Архив меток: нефть запасы классификация

МПР: Разница добычи нефти по проекту и по факту достигла 140 млн тонн в год

Расхождение планов по добыче нефти, указанных в проектной документации компаний к разработке месторождений в РФ, и фактической добычи достигает 140 млн тонн в год, заявил глава Минприроды РФ Сергей Донской на конференции «Накануне новой классификации запасов» в четверг.
Читать далее

Petroleum resources on the Norwegian continental shelf 2014, Fields and discoveries: Запасы и добыча


Нажмите для доступа к Resources-2014-nett.pdf

IPAA.org о реформе оценки запасов и ресурсов (2008)

February 19, 2008

The current reserves disclosure practices made sense decades ago when traditional resources dominated. But now, due to the ingenuity and innovation of the industry, nontraditional sources represent an important and growing portion of production. In the U.S., where natural gas is increasingly valued as a premium fuel, supply from unconventional natural gas formations (tight gas formations, coalbeds and gas shales) presently represents approximately 45 percent of production according to the Energy Information Administration (EIA)

The growing presence of nontraditional source production has been enabled by transformational technological advances such as horizontal drilling (which today accounts for 25 percent of American drilling operations), formation fracturing techniques, 3 and 4-D seismic imaging, petrophysics, and reservoir simulation models resulting from sophisticated computing power unavailable in years past. These and other accepted technologies decrease uncertainty and are integral to the way in which companies view their assets and make their decisions as the industry invests billions of dollars to ensure future production. In contrast, current reserves disclosure requirements lack any consultative forum to address technological change in reserves reporting.

When the SEC promulgated the current framework, it relied upon definitions used by the Society of Petroleum Engineers (SPE) and the oil and natural gas industry. Recognizing this precedent, it is noteworthy that the SPE has developed useful guidance to address nontraditional sources, taking into account quantities of petroleum considered to be commercially recoverable, regardless of the type of project used to recover the volumes. Its approach replaces the emphasis on oil and natural gas producing activities in favor of
commercial recovery from projects. Further, it is significant that by introducing comprehensive new regulations that similarly increase accuracy and transparency, Canada is setting the standard for more comprehensive oil and natural gas reserve reporting.

In sum, nontraditional activities that were once on the fringe of the supply mix are now in the mainstream and billions of dollars are being invested in bringing these volumes to market. Continuing ambiguity about the treatment of such volumes is not constructive. Addressing the ambiguity would better serve stakeholders interests.

Price volatility. When the current SEC system was introduced in 1978, U.S. oil and natural gas prices were controlled, spot trading was just beginning, and futures markets were not yet in existence. Further, deregulated natural gas markets have emerged in North America and elsewhere, and extremely liquid, deeply traded spot markets for oil and natural gas have significantly increased daily price volatility.

Even during relatively stable periods, the economic planning assumptions generally used internally within the industry rarely if ever coincide with the price levels prevailing at a balance sheet date. It is rare for year-end prices, or other historical adjustments to price for transportation, gravity, and other factors, to be the same as the annual average price for oil and even more so for natural gas, where seasonal effects are evident. In reality, reserves are a measure of the long-term prospects and strategies of a company, and they should be more closely linked to longer-term assessments of oil and natural gas prices than to the vagaries of the market price on a particular day. Most observers of the exploration and production industry consider that the use of average prices would significantly eliminate volatility.

Recognizing the principle repeatedly emphasized by the SEC in arguing that ‘judgment’ should be minimized in estimating proved oil and natural gas reserves for disclosure to
investors, IPAA recommends using a longer term average, such as a 12-month average (backward, or forward using an appropriate commodity futures market), instead of the
currently mandated year-end price. Use of such a mechanism would foster consistency between disclosures of different companies, remove “point in time” variability, reduce the extent of year-on-year changes, and avoid seasonal price distortions. Further, it would serve the needs of independents, many of which hold portfolios comprising projects with shorter payback times than major oil companies.

In closing, the goal of this process should be to eliminate the general disconnect between
companies’ official reserves disclosures from the reality of their plans, strategies and
actual projects.


— — — — — —
— В России стремятся, но не могут перейти к американской классификации запасов, а в США производители хотели бы нечто более близкого к российскому, поскольку, исходя при оценке запасов из текущей цены, значения запасов будут колебаться даже в течение года вместе с ценой на нефть
— Ipaa.org хотят хотя бы усреднения цен на пятилетнем интервале
— Жесткая классификация SEC была основана на реалиях прошлого: государственной регуляции цен, незначительном споте, значительной стабильности цен.
— Верно подмечено, что в классификациях никак не отображена степень изученности, зотя она подразумевается при составлении проектов, но прямо не отображается, поэтому объективные сравнения затруднены

DOI.gov: Bureau of Ocean Energy Management

OCS Lands Act History
The Reorganization of the Former MMS

BOEM Organizational Chart

Combined Leasing Status Report

2012 — 2017 Lease Sale Schedule

External Studies

Comparative Assessment of the Federal Oil and Gas Fiscal System

Oil & Gas Energy Programs2012-2017 Five Year Program

Fact Sheets & Press Releases

Resource Evaluation Program Office

Outer Continental Shelf Oil & Gas Assessment 2006

The Bureau has completed an assessment of the undiscovered technically recoverable resources (UTRR) underlying offshore waters on the Outer Continental Shelf (OCS).

The Bureau estimates that the quantity of undiscovered technically recoverable resources ranges from 66.6 to 115.3 billion barrels of oil and 326.4 to 565.9 trillion cubic feet of natural gas.

The mean or average estimate is 85.9 billion barrels of oil and 419.9 trillion cubic feet of natural gas.
(нефть — 12 млрд. toe, газ — 11.8 трлн. м3
По данным BP Statistical Review of World Energy June 2013 в 2012 г. в США потребление
нефть — 819.9 млн. toe
газ — 722.1 млрд. м3)

These volumes of UTRR for the OCS represent about 60 percent of the total oil and 40 percent of the total natural gas estimated to be contained in undiscovered fields in the United States. The mean estimates for both oil and gas increased about 15 percent compared to the 2001 assessment. For the oil resources, the vast majority of this increase occurred in the deepwater areas of the Gulf of Mexico, while for gas resources the majority of the increase was in deep gas plays located beneath the shallow water shelf of the Gulf of Mexico.

Resource Evaluation Program


— — —
Interior Finalizes Plan to Make All Highest-Resource Areas in the U.S. Offshore Available for Oil & Gas Leasing. Next Five-Year Strategy Includes Frontier Areas in the Alaska Arctic

MarineCadastre.gov: Map Gallery

SPE.org: Petroleum Reserves & Resources Definitions


Potential Gas Committee: Презентация 2013 г. (итоги 2012 г.)


— — — —
В общедоступных пресс-релизах и презентациях показывают Technically Recoverable Resources. Какие предположения о Technically Recoverable сделаны неизвестно, может быть они упомянуты в отчете, а может быть и не упомянуты. Самое главное в том, что для практического использования категории ресурсов должны отвечать Reserves and Resources Definitions


где нет никаких Technically Recoverable Resources. UnRecoverable в этой классификации категория экономическая. Technically Recoverable Resources получают применением некоторых КИН к геологическим запасам, например Undiscovered PIIP, какая часть попала в Unrecoverable Technically и как она соотносится с Unrecoverable Economically неизвестно 🙂

Вся американская классификация запасов нацелена на коммерческие цели, т.е. Есonomically Recoverable (Proved+Pobable Reserves).
Неясного происхождения Technically Recoverable Resources подразделяют для большей доходчивости и для возникновения подсознательных аналогий с действующей классификацией, на Probable, Possible, Speculative, причем последняя категория никак не значится в PRMS/

Смешивание Technically Recoverable Resources и экономически выверенных Proved Reserves при неупоминании величины геологических резервов, от которых неизвестно как получают Technically Recoverable Resources — это очень содержательное занятие, особенно без указания сделанных предположений 🙂

Также весьма интересно, что с точки зрения Potential Gas Committee shale & tight gas относят к группе Tradional, считая нетрадиционным только CBM

spee.org: Reserves and Resources Definitions

Alternate Petroleum Definitions developed jointly by the Society of Petroleum Engineers (SPE), the World Petroleum Congress (WPC), the American Association of Petroleum Geologists (AAPG), and the Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE), last updated in 2007, are commonly used in the petroleum industry worldwide for purposes other than SEC reserve disclosures. Unlike the SEC guidelines, the SPE/WPC/AAPG/SPEE Definitions include Proved, Probable, and Possible categories of Reserves as well as potentially recoverable hydrocarbon volumes beyond Reserves, which are known as Resources.

2007 SPE/WPC/AAPG/SPEE Petroleum Resources Management System (PRMS)
2007 Update of 2001 Standards Document
2011 Guidelines for Application of Petroleum Resources Management System
1997 SPE/WPC Petroleum Reserves Definitions (Replaced by PRMS)
2000 SPE/WPC/AAPG Petroleum Resources Definitions (Replaced by PRMS)


ЛУКОЙЛ: основные тенденции развития глобальных рынков нефти и газа до 2025. 4. Россия


The Joint Committee on Reserves Evaluator Training was formed in 2006. These five sponsors are:

i/ Society of Petroleum Engineers (SPE)
Founded January 31, 1963
The history of the SPE began well before its actual establishment. During the decade after the 1901 discovery of the Spindletop field, the American Institute of Mining Engineers (AIME) saw a growing need for a forum in the booming new field of petroleum engineering. As a result, AIME formed a standing committee on oil and gas in 1913.
In 1922, the committee was expanded to become one of AIME’s 10 professional divisions. The Petroleum Division of AIME continued to grow throughout the next three decades. By 1950, the Petroleum Division had become one of three separate branches of AIME, and in 1957 the Petroleum Branch of AIME was expanded once again to form a professional society.
The first SPE Board of Directors meeting was held 6 October 1957, making 2007 the 50th anniversary year for SPE as a professional society.

ii/ American Association of Petroleum Geologists (AAPG)
AAPG was founded in 1917 and is headquartered in Tulsa, Oklahoma

iii/ World Petroleum Council (WPC)
The premier conference that is organized by the World Petroleum Council is called the World Petroleum Congress. Starting in 1933, the congress was held every four years until 1991, with a 14-year hiatus in between because of World War II. After 1991, it was held every three years until the year 2000.

iv/ Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE)
Founded September 24, 1962

v/ Society of Exploration Geophysicists (SEG)
SEG was founded in 1930 in Houston, Texas but its business office has been headquartered in Tulsa, Oklahoma since the mid-1940s.

— — — — — — —
Society of Petroleum Evaluation Engineers — де-факто самая молодая, но и самая требовательная к своим членам структура из перечисленных выше.

Когда говорят о ресурсах сланцевой нефти и газа в США, показывая сотни триллионов кубических футов, надо посмотреть на тип этих ресурсов: зачастую его нет не только в самой жесткой типологии SEC, но и в более мягкой классификации 2007 SPE/WPC/AAPG/SPEE, созданной еще до сланцевого бума 🙂

Заседание комиссия по вопросам стратегии развития ТЭК 13.02.2013. Выступление Попова (Роснедра)

Минерально-сырьевой комплекс России на протяжении многих десятилетий является основой нашей экономики. Сегодня в России добывается более 150 видов полезных ископаемых, из которых 29 отнесены к стратегическим. В целом созданная поколениями геологов сырьевая база позволяет обеспечить потребности хозяйственного комплекса страны и экспортные поставки по меньшей мере в течение ближайших 40 лет.

Прежде чем перейти к анализу текущего состояния сырьевой базы, следует несколько слов сказать о действующей сегодня в России классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов, которая была принята в 1983 году и практически не менялась со времени плановой экономики. Главной её особенностью является то, что она отражает только количественную оценку балансовых запасов и ресурсов, но не отражает их качества, а это не даёт нам самого главного – возможности объективной оценки их стоимости, то есть возможности понять, какие запасы сегодня востребованы, а какие нет.

Попытка внедрить экономические категории в классификацию запасов на практике была предпринята в 1997–2005 годах, но оказалась неудачной. Таким образом, учёт запасов по экономическим параметрам в России до сих пор отсутствует. На деле же это значит, что государство формирует свои перспективные программы, базируясь на балансовых запасах, а компании планируют свою деятельность, опираясь на данные международного аудита.

При этом, как правило, западные аудиторы занижают наши запасы минимум на 30 процентов. Сегодня нами разработана новая классификация, которая приближена к международным требованиям, мы планируем до конца текущего года ввести её в действие.

Наличие современной классификации, учитывающей экономические параметры, даст возможность компаниям и государству работать в одном информационном пространстве и строить взаимосогласованные прогнозы развития отрасли, а наша страна будет занимать не восьмое место по доказанным запасам нефти, а третье, что соответствует действительности.

Не менее важный вопрос, который предлагается обсудить сегодня, это снятие грифа секретности с данных по балансу запасов. 95 процентов всех запасов нефти и газа находятся на балансе ВИНК, которые ежегодно заказывают зарубежным компаниям международный аудит запасов, при этом передавая исходные данные. Получается, что внутри страны информация о запасах – это государственная тайна, а за рубежом – уже давно нет. Данные ограничения создают большие трудности при работе как для нас, так и для недропользователей, в связи с чем, уважаемый Владимир Владимирович, прошу поддержать данную инициативу.

В своём докладе остановлюсь на состоянии сырьевой базы нефти и газа – наиболее важных для экономики России полезных ископаемых. Россия обладает уникальными газовыми ресурсами, значительная часть которых сконцентрирована в гигантских по запасам месторождениях на Северо-Западе, в Западной Сибири. В целом ситуация в газовой отрасли вполне благоприятная.

Если там и есть проблемы, то они находятся в сфере маркетинга и геополитики. Что же касается сырьевой базы, то она не накладывает ограничения на добычу и позволяет не только удерживать достигнутые в России объёмы производства, но и нарастить их по меньшей мере до 800 миллиардов кубических метров.

Иная ситуация с нефтью. В основном добывающем регионе страны – Ханты-Мансийском округе – начинают отчётливо прослеживаться тенденции в падении добычи в среднем на 1,5 процента в год. На сегодняшний день 95 процентов всех разведываемых запасов передано недропользователям, которые, как я покажу чуть позже, не всегда рационально их используют. Хочу заметить, что в России 96 процентов запасов и 84 процента ресурсов нефти сосредоточено на суше.

Одной из наиболее серьёзных проблем в нефтяной отрасли является невовлечение в добычу значительной части разведываемых запасов.

Во-первых, не все месторождения осваиваются. Лишь 82 процента разведываемых запасов нефти введено в разработку.

Во-вторых, даже на осваиваемых месторождениях есть неразрабатываемые залежи, и их много. Это наш резерв первой очереди. Многие месторождения разрабатываются с неоптимальными темпами отбора. Низкие темпы отбора – менее одного процента. Это ещё один резерв добычи, который необходимо использовать.

На этом слайде показано, как недропользователи не выполняют свои же обязательства, прописанные в проектах разработки месторождений. В последние годы разница между фактической добычей жидких углеводородов в стране и проектной добычей увеличивается. В 2012 году она составила более 65 миллионов тонн, а это, по нашим оценкам, потери бюджетной системы страны в объёме 900 миллиардов рублей в одном только 2012 году.

Я не буду говорить о причинах такого расхождения, но вывод ясен. Во-первых, мы должны изменить подход к принятию проектных решений по разработке месторождений. Во-вторых, необходимо усилить контроль за соблюдением недропользователями своих же проектов. И это ещё не все проблемы, связанные с нерациональным пользованием недр.

Ситуация с приростами запасов нефти, показанная на этом слайде, на первый взгляд, вполне благополучная: в последние пять лет мы приращиваем больше, чем добываем. Но за счёт запасов новых месторождений и залежей компенсируется не более 15–20 процентов текущей добычи, все остальные приросты – это либо доразведка разрабатываемых месторождений, либо переоценка запасов с увеличением коэффициента извлечения нефти.

Вещи эти, безусловно, важные, но новых открытий они не заменят. Такое положение с приростом запасов объясняется просто: объёмы поисково-разведочного бурения сократились почти с 2 миллионов в 2001 году до 1170 тысяч погонных метров проходки в 2011 году. Для обеспечения расширенного прироста запасов нефти необходимо увеличивать объёмы бурения в 2,5 раза.

Не обязывают к проведению геологоразведочных работ и действующие лицензионные соглашения. Сегодня лишь 21 процент лицензий содержит обязательства по проведению геологоразведочных работ. За последние 10 лет число таких лицензий уменьшилось на треть. Практически полностью прекращены работы на малоизученных территориях, вдали от развитой инфраструктуры.

В результате за последние 20 лет в России не был подготовлен ни один новый район нефтедобычи. На данном слайде отчётливо видна закономерность: чем меньше у компании запасов, тем эффективнее она их использует и имеет больше поисковых лицензий.

На следующем слайде, который мне представляется ключевым в сегодняшнем докладе, показан возможный сценарий добычи нефти в России до 2030 года. Если не вводить в эксплуатацию неразрабатываемые месторождения и залежи, а оставить всё как есть, после 2020 года добыча начнёт снижаться, и к 2030 году может сократиться до 360 миллионов тонн.

Ввод в эксплуатацию неразрабатываемых залежей на введённых в разработку месторождениях, а это порядка 2,1 миллиарда тонн, представляющих разведанные запасы, может ежегодно добавить дополнительно до 40 миллионов тонн добычи. Вовлечение в разработку неэксплуатируемых месторождений, а это ещё примерно 3,1 миллиарда тонн, позволит дополнительно добывать ещё более 50 миллионов тонн.

Необходимость внедрения современных технологий нефтедобычи ни у кого не вызывает сомнения. При увеличении коэффициента извлечения с сегодняшних 38 процентов до вполне скромных по мировым меркам 42 процентов мы сможем дополнительно добывать ещё 30 миллионов тонн.

А ведь у нас есть ещё более 10 миллиардов тонн предварительно оценённых запасов категории С2. Здесь потенциал добычи составляет ещё порядка 100 миллионов тонн. Таким образом, просто добившись эффективного использования уже имеющейся сырьевой базы, мы сможем в период как минимум до 2030 года не только поддерживать достигнутые уровни добычи, но и существенно их превзойти.

В связи с рассмотренным сценарием необходимо остановиться на проблеме трудноизвлекаемой нефти, доля которой в российских разведывательных запасах разными экспертами и нефтяными компаниями оценивается от 50 до 67 процентов. По данным Государственного баланса, запасы нефти, на которые сегодня уже распространяются льготы в соответствии с Налоговым кодексом, не столь велики и составляют менее 2 миллиардов тонн категорий А, В, С1 и менее 1 миллиарда тонн категории С2. Это всего 11 процентов от всех запасов, поэтому проблема трудноизвлекаемых запасов, как нам кажется, сильно преувеличена.

Несмотря на столь оптимистичные прогнозы, вести геологоразведочные работы необходимо. Во-первых, самые радужные предсказания могут и не сбыться, и к этому надо быть готовым.

Во-вторых, мы отчётливо понимаем, что сегодняшняя добыча нефти в России ведётся из запасов, которые были разведаны в 60-е и 80-е годы прошлого века. И так не может продолжаться бесконечно.

Где же нам сосредоточить свои усилия? Почти 60 процентов запасов нефти разведано в Уральском федеральном округе, здесь же локализована значительная часть ресурсов. Поэтому, несмотря на довольно высокую выработанность запасов, этот округ в обозримой перспективе останется главным добывающим регионом в России. И именно здесь, в Западной Сибири, мы считаем необходимым сосредоточить основные объёмы геологоразведочных работ.

Мы предлагаем сконцентрировать усилия на пяти нефтеперспективных зонах. Три из них находятся в Западной Сибири, одна – в Восточной Сибири и одна – в Предкаспии. По нашим расчётам, в пределах этих пяти зон, затратив примерно 65 миллиардов рублей бюджетных средств, можно рассчитывать на выявление запасов нефти категории С1, С2 более 1,8 миллиарда тонн и ресурсов категории С3 – 1,7 миллиарда тонн. Это позволит дополнительно добывать ежегодно порядка 60 миллионов тонн нефти.

Что же касается российского шельфа – малоизученного обширного пространства. В настоящее время компании «Роснефть» и «Газпром» уже приступили к реализации проектов в Баренцевом и Карском морях. Главной задачей здесь является объединение усилий компаний и государства для завершения геологического изучения арктического шельфа России. Более подробно о проблемах шельфа расскажет в своём докладе Сергей Иванович Кудряшов.

Таким образом, для эффективного развития российской сырьевой базы необходимо.

Первое. Ускорить ввод в действие новой классификации запасов и ресурсов полезных ископаемых, построенных на геолого-экономических принципах и позволяющие оценивать не только количество, но и качество сырьевой базы.

Второе. Внести изменения в постановление Правительства Российской Федерации № 210 от 2 апреля 2002 года, исключив из списка сведений, составляющих государственную тайну, данные о балансовых запасах месторождений полезных ископаемых.

Третье. Ввести государственную экспертизу проектных документов на разработку месторождений с внесением соответствующих изменений в нормативную базу.

Четвёртое. Разработать и ввести в действие регламенты на проектирование и разработку месторождений полезных ископаемых, которые должны стать обязательными для исполнения.

Пятое. Организовать государственный мониторинг за разработкой месторождений углеводородного сырья из стратегических видов твёрдых полезных ископаемых.

Шестое. Провести актуализацию лицензионных соглашений в части закрепления обязательств недропользователя за проведением геологоразведочных работ, обеспечивающих перевод ресурсов категорий С3 и запасов категорий С2 в промышленные запасы, и дополнение условий лицензионных соглашений геологическими отводами с целью изучения нижележащих горизонтов.

Седьмое. Активизировать геологоразведочные работы на нефть за счёт средств федерального бюджета, сконцентрировав их в малоизученных перспективных регионах страны.

Восьмое. В целях стимулирования поисково-разведочных бурений внести изменения в Градостроительный, Земельный и Лесной кодексы Российской Федерации, направленные на снятие административных барьеров при оформлении разрешительной и проектной документации на строительство параметрических, поисково-оценочных и разведочных скважин.