что такое балансовые запасы нефти
Балансовые запасы нефти и газа
Смотреть что такое «Балансовые запасы нефти и газа» в других словарях:
Запасы нефти и газа — ► oil and gas resources Разделяются на балансовые и извлекаемые. По существующей классификации запасы подразделяются на семь категорий: ■ подготовленные (А1) ■ разведанные (А2) ■ видимые (В) ■ предполагаемые (С1) ■ геологические, или… … Нефтегазовая микроэнциклопедия
МЕТОДЫ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА — подразделяются при подсчете запасов нефти на: 1) объемный; 2) отдача с 1 га или с 1 м2; 3) объемно генетический; 4) кривых эксплуатации, или статистический; 5) материальных балансов; 6) карт изобар; при подсчете запасов газа на: 1) объемный; 2)… … Геологическая энциклопедия
КЛАССИФИКАЦИЯ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА В СССР И ЗА РУБЕЖОМ — для выражения совокупности запасов разных категорий часто употребляется обобщающий термин “ресурсы”. Потенциальные общие или геол. ресурсы (запасы) включают в себя начальное содер. углеводородов в недрах залежах, представляющих промышленную… … Геологическая энциклопедия
КЛАССИФИКАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПО ВЕЛИЧИНЕ НАЧАЛЬНЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА В СССР И ЗА РУБЕЖОМ — для учета м ний по величине их запасов применяются различные классификации. В СССР, согласно инструкции ГКЗ, принята следующая классификация: Месторождения Балансовые запасы нефти, млн. т газа, млрд. м3 Крупные … Геологическая энциклопедия
Запасы полезных ископаемых — количество полезного ископаемого в недрах; подсчитываются обычно в тоннах, кг (золото), каратах (алмазы) и м3 (строительные материалы). Различают запасы руды, концентрата и полезного компонента (металла). З. п. и. определяют по м нию в целом и… … Геологическая энциклопедия
ЗАПАСЫ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ — кол во минерального сырья (руды, нефти, газа, полезного компонента металла или его оксида) в недрах Земли, определяемое по данным геол. разведки. 3. п. и. по нх пригодности для использования в нар. х ве разделяют на балансовые запасы и… … Большой энциклопедический политехнический словарь
Оптовые запасы — (Wholesale Inventories) Определение оптовых запасов, торговые и складские запасы Информация об определении оптовых запасов, торговые и складские запасы Содержание Содержание Виды запасов и их характеристики Торговые и складские запасы Принципы… … Энциклопедия инвестора
Мангистаумунайгаз — АО «Мангистаумунайгаз» Тип Акционерное общество Год основания 1963 Расположение … Википедия
Мангышлакнефть — ОАО «Мангистаумунайгаз» Год основания 1963 Ключевые фигуры Узакбай Карабалин (председатель совета директоров) Тип Акционерное общество Расположение … Википедия
Материальный баланс — Значимость предмета статьи поставлена под сомнение. Пожалуйста, покажите в статье значимость её предмета, добавив в неё доказательства значимости по частным критериям значимости или, в случае если частные критерии значимости для… … Википедия
ГРУППЫ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА И ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ИХ ПОДСЧЕТА И УЧЕТА
По народнохозяйственному значению запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, подразделяются на две группы, подлежащие самостоятельному подсчету и учету:
балансовые—запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически целесообразно;
забалансовые—запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически нецелесообразно или технически и технологически невозможно, но которые в дальнейшем могут быть переведены в балансовые.
В балансовых запасах нефти, растворенного газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, подсчитываются и учитываются извлекаемые запасы.
Коэффициенты извлечения нефти и конденсата определяются на основании повариантных технологических и технико-экономических расчетов и утверждаются ГКЗ РФ с учетом заключений по ним Министерства нефтяной промышленности, Министерства газовой промышленности и Министерства геологии РФ.
Запасы месторождений нефти и газа, расположенные в пределах охранных зон крупных водоемов и водотоков, населенных пунктов, заповедников, памятников природы, истории и культуры, относятся к балансовым или забалансовым на основании технико-экономических расчетов, в которых учитываются затраты на перенос объектов или затраты, связанные с применением специальных способов разработки месторождений. Если фактическая ценность ожидаемой продукции нефтегазодобывающих предприятий выше всех суммарных затрат, необходимых для освоения месторождения, то практически все разведанные (А, В и C1) и предварительно оцененные (С2) запасы должны быть отнесены к группе балансовых.
Таким образом, классификация запасов и ресурсов предусматривает жесткие требования при отнесении запасов к балансовым или забалансовым.
Классификация запасов предусматривает учет забалансовых запасов всех категорий.
Пересчет запасов производится и в тех случаях, когда в процессе разработки или доразведки залежей намечается списание балансовых и извлекаемых запасов категорий A+B+C1, не подтвердившихся или не подлежащих отработке по технико-экономическим причинам, превышающее нормативы, установленные действующим положением о порядке списания запасов полезных ископаемых с баланса предприятий по добыче нефти и газа.
При пересчете запасов на разрабатываемых месторождениях необходимо сопоставить данные разведки и разработки по запасам, условиям залегания, эффективной газонефтенасыщенной толщине, площади залежи, коллекторским свойствам пород и их неф-тегазонасыщенности, коэффициентах извлечения. При анализе баланса движения запасов следует установить конкретные причины изменений запасов и их категорийности. По месторождениям, на которых выявилось изменение запасов, утвержденных ГКЗ РФ, сопоставление данных разведки и разработки, а также анализ причин их расхождений, должны производиться совместно организациями, разведывавшими и разрабатывающими месторождение.
Основным графическим документом при подсчете запасов служит подсчетный план. Подсчетные планы (рис. 3) составляются на основе структурной карты по кровле продуктивных пластов-коллекторов или ближайшего репера, расположенного не более чем на 10 м выше или ниже кровли пласта. На карту наносятся внешний и внутренний контуры нефте- и газоносности, границы категорий запасов.
Границы и площадь подсчета запасов нефти и газа каждой из категорий окрашиваются определенным цветом:
— категория В — синим;
— категория С2 – желтым.
Рис. 3. Пример подсчетного плана залежи.
1 — нефть; 2 — вода: 3 — нефть и вода; скважины: 4 — добывающие, 5 — разведочные, 6 — в консервации, 7 — ликвидированные, в—не давшие притока; 9 — изогипсы поверхности коллекторов, м; контуры нефтеносности: 10 — внешний, 11 — внутренний; 12 — граница литолого-фациального замещения коллекторов; 13—категории запасов; цифры у скважин:
в числителе—номер скважины, в знаменателе—абсолютная отметка кровли коллектора, м.
На подсчетный план также наносятся все пробуренные на дату подсчета запасов скважины (с точным указанием положения устьев, то-чек пересечения ими кровли соответствующего продуктивного пласта):
— законсервированные в ожидании организации промысла;
— нагнетательные и наблюдательные;
— давшие безводную нефть, нефть с водой, газ, газ с конденсатом, газ с конденсатом и водой и воду;
— находящиеся в опробовании;
— ликвидированные, с указанием причин ликвидации;
— вскрывшие пласт, сложенный непроницаемыми породами.
По испытанным скважинам указываются: глубина и абсолютные отметки кровли и подошвы коллектора, абсолютные отметки интервалов перфорации, начальный и текущий дебиты нефти, газа и воды, диаметр штуцера, депрессия, продолжительность работы, дата появления воды и ее содержание в процентах в добываемой продукции. При совместном опробовании двух и более пластов указывают их индексы. Дебиты неф-ти и газа должны быть замерены при работе скважин на одинаковых штуцерах.
По добывающим скважинам приводятся: дата ввода в работу, начальный и текущий дебиты и пластовое давление, добытое количество нефти, газа, конденсата и воды, дата начала обводнения исодержание воды в процентах в добываемой продукции на дату подсчета запасов. При большом количестве скважин эти сведения помещаются в таблице на подсчетном плане или на прилагаемом к нему листе. Кроме того, на подсчетном плане дается таблица с указанием принятых авторами величин подсчетных параметров, подсчитанные запасы, их категории, величины параметров, принятые по решению ГКЗ РФ, дата, на которую подсчитаны запасы.
При повторном подсчете запасов на подсчетные планы должны быть нанесены границы категорий запасов, утвержденных при предыдущем подсчете, а также выделены скважины, пробуренные после предыдущего подсчета запасов.
Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов производится раздельно для газовой, нефтяной,. газонефтяной, водонефтяной и газонефтеводяной зон по типам коллекторов для каждого пласта залежи и месторождения в целом с обязательной оценкой перспектив всего месторождения.
Запасы содержащихся в нефти и газе компонентов, имеющие промышленное значение, подсчитываются в границах подсчета запасов нефти и газа.
При подсчете запасов подсчетные параметры измеряются в следующих единицах: толщина в метрах; давление в мегапаскалях (с точностью до десятых долей единицы); площадь в тысячах квадратных метров; плотность нефти, конденсата и воды в граммах на кубический сантиметр, а газа—в килограммах на кубический метр (с точностью до тысячных долей единицы); коэффициенты пористости и нефтегазо-насыщенности в долях единицы с округлением до сотых долей; коэффициенты извлечения нефти и конденсата в долях единицы с округлением до тысячных долей.
Средние значения параметров и результаты подсчета запасов приводятся в табличной форме.
ГРУППЫ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА И ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ИХ ПОДСЧЕТА И УЧЕТА
По народнохозяйственному значению запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, подразделяются на две группы, подлежащие самостоятельному подсчету и учету:
балансовые—запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически целесообразно;
забалансовые—запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически нецелесообразно или технически и технологически невозможно, но которые в дальнейшем могут быть переведены в балансовые.
В балансовых запасах нефти, растворенного газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, подсчитываются и учитываются извлекаемые запасы.
Коэффициенты извлечения нефти и конденсата определяются на основании повариантных технологических и технико-экономических расчетов и утверждаются ГКЗ РФ с учетом заключений по ним Министерства нефтяной промышленности, Министерства газовой промышленности и Министерства геологии РФ.
Запасы месторождений нефти и газа, расположенные в пределах охранных зон крупных водоемов и водотоков, населенных пунктов, заповедников, памятников природы, истории и культуры, относятся к балансовым или забалансовым на основании технико-экономических расчетов, в которых учитываются затраты на перенос объектов или затраты, связанные с применением специальных способов разработки месторождений. Если фактическая ценность ожидаемой продукции нефтегазодобывающих предприятий выше всех суммарных затрат, необходимых для освоения месторождения, то практически все разведанные (А, В и C1) и предварительно оцененные (С2) запасы должны быть отнесены к группе балансовых.
Таким образом, классификация запасов и ресурсов предусматривает жесткие требования при отнесении запасов к балансовым или забалансовым.
Классификация запасов предусматривает учет забалансовых запасов всех категорий.
Пересчет запасов производится и в тех случаях, когда в процессе разработки или доразведки залежей намечается списание балансовых и извлекаемых запасов категорий A+B+C1, не подтвердившихся или не подлежащих отработке по технико-экономическим причинам, превышающее нормативы, установленные действующим положением о порядке списания запасов полезных ископаемых с баланса предприятий по добыче нефти и газа.
При пересчете запасов на разрабатываемых месторождениях необходимо сопоставить данные разведки и разработки по запасам, условиям залегания, эффективной газонефтенасыщенной толщине, площади залежи, коллекторским свойствам пород и их неф-тегазонасыщенности, коэффициентах извлечения. При анализе баланса движения запасов следует установить конкретные причины изменений запасов и их категорийности. По месторождениям, на которых выявилось изменение запасов, утвержденных ГКЗ РФ, сопоставление данных разведки и разработки, а также анализ причин их расхождений, должны производиться совместно организациями, разведывавшими и разрабатывающими месторождение.
Основным графическим документом при подсчете запасов служит подсчетный план. Подсчетные планы (рис. 3) составляются на основе структурной карты по кровле продуктивных пластов-коллекторов или ближайшего репера, расположенного не более чем на 10 м выше или ниже кровли пласта. На карту наносятся внешний и внутренний контуры нефте- и газоносности, границы категорий запасов.
Границы и площадь подсчета запасов нефти и газа каждой из категорий окрашиваются определенным цветом:
— категория В — синим;
— категория С2 – желтым.
Рис. 3. Пример подсчетного плана залежи.
1 — нефть; 2 — вода: 3 — нефть и вода; скважины: 4 — добывающие, 5 — разведочные, 6 — в консервации, 7 — ликвидированные, в—не давшие притока; 9 — изогипсы поверхности коллекторов, м; контуры нефтеносности: 10 — внешний, 11 — внутренний; 12 — граница литолого-фациального замещения коллекторов; 13—категории запасов; цифры у скважин:
в числителе—номер скважины, в знаменателе—абсолютная отметка кровли коллектора, м.
На подсчетный план также наносятся все пробуренные на дату подсчета запасов скважины (с точным указанием положения устьев, то-чек пересечения ими кровли соответствующего продуктивного пласта):
— законсервированные в ожидании организации промысла;
— нагнетательные и наблюдательные;
— давшие безводную нефть, нефть с водой, газ, газ с конденсатом, газ с конденсатом и водой и воду;
— находящиеся в опробовании;
— ликвидированные, с указанием причин ликвидации;
— вскрывшие пласт, сложенный непроницаемыми породами.
По испытанным скважинам указываются: глубина и абсолютные отметки кровли и подошвы коллектора, абсолютные отметки интервалов перфорации, начальный и текущий дебиты нефти, газа и воды, диаметр штуцера, депрессия, продолжительность работы, дата появления воды и ее содержание в процентах в добываемой продукции. При совместном опробовании двух и более пластов указывают их индексы. Дебиты неф-ти и газа должны быть замерены при работе скважин на одинаковых штуцерах.
По добывающим скважинам приводятся: дата ввода в работу, начальный и текущий дебиты и пластовое давление, добытое количество нефти, газа, конденсата и воды, дата начала обводнения исодержание воды в процентах в добываемой продукции на дату подсчета запасов. При большом количестве скважин эти сведения помещаются в таблице на подсчетном плане или на прилагаемом к нему листе. Кроме того, на подсчетном плане дается таблица с указанием принятых авторами величин подсчетных параметров, подсчитанные запасы, их категории, величины параметров, принятые по решению ГКЗ РФ, дата, на которую подсчитаны запасы.
При повторном подсчете запасов на подсчетные планы должны быть нанесены границы категорий запасов, утвержденных при предыдущем подсчете, а также выделены скважины, пробуренные после предыдущего подсчета запасов.
Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов производится раздельно для газовой, нефтяной,. газонефтяной, водонефтяной и газонефтеводяной зон по типам коллекторов для каждого пласта залежи и месторождения в целом с обязательной оценкой перспектив всего месторождения.
Запасы содержащихся в нефти и газе компонентов, имеющие промышленное значение, подсчитываются в границах подсчета запасов нефти и газа.
При подсчете запасов подсчетные параметры измеряются в следующих единицах: толщина в метрах; давление в мегапаскалях (с точностью до десятых долей единицы); площадь в тысячах квадратных метров; плотность нефти, конденсата и воды в граммах на кубический сантиметр, а газа—в килограммах на кубический метр (с точностью до тысячных долей единицы); коэффициенты пористости и нефтегазо-насыщенности в долях единицы с округлением до сотых долей; коэффициенты извлечения нефти и конденсата в долях единицы с округлением до тысячных долей.
Средние значения параметров и результаты подсчета запасов приводятся в табличной форме.
Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет
Запасы и ресурсы нефти и газа. Классификация запасов нефти
Запасы – это скопление нефти и газа находящмхся в недрах в виде залежи на основе анализа геологической изученности и изученных бурением или находящихся в разрабоке залежей. Запасы – это скопление нефти и газа и горючих компонентов в разрабатываемых залежах.
Ресурсы – это скопление нефти и газа и горючих компонентов находящихся в залежах не вскрытых бурением, установленных на основании геологических, геохимических исследований.
Запасы нефти и газа подсчитываются по результатам геолого-разведочных работ и разработки месторождений. Данные о запасах нефти и газа используются при планировании осуществления их добычи, при разработке и инвестизации проектов, при разработке
Ресурсы нефти и горючих газов оцениваются раздельно в пределах нефтегазоносных провинций, областей и районов, зон, площадей и отдельных ловушек.
Объектом подсчета запасов является залежь (часть залежи) нефти и газа с доказанной промышленной нефтегазоносностью. Объектом оценки ресурсов – скопления нефти, газа в нефтегазоносных комплексах, горизонтах, пластах и ловушках, не вскрытых бурением, наличие которых в недрах прогнозируется по результатам геологических, геофизических и геохимических исследований.
Запасы и ресурсы по промышленной значимости и экономической эффективности подразделяются на группы запасов и ресурсов, а по степени геологической изученности и промышленной освоенности на категории запасов и ресурсов.
Группы ресурсов выделяются по:
1. экономической эффективности (ожидаемой стоимости запасов)
2. геологической изученности (степень разбуренности параметрическим и поисковым бурением по площади и разрезу участка недр, детальность проведенных геофизических, геохимических и других видов поисково-разведочных работ)
Группы запасов выделяются по:
1. по экономической эффективности (является значение показателя чистого дисконтированного дохода, определяемого по прогнозируемым показателям разработки)
2. запасов по промышленной освоенности (степень вовлечения оцениваемой залежи в разработку)
3. по геологической изученности (степень разбуренности залежи по площади и разрезу, детальность проведенных в ее пределах геофизических, геохимических и других видов поисково-разведочных работ и точность построения геологической и фильтрационной моделей, на основе которых осуществляется достоверный подсчет запасов и составление проектных документов на разработку)
В зависимости от степени изученности и объема исходной геолого-геофизической информации могут использоваться детерминированные и вероятностные методы подсчета запасов.
При детерминированном методе подсчета запасы характеризуют одной величиной, которую рассчитывают по параметрам, определенным по геологическим, геофизическим и промысловым данным.
При вероятностном подходе параметры месторождения рассматриваются как случайные величины, а величина запасов представляет не точечное значение, а некоторое распределение, показывающее вероятность получить то или иное значение величины запасов.
Запасы нефти, газа и содержащихся в них компонентов по степени экономической эффек-тивности и возможности их промышленного освоения и использования подразделяются на две группы, подлежащие раздельному подсчету и учету:
Экономически эффективные запасы подразделяются следующим образом:
− коммерческие – запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку на момент оценки, согласно технико-экономическим расчетам, экономически эффективно в условиях конкурентного рынка при использовании техники и технологии добычи и переработки сырья, обеспечивающих соблюдение требований по рациональному использованию недр и охране окру-жающей среды;
— гранично-экономически эффективные – запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку на момент оценки, согласно технико-экономическим расчетам, не обеспечи-вает приемлемую эффективность в условиях конкурентного рынка из-за низких технико-экономических показателей, но освоение которых становится экономически возможным при осу-ществлении со стороны государства специальной поддержки в виде налоговых льгот, субсидий или изменении цен на нефть и газ.
Ресурсы по экономической эффективности подразделяются на две группы:
экономически эффективные – ресурсы, имеющие положительную предварительно (или экспертно) ожидаемую стоимость запасов (рентабельные).
потенциально-экономически эффективные – ресурсы, имеющие на дату оценки неопреде-ленную ожидаемую стоимость запасов (неопределенно рентабельные).
Степень промышленного освоения определяется степенью вовлечения оцениваемой залежи в разработку.
Выделяются четыре категории запасов:
− достоверные – категория А;
− установленные – категория В;
− оцененные – категория С1;
− предполагаемые – категория С2
К категории А относятся:
1) запасы промышленно освоенных залежей (или их частей), дренируемые эксплуатационными скважинами при реализованных технологиях разработки в соответствии с проектным документом на разработку;
2) запасы промышленно освоенных залежей (или их частей), которые на дату подсчета по разным причинам не дренируются (в районе простаивающих скважин), но ввод которых в разработку экономически обоснован и не потребует существенных дополнительных капитальных затрат;
3) запасы разрабатываемой залежи (или ее части), которые могут быть экономически рентабельно дополнительно извлечены из геологических запасов этой залежи за счет применения промышленно освоенных методов увеличения нефтеотдачи (МУН);
4) запасы, которые могут быть извлечены дополнительно из геологических запасов этой залежи за счет уплотнения первичной сетки эксплуатационных скважин
К категории В относятся запасы участков залежей в зоне дренирования скважин, в которых получены промышленные притоки при испытании и (или) пробной эксплуатации.
К категории С1 (оцененные) относятся запасы части залежи, изученной достоверной сейсмо-разведкой или иными высокоточными методами в зоне возможного дренирования неопробован-ных скважин, примыкающие к запасам категорий А и В и выделяемые при условии, что имеющаяся геолого-геофизическая информация с высокой степенью вероятности указывает на промышленную продуктивность вскрытого пласта в данной части залежи. Степень геологической изученности геолого-промысловых параметров залежи достаточна для построения предварительной геологической модели и проведения подсчета запасов.
К категории С2 (предполагаемые) относятся запасы в неизученных бурением частях залежи и в зоне дренирования транзитных неопробованных скважин а также на площадях, в пределах которых притоки нефти и газа получены только при помощи испытателей пластов в процессе бурения скважины.
Для планирования и проектирования региональных и поисковых работ ресурсы нефти и горючих газов подразделяются на категории:
Ресурсы категории D1 (локализованные)– это ресурсы нефти, горючих газов и конденсата возможно продуктивных пластов в выявленных и подготовленных к бурению ловушках. Форма, размеры и условия залегания предполагаемых залежей определены по результатам геолого-геофизических исследований, толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти и газа принимаются по аналогии с разведанными месторождениями
Ресурсы категории D2 (перспективные)– это ресурсы нефти и горючих газов литолого-стратиграфических комплексов и горизонтов с доказанной промышленной нефтегазоносностью в пределах крупных региональных структур
Ресурсы категории D3(прогнозные)– это ресурсы нефти и горючих газов 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.
Характеристика месторождений нефти и горючих газов по фазовому состоянию:
Градация месторождений по величине извлекаемых запасов:
1. уникальные – более 300млн.т.нефти
или более 500млрд.м 3 газа
2. крупные – от 30 до 300млн.т.нефти
от 30 до 500млрд.м 3 газа
3. средние – от 3 до 30млн.т.нефти
от 3 до 30млрд.м 3 газа
4. мелкие – от от 1 до 3млн.т.нефти
от 1 до 3млрд.м 3 газа
5. очень мелкие – менее 1млн.т.нефти
менее 1млрд.м 3 газа
распределение залежи по сложности геологического строения:
1. простого – 1 фазные залежи, связанные с ненарушенными структурами. Продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств.
3. очень сложного – 1 и 2 фазные залежи, характеризуются наличием литологических или тектонических нарушений, не выдержанность толщин и коллекторских свойств. Залежи сложного строения с тяжелыми нефтями.