Подсчет запасов нефти и газа

б) условия залегания предполагаемых залежей по результатам геолого-геофизических исследований;

в) толщина, коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата, а при необходимости и эксплуатационные параметры принимаются по аналогии с данными по залежам аналогичного строения месторождениям данной нефтегазоносной области, которые по условиям залегания и геологическому строению можно сравнить с предполагаемыми.

74. Границы распространения ресурсов и границы фазового раздела залежей нефти и газа определяются по предполагаемым контурам, прогнозируемым по комплексу геологических, геофизических и гидрогеологических исследований, дающих удовлетворительные результаты в изучаемой нефтегазоносной области.

75. К категории D2 (перспективные) относятся ресурсы нефти и горючих газов литолого-стратиграфических комплексов и горизонтов с доказанной промышленной нефтегазоносностью в пределах крупных региональных структур.

76. Количественную оценку перспективных  ресурсов рекомендуется проводить, используя методы сравнительных  аналогий с выбором эталонных  участков в прилегающих районах  нефтегазоносной провинции.

77. К категории D3 (прогнозные) относятся  ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических  комплексов, оцениваемые в пределах  крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. Перспективы нефтегазоносности этих комплексов прогнозируются на основе данных геологических, геофизических, геохимических исследований.

78. Количественная оценка прогнозных  ресурсов производится по аналогии  с "внешними" эталонами - нефтегазоносными  провинциями (областями), обладающими  сходными с оцениваемой территорией  геологическим строением, возрастом, фундаментом и осадочным чехлом, историей развития и другими  геологическими характеристиками.

79. Оценку прогнозных ресурсов категории D3 (прогнозные) рекомендуется проводить  объемно-статистическим методом  либо любым другим (например, объемно-балансовый, объемно-генетический), учитывающим зависимость концентрации ресурсов от геологических, геофизических и геохимических параметров.

 

IV. Выделение месторождений (залежей)

нефти и газа по фазовому состоянию

 

80. Месторождения (залежи) нефти и горючих  газов в зависимости от фазового  состояния и состава основных  углеводородных соединений, входящих  в их состав, подразделяются на:

а) нефтяные, содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом;

б) газонефтяные, в которых основная часть залежи нефтяная, а газовая шапка не превышает по объему условного топлива нефтяную часть залежи;

в) нефтегазовые, к которым относятся газовые залежи с нефтяной оторочкой, в которой нефтяная часть составляет по объему условного топлива менее 50%;

г) газовые, содержащие только газ;

д) газоконденсатные, содержащие газ с конденсатом;

е) нефтегазоконденсатные, содержащие нефть, газ и конденсат.

81. При определении запасов месторождений  подлежат обязательному раздельному  подсчету и учету запасы нефти, горючих газов и содержащиеся  в них компоненты (конденсат, этан, пропан, бутаны, сера, гелий, металлы), целесообразность  извлечения которых обоснована  технологическими и технико-экономическими  расчетами.

82. Подсчет и учет запасов нефти, горючих газов и содержащихся  в них компонентов, имеющих промышленное  значение, производят по каждой  залежи раздельно и месторождению  в целом по наличии их в недрах без учета потерь при разработке месторождений.

83. Запасы нефти, газового конденсата, а также содержащихся в них  компонентов подсчитываются и  учитываются, а ресурсы нефти  и газового конденсата оцениваются  и учитываются в единицах массы.

84. Оценка и учет качества нефти  и горючих газов производится  в соответствии с установленными  требованиями, с учетом технологии  добычи и переработки, обеспечивающей  их комплексное использование.

    85.  В газовых залежах  по содержанию C    выделяются  следующие

                                          5+B

группы газоконденсатных залежей:

1) низкоконденсатные - с содержанием конденсата менее 25 г/м3;

2) среднеконденсатные - с содержанием конденсата от 25 до 100 г/м3;

3) высококонденсатные - с содержанием конденсата от 100 до 500 г/м3;

4) уникальноконденсатные - с содержанием конденсата более 500 г/м3.

86. Запасы газа и гелия подсчитываются  и учитываются, а перспективные  и прогнозные ресурсы газа  и гелия оцениваются и учитываются  в единицах объема. Подсчет, оценка  и учет производятся при условиях, приведенных к стандартным (при  давлении 0,1 мПа и температуре 20 град. C).

 

 

 

 

V. Градация месторождений (залежей) нефти и горючих газов

по величине извлекаемых запасов

 

87. Месторождения нефти и газа  по величине извлекаемых запасов  нефти и геологических запасов  газа подразделяются на:

а) уникальные - более 300 млн. т нефти или 500 млрд. м3 газа;

б) крупные - от 30 до 300 млн. т нефти или от 30 до 500 млрд. м3 газа;

в) средние - от 3 до 30 млн. т нефти или от 3 до 30 млрд. м3 газа;

г) мелкие - от 1 до 3 млн. т нефти или от 1 до 3 млрд. м3 газа;

д) очень мелкие - менее 1 млн. т нефти, менее 1 млрд. м3 газа.

 

VI. Выделение залежей нефти и  горючих газов

по сложности геологического строения

 

88. По сложности геологического  строения выделяются залежи:

а) простого строения - однофазные залежи, связанные с ненарушенными или слабонарушенными структурами, продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;

б) сложного строения - одно- и двухфазные залежи, характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием литологических замещений коллекторов непроницаемыми породами либо тектонических нарушений;

в) очень сложного строения - одно- и двухфазные залежи, характеризующиеся как наличием литологических замещений или тектонических нарушений, так и невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов, а также залежи сложного строения с тяжелыми нефтями.

89. Степень сложности геологического  строения месторождения рекомендуется  устанавливать по соответствующим  характеристикам основных залежей, заключающих преобладающую часть (более 70%) запасов месторождения.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Приложение 1

к Методическим рекомендациям

по применению Классификации

запасов и прогнозных ресурсов

нефти и горючих газов

 

РЕКОМЕНДУЕМЫЕ МИНИМАЛЬНЫЕ ПРОМЫШЛЕННЫЕ

КОНЦЕНТРАЦИИ ПОПУТНЫХ КОМПОНЕНТОВ

 

┌────────────────────┬───────────────────────┬───────────────────┐

│    Основное или    │  Попутные компоненты  │   Промышленная    │

│ попутное полезное  │                       │   концентрация    │

│     ископаемое     │                       │                   │

├────────────────────┼───────────────────────┼───────────────────┤

│       Нефть        │         Сера          │       0,5%        │

│                    │        Ванадий        │      120 г/т      │

├────────────────────┼───────────────────────┼───────────────────┤

│   Свободный газ    │         Этан          │        3%         │

│и газ газовых шапок │     Пропан-бутан      │       0,9%        │

│                    │      Сероводород      │       0,5%        │

│                    │         Гелий         │      0,005%       │

│                    │         Азот          │        15%        │

│                    │   Двуокись углерода   │        15%        │

├────────────────────┼───────────────────────┼───────────────────┤

│  Растворенный газ  │         Этан          │        3%         │

│                    │     Пропан-бутан      │       0,9%        │

│                    │      Сероводород      │       0,5%        │

│                    │         Гелий         │      0,035%       │

├────────────────────┼───────────────────────┼───────────────────┤

│   Попутные воды    │          Йод          │      10 мг/л      │

│                    │         Бром          │     200 мг/л      │

│                    │      Окись бора       │     250 мг/л      │

│                    │         Литий         │      10 мг/л      │

│                    │        Рубидий        │      3 мг/л       │

│                    │         Цезий         │     0,5 мг/л      │

│                    │       Стронций        │     300 мг/л      │

│                    │       Германий        │     0,05 мг/л     │

│                    │       Вольфрам        │     0,03 мг/л     │

│                    │        Магний         │      100 г/л      │

│                    │         Калий         │     1000 мг/л     │

└────────────────────┴───────────────────────┴───────────────────┘

 

 

 

 

 

 

 

 

Приложение 2

к Методическим рекомендациям

по применению Классификации

запасов и прогнозных ресурсов

нефти и горючих газов

 

РЕКОМЕНДУЕМЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПО УСТАНОВЛЕНИЮ

ПЛОТНОСТИ И ВЯЗКОСТИ НЕФТИ

 

Плотность нефти      при 15 град., г/см3	Плотность нефти при   20 град., г/см3	Типы нефти
до 0,8345	до 0,830	Особо легкая
0,8345 - 0,8544	0,830 - 0,850	Легкая
0,8544 - 0,8744	0,850 - 0,870	Средняя
0,8744 - 8993	0,870 - 0,895	Тяжелая
более 0,8993	более 0,895	Битуминозная

 

Вязкость нефти,          мПа x с	Типы нефти
<= 5	С незначительной вязкостью
> 5 <= 10	Маловязкая
> 10 <= 30	С повышенной вязкостью
> 30	Высоковязкая