделяются на:
а) нефтяные, содержащие только нефть, насыщенную в различной
степени газом;
б) газонефтяные, в которых основная часть залежи нефтяная, а
газовая шапка не превышает по объему условного топлива нефтяную часть
залежи;
в) нефтегазовые, к которым относятся газовые залежи с нефтяной
оторочкой, в которой нефтяная часть составляет по объему условного
топлива менее 50%;
г) газовые, содержащие только газ;
д) газоконденсатные, содержащие газ с конденсатом;
е) нефтегазоконденсатные, содержащие нефть, газ и конденсат.
81. При определении запасов месторождений подлежат обязательному
раздельному подсчету и учету запасы нефти, горючих газов и
содержащиеся в них компоненты (конденсат, этан, пропан, бутаны, сера,
гелий, металлы), целесообразность извлечения которых обоснована
технологическими и технико-экономическими расчетами.
82. Подсчет и учет запасов нефти, горючих газов и содержащихся в
них компонентов, имеющих промышленное значение, производят по каждой
залежи раздельно и месторождению в целом по наличии их в недрах без
учета потерь при разработке месторождений.
83. Запасы нефти, газового конденсата, а также содержащихся в них
компонентов подсчитываются и учитываются, а ресурсы нефти и газового
конденсата оцениваются и учитываются в единицах массы.
84. Оценка и учет качества нефти и горючих газов производится в
соответствии с установленными требованиями, с учетом технологии добычи
и переработки, обеспечивающей их комплексное использование.
85. В газовых залежах по содержанию C выделяются следующие
5+B
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.
86. Запасы газа и гелия подсчитываются и учитываются, а
перспективные и прогнозные ресурсы газа и гелия оцениваются и
учитываются в единицах объема. Подсчет, оценка и учет производятся при
условиях, приведенных к стандартным (при давлении 0,1 мПа и
температуре 20 град. C).
V. Градация месторождений (залежей) нефти и горючих газов
по величине извлекаемых запасов
87. Месторождения нефти и газа по величине извлекаемых запасов
нефти и геологических запасов газа подразделяются на:
а) уникальные - более 300 млн. т нефти или 500 млрд. м3 газа;
б) крупные - от 30 до 300 млн. т нефти или от 30 до 500 млрд. м3
газа;
в) средние - от 3 до 30 млн. т нефти или от 3 до 30 млрд. м3
газа;
г) мелкие - от 1 до 3 млн. т нефти или от 1 до 3 млрд. м3 газа;
д) очень мелкие - менее 1 млн. т нефти, менее 1 млрд. м3 газа.
VI. Выделение залежей нефти и горючих газов
по сложности геологического строения
88. По сложности геологического строения выделяются залежи:
а) простого строения - однофазные залежи, связанные с
ненарушенными или слабонарушенными структурами, продуктивные пласты
характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по
площади и разрезу;
б) сложного строения - одно- и двухфазные залежи,
характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств
продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием литологических
замещений коллекторов непроницаемыми породами либо тектонических
нарушений;
в) очень сложного строения - одно- и двухфазные залежи,
характеризующиеся как наличием литологических замещений или
тектонических нарушений, так и невыдержанностью толщин и коллекторских
свойств продуктивных пластов, а также залежи сложного строения с
тяжелыми нефтями.
89. Степень сложности геологического строения месторождения
рекомендуется устанавливать по соответствующим характеристикам
основных залежей, заключающих преобладающую часть (более 70%) запасов
месторождения.
Приложение 1
к Методическим рекомендациям
по применению Классификации
запасов и прогнозных ресурсов
нефти и горючих газов
РЕКОМЕНДУЕМЫЕ МИНИМАЛЬНЫЕ ПРОМЫШЛЕННЫЕ
КОНЦЕНТРАЦИИ ПОПУТНЫХ КОМПОНЕНТОВ
------------------------------------------------------------------
| Основное или | Попутные компоненты | Промышленная |
| попутное полезное | | концентрация |
| ископаемое | | |
|--------------------|-----------------------|-------------------|
| Нефть | Сера | 0,5% |
| |-----------------------|-------------------|
| | Ванадий | 120 г/т |
|--------------------|-----------------------|-------------------|
| Свободный газ | Этан | 3% |
|и газ газовых шапок |-----------------------|-------------------|
| | Пропан-бутан | 0,9% |
| |-----------------------|-------------------|
| | Сероводород | 0,5% |
| |-----------------------|-------------------|
| | Гелий | 0,005% |
| |-----------------------|-------------------|
| | Азот | 15% |
| |-----------------------|-------------------|
| | Двуокись углерода | 15% |
|--------------------|-----------------------|-------------------|
| Растворенный газ | Этан | 3% |
| |-----------------------|-------------------|
| | Пропан-бутан | 0,9% |
| |-----------------------|-------------------|
| | Сероводород | 0,5% |
| |-----------------------|-------------------|
| | Гелий | 0,035% |
|--------------------|-----------------------|-------------------|
| Попутные воды | Йод | 10 мг/л |
| |-----------------------|-------------------|
| | Бром | 200 мг/л |
| |-----------------------|-------------------|
| | Окись бора | 250 мг/л |
| |-----------------------|-------------------|
| | Литий | 10 мг/л |
| |-----------------------|-------------------|
| | Рубидий | 3 мг/л |
| |-----------------------|-------------------|
| | Цезий | 0,5 мг/л |
| |-----------------------|-------------------|
| | Стронций | 300 мг/л |
| |-----------------------|-------------------|
| | Германий | 0,05 мг/л |
| |-----------------------|-------------------|
| | Вольфрам | 0,03 мг/л |
| |-----------------------|-------------------|
| | Магний | 100 г/л |
| |-----------------------|-------------------|
| | Калий | 1000 мг/л |
------------------------------------------------------------------
Приложение 2
к Методическим рекомендациям
по применению Классификации
запасов и прогнозных ресурсов
нефти и горючих газов
РЕКОМЕНДУЕМЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПО УСТАНОВЛЕНИЮ
ПЛОТНОСТИ И ВЯЗКОСТИ НЕФТИ
------------------------------------------------------------------
| Плотность нефти | Плотность нефти при | Типы нефти |
| при 15 град., г/см3 | 20 град., г/см3 | |
|----------------------|---------------------|-------------------|
|до 0,8345 |до 0,830 |Особо легкая |
|----------------------|---------------------|-------------------|
|0,8345 - 0,8544 |0,830 - 0,850 |Легкая |
|----------------------|---------------------|-------------------|
|0,8544 - 0,8744 |0,850 - 0,870 |Средняя |
|----------------------|---------------------|-------------------|
|0,8744 - 8993 |0,870 - 0,895 |Тяжелая |
|----------------------|---------------------|-------------------|
|более 0,8993 |более 0,895 |Битуминозная |
------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------
| Вязкость нефти, | Типы нефти |
| мПа x с | |
|------------------------------|---------------------------------|
| <= 5 | С незначительной вязкостью |
|------------------------------|---------------------------------|
| > 5 <= 10 | Маловязкая |
|------------------------------|---------------------------------|
| > 10 <= 30 | С повышенной вязкостью |
|------------------------------|---------------------------------|
| > 30 | Высоковязкая |
------------------------------------------------------------------ |