III. МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРИМЕНЕНИЮ КЛАССИФИКАЦИИ ЗАПАСОВ И РЕСУРСОВ НЕФТИ И ГОРЮЧИХ ГАЗОВ

31. В Классификации категории запасов нефти и газа устанавливаются на основе следующих признаков:

а) степень геологической изученности;

б) степень промышленного освоения.

32. Критериями выделения категорий запасов по степени геологической изученности являются изученность геологического строения и нефтегазоносности залежи сейсмическими и другими полевыми геофизическими исследованиями, бурением, геофизическими методами, промысловыми и аналитическими исследованиями, позволяющими осуществить подсчет запасов и составить проектный документ на разработку месторождений на основе геологической и фильтрационной моделей залежи.

33. По степени промышленного освоения выделяются запасы залежей разрабатываемых и разведываемых месторождений.

34. Запасы залежей разрабатываемых месторождений по степени геологической изученности и промышленного освоения подразделяются на три категории: категория A (разрабатываемые, разбуренные), категория B1 (разрабатываемые, неразбуренные, разведанные), категория B2 (разрабатываемые, неразбуренные, оцененные).

Запасы залежей разведываемых месторождений по степени геологической изученности и промышленного освоения подразделяются на две категории: C1 (разведанные) и C2 (оцененные).

35. Запасы категории A (разбуренные, разрабатываемые) в соответствии с требованиями Классификации выделяются и подсчитываются в залежах или их частях, разбуренных эксплуатационной сеткой скважин и разрабатываемых в соответствии с утвержденным в установленном порядке проектным документом на разработку месторождения (технологической схемой разработки или дополнением к ней; технологическим проектом разработки или дополнением к нему).

36. Для отнесения запасов к категории A устанавливаются:

а) тип, форма и размеры залежи; положение тектонических нарушений и их амплитуды (форма и размеры каждого тектонического блока); для литологически ограниченных залежей - границы выклинивания пласта или замещения проницаемых пород непроницаемыми, для стратиграфически экранированных залежей - границы стратиграфического экранирования пластов;

б) положение продуктивного пласта в разрезе и степень выдержанности его по площади - места слияния, выклинивания, замещения; геологическая макронеоднородность продуктивных пластов (статистические показатели общих толщин пластов и их коллекторов, а также нефтегазонасыщенных толщин коллекторов; расчлененности и песчанистости разреза в границах подсчетного объекта; интервалы изменения, средние значения, коэффициенты вариаций; объемы выборки), толщины пород-покрышек;

в) литологические особенности продуктивного пласта и вмещающих пород - геологическая микронеоднородность - вещественный состав; тип коллектора; коллекторские свойства пород, слагающих пласт (пористость, проницаемость, трещиноватость, кавернозность, карбонатность и глинистость), минеральный и гранулометрический состав коллектора, состав цемента, остаточная и начальная нефте- и газонасыщенность коллекторов продуктивных пластов, литологические свойства пород-покрышек: вещественный состав, пористость, проницаемость;

г) геофизические критерии выделения пород-коллекторов, увязанные с данными по керну;

д) гидропроводность и пьезопроводность;

е) физико-гидродинамические характеристики: коэффициент вытеснения нефти водой (газом), кривые фазовых проницаемостей, смачиваемость (гидрофобность, гидрофильность), определенные по собственному керну;

ж) положения флюидальных контактов (или условных подсчетных уровней) по данным опробования и с учетом промыслово-геофизических материалов, а также контуры нефтегазоносности;

з) состав и свойства нефти и газа в пластовых и стандартных условиях, а также содержащихся в них попутных полезных компонентов:

- давление насыщения нефти газом, газосодержание, плотность, вязкость, объемный коэффициент, сжимаемость;

- физико-химические свойства нефти, дегазированной способом дифференциального разгазирования до стандартных условий: плотность, кинематическая вязкость, молекулярная масса, температура начала кипения и начала застывания, температура насыщения нефти парафинами, процентное содержание парафинов, асфальтенов, силикагелевых смол, серы, фракционный состав, компонентный состав;

- физико-химические свойства газа: компонентный состав, плотность по воздуху и абсолютная, сжимаемость;

- физико-химические свойства конденсата: усадка сырого конденсата, количество газа дегазации, плотность, молекулярная масса, начало и конец кипения стабильного конденсата, компонентный и углеводородный состав, содержание парафинов, серы, смол;

- для залежей с повышенной вязкостью нефти, по которым могут быть рассмотрены варианты разработки с применением теплофизических и термохимических методов воздействия на пласт, средние значения коэффициента теплопроводности, удельного теплового сопротивления, удельной теплоемкости (раздельно для пород и жидкости);

и) состав и свойства пластовых вод и содержащихся в них попутных полезных компонентов;

к) начальные и текущие дебиты нефти, растворенного газа и воды, свободного газа и содержание в нем сырого и стабильного конденсата; коэффициенты продуктивности скважин, величины начальных и текущих пластовых давлений, давления насыщения и начала конденсации, начальное газосодержание нефти, газовый фактор и его изменение во времени;

л) суммарная накопленная добыча нефти, газа, конденсата и воды по скважинам и пластам на дату подсчета запасов;

м) возможная гидродинамическая связь отдельных продуктивных пластов и тектонических блоков;

н) проектная добыча нефти, газа и конденсата в соответствии с утвержденным проектным документом на разработку;

о) наиболее эффективные методы повышения коэффициентов извлечения (КИН, КИГ, КИК) по лабораторным и промысловым данным.

37. Границы запасов категории A устанавливаются:

а) для разрабатываемой залежи, полностью разбуренной эксплуатационными скважинами, и ранее числящимися в эксплуатационном фонде на данную залежь - по контуру залежи (рис. 1);

Рис. 1. Выделение запасов категории A на разрабатываемой
залежи, полностью разбуренной эксплуатационными скважинами

б) для разрабатываемой залежи, частично разбуренной эксплуатационными скважинами - на расстоянии равном половине шага сетки эксплуатационных скважин согласованной действующим проектным документом, от линии, проходящей через крайние скважины и (или) отдельно стоящей скважины, в сторону неизученной части залежи (0,5L, где L - расстояние между эксплуатационными скважинами) (рис. 2). В качестве крайних скважин в каждом пласте принимаются эксплуатационные скважины (добывающие, бездействующие, нагнетательные, пьезометрические и другие), запроектированные именно на этот пласт. Транзитные эксплуатационные скважины, запроектированные на другой пласт и не вскрытые перфорацией в данном пласте, не используются в качестве крайних при определении границы категории A;

Рис. 2. Выделение запасов категорий A, B1 и B2
на разрабатываемой залежи, частично разбуренной
эксплуатационными скважинами

в) для залежей, разрабатываемых, в том числе, скважинами с горизонтальными, субгоризонтальными и пологими окончаниями забоя, границы категории A проводятся на всем протяжении ствола скважины на расстоянии 0,5L (рис. 3);

Рис. 3. Выделение запасов категорий A, B1 и B2
на разрабатываемой залежи, частично разбуренной
эксплуатационными скважинами и скважинами
с горизонтальным окончанием

г) если эксплуатационные скважины, отнесенные к категории A, расположены на расстоянии меньше или равном 2L от контура залежи, то границы категории A можно распространить до этого контура;

д) для газовых и газоконденсатных залежей, учитывая особенности систем размещения скважин, применяемых для их разработки, границу запасов категории A рекомендуется проводить по границе зоны дренирования (определяется по данным замеров пластового давления в наблюдательных скважинах или рассчитывается по данным гидродинамического моделирования). В случае, если доказано, что область дренирования охватывает всю газовую залежь, границу запасов категории A проводят по контуру залежи;

е) если расстояние между различными участками запасов категории A меньше двойного шага проектной эксплуатационной сетки (2L), то такие участки могут объединяться в один участок;

ж) если доказана гидродинамическая связь между различными участками запасов категории A, такие участки могут объединяться в один участок.

38. Запасы категории B1 (разрабатываемые, неразбуренные, разведанные) в соответствии с требованиями Классификации выделяются и подсчитываются в залежах или их частях, не разбуренных эксплуатационными скважинами, разработка которых планируется в соответствии с утвержденным проектным документом (технологической схемой разработки или дополнением к ней, технологическим проектом разработки или дополнением к нему), изученных сейсморазведкой или иными высокоточными методами, прошедшими предварительную апробацию в установленном порядке, и разбуренных поисковыми, оценочными, разведочными, транзитными или углубленными эксплуатационными скважинами, давшими в колонне промышленные притоки нефти или газа (отдельные скважины могут быть не опробованы, но продуктивность их предполагается по данным геофизических и геолого-технологических исследований, а также керна).

39. Для отнесения запасов к категории B1 устанавливаются:

а) положение продуктивного пласта в разрезе и степень выдержанности его по площади;

б) литологические особенности продуктивного пласта - вещественный состав, тип коллектора, общие толщины пластов и их коллекторов, а также нефтегазонасыщенные толщины коллекторов, фильтрационно-емкостные свойства пород, слагающих пласт (открытая пористость, проницаемость), нефте- и газонасыщенность коллекторов продуктивных пластов;

в) коэффициент вытеснения нефти водой (газом) и кривые фазовых проницаемостей;

г) высотное положение флюидальных контактов (или условных уровней подсчета) по данным опробования и с учетом промыслово-геофизических данных;

д) состав и свойства нефти и газа в пластовых и стандартных условиях, а также содержащихся в них попутных полезных компонентов;

е) состав и свойства пластовых вод и содержащихся в них попутных полезных компонентов;

ж) по данным опробования пробуренных скважин и/или пробной эксплуатации отдельных скважин - начальные и текущие дебиты нефти, газа и воды, коэффициенты продуктивности скважин, начальные и текущие пластовые давления, давления насыщения, начальное газосодержание;

з) геофизические критерии выделения пород-коллекторов, увязанные с данными по керну.

40. Границы запасов категории B1 устанавливаются:

а) для неразбуренных частей разрабатываемой залежи, непосредственно примыкающих к участкам запасов категории A - на расстоянии равном двойному шагу эксплуатационной сетки - 2L от линии, проходящей через крайние скважины, или 1,5L от границы категории A в сторону неизученной части залежи (рис. 2, 3);

б) для частей залежи разрабатываемого месторождения, разбуренных поисковыми, оценочными, разведочными скважинами, давшими промышленные притоки нефти или газа при опробовании в колонне, или опробованными испытателем пластов в процессе бурения (некоторые соседние скважины могут быть не опробованы, но продуктивность их предполагается по данным геофизических и геолого-технологических исследований, а также керна) - на расстоянии, равном двойному шагу эксплуатационной сетки - 2L от скважины в сторону неизученной части залежи (рис. 4, а); отдельно расположенные не опробованные разведочные скважины в категорию B1 не включаются (рис. 4, б); для месторождений в акваториях морей граница запасов категории B1 устанавливается в пределах рассчитанной (прогнозируемой) зоны дренирования и/или на расстоянии, равном двойному шагу эксплуатационной сетки - 2L от скважины в сторону неизученной части залежи;

Рис. 4. Выделение запасов категорий B1 и B2 по данным
разведочного бурения на разрабатываемых месторождениях

в) если расстояние между квадратами запасов категории B1 около скважин с промышленными притоками меньше двойного шага проектной эксплуатационной сетки (2L), то такие участки могут объединяться;

г) если скважина, давшая промышленные притоки нефти или газа, расположена вблизи границ залежи (расстояние от границы категории B1 до границы залежи меньше двойного шага эксплуатационной сетки 2L), то границы категории B1 можно распространить до границы залежи (рис. 4, б);

д) если доказана гидродинамическая связь между различными участками запасов категории B1, такие участки могут объединяться;

е) для частей залежи разрабатываемых месторождений, около опробованных в колонне продуктивных транзитных эксплуатационных скважин (рис. 5) - на расстоянии двойного шага эксплуатационной сетки (2L) от опробованных скважин;

Рис. 5. Выделение запасов категорий B1 и B2 по данным
транзитных эксплуатационных скважин, в части которых
получены промышленные притоки

ж) если характер насыщенности в скважине ниже опробованного интервала неясен, границу запасов категории B1 проводят по нижней отметке интервала перфорации в пределах вскрытого перфорацией проницаемого прослоя;

з) для участков залежей, где по данным комплекса геолого-геофизических исследований, в том числе, высокочастотной сейсморазведки 3D доказана непрерывность (выдержанность) распространения коллектора по площади и обоснована надежность и подтверждаемость данных ГИС результатами испытания скважин (с промышленными притоками), категория B1 может выделяться в районе неиспытанных скважин, нефтегазоносность которых определена по данным ГИС.

41. Запасы категории B2 (неразбуренные, оцененные) выделяются и подсчитываются на неизученных частях залежей разрабатываемых месторождений, не разбуренных эксплуатационными скважинами, разработка которых проектируется в соответствии с утвержденным проектным документом (технологической схемой разработки или дополнением к ней; технологическим проектом разработки или дополнением к нему), изученные сейсморазведкой или иными высокоточными методами, прошедшими апробацию в установленном порядке. Наличие запасов обосновано данными геологических и геофизических исследований и положительными результатами испытания отдельных скважин в процессе бурения.

42. К запасам категории B2 относят:

а) неразбуренные участки разрабатываемых залежей между внешним контуром нефтегазоносности и границами участков запасов категории B1 (рис. 2, 3, 4, 5);

б) неразрабатываемую залежь разрабатываемого месторождения, изученную по материалам промыслово-геофизических исследований в транзитных неопробованных эксплуатационных скважинах - до границ залежи (рис. 6).

Рис. 6. Выделение запасов категорий B2 по данным транзитных
эксплуатационных скважин

43. Для отнесения запасов нефти и газа к категории B2 устанавливаются:

а) непрерывность (выдержанность) свойств пласта по данным сейсмических и других геофизических исследований в оцениваемой части залежи;

б) контуры нефтегазоносности, гипсометрическое положение флюидальных контактов, а в случае недостаточной изученности принять условный уровень подсчета с учетом косвенной информации;

в) нефтегазонасыщенные толщины коллекторов, пористость и другие подсчетные параметры по аналогии с разбуренными участками залежей или по данным ГИС в скважинах;

г) свойства нефти по аналогии с изученными участками залежи или с использованием аналогий с разрабатываемой залежью со сходными геолого-промысловыми характеристиками ближайшего разведываемого или разрабатываемого месторождения.

44. Если залежь/участок(и) залежи разбурены с неравномерным расстоянием между скважинами (нерегулярная сетка скважин), то за расстояние L условно принимается величина 500 метров, использование другой величины требует дополнительного обоснования.

45. Запасы категории C1 (разведанные) в соответствии с требованиями Классификации выделяются и подсчитываются на залежи или части залежи, на которых может осуществляться пробная эксплуатация отдельных скважин или пробная эксплуатация участка залежи. Залежи изучаются сейсморазведкой или иными высокоточными методами, прошедшими апробацию в установленном порядке, и разбурены поисковыми, оценочными, разведочными скважинами, давшими в колонне притоки нефти или газа (отдельные скважины, расположенные рядом с опробованными скважинами, могут быть не опробованы, но продуктивность их предполагается по данным геофизических и геолого-технологических исследований, а также керна).

Геологическое строение залежи, фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов, состав и свойства флюидов, гидродинамические характеристики, дебиты скважин изучены по результатам геолого-промысловых исследований скважин в процессе реализации проектов геологоразведочных работ, пробной эксплуатации отдельных скважин или пробной эксплуатации залежи. Запасы категории C1 подсчитываются по результатам геологоразведочных работ и должны быть изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления проектного документа на разработку.

Для открываемых месторождений в акваториях морей, в том числе на континентальном шельфе Российской Федерации, в территориальных водах, во внутренних морских водах, а также в Каспийском и Азовском морях, к запасам категории C1 относят залежь/часть залежи, вскрытую первой поисковой скважиной, в которой получены качественные результаты исследований пластоиспытателями на кабеле (замеры пластовых давлений, отбор проб), позволяющие оценить характер насыщенности пласта.

46. Для отнесения запасов к категории C1 по залежи устанавливаются:

а) положение продуктивного пласта в разрезе и степень выдержанности его по площади;

б) литологические особенности продуктивного пласта - вещественный состав, тип коллектора, общую толщину пласта, нефте- и газонасыщенные толщины коллекторов, фильтрационно-емкостные свойства пород, слагающих пласт (открытая пористость, проницаемость), нефте- и газонасыщенность коллекторов продуктивных пластов;

в) коэффициент вытеснения нефти водой (газом) и кривые фазовых проницаемостей;

г) высотное положение флюидальных контактов (или условных уровней подсчета) по данным опробования и с учетом промыслово-геофизических данных;

д) состав и свойства нефти и газа в пластовых и стандартных условиях, а также содержащихся в них попутных полезных компонентов;

е) состав и свойства пластовых вод и содержащихся в них попутных полезных компонентов;

ж) по данным опробования пробуренных скважин и/или пробной эксплуатации отдельных скважин - начальные и текущие дебиты нефти, газа и воды, коэффициенты продуктивности скважин, начальные и текущие пластовые давления, давления насыщения, начальное газосодержание;

з) для открываемых месторождений в акваториях морей, в том числе на континентальном шельфе Российской Федерации, в территориальных водах, во внутренних морских водах, а также в Каспийском и Азовском морях, в первых поисковых скважинах допускается исследование скважин пластоиспытателями на кабеле;

и) при открытии месторождения и на начальной стадии его оценки, если полученная в первых скважинах информация не позволяет в полном объеме обеспечить выполнения некоторых условий этого пункта, допускается принятие запасов категории C1 с параметрами, принятыми по аналогии.

47. Границы запасов категории C1 устанавливаются:

а) в районе параметрических, поисковых и разведочных скважин, нефтегазоносность в которых установлена по результатам испытаний скважин, давших в колонне промышленные притоки нефти и газа, позволяющие на данной стадии изученности дать предварительную оценку нефтегазоносного потенциала залежи, а также по результатам опробования скважин испытателем пластов (отдельные соседние скважины могут быть не опробованы, но продуктивность их предполагается по данным геофизических и геолого-технологических исследований, а также керна) - в сторону неизученной части залежи на расстоянии двойного шага эксплуатационной сетки (2L), согласованных в установленном порядке в проектных документах для аналогичных залежей разрабатываемых месторождений (рис. 7). Для месторождений в акваториях морей граница запасов категории C1 устанавливается в пределах рассчитанной (прогнозируемой) зоны дренирования и/или на расстоянии, равном двойному шагу эксплуатационной сетки - 2L от скважины в сторону неизученной части залежи;

Рис. 7. Выделение запасов категории C1 и C2
на разведываемых залежах

б) если расстояние между квадратами запасов категории C1 около скважин с промышленными притоками меньше двойного шага предполагаемой эксплуатационной сетки (2L), то такие участки могут объединяться (рис. 7, б), в случае, когда скважина, давшая промышленные притоки нефти или газа, расположена на расстоянии меньше или равном 2L от контура залежи, то границы категории C1 можно распространить до этого контура;

в) если доказана гидродинамическая связь между различными участками запасов категории C1 такие участки могут объединяться;

г) в открытых залежах, где промышленная нефтегазоносность установлена в одной скважине по данным испытаний в колонне, запасы категории C1 выделяются в квадрате со сторонами на расстоянии равном двойному шагу эксплуатационной сетки (2L), согласованному в установленном порядке в проектных документах для аналогичных залежей (рис. 8). Для месторождений в акваториях морей граница запасов категории C1 устанавливается в пределах рассчитанной (прогнозируемой) зоны дренирования;

Рис. 8. Выделение запасов категории C1 и C2
на новых залежах

д) ориентировка квадратов параллельна осям складки; в случае изометрического строения складки - в направлении север-юг;

е) если характер насыщенности в скважине ниже опробованного интервала неясен, границу запасов категории C1 проводят по нижней отметке интервала перфорации в пределах вскрытого перфорацией проницаемого прослоя.

48. К категории C2 (оцененные) в соответствии с требованиями Классификации относятся запасы залежей или частей залежей разведываемых месторождений, изученных сейсморазведкой или иными высокоточными методами, прошедшими апробацию в установленном порядке, наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований и испытанием отдельных скважин в процессе бурения. Если все скважины в пределах залежи испытаны в процессе бурения испытателем пластов на кабеле, то ее запасы относятся к категории C2 (исключение составляют месторождения в акваториях морей, в том числе на континентальных шельфах морей Российской Федерации, в территориальных морских водах, во внутренних морских водах, а также в Каспийском и Азовском морях).

49. К категории C2 относятся запасы:

а) неразбуренных участков разведываемых залежей, между границами залежи и границами участков запасов категории C1, если имеется достаточно геолого-геофизической информации для заключения о непрерывности свойств пласта-коллектора по данным сейсмических и других геофизических исследований (рис. 7, 8);

б) в районе скважин, по результатам опробования которых, продуктивность не установлена, а характеристика по геофизическому исследованию скважин (ГИС) аналогична скважинам, давшим промышленные притоки нефти и газа;

в) в районе скважин, продуктивность которых предполагается по данным промыслово-геофизических исследований и расположенных на значительном расстоянии от скважин, в которых получены промышленные притоки углеводородов (нефти, газа и их смеси) (рис. 7, б);

г) в пределах неразбуренных тектонических блоков, примыкающих к блокам с установленной продуктивностью. При этом имеющаяся геологическая информация указывает, что возможно продуктивные пласты в пределах этих блоков по литолого-фациальным характеристикам аналогичны изученной части залежи.

50. Для запасов нефти и газа категории C2 устанавливаются:

а) непрерывность (выдержанность) свойств пласта по данным сейсмических и других геофизических исследований в оцениваемой части залежи;

б) контуры нефтегазоносности, гипсометрическое положение флюидальных контактов, а в случае недостаточной изученности принять условный уровень подсчета с учетом косвенной информации;

в) нефте- и газонасыщенные толщины коллекторов, пористость и другие подсчетные параметры по аналогии с разбуренными участками залежей или по данным ГИС в скважинах;

г) свойства нефти и газа по аналогии с изученными участками залежи или с использованием аналогий с разрабатываемой залежью со сходными геолого-промысловыми характеристиками ближайшего разведываемого или разрабатываемого месторождения;

д) коэффициенты извлечения нефти, газа и конденсата принимаются по аналогии с изученными участками залежей.