МИНИСТЕРСТВО ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ И ЭКОЛОГИИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

РАСПОРЯЖЕНИЕ

от 1 февраля 2016 года N 3-р

Об утверждении методических рекомендаций по применению Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов, утвержденной приказом Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации от 01.11.2013 N 477

В целях реализации Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов, утвержденной приказом Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации от 01.11.2013 N 477 (Зарегистрировано в Минюсте России 31.12.2013 регистрационный N 30943):

1. Утвердить прилагаемые методические рекомендации по применению Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов, утвержденной приказом Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации от 01.11.2013 N 477.

2. Федеральному агентству по недропользованию, его территориальным органам и подведомственным организациям руководствоваться настоящими Методическими рекомендациями.

Министр
С.Е.Донской

     
УТВЕРЖДЕНО
распоряжением
Минприроды России
от 1 февраля 2016 года N 3-р

     

Методические рекомендации по применению Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов

1. Общие сведения

1. Настоящие Методические рекомендации разработаны в целях реализации Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов, утвержденной приказом Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации от 01.11.2013 г. N 477 (далее - Классификация).

2. Методические рекомендации направлены на оказание практической помощи Федеральному агентству по недропользованию, его территориальным органам и организациям, находящимся в ведении Федерального агентства по недропользованию.

3. Пластовой нефтью, как правило, признаётся смесь углеводородных компонентов и растворенных в ней примесей, которая находится в залежи при пластовом давлении и пластовой температуре в жидком состоянии. Неуглеводородные соединения в нефти присутствуют в виде сернистых, азотистых, кислородных, металлоорганических комплексов, парафинов, смол и асфальтенов. В большинстве нефтей в пластовых условиях содержится растворенный газ.

По составу и физическим свойствам нефти подразделяются на ряд типов. Их типизация проводится по свойствам, по групповому углеводородному составу, фракционному составу, содержанию серы и других неуглеводородных компонентов, асфальтенов и смол (приложения 1, 2, 3).

Групповой углеводородный состав отражает содержание (в процентах по массе) трех основных групп углеводородов - метановых, нафтеновых и ароматических.

Фракционный состав отражает относительное содержание (в процентах по массе) фракций нефтей, вскипающих при разгонке до 350°С, и масляных фракций (дистиллятов) с температурой кипения выше 350°С.

Свойства нефтей в стандартных условиях существенно отличаются от их свойств в пластовых условиях вследствие влияния растворенного газа и более высоких температуры и давления в недрах. Поэтому для целей подсчета запасов, рациональной разработки месторождений, первичной подготовки, транспортировки и переработки нефтей эти свойства определяются раздельно. В стандартных условиях основными параметрами нефтей являются плотность, молекулярная масса, вязкость, температуры застывания и кипения; в пластовых условиях - давление насыщения растворенным газом, газосодержание, объемный коэффициент, коэффициент сжимаемости, коэффициент теплового расширения, плотность и вязкость.

По плотности и вязкости нефти подразделяются на пять групп (приложения 4, 5).

4. Горючим (природный) газом (газовой, газоконденсатной и нефтегазоконденсатной залежей), как правило, признаётся смесь углеводородных С-С и неуглеводородных компонентов, находящихся в пластовых условиях в газообразном состоянии и в растворенном виде в нефти и воде, а при стандартных условиях только в газовой фазе. Основными углеводородными компонентами газа в стандартных условиях являются метан и его гомологи - этан, пропан, бутаны. Кроме углеводородных компонентов, в газе могут содержаться сероводород, гелий, диоксид углерода и инертные газы. Этан, пропан и бутаны являются сырьем для производства сжиженного газа и продукции нефтехимической промышленности.

Основными свойствами газа являются молекулярный вес, плотность в стандартных условиях, относительная плотность по воздуху, критические температура и давление, вязкость, способность к гидратообразованию, теплота сгорания, а также параметры, характеризующие изменение объема газа при изменении давления и температуры - коэффициент сжимаемости и объемный коэффициент.

5. Конденсатом (газоконденсатной и нефтегазоконденсатной залежей), как правило, признаётся смесь углеводородных С5+ и неуглеводородных компонентов, находящихся при начальных термобарических условиях в газообразном состоянии в пластовом газе и переходящих в жидкое состояние при снижении давления ниже давления начала конденсации. Основными параметрами газа, в состав которого входит конденсат, кроме перечисленных выше, являются конденсатногазовый фактор, потенциальное содержание углеводородов С и давление начала конденсации. Важным свойством конденсата является его плотность в стандартных условиях.

6. Полезные ископаемые, содержащиеся в залежах углеводородов, подразделяются на основные, попутные полезные ископаемые и попутные полезные компоненты.

К основным полезным ископаемым относится нефть, свободный газ газовых залежей и газовых шапок.

Попутными полезными ископаемыми, как правило, являются ископаемые, содержащиеся в одних пластах с нефтью и газом и извлечение которых технически возможно и экономически эффективно, к ним могут относиться, в том числе подземные воды.

Попутные полезные компоненты подразделяются на две группы:

К первой группе относятся попутные полезные компоненты, заключенные в полезном ископаемом и выделяемые при его добыче (сепарации) в самостоятельные продукты. В нефтяных залежах это растворённый газ, а в газоконденсатных - конденсат. Растворенный газ с содержанием азота более 50% является негорючим и не подлежит постановке на государственный баланс.

Ко второй группе относятся попутные полезные компоненты, присутствующие в составе основных и попутных полезных ископаемых, а также в попутных полезных компонентах первой группы и выделяемые при их переработке. В нефти такими компонентами могут быть сера (в форме сероводорода и других сернистых соединений), ванадий, титан, никель и др. Свободный и растворённый газы содержат этан, пропан, бутаны, а также могут содержать сероводород, диоксид углерода, гелий, аргон, иногда ртуть. В подземных водах месторождений нефти и газа могут присутствовать повышенные концентрации йода, брома, бора, соединений магния, калия, лития, рубидия, стронция и других попутных полезных компонентов.

Рекомендуемые минимальные промышленные концентрации попутных полезных компонентов приведены в приложении 6.

7. Нефть и газ аккумулируются в коллекторах порового, кавернового, трещинного и смешанного типов, образуя природные скопления - залежи углеводородного сырья (далее - залежь). Залежь может быть приурочена к одному или нескольким пластам-коллекторам, представляющим собой единую гидродинамическую систему.

8. Месторождение может быть однопластовым и многопластовым, однозалежным и многозалежным.

9. В зависимости от фазового состояния и соотношения основных полезных ископаемых углеводородных соединений в недрах месторождения (залежи) нефти и газа подразделяются на 6 типов (табл.1).

Таблица 1

Для нефтегазоконденсатных месторождений нефтяная часть залежи определяется как нефтяная залежь с газовой шапкой в случае, когда нефтяная часть залежи превышает по объему газоконденсатную часть залежи или как нефтяная оторочка в случае, когда газоконденсатная часть залежи превышает по объему нефтяную часть залежи.

10. По содержанию конденсата (С) выделяются 4 группы: низкоконденсатные, среднеконденсатные, высококонденсатные и уникальноконденсатные. Критерии классификации по содержанию конденсата приведены в приложении 7.

11. Определение состава нефти и газа регламентируется требованиями действующих стандартов и технических условий, в которых учитываются технология добычи, способы транспортировки и переработки сырья, обеспечивающие их комплексное использование. Промышленная ценность содержащихся в нефти и газе попутных полезных компонентов определяется на основании их кондиционного содержания.

12. По величине начальных извлекаемых запасов нефти и газа месторождения подразделяются на 5 групп (табл.2).

Таблица 2

13. По сложности геологического строения, условиям залегания и выдержанности продуктивных пластов независимо от величины запасов . месторождения (залежи) разделяются на три типа (табл.3).

14. Степень сложности геологического строения месторождения - устанавливается по соответствующим характеристикам основных залежей, заключающих большую часть (более 70%) запасов месторождения.

Таблица 3

     

II. Изученность объектов, подготовленных к глубокому бурению, и месторождений, находящихся на стадии разведки и разработки

15. В процессе изучения месторождений нефти и газа соблюдаются этапы и стадии геологоразведочных работ, выполняются все требования к их полноте и качеству, осуществляется рациональное комплексирование методов и технических средств разведки, проводится постадийная геолого-экономическая оценка результатов работ. Изученность месторождения обеспечивается комплексностью работ по геологическому изучению недр при обязательном соблюдении требований по охране недр и окружающей среды.

Размещение скважин на площади ловушки проводится в соответствии с утвержденным проектом поисковых работ. Изучение всего перспективного разреза объекта обеспечивает глубина поисковых скважин с учетом технических возможностей бурения. Результатом проведения поисковых и оценочных работ является открытие месторождения (залежи) полезных ископаемых или установление бесперспективности вскрытых скважинами отложений. Открытием месторождения (залежи) считается установление промышленного значения скопления углеводородов в результате получения в скважине притоков, позволяющих оценить необходимость дальнейшего проведения работ по изучению открытого месторождения (залежи).

16. На месторождениях нефти и газа, находящихся в стадии разведки, по данным сейсморазведки и поисково-оценочного, а также разведочного бурения проводится изучение геологического строения объекта, дается оценка нефтегазоносности всего продуктивного разреза и предварительная оценка запасов залежей, определяются основные природные факторы, влияющие на выбор методики дальнейших разведочных работ.

17. При разведке месторождений глубина, способ бурения и конструкция скважин определяются проектом разведки. При этом конструкция скважин должна обеспечить возможность проведения полного комплекса геофизических исследований, испытаний на приток жидкости и газа, как в открытом стволе, так и в колонне, гидродинамических исследований и отбора глубинных проб.

18. Количество, система размещения и последовательность бурения разведочных скважин направлено на обеспечение получения надежных данных для установления строения продуктивных пластов, выявления закономерностей изменения их толщин, коллекторских свойств, характера насыщения нефтью, газом и водой, а также особенностей тектоники месторождения.

19. Бурение разведочных скважин проводится с учетом материалов сейсморазведки и данных ранее пробуренных скважин, особенно при разведке залежей очень сложного строения. В случае несовпадения данных сейсморазведки с данными бурения, превышающее допустимые погрешности, делается переобработка материалов сейсморазведки с целью уточнения геологической модели месторождения.

20. При бурении поисковых и разведочных скважин из перспективных на нефть и газ отложений проводится отбор керна в количестве, обеспечивающем изучение литологических особенностей и физических свойств коллекторов и непроницаемых разделов по площади и разрезу и позволяющем надежно интерпретировать материалы геофизических исследований скважин. Нормы отбора, выноса керна и детальность его лабораторных исследований регламентируются действующими нормативными документами.

21. По каждой разведочной скважине проводится комплекс исследований, необходимый для подсчета запасов:

а) детальное изучение керна для определения литологических особенностей, минерального состава, механических и фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов и покрышек продуктивного пласта; в интервалах отбора образцов на лабораторные исследования следует определять геофизические параметры для получения эталонных (петрофизических) зависимостей, являющихся основой интерпретации материалов геофизических исследований скважин;

б) рациональный комплекс геофизических исследований скважин, по данным которых осуществляется литологическое расчленение разреза, выделение продуктивных пластов, определение их толщин и глубины залегания, общей, эффективной, нефтенасыщенной и (или) газонасыщенной толщин продуктивных пластов, определение положения флюидальных контактов;

в) комплекс газогидродинамических исследований для изучения фильтрационно-емкостной характеристики коллекторов "работающих" частей продуктивных пластов, положения контактов газ-нефть-вода;