Доработанный текст проекта Приказа Министерства природных ресурсов и экологии РФ "Об утверждении Требований к составу и правилам оформления представляемых на государственную экспертизу запасов полезных ископаемых и подземных вод, геологической информации о предоставляемых в пользование участках недр, материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов" (подготовлен Минприроды России 24.08.2020)

Доработанный текст проекта Приказа Министерства природных ресурсов и экологии РФ "Об утверждении Требований к составу и правилам оформления представляемых на государственную экспертизу запасов полезных ископаемых и подземных вод, геологической информации о предоставляемых в пользование участках недр, материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов"
(подготовлен Минприроды России от 24.08.2020)

Досье на проект

В соответствии с пунктом 9 Положения о государственной экспертизе запасов полезных ископаемых и подземных вод, геологической информации о предоставляемых в пользование участках недр, об определении размера и порядка взимания платы за ее проведение, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 11 февраля 2005 г. N 69 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2005, N 8, ст. 651; 2009, N 18, ст. 2248), приказываю:

1. Утвердить прилагаемые Требования к составу и правилам оформления представляемых на государственную экспертизу запасов полезных ископаемых и подземных вод, геологической информации о предоставляемых в пользование участках недр, материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов.

2. Признать утратившим силу приказ Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации России от 28 декабря 2015 г. N 564 "Об утверждении Требований к составу и правилам оформления представляемых на государственную экспертизу материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов" (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 20 мая 2016 г., регистрационный N 42192).

3. Настоящий приказ вступает в силу с 1 сентября 2021 г. и действует до 31 августа 2027 г.

Министр

А.А. Козлов

Утверждены
приказом Минприроды России
от "____" ___________ 2021 г. N ____

Требования
к составу и правилам оформления представляемых на государственную экспертизу запасов полезных ископаемых и подземных вод, геологической информации о предоставляемых в пользование участках недр, материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов

I. Общие положения

1. Настоящие Требования к составу и правилам оформления представляемых на государственную экспертизу запасов полезных ископаемых и подземных вод, геологической информации о предоставляемых в пользование участках недр (далее - государственная экспертиза), материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов разработаны в соответствии с пунктом 9 Положения о государственной экспертизе запасов полезных ископаемых и подземных вод, геологической информации о предоставляемых в пользование участках недр, об определении размера и порядка взимания платы за ее проведение, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 11 февраля 2005 г. N 69 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2005, N 8, ст. 651; 2009, N 18, ст. 2248) (далее - Положение о государственной экспертизе), и содержат требования к составу и правилам оформления представляемых на государственную экспертизу материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов.

Материалы по подсчету запасов нефти и горючих газов, представленные на государственную экспертизу, подлежат государственной экспертизе в порядке и в соответствии с требованиями, действовавшими на дату их представления.

II. Требования к составу представляемых на государственную экспертизу материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов

2. Материалы по подсчету геологических запасов нефти и горючих газов и оперативному изменению состояния запасов нефти и горючих газов представляются на государственную экспертизу в виде отчета, состоящего из текстовой части, а также текстовых, табличных и графических приложений.

3. Текстовая часть отчета состоит из следующих разделов:

1) список авторов;

2) содержание отчета;

3) введение;

4) общие сведения о районе работ и месторождении (залежи) углеводородного сырья;

5) сведения о геологическом строении района и месторождения (залежи) углеводородного сырья;

6) сведения о геологоразведочных работах;

7) сведения об использовании данных сейсморазведки для подсчета запасов нефти и горючих газов;

8) сведения о геофизических исследованиях скважин, методика и результаты интерпретации полученных данных;

9) сведения о нефтегазоносности месторождения (залежи) углеводородного сырья;

10) сведения о гидрогеологических и геокриологических условиях;

11) сведения о физико-литологических характеристиках коллекторов продуктивных пластов и покрышек по результатам исследования керна;

12) сведения о составе и свойствах нефти, газа и конденсата, оценка промышленного значения их попутных полезных компонентов;

13) сведения о разработке месторождения (залежи) углеводородного сырья;

14) обоснование подсчетных параметров и подсчет запасов нефти, газа и конденсата и содержащихся в них попутных полезных компонентов;

15) обоснование коэффициентов извлечения нефти (далее - КИН), коэффициентов извлечения конденсата (далее - КИК) и коэффициентов извлечения газа (далее - КИГ) по месторождениям (залежам) углеводородного сырья, находящимся в стадии разведки;

16) информация о построении трехмерной геологической модели;

17) сопоставление подсчитанных запасов нефти и горючих газов с ранее утвержденными и числящимися на государственном балансе запасов полезных ископаемых (далее - ГБЗ);

18) обоснование подготовленности месторождения (залежи) углеводородного сырья для промышленного освоения (за исключением случая проведения государственной экспертизы материалов по оперативному изменению состояния запасов нефти и горючих газов);

19) анализ качества и эффективности геологоразведочных работ;

20) сведения о параметрах месторождения (залежи) углеводородного сырья, определяющих степень сложности и особенности добычи;

21) заключение;

22) список использованных материалов.

4. При повторном представлении материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов или оперативному изменению состояния запасов нефти и горючих газов приводятся сведения о дополнительно проведенных работах, представляется подробное изложение их методики, а также оценка качества, эффективности и результатов, обоснование внесенных изменений подсчетных параметров и запасов нефти и горючих газов, полученных ранее при геолого-промышленной оценке месторождения (залежи) углеводородного сырья. Сведения о залежах углеводородного сырья, оставшихся без изменения, приводятся со ссылкой на предыдущий отчет с указанием его реквизитов. По разрабатываемым месторождениям (залежам) углеводородного сырья, на которых после предыдущего представления материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов или оперативному изменению состояния запасов нефти и горючих газов геологоразведочные работы не проводились, разделы "Геологоразведочные работы" и "Анализ качества и эффективности геологоразведочных работ" исключаются.

5. В раздел "Список авторов" включаются:

1) сведения об авторах отчета: фамилия, имя, отчество (при наличии), должность, место работы;

2) перечень разделов отчета и приложений, в составлении которых принимал участие автор.

6. В раздел "Содержание отчета" включаются:

1) оглавление отчета с наименованием глав, разделов, подразделов и указанием их постраничного размещения;

2) перечень текстовых приложений с указанием номера, названия, которое раскрывает содержание, и их постраничное размещение;

3) перечень табличных приложений с указанием номера, названия, которое раскрывает содержание, и их постраничное размещение;

4) перечень графических приложений с указанием их наименования, масштаба и количества листов;

5) перечень рисунков, графиков и иллюстраций, размещенных в тексте отчета.

7. В раздел "Введение" включаются:

1) год открытия месторождения (залежи) углеводородного сырья, а для разрабатываемых месторождений (залежей) углеводородного сырья - год ввода месторождения (залежи) в разработку;

2) наименование действующего технического проекта и иной проектной документации на выполнение работ, связанных с пользование недрами, реквизиты протокола о согласовании данного технического проекта в соответствии со статьей 23.2 Закона Российской Федерации от 21 февраля 1992 г. N 2395-1 "О недрах" (Ведомости Съезда народных депутатов Российской Федерации и Верховного Совета Российской Федерации, 1992, N 16, ст. 834; Собрание законодательства Российской Федерации, 2019, N 52, ст. 7823) (далее - Закон Российской Федерации "О недрах");

3) данные об административном и географическом положении месторождения (залежи) углеводородного сырья;

4) информация о пользователе недр (полное и сокращенное наименование и организационно-правовая форма, основной государственный регистрационный номер, идентификационный номер налогоплательщика, адрес места нахождения, телефон, факс и адрес электронной почты - для юридического лица; фамилия, имя, отчество (при наличии), данные документа, удостоверяющего личность, адрес места жительства, телефон, факс и адрес электронной почты - для индивидуального предпринимателя), реквизиты лицензии на пользование недрами;

5) намечаемые сроки промышленного освоения месторождения (залежи) углеводородного сырья (для новых разведанных месторождений (залежей) углеводородного сырья);

6) информация о проведенной ранее государственной экспертизе (реквизиты заключения государственной экспертизы);

7) предлагаемые к утверждению запасы нефти и горючих газов по месторождению (залежи) углеводородного сырья с разделением на категории.

При повторном представлении материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов или оперативному изменению состояния запасов нефти и горючих газов дополнительно указываются утвержденные и числящиеся на ГБЗ по месторождениям (залежам) углеводородного сырья на дату составления отчета запасы нефти и горючих газов по категориям, накопленная добыча нефти, газа, конденсата по состоянию на дату предыдущего подсчета, с указанием его реквизитов, и по состоянию на 1 января текущего года;

8) сведения о выполнении рекомендаций государственной экспертизы, данных при предыдущем рассмотрении материалов по подсчету запасов нефти или горючих газов и оперативному изменению состояния запасов нефти или горючих газов.

9) основание для выполнения отчета.

8. В раздел "Общие сведения о районе работ и месторождении (залежи) углеводородного сырья" включаются данные, содержащие природно-климатические условия района месторождения (залежи) углеводородного сырья, влияющие на возможность проведения геологоразведочных работ (например, среднемесячные, среднегодовые и экстремальные значения температуры, глубина сезонного промерзания почвы; рельеф, гидрографическая сеть, заболоченность местности, наличие водоохранных природоохраняемых зон, характеристика имеющихся близ месторождения углеводородного сырья или на его площади поверхностных водотоков, водоемов и возможность их использования для питьевого и технического водоснабжения будущего предприятия по добыче нефти и газа; сейсмичность района).

9. В раздел "Сведения о геологическом строении района и месторождения (залежи) углеводородного сырья" включаются:

1) краткие сведения о геологическом строении района; положение месторождения (залежи) углеводородного сырья в общей геологической структуре района; принятая стратиграфическая схема; краткое описание комплекса отложений, создающих разрез месторождения (залежи) углеводородного сырья, с указанием возраста, пространственного распространения стратиграфических единиц, их толщины и выдержанности;

2) перечень продуктивных пластов и их индексация; характеристика продуктивных пластов и пластов-флюидоупоров, разделяющих продуктивные пласты между собой, пределы колебаний толщины с указанием ее средних и наиболее характерных величин; оценка степени выдержанности толщины коллектора продуктивного пласта в пределах площади месторождения (залежи) углеводородного сырья; общие пространственные закономерности строения пластов в данном регионе, положение и границы зон замещения и выклинивания;

3) основные сведения о характере тектоники месторождения (залежи): складчатые структуры - тип, форма, размеры, направление осей складок, изменение углов падения пород на крыльях, структурные и возрастные взаимоотношения отложений; разрывные нарушения - элементы залегания, характер и амплитуда смещения; влияние разрывных нарушений на морфологию и условия залегания нефтегазоносных пластов;

4) фактические данные полевых геофизических исследований, структурного бурения, материалы, полученные в процессе разведки месторождения (залежи) углеводородного сырья, а для разрабатываемых месторождений (залежей) углеводородного сырья - материалы разведки и добычи;

5) для разрабатываемых месторождений (залежей) углеводородного сырья, геологическое строение которых не претерпело изменений, - краткая геологическая характеристика со ссылкой на реквизиты отчета, где эти сведения были указаны ранее.

10. В раздел "Сведения о геологоразведочных работах" включаются:

1) сведения об объеме сейсмических исследований, использованных для построения моделей месторождений (залежей) углеводородного сырья при предыдущем утверждении запасов нефти и горючих газов: достигнутой плотности сейсмопрофилей (на единицу площади, в соответствии со стадией геологоразведочных работ), времени проведения сейсмических исследований; применяемых модификациях сейсморазведки (сухопутная или морская, двухмерная (2Д), объемная (3Д, 4Д), многоволновая, высокоразрешающая);

2) сведения о технических и математических средствах (системах) регистрации и обработки данных; методика наблюдений и обработки; результаты обработки (разрезы, горизонтальные и погоризонтные сечения, объемные отображения); комплексирование с геофизическим исследованием скважин (далее - ГИС), сейсмокаротажем и другими геофизическими методами (электро-, грави-, магниторазведка, дистанционные методы);

3) наименование действующего проектного документа на проведение работ по региональному геологическому изучению недр, геологическому изучению, включая поиски и оценку месторождений полезных ископаемых, разведке месторождений полезных ископаемых, реквизиты экспертного заключения по данному проектному документу в соответствии со статьей 36.1 Закона Российской Федерации "О недрах", а также сведения о выполнении проектных решений по нему (при наличии);

4) состояние фонда пробуренных скважин на дату подсчета запасов нефти и горючих газов, количество ликвидированных скважин и причины их ликвидации, число скважин, вскрывших продуктивную часть разреза, и законтурных скважин.

При повторном подсчете запасов нефти и горючих газов или оперативному изменению состояния запасов нефти и горючих газов включаются сведения о состоянии фонда всех пробуренных скважин на дату подсчета запасов нефти и горючих газов или оперативного изменения состояния запасов нефти и горючих газов, анализ соответствия ранее принятой методики геологоразведочных работ и системы размещения разведочных скважин геологическому строению месторождения (залежи) углеводородного сырья;

5) методика и результаты опробования скважин, условия вскрытия пластов, условия вызова притоков, сведения об интенсификации притоков, продолжительность замеров притоков нефти и горючих газов, производительность скважин, устойчивость дебитов при разных режимах, условия очистки забоя, пластовые и забойные давления, депрессии, газосодержание, содержание конденсата; использование пластоиспытателей на трубах и на кабеле и полученные результаты.

11. В раздел "Сведения об использовании данных сейсморазведки для подсчета запасов нефти и горючих газов" включаются:

1) методика и техника полевых работ, качество исходных сейсмограмм с иллюстрациями (3 - 5 штук);

2) обработка исходных сейсмограмм с иллюстрацией 5 - 10 временных разрезов по выделенным объектам подсчета запасов нефти и горючих газов или оперативного изменения состояния запасов нефти и горючих газов; краткие сведения об обработке материалов, полученных методом общей глубинной точки (3D и 2D), включая год обработки, компанию, которая выполняла обработку, программное обеспечение, краткий граф обработки полученных данных, включая выполнение глубинной миграции волн до суммирования (изотропной, анизотропной) во временной и (или) глубинной области, построении глубинно-скоростной модели для глубинной миграции волн;

3) методика кинематической интерпретации сейсмических данных, включая:

а) описание качества целевых отражающих горизонтов (далее - ОГ); возможное их отображение на разрезах мгновенных фаз, акустических импедансов, эффективных коэффициентов отражений стратиграфическую привязку ОГ;

б) выделение тектонических нарушений с иллюстрацией их на временных разрезах, когерентности, спектрально-временных количественных или качественных параметров сейсмического волнового поля, извлеченных из сейсмических данных (далее - атрибутов);

в) изучение скоростной характеристики среды;

г) методика построения структурных карт и глубинных кубов;

д) обоснование точности структурных построений способами стандартных отклонений, валидации, скользящего экзамена и выбор сечения карт при среднеквадратической погрешности определения глубин равной или больше 1,3, чтобы доверительная вероятность структурной сейсмической основы была равной или больше 0,8;

4) динамическая интерпретация сейсмических данных:

а) определение атрибутов;

б) комплексная количественная интерпретация атрибутов;

в) качественный сейсмофациальный анализ волнового поля;

г) построение карт и кубов распространения коллекторов;

д) построение карт и кубов параметров фильтрационно-емкостных свойств;

5) геологическое использование сейсмических результатов;

6) использование сейсмических результатов при определении подсчетных параметров и подсчета запасов нефти и горючих газов;

7) при оперативном изменении состояния запасов нефти и горючих газов сведения об использовании данных сейсморазведки, изложенные в данном пункте, представляются в случае их использования для обоснования оперативного изменения состояния запасов нефти и горючих газов.

12. В раздел "Сведения о геофизических исследованиях скважин, методика и результаты интерпретации полученных данных" включаются:

1) объем проведенных ГИС; для каждого объекта подсчета запасов нефти и горючих газов или оперативного изменения состояния запасов нефти и горючих газов - комплекс применявшихся методов и его обоснование для различных групп скважин (поисково-разведочные, эксплуатационные, горизонтальные); перечень скважин каждой группы; эффективность использования комплекса ГИС; технология проведения работ (типы и размеры зондов, масштабы и скорость записи кривых, физические свойства промывочной жидкости), их качество; применяемая аппаратура; характеристика термобарических и технологических условий проведения геофизических исследований в скважинах, а также сведения о минерализации и удельном сопротивлении пластовой воды;

2) методика интерпретации полученных материалов ГИС; определение исходных геофизических параметров, принципы и критерии выделения коллекторов, оценки характера насыщенности (нефть, газ, вода), коэффициента нефтегазонасыщенности, значений проницаемости. При использовании различных методик для различных объектов подсчета запасов нефти и горючих газов или оперативного изменения состояния запасов нефти и горючих газов, типов коллекторов, скважин приводятся таблицы результатов интерпретации применяемой методики для каждого пластопересечения;

3) обоснование достоверности результатов интерпретации.

При выделении коллекторов обоснование достоверности результатов интерпретации приводится по данным поинтервальных опробований и гидродинамических исследований приборами на каротажном кабеле; при использовании для выделения коллекторов количественных критериев приводится их обоснование по данным выделения коллекторов в базовых скважинах по качественным признакам с использованием стандартного и специального комплекса ГИС, а также петрофизических исследований.

При оценке характера насыщенности обоснование достоверности результатов интерпретации приводится по данным поинтервальных опробований и гидродинамических исследований приборами на каротажном кабеле, данным геолого-технологических исследований, описания керна, исследования керна с установлением критических значений петрофизических параметров на границе вода-продукт.

При определении коэффициента пористости обоснование достоверности результатов интерпретации основывается на сопоставления с данными определений по керну.

При определении коэффициента нефтегазонасыщенности обоснование достоверности результатов интерпретации приводится путем сопоставления c данными прямых определений водонасыщенности по керну из скважин на безводной промывочной жидкости с данными по сохраненной водонасыщенности при отборе керна по изолированной технологии (при наличии) и с данными косвенных определений водонасыщенности с учетом положения пласта над уровнем контакта вода - продукт.

При определении проницаемости обоснование достоверности результатов интерпретации приводится путем сопоставления с данными по керну и гидродинамических исследований в скважинах;

4) обоснование целесообразности изменения методики интерпретации и ее эффективность - в случае повторного представления материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов или по оперативному изменению состояния запасов нефти и горючих газов; сопоставление результатов определения подсчетных параметров по данным представляемого и предыдущего отчетов (приводится реквизиты предыдущего отчета);

5) обоснование положения межфлюидных контактов. Обоснование абсолютных отметок разделов нефть - вода, нефть - газ и газ - вода для каждой залежи отдельно по данным геофизических исследований и апробирования скважин, принятых положений межфлюидных контактов.

В отношении испытанных скважин обоснование положения межфлюидных контактов приводится в виде таблиц, содержащих условия, опробования, глубины залегания продуктивного пласта, глубины и абсолютные отметки интервалов перфорации, результаты опробования.

В отношении неиспытанных скважин обоснование положения межфлюидных контактов приводится в виде характеристики продуктивных отложений по данным ГИС. В случае сложной поверхности водонефтяного контакта (далее - ВНК) и газоводяного контакта (далее - ГВК) прилагаются карты поверхностей этих контактов.

13. В раздел "Сведения о нефтегазоносности месторождения (залежи) углеводородного сырья" включаются:

1) краткие сведения о нефтегазоносности района; характеристика нефтегазоносности вскрытого разреза, перечень пластов с промышленной продуктивностью, а также пластов с предполагаемой продуктивностью, обоснование предполагаемой продуктивности;

2) характеристика каждой залежи углеводородного сырья: тип, размеры (длина, ширина, высота), абсолютные отметки межфлюидных контактов (ГНК, ГВК, ВНК, условный подсчетный уровень) с их обоснованием, коэффициент доли коллекторов, расчлененность, эффективная нефтегазонасыщенная толщина продуктивного пласта;

3) общее количество поисково-разведочных скважин, пробуренных в пределах месторождения (залежи) углеводородного сырья, количество испытанных скважин, в том числе давших промышленные притоки, с указанием пределов изменения дебитов; год ввода скважин в эксплуатацию; общее количество эксплуатационных скважин, в том числе добывающих, с указанием пределов изменения начальных и максимальных дебитов; общее количество поисково-разведочных и эксплуатационных скважин, пересекших межфлюидные контакты;

4) при наличии в продуктивном пласте в пределах месторождения углеводородного сырья нескольких залежей допускается представление указанных в настоящем пункте характеристик в табличной форме.

14. В раздел "Сведения о гидрогеологических и геокриологических условиях" включаются:

1) объем, содержание и методика гидрогеологических исследований и наблюдений; водоносные интервалы, опробованные в колонне и в открытом стволе пластоиспытателем и выделенные только по материалам ГИС; количество водоносных объектов, отобранных по ним проб воды и растворенного в ней газа, данные анализов этих проб; кривые восстановления пластового давления, прослеживания динамического уровня, результаты замеров устьевых давлений, дебитов, температуры; оценка полноты и качества проведенных работ (при большом объеме данные оформляются в виде таблицы);

2) характеристика водоносных горизонтов: глубина их залегания, вещественный и гранулометрический состав, распространение и фациальная изменчивость водовмещающих пород по площади и разрезу, фильтрационные и емкостные свойства водовмещающих пород, дебиты скважин и соответствующие им депрессии или уровни; характеристика гидродинамической системы: напоры вод по отдельным водоносным горизонтам, гидродинамическая связь горизонтов, их положение в гидродинамической системе района, данные о пластовом давлении в законтурной части залежи и приемистости скважин;

3) физические свойства и химический состав подземных вод (результаты специальных исследований, включающих определение содержания растворенных газов и коэффициента сжимаемости), минерализация, жесткость, агрессивность по отношению к цементу и металлу; содержание в подземных водах йода, бора, брома и других полезных компонентов, оценка возможности их промышленного извлечения и определение необходимости постановки в дальнейшем специальных геологоразведочных работ;

4) характеристика законтурной зоны продуктивных горизонтов по данным разведки: к какому комплексу принадлежит горизонт, химический и газовой состав вод, температура и пластовое давление на уровне ВНК или ГВК, физические свойства пластовой воды (рекомендуется использование результатов пьезометрических наблюдений); возможный режим дренирования залежи углеводородного сырья;

5) заключение о возможности использования подземных вод в теплоэнергетических, бальнеологических и мелиоративных целях, для питьевого и хозяйственно-бытового водоснабжения или технического водоснабжения;

6) наличие зон многолетнемерзлых пород, их распространение и глубина залегания, толщина и ее изменение по площади; температура и ее распределение по разрезу; результаты наблюдений по сезонному оттаиванию многолетнемерзлых пород; возраст многолетнемерзлых пород, их гранулометрический и минеральный состав, содержание водорастворимых солей, содержание и распределение в породах льда, объемная льдистость, макрольдистость, наличие погребенных пластовых льдов; наличие межмерзлотных и подмерзлотных вод, их химический состав, дебиты, температура, агрессивность по отношению к цементу и металлу; прогноз изменения геокриологических условий в процессе разработки месторождения углеводородного сырья; рекомендации по предупреждению развития явлений, которые могут осложнить ход разработки месторождения (залежи) углеводородного сырья;

7) при наличии результатов специальных исследований - краткие выводы по данным этих исследований и возможность их использования при изучении гидрогеологических и геокриологических особенностей месторождения (залежи) углеводородного сырья.

15. В раздел "Сведения о физико-литологических характеристиках коллекторов продуктивных пластов и покрышек по результатам исследования керна" включаются:

1) анализ представительности кернового материала, изменение количества кернового материала и исследований по сравнению с предыдущим подсчетом запасов нефти и горючих газов или оперативным изменением состояния запасов нефти и горючих газов для оценки фильтрационно-емкостных свойств коллекторов подсчетных объектов; сохранность керна; методика и результаты привязки керна к разрезу; организация и методика исследования керна, применяемая петрофизическая аппаратура;

2) по каждому продуктивному пласту для коллекторов: литологическая характеристика по данным литологического и петрофизического анализа; распределение емкостных и фильтрационных характеристик - открытая пористость, кавернозность, трещиноватость, распределение пор по размерам, остаточная водо- и нефтенасыщенность по данным прямых и косвенных методов исследования, гранулометрический состав (для терригенных пород), карбонатность, естественная радиоактивность;

3) корреляционные связи между фильтрационно-емкостными характеристиками пород-коллекторов; обоснование типов коллекторов; характеристика смачиваемости; методика и результаты обоснования численных значений фильтрационно-емкостных свойств на границе "коллектор - неколлектор";

4) методика и результаты построения основных петрофизических связей, используемых для количественной интерпретации данных ГИС; выбор представительной коллекции для этих построений; обоснование возможности использования обобщенных по нескольким подсчетным объектам петрофизических зависимостей;

5) методика и результаты формирования базовых пластопересечений для построения петрофизических связей типа "керн - ГИС" и обоснования достоверности определения подсчетных параметров по данным ГИС;

6) характеристика литологических свойств пород-покрышек.

16. В раздел "Сведения о составе и свойствах нефти, газа и конденсата, оценка промышленного значения их попутных полезных компонентов" включаются:

1) методика и условия отбора глубинных проб - глубина отбора, пластовое давление, пластовая температура; число и качество глубинных и отобранных на поверхности проб по продуктивным пластам по сравнению с предыдущим подсчетом запасов нефти и горючих газов или оперативным изменением состояния запасов нефти и горючих газов; методы исследования и проводившая их лаборатория (центр), имеющая аттестат аккредитации испытательной лаборатории (центра в системе аккредитации аналитических лабораторий (центров)); обоснование полноты изученности состава и свойств нефти и газа по каждому пласту (залежи) углеводородного сырья, площади и разрезу. При получении результатов расчетными методами указывается методика, дата утверждения, кем и когда допущена к использованию.

2) физико-химическая характеристика нефти и горючих газов в пластовых и стандартных условиях: плотность, вязкость, газосодержание, объемный коэффициент, коэффициент сжимаемости, состав; изменчивость отдельных показателей состава и свойств по площади залежи и разрезу и их средние значения по каждой залежи, приведенные к середине высоты залежи углеводородного сырья (для двухфазных залежей рассчитываются из условий равенства давления насыщения нефти газом и давления начала конденсации углеводородов из газа пластовому давлению на ГНК);

3) товарная характеристика нефти, конденсата и газа: фракционный состав, теплота сгорания, содержание серы, смол, асфальтенов, масел, парафина, воды, солей, механических примесей;

4) обоснование изменений (при необходимости).

17. В раздел "Сведения о разработке месторождения (залежи) углеводородного сырья" включаются:

1) при реализации проекта опытной (пробной) эксплуатации поисковой скважины, проекта пробной эксплуатации единичных разведочных скважин, проекта пробной эксплуатации месторождения (залежи) углеводородного сырья данные, содержащие сведения о количестве скважин, находящихся в пробной эксплуатации; времени работы каждой скважины; количестве добытых нефти, газа, конденсата и воды по каждой скважине и залежи; изменении депрессии и дебитов нефти и газа, динамике пластовых давлений за время опытной эксплуатации отдельных скважин; методах и результатах обработки призабойных зон с целью интенсификации притока; величине потерь нефти, газа, конденсата и воды в процессе опробования и исследования скважин или их аварийного фонтанирования. По газовым залежам представляются результаты отбора газа с учетом потерь, начальные и текущие пластовые давления и другие данные, необходимые для подсчета запасов газа методом падения давления;

2) при реализации технологической схемы разработки месторождения углеводородного сырья, технологического проекта разработки месторождения углеводородного сырья данные о проектной и фактической годовой добыче по разрабатываемым пластам нефти или газа, суммарной добыче за время разработки нефти, газа, конденсата и воды; сведения о фактическом извлечении содержащихся в них компонентов при добыче и переработке сырья, анализ результатов разработки каждой залежи, характеристика системы разработки и соответствие ее проектным документам; изменения депрессий и дебитов нефти, газа, конденсата и воды с начала разработки на дату подсчета запасов нефти и горючих газов или оперативного изменения состояния запасов нефти и горючих газов, изменения пластового давления и газосодержания, степени обводненности извлекаемых из недр углеводородов; количество закачиваемой воды и других агентов; депрессии на пласт, взаимовлияние скважин; методы интенсификации добычи нефти, газа и конденсата и их эффективность, методы повышения степени извлечения нефти и конденсата из недр, текущие коэффициенты извлечения нефти и конденсата; результаты замеров уровней жидкости в пьезометрических скважинах.

При оперативном изменении состояния запасов нефти и горючих газов информация приводится только по представленным на государственную экспертизу залежам углеводородного сырья. В случае, если залежь углеводородного сырья входит в состав объекта разработки, в который включены другие залежи, приводится краткая информация по объекту разработки в целом.

3) сведения о причинах перераспределения добычи нефти, газа и конденсата между основными полезными ископаемыми и попутными полезными компонентами, заключенными в полезном ископаемом и выделяемые при его добыче (сепарации) в самостоятельные продукты, залежами (пластами) месторождения в случае представления на государственную экспертизу материалов по обоснованию КИН, КИГ и КИК;

4) сведения о выработке запасов по залежам нефти, газа и конденсата, в том числе карты накопленных отборов с указанием накопленной добычи по скважинам.

18. В раздел "Обоснование подсчетных параметров и подсчет запасов нефти, газа и содержащихся в них попутных полезных компонентов" включаются:

1) обоснование принятого метода подсчета запасов нефти и горючих газов или оперативного изменения состояния запасов нефти и горючих газов и его соответствие особенностям геологического строения месторождения (залежи) углеводородного сырья и степени его изученности;

2) обоснование принятой для подсчета запасов нефти и горючих газов или оперативного изменения состояния запасов нефти и горючих газов геологической модели месторождения (залежи) углеводородного сырья; обоснование принятых при подсчете принципов и общее описание способов геометризации залежей - интерполяционные программы, использованные для построения карт;

3) обоснование принятых величин подсчетных параметров; оценка представительности результатов определения подсчетных параметров разными методами (по керну и ГИС) и обоснование величин граничных значений открытой пористости, проницаемости и нефтегазонасыщенности;

4) при применении метода аналогии - исходные данные, подтверждающие правильность выбора параметров подсчета запасов нефти и горючих газов, или оперативного изменения состояния запасов нефти и горючих газов по аналогам (месторождениям (залежам) углеводородного сырья), а также обоснование возможности переноса данных на оцениваемое месторождение (залежь) углеводородного сырья;

5) при подсчете запасов нефти объемным методом по нефтяным объектам - данные по обоснованию и расчетам площади нефтеносности (в соответствии с принятыми положениями ВНК и ГНК, линий выклинивания или замещения пород-коллекторов продуктивного пласта), эффективной нефтенасыщенной толщины и объему нефтенасыщенных пород, среднего коэффициента открытой пористости (трещиноватости, кавернозности), среднего коэффициента нефтенасыщенности, средних значений плотности нефти, пересчетного коэффициента, газосодержания нефти в пластовых условиях. Сопоставляются средние значения пористости (трещиноватости, кавернозности) и нефтенасыщенности, определенные разными методами;

6) при подсчете запасов объемным методом по газовым объектам - данные по обоснованию и расчетам площади газоносности (в соответствии с принятыми положениями ГВК или ГНК, линий выклинивания или замещения пород-коллекторов продуктивного пласта), эффективной газонасыщенной толщины и объему газонасыщенных пород, среднего коэффициента открытой пористости (трещиноватости, кавернозности), среднего коэффициента газонасыщенности, показателей начального и текущего пластового давления с указанием условий их замеров, среднего значения давлений, поправки на температуру и на отклонение от закона Бойля - Мариотта; среднего содержания конденсата в газе;

7) при подсчете запасов горючих газов методом падения давления по разрабатываемым месторождениям (залежам) газа - данные по обоснованию и расчетам начального и текущего положения ГВК, начального пластового давления и температуры, газогидродинамической связи залежей месторождения газа; степени дренируемости отдельных частей залежи; режима работы залежи и отдельных ее частей; динамики вторжения пластовой воды; потери или перетоки газа; объемы отбора газа, конденсата и воды по скважинам и залежи;

8) при подсчете запасов нефти и газа по разрабатываемым месторождениям (залежам) углеводородного сырья методом материального баланса обосновываются режим работы залежи, характер ее разбуренности и эксплуатационная характеристика; выбор расчетного варианта, объекта и дат подсчета; данные за период с начала разработки на каждую дату подсчета (накопленная добыча нефти, растворенного газа, свободного газа, воды, общее количество закачанных в пласт воды и газа, количество вошедшей в залежь пластовой воды); средние пластовые давления, пластовая температура; объемный коэффициент пластовой нефти, коэффициент сжимаемости пластовой нефти, давление насыщения; начальная и текущая растворимость газа в нефти, объемный начальный и текущий коэффициенты пластового газа; объемный коэффициент пластовой воды, коэффициент сжимаемости воды; коэффициент сжимаемости пород-коллекторов; отношение объема газовой шапки к объему нефтенасыщенной части залежи (для нефтегазовых залежей);

9) обоснование категорий запасов нефти и горючих газов производится по каждому объекту подсчета запасов нефти и горючих газов или оперативного изменения состояния запасов нефти и горючих газов;

10) подсчет начальных и остаточных запасов нефти и горючих газов, а также содержащихся в них попутных полезных компонентов, заключенных в полезном ископаемом и выделяемых при его добыче (сепарации) в самостоятельные продукты (растворённый газ и конденсат), производится раздельно по залежам; выделение запасов газовой, нефтяной, газонефтяной, водонефтяной и газонефтеводяной зон выполняется в случае необходимости обоснования различных систем разработки. Подсчет запасов сопутствующих полезных компонентов, присутствующих в составе основных и попутных полезных ископаемых, а также в попутных полезных компонентах, заключенных в полезном ископаемом и выделяемых при его добыче (сепарации) в самостоятельные продукты, и выделяемых при их переработке, представляется без разделения на зоны насыщения.

11) запасы содержащихся в нефти и горючих газах попутных полезных компонентов, имеющих промышленное значение, подсчитываются в границах подсчета запасов нефти и горючих газов.

При подсчете запасов нефти и горючих газов средние подсчетные значения приводятся в следующих величинах:

площадь - в тысячах квадратных метров с точностью до целых чисел;

толщина - в метрах с точностью до десятых долей единицы;

коэффициенты пористости и нефтегазонасыщенности - в долях единицы с округлением до тысячных долей;

плотность нефти, конденсата и воды - в граммах на один кубический сантиметр, а газа - в килограммах на один кубический метр (с точностью до тысячных долей единицы);

пересчетный коэффициент, поправки на свойства газа и температуру - в долях единицы с округлением до тысячных долей;

газосодержание - в кубических метрах на тонну с точностью до целых чисел;

давление - в мегапаскалях с точностью до десятых долей единицы;

потенциальное содержание конденсата - в граммах на один кубический метр с точностью до десятых долей единицы;

мольная доля сухого газа - в долях единицы с точностью до тысячных долей;

технологические и рентабельные коэффициенты извлечения нефти, газа и конденсата - в долях единицы с округлением до тысячных долей;

запасы нефти, конденсата, этана, пропана, бутанов, серы и металлов - в тысячах тонн, газа - в миллионах кубических метров с точностью до целых чисел;

запасы гелия и аргона, диоксида углерода, сероводорода - в тысячах кубических метров с точностью до целых чисел.

Параметры и результаты подсчета запасов нефти и горючих газов представляются в табличной форме.

При использовании вероятностного метода обосновываются вероятностные характеристики каждого подсчетного параметра: интервал изменения и функция распределения. Распределение вероятностей величины запасов нефти и газа моделируется методом Монте-Карло по вероятностным характеристикам каждого параметра.

19. В раздел "Обоснование коэффициентов извлечения нефти, коэффициентов извлечения конденсата и коэффициентов извлечения газа по месторождениям (залежам) углеводородного сырья, находящихся в разведке" обоснование представляется на основе метода аналогии или статистических методов последнего технологического проекта разработки месторождения (залежи) углеводородного сырья, предусмотренного подпунктом "б" пункта 9 Положения о подготовке, согласовании и утверждении технических проектов разработки месторождений полезных ископаемых и иной проектной документации на выполнение работ, связанных с пользованием участками недр, по видам полезных ископаемых и видам пользования недрами, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 3 марта 2010 г. N 118 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2010, N 10, ст. 1100; 2018, N 33, ст. 5423) (далее - Положение о подготовке, согласовании и утверждении технических проектов разработки месторождений полезных ископаемых и иной проектной документации на выполнение работ, связанных с пользованием участками недр, по видам полезных ископаемых и видам пользования недрами), согласованного и утвержденного пользователем недр в соответствии со статьей 23.2 Закона Российской Федерации "О недрах", протокола об утверждении заключения государственной экспертизы, предусмотренного Положением о государственной экспертизе.

20. В раздел "Информация о построении трехмерной геологической модели" включаются:

1) сведения об особенностях и принципиальных решениях геологической модели, программном продукте, в котором произведено моделирование, объектах моделирования с обоснованием выделенных областей моделирования. К каждой геологической модели прилагается описание структуры и наполнения проекта;

2) перечень исходной информации, на основе которой проводится геологическое моделирование: сейсмические структурные поверхности по основным ОГ, поверхности и полигоны тектонических нарушений, данные ГИС, результаты корреляции разрезов скважин, результаты интерпретации данных ГИС, используемые результаты динамического анализа (атрибуты) или прогнозные карты параметров, карты фаций;

3) описание методики построения структурного каркаса включает:

обоснование типа и размерности сетки геологической модели, используемые алгоритмы интерполяции, обосновывается принятой в каждой модели геометрии ячеек;

таблицу с указанием количества ячеек по X, Y, Z, минимальной толщиной слоя по Z, принятой геометрии ячеек;

таблица скважин с величинами поправок в данные инклинометрии с указанием удлинений на каждый продуктивный пласт;

структурные карты и карты общих толщин;

подтверждаемость структурных построений фактическими данными по скважинам;

4) в ходе литолого-фациального моделирования описание методики моделирования эффективных толщин продуктивных пластов. Указывается краткая характеристика особенностей условий осадконакопления, приводятся характеристики фациальных комплексов. Приводится методика использования данных сейсморазведки. Представляется обоснование граничных условий, приводятся граничные значения параметров для выделения коллекторов. При использовании вертикальных и горизонтальных трендов приводятся тренды, обосновываются ранги вариограмм, принятых для моделирования. Приводятся гистограммы распределения толщин, геолого-статистические разрезы (далее - ГСР) по скважинам и кубу литологии, представляется их анализ и степень сходимости;

5) при моделировании коэффициента пористости описание методики построения куба пористости, применяемые алгоритмы интерполяции, описание моделирования коэффициента пористости при приближении к зонам замещения коллектора. Приводятся гистограммы распределения и ГСР коэффициентов пористости по скважинам и кубу пористости, при наличии расхождений требуется объяснение причин расхождений;

6) при геометризации залежей описание методики построения поверхностей межфлюидных контактов. В случае сложных поверхностей межфлюидных контактов приводятся карты этих поверхностей. Карты коэффициентов пористости и нефтегазонасыщенности приводятся в виде графических приложений;

7) при моделировании коэффициента нефтегазонасыщенности описание методики построения куба нефтегазонасыщенности. В случае проведения анализа влияния разработки приводятся списки скважин, не участвующих в моделировании коэффициента нефтегазонасыщенности. В случае использования модели переходной зоны эти модели приводятся в графическом и аналитическом виде. Указывается, как проводилось моделирование до уровня ВНК (ГВК) или до зеркала чистой воды. В случае использования модели переходной зоны, полученной по данным капилляриметрии, приводится сопоставление с результатами обработки данных ГИС. Для объектов, имеющих газовые шапки, указывается используемая величина коэффициента остаточной нефтенасыщенности;

8) при моделировании коэффициента проницаемости описание методики построения куба коэффициента проницаемости приводятся петрофизические зависимости, используемые при моделировании;

9) таблица сопоставления подсчетных параметров и величин запасов нефти и горючих газов, полученных в трехмерной геологической модели, с приведенными в сводной таблице подсчетными параметрами. В случае превышения расхождения сопоставления подсчетных параметров и величин запасов, полученных в трехмерной геологической модели, с приведенными в сводной таблице подсчетными параметрами более чем на 5%, представляется дополнительное обоснование.

В тексте раздела в качестве иллюстраций в виде рисунков могут быть приведены карты эффективных толщин, коэффициентов пористости и нефтегазонасыщенности.

Дополнительно карты коэффициентов пористости и нефтегазонасыщенности приводятся в виде графических приложений.

21. В раздел "Сопоставление подсчитанных запасов нефти и горючих газов с числящимися на государственном балансе запасов полезных ископаемых и с ранее утвержденными" включаются:

1) при подсчете запасов нефти и горючих газов приводится сопоставление подсчетных параметров и подсчитанных запасов нефти, газа и содержащихся в них попутных полезных компонентов с запасами, числящими на ГБЗ по состоянию на 1 января текущего года, с указанием причин расхождений;

2) при повторном подсчете запасов нефти и горючих газов проводится сопоставление подсчетных параметров и вновь подсчитанных запасов нефти, газа и содержащихся в них попутных полезных компонентов с ранее утвержденными запасами нефти и горючих газов, с указанием причин расхождений;

3) сопоставление запасов нефти и горючих газов приводится по каждому месторождению (залежи) углеводородного сырья в целом, раздельно по категориям запасов, участкам недр, нераспределенному фонду недр, субъектам Российской Федерации (при наличии).

22. В раздел "Обоснование подготовленности месторождения (залежи) углеводородного сырья для промышленного освоения (за исключением случая проведения государственной экспертизы материалов по оперативному изменению состояния запасов нефти и горючих газов)" включаются данные о выполнении требований к изученности геологического строения месторождения (залежи) углеводородного сырья в отношении положения в разрезе, типа и геометрии залежей, определения закономерностей изменения количественных и качественных характеристик продуктивных пластов (залежей), состава и свойств нефти, газа и содержащихся в них попутных полезных компонентов, гидрогеологических, горно-геологических, геокриологических и других природных условий разработки месторождения углеводородного сырья.

23. В раздел "Анализ качества и эффективность геологоразведочных работ" включаются:

1) точность проведения сейсмических исследований и оценка степени соответствия их результатов данным поискового и разведочного бурения; соотношение количества поисковых и разведочных скважин, оказавшихся в контуре залежей, и общего количества пробуренных скважин;

2) количество поисковых и разведочных скважин, в том числе ликвидированных как выполнивших геологическое назначение и по техническим причинам;

3) запасы нефти и горючих газов, приходящиеся на одну скважину и на 1 м проходки поисково-разведочного бурения; фактические затраты на 1 м проходки, 1 т геологических запасов нефти и 1000 м3 запасов газа промышленных категорий.

24. В раздел "Сведения о параметрах месторождения (залежей) определяющих степень сложности и особенности добычи при обосновании льготных условий налогообложения" включаются:

1) сведения о стратиграфической принадлежности залежей, значениях показателей проницаемости и эффективной нефтенасыщенной толщины, вязкости нефти, определяющих степень сложности и особенности добычи при обосновании льготных условий налогообложения;

2) материалы (сертификаты), подтверждающие компетентность и право лабораторий (предприятий) проводить соответствующие анализы;

3) материалы, описывающие условия отбора проб флюидов или образцов керна, их количество и степень охарактеризованности залежей.

25. В раздел "Заключение" включаются:

1) основные выводы о степени изученности, обоснованности изменений геологического строения и моделей месторождения (залежи) углеводородного сырья, запасов нефти, газа и конденсата от ранее утвержденных и числящихся на ГБЗ по состоянию на 1 января текущего года по месторождению в целом с разделением на категории запасов или по залежам в случае представления материалов и документов на государственную экспертизу оперативного изменения состояния запасов нефти и горючих газов;

2) оценка общих перспектив месторождения (залежи) углеводородного сырья, рекомендации по продолжению геологоразведочных работ, совершенствованию научных исследований.

26. В раздел "Список использованных материалов" включается перечень литературы и других источников, использованных при составлении представленных на государственную экспертизу материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов или оперативному изменению состояния запасов нефти и горючих газов, с указанием названий источников, авторов (исполнителей), года и места издания (составления).

27. Особенности представления документов и материалов с оперативным изменением состояния запасов нефти и горючих газов.

При представлении документов и материалов на государственную экспертизу по оперативному изменению состояния запасов нефти и горючих газов требования пунктов 9, 10, 11, 12, 13, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 23 раздела II и 33, 37, 38 раздела III настоящих Требований выполняются только по месторождениям (залежам) углеводородного сырья, по которым обосновываются изменения.

В отчет по оперативному изменению состояния запасов нефти и горючих газов не включается информация, изложенная в подпунктах 5 и 8 пункта 7, пунктах 14, 22, 23 и 28 раздела II настоящих Требований.

Необходимость представления трехмерной геологической модели, указанной в пункте 20 настоящих Требований, при оперативном изменении состояния запасов нефти и горючих газов без технико-экономического обоснования коэффициентов извлечения углеводородного сырья определяется недропользователем.

28. Материалы по подсчету извлекаемых запасов нефти и горючих газов представляются на государственную экспертизу в виде проекта пробной эксплуатации месторождений (залежи) углеводородного сырья, технологической схемы разработки месторождений углеводородного сырья, технологического проекта разработки месторождений углеводородного сырья или дополнений к ним, подготовленных в соответствии с Положением о подготовке, согласовании и утверждении технических проектов разработки месторождений полезных ископаемых и иной проектной документации на выполнение работ, связанных с пользованием участками недр, по видам полезных ископаемых и видам пользования недрами.

III. Требования к правилам оформления представляемых на государственную экспертизу материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов

29. Материалы по подсчету запасов нефти и горючих газов или оперативному изменению состояния запасов нефти и горючих газов, представляемые на государственную экспертизу в виде отчета, оформляются заявителем в виде отдельных томов:

1) текстовые приложения;

2) графические приложения;

3) табличные приложения;

4) первичная документация.

30. Объем одного тома текстовой части отчета не должен превышать 300 страниц.

31. На титульных листах каждого тома указываются:

1) наименование пользователя недр;

2) наименование организации, представившей материалы по подсчету запасов нефти и горючих газов или оперативному изменению состояния запасов нефти и горючих газов;

3) фамилии и инициалы авторов отчета;

4) полное название материалов (с указанием наименования месторождения углеводородного сырья или его участка, вида полезного ископаемого, района расположения месторождения (залежи) углеводородного сырья);

5) дата, на которую проводится подсчет запасов нефти и горючих газов или оперативное изменение состояния запасов нефти и горючих газов; место и год составления отчета.

Титульные листы подписываются пользователем недр или его уполномоченным представителем и авторами отчета, подписи скрепляются печатью (при наличии).

После титульного листа первого тома материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов или оперативному изменению состояния запасов нефти и горючих газов помещаются реферат, оглавление всех томов и перечень всех приложений. Реферат должен содержать сведения об объекте исследования, о методе и методологии исследования, результатах исследования. После титульного листа каждого последующего тома указывается только его оглавление.

Текстовые и табличные приложения к отчету подписываются авторами отчета.

Текстовая часть отчета и таблицы, содержащие подсчет запасов нефти и горючих газов или оперативное изменение состояния запасов нефти и горючих газов, подписываются авторами отчета, непосредственно осуществившими данный подсчет.

Оформление документов и материалов, в том числе титульных листов, реферата (авторской справки) и приложений осуществляется в соответствии с ГОСТ Р 53579-2009. "Национальный стандарт Российской Федерации. Система стандартов в области геологического изучения недр (СОГИН). Отчет о геологическом изучении недр. Общие требования к содержанию и оформлению", утвержденным и введенным в действие приказом Ростехрегулирования от 15.12.2009 N 877-ст.

32. Текстовые приложения к подсчету запасов нефти и горючих газов или оперативному изменению запасов нефти и горючих газов должны включать:

1) протокол рассмотрения отчета с подсчетом запасов нефти и горючих газов или оперативным изменением состояния запасов нефти и горючих газов научно-технического совета пользователя недр;

2) реквизиты лицензии на пользование недрами в пределах рассматриваемого участка недр;

3) в случае расположения залежи за пределами участка недр на соседнем участке недр, право пользования недрами которым предоставлено другому недропользователю, согласование с недропользователем по смежному участку недр в части структурных построений, границ залежей, подсчетных параметров, категорий и объемов запасов нефти и горючих газов;

4) письмо территориального органа Федерального агентства по недропользованию о правильности нанесения границ участка недр на подсчетных планах в отчете по подсчету запасов нефти и горючих газов;

5) справка пользователя недр о количестве добытых углеводородов по залежам и месторождению в целом по состоянию на 1 января текущего года, подписанная руководителем организации;

6) реферат (авторская справка) об особенностях геологического строения, проведенных геологоразведочных работах и результатах подсчета запасов нефти и горючих газов.

33. Графические материалы к подсчету запасов нефти и горючих газов или оперативному изменению состояния запасов независимо от метода подсчета должны содержать:

а) обзорную карту района месторождения углеводородного сырья с указанием его местоположения, ближайших месторождений, нефтегазопромыслов, нефте- и газопроводов, железных и шоссейных дорог и населенных пунктов;

б) структурные карты отражающих горизонтов по данным геофизических исследований, структурного бурения или иных исследований, послужившие основой для построения геологических моделей и подсчета запасов нефти и горючих газов. На картах должен быть нанесен весь фактический материал, положенный в основу построения: сейсмические профили, структурные, проектные и фактически пробуренные поисковые и разведочные скважины с нанесением границ участков недр;

в) сводный геолого-геофизический разрез месторождения (залежи) углеводородного сырья в масштабе от 1:500 до 1:2000 со стратиграфическим расчленением, каротажной характеристикой, кратким описанием пород и характерной фауны, указанием электрических, сейсмических и других реперов и выделением нефтегазонасыщенных пластов (горизонтов);

г) геологические разрезы (продольные и поперечные) по месторождению (залежи) углеводородного сырья, отражающие стратиграфические единицы отложений, литологические особенности пород, положение тектонических нарушений, залежей нефти и газа, межфлюидных контактов. Общее количество геологических разрезов определяется сложностью строения месторождения (залежи);

д) схемы корреляции продуктивных пластов в вертикальном масштабе 1:200, составленные по данным каротажа и исследований керна, с выделением проницаемых пород, нефте- и газонасыщенных интервалов, интервалов перфорации. При значительной толщине продуктивного разреза (до 1000 м) схемы корреляции представляются в вертикальном масштабе 1:500 или 1:1000.

Для слабо изученных месторождений (залежей) углеводородного сырья рекомендуется составление схемы сопоставления отложений с разрезами соседних хорошо изученных месторождений (залежей) углеводородного сырья, аналогичных по геологическому строению. Для открываемых месторождений (залежей) углеводородного сырья обязательно прикладывать схему корреляции первой пробуренной скважины с ближайшими скважинами соседних месторождений углеводородного сырья для привязки идентификации продуктивных пластов;

е) структурные карты по подошве коллекторов каждого продуктивного горизонта в масштабе подсчетного плана (представляется по пластовым залежам для обоснования положения внутренних контуров нефтегазоносности);

ж) схемы обоснования межфлюидных контактов каждого продуктивного пласта с указанием глубины и абсолютных отметок интервалов коллекторов и перфорации, результаты опробования и характер насыщенности по данным каротажа, в том числе по данным гидродинамического каротажа (при наличии);

з) карты эффективных нефтенасыщенных (газонасыщенных) толщин в масштабе подсчетных планов. На картах эффективных нефтенасыщенных (газонасыщенных толщин) с нанесением границ и цветовой заливкой категорий запасов; границ участка(ов) недр, включая соседние участки, с указанием номера лицензии и нераспределенного фонда недр;

и) подсчетные планы по каждому пласту в масштабе 1:5000 - 1:100000 (в отдельных случаях 1:200000), обеспечивающем необходимую информативность и зависящем от размеров месторождения (залежи) углеводородного сырья и сложности его строения. При двухфазном насыщении залежи, представляются отдельно подсчетные планы по нефтяной и газовой части пласта. Подсчетные планы составляются на основе структурной карты по кровле (поверхности) продуктивных пластов-коллекторов. Указываются внешний и внутренний контуры нефте- и газоносности, границы категорий запасов, все пробуренные на дату подсчета запасов нефти и горючих газов скважины с точным нанесением положения устьев, точек пересечения ими кровли соответствующего продуктивного пласта:

разведочные;

эксплуатационные;

находящиеся в консервации;

нагнетательные и наблюдательные;

давшие безводную нефть, нефть с водой, газ с водой, газ с конденсатом, газ с конденсатом и водой и воду;

находящиеся в опробовании;

неопробованные с указанием характеристики нефте-, газо- и водонасыщенности пластов-коллекторов по данным интерпретации материалов геофизических исследований скважин;

ликвидированные с указанием причин ликвидации;

вскрывшие пласт, сложенный непроницаемыми породами.

В таблицах на подсчетных планах по испытанным скважинам указываются глубина и абсолютные отметки кровли и подошвы коллектора и интервалов перфорации, начальный и текущий дебиты нефти, газа и воды, диаметр штуцера, депрессии, продолжительность работы скважин, состояние скважины на дату подсчёта, накопленная добыча по скважинам. При совместном опробовании двух и более пластов указываются их индексы. Дебиты нефти и газа должны быть замерены при работе скважин на одинаковых штуцерах (диафрагмах).

По эксплуатационным скважинам приводятся дата ввода в работу, начальные и текущие дебиты и пластовые давления, добытое количество нефти и газа, конденсата и воды, дата начала обводнения и процент воды в добываемой продукции на дату подсчета запасов. При большом количестве скважин эти сведения приводятся в таблице на подсчетном плане или на прилагаемом к нему листе. Кроме того, на подсчетном плане помещаются таблица с указанием принятых авторами величин подсчетных параметров, подсчитанные запасы углеводородов, их категории, параметры, принятые по решению экспертной комиссии, создаваемой при проведении государственной экспертизы запасов углеводородного сырья, дата, на которую подсчитаны запасы.

При повторном представлении материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов или оперативному изменению состояния запасов нефти и горючих газов на подсчетных планах должны быть нанесены границы категорий запасов нефти и горючих газов, утвержденных при предыдущем подсчете запасов нефти и горючих газов, а также выделены скважины, пробуренные после предыдущего подсчета запасов;

к) графики, характеризующие динамику добычи нефти и газа по отдельным залежам и месторождению углеводородного сырья в целом, а также изменения пластовых давлений и дебитов нефти, газа и воды за период разработки;

л) индикаторные диаграммы и кривые восстановления давления по скважинам, результаты других гидродинамических исследований, позволяющих установить режим залежи, ее фильтрационно-емкостные и гидродинамические характеристики;

м) графики корреляционной зависимости удельных коэффициентов продуктивности от проницаемости пластов, зависимости промыслово-геофизических показателей от пористости, проницаемости, нефтегазонасыщенности пластов;

н) графики изменения свойств пластовой нефти и конденсата в зависимости от давления и температуры;

о) карты текущего состояния разработки и карты накопленных отборов по объектам разработки с нанесенным контуром залежи;

п) карта распространения и толщин многолетнемерзлых пород;

р) карты пористости и нефтенасыщенности (газонасыщенности) в масштабе подсчетных планов, в случае если средние значения пористости и нефтенасыщенности (газонасыщенности) обоснованы на основе моделирования.

34. Графические материалы к подсчету запасов нефти методом материального баланса должны содержать:

а) графики зависимости начальных пластовых давлений и свойств нефти, газа и воды от глубины залегания;

б) карты изобар на соответствующие даты расчета;

в) графики изменения свойств нефти, газа и воды в зависимости от давления.

35. Графические материалы к подсчету запасов газа по методу падения давления должны содержать:

а) кривые восстановления давления по скважинам после остановки;

б) графики падения пластового давления во времени по скважинам и по залежи в целом;

в) индикаторные кривые по скважинам;

г) карты изобар начального пластового давления;

д) карты изобар текущего пластового давления;

е) профили падения пластового давления;

ж) графики зависимости приведенного пластового давления от суммарного отбора газа по скважинам и по залежи в целом;

з) графики изменения пластового давления во времени по залежи;

и) график для определения коэффициента сжимаемости газа при снижении пластового давления;

к) изотермы конденсации стабильного конденсата.

36. Все графические приложения должны быть выполнены наглядно и составлены в единых условных обозначениях в соответствии с приложением к настоящим Требованиям. Условные обозначения должны прилагаться к каждому комплекту графических приложений. На каждом приложении указывается его название и номер, числовой и линейный масштабы, наименование пользователя недр и организации-исполнителя, проводившей разведку месторождения (залежи); должности и фамилии авторов, составивших приложение, и лиц, утвердивших его (с подписями указанных лиц).

Графические приложения помещаются в папки, но не сшиваются. Если приложение выполнено на нескольких листах, они нумеруются, а схема их расположения показывается на первом листе.

37. Табличные приложения должны содержать исходные и промежуточные данные, необходимые для проверки операций по подсчету запасов нефти и горючих газов.

Обязательными являются следующие таблицы:

1) объема поисково-разведочного бурения;

2) сведений о толщине продуктивного пласта и его освещенности керном;

3) результатов опробования и исследования скважин;

4) выполненного комплекса геофизических исследований скважин;

5) химического состава и физических свойств пластовых вод;

6) сведений о литолого-физических свойствах продуктивных пластов;

7) физико-химических свойств нефти;

8) состава газа, растворенного в нефти;

9) характеристики свободного газа;

10) характеристики конденсата;

11) сведений о разработке месторождения (залежи) углеводородного сырья;

12) средних величин пористости (трещиноватости, кавернозности), проницаемости, вязкости, нефтегазонасыщенности, включающих сопоставление результатов расчета средневзвешенных значений Кп, Кн, Кг по залежи при расчете по данным ГИС и по трехмерной геологической модели;

13) подсчетных параметров (включая коэффициенты извлечения нефти) и запасов нефти, растворенного газа и содержащихся в них попутных полезных компонентов в формате электронных таблиц Excel;

14) подсчетных параметров (включая коэффициенты извлечения газа, конденсата) и запасов газа и содержащихся в нем попутных полезных компонентов в формате электронных таблиц Excel;

15) сопоставления вновь подсчитанных запасов нефти и параметров подсчета с ранее утвержденными и числящимися на ГБЗ;

16) сопоставления вновь подсчитанных запасов газа и параметров подсчета с ранее утвержденными и числящимися на ГБЗ.

В случае необходимости, представляются другие табличные материалы, обосновывающие подсчет запасов нефти и горючих газов и выводы авторов.

38. Первичная документация должна включать необходимые для подсчета запасов нефти и горючих газов данные:

1) описание керна по продуктивным (горизонтам), а также породам, залегающим на 10 - 15 м выше и ниже каждого продуктивного пласта;

2) диаграммы ГИС (бокового каротажного зондирования, микрозондирования, радиоактивного каротажа и термокаротажа, кавернометрии, акустического каротажа и других видов исследования) в масштабе 1:200 с их интерпретацией.

При тонкослоистом строении продуктивных пластов (толщина прослоев менее 0,5 м) диаграммы ГИС для отдельных скважин должны быть записаны в более крупном масштабе - до 1:50 м. На геофизических планшетах указываются даты проведения каротажей, тип и параметры промывочной жидкости, параметры промывочной жидкости, включая УЭС, альтитуду и удлинение ствола на изучаемый пласт, абсолютные отметки интервалов выделенных коллекторов и интервалов испытаний, коэффициенты нефтегазонасыщенности в водонасыщенных коллекторах, результаты интерпретации геофизических исследований скважин предыдущего подсчёта запасов нефти и горючих газов. Границы выделенных коллекторов указываются по всей ширине планшета. Все диаграммы каротажа, по данным интерпретации которых определяются эффективная толщина продуктивных пластов, положения контактов помещаются на одном планшете с увязкой по глубине. Здесь же указываются интервалы отбора и вынос керна в метрах в соответствии с его привязкой, границы и номенклатура пластов, интервалы залегания пород-коллекторов и их литологические особенности величины общей, эффективной и нефте- и газонасыщенной толщины, пористости, проницаемости, нефтегазонасыщенности по керну и каротажу, интервалы и дата перфорации, результаты опробования, положения контактов нефть (газ) - вода, положение цементных мостов. В отдельной графе должны быть даны заключения по боковому каротажному зондированию для отдельных интервалов. Представляются развернутые заключения по ГИС в виде таблиц обработки;

3) акты об испытании скважин, содержащие сведения об их состоянии, условиях испытания, продолжительности непрерывного притока нефти, газа или воды на каждом режиме, условиях замеров статических уровней, проверке герметичности эксплуатационных колонн, установке и проверке герметичности цементных мостов;

4) данные лабораторных определений пористости (трещиноватости, кавернозности), абсолютной и относительной проницаемости, состава пород-коллекторов, нефте-, газо- и водонасыщенности, результаты механических анализов пород, анализов нефти, газа, конденсата, воды, определения в них механических примесей; для пород-покрышек - изменение фильтрационных и емкостных свойств;

5) данные об объемных коэффициентах пластовой нефти, растворимости газа в нефти, газоконденсатной характеристике, коэффициентах сжимаемости газа;

6) данные замеров дебитов нефти, газа и воды, пластовых, забойных и устьевых давлений, газосодержания нефти и воды, температуры пласта.