I. Общие сведения
1. Настоящие Методические рекомендации разработаны в целях реализации Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов, утвержденной приказом Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации от 01.11.2013 N 477 (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. Пластовой нефтью, как правило, признается смесь углеводородных компонентов и растворенных в ней примесей, которая находится в залежи при пластовом давлении и пластовой температуре в жидком состоянии. Неуглеводородные соединения в нефти присутствуют в виде сернистых, азотистых, кислородных, металлоорганических комплексов, парафинов, смол и асфальтенов. В большинстве нефтей в пластовых условиях содержится растворенный газ.
По составу и физическим свойствам нефти подразделяются на ряд типов. Их типизация проводится по свойствам, по групповому углеводородному составу, фракционному составу, содержанию серы и других неуглеводородных компонентов, асфальтенов и смол (приложения 1, 2, 3).
Групповой углеводородный состав отражает содержание (в процентах по массе) трех основных групп углеводородов - метановых, нафтеновых и ароматических.
Фракционный состав отражает относительное содержание (в процентах по массе) фракций нефтей, вскипающих при разгонке до 350 °C, и масляных фракций (дистиллятов) с температурой кипения выше 350 °C.
Свойства нефтей в стандартных условиях существенно отличаются от их свойств в пластовых условиях вследствие влияния растворенного газа и более высоких 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.
По плотности и вязкости нефти подразделяются на пять групп (приложения 4, 5).
4. Горючим (природный) газом (газовой, газоконденсатной и нефтегазоконденсатной залежей), как правило, признается смесь углеводородных C1 - C4 и неуглеводородных компонентов, находящихся в пластовых условиях в газообразном состоянии и в растворенном виде в нефти и воде, а при стандартных условиях только в газовой фазе. Основными углеводородными компонентами газа в стандартных условиях являются метан и его гомологи - этан, пропан, бутаны. Кроме углеводородных компонентов, в газе могут содержаться сероводород, гелий, диоксид углерода и инертные газы. Этан, пропан и бутаны являются сырьем для производства сжиженного газа и продукции нефтехимической промышленности.
Основными свойствами газа являются молекулярный вес, плотность в стандартных условиях, относительная плотность по воздуху, критические температура и давление, вязкость, способность к гидратообразованию, теплота сгорания, а также параметры, характеризующие изменение объема газа при изменении давления и температуры - коэффициент сжимаемости и объемный коэффициент.
5. Конденсатом (газоконденсатной и нефтегазоконденсатной залежей), как правило, признается смесь углеводородных C5+ и неуглеводородных компонентов, находящихся при начальных термобарических условиях в газообразном состоянии в пластовом газе и переходящих в жидкое состояние при снижении давления ниже давления начала конденсации. Основными параметрами газа, в состав которого входит конденсат, кроме перечисленных выше, являются конденсатногазовый фактор, потенциальное содержание углеводородов C5+ и давление начала конденсации. Важным свойством конденсата является его плотность в стандартных условиях.
6. Полезные ископаемые, содержащиеся в залежах углеводородов, подразделяются на основные, попутные полезные ископаемые и попутные полезные компоненты.
К основным полезным ископаемым относится нефть, свободный газ газовых залежей и газовых шапок.
Попутными полезными ископаемыми, как правило, являются ископаемые, содержащиеся в одних пластах с нефтью и газом и извлечение которых технически возможно и экономически эффективно, к ним могут относиться, в том числе подземные воды.
Попутные полезные компоненты подразделяются на две группы:
К первой группе относятся попутные полезные компоненты, заключенные в полезном ископаемом и выделяемые при его добыче (сепарации) в самостоятельные продукты. В нефтяных залежах это растворенный газ, а в газоконденсатных - конденсат.
Ко второй группе относятся попутные полезные компоненты, присутствующие в составе основных и попутных полезных ископаемых, а также в попутных полезных компонентах первой группы и выделяемые при их переработке. В нефти такими компонентами могут быть сера (в форме сероводорода и других сернистых соединений), ванадий, титан, никель и др. Свободный и растворенный газы содержат этан, пропан, бутаны, а также могут содержать сероводород, диоксид углерода, гелий, аргон, иногда ртуть. В подземных водах месторождений нефти и газа могут присутствовать повышенные концентрации йода, брома, бора, соединений магния, калия, лития, рубидия, стронция и других попутных полезных компонентов.
Рекомендуемые минимальные промышленные концентрации попутных полезных компонентов приведены в приложении 6.
7. Нефть и газ аккумулируются в коллекторах порового, кавернового, трещинного и смешанного типов, образуя природные скопления - залежи углеводородного сырья (далее - залежь). Залежь может быть приурочена к одному или нескольким пластам-коллекторам, представляющим собой единую гидродинамическую систему.
8. Месторождение может быть однопластовым и многопластовым, однозалежным и многозалежным.
9. В зависимости от фазового состояния и соотношения основных полезных ископаемых углеводородных соединений в недрах месторождения (залежи) нефти и газа подразделяются на 6 типов (табл. 1).
Таблица 1
Тип месторождения (залежи)
|
Состав основных углеводородных соединений
|
нефтяное (Н),
|
только нефть, насыщенная в различной степени газом
|
газонефтяное (ГН)
|
нефть и газ: основная часть залежи нефтяная, газовая шапка не превышает по объему нефтяную часть залежи
|
нефтегазовое (НГ)
|
газ и нефть: газовые залежи с нефтяной оторочкой и залежи, в которых газовая шапка превышает по объему нефтяную часть залежи
|
газовое (Г)
|
только свободный газ
|
газоконденсатное (ГК)
|
газ с конденсатом
|
нефтегазоконденсатное (НГК)
|
нефть, газ и конденсат
|
Для нефтегазоконденсатных месторождений нефтяная часть залежи определяется как нефтяная залежь с газовой шапкой в случае, когда нефтяная часть залежи превышает по объему газоконденсатную часть залежи или как нефтяная оторочка в случае, когда газоконденсатная часть залежи превышает по объему нефтяную часть залежи.
10. По содержанию конденсата (C5+) выделяются 4 группы: низкоконденсатные, среднеконденсатные, высококонденсатные и уникальноконденсатные. Критерии классификации по содержанию конденсата приведены в приложении 7.
11. Определение состава нефти и газа, регламентируется требованиями действующих 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 попутных полезных компонентов определяется на основании их кондиционного содержания.
12. По величине начальных извлекаемых запасов нефти и газа месторождения подразделяются на 5 групп (табл. 2).
Таблица 2
Полезное ископаемое
|
Единица измерения
|
Группы месторождений
|
||||
уникальные
|
крупные
|
средние
|
мелкие
|
очень мелкие
|
||
Нефть
|
млн. т
|
> 300
|
30 - 300
|
5 - 30
|
1 - 5
|
< 1
|
Газ
|
млрд. м3
|
> 300
|
30 - 300
|
5 - 30
|
1 - 5
|
< 1
|
13. По сложности геологического строения, условиям залегания и выдержанности продуктивных пластов независимо от величины запасов месторождения (залежи) разделяются на три типа (табл. 3).
Таблица 3
Тип месторождения (залежи)
|
Описание
|
Простого строения
|
однофазные, связанные с ненарушенными или слабонарушенными структурами, продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин коллекторов и фильтрационно-емкостных свойств по площади и разрезу
|
Сложного строения
|
одно- и двухфазные, продуктивные пласты характеризуются невыдержанностью толщин коллекторов и фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием литологических замещений коллекторов непроницаемыми породами, либо тектонических нарушений
|
Очень сложного строения
|
одно- и двухфазные, продуктивные пласты характеризуются невыдержанностью толщин коллекторов и фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов по площади и разрезу, наличием литологических замещений коллекторов непроницаемыми породами, развитием тектонических нарушений, а также коллекторами со сложной структурой порового пространства
|
14. Степень сложности геологического строения месторождения устанавливается по соответствующим характеристикам основных залежей, заключающих большую часть (более 70%) запасов месторождения.