Определяющее значение для выбора методики геологоразведочных работ (ГРР) на нефть и газ, включая выбор количества и систем заложения поисково-оценочных скважин, имеют знания характера прогнозируемых залежей по типу ловушек.

Классификации залежей нефти и газа по типу ловушек основаны на генетических и морфологических особенностях ловушек.

На практике широко используется классификация залежей А.А. Бакирова (1960), основанная на генезисе ловушек и морфологическая классификация по форме природных резервуаров И.О. Брода (1951).

В генетической классификации А.А. Бакирова выделено пять генетических классов залежей нефти и газа.

1. Структурный класс делится на три группы залежей: 1) антиклинальных, 2) моноклинальных и 3) синклинальных структур. Синклинальные залежи встречаются в природе редко.

Таблица. Классификация залежей нефти и газа (по А.А. Бакирову)

Группы залежей антиклинальных и моноклинальных структур далее делятся на типы.

2. Рифогенный класс делится два типа залежей, которые связаны: 1) с одиночными рифовыми массивами и 2) ассоциацией рифовых массивов.

3. Литологический класс делится на две группы залежей: 1) литологически экранированные; 2) литологически ограниченные. Группы разделены на конкретные типы залежей.

Литологически экранированные залежи связаны с пластовыми литологическими ловушками. Это тупиковые гидродинамически полуоткрытые ловушки, которые в плане имеют заливообразную форму. Их форма связана с дугообразным изгибом линии выклинивания или линии замещения продуктивного пласта непроницаемыми породами.

Литологически ограниченные залежи связаны с природными резервуарами и ловушками, которые со всех сторон ограничены флюидоупорами и в гидродинамическом отношении являются закрытыми. Поэтому движение флюидов в них весьма ограниченно. Такие залежи могут не иметь подошвенных вод, и не имеют источников их пополнения. Залежи этого типа часто обладают АВПД, но из-за незначительной высоты залежей их энергия также незначительная.

4. Стратиграфический класс. Залежи этого класса связаны с различными типами стратиграфически экранированных ловушек.

5. Литолого-стратиграфический класс залежей связан с участками выклинивания продуктивных пластов под стратиграфическими несогласиями.

Довольно часто в природных резервуарах присутствуют комбинированные ловушки, созданные при участии различных факторов. Соответственно в таких ловушках образуются залежи комбинированного класса.

Морфологическая классификация залежей И.О. Брода по форме природных резервуаров . В этой классификации выделены три группы залежей: пластовые, массивные и литологически экранированные , которые далее делятся на подгруппы и роды.

Таблица. Классификация залежей нефти и газа (по И.О. Броду, 1951)

Сопоставление генетической классификации А.А. Бакирова и морфологической классификации И.О. Брода показывает, что разные принципы классификаций определили различную систематизацию практически одних и тех же видов залежей. При этом в классификации И.О. Брода выделяются массивные залежи, которые отсутствуют в других классификациях залежей, но широко используются в практической геологии нефти и газа.

Массивные залежи связаны с массивными Природными резервуарами в основе которых может лежать высокоамплитудная сводовая или антиклинальная структура, рифовый массив, погребенный эрозионный или эрозионно-тектонический выступ осадочных, метаморфических и магматических пород. То есть по классификации А.А. Бакирова это определённые виды структурных, рифогенных и стратиграфических залежей. Однако не зависимо от генезиса ловушки массивные залежи имеют ряд характерных признаков и свойств: 1) контролируются лишь породами-покрышками, залегающими в кровле и с боков коллектора; 2) не контактируют с флюидоупором, который залегает под подошвой продуктивного пласта; 3) нефть или газ всюду подпираются подошвенной водой; 4) движение пластовых флюидов в залежи происходит по вертикали; 5) внутренние контуры нефтеносности или газоносности в них отсутствуют.

Аналогичное строение имеют и сводовые неполнопластовые залежи. Принципиальное различие между неполнопластовые и массивными залежами заключается только в толщине продуктивных пород и объёме залежи. Довольно часто в природных резервуарах присутствуют ловушки комбинированного типа, созданные при участии двух или более факторов. Например, структурного и литологического, структурного и стратиграфического, структурного, литологического и стратиграфического, литологического и гидродинамического. Соответственно в таких ловушках формируются залежи комбинированного типа.

В основу большинства разработанных к настоящему времени классификаций залежей нефти и газа положены генезис и строение за­ключающих залежи ловушек и природных резервуаров. Однако эти признаки характеризуют в первую очередь не собственно залежи неф­ти и газа, а природные резервуары или содержащие их элементы зем­ной коры.

Залежью называют естественное локальное скопление нефти или газа, занимающее часть (ловушку) природного резервуара. Если раз­работка залежи рентабельна, она называется промышленной залежью.

В большинстве случаев формирование залежей нефти и газа происходит по антиклинально-гравитационной модели, описанной в 1859 г. М. Дрейком в США. Согласно этой модели нефть и газ, как менее плотные, вытесняются из газонефтеводяного флюида в верхние части резервуаров и локализуются в ловушках, которые обычно нахо­дятся в выступах верхних частей резервуаров. В залежи, сформировавшейся по этой модели, все части гидродинами­чески связаны, что создает возможность для гравитационной диффе­ренциации флюидов. Находясь в резервуаре, залежь нефти или газа сосредоточена в породе-коллекторе и сверху перекрыта породой-флюидоупором. Снизу, под залежью располагается тот же коллектор, но насыщенный водой.

В качестве попытки разностороннего рассмотрения залежей следует рассматривать классификацию залежей УВ по следующим признакам: запасы, строение коллектора в ловушке, тип коллектора, тип экрана вловушке, величина рабочих дебитов. Как показывает практика, наиболее важной, с точки зрения экономики и методики ве­дения поисково-разведочных работ, является классификация залежей по их фазовому состоянию . Ниже (табл.1) приведен пример подобной классификации.

Таблица 1.

Классификация и номенклатура залежей УВ по фазовому состоянию

и количественному соотношению газа, нефти и конденсата

Предлагаемое наимено­ вание залежей (обозна­ чение)	Основные особенности залежей
Однофазовые залежи
Газовые (Г)	Состоят в основном из СН 4 с содержа­нием пентана и более тяжелых УВ не более 0,2 % объема залежи
Газоконденсатногазовые (ГКГ)	Газовые залежи с содержанием С5 + высш. в пределах 0,2-0,6 % объема за­лежи, что примерно соответствует со­держанию конденсата до 30 см 3 /м 3
Газоконденсатные (ГК)	Газовые залежи с содержанием С, + высш. в пределах 0,6-4 % объема зале­жи, что примерно соответствует со­держанию конденсата 30-250 см 3 /м 3
Конденсатные (К)	Газовые залежи с содержанием Cs + высш. более 4 % объема залежи, что примерно соответствует содержанию конденсата более 250 cm 3 /m 3
Залежи переходного состояния (ЗПС)	Залежи УВ, которые по своим физиче­ским свойствам (вязкости, плотности) в пластовых условиях близки к крити­ческому состоянию, занимая промежу­точное положение между жидкостью и газом
Нефтяные (Н)	Залежи нефти с различным содержани­ем растворенного газа (обычно менее 200-250 м 3 /т)
Двухфазовые залежи
Нефтегазовые (НГ)		Газовые залежи с нефтяной оторочкой; запасы газа больше геологических за­пасов нефти
Газонефтяные (ГН)		Залежи нефти с газовой шапкой; геоло­гические запасы нефти превышают за­пасы газа
Нефтегазоконденсатные (НГК)		Газоконденсатные или конденсатные залежи с нефтяной оторочкой; запасы газа и конденсата превышают запасы нефти
Газоконденсатнонефтяные (ГКН)		Нефтяные залежи с газоконденсатными шапками; геологические запасы нефти превышают запасы газа и кон­денсата

Рис. 1. Схема пластово-сводовой газо-нефтяной залежи.

1– подошва нефтяной залежи; 2 – внешний контур нефтеносности; 3 – внутренний контур нефтеносности; 4 – поверхность газонефтяного раздела; 5 – внешний контур газоносности; 6 – внутренний контур газоносности; 7 – длина залежи; 8 – ширина залежи; 9 – высота нефтяной залежи; 10 – высота газовой шапки; 11 – общая высота газонефтяной залежи; 12 – газовая часть залежи; 13 – газонефтяная часть залежи; 14 – нефтяная часть залежи; 15 – водонефтяная часть залежи

Рис. 2. Схема массивной нефтегазовой залежи.

1 – подошва нефтяной залежи; 2 – внешний контур нефтеносности; 3 – поверхность газонефтяного раздела; 4 – внешний контур газоносности; 6 – длина залежи; 5 – ширина залежи; 7 – высота нефтяной залежи; 8 – высота газовой шапки; 9 – общая высота газонефтяной залежи; 10 – газонефтяная часть залежи; 11 – водонефтяная часть залежи

Целесообразно принять генетическую классификацию А.А. Бакирова (1960), который развивая представления И.М. Губкина, выделил четыре основных класса локальных скоплений нефти и газа: структурный, литологический, рифогенный и стратиграфический (рис. 3).

При изучении этого раздела необходимо получить знания, достаточ­ные для установления генетического типа залежи, определения по гео­логической документации и схематическому изображению таких элементов залeжи, как высота, длина, ширина, и площадь залежи, амплитуда ловушки, водонефтяной контакт (ВНК), газонефтяной (ГНК), газоводяной (ГВК), внешние и внутренние контуры нефтеносности (газоносности) и т.п.

Класс	Группа	Подгруппа
Структурные	Залежи антиклинальных структур	Сводовые (рис.4). Тектонически экранированные (рис.5). Приконтактные (рис.6). Висячие (рис.7).
	Залежи моноклиналей	Экранированные разрывными нарушениями (рис.8а). Связанные с флексурными образованиями (рис. 8б). Связанные со структурными носами (рис. 8в).
	Залежи синклинальных структур
Рифогенные	Связанные с рифовыми массивами	Залежи в одиночном рифе (рис.9а). Залежи в группе рифовых массивов (рис.9б).
Литологические	Литологически экранированные	Приуроченные к участкам выклинивания коллекторов (рис. 10а). Приуроченные к участкам замещения проницаемых пород непроницаемыми (рис. 10б). Экранированные асфальтом или битумом (рис.10в).
	Литологически ограниченные	Приуроченные к песчаным образованиям русел палеорек (шнурковые или рукавообразные) (рис.11а). Приуроченные к прибрежно-песчаным валоподобным образованиям ископаемых баров (рис.11б). Линзовидные (Гнездовидные) (рис.11в).
Стратиграфические	Залежи в коллекторах срезанных эрозией и перекрытых непроницаемыми породами	Связанные со стратигра-фическими несогласиями на локальных структурах (рис.12а). Связанные с моноклиналями (рис.12б). Связанные со стратигра-фическими несогласиями, приуроченными к эродированной поверхности погребенных останцев палеорельефа (рис.12в). Связанные с выступами кристаллических пород (рис.12г).

Рис.3 Генетическая классификация залежей нефти и газа по А.А.Бакирову.

Рис. 4. Сводовые залежи: а - ненарушенные; б - нарушенные; в - структур, осложненных криптодиапиром или вулканогенными образованиями; г - солянокупольных структур. Условные обозначения: 1 - нефть в профиле; 2 - нефть в плане; 3 - стратоизогипсы по кровле продуктивного пласта; 4 - нарушения; 5 - известняки; 6 -вулканогенные образования, 7 - соляной шток; 8 - пески; 9 - глины; 10 - грязевой вулкан и диапиры; 11 - мергели

Рис. 5. Тектонически экранированные залежи.

а – присбросовая, б – привзбросовая, в – структуры, осложненной диапиризмом или грязевым вулканизмом; г – солянокупольной структурой, д – поднадвиговая.

Рис. 6. Приконтакные залежи на структурах:

а – с соляным штоком, б – с диапировым ядром или с образование грязевого вулканизма, в – с вулканогенными образованиями.

Рис. 7. Висячие залежи антиклинальных структур:

а – ненарушенного строения, б – осложненных разрывом нарушений, в – осложненных криптодиапиром или вулканогенными образованиями.

Рис. 8. Залежи моноклиналей:

а – экранированные разрывными нарушениями, б – приуроченные к флексурным осложнениям, в – связанные со структурными носами.

Рис. 9. Залежи рифогенных образований в одиночном рифовом массиве (а), в группе рифовых массивов (б).

Рис.10.Литологически экранированные залежи приуроченные к участкам выклинивания пласта-коллектора (а) и замещения проницаемых пород непроницаемыми (б), и залежь, запечатанная асфальтом (в).

Рис. 11. Литологически ограниченные залежи приуроченные:

а – к песчаным образованиям русел палеорек, б – к прибрежным песчаным образованиям ископаемых баров, в – к линзам песчаных пород в слабопроницаемых глинистых отложениях.

Рис. 12. Стратиграфические залежи:

а – в пределах локальной структуры, б – на моноклиналях, в – на поверхности погребенных останцев палеорельефа, г – на поверхности выступов кристаллических пород.

Приложение 1.

Федеральное агентство по образованию

Пермский Национальный Исследовательский Политехнический Университет

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА

(для студентов заочного отделения)

По типу природного резервуара различают залежи (ловушки): пластовые, массивные и литологически ограниченные со всех сторон (И.О. Брод).

В залежах пластового типа УВ-флюиды контролируются кровлей и подошвой конкретного пласта-коллектора (чаще всего это песчаная пачка), который ограничен сверху и снизу породами-флюидоупорами, движение флюида осуществляется вдоль пласта (латерально).

Залежи пластового типа подразделяются на полнопластовые и неполнопластовые (водоплавающие). Первые имеют внешний и внутренний контуры газо- (нефте-) носности, вторые – только внешний. В плане чаще всего имеют изометричную и удлиненную форму.

В залежах массивного типа УВ-флюиды удерживаются лишь породами покрышки, движение пластового флюида осуществляется во всех направлениях. Для массивной залежи характерны только внешние контуры газо- и нефтеносности. Массивные залежи чаще приурочены к карбонатным коллекторам, в плане чаще всего имеют форму круга.

Литологически ограниченные со всех сторон залежи окружены непроницаемыми породами, движение пластового флюида не происходит, а внешний и внутренний контуры газо- (нефте-) носности в плане имеют неправильные очертания. Залежи чаще приурочены к обломочным и нетрадиционным коллекторам, к линзовидным и неантиклинальным ловушкам.

В зависимости от продуктивности эксплуатационных скважин А.Э. Конторовичем разработана классификация по рабочим дебитам (таблица 4). Необходимо отметить, что например в США среднестатистический дебит нефтяной скважины составляет 2-5 т/сут. В РФ отмечается пренебрежительное отношение к мелким залежам и погоня только за крупным экономическим эффектом.

Таблица 4 – Классификация залежей по значениям рабочих дебитов (по А.Э. Конторовичу)

По сложности геологического строения выделяются залежи:

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

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;

очень сложного строения - одно- и двухфазные залежи, характеризующиеся как наличием литологических замещений или тектонических нарушений, так и невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов.

По начальному фазовому состоянию и составу основных углеводородных соединений в недрах залежи подразделяются на однофазные и двухфазные.

К однофазным залежам относятся:

а) нефтяные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть, насыщенную в различной степени газом;

б) газовые или газоконденсатные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим газ или газ с углеводородным конденсатом.

К двухфазным залежам относятся залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть с растворенным газом и свободный газ над нефтью (нефтяная залежь с газовой шапкой или газовая залежь с нефтяной оторочкой). В отдельных случаях свободный газ таких залежей может содержать углеводородный конденсат. По отношению объема нефтенасыщенной части залежи к объему всей залежи двухфазные залежи подразделяются на:

а) нефтяные с газовой или газоконденсатной шапкой (нефти более 0,75);

б) газо- или газоконденсатнонефтяные (нефти от 0,50 до 0,75);

в) нефтегазовые или нефтегазоконденсатные (нефти от 0,25 до 0,50);

г) газовые или газоконденсатные с нефтяной оторочкой (нефти менее 0,25).

IV.3. Классификация залежей нефти и газа

Как и любая классификация, классификация нефтяных и газовых залежей может осуществляться по разным их признакам (параметрам): по форме, размерам, фазовым соотношениям между нефтью и газом и др.

По соотношению в залежи запасов нефти, газа и конденсата Н.Е.Еременко (1968) выделил семь классов залежей:

1. Нефтяные залежи , мало насыщенные газом. Это так называемая "мертвая" нефть. В таких залежах давление насыщения во много раз ниже пластового давления и иногда близко к атмосферному. Газовые шапки в них отсутствуют.

2. Нефтяные залежи, недонасыщенные газом. В них давление насыщения также ниже пластового, но разница между ними незначительная. Газовая шапка отсутствует.

3. Нефтяные залежи, насыщенные газом. Давление насыщения близко к пластовому. Залежь газовой шапки не имеет, однако при снижении давления в процессе разработки в них могут возникнуть газовые шапки.

4. Газонефтяная залежь – залежь нефти с газовой шапкой, имеет газовую, газонефтяную и нефтяную части (см. рис.4). Запасы нефти в залежи резко преобладает над запасами газа в газовой шапке.

5. Нефтегазовая залежь – залежь газа с нефтяной оторочкой. Имеет газовую, газонефтяную и нефтяную части. Запасы газа в переводе на условное топливо преобладает над запасами нефти в нефтяной оторочке. По энергоемкости 1 млн. тонн нефти приравнивается 1 млрд. м 3 газа.

6. Газоконденсатная залежь – залежь полужирного, жирного газа, содержащего растворенную нефть легких фракций – конденсат в количестве свыше 25 см 3 /м 3 . Содержание конденсата колеблется в значительных количествах. При падении давления в ходе разработки возможно появление жидкой – конденсатной фазы в виде оторочек в зоне ГВК. Некоторые газоконденсатные залежи содержат нефтяные оторочки значительных размеров. Такие залежи относятся к типу нефтегазоконденсатных.

7. Газовая залежь. Состоит из сухого (метанового) газа с низким конденсатным фактором (<25см 3 /м 3). Каждая залежь требует своих условий разработки, т.к. разные залежи обладают своими энергетическими ресурсами и разными режимами. Естественное продвижение нефти в направлении к забоям скважин осуществляется за счет следующих сил: сил всплывания нефти над водой, силы упругого напора – силы расширения растворенного газа при снижении давления в пласте в процессе разработки залежи, расширения нефти, расширения сжатой воды, напора законтурных вод, упругого напора сжатых пород. Все эти силы срабатывают одновременно с момента начала снижения давления в пласте. Продолжительность их действия зависит от общего энергетического ресурса залежи и способов ее разработки.

Наиболее популярной в нефтегазовой геологии является классификация залежей нефти и газа по типу резервуаров, и ловушек, разработанная И.О.Бродом (1953). По этому показателю им выделяется три основные группы залежей: пластовые, массивные и литологически ограниченные. Позже (1963) в отдельные группы были выделены стратиграфически и тектонически экранированные залежи (рис. 5).

8. Пластовые залежи. Залегают в пластовых резервуарах. Скопление нефти и газа формируются в той части резервуара, где существует ловушка. Здесь нефть и газ могут накапливаться и сохраняться от разрушения. Ловушки в пластовых резервуарах образуются на участках структурных изгибов в виде брахиантиклинальных и куполовидных складок, в зонах тектонического экранирования разрывными нарушениями, литологического замещения коллекторов покрышками и стратиграфического экранирования. Соответственно различаются:

1. Пластовые сводовые залежи. Они образуются в пластовых резервуарах в сводовых частях антиклинальных складок.

2. Пластовые тектонически экранированные залежи, образуются в пластах, нарушенных разломами.

3. Пластовые литологически экранированные залежи, образуются в зонах литологического замещения пласта-коллектора.

4. Пластовые стратиграфически экранированные залежи, образуются в пластах, срезанных эрозией и несогласно перекрытых более молодыми отложениями.

Типичными представителями пластовых сводовых залежей являются залежи нефтяных месторождений Среднего Приобья в Западной Сибири. Примерами стратиграфически экранированных залежей являются залежи Шаимского нефтеносного района.

9. Массивные залежи. Образуются в резервуарах массивного типа под перекрывающими их флюидоупорами (покрышками). Различаются три разновидности массивных залежей:

1. Массивные сводовые (антиклинальные).

2. Массивные в погребенных рифовых массивах, состоящих из биогенных известняков.

3. Массивные в эрозионных выступах погребенного древнего рельефа, сложенных выветрелыми трещиноватыми породами-коллекторами.

Примерами массивных сводовых залежей являются залежи сеноманского газа в Западной Сибири, в том числе такие гигантские залежи, как Губкинское, Медвежье, Заполярное, Ямбургское, Уренгойское месторождения. Эти залежи образовались на глубине 800 – 1000м. под региональной глинистой покрышкой туронского яруса в сводовых частях антиклинальных складок валообразной и куполовидной форм, сложенных слабо уплотненными песчаниками и алевролитами.

10. Литологические залежи формируются в резервуарах литологически ограниченного типа. Такие резервуары состоят из песков, песчаников и имеют сложные, иногда весьма причудливые формы. Образовались в прибрежных частях древних морей – в узких заливах, на пляжах, баровых островах, вокруг островов и др. Часто это песчаные отложения погребенных русел древних рек, пойм и подпойменных террас. Залежи имеют формы пластов, линз, карманов, колец, полуколец, козырьков, рукавов, шнурков, полос и т.д. Шнурковые (рукавообразные) залежи широко развиты в Апшероно-Нижнекуринской провинции и на некоторых месторождениях Северной Америки. Честь их открытия принадлежит академику И.М.Губкину (1911 год), который впервые их выявил и описал

на примере месторождений нефти в Майкопском районе на Северном Кавказе.

Рис.4 Основные элементы залежей нефти и газа. Составил Е.М.Максимов.

А – нефтяная залежь пластового сводового типа. Б – нефтяная залежь с газовой шапкой, пластового сводового типа.

Условные обозначения: 1 – водо-нефтяная часть залежи; 2 – нефтяная часть залежи; 3 – газонефтяная часть залежи; h – высота залежи; h Г – высота газовой части; h Н – высота нефтяной части.

Рис. 5 Классификация залежей нефти и газа по типам резервуаров и ловушек. Составил Е.М.Максимов.

Условные обозначения: 1 – пласты-коллекторы; 2 – зоны трещиноватости; 3 – залежь нефти; 4 – границы стратиграфические и литологические; 5 – линии тектонических нарушений; 6 – изолинии глубины залегания по кровле пласта в метрах.

МИНИСТЕРСТВО ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ И ЭКОЛОГИИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ПРИКАЗ

В соответствии с Законом Российской Федерации от 21 февраля 1992 года N 2395-1 "О недрах" (Ведомости Съезда народных депутатов Российской Федерации и Верховного Совета Российской Федерации, 1992, N 16, ст.834; Собрание законодательства Российской Федерации, 1995, N 10, ст.823; 1999, N 7, ст.879; 2000, N 2, ст.141; 2001, N 21, ст.2061; N 33, ст.3429; 2002, N 22, ст.2026; 2003, N 23, ст.2174; 2004, N 27, ст.2711; N 35, ст.3607; 2006, N 17, ст.1778; N 44, ст.4538; 2007, N 27, ст.3213; N 49, ст.6056; 2008, N 18, ст.1941; N 29, ст.3418, 3420; N 30, ст.3616; 2009, N 1, ст.17; N 29, ст.3601; N 52, ст.6450; 2010, N 21, ст.2527; N 31, ст.4155; 2011, N 15, ст.2018, 2025; N 30, ст.4567, 4570, 4572, 4590; N 48, ст.6732; N 49, ст.7042; N 50, ст.7343; N 50, ст.7359; 2012, N 25, ст.3264; N 31, ст.4322; N 53, ст.7648; 2013, N 19, ст.2312; N 30, ст.4060, 4061), Положением о Министерстве природных ресурсов и экологии Российской Федерации , утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 29 мая 2008 года N 404 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 22, ст.2581; N 42, ст.4825; N 46, ст.5337; 2009 N 3, ст.378; N 6, ст.738; N 33, ст.4088; N 34, ст.4192; N 49, ст.5976; 2010, N 5, ст.538; N 10, ст.1094; N 14, ст.1656; N 26, ст.3350; N 31, ст.4251, 4268; N 38, ст.4835; 2011, N 6, ст.888; N 14, ст.1935; N 36, ст.5149; 2012, N 7, ст.865; N 11, ст.1294; N 19, ст.2440; N 28, ст.3905; N 37, ст.5001; N 46, ст.6342; N 51, ст.7223; 2013, N 16, ст.1964; N 24, ст.2999; N 28, ст.3832; N 30, ст.4113; N 33, ст.4386; N 38, ст.4827), Положением о Федеральном агентстве по недропользованию , утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 17 июня 2004 года N 293 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 26, ст.2669; 2006, N 25, ст.2723; 2008, N 22, ст.2581; N 42, ст.4825; N 46, ст.5337; 2009, N 6, ст.738; N 33, ст.4081; N 38, ст.4489; 2010, N 26, ст.3350; 2011, N 14, ст.1935; 2013, N 10, ст.1027; N 28, ст.3832),

приказываю:

1. Утвердить прилагаемую Классификацию запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов.

2. Ввести в действие Классификацию запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов с 1 января 2016 года.

Министр
С.Е.Донской

Зарегистрировано
в Министерстве юстиции
Российской Федерации
31 декабря 2013 года,
регистрационный N 30943

Классификация запасов и ресурсов нефти и горючих газов

Приложение

I. Общие положения

1. Настоящая Классификация запасов и ресурсов нефти и горючих газов устанавливает единые для Российской Федерации принципы подсчета и государственного учета запасов и ресурсов нефти, горючих газов (свободного газа, газа газовых шапок, газа, растворенного в нефти) и газового конденсата (далее - конденсат).

2. При определении запасов подлежат обязательному раздельному подсчету и учету запасы нефти, горючих газов (далее - газ), конденсата и содержащихся в них попутных компонентов (далее - компоненты). Запасы попутных компонентов, содержащихся в нефти, конденсате, свободном и растворенном газе, учитываются только в случае подтверждения целесообразности их извлечения технологическими и технико-экономическими расчетами.

3. Подсчет и учет запасов производят по наличию их в недрах по каждой залежи раздельно и месторождению в целом.

4. Ресурсы оцениваются и учитываются раздельно по нефти, газу и конденсату в пределах нефтегазоносных провинций, областей, районов, зон, площадей и отдельных ловушек по результатам геолого-разведочных работ.

5. Запасы залежей и месторождений подразделяются на:

количество нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, которое находится в недрах в изученных бурением залежах, наличие которых в недрах доказано пробной или промышленной эксплуатацией или испытанием скважин или обосновывается геолого-геофизическими исследованиями (геологические запасы);

часть геологических запасов, которая может быть добыта из залежи (месторождения) за весь срок разработки в рамках оптимальных проектных решений с использованием доступных технологий с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды (извлекаемые запасы).

6. Ресурсы не вскрытых бурением объектов с предполагаемой нефтегазоносностью подразделяются на:

количество нефти, газа и конденсата, содержащееся в не вскрытых бурением ловушках, нефтегазоносных или перспективных нефтегазоносных пластах, горизонтах или комплексах, наличие которых в недрах предполагается на основе геологических представлений, теоретических предпосылок, результатов геологических, геофизических и геохимических исследований (геологические ресурсы);

часть геологических ресурсов, которую прогнозируется извлечь из недр с использованием доступных технологий с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды (извлекаемые ресурсы).

7. Запасы нефти, конденсата, а также содержащихся в нефти, конденсате и горючих газах компонентов подсчитываются и учитываются, а ресурсы нефти и конденсата оцениваются и учитываются в единицах массы.

8. Запасы горючих газов и гелия подсчитываются и учитываются, а ресурсы горючих газов оцениваются и учитываются в единицах объема.

9. Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов производятся при условиях, приведенных к стандартным (при давлении 0,1 МПа и температуре 20° С).

10. Месторождения и залежи нефти и газа для планирования геолого-разведочных работ и разработки месторождений и ведения учета запасов, содержащихся в них полезных ископаемых подразделяются по фазовому состоянию, по величине запасов и стадиям освоения.

II. Категории запасов нефти и газа

11. Запасы нефти и газа подразделяются по степени промышленного освоения и по степени геологической изученности на категории: А (разрабатываемые, разбуренные), В (разрабатываемые, неразбуренные, разведанные), В (разрабатываемые, неразбуренные, оцененные), C (разведанные) и С (оцененные).

12. Запасы залежи / части залежи, разбуренные эксплуатационными скважинами и разрабатываемые в соответствии с утвержденным проектным документом (технологическим проектом разработки или дополнением к нему, технологической схемой разработки или дополнением к ней), относятся к категории А (разрабатываемые, разбуренные).

К категории А относятся запасы залежей / частей залежей, геологическое строение которых, форма и размеры определены, а флюидальные контакты обоснованы по данным бурения, опробования и материалам геофизических исследований скважин. Литологический состав, тип коллекторов, эффективные нефте- и газонасыщенные толщины, фильтрационно-емкостные свойства и нефте- и газонасыщенность, состав и свойства углеводородов в пластовых и стандартных условиях и технологические характеристики залежи (режим работы, дебиты нефти, газа, конденсата, продуктивность скважин) установлены по данным эксплуатации скважин, гидропроводность и пьезопроводность пласта, пластовое давление, температура, коэффициенты вытеснения определены по результатам гидродинамических исследований скважин и лабораторных исследований керна.

13. Запасы неразбуренных эксплуатационными скважинами залежей / частей залежей, разработка которых планируется в соответствии с утвержденным проектным документом (технологическим проектом разработки или дополнением к нему, технологической схемой разработки или дополнением к ней), изученные сейсморазведкой или иными высокоточными методами и разбуренные поисковыми, оценочными, разведочными, транзитными или углубленными эксплуатационными скважинами, давшими промышленные притоки нефти или газа (отдельные скважины могут быть не опробованы, но продуктивность их предполагается по данным геофизических и геолого-технологических исследований, а также керна), относятся к категории B (разрабатываемые, неразбуренные, разведанные).

14. Запасы залежей / частей залежей, не разбуренных эксплуатационными скважинами, разработка которых проектируется в соответствии с утвержденным проектным документом (технологическим проектом разработки или дополнением к нему, технологической схемой разработки или дополнением к ней), изученные сейсморазведкой или иными высокоточными методами, наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований и испытанием отдельных скважин в процессе бурения, относятся к категории В (разрабатываемые, неразбуренные, оцененные).

15. Запасы залежей / частей залежей, не введенных в промышленную разработку месторождений, на которых может осуществляться пробная эксплуатация или пробная эксплуатация отдельных скважин, относятся к категории С (разведанные).

Залежи должны быть изучены сейсморазведкой или иными высокоточными методами и разбурены поисковыми, оценочными, разведочными скважинами, давшими промышленные притоки нефти или газа (отдельные скважины могут быть не опробованы, но продуктивность их предполагается по данным геофизических и геолого-технологических исследований, а также керна).

Для открываемых месторождений на акваториях морей, в том числе на континентальных шельфах морей Российской Федерации в территориальных морских водах, во внутренних морских водах, а также в Каспийском и Азовском морях, к запасам категории С относят залежь / часть залежи, вскрытую первой поисковой скважиной, в которой получены качественные результаты гидродинамического каротажа (ГДК), позволяющие оценить характер насыщенности пласта.

Геологическое строение залежи, фильтрационно-емкостные свойства пород - коллекторов, состав и свойства флюидов, гидродинамические характеристики, дебиты скважин изучены по результатам геолого-промысловых исследований скважин в процессе реализации проектов геолого-разведочных работ разведки, пробной эксплуатации отдельных скважин или проекта пробной эксплуатации.

16. Запасы залежей / частей залежей, не введенных в промышленную разработку месторождений, разрабатываемых на основании проекта пробной эксплуатации, пробной эксплуатации отдельных скважин, изученные сейсморазведкой или иными высокоточными методами, наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований и испытанием отдельных скважин в процессе бурения, относятся к категории С (оцененные).

III. Категории ресурсов нефти и газа по степени геологической изученности

17. Ресурсы нефти, газа и конденсата по степени геологической изученности подразделяются на категории: D (подготовленные), Dл (локализованные), D (перспективные), D (прогнозируемые).

18. Критерием выделения категорий ресурсов по геологической изученности является изученность геологического строения и нефтегазоносности территории, геологического элемента или участка недр по площади и разрезу параметрическим и поисковым бурением, геофизическими, геохимическими и другими видами поисково-разведочных работ.

19. Ресурсы нефти, газа и конденсата возможно продуктивных пластов в подготовленных к бурению ловушках в районах с доказанной промышленной нефтегазоносностью или в не вскрытых бурением продуктивных пластах открытых месторождений. Форма, размеры и условия залегания предполагаемых залежей определены по результатам геолого-геофизических исследований, толщина и фильтрационно-емкостные свойства пластов, состав и свойства углеводородов принимаются по аналогии с открытыми месторождениями, относятся к категории D (подготовленные).

Подготовленные ресурсы категории D отражают возможность открытия залежей нефти и газа в подготовленной к поисковому бурению ловушке и используются для проектирования поисковых работ.

20. Ресурсы нефти, газа и конденсата возможно продуктивных пластов в ловушках, выявленных по результатам поисковых геологических и геофизических исследований в пределах районов с доказанной промышленной нефтегазоносностью, относятся к категории Dл (локализованные).

Локализованные ресурсы нефти и газа используются при планировании геолого-разведочных работ по подготовке ловушек к поисковому бурению и подготовке ресурсов категории D.

21. Ресурсы нефти, газа и конденсата литолого-стратиграфических комплексов и горизонтов с промышленной нефтегазоносностью, доказанной в пределах крупных региональных структур. Количественная оценка перспективных ресурсов проводится по результатам региональных геологических, геофизических, геохимических исследований и по аналогии с изученными месторождениями, открытыми в пределах оцениваемого региона относятся к категории D (перспективные).

Перспективные ресурсы категории D отражают возможность открытия месторождений нефти и газа в оцениваемом регионе и используются для проектирования региональных геолого-разведочных работ на нефть и газ, выбора районов и установления очередности проведения на них поисковых работ.

22. Ресурсы нефти, газа и конденсата литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. Перспективы нефтегазоносности этих комплексов определяются на основе имеющихся данных геологических, геофизических, геохимических исследований и по аналогии с другими более изученными регионами, где установлены разведанные месторождения нефти и газа, или вышележащими нефтегазоносными комплексами, относятся к категории D (прогнозируемые).

Прогнозируемые ресурсы категории D отражают потенциальную возможность открытия месторождений нефти и газа в регионе, промышленная нефтегазоносность которого не доказана, и используются для проектирования региональных геолого-разведочных работ на нефть и газ.

IV. Типы месторождений (залежей) нефти и газа по фазовому состоянию

23. В зависимости от фазового состояния и состава основных углеводородных соединений в недрах месторождения (залежи) нефти и газа подразделяются на:

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

газонефтяные (ГН), в которых основная часть залежи нефтяная, а газовая шапка не превышает по объему нефтяную часть залежи;

нефтегазовые (НГ), к которым относятся газовые залежи с нефтяной оторочкой и залежи, в которых газовая шапка превышает по объему нефтяную часть залежи;

газовые (Г), содержащие только газ;

газоконденсатные (ГК), содержащие газ с конденсатом;

нефтегазоконденсатные (НТК), содержащие нефть, газ и конденсат.

V.Типы месторождений (залежей) газа по содержанию конденсата

24. В газовых залежах по содержанию конденсата (С5+в) выделяются следующие группы газоконденсатных залежей:

низкоконденсатные - с содержанием конденсата менее 25 г/м;

среднеконденсатные - с содержанием конденсата от 25 до 100 г/м;

высококонденсатные - с содержанием конденсата от 100 до 500 г/м;

уникальноконденсатные - с содержанием конденсата более 500 г/м.

VI. Градация месторождений нефти и газа по величине извлекаемых запасов

25. Месторождения нефти и газа по величине начальных извлекаемых запасов подразделяются на:

уникальные - более 300 млн.т нефти или 300 млрд.м газа;

крупные - от 30 до 300 млн.т нефти или от 30 до 300 млрд.м газа;

средние - от 5 до 30 млн.т нефти или от 5 до 30 млрд.м газа;

мелкие - от 1 до 5 млн.т нефти или от 1 до 5 млрд.м газа;

очень мелкие - менее 1 млн.т нефти, менее 1 млрд.м газа.

VII. Градация месторождений нефти и газа по сложности геологического строения

26. По сложности геологического строения выделяются месторождения (залежи):

простого строения - однофазные, связанные с ненарушенными или слабонарушенными структурами, продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин и фильтрационно-емкостных свойств по площади и разрезу;

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

очень сложного строения - одно- и двухфазные, характеризующиеся как наличием литологических замещений или тектонических нарушений, так и невыдержанностью толщин и фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов.

VIII.Распределение месторождений (залежей) нефти и газа по степени освоения

27. По степени освоения месторождения (залежи) нефти и газа подразделяются на:

разрабатываемые - месторождения, на которых осуществляется добыча углеводородов в соответствии с утвержденным проектным документом на разработку (технологическим проектом разработки или дополнением к нему или технологической схемой разработки или дополнением к ней);

разведываемые - месторождения, на которых проводятся геолого-разведочные работы, в том числе может осуществляться добыча в рамках проекта пробной эксплуатации залежи, месторождения или эксплуатация отдельных скважин.



Электронный текст документа
подготовлен ЗАО "Кодекс" и сверен по.

---