Формула подсчета запасов нефти объемным способом

Бизнес и финансы

БанкиБогатство и благосостояниеКоррупция(Преступность)МаркетингМенеджментИнвестицииЦенные бумагиУправлениеОткрытые акционерные обществаПроектыДокументыЦенные бумаги — контрольЦенные бумаги — оценкиОблигацииДолгиВалютаНедвижимость(Аренда)ПрофессииРаботаТорговляУслугиФинансыСтрахованиеБюджетФинансовые услугиКредитыКомпанииГосударственные предприятияЭкономикаМакроэкономикаМикроэкономикаНалогиАудитМеталлургияНефтьСельское хозяйствоЭнергетикаАрхитектураИнтерьерПолы и перекрытияПроцесс строительстваСтроительные материалыТеплоизоляцияЭкстерьерОрганизация и управление производством

Особенности налогообложения отдельных полезных ископаемых

Приведем некоторые нюансы исчисления налога, поясняющие применение статей гл. 26 НК РФ.

Нефть

Облагается налогом очищенная от воды, солей, стабилизированная (сырая нефть, не закипающая при нормальных значениях давления и температуры). Применяется специфическая ставка, за тонну. Она уточняется умножением на коэффициент цены — Кц, описывающий изменение мировых нефтяных цен. Кц публикуется в информационных письмах ФНС. Например, в мае текущего года применялся коэффициент 13,9764 (док. СД-4-3/11375 от 13/06/19 г.), и налоговая ставка нефти 919 руб. за т. корректировалась исходя из него. Скорректированная ставка составила 12844,3116 руб./т.

Можно исчислить значение коэффициента самостоятельно, применяя формулу
Кц = (Ц — 15) x Р / 261, где Ц – средняя цена нефти «Юралс» в долл. за баррель, Р — средний курс доллара.

В расчете участвует и сложный показатель, учитывающий особенности нефтедобычи, – Дм. Его расчету посвящена отдельная статья НК – 342.5. Дм уменьшает полученное при умножении ставки и Кц значение.

Газ и конденсат

Берется в расчет твердая ставка. Она умножается на показатель Еут – значение единицы условного топлива и Кс – коэффициент, показывающий степень сложности добычи указанных ПИ.

Если говорить о конденсате газа, то применяется еще и показатель Ккм – корректирующего характера – ставку по конденсату необходимо умножить на него. Расчеты по природному газу предполагают, что произведение базовой ставки, Еут и Кс увеличивается (суммированием) на показатель транспортных затрат Тг.

Методики расчета и пояснения к ним можно найти в ст. 342.4 НК. Как уже отмечалось, по газу, конденсату и нефти могут применяться ставки 0% согласно ст. 342-1 НК.

Уголь

Ставка по нему в рублях за тонну, учитываются и дефляторы — коэффициенты, устанавливающиеся приказами Минэкономразвития поквартально, по разновидностям углей.

НДПИ можно уменьшить на затраты, касающиеся охраны труда (ст.343.1 НК). Они берутся как налоговый вычет по НДПИ или входят базу по налогу на прибыль (гл. 25 НК). Указанная статья предполагает применение коэффициента Кт при исчислении предельного вычета по налогу. Он учитывает насыщенность пласта метаном и степень опасности самовозгорания угля. Расчет показателя делается по правилам, утверждаемым Правительством (№462 от 10/06/11 г.). Сумма налога умножается на этот коэффициент, по местам добычи ПИ. Предельная величина Кт — 0,3.

Драгметаллы

Они учитываются согласно:

ФЗ-41 от 26/03/98 г.«О драгметаллах»;
правительственному постановлению №731 от 28/09/2000 г.

В указанных документах содержатся правила учета, хранения этого вида ПИ, подготовки отчетности по ним. Добытые драгметаллы оцениваются исходя из реализационных цен на химически чистый металл (без НДС), уменьшенных на затраты по очистке от примесей, доставки до потребителя.

Если в текущем периоде информация о ценах отсутствует, берутся расчеты за предыдущие месяцы. Стоимость единицы добытого ПИ определяется с учетом доли химически чистого драгметалла в единице добытого ПИ и стоимости единицы очищенного металла.

Иными словами, стоимость единицы добытого ПИ = доля чистого металла в добытом ПИ (в нат. измерителях) * стоимость проданного чистого металла (исключая НДС) – затраты на очистку (аффинаж) – транспортные издержки /количество проданного металла.

Налоговая база – стоимость добытого драгметалла, рассчитывается умножением стоимости единицы добытого ПИ на объем его добычи. Особенности исчисления отражают ст. 339 (п. 4, 5), 340 (п. 5) НК РФ.

При расчетах может использоваться коэффициент территории добычи (Ктд). Его размеры определяют ст. 342.3, 342.3-1 НК РФ. Ктд связан со статусом территории опережающего экономразвития и резидентами-добытчиками на этих территориях (ФЗ-473 от 29/12/14 г.) либо со статусом участника инвестиционного проекта в регионе (ст. 25.8 НК РФ).

Слайд 29 Определение параметров подсчета При горизонтальном ВНК (или ГВК)

карты, имеющим отметку контактов. В массивной залежи проводится только внешний

контур на карте поверхности кровли пласта.

В случае наклонного контакта предварительно составляется карта его поверхности. Затем она совмещается с картами поверхности кровли и подошвы коллекторов пластовых залежей или с картой поверхности кровли коллекторов массивной залежи. Через точки с одинаковыми отметками на каждой паре обеих совмещенных карт проводятся внешние и внутренний контуры нефте(газо)-носности. После этого для пластовых залежей внутренний контур переносится на карту поверхности кровли коллекторов продуктивного пласта.

Геологи

Ширяев Валентин Петрович
Факты жизни Обручева Владимир Обручев
Два открытия Сергея Обручева
Амарский Вадим Георгиевич, известный полевик-геолог

Заочное обучение

Методика обучения взрослых: особенности лекционной формы подачи материала по гуманитарным дисциплинам (для заочного отделения)
Ретроспективный анализ проблемы заочного образования в России
Реферат по использование дистанционного образования в ГОУ МГИУ

Месторождения в России

Метаморфогенная серия. Метаморфизованные и метаморфические месторождения. Лекция
Скарновые месторождения. Лекция
Хемогенные осадочные месторождения. Лекция
Инженерно-геологические критерии устойчивости богатых железных руд в подземных выработках яковлевского месторождения КМА – часть 1
Экологическая реабилитация установок кучного выщелачивания (на примере Сафьяновского месторождения) – часть 1
Совершенствование кислотных обработок высокотемпературных пластов нижнего олигоцена месторождения «Белый тигр»
Влияние состава сырья на характеристики готовой продукции Мыльджинского газоконденсатного месторождения. Выпускная аттестационная работа
Комплексное исследование состава и структурных особенностей породообразующих минералов бентонитовых глин Миллеровского месторождения
Минералого-петрографические особенности жадеита Лево-Кечпельского месторождения Полярного Урала
Минералого-геохимические особенности пород и руд золото-серебряного месторождения роговик

Направления:АгробизнесИнформационные сетиБизнес в строительствеЗакрытые Акционерные Общества (ЗАО)Индивидуальное предпринимательствоИндивидуальные предприятияИнвестиционные программыИнвестиционные товариществаКооперативМалое предпринимательствоОбщества с дополнительной ответственностью (ООО)Общества с ограниченной ответственностью (ООО)Открытые акционерные обществаСемейные предприятияСреднее предпринимательствоТовариществоФинансы и банковские услугиХозяйственные партнерстваПрофессии

Профессии

НДПИ в налогом законодательстве

Согласно НК РФ полезное ископаемое — это продукт горнодобычи и карьерной разработки, содержащийся в минеральном сырье. Продукция должна соответствовать стандарту.

Добыча полезных ископаемых лицензируется государством. Организации и ИП, получившие такое разрешение на пользование недрами, ставятся в ФНС на особый учет не позднее 30 дней после получения. По общему правилу регистрация добытчика ископаемого сырья производится по месту нахождения участка недр. Если же он расположен вне территории страны, плательщик налога ставится на учет по месту его нахождения.

Облагаются полезные ископаемые (ПИ), по тексту ТК РФ, ст. 336:

добытые на территории России;
извлеченные из отходов добычи (если на такое извлечение нужна лицензия);
добытые за границей (если участок под юрисдикцией РФ, арендуется у государств, используется по международному договору).

Не облагаются:

распространенные ПИ (песок, мел, некоторые глины);
подземные воды, если их добыл ИП для личных нужд;
минералы в коллекции;
добытые ПИ, если производились работы с охраняемыми геологическими объектами;
ПИ из отходов, отвалов, находящихся в собственности, если налог уже рассчитывался при добыче, и др.

Добытые полезные ископаемые облагаются по ставкам двояко:

в процентах (адвалорная);
в рублях за тонну (специфическая, твердая).

Соответственно, процентные играют роль, если база выражена в стоимостном эквиваленте, а твердые имеют отношение к натуральному количественному базовому показателю добычи. «Количественная» база применяется к газу, нефти, углю, газоконденсату, многокомпонентным рудным ПИ Красноярского края. Это положение не касается новых месторождений в море. «Стоимостная» охватывает остальные ПИ, нефть, газ (и конденсат), уголь из новых морских мест добычи.

Льгот по этому налогу нет. Однако фактически льготой можно считать нулевую ставку НДПИ, имеющую отношение (по тексту ст. 342, п. 1) к:

нормативным потерям ПИ (они определяются правительственным постановлением №921 от 29/12/01 г.);
попутному газу;
разработке некондиционных, низкокачественных ПИ, списанных;
водам, содержащим полезные ископаемые, добываемым попутно с другой добычей ПИ или при осуществлении подземных работ;
минеральным водам, прямо используемым в лечении, без продажи;
подземным водам для полива сельхозкультур;
вскрышным слоям, покрывающим слой ПИ, вмещающим ПИ породам;
нормативным отходам горнодобычи и переработки.

Кроме того, в определенных условиях и к определенным ПИ при расчете налога могут применяться понижающие коэффициенты. Налоговые вычеты, предусмотренные ст. 343.2 для ХМАО, Башкортостана и др., тоже можно отнести к фактическим льготам.

По каждому ПИ делается отдельный расчет. Ставки приведены в ст. 342 НК РФ. Налоговый период — месяц.

С началом фактической добычи возникает обязанность декларировать налог. Расчет подается месту нахождения, по месту жительства (ст. 345 НК РФ), не позже последнего числа последующего месяца. Формируется декларация помесячно, без нарастающего итога. Уплачивается налог до 25 числа последующего месяца, по месту расположения участков добычи, а если они находятся за пределами страны – по месту нахождения юрлица, жительства ИП.

Кстати говоря! Минфин предлагает повысить НДПИ в 2020 году. Такая мера, по мнению чиновников, поможет удерживать цены на бензин на приемлемом для потребителей уровне.

1.2.2 Объемный метод

По аналогии с подсчетом запасов
нефти объемный метод подсчета запасов
газа основан на геометрических представлениях
о газоносном пласте и на данных его пористости,
нефтенасыщенности и отдачи нефти. Его
сущность заключается в определении объема
свободного газа, приведенного к стандартным
условиям, в насыщенных им объемах пустотного
пространства пород-коллекторов залежи.

Общая формула для объемного
метода подсчета запасов газа:

Q_г = F * h_эф.г
* m * k_г * f * (P_о*α_о – P_к*
α_к) * η_г

где

Q_г– извлекаемые запасы газа
на дату расчета, м3;

F – площадь в пределах контура
газоносности, тыс.м2;

h_эф.г– эффективная газонасыщенная
толщина, м;

m – открытая пористость, д.ед.;

f – поправка на температуру для приведения
объема газа к стандартным условиям:

, где Т = 273°С, t_ст = 20°С

k_г – коэффициент газонасыщенности,
д.ед.

Р – среднее абсолютное давление в залежи
на дату расчета;

Р_к — остаточное абсолютное давление
в залежи при давлении на устье Р_ст
= 0,1 МПа;

, где Н – глубина центра
тяжести залежи, ρ – плотность
газа по воздуху;

α, α_к — поправки на отклонение реальных
газов от закона Бойля-Мариотта (поправска
на сверхсжимаемость) при давлениях Р,
Р_к соответственно:

, где Z коэффициент сверхсжимаемости;

η_г –
коэффициент газоотдачи.

Для подсчета запасов газа этим методом
необходима следующая информация:

- коллекторские свойства пласта;
- условия распределения в пласте газа и границы залежи;
- физические особенности газа, его поведение
  в процессе изменения давления и температуры;
- пластовые давления и температуру;
- химический состав газа и процентное содержание отдельных составляющих его компонентов.

Слайд 41 Объемный метод. Литологически ограниченные В случае литолого-фациального замещения

в непродуктивных скважинах пласт представлен плохо проницаемыми породами.
Пласты:

а- выклинивающийся по восстанию; б — с уменьшающейся общей толщиной

и литолого-фациальным замещением; в -с выдержанной общей толщиной и литолого-фапиальным замещением.
Границы: 1-выклинивания пласта, 2-литолого-фациального замещения пласта; 3-плохо проницаемые породы; 4-нефть; 5-вода; скважины:
6-продуктивные, 7-без притока, 8-давшие воду; контуры нефтеносности: 9- внешний, 10-внутренний; 11-изолинии hн.эф; 12-границы площади с запасами категории C1; цифры у скважин: верхняя — номер скважины, средняя — общая толщина пласта, нижняя — эффективная нефтенасыщенная толщина; объемы нефтенасыщенных коллекторов в зонах:
Vнз- нефтяной, V внз — водонефтяной.

Справочная информация

ДокументыЗаконыИзвещенияУтверждения документовДоговораЗапросы предложенийТехнические заданияПланы развитияДокументоведениеАналитикаМероприятияКонкурсыИтогиАдминистрации городовПриказыКонтрактыВыполнение работПротоколы рассмотрения заявокАукционыПроектыПротоколыБюджетные организацииМуниципалитетыРайоныОбразованияПрограммыОтчетыпо упоминаниямДокументная базаЦенные бумагиПоложенияФинансовые документыПостановленияРубрикатор по темамФинансыгорода Российской Федерациирегионыпо точным датамРегламентыТерминыНаучная терминологияФинансоваяЭкономическаяВремяДаты2015 год2016 годДокументы в финансовой сферев инвестиционной

1 Категории запасов перспективных и прогнозных ресурсов нефти и газа и их назначение

Масса нефти и конденсата и объем газа на дату подсчета в выявленных, разведанных и разрабатываемых залежах, приведенные к стандартным условиям, называются запасами.

На подсчитанную величину запасов влияют объем и качество информации, полученной при поисковых разведочных работах и разработке, а также применяемые методы подсчета. Если объем и качество информации, получаемой по выявленным залежам в процессе поисков, разведки и разработки, увязать с определенными стадиями изученности залежей, то станет понятной сущность разделения запасов на категории.

Наряду с выявленными залежами, скопления углеводородов (УВ) могут содержаться в предполагаемых залежах в продуктивных, но не вскрытых бурением пластах на установленных месторождениях или на подготовленных к бурению площадях, а также в литолого-стратиграфических комплексах с доказанной и предполагаемой нефтегазоносностью в пределах крупных геоструктурных элементов.

Масса нефти и конденсата и объем газа на дату оценки, приведенные к стандартным условиям, в указанных выше объектах называются ресурсами.

Ресурсы по степени обоснованности разделены на категории, образующие с категориями запасов единый ряд А-D. Четкое разграничение ресурсов от запасов является свидетельством более низкой степени изученности и обоснованности, а, в конечном счете, и достоверности ресурсов.

Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на разведанные – категории А, В, С₁ и предварительно оцененные – категория С₂. Ресурсы этих же полезных ископаемых и содержащихся в них компонентов по степени их изученности и обоснованности подразделяются на перспективные – категория С₃ и прогнозные – D₁ и D₂.

Запасы полезных компонентов, содержащихся в нефти и газе в промышленных количествах, а также их перспективные и прогнозные ресурсы соответственно подсчитываются и оцениваются по тем же категориям и в тех же границах, что и содержащие их полезные ископаемые.

Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, подразделяются на две группы, подлежащие самостоятельному подсчету и учету:

Балансовые – запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически целесообразно.

Забалансовые – запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически нецелесообразно или технически и технологически невозможно, но которые в дальнейшем могут быть переведены в балансовые.

В балансовых запасах нефти, растворенного газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, подсчитываются и учитываются извлекаемые запасы.

Извлекаемые запасы – часть балансовых запасов, которая может быть извлечена из недр при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом допустимого уровня затрат и соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.

1.2.1 Метод по падению давлений

Подсчет запасов газа по методу падения
давлений производится на основе предположения
о постоянстве количества газа, извлекаемого
в м3 на каждые 0,1МПа падения давления во
все периоды разработки залежи.

Таким образом, если на первую дату (с
начала разработки) из газовой залежи
было добыто Q₁ объемов газа и
давление в залежи составляло P₁,
а на вторую дату (с начала разработки)
было добыто Q₂ объемов газа и давление
в залежи равно Р₂, то за период разработки
от первой до второй даты на 0,1 МПа падения
давления добыча составила в м3:

Q =

Полагая, что в дальнейшем при
падении давления до некоторой конечной
величины Рк будет добываться то же
количество кубических метров газа на
0,1МПа снижения давления, с учетом поправок α₁, α₂ на сверхсжимаемость
реальных газов, получим формулу промышленных
запасов газа в м3:

В случае напора воды учитывается
вытесненное ею количество газа Q’, а
остаточное давление учитывать нет
необходимости. Тогда формула принимает
вид:

Данный метод не требует знаний
площади, толщины и пористости газоносного
горизонта. Однако во избежание погрешностей
в расчетах при больших различиях давлений
в скважинах метод по падению давлений
следует использовать только для единичной
залежи газа, не разбитой на отдельные
самостоятельные участки. Также данный
метод применяется для залежей, в которых
доказано отсутствие промышленных запасов
нефти или когда намечается одновременная
эксплуатация газа и нефти, а также по
пластам, в которых отсутствует резко
выраженный активный напор краевых вод.

Для применения метода необходимы следующая
информация:

- уточтенные данные о количестве газа, извлеченного за определенные периоды вермени;
- все сведения о результатах замеров образцовыми манометрами пластовых давлений по скважинам за те же периоды времени;

- обоснование величины среднего пластового давления на дату подсчета запасов;
- сведения о режиме работы горизонта и динамике продвижения контура водоносности.

Слайд 5 Поры – пустоты

(межгранулярная); коллектор — поровый, межзерновой (межгранулярный).

Каверны – пустоты, возникающие в результате растворения цемента, выщелачивания каких-либо минералов; особенно характерны для карбонатных пород. Размеры каверн различны. Биопустоты – внутриформенные (пустоты в раковинах – камеры аммонитов, фораминифер, коралловые скелеты и др.) и межформенные (пустоты между раковинами в известняках-ракушняках). Трещины – разрыв сплошности пород — литогенетические и тектонические; подразделяются по протяженности и раскрытию: менее 0,1 мм – микротрещины, более 0,1 мм – макротрещины.

1.1.2 Метод материального баланса (ММБ)

ММБ основан на изучении изменения
физических параметров жидкости и газа,
содержащихся в пласте, в зависимости
от изменения давления в процессе разработки.
Соотношения между объемами добытой нефти,
газа, воды и теми объемами, которые они
занимали в пластовых условиях до их извлечения,
учитываются с помощью уравнений материальных
балансов, в которые входят в качестве
неизвестных первоначальные запасы
нефти и газа. Общее уравнение материального
баланса:

Qн = Qи + Qн.ост. = const,

где

Qн – начальные запасы нефти;

Qи – накопленная добыча
нефти;

Qн.ост. – остаточные
запасы нефти в залежи.

Для применения уравнений материальных
балансов требуется изучение пласта с
самого начала разработки, в частности,
должны быть определены следующие параметры
залежи:

- начальное пластовое давление;
- текущее пластовое давление, замеренное с определенной периодичностью;
- давления насыщения нефти газом;
- физико-химические свойства нефтей и газов: плотность в поверхностных и пластовых условиях, коэффициенты сжимаемости в различных диапазонах давлений, объемные коэффициенты, растворимость, компонентный состав;
- добыча нефти, газа, воды по всем скважинам;
- средний начальный и средний эксплуатационный газовые факторы, учет добычи растворенного газа;
- физико-химические свойства пластовой воды (глубинные пробы воды из законтурной
  области);
- сжимаемость пород-коллекторов.

1.1.3 Объемный метод

Объемный метод основан на геометрических
представлениях о нефтеносном пласте
и на данных его пористости, нефтенасыщенности
и отдачи нефти. Его сущность заключается
в определении массы нефти, приведенной
к стандартным условиям, в насыщенной
ею объемах пустотного пространства пород-коллекторов
залежи.

Общая формула для объемного метода
подсчета запасов нефти:

Q_геол.= F * h_эф.н
* m * K_н* Θ * ρ_н

где

Q_геол.
– геологические запасы нетфи;

F – площадь, тыс.м2;

h_эф.н
– эффективная нефтенасыщенная толщина;

m – открытая пористость;

K_н – коэффициент нефтенасыщенности,
доли.ед.;

Θ – пересчетный коэффициент
в стандартные условия, доли ед.;

ρ_н – плотность нефти,
т/м3.

Объемный метод может быть использован
при любом режиме работы нефтяного пласта
и на любой стадии его разведанности.

Для применения метода необходимы следующая
информация:

- структурная карта по кровле пласта
  с обозначением категорий запасов, результатов
  опробования или пробной эксплуатации
  скважин;
- фактические данные по скважинам
  об эффективной толщине пласта и его пористости,
  а также средние величины для подсчета
  (с описанием методики и исходных данных);
- данные анализов нефти (в том числе,
  об усадке нефти при извлечении ее на поверхность
  и газовом факторе);
- фактические данные опластовом давлении,
  давлении насыщения, составе растворенного
  газа, температуре пласта;
- данные о режиме залежи, типе коллектора
  и его свойствах.

В таблице 1 приведены рекомендации
по выбору метода подсчета запасов
нефти в зависимости от режима
залежи.

Таблица 1

Режим залежи	Метод подсчета запасов нефти
Статистический	Метод материального баланса	Объемный метод
Водонапорный			+
Упруго-водонапорный	+	+	+
Газонапорный	+	+	+
Растворенного газа (газовой шапки)	+	+	+
Гравитационный			+

Слайд 54 Выделение категорий Границы запасов категории В1 устанавливаются:а) для

категории А – на расстоянии равном двойному шагу эксплуатационной сетки

— 2L от линии, проходящей через крайние скважины, или 1,5L от границы категории А в сторону неизученной части залежи;б) для частей залежи разрабатываемого месторождения, разбуренных поисковыми, оценочными, разведочными скважинами, давшими промышленные притоки нефти или газа при опробовании в колонне, или опробованными испытателем пластов в процессе бурения– на расстоянии, равном двойному шагу эксплуатационной сетки — 2L от скважины в сторону неизученной части залежи; отдельно расположенные не опробованные разведочные скважины в категорию В1 не включаются

Методы подсчета запасов нефти и газа

На сегодняшний день есть абсолютно разные методы подсчета запасов нефти и газа: детерминистский и вероятностный. Первый основывается на извлеченной инженерной, геологической и экономической информации. Для вычислений применяются единичные значения площади, пористости, мощности и так далее.

Вероятностный прием представляет собой статистический анализ полученных геологических, экономических и инженерных данных, во время которого запасы вычисляются по графику кривых распределения.

В Российской Федерации наиболее распространен детерминистский прием, в результате которого выявляется единое значение резервов. Это самый понятный способ, однако и наиболее ошибочный.

Поэтому все чаще применяются аналитические методы подсчета запасов газа и нефти:

Способ аналогий. Основывается на предположении о соответствии исследуемого пласта его аналогам по свойствам пород и флюидов.
Объемный прием. В основе лежит применение информации о характеристиках пород и флюидов для вычислений размеров начальных геологических резервов и следующего за ними определения того фрагмента, который можно добыть в результате разработки.
Прием материального баланса. Базируется на изучении динамики колебаний давления в пласте во время отбора из него флюидов.
Метод изучения показателей эксплуатации. Основывается на исследовании изменения темпа отбора и фазовой структуры добываемых веществ в соответствии с временем и величиной производства.

Подсчет запасов объемным методом

Из перечисленных приемов чаще всего используется объемный метод вычисления резервов. В рамках каждого способа составляются схемы подсчета запасов нефти и газа, благодаря которым можно проводить последующие исследования.

Выбор методов вычисления резервов нефти основывается на количестве известных параметров, коэффициентах изученности месторождения, режимах действия залежи, объектах вычисления и так далее. Объемный прием является наиболее универсальным приспособлением для изучения залегания черного золота.

Подсчет запасов нефти объемным способом основывается на выявлении объема пор пласта, которое проводится путем исследования размеров слоя нефти и пористости составляющих его пород

Во внимание берется как общее количество нефти, так и то, которое возможно добыть во время эксплуатации. Существует несколько формул для извлечения данных параметров

Подсчет запасов газа объемным методом заключается в том, что проводится определение объема порожнего пространства пласта в границах залегания голубого топлива и его шапки. Количество резервов газа зависит от давления и температуры пласта.

Несмотря на то, что объемный прием вычисления резервов нефти и газа является наиболее правдивым и распространенным, другие способы также активно применяются на практике.

Метод материального баланса подсчета запасов

Например, метод материального баланса подсчета запасов горючих полезных ископаемых. Согласно данному приему количество нефти или газа, которое содержится в месторождении, определяется путем исследования их физических характеристик в соответствии с изменением давления в пластах в течение разработки залежей. Вычисление начальных объемов горючих полезных ископаемых способом материального баланса основывается на принципе сбережения материи.

Подсчет запасов газа методом падения давления происходит с использованием зависимости между объемом голубого топлива, которое отбирается в разные временные периоды, и падением давления в пласте.

Известно, что объемы черного золота с течением времени изменяются. Это происходит по разнообразным причинам: уменьшение запасов, изменение подходов добычи, экономические проблемы и так далее. Поэтому проводить подсчет запасов нефти необходимо довольно часто. Следовательно, процессы вычислений с каждым годом все более усовершенствуются.

2 Общие исследования для подсчета запасов нефти и газа

Геологические исследования включают: проведение геолого-съемочных работ с составлением геологических карт различных масштабов, бурение скважин разного назначения и обработку полученной информации о строении и свойствах продуктивных пластов, а также параметрах залежей и местоскоплений нефти и газа.
Дистанционные методы: аэрокосмические методы позволяют значительно сократить объем дорогостоящих геолого-съемочных и буровых работ, а также детализировать строение регионов и площадей.
Геофизические методы: гравиметрическая съемка, электроразведка методами теллурических токов, сейсморазведка по профилям методами глубинного сейсмического зондирования преломленных и отраженных волн.
Геофизические исследования скважин: радиометрия – изменение естественной радиоактивности пород, электрометрия, кавернометрия.
Геохимические методы: газовая съемка, битумно-люминесцентный, радиохимический, микро бактериальный, газовый каротаж.
Гидрогеологические исследования: замер давлений на устье и забое скважин, измерение температуры, отбор глубинных проб.
Геотермические исследования проводятся с целью изучения теплового поля при тектоническом районировании территорий, при прямых поисках скоплений УВ.
Математические методы, ЭВМ и программирование. С помощью ЭВМ можно быстро и просто создавать и корректировать графические модели нефтегазовых объектов, а с помощью встроенного микропроцессора обсчитывать их объем, площадь.

1.1.1 Статистический метод

Основывается на изучении статистических
сведений о добыче нефти за прошлые
годы и построения соответствующих
кривых, характеризующих закономерность
изменения дебита в зависимости от тех
или иных факторов. Характер этих закономерностей
прослеживается при изучении статистических
сведений о добыче нефти.

Данный метод основан на изучении
кривых падения дебита скважин.
Построение кривых основывается на изучении
статистического материала о добыче прошлых
лет. Выявленными закономерностями руководствуются
при построении кривых и их экстраполяции
на будущее время для определения возмжной
добычи и расчета запасов нефти. Применяемое
соотношение:

Qн * t = a” * t — b”,

где

a” – угловой коэффициент
наклона прямой;

b” – свободный член уравнения;

Qн – извлекаемые запасы нефти.

В настоящее время статистический
метод применяется в основном
лишь для старых месторождений, находящихся
на поздней стадии эксплуатации.

Данный метод
можно использовать при наличии
таких фактических данных по эксплуатации
скважин и отдельных пластов,
которые отражают естественную отдачу
пласта в определенных условиях его эксплуатации:

- данные о продолжительности эксплуатации нескольких
  скважин за период не менее года;
- материалы, обеспечивающие принятую схему разработки и намечаемый темп ввода скважин в эксплуатацию по годам;
- сведения о режиме работы залежей,
  их пластовых давлениях и динамике продвижения
  контуров водоносности.

Однако, в случае проведения мероприятий
по воздействию на пласт, а также
в случае дефектов эксплуатации или рационализации
эксплуатации (например, при ограничении
дебитов) применение статистического
метода ПЗ нецелесообразно.