Қазақша:
Қазақстан Республикасының Мұнай және газ Қазақстан Республикасының Министерство нефти и газа Республики Казахстан министрлігі Энергетика және табиғат ресурстар Министрлігінің бұйрығымен бекітілген 1996 жылғы 13 тамыздағы N 99 Әділет министрлігінде 1998 жылғы 14 ақпан N 463 тіркелді.
Бұйрықтың күші жойылды - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрлігінің 2005 жылғы 27 қазандағы N 283 бұйрығымен.
Мұнай және табиғи көмірсутекті газ кен орындары қорларының мен болашақ және болжамдық ресурстарының СЫНЫПТАМАСЫ Ескерту.
Мұнай былай "газ" аталады.
Ескерту: Бұйрықтың күші жойылды - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрлігінің 2005 жылғы 27 қазандағы N 283   бұйрығымен .
Бұл сыныптама мұнай табиғи көмірсутекті газ (бос газ, мұнайүсті газы мен мұнайда еріген газдар) және конденсат қорлары мен ресурстарын зерделеудің (зерттеудің), олардың зерделену (зерттелу) дәрежесіне, игерілуіне және Республика экономикасы үшін маңызына қарай жер қойнауында мемлекеттік есепке алудың Қазақстан Республикасы бойынша бірыңғай қағидаларын орнатады.
Сыныптама қолданылып жүрген заңдылық негізінде Қазақстан Республикасы аумағында мұнай операцияларын жүргізетін, меншігінің тегіне (түріне), идаралық (ведомоствалық) қатыстығына және бағыныштылығына қарамай, барлық жер қойнауын пайдаланушылар үшін міндетті құжат болып табылады.
ҚР НҚА ЭББ-гі нақты құжатқа сілтеу QR-коды
1. Жалпы ұғымдар
1.1. Мұнай - жер қабатында және стандарттық жағдайда (0,1 мпа, 20 С )
сұйық күйінде болатын, көбіне метан, нафтен және қош иісті (ароматтық)
топтардың көмірсутекті қосылыстар күкіртті, азотты, оттектік, металды- органикалық комплекстер, смолалар (шайырлар) және асфальтендер түрінде болады. Мұнайдың тұрақты құрамдасы әр түрлі қосылыс ретінде де таза күйінде де тараған күкірт болып табылады. Жер қабаты жағдайында мұнайдың көбінде әр түрлі мөлшерде еріген газ болады.
Құрамы мен физикалық қасиеттерінің өзгешеліктері бойынша мұнай бір қатар түрлерге бөлінеді. Оның түрлері көмірсутекті топтық құрамы, фракциялық құрамы, күкірт және басқа да көмірсутекті емес құрамдастар, асфальтендер және смолалардың мөлшері бойынша ажыратылады.
Көмірсутекті топтық құрам метандық, нафтендік және иісті көмірсутектердің негізгі үш тобының мөлшерін (масса бойынша процентпен)
көрсетеді. Мұнайда еріген қатты көмірсутектер - парафиндер елеулі маңыз алады.
Құрамындағы парафиндердің мөлшеріне қарай мұнай аз парафинді (1,5%-ке дейін), парафинді (1,5 - 6,0%) және жоғары парафинді (6,0%-тен астам) болып бөлінеді.
Топтық құрамын қыздырғанда 350 С-қа дейін қайнайтын мұнай топтарын және 350 С-тан жоғары қайнайтын май топтарын (дистилляттардың)
салыстырмалы мөлшерін (салмақ бойынша процентпен) көрсетіледі.
Күкірт мөлшеріне қарай мұнай аз күкіртті (0,5%-ке дейін), күкіртті (0,51- 2,0%) және жоғары күкіртті (2%-тен астам) болып бөлінеді. Мұнай құрамындағы күкірт 0,5%-тен асса, ол өнеркәсіптік маңызға ие болады.
Шайыр мөлшері бойынша мұнай аз шайырлы (5%-ке дейін), шайырлы (5-15%) және жоғары шайырлы (15%-тен астам) болып бөлінеді. Кейбір жоғары шайырлы мұнайдағы сирек темірлердің (ванадий, титан, никель, т.б.) мөлшері өнеркәсіптік шамаға жетуі мүмкін.
Мұнайдың жер қабаты жағдайында қасиеттері еріген газ, жоғары температура мен қысым әсерінен, оның қалыпты жағдайдағы қасиеттерінен едәуір өзгеше болады, сондықтан мұнайдың қорын есептеу, кен орнын ұтымды пайдалану, алдын ала даярлау, мұнайды тасымалдау және өңдеу мақсаттарында бұл қасиеттер жеке-жеке анықталады. Қалыпты жағдайда мұнайдың негізгі параметрлері (сапа көрсеткіштері) тығыздығы, молекулалық салмағы, тұтқырлығы, қайнау және қататын температурасы, ал жер қабаты жағдайында - еріген газбен қанығу қысымы, газ мөлшері, көлемдік коэффициенті, сығылу коэффициенті, жылулық кеңу коэффициенті, тығыздығы және тұтқырлығы болып
1.2. Газ - жер қабаты жағдайында газ кейіптес күйінде немесе мұнайда не суда еріген күйінде, ал қалыпты жағдайда тек қана газ кейіптес күйінде болатын көмірсутекті және көмірсутекті емес қосылыстар мен элементтердің табиғи қоспасы. Қалыпты жағдайда газдың негізгі құрамдастары метан және оның гомологтары - этан, пропан, бутандар болып табылады. Газ құрамында күкіртті сутегі, гелий, көмірқышқыл газы, азот, бейтарап газдар, кейде сынап болады.
Этан, пропан, бутандар сұйытылған газ және химия өнеркәсібі өнімін өндіру үшін шикізат болып табылады.
Газдың негізгі қасиеттері молекулалық салмағы, қалыпты жағдайдағы тығыздығы, ауамен салыстырмалы тығыздығы, аумалы температура мен қысымы, сығылу коэффициенті, көлемдік коэффициенті, тұтқырлығы, гидрат түзгіштігі, жану жылылығы болып табылады.
1.3. Конденсат-белгілі температура-қысымдық жағдайда газда еріген күйінде болатын және қысымы конденсациялану қысымынан төмендегенде сұйық фазаға айналатын, негізінен жеңіл көмірсутегінен тұратын табиғи қоспа.
Конденсат кіретін газдың құрамына негізгі сипаттамалары С ең жоғарғы көмірсутектердің әлеуметтік мөлшері, конденсаттың қалыпты жағдайдағы тығыздығы және конденсация басталатын қысым болып табылады.
Конденсат шикі және тұрақты заттарға бөлінеді. Шикі конденсат - берілген қысым мен температурада тікелей өндірістік айырғыш қондырғылардан алынатын сұйықтық. Ол құрамында әр мөлшерде еріген газ көмірсутектері бар қалыпты жағдайда (0,1 Мпа, 20 С) сұйық көмірсутектері.
Тұрақты конденсат дегеніміз құрамында 3-4%-тен аспайтын еріген пропан-бутан фракциясы бар С көмірсутектерінен тұратын көмірсутекті конденсат.
Тұрақты конденсат шикі конденсатты газсыздандыру арқылы алынады.
Тұрақты конденсаттың потенциялық мөлшері С көмірсутектердің 1 см көлемдегі не 1 грамм салмақтағы 1 м құрғақ, демек, С көмірсутектерінен ажыратылған, газға қатынасымен анықталады.
Мұнай, газ және конденсаттың құрамы - оларды пайдалану бағыттарын анықтайтын негізгі көрсеткіштердің бірі. Ол шикізатты кешенді пайдалануды қамтамасыз ететін, өндіру технологиясын, тасымалдау және өңдеу тәсілдерін ескеретін мемлекеттік және салалық қалыптар (стандарттар) талаптарымен және техникалық шарттармен қадағаланады. Мұнай мен газдағы құрамдастардың өндірістік құндылығы іске жарату мөлшері және оларды өндіру мен пайдалану тиімділігін техникалық-экономикалық тұрғыдан есептік талдау негізінде анықталады.
1.4. Ілеспе құрамдастар - кен орындарының мұнай, газ, конденсат және жерасты сулары құрамындағы әр текті темірлік және басқа қосылыстар мен элементтер.
1.5. Кеніш - нашар өткізгіш жыныс қабаты астында жинауыш - жыныс түзген жаратылыс кеңістігіндегі мұнай немесе газдың табиғи жиынтығы. Кеніш бір гидродинамикалық жүйе түзетін бір немесе бірнеше жинауыш қабатқа жинақталуы мүмкін.
Мұнай мен газ кеуектік, қуыстық, жарықшалық және аралас жинауыштарға жиналады.
1.6. Кен орны - біртұтас геологиялық құрылымға біткен және біртұтас алаңда орналасқан мұнай мен газдың кеніші не кеніштер жиынтығы.
Мұнай мен газдың кеніштері негізгі көмірсутекті қосылыстардың жер қойнауындағы фазалық күйіне және құрамына қарай мұндайларға:
- мұнайлы, тек қана мұнайдан тұратындар, әр деңгейде газбен қаныққан;
- мұнайлы-газды немесе газды-мұнайлы (екі фазалы), көлемінің бір бөлігі мұнайдан, екіншісі - газдан тұратын кеніштер;
- газды, тек қана газдан тұратындар;
- газды-конденсатты, газында конденсат болатындар;
- мұнайлы-газды-конденсатты, мұнайдан, газдан және конденсаттан құралғандар болып бөлінеді.
1.7. Қорлар - айқындалған, барланған және кені игеріліп жатқан кеніштердегі стандарт жағдайға (0,1 Мпа, 200 С) келтірілген мұнай, конденсат және ілеспе құрамдастардың салмағы және газдың көлемі.
1.8. Ресурстар - белгілі кен орындарында немесе бағалау кезінде бұрғылау арқылы ашылмаған жорамал кеніштердегі, немесе бұрғылауға даярланған алаңдардағы, сондай-ақ ірі геологиялық құрылымдар шегінде мұнай- газдылығы дәлелденген не жорамалданған литологиялық-стратегиялық кешендердегі мұнай, газ бен конденсат іліспе құрамдастардың және газдың көлемі.
1.9. Мұнай, газ және конденсаттың шығарып алу коэффициенттері - берілген нақтылы жағдайларда құпталған алдыңғы қатарлы өндіру технологиясы мен техникасын қолданып, сондай-ақ айналадағы табиғи ортаны қорғау талаптарын сақтай отырып, кеніштерді экономикалық тұрғыдан тиімді шегіне дейін қолайлы режимде пайдаланғанда қорлар ресурстардың қандай бөлігін жер астынан шығарып алуға болатындығын көрсететін шамалар.
2. Жалпы ережелер
2.1. Сыныптама мұнай, газ және конденсаттың қорлары мен ресурстарын олардың топтарын, ұғымдарын, мөлшерін, көлемін және кен орыны құрылысының күрделілігін және игерілу дәрежесін ажырауын көздейді.
2.2. Мұнай, газ, конденсат және ілеспе құрамдастардың қорлары мен ресурстары геологиялық барлау жұмыстары мен кен орындарын пайдалану нәтижелері бойынша есептеледі (бағаланады) де Қазақстан Республикасының пайдалы қазбалар балансында есепке алынады. Кен орындарының қорлары мен мұнай, газ және конденсат ресурстары туралы деректер экономика салаларының даму және орналасу мазмұны әзірлеуде, мұнай өндіруді жобалауда, көмірсутекті шикізатты тасымалдау және өңдеуде, геологиялық барлау жұмыстарын жоспарлауда пайдаланылады.
2.3. Кен орындарының қорларын анықтағанда мұнай, газ, конденсат және олардың құрамындағы, бөліп алуға тұратындығы (бөліп алу ақталатындығы)
технологиялық және техникалық-экономикалық есептермен негізделген, құрамдастардың (этан, пропан, бутан, күкірт, гелий металдар) қорлары міндетті түрде есептелуге және есепке (санаққа) алынуға тиіс. Мұнай, газ, конденсат және олардың құрамындағы, құрамдастардың қорларын есептеу мен санаққа алу жеке- жеке әр кеніш пен кен орны бойынша, кен орнын игеру барысында болатыны ысырап есептелмей, жер қойнауындағы жалпы көлемі бойынша жүргізіледі.
2.4. Мұнай, газ, конденсат және іліспе құрамдастарының қорлары мен ресурстары Мемлекеттік сараптамадан өтуге тиіс. Мұнай, газ және конденсат қорлары мен ресурстарының көлемі мен сапасын, экономикалық құндылығын, оларды өндірудің кен-техникалық, гидрогеологиялық және экологиялық жағдайларын дұрыс бағалау үшін Мемлекеттік сараптаманы аумақты геологиялық тұрғыдан зерттеу мен кен орындарын игерудің кез келген сатысында жүргізуге болады.
Қорлары 30 млн. тоннадан астам мұнай, 30 млрд. м - ден астам газ кен орындарында қосымша жүргізілген геологиялық қор және (немесе) шығарып алынатын тиімді қорлардың А, В, С ұғымдары бойынша 20%-тен астам шамаға өзгерсе қорлар қайта есептеледі де Мемлекеттік сараптамадан өтеді. Өнім бергіш қимада қорлардың орналасуы туралы, қорларды өндіріп алуға және жүзеге асырылып отырған кен орнын игеру жүйесіне әсер ететін көзқарас түбегейлі өзгергенде де қорлар қайта есептеліп Мемлекеттік сараптамадан өтеді.
3. Мұнай, газ және конденсат қорлары мен ресурстарының топтары
3.1. Мұнай, газ және конденсаттың жер қойнауындағы қорлары мен ресурстары геологиялық қорлар деп аталады.
3.2. Айқындалған кен орындарының геологиялық қорларында, болашақтық және болжамдық объектілердің ресурстары екі топқа: тиімділер (шығарып алынатын) және тиімді еместерге бөлінеді.
3.2.1. Тиімділер (шығарып алынатын) - жер қойнауы мен табиғи ортаны қорғау талаптарын сақтай отырып, осы күнгі мақұлданған технология мен техниканы пайдаланғанда шығарып алуы экономикалық тұрғыдан қорлар мен ресурстар. Геологиялық қорлар мен ресурстардың бұл бөлігі мұнай, газ және конденсатты шығарып алу коэффициенттерімен анықталады.
3.2.2. Тиімді еместер - шығарып алынуы қазіргі экономикалық тұрғыдан ақталмайтын қорлар мен ресурстар.
3.2.3. Шығарып алынатын қорлар мен ресурстардың қосындысы бағаланған кездегі шығарып алынатын көмірсутектердің қосындысының көлемін құрайды. Ол өндірілген көмірсутектермен бірге шығарып алынатын көмірсутектерінің бастапқы көлемін құрайды.
4. Мұнай, газ және конденсат қорлары мен ресурстарының ұғымдары
4.1. Мұнай, газ, конденсат және ілеспе құрамдастардың қорлары зерттелу дәрежесі бойынша дәлелденгендерге - А, В, С ұғымдары және алдын ала бағаландарға (барланбағандарға) - С ұғымы - болып бөлінеді. Дәлелдегендер игерілудегі (А мен В ұғымдары) және барланған (С ұғымы) қорларға бөлінеді.
Мұнай, газ және конденсат ресурстары олардың негізделу және икемделе орналасу дәрежесіне қарай ықтималдарға - С ұғымы және болжамдықтарға - Д 3 о, Д және Д ұғымдары - ажыратылады. 1 2
4.2. А ұғымы - кеніш құрылысын, жинауыштар мен оларды қанықтыратын флюидтердің параметрлерін, сондай-ақ кеніштің өнімділігін және мұнай, газ және конденсаттың шығарып алу коэффициенттерін негіздеуді көрсететін параметрлерді толық сипаттаумен қатар, жеке жинауыш қабаттар мен өндіру элементтері шегінде қорлары шығарып алуды анықтайтын параметрлер бойынша қорларды жіктеп бағалау мүмкіншілігін қамтамасыз ететіндей мұқиаттықпен зерттелген кен көзін игерудегі кеніштің (оның бөлігінің) қоры.
А ұғымының қорлар кен орнын игерудің бекітілген жобасына сәйкес бұрғыланған кеніш (оның бөлігі) бойынша есептеледі де мұнай, газ және конденсат қорларын шығарып алу ісі мен жүйесін жетілдіріп ұтымды ету үшін негіз болады.
4.3. В ұғымы - кеніш құрылысын, жинауыштар мен оларды қанықтыратын флюидтердің параметрлерін, сондай-ақ кеніштің өнімділігін және мұнай, газ және конденсаттың шығарып алу коэффициенттерін негіздеуді көрсететін параметрлерді сенімді сипаттаумен қатар, қорлардың құрылымын бағалауды мүмкін ететіндей мұқиаттықпен зерттелген кен көзін игерудегі кеніштің (оның бөлігінің) қоры.
В ұғымының қорлар мұнай кен орнын игерудің бекітілген технологиялық мазмұнына немесе, газ кен орнын тәжірибелік игерудің жобасына сәйкес бұрғыланған кеніш (оның бөлігі) бойынша есептеледі және кен орнын игерудің жобасын жасауға негіз болады.
4.4. С ұғымы - газды-мұнайлылығы ұңғылар мұнай, газ және конденсаттың өндірістік өнімі негізінде және сыналмаған ұңғыларда жүргізілген геологиялық және геофизикалық зерттеулердің оңды нәтижелері деректері негізінде бағаланған кеніштің (оның бөлігінің) қоры. Кеніштің түрі, кескіні және аумағы, мұнайлы және газды қабаттардың кеңістікте орналасу жағдайлары ұңғыларды бұрғылау нәтижесінде және осы аумақта тексеруден өткен геологиялық және геофизикалық зерттеу әдістерімен анықталған. Өнімді қабаттардың литологиялық құрамы, жинауыш жыныс түрі, жинауыштық қасиеттері, мұнай мен газға қаныққан қалыңдығы ұңғылардан алынған тасбаған және ұңғыларда жүргізілген геофизикалық зерттеулердің материалдары бойынша зерделенген. Мұнай, газ және конденсаттың жер қабатындағы және қалыпты жағдайдағы құрамы мен қасиеттері ұңғыларды сынамалау деректері бойынша зерделенген. Газды-мұнайлы кеніштер бойынша мұнайлы бөліктің сатулық құндылығы анықталған. Ұңғылардың өнімділігі, қабаттың су өткізгіштігі, қысым өткізгіштігі, қабаттық қысымы, температурасы, ал мұнай, газ және конденсаттың шығуы ұңғыларды сынау және зерттеу нәтижелері бойынша зерделенген.
Гидрогеологиялық жағдайлары ұңғыларды бұрғылау нәтижелері және барланған іргелес кен орындарына ұқсастығы анықталған.
С ұғымды қорлар геологиялық барлау жұмыстары және өндіру үшін бұрғылау нәтижесінде есептеледі; олар мұнай кен орнын игерудің технологиялық мазмұнын немесе газ кен орнын игерудің тәжірибелік- өнеркәсіптік жобасын жасау үшін алғашқы деректер алуды қамтамасыз ететіндей дәрежеде зерттелуі тиіс.
Кеніштің зерттелмеген мегін бөлігінің С ұғымды қоры ұңғыларды игерудің технологиялық мазмұнында, не жобасында белгіленген ұңғыаралық қашықтықтан екі есе қашықтықта жүргізілген шекарада бөлінеді.
С ұғымды қорлар бірен-саран ұңғыларды бұрғылау және сынаудан алынған деректер бойынша, оларда мұнай немесе газдың өндірістік құйылысы алынған жағдайда жаңа алаңда айқындалуы мүмкін. С ұғымды қор есептелетін үлестің шекарасы ұқсас кен орындарында қабылданған екі есе радиуспен жүргізіледі.
4.5. С ұғымы - бар екендігі геологиялық және геофизикалық зерттеулердің деректерімен негізделген кеніш (оның бөлігінің) қоры.
Кеніштің кескіні мен аумағы, жер қойнауында орналасу жағдайлары, қабаттардың қалыңдығы мен жинауыштың қасиеттері, мұнай, газ және конденсаттың қасиеттері геологиялық және геофизикалық зерттеулер немесе барланған кен орындарына ұқсастығы бойынша, кеніштің дәйектірек зерделенген бөлігіндегі деректерді ескере отырып, жалпы сипатта анықталған.
С ұғымды қорлар жоғарырақ ұғымды қорлары бар үлестермен ұштасып жатқан барланған кеніш бөліктерінде, барланған кен орындарында өнеркәсіптік-геофизикалық нәтижелі сипаттамасы бар, екі арада, жоғары және төмен жатқан сыналмаған қабаттарда есептеледі.
С ұғымды қорлар кен орнының болашағын анықтау, геологиялық барлау жұмыстарын немесе ұңғыларды жоғарғы қабаттарға ауыстырғанда өнеркәсіптік- геологиялық зерттеуді жоспарлау және ішінара кен орындарын игеруді жобалау үшін пайдаланылады.
4.6. С ұғымы - іздеу мақсатымен бұрғылауға даярланған жер үлестерінің болашақ ресурстары.
Кеніштің кескіні, үлесі және жер қойнауында орналасу жағдайлары геологиялық және геофизикалық зерттеу нәтижесінде жорамалданады, ал қабаттардың қалыңдығы, жинауыштық қасиеттері, мұнай немесе газдың қасиеттері барланған кен орындарымен ұқсастығымен қабылданады.
С ұғымды ресурстар мұнайлы-газды үлестер шегінде орналасқан және осы үлесте тексерілген геологиялық және геофизикалық зерттеулер әдістерімен шеттеліп терең бұрғылауға даярланған үлестерде, сондай-ақ барланған кен орындарындағы бұрғыланып ашылмаған, ал өнімділігі осы үлестердегі басқа кен орындарында анықталған қабатталған қабаттарда есептеледі.
Болашақ ресурстар іздестіру жұмыстарын жоспарлауға пайдаланылады.
4.7. Д ұғымы - айқындалған ықшамды объектілердің (оқшауланған)
болжам ресурстары. Жорамалданған кеніштердің кескіні, үлестері және жер қойнауында орналасу жағдайлары геофизикалық (геологиялық) зерттеулер нәтижесінде жалпы сипатта анықталған, ал қабаттардың жинауыштың қасиеттері, мұнай газ және конденсаттың қасиеттері барланған кен орындарымен ұқсастығымен қабылданады.
Д ұғымды ресурстар Д ұғымды ресурстары бар үлес шегінде айқындалған о1 ықшам объектілерде есептеледі және құрылымды іздестіру үшін, бұрғылауға дайындау мақсатымен геофизикалық іздестіру жұмыстарын жоспарлауға пайдаланылады.
4.8. Д ұғымы - өнеркәсіптік мұнайлы-газдылығы дәлелденген ірі үлестік құрылымдар шегінде бағаланатын литологиялық-стратиграфиялық комплекстердің болжам ресурстары.
Д ұғымына жататын болжам ресурстардың мөлшерін бағалау үлестік геологиялық, геофизикалық зерттеулер нәтижесінде қабылданған параметрлер бойынша және бағаланып отырған үлес шегінде барланған кен орындармен ұқсастығымен жүргізіледі.
4.9. Д ұғымы - өнеркәсіптік мұнайлы-газдылығы әлі дәлелденбеген кең үлестік құрылымдар шегінде бағаланатын литологиялық-стратиграфиялық комплекстердің болжам ресурстары. Бұл комплекстердің мұнай-газдылығы тұрғысынан болашағы геологиялық, геофизикалық және геохимиялық зерттеулер деректері негізінде жорамалданады.
Д ұғымды болжамдық ресурстардың мөлшерін бағалау жалпы геологиялық көзқарастар негізінде жорамалданған параметрлерімен және мұнай кен газдың барланған кен орындары бар дәйектірек зерттелген үлестермен
5. Кен орындары (кеніштердің) қорларының шамасы Мұнай, газ және конденсат кен орындары шығарып алынатын қорлардың мөлшерімен мынандайларға бөлінеді:
- алып кен орындары - 300 млн. тоннадан астам мұнай, 300 млрд. м ден астам газ;
- өте ірі кен орындары - 100,1 - 300 -//-
- ірі кен орындары - 30,1 - 100 -//-
- орташа кен орындары - 10,1 - 30 -//-
- шағын кен орындары - 3,1 - 10 -//-
- ұсақ кен орындары - 1 - 3 -//-
- өте ұсақ кен орындары - 1-ге дейін -//-
6. Кен орындарының (кеніштердің) құрылыс күрделілігі
6.1. Құрылыс күрделілігі бойынша кен орындары (кеніштер)
мынандайларға бөлінеді:
- қарапайым құрылысты, біртұтастығы бұзылмаған немесе шамалы ғана бұзылған құрылымдармен байланысты, өнім қабаттарының қалыңдығы және жинауыштық қасиеттері үлес пен қима бойынша өзгешелінеді;
- күрделі құрылысты, өнім қабаттарының қалыңдығы мен жинауыштық қасиеттері үлес пен қима бойынша өзгергіш немесе тектоникалық жарылыстармен белгіленеді;
- өте күрделі құрылысты, бұлар да тектоникалық жарылыстармен өзгешеленеді, өнім қабаттарының қалыңдығы мен жинауыштық қасиеттері кеңінен ауытқиды, жинауыштың күрделі түрлері кездеседі.
6.2. Қорлардың көлемі және кен орындарының (кеніштердің)
геологиялық құрылысының күрделілігі геологиялық барлау жұмыстарының әдісін, олардың көлемін, барлау мен игерудің экономикалық көрсеткіштерін анықтайды.
7. Кен орындарының (кеніштердің) игерілу дәрежесі Игеру дәрежесі бойынша кен орындары (кеніштер) игерудегі, игеруге даярланғандарға, барлаудағыларға және игеруі тоқтатылғандарға бөлінеді, олардың қорлары мемлекеттік балансқа жеке-жеке есепке алынады.
7.1. Игерудегі - жобаланған игеру жүйесі мен мұнай, газ және конденсат өндіріліп жатқан кен орындары (кеніштері).
7.2. Игеруге даярланғандар - зерттелуі мұнай кен орындарын игерудің технологиялық желісін немесе газ кен орындарын тәжірибелі-өнеркәсіптік пайдалану жобасын жасауды қамтамасыз ететін кен орындары (кеніштері).
7.3. Барлаудағылар - іздестіру-барлау мақсатымен бұрғыланып жатқан, кен орындарын игеруге даярлау мақсатымен жеке барлау ұңғыларында немесе алдын ала бұрғыланған пайдалану ұңғыларында сынамалық немесе тәжірибелі- өндірістік игеру жүргізіліп жатқан кен орындары (кеніштері). Қажет болғанда барланудағы кен орындарында тәжірибелік-өнеркәсіптік жұмыстары және дәйекті сейсмика зерттеулер жүргізілуі мүмкін.
7.4. Игеру тоқтатылғандар - барлау немесе игеру жұмыстары уақытша тоқтатылған, не игеруі белгілі уақыт мерзімінде экономикалық тұрғыдан ақталмайтын, кен орындары (кеніштер).
8. Мұнай, газ және конденсат қорларын өндіру үшін жағдайлар
8.1. Барланған (С ұғымы) және алдын ала есептелген (С2 ұғымы)
шығарып алынатын қорлары бар кен орындары жер қойнауын пайдаланушыларға заңдылық негізде өндірістік игеру үшін мынадай:
- мұнай, газ және конденсаттың қорлары және олардың шығарып алу коэффициенттерінің техникалық-экономикалық тұрғыдан негізделуі Мемлекеттік сараптамадан өткен және кен орны (немесе оның бөлігі) Мемлекеттік сараптама тарапынан өндірістік игеруге даяр екендігі тұжырымдалған;
- кен орнын пайдалануда қоршаған ортаға тигізетін әсерінің дәрежесі және жоспарланып отырған табиғат қорғау шараларының нәтижелігі бағаланған жағдайларда беріле алады.
8.2. Игеруге қосылған кен орындарында бұрғылау және пайдалы ұңғыларын зерттеуден алынған деректер бойынша қорлар С ұғымынан С ұғымына онан ары және В және А ұғымдарға ретімен міндетті түрде ауыстырылуға тиіс.
ҚР мен АҚШ-да пайдаланған қорлар және ресурстармен салыстыру | ҚР | АҚШ |1.А,В,С - ұғымды қорлары |1. Дәлелденген қорлар (proved | 1 | (дәлелденген) | reserves)
|1.1 А,В, - ұғымды қорлар |1.1. Игерілген қорлар (developed | | reserves) |_________________________________ |1.1.1. А,В, - ұғымды қорлар |1.1.1. Пайдаланудағы қорлар | (пайдаланудағы кеніш) | (producinde reserves) |____________________________________|____________________________ |1.1.2. А,В, - ұғымды қорлар (игеруі |1.1.2. Игерілмейтін қорлар | тоқтатылған кеніш) | (nonproducing reserves) |____________________________________|_____________________________ |1.2. С - ұғымды қорлар |1.2. Игерілмеген қорлар | | (undeveloped reserves) |____________________________________|_____________________________ |2. С - ұғымды қорлар (алдын ала |2. Дәлелденбеген қорлар (unproved | бағаланған) | reserves)
|С - ұғымды ресурстар (болашақ) | | Д ,Д , Д - ұғымды ресурстар | | 0 1 2 | (болжам) | |____________________________________|_ |2.1. С - ұғымды қорлар (алдын ала | | 2 | | бағаланған) | |________________________________

На русском языке:
Қазақстан Республикасының Мұнай және газ Министерство нефти и газа Республики Казахстан министрлігі Утверждена приказом Министра энергетики и природных ресурсов Республики Казахстан от 13 августа 1997 г. N 99 Зарегистрированa в Министерстве юстиции Республики Казахстан
14.02.1998 г. за N 463. Утратила силу - приказом и.о. Министра энергетики и минеральных ресурсов Республики Казахстан от 27 октября 2005 года N 283 Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и природного углеводородного газа
1. Основные понятия
1.1. Нефть - природная смесь, состоящая преимущественно из углеводородных соединений метановой, нафтеновой и ароматической групп, которые в пластовых и стандартных (0,1 МПа при 20оС) условиях находятся в жидкой фазе. Неуглеводородные соединения в нефти присутствуют в виде сернистых, азотистых, кислородных, металлоорганических комплексов, смол и асфальтенов. Постоянным компонентом в нефти является сера, которая содержится как в виде различных соединений, так и в свободном виде. В большинстве нефтей в пластовых условиях содержится в том или ином количестве растворенный газ.
По различиям состава и физических свойств нефти подразделяются на ряд типов. Их типизация проводится по групповому углеводородному составу, фракционному составу, содержанию серы и других неуглеводородных компонентов, асфальтенов и смол.
Групповой углеводородный состав отражает содержание (в процентах по массе) трех основных групп углеводородов - метановых, нафтеновых и ароматических. Существенное значение имеет наличие растворенных в нефти твердых углеводородов - парафинов. По количеству парафинов нефти подразделяются на малопарафиновые (не выше 1,5%), парафиновые (1,51 - 6 %) и высокопарафиновые (выше 6%).
Фракционный состав отражает относительное содержание (в процентах по массе) фракций нефтей, вскипающих при разгонке до 350оС, и масляных фракций (дистиллятов) с температурой кипения выше 350оС.
По содержанию серы нефти подразделяются на малосернистые (до 0,5%), сернистые (0,51-2%) и высокосернистые (выше 2%). При содержании более 0,5% сера в нефтях имеет промышленное значение.
По количеству смол нефти подразделяются на малосмолистые (менее 5%), смолистые (5-15%) и высокосмолистые (выше 15%). Концентрация редких металлов (ванадия, титана, никеля и др.) в некоторых высокосмолистых нефтях может достигать промышленных значений.
Свойства нефтей в стандартных условиях существенно отличаются от их свойств в пластовых условиях вследствие влияния растворенного газа и повышенных температуры и давления в недрах, поэтому для целей подсчета запасов, рациональной разработки месторождений, первичной подготовки, транспортировки и переработки нефтей эти свойства определяются раздельно. В стандартных условиях основными параметрами нефтей являются плотность, молекулярная масса, вязкость, температуры застывания и кипения; в пластовых условиях - давление насыщения растворенным газом, газосодержание, объемный коэффициент, коэффициент сжимаемости, коэффициент теплового расширения, плотность и вязкость.
1.2. Газ - природная смесь углеводородных и неуглеводородных соединений и элементов, находящихся в пластовых условиях в газообразной фазе либо в растворенном в нефти или воде виде, а в стандартных условиях - только в газообразной фазе. Основными компонентами газа в стандартных условиях являются метан и его гомологи - этан, пропан, бутаны. Газ часто содержит сероводород, гелий, углекислый газ, азот и инертные газы, иногда ртуть. Этан, пропан и бутаны являются сырьем для производства сжиженного газа и нефтехимической промышленности.
Основными свойствами газа являются молекулярная масса, плотность в стандартных условиях, относительная плотность по воздуху, критические температура и давление, коэффициент сжимаемости, объемный коэффициент, вязкость, способность к гидратообразованию, теплота сгорания.
1.3. Конденсат - природная смесь в основном легких углеводородных соединений, находящихся в газе в растворенном состоянии при определенных термобарических условиях и переходящих в жидкую фазу при снижении давления ниже давления конденсации. Основными параметрами газа, в состав которого входит конденсат, являются потенциальное содержание углеводородов С5+ высшие, плотность конденсата в стандартных условиях и давление начала конденсации.
Различают конденсат сырой и стабильный.
Сырой конденсат представляет собой жидкость, получаемую непосредственно в промысловых сепараторах при данных давлении и температуре. Он состоит из жидких при стандартных условиях (0,1 МПа и 20оС)
углеводородов, в которых растворено то или иное количество газообразных углеводородов.
Стабильным конденсатом называется углеводородный конденсат, состоящий из углеводородов С5+, в котором растворено не более 3-4% пропан- бутановой фракции. Стабильный конденсат получается из сырого путем его дегазации.
Потенциальное содержание стабильного конденсата определяется как отношение углеводородов С5+ в см3 или в гр. на м3 сухого газа, т.е. газа, лишенного углеводородов С5+.
Состав нефти, газа и конденсата - один из основных показателей, определяющих направление их применения, регламентируется требованиями государственных и отраслевых стандартов и технических условий, в которых учитываются технология добычи, способы транспортировки и переработки сырья, обеспечивающие их комплексное использование. Промышленная ценность содержащихся в нефти и газе компонентов определяется на основании их кондиционного содержания и технико-экономических расчетов рентабельности их извлечения и использования.
1.4. Попутные компоненты - различного рода металлические и другие соединения и элементы, содержащиеся в нефти, газе, конденсате и подземных водах месторождений.
1.5. Залежь - любое естественное скопление нефти или газа в природном резервуаре, образованном породой-коллектором под покрышкой из слабопроницаемых пород. Залежь может быть приурочена к одному или нескольким пластам-коллекторам, образующим единую гидродинамическую систему.
Нефть и газ аккумулируются в коллекторах порового, кавернового, трещинного и смешанных типов.
1.6. Месторождением является залежь или совокупность залежей нефти и газа, приуроченных к единой геологической структуре и расположенных в пределах одной площади.
В зависимости от фазового состояния и состава основных углеводородных соединений в недрах, залежи нефти и газа подразделяются на:
- нефтяные, содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом;
- газонефтяные или нефтегазовые (двухфазные) - залежи, одна часть объема занята нефтью, а другая - газом в свободном состоянии;
- газовые, содержащие только газ;
- газоконденсатные, в газе которых содержится конденсат;
- нефтегазоконденсатные, содержащие нефть, газ и конденсат.
1.7. Запасы - масса нефти, конденсата и попутных компонентов и объем газа в выявленных, разведываемых и разрабатываемых залежах, приведенные к стандартным (0,1 МПа и 20оС) условиям.
1.8. Ресурсы - масса нефти, конденсата и попутных компонентов и объем газа на дату оценки предполагаемых залежей, не вскрытых бурением на установленных месторождениях или на подготовленных к бурению площадях, а также в литолого-стратиграфических комплексах с доказанной или предполагаемой нефтегазоносностью в пределах крупных геоструктурных элементов.
1.9. Коэффициенты извлечения нефти, газа и конденсата - величины, показывающие, какая часть запасов или ресурсов может быть извлечена из недр при оптимальном режиме разработки залежей до предела экономической рентабельности с применением передовых апробированных для данных конкретных условий технологий и техники добычи, а также с соблюдением требований охраны недр и окружающей среды.
2. Общие положения
2.1. Классификация предусматривает дифференциацию запасов и ресурсов нефти, газа и конденсата по группам, категориям, по величине, сложности строения и степени освоения месторождений с учетом экологической опасности, возникающей при разработке углеводородного сырья и попутных компонентов.
2.2. Запасы и ресурсы нефти, газа, конденсата и попутных компонентов подсчитываются (оцениваются) и учитываются в государственном балансе полезных ископаемых Республики Казахстан по результатам геологоразведочных работ и разработки месторождений. Данные о запасах месторождений и ресурсах нефти, газа и конденсата используются при разработке схем развития и размещения отраслей экономики, проектировании добычи, транспортировки и переработки углеводородного сырья, планировании геологоразведочных работ.
2.3. При определении запасов месторождений подлежат обязательному подсчету и учету запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов (этана, пропана, бутанов, серы, гелия, металлов), целесообразность извлечения которых обоснована технологическими и технико- экономическими расчетами. Подсчет и учет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, производятся по каждой залежи раздельно и месторождению в целом по наличию их в недрах без учета потерь при разработке месторождений.
2.4. Запасы и ресурсы нефти, газа, конденсата и попутных компонентов подлежат государственной экспертизе. Государственная экспертиза может проводиться на любой стадии геологического изучения территории и месторождений для объективной оценки количества и качества, запасов и ресурсов нефти, газа и конденсата, их экономической ценности, горно- технических, гидрогеологических и экологических условий их добычи.
При изменении в результате дополнительно проведенных на месторождении геологоразведочных работ или по данным разработки начальных геологических и (или) рентабельных (извлекаемых) запасов нефти или газа категорий А+В+С1 более чем на 20% для месторождений с запасами более 30 млн.
т нефти или 30 млрд. м3 газа, производится повторный подсчет и его государственная экспертиза. Пересчет запасов и их государственная экспертиза производятся и в случае принципиальных изменений в представлении о распределении запасов в продуктивном разрезе, влияющих на выработку запасов и осуществляемую систему разработки месторождения (залежи).
3. Группы запасов и ресурсов нефти, газа и конденсата
3.1. Запасы и ресурсы нефти, газа и конденсата, находящиеся в недрах, называются геологическими.
3.2. В геологических запасах выявленных месторождений и ресурсах перспективных и прогнозных объектов выделяются две группы: рентабельные (извлекаемые) и нерентабельные.
3.2.1. Рентабельные (извлекаемые) - запасы и ресурсы, извлечение которых экономически целесообразно при использовании современных апробированных технологий и техники с соблюдением требований по охране недр и окружающей среды. Эта часть геологических запасов и ресурсов определяется коэффициентами извлечения нефти, газа и конденсата.
3.2.2. Нерентабельные - запасы и ресурсы, извлечение которых в настоящее время экономически нецелесообразно.
3.2.3. Сумма извлекаемых запасов и ресурсов на дату оценки составляет текущее суммарное количество извлекаемых углеводородов. Вместе с добытыми углеводородами она составляет начальное суммарное количество извлекаемых
4. Категории запасов и ресурсов нефти, газа и конденсата
4.1. Запасы нефти, газа, конденсата и попутных компонентов по степени изученности подразделяются на доказанные - категории А, В, C1 и предварительно оцененные (неразведанные) - категория С2. В доказанных выделяются разрабатываемые (категории А и В) и разведанные (категория C1)
запасы.
Ресурсы нефти, газа и конденсата по степени их обоснованности и приуроченности подразделяются на перспективные - категории С3 и прогнозные - категории D0, D1 и D2.
4.2. Категория А - запасы разрабатываемой залежи (ее части), изученной с детальностью, обеспечивающей наряду с полной характеристикой строения залежи, параметров коллекторов и насыщающих их флюидов, а также параметров, отражающих продуктивность залежи и обоснование коэффициентов извлечения нефти, газа и конденсата, возможность дифференцированной оценки запасов по параметрам, определяющим выработку запасов в пределах отдельных пластов коллекторов и элементов разработки.
Запасы категории А подсчитываются по залежи (ее части), разбуренной в соответствии с утвержденным проектом разработки месторождения и служат основой для оптимизации системы и процесса выработки запасов нефти, газа и конденсата.
4.3. Категория В - запасы разрабатываемой залежи (ее части) изученной с детальностью, позволяющей наряду с надежной характеристикой строения залежи, параметров коллекторов и насыщающих их флюидов, а также параметров, отражающих продуктивность залежи и обоснование коэффициентов извлечения нефти, газа и конденсата, оценить структуру запасов по основным параметрам, влияющим на их выработку.
Запасы категории В подсчитываются по залежи (ее части),разбуренной в соответствии с утвержденной технологической схемой разработки месторождения нефти или проектов опытно-промышленной эксплуатации месторождения газа и служат основой для составления проекта разработки.
4.4. Категория C1 - запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных в скважинах промышленных притоков нефти, газа и конденсата и положительных результатов геологических и геофизических исследований в неопробованных скважинах.
Тип, форма и размеры залежи, условия залегания вмещающих нефть и газ пластов - коллекторов установлены по результатам бурения скважин и проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований. Литологический состав, тип коллектора, коллекторские свойства, нефте- и газонасыщенная толщина продуктивных пластов изучены по керну и материалам геофизических исследований скважин. Состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях изучены по данным опробования скважин. По газонефтянным залежам установлена промышленная ценность нефтяной оторочки. Продуктивность скважин, гидропроводность и пьезопроводность пласта, пластовое давление, температура, дебиты нефти, газа и конденсата изучены по результатам испытания и исследования скважин.
Гидрогеологические условия установлены по результатам бурения скважин и по аналогии с соседними разведанными месторождениями.
Запасы категории C1 подсчитываются по результатам геологоразведочных работ и эксплуатационного бурения и должны быть изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно- промышленной эксплуатации месторождения газа.
Для неисследованной части залежи запасы категории C1 выделяются в границах, проведенных от скважины на расстоянии, равном удвоенному интервалу между эксплуатационными скважинами, предусмотренному технологической схемой или проектом разработки.
Запасы категории C1 могут быть выделены на новой площади по данным бурения и испытания единичных скважин при условии получения в них промышленных притоков нефти или газа. Границы участка подсчета запасов категории C1 проводятся в радиусе, равном удвоенному расстоянию между эксплуатационными скважинами, принятому для аналогичных месторождений.
4.5. Категория С2 - запасы залежи (ее части), наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований.
Форма и размеры залежи, условия залегания, толщина и коллекторские свойства пластов, свойства нефти, газа и конденсата определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований с учетом данных по более изученной части залежи или по аналогии с разведанными месторождениями.
Запасы категории С2 подсчитываются в неразведанных частях залежи, примыкающих к участкам с запасами более высоких категорий; в промежуточных, выше- и нижезалегающих неопробованных пластах, имеюших положительную промыслово-геофизическую характеристику на разведанных месторождениях.
Запасы категории С2 используются для определения перспектив месторождения, планирования геологоразведочных работ или геологопромысловых исследований при переводе скважин на вышезалегающие пласты и частично для проектирования разработки залежи.
4.6. Категория С3 - перспективные ресурсы подготовленных для поискового бурения площадей.
Форма, размеры и условия залегания залежи определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований, а толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти или газа принимаются по аналогии с разведанными месторождениями.
Ресурсы категории С3 подсчитываются на подготовленных для глубокого бурения площадях, находящихся в пределах нефтегазоносного района и оконтуренных проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований, а также не вскрытых бурением пластов разведанных месторождений, если продуктивность их установлена на других месторождениях района.
Перспективные ресурсы используются при планировании поисковых работ.
4.7. Категория D0 - прогнозные ресурсы выявленных локальных объектов (локализованные).
Форма, размер и условия залегания предполагаемой залежи определены в общих чертах по результатам геофизических (геологических) исследований, а толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата принимаются по аналогии с разведанными месторождениями.
Ресурсы категории D0 подсчитываются на выявленных локальных объектах в пределах региона с ресурсами категории D1 и используются для планирования геофизических поисковых исследований с целью подготовки структур под поисковое бурение.
4.8. Категория D1 - прогнозные ресурсы литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур с доказанной промышленной нефтегазоносностью.
Количественная оценка прогнозных ресурсов категории D1 производится по параметрам, принятым на основании резутьтатов региональных геологических, геофизических исследований и по аналогии с разведанными месторождениями в пределах оцениваемого региона.
4.9. Категория D2 - прогнозные ресурсы литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. Перспективы нефтегазоносности этих комплексов прогнозируются на основе данных геологических, геофизических и геохимических исследований.
Количественная оценка прогнозных ресурсов категории D2 производится по предположительным параметрам на основе общих геологических представлений и по аналогии с другими, более изученными регионами, где имеются разведанные месторождения нефти и газа.
5. Величина запасов месторождений (залежей)
Месторождения нефти, газа и конденсата по величине извлекаемых запасов подразделяются на:
гигантские - более 300 млн.т. или млрд. куб. м.
крупнейшие - 100,1-300 -"- крупные - 30,1-100 -"- средние - 10,1-30 -"- малые - 3,1-10 -"- мелкие - 1-3 -"- очень мелкие - до 1 -"-
6. Сложность строения месторождений (залежей)
6.1. По сложности строения выделяются месторождения (залежи):
- простого строения, связанные с ненарушенными или слабонарушенными структурами, продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;
- сложного строения, характеризирующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием тектонических нарушений;
- очень сложного строения, характеризирующиеся как наличием тектонических нарушений, так и невыдержанностью толщин, коллекторских свойств продуктивных пластов и наличием сложных типов коллекторов.
6.2. Величина запасов и сложность геологического строения месторождения (залежи) определяют методику разведочных работ, их объемы, экономические показатели разведки и разработки.
7. Степень освоения месторождений (залежей)
По степени освоения месторождения (залежи) разделяются на разрабатываемые, подготовленные к разработке, разведываемые и законсервированные, запасы которых раздельно учитываются государственным балансом.
7.1. Разрабатываемые - месторождения (залежи), на которых осуществляется добыча нефти, газа и конденсата по запроектированной системе разработки.
7.2. Подготовленные к разработке - месторождения (залежи), изученность которых обеспечивает составление технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно-промышленной эксплуатации месторождения газа.
7.3. Разведываемые - месторождения (залежи), на которых ведется поисково-разведочное бурение, пробная или опытно-промышленная эксплуатация отдельных разведочных или опережающих эксплуатационных скважин с целью подготовки месторождений к разработке. При необходимости на разведываемом месторождении могут проводиться опытно-промышленные работы и детальные сейсмические исследования.
7.4. Законсервированные - месторождения (залежи), на которых временно прекращены разведочные работы или разработка, а также разведанные месторождения, разработка которых в определенный период времени экономически нецелесообразна.
8. Условия использования запасов нефти, газа и конденсата для добычи
8.1. Месторождение с разведанными (C1) и предварительно подсчитанными (С2) извлекаемыми запасами может передаваться недропользователю в промышленное освоение в установленном законодательством порядке при следующих условиях:
- запасы и технико-экономическое обоснование коэффициентов извлечения нефти, газа и конденсата прошли Государственную экспертизу и месторождение (или часть его) признано Государственной экспертизой подготовленным для промышленного освоения;
- оценены степень влияния разработки месторождения на окружающую природную среду и эффективность планируемых природоохранных мероприятий.
8.2. На месторождениях, введенных в разработку, должен в обязательном порядке производиться последовательный перевод запасов из категории С2 в категорию С1, и далее в категории В и А по данным бурения и исследования эксплуатационных скважин.
Сопоставление определений "запасов" и "ресурсов", используемых в Республике Казахстан и США Республика Казахстан ! США
1. Запасы категории А, В, C1 1. Доказанные запасы (доказанные) (proved reserves)
1.1. Запасы категории А, В 1.1. Освоенные запасы (developed reserves)
1.1.1. Запасы категории А, В 1.1.1. Добываемые запасы (разрабатываемые залежи) (producing reserves)
1.1.2. Запасы категории А, В 1.1.2. Недобываемые запасы (законсервированные) (nonproducing reserves)
1.2. Запасы категории C1 1.2. Неосвоенные запасы (undeveloped reserves)
2. Запасы категории С2 2. Недоказанные запасы предварительно оцененные) (unproved reserves)
Ресурсы категории С3 (перспективные)
Ресурсы категории D0, D1, D2 (прогнозные)
2.1. Запасы категории C2 2.1. Вероятные запасы (предварительно оцененные) (probable reserves)
2.2. Ресурсы категории С3 2.2. Возможные запасы (перспективные) (possible reserves)