Площадь залежи*Эффект.Нефтенас.Толщина*Пористость*Нефтенасыщенность*Плотность/Объемный коэффициент = Геол.запасы Геол.запасы*Коэф.нефтеизвлечения=Извлекаемые запасы
Площадь залежи*Эффект.Нефтенас.Толщина*Пористость*Нефтенасыщенность*Плотность/Объемный коэффициент = Геол.запасы Геол.запасы*Коэф.нефтеизвлечения=Извлекаемые запасы
Спасибо большое! У нас в Узбекистане используют этот же метод
Dorzhi, Unknown: Просто во всем остальном мире обычно запасы выражены в объемных единицах (stb, m3, ...), а у нас в массовых (kg, tons). Т.е на плотность умножать не надо. Но подход конечно же один и тот же, даже в Узбекистане ))
Формула это хорошо Ж) И подсчет запасов тоже! Меня интересует как можно оперативно и какими методами можно определить контур нефте- газо- водоносности в данный момент нефтеносности. Например, методом ИННК, или ещё каким то?
Формула это хорошо Ж) И подсчет запасов тоже! Меня интересует как можно оперативно и какими методами можно определить контур нефте- газо- водоносности в данный момент нефтеносности. Например, методом ИННК, или ещё каким то?
Контур нефтеносности (и другие) определяют, строя линию пересечения контакта (в данном случае ВНК) с кровлей и подошвой резервуара. Другая задача, определение текущего ВНК. Для этого каротаж в открытом стволе новых скважин, илбо ИННК,С/О каротаж в обсаженном стволе.
Прикольно... А КИН откуда берется (я имею в виду "весь мир")? ЦКР насколько я понимаю есть только в странах бывшего СССР, т.е. КИН утверждать-то некому... Наверное меня сейчас многие захотят ногами запинать, но "в мире" извлекаемые запасы (собственно только они и называются запасами) считают не путем умножения геологических запасов на КИН, а с точностью до наоборот - КИН считают из извлекаемых запасов! Извлекаемые запасы считают (или оценивают) различными методами - по кривым падения или, к примеру, по аналогам (вот здесь КИН и пригождается). Причем запасы считаются только в разбуреной зоне или непосредственно примыкающей к ней, причем имеющей планы и утвержденный (!) бюджет на разбуривание. Если наличие нефти непосредственно в данной зоне не подтверждено, то это не запасы. Т.е. извлекаемые запасы напрямую зависят от текущего состояния разработки: разбуренности, падения добычи, проведения ГТМ и т.д.
Более того, даже с геологическими запасами не всегда все так определенно... Т.е. геологические запасы зачастую определяются не объемным, а вероятностным методом - в формулу подставляются не конкретные значения (площади, толщины, пористости и т.д.), а их вероятности. Соответственно и получается некая вероятность геологических запасов. Дальше все зависит от решаемых задач и степени оптимизма - какие запасы ты примешь (Р10, Р50 или Р90).
Контур нефтеносности (и другие) определяют, строя линию пересечения контакта (в данном случае ВНК) с кровлей и подошвой резервуара. Другая задача, определение текущего ВНК. Для этого каротаж в открытом стволе новых скважин, илбо ИННК,С/О каротаж в обсаженном стволе.
Идёт речь об определении площади залежи. То есть нужно определить ВНК это понятно только не понятно как его определить в быстрые строки. Делать ИННК при каждом ремонте это не очень быстро Ж). Какие другие методики есть определение запасов, ВНК и что это за каротаж С/О?
C/O logging is based on rock irradiation with high energy (14 MeV) neutron pulses produced by downhole neutron generators, and recording secondary gamma ray time and energy spectra for the neutron non-elastic scattering or radioactive capture.
The C/O ratio depends on porosity, lithology, well filling and formation saturation rather then salinity of the fluids filling the pore space. H, Si, Ca, Fe, Cl, S effects on the non-elastic scattering and radioactive capture gamma ray spectra are used to determine parameters such as porosity or lithologic composition of the rock, and necessary corrections are applied to the C/O ratio to calculate the oil saturation.
Однако, что характерно, экспаты почему-то плохо понимают, когда говоришь им тупо: carbon-oxygen logging, неоднократно приходилось сталкиваться. Когда начинаешь на пальцах объяснять, через нек. время понимающе кивают головами: а..., поняли, это thermal decay time logging (по нашему ННК-т). Хотя лично я, не будучи специалистом в ГИС, так и не уверен, что это одно и то же.
Наверное меня сейчас многие захотят ногами запинать, но "в мире" извлекаемые запасы (собственно только они и называются запасами) считают не путем умножения геологических запасов на КИН, а с точностью до наоборот - КИН считают из извлекаемых запасов!
Извлекаемые запасы считают (или оценивают) различными методами - по кривым падения или, к примеру, по аналогам (вот здесь КИН и пригождается). Причем запасы считаются только в разбуреной зоне или непосредственно примыкающей к ней, причем имеющей планы и утвержденный (!) бюджет на разбуривание. Если наличие нефти непосредственно в данной зоне не подтверждено, то это не запасы. Т.е. извлекаемые запасы напрямую зависят от текущего состояния разработки: разбуренности, падения добычи, проведения ГТМ и т.д.
Конечно попинаем,
Мы умножаем КИН на геологические запасы, другие компании, на сколько мне известно, тоже... Только в некоторых случаях идет обратный пересчет через КИН. Это почему же запасы считаются только в разбуренной зоне ? Запасы бывают разные
Прикольно... А КИН откуда берется (я имею в виду "весь мир")? ЦКР насколько я понимаю есть только в странах бывшего СССР, т.е. КИН утверждать-то некому...
в "весь мир" тоже знают как считать КИН )))), даже не смотря на то, что у них такого жизненно необходимого органа как ЦКР нет
на стадии разведки это не запасы, а ресурсы. пока скважину не пробуришь - запасов нет. КИН на этой стадии считается прогнозно тока, согласно сценариям разработки (для заводнения, режима растворенного газа, истощения КИН считается по разному)
и правильно сделают )))) по этой версии получается, что на стадии exploration and appraisal у нас даже и запасов то нет? то есть все решения о разработке принимаются на воздухе? ))) типа сначала начнем разрабатывать а уж потом посчитаем скока у нас там чего? )))) и еще: в "весь мир" тоже знают как считать КИН )))), даже не смотря на то, что у них такого жизненно необходимого органа как ЦКР нет
Про разбуренную зону Доржи ответил. А по поводу КИН, откройте "страшную тайну" - где вы его берете-то? Кто и, главное, как его считает у вас в компании? Вот когда разберетесь с этим вопросом, тогда желание махать ногами, я думаю, у вас поуменьшится...
Насколько я понимаю, вопрос поднимался о том, как считают запасы в мире? Т.е. конкретные методики? Если брать отчетность компаний по запасам, то чаще всего используется классификация SEC. По этой классификации запасами являются только доказанные запасы, т.е. либо добываемые, либо опробованные, либо находящиеся не далее чем в одном шаге сетки разбуривания (причем должны быть подтверждения, что деньги на это выделяются). Вы можете считать КИН кучей способов: через коэф. вытеснения, по модели, по аналогам... Использовать их внутри своей компании как хотите, НО, вне вашей компании всем на эти ваши гипотетические КИНы глубоко плевать - есть методика SEC, будьте добры отчитаться согласно этой методике (если конечно расчитываете привлечь деньги сторонних инвесторов)! Отсутствие ГКЗ и ЦКР обусловлено тем, что месторождения разрабатываются на деньги инвесторов и весь риск ложится именно на них. У нас ЦКР и ГКЗ это пережиток советского периода, когда все делалось на деньги государства, поэтому государство и контролировало этот процесс через эти структуры...
Насколько я понимаю, вопрос поднимался о том, как считают запасы в мире? Т.е. конкретные методики? Если брать отчетность компаний по запасам, то чаще всего используется классификация SEC. По этой классификации запасами являются только доказанные запасы, т.е. либо добываемые, либо опробованные, либо находящиеся не далее чем в одном шаге сетки разбуривания (причем должны быть подтверждения, что деньги на это выделяются). Вы можете считать КИН кучей способов: через коэф. вытеснения, по модели, по аналогам... Использовать их внутри своей компании как хотите, НО, вне вашей компании всем на эти ваши гипотетические КИНы глубоко плевать - есть методика SEC, будьте добры отчитаться согласно этой методике (если конечно расчитываете привлечь деньги сторонних инвесторов)! Отсутствие ГКЗ и ЦКР обусловлено тем, что месторождения разрабатываются на деньги инвесторов и весь риск ложится именно на них. У нас ЦКР и ГКЗ это пережиток советского периода, когда все делалось на деньги государства, поэтому государство и контролировало этот процесс через эти структуры...
Методы подсчета запасов везде одни и те же. Различаются лишь их классификации. Очень рекомендую Вам почитать материалы SPE на данную тему - "Petroleum Resources Management Systems", "OGR Mapping". Все эти материалы доступны в свободном для скачивания на сайте . Почерпнете оттуда много полезного.
Касательно SEC, все верно, этих товарищей интересуют исключительно доказанные запасы, т.к. стоимость компаний, котировки акций, привлекательность для инвесторов и пр. зависят преимущественно от доказанных запасов. Поэтому чтобы избежать всевозможных спекуляций, по ним требуют отчетности и пристально следят за ними.
Но только доказанными запасами компании не ограничиваются. Для оценки кап. вложений и прибылей, как правило ориентуруются на вероятные запасы probable (2P, P50, BTE, ...) Для оценки potential upside еще и запасы более высоких категорий (3P, P10, RH, +undiscovered resources, ...) Все эти цифры берутся из FDP, которые составляются в компании для каждого месторождения или группы м-ий (хотя это не обязательно). FDP - аналог наших ППЭ, Тех. Схем, Проектов Разработки. В котором подробно изучается месторождение, исходные данные, строится модель, считаются запасы по разным категориям (как правило, но не всегда, используется классификация близкая к SPE), рассматривются различные варианты разработки, строятся прогнозы, экономика, .... Выбирают оптимум и внедряют в жизнь. Все так же!! Одно отличие - этот документ не нужно защищать в гос. органах, это внутренний документ компании, не нужно подстраивать варианты разработки под хотелки ЦКР. Вот из этих документов и берут КИН ))
Вы бы определились тогда с вопросом поконкретней, что вы хотите знать: кто как считает или кто как делит запасы по категориям. Волков правильно все написал.
А насчет запасов и ресурсов все это верно, но между ними в некоторых случаях такая тонкая грань, что в разных компаниях это могут быть запасы или ресурсы в зависимости от принятой системы классификации внутри компании.
А насчет запасов и ресурсов все это верно, но между ними в некоторых случаях такая тонкая грань, что в разных компаниях это могут быть запасы или ресурсы в зависимости от принятой системы классификации внутри компании.
Ну да, запасы считать это, оказывается, искусство! Тут нужно чувствовать. А как все просто было в начале ветки...
Эти и не только эти документы я изучал, а также была возможность по роду деятельности достаточно много общаться по вопросам запасов с аудиторами... Но все равно спасибо большое за рекомендации. Все это, конечно, правильно, НО Вы упускаете 2 основных момента, которые все переворачивают с ног на голову: 1. Запасами (по определению "в мире") являются только ДОКАЗАННЫЕ ИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ. Все что вы перечисляли (2Р, 3Р и тем более ресурсы - запасами не является). Ну да ладно, можно понять - трудности перевода (в России терминология немного другая)... Кстати, SPE классификация прошлой весной была изменена, и в области запасов (в российской терминологии ДОКАЗАННЫХ ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ) она была практически идентична SEC и теперь стала еще ближе. 2. (Теперь собственно то, из-за чего я и влез в эту дискуссию). Не надо путать причину со следствием. КИН - это вторичный параметр. Он вычисляется из начальных геологических объемов (в российской терминологии запасов) и извлекаемых запасов. А никак не наоборот! Расчет извлекаемых запасов из КИН (о чем тут многие заявляют) - это маразм. Лишь на самых начальных этапах ОЦЕНКИ могут использоваться КИНы соседей (аналогов), и то лишь как подтверждающий аргумент. Вот Вы мне тут рассказывали про "FDP - аналог наших ППЭ, Тех. Схем, Проектов Разработки". Что "рассматривются различные варианты разработки, строятся прогнозы, экономика, .... Выбирают оптимум и внедряют в жизнь". Ведь все правильно! На 100% согласен. И тут на тебе - вывод из всего этого: "Вот из этих документов и берут КИН ))" Просто песня! Господа, это ведь везде тут речь идет о ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСАХ! Вычисляют, оценивают, экономику просчитывают... А вовсе не о КИНе. КИН вычисляется из запасов! Вот, собственно, почему я и спрашивал в предыдущих постах про то, как считают КИН в ваших компаниях... Ну да, запасы считать это, оказывается, искусство! Тут нужно чувствовать. А как все просто было в начале ветки...
Очевидно, что КИН вторичен, и он следствие запасов, а не наоборот... Что КИН это лишь результат деления reserves на STOIIP. Думаю, что все это понимают... И когда говорится запасы, подразумевается извлекаемые запасы, когда речь идет о буржуйских классификациях. Думаю, что это тоже очевидно.
Ответ мой лишь дополнил, то что кроме доказанных запасов SEC, есть еще много других категорий и классификаций, и что на них тоже ориентируются. ЗЫ: P2 и P3 - это все же запасы (reserves), просто не proved. С1-С3 (бывшие Р4-Р6) и undiscovered- ресурсы.
Очевидно, что КИН вторичен, и он следствие запасов, а не наоборот... Что КИН это лишь результат деления reserves на STOIIP. Думаю, что все это понимают...
К сожалению, не все - достаточно посмотреть первую половину ветки...
на стадии разведки это не запасы, а ресурсы. пока скважину не пробуришь - запасов нет. КИН на этой стадии считается прогнозно тока, согласно сценариям разработки (для заводнения, режима растворенного газа, истощения КИН считается по разному)
запасы уже появляются на стадии поиска (скважины же бурятся, верно?), без запасов даже месторождение не может быть открыто, соответсвенно когда ты входишь в стадию разведки у тебя уже есть запасы, соотношение запасов к ресурсам может быть смешным, но тем не менее они уже есть в общем я пытаюсь донести, что запасы есть не только, в уже разрабатываемых месторождениях, но и в тех что еще не
У меня такая ситуация, есть месторождение, есть посчитанные геологические запасы по категориям С1 и С2, есть КИН, есть добыча с начала разработки, надо подсчитать остаточные запасы. Теперь чтобы подсчитать остаточные запасы я делаю так беру геологические запасы С1 и С2 по отдельности и умножаю на КИН, получаю извлекаемые запасы по двум категориям, затем отнимаю накопленную добычу от извлекаемых запасов и получаю остаточные запасы, правильно ли я делаю? Можно ли тут отнимать накопленную добычу от начальных извлекаемых запасов по категории С2?
2 Vadim: если у тебя накопленная добыча меньше чем извлекаемые запасы С1, вот только от С1 и надо отнимать, это если речь идет о нефти. Как только перевалит, тут уже появляються варианты и мнения экспертов по данному вопросу расходяться - некоторые предлагают считать запасы от С1+С2/2, некоторые эту разницу моментом переводят в С1, а потом берут С1+0.2*С2 (типа 20% от С2). Если месторождение газовое так там сразу могут брать С1+С2/2.
У меня такая ситуация, есть месторождение, есть посчитанные геологические запасы по категориям С1 и С2, есть КИН, есть добыча с начала разработки, надо подсчитать остаточные запасы. Теперь чтобы подсчитать остаточные запасы я делаю так беру геологические запасы С1 и С2 по отдельности и умножаю на КИН, получаю извлекаемые запасы по двум категориям, затем отнимаю накопленную добычу от извлекаемых запасов и получаю остаточные запасы, правильно ли я делаю? Можно ли тут отнимать накопленную добычу от начальных извлекаемых запасов по категории С2?
Можно попробовать получить форму 6-ГР по этому месторождению (если есть возможность конечно). В ней должно быть все расписано: начальные и текущие запасы по категориям (геологические и извлекаемые), КИНы, накопленная добыча по каждой категории, движение запасов и еще много чего полезного. Эта отчетность готовится для госорганов ежегодно. В идеале, если есть только 2 категории С1 и С2, то добыча должна бы быть только с С1... Но возможны варианты, обусловленные тем, что не всегда достаточно оперативно отображается движение запасов из категории в категорию...
А как вы смотрите на то, чтобы параметры для подсчета запасов(Кп, Кн) брать не средние(утвержденные), а считать переумножением с построенными картами Кп, Кн?
Anka, только так и можно считать и никак иначе (если нет 3д модели). А средний (точнее средневзвешенный) Кн получают обратным методом путем деления нефтенасыщенного объема на поровый объем породы. Тоже самое и с пористостью.
как-то на одной из конференций представлял доклад, в котором показывал, что разница в запасах при использовании среднеарифметических и средневзвешенных параметров достигает 20 %
FullChaos, что значит никак иначе?!считают произведением средневзвешенных значеий на объем.а вот с произведением карт Кп и Кн на объем получаются запасы меньше. потому и вопрос, как правильней?
FullChaos, что значит никак иначе?!считают произведением средневзвешенных значеий на объем.а вот с произведением карт Кп и Кн на объем получаются запасы меньше. потому и вопрос, как правильней?
Если средние подсчитанны верно (т.е. по объему) то разницы быть не должно.
Отвлекусь на практику западных контор, именно - ДиМН.
Они считают нефть и объемным методом по картам, и по добыче (падение и ВНФ-кривые). КИН на PDP в этом случае берется из экспертных табличек SPE (типа режим залежи-литология-штат в сШа), зона дренрования -некий условный квадратик на карте. Для кинов на PDP-PUD запасах не гнушаются и м-ями - аналогами ( с большой историей разработки и не худшими чем на текущем м-и параметрами phi, k). Кто-то выше правильно сказал - в формуле OOIP*RF=GUR - 3 неизвестных!
У нас получилось так - они подгоняли запасы под 6гр, кины на 2р-3р точно оттуда брали как экспертные оценки высшего качества )) , а мы пробовали сделать то же что они и подгоняли под их цифры, подглядывая в 6гр ну вобщем 6гр рулит!
Скажите, в чем состоит разница между "извлекаемыми запасами" и "нормально-рентабельными запасами" в смысле новой Классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, ввод в действие которой теперь отложен до 1.1.2012 г.?
Anka, только так и можно считать и никак иначе (если нет 3д модели). А средний (точнее средневзвешенный) Кн получают обратным методом путем деления нефтенасыщенного объема на поровый объем породы. Тоже самое и с пористостью.
как-то на одной из конференций представлял доклад, в котором показывал, что разница в запасах при использовании среднеарифметических и средневзвешенных параметров достигает 20 %
FullChaos, случайно не дадите ознакомиться с докладом? стало инетересно почитать))))))
FullChaos, случайно не дадите ознакомиться с докладом? стало инетересно почитать))))))
а в этом можно и самому/самои легко убедится - посчтитать просто средние параметри и средневзвешенние по толшине и по обьему. Разница все скажет за себя
а я правильно понимаю, что напрямую запасы, посчитанные по SEC, 2P например, с нашими извлекаемыми АВС1 напрямую не сопоставимы? Просто разные методики и все тут. Или существуют какие-нибудь методики перевода из "буржуйских" категорий в наши?
В двух словах:
Площадь залежи*Эффект.Нефтенас.Толщина*Пористость*Нефтенасыщенность*Плотность/Объемный коэффициент = Геол.запасы
Геол.запасы*Коэф.нефтеизвлечения=Извлекаемые запасы
Unknown, тебя же спросили как считается в мире, а не в России
А что в мире другая формула чтоль? Объемным методом также считается везде
Спасибо большое! У нас в Узбекистане используют этот же метод
Dorzhi, Unknown: Просто во всем остальном мире обычно запасы выражены в объемных единицах (stb, m3, ...), а у нас в массовых (kg, tons). Т.е на плотность умножать не надо.
Но подход конечно же один и тот же, даже в Узбекистане ))
А извлекаемые запасы во всем мире тоже чтоли считают перемножением геол.запасов на КИН?
конечно, а как же еще....
Формула это хорошо Ж) И подсчет запасов тоже! Меня интересует как можно оперативно и какими методами можно определить контур нефте- газо- водоносности в данный момент нефтеносности. Например, методом ИННК, или ещё каким то?
Другая задача, определение текущего ВНК. Для этого каротаж в открытом стволе новых скважин, илбо ИННК,С/О каротаж в обсаженном стволе.
Наверное меня сейчас многие захотят ногами запинать, но "в мире" извлекаемые запасы (собственно только они и называются запасами) считают не путем умножения геологических запасов на КИН, а с точностью до наоборот - КИН считают из извлекаемых запасов!
Извлекаемые запасы считают (или оценивают) различными методами - по кривым падения или, к примеру, по аналогам (вот здесь КИН и пригождается). Причем запасы считаются только в разбуреной зоне или непосредственно примыкающей к ней, причем имеющей планы и утвержденный (!) бюджет на разбуривание. Если наличие нефти непосредственно в данной зоне не подтверждено, то это не запасы. Т.е. извлекаемые запасы напрямую зависят от текущего состояния разработки: разбуренности, падения добычи, проведения ГТМ и т.д.
Более того, даже с геологическими запасами не всегда все так определенно...
Т.е. геологические запасы зачастую определяются не объемным, а вероятностным методом - в формулу подставляются не конкретные значения (площади, толщины, пористости и т.д.), а их вероятности. Соответственно и получается некая вероятность геологических запасов. Дальше все зависит от решаемых задач и степени оптимизма - какие запасы ты примешь (Р10, Р50 или Р90).
формула то все равно объемная, хоть и ставишь вероятности
Pulse neutron carbon-oxygen logging (C/O logging)
C/O logging is based on rock irradiation with high energy (14 MeV) neutron pulses produced by downhole neutron generators, and recording secondary gamma ray time and energy spectra for the neutron non-elastic scattering or radioactive capture.
The non-elastic scattering gamma ray spectra analysis performed with the help of special software allows evaluating relative carbon © and oxygen (O) content in the rock.
The C/O ratio depends on porosity, lithology, well filling and formation saturation rather then salinity of the fluids filling the pore space. H, Si, Ca, Fe, Cl, S effects on the non-elastic scattering and radioactive capture gamma ray spectra are used to determine parameters such as porosity or lithologic composition of the rock, and necessary corrections are applied to the C/O ratio to calculate the oil saturation.
Однако, что характерно, экспаты почему-то плохо понимают, когда говоришь им тупо: carbon-oxygen logging, неоднократно приходилось сталкиваться. Когда начинаешь на пальцах объяснять, через нек. время понимающе кивают головами: а..., поняли, это thermal decay time logging (по нашему ННК-т). Хотя лично я, не будучи специалистом в ГИС, так и не уверен, что это одно и то же.
Конечно попинаем,
Мы умножаем КИН на геологические запасы, другие компании, на сколько мне известно, тоже... Только в некоторых случаях идет обратный пересчет через КИН.
Это почему же запасы считаются только в разбуренной зоне ? Запасы бывают разные
в "весь мир" тоже знают как считать КИН )))), даже не смотря на то, что у них такого жизненно необходимого органа как ЦКР нет
на стадии разведки это не запасы, а ресурсы. пока скважину не пробуришь - запасов нет.
КИН на этой стадии считается прогнозно тока, согласно сценариям разработки (для заводнения, режима растворенного газа, истощения КИН считается по разному)
Про разбуренную зону Доржи ответил. А по поводу КИН, откройте "страшную тайну" - где вы его берете-то? Кто и, главное, как его считает у вас в компании? Вот когда разберетесь с этим вопросом, тогда желание махать ногами, я думаю, у вас поуменьшится...
Насколько я понимаю, вопрос поднимался о том, как считают запасы в мире? Т.е. конкретные методики?
Если брать отчетность компаний по запасам, то чаще всего используется классификация SEC. По этой классификации запасами являются только доказанные запасы, т.е. либо добываемые, либо опробованные, либо находящиеся не далее чем в одном шаге сетки разбуривания (причем должны быть подтверждения, что деньги на это выделяются).
Вы можете считать КИН кучей способов: через коэф. вытеснения, по модели, по аналогам... Использовать их внутри своей компании как хотите, НО, вне вашей компании всем на эти ваши гипотетические КИНы глубоко плевать - есть методика SEC, будьте добры отчитаться согласно этой методике (если конечно расчитываете привлечь деньги сторонних инвесторов)!
Отсутствие ГКЗ и ЦКР обусловлено тем, что месторождения разрабатываются на деньги инвесторов и весь риск ложится именно на них. У нас ЦКР и ГКЗ это пережиток советского периода, когда все делалось на деньги государства, поэтому государство и контролировало этот процесс через эти структуры...
Методы подсчета запасов везде одни и те же. Различаются лишь их классификации.
Очень рекомендую Вам почитать материалы SPE на данную тему - "Petroleum Resources Management Systems", "OGR Mapping". Все эти материалы доступны в свободном для скачивания на сайте . Почерпнете оттуда много полезного.
Касательно SEC, все верно, этих товарищей интересуют исключительно доказанные запасы, т.к. стоимость компаний, котировки акций, привлекательность для инвесторов и пр. зависят преимущественно от доказанных запасов. Поэтому чтобы избежать всевозможных спекуляций, по ним требуют отчетности и пристально следят за ними.
Но только доказанными запасами компании не ограничиваются. Для оценки кап. вложений и прибылей, как правило ориентуруются на вероятные запасы probable (2P, P50, BTE, ...) Для оценки potential upside еще и запасы более высоких категорий (3P, P10, RH, +undiscovered resources, ...)
Все эти цифры берутся из FDP, которые составляются в компании для каждого месторождения или группы м-ий (хотя это не обязательно). FDP - аналог наших ППЭ, Тех. Схем, Проектов Разработки. В котором подробно изучается месторождение, исходные данные, строится модель, считаются запасы по разным категориям (как правило, но не всегда, используется классификация близкая к SPE), рассматривются различные варианты разработки, строятся прогнозы, экономика, .... Выбирают оптимум и внедряют в жизнь. Все так же!! Одно отличие - этот документ не нужно защищать в гос. органах, это внутренний документ компании, не нужно подстраивать варианты разработки под хотелки ЦКР.
Вот из этих документов и берут КИН ))
видимо имеет место путаница в терминологии, запасы - reserves -это доказанные и экономически рентабельные объемы нефти, все остальное - ресурсы.
Adl,
Вы бы определились тогда с вопросом поконкретней, что вы хотите знать: кто как считает или кто как делит запасы по категориям. Волков правильно все написал.
А насчет запасов и ресурсов все это верно, но между ними в некоторых случаях такая тонкая грань, что в разных компаниях это могут быть запасы или ресурсы в зависимости от принятой системы классификации внутри компании.
А как все просто было в начале ветки...
Очевидно, что КИН вторичен, и он следствие запасов, а не наоборот... Что КИН это лишь результат деления reserves на STOIIP. Думаю, что все это понимают...
И когда говорится запасы, подразумевается извлекаемые запасы, когда речь идет о буржуйских классификациях. Думаю, что это тоже очевидно.
Ответ мой лишь дополнил, то что кроме доказанных запасов SEC, есть еще много других категорий и классификаций, и что на них тоже ориентируются.
ЗЫ: P2 и P3 - это все же запасы (reserves), просто не proved. С1-С3 (бывшие Р4-Р6) и undiscovered- ресурсы.
Чтото много вы тут понаписали
даже и добавить нечего
Вобщем во всем согласен с юзером Adl
в общем я пытаюсь донести, что запасы есть не только, в уже разрабатываемых месторождениях, но и в тех что еще не
У меня такая ситуация, есть месторождение, есть посчитанные геологические запасы по категориям С1 и С2, есть КИН, есть добыча с начала разработки, надо подсчитать остаточные запасы.
Теперь чтобы подсчитать остаточные запасы я делаю так беру геологические запасы С1 и С2 по отдельности и умножаю на КИН, получаю извлекаемые запасы по двум категориям, затем отнимаю накопленную добычу от извлекаемых запасов и получаю остаточные запасы, правильно ли я делаю?
Можно ли тут отнимать накопленную добычу от начальных извлекаемых запасов по категории С2?
2 Vadim: если у тебя накопленная добыча меньше чем извлекаемые запасы С1, вот только от С1 и надо отнимать, это если речь идет о нефти. Как только перевалит, тут уже появляються варианты и мнения экспертов по данному вопросу расходяться - некоторые предлагают считать запасы от С1+С2/2, некоторые эту разницу моментом переводят в С1, а потом берут С1+0.2*С2 (типа 20% от С2). Если месторождение газовое так там сразу могут брать С1+С2/2.
Спасибо XFactor
В идеале, если есть только 2 категории С1 и С2, то добыча должна бы быть только с С1... Но возможны варианты, обусловленные тем, что не всегда достаточно оперативно отображается движение запасов из категории в категорию...
А как вы смотрите на то, чтобы параметры для подсчета запасов(Кп, Кн) брать не средние(утвержденные), а считать переумножением с построенными картами Кп, Кн?
Anka, только так и можно считать и никак иначе (если нет 3д модели). А средний (точнее средневзвешенный) Кн получают обратным методом путем деления нефтенасыщенного объема на поровый объем породы. Тоже самое и с пористостью.
как-то на одной из конференций представлял доклад, в котором показывал, что разница в запасах при использовании среднеарифметических и средневзвешенных параметров достигает 20 %
А чем тогда отличается заграничный FDP от Depletion Plan ?
FullChaos, что значит никак иначе?!считают произведением средневзвешенных значеий на объем.а вот с произведением карт Кп и Кн на объем получаются запасы меньше. потому и вопрос, как правильней?
Если средние подсчитанны верно (т.е. по объему) то разницы быть не должно.
Отвлекусь на практику западных контор, именно - ДиМН.
Они считают нефть и объемным методом по картам, и по добыче (падение и ВНФ-кривые). КИН на PDP в этом случае берется из экспертных табличек SPE (типа режим залежи-литология-штат в сШа), зона дренрования -некий условный квадратик на карте. Для кинов на PDP-PUD запасах не гнушаются и м-ями - аналогами ( с большой историей разработки и не худшими чем на текущем м-и параметрами phi, k). Кто-то выше правильно сказал - в формуле OOIP*RF=GUR - 3 неизвестных!
У нас получилось так - они подгоняли запасы под 6гр, кины на 2р-3р точно оттуда брали как экспертные оценки высшего качества )) , а мы пробовали сделать то же что они и подгоняли под их цифры, подглядывая в 6гр
ну вобщем 6гр рулит!
Скажите, в чем состоит разница между "извлекаемыми запасами" и "нормально-рентабельными запасами" в смысле новой Классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, ввод в действие которой теперь отложен до 1.1.2012 г.?
FullChaos, случайно не дадите ознакомиться с докладом? стало инетересно почитать))))))
Разница все скажет за себя
***поскипал оффтопик***
Уважаемые коллеги,
а я правильно понимаю, что напрямую запасы, посчитанные по SEC, 2P например, с нашими извлекаемыми АВС1 напрямую не сопоставимы? Просто разные методики и все тут. Или существуют какие-нибудь методики перевода из "буржуйских" категорий в наши?
Спасибо!