Запасы нефти и газа обозначают обнаруженные количества сырой нефти и природного газа (нефтяные или газовые месторождения), которые могут быть с прибылью добыты/извлечены из утвержденного месторождения. разработка. Запасы нефти и газа, привязанные к утвержденным операционным планам, представленным в день отчетности о запасах, также чувствительны к колебаниям цен на мировом рынке. Остальные оценочные ресурсы (после учета запасов), скорее всего, являются субкоммерческими и все еще могут находиться на стадии оценки с потенциалом технической извлечения после коммерческого освоения. Природный газ часто напрямую ассоциируется с нефтью, а запасы газа обычно оцениваются в баррелях нефтяного эквивалента (BOE). Следовательно, запасы нефти и газа, а также оценки ресурсов соответствуют одним и тем же принципам отчетности и в дальнейшем именуются нефтью и нефтью; газ.
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, прежде чем гарантировать значительные затраты на разведку, разработку и добычу этих месторождений. Схемы классификации используются для категоризации неопределенности в оценках объема извлекаемых нефти и газа и вероятности того, что они существуют в реальности (или риска того, что они не существуют) в зависимости от зрелости ресурсов. 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 товарной нефти и/или газа, с утвержденными и профинансированными планами разработки, позволяющими начать добычу в течение рекомендуемых пяти лет. . Оценка запасов требуется властями и компаниями и в первую очередь делается 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» на различных стадиях созревания ресурсов.
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. структура, совместно разработанная Обществом инженеров-нефтяников (SPE), Мировым нефтяным советом (WPC), Американской ассоциацией геологов-нефтяников (AAPG), Обществом инженеров-нефтяников (SPEE) и Обществом экономических геологов (SEG). . 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. Также были предприняты попытки стандартизировать более общие методологии отчетности по оценкам ресурсов нефти и газа на национальном или бассейновом уровне.
Под ресурсами нефти или газа понимаются известные (открытые месторождения) или потенциальные скопления нефти и/или газа (т.е. неоткрытые перспективы и руководства) в недрах земной коры. Все оценки запасов и ресурсов включают неопределенность в оценках объемов (выраженную ниже как низкая, средняя или высокая неопределенность), а также риск или вероятность существования в реальности, в зависимости от уровня оценки или зрелости ресурсов, которые определяют количество надежных геологических данных. доступные инженерные данные и интерпретация этих данных.
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. Запасы нефти и газа — это ресурсы, которые являются коммерческими (т. е. прибыльными) или с достаточной уверенностью могут быть таковыми. Запасы являются основным активом нефтегазовой компании; бронирование — это процесс их добавления в баланс. Условные и перспективные оценки ресурсов носят гораздо более спекулятивный характер и не учитываются с одинаковой степенью строгости, как правило, только для внутреннего использования компанией, что отражает более ограниченный набор данных и зрелость оценки. Если эти объемы публикуются извне, эти объемы повышают восприятие стоимости активов, что, в свою очередь, может повлиять на долю или стоимость акций нефтегазовых компаний. PRMS обеспечивает основу для последовательного подхода к процессу оценки для соответствия требованиям отчетности, в частности, листинговых компаний. Энергетические компании могут нанимать специализированных независимых консультантов по оценке запасов для предоставления сторонних отчетов в рамках документов SEC по запасам или резервированию ресурсов.
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, требующих, чтобы запасы были обнаружены, извлекаемы, промышленны и сохранялись на основе правил, регулирующих классификацию по подкатегориям, и применяемых заявленных планов проектов разработки. 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). Доказанные запасы также известны в отрасли как 1P. Доказанные запасы могут называться доказанными разрабатываемыми (PD) или доказанными неразработанными (PUD). 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). Запасы PUD требуют дополнительных капиталовложений (например, бурение новых скважин) для вывода нефти и/или газа на поверхность.
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 дополнительную информацию, декларируя 2P (как доказанные, так и вероятные) и 3P (доказанные плюс вероятные плюс возможные) с дискреционной проверкой квалифицированными сторонними консультантами, хотя многие компании предпочитают использовать оценки 2P и 3P. только для внутренних целей.
Вероятные дополнительные запасы относятся к известным месторождениям и вероятностной совокупной сумме доказанных и вероятных запасов (с вероятностью P50), также называемой в отрасли «2P» «(Доказанный плюс вероятный) 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. Причины присвоения более низкой вероятности извлечения возможных запасов 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)
Оценочные ресурсы представляют собой неоткрытые объемы или объемы, которые еще не были пробурены и вытекли 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 оцененные ресурсы геологического бассейна.
Существует две категории нерезервных ресурсов:
После открытия перспективные ресурсы могут быть переклассифицированы в условные ресурсы. Условные ресурсы — это залежи или месторождения, которые еще не считаются достаточно зрелыми для коммерческого освоения, и разработка которых зависит от изменения одного или нескольких условий. Неопределенность в оценках извлекаемых объемов нефти и газа выражается в виде распределения вероятностей и подразделяется на подклассы в зависимости от зрелости проекта и/или экономического статуса (1C, 2C, 3C, там же) и, кроме того, им присвоен риск или вероятность существования в реальности (POS или COS).
Перспективные ресурсы, будучи неразведанными, имеют самый широкий диапазон неопределенностей объемов и несут самый высокий риск или вероятность присутствия в реальности (POS или COS). На этапе разведки (до открытия) они классифицируются по широкому диапазону неопределенностей объема (обычно P90-P50-P10). В PRMS диапазон объемов классифицируется аббревиатурами 1U, 2U и 3U, что снова отражает степень неопределенности. От компаний обычно не требуется публично сообщать о своем мнении о перспективных ресурсах, но они могут сделать это добровольно.
Общее расчетное количество (объемы) нефти и/или газа, содержащееся в подземном пласте, называется нефтью или газом изначально геологических месторождений (СТОИИП или ГИИП соответственно). Однако только часть запасов нефти и газа может быть поднята на поверхность (извлекаемая), и только эта добываемая фракция считается либо запасы или ресурсы любого рода. Соотношение геологических и извлекаемых объемов известно как коэффициент нефтеотдачи (RF), который определяется сочетанием геологии недр и технологии, применяемой для добычи. При составлении отчета о объемах нефти и газа, чтобы избежать путаницы, следует уточнить, являются ли они запасными или извлекаемыми объемами.
Соответствующий метод оценки ресурсов определяется зрелостью ресурсов. Существует три основные категории методов, которые в разной степени используются в процессе созревания ресурсов: аналоговые (замещение), 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 детерминистические методы преимущественно применяются для оценки запасов (низкая неопределенность), а вероятностные методы применяются для общей оценки ресурсов (высокая неопределенность).
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 объемов нефти и газа с использованием вероятностных методов. В целом, самые ранние оценки запасов нефтяного или газового месторождения (а не оценки ресурсов) консервативны и имеют тенденцию увеличиваться со временем. 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 публичных компаний и представляет собой процесс бухгалтерского учета, регулируемый строгими определениями и категоризацией, проводимыми органами, регулирующими фондовый рынок, и соблюдающими требования государственного законодательства. Другие национальные или отраслевые органы могут добровольно сообщать о ресурсах и запасах, но не обязаны следовать таким же строгим определениям и контролю.
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. Методы, основанные только на аналогах, называются еще не найденными (YTF) и включают в себя выявление областей, содержащих добывающие активы, геологически схожие с оцениваемыми, и замену данных для сопоставления с тем, что оценивается. известно о сегменте. Сегмент возможностей может быть масштабирован до любого уровня в зависимости от конкретных интересов аналитика, будь то на глобальном уровне, на уровне страны, бассейна, структурной области, месторождения, лицензии или резервуара. YTF носит концептуальный характер и обычно используется в качестве метода определения потенциала в приграничных районах, где нет добычи нефти или газа или где внедряются новые концепции игр 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).
Объемы нефти и газа в обычном резервуаре можно рассчитать с помощью уравнения объема:
Извлекаемый объем = Общий объем породы * Чистый/Большой * Пористость * Нефте- или газонасыщенность * Коэффициент извлечения / Коэффициент объема формации
Детерминированные объемы рассчитываются, когда в качестве входных параметров этого уравнения используются отдельные значения, которые могут включать аналоговый контент. Вероятностные объемы — это расчеты, в которых 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, где информация о пространственном распределении может быть сохранена в статической модели пласта. Статические модели и модели динамического потока могут быть заполнены аналоговыми данными о характеристиках резервуара, чтобы повысить уверенность в прогнозировании по мере увеличения количества и качества статических геонаучных и динамических данных о характеристиках резервуара.
После начала добычи данные о дебитах и давлении позволяют спрогнозировать работу пласта, 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.
Моделирование пласта — это область разработки месторождений, в которой компьютерные модели используются для прогнозирования течения 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. 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.
Метод материального баланса 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.
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 учитывать закрытие 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.
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 конечной добычи, которое происходит по мере разработки и добычи месторождений нефти и газа. 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. Чтобы достичь 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.
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. 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 скопления также требуют различных средств идентификации и включают метан угольных пластов (МУП), бассейновый газ (низкая проницаемость), плотный газ с низкой проницаемостью. i> (включая сланцевый газ) и трудноизвлекаемую нефть (включая сланцевую нефть), газовые гидраты, природные битумы (нефть очень высокой вязкости) и сланцевые (керогенные) месторождения. Коллекторы со сверхнизкой проницаемостью имеют половинный наклон на логарифмической диаграмме зависимости дебита от времени, что, как полагают, вызвано дренированием с поверхностей матрицы в прилегающие трещины. Обычно считается, что такие резервуары распространены по всему региону и могут быть нарушены нормативными актами или границами собственности, что может привести к появлению больших объемов 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. Любые другие оценки ресурсов, скорее всего, будут представлять собой объемы YTF, полученные только по аналоговым данным, что является спекулятивным.
Энергия и ресурсы: