Категории запасов и методы их подсчета

В соответствии с действующей классификацией запасов полезных ископаемых на нефтяных и газовых месторождениях к основным полезным ископаемым относятся нефть и горючие газы.
В соответствии с «Требованиями к комплексному изучению месторождений и подсчету запасов попутных полезных ископаемых и компонентов», к попутным полезным ископаемым относятся минеральные комплексы (подземные воды, рассолы), добыча которых при разработке основного полезного ископаемого и использование в народном хозяйстве являются экономически целесообразными.
К попутным полезным компонентам относятся заключенные в полезных ископаемых минералы, металлы и другие химические элементы и их соединения, которые при переработке полезных ископаемых могут быть рентабельно извлечены и использованы в народном хозяйстве страны (табл.2.3).
В зависимости от форм нахождения, связи с основными для данного месторождения полезными ископаемыми и с учетом требований, предъявляемых промышленностью к разработке, попутные полезные ископаемые и компоненты подразделяются на группы.
К первой группе относятся попутные полезные ископаемые, образующие самостоятельные пласты, залежи в породах, вмещающих основное полезное ископаемое. Применительно к нефтяным и газовым месторождениям это подземные воды продуктивных пластов или водоносных горизонтов, содержащие повышенные концентрации йода, брома, бора, соединений магния, калия, лития, рубидия, стронция и других компонентов, а также подземные воды, пригодные для бальнеологических, теплоэнергетических и иных целей.
Табл. 2.3. Структура основных, попутных полезных ископаемых и компонентов
основные полезные ископаемые попутные полезные ископаемые и компоненты
I группа II группа III группа
Горючий газ - конденсат Этан, пропан, бутан, Н2S, He, Ar, CO2,
Hg и др.
- Подземные воды Йод, бром, бор, Мg, K, Li, Rb, St и др.
Ко второй группе, относится компоненты, заключенные в полезном ископаемом и выделяемые при его добыче (сепарации) в самостоятельные продукты. B нефтяных залежах - это растворенный (попутный) газ, а в газоконденсатных - конденсат.
К третьей группе относятся попутные полезные компоненты, присутствующие в составе основного полезного ископаемого и выделяемые лишь при его переработке. Свободный и растворенный газы содержат этан, пропан, бутан, а также могут содержать сероводород, гелий, аргон, углекислый газ, иногда ртуть. В подземных водах месторождений могут присутствовать, как отмечалось выше, йод и бром, а также соединения различных металлов, относимые к полезным компонентам III группы (табл.2.4).
Табл. 2.4. Минимальные промышленные концентрации попутных компонентов
Основное или попутное полезное ископаемое Попутные
компоненты Промышленная
концентрация*


Свободный газ
и газ газовых шапок Этан 0.5 %
Пропан-бутан 120 г/т
Сероводород 3 %
Гелий 0,9 %
Азот 0,5 %
Двуокись углерода 0,005 %



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
*при утверждении соответствующих регламентирующих документов концентрация минимального содержания попутных компонентов может корректироваться.
При определении запасов месторождений подлежат обязательному подсчету и учету запасы газа, конденсата и содержащихся в них компонентов (этана, пропана, бутанов, серы, гелия, металлов), целесообразность извлечения которых обоснована технологическими и технико-экономическими расчетами. Подсчет и учет запасов полезных ископаемых и компонентов, имеющих промышленное значение, производятся по каждой залежи раздельно и месторождению в целом по наличию их в недрах без учета потерь при разработке месторождений.
Прогнозные ресурсы оцениваются раздельно по газу и конденсату, а также по содержащимся в них компонентам.
Подсчет, учет и оценка запасов и перспективных ресурсов и оценка прогнозных ресурсов производятся при условиях, приведенных к стандартным (0,1013 МПа при 20 °С).
Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на разведанные (промышленные) категории А, В, C1 и недоразведанные (предварительно оцененные) – категория С2.
Ресурсы этих же полезных ископаемых и содержащихся в них компонентов по степени их изученности и обоснованности подразделяются на перспективные – категория С3 и прогнозные – категории Д1 и Д2.
Таким образом А, В, С1 – промышленные запасы газа.
Запасы газа категории А – это запасы залежи или части залежи, разбуренные и изученные эксплуатационной сеткой скважин в соответствии с проектом разработки.
Запасы газа категории В – это запасы залежи или части залежи, разбуренные и изученные эксплуатационной сеткой скважин согласно технологической схеме разработки.
Запасы газа категории С1 – это запасы залежи или части залежи, нефтегазоносность которой установлена по результатам испытания пласта в колонне и получен промышленный приток газа, а также часть залежи, примыкающая к запасам категории В, на расстоянии не более 2 (двух) км от линии запасов категории В (для одиночной скважины - в виде квадрата или круга).
Приток является промышленным, если дебит газа (qг) более 5000 м3/сут. Не следует путать с рентабельным дебитом газа, величина которого может составлять 200 тыс.м3/сут и более.
Запасы газа категории С2 – это недоразведанные запасы залежи или части залежи, выявленные по вторичным признакам:
1. отобран нефтенасыщенный или с запахом газа керн из пласта;
2. выделены газонасыщенные интервалы по ГИС;
3. получен непромышленный приток (qг < 5000 м2/сут) или приток воды с пленкой нефти;
4. часть залежи (на которой отсутствуют пробуренные скважины), примыкающая к запасам категории С1 на расстоянии не более 2 км от линии запасов категории С1;
5. на площадях, где в пробуренных поисковых или разведочных скважинах получены притоки газа при помощи испытателей пластов в процессе бурения скважин (приток получен в стволе скважины, что не позволяет точно установить приточный пласт).
Ресурсы категории С3 – это перспективные ресурсы, находящиеся в подготовленных для глубокого бурения ловушках, выявленные по данным интерпретации сейсмики.
Чем отличаются запасы от ресурсов? Степенью изученности. Для запасов газа отобраны пробы газа, отобран керн с запахом газа, выявлены газонасыщенные интервалы. Ресурсы оцениваются «умозрительно» при наличии в пласте ловушки и сходных геолого-физических условий.

Какие мероприятия намечаются на залежь или участок залежи с запасами или ресурсами газа?
Перспективные ресурсы категории С3 выделяют по данным сейсмоисследований и локализуют в куполах (ловушках). На данной площади намечают к бурению поисковые скважины с целью поиска залежей газа.
Запасы категории С2 – недоразведаны. Здесь намечаются к бурению разведочные скважины с целью доизучения и доразведки залежей, перевода запасов в более высокую категорию С1 или списание.
Запасы категории С1 - промышленные. Здесь намечается эксплуатационная сетка скважин для разбуривания и промышленной эксплуатации залежи.
Запасы категории А и В уже разбурены и частично выработаны. На них намечаются ГТМ для довыработки запасов газа и/или конденсата и достижения утвержденного КИГ и КИК.
Подсчет запасов газа
Подсчет запасов газа осуществляется либо объемным методом, либо методом падения давления.
Объемная формула расчета запасов газа имеет вид:

где S – площадь газоносности, тыс.м2; hгн – средняя газонасыщенная толщина пласта, м; m – коэффициент пористости, д. ед.; Кгн – коэффициент газонасыщенности, д. ед.; Рпл – начальное пластовое давление, атм; α - коэффициент, учитывающий отклонение от закона Бойля-Мариотта (α = 1/z, где z – коэффициент сверхсжимаемости); Рк – конечное пластовое давление; f = 293.15/(273.15+T0C) – поправка на температуру; Qгеол – геологические запасы газа, млн.м3.
Конечное пластовое давление при разработке пласта определяется по конечному устьевому давлению газа добывающих скважин, на основании барометрической формулы:
, (1.3)
где Pк – конечное пластовое давление, МПа; Pу – среднее устьевое давление добывающих скважин, МПа; е – основание натурального логарифма; Δ — относительная плотность газа по воздуху; Н — глубина скважины, м; z и Т - средние коэфф. сверхсжимаемости и температура по стволу скважины.
Метод падения давления основан на уравнении материального баланса для газовой залежи, описывающее зависимость текущего пластового давления (Pt) от накопленной добычи газа и имеет вид:
, (1)
где Рн – начальное давление, МПа; – начальный поровый объем, млн.м3; – начальная газонасыщенность, д.ед., Vt – объем воды, внедрившейся в залежь на момент времени t, м3; Qt – накопленная добыча пластового газа на момент времени t, млн.м3; Рат – атмосферное давление, МПа; Zн, Zt – начальный и текущий коэффициенты сверхсжимаемости газа, д.ед., Tпл, Tст – соответственно пластовая и стандартная температура, К.
Частным случаем уравнения (1) является формула газового режима, когда Vt=0 и формула принимает вид: