Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ и оценка мировых запасов и добычи нефти 7
1.1. Оценка запасов и добычи нефти в России 21
1.2. Анализ факторов влияющих на динамику цен на нефть 27
2. Анализ существующего состояния вопроса определения количественных и качественных потерь нефти
2.1. Оценка состояния действующей законодательной базы 39
2.2. Существующий порядок нормирования технологических потерь нефти 42
2.3. Порядок определения фактических технологических потерь нефти и расчета платежей за право пользования недрами 47
2.4. Постановка задачи 52
3. Разработка многоуровневой системы формирования количественных и качественных потерь нефти при недропользовании 55
3.1. Общие положения системного подхода к изучению объекта 58
3.1.1. Формирование источников количественных и качественных потерь нефти на уровнях недропользования 60
3.1.2. Факторы влияющие на уровень количественных и качественных потерь нефти при разработке месторождений углеводородов 71
3.1.3. Варианты уровней недропользования при разработке месторождений углеводородов
4. Квалиметрическая оценка потерь нефти при недропользовании на основе многоуровневой системы их формирования 82
4.1. Общие методические положения 82
4.2. Информационная база 89
4.3. Модель определения оптимального уровня потерь нефти при недропользовании
5. Определение оптимальных величин потерь нефти на примере Северо-Елтышевского месторождения 120
5.1. Геолого-горно-технологическая характеристика месторождения 120
5.2. Оценка степени влияния значимых факторов на стоимостную оценку полноты и качества извлечения 1т запасов нефти из недр при различных вариантах недропользования 123
Заключение 133
Список литературы
Приложение 1 147
Приложение 2 200
- Анализ факторов влияющих на динамику цен на нефть
- Существующий порядок нормирования технологических потерь нефти
- Формирование источников количественных и качественных потерь нефти на уровнях недропользования
- Информационная база
Введение к работе
Актуальность работы. В настоящее время в России извлечение нефти из недр составляет около 30%, тогда как в других нефтедобывающих странах достигает 70%. Несмотря на то, что разрабатываются все новые методы увелечения нефтеотдачи, коэффициент извлечения становится все ниже.
Как правило, по ряду причин практически не производится учет потерь сырой нефти на всех уровнях недропользования (геолого-разведочные работы - добыча - система сбора, подготовки и транспортирования — транспортирование к потребителю), что особенно важно при сокращении объемов добычи.
В условиях глобализации мирового рынка, истощения и ухудшения качества запасов нефти решение проблемы полноты и качества извлечения запасов нефти из недр представляет большой интерес. Поэтому решение задачи повышения полноты извлечения запасов нефти на всех уровнях недропользования является весьма актуальной.
Цель работы состоит в обосновании метода квалиметрической оценки потерь нефти при недропользовании на основе многоуровневой системы их формирования, что позволит определить оптимальный уровень потерь при добыче, переработке, хранении и транспортировании.
Идея работы заключается в разработке модели определения оптимальных величин потерь нефти на основе стоимостной оценки полноты и качества извлечения 1т нефти из недр с учетом геолого-технологических показателей месторождения, технологии добычи, способов подготовки и хранения, видов транспортирования и конъюнктуры рынка.
Научные положения, разработанные лично соискателем, и их
новизна:
1. Создана многоуровневая система формирования количественных и
качественных потерь нефти при недропользовании, которая позволяет
выявить основные источники образования и разработать классификацию их
нормируемых видов.
Разработана модель определения оптимального уровня потерь нефти на основе стоимостной оценки полноты и качества извлечения 1т запасов нефти из недр с учетом динамики комплексного показателя качества и цены на нефть при возможных вариантах недропользования.
Установлены зависимости стоимостной оценки полноты и качества извлечения 1 т нефти из недр от: комплексного показателя качества (К) и цены на нефть (Ц„) при возможных вариантах недропользования, позволяющие определить оптимальную область количественных и качественных потерь нефти.
Обоснованность и достоверность научных положений, выводов и рекомендаций подтверждаются результатами теоретических исследований и представленным объемом статистической информации Северо-Елтышевского месторождения углеводородов; обобщением опыта по определению потерь нефти при разработке месторождений УВ; анализом и оценкой мирового и российского рынков нефти.
Научное значение работы заключается в обосновании методики квалиметрической оценки потерь нефти при возможных вариантах недропользования, позволяющей определить оптимальную область полноты и качества извлечения запасов нефти.
Практическая значимость работы заключается в обосновании оптимальной области полноты и качества извлечения запасов нефти при недропользовании, которая позволяет в зависимости от варианта недропользования, цены на нефть и комплексного показателя качества определить допустимый уровень потерь нефти.
Реализация результатов работы. Разработанная методика квалиметрической оценки потерь нефти при недропользовании может быть использована при разработке месторождений нефти.
Апробация работы. Основные результаты работы докладывались на симпозиумах «Неделя горняка» (МГГУ - 2005, 2006 гг.), Всероссийской выставке инноваций в г. Новочеркасске (НПИ (ТУ) «ИННОВ-2007») ,
выставке «Научно-техническое творчество молодежи» (г. Москва, ВДНХ «НТТМ - 2007»), семинарах кафедры МДиГ МГГУ (2006 - 2008 гг).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 4 работы.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения и 2-х приложений, содержит 25 рисунков, 11 таблиц и список литературы из 126 наименований.
Анализ факторов влияющих на динамику цен на нефть
Важнейшая особенность международной торговли энергоносителями заключается в чрезвычайно неустойчивой конъюнктуре, и перманентных скачкообразных изменениях цен на основные виды топлива. Дело в том, что ; торговля энергоресурсами наиболее чувствительна по отношению к колебаниям деловой активности в ведущих зарубежных странах, развитию военно-политической ситуации в мире, а также чутко реагирует на участившиеся погодные аномалии.
В наше время динамика цен на нефть непредсказуема, так как она зависит от множества факторов (рис. 1.10). Некоторые из этих факторов лежат на поверхности. Возьмем то же падение курса американского доллара, в котором исчисляются мировые цены на энергоресурсы, либо инфляционные процессы, наблюдающиеся в мировой экономике. Тем не менее, определяющее влияние на ценовую динамику, очевидно, оказали более фундаментальные факторы экономического и геополитического характера, которые резко усилили элементы нестабильности на международном нефтяном рынке как в краткосрочной, так и более отдаленной перспективе. Под влиянием этих факторов произошли существенные изменения в соотношении между глобальным спросом и предложением на жидкое топливо, которые не могли не сказаться на ценах. Соотношение уровня добычи и потребления нефти в мире является определяющим фактором для уровня цен на нефть. Очевидно, что в случае превышения добычи (предложения) нефти над потреблением (спросом) цены на нефть падают, и наоборот: с превышением потребления над добычей - цены растут. Можно выделить следующие временные фазы цен на нефть: 1960 - 1975 г.г.: рост цен на нефть (бурный рост потребления). 1975 - 1990 г.г.: снижения цен на нефть (стабилизация потребления). 1990 - 2005 г.г.: рост цен на нефть (умеренный рост потребления). 2005 - 2020 г.г.: значительный рост цен (значительный рост потребления).
По данным British Petrolium, объем мировых доказанных запасов нефти в 2007 году составил 1,237 триллион баррелей, чего при нынешнем уровне добычи (81,533 миллиона баррелей в день) должно хватить по меньшей мере на 41 год. Даже с учетом предполагаемого в ближайшие 30 лет роста глобального спроса на нефть на 60% до физической нехватки ее запасов дело, очевидно, дойдет не скоро.
Нынешние мировые потребности в нефти по сравнению с 2006 годом выросли на 1,1% составили 85,22 миллиона баррелей в день. Предложение же ее в 2007 году уменьшилось по сравнению с 2006 годом на 0,2% и составило 81,533 млн. барр. Особенность нынешнего положения, однако, состоит в том, что равновесие между спросом и предложением достигается за счет задействования практически всего имеющегося потенциала по ее добыче. Если еще несколько лет назад резервные мощности без особого напряжения могли позволить нарастить поставки нефти на мировой рынок на 5,5 млн. барр. в день, то теперь их величина сократилась до 1,1 млн. барр.
В последнее время, к сожалению, достаточно часто случаются перебои в одном или нескольких традиционных источниках добычи. Резко ограничившиеся возможности маневра со свободными мощностями не могут не нервировать потребителей и подталкивать цены вверх.
Не способствует успокоению рынка и изменение структуры предложения нефти. На сегодняшний день рост поставок нефти низкого качества все возрастает. Это связано в первую очередь с поставками высокосернистых сортов нефти, в то время как основной спрос -предъявляется на низкосернистые сорта. В Азиатско-Тихоокеанском регионе это обусловлено дефицитом промышленных мощностей для глубокой переработки и обессеривания нефти, в промышленно развитых странах -ужесточением требований к экологическим параметрам выпускаемых нефтепродуктов. Соответственно, такая ситуация оборачивается ростом цен на более качественное сырье.
В средне- и долгосрочной перспективе баланс между спросом и предложением на мировом рынке нефти может приобрести еще более хрупкий характер. По прогнозам Международного энергетического агентства (МЭА), к 2020 году глобальные потребности в жидком топливе вырастут до 115 млн. барр., а к 2030 году - до 120 млн. барр. в день. С учетом постепенного входа месторождений Мексиканского залива, Аляски и Северного моря в фазу истощения, значительного снижения темпов геологоразведочных работ и прироста запасов нефти в результате отсутствия в течение длительного периода достаточного уровня инвестиций в данные области, основные источники углеводородного сырья будут постепенно перемещаться в регионы и страны «третьего мира» - Ближний Восток, Венесуэлу, Нигерию и др. Эти обстоятельства будут способствовать усилению влияния роли стран Организации стран-экспортеров нефти (ОПЕК).
Указанная группа государств контролирует более 40% всей мировой добычи, свыше 50% мировой торговли нефтью, до 11% мировых мощностей по ее переработке и владеет примерно 6% мирового танкерного флота. На нее приходится более 3/5 разведанных общемировых запасов нефти. ОПЕК в обозримой перспективе будет продолжать играть роль мощного системообразующего фактора, определяющего не только уровень цен на жидкое топливо, но и общую «погоду» на международном нефтяном рынке. Нынешняя нестабильная политическая ситуация в целом ряде стран-членов этой организации и возможность ее распространения на другие вряд ли будут способствовать снятию озабоченностей и успокоению страхов по поводу потенциальных серьезных сбоев в поставках нефти для мировой экономики. В свою очередь это будет продолжать служить питательной почвой для сохранения общей нервозности на рынке, трансформирующиеся в высокие цены. Очень сильное влияние на уровень цен оказывает налоговая политика промышленно развитых стран-потребителей нефти. По оценкам экспертов ОПЕК, в Великобритании на долю налогов приходится порядка 62% конечной цены бензина. В США удельный вес налогов в цене исчисляется 24%, в Германии и Франции - 58%. Из этих данных видно, что рычаги снижения цен на нефть для конечных потребителей при наличии политической воли находятся не только в руках стран-экспортеров, но и государств-импортеров «черного золота».
Сфера нефтепереработки также оказывает сильное влияние на цены. Сложившиеся в последние годы в этой сфере серьезные дисбалансы оказали значительное влияние не только на цены на нефтепродукты, но и стали дополнительным серьезным фактором напряженности на мировом рынке нефти.
Существующий порядок нормирования технологических потерь нефти
Основным показателем, характеризующим полноту и качество извлечения углеводородов из недр, являются потери нефти. Пластовая нефть - природная смесь углеводородов различных групп, находящихся в жидком состоянии, с примесью других (сернистых, азотистых, кислородных) соединений, залегающая в недрах земли. Добыча нефти - комплекс технологических и производственных процессов, связанных с извлечением нефти из недр на земную поверхность, сбором и подготовкой ее на промыслах по качеству, соответствующему требованиям действующих стандартов или нормативных документов.
Валовая добыча нефти - суммарная масса нефти, сданная потребителям (товарная нефть), израсходованная на собственных нужды нефтегазодобывающего предприятия, находящаяся в технологическом оборудовании, а также потери. Товарная нефть - нефть, физико - химические и другие свойства которой отвечают требованиям ГОСТ 9965 [23], ОСТов или условиям поставки ее потребителям. Подготовка нефти - технологические процессы, обеспечивающие получение товарной нефти [24 - 33]. Потери нефти - часть валовой добычи нефти, не сохраненной и не использованной потребителями. Технологические потери нефти - количество нефти, которое теряется при применяемой технике и технологии на нефтепромысловых объектах добычи, сбора, подготовки и транспорта. Фактические технологические потери нефти (в отличие от плановых) - реальное количество нефти, теряемое в данный момент времени из источников потерь без нарушения технологии производства.
Нормы технологических потерь нефти в нефтепромысловом производстве - количество безвозвратных потерь нефти по процессам или источникам выделения нефти в окружающую природную среду при современном уровне используемых техники и технологии и при условиях соблюдения технологических регламентов, правил и инструкций по эксплуатации и обслуживанию оборудования, технологических аппаратов и сооружений. Нормативы технологических потерь нефти - укрупненные нормы, учитывающие общие удельные технологические потери нефти в целом по предприятию. Они могут быть дифференцированы по основным технологическим процессам нефтепромыслового производства и периодам года. Базовые нормативы технологических потерь нефти - нормативы года, предшествующего нормируемому периоду. Нормирование технологических потерь нефти - установление норм и нормативов технологических потерь нефти. Нефтепромысловые объекты: эксплуатационные скважины (кусты скважин или отдельно расположенные скважины), замерные установки, дожимные насосные станции, центральные пункты сбора нефти и газа, резервуарные парки и пр. Технологические потери нефти нормируются по утвержденной в установленном порядке методике. Нормативные технологические потери нефти используются в расчетах валовой добычи нефти, а также при установлении платежей за пользование недрами. Разрабатываемые нормативы служат для контроля за фактическим уровнем технологических потерь нефти и списанием учтенных балансовых запасов полезных ископаемых. Нормирование технологических потерь нефти начинается на стадии разработки проектов обустройства месторождений. Пересмотр нормативных величин технологических потерь нефти с соблюдением всех стадий НИР по их определению и формированию осуществляется не реже одного раза в 5 лет. При существенных изменениях нефтепромысловой технологии или вводе в эксплуатацию новых месторождений производится индивидуальная корректировка нормативов ранее установленного срока их пересмотра. Нормативы технологических потерь нефти разрабатываются на основании результатов научно - исследовательских работ и утверждаются руководством Минтопэнерго РФ. Потери нефти, вызванные нарушением правил технической эксплуатации аппаратов, установок и оборудования, режимов технологических процессов, авариями технических сооружений, ремонтно-восстановительными работами, а также потери связанные с выбором системы и способа разработки к технологическим потерям не относятся.
Методической основой для нормирования технологических потерь нефти являются результаты научно - исследовательских работ, выполненные и оформленные в соответствии с «Техническими требованиями к проведению исследований по определению технологических потерь нефти на нефтегазодобывающих предприятиях и представлению их результатов».
В качестве нормативных (норм) технологических потерь нефти от испарения и утечек принимаются фактические технологические потери нефти на момент разработки проекта нормативов. Единицей измерений норм являются % масс, от количества нефти до источников потерь.
Формирование источников количественных и качественных потерь нефти на уровнях недропользования
Потери нефти происходят по всей технологической цепочке (геологоразведочные работы - добыча - система сбора, подготовки и транспортирования - транспортирование к потребителю).
Принимая месторождение в качестве системы «объект», а совокупность процессов: геолого-разведочные работы, добыча, система сбора, подготовки и транспортрования, транспортирование к потребителю в качестве системы «процесс», то при формировании источников количественных и качественных потерь нефти каждый уровень недропользования рассматривается как подсистема этой системы.
В основу каждой подсистемы положены следующие принципы: стадии технологических процессов; геологические, горно-технические, технологические и экономические данные; источники количественных и качественных потерь нефти. Рассмотрим более подробно источники количественных и качественных потерь нефти на каждой подсистеме.
На подсистеме «геолого-разведочные работы» основными стадиями являются региональный, поисковый и разведочный этапы, по их данным производится моделирование, количественная и качественная оценка запасов.
Основными источниками образования количественных и качественных потерь на данном уровне являются: сложность геологического строения, недоизученность, некорректный выбор компьютерных технологий и непрофессиональный подход, в совокупности могут привести к пропуску нефтенасыщенных пластов при перфорации и, естественно к потерям нефти (рис. 3.2) [12,19,21].
На подсистеме «добыча» основными стадиями являются эксплуатационное бурение, доразведка и непосредственно добыча нефти. Источниками образования количественных и качественных потерь являются: потери запасов нефти в худших участках пластов (застойные зоны), в худших пластах сложных объектов, в тупиковых зонах, в линзах и полулинзах, в краевых частях ВНЗ, в кровельной части пластов, в «кольцевых» зонах, на участках резких раздувов толщины пласта, в зонах стягивания контуров, в зонах, не введенных в разработку (вывод запасов за баланс), в пластах с меньшими темпами извлечения запасов, в поровых каналах, макромасштабные потери в техногенно измененных коллекторах, в пластах за счет конусообразования, в тонких прослоях, заводненных пластах, микромасштабные потери в техногенно измененных коллекторах и из -за изменения свойств нефтей в процессе длительной разработки с применением заводнения. Неверно подобранный буровой раствор и его неизбежный контакт с продуктивным пластом во время первичного вскрытия, засорение прискважинной зоны пласта асфальто-смоло-парафинистыми отложениями, отложение их в насосно-компрессорных трубах, смятие, слом, срез обсадных колонн эксплуатационных скважин, вызванные деформационными и
Структурная схема подсистемы «Процесс - геолого-разведочные работы» сейсмическими процессами, индуцированными разработкой месторождений нефти и газа. Возможны утечки нефти через фланцевые соединения и сальники в устье скважины. Если скважина эксплуатируется фонтанным способом, то при спуске лифта возможны выбросы жидкости из скважины и открытое фонтанирование, а также возможны разрывы обвязки под давлением. Наиболее ответственный момент при эксплуатации фонтанных скважин - это процесс вызова фонтана, который осуществляют путем аэрации скважинной жидкости с помощью передвижных компрессоров. В этот момент возможны взрывы, которые создают условия для открытого фонтанирования скважин. Взрывы также возможны и при эксплуатации газлифтным способом из-за возникновения опасных концентраций газа. Если скважины эксплуатируются штанговыми глубиннонасосными установками, то возможно появление утечек в посадочном седле и клапанах глубинного насоса. В обводненных скважинах, дающих коррозионную жидкость, возможно появление течи в насосно-компрессорных трубах. В конструкциях обвязки устья допускаются резкие повороты потока жидкости, применяются различные типоразмеры задвижек, у которых проходные отверстия иногда бывают меньше проходного сечения трубы, что создает опасность возникновения пробок, чрезмерных перепадов давления, пульсации жидкости и разрыва. В некоторых конструкциях не предусмотрены запорные устройства, необходимые для предотвращения перелива жидкости в случае обрыва полированного штока, а также при замене задвижки и т.д. Эти обстоятельства приводят к разливу большого количества нефти на территории скважины и создают пожарную опасность. При разработке скважины гидропоршневой глубиннонасосной установкой повреждение или неточная сборка плунжеров вызывают большую утечку рабочей жидкости, а в качестве рабочей жидкости используется добываемая нефть. При проведении ремонтных работ необходимо производить глушение скважин. Глушение скважин представляет собой комплекс мероприятий по выбору, приготовлению и технологии закачки в скважину специальных жидкостей, обеспечивающих безопасное и безаварийное проведение ремонтных работ.
Глубокое проникновение солевых растворов в пласт с образованием эмульсий с нефтями приводит к снижению проницаемости коллектора для фильтрации нефти в послеремонтный период. Ухудшение коллекторских свойств пород призабойной зоны пласта сопровождается длительным периодом освоения и вывода скважин на режим и, соответственно, значительными потерями нефти. При длительной разработке месторождения с применением заводнения происходит изменение качественных характеристик нефти, что приводит к качественным потерям (рис. 3.3) [1,8,10,13,15,16, 20,22,51, 54,56,62, 63,67,68, 73,74,80,90, 92,101,102,105, 106, 110,124,126]. На подсистеме «система сбора, подготовки и транспортирования» основными стадиями является учет, подготовка, транспортирование и хранение.
Основными источниками образования количественных и качественных потерь являются: утечки нефти через уплотнения технологического оборудования, унос капельной жидкости потоком газа, унос нефти со сточной водой, потери нефти от испарения легких фракций в негерметизированных системах сбора и подготовки продукции скважин, коррозионные повреждения запорной и регулирующей арматуры, нарушение функционирования систем сбора и подготовки, связанное с деформационными и сейсмическими процессами, индуцированными разработкой месторождений нефти и газа. В результате возможен непосредственный выброс в атмосферу продуктов производства, в том числе токсичных (например, сероводорода или метана), взрывы и пожары на групповых нефтегазосборных пунктах, компрессорных и насосных станциях.
Информационная база
Информационную базу квалиметрической оценки недр составляют информационные технологии разведки, под которыми понимают совокупность знаний, методов, способов и средств получения, обработки, хранения, передачи и интерпретации информации для количественной и качественной оценки углеводородного сырья [84].
На основе этой информации становится возможным проведение технологических расчетов по оценке добычных возможностей месторождения на перспективу. Это позволяет решать комплексные задачи разработки месторождения, начиная с выбора метода и подсчета запасов, выполнения анализа разработки месторождения и заканчивая прогнозом технологических показателей. Подсчет и учет запасов нефти и содержащихся в них сопутствующих компонентов должны производиться раздельно для каждой залежи, для каждого подсчетного объекта. Подсчет запасов нефти и газа выполняется различными методами в зависимости от строения залежей и их параметров, в том числе используются методы: объемный, материального баланса, статистический и ДР [38]. Запасы нефти, растворенного в ней газа, а также конденсата и свободного газа залежей с промышленными запасами нефти подсчитываются объемным методом, а при наличии фактических (полноценных) геолого-промысловых данных — параллельно статистическим методом или методом материального баланса.
Забалансовые запасы нефти, газа, конденсата подсчитываются объемным методом, поскольку для применения других вариантов подсчета данных не имеется. Условия отнесения запасов к забалансовым устанавливаются кондициями. Забалансовые запасы нефти по категории С2 не подсчитываются, а балансовые по этой категории подсчитываются только объемным методом. Объемный метод считается основным методом подсчета запасов нефти и газа. Это в значительной степени обусловлено тем, что исследование геологических особенностей каждой залежи (в целях установления ее формы, размеров, характера коллекторов, их насыщенности и т.п.), лежащих в основе объемного метода, является логическим завершением производства геологоразведочных работ, а определение практически всех параметров объемного метода необходимо также и для составления проекта разработки. Объемный метод основан на изучении геологических условий залегания нефти и газа в недрах и связан с параметрами, которые с той или иной степенью достоверности могут быть получены на любой стадии разведки залежи.
Он применим независимо от режима и времени работы залежи, что делает его наиболее универсальным методом. В задачи метода входят: 1) установление границ залежи (границ той части ловушки, в пределах которой находятся промышленные скопления УВ) и определение ее объема; 2) определение объема порового пространства залежи, занятого УВ в пластовых условиях; 3) введение в объем порового пространства, занятого УВ, соответствующих поправок, связанных со специфическими свойствами и условиями нахождения нефти и газа в недрах. Началом производства работ по подсчету запасов нефти и газа объемным методом является детальная корреляция разрезов скважин, на базе которой создается представление о геологическом строении как всего месторождения в целом (по результатам общей корреляции), так и отдельных залежей (по результатам общей и зональной корреляции).
В связи с тем, что разные группы и виды залежей нефти и газа характеризуются различной геометрией, в значительной мере обусловленной генетическими особенностями ловушек, эти особенности в процессе корреляции разрезов скважин должны быть установлены и детально изучены, поскольку, как было показано выше, методические приемы определения границ различных типов залежей не одинаковы. По существу, все поверхности, на основании которых определяются границы залежей нефти и газа, находят, изучают и выражают графически на основании корреляции разрезов скважин. Поэтому вопросам корреляции при применении объемного метода подсчета запасов должно уделяться первостепенное значение.
На основе корреляции, с привлечением ряда дополнительных характеристик, проводится выделение подсчетных объектов. При этом обычно за подсчетный объект принимается нефтяная или газовая залежь. Однако в ряде случаев объектом подсчета служит лишь часть залежи, которая может быть достоверно выделена в целях более точной геометризации объема и расчета средних величин параметров.
При выделении в пределах одной залежи нескольких подсчетных объектов все границы и параметры по ним определяются исходя из фактических данных, характеризующих именно эти объекты. При делении единой залежи (или объекта подсчета) на блоки по категориям запасов определение границ и построение карт, характеризующих изменения значений параметров по площади, производятся в целом по залежи (или объекту), а расчет параметров — с учетом выделенных блоков по категориям запасов.
Объемный метод известен в виде нескольких вариантов: собственно объемного метода, объемно-статистического, метода изолиний, объемно-весового и гектарного. Из всей группы чаще других и для более высоких категорий запасов используется собственно объемный метод, представляющий собой наиболее полное и детальное выражение вариантов этой группы.
