Запасы нефти и газа обозначают обнаруженные количества сырой нефти и природного газа (нефтяные или газовые месторождения ), которые могут быть рентабельно добыты/извлечены в результате утвержденной разработки. Запасы нефти и газа, привязанные к утвержденным операционным планам, представленным в день отчетности о запасах, также чувствительны к колебаниям цен на мировом рынке. Остальные оценки ресурсов (после учета запасов), скорее всего, являются субкоммерческими и все еще могут находиться на стадии оценки с потенциалом их технической извлечения после коммерческого освоения. Природный газ часто напрямую ассоциируется с нефтью, а запасы газа обычно оцениваются в баррелях нефтяного эквивалента (BoE). Следовательно, как запасы нефти и газа, так и оценки ресурсов соответствуют одним и тем же принципам отчетности и в дальнейшем именуются « нефть и газ» . [1]
Подробные схемы классификации были разработаны специалистами отрасли для количественной оценки объемов нефти и газа, накопленных под землей (известных как «недра» ). Эти схемы предоставляют руководству и инвесторам возможность проводить количественные и относительные сравнения между активами, [a] прежде чем гарантировать значительные затраты на разведку, разработку и добычу этих залежей. [2] Схемы классификации используются для категоризации неопределенности в оценках объемов извлекаемых нефти и газа и вероятности того, что они существуют в реальности (или риска их отсутствия) в зависимости от зрелости ресурсов. [b] Потенциальные подземные скопления нефти и газа, выявленные в ходе разведки, классифицируются и указываются как перспективные ресурсы . Ресурсы переклассифицируются как запасы после оценки , в тот момент, когда бурением доказано достаточное накопление коммерческой нефти и/или газа, а также утвержденные и финансируемые планы разработки, позволяющие начать добычу в течение рекомендованных пяти лет. [3] Оценки запасов требуются властями и компаниями и в первую очередь производятся для поддержки принятия операционных или инвестиционных решений компаниями или организациями, занимающимися разработкой и добычей нефти и газа. Объемы резервов необходимы для определения финансового состояния компании, которая может быть обязана сообщать об этих оценках акционерам и «владельцам ресурсов» [c] на различных стадиях созревания ресурсов. [д] [4]
В настоящее время наиболее широко распространенной методологией классификации и отчетности является Система управления нефтяными ресурсами 2018 года ( PRMS ), которая обобщает последовательный подход к оценке количества нефти и газа в рамках комплексной классификации, разработанной совместно Обществом инженеров-нефтяников (SPE). Всемирный нефтяной совет (WPC), Американская ассоциация геологов-нефтяников (AAPG), Общество инженеров по оценке нефти (SPEE) и Общество экономических геологов (SEG). [e] [5] Публичные компании , регистрирующие ценные бумаги на рынке США, должны сообщать о доказанных запасах в соответствии с требованиями отчетности Комиссии по ценным бумагам и биржам (SEC), которые во многом схожи с PRMS. [f] Также были предприняты попытки стандартизировать более общие методологии отчетности по оценкам национальных или бассейновых ресурсов нефти и газа. [6]
Ресурс нефти или газа относится к известным (открытым месторождениям ) или потенциальным скоплениям нефти и/или газа ( т.е. неоткрытым месторождениям и месторождениям ) 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, которые определяют количество наличие надежных геологических и инженерных данных и интерпретация этих данных. [час]
Оценка и мониторинг запасов дает представление, например, о будущей добыче компании и потенциале поставок нефти и газа в стране. Таким образом, резервы являются важным средством выражения ценности и долговечности ресурсов.
В PRMS термины «Ресурсы» и «Запасы» имеют четкое и конкретное значение в отношении залежей нефти и газа и разведки углеводородов в целом. Однако уровень строгости, требуемый при применении этих условий, варьируется в зависимости от зрелости ресурсов, которая определяет требования к отчетности. [i] Запасы нефти и газа – это ресурсы, которые являются или с достаточной уверенностью могут быть коммерческими (т.е. прибыльными). Запасы являются основным активом нефтегазовой компании ; резервирование – это процесс, посредством которого они добавляются в баланс . Условные и перспективные оценки ресурсов носят гораздо более умозрительный характер и не учитываются с одинаковой степенью строгости, как правило, только для внутреннего использования компанией, что отражает более ограниченный набор данных и зрелость оценок. Если эти объемы публикуются извне, эти объемы увеличивают восприятие стоимости активов , что, в свою очередь, может повлиять на долю или стоимость акций нефтегазовых компаний . [7] PRMS обеспечивает основу для последовательного подхода к процессу оценки для соблюдения требований к отчетности, в частности, листинговых компаний. [8] [j] Энергетические компании могут нанимать специализированных независимых консультантов по оценке запасов для предоставления отчетов третьей стороне в рамках документации SEC по резервированию или резервированию ресурсов. [к]
Отчетность о запасах обнаруженных залежей регулируется жестким контролем за обоснованными инвестиционными решениями для количественной оценки различной степени неопределенности в извлекаемых объемах. Запасы определяются по трем подкатегориям в соответствии с системой, используемой в PRMS: доказанные ( 1P ), вероятные и возможные. Запасы, определенные как Вероятные и Возможные, представляют собой дополнительные (или дополнительные) обнаруженные объемы, основанные на геологических и/или инженерных критериях, аналогичных тем, которые используются при оценке доказанных запасов. Хотя такие запасы не классифицируются как условные, некоторые технические, договорные или нормативные неопределенности не позволяют отнести такие запасы к категории доказанных. Наиболее общепринятые определения основаны на определениях, первоначально одобренных SPE и WPC в 1997 году, которые требуют, чтобы запасы были обнаружены, извлекаемы, промышленны и сохранялись на основе правил, регулирующих классификацию по подкатегориям, и применяемых заявленных планов проектов разработки. [9] Вероятные и возможные запасы могут использоваться внутри нефтяных компаний и государственных учреждений для целей будущего планирования, но они не составляются на регулярной основе или единообразно.
Доказанные запасы — это обнаруженные объемы, которые, как утверждается, имеют разумную уверенность в том, что их можно будет извлечь в существующих экономических и политических условиях и с использованием существующих технологий. Специалисты отрасли называют эту категорию «P90» (то есть наличие 90% уверенности в производстве или превышении объема P90 по распределению вероятности). [l] Доказанные запасы также известны в отрасли как 1P . [10] [11] Доказанные запасы могут называться доказанными разрабатываемыми (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 (операционные расходы) ( например, открытие набора уже установленных перфораций). [12] Запасы PUD требуют дополнительных капиталовложений (например, бурение новых скважин) для вывода нефти и/или газа на поверхность. [10] [12]
Учет производства является важным мероприятием для предприятий. Добытая нефть или газ, которые были доставлены на поверхность (добыча) и проданы на международных рынках или переработаны внутри страны, больше не являются запасами и снимаются с учета и балансов компаний. До января 2010 года доказанные запасы «1P» были единственным типом, который SEC США разрешала нефтяным компаниям отчитываться перед инвесторами. Компании, котирующиеся на фондовых биржах США, могут быть призваны провести конфиденциальную проверку своих заявлений, но многие правительства и национальные нефтяные компании не раскрывают данные проверки публично. С января 2010 года Комиссия по ценным бумагам и биржам теперь позволяет компаниям также предоставлять дополнительную необязательную информацию, декларируя 2P (как доказанный, так и вероятный) и 3P (доказанный плюс вероятный плюс возможный) [m] с дискреционной проверкой квалифицированными сторонними консультантами, хотя многие компании предпочитают использовать 2P. и оценки 3P только для внутренних целей. [10]
Вероятные дополнительные запасы относятся к известным скоплениям и вероятностной, совокупной сумме доказанных и вероятных запасов (с вероятностью Р50), также называемой в отрасли « 2Р » (Proven plus Probable) [13]. Обозначение P50 означает, что должна быть не менее 50% вероятность того, что фактические извлеченные объемы будут равны или превысят оценку 2P .
Возможные дополнительные запасы относятся к известным месторождениям, вероятность извлечения которых меньше, чем у вероятных запасов. [1] Причины присвоения более низкой вероятности добычи Возможные запасы включают различные интерпретации геологии, неопределенность из-за заполнения запасов (связанную с изменчивостью просачивания в сторону добывающей скважины из соседних областей) и прогнозируемые запасы, основанные на будущих методах добычи. Вероятностная совокупная сумма доказанных, вероятных и возможных запасов в отрасли называется « 3P » (доказанный плюс вероятный плюс возможный), где существует 10%-ная вероятность добычи или превышения объема P10. ( там же ) .
Оценка ресурсов представляет собой неоткрытые объемы или объемы, которые еще не были пробурены и вытекли на поверхность. Незапасной ресурс , по определению, не обязательно должен быть технически или коммерчески извлекаемым и может быть представлен одним или совокупностью нескольких потенциальных скоплений, например, оцененный ресурс геологического бассейна . [14]
Существует две категории нерезервных ресурсов:
После открытия месторождения перспективные ресурсы могут быть переклассифицированы в условные ресурсы . Условные ресурсы — это те залежи или месторождения, которые еще не считаются достаточно зрелыми для коммерческого освоения, и разработка которых зависит от изменения одного или нескольких условий. [n] Неопределенность в оценках извлекаемых объемов нефти и газа выражается в распределении вероятностей и подразделяется на подклассы в зависимости от зрелости проекта и/или экономического статуса ( 1C , 2C , 3C , там же ) и, кроме того, им присваивается риск , или шанс, существовать в реальности (POS или COS). [г]
Перспективные ресурсы , будучи неразведанными, имеют самый широкий диапазон неопределенностей объемов и несут самый высокий риск или вероятность присутствия 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 , что снова отражает степень неопределенности. [o] Компании обычно не обязаны публично сообщать о своем мнении о перспективных ресурсах, но могут сделать это добровольно. [п] [17]
Общее расчетное количество ( объемы ) нефти и/или газа, содержащееся в подземном пласте , называется нефтью или газом изначально геологических месторождений ( СТОИИП или ГИИП соответственно). [12] Однако только часть геологических запасов нефти и газа может быть извлечена на поверхность ( извлекаемые ), [q] и только эта добываемая фракция считается либо запасами , либо ресурсами любого рода. [18] Соотношение между геологическими и извлекаемыми объемами известно как коэффициент извлечения ( RF ), который определяется сочетанием геологии недр и технологии, применяемой для добычи . [13] При составлении отчета об объемах нефти и газа во избежание путаницы следует уточнить, являются ли они геологическими или извлекаемыми объемами.
Соответствующий метод оценки ресурсов определяется зрелостью ресурсов. Существует три основные категории методов, которые в разной степени используются при созревании ресурсов: аналоговые (замещающие), объемные (статические) и основанные на производительности (динамические), которые объединяются, чтобы помочь заполнить пробелы в знаниях или данных. Для расчета объемов ресурсов обычно используются как вероятностные , так и детерминистические методы расчета, при этом детерминированные методы преимущественно применяются для оценки запасов (низкая неопределенность), а вероятностные методы применяются для общей оценки ресурсов (высокая неопределенность). [19]
Сочетание геологических, геофизических и инженерно-технических ограничений означает, что количественная оценка объемов обычно проводится интегрированными техническими и коммерческими группами, состоящими в основном из ученых-геологов и инженеров-недропользователей , инженеров-наземников и экономистов. Поскольку геологию недр невозможно изучить напрямую, необходимо использовать косвенные методы для оценки размера и извлекаемости ресурсов. Хотя новые технологии повысили точность этих методов оценки, все еще остаются значительные неопределенности, которые выражаются в диапазоне потенциально извлекаемых количеств нефти и газа с использованием вероятностных методов. [r] В целом, самые ранние оценки запасов нефтяного или газового месторождения (а не оценки ресурсов) консервативны и имеют тенденцию расти со временем . [20] Это может быть связано с наличием большего количества данных и/или улучшением соответствия между прогнозируемыми и фактическими производственными показателями.
Соответствующая внешняя отчетность о ресурсах и резервах требуется от публично торгуемых компаний и представляет собой процесс бухгалтерского учета, регулируемый строгими определениями и категоризацией, проводимыми органами, регулирующими фондовый рынок, и соблюдающими требования государственного законодательства. [21] Другие национальные или отраслевые органы могут добровольно сообщать о ресурсах и запасах, но не обязаны следовать таким же строгим определениям и контролю. [22]
Аналоги применяются к перспективным ресурсам в областях, где мало, а иногда и вообще нет существующих данных, позволяющих информировать аналитиков о вероятном потенциале возможности или игрового сегмента. [1] Методы, основанные только на аналогах, называются « еще не найденными» ( YTF ) и включают в себя идентификацию областей, содержащих добывающие активы, которые геологически аналогичны оцениваемым, и замену данных для соответствия тому, что известно о сегменте. [14] [s] Сегмент возможностей может быть масштабирован до любого уровня в зависимости от конкретного интереса аналитика, будь то на глобальном уровне, на уровне страны, бассейна, структурной области, месторождения, лицензии или резервуара. [t] [23] YTF является концептуальным и обычно используется в качестве метода определения потенциала в приграничных районах, где нет добычи нефти или газа или где внедряются новые игровые концепции с предполагаемым потенциалом. Однако аналоговый контент также может быть заменен любыми параметрами недр, если имеются пробелы в данных по более зрелым запасам или ресурсам (ниже). [24]
Объемы нефти и газа в обычном резервуаре можно рассчитать с помощью уравнения объема:
Извлекаемый объем = Общий объем породы [Д 1] * Чистый/общий [Д 2] * Пористость [Д 3] * Нефте- или газонасыщенность [Д 4] * Коэффициент извлечения [Д 5] / Коэффициент объема пласта [Д 6] [25] ] [26]
Детерминированные объемы рассчитываются, когда в качестве входных параметров этого уравнения используются отдельные значения, которые могут включать аналоговый контент. Вероятностные объемы — это расчеты, когда распределения неопределенностей 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 содержанием и распределениями неопределенностей до того, как произошла значительная добыча, при этом информация о пространственном распределении может быть сохранена в статической модели пласта . [1] Статические модели и модели динамического потока могут быть дополнены аналоговыми данными о характеристиках резервуара, чтобы повысить уверенность в прогнозировании по мере увеличения количества и качества статических геонаучных и динамических данных о характеристиках резервуара. [27]
После начала добычи данные о дебитах и давлении позволяют спрогнозировать работу коллектора, которая ранее характеризовалась заменой аналоговых данных. Аналоговые данные по-прежнему могут быть заменены ожидаемыми показателями пласта там, где конкретные динамические данные могут отсутствовать, что представляет собой «наилучший технический» результат. [24]
Моделирование резервуаров — это область разработки месторождений , в которой компьютерные модели используются для прогнозирования потока флюидов (обычно нефти, воды и газа) через пористую среду . Количество нефти и газа, извлекаемое из обычного пласта, оценивается путем точной характеристики статических извлекаемых объемов и сопоставления их истории с динамическим потоком. [u] Производительность резервуара важна, поскольку нефтеотдача меняется по мере того, как физическая среда резервуара изменяется с каждой извлеченной молекулой; чем дольше водохранилище течет, тем точнее прогноз оставшихся запасов. Динамическое моделирование обычно используется аналитиками для обновления объемов запасов, особенно в крупных сложных коллекторах. Ежедневная добыча может быть сопоставлена с прогнозами добычи, чтобы установить точность имитационных моделей, основанных на фактических объемах добытой нефти или газа. В отличие от аналогов или объемных методов, описанных выше, степень уверенности в оценках (или диапазон результатов) увеличивается по мере увеличения количества и качества геологических, инженерных и производственных данных. Затем их необходимо сравнить с предыдущими оценками, полученными на основе аналогового, объемного или статического моделирования коллектора, прежде чем запасы можно будет скорректировать и зарегистрировать. [27]
Метод баланса материалов для нефтяного или газового месторождения использует уравнение, которое связывает объем нефти, воды и газа, добытых из пласта, и изменение пластового давления для расчета оставшейся нефти и газа. Предполагается, что по мере добычи флюидов из пласта будет происходить изменение пластового давления, которое зависит от оставшегося объема нефти и газа. Этот метод требует обширного анализа давления, объема и температуры и точной истории давления на месторождении. Для этого требуется некоторая добыча (обычно от 5% до 10% от конечного извлечения), если только не может быть использована надежная история давления на месторождении с аналогичными характеристиками породы и флюида. [13]
Метод кривой падения представляет собой экстраполяцию известных данных о добыче для соответствия кривой падения и оценки будущей добычи нефти и газа. Три наиболее распространенные формы кривых снижения — экспоненциальная, гиперболическая и гармоническая. Предполагается, что добыча будет снижаться по достаточно плавной кривой, поэтому необходимо сделать допуск на остановку скважин и ограничения добычи. Кривую можно выразить математически или нанести на график для оценки будущего производства. Его преимущество состоит в том, что (неявно) объединяются все характеристики коллектора. Для установления статистически значимой тенденции требуется достаточная история производства, в идеале, когда производство не ограничивается нормативными или другими искусственными условиями. [13]
Опыт показывает, что первоначальные оценки размеров вновь открытых месторождений нефти и газа обычно занижены. С течением времени последовательные оценки окончательной добычи месторождений имеют тенденцию к увеличению. Термин « рост запасов» относится к типичному увеличению (но сужению диапазона) расчетной предельной нефтеотдачи, которое происходит по мере разработки и добычи месторождений нефти и газа. [20] Многие нефтедобывающие страны не раскрывают данные о своих месторождениях и вместо этого предоставляют неаудированные заявления о своих запасах нефти. Цифры, раскрытые правительствами некоторых стран, подозреваются в манипулировании по политическим мотивам. [28] [29] Для достижения международных целей по декарбонизации Международное энергетическое агентство заявило в 2021 году, что странам больше не следует расширять разведку или инвестировать в проекты по увеличению запасов для достижения климатических целей, установленных Парижским соглашением . [30]
Категории и методы оценки, сформулированные выше в рамках PRMS, применимы к традиционным коллекторам, где скопления нефти и газа контролируются гидродинамическими взаимодействиями между плавучестью нефти и газа в воде и капиллярными силами. [1] Нефть или газ в нетрадиционных коллекторах гораздо более прочно связаны с матрицей горных пород, чем капиллярные силы, и поэтому требуют разных подходов как к добыче, так и к оценке ресурсов. Нетрадиционные коллекторы или залежи также требуют различных средств идентификации и включают метан угольных пластов (МУП), бассейноцентрированный газ (низкая проницаемость), низкопроницаемый газ плотных пород (включая сланцевый газ ) и трудноизвлекаемую нефть (включая сланцевую нефть ), газовые гидраты, природный битум. (нефть очень высокой вязкости) и залежи горючих сланцев (керогена). Коллекторы со сверхнизкой проницаемостью имеют половинный наклон на логарифмической зависимости дебита от времени, что, как полагают, вызвано дренированием с поверхностей матрицы в прилегающие трещины. [31] Обычно считается, что такие резервуары являются регионально распространенными и могут быть нарушены нормативными актами или границами собственности, что потенциально может привести к большим объемам нефти и газа, которые очень трудно проверить. Неуникальные характеристики потока в нетрадиционных месторождениях означают, что коммерческая целесообразность зависит от технологии, применяемой для добычи. Экстраполяция из одной контрольной точки и, следовательно, оценка ресурсов зависят от близлежащих добывающих аналогов, имеющих доказательства экономической жизнеспособности. В этих обстоятельствах могут потребоваться пилотные проекты для определения запасов. [1] Любые другие оценки ресурсов, скорее всего, будут представлять собой объемы YTF, полученные только по аналоговым данным, что является спекулятивным.
Энергия и ресурсы:
{{cite web}}: CS1 maint: числовые имена: список авторов ( ссылка ){{cite book}}: |website=игнорируется ( помощь )