CC BY
129
УДК 553.982.2.04
СОПОСТАВЛЕНИЕ ЗАПАСОВ НЕФТИ ПО РОССИЙСКОЙ И МЕЖДУНАРОДНОЙ вРЕ КЛАССИФИКАЦИЯМ НА ПРИМЕРЕ ВИКТОРИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
М.Э. Мерсон, В.А. Горбунова
Пермский государственный технический университет
В статье проведена оценка начальных геологических запасов по российской классификации и международной классификации 5РЕ, сравнение и анализ полученных результатов на примере Викторинского месторождения. Также приведена краткая характеристика сравниваемых классификаций и их особенности.
В современных условиях в связи с переходом экономики нашей страны на рыночные отношения и с потребностью крупных отечественных нефтяных компаний в зарубежных инвестициях и кредитах иностранных банков возникает необходимость производить оценку запасов по международным стандартам. Отечественные компании, работающие на международных рынках, оценивают свои запасы и ресурсы как по российской, так и по международной классификации. Такая оценка и сопоставление получившихся результатов были проведены на примере Викторинского месторождения, расположенного в Октябрьском районе Пермского края.
Викторинское месторождение открыто в 2004 г. в результате бурения двух поисковых скважин № 53, 65 и в данный момент не разрабатывается, поэтому актуально в данный момент провести подсчет начальных геологических запасов, по результатам которого составляются все проектные документы. В результате исследований в этих скважинах получены необходимые параметры для подсчета запасов по промышленным категориям. Скважина 53, пробуренная на северном куполе Ново-Уясской структуры, введена в пробную эксплуатацию в 2006 г. В результате ГИС и испытаний в колонне скважины 53 была установлена
промышленная нефтеносность пластов Тз, Мл, Тлгб, Тлга, и определены необходимые параметры для подсчета запасов, на основе которого составляются проектно-технологические документы для дальнейшей разработки месторождения (технологическая схема).
Подсчет запасов Викторинского месторождения проводился в соответствии с «Временной классификацией запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов» 2001 г., в основе которой заложен принцип всех российских классификаций- принцип геологической изученности [1]. Так, если в результате бурения разведочных скважин достаточно хорошо изучена модель залежи, то запасы относят изначально к категории Сь составляется технологическая схема и далее проект разработки, производится эксплуатация (коэффициент извлечения принимается сразу максимально возможным), запасы переводятся по мере изученности в категории А и В, при этом сумма запасов A+B+Ci остается практически постоянной для данной площади. Таким образом, российская классификация определяет максимальный вероятностный потенциал запасов, который, возможно, будет достигнут при повышении разведанности, применении прогрессивных технологий нефтеизвлечения и изменении экономических условий [4].
Однако в сегодняшних условиях одной геологической изученности недостаточно. Появляются еще два очень важных фактора - экономическая рентабельность и степень промышленного освоения.
В настоящее время действует и является обязательной для всех зарубежных компаний унифицированная в 1997 г. единая классификация, которая была подготовлена специалистами Общества инженеров-нефтяников США (Society of Petroleum Engineers - SPE) (рис. 1). Эта классификация признается Лондонской, Нью-Йоркской и другими фондовыми биржами, а также комиссией США по ценным бумагам и фондовым биржам [2]. По классификации SPE доказанные запасы увеличиваются с каждой пробуренной скважиной. На практике для поисковой стадии доказанные запасы составляют лишь 5 % от Сь при увеличении количества разведочных скважин она увеличивается до 15 %. По мере эксплуатационного разбуривания (и перевода части запасов из категории Ci в В и А) доля доказанных запасов возрастает до 50-70 %, в то время как сумма запасов категорий A+B+Ci остается практически постоянной [1].
Рис. 1. Классификация запасов SPE
Доказанные запасы - количество нефти и природного газа, возможность извлечения которых из известных залежей при существующих экономических условиях обоснована инженерно-геологическими данными. Запасы относят к доказанным, если промышленная (рентабельная) добыча подтверждается эксплуатацией или опробованием, а в отдельных случаях при достаточной надежности - исследованиями керна и материалами ГИС.
Доказанные разбуренные запасы (PDP) - запасы, разработка которых возможна существующими скважинами с применением освоенного оборудования и технологии.
Доказанные разбуренные неразрабатываемые запасы (PDNP) -запасы, которые могут быть извлечены из вскрытых интервалов пластов по скважинам, еще не начавшим добычу ко времени подсчета запасов или законсервированным по техническим причинам («простаивающие запасы»), а также из интервалов, для извлечения из которых по скважинам необходимо провести дополнительные работы по вскрытию пласта («затрубные запасы»).
Доказанные неразбуренные запасы (PUD) - запасы, которые могут быть извлечены с помощью: 1) бурения новых скважин на неразбуренных
участках залежи; 2) углубления существующих скважин до данного продуктивного пласта; 3) внедрения методов повышения нефтеотдачи.
Недоказанные запасы (вероятные и возможные) (PRB. PSB) -количество нефти и газа, определяемое на основе инженерно-геологических данных, аналогичных используемым при подсчете доказанных запасов. Но к категории доказанных не позволяет их отнести неопределенность, связанная с техническими, коммерческими, экономическими аспектами их применения и нормативной базой.
Вероятные (PR) В запасы менее достоверны, чем доказанные, и их можно оценить со степенью достоверности, достаточной для определения того, что их скорее можно извлечь, чем нельзя.
Возможные (PSB) запасы менее достоверны, чем вероятные, и выполнить их оценку можно с низшей степенью достоверности [2].
Принято считать, что международной категории доказанных запасов (которая включает доказанные разбуренные = разрабатываемые + неразрабатываемые, а также доказанные неразбуренные) соответствует по классификации РФ сумма запасов А + В + Сь Поэтому сопоставление запасов по двум классификациям проводилось на примере пластов Тз и Мл, так как на пластах Тлз,-, и Тлза выделены на данный момент только запасы категории Сг.
В соответствии с классификацией, действующей в России, на участке около единичной скважины 53 с промышленным притоком в радиусе, равном удвоенному расстоянию (21) между добывающими скважинами, выделяются запасы категории Сь Запасы остальной части залежи относятся к категории Сг (рис. 2).
К доказанным запасам (по классификации SPE) относят запасы участка залежи, вскрытого бурением, а также прилегающих к нему еще не разбуренных участков, которые могут быть достоверно оценены как рентабельные. Размеры участка залежи с запасами категории доказанных разбуренных (PDNP) определяются размерами участка, дренируемого скважиной 53 при ее эксплуатации, - квадратный участок площадью 25 га/скв (при сетке 500x500 м) [1].
К доказанным неразбуренным (PUD) запасам относятся квадратные участки залежи, примыкающие к участку с пробуренной скважиной в центре.
Запасы за границами участков залежи, вмещающих доказанные запасы, относят к категории вероятных (см. рис. 2).
Рис. 2. Пример выделения категорий запасов в пласте Тз
Викторинского месторождения в соответствии: а) с российской классификацией б) с международной 5 РЕ классификацией
Таким образом, после выделения категорий запасов по каждому пласту производится подсчет запасов объемным методом по двум классификациям.
Объемный метод применим на объектах, находящихся на любой стадии изученности- от поисково-оценочного этапа до этапа разработки. Общая формула для подсчёта балансовых запасов нефти объёмным методом:
(2о=Р /гэф.н/н &О.П. К © Рн,
где <2„ - балансовые запасы нефти, тыс. т.; F- площадь залежи, тыс. м2; 1г,\,и/и - эффективная нефтенасыщенная толщина коллектора, м; ко и - коэффициент открытой пористости, д. ед.; к„ - коэффициент нефтенасыщен-ности, д. ед.; О - пересчётный коэффициент; рн - плотность нефти, кг/м3.
Подсчётные параметры определяются следующим образом:
♦ Площадь залежи:
- при подсчете по российской классификации определяется планиметрированием подсчётного плана - по итогам построения схемы
обоснования ВНЕС, детализации конфигурации изогипс посредством бурения разведочных скважин;
- при подсчете по классификации ЭРЕ сводится к вычислению площади квадратных участков.
♦ Эффективная нефтенасыщенная толщина определяется в каждой скважине поинтервально, с учётом кондиционных значений ФЕС. По данным полученных толщин строится карта изопахит и толщина определяется как средневзвешенная по площади.
♦ Коэффициенты открытой пористости и нефтенасыщенности определяются по данным ГИС или лабораторных исследований керна с учётом кондиционных значений ФЕС. Могут рассчитываться как среднеарифметические или как средневзвешенные по площади и объему.
♦ Пересчётный коэффициент и плотность нефти определяются по пробам флюидов и рассчитываются как среднеарифметические или как средневзвешенные по площади.
В целом по Викторинскому месторождению балансовые запасы нефти по российской классификации составили по категории С1 -565 тыс. т.; по категории Сг- 559 тыс. т. По классификации ЭРЕ начальные геологические запасы по категории «доказанные» составили 556 тыс. т., недоказанные 540 тыс. т. В итоге, сравнивая полученные результаты, доказанные запасы составляют 98 % от запасов категории С1 (балансовые) по российской классификации (таблица).
Таблица
Сопоставление доказанных запасов нефти с запасами категории С1 по классификациям ЭРЕ и РФ
Категория По оценке БРЕ (начальные геологические) По оценке РФ (балансовые) % доказанных от С1
тыс. т % от суммы доказанных запасов С1
Доказанные неразрабатываемые 394 70,8 69,4
Доказанные неразбуренные 162 29,2 28,6
Итого 556 100 565 98
Разница в величине запасов обусловлена различными подходами к определению площади залежи. В частности, площадь категории доказанных запасов меньше, чем площадь запасов с категорией Ci.
Итоги свидетельствуют о том, что подходы к оценке начальных геологических запасов объемным методом классификаций РФ и SPE практически идентичны и дают сходные результаты.
Список литературы
1. Кравченко Т.П. Ресурсоведение нефти и газа: учеб. пособие / Т.П. Кравченко. - М.: ГЕОС, 2004. - 196 с.
2. Мандрик И.Э. Применение статистических методов для сопоставления запасов нефти по российской и международной классификациям / И.Э. Мандрик // Перм. гос. техн. ун-т. - Пермь, 2003. -142 с.
3. Лидерство нужно постоянно подтверждать (основные результаты международного аудита запасов нефти и газа ОАО «ЛУКОЙЛ» в 1996-2000 гг.) / И.Э. Мандрик [и др.] // Нефть России. - № 1. - 2001. -С.10-13.
4. Халимов К.Э. Эволюция отечественной классификации запасов нефти и газа / под ред. Э.М. Халимова. - М.: ООО «Недра-Бизнес-центр», 2003. - 188 е.: ил.
