Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное учреждение высшего
advertisement
Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное учреждение высшего профессионального образования «Оренбургский государственный университет» (ФГБОУ ВПО ОГУ) На правах рукописи Савинкова Любовь Демьяновна СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОЛОГИИ ОЦЕНКИ КАЧЕСТВА ЗАПАСОВ И РЕСУРСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ ( на примере Оренбургской области) Специальность 25.00.12-Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений Диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук Научный руководитель – Доктор технических наук В.Ф. Мерзляков Уфа-2014 2 СОДЕРЖАНИЕ стр. ВЕДЕНИЕ Глава 1 3 АНАЛИЗ МЕТОДОЛОГИИ ФОРМИРОВАНИЯ ПОНЯТИЙ 12 И КРИТЕРИЕВ И ИХ СОПОСТАВИМОСТЬ В СИСТЕМЕ УПРАВЛЕНИЯ ЗАПАСАМИ И РЕСУРСАМИ УГЛЕВОДОРОДОВ 1.1 Анализ формирования понятий и критериев системы управления запасами и ресурсами 12 углеводородов, методологических подходов, принципов организации и систематизации в мире 1.2 Анализ методологии формирования понятий и критериев классификации запасов и ресурсов 22 углеводородов, принципов организации и систематизации в России Выводы по первой главе Глава 2 47 РАЗРАБОТКА МЕТОДОЛОГИИ АВТОРСКОЙ СХЕМЫ 49 УПРАВЛЕНИЯ ЗАПАСАМИ И РЕСУРСАМИ В РОССИИ 2.1 Анализ проблем современных проектов классификации 49 запасов и ресурсов углеводородов в России 2.2 Анализ утвержденного Министерством Природных 56 Ресурсов проекта классификации запасов и ресурсов УВ и рекомендации по его гармонизации 2.3 Разработка методологии и создание авторской модель - 67 схемы классификации запасов и ресурсов УВ в России Выводы по второй главе Глава 3 72 АВТОРСКАЯ МЕТОДИКА ОЦЕНКИ СОВРЕМЕННОГО 74 СОСТОЯНИЯ РЕСУРСНОЙ БАЗЫ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ В ОРЕНБУРГСКОЙ ОБЛАСТИ ПРОГНОЗА ПОДДЕРЖАНИЯ ДОБЫЧИ С ЦЕЛЬЮ НЕФТИ И 3 КАЧЕСТВА РЕСУРСОВ УВ 3.1 Исследование современного состояния ресурсной базы 74 углеводородов в Оренбургской области по категориям, нефтегеологическим районам и оценка ее качества 3.2 Анализ динамики добычи углеводородов, степени 82 выработанности залежей нефти по Оренбургской области 3.3 Оценка структуры и качества разведанных запасов нефти в 85 Оренбургской области 3.4 Анализ движения запасов категорий С1+С2 в Оренбургской 90 области 3.5 Оценка современного состояния и анализ эффективности , 92 качества ресурсов категории С3, Д в Оренбургской области 3.6 Оценка современного состояния эффективности 97 геологоразведочных работ в Оренбургской области 3.7 Оценка неразведанных ресурсов углеводородов в 100 Оренбургской области Выводы по третьей главе Глава 4 РАЗРАБОТКА 102 ГЕОЛОГО-СТАТИСТИЧЕСКИХ 104 МОДЕЛЕЙ НЕФТЯНЫХ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ РАЗВЕДАННЫХ УЛУЧШЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КАЧЕСТВА С ЦЕЛЬЮ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ РЕСУРСОВ С3 4.1 Разработка геолого-статистических моделей нефтяных 105 пластов Оренбургской области 4.2 Оценка подсчетных параметров, удельных запасов нефти, 116 проницаемости для улучшения качества прогнозирования ресурсов нефти в Оренбургской области Выводы по четвертой главе 122 ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ 123 4 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 125 5 ВВЕДЕНИЕ Напряженность с состоянием разведанных запасов нефти в настоящее время в России и Оренбургской области и естественная потребность объективно оценить состояние в добыче нефти породили интерес к глубокому изучению структуры ресурсов и запасов УВ. Этот интерес вышел далеко за пределы понятийных и количественных оценок разных категорий запасов УВ и учета их оценок. Он охватил задачу оценки качества запасов и ресурсов, отношения объема разведанных запасов и уровней добычи УВ, совершенствования классификаций запасов и неразведанных ресурсов. Актуально повышение эффективности геологоразведочных работ (ГРР) на базе качественной системы управления запасами и поддержания уровней добычи нефти в России, в том числе в Оренбургской области. В настоящее время Россия реформирует систему налогообложения в нефтяной отрасли, проводит систематизацию и инвентаризацию запасов природных ресурсов углеводородов. Действующая Классификация запасов и ресурсов УВ была принята ГКЗ СССР постановлением правительства №299 в 1984 году и не менялась до 2001 года . Действие Временной классификации 2001года затянулось на десятилетний период. Переход развивающейся экономики нефтегазового бизнеса в России на рыночные отношения поставил ряд задач: об изменении условий недропользования, интеграции нефтегазовой промышленности в международный нефтегазовый бизнес, о возникновении новых стандартов и новых систем учета запасов и ресурсов УВ, более глубокое изучение и оптимизацию классификации запасов УВ . Создание новой классификации запасов и ресурсов УВ должно гармонизировать структуру и потребление энергоресурсов по экономическим критериям . В научной прессе обсуждается проект новой классификации, который разработан коллективом авторов под руководством Г.А. Габриэлянца (институт «ВНИГНИ, НПЦ» 2005г.). В нем выделение групп 6 запасов УВ впервые производится на основе геолого-экономической и стоимостной оценки месторождений, чего не было в действующей классификации, что вызвало широкий отклик в научной прессе. Исследование данной темы своевременно и остро необходимо, нацелено на выявление причинно-следственных связей и анализ основных факторов систем управления запасами и ресурсами углеводородов (УВ), представляет особый интерес для нефтегазовой отрасли государства и Оренбургской области, может способствовать наиболее гармоничному потреблению и управлению ресурсами УВ. Федеральным Государственным Управлением по запасам России (ФГУ ГКЗ РФ), Обществом Инженеров Нефтяников (SPE) и Европейской Экономической Комиссией ООН (ЕЭК ООН) проводятся согласованные действия по сопоставимости существующих Систем Управления Запасами и Ресурсами УВ. Законодательное закрепление основных принципов развития минерально-сырьевой базы, упорядочение терминологического и понятийного аппарата – как основы методологического прогнозирования, оценки ресурсов и подсчета запасов, одна из важнейших теоретических и практических задач отрасли. Гармоничное упорядочивание классификации запасов и потребления энергоресурсов – актуальная задача нефтегазопромысловой геологии. Цель диссертационной работы Совершенствование методологии оценки качества запасов и ресурсов углеводородов на основе разработки геолого-статистических моделей продуктивных пластов разрабатываемых месторождений Оренбургской области с целью улучшения прогнозирования ресурсов и перспектив направления их развития. Объект исследования - процесс развития системы запасов и ресурсов углеводородов за рубежом и России . оценки качества 7 Предмет исследования – оптимизация системы управления запасами и ресурсами УВ, совершенствования методологии прогнозирования ресурсной базы России и Оренбургской области. Основные задачи исследования 1. Анализ действующих в разное время систем управления запасами и ресурсами в мире и России, методологических подходов, принципов организации и систематизации понятийного аппарата. 2. Анализ проблем классификации запасов и ресурсов УВ. 3. Создание авторской принципиальной схемы классификации запасов и ресурсов УВ. 4. Исследование современного состояния и анализ эффективности, качества ресурсной базы УВ в Оренбургской области. 5. Разработка геолого-статистических моделей продуктивных пластов разведанных месторождений Оренбургской области для улучшения качества прогнозирования ресурсов и перспектив их развития. Методы исследования Обобщение практического опыта автора. Применение современных методов математической статистики при обработке огромного массива исходных геолого-промысловых данных, физико-химическим свойствам нефти, удельным извлекаемым разведанным запасам залежей Оренбургской области. Применено логико-математическое моделирование по классифицированию запасов и ресурсов УВ словесно-знаковых моделей, которые изучают статическое и динамическое состояния системы начальных суммарных ресурсов (НСР). Научная новизна 1. Разработана модель-схемы классификации, основанная на установленных причинно-следственных связях между понятиями, выявлении различий между отдельными категориями запасов и ресурсов УВ. 8 2. Предложена методология исследования структуры остаточных разведанных запасов залежей УВ и определения их качества, основанная на обобщении ресурсной базы УВ, современного ее состояния и оценке перспективных направлений развития поисково-разведочного процесса. 3. Впервые разработаны геолого-статистические модели распределения основных нефтяных продуктивных пластов по Оренбургской области, получены геолого-промысловые характеристики пластов для улучшения качества прогнозирования ресурсов УВ в области и повышения эффективности ГРР. . Основные защищаемые научные положения 1. Принципиальная модель-схема классификации в России с целью оптимизации и упорядочивания терминологического и понятийного аппарата системы управления запасами и ресурсами. 2.Результаты анализа современного состояния ресурсной базы УВ в Оренбургской области и прогноза новых направлений ГРР с целью стабилизации уровней добычи нефти. 3.Геолого-статистические модели продуктивных нефтяных пластов для улучшения качества прогнозирования ресурсов УВ в Оренбургской области. Теоретическая значимость работы Теоретическая значимость работы заключается в обосновании методологии классификации, способствующей принятию новой системы управления запасами и ресурсами в России. Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций Достоверность научных положений и выводов обоснована значительным объемом исходных данных. Для анализа в работе использованы тексты всех утвержденных в разное время классификаций запасов и ресурсов УВ в России, инструкции , регламенты, методические рекомендации и постановления правительства РФ. Для оценки состояния ресурсной базы УВ Оренбургской области использована геолого-промысловая информация 9 нефтяных и газовых месторождений: утвержденные в ЦКЗ и ГКЗ в разное время геолого-промысловые характеристики продуктивных пластов; динамика движений разведанных и предварительно оцененных запасов по залежам, движение ресурсов С3; формы отчетности 6ГР (нефть, газ) по ОАО «Оренбургнефть», начиная с 2004 по 2011гг.; тематические работы по анализу состояния ресурсной базы УВ в Оренбургской области, начиная с 1999 года. Практическая значимость и реализация результатов работы 1. Классификация запасов и ресурсов УВ вошла в разработанную автором учебную программу Оренбургском обучения государственном студентов, которая университете утверждена по в курсу «Нефтегазопромысловая геология». 2. Геолого-статистические модели залежей нефти продуктивных пластов используются при прогнозе и оценке параметров количественной оценки ресурсов категории С3, Д, улучшают качество прогнозирования ресурсов в Оренбургской области. Разработки внедрены и используются в ООО "ВолгоУралНИПИгаз” при оценке движения запасов, на различных стадиях формирования месторождений - аналогов для количественной оценки ресурсной базы УВ и улучшения ее качества. 3. Проведенный современный анализ, исследование и оценка состояния ресурсной базы УВ в Оренбургской области, выполненные различными исследователями и обобщенные автором, многолетний опыт исследований вопроса прогнозирования поисково-разведочного процесса обосновывают перспективу стабилизации добычи нефти на уровне 20-22 млн. т в год. Личный вклад автора Диссертация является логическим завершением 40 летней работы автора в качестве промыслового геолога, инженера-практика, ведущего специалиста и руководителя отдела. Соискатель занимался научно-исследовательскими работами, тематическими исследованиями в ЮУО «ВНИГНИ», ОАО 10 «Оренбургнефть», УБР «Южоренбургнефть», государственном ОАО ООО университете «Оренбургнефть», ТНК ВР, НГДУ “ВолгоУралНИПИгаз”, Оренбургском (ОГУ). ответственным Автор являлся исполнителем в ряде работ по подсчету запасов, проектов пробной эксплуатации, анализов разработки, ведущим специалистом по ТЭО КИН. Основой диссертации являются материалы исследований, выполненные автором лично или при её непосредственном участии. Апробация работы Результаты работы докладывались на научно-технических конференциях с международным участием «Основные проблемы поиска, освоения и обустройства нефтегазовых месторождений и пути их решения», проходивших в ООО «ВолгоУралНИПИгаз» в 2008, 2010, 2011 годах в городе Оренбурге. Публикации Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 17 научных трудах, в том числе 12 - изданиях, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ. Структура и объем работы Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов, списка использованных источников из 80 наименований. Работа изложена на 133 страницах машинописного текста, содержит 19 рисунков, 7 таблиц. Автор выражает глубокую благодарность своему научному руководителю д. т. н. наук, профессору кафедры РНГМ УГНТУ В.Ф. Мерзлякову за неоценимую помощь и поддержку при работе над диссертацией, всему коллективу кафедры геологии ОГУ и лично заведующему кафедрой д. г.-м. н., профессору П.В. Панкратьеву за ценные советы и общее руководство. Автор благодарен специалистам отдела геологии и геофизики ООО «ВолгоУралНИПИгаз» к. г-м. н. М.А Политыкиной, Ю.М. Кутееву, к. г-м. н. 11 С.В. Багмановой за предоставленные материалы и советы в процессе работы над диссертацией. 12 ГЛАВА 1. АНАЛИЗ МЕТОДОЛОГИИ ФОРМИРОВАНИЯ ПОНЯТИЙ И КРИТЕРИЕВ И ИХ СОПОСТАВИМОСТЬ В СИСТЕМЕ УПРАВЛЕНИЯ ЗАПАСАМИ И РЕСУРСАМИ УГЛЕВОДОРОДОВ Формирование особенностей понятий систем управления запасами и ресурсами углеводородов в мире имеет более чем давнюю историю. Классификация запасов месторождений (залежей) нефти и газа (в дальнейшем классификация) устанавливает единые принципы подсчета, единую методологическую основу оценки подготовленности к промышленному освоению и учету запасов и ресурсов нефти и газа. Поэтому вопросам классификации уделяется достаточно большое внимание как в России и США, так и в других странах. Классификация – один из методов научного познания, основа системы методологического упорядочивания и управления с целью повышения эффективности воспроизводства минерально-сырьевой базы [71]. 1.1 Анализ формирования понятий и критериев системы управления запасами и ресурсами углеводородов, методологических подходов, принципов организации и систематизации в мире Международная система управления запасами УВ изначально развивалась в США, являлась определяющей, отличалась неоднозначным многообразием терминологии и принципами формирования понятий. Наиболее полно она рассмотрена в работах В. Лавийо и Р. Хоумана, С. Шерра, Б. Нетчерта, Д. Арпса, А. Заппа и Ф. Лейхи, Американского нефтяного института (АНИ), Американской газовой ассоциации (АГА), Геологического Управления США (ГУ). В России отражена в работах В.Ф. Поминова, Ф.А. Гришина, М.А. Жданова, В.Г. Васильева, В.И. Пороскун, Е.В. Постновой, В.И. Петерсилье, О.М. Г.А.Габриэлянца [1,7,21,31,44,54…] и других. Прищепа, А.П. Попова, 13 С.Шерр, Б.Нетчерт и другие предлагали использовать три категории понятий: сырьевая база, ресурсы и запасы. Общие геологические запасы (сырьевая база) ими определялись как общее количество нефти и газа в земной коре в пределах определенной географической площади без учета экономических и технологических возможностей извлечения УВ. Ресурсы - часть сырьевой базы, которые могли быть извлечены при любых условиях экономики и технологии добычи. Под запасами понимались явно установленные и разведанные извлекаемые запасы, для которых экономически выгодная добыча УВ возможна при любых современных методах разработки. Основными категориями запасов по В. Лавийо и Р. Хоумана (1959г.) являлись: доказанные, вероятные и возможные запасы. Доказанные запасы определяли «текущий учет извлекаемой нефти, залегающей вблизи существующих скважин в пределах ограниченных географических и геологических районов или возможных к оконтуриванию в непосредственной близости на смежной территории». В определении доказанных запасов отражены запасы на промышленных участках вблизи скважин. По выражению В. Лавийо и Р. Хоумана, «ограниченная информация по запасам, представляемая в АНИ, является менее, чем достаточной для удовлетворения интересов нации относительно будущих возможностей использования нефти» [11,12]. Классификация запасов по Д. Арпсу (1962г.) основана на разделении их по степени достоверности, разбуренности и режимов работы залежи: первичные и вторичные. К первичным запасам относятся те, которые могут быть экономически выгодно извлечены за счет естественной энергии пласта. Вторичные – составляют некоторое дополнительное количество УВ, которое экономически выгодно извлечь в результате применения мероприятий по воздействию на пласт. Схема классификации отражена на рис. 1.1.1. Первичные запасы были поделены на : доказанные и вероятные. 14 К доказанным запасам относятся запасы, достоверность которых доказана промышленной добычей УВ или успешным опробованием скважин непосредственно на разбуренном участке (разбуренные), а на неразбуренных участках данной залежи (неразбуренные) - если эти участки так связаны с разбуренными, что их промышленная нефтегазоносность не вызывает никакого сомнения. Вторичные запасы содержали вероятные и возможные, могут быть выделены на основании успешных опытных работ или удовлетворительных результатов полного внедрения методов по воздействию на пласт. Выделение вероятных и возможных вторичных запасов основано на предположениях о том, что данная залежь может дать дополнительное количество УВ при успешном проведении мероприятий по воздействию на пласт. Вероятные запасы по Д. Арпсу, непосредственно не обоснованы промышленным опробованием в данной части залежи, но представляются вероятными по данным опробования соседних участков. Возможные запасы выделяются на основании геологических данных, объем которых не позволяет отнести их к более высоким категориям. А.Заппом (ГУ США) из общего количества нефти и газа, содержащихся в недрах, выделяются (как часть этого количества) потенциальные ресурсы, которые в свою очередь подразделяются на: первичные запасы, вторичные запасы и некоторые извлекаемые ресурсы и ресурсы пластов с малыми запасами. Отдельные компании считали свои доказанные запасы сами, и эти подсчеты ложились в основу данных, сообщаемых АНИ и АГА. Эти компании иногда расширяли концепции о запасах, добавляя категории понятий, как вероятные или возможные. Под вероятными запасами понимали те, которые могут быть получены в будущем в результате еще не внедренных и не опробованных мероприятий по воздействию на пласт, а также запасы новых, еще не разбуренных горизонтов, по которым уже имеются определенные данные о вероятной промышленной 15 нефтеносности. К возможным относили запасы, намечающиеся в новых еще не вскрытых скважинами горизонтах и залежах, промышленная нефтеносность которых намечается на основе общих геолого- геофизических данных. По классификации «первоначальных отдела геологических нефти и запасов», газа МВД США среди за основу принимаемых сырьевой базы, выделяются «максимально возможные к извлечению запасы», которые в свою очередь (как часть выделяются «известные открытые запасы»). Доказанные запасы являются по этой классификации частью известных открытых запасов. Наиболее полная обобщающая классификация запасов УВ США была представлена Ф.Лейхи (1960г.) (рис. 1.1.1). Согласно этой классификации выделялись: доказанные, вероятные, возможные и гипотетические запасы. Доказанные подразделялись на разбуренные и неразбуренные. Доказанными разбуренными считались те, которые могли быть получены из уже пробуренных скважин с площади, разбуренной по принятой для данной залежи сетке размещения. В эти запасы включаются как первичные, т.е. которые могут быть получены за счет естественных условий работы залежи, так и вторичные, если мероприятия по воздействию на пласт уже применяются и показывают определенный эффект. Доказанные неразбуренные запасы, те, которые могут быть получены из неразбуренных участков залежи, непосредственно примыкающих к разбуренным. Вероятные запасы выделялись в пластах, в которых по данным керна и опробования в процессе бурения имелись УВ; на новой площади, прилегающей возможного к площади применения с доказанными мероприятий по запасами, в результате воздействию на пласт. Возможные запасы содержали: запасы из новых неопробованных или невскрытых залежей на эксплуатационных и на новых неразбуренных площадях, нефтеносность которых намечается по аналогии на основании 16 геологических предпосылок. Гипотетические запасы выделялись на площадях, сложенных осадочными породами, в пределах которых на основе геологической аналогии с продуктивными площадями предполагается наличие промышленной нефти. Практически аналогичную Ф.Лейхи классификацию запасов по Венесуэле (без выделения гипотетических запасов) представил в 1963г. на Международном конгрессе А.Мартинес. Похожие классификации имели место в Бразилии и других странах. Во Франции две категории запасов: А, В. Категория запасов А делится на две группы: 1.первично подсчитанные с помощью объемного метода, среди которых выделяются: а) доказанные геологические; б) вероятные геологические; в) возможные геологические; 2. подсчитанные вторично (по методу материального баланса) - активные запасы. Категория запасов В имеет две группы: 1. первичные извлекаемые, которые могут быть рассчитаны объемным методом с учетом коэффициента нефтеотдачи при естественных условиях работы залежи. Среди них выделяются: а) доказанные б) вероятные; 2. вторичные запасы, получаемые за счет проведения мероприятий по воздействию на пласт. В Индии Комитетом по нефти и природному газу рекомендуется подразделение запасов на: а) доказанные; б) видимые или вероятные; в) возможные (на неразбуреных территориях). Среди всех групп запасов выделяются запасы в пласте и извлекаемые, а среди извлекаемых первичные и вторичные. В Иране запасы нефти и газа подразделяются на две основные категории: А-первичные, В - вторичные. В пределах категории А выделяются:1) доказанные (которые имеют примерную характеристику доказанных запасов в других странах и вообще могут быть извлечены из залежи; 2) доказанные коммерческие, которые могут быть извлечены с максимальной степенью выгоды; 3) вероятные;4) возможные. Категория В включает: 1) доказанные запасы; 2) вероятные; 3) возможные. Общей закономерностью классификаций запасов УВ 17 различных стран, как правило, является большая детальность. В Ливии под доказанными запасами понимается установленное бурением количество нефти и газа в подземном резервуаре в пределах нефтяных и газовых залежей между продуктивными скважинами, оцененное как коммерчески выгодное для извлечения первичными методами. Под вероятными запасами понимается количество нефти и газа в открытых месторождениях, оцененное экстраполяцией по данным единичной скважины или ограниченного числа пробуренных скважин. Из этих определений может следовать, что доказанные запасы в Ливии могут соответствовать категории А+В России, а вероятные - С1 [12,13]. Запасы газа в США дополнительно подразделяются на запасы: свободного газа газовых залежей; свободного газа газонефтяных залежей; растворенного газа газонефтяных и нефтяных залежей. По данным SPE (1979г.) впервые была утверждена общая унификация терминологии запасов и их методологическая основа. Было введено понятие «начальное содержание нефти и газа в пласте», представляющее собой «начальный объем нефти или газа», находящийся в пласте до начала разработки. Введено понятие «запасов», которые составляли «подсчитанные объемы сырой нефти, конденсата, природного газа, природной газовой жидкости и попутных компонентов» [13]. Понятие «общие извлекаемые запасы» представляли собой часть начального объема содержания нефти или газа в пласте, которая могла быть извлечена экономически эффективно. Запасы по SPE могли быть извлечены в будущем, при существующих экономических условиях и практике добычи, начиная с даты (времени) подсчета. Подсчеты запасов базировались на интерпретации геологических и инженерных данных, имеющихся на дату подсчета. Четырнадцатый мировой нефтяной конгресс 2007г. принял современную классификацию запасов и ресурсов УВ. Все запасы и 18 ресурсы УВ по ней делятся на открытые запасы и ресурсы, и неоткрытые запасы и ресурсы. Открытые запасы и ресурсы были подразделены на установленные (доказанные) и неустановленные, в свою очередь установленные подразделены на разрабатываемые и не разрабатываемые, а неустановленные - на вероятные и возможные [13]. Неоткрытые ресурсы и запасы представляют собой как неоткрытые, потенциальные. Доказанные запасы подразделялись на разбуренные и неразбуренные запасы см. (рис.1.1.1). Под доказанными извлекаемыми запасами понималось то количество нефти, которое с определенной уверенностью на основании геолого-промысловых данных можно рассматривать как рентабельно извлекаемое из залежи, при существующих экономических условиях и способах добычи. Доказанные запасы считались тогда, когда коммерческая продуктивность пласта доказана фактической добычей или опробованием. Доказанные запасы могут быть установлены на базе исследований ГИС или анализов керна, с привлечением аналогии по тому же самому пласту, если он продуктивен в этом районе. Запасы, которые могут быть извлечены с помощью методов увеличения нефтеотдачи, включаются в категорию разбуренных только после начала применения методов. Доказанные разбуренные разрабатываемые (эксплуатируемые) запасы – количество нефти, которое ожидается извлечь скважинами, работающими на момент подсчета. Доказанные неразбуренные запасы – количество нефти, которое может быть извлечено с помощью бурения новых скважин, углубления существующих до данного продуктивного пласта и внедрения методов повышения нефтеотдачи. Под недоказанными запасами понимается то количество нефти, газа и конденсата, которое определяется на основе инженерно-геологических данных, неопределенность, связанная с коммерческими, экономическими аспектами, техническими возможностями, нормативной базы не позволяет отнести их к категории доказанных. Подсчет 19 недоказанных запасов проводится для внутреннего планирования. Недоказанные запасы подразделяются на вероятные и возможные. Вероятные запасы характеризовались меньшей степенью определенности, чем доказанные, но с достаточной уверенностью в том, что они могли быть извлечены, их еще предстоит доказать по результатам структурных построений и разбуривания. Запасы могут быть оценены по данным ГИС при отсутствии керна или результатов испытаний, а аналоги среди разрабатываемых или доказанных запасов в том же районе не известны. К вероятным запасам относятся дополнительные запасы, извлекаемые при уплотнении сетки скважин, применения методов увеличения нефтеотдачи, в связи с успешным ремонтом скважин, заменой оборудования, а также запасы, разработка которых технически и экономически обоснована, но отсутствуют источники финансирования, разрешение государственных органов или согласие партнеров в совместной деятельности. Возможные запасы являлись еще менее точными и характеризовались не вполне определенной уверенностью по поводу их извлечения. К ним относились на предполагаемых участках залежей, экстраполированных за пределы площади с вероятными запасами; в пластах, по ГИС и данным керна, как содержащие УВ, но из которых еще не получена рентабельная продукция; которые можно добыть за счет методов повышения отдачи с неясными результатами с точки зрения их экономической эффективности; на участках, отдаленных площадей с доказанными запасами с тектоническими нарушениями, но находящимися гипсометрически ниже. Извлекаемые «возможные» и «вероятные» запасы на наш взгляд одной вероятной категории, только с разной долей вероятности подтверждения проектных уровней добычи: не ниже, чем 50% (вероятных) и не ниже, чем 10% (возможных). Классификация SPE была утверждена Советом Директоров SPE в марте 2007г. В разработке этой системы принимали участие: 20 Американская ассоциация геологов - нефтяников, Мировой Нефтяной Совет, Общество инженеров нефтяников SPE (рис . 1.1.1). 21 Рис. 1.1.1 - Схематическое изображение известных классификаций запасов углеводородов в мире 22 1.2 Анализ методологии классификации запасов формирования и ресурсов понятий и углеводородов, критериев принципов организации и систематизации в России Первая научно обоснованная система управления - классификация запасов нефти в СССР была разработана Специальной комиссией Геологического комитета ВСНХ СССР в 1925г. утверждена в 1928г. [27]. Согласно этой классификации запасы нефти подразделялись на три категории: А - подготовленные, В - разведанные, С - предполагаемые, (рис.1.2.1, лист1). К категории А - относились такие запасы нефти, которые уже были подготовлены к разработке и могли быть получены из пробуренных скважин при эксплуатации их до минимального рентабельного дебита. Под минимальным рентабельным дебитом понимали предельный дебит, при котором еще рационально эксплуатировать скважину. В каждом случае его определяли исходя из конкретных условий. Категория В - характеризовала запасы нефти, находящиеся в пределах оконтуренной площади нефтеносности. Эти запасы были достаточно разведаны, но могли быть извлечены лишь новыми скважинами при эксплуатации до того же минимального рентабельного дебита. Категория С включала в себя запасы, которые предполагались на недостаточно разведанной скважинами площади и могли быть получены лишь после проведения детальных разведочных работ и бурения эксплуатационных скважин. Эта классификация служила методологической основой первых подсчетов запасов, отражала степень подготовленности их к освоению на существующей стадии познания и была весьма слабо согласована со стадийностью поисково-разведочных работ и их прогнозированием. В 1932 г. И.М. Губкин предложил классификацию (рис. 1.2.1, лист1), в которую включил пять категорий запасов: А1 - подготовленные (запасы 23 вскрытых и оконтуренных скважинами горизонтов); А2 - разведанные запасы (запасы вскрытых и частично оконтуренных скважинами пластов); В - видимые (запасы пластов, вскрытых одной скважиной, давшей приток нефти); С1- предполагаемые (запасы предполагаемые в еще не вскрытых скважинами горизонтов); С2- геологические (запасы неразведанных геологических структур с благоприятными признаками нефтеносности). Указанная классификация с изменениями, внесенными в 1935г. В.В. Билибиным, с заменой названия категории С2 с геологических на перспективные применялась в течение 10 лет. И.М. Губкин предложил называть промышленными запасами категорий А1, А2 и В, что было обусловлено необходимостью получения промышленных притоков нефти при отнесении запасов к указанным категориям [27]. В 1942г. Комитетом по делам геологии при СНК СССР была утверждена новая классификация, основанная на данных 1932г., по этим же пяти категориям, только существенное внимание стало уделяться степени разведанности залежей и подготовленности запасов к разработке. В 1942г. впервые была разработана инструкция по подсчету запасов применения классификации, которая являлась плодом творческих усилий коллектива специалистов, что положило начало обоснованному выделению категорий запасов и установлению границ их применения [27]. В 1953г. была утверждена новая классификация запасов нефти и газа на основе системы 1942г., но в ней существенное внимание было уделено более строгому обоснованию категории С1, к которой относились запасы новых горизонтов на старых и новых площадях лишь в том случае, когда их промышленная нефтеносность доказывалась получением промышленного притока нефти хотя бы в одной скважине. В 1953г. введено понятие разведанные запасы, которые стали подразделяться на: балансовые и забалансовые запасы, (рис. 1.2.1 лист1). 24 Неоднозначные позиции этой классификации в отношении использования категорий запасов А1+А2 для планирования добычи привели к необходимости пересмотра её и создания новой классификации запасов нефти и газа. В 1959г. запасы нефти и газа по степени разведанности и изученности залежей подразделялись на четыре категории: А, В, С1 и С2. К категории А стали относиться запасы детально разведанные, подсчитанные на площади, оконтуренной скважинами, давшими промышленные притоки нефти или газа, а для газовых месторождений, кроме того, установленные по данным опытной эксплуатации. Категория В включала запасы площади, промышленная нефтегазоносность которой доказана данными ГИС в скважинах и промышленными притоками нефти или газа не менее, чем в двух скважинах. К категории С1 - относились запасы залежей, для которых условия залегания нефти и газа выявлены по данным геолого-поисковых или геофизических работ, при получении на площади хотя бы в одной скважине промышленного притока нефти или газа, которые непосредственно примыкали к залежам более высоких категорий запасов. К категории С2 - относились запасы нефти и газа новых структур в пределах нефтегазоносных провинций по пластам, продуктивность которых установлена на других месторождениях, а также запасы нефти и газа известных месторождений в отдельных неразведанных тектонических блоков и пластах, продуктивность которых предполагается на основании благоприятных геологических и геофизических данных. Классификация 1959г. более полно и определенно подходила к оценке категорий запасов, отвечала требованиям своего времени, которые предъявлялись нефтегазовой экономикой страны к подсчету запасов нефти и газа. 25 Рис. 1.2.1- Схемы классификаций запасов и ресурсов нефти и газа, принятые за разные годы в России, лист 1 26 Рис. 1.2.1- Схемы классификаций запасов и ресурсов нефти и газа, принятые за разные годы в России, лист 2 27 Классификация запасов 1964г. [27] была разработана на основе предыдущей 1959 г. (рис. 1.2.1). Она позволяла производить детальную увязку групп и категорий запасов со стадийностью ГРР, конкретизировала требования, предъявляемые к степени изученности и разведанности залежей в различных геологических условиях, способствовала более широкому внедрению в практику подсчета запасов нефти и газа новых вариантов и приемов расчета. Запасы нефти, газа и сопутствующих компонентов (конденсата, гелия и др.) по их народнохозяйственному значению подразделяются на: 1) балансовые, разработка которых согласно технико-экономическим показателям была рентабельна 2) забалансовые, разработка которых вследствие ограниченности запасов, низкого качества нефти и газа, малой производительности скважин и особой сложности условий эксплуатации нерентабельна, но которые могут рассматриваться в качестве объекта для промышленного освоения в дальнейшем. В числе балансовых запасов при разработке месторождений выделялись извлекаемые запасы, которые могут быть извлечены при наиболее полном и рациональном использовании современной техники, и не извлекаемые оставшиеся в недрах после окончания разработки залежи. Учет извлекаемых запасов сопровождался расчетом коэффициентов нефте- и газоотдачи, основанном на всестороннем анализе условий разработки и экономических критериев. Запасы нефти и газа в зависимости от степени разведанности и изученности залежей подразделялись на четыре категории: А, В, С1 и С2, как в классификации 1959г., но более детально уточнены требования к изученности и выделению границ категорий. Было введено понятие прогнозных запасов, которых не было ранее. К категории А относятся запасы нефти и газа залежей или частей их, детально изученных разведочным и эксплуатационным бурением и 28 находящихся в промышленной разработке. Изучены детально по данным разведки и эксплуатации. К категории В относятся запасы нефти и газа залежей, изученных разведочным бурением или находящихся в опытно-промышленной эксплуатации. При этом должны быть установлены форма залежи, характер изменения коллекторских свойств, нефтегазонасыщенность и другие подсчетные параметры, а также основные особенности строения залежи, определяющие условия разработки месторождения. Должен быть определен состав нефти, газа и пластовых вод, состав и содержание конденсата. По газовым залежам, кроме этого, необходимо установить отсутствие нефтяной оторочки или определить ее промышленную ценность. К категории С1 относятся запасы нефти и газа по новым залежам, нефтегазоносность которых установлена на основании ГИС и опробования (количество скважин устанавливается в зависимости от сложности строения залежи и ее размеров), а также запасы нефти и газа части залежи (тектонического блока), примыкающей к площадям с запасами категории В. Скважины могут быть опробованы и испытателем пластов. Контур категории С1 по новым месторождениям (залежам) проводится по наиболее низкой отметке, с которой получен приток безводной нефти, в пределах изученной бурением части структуры. По газовым залежам, при отсутствии нефтяной оторочки и установленном положении контакта газ-вода, запасы категории С1 считаются в пределах внешнего контура газоносности. К категории С2 – относятся запасы нефти и газа в известных нефтегазоносных на разведанных и новых площадях и новых перспективных нефтегазоносных провинциях. Прогнозные запасы оцениваются количественно в зависимости от степени изученности прогнозных территорий. Они подразделяются на две 29 подгруппы: D1 и D2. К D1 относятся запасы нефти и газа, подсчитанные в литолого-стратиграфических комплексах, нефтегазоносность которых доказана в пределах данной тектонической структуры І порядка. К D2 относятся запасы нефти и газа, подсчитанные в литолого- стратиграфических комплексах, нефтегазоносность их установлена на сходных по геологическому строению тектонических структур І порядка, расположенных в той же нефтегазоносной провинции. К подгруппе относятся отдельные свиты в пределах территорий с доказанной нефтегазоносностью, которые по степени изученности не могут быть отнесены к запасам подгруппы D1. Отметим, в данной классификации еще нет понятия о ресурсах. Классификация 1964г. увязана со стадийностью поисково-разведочного процесса, определяла качество отдельных его этапов и необходимые условия последующих работ применительно к конкретным геологическим условиям и в зависимости от качества минерального сырья, величины запасов и этапов разработки [12]. Из анализа следует, что уделялось внимание качеству разведанных запасов, определяющих надежность и подготовленность их к промышленному освоению, использование запасов дающих максимальный народнохозяйственный эффект. «Поставлен вопрос о разведанных запасах как геолого-экономического понятия» (Ю.С. Соколовский). В связи с этим классификация разведанных запасов, определяющая, как отмечалось выше, степень изученности и подготовленности запасов к разработке, также является геолого-экономическим понятием. Стоимость разведанных запасов косвенно выражается стоимостью проведенных ГРР [20]. Определение категорий запасов имело большое народнохозяйственное значение, поскольку оно исключало возможность ошибки при определении степени готовности разведанного месторождения для передачи его в промышленное освоение. Ошибки в определении категорийности запасов 30 могли приводить как к ненужным затратам разведанного месторождения в случае занижения категорийности разведанных запасов, так и к возможной передаче в освоение еще не подготовленного к разработке месторождения в случае завышения категорийности его запасов. Как то, и другое, приводило к излишним затратам и удорожанию стоимости добываемой продукции, что привело к выходу новой классификации запасов. В 1972г. [29] введено понятие начальные потенциальные ресурсы, которые подразделялись на накопленную добычу (извлеченные ресурсы) и текущие потенциальные ресурсы (или ресурсы в недрах). По определению, данному в [29] начальные потенциальные ресурсы – это «…общее количество промышленных запасов нефти и газа, содержавшееся до начала разработки в известных месторождениях, а также перспективные запасы и количественная оценка прогнозов нефтегазоносности, т.е. сумма уже извлеченной нефти, разведанных (категории А+В+С1), перспективных (категорий С2) запасов и прогнозной оценки (группа D). Начальные потенциальные ресурсы - это ресурсы нефти и газа, заключенные во вмещающихся породах и скопившиеся в результате геологических и геохимических процессов, происходивших в земной коре». Накопленная добыча представляет собой ту долю начальных потенциальных ресурсов, которая извлечена на поверхность, либо подготовлена к использованию либо уже использована. Применительно к нефти и газу накопленная добыча включает в себя суммарную добычу нефти и газа. Оставшаяся в недрах доля УВ составляет текущие потенциальные ресурсы. Текущие потенциальные ресурсы «…представляют собой общую количественную оценку нефти и газа, содержащуюся в настоящее время в разведанных, разрабатываемых, а также возможных к открытию и использованию в будущем источниках добычи нефти и газа» [29]. В соответствии с определением текущих потенциальных ресурсов они 31 подразделены на разведанные и прогнозные запасы. В первую из них входят уже разведанные и в значительной мере вовлеченные в разработку запасы, а во вторую – запасы лишь предполагаемые и прогнозируемые на той или иной территории на основании имеющихся геолого-геофизических материалов и сложившихся представлений о геологическом строении и нефтегазоносности. Количественные оценки текущих потенциальных ресурсов не являются постоянными и периодически пересматриваются по мере изменения представлений о геологических условиях аккумуляции и консервации залежей УВ. Разведанные запасы нефти и газов по степени разведанности и изученности классификации 1972г. подразделяются на четыре категории: А, В, С1 и С2, которые определяются условиями [29]. К категории А относятся запасы залежи (или ее части), изученные детально со своими особенностями, от которых зависят ее условия разработки и подсчитываются они в процессе разработки. Они детально изучены с помощью разведочных и эксплуатационных скважин, пробуренных на всей площади залежи по сети, принятой в соответствии с проектом разработки. Границы запасов категории А в этом случае определяются достоверно установленным контуром залежи. Для залежи, разбуривание которой не закончено, запасы категории А подсчитываются в пределах той части, которая полностью разбурена по проекту разработки . На площади подсчета запасов категории А должны быть детально изучены и достоверно определены все геолого-промысловые параметры. К категории В нефтегазоносность относятся которой запасы установлена залежи на (или ее основании части), получения промышленных притоков нефти и горючих газов не менее чем в трех в скважинах на различных гипсометрических отметках и наличия благоприятных ГИС данных и керна. Основные геолого-промысловые параметры, определяющие условия разработки, изучены по материалам 32 поисково-разведочных скважин приближенно, но в степени, достаточной для проектирования разработки залежи. По нефтяным залежам проведена пробная эксплуатация отдельных скважин. По газовым скважинам установлено отсутствие нефтяной оторочки или определена ее промышленная ценность. К категории С1 относятся запасы залежей, нефтегазоносность которых установлена на основании получения промышленных притоков нефти или горючих газов в отдельных скважинах (часть скважин может быть опробована испытателем пластов) и благоприятных данных ГИС в ряде других скважин, а также запасы части залежи (тектонического блока), примыкающей к площади с запасами более высоких категорий. Условия залегания нефти или горючих газов установлены методами геологических и ГИС исследований. Коллекторские свойства продуктивных пластов и другие параметры изучены по отдельным скважинам или приняты по аналогии с более изученной частью залежи и соседними разведанными месторождениями. Для отнесения запасов к категории С1 по вновь выявленным залежам, оценка запасов которых дается только по этой категории, необходимо изучить и установить конкретные геологические, геолого-промысловые параметры, данные опробования и ГИС. Для запасов категории С1, подсчитываемых по блокам и полям, непосредственно примыкающим к площадям с запасами более высоких категорий, размер зоны экстраполяции определяется на основе общих геолого-структурных построений с учетом выдержанности литологического состава и коллекторских свойств продуктивных пластов до уверенно установленного внешнего контура нефть-газ-вода или не более чем на удвоенном расстоянии между эксплуатационными скважинами, предусмотренной технологической схемой разработки. 33 К категории С2 относятся запасы нефти и горючих газов, наличие которых предполагается на основании благоприятных геологических и геофизических данных в отдельных неразведанных полях, тектонических блоках и пластах изученных месторождений, а также запасы в новых структурах, оконтуренных проведенными для данного района методами геологических и геофизических исследований. По новым структурам к категории С2 могут быть отнесены запасы нефти и газов , отвечающие условиям: наличие структуры, контуров, достоверных методов геологических и ГИС исследований; в пределах района степень подтверждаемости размеров и форм этих структур установлена данными глубокого бурения; на площадях, в пределах которых притоки нефти и газа получены при помощи испытателей пластов; подсчет запасов произведен по отдельным пластам, промышленная продуктивность которых установлена на других уже изученных аналогичных по геологическому строению месторождениях, находящихся в пределах структурно-фациальной зоны данной нефтегазоносной провинции. По нефтяным и газовым месторождениям с установленными запасами более высоких категорий запасы категории С2 подсчитываются : по продуктивным пластам на перспективных участках и по тектоническим блокам; примыкающим к площадям с запасами, оцененными по более высоким категориям; по вскрытым бурением пластам, нефтегазоносность которых предполагается по данным ГИС исследований; по невскрытым пластам, продуктивность которых определяется по аналогии с соседними хорошо изученными месторождениями. При подсчете запасов нефти и газов категории С2 необходимо обосновать контуры нефтегазоносности, нефтегазонасышенную мощность, пористость и другие подсчетные параметры на новых структурах с использованием данных по изученным месторождениям, аналогичным по 34 геологическому строению, и с учетом закономерностей тектонического строения и изменения фаций на территории структурно-фациальной зоны, в пределах которой расположена данная структура; на известных же месторождениях – по аналогии с изученными участками с учетом выявленных закономерностей тектонического строения и изменений литологического состава пород. Запасы газа следует считать по компонентам [29]. К группе разведанных относятся запасы, которые с той или иной степенью достоверности выявленные в результате проведенных исследований и геологоразведочных работ и подготовленные для последующей разработки или доразведки. Важно, что разведанные запасы (категории АВС1) представляют собой естественную базу функционирования современных нефтяных и газовых промыслов. Эти запасы имеют сложную структуру. Не все разведанные запасы могут быть рационально извлечены из недр при современном развитии науки и техники. Последнее, исходя из народнохозяйственного значения разведанных запасов, приводит к необходимости деления их на: а) балансовые - «разработка которых в настоящее время экономически целесообразна» [29]; б) забалансовые – «разработка которых в настоящее время нерентабельна, но которые могут рассматриваться в качестве объекта для промышленного освоения в дальнейшем» [29]. Нерентабельность разработки забалансовых запасов определяется, в частности, низкими качествами нефти и газа, особой сложностью условий эксплуатации, незначительными размерами залежей и т.п. По состоянию на 1972г. развитие науки и техники не обеспечивало 100% -ую выработку балансовых запасов из недр, последние подразделялись на извлекаемые, «которые можно извлечь при наиболее полном и рациональном использовании современной техники и 35 технологии» [2], и неизвлекаемыми, рациональное получение которых с помощью современных передовых методов не представляется возможным. Балансовые и извлекаемые запасы нефти и газа подразделялись на: начальные запасы, существовавшие в залежи (или месторождении) до начала разработки, накопленную добычу нефти или газа по состоянию на ту или иную дату и остаточные запасы, составляющие на соответствующую дату разность между начальными запасами и накопленной добычей. Кроме разведанных запасов нефти, горючих газов и содержащихся в них сопутствующих компонентов, подсчитываемых по отдельным месторождениям и площадям, для оценки потенциальных возможностей нефтегазовых провинций, областей, районов на основе общих геологических представлений определяются прогнозные запасы, которые в [29] рекомендуется называть прогнозной оценкой нефти и газа. Согласно [29] под прогнозной оценкой нефти и газа понимается количественная оценка перспектив нефтегазоносности литолого-стратиграфических комплексов или отдельных горизонтов, которая производится на основе анализа геологических критериев нефтегазоносности. По степени геолого-геофизической изученности прогнозных территорий количественная оценка нефти и газа разделяется две подгруппы: D1 и D2. и соответствует по описанию категорий по классификации 1964 г. Из анализа следует, что классификация 1972г. впервые вводит понятия начальных потенциальных ресурсов, перспективных запасов категории С 2 и прогнозная оценка категорий D. Эта классификация более детально оптимизирует границы категорий разведанных и перспективных запасов. Вводится расчет запасов газа по компонентам. Общая схема номенклатуры запасов 1972 г. представлена на рис. 1.2.1, лист2. Классификация запасов и ресурсов была введена в 1984г. [28] на основе исследований 1972 г., внесла некоторые изменения в категории запасов и 36 впервые дала обоснование категорий ресурсов, являлась действующей в России до 2001г., была необходима для мониторинга и развития нефтегазовой промышленности. Для решения вопросов разработки отдельных месторождений и рационального планирования развития нефтегазодобывающей промышленности в целом принимается во внимание не только количество балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа, но и качество их подготовки к промышленному освоению, которое определяется степенью достоверности той или иной категории. Категории запасов и условия их отнесения во времени претерпели существенные изменения в связи с принятием «Основ законодательства Союза ССР и союзных республик о недрах». Усилилось внимание к вопросам охраны недр и окружающей среды, встал вопрос об объединении всех групп ресурсов и запасов в единую систему. Были поставлены вопросы о кондициях, коэффициентах извлечения нефти, газа и конденсата, экономической оценке ГРР. Был поставлен вопрос о более широком внедрении в практику подсчета запасов нефти и газа других (кроме объемного) методов подсчета запасов нефти и газа: методов материального баланса и статистических методов [28]. Эта классификация устанавливала единые для СССР принципы подсчета и государственного учета запасов и перспективных ресурсов нефти и горючих газов в недрах по степени их изученности и народнохозяйственному значению, условия, определяющие подготовленность месторождений для промышленного освоения, а также основные принципы оценки прогнозных ресурсов нефти и горючих газов [28]. В классификации уточняется понятие начальных потенциальных ресурсов, состоящих из накопленной добычи и текущих потенциальных ресурсов в недрах. Текущие потенциальные ресурсы, по определению, представляли собой общее количество нефти и газа, содержащееся на дату 37 оценки в разведанных, разрабатываемых и еще не открытых месторождениях. В соответствии с определением текущих потенциальных ресурсов они были подразделены на разведанные и неразведанные по степени изученности [28]. К разведанным запасам относятся выявленные, которые в результате проведенных исследований и ГРР, подготовлены для последующей их разработки. Степень достоверности представлений об их величине косвенно определяется отнесением их к той или иной категории. Разведанные (А, В и С1) и предварительно оцененные (С2) запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов представляют собой естественную базу функционирования современных нефтяных и газовых промыслов, составляют основу промышленной оценки месторождений. Ресурсы нефти и газа по степени обоснованности подразделялись на перспективные С3 и прогнозные Д1 и Д2 [28]. Разведанные запасы имеют сложную структуру, обусловленную тем, что не каждые разведанные запасы могут быть рационально извлечены из недр при современном развитии науки и техники. Исходя из народнохозяйственного значения они поделены на: балансовые - запасы месторождений (залежей), вовлечение в разработку которых в настоящее время экономически целесообразно; забалансовые, вовлечение в разработку которых в настоящее время экономически нецелесообразно или технически и технологически невозможно, но которые в дальнейшем могут быть переведены в балансовые [28]. Поскольку разработка нефтяных и газовых месторождений на данном этапе развития науки и техники не обеспечивает 100% - ой выработки балансовых запасов нефти, газа и конденсата УВ из недр, в них выделяются извлекаемые запасы, которые можно получить при наиболее полном и рациональном использовании современных технических средств и 38 технологии добычи с учетом утвердившихся замыкающих затрат и соблюдением требований охраны недр и окружающей среды [28]. Балансовые и извлекаемые запасы нефти, газа и конденсата, а также сопутствующие им компоненты были подразделены на: начальные запасы до начала разработки, накопленную добычу по состоянию на ту или иную дату и остаточные запасы, составляющие на соответствующую дату разность между начальными запасами и накопленной добычей. В классификации вводится понятие КИН - определяется на основе вариантов технологических и технико-экономических расчетов и утверждается в ГКЗ СССР, с учетом заключения всех заинтересованных министерств и ведомств. Кроме разведанных и предварительно оцененных запасов нефти, горючих газов и содержащихся в них компонентов, подсчитываемых по отдельным месторождениям и площадям, для оценки потенциальных возможностей нефтегазоносных провинций, областей, районов и отдельных площадей на основе общих геологических представлений определяются перспективные (категория С3) и прогнозные (категории Д1 и Д2) ресурсы [28]. Номенклатура запасов и ресурсов нефти, газа, конденсата и сопутствующих им компонентов представлена на рис. 1.2.1,лист2. Запасы месторождений и перспективные ресурсы нефти и газа подсчитываются и учитываются в государственном балансе запасов полезных ископаемых СССР по результатам ГРР и разработки. Данные о запасах и перспективных ресурсах используются при разработке схем развития добывающих, перерабатывающих и потребляющих нефть и газ отраслей народного хозяйства. Прогнозные ресурсы нефти и газа, наличие которых предполагается на основе общих геологических представлений, теоретических предпосылок, результатов геолого-геофизических и геохимических исследований, оцениваются в пределах нефтегазоносных провинций, акваторий, областей, 39 районов, площадей. Данные о прогнозных ресурсах используются при планировании поисковых и разведочных работ на нефть и газ. Запасы месторождений и перспективные ресурсы подсчитываются и учитываются, а прогнозные ресурсы оцениваются раздельно по нефти, газу и конденсату [12, 28]. При определении запасов месторождений обязательному подсчету и учету подлежат запасы нефти, газа, конденсата и сопутствующих компонентов (этана, пропана, бутанов, серы, гелия, металлов), целесообразность извлечения которых обоснована технологическими и технико-экономическими расчетами. Подсчет запасов проводится по каждой залежи раздельно и месторождению в целом, по наличию их в недрах, без учета потерь при разработке и транспортировке УВ [28]. Впервые запасы и перспективные ресурсы нефти, конденсата, этана, пропана, бутанов, серы, металлов подсчитываются и учитываются, а прогнозные ресурсы их оцениваются в единицах массы; запасы и перспективные ресурсы газа, гелия подсчитываются и учитываются, а прогнозные ресурсы их оцениваются в единицах объема. Подсчет проводится при условиях, приведенных к стандартным (0,1МПа при 20 °С). Качество нефти, газа и конденсата оценивается в соответствии с требованиями государственных, отраслевых стандартов, технических условий, с учетом технологии добычи и переработки, обеспечивающих их комплексное использование. Впервые на месторождениях нефти и газа по скважинам, в которых получены притоки подземных вод определяются химический состав, содержание в них йода, брома, бора и других полезных компонентов, дебиты скважин, температура воды и другие показатели для обоснования целесообразности постановки специальных ГРР работ с целью оценки запасов подземных вод и установления возможности их использования, для 40 извлечения полезных компонентов или в теплоэнергетических, бальнеологических и иных назначений. Впервые применение классификации к запасам месторождений и перспективным ресурсам нефти и газа определяется инструкцией [28]. Методические принципы количественной оценки прогнозных ресурсов нефти, газа и порядок проверки результатов устанавливается всеми заинтересованными министерствами. Из анализа следует, что в соответствии с классификацией 1984г. запасы нефти, газа, конденсата, а также содержащихся в них попутных компонентов по степени их изученности подразделяются на: разведанные – категории А, В, С1 и предварительно оцененные – категория С2. Ресурсы по степени их обоснованности классифицируются на перспективные – категория С3 и прогнозные – категории Д1 и Д2. Запасы категории А подсчитываются по залежи или ее части, разбуренной в соответствии с утвержденным проектом разработки. На площади подсчета запасов категории должны быть детально изучены и достоверно определены по условиям классификации 1972г. Категория запасов В несколько уточняется. К ней относятся запасы залежи (или ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании получения промышленных притоков нефти и газа в скважинах на различных гипсометрических отметках. Форма, тип и размеры залежи, эффективная нефтегазонасыщенная толщина, тип коллектора, характер изменений коллекторских свойств, нефтегазонасыщенность продуктивных пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях и другие параметры, а также основные особенности, определяющие достаточной условия разработки залежи, изучены в для составления проекта разработки залежи. степени, Запасы категории В подсчитываются по залежи или ее части, разбуренной в 41 соответствии с утвержденной техсхемой для месторождений нефти или проектом опытно-промышленной разработки месторождений газа [28]. Определение категории С1 не претерпело изменения по сравнению с классификацией 1972г., но дополнено словесным содержанием. Запасы категории С1 подсчитываются по результатам ГРР и эксплуатационного бурения и должны быть изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления техсхемы разработки месторождений нефти или проекта опытно-промышленной разработки месторождения газа [28]. Для отнесения запасов к категории С1 требования изученности совпадают с требованиями классификации 1972 г. К категории С2 предварительно оцененных запасов относятся запасы нефти и газа, наличие которых обосновано геологическими и геофизическими исследованиями: - в неразведанных частях залежей, примыкающих к участкам с запасами более высоких категорий; в промежуточных и вышезалегающих не опробованных пластах разведанных месторождений. Форма, размер оцениваемых залежей или их частей, условия залегания, толщина и коллекторские свойства пластов- коллекторов, вмещающих нефть и газ, выяснены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований с учетом данных по более изученной части залежи или аналогии с разведанными месторождениями. Запасы категории С2 используются для определения возможных перспектив месторождения, планирования ГРР или геологопромысловых исследований при переводе скважин на вышележащие пласты и частично для проектирования разработки залежей с запасами, разведанными по более высоким категориям. При подсчете запасов нефти, газа и конденсата категории С2 необходимые условия обоснования категории не уточнялись и приняты по классификации 1972г. Категории ресурсов УВ С3 , Д1, Д2 были впервые введены в 1984 г. [28]. 42 К категории С3 относятся перспективные ресурсы нефти и газа подготовленных для глубокого бурения структур, расположенных в пределах нефтегазоносных районов и оконтуренных проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований, а также невскрытых бурением пластов разведанных месторождений, если продуктивность их установлена на других месторождениях района. Форма, размер и условия залегания залежи выяснены в общих чертах по результатам геологических и ГИС исследований, а толщина и коллекторские свойства перспективных пластов, состав и свойства нефти и газа принимаются по аналогии с разведанными месторождениями. Перспективные ресурсы используются при планировании поисковоразведочных работ и прироста запасов категорий С1 и С2. К категории Д1 стратиграфических структур с относятся комплексов доказанной в прогнозные пределах ресурсы крупных промышленной литолого- региональных нефтегазоносностью. Количественная оценка прогнозных ресурсов категории Д1 основывается на результатах региональных геологических, геофизических, геохимических исследований и аналогии с изученными месторождениями в пределах оцениваемого региона. К категории Д2 относятся прогнозные ресурсы литолого- стратиграфических компонентов в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтеносность которых еще не доказана, перспективы их нефтегазоносности прогнозируются на основе комплекса имеющихся геолого-геохимических и геофизических данных. Количественная оценка прогнозных ресурсов этой категории производится по предполагаемым параметрам на основе общих геологических представлений и по аналогии с другими, более изученными регионами, где имеются разведанные месторождения нефти и газа. 43 Запасы компонентов, имеющих промышленное значение, содержащихся в нефти, газе и конденсате, подсчитываются в контурах нахождения запасов нефти и газа по тем же категориям. Из анализа следует, что в 1984г. запасы были поделены по степени изученности и народнохозяйственному значению, выделены принципы оценки прогнозных ресурсов, уточнены понятия начальных потенциальных ресурсов, впервые выделены принципы изучения подземных вод. Категория запасов С2 из перспективных (1972г.) стала называться предварительно оцененной, уточнилось определение КИН. Во Временной действующей Классификации 2001г. в России (Приказ МПР России №126 от 07.02.2001г.) [9] категории запасов УВ, понятие категорий разведанных запасов А, В, С1 дано в [28]. Запасы, имеющие промышленное значение, подразделяются по степени изученности: разведанные - категории А, В и С1;- предварительно оцененные - С2 , по классификации 1984г. (рис.1.2.1,лист 2). Ресурсы нефти и газа по степени их обоснованности были подразделены на: - перспективные категории С3; прогнозные локализованные категории Д1л; прогнозные Д1 и Д2. Разведанные запасы, в которые входили балансовые и забалансовые запасы, балансовые заменены на геологические, а категория забалансовых ликвидирована. В классификацию ресурсов внесены изменения, введена новая категория локализованных ресурсов Д1л. В определение термина «извлекаемые запасы», как часть геологических, извлечение которых из недр на дату подсчета экономически эффективно, добавлено в условиях конкурентного рынка, при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды. На рис. 1.2.1 представлена принципиальная схема сопоставления известных и представленных в работе классификаций запасов УВ в России, решающая 44 задачу оптимизации и совершенствования системы учета и классифицирования. Во временной действующей классификации 2001г. [9] категории запасов нефти и газа, имеющие промышленное значение, подразделяются по степени геологической изученности и промышленного освоения на : разведанные - категории А, В и С1 ; предварительно оцененные - С2 (формулировка 1984г.). Требования геологической изученности категорий А, В и С1 разведанных и предварительно оцененных С2 запасов УВ не отличаются от принятых в 1984г., за исключением смены названия балансовых на геологические запасы. В определение термина «извлекаемые запасы», как часть геологических, извлечение которых из недр на дату подсчета экономически эффективно, введено уточнение - в условиях конкурентного рынка, при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды [9]. Отметим, что классификация 2001г. не предусматривает деления запасов по экономической эффективности. Ресурсы нефти подразделены на: и газа по степени перспективные – их обоснованности были категория С3; прогнозные локализованные – категория Д1л ; прогнозные - Д1 и Д2 [9] Категория перспективных ресурсов С3 предусматривала опоискование поднятий и подготовку их к разведочному бурению на пласт. Ресурсы, подсчитанные объемным методом, подлежали обязательной статистической отчетности формы 6ГР [30]. Ресурсы, по сравнению с [28] , были более детально расчленены, выделена категория прогнозных (локализованных) Д1л, которой не было ранее. Выделение прогнозных ресурсов категории Д1л было обусловлено 45 подготовкой структур к поисковому бурению на площади. Количественная оценка прогнозных локализованных ресурсов Д1л реализуется с учетом плотности прогнозных ресурсов категории Д1 и установленной площади выявленного объекта. стратиграфических Прогнозные комплексов, ресурсы оцениваемых в Д1 литолого- пределах крупных региональных структур с доказанной промышленной нефтеносностью во временной классификации, не претерпели изменения. Не претерпела изменения в 2001г. категория прогнозных ресурсов Д2 литологостратиграфических комплексов, оцениваемых в пределах крупных региональных структур с недоказанной нефтеносностью. В существующей классификации 2001г. есть, по нашему мнению, элемент двойственности интерпретации в оценке определения перспективных и прогнозных категорий С3 и Д1л. Кроме того, ресурсы по классификации обозначены арабскими символами, а запасов – латинскими. В классификации запасов и ресурсов в России самые достоверные запасы были приняты с индексом один и первых букв латинского алфавита, как запасы категории А, В, С1. Запасы недоразведанных категорий приняты с индексом два, категория С2. Индексы недоразведанности ресурсов приняты в убывании их классификации от двух до единицы по мере изученности, например: Д2, Д1л, Д1. Запасы категории А детально изучены, для них определены условия разработки, разбурены по проекту разработки месторождения, по ним идет добыча УВ, эти запасы достоверные. Запасы категории В с доказанной нефтегазоносностью разбурены полностью (или частично) по технологической схеме (для нефтяных залежей) или проекту опытнопромышленной эксплуатации (для газовых залежей), по ним также идет добыча УВ. Категория запасов С1 залежи или ее части, нефтегазоносность которой установлена по данным опробования в колонне при получении промышленных притоков. Запасы категории С1 подсчитываются по 46 результатам геолого-разведочных работ и эксплуатационного бурения согласно проекту пробной эксплуатации. Пробная эксплуатация может вестись отдельными скважинами. Запасы категории С2 предварительно оцененных залежи (или ее части) не разрабатываются, они обоснованы по данным геологических и геофизических исследований, используются при планировании ГРР и частично при проектировании разработки. Авторские исследования позволяют сказать, что в классификациях России термины запасов и ресурсов четко разделены с 1984 г. Ресурсы представляют собой оценку площадей, на которых глубокое бурение не проводилось, промышленные залежи не установлены. Ресурсы категории С3 используются при планировании поисковых и разведочных работ. Выделение ресурсов категории С3 подготовленных структур и не вскрытых горизонтов на известных месторождениях в отдельную категорию выполнено еще в 1984г. и привнесено в классификацию 2001г. без изменений. Прогнозные локализованные ресурсы Д1л (2001г.) используются при планировании ГРР по подготовке ловушек к поисковому бурению и подготовке ресурсов категории С3. Это было связано с резким сокращением поискового бурения к этому времени. Схема структуры действующей классификации запасов и ресурсов представлена на рис.1.2.1,лист2. Среди большого количества работ по классификации запасов (по исследованиям автора), сопоставлению понятий и определений, нет обобщенных выводов, которые позволили бы провести всестороннее сравнение запасов и ресурсов УВ по категориям, [72]. Это объясняется разнообразием и многозначностью классификаций запасов, существовавших и существующих в настоящее время в мире и России, формирующихся и выделяющихся иногда субъективно, в зависимости от ряда факторов, наиболее характерных причинно-следственных связей и эволюции 47 классификации запасов и ресурсов углеводородов, рассмотренных в [12,13, 62, 63, 64 ,66, 67, 68,69,70] и обобщенных в выводах. Выводы по первой главе: 1.В результате анализа сопоставления понятий и определений и их переосмысления выявлено, что общей закономерностью классификации запасов и ресурсов УВ является многообразие терминов, их детальность и многозначность, что определяет дискретность восприятия и фрагментарность познания в целом. Систематизация категорий запасов УВ, их смыслообразование, сравнение возможно провести по отдельным категориям с учетом их геологической изученности, подготовленности и промышленного освоения месторождения (залежи) [69]. 2. Определено, что современная система (SPE, 2007) по геологической изученности в целом адаптирована к действующей классификации в России (2001г.), требует оптимального согласования, ухода от фрагментарности и мозаичности восприятия, консолидации и уточнения деталей по отдельным категориям запасов и ресурсов УВ для выработки единых мировых стандартов качества и методов подсчета запасов [69]. 3.Установлено, что сравнение выработки и представление начальных запасов по отдельным категориям в России невозможно реализовать на практике в трехмерной геолого-промысловой модели залежи, так как нет по сути накопленной добычи по категориям, она дается в целом по разведанным запасам залежи. 4.Экономический мониторинг в России удачно осуществляется по месторождениям по проектам разработки, техсхемам, опытно- промышленным проектам, проектам пробной эксплуатации, ТЭО КИН регламентирован, осуществляется в текущих ценах, на текущие извлекаемые запасы, с анализом чувствительности по рискам, что необходимо использовать как опыт. Экономические критерии классификации запасов УВ находятся в стадии формирования, должны быть интегрированы в 48 международную систему управления запасами и ресурсами УВ, подчинены единым принципам жизнедеятельности развития, граждан экологической России, регламентам безопасности на разработку месторождений. В современной экономической системе управления запасами УВ в США прослеживается «коньюктурный и политический след» [38] который нуждается в изучении обстоятельств и причин сбоев работы системы, может провоцировать техногенные процессы, это дело системы США. Необходимо изучать и переносить международный опыт экономической системы управления запасами (SPE, 2007) в Россию, но и нужно созидать, копить свой опыт [68, 69]. 5.Выявлено, что тенденция сокращения объемов поисково-разведочного бурения в России, стала одной из причин снижения прироста разведанных запасов нефти за счет поисково-разведочного процесса. Она же являлась одной из причин изучения, реформирования терминологической модели и системы классификации запасов в целом, наращивания объемов добычи нефти. 49 ГЛАВА 2. РАЗРАБОТКА МЕТОДОЛОГИИ АВТОРСКОЙ СХЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ЗАПАСАМИ И РЕСУРСАМИ В РОССИИ Классификация запасов УВ устанавливает единые принципы подсчета и государственного учета их в недрах, закладывает фундамент резерва прочности развития минерально-сырьевой базы. В работе изучались шесть современных проектов в области классифицирования в России: проект, разработанный группой авторов: В.А. Двуреченский, Н.Н. Лисовский, В.С. Ульянов, М.Т. и др. (1994г.); рамочная схема геолого-промысловой классификации сырьевой базы газодобывающей отрасли авторов: И.П. Чоловский, И.С. Гутман, Е.В. Портнов и др. (1997г.); проект коллектива авторов под руководством Г.А. Габриэлянца (институт ВНИГНИ, НПЦ, 2005г.); проект по экономическим критериям коллектива авторов: Л.И. Бережная, Б.Н. Аронштейн, Р.М. Галимзянов, Г.И. Панарина ,2008г; проект авторов: Е.Г. Арешев, В.С. Ульянов, В.В. Шелепов, И.С. Гутман и др. (2009г.); принципиальная схема структуры классификации запасов УВ автора В.И. Назарова (2011г. - ФГУП ВНИГРИ, СанктПетербург). 2.1 Анализ проблем современных проектов классификации запасов и ресурсов углеводородов в России В России в 1994г. был представлен проект классификации ресурсов и запасов нефти, газа, конденсата и попутных компонентов, разработанный группой авторов В.А.Двуреченский, Н.Н.Лисовский, В.С.Ульянов, М.В.Толкачев, Н.Н.Немченко, М.Я.Зыкин, В.Б.Мазур, В.Е.Лещенко и др. [21]. В этом проекте отмечаются единые принципы дифференциации и государственного учета ресурсов и запасов УВ в России по их степени изученности, обоснованности и государственно-коммерческой ценности. Обращается внимание на ресурсы нефти и газа, находящиеся в недрах и обладающие потенциальной товарной стоимостью, дается понятие 50 возможного рентного дохода. Ресурсы делятся по экономической ценности на две группы: подлежащие раздельному подсчету и учету и неизвлекаемые ресурсы. Запасы залежей УВ подразделяются на : доказанные (категории А, В, С1 ) и предварительно оцененные (категория С2); ресурсы категории Д0 перспективные, Д1, Д2 - прогнозные. В проекте прописаны условия использования запасов УВ для добычи недропользователями. В ГАНГе в 1995г. выполнены исследования по выработке основных принципов оценки уровней технологичности сырьевой базы газодобывающей отрасли с целью создания рамочной схемы классификации залежей УВ [77]. В 1997г. в журнале «Геология нефти и газа» в номере 4 опубликована статья «Рамочная схема геолого-промысловой классификации сырьевой базы газодобывающей отрасли» (авторы И.П.Чоловский, И.С.Гутман, Е.В.Портнов (ГАНГ), И.П.Жабрев (ИПНГ РАН)) [77]. В статье дается рамочная классификация запасов УВ, которая раскрывает технологический комплекс природных и техногенных факторов, определяющих условия применения эффективных технологий разработки и технических способов добычи разведанных запасов, что очень важно, в связи с экологической безопасностью жизни на планете при работе компаний в шельфах морей. В представленной авторами рамочной классификации используется системноструктурный подход, при котором залежь УВ представляет сложную систему слагающих элементов, соответствующих определенным иерархическим уровням, которые связаны между собой и по-разному влияют друг на друга. Представленная рамочная схема классификации находится в состоянии развития, может в зависимости от целей и задач менять уровни, подуровни, набор учитываемых факторов и параметров, по мнению авторов, что ценно [77]. Данная рабочая классификация сырьевой базы выполнена для газообразных УВ для технологичного геолого-промыслового комплекса параметров месторождений. Работа ценна своим системно-структурным подходом и может быть использована для построения фрактального дерева 51 классификации запасов и ресурсов в целом УВ на основе принципа дендрогенеза единого развития системы [18,63]. В восьмом номере журнала «Геология нефти и газа» за 2008г. опубликована статья «Экономическая доминанта новой классификации запасов и ресурсов углеводородов» [5]. В статье коллектива авторов Л.И. Бережная, Б.Н. Аронштейн, Р.М. Галимзянов, Г.И. Панарина представлена классификация запасов УВ. В статье уделено внимание на появившееся разночтение в назначении экономической оценки при выделении групп и категорий запасов. Утверждается, что до сих пор не существует единого мнения по вопросу о том, что считать единицей экономической эффективности проекта разработки. Так, часть специалистов считает, что объектом оценки должна быть залежь в целом вне зависимости от степени изученности ее запасов [5]. В противоположность этому, авторы статьи [5] придерживаются мнения, что наименьшими единицами экономической эффективности проекта разработки должны являться категории запасов в пределах залежи, различающиеся по геологической изученности и степени промышленного освоения. Автор работы согласен с мнением коллектива авторов статьи. геологическому разработку, Структура строению, степени запасов степени залежи УВ разбуренности выработанности запасов, неоднородна и вовлечению геологической по в и геофизической изученности, разными физико-химическими свойствами УВ и так далее, что, безусловно, сказывается на качестве запасов отдельных частей залежи, на рентабельности залежи в целом. Например, в Оренбургской области в структуре извлекаемых запасов промышленных категорий АВС1 70-80% запасов трудноизвлекаемые, в основном с низкими ФЭС (до 0,05 мкм2 проницаемость), с обширными водо-нефтяными зонами, [66]. За последние 10 лет из этих трудноизвлекаемых запасов ТНК ВР увеличило добычу нефти в два раза, доведя ее до 20 млн. т. 52 Согласно [5] наименьшей единицей, в пределах которой достигается однородность геологических и технологических параметров является категория запасов, а для экономических критериев – залежь, что конечно лишено логики. Как поступить в таком случае? Необходимо в будущем, при подсчете запасов месторождения, в ТЭО КИН, выполнять техникоэкономическую оценку по каждой категории запасов, выделенной по геолого-промысловой изученности, а затем результаты категорий суммировать в целом по залежи, в целом по объектам разработки и месторождению в целом. В итоге, возможно будет оценить целесообразность инвестирования недропользователем средств в доразведку и освоение каждой категории запасов, особенно С1 и С2. Если недропользователь получил в управление по условиям лицензирования выработку запасов категорий А и В, которые уже до него разведаны и доказаны, то он может потратить часть прибыли на доразведку категорий запасов С1 и С2, но этот механизм необходимо прописать государству в правовом поле. Если недропользователь открыл месторождение за счет собственных средств на ГРР, то, безусловно, должен действовать механизм льготного налогообложения. Дифференцирование категорий запасов по экономической эффективности носит вероятностный характер, может быть реализовано только в будущих подсчетах запасов, а не по тем, по которым запасы уже прошли государственную экспертизу. Для реализации этого плана необходим новый регламент по ТЭО КИН, действующий для этих целей 1986г. устарел [43]. В девятом номере журнала «Нефтяное хозяйство» за 2009г. опубликована статья «Совершенствование Классификации запасов и ресурсов нефти и газа - требование времени» [4]. В статье коллективом авторов (Е.Г. Арешев, В.С. Ульянов, В.В. Шелепов, И.С. Гутман, Е.А. Дьячкова) разработан проект классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов, альтернативный проекту института ВНИГНИ и НПЦ [53]. 53 В классификацию вводится понятие «начальные суммарные ресурсы нефти и газа», которые распадаются на две категории:- «начальные геологические объемы нефти и газа месторождений (залежей)» и «ресурсы нефти и газа не вскрытых бурением подготовленных ловушек, региональных нефтегазоносных и геологические нефтегазоперспективных объектов». объемы подразделяются на нефти и газа «Начальные месторождений (залежей)» «начальные извлекаемые запасы месторождений (залежей)» и «оставляемые объемы нефти и газа месторождений (залежей)». В свою очередь начальные извлекаемые запасы подразделяются на остаточные запасы и добытые запасы. Оставляемые объемы нефти и газа месторождений (залежей) - это часть объемов, которая не может быть извлечена при существующих способах и методах добычи. Замечено, когда речь идет об определениях геологических объемов и их делении на части, трехмерные постоянно-действующие геолого- технологические модели месторождений информационного уровня, залежи (или ее части) методически позволяют это сделать. Но когда осуществляется переход от объемов к извлекаемым запасам, выделяя их из объемов геологических запасов, отсутствует логика в самой структуре моделирования понятия. Извлекаемые запасы несут информацию технико-экономической категории, а начальные геологические объемы несут информацию состояния пространственной геологической изученности, вычленять одно из другого не следует. В руководящем документе по расчету коэффициента извлечения нефти [43], где КИН – по определению является технико-экономической категорией. По нашему мнению, «начальные геологические объемы нефти и газа месторождений (залежей)» логично поделить на «начальные извлекаемые объемы нефти и газа» по проектному документу на разработку и «оставляемые объемы нефти и газа месторождений (залежей)». Далее регламентировать процедуру перевода «начальных извлекаемых объемов 54 нефти и газа» в извлекаемые запасы, это может сделать новый регламент оценки КИН в новых экономических условиях. Относительно категорий запасов по степени изученности и промышленного освоения авторы статьи [4] предлагают категорию запасов А - назвать «добытые запасы» (накопленную добычу нефти), категорию В – «достоверные» запасы залежи (ее части), включая разбуренную часть залежи, категорию С1- «доказанные» запасы, подготовленные разведкой к разработке, «предполагаемые» запасы категории С2 запасы неизученных частей разведанных и разведываемых и открытых залежей. По сравнению с проектом 2005 года изменены поля смысла в понятиях категорий промышленных запасов АВС1. Рассмотрим категорию запасов А, как «добытые запасы», представленную в статье [4]. Любая геологическая изученность предполагает местонахождение этих запасов в объеме и на площади, чего будет сделать невозможно по данной классификации. Ведь накопленная добыча нефти (добытые запасы) присутствует в достоверных и может присутствовать в доказанных запасах. Выделение запасов категории А, как накопленной добычи лишено смысла в геологической изученности, моделирования проектных решений и их стадийности выработки. Название категории запасов В – достоверными, используя термин запасов категории А (проекта 2005года [53]), предлагается авторами отнести запасы, разбуренные по любому проектному документу разработки, тем самым нарушая стадийность разработки и значимость проектных решений, утвержденных ЦКР. В статье [4] категория запасов А – вообще остается без проектных решений на разработку, а категории запасов ВС1 не будут нести смысл начальных, а только остаточных запасов. Проектные решения будут осуществляться по этим категориям запасов на остаточные запасы, что сделает невозможным проведение адаптации трехмерной гидродинамической модели при оценке КИН. 55 Использование для запасов категории С1 термина «доказанные» запасы ассоциируется с термином «доказанные» запасы классификации SPE 2007г., которая их делит на «разбуренные» и «неразбуренные» по проектному документу и несет другой смысл. В анализируемой статье категория запасов С1 делится на пять подкатегорий, что теряется смысл «разбуренности», за деталями не видно целого. Кроме того, категория запасов В «достоверные» это тоже еще более доказанные запасы. Терминология запасов категории С1 по проекту [53] в этом отношении более удачная, названа эта категория запасов как «оцененные запасы», с точки зрения степени пяти критериев разведанности это более уместное название. Запасы категории «предполагаемых» С2- совпадают по названию в обоих проектах. Деление запасов категорий С1 и С2 на части: изученные и неизученные запасы и их процентные соотношения позволяют выполнять различные волатильные действия с запасами этих категорий, что отразится на их качестве и может вносить субъективную оценку. В 2011г. в ФГУП ВНИГРИ (Санкт-Петербург) представлена принципиальная схема структуры классификации запасов УВ автора В.И. Назарова. Он геологические запасы делит на технологически извлекаемые и технологически недоступные запасы. Технологически извлекаемые запасы поделены им на промышленно-значимые и непромышленные запасы. В свою очередь промышленно-значимые экономическим критериям на: запасы высоко (извлекаемые) - поделены рентабельные, по нормально- рентабельные и низко-рентабельные запасы. Категория промышленных запасов по степени геологической изученности и освоения подразделяется на: категорию доступных (А), установленных (В), оцененных (С1) и предполагаемых (С2). .По сравнению с проектом 2005г. изменено название категории А (вместо достоверные введено понятие доступные). Ресурсы автором статьи не классифицируются. 56 2.2 Анализ утвержденного Министерством Природных Ресурсов проекта классификации запасов и ресурсов УВ и рекомендации по его гармонизации Государство управляет природными ресурсами страны, совершенствуя Закон о Недрах и налогообложении [65]. Оно наводит порядок в сфере налогообложения, в том числе в нефтяной отрасли, проводит систематизацию и инвентаризацию запасов природных ресурсов, в том числе УВ, осуществляя агрегирование (проявление частного в целом) некоторых геологических, технологических и экономических показателей, рождая новую ресурсологию [65]. На обсуждение специалистов отрасли представлен проект классификации запасов и ресурсов (в дальнейшем проект), принципиально отличающийся от действующей классификации. Проект разработан коллективом авторов в 2005 г. под руководством Г.А.Габриэлянца (коллектив авторов, институт ВНИГНИ, НПЦ), должен был вступить в действие с 01.01.2009г., ввод отложен до конца 2013г. [53]. В нем выделение групп запасов УВ впервые производится на основе геолого-экономической и стоимостной оценки месторождений, чего не было в действующей классификации. Оптимизация и совершенствование структуры запасов и ресурсов УВ в России направлена на выработку экономических критериев гармонизации системы. Разрабатывается стоимостная оценка запасов и ресурсов УВ сырья (А.А.Герт, О.Г.Немова и др.) [15, 16]. Проект учитывает не только геологическое информационное пространство, единые для России принципы подсчета и государственного учета запасов, но определяющим становится социальноэкономическое пространство, формализованное экономическими критериями оценки, чего не было в предыдущих классификациях. Проект ставит своей целью интеграцию нефтегазовой отрасли в международный нефтегазовый бизнес. Сделать классификацию запасов и ресурсов УВ пригодной для рыночной экономики - задача текущего момента. С этой целью в России 57 вводятся изменения в существующую систему управления запасами, связанную с экономической оценкой запасов и ресурсов, со степенью их освоения (Приказ МПР от 01.11.2005г. №298, регистрация Министерства юстиции РФ за №7296) [53]. Система управления запасами и ресурсами УВ (в дальнейшем система) представлена в виде схемы классификации запасов и ресурсов нефти и газа (рис.2.2.1). Рассмотрим отличие представленной на утверждение классификации запасов и ресурсов УВ от действующей 2001г. [9] по степени промышленного освоения и геологической изученности. В проекте [53] сохранена индексация категорий в варианте 2001г., но с более четким конкретным словесным определением, в котором разведанные запасы разделены на: достоверные (категория А), установленные (категория В), оцененные (категория С1), а ранее предварительно оцененные запасы (категория С2) стали называться предполагаемыми. Границы категорий запасов более четко привязаны к радиусам дренирования и сеткам размещения пробуренных и проектных скважин по проектному документу. Претерпела изменение индексация ресурсов по геологической изученности. Ресурсная категория с индексацией С3 убрана закономерно, на наш взгляд, индекс «С» - несет категорийность запасов, а не ресурсов. Локализованные ресурсы в классификации 2001 г. имели индекс Д1л (русский алфавит), что нарушало целостность индексации и согласованность системы. 58 Геологические ресурсы Геологические запасы Промышленно значимые запасы Непромышленные запасы Рентабельные ресурсы Неопределенн о рентабельные Нормальнорентабельные Добытые запасы ресурсы Условнорентабельные Добытые запасы Извлекаемые Запасы Извлекаемые ресурсы Извлекаемые запасы Категория ресурсов по степени Категория запасов по степени экономической экономической эффективности эффективности ресурсы запасы D1 А достоверные В установлен ные Категория промышленного изученности С1 оцененные D3 прогнозные D2 перспективные локализованные С2 предполагаем ые Категория ресурсов по степени по степени геологической изученности и геологической запасов освоения Рис.2.2.1 - Схема классификации запасов и ресурсов УВ по проекту Г.И.Габриэлянца Кроме того, все ресурсы Д1л, Д1, Д2 по разным категориям были названы прогнозными, с различным неопределенность, дополнением, индексировались что буквами вносило некоторую русского алфавита. Получалось, что запасы индексировались буквами латинского алфавита, а ресурсы – буквами русского алфавита, что устранено в проекте. Индексация запасов и ресурсов выполнена единообразно буквами латинского алфавита :A, B, C1, C2, D1, D2, D3, подчиняется эволюционному движению времени, согласованности знаковой системы. В Проекте [53] определение понятия категории ресурсов D1- локализованных ловушек нефти и газа, подготовленных для поискового бурения, как было ранее, по геологическому описанию, идентичная с перспективными Перспективные ресурсами ресурсы стратиграфических категории категории комплексов D2 с С 3, - классификации это ресурсы доказанной 2001г. литолого- промышленной 59 нефтегазоносностью в пределах крупных региональных структур (категория 2001г. - с индексацией Д1). К категории прогнозных ресурсов D3 отнесены ресурсы литолого-стратиграфических комплексов с недоказанной промышленной нефтегазоносностью в пределах крупных региональных структур, которая существовала ранее с индексацией Д2 (2001г.). Упорядочение в индексации и номенклатуре ресурсной базы по геологической изученности оптимизирует систему управления ресурсами УВ по проекту, [23] делает терминологическую модель более совершенной, целостной и единообразной. Индексация ресурсов по геологической изученности идет от индекса три до единицы, по мере углубления изученности, что ведет, по сути, к единению процесса изученности. Решает вопрос об объединении всех запасов и ресурсов в единую целостную систему [68,70]. На заседании рабочей группы экспертов Министерства Природных Ресурсов Российской Федерации (МПР РФ) в конце 2002 г. впервые был «узаконен» термин «Стоимостная «стоимостная оценка - это оценка» запасов ожидаемая и ресурсов. величина чистого дисконтированного дохода, который может быть получен в результате разработки оцениваемых запасов и ресурсов». Выделение геологических запасов по промышленной значимости и экономической эффективности в [53] производится в проекте впервые, выделяются: - промышленно-значимые; - непромышленные запасы. Введение в классификацию запасов экономической терминологии вызвало широкий отклик недропользователей, специалистов-нефтяников [23] и экономистов в научной прессе [62]. Относительно разработку на непромышленных момент оценки запасов, экономически вовлечение которых нецелесообразно в либо технологически или технически невозможно, то, по мнению автора, учету должны подлежать геологические запасы. 60 При выделении из геологических запасов групп промышленно-значимых в проекте нет однозначности и четкости по оценке экономической эффективности. В разделе III пункта 66 [53] к промышленно-значимым запасам относятся извлекаемые запасы, а не геологические. Автор полагает, что термин промышленно-значимых запасов должен быть отнесен только к извлекаемым запасам, которые могут быть подразделены на нормальнорентабельные (или высокорентабельные) и условно-рентабельные. Геологические запасы УВ могут быть рассмотрены с точки зрения промышленной и значимости экономической эффективности только частично. Не вызывает сомнения тот факт, что экономической категорией являются только извлекаемые запасы, а достигнутый коэффициент нефтеизвлечения для большинства месторождений (залежей) не превышает 0,300÷0,400 и определяется технико-экономическими показателями фактического мониторинга разработки. В проекте 2005 г. выделена группа добытых запасов, которая вообще не комментируется. Добытые запасы (накопленная добыча) по мнению автора могут быть рассмотрены в качестве опыта прошлого, который может служить инвестицией по извлечению остаточных запасов на месторождении. Замена термина «накопленная добыча» на термин «добытые запасы» пользы никому не принесет, хотя не противоречит логике. Термин «годовая добыча нефти», по нашему мнению, должен быть сохранен при любой классификации запасов. Термин проектные «добытые запасы» при многовариантных расчетах КИН не будет отражать суть, ведь остаточные извлекаемые запасы не несут сути добытых запасов УВ [62,63]. Получается, что слова, близкие по смыслу, но не соединенные, по сути, не отражают систему классификации в полноте и динамике, формируют мозаичное и фрагментарное восприятие, что ведет к отсутствию согласованности в системе. 61 Автор полагает, что действие экономического мониторинга месторождения всегда проводится в настоящем и лишено смысла в прошлом. Оценка накопленных добытых запасов для разрабатываемых месторождений (залежей) с точки зрения экономического мониторинга по нашему мнению не имеет смысла, это потенциал прошлого может быть рассмотрен как инвестиция в будущее развитие ГРР [62,63]. Автор полагает, что в схему, представленную на рис.2.2.1 проекта нужно, ввести поправки. Фразу заголовка «геологические запасы» заменить фразой «начальные геологические запасы»; заменить термин «промышленно значимые запасы» на «промышленно значимые извлекаемые запасы»; убрать термин «добытые запасы» по степени экономической эффективности, так как нет необходимости делить уже добытые запасы на категорию нормальнорентабельных и условно-рентабельных. Логично заменить термин «рентабельные ресурсы» на «рентабельные извлекаемые ресурсы»[64,70]. Автор полагает, что в качестве основных критериев выделение групп запасов по экономической эффективности должны быть три динамических показателя, а не один NPV (ЧДД), как предлагает проект 2005г.: -величина чистого дисконтированного дохода NPV (ЧДД, Net Present Value); -внутренняя норма доходности PI (ВНД, Profitability Index) или рентабельности; -внутренняя норма прибыли IRR (Internal Rate of Return). Дополнительно рекомендуется обратить внимание на важные критерии как срок окупаемости PP (Payback Period) и уровень рентабельности (r) [26,59]. Первые три показателя в своем единстве и полноте могут представлять эффективность выделения любой категории извлекаемых промышленных запасов, а также повысить качество анализа чувствительности любого проекта ТЭО КИН, оценки извлекаемых запасов при подсчете запасов. Срок окупаемости - статический показатель 62 экономической эффективности проекта, уровень рентабельности характеризует творческую потенциальность, что очень важно для принятия решения по активизации задачи на информационном уровне. Кроме того, ставка дисконтирования в 10% для разрабатываемых месторождений определяется действующей налоговой системой, это стратегический показатель государства, автор полагает, должен определяться государством [65,73]. Использование сложившегося единообразного стандарта в мировой практике для оценки инвестиционного проекта метода дисконтированного денежного потока NPV (ЧДД) к оценке эффективности проекта с использованием микро и макроэкономической информации поднимается на причинно-следственный уровень и следует многомерной логике [18,19]. Первые три показателя в своем единстве являются характеристиками динамическими, обеспечивают целостность и экономическую устойчивость проекта, работают на причинном уровне, характеризуют «экономическое качество запасов» (термин автора). Величина дисконтированного дохода проекта характеризует меру возможного прироста благосостояния инвестора в денежном эквиваленте. Инвестор - вкладчик своего блага во благо для других. Если инвестор вкладывает свои блага в путь усовершенствования дела на основе партнерских отношений с людьми, то его блага приумножаются в геометрической прогрессии. Показатели PI и IRR являются отображением резерва безопасности любого проекта. Чем больше разница между внутренней нормой прибыли и ценой капитала проекта (коэффициента дисконтирования), тем больше резерв безопасности проекта. Четвертый показатель - срок окупаемости – статический показатель движения. Пятый показатель - ставка дисконтирования с учетом риска (r) отображает рыночные отношения и творческий потенциал в денежном эквиваленте финансирования проекта [73]. «Он позволяет подняться над плоскостью в виде вектора вверх, система экономической эффективности 63 проекта приобретает форму пирамиды, которая тождественна системе координат отображения» [19]. Вершина пирамиды - иррациональная точка начала принятия решения об экономической эффективности проекта. Подробный расчет самих экономических критериев приводится в [42, 43,59]. Проект 2005 г. позволяет строить прогнозы, оценивать возможности и экономическое развитие нефтегазовой отрасли, искать точки роста потенциального долгосрочного прогнозирования добычи УВ на 20 и более лет. Позволяет полнее предвидеть траектории будущего развития сегодня и направления экономического роста, считывать голограммы, исключает иллюзию равноправия направлений развития и формирования структуры дерева в целом, помогает привлечь долгосрочные инвестиции и решает социальные задачи. Идет работа по трансформации всех искажений и преображение стратегии в использовании запасов недр на информационном уровне [65]. Ученые нефтегазовой отрасли оценивают важность экономических рычагов стимулирования изучения новых разведочных площадей и улучшения структуры начальных суммарных ресурсов УВ. Впервые в проекте 2005г. в структуре запасов УВ выделяются промышленно значимые и непромышленные с точки зрения экономической эффективности. Промышленно значимые запасы подразделяются на нормально рентабельные и условно рентабельные. Автор полагает, что экономические критерии нормально-рентабельных промышленных запасов это : NPV >0, IRR>r, PI >1. Экономические критерии условно - рентабельных промышленных запасов : NPV =0, IRR>r, PI =1 [73]. Оценка промышленно-значимых запасов проводится в полях достоверных (в берегах запасов категории А), установленных (в берегах запасов категории В), эти запасы с высокой долей вероятности 0,95 относятся к нормально-рентабельным и имеют малую 5% -ую степень риска вложения капитала, по ним ведется добыча УВ по проектному документу на 64 разработку. Выработка этих запасов контролируется трехмерной постояннодействующей геолого-технологической моделью. Условно-рентабельные запасы - это запасы в оцененных полях, их категория С1 (вероятность 0,9). Эти запасы имеют степень риска вложения капитала больше, чем первой группы. Эта категория запасов не имеет еще надежной и достоверной трехмерной геолого-гидродинамической модели, она предварительная. Категория запасов С1 имеет достаточно высокую степень геологического, экологического и экономического рисков, ставка дисконтирования - 10%. Подготовленность к освоению этой категории запасов ниже, чем категорий А и В. Это поле запасов может разрабатываться единичными скважинами или может быть подтверждено результатами опробования в колонне скважин. Запасы категории С2 (предполагаемые) залежи (или ее части) имеют еще более низкую вероятность, коэффициент дисконтирования 13%, степень надбавки за геологический риск - 3% [3]. Для данной категории запасов строится предварительная геологическая модель по данным сейсмических построений, параметры оцениваются геолого-статистическими методами или принимаются по аналогии. Залежь нефти (или ее часть) категории С2 может принимать участие в построении геологической модели, частично при гидродинамическом моделировании процесса разработки. По промышленно-значимым геологическим запасам ведется оценка КИН за экономически эффективный период разработки, и рассчитываются извлекаемые запасы [43]. В проекте [53] непромышленные запасы УВ в полях достоверных, установленных и оцененных берегов не подлежат экономической оценке, извлекаемые запасы по ним не рассчитываются, их на момент оценки экономически нецелесообразно либо технологически и технически невозможно разрабатывать. На этих месторождениях подсчитываются и учитываются только геологические запасы. По данным [53] государственному учету подлежат нормально и условно рентабельные 65 геологические и извлекаемые запасы УВ, а запасы непромышленные на текущую дату не подлежат государственному учету. Автор полагает что, геологические непромышленные запасы должны подлежать государственному учету, если они уже оценены, нужно принять ситуацию, которая уже состоялась, хотя по ним можно и не проводить в настоящий момент экономической оценки по извлечению. При стоимостной оценке права пользования участком недр недропользователь платит бонус государству, минимальный размер которого 10% от суммы среднегодового налога на добычу нефти, с минимальной ставкой дисконтирования 7-10% [61]. Поставлена задача переосмысления информации разного уровня, исследования построения терминологических моделей с целью приведения к единому уровню, ухода от многозначности, дискретности восприятия и понимания моделей. Многочисленные классификации, определения относятся к словесным знаковым моделям, которые изучают статические и динамические состояния системы моделирования месторождения [62,70]. Основные определения и понятия системы управления запасами и ресурсами должны подчиняться новой методологической системе, иметь семантическое поле смысла, слово – знаковая система языка, начальный инструмент, который должен отражать и нести суть. «Язык - знаковая среда, в которой осуществляется познание» (Гадамер). Описание сути дает возможность применения правильного слова, а не его употребления. Слово «ресурсы», есть средства, запасы, возможности источников средств, доходов [58,62], месторождение нефти и газа - по сути, не место рождения ресурсов нефти и газа, а место их нахождения. Ресурсы нефти и газа - по сути, возможные источники получения доходов в виде средств, дивидендов, а запасы - по сути, блага, запасенные впрок. Понятия ресурсы, запасы – словесные знаковые геологические «добыча», «накопленная модели информационного добыча» или уровня. Понятия «добытые запасы» являются 66 понятиями социального уровня. Терминология промышленных категорий запасов проекта [53] более логичная по смыслообразованию, чем в действующей классификации 2001г, отвечает сути геологической изученности, стадийности геологоразведочного процесса и разработки месторождения как системы. Автор полагает, что нужен новый руководящий документ методического плана по расчету коэффициентов нефтеизвлечения из недр, отражающий принципы и методы расчетов последовательности обоснования извлекаемых запасов по экономическим критериям [62]. Проект 2005 г. [53] вызвал ряд откликов среди специалистов совершенствования его по разного профиля, экономической по поводу эффективности, [3,5,10,15,16,20,46,74,75] и других. Многолетний опыт работы автора, инженера-практика по подсчету запасов и ТЭО КИН в России позволяет сделать вывод о том, что не нужно любой ценой стремиться приблизиться к международной практике учета и классификации запасов, нужно совершенствовать классификацию УВ России, взяв самое лучшее из международной практики и своей эволюции классифицирования. В России утверждается единая классификация запасов и ресурсов, применяется единая методология, разрабатываются единые стандарты оценки рентабельности запасов. Семантические поля ресурсов и запасов УВ разные, русский язык проводит грань между ресурсами и запасами, где упреждается значение для ресурсов, как возможного источника доходов. Чтобы государству в рыночных условиях получить достоверную оценку ресурсной базы УВ с учетом ее разведанности и экономической привлекательности, а инвестору соблюсти свои интересы, нужно честное, прозрачное и равноправное сотрудничество недропользователем и инвестором [63]. между государством, 67 В настоящее время инвестор в России вкладывает средства в поисковоразведочный процесс участка и по праву распоряжается полученной геологогеофизической информацией о запасах (это его собственность). Государство утрачивает свои позиции, в наращивании сырьевой базы, сокращая бюджетные инвестиции в ГРР [47,48,80]. Для Волго-Уральской НГП стоимость запасов нефти на срок действия лицензии 25 лет оценивается в 1470 руб/т (Оренбургской области - 1569руб/т), за эффективный период в 8 лет стоимость запасов – 1321 руб/т при оценке эффективности разведочных работ по данным [80]. Автор полагает, что все изменения в определении понятий, внесенные автором в проект 2005г., касаются в основном детализации. Терминология проекта 2005 г. логичная и отвечает сути геологической изученности и стадийности разработки месторождения как системы [53]. 2.3 Разработка методологии и создание авторской модель-схемы классификации запасов и ресурсов УВ в России Исследование терминов, категорий и понятий разного уровня, проведенное мной, уход от многозначности, систематизация и анализ представленных выше моделей - схем классификаций привели к созданию авторской модель-схемы [64,74]. В классификации представлены открытые и неоткрытые запасы и ресурсы, промышленные и непромышленные запасы, вероятностные границы оценки рисков, что возможно реализовать в постоянно-действующих геолого-технологических моделях месторождений (залежей) и при технико-экономических расчетах с оценками рисков экономического мониторинга (рис.2.3.1). Предлагаемая схема классификации в едином ключе рассматривает геолого-промысловый и потребления УВ запасов экономический и степени мониторинги различных освоения и геологических и экономических рисков, учитывает преемственность, этапы поисковоразведочного процесса и проектирования системы разработки, общие 68 принципы системного подхода. Впервые вводятся понятия открытых и неоткрытых запасов и ресурсов с точки зрения информационного уровня познания и изученности недр. Автор полагает, что неоткрытые запасы и ресурсы УВ есть потенциальные запасы и ресурсы недр земли [62,74]. По нашему мнению, открытые запасы и ресурсы следует разделить на начальные геологические запасы и геологические ресурсы. Начальные геологические запасы должны содержать: достоверно-установленные (А-с вероятностью промышленной значимости в 90%), установленные (В-80%), оцененные (С1 с четырьмя границами достоверности, по рис. 2.3.1), предполагаемые (С2 с четырьмя границами достоверности, по рис.2.3.1), как в проекте 2005года с добавленной вероятностью промышленной значимости по каждой категории. Далее предлагается разведанные геологические запасы категорий АВС1 поделить на промышленно - значимые и непромышленные. Промышленно-значимые разрабатываемые по по категории проекту А разработки, (достоверно-установленные), промышленно-значимые по категории В (установленные) по технологической схеме разработки, промышленно-значимые по категории С1 (оцененные) по проекту пробной эксплуатации. Далее следует по нашему мнению промышленно-значимые категории запасов АВС1 (разведанные извлекаемые запасы) поделить по экономическим критериям на нормально-рентабельные, условно- рентабельные запасы, в которых будут текущие извлекаемые запасы и накопленная добыча (добытые запасы). Из предполагаемых геологических запасов категории С2 допускается перевод их части до 20% (РД 153-39-007-96), в исследование на предмет рентабельности. Геологические ресурсы возможно в целом оценить по проекту 2005 г., уточняя детали: не локализованные, а локальные (D1), вложив в них смысл категорий С3 и Д1лок , в перспективные (D2), прогнозные (D3), экономическую оценку по рентабельности первых двух категорий следует проводить по извлекаемым ресурсам по методикам [3,42,43,59]. 69 Автор полагает, что основные понятия и определения проектов должны соответствовать сути языка, быть упорядоченными, стандартизированными, должны формировать семантические поля, отражать динамическое состояние системы и не вызывать противоречий с точки зрения геологической изученности, учитывать этапы поисково-разведочного процесса, промышленного освоения и стадийности разработки, образуя общее семантическое поле системы. Остановимся на семантическом поле понятия « минерально-сырьевая база » - это не только часть природного минерально-сырьевого потенциала, которая выявлена, оценена и учтена при проведении ГРР, но и оценка разведанности и достоверности, предварительной оценки и прогнозной категории ресурсов, т.е. это сумма категорий А+В+С1+С2+С3+Д1+Д2 [31]. По данным [31] минерально-сырьевая база представлена тремя структурными частями: категорий А+В+С1 разведанной части начальных запасов для планирования доразведки и добычи, категорией запасов С1+С2- предварительно оцененной для проектирования разведки с целью прироста запасов и подготовки месторождения к эксплуатации и прогнозной категорией ресурсов С3+Д1+Д2 для открытия новых месторождений и восполнения первых двух частей. Автор полагает, что сбалансированности всех трех структурных частей МСБ можно достичь только исходя из принципов системного подхода, достоверности оценок перспективных ресурсов, развития геодинамической концепции образования УВ информационного уровня, согласованности, целостности и единства этих частей, представленных в [10,32, 36, 39,41, 52]. Когда структурная основа МСБ будет цельной, только тогда можно гармонично решить задачу воспроизводства минерально-сырьевой базы и достичь равновесия между разведанными, предварительно оцененными запасами и прогнозными ресурсами. 70 Рис 2.3.1 –Принципиальная авторская модель-схема классификации запасов и ресурсов УВ 71 Инвестор должен поменять точку зрения, посмотреть своим сознанием на ресурсы - как на свою потенциальную прибыль [63]. Автор полагает, что прирост запасов категорий АВС1 должен компенсировать добычу (при простом воспроизводстве), при расширенном воспроизводстве прирост запасов должен превышать пятикратно годовую добычу УВ, учитывая снижение качества разведанных запасов УВ. Порой величину прироста запасов за год компании показывают в 6ГР без учета списания запасов (или списание и прирост «разводятся» во времени), что приводит к противоречивому мнению о благополучии с воспроизводством МСБ. Прирост запасов УВ должен быть аргументированным: за счет чего он выполнен, за счет эксплуатационного бурения, открытия на старых месторождениях пропущенных пластов, в связи с переоценкой запасов и уточнения КИН, за счет доразведки и разведочного бурения и так далее. Выработка разведанных запасов должна отслеживаться по каждой категории запасов, отдельно, А, В, С1 и в их сумме и отражаться в годовой отчетности в форме 6ГР (годовая и накопленная добыча УВ по каждой категории и в сумме), а не как в настоящее время, когда накопленная добыча УВ дается в целом по категориям АВС1. Невозможно отследить государству, как недропользователь работает над улучшением качества выработки разных категорий разведанных запасов. Кроме того, работа компаний с ресурсами УВ категорий в сумме С3+Д1+Д2 и отдельно по каждой категории должна быть более активной и ежегодные результаты по улучшению качества ресурсов должны находить отражение в форме 6ГР и ежегодной пояснительной записке к балансу, доступной для аудита. Современные фундаментальные исследования в области геологии УВ, используя общие принципы системного подхода (принципы целостности и элементности) [25, 39] открывают новые перспективы в классифицировании УВ, позволяют существенно расширить сырьевую базу УВ, улучшить методологию ресурсологии и практику прогнозирования и эффективность 72 ГРР, повысить эффективность освоения нефтегазовых ресурсов и их качество. Системно-геологические исследования литосферы (ГАНГ им. И.М. Губкина, ИПНГ) института проблем нефти и газа определили системный синтез различных подходов в геодинамике, который привел к созданию вакуумной концепции проявления вакуума самоорганизации [10, строения и природных системного движения согласуются 25] систем, с семи ступеней материи, понятию представлениями автора. Месторождение УВ представляет собой равновесную неустойчивую систему, формирование которой происходит миллионы лет. Выводы по второй главе: 1.Выполнено эволюции системно-структурное отечественной и классификации историческое запасов и исследование ресурсов УВ, геологических понятий и определений, представленных в работе проектов классификации. Анализ действующих определений, их смыслообразования, свидетельствует не только о многомерности информации, позволяет исследовать их семантические поля, но определяет качество классификации. Отсутствие согласованности в системе понятий, действующих через слово, рождает недостаточно обоснованные причинно-следственные связи. Исследование этих связей позволяет установить структуру системы, практическая реализация которой выражается в обосновании и обобщении элементов и их взаимосвязь, целостности изучения сознанием человека баланса объемов естественной генерации УВ и процесса разработки месторождения. 2. Авторская модель - схема под другим информационным углом зрения единых технологий, переосмысления информации разного уровня о терминах, категориях, понятиях решает задачу установления структуры и особенность связей между элементами, обеспечивающей целостность 73 системы при существовании, функционировании и развитии, приводит к единому уровню работы с начальными суммарными ресурсами УВ. 3. Разработанная автором терминологическая модель - схема системы управления запасами и ресурсами УВ отражает системный подход в нефтегазопромысловой геологии. Модель-схема раскрывает внутреннюю структуру классификации запасов и ресурсов углеводородов, дает принципиальное направление развития системы управления ими на информационном уровне, учитывает этапы поисково-разведочного процесса, мониторинга разработки и промышленную значимость, а также степени рисков. 74 ГЛАВА 3. АВТОРСКАЯ МЕТОДИКА ОЦЕНКИ СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ РЕСУРСНОЙ БАЗЫ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ В ОРЕНБУРГСКОЙ ОБЛАСТИ С ЦЕЛЬЮ ПРОГНОЗА ПОДДЕРЖАНИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ И КАЧЕСТВА РЕСУРСОВ УВ В настоящий момент в России напряженная ситуация с адекватным воспроизводством сырьевой базы УВ. Современное состояние разведанных запасов УВ оценено по состоянию на 01.01.2012г., наблюдается рост добычи, не восполняется прирост разведанных запасов нефти добычей, кратность текущих запасов составила - 24,7. Последняя ревизия фонда ресурсов С3 была выполнена по состоянию на 01.01.2009г. В стране получены объективные данные по ресурсам нефти категории С3 - 12,3 млрд. т (форма 6ГР), Д1 - 24,9 млрд. т, Д2 - 25,7 млрд. т, [48,52]. 3.1 Исследование углеводородов в современного Оренбургской состояния области ресурсной по базы категориям, нефтегеологическим районам и оценка ее качества Авторская методика оценки современного состояния и тенденция развития ресурсной базы УВ сырья представлена следующими анализируемыми показателями: сопоставлением начальных суммарных ресурсов (НСР) УВ на разные даты и нефтегеологическим районам (НГР), динамике добычи с оценкой степени выработки и КИН и их структуры по УВ, восполнению ее в будущем за счет прироста запасов категорий С1+С2, восполнению ресурсов категории С3 и эффективностью геолого-разведочных работ, устойчивостью системы НСР. В работе выполнена современная оценка минерально-сырьевой базы (МСБ) углеводородного сырья Оренбургской области и предложена методика ее оценки. 75 В целом МСБ состоит из трех взаимосвязанных составляющих категорий: разведанных запасов (АВС1), предварительно-оцененных запасов (С2) и ресурсов категорий (С3Д1Д2). Современное состояние разведанных АВС1 категорий, предварительно оцененных запасов категории С2, ресурсов категории С3 оценено автором по состоянию на 01.01.2012г., ресурсов Д -по состоянию на 01.01. 2009г. Исследование динамики разведанных запасов является основой для мониторинга разработки УВ, предварительно оцененных запасов - для оптимизации ГРР и ресурсов – для восполнения запасов и открытия новых месторождений [17]. Важно оценить равновесность и устойчивость системы НСР. Автором выполнено сопоставление состояния ресурсной базы УВ в целом по области за последние восемь лет (2004-2011гг.) по нефти вместе с конденсатом и природному газу вместе с растворенным газом и УВ в целом, которое представлено в табл.3.1.1. В целом согласно табл.3.1.1. по начальным суммарным ресурсам (НСР) по УВ положительная динамика: по состоянию на 01.01.04г – степень освоения по извлекаемым ресурсам - 46,69%, по состоянию на 01.01.2012г 49,68%. Степень освоения газа выше, чем нефти, сказалось влияние ОНГКМ. По разведанным запасам достигнутый КИН (нефть+конденсат) по состоянию на 01.01.04г - 0,182, проектный - 0,411, по состоянию на 01.01.2012г - 0,207, проектный - 0.464, степень выработанности извлекаемых запасов соответственно 44,3 % и 44,6% соответственно. Из всех текущих геологических запасов нефти с конденсатом в структуре АВС1С2 запасы категории С2 по состоянию на 01.01.04г составляли 16,3% по состоянию на 01.01.12г - 18,9% и увеличились в 1, 4 раза. Ресурсы С3 приведены с коэффициентом успешности в 0,27, увеличились в 1,26 раза (табл.3.1.1). 76 По состоянию на 01.01.12г. наглядно распределение НСР в целом нефти с конденсатом и ресурсов представлено на рис.3.1.1. Структура НСР УВ по степени разведанности приведена в [34, 40]. Степень разведанности НСР области по нефти, газу и конденсату представлена на рис. 3.1.2. На рисунке заметна стойкая тенденция снижения количества открытых месторождений УВ. На рис.3.1.2 по степени разведанности НСР за период 1936-2010гг. резкий скачок степени разведанности газа за период с 1970-1975гг. обусловлен открытием ОНГКМ. Уменьшение ее за период с 1998 по 20003г. связано с новой количественной оценкой ресурсной базы углеводородного сырья, проведенной в ОАО «ОренбургНИПИнефть» (Коврижкин В.С. и др.). Начальные суммарные ресурсы углеводородов категорий А, В, С1, С2, С3,Д1, Д2 по всем нефтегеологическим районам (в дальнейшем НГР) области распределены неравномерно по площади и по разрезу продуктивных отложений осадочного чехла [34, 45]. Максимальные НСР нефти сосредоточены в Северо-Бузулукском, Соль-Илецком и Южно-Бузулукском НГР, газа и конденсата - Соль-Илецком, Южно-Бузулукском и ТепловскоДеркульском НГР (табл. 3.1.2). Распределение по разрезу НГК продуктивных отложений представлено в табл.3.1.3. Сопоставление распределения разведанных, предварительно оцененных запасов, накопленной добычи и ресурсов категории С3 по нефтегеологическим районам представлено в табл.3.1.2 По первым шести НГР отмечается за 8 лет рост ресурсов нефти категории С3 и предварительно оцененных запасов категории С2. 77 Таблица 3.1.1 – Сопоставление состояния ресурсной базы УВ в целом по области на разные даты Вид УВ сырья Накопленная добыча Запасы Классифи -кация Разведан КИН/ ные степень АВС1 выработки % Предварительно оцененные С2 Всего Запасов АВС1С2 Ресурсы С3*0,27 Д1 Д2 Всего ресурсов НСР Степень млн.т.у.т освоения НСР,% 3861,23 6566,24 35,55 По состоянию на 01.01.2004г Нефть+конденсат, млн. т 425,8, в том Геологич. числе 48,5конд. Извлекаем. Газ (прир+раств млрд.м3) 1099,4 Всего УВ, млн. т. у. т. 1525,2 1908,74 0,182 370,47 2279,21 221,13 3368,1 272 535,22 44,3 96,21 631,4 87,1 1237,4 106,7 1431,2 2488,4 38,62 Геологич. 927,1 54,3 88,7 1015,8 170,7 1465,8 158,8 1795,3 3910,5 51,82 Геологич. 2835,8 0,350 459,17 3295,01 391,8 4833,9 430,8 5656,53 10476,74 41,63 Извлекаем. 1462,3 51,1 184,91 1647,21 257,8 2703,2 265,5 3226,5 6398,9 46,69 7265,95 38,87 По состоянию на 01.01.2012года Нефть+конденсат, млн. т Газ (прир+раств млрд. м3) Всего УВ, Млн. т. у. т 583,9, в том Геологич. числе 53,2конден. извлекаем 2240,5 0,207 522,6 2763,1 278,85 3368,1 272 3918,95 725,3 44,60 192,5 917,8 107,0 1237,4 106,7 1451,1 2952,8 44,34 53,54 1308,6 Геологич. 882,8 59,7 124,7 1007,5 152,2 1465,8 158,8 1776,8 4092,9 1892,5 Геологич. 3123,3 0,377 647,3 3770,6 431,05 4833,9 430,8 5695,75 11358,85 44,16 извлекаем 1608,1 54,06 317,2 1925,3 259,2 2703,2 265,5 3227,9 7045,7 49,68 78 Рис. 3.1.1 –Структура распределения геологических и извлекаемых НСР ресурсов углеводородов на 01.01.12г 79 Рис. 3.1.2- Степень разведанности НСР нефти, газа и конденсата Таблица 3.1.3 – Распределение НСР нефти, газа и конденсата по НГК нефть млн.т НГК Эйфельско-нижне-франский Франско-турнейский Визейский Окско-башкирский Верейский Средне-верхне-каменноугольный Нижнепермский Верхнепермский Всего 974,606 571,385 237,302 318,404 54,159 17,73 277,227 5,47 2456,283 природный газ+раств млрд.м3 714,735 6,202 4,247 209,689 2,173 104,931 3034,057 16,872 4092,906 конденсат млн.т Всего НСР млн.т.у.т. 278,184 1,707 19,684 196,942 496,517 1967,525 577,587 243,256 547,777 56,332 122,661 3508,226 22,342 7045,706 Из семи НГР нет добычи УВ в Тепловско-Деркульском, основная добыча нефти сосредоточена в Северо-Бузулукском НГР, газа - Соль-Илецком НГР. Максимальная выработка разведанных запасов нефти в Северо- Бузулукском НРГ, природного газа - в Соль-Илецком НГР. В целом сопоставление начальных извлекаемых ресурсов Оренбургской области и Волго-Уральской НГП представлены на рис.3.1.3. по 80 Таблица 3.1.2 - Сопоставление АВС1С2 запасов, накопленной добычи и ресурсов категории С3 Элементы нефтегеологического районирования Северо-Кинельский НГР На 01.01.2004, млн.т (млрд.м3) УВ Накопл. добыча Н 94,885 Г 4,406 243,962 Н Северо-Бузулукский НГР Г К Южно-Бузулукский НГР Н 28,444 Г 7,937 2,534 К Восточно-Оренбургский НГР Н Г Н Соль-Илецкий НГР Г К Н Сакмаро-Илекский НГР 10,871 0,000 Г К 4,474 0,000 5,274 1067,299 45,648 0,023 10,355 0,357 АВС1 С2 С3 245,300 41,943 2,274 774,284 184,804 9,369 0,000 0,000 188,813 68,157 17,521 9,396 3,554 175,599 16,998 3,943 0,000 69,854 19,799 1,876 0,007 0,005 43,204 14,828 10,461 3,525 1,948 51,863 40,986 12,772 0,000 92,786 35,922 0,000 0,000 0,000 225,839 89,616 144,533 42,481 23,629 138,277 57,724 3,106 410,297 117,012 889,862 100,015 60,702 2,416 16,074 3,026 176,633 37,053 70,675 5,854 4,011 1,916 48,087 1,869 121,650 34,551 139,173 21,349 14,548 56,768 0,709 4,984 0,798 0,614 0,575 2,670 0,619 0,465 21,729 160,627 11,844 7,108 На 01.01.2012,млн.т (млрд.м3) Накопленная АВС1 С2 добыча 133,501 5,111 356,734 12,366 0,000 29,640 9,994 2,776 5,11 0,000 5,637 1268,681 50,002 0,036 12,448 0,401 С3 282,458 55,888 2,166 929,804 308,668 8,921 0,000 0,000 217,843 89,646 16,895 10.347 3,188 208,294 68,363 25,497 6,915 0 125,810 45,643 5,895 0,008 0,006 56,165 22,276 10,345 3,811 1,911 73,645 26,825 44.182 14,049 0,000 113,667 39,112 0,000 0,000 0,000 248,118 107,265 102,995 41,951 23,101 152,116 50,695 2,746 485,911 136,876 847,331 101,998 59,54 3,111 2,511 4,111 229,083 83,001 102,350 7,957 4,323 2,490 1.098 1,869 130,213 36,983 99,354 20,987 14,223 62,199 23,808 4,741 0,767 0,601 2,670 0,619 0,465 100,627 11.923 7,226 81 Продолжение таблицы 3.1.2- Сопоставление АВС1С2 запасов, накопленной добычи и ресурсов категории С3 Элементы нефтегеологического районирования На 01.01.2004, млн.т (млрд.м3) Н Тепловско-Деркульский НГР Г К Н Всего по области На 01.01.2012,млн.т (млрд.м3) УВ Г К Накопленная АВС1 .добыча 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 377,062 1796,709 1100,868 48,539 470,349 927,116 110,209 64,870 С2 С3 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 360,468 41,876 8,536 185,911 28,165 19,674 718,182 92,272 88,708 10,005 6,429 251,213 632,113 103,839 64,959 Накопленная добыча 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 530,658 1308,6 53,2 АВС1 С2 С3 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 2127,421 661,952 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 512,690 185,758 41,876 8,536 185,911 28,165 19,674 792,371 280,443 882,8 113,112 63,329 124,7 10,395 6,705 490,756 103,026 64,224 82 50 40,0 35,0 45 40 32 35,4 31,2 30,0 23,1 25,0 30 19 20 10 4 0 20,0 15,0 10,0 5,0 0,0 Волго-Уральская НГП на 01.01.2009г 10,3 Оренбургская область,на 01.01.2012г Добыча нефти,% добыча нефти,% извлекаемые запасы АВС1,% извлекаемые запасы С2,% ресурсы категории С3Д Извлекаемые запасы АВС1,% Извлекаемые запасы С2,% Ресурсы С3+Д,% Рис.3.1.3 –Сопоставление НСР Волго-Уральской НГП и Оренбургской областью На рис.3.1.3 приводится сопоставление разведанных и предварительнооцененных запасов, добычи и ресурсов С3Д Волго-Уральской НГП и Оренбургской областью в процентном выражении от НСР. Извлекаемые запасы категории С2 области - 10,3%, НГП - 4%, разведанные запасы по области - 35,4%, НГП - 19% [40]. По Оренбургской области на долю ресурсов из всех ресурсов УВ НГП С3+Д приходится 66%. В целом начальные извлекаемые ресурсы по Оренбургской области более благоприятны для инвестиций, чем ресурсы Волго-Уральской НГП. 3.2 Анализ динамики добычи углеводородов, степени выработанности залежей нефти по Оренбургской области Выявлено, что в области на протяжении 17 лет растет добыча нефти старых месторождений с высокой степенью выработанности запасов и обводненностью 70-80%. Степень разведанности запасов УВ в целом не компенсирует отборы (запасы нефти компенсировали отборы в 2011г). Совокупная добыча предприятий ОАО «Оренбургнефть» в 2011 г. достигла 83 20,3 млн. т нефти, в том числе 90% добычи из категорий запасов АВ. По предприятиям, входящим в группу компаний ТНК-ВР Оренбургского региона прирост добычи нефти за 2011г. составил 2,7% по сравнению с 2010г. Рост добычи нефти с 2002 г. по области во многом определяется высокопрофессиональной работой с трудноизвлекаемыми запасами компании ТНК ВР (рис.3.2.1). В области за анализируемый период наблюдается тенденция роста добычи нефти до 22,5 млн. т, которая опережала прирост разведанных запасов до 2011г. В 2011 г. впервые с 2002 г. коэффициент компенсации добычи нефти приростом извлекаемых запасов за счет ГРР составил 1,24. Рис. 3.2.1 - Динамика добычи углеводородов по Оренбургской области Распределение добычи нефти с 2002 по 2011гг. по ОАО «Оренбургнефть» представлено на рис. 3.2.2. Основная добыча нефти в 2011 году в области обеспечивается ОАО «Оренбургнефть» (90,4%), за период с 2002 по 2011 гг. добыла 163,8 млн.т нефти ( 92,2%), от добычи нефти по области (177,7 млн. т). 84 Рис. 3.2.2 - Динамика добычи нефти по ОАО «Оренбургнефть» По состоянию на 01.01.2012 г пять месторождений: СорочинскоНикольское, Бобровское, Покровское, Гаршинское и Вахитовское добывают 47,6% от всей добычи нефти. Первые три находятся в Северо-Бузулукском НГР, Гаршинское в Южно - Оренбургском НГР, Вахитовское в ВосточноОренбургском НГР. Основная добыча нефти сосредоточена в СевероБузулукском районе, которая в общей добыче нефти области в 2011г. составила 55%. Добыча газа и конденсата по области находится в падающем режиме с 2006 г., актуальная задача - снижение темпов падения. По данным [6] в 2009 г. она составила 20,2млрд. м3, в 2010 г. - 21 млрд. м3, наблюдался рост добычи газа в 4%. Накопленная добыча газа (с растворенным) 1308,6 млрд.м3. Остаточные разведанные запасы газа обеспечены на 42 года. По состоянию на 01.01.2012г. в области учтены разведанные и предварительно оцененные запасы на 243 месторождениях, в том числе на 166 ведется или велась добыча нефти. В разрезах открытых месторождений выявлено 678 залежей УВ, в том числе нефтяных - 502, нефтегазовых - 36, газовых 78, газоконденсатных 62. Продуктивные пласты на 43,8 % представлены терригенными коллекторами и 56,2% карбонатными. В целом по области по состоянию на 01.01.2012г. добыто более 530 млн. т нефти, кратность остаточных разведанных запасов равна 30, средний утвержденный КИН - 0,449, текущий КИН - 0,200, обеспечивающий 85 рациональность системы разработки, есть значительный резерв для новых методов увеличения нефтеотдачи. В целом по данным [6] доля области в добыче УВ России достаточно высокая, она на втором месте по Приволжскому федеральному округу после Татарстана. В Оренбуржье в 2010 году добыто 22,8 млн. т, в Башкортостане 10,9 млн. т, Самарской области и Пермском крае - по 11,3 млн. т нефти. По состоянию на 01.01.2011г по данным [6] разведанные запасы в 465,6 млн. т были сосредоточены на 198 месторождениях, обеспеченность которыми составила 29 лет, отрасль в региональных показателях на 42% пополнила бюджет области. По планам «Стратегии развития Оренбургской области до 2030 года» нефтяники ТНК ВР прогнозируют максимальный среднегодовой уровень роста добычи в 5%, достижения добычи к 2016 г. в 25,5-26 млн. т нефти, [6]. По нашему мнению реальный среднегодовой уровень роста добычи нефти в 2,5%, достигнутый в период 2010-2011гг., в полной мере может быть прогнозным. 3.3 Оценка структуры и качества разведанных запасов нефти в Оренбургской области Кратность (обеспеченность разведанными запасами) распределения текущих разведанных извлекаемых запасов нефти зависит от их величины, для запасов более 100 млн. т она равна - 22, от 10 до 20 млн. т - 32, до 10 млн. т - 25, для 60 - 70 млн. т - 2. Резерв по остаточным извлекаемым запасам нефти по Оренбургской области выше, чем в среднем по Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (категория С2 - область - 10,3%, провинция 4%, категория АВС1 - область 35,4%, провинция - 19%). В геологических разведанных запасах нефти доля месторождений с запасами более 50 млн. т составила 47,2%, по извлекаемым разведанным 86 запасам - 45,2% от общих запасов. Месторождения, запасы которых менее одного миллиона тонн составляют 2,8% (рис. 3.3.1). Распределение количества разведанных месторождений от величины геологических запасов по состоянию на 01.01.2012 г. представлено на рис.3.3.2. Согласно рис.3.3.2 в области восемь месторождений с запасами нефти более 50 млн. т, от 40 до 50 млн. т - 5 месторождений, с запасами менее 1 млн. т – 105 мелких месторождений, в целом динамика носит экспоненциальный характер с высоким коэффициентом корреляции в 0,91. 50,0 Доля от общих разведанных запасов нефти кат.АВС1 по их величине по состоянию на 01.01.2012 47,245,2 40,0 30,0 20,0 10,0 8,0 9,4 14,416,0 6,4 6,7 7,5 7,8 6,4 6,9 y = 39,882e-0,353x R² = 0,7129 7,3 6,8 2,8 1,2 0,0 более 50 40--50 30--40 20--30 10--20 5--10 1--5 млн.т Содержание геологических запасов в % по группам месторождений менее1 содержание извлекаемых запасов в % от общих по группам Рис.3.3.1 -Доля геологических и извлекаемых запасов АВС1 по величине По состоянию на 01.01.2012г степень выработанности начальных разведанных извлекаемых запасов нефти по группам запасов распределена неравномерно: запасы более 50 млн. т выработаны на 46,3%, месторождения с запасами 40 - 50 млн. т выработаны на 59,5% (самая высокая выработка запасов нефти), мелкие по запасам месторождения выработаны на 18,8%, (рис.3.3.3). 87 Рис.3.3.2- Распределение количества разведанных геологических запасов от их величины Сопоставление степени выработки разведанных запасов УВ на 01.01.04г и 01.01.12г представлено на рис.3.3.4. Степень выработки природного газа по состоянию на 01.01.12г самая высокая и составила 59,7%, в целом по УВ 54,06%. Высокая степень выработки запасов газа определяется состоянием разработки ОНГКМ, которое находится в третьей стадии разработки. По Оренбургской области за период с 1999 по 2009гг открыто 46 новых залежей. Открытие месторождений связано с геологическими запасами новых залежей (месторождений) нефти до 10 млн. т, пропущенных пластов на старых месторождениях в Бузулукском НГР. Рациональность освоения нефтяных месторождений оценивается по текущему коэффициенту нефтеизвлечения [24]. За последние восемь лет наблюдается тенденция увеличения проектного КИН по нефти и конденсату: 2004г - 0,411, 2011г - 0,464, в целом по УВ 2004г - 0,658, 2011г - 0,698, что ведет к завышению прироста разведанных запасов нефти за счет возрастающего увеличения проектных коэффициентов извлечения нефти с конденсатом и УВ в целом (рис.3.3.5). Заметим, по состоянию на 01.01.12г. достигнутый КИН только по нефти - 0,200. Согласно исследованиям автора и рис.3.3.5 достигнутый КИГ - 0,597, а достигнутый КИН по УВ в целом - 0,377 (табл.3.1.1). 88 Степень выработанности начальных разведанных запасов нефти по группам по состоянию на 01.01.2012г, % 46,3 60 40 20 0 59,5 40,3 45,3 45,4 36,7 32,1 18,8 Степень выработанности начальных запасов нефти по группам,% Рис.3.3.3- Степень выработанности запасов нефти по группам месторождений Рис.3.3.4- Сопоставление степени выработки разведанных запасов УВ на 01.01.04г. и 01.01.12г. 0,8 0,698 0,658 0,7 0,6 0,5 0,464 0,411 0,4 0,377 0,35 текущий КИН проектный КИН 0,3 0,2 0,207 0,182 0,1 0 2004 (н+к) 2004(н+г+к) 2011 (н+к) 2011(н+г+к) Рис.3.3.5- Сопоставление проектного и текущего КИН на 01.01.04г. и 01.01.12г. по УВ 89 В Бузулукском НГР нижнекаменноугольного наряду разрезов с высокой ролью среднедевон- увеличилась роль верхневизей- башкирского комплекса, с которым связано около 20% новых залежей и 18% прироста запасов категорий АВС1С2. В восполнении добычи традиционно основными остаются визейский и средне-верхнедевонский нефтегазоносные комплексы, второстепенное значение имеют верхневизей-башкирский и верхнедевон-турнейский. На 01.01.04г извлекаемые запасы УВ промышленных категорий (АВС1) на месторождениях Оренбургской области составили 1462,335 млн. т. у. т., в том числе: нефти – 470,349 млн. т, газа – 927,116 млрд. м3, конденсата – 64,870 млн. т. Запасы нефти, газа и конденсата были сосредоточены на 211 месторождениях, из которых 48 – законсервированы и находились в госрезерве, 9 – приграничные, разрабатываемые ОАО «Татнефть», АООТ «Самаранефтегаз» и АНК «Башнефть» и другими малыми компаниями [34]. По состоянию на 01.01.2012г. разведанные извлекаемые запасы УВ составили: 1608,081 млн.т.у.т, в том числе нефти 661,952 млн. т, 882,8 млрд.м3 газа, конденсата - 63,329 млн. т. Разведанные запасы нефти увеличились в 1,18 (геологические), извлекаемые в 1,41 раза. В целом за 8 лет запасы нефти промышленных категорий АВС1 увеличились на 191,6 млн.т, газа – на 44,316 млрд.м3 и конденсата уменьшились на 1,54 млн. т ( 5%). Изменения произошли за счет увеличения добычи нефти, прироста запасов по месторождениям, открытым в 2003г. Ананьевском, Аркаевском, в 2011г. Сладсковско-Заречном, Царичанском, Моргуновском, открытия новых залежей (Рябиновое, Сорочинско – Никольское, Пономаревское месторождениям и др.), переоценки запасов по старым (Оренбургское, Герасимовское и т.д.). Наиболее значительное уменьшение запасов нефти категории АВС1 в 2003 г. произошло в Северо-Бузулукском НГР, в котором добыча превысила 8 млн. т и составила около 58% от общей добычи по области за 2003г. Прирост 90 запасов нефти более 5млн. т по Соль – Илецкому НГР связан, в основном, с переоценкой запасов по восточной части Оренбургского месторождения. В Северо-Бузулукском НГР по состоянию на 01.01.12г добыто 67% от всей накопленной добычи нефти области, а остаточные разведанные извлекаемые запасы нефти района 308,668 млн. т обеспечены на 25 лет. Установлено ухудшение структуры текущих и увеличение доли трудноизвлекаемых запасов из низкопроницаемых коллекторов и залежей с высоковязкой нефтью [56, 66]. По состоянию на 01.01.2012г. остаточные извлекаемые запасы нефти на 80% трудноизвлекаемые, в том числе на 76% с низкопроницаемыми (менее 0,05мкм2) коллекторами и с обширными водонефтяными зонами, 10% - залежи с высоковязкой нефтью (более 30мПас), 9% - подгазовые залежи, 5% -труднодоступные и удаленные от системы коммуникаций. 3.4 Анализ движения запасов категорий С1+С2 в Оренбургской области В последние годы открываются мелкие по промышленным запасам месторождения нефти, в основном 3-4 в год. В приросте запасов за счет ГРР основную роль играет прирост за счет доразведки старых месторождений и открытие в них новых залежей, как на Покровско – Сорочинском, Радовском участках, Сладсковско-Заречном, Царичанском, Тат-Кандызском месторождениях, новых залежей в окско-башкирском комплексе, за счет ГРР (проведены сейсморазведочные работы 3D) по новым единичным открытым залежам на открытом Моргуновском месторождении с извлекаемыми запасами - по категории АВС1 - 4 млн. т, С2 -1 млн. т (ТНК ВР). Из анализа следует, что в движении запасов категории С1 в 2011г. прирост запасов нефти за счет разведки составил 27,8 млн. т, за счет переоценки - 1,3 млн. т, что впервые за последние 8 лет прирост за счет разведки по области компенсировал отборы нефти на 24%. По состоянию на 91 01.01.2012г. текущие запасы нефти этой категории на 88 месторождениях (6ГР) составили - 631,048/203,691 млн. т (геологические /извлекаемые). В структуре разведанных запасов категория С1 составляет около 30%. Основные запасы С1 сосредоточены на ОНГКМ, Байтуганском, Копанском, Бердянском, Царичанском, Капитоновском и других месторождениях. Добыча из категорий запасов С1 по области в 2011 г. велась по более чем 40 месторождениям, основную копилку вносили Стимул (ОНГКМ), Капитоновское, Колганское, Царичанское и другие месторождения, в целом она составляет около 10% от добычи нефти области. По данным анализа наметилась тенденция увеличения предварительно оцененных запасов категории С2. По состоянию на 01.01.04г. в области геологические запасы нефти категории С2 - 360,468 млн.т, КИН - 0,256. Извлекаемые запасы УВ категории С2 на месторождениях по состоянию на 01.01.04г. по области составляют 187,409 млн. т. у. т., в том числе нефти – 92,272 млн. т, газа 88,708 млрд. м3, конденсата 6,429 млн. т. Основные объемы сосредоточены в Соль-Илецком (40%), Северо-Бузулукском (21%) и Восточно-Оренбургском (17%) НГР. В Соль-Илецком НГР по данным 6ГР числятся около 80% газа и 62% конденсата. Значительные запасы категории С2 газа и конденсата числятся в Южно – Бузулукском НГР - 12% и 30% соответственно. Основной прирост запасов нефти, газа и конденсата категории С2 получен в Соль-Илецком НГР на Оренбургском месторождении. По состоянию на 01.01.2012г. геологические запасы нефти С2 увеличены в 1,42 раза, извлекаемые – в 2,014 раза (на 35% увеличены за счет увеличения КИН) при переоценке запасов по сравнению с 2010 годом. В 2011г. за счет разведки открытых и старых месторождений увеличились извлекаемые запасы нефти категории С2 на 25,8 млн. т. Геологические запасы категории С2 составили 522,6 млн. т (нефть+конденсат), 192,5 млн. т извлекаемые, возросли соответственно в 1,41 раза (по геологическим) и в 2 раза по 92 извлекаемым при среднем утвержденном КИН 0,368. По состоянию на 01.01.04г. в сопоставлении средний утвержденный КИН составил 0,260 (нефть+конденсат). Наиболее значительные по запасам нефти категории С2 открытые новые месторождения: Сладковско-Заречное, Соколовское, ранее разведанные месторождения: Ашировское, Китаямское, Майорское, Колганское и др. По состоянию на 01.01.2012г. по газу запасы категории С2 - 124,7 млрд.м3, по сравнению с 2004 годом увеличились в 1,4 раза. Выявлено, что в целом категория запасов нефти С2 растет от года в год, но растет и списание этих запасов, снижается их подтверждаемость. По вновь вводимым месторождениям утвержденный КИН этой категории запасов превышает 0,4. По состоянию на 01.01.04г. проектный КИН был 0,26 (нефть+конденсат), по состоянию на 01.01.12г. он составил 0,368. Проектная нефтеотдача является важным компонентом государственной системы управления рациональным использованием запасов нефти [41]. Прослеживается задача более энергичного перевода этих запасов в категорию С1 и улучшения их качества. Для области характерно ухудшение качества структуры прироста разведанных запасов нефти категории С1, за 2011 год наметилась тенденция прироста запасов за счет открытия новых месторождений, увеличения прироста извлекаемых запасов за счет переоценки КИН на старых месторождениях. Снижения качества структуры текущих разведанных запасов, увеличения до 80% трудноизвлекаемых запасов и обводненности залежей в основном нефтедобывающем Бузулукском районе. 3.5 Оценка современного состояния и анализ эффективности, качества ресурсов категории С3, Д в Оренбургской области Важным направлением изучения ресурсов УВ является совершенствование методов подсчета запасов [57], включая соотношение 93 категорий в России и мире. Актуально направление изучения ресурсов, совершенствование методов запасов и прогноза неразведанных ресурсов, изучение качественной их структуры [33]. По состоянию на 01.01.2010г. извлекаемые ресурсы категории С3 нефти составили 1228 млн.т ( Волго-Уральская НГП) , в Оренбургской области их сосредоточено 22,9% (281 млн. т) [8]. Автором работы выявлено, что перспективные геологические ресурсы УВ категории С3 детально оценены по области по состоянию на 01.01.04г. в количестве 1454,134 млн. т. у. т, в том числе нефти - 49%. Более 180 структур были подготовлены к бурению, на 16 - проводилось оценочное бурение, коэффициент достоверности был принят 0,27. По состоянию на 01.01.2011г. по области сформирована база данных по выявленным, подготовленным и находящимся в бурении структурам. Всего выявлено более 400 структур, подготовлено к глубокому бурению - 224, в бурении 19 структур. Извлекаемые ресурсы С3 по подготовленным структурам в целом по УВ составили 835,423 млн. т. у. т, в том числе по нефти 280,443 млн. т, газу 490,756 млрд. м3 и конденсату 64,224 млн. т. Выявлено, что по состоянию на 01.01.2012г. перспективные геологические ресурсы УВ в количестве 1596,481 млн. т. у. т, в том числе по нефти 58,6%, коэффициент достоверности оценен в 0,27. Количество подготовленных структур с ресурсами категории С3 - 238 по нефти с ресурсами 934,885/333,349 млн. т (геологических/извлекаемых), 45 по газу с ресурсами 563,832 млрд. м3, в том числе открыто газоконденсатное месторождение с запасами газа - 22,64 млрд.м3. По конденсату извлекаемые ресурсы - 63,057 млн. т (45 структур) по данным формы 6ГР. Восполнение ресурсов УВ кат. С3 и их подтверждаемость предложено оценить по следующим показателям: максимальными средними ресурсами, приходящимися на одну структуру, максимальной средней плотностью ресурсов, приходящейся на км2, средним Кусп, средним Кподтв. и средним Кизуч. 94 Состояние средней плотности ресурсов С3 по данным [45] по НГР представлено в табл.3.5.1. В обосновании средней плотности по НГР принимали участие 175 структур с ресурсами 529,911 млн. т. у. т, что вполне достоверно. Средняя плотность ресурсов на 1 структуру в целом по области составила 3,0 млн. т. у. т по данным [45], по состоянию на 01.01.11г. она составила 3,73 млн. т. у. т, а на дату 01.01.2012г.- 4,03 млн. т. у. т на одну структуру. Из приведенных данных следует стойкое увеличение средней плотности ресурсов с 2004 года. Таблица 3.5.1- Плотность ресурсов С3 по нефтегеологическим районам Кол-во структур Ресурсы кат. С3 млн.т.у.т. НГР Средние ресурсы кат. С3 на Площадь НГР км 2 Средняя плотность ресурсов структуру, млн.т.у.т. кат. С3 тыс.т.у.т./ 0,47 1,39 2,65 1,04 7,51 2,88 33,9 3,0 км 1,22 1,63 10,2 2,7 10,6 1,8 26,8 6,35 2 Северо-Кинельский Северо-Бузулукский Южно-Бузулукский Восточно-Оренбургский Соль-Илецкий Предуральский Прикаспийский Всего по области 21 16 63 46 15 8 6 175 9,911 22,204 167,083 47,975 90,075 23,033 169,630 529,911 8090 13645 16325 17935 8525 12572 6325 83417 В области выявлено, что максимальными средними ресурсами, приходящимися на одну структуру, максимальной средней плотностью ресурсов, приходящихся на квадратный километр площади, обладают Прикаспийский и Соль-Илецкий районы, связанные с перспективами газоносности. По последнему показателю выше среднеобластных значений (6,35тыс.т/км2) находится Южно-Бузулукский район, преимущественно нефтеносный. По остальным НГР оба показателя значительно ниже средних значений по области (табл.3.5.1). По состоянию на 01.01.2012 г. количество структур с ресурсами С3 238, средние ресурсы нефти категории С3 на одну структуру – 1,4 млн. т, ресурсов газа - 12,53 млрд.м3 (45 структур), в среднем по УВ – количество 95 ресурсов на одну структуру - 4,03 млн. т. у. т. За последние восемь лет количество ресурсов УВ на одну структуру увеличилось на 34%. По сравнению с 2010 г. извлекаемые ресурсы нефти по С3 увеличены на 6%, ресурсы природного газа снизились на 10%, конденсата на 18%, часть переданы в открытые месторождения, часть списаны. Фундаментальные исследования состояния и количественной оценки ресурсной базы УВ проводились в 1992-2010гг (1992-1994гг, ЮУО ВНИГНИ, Коврижкин В.С., 1992, 1996, Денцкевич И.А, 2003г., Навальнева В.И., 2004г и другие), а также «ГазпромдобычаОренбург» в 2010году. В 2011г. в целом по области наметилась тенденция снижения подтверждаемости перспективных ресурсов, коэффициент подтверждаемости по УВ в целом 0,423 (как отношение геологических ресурсов С3 к запасам АВС1С2). Самая высокая подтверждаемость в Бузулукской НГР - 0,80. Наибольшая успешность опоискования подготовленных объектов категории С3 в области: средние коэффициенты Кусп - 0,37 (1996г), Кусп 0,39 (2009г), когда из вышедших из бурения структур открыто всего 3 месторождения. Для области за 50 лет средний коэффициент успешности ГРР не превышает 0,25, а в последние 10 лет - средний Кусп - 0,18 [49,50] . В области с 1986 по 2009гг подготовлено 380 структур, изучено бурением 241, коэффициент изученности 0,63, на 01.01.12г. подготовлено 402 структуры, изучено бурением 265, коэффициент изученности составил 0,66. Средний коэффициент успешности поисковых работ составил за этот период 0,30. В 2010г. изучено бурением 19 структур из 112 подготовленных (лицензионных), коэффициент изученности составил 0,17. Достоверность оценок перспективных ресурсов углеводородного сырья на подготовленных к бурению структурах в области снижается. Достоверность определяется как оценки перспективных отношение начальных ресурсов запасов категорий залежей С3 открытых месторождений (сумма запасов всех категорий) к сумме перспективных 96 ресурсов категорий С3 структур, проверенных бурением. По состоянию на 1.01.2004г. коэффициент достоверности в целом по Оренбургской области равен 0,27, с учетом которого объемы извлекаемых перспективных ресурсов составили: нефти – 69,667 млн. т, газа – 170,671 млрд.м3, конденсата – 17,433 млн.т. Наиболее значительные изменения перспективных ресурсов УВ в сторону их увеличения произошли в Сакмаро-Илекском НГР, где в 2003 году подготовлены Карасайско-Кзылобинская и Корниловская структуры, а также в Южно-Бузулукском НГР, где подготовлено пять поднятий с общими ресурсами категории С3 в 26,381 млн. т у. т. извлекаемых. Кроме того в этом районе получен прирост ресурсов в 46,557 млн т у. т. извлекаемых в результате проведения дополнительных сейсморазведочных работ и уточнения структурных построений на Сладковско – Заречной, Восточно – Таловой, Чикмарезской и других площадях. Основное уменьшение ресурсов категории С3 отмечается в Южно-Бузулукском НГР, где выведено из бурения 3 структуры. По состоянию на 01.01.2012г. получен прирост разведанных запасов по более 35 месторождениям за счет ГРР, из всех месторождений выбраны 6, по которым велось поисково-разведочное бурение и были ресурсы С3, отношение извлекаемого прироста запасов к ресурсам структур, которые обеспечили прирост 13,653/34,405 обеспечили достоверность в 0,397. Детальный анализ достоверности и подтверждаемости ресурсов УВ категорий С3 по области в целом был проведен В.С. Коврижкиным за период 1990-1998 годы. В анализ вошли 41 подтвердившаяся структура с ресурсами 93,425 млн.т., по которым получен прирост промышленных запасов категорий С1+С2 - 115 млн. т и 54 структуры неподтвердившихся, ресурсы которых были списаны - 157,824 млн.т, при этом коэффициент подтверждаемости был - 0,61, достоверности – 0,22. Низкий коэффициент достоверности обусловлен тем, что в числе неподтвердившихся 97 (непродуктивных) объектов оказались крупные Северо-Конновская, СреднеЧаганская, Южно-Белозерская, Привольная и ряд других структур. Анализ, проведенный за более длительный период (с 1986 по 2000 г.г.) по объектам, где поисково-разведочное бурение проводилось объединением «Оренбургнефть», показал что средний коэффициент подтверждаемости по категории С3 за 15-летний период - на уровне 0,95. Коэффициент достоверности за те же периоды гораздо ниже. В целом он колебался от 0,15 (1991-1995 г.г.) до 0,56 (1986-1990 г.г.), в целом за 15 лет составил 0,34, по всем планируемым к бурению объектам, был принят Кдст равным 0,3 для оценки ресурсов категории С3 + Длок, по авторским расчетам за 2011г Кдст составил 0,397. Коэффициент подтверждаемости был принят равным 0,27, переоценка и уточнение состояния ресурсов С3 была выполнена в 1999-2004гг. разными авторами, где коэффициент подтверждаемости ресурсов по УВ С3 был обоснован 0,3, по данным авторских исследований за 2011г. он составляет 0,423. Прогнозные ресурсы УВ категории Д1 по области составляют 2703,2 млн.т.у.т., в том числе нефти – 900,751 млн.т, газа – 1465,825 млрд.м3, конденсата – 336,302 млн.т. Максимальные прогнозные ресурсы газа и конденсата содержатся в Тепловско-Деркульском НГР 661,105 млрд.м3 и 176,095 млн.т. соответственно, а нефти в Южно-Бузулукском НГР 287,407 млн.т. По состоянию на 01.01.04г степень освоенности НСР: нефти – 0,19, газа – 0,28, конденсата – 0,1. Требуется современная детальная оценка состояния ресурсов нефти всех категорий С3+Д для оценки позитивного сценария развития ресурсной базы. 3.6 Оценка современного состояния геологоразведочных работ в Оренбургской области эффективности 98 Динамика количества подготовленных структур к бурению и находящихся в бурении приведена на рис. 3.6.1. Из анализа следует, что после 1993 года отмечается некоторое увеличение эффективности ГРР. Однако по сравнению со скачком эффективности ГРР в конце 60 - 70гг за счет значительного прироста запасов УВ при больших объемах бурения, увеличение эффективности выявлено в 1986, 1990, 1993, 1999, 2004, 2011гг. и связано это с резким сокращением объемов бурения на фоне снижения прироста запасов (рис.3.6.1). Резкое сокращение объемов поисковоразведочного бурения наблюдалось в 1994-1996гг. В динамике по области наблюдается стойкая тенденция снижения количества подготовленных структур и подтвержденных бурением. Рис. 3.6.1- Динамика подготовленных структур и ввода их из бурения по Оренбургской области Выявлено ухудшение структуры прироста разведанных запасов нефти, в том числе снижение доли прироста за счет ГРР, включая значительное снижение (до 6% ) доли прироста за счет новых, значительное увеличение доли прироста извлекаемых запасов за счет пересмотра КИН на старых месторождениях (до 45% прироста). 99 Отмечается резкое снижение объемов поисково-разведочного бурения в регионе, (рис.3.6.1). После 2009 года наметилась тенденция увеличения объемов поисково-разведочного бурения. Имеет место устойчивое снижение средней эффективности поисковоразведочных работ в выражении прироста запасов на 1р. затрат. Определено, что снижение со временем эффективности ГРР обусловлено уменьшением прироста запасов – закономерное явление, из-за значительного сокращения объемов поискового бурения [34, 49, 50]. Для увеличения эффективности ГРР требуется: увеличить объемы поисковых работ, в том числе увеличение объемов поискового бурения на направлениях воспроизводства запасов нефти, усилить контроль со стороны государства за лицензионными соглашениями по выполнению обязательств по ГРР, соблюдением стадийности работ, увеличить объемы региональных ГРР и научно-исследовательских работ по оценке перспектив нефтегазоносности. Опоискование и выделение объектов способных обеспечить прирост запасов на направлениях ГРР, перспективность которых для поиска промышленных скоплений еще не установлена: это додевонские отложения, палеозойские восточных районов Предуральского прогиба, Южно- Бузукского и Северо-Бузулукских НГР [45]. На территории области за последние пять лет наметилась тенденция увеличения эффективности ГРР (как отношение прироста запасов в тоннах условного топлива к метрам бурения). Динамика эффективности ГРР за последние три года позитивная, растет средняя эффективность работ. В 2007 году она составила 128,7 т у. т /м, а в 2009г. - 481,7т.у.т/м [76]. Для области характерно увеличение средней эффективности, ресурс далеко не исчерпан. Но средняя успешность поисковых работ на разбуренных структурах – 0,3. Наибольшая эффективность ГРР наблюдается в Бузулукском НГР. Выявлено, что основной прирост запасов обусловлен бурением эксплуатационного 100 фонда скважин. В поисково-разведочном бурении фонд измеряется десятками скважинами. В настоящее время (2011г.) по данным ТНК ВР эффективность ГРР - 70%, но объем поисково-разведочного бурения упал в 20 раз по сравнению с 1960 годом. Последние три года наметилась тенденция роста поисково-разведочного бурения, что в 2011году сказалось на приросте разведанных запасов по нефти и на компенсации прироста добычи в 1,24. Анализ коэффициентов успешности поискового бурения выполнен по результатам бурения 89 локальных структур ( за последние 10 лет) составил 0,49, изменяется по НГР от 0 до 1 (Денцкевич И.А. и др.). В целом по области в оценке успешности по нефтегеологическим районам получили оценку бурением 89 объектов, что делает результаты оценки вполне достоверными, (табл.3.6.1). Таблица 3.6.1 - Успешность поискового бурения за период 1992-2001 г.г. НГР Северо-Кинельский Северо-Бузулукский Южно-Бузулукский Восточно-Оренбургский Соль-Илецкий Предуральский Прикаспийский Всего по области: Количество объектов, которые получили оценку поисковым бурением всего в том числе в том числе положит. отрицат. 6 6 24 13 11 35 19 16 16 9 7 3 2 1 1 1 4 4 89 44 45 Коэффиц. успешности Кусп 0 0,54 0,54 0,56 0,67 1,0 0 0,49 Из-за недостаточной представительности разбуренных объектов Кусп. Северо-Кинельского, Соль-Илецкого, Предуральского и Прикаспийского районов мало достоверны. По остальным районам, как и в целом по области, Кусп. могут использоваться в тех значениях, которые получены в результате анализа. В целом область имеет высокий нефтегазовый потенциал, обеспеченность разведанными запасами добычей нефти - 30лет, степень разведанности ресурсов нефти -42,5% повод для инвестиций в поисково-разведочный процесс области, но необходима современная оценка структуры ресурсной базы категорий С3Д1Д2 и ее освоение. 101 3.7 Оценка неразведанных ресурсов углеводородов в Оренбургской области На 1.01.2004 г. в Оренбургской области имелось 3411,410 млн. т. у. т. извлекаемых неразведанных ресурсов (категорий С2 + С3 + Д1 + Д2), в том числе: нефти – 1144,747 млн. т, газа – 1884,048 млрд. м3, конденсата – 383,108 млн. т. Почти половина неразведанных ресурсов сосредоточена в Южно-Бузулукском – 326,537 млн.т (29%) и нефти Северо- Бузулукском НГР 234,785 млн.т (20%). Неразведанные ресурсы газа в большей части относятся к Тепловско-Деркульскому – 711,301 млрд. м3 (37,8%) и Соль-Илецкому – 471,593 млрд. м3 (25%) нефтегазогеологическим районам, а конденсата – к Тепловско-Деркульскому – 181,407 млн. т (47%) и Южно-Бузулукскому – 130,959 млн. т (34%) НГР. Плотность неразведанной извлекаемой части ресурсов УВ по Оренбургской области (без учета объемов растворенного газа) составляет 40,9 тыс. т. у. т./км2 , максимальная плотность в Южно-Оренбургском, СольИлецком и Тепловско-Деркульском (171,5 тыс. т. у. т/км2) по возрастанию [45]. По состоянию на 01.01.2012г. – неразведанные ресурсы С2С3Д1Д2 - 3545,1 млн. т. у. т извлекаемых по УВ, в том числе : нефть+конденсат – 1643,6 млн.т, газ – 1901,5 млрд.м3. В структуре неразведанных ресурсов перспективные ресурсы УВ категории С3 составляют 28% (948,285 млн. т. у. т.), в том числе по нефти – 251,604 млн. т (22%), газу – 632,113 млрд. м3 (34%), конденсату – 64,568 млн. т (17%). Они приурочены к 112 (лицензионным) структурам, подготовленным к бурению и 19 структурам, на которых проводится поисково-оценочное бурение. За последние 8 лет неразведанные ресурсы УВ в целом увеличены на 4%. Распределение плотностей нефтегазоносным комплексам неразведанных крайне ресурсов неравномерное, нефти по максимальной плотностью обладает ресурсы Южного погружения Бузулукской впадины - 102 15,52 тыс. т/км2, высокой – Восточно-Оренбургского, Соль-Илецкого сводовых поднятий, Северо-Бузулукской впадины -7,9 тыс. т/км2. Среди НГР по плотности неразведанных ресурсов нефти максимальные в Южном погружении Бузулукской впадины. В целом газовые ресурсы в области преобладают над нефтяными. Их максимальный объем сосредоточен в СольИлецком своде благодаря уникальному Оренбургскому нефтегазоконденсатному месторождению. Выводы по третьей главе: 1.Для оценки современного состояния ресурсной базы УВ и качества ресурсов предложена и опробована методика, включающая анализ динамики добычи с оценкой степени выработки, проектных и текущих значений КИН, оценку структуры запасов по УВ и НГР, анализ движения запасов категорий С1 и С2, движения, восполнения и подтверждаемости ресурсов категории С3, оценки эффективности ГРР, устойчивости системы НСР и неразведанных ресурсов по области. 2. По данным исследований за последние восемь лет наблюдается рост добычи нефти, снизились темпы падения добычи газа, добыча нефти 22 млн. т в год - реально достижимая для области. Добыча газа в 2010 году - 21млрд.м3. По категории запасов С1 добыча нефти по области составила 10% от общей добычи 2011года, извлекаемые запасы 30% от всех разведанных. Качество разведанных запасов в области ухудшается, концентрация их неравномерная по площади и разрезу. Степень выработки категорий АВС1 44,6% (нефть+конденсат), по газу - 59,7%, кратность текущих запасов по нефти равна 30 годам ( газа - 42), достигнутый КИН (нефть+конденсат)0,207, по нефти - 0,200 (проектный - 0,449). 3.Извлекаемые запасы категории С2 в структуре АВСС2 составили 22%, средний утвержденный КИН - 0,368, за период с 2004 по 2011гг. извлекаемые запасы С2 выросли в 2 раза. 103 4. Детальные исследования и качественная оценка подтверждаемости ресурсов С3 были выполнены в 2011г., коэффициент подтверждаемости составил 0,423, коэффициент достоверности - 0,397. Переоценка и уточнение состояния ресурсов С3 была выполнена в 2008г., где коэффициент подтверждаемости ресурсов С3 по УВ был обоснован 0,27 по 10 летнему периоду. 5. За период с 1969 по 2009гг наблюдалось резкое сокращение (в 20 раз) объемов поисково-разведочного бурения, это привело к снижению восполнения прироста разведанных запасов за счет разведки. Впервые в 2011 г. наметилась позитивная тенденция роста ГРР и прироста запасов за счет геологоразведочного процесса, коэффициент компенсации добычи нефти приростом составил 1,24. 6. Степень разведанности НСР по УВ 49,68%, по нефти с конденсатом 44,34%, по газу (вместе с растворенным) 53,54% близка к значениям по России в 40% по УВ. В целом система НСР по УВ в области устойчивая. 7.В результате анализа снижения эффективности ГРР в Оренбургской области, установлено значительное сокращение объемов бурения, что при возрастающей добыче нефти в более 22 млн. т в год неминуемо приведет в течение следующих пяти лет к резкому падению уровня добычи. Необходимо увеличить объемы поисково-разведочного бурения в Бузулукском НГР. В целом область имеет высокой нефтегазовый потенциал при степени разведанности ресурсов нефти 42,5% и обеспеченности запасами добычи 30 лет, но необходима современная оценка структуры ресурсной базы категорий С3Д1Д2 и ее освоение. 104 4. РАЗРАБОТКА ГЕОЛОГО-СТАТИСТИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ НЕФТЯНЫХ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ РАЗВЕДАННЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ЦЕЛЬЮ УЛУЧШЕНИЯ КАЧЕСТВА ПРОГНОЗИРОВАНИЯ РЕСУРСОВ С3 Прежде чем оценить экономическую значимость ресурсов УВ, необходимо оценить их с геологической точки зрения, перевести в запасы и начать их промышленное освоение. Многоступенчатость, длительность во времени, все увеличивающаяся дороговизна геологоразведочного процесса, сложности с государственными и частными инвестициями в ГРР, являлись основными аспектами процессов, мешающими приросту ресурсов (перспективных, прогнозных и потенциальных). Нужны гибкие действенные программы государства по льготной выдаче лицензий на ГРР по перспективным площадям. На протяжении последних десяти лет Россия (в том числе и Оренбургская область) «проедает» запасы нефти и газа, открытые в СССР, не восполняя их. Прирост перспективных ресурсов С3 необходим для восполнения запасов категорий С1, С2, стабильной работы нефтегазового комплекса России. Для наращивания запасов промышленных категорий за счет ГРР (актуальная задача) необходимы перспективные ресурсы нефти и газа С3 подготовленных площадей, находящихся в пределах нефтегеологического района и оконтуренных методами геолого-геофизических исследований. Перспективные ресурсы нефти и газа категории С3 являются одним из основных источников подготовки новых разведанных запасов. Состояние этих ресурсов во многом определяются возможности открытия новых месторождений [2]. Двойственный характер ресурсов категории С3 определяется, с одной стороны, конечным результатом геолого-поисковых работ на стадии подготовки структур к глубокому поисковому бурению, а ,с другой,- является важной составной частью сырьевой базы подготовки разведанных запасов [2]. 105 4.1 Разработка геолого-статистических моделей нефтяных пластов Оренбургской области Размеры ресурсов являются определяющим фактором при ранжировании площадей по степени их перспективности для глубокого бурения. При количественной оценке ресурсов категории С3 до появления промышленных притоков УВ для оценки подсчетных параметров используются методы: аналогии; косвенных данных; теоретических геологических и математических оценок. Форма, размер, условия залегания пластов и формирования залежей, как правило, определяются в общих чертах, толщины распространения продуктивных пластов и подсчетные параметры принимаются по аналогии с разведанными месторождениями. Ресурсы категории С3 в действительности при переводе в разведанные запасы характеризуются неполной подтверждаемостью, что является следствием методики оценки. Выполненные исследования в институте ИГиРГИ динамики ресурсов категории С3 с 1970 по 1979гг показали, что в целом по стране (СССР) коэффициент успешности за этот период составил менее 0,4, в 40% нефтегеологических районов коэффициент подтверждаемости не превышал 0,2 [36, 37]. Причин неполной подтверждаемости ресурсов категории С3 много, одной из значимых является неверное прогнозирование фазового состояния УВ, неточное определение подсчетных параметров, значения которых при оценке ресурсов еще не установлены и приняты по аналогии с другими месторождениями [49.50]. Вопрос о необходимости учета прогнозных ресурсов очень важен, но представление об их величине в значительной мере исходит из научных предположений и расчетов. Несмотря на вероятностный характер прогнозных ресурсов подсчет их необходим, поскольку они служат основой выработки стратегии развития добычи нефти и газа и обоснования долгосрочных программ поисков и разведки месторождений[47] 106 Нефтегазовая ресурсология (термин введен А.Э.Конторовичем, А.Н.Истоминым) в России переживает второе рождение с унификацией терминологии и систематизацией требований к содержанию состава и полноты исходных данных при оценке ресурсов УВ [33]. Решается задача приведения в соответствие унифицированной терминологии с требованиями международной практики. Джордж С. Девис (классик применения статистических методов в геологии) писал: «Многомерные методы являются необычайно мощными, так как они позволяют исследователю работать с большим числом переменных, чем он может осознать сам. Однако они сложны как с теоретической, так и с методологической точек зрения… Тем не менее эти методы кажутся наиболее перспективными и многообещающими в геологических исследованиях». Весь вопрос в том как применять эти методы, чтобы стоимость не превысила эффект их применения. Особенность геологоразведочного процесса в том, что совокупность выявленных месторождений образует неслучайную выборку из генеральной совокупности всех месторождений области [78]. По всем разведанным продуктивным пластам нефтяных месторождений Оренбургской области обобщен опыт работы автора в подсчете запасов. Впервые произведена статистическая обработка фактических распределений наиболее значимых для подсчетов запасов подсчетных параметров: средней глубины залегания; средневзвешенной нефтенасыщенной толщины пластов; эффективной открытой пористости; коэффициента нефтенасыщенности; плотности нефти в стандартных условиях; усадки нефти (пересчетного коэффициента); проницаемости и утвержденного КИН по пластам, участкам, куполам месторождений с разведанными запасами нефти, прошедшими государственную экспертизу. 107 Автором получены единые статистические распределения параметров по восьми группам продуктивных пластов и установлены геолого- статистические законы распределения с высокой долей вероятности. Исходными данными для среднестатистической оценки параметров служили подсчетные планы всех залежей Оренбургской области, статистическая форма отчетности 6ГР (нефть) [51]. Использованные фактические данные утвержденных геолого-промысловых параметров, данные подсчетов запасов по анализам образцов керна, ГИС и ГДИ, использованы все оперативные движения параметров и запасов, числящиеся после утвержденных ГКЗ и ЦКЗ подсчетов запасов с 1967 по 2004гг. [51]. Коэффициенты пористости, нефтенасыщенности в 99% случаев принимались в подсчетах запасов по данным ГИС, плотность нефти в стандартных условиях и пересчетный коэффициент, принятые по исследованиям скважин для условий стандартного и дифференциального разгазирования - в 82%, коэффициент проницаемости – по данным анализов керна, гидродинамическим исследованиям и аналогиям. Коэффициент нефтеизвлечения в большинстве случаев в подсчетах запасов оценен повариантными технико-экономическими, статистическими методами расчетов по апробированным в Оренбургской области методикам. Результаты оценки параметров и удельных запасов, используемые на территории лицензионных площадей ООО «ГазпромдобычаОренбург» для оценки ресурсов категории С3, могут быть полезны для оценки подсчетных параметров перспективных ресурсов УВ методом аналогии не только в Оренбургской области, используются автором в лекционном курсе по нефтегазопромысловой геологии для студентов в ОГУ. Статистическое обобщение выполнено для всех залежей нефти по восьми группам комплексов продуктивных пластов девонской и каменноугольной систем: 108 1) верейского горизонта московского яруса (пласты А1, А2, А3) , пласта А4 башкирского яруса; 2) пластов окского горизонта (О1÷6); 3) пластов бобриковского горизонта (Б2); 4) турнейского яруса (Т1÷3, В1÷3), пластов заволжского горизонта (Зл), фаменского и франского ярусов (Дф1÷2, Дфр1÷3); 5) пластов колганской толщи (Дкт-1, Дкт-2, Дкт-3+4+5); 6) пашийского горизонта (Д0, Д1); 7) старооскольского и воробьевского горизонтов (ДIII, ДIV); 8) афонинского и койвенского горизонтов (ДV, ДVI, ДVII). Всего по восьми группам в статистической обработке приняли участие 559 пластов, в том числе по первой группе -43, второй -37, третьей -75, четвертой -200, пятой -20, шестой -60, седьмой -73, восьмой -51. Характеристика фактических распределений представлена следующими параметрами: дисперсией объемом выборки; (рассеиванием); среднестатистическим средним квадратическим значением; отклонением; вариацией; коэффициентами асимметрии и сжатия (эксцесс) [14]. Статистическая обработка исходных данных выполнена методом моментов [22]. Оценены и сопоставлены виды средних значений: гармоническое; геометрическое; арифметическое (приближенно математическое ожидание); среднестатистическое, а также наиболее вероятное значение (мода). Результаты статистической обработки приведены в табл. 4.1.1. По результатам расчетов модель среднестатистической залежи нефти в карбонатных коллекторах порового типа верейско-башкирских отложений Оренбургской области залегает на глубине 2117м (значение среднее по четырем средним геометрическому значениям: и арифметическому, статистическому), имеет гармоническому, средневзвешенную нефтенасыщенную толщину - 4,6м, принятую эффективную пористость – 109 16,1%, нефтенасыщенность - 78,4%, плотность нефти в стандартных условиях - 0,852г/см3, пересчетный коэффициент нефти из пластовых условий в стандартные – 0,882, проницаемость порового коллектора 0,139мкм2, средний коэффициент нефтеизвлечения - 0,299. Самый высокий разброс в оценке параметров для моделирования порового нефтенасыщенного объема имеет проницаемость. Среднее гармоническое значение – самое минимальное – 0,0152мкм2, модальное значение-0,213мкм2, среднее арифметическое значение проницаемости по 39 группам определений -0,255мкм2. Коэффициент вариации проницаемости -131,7%. Среднестатистическая залежь нефти в карбонатных поровых коллекторах окских отложений средневзвешенную залегает на глубине нефтенасыщенную 2325м. толщину Залежь 2,81м, - имеет открытую пористость - 12%, нефтенасыщенность -79%, плотность нефти в стандартных условиях - 0,840 г/см3, пересчетный коэффициент -0,900, проницаемость 0,150 мкм2, среднее значение коэффициента нефтеизвлечения - 0,283. Коэффициент вариации проницаемости - 75%. По данным расчетов среднестатистическая залежь нефти в терригенных отложениях бобриковского горизонта залегает на глубине 2240 м, имеет средневзвешенную нефтенасыщенную толщину - 2,90 м, открытую пористость -17%, нефтенасыщенность - 85%, плотность нефти в стандартных условиях - 0,860 г/см3, пересчетный коэффициент нефти - 0,900, проницаемость - 0,320 мкм2, среднее значение коэффициента извлечения нефти -0,370. Самый высокий разброс в оценке параметров для моделирования порового нефтенасыщенного объема имеет проницаемость. 110 Таблица 4.1.1 - Среднестатистические показатели и виды средних значений параметров продуктивных пластов пласты параметры 1 А1+2+3+4 Статистическая обработка методом моментов Виды средних значений объем средняя Дисперсия Стандартное Вариация акцесс эксцесс среднее среднее среднее ср. среднее мода выборки статист. отклонение гармонич. геометр арифмет статист всего(10-13) 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 глубина,м 43 37 2213 5,46 405494,9 32,14025 636,7848 5,6692 28,7708 103,84 1,898683 6,319876 -2,0621 607,7069 2002 3,21 2084 4,07 2167 5,59 2213 5,46 2116,5 4,6 2004 2,2 41 35 35 0,164 0,779 0,8504 0,000287 0,00265 0,001419 0,016937 0,051479 0,037671 10,32574 0,213163 -1,05366 6,6096 -3,71013 -6,04835 4,4296 12,6781 -16,6932 0,156 0,781 0,851 0,16 0,785 0,852 0,164 0,789 0,853 0,164 0,779 0,8504 0,161 0,784 0,852 0,16 0,8 0,911 пересчетный коэффициент,ед 35 0,87 0,004846 0,069611 8,0012 -1,78891 -31,4989 0,88 0,886 0,891 0,87 0,882 0,907 проницаемость мкм2 КИН, доли ед 39 0,205 0,07313 0,270426 131,746 2,179797 42,68693 0,0152 0,08 0,255 0,205 0,139 0,213 41 0,318 0,013421 0,115848 36,39104 0,033786 -5,4712 0,264 0,294 0,32 0,318 0,299 0,4 глубина,м 37 37 2322,9 3,097 28988,31 1,9926 170,2595 1,411629 7,3296 45,576 -0,05006 -1,25782 0,6751 41,546 2318,7 2,32 2325,6 2,71 2332,4 3,11 2322,9 3,097 2324,90 2,81 2285 1,9 37 37 37 0,123 0,784 0,8399 0,000197 0,000647 0,00047 0,014028 0,025446 0.021669 11,445 3,2459 2,57971 0,202319 1,751517 -1,57469 -8,96617 22,57232 29,13509 0,114 0,7896 0,8398 0,118 0,791 0,8401 0,121 0,793 0,8404 0,123 0,784 0,8399 0,12 0,79 0,84 0,13 0,8 0,825 37 0,8951 0,00162 0,040255 4,497341 -0,63081 -9,52285 0,8945 0,8955 0,8965 0,8951 0,90 0,915 30 0,0344 0,000666 0,025812 75,03379 1,476213 53,539 0,0152 0,0234 0,042 0,5287 0,15 0,023 30 0,355 0,009829 0,09914 10,44 0,2343 0,2607 0,2828 0,355 0,283 0,4 ср.эфф.н/н толщина, м отк.пористость Кнг, доли ед плотность нефти ст.усл, г/см3 О1+2+3+4+5+6 ср.эфф.н/н толщина,м отк.пористость Кнг, доли ед плотность нефти ст.усл,г/см3 пересчетный коэффициент,д.е д проницаемость мкм2 КИН, доли ед 27,93 0,25 111 Продолжение табл. 4.1.1 -. Среднестатистические показатели и виды средних значений параметров продуктивных пластов 1 Б2 2 глубина,м 5 6 7 8 2148,7 11 12 13 2231,1 2316,5 2262,8 2239,8 15 1650 0,99697 265,305 -1,32316 -22,97 -1,28 -17,8357 0,87827 6,0509 2,44 0,167 0,85 0,8576 2,796 0,171 0,852 0,8584 3,31 0,174 0,8532 0,8592 3,059 0,16 0,8385 0,8612 2,90 0,17 0,85 0,86 1,6 0,19 0,8 0,899 -1,34784 -13,0497 0,8857 0,8914 0,8962 0,908 0,90 0,953 233,993 0,0699 0,2282 0,4368 0,5287 0,32 0,45 1,94246 0,3421 0,3618 0,3792 0,3814 0,37 0,4 642,03 2,9407 27,67362 0,462512 -0,40852 62,1648 1,472538 3,03078 2145,19 3,26 3,975 2327,701 4,782 2320 4,73 2264,30 4,19 1700 3,6 0,011621 0,025978992 0,025926454 9,93012 0,696519 19,62441 3,090294 -3,65244 -13,2266 3,026962 -0,57533 -1,28914 0,08 0,85 0,86 0,103 0,855 0,856 0,109 0,856 0,857 0,1184 0,84066 0,8565 0,10 0,85 0,86 0,11 0,83 0,875 344284,18 586,757 25,93 0,14691 59 60 60 60 3,06 0,16 0,8385 0,8612 2,61936 0,000198 0,00048942 0,0011783 1,61844 0,01408 0,02212 0,03433 52,9 8,79 2,6384 3,986 пересчетный коэфф-иент,д.ед 60 0,908 0,00575767 0,07588 8,35675 проницаемость мкм2 КИН, доли ед 60 0,5287 0,281722 0,53078 100,399 1,8208 62 0,3814 0,010796 0,1039 27,2462 -0,14329 глубина,м 200 144 2320 4,73 412200 8,648 плотность нефти ст.усл,г/см3 ср.эфф.н/н толщина,м отк.пористость Кнг, доли ед 9 -0,92856 10 14 143 143 145 0,1184 0,00013505 0,84066 0,00067491 0,8565 0,00067218 пересчетный коэфф.-ент,д.ед 144 0,91267 0,0035972 0,0599768 6,571605 -1,14403 -35,2866 0,9 0,905 0,908 0,91267 0,91 0,922 проницаемость мкм2 КИН, доли ед глубина,м 132 0,04212 0,0031258 0,055909 132,7333 1,716337 314,2746 0,01 0,029 0,053 0,04212 0,03 0,014 161 20 17 0,3395 3432 2,59 0,00804533 12100 1,58477 0,0896958 110 1,258879 26,41924 3,205 49,19755 -0,31619 2,269607 -1,19008 1,055529 0,95066 50,31667 0,300 3572 1,82 0,324 3598 2,86 0,340 3629 3,92 0,3395 3432 2,59 0,326 3557,75 2,80 0,2 4930 2 17 0,111 0,000083 0,009113 8,2185 -1,42816 -0,24007 0,112 0,114 0,115 0,111 0,113 0,12 плотность нефти ст.усл,г/см3 Дкт 4 2262,8 ср.эфф.н/н толщина,м отк.пористость Кнг, доли ед Т1+2+3 Дфр? ДФ 3 75 ср.эфф.н/н толщина,м отк.пористость 112 Продолжение таблицы 4.1.1- Среднестатистические показатели и виды средних значений параметров продуктивных пластов 1 2 Кнг, доли ед 5 6 7 0,826 0,848 0,828 0,848 0,831 0,849 13 0,823 0,8478 0,827 0,848 15 0,86 0,895 5,484559 1,775693 46,32038 0,794 0,8 0,804 0,8177 0,804 0,8 0,28864 732,8775 1,918806 49,60589 0,014 0,036 0,152 0,051 0,826 0,009133 329163,9 7,096611 0,095567 573,7281 2,663947 32,6753 20,0651 78,4707 0,257 2740 2,13 0,276 2803 2,548 0,294 2863 3,156 0,292 2859 3,39 0,280 2816,3 2,806 0,3 2340 1,5 0,1398 0,863 0,856 0,000658 0,002431 0,000629 0,025652 0,049303 0,02508 18,3558 5,71296 2,92961 1,44 -0,1078 -0,2626 3,0469 -1,011 0,2912 0,142 0,861 0,856 0,144 0,862 0,857 0,146 0,864 0,857 0,1398 0,863 0,856 0,143 0,863 0,857 0,13 0,89 0,854 52 0,839 0,009214 0,09599 11,4397 -1,1725 1,7404 0,828 0,836 0,842 0,839 0,836 0,901 40 0,182 0,0276 0,166132 91,2816 2,0695 4,3468 0,056 0,111 0,174 0,182 0,131 0,33 59 73 64 0,384 3611,1 2,776 0,011814 436230,726 4,05129 0,10869 660,47765 2,01278 28,2826 -0,2146 -0,192 18,29016 -0,61513 -0,42604 72,50417 1,395235 1,607525 0,338 3487,076 1,819011 0,364 0,385 3562,384 3629,041 2,23928 2,786154 0,384 3611 2,776 0,368 3572,4 2,405 0,4 2745 1 64 64 64 0,1238 0,8909 0,8248 0,00032 0,0016684 0,00117344 0,01789 0,040845 0,034255 14,45012 0,302833 -0,40923 4,58488 -0,81192 -0,13811 4,1534 -0,10816 -1,13147 0,117375 0,891873 0,817928 0,117375 0,121708 0,893094 0,894277 0,818709 0,819488 0,124 0,891 0,8248 0,12 0,94 0,826 57 0,709 0,02792539 0,167108924 23,56617 0,625075 0,653266 0,680231 0,709 0,120 0,893 0,820 0,000 0,667 0,00041 0,000751 0,020245 0,027399 2,45729 3,23179 пересчетный коэфф. ент,д.ед 18 0,8177 0,002011 0,044845 проницаемость мкм2 КИН, доли ед глубина,м 13 0,03938 0,083314 19 60 58 0,292 2859 3,39 56 52 52 пересчетный коэфф.-ент,д.ед проницаемость мкм2 КИН, доли ед глубина,м ср.эфф.н/н толщина,м отк.пористость Кнг, доли ед плотность нефти ст.усл,г/см3 ДIII+ДIV 4 0,823 0,8478 плотность нефти ст.усл,г/см3 Д0+1 3 17 19 ср.эфф.н/н толщина,м отк.пористость Кнг, доли ед плотность нефти ст.усл,г/см3 пересчетный коэфф-ент,д.ед 8 9 2,204057 -0,69653 11,47156 -24,5052 0,139396 -5,43897 0,0552 -0,797 2,0601 4,4535 -0,20887 -1,3097 10 11 12 14 0,485 113 Продолжение таблицы 4.1.1- Среднестатистические показатели и виды средних значений параметров продуктивных пластов 1 ДV+ДVI+ДVII 2 3 4 5 6 7 8 9 3,979111 0,024 10 0,057 0,089 13 0,089 0,065 15 0,103 0,14 0,305 0,342 0,349 0,284 0,4 3745,203 3785,608 3776,59 2,64 3,71 4,367 3751,749 3,184 1,4 0,092916 0,761579 0,81031 0,097051 0,10153 0,10672 0,861801 0,888184 0,8989 0,811054 0,811806 0,814 0,100 0,853 0,812 0,07 0,94 0,85 -1,2831 0,597361 0,62594 0,652429 0,67724 0,638 0,83 0,283002 2,21205 0,00407 0,008954 0,02599 0,08339 0,031 -0,07195 -0,84117 0,267057 0,289857 0,309592 0,31357 0,295 проницаемость мкм2 КИН, доли ед 47 0,089 0,0034678 0,058888 66,0888 1,89955 65 0,349 0,01106708 0,105200175 30,14332 -0,09499 0,064782 глубина,м 51 51 3776,59 4,367 278938,9 19,24183 528,1466 4,38655 13,98476 -0,72228 0,86506 100,4554 3,998966 19,44243 3699,594 2,02 49 49 49 0,10672 0,8989 0,814 0,00068 0,002077 0,00098 0,026079 0,045577 0,031297 24,43616 0,896278 0,757735 5,07015 -0,75412 -0,25599 3,84466 0,569677 -0,00347 пересчетный коэффиц.,д.ед 49 0,67724 0,024177 0,155488 22,9589 -0,25655 проницаемость мкм2 КИН, доли ед 45 0,08339 0,000963 0,031028 37,209 49 0,31357 0,010384 0,1019 32,4967 ср.эфф.н/н толщина,м отк.пористость Кнг, доли ед плотность нефти ст.усл,г/см3 11 12 14 0,4 114 Среднее гармоническое значение -0,0699 мкм2, модальное значение -0,450 мкм2, среднее арифметическое значение проницаемости по 60 группам определений -0,437 мкм2, по расчетам методом моментов -0,529 мкм2. Коэффициент вариации проницаемости -100%. Среднестатистическая залежь нефти в карбонатных поровых коллекторах турнейского и фаменского горизонтов залегает на глубине 2264м. Залежь имеет средневзвешенную нефтенасыщенную толщину – 4,19м, открытую пористость - 10%, нефтенасыщенность -85%, плотность нефти в стандартных условиях - 0,860 г/см3, пересчетный коэффициент - 0,910, проницаемость 0,030 мкм2, среднее значение коэффициента нефтеизвлечения - 0,326. Самый высокий разброс в оценке параметров для моделирования эффективного объема имеет проницаемость. Среднее гармоническое значение -0,010 мкм2, модальное -0,014 мкм2, среднее арифметическое значение по 132 группам значений -0,042 мкм2, среднестатистическое значение, рассчитанное методом моментов -0,053 мкм2. Коэффициент вариации проницаемости -132,7%. Среднестатистическая залежь нефти в терригенных поровых коллекторах колганской толщи средневзвешенную залегает на глубине нефтенасыщенную 3558м. толщину - Залежь 2,80м, имеет открытую пористость - 11,3%, нефтенасыщенность - 82,7%, плотность нефти в стандартных условиях -0,848 г/см3, пересчетный коэффициент -0,804, проницаемость -0,051мкм2, среднее значение коэффициента нефтеизвлечения - 0,280. Коэффициент вариации проницаемости -732,9%. Модальное значение проницаемости -0,826мкм2, среднегармоническое значение -0,014мкм2, среднеарифметическое значение по трем средним -0,051мкм2 при объеме выборки -13 групп случаев. На коэффициент вариации по проницаемости повлияло значение проницаемости по данным анализов керна ДачноРепинского месторождениям, где образцы были отобраны из поровотрещинных коллекторов, дали высокие значения проницаемости. 115 Среднестатистическая залежь нефти в терригенных поровых коллекторах пашийского горизонта средневзвешенную пористость залегает на глубине нефтенасыщенную -14,3%, 2816м. толщину нефтенасыщенность -86,3%, - Залежь 2,81м, имеет открытую плотность нефти в стандартных условиях -0,857 г/см3, пересчетный коэффициент -0,836, проницаемость 0,131мкм2, - среднее значение коэффициента нефтеизвлечения - 0,368. Самый высокий разброс в оценке параметров для моделирования эффективного объема имеет проницаемость. Среднее гармоническое значение - 0,056 мкм2, модальное -0,330 мкм2, среднее арифметическое значение по 40 группам значений -0,174 мкм2, среднестатистическое значение, рассчитанное методом моментов - 0,182 мкм2. Коэффициент вариации проницаемости -91,3%. Среднестатистическая залежь нефти в терригенных отложениях старооскольского и воробьевского горизонтов залегает на глубине 3572м. Залежь имеет средневзвешенную нефтенасыщенную толщину - 2,41м, открытую пористость -12%, нефтенасыщенность -89,3%, плотность нефти в стандартных условиях -0,820 г/см3, пересчетный коэффициент -0,667, проницаемость -0,065мкм2, среднее значение коэффициента нефтеизвлечения - 0,284. Самый высокий разброс в оценке параметров для моделирования эффективного объема имеет средневзвешенная нефтенасыщенная толщина пласта. Среднее гармоническое значение - 1,82м, модальное -1м, среднее арифметическое значение среднестатистическое по значение 64 - группам 2,78м. значений Коэффициент -2,79м, вариации средневзвешенной нефтенасыщенной толщины - 72,5%. Среднестатистическая залежь нефти в карбонатных поровых коллекторах афонинского и койвенского горизонтов залегает на глубине 3752м. Залежь имеет средневзвешенную нефтенасыщенную толщину – 3,18м, открытую пористость - 10%, нефтенасыщенность - 85,3%, плотность нефти в стандартных условиях - 0,812 г/см3, пересчетный коэффициент - 0,638, 116 проницаемость мкм2, 0,031 - среднее значение коэффициента нефтеизвлечения - 0,295. Самый высокий разброс в оценке параметров для моделирования эффективного объема имеет средневзвешенная нефтенасыщенная толщина пластов. Среднее гармоническое значение -2,02м, модальное -1,4м, среднее арифметическое значение по 51 группам значений 3,71м, среднестатистическое значение, рассчитанное методом моментов 4,37м. Коэффициент вариации средневзвешенной нефтенасыщенной толщины - 100,5%. 4.2 Оценка подсчетных параметров, удельных запасов проницаемости для улучшения качества прогнозирования нефти, ресурсов нефти в Оренбургской области Оценка подсчетных параметров: эффективной пористости; нефтенасыщенности; плотности нефти в стандартных условиях для условий дифференциального коэффициента и ступенчатого выполнена по разгазирования; геолого-статистическим пересчетного моделям, распределение этих параметров по всем группам продуктивных пластов представлено на рис.4.2.1 и 4.2.2 и табл.4.1.1 ( 4.1). Для оценки анализа чувствительности выполнено ранжирование по степени разброса параметров (коэффициента вариации , %) от минимального до максимального : 1) по плотности нефти в стандартных условиях –от 2,6 до 4,4%; 2) по нефтенасыщенности - от 2,5 до 6,6%; 3) пересчетному коэффициенту - от 4,5 до 23,6%; 4) по глубине залегания продуктивных отложений – от 3,2 до 28,8%; 5) по коэффициенту открытой эффективной пористости –от 8,2 до 24,4%; 6) по средневзвешенной нефтенасыщенной толщине пласта – от 45,6 до 103,8%; 7) по разбросу КИН –от 26,4 до 36,4%; 8) максимальный разброс по проницаемости – от 37,2 до 733%, оценка которой выполнена по результатам анализов керна, гидродинамических исследований оценки проницаемости по всем подсчетам запасов и ТЭО КИН 117 Значения [5]. коэффициента вариации параметров по комплексам продуктивных пластов приведены в табл.4.2.1. Одним из информативных факторов для метода аналогии является удельная плотность разведанных геологических запасов (в тоннах) на 1м2 площади нефтеносности. Удельные запасы разведанных категорий по верейско-башкирским, окским, бобриковским, турнейско-фаменским отложениям, «колганской толщи», пашийского, старооскольского, воробьевского, афонинского и койвенского горизонтов представлены на рис. 4.2.3 и 4.2.4 и согласуются с геологическим строением и нефтегазоносностью Оренбургской области [55]. Полиномиальная линия тренда (рис.4.2.3 и 4.2.4) - с высокими коэффициентами корреляции, кроме залежей нефти колганской толщи, позволяет достаточно надежно закладывать в расчеты по оценке перспективных ресурсов категории С3 средние удельные запасы по, вышеперечисленным, отложениям, а также средние подсчетные параметры, что может повысить качество оценки ресурсов категорий С 3, Д углеводородов. Таблица 4.2.1- Вариации разброса подсчетных параметров по Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м Открытая Пористость, доли ед Коэффициент Нефтенасыщенности, доли ед Плотность нефти в стандартных г/см3 Пересчетный коэффициент , доли ед Проницаемость, мкм2 Коэффициент нефтеизвлечения , доли ед А 1+2+3+4 О1+2+3+4+5+6 Б2 Т+Дф+Дфр Дкт До+1 ДIII+ДIV ДV+ДVI+ДVII Глубина залегания Пласты условиях, продуктивным пластам, % 28,8 7,3 25,93 27,7 3,2 20,1 18,3 14,0 103,8 45,6 52,9 62,2 49,2 78,5 72,5 100,5 10,3 11,4 8,8 9,9 8,2 18,4 14,5 24,4 6,6 3,25 2,6 3,1 2,5 5,7 4,6 5,1 4,4 2,6 4,0 3,0 3,2 2,9 4,2 3,8 8,0 4,5 8,4 6,6 5,5 11,4 23,6 23,0 131,7 75,0 100,4 132,7 732,9 91,3 66,1 37,2 36,4 27,9 27,2 26,4 32,7 28,3 30,1 32,5 118 Рис.4.2.1- Распределение средних глубин залегания, средней нефтенасыщенной толщины, пористости и нефтенасыщенности по продуктивным пластам 119 Рис. 4.2.2- Распределение плотности нефти в стандартных условиях, пересчетного коэффициента, проницаемости и утвержденного КИН по продуктивным пластам. 120 Рис.4.2.3- Распределение удельных запасов разведанных залежей московского, башкирского ярусов, окского, бобриковского, турнейского и фаменского горизонтов 121 Рис.4.2.4- Распределение удельных запасов разведанных залежей старооскольского, воробьевского, афонинского и койвенского горизонтов колганской толщи, пашийского, 122 Выводы по четвертой главе: 1. Произведена статистическая обработка методом моментов фактических распределений наиболее значимых для подсчетов запасов параметров по пластам, участкам, куполам месторождений с разведанными запасами нефти. Оценены и исследованы все виды средних значений и их разброс с целью улучшения качества прогнозирования ресурсов УВ. 2. Разработаны единые геолого-статистические модели и распределения параметров по восьми группам продуктивных нефтяных пластов, установлены геолого-статистические законы распределения с высокой долей вероятности. По продуктивным пластам месторождений Оренбургской области получены распределения наиболее значимых для подсчетов запасов проницаемости, утвержденных КИН и удельной плотности распределения разведанных запасов и других подсчетных параметров, что позволяет проводить более качественную оценку ресурсов С3, которые являются базой для разведанных запасов, геологическим обеспечением разработки нефтяных и газовых месторождений. 123 ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ 1.В результате анализа и сопоставления понятий и определений классификаций запасов и ресурсов УВ выявлено их многообразие и неоднозначность. Установлено, что сравнение выработки и представление начальных запасов по отдельным категориям невозможно реализовать на практике в трехмерной геолого-промысловой модели залежи, так как отсутствует информация накопленной добычи по категориям, она дается в целом по разведанным запасам залежи. 2. Автором разработана модель-схема классификации запасов и ресурсов УВ, которая отражает системный подход в нефтепромысловой геологии. Модель-схема раскрывает внутреннюю структуру, совершенствует ее, дает принципиальное направление путей развития управления запасами и ресурсами УВ на информационном уровне, учитывает этапы поисковоразведочного процесса, мониторинга разработки и промышленную значимость, а также степени рисков. 3. Проведен анализ состояния ГРР в Оренбургской области и получены следующие результаты: -установлены значительные сокращения объемов бурения, что может привести к падению добычи нефти в течение пяти лет при поддержании темпов отборов более 22 млн.т в год; -предложена методика оценки состояния и качества начальных суммарных ресурсов углеводородов; -установлена необходимость увеличения объемов поисково-разведочного бурения в Бузулукском НГР и современной оценки структуры ресурсной базы категорий С3 ,Д1 ,Д2 и ее освоения в выявленных условиях степени разведанности ресурсов нефти 42,5% и обеспеченности запасами на 30лет. 4. Разработаны геолого-статистические модели по восьми группам продуктивных нефтяных пластов, установлены геолого-статистические 124 законы распределения с высокой долей вероятности. По продуктивным пластам месторождений Оренбургской области получены распределения наиболее значимых для подсчетов запасов проницаемости, утвержденных КИН и удельной плотности распределения разведанных запасов и других подсчетных параметров, что позволяет проводить более качественную оценку ресурсов С3, которые являются базой для разведанных запасов, геологическим месторождений. обеспечением разработки нефтяных и газовых 125 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ: 1. Абрикосов И.Х., Жабрев И.П., Фейгин М.В. К вопросу о классификации потенциальных ресурсов и прогнозных запасов нефти и газа / И.Х. Абрикосов, И.П. Жабрев, М.В. Фейгин// Нефтегазовая геология и геофизика.1973.- №6.-С.11-15. 2. Аленин В.В., Крылов Н.А., Мустафинов Р.А. О двойственном характере ресурсов нефти и газа категории С3 / В.В. Аленин, Н.А. Крылов, Р.А. Мустафинов// Геология нефти и газа.-1984.- №10.-С.23-26. 3. Ампилов Ю.П. Экономическая геология / Ю.П. Ампилов, А.А. Герт.- М.: Геоинформмарк , 2006.-329с. 4. Арешев Е.Г. Совершенствование классификации запасов и ресурсов нефти и газа – требование времени / Е.Г. Арешев, В.С. Ульянов, В.В. Шелепов, И.С. Гутман, Е.А. Дьячкова// Нефтяное хозяйство. – 2009.- №9.-С.10-17. 5. Бережная Л. И. Экономическая доминанта новой классификации запасов и ресурсов углеводородов / Л.И. Бережная, Б.Н. Аронштейн, Р.М. Галимзянов, Г.И. Панарина// Геология нефти газа .-2008.-№8.-С.1-5. 6. Берг Ю.А. Регион /Ю.А. Берг// Нефть России. -2011.-№4.-С.39-42. 7. Васильев В.Г. О номенклатуре и классификации залежей и месторождений нефти и газа / В.Г. Васильев, Н.С. Ерофеев, С.С. Коробов, З.Л. Рожков, В.И. Старосельский// Геология нефти и газа.- 1966.- №6.-С.36-40. 8. Воробьев В.Я., Постнова Е.В., Соловьев Б.А. Оптимизация геологоразведочных работ для поддержания добычи нефти в Волго-Уральском и Прикаспийском регионах / В.Я. Воробьев, Е.В.Постнова, Б.А.Соловьев// Геология нефти и газа.-2012.-№5.-С.81-87. 9. Временная классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, Москва, 2001 (Приказ МПР России № 126 от 07.02.2001).- 3с. 125 126 10. Гаврилов В.П. Возможные механизмы естественного восполнения запасов на нефтяных и газовых месторождениях / В.П.Гаврилов// Геология нефти и газа.-2008.-№1.-С.1-7. 11. Гришин Ф.А. Оценка разведанных запасов нефти и газа /Ф.А. Гришин. М.: Недра, 1969.- 248с. 12. Гришин Ф.А. Промышленная оценка месторождений нефти и газа /Ф.А. Гришин. - М.: Недра, 1975.- 288с. 13. Гришин Ф.А. Подсчет запасов нефти и газа в США / Ф.А. Гришин. - М.: Недра, 1993.- 343с. 14. Гмурман В.Е. Теория вероятностей и математическая статистика / В.Е. Гмурман - М.: Высшая школа, 2005.- 404с. 15. Герт А.А. Геолого-экономическая и стоимостная оценка месторождений по новой классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов / А.А. Герт, К.Н. Волкова, Н.А. Супрунчик, П.Н. Мельников// Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. -2008.- №3.- С. 1-9. 16. Герт А.А. Геолого-экономическая и стоимостная оценка месторождений и участков недр, содержащих запасы и георесурсы нефти и газа / А.А. Герт, Н.А. Супрунчик, О.Г. Немова, К.Н. Волкова - Новосибирск: СНИИГГиМС, 2007.-122с. 17. Гомзиков В.К., Фурсов А.Я. Динамика структуры запасов как основа мониторинга разработки нефтяных месторождений / В.К. Гомзиков, А.Я. Фурсов// Сб.науч.тр. ВНИИнефти. Вып.131.-М.-2005.-С.12-17. 18. Гоч В.П., Кулиниченко В.Л. Теория и методология Со-Творчества/ В.П. Гоч, В.Л.Кулиниченко// ИД Сфера.- 2007.-144с. 19. Гоч В.П., Худадатова Д.Х, Бабаева Г.К. Причинные аспекты развития живых систем. Причинная экономика / В.П. Гоч, Д.Х. Худадатова Г.К. Бабаева// Сб.науч.статей, Вып.11.-Севастополь.- 2007.-С.59-67. 126 127 20. Давлетшин Р.Б, Дунаев В.Ф. Принципы выделения групп запасов нефти по экономической эффективности их освоения / Р.Б. Давлетшин, В.Ф. Дунаев// Нефть, Газ и Бизнес.- 2010.- №1.- С.31-40. 21.Двуреченский В.А., Ульянов В.С., Семенович В.В. Классификация ресурсов и запасов нефти, газа, конденсата и попутных компонентов (проект) / В.А. Двуреченский, В.С. Ульянов, В.В. Семенович// Геология нефти и газа.1994.-№4.-С.26-28. 22. Дементьев Л.Ф., Жданов М.А., Кирсанов А.Н. Применение математической статистики в нефтепромысловой геологии / Л.Ф. Дементьев, М.А. Жданов, А.Н. Кирсанов – М.: Недра,1977.- 253с. 23. Денцкевич И.А., Фатюнина М.В. Противоречия и недостатки в категориях запасов и ресурсов нефти и горючих газов, представленных в новой классификации/ И.А. Денцкевич, М.В. Фатюнина// Геология нефти и газа.-2009.-№5.- С56-58. 24. Донской С.Е. Вернуть геологии ее законное место/ С.Е. Донской// Нефть России. - 2010.- №2.- С.50-55. 25. Дмитриевский А.Н. Фундаментальные исследования в геологии нефти и газа /А.Н. Дмитриевский// Геология нефти и газа.-1997.-№9.-С.4-10. 26. Елисеев С.А. Современная экономика / С.А.Елисеев - М.: ИТК Дашков и К, 2004.-504с. 27. Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа / М.А. Жданов – М.: Недра, 1981. - 300с. 28.Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, ГКЗ СССР, Москва,1984 (Постановление Совета Министров СССР №299 от 08.04.1983).55с. 29. Инструкция по применению классификации запасов к месторождениям нефти и горючих газов. Инструкция о порядке внесения, содержании и оформлении материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов, 127 128 представляемых для утверждения в Государственную комиссию по запасам полезных ископаемых при Совете Министров СССР (ГКЗ СССР), М., Недра, 1972.- 64с. 30. Инструкция по учету запасов нефти и горючих газов и составлению отчетных балансов по формам № 6-гр (нефть) и №7-гр (газ) , М., Недра, 1985.-93с. 31. Клещев К.А., Крылов Н.А., Мирончев Ю.П. Пути совершенствования классификации и учета ресурсов углеводородов / К.А. Клещев, Н.А. Крылов, Ю.П. Мирончев// Минеральные ресурсы России.-1999.- №1.-С.33-38. 32. Конторович А.Э., Демин В.И., Бакулина Т.Б. Методология и опыт теоретико-вероятностной оценки ресурсов нефти и газа в осадочной оболочке Земли как целостной системы / А.Э. Конторович, В.И. Демин, Т.В. Бакулина// Геология и геофизика.-1983.-№7.-С. 21-29. 33. Крылов Н.А. Проблемы нефтегазовой ресурсологии / Н.А. Крылов// Геология нефти и газа.-1998.-№10.-С.37-41. 34. Кутеев Ю.М, Савинкова Л.Д. Состояние ресурсной базы углеводородов Оренбургской области/ Ю.М. Кутеев, Л.Д. Савинкова// Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. -2011.- №2.- С. 2-6. 35. Корзун Е.В. Малые независимые компании в России: пакет антикризисных мер/ Е.В. Корзун// Георесурсы.- 2009.- №2.- С.23-26. 36. Конторович А.Э., Коржубаев А.Г., Эдер Л.В. Прогноз глобального энергосбережения: методология, количественная оценка, практические выводы /А.Э. Конторович, А.Г. Коржубаев, Л.В. Эдер// Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. -2006.- №5.- С. 1-11. 37. Коржубаев А.Г., Эдер Л.В. Динамика добычи нефти и конденсата в СССР и в России за 1990-2009г.г. /А.Г.Коржубаев, Л.В. Эдер// Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. -2010.- №3.- С. 1-7. 38. Меркулов С.В. Основные игроки на изменяющемся мировом рынке нефти / С.В. Меркулов// Нефтепромысловое дело.-2007.-№3.-С.-61-71. 128 129 39. Мирзаджанзаде А.Х., Шахвердиев А.Х. Динамические процессы в нефтедобыче. Системный анализ, диагноз, прогноз / А.Х. Мирзаджанзаде, А.Х. Шахвердиев. - М.:Наука,1997.- 254с. 40. Мерзляков В.Ф., Савинкова Л.Д. Оптимизация геологоразведочных работ для поддержания уровней добычи нефти на примере Оренбургской области / В.Ф.Мерзляков, Л.Д. Савинкова // Электронный научный журнал //Нефтегазовое дело.-2013.-№1-.С.144-158. Режим доступа к журналу: http://www.orgbus.ru//autpors/savinkova/eva.1.pdf (в соавторстве). 41. Муслимов Р.Х. Проблемы рациональной разработки нефтяных месторождений и воспроизводства запасов для стабильного развития нефтяной отрасли в рыночных условиях /Р.Х.Муслимов// Георесурсы.-2009.№3.-С.18-22. 42.Методическое руководство по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России, М. ВНИГНИ, 2000.-189с. 43.Методическое руководство по расчету коэффициентов извлечения нефти из недр, РД 39-0147035-214-86, М.,1986.- 322с. 44. Немченко Н.Н. Сопоставление классификаций ресурсов и запасов нефти и газа России и США / Н.Н. Немченко, М.Я. Зыкин, И.С. Гутман, В.И. Пороскун// Геология нефти и газа.-1996.-№8.-С.20-24. 45. Никитин Ю.И, Остапенко С.В., Щеглов В.Б. Новое направление геологоразведочных работ в Оренбургской области / Ю.И. Никитин, С.В. Остапенко, В.Б. Щеглов// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.-2011.- №11.-С13-18. 46.Назаров В.И., Наливкин В.Д., Сверчков Г.П. Экономическая оценка ресурсов нефти и газа России /В.И.Назаров, В.Д.Наливкин, Г.П.Сверчков// Геология нефти и газа.-1997.-№10.-С.14-25. 47. Орлов В.П. Ресурсный потенциал и государственное регулирование недропользования / В.П.Орлов// Минеральные ресурсы России. Экономика и управление.-2006.- №4.-С. 1-4. 129 130 48. Попов А.П., Плесовских И.А., Варламов А.И. Состояние сырьевой базы нефти и газа Российской Федерации / А.П. Попов, И.А. Плесовских, А.И. Варламов// Геология нефти и газа.-2012.-№5.-С. 4-25. 49. Постнова Е.В. Перспективы развития ресурсной базы добычи углеводородного сырья Волго-Уральской и Прикаспийской нефтегазоносных провинций / Е.В. Постнова, С.Н. Жидовинов, Л.И. Сизинцева, И.В. Демидова// Геология нефти и газа.-2011.-№1.- С. 12-20. 50. Постнова Е.В., Жидовинов С.Н. Современные тенденции развития ресурсной базы углеводородного сырья и пути повышения результативности геологоразведочных работ в Урало-Поволжском регионе / Е.В. Постнова, С.Н. Жидовинов// Геология нефти и газа.-2008.-№5.-С. 2-10. 51. Пояснительные записки к оперативному движению запасов нефти и газа с 1967 по 2003г.г. месторождений Оренбургской области. 52. Прищепа О.М., Отмас А.А., Куранов А.В. Достоверность оценок перспективных ресурсов углеводородного сырья на подготовленных к бурению объектов / О.М. Прищепа, А.А. Отмас, А.В. Куранов// Минеральные ресурсы России. Экономика и управление.-2011.- №1.-С. 21-26. 53. Проект новой классификации запасов нефти и газа / под руководством Г.А.Габриэлянца (кол. авт., институт ВНИГНИ, НПЦ)// (Приказ МПР от 01.11.2005г №298, регистрация Министерства юстиции РФ за №7296). 54. Поминова В.Ф. Классификация и оценка запасов нефти и газа в зарубежных странах / В.Ф. Поминова. – М., ЦНИИТЭнефтегаз, 1964.- 247с. 55. Пантелеев А.С. Геологическое строение и нефтегазоносность Оренбургской области / под ред. А.С. Пантелеева, колл. авт., ОНАКО// Оренбургское книжное издательство.-1997.-272с. 56 Пантелеев А.С. Геология и эксплуатация нефтяных и газонефтяных месторождений Оренбургской области / под ред. А..С.Пантеева, Н.Ф.Козлова, колл. авт., ОНАКО-сб. науч. тр .-Вып.2-1999.-379с. 130 131 57. Петерсилье В.И., Пороскун В.И., Яценко Г.Г. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом / под ред. В.И. Петерсилье, В.И. Пороскун, Г.Г. Яценко// МоскваТверь, ВНИГНИ, НПЦ.- 2003.-261с. 58. Райзберг Б.А, Лозовский Л.Ш., Стародубцева Е.Б. Современный словарь экономических терминов / Б.А. Райзберг, Л.Ш. Лозовский, Е.Б. Стародубцева. – М.: ИНФА,1999.-479с. 59. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений, РД 153-39-007-96. Минтопэнерго РФ. М.,ВНИИнефть,1996.-174с. 60. Савинкова Л. Д. Оценка подсчетных параметров и удельных запасов разведанных месторождений нефти Оренбургской области / Л. Д. Савинкова// Геология нефти и газа. - 2010. -№4.- С.73-83. 61.Савинкова Л. Д. Некоторые экономические и социальные аспекты использования запасов углеводородов /Л. Д. Савинкова// Нефть, газ и бизнес. -2010. -№6. – С. 6-12. 62. Савинкова Л.Д. Совершенствование классификации запасов и ресурсов нефти и газа в России / Л.Д. Савинкова// Нефть, газ и бизнес. -2010. -№7-8. – С. 21-24. 63.Савинкова Л. Д. Использование запасов углеводородов в России / Л.Д. Савинкова// Нефть, газ и бизнес. -2010. -№9. – С. 23-30. 64. Савинкова Л. Д. Совершенствование классификации запасов и ресурсов углеводородов в России / Л.Д. Савинкова// Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. -2010.-№12.- С. 66-70. 65. Савинкова Л. Д. Формирование экономических критериев новой классификации запасов и прогнозных ресурсов углеводородов в России /Л. Д. Савинкова// Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. -2008.№9.- С. 57-60. 131 132 66. Савинкова Л. Д. Проблемы классификации трудноизвлекаемых запасов нефти / Л. Д. Савинкова// Геология и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений Оренбургской области: сб. науч. тр. Вып.2, ОНАКО / Оренбург: 1999. - С. 244-247. 67. Савинкова Л. Д. Особенности классификации запасов и ресурсов углеводородов в России /Л. Д. Савинкова// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. -2010. -№11.- С. 4-9. 68. Савинкова Л.Д. Основные понятия систем управления запасами и ресурсами углеводородов в мире и России /Л.Д. Савинкова// Нефтепромысловое дело. -2011. -№8. - С. 48-50. 69. Савинкова Л.Д. Сопоставимость основных понятий международной системы управления запасами и ресурсами углеводородов и действующей классификации в России /Л. Д. Савинкова// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. -2011.- №5.- С. 4-10. 70. Савинкова Л. Д. Оценка влияния параметров системы разработки на коэффициент нефтеизвлечения/ Л. Д. Савинкова// Геология и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений Оренбургской области: сб. науч. тр. Вып.3, ОНАКО / - Оренбург: 2001. - С. 181-183. 71. Савинкова Л.Д. Сопоставление систем классификации запасов и ресурсов углеводородов в мире и России/Л.Д. Савинкова// Тезисы докладов на третьей конференции с международным участием в ООО ВолгоУралНИПИгаз, Оренбург, 19-20 мая 2011г.- С.51-53. 72.Савинкова Л.Д. Совершенствование классификации запасов и ресурсов углеводородов в России/Л.Д. Савинкова//Тезисы доклада на четвертой научно-технической конференции с международным участием в ООО «ВолгоУралНИПИгаз», Оренбург, 23-24сентября 2010г.-С.64-66. 73.Савинкова Л.Д. Экономические критерии оценки запасов и ресурсов углеводородов в России/Л.Д. Савинкова//Тезисы доклада на научной 132 133 конференции с международным участием в ООО «ВолгоУралНИПИгаз» Оренбург, 26-27 июня 2008г. - С.12-13. 74. Савинкова Л.Д. Совершенствование классификации запасов и ресурсов углеводородов в России /Л.Д. Савинкова// Геология нефти и газа. -2012. -№3. - С. 69-76. 75. Сахаров А.А. Пути привлечения инвестиций в нефтегазовый сектор Российской Федерации / А.А.Сахаров// Нефтепромысловое дело.-2009.-№6.С.50-54. 76.Статистическая форма отчетности 6ГР (нефть, газ, 2004-2011г.г.) по Оренбургской области 77. Чоловский И.П. Рамочная схема геолого-промысловой классификации сырьевой базы газодобывающей отрасли / И.П. Чоловский, И.С. Гутман, Е.В. Поротнов, И.П. Жабрев// Геология нефти и газа.-1997.-№4.-С.4-7. 78. Шпильман В.И., Цзинь Чжи Цзюнь Закон распределения выявленных и невыявленных залежей нефти и газа по величине запасов / В.И. Шпильман, Цзинь Чжи Цзюнь// Геология нефти и газа.- 1993.- №11.-С.5-10. 79.Энергетическая стратегия России на период до 2020 года//Прил. к обществ.-дел.журн. «Энергетическая политика», М.ГУ ИЭС, 2003.- 136с. 80. Яртиев А.Ф. Экономическая перспектива развития ресурсной базы ВолгоУральской нефтегазоносной провинции / А.Ф. Яртиев// Нефтепромысловое дело.-2007.-№3.-С.-59-71. 133
