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

Российская система классификации запасов основывается исключительно на анализе геологических признаков. Разведанные запасы представлены категориями A, B, и C1; предварительные оценочные запасы представлены категорией C2; потенциальные запасы представлены категорией C3; и прогнозные ресурсы представлены категориями D1 и D2. Запасы природного газа категорий A, B и C1 считаются полностью извлекаемыми. В отношении запасов нефти и газоконденсата заявленный коэффициент извлечения рассчитывается на основании геологических и технических факторов.

Запасы категории A рассчитаны со стороны залежи, разбуренной в соответствии с утвержденным проектом разработки месторождения нефти и природного газа. Они представляют собой запасы, которые были достаточно полно проанализированы для всестороннего определения типа, формы и размера залежи; уровня насыщенности углеводородами; типа коллектора; характера изменений в характеристиках коллектора; насыщенности углеводородами продуктивного пласта залежи; содержания и характеристик углеводородов и основных особенностей залежи, которые определяют условия ее разработки (способ операций, продуктивность скважины, пластовое давление, баланс природного газа, газоконденсата и сырой нефти, гидро- и пьезопроводности и другие характеристики).

Запасы категории B представляют собой запасы залежи (или ее части), содержание нефти и природного газа в которой определено исходя из промышленного дебита нефти и природного газа, добытого в скважинах на различных гипсометрических глубинах. Тип, форма и размер залежи; реальный уровень насыщенности нефтью и природным газом; глубина и тип коллектора; характер изменений в характеристиках коллектора; насыщенность нефтью и природным газом продуктивного пласта залежи; состав и характеристики сырой нефти, природного газа и газоконденсата по местным и стандартным условиям и другим параметрам, а также основные характеристики залежи, которые определяют условия ее разработки, были изучены достаточно подробно при составлении проекта разработки залежи.

Запасы категории B рассчитываются для залежи (или ее части), которая была разбурена либо в соответствии с проектом опытно-промышленной разработки в случае природного газа, либо по утвержденной технологической схеме разработки в случае нефтяного месторождения.

Категория C1 представляет запасы залежи (или ее части), содержание нефти или природного газа в которой определено исходя из промышленного дебита нефти или природного газа в скважинах (при этом некоторые скважины были исследованы при помощи пластоиспытателя) и положительных результатов геологической и геофизической разведки неразведочных скважин.

Тип, форма и размер залежи и структура пласта нефте- и газосодержащих коллекторов были определены по результатам разбуривания разведочных и добывающих скважин, а также при помощи тех методов геологической и геофизической разведки, которые выдержали полевые испытания в соответствующей зоне. Литологическое содержание, тип и характеристика коллектора, насыщенностью нефтью и природным газом, коэффициент вытеснения нефти и реальная глубина насыщенности нефтью и природным газом продуктивного пласта изучались при помощи бурового керна и материалов геофизической скважинной разведки. Состав и характеристики сырой нефти, природного газа и газоконденсата по местным и стандартным условиям изучались, исходя из данных опробования скважин. В случае залежи нефти и природного газа определялся коммерческий потенциал ее нефтеносной площади. Продуктивность скважины, гидро- и пьезопроводность пласта, пластовое давление, а также температуры и выход сырой нефти, природного газа и газоконденсата изучались, исходя из результатов опробования скважин и скважинной разведки. Гидрогеологические и геокриологические условия определялись по результатам разбуривания и сопоставления с прилегающими разведанными месторождениями.

Запасы категории C1 рассчитываются по результатам геологоразведочных работ и промышленного бурения и должны изучаться достаточно детально, чтобы получить данные, на основании которых составляется либо проект опытно-промышленной разработки в случае месторождений природного газа либо технологическая схема разработки в случае нефтяного месторождения.

Запасы категории C2 являются предварительными оценочными запасами залежи, рассчитанными на основании геолого-геофизического изучения неразведанных участков залежей, примыкающих к участкам месторождения, содержащего запасы более высоких категорий, а также неопробованных залежей разведанных месторождений. Форма, размер, структура, уровень, тип коллектора, содержание и характеристики залежи углеводородов определяются в общих чертах, исходя из результатов геологической и геофизической разведки и информации о более полно разведанных частях залежи. Запасы категории C2 используются для определения потенциала освоения месторождения и для планирования геологических, разведочных и добычных мероприятий.

Запасы категории C3 являются потенциальными запасами, подготовленными для разбуривания (i) ловушек в нефтегазоносной области, определенной методами геологической и геофизической разведки, опробованными для такой области, и (ii) пласта разведанных месторождений, которые обнаружились в результате разбуривания. Форма, размер и условия стратификации принятой залежи оцениваются по результатам геолого-геофизических исследований. Предполагается , что мощность, коллекторные характеристики пластов, состав и характеристики углеводородов аналогичны тем, что имеются на разведанных месторождениях. Запасы категории C3 используются при планировании поисково-разведочных работ в районах, известных как содержащие другие имеющие запасы месторождения.

Запасы категории D1 рассчитываются по результатам геологических, геофизических и геохимических исследований региона, а также по аналогии с разведанными месторождениями в оцениваемом регионе. Запасы категории D1 являются запасами литологического и стратиграфического комплексов, которые оцениваются в границах крупных региональных структур, которые, как подтверждено, содержат промышленные запасы нефти и природного газа.

Запасы категории D2 рассчитываются с применением принятых параметров на основании общей геологической концепции и по аналогии с другими в лучшей степени изученными регионами, имеющими разведанные месторождения нефти и природного газа. Запасы категории D2 являются запасами литологического и стратиграфического комплексов, которые оцениваются в границах крупных региональных структур, которые, по неподтвержденным данным, содержат промышленные запасы нефти и природного газа. Перспективы нефте- и газоносности этих комплексов оцениваются по результатам геологического, геофизического и геохимического изучения.

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. Мы привлекаем независимый научно-исследовательский институт к подготовке для нас таких отчетов.

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.