Сайт журнала "Экологический Вестник России"

Эволюция классификации запасов и ресурсов углеводородов в законодательстве России

Экономика недропользования основывается на эффективном и рациональном использовании подземных богатств. Углеводороды являются природным ресурсом, оборот которых обеспечивает функционирование многих отраслей российской промышленности. Именно поэтому официальная классификация запасов и ресурсов нефти и газа служит одной из плит в фундаменте государственного управления недропользованием, важным элементом налогового и бюджетного законодательства.

Определение существенных признаков, относящих углеводороды по их виду, качеству и количеству к той либо иной категории потребовалось после начала промышленного освоения запасов месторождений. Но изначально классификация осуществлялась не запасов, а самих месторождений. Например, Раздел III Горного закона РСФСР 1928 г.² подразделял уже открытые месторождения по своему значению для экономики. Вновь открытое месторождение в силу сто восьмой статьи этого закона могло быть признано имеющим особое государственное значение и оставлено в его распоряжении без предоставления горных отводов первому открывателю. Централизованный государственный учет запасов и месторождений в масштабах всего советского государства появился в 1976 году вместе с утверждением Основ законодательства СССР и союзных республик о недрах соответствующим законом.³

Запасы и месторождения полезных ископаемых, а также их проявления (!) подлежали государственному учету по единым для СССР системам. В целях обеспечения планирования работ по геологическому изучению недр и размещения предприятий по добыче полезных ископаемых, рационального, комплексного использования месторождений полезных ископаемых, а также для решения других народнохозяйственных задач в союзе социалистических республик вводился  государственный кадастр месторождений полезных ископаемых. Вместе с тем было принято решение о составлении  государственных балансов запасов полезных ископаемых. Постановка запасов на баланс осуществлялась в индивидуальном порядке на основании мнения ученых-экспертов и административных работников.

Государственный кадастр месторождений полезных ископаемых был необходим для сбора сведений по каждому месторождению. Важно было выявить характеризующие его признаки: количество и качество запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и содержащихся в них компонентов, горнотехнические, гидрогеологические и другие условия разработки месторождения и его геолого-экономическую оценку, а также сведения по каждому проявлению полезных ископаемых.

Государственные балансы запасов полезных ископаемых составлялись путем анализа данных о количестве, качестве и степени изученности их запасов  по конкретным месторождениям, учтенным в кадастре (имеющим промышленное значение). Фиксировалось в балансе и размещение месторождения, и степень его промышленного освоения, а также информация о добыче, потерях и обеспеченности промышленности разведанными запасами полезных ископаемых.

Запасы полезных ископаемых разведанных месторождений, а также запасы полезных ископаемых, дополнительно разведанные в процессе разработки месторождений, утверждались в соответствии с общесоюзным законодательством. При утверждении запасов проверялась достоверность разведанных запасов полезных ископаемых, их количество и качество, условия залегания, степень изученности, народнохозяйственное значение и подготовленность месторождения для промышленного освоения.

Добытые полезные ископаемые, а также запасы полезных ископаемых, утратившие промышленное значение, потерянные в процессе добычи, не подтвердившиеся при последующих геологоразведочных работах или разработке месторождения, списывались с государственного баланса по согласованию с органами государственного горного надзора.

Кодекс РСФСР о недрах 1976 года признавал примат союзного законодательства о недрах над республиканским в части применения единой системы учета месторождений и запасов сырья. Между тем в СССР общенациональная концепция регистрации информации о запасах месторождений складывалась постепенно. В 1981 году Советом Министров СССР была утверждена⁴ классификация запасов месторождений и прогнозных ресурсов твердых полезных ископаемых, пришедшая на смену руководящим документам пятидесятых и шестидесятых годов XX века.

Запасы твердых полезных ископаемых, в том числе углеводородов, по степени их изученности теперь подразделялись на разведанные - категории А, В и С(1) и предварительно оцененные - категория С(2). Прогнозные ресурсы твердых полезных ископаемых по степени их обоснованности подразделялись на категории Р(1), Р(2) и Р(3).

Запасы твердых углеводородов (угля и горючего сланца) относились к категории А, если одновременно были удовлетворены пять критериев. Прежде всего, для этого должны были быть установлены размеры, форма и условия залегания тел полезного ископаемого, изучены характер и закономерности изменчивости их морфологии и внутреннего строения, выделены и оконтурены безрудные и некондиционные участки внутри тел полезного ископаемого, при наличии разрывных нарушений установлены их положение и амплитуды смещения. Затем устанавливалось, определены ли природные разновидности, выделены ли и оконтурены ли промышленные (технологические) типы и сорта полезного ископаемого, установлен ли их состав, свойства и распределение ценных и вредных компонентов по минеральным формам. При этом определялось, охарактеризовано ли по всем предусмотренным кондициями показателям качество выделенных промышленных (технологических) типов и сортов полезного ископаемого.

Кроме того, выяснялось, насколько технологические свойства полезного ископаемого изучены с детальностью, обеспечивающей получение исходных данных, достаточных для проектирования технологической схемы его переработки с комплексным извлечением содержащихся в нем компонентов, имеющих промышленное значение. Еще требовалось знать изучены ли с детальностью, обеспечивающей получение исходных данных, необходимых для составления проекта разработки месторождения гидрогеологические, инженерно-геологические, геокриологические, горно-геологические и другие природные условия. Наконец, необходимо было знать определен ли в соответствии с требованиями кондиций по скважинам или горным выработкам контур запасов полезного ископаемого.

Категорию В формировали запасы угля и горючего сланца, которые соответствовали пяти заданным критериям. В отношении них, устанавливались размеры, основные особенности и изменчивость формы, внутреннего строения и условий залегания тел полезного ископаемого, пространственное размещение внутренних безрудных и некондиционных участков. При наличии крупных разрывных нарушений устанавливались их положение и амплитуды смещения, характеризовалась возможная степень развития малоамплитудных разрывных нарушений. Помимо этого, должны были быть определены природные разновидности, выделены и при возможности оконтурены промышленные (технологические) типы полезного ископаемого. При невозможности оконтуривания устанавливались закономерности пространственного распределения и количественного соотношения промышленных (технологических) типов и сортов полезного ископаемого, минеральные формы нахождения полезных и вредных компонентов. Качество выделенных промышленных (технологических) типов и сортов полезного ископаемого охарактеризовывалось по всем предусмотренным кондициями показателям. Неотъемлемым признаком категории В являлась степень изученности месторождения, необходимая для выбора принципиальной технологической схемы переработки, обеспечивающей рациональное и комплексное его использование с извлечением компонентов, имеющих промышленное значение.

Рассматриваемой категории было свойственно то, что гидрогеологические, инженерно-геологические, геокриологические, горно-геологические и другие природные условия изучались с полнотой, позволяющей качественно и количественно охарактеризовать их основные показатели и влияние на вскрытие и разработку месторождения. Между тем контур запасов полезного ископаемого должен быть определен в соответствии с требованиями кондиций по скважинам или горным выработкам с включением (при выдержанных мощности тел и качестве полезного ископаемого) ограниченной зоны экстраполяции, обоснованной геологическими критериями, данными геофизических и геохимических исследований.

Категория С(1) включала запасы твердых углеводородов, в отношении которых были выяснены размеры и характерные формы тел полезного  ископаемого, основные особенности условий их залегания и внутреннего строения, оценены изменчивость и возможная прерывистость тел полезного ископаемого. Для данной категории должны были быть определены природные разновидности и промышленные (технологические) типы полезного ископаемого, установлены общие закономерности их пространственного распространения и количественные соотношения промышленных (технологических) типов и сортов полезного ископаемого, минеральные формы нахождения полезных и вредных компонентов; качество выделенных промышленных (технологических) типов и сортов охарактеризовано по всем предусмотренным кондициями показателям. Технологические свойства полезного ископаемого месторождения категории C1 должны были быть охарактеризованы в степени, достаточной для обоснования промышленной ценности разведанных запасов. Природные условия изучались с полнотой, позволяющей предварительно охарактеризовать их основные показатели. Контур запасов полезного ископаемого определялся также как и для предыдущей категории.

Запасы угля и горючего сланца относились к категории С(2), если размеры, форма, внутреннее строение тел полезного ископаемого и условия их залегания были оценены по геологическим и геофизическим данным и подтверждены вскрытием полезного ископаемого единичными скважинами или горными выработками. При этом качество и технологические свойства полезного ископаемого были определены по результатам исследований единичных лабораторных проб либо оценены по аналогии с более изученными участками того же или другого подобного месторождения. В свою очередь природные условия оценены по имеющимся для других участков месторождения данным, наблюдениям в разведочных выработках и по аналогии с известными в районе месторождениями. Контур запасов полезного ископаемого определен в соответствии с требованиями кондиций на основании единичных скважин, горных выработок, естественных обнажений или по их совокупности, с учетом данных геофизических и геохимических исследований и геологических построений, а также путем геологически обоснованной экстраполяции параметров, использованных при подсчете запасов более высоких категорий.

Прогнозные ресурсы твердых углеводородов категории Р(1) учитывали возможность прироста запасов за счет расширения площадей распространения тел полезного ископаемого за контуры подсчета запасов по категории С(2) или дополнительного выявления новых тел на разведанных, разведуемых, а также выявленных при поисково-оценочных работах месторождениях. Для количественной оценки ресурсов этой категории использовались представления о промышленном типе месторождения.

В восьмидесятые годы прошлого века оценка ресурсов основывалась на результатах геологических, геофизических и геохимических исследований площадей возможного распространения полезного ископаемого, а также на геологической экстраполяции имеющихся данных более изученной части месторождения о форме и строении тел полезного ископаемого, его минеральном составе и качестве (концентрации полезных компонентов), структурных особенностях, литологических и стратиграфических предпосылках, определяющих площади и глубины распространения полезного ископаемого, представляющего промышленный интерес.

Прогнозные ресурсы угля и горючего сланца категории Р(2) учитывали возможность обнаружения в бассейне, районе, рудном узле, рудном поле новых месторождений полезных ископаемых, предполагаемое наличие которых основывается на положительной оценке выявленных при крупномасштабной геологической съемке и поисковых работах проявлений полезного ископаемого, а также геофизических и геохимических аномалий, природа и возможная перспективность которых установлены единичными выработками. Количественная оценка ресурсов предполагаемых месторождений, представления о форме, размерах тел полезного ископаемого, его минеральном составе и качестве основывалась на аналогиях с известными месторождениями того же генетического типа.

Прогнозные ресурсы твердых углеводородов категории Р(3) учитывали лишь потенциальную возможность формирования и промышленной локализации месторождений твердых углеводородов на основании благоприятных стратиграфических, литологических, тектонических и палеогеографических предпосылок, выявленных при производстве в оцениваемом районе средне- и мелкомасштабной геологических съемок, дешифровке космических снимков, а также при анализе результатов геофизических и геохимических исследований. Количественная оценка ресурсов этой категории производится по предположительным параметрам на основе аналогии с более изученными районами, площадями, бассейнами, где имелись разведанные месторождения того же генетического типа.

Запасы твердых полезных ископаемых и содержащихся в них полезных компонентов по их народнохозяйственному значению подразделялись на две группы, подлежащие раздельному подсчету и учету: балансовые и забалансовые. Балансовые запасы – это полезные ископаемые, находящиеся в недрах земли, использование которых согласно утвержденным кондициям экономически целесообразно при существующей либо осваиваемой промышленностью прогрессивной технике и технологии добычи и переработки сырья с соблюдением требований по рациональному использованию недр и охране окружающей среды. Забалансовые – это запасы использование которых согласно утвержденным кондициям в текущее время было экономически нецелесообразно или технически и технологически невозможно, но которые могли быть в дальнейшем переведены в балансовые. Забалансовые запасы подсчитывались и учитывались в том случае, если в технико-экономическом обосновании кондиций доказана возможность их сохранности в недрах для последующего извлечения или целесообразность попутного извлечения, складирования и сохранения для использования в будущем. При подсчете забалансовых запасов производилось их подразделение в зависимости от причин отнесения запасов к забалансовым (экономических, технологических, гидрогеологических или горнотехнических).

Прогнозные ресурсы твердых углеводородов (угля и горючего сланца) оценивались до глубин, доступных для эксплуатации при современном или возможном в ближайшей перспективе технико-экономическом уровне разработки месторождений, с учетом особенностей качества и технологических свойств данного вида минерального сырья. Возможные изменения параметров кондиций по аналогичным известным месторождениям, использованных при количественной оценке прогнозных ресурсов, должны иметь соответствующее обоснование.

Целесообразная степень изученности месторождений (участков) твердых углеводородов, подготовленных для промышленного освоения, определялась в зависимости от сложности их геологического строения и распространения полезных ископаемых, а также экономических факторов - затрат средств и времени, требуемых на производство геологоразведочных работ. С учетом этого месторождения или участки крупных месторождений, намечаемые к отработке самостоятельными предприятиями по добыче полезных ископаемых, подразделялись в СССР на группы. Таких групп было выделено три: первая - простого геологического строения; вторая - сложного геологического строения; третья – очень сложного геологического строения.

Разведанные месторождения признавались подготовленными для промышленного освоения при соблюдении следующих условий: во-первых, балансовые запасы основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых, а также содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, утверждены ГКЗ СССР или в соответствующих случаях территориальными комиссиями по запасам полезных ископаемых Министерства геологии СССР (ТКЗ); во-вторых, утвержденные в установленном порядке балансовые запасы полезных ископаемых (основных компонентов в комплексных рудах), используемые при проектировании предприятия по добыче полезных ископаемых, должны иметь следующее соотношение различных категорий в процентах (См. таблицу).

Таблица 1. Угли и горючие сланцы по группам (1-3)

На смену советской классификации запасов и ресурсов твердых углеводородов в 1996 году пришла классификация запасов месторождений  и прогнозных ресурсов твердых полезных ископаемых.⁵ В части угля и горючих сланцев классификация применялась согласно инструкции 2007 года (Приложение № 34).⁶ Данные документы действуют по настоящее время, они уточняют и детализируют ранее применявшуюся классификацию и в отдельном рассмотрении не нуждаются.

Классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов была утверждена Постановлением Совета Министров СССР от 13 мая 1970 г. № 322⁷, она применялась тринадцать лет.

В соответствии с Основами законодательства СССР и союзных республик о недрах Совет Министров СССР Постановлением от 8 апреля 1983 г. № 299⁸ утвердил обновленную классификацию запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. Сорок лет назад под горючими газами понималось тоже, что и сейчас: углеводородные газы - свободный газ, газ газовых шапок и газ, растворенный в нефти, в постановлении особо не выделяли только газовый конденсат.

Запасы месторождений, согласно рассматриваемой классификации, а также перспективные ресурсы нефти и газа подсчитывались и учитывались в государственном балансе запасов полезных ископаемых СССР по результатам геологоразведочных работ и разработки месторождений. Данные о запасах месторождений и перспективных ресурсах нефти и газа использовались при разработке схем развития и размещения отраслей народного хозяйства, составлении государственных планов экономического и социального развития СССР, планировании геологоразведочных работ, а данные о запасах по месторождениям, подготовленным для промышленного освоения, - при проектировании предприятий по добыче, транспортировке и комплексной переработке нефти и газа.

Прогнозные ресурсы нефти и газа, наличие которых предполагалось на основе общих геологических представлений, теоретических предпосылок, результатов геологических, геофизических и геохимических исследований, оценивались в пределах крупных регионов, нефтегазоносных провинций, акваторий, областей, районов, площадей. Данные о прогнозных ресурсах нефти и газа использовались при планировании поисковых и разведочных работ. При определении запасов месторождений подлежали 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, имеющих промышленное значение, производился по каждой залежи раздельно и месторождению в целом по наличию их в недрах без учета потерь при разработке месторождений. Перспективные ресурсы подсчитывались и учитывались, а прогнозные ресурсы оценивались раздельно по нефти, газу и конденсату.

Запасы месторождений и перспективные ресурсы нефти и конденсата, а также этана, пропана, бутанов, серы и металлов подсчитывались и учитывались, а прогнозные ресурсы нефти и конденсата оценивались в единицах массы; запасы месторождений и перспективные ресурсы газа и гелия подсчитывались и учитывались, а прогнозные ресурсы газа оценивались в единицах объема. Подсчет, учет и оценка производились при условиях, приведенных к стандартным (0,1 МПа при 20 град. C).

Оценка качества нефти, газа и конденсата производилась в соответствии с требованиями государственных, отраслевых стандартов и технических условий с учетом технологии добычи и переработки, обеспечивающей их комплексное использование. При получении из скважин на месторождениях нефти и газа притоков подземных вод должны быть определены химический состав подземных вод, содержание в них йода, брома, бора и других полезных компонентов, температура, дебиты воды и другие показатели для обоснования целесообразности проведения специальных геологоразведочных работ с целью оценки запасов подземных вод и определения возможности использования их для извлечения полезных компонентов или для теплоэнергетических, бальнеологических и иных нужд.

Применение рассматриваемой советской классификации к запасам месторождений и перспективным ресурсам нефти и газа определялось инструкцией Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых при Совете Министров СССР. Методические принципы количественной оценки прогнозных ресурсов нефти и газа и порядок проверки результатов такой оценки утверждались Министерством геологии СССР, Министерством нефтяной промышленности СССР, а также Министерством газовой промышленности СССР.

Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделялись на категории: во-первых, разведанные - категории А, В и С(1); во-вторых, предварительно оцененные - категория С(2).

Ресурсы нефти и газа по степени их обоснованности подразделялись на перспективные - категория С(3) и прогнозные - категория Д(1) и Д(2).

К категории А отногсились запасы залежи (ее части), изученной с детальностью, обеспечивающей полное определение типа, формы и размеров залежи, эффективной нефте- и газонасыщенной толщины, типа коллектора, характера изменения коллекторских свойств, нефте- и газонасыщенности продуктивных пластов, состава и свойств нефти, газа и конденсата, а также основных особенностей залежи, от которых зависят условия ее разработки (режим работы, продуктивность скважин, пластовые давления, дебиты нефти, газа и конденсата, гидропроводность и пьезопроводность и другие). Запасы категории А подсчитывались по залежи (ее части), разбуренной в соответствии с утвержденным проектом разработки месторождения углеводородов.

Категория В представляла собой запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных промышленных притоков нефти или газа в скважинах на различных гипсометрических отметках. Тип, форма и размеры залежи, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина, тип коллектора, характер изменения коллекторских свойств, нефте- и газонасыщенность продуктивных пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях и другие параметры, а также основные особенности залежи, определяющие условия ее разработки, изучались в степени, достаточной для составления проекта разработки залежи. Запасы категории В, так же, как и А, подсчитывались по залежи (ее части), разбуренной в соответствии с утвержденной технологической схемой разработки месторождения нефти или проектом опытно-промышленной разработки месторождения газа.

Категория С(1) включала запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой была установлена на основании полученных в скважинах промышленных притоков нефти или газа (часть скважин опробована испытателем пластов) и положительных результатов геологических и геофизических исследований в неопробованных скважинах.

Тип, форма и размеры залежи, условия залегания вмещающих нефть и газ пластов-коллекторов у этой категории устанавливались по результатам бурения разведочных и эксплуатационных скважин и проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований. Литологический состав, тип коллектора, коллекторские свойства, нефте- и газонасыщенность, коэффициент вытеснения нефти, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина продуктивных пластов изучались по керну и материалам геофизических исследований скважин. Состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях исследовались по данным опробования скважин. По газонефтяным залежам категории С(1) устанавливалась промышленная ценность нефтяной оторочки. Продуктивность скважин, гидропроводность и пьезопроводность пласта, пластовые давления, температура, дебиты нефти, газа и конденсата для неё должны были быть изучены по результатам испытания и исследования скважин. Гидрогеологические и геокриологические условия устанавливались по результатам бурения скважин и по аналогии с соседними разведанными месторождениями.

Запасы категории С(1) подсчитывались в прошлом веке по результатам геологоразведочных работ и эксплуатационного бурения и должны были быть изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно-промышленной разработки месторождения газа.

Заметим, что следующая категория С(2) – это запасы залежи (ее части), наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований: во-первых, в неразведанных частях залежи, примыкающих к участкам с запасами более высоких категорий; во-вторых, в промежуточных и вышезалегающих неопробованных пластах разведанных месторождений. Форма и размеры залежи, условия залегания, толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата определялись для этой категории 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 С(2) использовались для определения перспектив месторождения, планирования геологоразведочных работ или геологопромысловых исследований при переводе скважин на вышезалегающие пласты и частично для проектирования разработки залежей.

Другая категория С(3) представляла собой перспективные ресурсы нефти и газа подготовленных для глубокого бурения площадей, 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. Форма, размер и условия залегания залежи определялись в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований, а толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти или газа принимались по аналогии с разведанными месторождениями. Отметим, что перспективные ресурсы нефти и газа использовались при планировании поисковых и разведочных работ и прироста запасов категорий С(1) и С(2), но не С(3).

В отличие от угольных и сланцевых месторождений нефтегазовые (нефтегазоконденцатные) прогнозные ресурсы могли относится к двум категориям Д(1) и Д(2), а не к трем, как у твердых карбонов -  Р(1), Р(2) и Р(3)). Категория Д(1) включала прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур с доказанной промышленной нефтегазоносностью. Количественная оценка прогнозных ресурсов нефти и газа категории Д(1) производилась по результатам региональных геологических, геофизических и геохимических исследований и по аналогии с разведанными месторождениями в пределах оцениваемого региона. Категория Д(2) - прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. Перспективы нефтегазоносности этих комплексов прогнозировались на основе данных геологических, геофизических и геохимических исследований. Количественная оценка прогнозных ресурсов этой категории производится по предположительным параметрам на основе общих геологических представлений и по аналогии с другими, более изученными регионами, где имеются разведанные месторождения нефти и газа.

Запасы имеющих промышленное значение компонентов, содержащихся в нефти, газе и конденсате, подсчитывались в контурах подсчета запасов нефти и газа по тем же категориям. Все они подразделялись на две группы, подлежащие раздельному подсчету и учету: во-первых, балансовые - запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку в текущий момент времени было экономически целесообразно; во-вторых, забалансовые - запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку в текущий момент времени было экономически нецелесообразно или технически и технологически невозможно, но которые в дальнейшем могли быть переведены в балансовые.

В балансовых запасах нефти, растворенного газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, подсчитывались и учитывались извлекаемые запасы. Они представляли собой часть балансовых запасов, которая может быть извлечена из недр при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом допустимого уровня затрат (замыкающих) и соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.

Коэффициенты извлечения нефти и конденсата определялись на основании поливариантных технологических и технико-экономических расчетов и утверждались ГКЗ СССР с учетом заключений по ним Министерства нефтяной промышленности СССР, Министерства газовой промышленности СССР и Министерства геологии СССР. Запасы месторождений нефти и газа, расположенные в пределах охранных зон крупных водоемов и водотоков, населенных пунктов, сооружений, сельскохозяйственных объектов, заповедников, памятников природы, истории и культуры, относились к балансовым или забалансовым на основании технико-экономических расчетов, в которых учитывались затраты на перенос объектов или затраты, связанные с применением специальных способов разработки месторождений.

Запасы месторождений нефти и газа, расположенные в пределах охранных зон крупных водоемов и водотоков, населенных пунктов, сооружений, сельскохозяйственных объектов, заповедников, памятников природы, истории и культуры, относились к балансовым или забалансовым на основании технико-экономических расчетов, в которых учитываются затраты на перенос объектов или затраты, связанные с применением специальных способов разработки месторождений.

Месторождения нефти и газа по величине извлекаемых запасов нефти и балансовых запасов газа подразделялись на:

● уникальные - более 300 млн. тонн нефти или 500 млрд. куб. метров газа;

● крупные - от 30 до 300 млн. тонн нефти или от 30 до 500 млрд. куб. метров газа;

● средние - от 10 до 30 млн. тонн нефти или от 10 до 30 млрд. куб. метров газа;

● мелкие - менее 10 млн. тонн нефти или 10 млрд. куб. метров газа.

По сложности геологического строения выделялись месторождения (залежи): во-первых, простого строения, связанные с ненарушенными или слабонарушенными структурами, продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу; во-вторых, сложного строения, характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием литологических замещений коллекторов непроницаемыми породами либо тектонических нарушений; в третьих, очень сложного строения, характеризующиеся как наличием литологических замещений или тектонических нарушений, так и невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов.

Размер и сложность геологического строения месторождения (залежи) определяли методику разведочных работ, их объемы и экономические показатели разведки и разработки. Подготовленность разведанных месторождений (залежей) нефти и газа для промышленного освоения определялась степенью их изученности, независимо от размера и сложности геологического строения.

Разведанные месторождения (залежи) или части месторождений (залежей) нефти и газа считались подготовленными для промышленного освоения при соблюдении следующих условий, если:

во-первых, балансовые и извлекаемые запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, утверждены ГКЗ СССР и дана оценка перспективных ресурсов нефти, газа и конденсата месторождения;

во-вторых, утвержденные извлекаемые запасы нефти и конденсата, балансовые запасы газа, а также запасы содержащихся в них имеющих промышленное значение компонентов, используемые при проектировании предприятий по добыче нефти и газа, составляли не менее 80 процентов категории С(1) и до 20 процентов категории С(2). Возможность промышленного освоения разведанных месторождений (залежей) или частей месторождений (залежей) нефти и газа при наличии запасов категории С(2) более 20 процентов устанавливалась в исключительных случаях ГКЗ СССР при утверждении запасов на основе экспертизы материалов подсчета;

в-третьих, состав и свойства нефти, газа и конденсата, содержание в них компонентов, имеющих промышленное значение, особенности разработки месторождения (залежи), дебиты нефти, газа и конденсата, гидрогеологические, геокриологические и другие природные условия были изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно-промышленной разработки месторождения газа;

в-четвертых, в районе разведанного месторождения должны были быть оценены сырьевая база строительных материалов и возможные источники хозяйственно-питьевого и технического водоснабжения, обеспечивающие удовлетворение потребностей будущих предприятий по добыче нефти и газа;

в-пятых, имелись сведения о наличии в разведочных скважинах поглощающих горизонтов, которые могли быть использованы при проведении проектно-изыскательских работ для изучения возможностей сброса промышленных и других сточных вод;

в-шестых, были составлены рекомендации о разработке мероприятий по обеспечению предотвращения загрязнения окружающей среды.

Новое время стало переходным в истории развития классификации запасов и ресурсов углеводородов. Минприроды России утвердило временную классификацию ресурсов и запасов нефти и газа в 2001 году⁹. Она во многом повторяла свою предшественницу. Наиболее существенным отличием принятой классификации от предыдущей было разделение запасов нефти и горючего газа на две группы геологические и извлекаемые. При этом критерии уникальности месторождений не изменились, а вот крупными месторождениями по величине их запасов стали считать, если они содержали от 60 до 300 миллионов тонн нефти или от 75 до 500 миллиардов кубометров газа. Средними - от 15 до 60 миллионов тонн нефти или от 40 до 75 миллиардов кубометров газа; мелкими месторождениями – менее 15 миллионов тонн нефти или 40 миллиардов кубометров газа.

В 2005 году была принята очередная классификация запасов и ресурсов нефти и горючих газов.¹⁰ Анализ геологической изученности и степени подготовленности к промышленному освоению стал новым основанием подразделения углеводородов, находящихся в недрах. Теперь они входили в состав либо геологических запасов либо геологических ресурсов. Первые представляли собой количество нефти, горючих газов и содержащихся в них попутных компонентов, находящихся в изученных бурением залежах. Вторые - количество сырья, которое содержится в не вскрытых бурением ловушках, нефтегазоносных или перспективных нефтегазоносных пластах, горизонтах или комплексах. Принятая классификация носила социально-экономических характер. Ресурсы нефти и горючих газов оценивались раздельно по нефти и газу в пределах нефтегазоносных провинций, областей, районов, зон, площадей и отдельных ловушек. Объектом подсчета запасов являлась залежь (части залежей) нефти и горючих газов с доказанной промышленной нефтегазоносностью. Объектом оценки ресурсов явлось скопления нефти, горючих газов в нефтегазоносных комплексах, горизонтах и ловушках, наличие которых в недрах прогнозировалось по результатам геологических, геофизических и геохимических исследований.

По промышленной значимости и экономической эффективности выделялись две группы запасов нефти и горючих газов. Кроме того, они подразделялись  по промышленной значимости месторождения и величине чистого дисконтированного дохода, определяемого по прогнозируемым показателям разработки при фиксированных нормах дисконта. По экономической эффективности также группировались ресурсы (по величине ожидаемой стоимости запасов) нефти и горючих газов. Степень геологической изученности и промышленной освоенности запасов и ресурсов также являлась основанием для их классификации.

Месторождения (залежи) нефти и горючих газов для целей ведения учета запасов нефти и газа подразделялись по фазовому состоянию и составу углеводородных соединений, по величине запасов и сложности геологического строения. Подсчет запасов и оценка ресурсов могли проводиться детерминированным и вероятностным методами. При использовании вероятностных методов, могли определяться следующие границы оценки запасов и ресурсов: первая - минимальная (P90) - оцененная величина запасов и ресурсов подтверждается с вероятностью 0,9; вторая - оптимальная или базовая (P50) - оцененная величина запасов и ресурсов подтверждается с вероятностью 0,5; третья -  максимальная (P10) - оцененная величина запасов и ресурсов подтверждается с вероятностью 0,1.

По экономической эффективности промышленные запасы и ресурсы нефти и газа в рассматриваемой классификации подразделялись на нормально-рентабельные и условно рентабельные. Непромышленные включали  рентабельные и неопределенно рентабельные. Категории запасов и ресурсов нефти и газа по геологической изученности и степени промышленного освоении в рассмотренной классификации по-прежнему сохранились: A (достоверные), В (установленные), C1 (оцененные), C2 (предполагаемые); по геологической изученности: D1 (локализованные); D2 (перспективные) и D3 (прогнозные). Но приведенная классификация нефти и горючих газов, принятая в 2005 году, так и не вступила в силу. Дата начала её действия была перенесена на 1 января 2012 г.¹¹, а затем Минприроды России вовсе отменило ранее принятый документ. ¹²

В ноябре прошлого года Минприроды России утвердило еще одну классификацию запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов.¹³ Она вступает в силу 1 января 2016 года.  Классификация устанавливает единые для Российской Федерации принципы подсчета и государственного учета запасов и ресурсов нефти, горючих газов и газового конденсата. Заметим, что при определении запасов подлежат обязательному раздельному подсчету и учету запасы нефти, горючих газов, конденсата и содержащихся в них попутных компонентов. Запасы попутных компонентов, содержащихся в нефти, конденсате, свободном и растворенном газе, будут учитываться только в случае подтверждения целесообразности их извлечения технологическими и технико-экономическими расчетами. Подсчет и учет запасов планирую производить по наличию их в недрах по каждой залежи раздельно и месторождению в целом. Ресурсы будут оцениваться и учитываться раздельно по каждому виду полезных ископаемых в пределах нефтегазоносных провинций, областей, районов, зон, площадей и отдельных ловушек по результатам геологоразведочных работ. Ресурсы и запасы традиционно будут подразделяться группы: извлекаемые и геологические. Месторождения и залежи нефти и газа решили характеризовать, как и прежде, по фазовому состоянию, по величине запасов и стадиям освоения.

Категории запасов определяются следующим образом:

A (разрабатываемые, разбуренные),

B1 (разрабатываемые, неразбуренные, разведанные),

B2 (разрабатываемые, неразбуренные, оцененные),

C1 (разведанные) и C2 (оцененные).

Также в новой классификации выделяются следующие категории ресурсов:

D0 (подготовленные), Dл (локализованные), D1 (перспективные) и D2 (прогнозируемые). При этом типы месторождений (залежей) нефти и газа по фазовому состоянию остаются неизменными.

В газовых залежах по содержанию конденсата выделили следующие группы газоконденсатных залежей (по концентрации газового конденсата в г/м): низкоконденсатные (менее 25); среднеконденсатные (от 25 до 100); высококонденсатные (от 100 до 500); уникальноконденсатные (более 500).

Однако градация месторождений по сложности геологического строения не изменилась, но была откорректирована по величине начальных извлекаемых запасов:

● уникальными запасами считаются запасы более 300 млн. т нефти или 300 млрд. м газа;

● крупными - от 30 до 300 млн. т нефти или от 30 до 300 млрд. м газа;

● средними - от 5 до 30 млн. т нефти или от 5 до 30 млрд. м газа;

● мелкими - от 1 до 5 млн. т нефти или от 1 до 5 млрд. м газа;

● очень мелкими - менее 1 млн. т нефти, менее 1 млрд. м газа.

Исследование эволюции классификации ресурсов и запасов углеводородов в течение рассмотренного исторического периода показало, что стратификация полезных ископаемых предопределяет содержание отношений  в сфере недропользования (экономических, юридических и др.). В зависимости от вида участка недр, устанавливаемого на основании соответствующей классификации, формируется субъектный состав пользователей недр, а также лицензионные условия их освоения.

Действующая классификация не позволяет в достаточной степени учесть как интересы государства, так  и недропользователей. Введение качественной и детально проработанной классификации углеводородов необходимо для  повышения эффективности финансовой и экономической деятельности государства, развития промышленности и энергетики. Полагаем, что рассмотренная выше классификация запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, вступление в силу которой запланировано на 2016 год, станет одним из первых шагов в направлении систематизации природных богатств, наиболее полно отражающей государственные интересы России на эволюционном пути к формированию сильной и устойчивой экономики.

Предлагаем в дальнейшем провести гармонизацию указанной классификации с Законом Российской Федерации «О недрах», другими федеральными законами и иными нормативными правовыми актами. Кроме того считаем возможным создать  единую систему классификации прогнозных ресурсов и запасов полезных ископаемых, неотъемлемой частью которой станет классификация ресурсов и запасов углеводородов.

Текстовые сноски на индексы в статье

^[1] Статья выполнена с использованием Справочной Правовой Системы КонсультантПлюс.

² СУ РСФСР. 1928. № 133. Ст. 871. // СПС КонсультантПлюс.

³ Ведомости ВС СССР. 1975. № 29. Ст. 435. // СПС КонсультантПлюс.

⁴ СП СССР. 1982. № 1. Ст. 1. // СПС КонсультантПлюс.

⁵ Приказ МПР РФ от 07.03.1997 № 40 «Об утверждении Классификаций запасов полезных ископаемых». // СПС КонсультантПлюс.

⁶ Распоряжение МПР РФ от 05.06.2007 N 37-р «Об утверждении Методических рекомендаций по применению Классификации запасов месторождений и прогнозных ресурсов твердых полезных ископаемых». // СПС КонсультантПлюс.

⁷ СП СССР. 1970. № 9. Ст. 70. // СПС КонсультантПлюс.

⁸ СП СССР. 1983. N 12. Ст. 55. // СПС КонсультантПлюс.

⁹Приказ МПР России от 7 февраля 2001 г. № 126 «Об утверждении временных положений и классификаций» // Природно-ресурсные ведомости. № 21. 2001.

¹⁰ Приказ МПР России от 01.11.2005 № 298 «Об утверждении Классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов» // Бюллетень нормативных актов федеральных органов исполнительной власти от № 2. 2006.

¹¹ Манин Я. В. Особенности правового режима участков недр федерального значения: Монография. – М.: Право ТЭК, 2013.  – 200 с.

¹² Приказ Минприроды России от 20 декабря 2011 г. // Бюллетень нормативных актов федеральных органов исполнительной власти. № 2. 2006.

¹³ Приказ Минприроды России от 01 ноября 2013 Г. № 477. // СПС КонсультантПлюс.

Я.В. Манин,

РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина