Запасы нефти и газа обозначают обнаруженные количества сырой нефти и природного газа (нефтяные или газовые месторождения ), которые могут быть прибыльно добыты/извлечены из утвержденной разработки. Запасы нефти и газа, привязанные к утвержденным операционным планам, поданным в день отчетности по запасам, также чувствительны к колебаниям мировых рыночных цен. Оставшиеся оценки ресурсов (после учета запасов), вероятно, являются субкоммерческими и могут все еще находиться на стадии оценки с потенциалом технической извлекаемости после коммерческого установления. Природный газ часто ассоциируется с нефтью напрямую, а запасы газа обычно указываются в баррелях нефтяного эквивалента (БНЭ). Следовательно, как запасы нефти и газа, так и оценки ресурсов следуют тем же принципам отчетности и далее совместно именуются нефтью и газом . [1]
Как и в случае с другими оценками минеральных ресурсов , специалисты отрасли разработали подробные схемы классификации для количественной оценки объемов нефти и газа, накопленных под землей (известных как недра ). Эти схемы предоставляют руководству и инвесторам средства для проведения количественных и относительных сравнений между активами, [a] до того, как гарантировать значительные затраты на разведку, разработку и извлечение этих скоплений. [2] Схемы классификации используются для категоризации неопределенности в оценках объемов извлекаемых нефти и газа и вероятности того, что они существуют в реальности (или риска того, что их нет) в зависимости от зрелости ресурса. [b] Потенциальные подземные скопления нефти и газа, выявленные во время разведки, классифицируются и сообщаются как перспективные ресурсы . Ресурсы переклассифицируются в резервы после оценки , в тот момент, когда достаточное накопление коммерческой нефти и/или газа доказано бурением, с утвержденными и финансируемыми планами разработки для начала добычи в течение рекомендуемых пяти лет. [3]
Оценки резервов требуются властями и компаниями и в первую очередь делаются для поддержки принятия операционных или инвестиционных решений компаниями или организациями, вовлеченными в бизнес по разработке и производству нефти и газа. Объемы резервов необходимы для определения финансового состояния компании, которая может быть обязана сообщать эти оценки акционерам и «держателям ресурсов» [c] на различных стадиях созревания ресурсов. [d] [4]
В настоящее время наиболее широко принятой методологией классификации и отчетности является система управления нефтяными ресурсами 2018 года ( PRMS ), которая обобщает последовательный подход к оценке объемов нефти и газа в рамках всеобъемлющей структуры классификации, совместно разработанной Обществом инженеров-нефтяников (SPE), Всемирным нефтяным советом (WPC), Американской ассоциацией геологов-нефтяников (AAPG), Обществом инженеров по оценке нефти (SPEE) и Обществом геологов-экономистов (SEG). [e] [5] Публичные компании , регистрирующие ценные бумаги на рынке США, должны сообщать о доказанных запасах в соответствии с требованиями к отчетности Комиссии по ценным бумагам и биржам (SEC), которые во многом схожи с PRMS. [f] Также были предприняты попытки стандартизировать более общие методологии для отчетности по оценкам ресурсов нефти и газа на национальном или бассейновом уровне. [6]
Ресурс нефти или газа относится к известным (открытым месторождениям ) или потенциальным скоплениям нефти и/или газа ( т. е. неоткрытым перспективам и лидам ) в недрах земной коры. Все оценки запасов и ресурсов включают неопределенность в оценках объема (выраженную ниже как низкая, средняя или высокая неопределенность), а также риск или вероятность существования в реальности, [g] в зависимости от уровня оценки или зрелости ресурсов, который определяет объем надежных геологических и инженерных данных, доступных и интерпретацию этих данных. [h]
Оценка и мониторинг запасов дает представление, например, о будущем производстве компании и потенциале поставок нефти и газа в стране. Таким образом, запасы являются важным средством выражения ценности и долговечности ресурсов.
В PRMS термины «Ресурсы» и «Запасы» имеют четкое и конкретное значение в отношении скоплений нефти и газа и разведки углеводородов в целом. Однако уровень строгости, требуемый при применении этих терминов, варьируется в зависимости от зрелости ресурса, которая определяет требования к отчетности. [i] Запасы нефти и газа — это ресурсы, которые являются или с достаточной степенью уверенности являются коммерческими (т. е. прибыльными). Запасы являются основным активом нефтегазовой компании ; учет — это процесс, посредством которого они добавляются в баланс . Оценки условных и перспективных ресурсов гораздо более спекулятивны и не учитываются с той же степенью строгости, как правило, только для внутреннего использования компании, отражая более ограниченный набор данных и зрелость оценки. Если они публикуются за пределами компании, эти объемы добавляют к восприятию стоимости актива , что, в свою очередь, может повлиять на стоимость акций или акций нефтегазовой компании . [7] PRMS обеспечивает основу для последовательного подхода к процессу оценки для соблюдения требований к отчетности, в частности, листингуемых компаний. [8] [j] Энергетические компании могут нанимать независимых консультантов по оценке запасов, которые предоставляют отчеты третьих лиц в рамках документов SEC по резервам или учету ресурсов. [k]
Отчетность о запасах обнаруженных залежей регулируется жестким контролем для обоснованных инвестиционных решений с целью количественной оценки различных степеней неопределенности в извлекаемых объемах. Запасы определяются в трех подкатегориях в соответствии с системой, используемой в PRMS: доказанные ( 1P ), вероятные и возможные. Запасы, определенные как вероятные и возможные, представляют собой приростные (или дополнительные) обнаруженные объемы, основанные на геологических и/или инженерных критериях, аналогичных тем, которые используются при оценке доказанных запасов. Хотя они не классифицируются как условные, некоторые технические, договорные или нормативные неопределенности не позволяют классифицировать такие запасы как доказанные. Наиболее принятые определения этих запасов основаны на тех, которые были первоначально одобрены SPE и WPC в 1997 году, требуя, чтобы запасы были обнаружены, извлекаемы, коммерчески пригодны и оставались на основе правил, регулирующих классификацию по подкатегориям, и заявленных планов проектов разработки. [9] Вероятные и возможные запасы могут использоваться внутри нефтяных компаний и государственных учреждений для целей будущего планирования, но не составляются регулярно или единообразно.
Доказанные запасы — это обнаруженные объемы, которые, как утверждается, имеют разумную уверенность в том, что они могут быть извлечены в существующих экономических и политических условиях и с существующей технологией. Специалисты отрасли называют эту категорию «P90» (то есть, имеющие 90% уверенность в добыче или превышении объема P90 по распределению вероятностей). [l] Доказанные запасы также известны в отрасли как 1P . [10] [11] Доказанные запасы могут называться доказанными разработанными (PD) или доказанными неразработанными (PUD). [11] [12] Запасы PD — это запасы, которые могут быть добыты с помощью существующих скважин и перфораций или из дополнительных резервуаров, где требуются минимальные дополнительные инвестиции (эксплуатационные расходы) ( например, открытие набора уже установленных перфораций). [12] Запасы PUD требуют дополнительных капиталовложений (например, бурение новых скважин) для выведения нефти и/или газа на поверхность. [10] [12]
Учет добычи является важным упражнением для предприятий. Добытая нефть или газ, которые были подняты на поверхность (добыча) и проданы на международных рынках или переработаны внутри страны, больше не являются резервами и удаляются из учета и балансов компании. До января 2010 года подтвержденные запасы «1P» были единственным типом, который Комиссия по ценным бумагам и биржам США разрешала нефтяным компаниям отчитываться перед инвесторами. Компании, котирующиеся на фондовых биржах США, могут быть призваны подтвердить свои заявления конфиденциально, но многие правительства и национальные нефтяные компании не раскрывают данные о проверке публично. С января 2010 года Комиссия по ценным бумагам и биржам теперь позволяет компаниям также предоставлять дополнительную необязательную информацию, объявляя 2P (как доказанные, так и вероятные) и 3P (доказанные плюс вероятные плюс возможные) [м] с дискреционной проверкой квалифицированными сторонними консультантами, хотя многие компании предпочитают использовать оценки 2P и 3P только для внутренних целей. [10]
Вероятные дополнительные запасы относятся к известным скоплениям и вероятностной, кумулятивной сумме доказанных и вероятных запасов (с вероятностью P50), также называемой в отрасли « 2P » (доказанные плюс вероятные) [13]. Обозначение P50 означает, что должна быть как минимум 50% вероятность того, что фактические извлеченные объемы будут равны или превысят оценку 2P .
Возможные дополнительные запасы относятся к известным скоплениям, которые имеют меньшие шансы на извлечение, чем вероятные запасы. [1] Причины назначения меньшей вероятности извлечения Возможных запасов включают различные интерпретации геологии, неопределенность из-за заполнения запасов (связанную с изменчивостью просачивания к эксплуатационной скважине из соседних областей) и прогнозируемые запасы на основе будущих методов извлечения. Вероятностная, кумулятивная сумма доказанных, вероятных и возможных запасов упоминается в отрасли как « 3P » (доказанные плюс вероятные плюс возможные), где есть 10% вероятность поставки или превышения объема P10. ( там же )
Оценки ресурсов — это неразведанные объемы или объемы, которые еще не были пробурены и выведены на поверхность. Нерезервный ресурс , по определению, не обязательно должен быть технически или коммерчески извлекаемым и может быть представлен одним или совокупностью нескольких потенциальных скоплений, например, оцененным геологическим ресурсом бассейна . [14]
Существует две категории нерезервных ресурсов:
После открытия перспективные ресурсы могут быть переклассифицированы в условные ресурсы . Условные ресурсы — это те скопления или месторождения, которые еще не считаются достаточно зрелыми для коммерческой разработки, где разработка зависит от изменения одного или нескольких условий. [n] Неопределенность в оценках извлекаемых объемов нефти и газа выражается в распределении вероятностей и подразделяется на подклассы на основе зрелости проекта и/или экономического статуса ( 1C , 2C , 3C , там же ) и, кроме того, им присваивается риск или вероятность существования в реальности (POS или COS). [g]
Перспективные ресурсы , будучи неоткрытыми, имеют самый широкий диапазон неопределенностей объема и несут в себе самый высокий риск или вероятность их наличия в реальности (POS или COS). [g] На этапе разведки (до открытия) они классифицируются по широкому диапазону неопределенностей объема (обычно P90-P50-P10 ). [16] В PRMS диапазон объемов классифицируется сокращениями 1U , 2U и 3U, снова отражающими степень неопределенности. [o] Компании обычно не обязаны публично сообщать о своих взглядах на перспективные ресурсы, но могут сделать это добровольно. [p] [17]
Общее расчетное количество ( объемы ) нефти и/или газа, содержащихся в подземном резервуаре , называется первоначальными запасами нефти или газа ( STOIIP или GIIP соответственно ). [12] Однако только часть запасов нефти и газа на месте может быть извлечена на поверхность ( извлекаемая ), [q], и только эта извлекаемая часть считается либо запасами , либо ресурсом любого вида. [18] Соотношение между объемами на месте и извлекаемыми объемами известно как коэффициент извлечения ( RF ), который определяется сочетанием геологии недр и технологии, применяемой для извлечения . [13] При представлении данных об объемах нефти и газа , чтобы избежать путаницы, следует уточнить, являются ли они объемами на месте или извлекаемыми .
Соответствующий метод оценки ресурсов определяется зрелостью ресурсов. Существует три основные категории методов, которые используются в зависимости от зрелости ресурсов в разной степени: аналоговые (замещение), объемные (статические) и основанные на производительности (динамические), которые объединяются для заполнения пробелов в знаниях или данных. Для расчета объемов ресурсов обычно используются как вероятностные , так и детерминированные методы расчета, причем детерминированные методы в основном применяются для оценки запасов (низкая неопределенность), а вероятностные методы применяются для общей оценки ресурсов (высокая неопределенность). [19]
Сочетание геологических, геофизических и технических инженерных ограничений означает, что количественная оценка объемов обычно выполняется интегрированными техническими и коммерческими группами, состоящими в основном из геологов и инженеров-геологов , инженеров-наземников и экономистов. Поскольку геологию недр невозможно изучить напрямую, для оценки размера и извлекаемости ресурса необходимо использовать косвенные методы . Хотя новые технологии повысили точность этих методов оценки, все еще остаются значительные неопределенности, которые выражаются в виде диапазона потенциально извлекаемых объемов нефти и газа с использованием вероятностных методов. [r] В целом, большинство ранних оценок запасов нефтяного или газового месторождения (а не оценок ресурсов) являются консервативными и имеют тенденцию расти со временем . [20] Это может быть связано с доступностью большего количества данных и/или улучшением соответствия между прогнозируемыми и фактическими показателями добычи.
Соответствующая внешняя отчетность о ресурсах и резервах требуется от публичных компаний и представляет собой процесс учета, регулируемый строгими определениями и категоризацией, применяемыми органами, регулирующими фондовый рынок и соответствующими государственным правовым требованиям. [21] Другие национальные или отраслевые органы могут добровольно сообщать о ресурсах и резервах, но не обязаны следовать тем же строгим определениям и контролю. [22]
Аналоги применяются к перспективным ресурсам в областях, где мало или иногда нет никаких существующих данных, доступных для информирования аналитиков о вероятном потенциале возможности или сегмента игры. [1] Аналоговые методы называются « еще не найдено» ( YTF ) и включают в себя выявление областей, содержащих производственные активы, которые геологически похожи на те, которые оцениваются, и замену данных для соответствия тому, что известно о сегменте. [14] [s] Сегмент возможности может быть масштабирован до любого уровня в зависимости от конкретных интересов аналитика, будь то на глобальном уровне, на уровне страны, бассейна, структурной области, игры, лицензии или резервуара. [t] [23] YTF является концептуальным и обычно используется в качестве метода для оценки потенциала в пограничных областях, где нет добычи нефти или газа или где вводятся новые концепции игры с предполагаемым потенциалом. Однако аналоговое содержание также может быть заменено на любые параметры недр, где есть пробелы в данных в более зрелых запасах или условиях ресурсов (ниже). [24]
Объемы нефти и газа в обычном резервуаре можно рассчитать с помощью уравнения объема:
Извлекаемый объем = Общий объем породы [D 1] * Чистый/Брутто [D 2] * Пористость [D 3] * Нефте- или газонасыщенность [D 4] * Коэффициент извлечения [D 5] / Коэффициент объема формации [D 6] [25] [26]
Детерминированные объемы рассчитываются, когда в качестве входных параметров этого уравнения используются отдельные значения, которые могут включать аналоговое содержимое. Вероятностные объемы — это расчеты, когда распределения неопределенности применяются в качестве входных данных для всех или некоторых членов уравнения (см. также Копула (теория вероятностей) ), которые сохраняют зависимости между параметрами. Эти геостатистические методы чаще всего применяются к перспективным ресурсам , которые еще необходимо проверить буровым долотом. Условные ресурсы также характеризуются объемными методами с аналоговым содержимым и распределениями неопределенности до того, как произойдет значительная добыча, где информация о пространственном распределении может быть сохранена в статической модели резервуара . [1] Статические модели и динамические модели потока могут быть заполнены аналоговыми данными о производительности резервуара для повышения уверенности в прогнозировании по мере увеличения количества и качества статических геологических и динамических данных о производительности резервуара. [27]
После начала добычи данные о дебитах и давлении позволяют в некоторой степени прогнозировать производительность резервуара, которая ранее характеризовалась заменой аналоговых данных. Аналоговые данные по-прежнему могут быть заменены на ожидаемую производительность резервуара, где могут отсутствовать определенные динамические данные, что представляет собой «наилучший технический» результат. [24]
Моделирование пласта — это область разработки пласта , в которой компьютерные модели используются для прогнозирования потока флюидов (обычно нефти, воды и газа) через пористые среды . Количество нефти и газа, извлекаемых из обычного пласта, оценивается путем точной характеристики статических извлекаемых объемов и сопоставления истории с динамическим потоком. [ u] Эффективность пласта важна, поскольку извлечение изменяется по мере того, как физическая среда пласта корректируется с каждой извлеченной молекулой; чем дольше пласт течет, тем точнее прогноз оставшихся запасов. Динамическое моделирование обычно используется аналитиками для обновления объемов запасов, особенно в крупных сложных пластах. Ежедневную добычу можно сопоставить с прогнозами добычи, чтобы установить точность имитационных моделей на основе фактических объемов извлеченной нефти или газа. В отличие от аналоговых или объемных методов, описанных выше, степень уверенности в оценках (или диапазоне результатов) увеличивается по мере увеличения количества и качества геологических, инженерных и производственных данных. Затем их необходимо сравнить с предыдущими оценками, полученными из аналогового, объемного или статического моделирования пласта, прежде чем можно будет скорректировать и зарегистрировать запасы. [27]
Метод баланса материалов для нефтяного или газового месторождения использует уравнение, связывающее объем нефти, воды и газа, добытых из резервуара, и изменение давления в резервуаре для расчета оставшейся нефти и газа. Он предполагает, что по мере добычи флюидов из резервуара будет происходить изменение давления в резервуаре, которое зависит от оставшегося объема нефти и газа. Метод требует обширного анализа давления-объема-температуры и точной истории давления на месторождении. Он требует, чтобы произошло некоторое производство (обычно от 5% до 10% от конечной добычи), если только надежная история давления не может быть использована из месторождения с аналогичными характеристиками породы и жидкости. [13]
Метод кривой падения представляет собой экстраполяцию известных данных о добыче для подгонки кривой падения и оценки будущей добычи нефти и газа. Три наиболее распространенных формы кривых падения — экспоненциальная, гиперболическая и гармоническая. Предполагается, что добыча будет снижаться по достаточно гладкой кривой, поэтому необходимо сделать допуски на закрытые скважины и ограничения добычи. Кривую можно выразить математически или нанести на график для оценки будущей добычи. Преимущество метода заключается в том, что он (неявно) объединяет все характеристики резервуара. Для установления статистически значимой тенденции требуется достаточная история добычи, в идеале, когда добыча не ограничивается нормативными или другими искусственными условиями. [13]
Опыт показывает, что первоначальные оценки размера вновь открытых месторождений нефти и газа обычно слишком низкие. С течением лет последовательные оценки конечной добычи месторождений имеют тенденцию к увеличению. Термин « рост запасов» относится к типичному увеличению (но сужающемуся диапазону) предполагаемой конечной добычи, которое происходит по мере разработки и добычи месторождений нефти и газа. [20] Многие нефтедобывающие страны не раскрывают свои данные по разработке месторождений и вместо этого предоставляют неаудированные заявления о своих запасах нефти. Цифры, раскрываемые некоторыми национальными правительствами, подозреваются в манипуляциях по политическим причинам. [28] [29] Для достижения международных целей по декарбонизации Международное энергетическое агентство заявило в 2021 году, что страны больше не должны расширять разведку или инвестировать в проекты по расширению запасов для достижения климатических целей, установленных Парижским соглашением . [30]
Категории и методы оценки, сформулированные выше PRMS, применяются к обычным резервуарам, где накопления нефти и газа контролируются гидродинамическими взаимодействиями между плавучестью нефти и газа в воде и капиллярными силами. [1] Нефть или газ в нетрадиционных резервуарах гораздо более тесно связаны с матрицами горных пород сверх капиллярных сил и поэтому требуют разных подходов как к извлечению, так и к оценке ресурсов. Нетрадиционные резервуары или накопления также требуют разных средств идентификации и включают метан угольных пластов (CBM), газ, центрированный в бассейне (низкая проницаемость), плотный газ с низкой проницаемостью (включая сланцевый газ ) и плотную нефть (включая сланцевую нефть ), газовые гидраты, природный битум (нефть с очень высокой вязкостью) и залежи горючего сланца (керогена). Резервуары со сверхнизкой проницаемостью демонстрируют половинный наклон на логарифмическом графике скорости потока в зависимости от времени, что, как полагают, вызвано дренажем с поверхностей матрицы в прилегающие трещины. [31] Такие резервуары обычно считаются регионально распространенными, которые могут прерываться нормативными или имущественными границами с потенциалом для больших объемов нефти и газа, которые очень трудно проверить. Неуникальные характеристики потока в нетрадиционных скоплениях означают, что коммерческая жизнеспособность зависит от технологии, применяемой для добычи. Экстраполяции из одной контрольной точки и, следовательно, оценка ресурсов зависят от близлежащих аналогов добычи с доказательствами экономической жизнеспособности. При таких обстоятельствах могут потребоваться пилотные проекты для определения запасов. [1] Любые другие оценки ресурсов, вероятно, будут только аналоговыми, полученными объемами YTF, которые являются спекулятивными.
Энергия и ресурсы:
