Классификация запасов

Оценку запасов природного газа, газоконденсата и сырой нефти можно разбить на две составляющие: (i) геологические запасы или количество природного газа, газоконденсата и сырой нефти, содержащееся в недрах, и (ii) извлекаемые запасы или доля геологических запасов, извлечение которых из недр на дату расчета запасов является экономически эффективным с учетом рыночной конъюнктуры и рационального использования современного оборудования и технологий добычи, а также с учетом выполнения требований об охране недр и окружающей среды.
Российская система классификации запасов значительно отличается от стандартов SEC и стандартов PRMS, особенно в части методики и степени учета коммерческих факторов при расчете запасов. Запасы, которые рассчитаны разными методами, невозможно точно выверить.

Российская система классификации запасов

Классификация запасов и ресурсов нефти и горючих газов устанавливает единые для Российской Федерации принципы подсчета и государственного учета запасов и ресурсов нефти, газа и газового конденсата. Запасы нефти и газа подразделяются по степени промышленного освоения и по степени геологической изученности на категории: А (разрабатываемые, разбуренные), В1 (разрабатываемые, неразбуренные, разведанные), В2 (разрабатываемые, неразбуренные, оцененные), С1 (разведанные) и С2 (оцененные).

Запасы залежи, разбуренные эксплуатационными скважинами и разрабатываемые в соответствии с утвержденным проектным документом, относятся к категории А (разрабатываемые, разбуренные).

Запасы неразбуренных эксплуатационными скважинами залежей, разработка которых планируется в соответствии с утвержденным проектным документом (технологическим проектом разработки или дополнением к нему, технологической схемой разработки или дополнением к ней), изученные сейсморазведкой или иными методами и разбуренные поисковыми, оценочными, разведочными, транзитными или углубленными эксплуатационными скважинами, давшими промышленные притоки нефти или газа, относятся к категории В1 (разрабатываемые, неразбуренные, разведанные).

Запасы залежей, не разбуренных эксплуатационными скважинами, разработка которых проектируется в соответствии с утвержденным проектным документом (технологическим проектом разработки или дополнением к нему, технологической схемой разработки или дополнением к ней), изученные сейсморазведкой или иными методами, наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований и испытанием отдельных скважин в процессе бурения, относятся к категории В2 (разрабатываемые, неразбуренные, оцененные).

Запасы залежей, не введенных в промышленную разработку месторождений, на которых может осуществляться пробная эксплуатация или пробная эксплуатация отдельных скважин, относятся к категории C1 (разведанные). Залежи должны быть изучены сейсморазведкой или иными методами и разбурены поисковыми, оценочными, разведочными скважинами, давшими промышленные притоки нефти или газа.

Запасы залежей, не введенных в промышленную разработку месторождений, разрабатываемых на основании проекта пробной эксплуатации, пробной эксплуатации отдельных скважин, изученные сейсморазведкой или иными  методами, наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований и испытанием отдельных скважин в процессе бурения, относятся к категории С2 (оцененные).

Ресурсы нефти, газа и конденсата по степени геологической изученности подразделяются на категории: D0 (подготовленные), Dл (локализованные), D1 (перспективные), D2 (прогнозируемые). Критерием выделения категорий ресурсов по геологической изученности является изученность геологического строения и нефтегазоносности территории

Ресурсы нефти, газа и конденсата возможно продуктивных пластов в подготовленных к бурению ловушках в районах с доказанной промышленной нефтегазоносностью или в не вскрытых бурением продуктивных пластах открытых месторождений. Форма, размеры и условия залегания предполагаемых залежей определены по результатам геолого-геофизических исследований, толщина и фильтрационно-емкостные свойства пластов, состав и свойства углеводородов принимаются по аналогии с открытыми месторождениями относятся к категории D0 (подготовленные).

Подготовленные ресурсы категории D0 отражают возможность открытия залежей нефти и газа в подготовленной к поисковому бурению ловушке и используются для проектирования поисковых работ.

Ресурсы нефти, газа и конденсата возможно продуктивных пластов в ловушках, выявленных по результатам поисковых геологических и геофизических исследований в пределах районов с доказанной промышленной нефтегазоносностью, относятся к категории Dл (локализованные).

Локализованные ресурсы нефти и газа категории Dл используются при планировании геолого-разведочных работ по подготовке ловушек к поисковому бурению и подготовке ресурсов категории D0.

Ресурсы нефти, газа и конденсата литолого-стратиграфических комплексов и горизонтов с промышленной нефтегазоносностью, доказанной в пределах крупных региональных структур. Количественная оценка перспективных ресурсов проводится по результатам региональных геологических, геофизических, геохимических исследований и по аналогии с изученными месторождениями, открытыми в пределах оцениваемого региона, относятся к категории D1 (перспективные).

Перспективные ресурсы категории D1 отражают возможность открытия месторождений нефти и газа в оцениваемом регионе и используются для проектирования региональных геолого-разведочных работ на нефть и газ, выбора районов и установления очередности проведения на них поисковых работ.

Ресурсы нефти, газа и конденсата литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. Перспективы нефтегазоносности этих комплексов определяются на основе имеющихся данных геологических, геофизических, геохимических исследований и по аналогии с другими, более изученными регионами, где установлены разведанные месторождения нефти и газа, или вышележащими нефтегазоносными комплексами относятся к категории D2 (прогнозируемые).

Прогнозируемые ресурсы категории D2 отражают потенциальную возможность открытия месторождений нефти и газа в регионе, промышленная нефтегазоносность которого не доказана, и используются для проектирования региональных геолого-разведочных работ на нефть и газ.

Оценка запасов природного газа во вновь открытых залежах природного газа или нефти и газа проводится в соответствии с Российской системой классификации запасов с применением объемного метода. Объемный метод определяет объем запасов путем изучения фильтрации и емкостных параметров залежи, исходя из (i) площади залежи; (ii) реальной глубины насыщенности углеводородами; и (iii) пористости залежи и уровня насыщенности углеводородами с учетом термобарических условий.

Оценка запасов природного газа в уже находящихся в эксплуатации залежах осуществляется в соответствии с Российской системой классификации запасов с применением как объемного метода, так и метода материального баланса. Метод материального баланса учитывает временные изменения в реальном пластовом давлении в результате извлечения углеводородов и возникающего в результате поступления воды.

В соответствии с Законом "О недрах" запасы полезных ископаемых в России подлежат обязательной государственной экспертизе, и недропользователям нельзя выдавать лицензию на добычу на месторождении, которое не проходило экспертизы. Государственная экспертиза запасов проводится подведомственными организациями Федерального агентства по недропользованию, включая государственную комиссию по запасам, Центральную комиссию по запасам и их региональные отделения. Если коммерческая целесообразность добычи некоторых запасов утверждается любой такой организацией, эти запасы вносятся в Государственный баланс полезных ископаемых. После того как недропользователю выдается лицензия на разведку, разработку или добычу, он обязан представлять ежегодные статистические отчеты, отражающие изменения в запасах. Кроме того, подаваемые недропользователями отчеты о запасах ежегодно выносятся на рассмотрение и утверждение в Центральную комиссию по запасам или ее региональные организации, либо если имело место значительное изменение в запасах – в Государственную комиссию по запасам.

Кроме ежегодных отчетов наши лицензии могут требовать от нас проведения оценки запасов в определенные годы или по завершении определенных этапов разработки месторождений. Такие оценки выносятся на рассмотрение и утверждение в Государственную комиссию по запасам.

Оценка запасов, рассмотренная государственными экспертными организациями и отраженная в подаваемых недропользователями годовых статистических отчетах, накапливается в Государственном балансе полезных ископаемых.

Стандарты PRMS

Если Российская система классификации запасов основной упор делает на реальном физическом наличии углеводородов в геологических формациях, и запасы оцениваются исходя из вероятности такого физического наличия, то стандарты PRMS учитывают не только вероятность того, что углеводороды физически присутствуют в данной геологической формации, но также и экономическую эффективность извлечения этих запасов (включая такие факторы, как затраты на разведку и бурение, текущие производственные затраты, транспортные издержки, налоги, сложившиеся цены на продукцию и иные факторы, влияющие на экономическую эффективность данной залежи).

В соответствии со стандартами PRMS, запасы классифицируются как "доказанные", "вероятные" и "возможные" исходя как из геологических, так и коммерческих факторов.

Доказанные запасы включают запасы, которые подтверждены с высокой степенью достоверности на основании анализа истории разработки и (или) анализа при помощи объемного метода соответствующих геологических и инженерных данных. Доказанными запасами являются запасы, которые исходя из имеющихся доказательств и с учетом технико-экономических факторов имеют более, чем 90 %-ные шансы быть добытыми.

Вероятными запасами являются запасы, в которых углеводороды находятся в геологической структуре с меньшей степенью достоверности, поскольку было пробурено меньшее количество скважин и (или) не проводились определенные эксплуатационные испытания. Вероятными запасами являются запасы, которые исходя из имеющихся доказательств и с учетом технико-экономических факторов имеют более, чем 50 %-ные шансы быть добытыми.

Возможными запасами являются недоказанные запасы, которые исходя из имеющихся доказательств и с учетом технико-экономических факторов имеют 10 %-ные шансы быть добытыми.

Оценка доказанных, вероятных и возможных запасов природного газа естественно сопряжена с многочисленными сомнениями. Точность любой оценки запасов зависит от качества доступной информации и инжиниринговой и геологической интерпретации. Исходя из результатов бурения, опробования и добычи после даты проверки, запасы могут быть значительно пересчитаны в сторону увеличения или уменьшения. Изменения цены на природный газ, газоконденсат или сырую нефть также могут влиять на наши оценки доказанных и вероятных запасов, а также на оценки их будущей чистой выручки и чистой текущей стоимости, поскольку запасы и будущая чистая выручка и чистая текущая стоимость оцениваются, исходя из цен и затрат на дату проведения проверки.

Стандарты SEC

Стандарты SEC в некоторых существенных отношениях отличаются от стандартов PRMS. Ниже описываются основные различия:

Достоверность существования. По стандартам PRMS, запасы на неразведанных буровых площадках, которые находятся на расстоянии более чем одной скважины от действующей эксплуатационной скважины, могут быть классифицированы как доказанные запасы, если имеются "обоснованные достоверные данные" об их существовании. Согласно стандартам SEC, необходимо "достоверно доказать", что запасы существуют, прежде чем их можно будет классифицировать как доказанные запасы.

Срок действия лицензии. Согласно стандартам PRMS, доказанные запасы проецируются на экономически продуктивный период оцениваемых месторождений. Согласно стандартам SEC, нефтегазовые залежи нельзя классифицировать как доказанные запасы, если они будут извлекаться после окончания срока действия текущей лицензии, если владелец лицензии не имеет права возобновить лицензию, и имеется доказанная история возобновления лицензий. Закон Российской Федерации "О недрах" предусматривает, что владелец лицензии может подать заявление о продлении существующей лицензии в случаях, когда после окончания первого срока действия лицензии остаются извлекаемые запасы, при условии, что владелец лицензии в основном соблюдает условия лицензии. Кроме того, мы подготавливаем и направляем на утверждение правительства планы разработки наших месторождений исходя из периода рентабельной разработки месторождений, даже если такой период превышает первичный срок соответствующей лицензии. По нашему мнению, в настоящее время мы в основном соблюдаем условия наших лицензий и намерены ходатайствовать о продлении их срока до полного периода рентабельной разработки соответствующих месторождений после окончания их первичного срока действия. В феврале 2005 г. мы продлили срок действия нашей лицензии на Юрхаровское месторождение с 2020 по 2034 гг., на который приходится конец ожидаемого периода рентабельной разработки этого месторождения. Мы планируем подать заявление о продлении сроков лицензий на два наших других основных месторождения—Восточно-Таркосалинское и Ханчейское. Несмотря на то, что, по нашему мнению, мы имеем право на продление наших лицензий после окончания срока их действия, отсутствие значительной доказанной истории продления приводит к неуверенности относительно того, можно ли считать извлекаемые запасы, которые мы планируем добывать только после окончания срока действия существующей лицензии, доказанными запасами согласно стандартам SEC по состоянию на 31 декабря 2004 г. Мы отдаем себе отчет в том, что SEC не устанавливала четких принципов, позволяющих признавать в данных условиях такие извлекаемые запасы в качестве доказанных в соответствии со стандартами SEC. В своей оценке наших доказанных запасов в соответствии со стандартами SEC по состоянию на 31 декабря 2004 г. D&M опиралась на наше заявление о том, что мы планируем (i) продлить сроки действия наших лицензий до конца ожидаемого периода рентабельной разработки месторождений и (ii) соответственно приступить к разработке и эксплуатации этих месторождений с целью включения некоторых объемов запасов, оцененных как добываемые, после окончания первичных сроков действия этих лицензий.

Соответственно, информация о наших оцененных доказанных запасах природного газа, газоконденсата и сырой нефти вовсе не обязательно указывает на данные, которые бы мы указывали в соответствии со стандартами SEC в документе о предложении размещения, регистрируемом в SEC. Кроме того, стандарты SEC не допускают представления запасов иных, чем доказанные запасы.

Параграф (a) Правила 4-10 Положения S-X SEC дает следующие определения доказанных запасов:

Доказанные запасы нефти и газа. Доказанные запасы нефти и газа являются оценочными количествами сырой нефти, природного газа и жидких фракций природного газа, которые геологические и инженерные данные показывают с обоснованной достоверностью в качестве извлекаемых в будущие годы из известных коллекторов при существующих экономических и эксплуатационных условиях, т. е. при ценах и затратах на дату проведения оценки. Цены включают учет изменений в существующих ценах, предусмотренных только договорными соглашениями, но не повышение, исходя из будущих условий.

(i) Коллекторы считаются доказанными, если экономическая продуктивность обосновывается либо фактической добычей либо окончательным испытанием формации. Площадь коллектора, признанного доказанным, включает:

(A) часть очерченной бурением и определенной контактами газ-нефть или нефть-вода; и

(B) непосредственно прилегающие части, еще не разбуренные, но которые могут быть обоснованно признаны экономически продуктивными на основании имеющихся геологических и инженерных данных. При отсутствии информации о межфлюидных контактах наиболее низкое известное структурное залегание углеводородов определяет самую низкую доказанную границу коллектора.

(ii) Запасы, которые могут быть добыты экономически посредством применения усовершенствованных методов извлечения (как, например, нагнетание жидкости), включаются в классификацию "доказанные", когда успешное испытание пилотного (пробного) проекта или реализация установленной программы в коллекторе дают обоснование для инженерного анализа, на котором основан данный проект или программа.

(iii) Оценка доказанных запасов не включает следующее:

(A) нефть, которая может стать доступной из известных коллекторов, но которая классифицируется отдельно как "предполагаемые дополнительные запасы";

(B) сырая нефть, природный газ и жидкие фракции природного газа, извлечение которых находится под обоснованным сомнением по причине неопределенности геологии, характеристик коллектора или экономических факторов;

(C) сырая нефть, природный газ и жидкие фракции природного газа, которые могут залегать на неразбуренных поисковых объектах; и

(D) сырая нефть, природный газ и жидкие фракции природного газа, которые могут быть извлечены из нефтяных сланцев, угля, гильсонита и иных таких источников.

Доказанные разработанные запасы. Доказанные разработанные запасы нефти и газа являются запасами, которые, как можно ожидать, могут быть извлечены из действующих скважин при помощи существующего оборудования и методов работы. Дополнительные нефть и газ, которые, как ожидается, могут быть получены благодаря применению закачивания жидкости или иных усовершенствованных методов извлечения для дополнения естественных сил и механизмов первичной добычи, должны быть включены в качестве "доказанных разработанных запасов" только после испытания при помощи пилотного проекта или после того, как реализация установленной программы подтвердила благодаря сигналам каротажных приборов, что будет достигнуто увеличение добычи.

Доказанные неразработанные запасы. Доказанные неразработанные запасы нефти и газа являются запасами, которые, как ожидается, будут извлечены из новых скважин или неразбуренных площадей или из действующих скважин, где для переоборудования требуются относительно крупные затраты. Запасы на неразбуренных площадях ограничиваются теми неразбуренными объектами, которые компенсируют продуктивные объекты, в отношении которых имеется обоснованная уверенность в производстве во время разбуривания. Доказанные запасы по другим неразбуренным объектам могут быть заявлены, только когда можно доказать с уверенностью, что обеспечивается непрерывность добычи из существующего продуктивного пласта. Ни при каких обстоятельствах оценки доказанных неразработанных запасов не должны проводиться по какой-либо площади, для которой предусматривается применение закачивания жидкости или иных усовершенствованных методов добычи, если такие методы не являются эффективными по результатам фактических испытаний на этой площади или на том же самом коллекторе.