Геология (катаев)

13. Нефтяной рынок.

Мировая нефтедобыча

Известный исследователь динамики мировой нефтедобычи В. Н. Щелкачев особо выделил 1979 год. До этого хронологического рубежа добыча данного ресурса увеличивалась вдвое каждое десятилетие. А вот после 1979 года темпы роста планетарной нефтедобычи существенно замедлились. Около 70 % этих мировых запасов сосредоточено в странах ОПЕК - межправительственной организации, объединившей ряд нефтедобывающих государств. Первая пятерка стран-лидеров по запасам нефти (по состоянию на 2014 год) выглядит так: Венесуэла, Саудовская Аравия, Канада, Иран и Ирак. В состав ОПЕК входят 13 стран: Иран, Ирак, Кувейт, Саудовская Аравия, Венесуэла, Катар, Ливия, Объединённые Арабские Эмираты, Алжир, Нигерия,Эквадор, Ангола и Индонезия.

Итак, страны-лидеры по добыче нефти на сегодняшний день (в скобках указан процент от общемировой нефтедобычи):

Саудовская Аравия (12,9 %); Россия (12,7); США (12,3); Китай (5,0); Канада (5,0); Иран (4,0); ОАЭ (4,0); Ирак

(3,8); Кувейт (3,6); Венесуэла (3,3).

Добыча в России

К началу XX века 30% нефти, добываемой в мире, приходилось на долю России. После революции 1917 года и последовавшей через три года национализации месторождений добыча нефти в стране упала. До Второй мировой войны основная часть нефти добывалась в Каспийском регионе и на Северном Кавказе. После войны добыча нефти на Каспии вновь начала расти, но было решено активно развивать поиск и разработку месторождений в Волго-Уральском регионе. СССР делал широкомасштабные инвестиции в нефтедобывающие комплексы, и это способствовало быстрому росту добычи нефти в регионе. Открытые месторождения оказались несложными в разработке. Кроме того, они находились недалеко от транспортных артерий, что стало еще одним серьезным фактором, способствующим развитию отрасли. В 50-е годы на месторождения Волго-Урала приходилось около 45% от всей нефти, добываемой в СССР. С ростом добычи непрерывно увеличивался экспорт нефти. В 1960-е годы по объему добываемых углеводородов СССР вышел на второе место в мире, что вызвало падение цен на ближневосточную нефть и послужило одним из поводов для создания ОПЕК.

В начале 1960-х годов было объявлено об открытии первых крупных месторождений Западной Сибири. Это случилось, когда в стране остро встал вопрос: как удержать высокий уровень добычи после того, как на залежах Волго-Урала будет достигнут пик добычи. Открытие дало мощнейший стимул для освоения региона

– тысячи людей переехали в суровый край, быстро выросли города и поселки нефтяников. Западно-Сибирский бассейн стал крупнейшим в СССР нефтеносным и нефтедобывающим районом. Несмотря на сложные климатические условия, добыча нефти росла рекордными темпами. Важной особенностью сырьевой базы региона явилась высокая концентрация разведанных запасов в крупных и крупнейших месторождениях. В 1965 году было открыто гигантское месторождение Самотлор, содержащее 14 миллиардов баррелей доступной нефти.

Благодаря развитию нефтедобывающей отрасли в Западной Сибири СССР быстро нарастил объемы добычи. И по сей день регион остается главным «нефтяным козырем» России: в Ханты-Мансийском автономном округе добывают около 60% от объема ежегодной добычи нефти в нашей стране.

После этого грандиозного успеха в отрасли постепенно начался упадок, вызванный желанием получить как можно больше, не заботясь о долгосрочной перспективе. Недостаток вложений в разведку компенсировали интенсивным бурением. В 1988 году Советский Союз достиг рекорда – 11, 4 миллионов баррелей в день, причем большая часть приходилась на месторождения Западной Сибири. Но с этого момента технологические упущения дали о себе знать – долго сдерживать падение объемов было невозможно.

Большое влияние на кризис в отрасли оказал распад Советского Союза. Внутренний спрос упал, возможностей для экспорта не хватало. Из-за финансовых трудностей сокращалось бурение, скважины не получали должного обслуживания, не производился ремонт. Падение объемов добычи нефти прекратилось только в 1997 году. Добыча нефти в России с начала 2000-х годов стабильно растет, хотя в последнее время темпы роста замедлились, а в 2008-м было даже небольшое снижение. Начиная с 2010 года, добыча нефти в России преодолела планку в 500 млн. тонн в год и уверенно держится выше этого уровня неуклонно повышаясь. Два года (2009 и 2010) Россия удерживала первое место в мире по добыче нефти. С 2011 года она вновь переместилась на второе, уступив первенство Саудовской Аравии.

Сорта нефти сильно различаются по качеству и составу, и эти характеристики во многом зависят от места происхождения сырья. Основные параметры качества нефти – это плотность и содержание серы. Специалисты выделяют легкие, средние и тяжелые сорта. Как правило, легкие считаются более ценными, потому что из них можно получить больше легких нефтепродуктов, таких как бензин. Для того чтобы облегчить эту задачу, специалисты рассматривают цены на те сорта, которые считаются наиболее типичными для отдельных центров переработки. Эти сорта получили название «эталонных». Например, для Европы эталонным считается сорт Brent, добываемый в Северном море. Что касается российской нефти, то на экспорт она уходит под четырьмя торговыми марками: Urals, Siberian Light, REBCO и Sokol. Urals — смесь легкой западносибирской нефти Siberian Light и высокосернистой нефти Урала и Поволжья, поставляется через Новороссийск и по системе нефтепроводов «Дружба». Siberian Light поставляют через порт Туапсе. Sokol — нефть, добываемая в проекте «Сахалин-2», экспортируется через порт Де-Кастри (Хабаровский край). REBCO

– российская экспортная смесь сырой нефти (Russian Export Blend Crude Oil) — марка, используемая при экспортных поставках через порт Приморск.

14. Классификация нефтей и газов по физико-химическим свойствам

Природные газы газовых, газоконденсатных и нефтегазовых месторождений состоят в основном из углеводородов гомологического ряда метана (CnH2n4-2) и неуглеводородных компонентов: азота (N2), углекислого газа (С02), сероводорода (H2S), редких газов: гелия, аргона, криптона (Не, Аг, Сг), паров ртути (Hg).Основу природных газов составляет метан (СН4). В значительно меньших объемах содержатся более тяжелые углеводороды: этан (С2Н6), пропан (С3Н8), бутан (С4Н10), пентан (C5H12) и др. По содержанию тяжелых УВ: не более 75 г/м3, газ называют сухим, более 150 г/м3 газ называют жирным.

Растворимость. Углеводороды растворяются в воде незначительно. При низких давлениях и температуре с увеличением последней растворимость падает; начиная с 70 °С и выше и давлении более 10 МПа повышение температуры приводит к увеличению растворимости газа. Повышение солености воды и содержание в газе азота заметно снижают его растворимость, а содержание углекислоты и сероводорода — увеличивают. Более тяжелые углеводороды растворяются в воде существенно хуже, чем более легкие. Так, растворимость в пресной воде метана при температуре 100 °С и давлении 10 МПа составляет 1,72 моль/моль, а этана — 0,8 моль/моль.

15. Горные породы-коллекторы нефти и газа, их основные свойства и классификации.

Коллекторами называются горные породы, обладающие способностью вмещать нефть и газ и отдавать их при разработке.

Типы коллекторов: - поровый , - каверновый, - трещинный, - комбинированный

Каверны отличаются от пор только размером, величина которого позволяет жидкости вытекать из породы под действием собственного веса.

Коллекторские свойства:

Пористость - способность содержать пустоты.

По происхождению выделяются следующие виды пористости:

-первичные/гранулярные поры, образуются в результате осадкообразования и формирования породы.

-вторичные поры, образуются в результате последующих процессов разлома и дробления породы, растворения, возникновения трещин. Они, в свою очередь, подразделяются на: щелевидные, каверновые.

В зависимости от размеров пор имеются определённые классификации пор по способности их фильтровать:

Сверхкапиллярные - наиболее крупные поры; dэф>10-4 м. Для этих пор характерно малое взаимодействие между флюидом и породой. Движение флюидов происходит свободно (песчаники, доломиты, обломочные крупнозернистые породы).

Капиллярные – dэф=10-7-10-4 м. Взаимодействие между флюидом и породой в таких порах существенно. Большую роль играют капиллярные силы, которые препятствуют фильтрации жидкости и газа (сцементированные песчаники).

Субкапиллярные – dэф= 10-9-10-7 м. Размер подобных пор настолько мал, что жидкости удерживаются силой притяжения стенок каналов (жидкость находится в сфере действия молекулярных сил материала породы). Если градиент давления мал – фильтрации не будет происходить (глина, глинистые сланцы).

Микропоры - dэф 10-9 м. Движения флюидов нет, поры под действием молекулярных сил.

Коэффициент общей пористости:

m=Vпор/V=(Vгр+Vтр+Vкав)/V= mГР+ mТР+ mКАВ

Поэтому для определения запасов извлекаемой нефти, т.е. для сообщающихся пор применяют коэффициент

открытой пористости: mО=VО.П. /V

Эффективная пористость mЭ= Vн.г./ V= mО Kн,г. Т.е. это доля пор, занятых нефтью и газом, отнесённая к общему объёму пласта.

В качестве меры, характеризующей полезную ёмкость пласта используется коэффициент динамической пористости: mД= mО (kн – kо.н.), где kн – коэффициент нефтенасыщенности, kо.н. – коэффициент остаточной нефтенасыщенности.

Для определения коэффициента пористости достаточно знать объемы пор и образца, объемы зерен и образца или плотности образца и зерен. Пористость измеряют с помощью жидкостных и газовых порозиметров, используют метод взвешивания насыщенной жидкостью породы в той же жидкости и в воздухе(объем образца рассчитывают по закону Архимеда), метод парафинизации.

3. Проницаемость – характеризует способность горной породы пропускать флюиды.

Коэффициент проницаемости – физическое свойство нефтегазового пласта.

Коэффициент абсолютной проницаемости – это проницаемость пористой среды, которая определена из закона Дарси, при наличии в ней одной фазы, химически инертной по отношению к скелету породы. На практике в качестве такого инертного флюида используют газ, например, азот, и проницаемость по газу является физической проницаемостью пласта.

Фазовая проницаемость – проницаемость пород для данного газа или жидкости при наличии или движении в порах многофазных систем или проницаемость по фильтрующейся фазе, которая не инертна по отношению к скелету и занимает все поровое пространство. Значение фазовой проницаемости зависит не только от физических свойств породы, но также от степени насыщенности порового пространства жидкостью или газом и от их физико-химических свойств. kпр.а. kпр.ф.

Относительная фазовая проницаемость. Отношение фазовой проницаемости для данной фазы к абсолютной.

k’Н=kН/k k’В=kВ/k

Для оценки проницаемости пользуются линейным законом фильтрации Дарси, зависимостями проницаемости от пористости и размера пор.

16. Ловушки нефти и газа

Природный резервуар - это естественное вместилище для нефти, газа и воды, внутри которого они могут циркулировать, и его строение обусловлено соотношением коллектора с вмещающими его плохо проницаемыми породами

Ловушка - это часть природного резервуара, в которой может установиться равновесие нефти, газа и воды.

Структурные ловушки – это вместилище нефти или газа внутри пласта-коллектора, образовавшееся в результате экранирования трещиной или тектонической структурой (флексурой, антиклиналью). В ловушках структурного типа находится около 80 % залежей нефти и газа. Тектонические разломы, купола, соли диапирового происхождения, и складчатость могут обусловить появление структурной ловушки. Простейшим типом структурной ловушки является выгнутая вверх складка-антиклиналь. Складчатость может быть результатом сокращения земной коры, сброса в глубинах Земли, магматической деятельности, внедрения соляных масс; она может быть также вызвана уплотнением над выступом погребенного рельефа или растворением пород.

Стратиграфические ловушки - если пласты-коллекторы латерально замещаются непроницаемыми породами, возникает стратиграфическая ловушка. Такого типа ловушки распространены довольно широко и могут образовывать крупнейшие скопления нефти. Известны случаи ограничения коллектора поверхностями несогласия сверху и снизу. Несогласно залегающие породы запечатывают, закрывают коллекторы, выходившие раньше на поверхность. Вверх по восстанию пластов образуется экран, вдоль которого может произойти скопление нефти и газа в случае, если вода будет подпирать залежь к экрану.

Литологические ловушки включают все случаи изменения физических и химических свойств отдельного слоя, т.е. экраном являются литологические изменения в породе, повышающие проницаемость отдельных его участков и обусловливающие тем самым образование коллектора. Литологическое экранирование обусловлено выклиниванием вверх по восстанию коллекторского пласта или его замещением непроницаемыми породами (фациальный переход). Ловушки этого типа хорошо проявляются в зонах регионального выклинивания (замещения) коллекторских пластов моноклинального залегания.

17. Месторождения нефти и газа их основные свойства и классификации

Месторождение – пространственно-ограниченный участок недр, содержащий одну или несколько залежей нефти и газа, расположенных в разрезе одна над другой, проекция контуров которых на дневную поверхность полностью или частично находится внутри контура самой большой по площади залежи.

По величине извлекаемых запасов:

уникальные — более 300 млн т нефти или 500 млрд м³ газа;

крупные — от 30 до 300 млн т нефти или от 30 до 500 млрд м³ газа;

средние — от 5 до 30 млн т нефти или от 5 до 30 млрд м³ газа;

мелкие — от 1 до 5 млн т нефти или от 1 до 5 млрд м³ газа;

очень мелкие — менее 1 млн т нефти, менее 1 млрд м³ газа

По фазовому соотношению нефти и газа:

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

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

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

газовые, содержащие только газ;

газоконденсатные, содержащие газ с конденсатом;

нефтегазоконденсатные, содержащие нефть, газ и конденсат.

По количеству залежей выделяют однозалежные и многозалежные месторождения. По генетическому положению выделяют месторождения платформ и месторождения складчатых областей. Платформенные месторождения содержат 96 % запасов нефти и 99 % газа.

18. Гипотезы происхождения нефти и газа

Распространение получили две концепции: органического (биогенного) и неорганического (абиогенного) происхождения нефти, при этом абсолютное большинство научных данных свидетельствует в пользу биогенного происхождения; поиск и добыча нефти ведутся в соответствии с предсказаниями биогенной теории. Доминирующей мировой теорией происхождения нефти является биогенная теория, согласно которой нефть сформировалась из остатков древних живых организмов. Альтернативой ей является теория абиогенного происхождения нефти на сверхбольших глубинах из неорганического углерода и водорода.

Биогенное происхождение нефти

В условиях древних теплых морей, богатых питательными веществами, органическое вещество поступало на дно быстрее, чем могло разложиться. При погружении осадков на глубину 3-6 км, с повышением температуры свыше 50 °C, органическое вещество (кероген) подвергается термическому и термокаталитическому распаду полимерлипоидных и других компонентов, при котором могут образовываться жидкие углеводороды, в том числе низкомолекулярные (C5-C15). Жидкие нефтяные углеводороды имеют повышенную подвижность, и микронефть может мигрировать из нефтематеринских пород по коллекторам, собираясь в ловушках.

К числу основных геологических доводов можно отнести:

-абсолютное большинство известных скоплений нефти и газа (99.9%) приурочено к осадочным образованиям от протерозоя до четвертичных;

-неравномерность скоплений нефти и газа в литосфере; приуроченность абсолютного большинства скоплений к определенным тектоническим элементам земной коры.

В числе геохимических доводов можно привести:

-нефть и природные горючие газы через различные переходные формы имеют тесную взаимосвязь с другими горючими ископаемыми(каменные угли, горючие сланцы), органическое происхождение которых не вызывает сомнений;

-наличие в рассеянном органическом веществе (РОВ) углеводородных компонентов сходных с углеводородными соединениями различных фракций нефтей.

Многочисленны химические доводы в пользу органического происхождения нефти: установление особенностей состава и молекулярной структуры УВ, азотистых, кислородных, сернистых и металлоорганических соединений нефти свидетельство об их генетическом родстве с аналогичными

молекулярными структурами живого вещества. Одним из таких свойств общих для живого вещества и нефти, является оптическая активность. Другим свойством нефти, свидетельствующим о ее происхождении от живого вещества, является присутствие в нефти многочисленных "молекулярных ископаемых", или молекулярных структур, унаследованных от биоорганического вещества.Первыми открытыми в нефти хемофоссилиями явились порфирины. Важными биогенными метками нефтей являются свойственные живому веществу изопреноидные УВ, особенно фитан и пристан, возникновение которых связывают с фитолом - структурным элементом молекулы хлорофилла. По мере все более глубокого изучения нефти количество открываемых таких структур непрерывно возрастает. В настоящее время считается, что концентрация их в нефти может достигать 30-40% от ее массы.

Основоположником представлений об органической природе нефти и газа можно считать великого русского ученого М.В.Ломоносова.

Абиогенное происхождение нефти

Первой научной теорией происхождения нефти можно считать карбидную (неорганическую) гипотезу Менделеева, высказанную в 1877 году. Известный химик считал, что процесс формирования залежей происходил следующим образом:

1.Карбиды металлов и водяные пары под воздействием высоких давлений и температур в глубине земной коры преобразовываются в ацетилен, этилен и метан.

2.Эти соединения, в свою очередь, под воздействием радиации превращаются в углеводороды нефти.

Основным доказательством своей теории, химик считал результаты опытов, проведённых в лаборатории. Кроме того, положения данной гипотезы подтверждают исследования астрофизиков, доказавших наличие углеводородов в космосе.

Другая неорганическая теория носит название «космической». Её положения поддерживали Соколов, Бека и Каграманов. Космическая (неорганическая) теория нефтегазообразования получила наибольшее распространение в 20 веке. Образование залежей, согласно этой гипотезе, происходило следующим образом:

1.В эпоху генезиса Земли, углеводороды являлись частью первичного вещества нашей планеты (или же сформировались на первых этапах её генезиса в условиях высоких температур).

2.Под воздействием охлаждения первичного вещества, углеводороды смешивались с остывающей магмой и постепенно поднимались в её составе по разломам к земной коре, задерживаясь в осадочных породах.

Основной недостаток гипотезы заключается в том, что она не может объяснить ни географическое, ни геологическое распределение запасов нефти и газа, а также восполнение их в современном мире.

В качестве основных аргументов в пользу неорганического происхождения нефти сторонники этого направления приводят следующее:

-присутствие в спектре космических тел соединений углерода с водородом;

-наличие в атмосфере планет Солнечной системы метана;

-возможный синтез УВ неорганическим путем;

-присутствие горючих газов в вулканических газах;

-обязательное насыщение нефтью всего разреза в нефтегазоносном районе ("закономерность Кудрявцева") от самого верхнего продуктивного горизонта вниз до пород фундамента включительно;

-наличие нефти в изверженных породах и породах кристаллического фундамента;

-региональная приуроченность скоплений нефти и газа к зонам глубинных разломов.

18.Закономерности пространственного размещения нефти и газа

А) Нефтегазоносная провинция - это территория, объединяющая ассоциацию смежных нефтегазоносных областей и характеризующаяся сходством главных черт региональной геологии.

Б) Нефтегазоносная область - это приуроченная к одному из крупных геоструктурных элементов, характеризующихся общностью геологического строения и геологической истории развития.

20.Этапы и стадии проведения геологоразведочных работ

21.Методика поисков и разведки месторождений нефти и газа

Этапы проведения ГРР

1.Региональный;

2.Поисковый;

3.Разведочный.

1.Региональный этап

Региональные работы проводятся в неизученных и слабоизученных регионах, а также при исследовании отложений, которые раньше не попадали в сферу интересов нефтяников (подсолевые, глубоко погруженные отложения и т.п.)

Целью региональных геолого-геофизических работ является изучение основных закономерностей геологического строения слабо исследованных осадочных бассейнов и их участков и отдельных литолого-

стратиграфических комплексов, оценка перспектив их нефтегазоносности и определение первоочередных районов и комплексов для постановки поисковых работ на нефть и газ.

На региональном этапе дается прогноз ресурсов углеводородов и оцениваются геологические риски проведения поисковых работ.

Геологическая съемка (состав и строение пород, возможность нахождения коллекторов и покрышек, зоны возможного нахождения структур), космическая съемка, гравиразведка, магниторазведка, сейсморазведка 2D, бурение опорных и параметрических скважин (изучение геологического разреза, не поиск нефти) – ресурсы

D1 (не локализованные)

Главное отличие опорной скважины от параметрической заключается в том, что она предназначена для

исследования только слабо изученных глубокопогруженных пород. Цель бурения параметрической скважины – изучения всего разреза.

2. Поисковый (поисково-оценочный) этап

Целью поисково-оценочного этапа является обнаружение новых месторождений нефти и газа или новых

залежей на ранее открытых месторождениях и оценка их запасов по сумме категорий С1 и С2.

Поисково-оценочный этап разделяется на стадии:

-выявления объектов поискового бурения,

-подготовки объектов к поисковому бурению,

-поиска и оценки месторождений (залежей).

Объектами проведения работ являются районы с установленной или возможной нефтегазоносностью.

Впроцессе поиска месторождений (залежей) решается задача установления факта наличия или отсутствия промышленных запасов нефти и газа.

Вслучае открытия месторождения (залежи) подтверждающие геолого-геофизические материалы в установленном порядке представляются на государственную экспертизу запасов и по ее результатам ставятся на государственный баланс.

Впроцессе оценки решаются следующие вопросы:

-установление фазового состояния углеводородов и характеристик пластовых углеводородных систем;

-изучение физико-химических свойств нефти, газа, конденсата в пластовых и поверхностных условиях, определение их товарных качеств;

-изучение фильтрационно-емкостных характеристик коллекторов;

-определение эффективных толщин, значений пористости, нефтегазонасыщенности;

-установление коэффициентов продуктивности скважин и добывных возможностей;

-предварительная геометризация залежей и подсчет запасов по категориям С2 и С1.

Сейсморазведка 3D, электроразведка, поисковое бурение – ресурсы С3, если получен приток – запасы С2, С1

(первый приток – конец поискового этапа)

3.Разведочный

Целью разведочных работ является изучение характеристик месторождений (залежей), обеспечивающих составление технологической схемы разработки (проекта опытно - промышленной эксплуатации)

месторождения (залежи) нефти или проекта опытно - промышленной эксплуатации месторождения (залежи)

газа, а также уточнение промысловых характеристик эксплуатационных объектов в процессе

разработки.

Т.Е. ПОДГОТОВКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ЗАЛЕЖИ) К РАЗРАБОТКЕ!!!

Объектами проведения работ являются месторождения (залежи) нефти и газа. В процессе разведки решаются следующие вопросы:

-уточнение положения контактов газ - нефть - вода и контуров залежей;

-уточнение дебитов нефти, газа, конденсата, воды, установление пластового давления, давления насыщения

икоэффициентов продуктивности скважин;

-исследование гидродинамической связи залежей с законтурной областью;

-уточнение изменчивости фильтрационно-емкостных характеристик коллекторов;

- уточнение изменчивости физико-химических свойств флюидов по площади и разрезу залежи;

-изучение характеристик продуктивных пластов, определяющих выбор методов воздействия на залежь и призабойную зону с целью повышения коэффициентов извлечения.

Бурение разведочных скважин, проведение пробной эксплуатации – 70% запасы А, В, С1 и 30% запасы С2 – месторождение готово к разработке.

Подсчет запасов – проект ОПР – завершение ГРР

Запасы

22.Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов.

Категория	Запасы
А	- запасы разрабатываемой залежи (ее части), изученной с детальностью,
	обеспечивающей полное определение типа, формы и размеров залежи, эффективной
	нефте- и газонасыщенной толщины, типа коллектора, характера изменения
	коллекторских свойств, состава и свойств нефти, а также основных особенностей
	залежи, от которых зависят условия ее разработки.
В	- запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании
	полученных промышленных притоков нефти или газа в скважинах на различных
	гипсометрических отметках. Тип, форма и размеры залежи, эффективная нефте- и
	газонасыщенная толщина, тип коллектора, характер изменения коллекторских
	свойств, состав и свойства нефти в пластовых и стандартных условиях и другие
	параметры, а также основные особенности залежи, определяющие условия ее
	разработки, изучены в степени, достаточной для составления проекта разработки
	залежи.
С1	- запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании
	полученных в скважинах промышленных притоков нефти или газа (часть скважин
	опробована испытателем пластов) и положительных результатов геологических и
	геофизических исследований в неопробованных скважинах.
С2	- запасы, наличие которых обосновано данными геологических и геофизических
	исследований
	Ресурсы
С3	- перспективные ресурсы нефти и газа, подготовленных для глубокого бурения
	площадей, находящихся в пределах нефтегазоносного района
D1	- прогнозные ресурсы нефти и горючих газов литолого-стратиграфических комплексов
	и горизонтов с доказанной промышленной нефтегазоносностью в пределах крупных
	региональных структур.

D2	-	прогнозные ресурсы нефти и горючих газов литолого-стратиграфических
	комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур,
	промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана

23. Международная оценка запасов и ресурсов

Основным объектом оценки ресурсов и запасов является количество углеводородов, которое потенциально может быть добыто и реализовано на рынке в ходе осуществления коммерческих проектов.

Использование единой системы оценки запасов позволяет обеспечить сопоставимость отдельных проектов, групп проектов, а также портфелей активов компаний в целом в соответствии с прогнозируемой динамикой и объемами добычи. Система учитывает как технические, так и экономические факторы, влияющие на промышленную значимость проекта, его срок реализации и величину получаемого потока денежных средств.

Международная классификация основана на вероятности промышленной привлекательности проекта (риски). Категоризация основана на достоверности оценки извлекаемых объемов углеводородов (неопределенность).

Запасы (Reserves) это количество УВ, которые предполагается добыть промышленным способом из известных залежей с определенной даты при существующих технико-экономических условиях. Т.е. под термином «Запасы» понимаются рентабельные остаточные извлекаемые запасы.

Условные ресурсы (Contingent Resources)- это количество потенциально извлекаемых УВ, согласно оценке на определенную дату, из известных залежей, но добыча которых на дату подсчета не может вестись в промышленных масштабах в силу некоторых ограничений.