Проект Приказа Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации "Об утверждении Порядка определения показателей проницаемости и эффективной нефтенасыщенной толщины пласта по залежи углеводородного сырья" (подготовлен Минприроды России 17.06.2024)

Проект Приказа Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации "Об утверждении Порядка определения показателей проницаемости и эффективной нефтенасыщенной толщины пласта по залежи углеводородного сырья"
(подготовлен Минприроды России 17.06.2024 г.)

Досье на проект

Пояснительная записка

В соответствии с подпунктами 2 и 3 пункта 1 статьи 342.2 части второй Налогового кодекса Российской Федерации, пунктом 5.2.26. Положения о Министерстве природных ресурсов и экологии Российской Федерации, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 11 ноября 2015 г. N 1219, приказываю:

1. Утвердить прилагаемый Порядок определения показателей проницаемости и эффективной нефтенасыщенной толщины пласта по залежи углеводородного сырья.

2. Признать утратившим силу приказ Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации от 15 мая 2014 г. N 218 "Об утверждении порядка определения показателей проницаемости и эффективной нефтенасыщенной толщины пласта по залежи углеводородного сырья" (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 2 октября 2014 г., регистрационный N 34217).

Утвержден
приказом Минприроды России
от "____" ___________ 2024 г. N ____

Порядок определения показателей проницаемости и эффективной нефтенасыщенной толщины пласта по залежи углеводородного сырья

1. Настоящий Порядок устанавливает единые подходы к определению показателей проницаемости и эффективной нефтенасыщенной толщины пласта по залежам углеводородного сырья в границах месторождения, указанным в подпунктах 2 и 3 пункта 1 статьи 342.2 части второй Налогового кодекса Российской Федерации (далее - залежи углеводородного сырья).

2. Определение средних значений показателей проницаемости и эффективной нефтенасыщенной толщины пласта по залежам углеводородного сырья производится пользователем недр по данным, приведенным в государственном балансе запасов полезных ископаемых, утвержденном в году, предшествующем году налогового периода.

3. Определение средних значений показателей проницаемости и эффективной нефтенасыщенной толщины пласта по залежам углеводородного сырья осуществляется при проведении государственной экспертизы запасов углеводородного сырья, предусмотренной статьей 29 Закона Российской Федерации от 21 февраля 1992 г. N 2395-I "О недрах" (далее - Закон Российской Федерации "О недрах", государственная экспертиза). Пользователь недр в соответствии с пунктами 4 - 10 настоящего Порядка обосновывает средние значения показателей проницаемости и эффективной толщины пласта как для залежей, запасы которых числятся на государственном балансе запасов, так и для новых залежей, запасы которых впервые представляются для проведения государственной экспертизы.

В случае, когда часть месторождения выходит за пределы участка недр, предоставленного в пользование, показатели проницаемости и эффективной нефтенасыщенной толщины пласта по залежам углеводородного сырья определяются в границах участка недр, предоставленного в пользование.

4. Средняя проницаемость по залежи углеводородного сырья рассчитывается через среднюю пористость по залежи, на основании петрофизической связи показателя проницаемости от пористости (Кпр = f(Кп) (далее - петрофизическая связь), обоснованной в целом для пласта месторождения по данным исследований керна.

5. Для построения петрофизической зависимости в качестве показателя проницаемости (далее - Кпр), определенного по данным исследований керна, используется параметр - абсолютная газопроницаемость (проницаемость по газу, измеренная на керне при атмосферных условиях без введения дополнительных поправок).

6. Петрофизическая связь Кпр=f(Кп) обосновывается по данным исследования керна, отобранного из пласта месторождения во всех пробуренных скважинах.

При построении петрофизической связи Кпр = f(Кп) для пласта, выполняются следующие требования:

а) исследования выполнены не менее чем на 30 образцах керна, выпиленных параллельно напластованию;

б) образцы керна должны представлять весь диапазон изменения пористости пласта, установленной по данным геофизических исследований скважин (далее - ГИС);

в) уравнение петрофизической связи Кпр = f(Кп) подбирается из условия максимального коэффициента корреляции R;

г) значение коэффициента корреляции уравнения петрофизической связи Кпр = f(Кп) не ниже 0,6.

При значении коэффициента корреляции уравнения петрофизической связи Кпр = f(Кп) ниже 0,6 допускается использование многомерных петрофизических связей проницаемости с другими параметрами вида Кпр = f (Кп, пар1, пар2, _) (в том числе, глинистость, остаточная водонасыщенность, удельное электрическое сопротивление), которые ранее уже рассматривались в документах и материалах, получивших положительное заключение государственной экспертизы.

Значение коэффициента множественной детерминации R2 уравнения многомерной петрофизической зависимости должно быть не ниже 0,6.

В случае, если коэффициента множественной детерминации R2 уравнения многомерной петрофизической зависимости должно быть не ниже 0,6, а абсолютная проницаемость 90% образцов керна не превышает 210^-3 мкм2, допускается использование среднегеометрического значения абсолютной проницаемости по залежи, определенной по керну, при условии, что вынос керна составляет не ниже 70%, а исследования выполнены не менее чем на 30 образцах керна из интервалов коллекторов, выделенных по ГИС.

7. Среднее значение коэффициента пористости, используемое для определения Кпр, соответствует значению коэффициента пористости, рассчитанному по залежи (в границах участка недр, предоставленного в пользование) для суммы всех категорий запасов в представленных на государственную экспертизу документах и материалах.

8. Предоставления документов и материалов по обоснованию среднего значения показателя проницаемости осуществляется в соответствии с Требованиями к составу и правилам оформления представляемых на государственную экспертизу запасов полезных ископаемых и подземных вод, геологической информации о предоставляемых в пользование участках недр, документов и материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов, определение которых предусмотрено пунктом 14 Правил проведения государственной экспертизы запасов полезных ископаемых и подземных вод, геологической информации о предоставляемых в пользование участках недр, определения размера и порядка взимания платы за ее проведение, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 1 марта 2023 года N 335.

Достоверность лабораторных данных определения Кп и Кпр для построения петрофизической связи Кпр = f(Кп) подтверждается результатами межлабораторного контроля лабораторией организации подведомственной Федеральному агентству по недропользованию на коллекции образцов керна не менее 30 штук.

Контрольные определения Кп и Кпр выполняются на одних и тех же образцах керна в соответствии с методом определения коэффициента абсолютной газопроницаемости при стационарной и нестационарной фильтрации*(1) .

Коллекция образцов керна для межлабораторного контроля выбирается по петрофизической связи Кпр = f(Кп) для всей совокупности образцов керна, характеризующей весь диапазон изменения пористости пласта установленной по данным ГИС. По сопоставлению петрофизической связи Кпр = f(Кп) находится аппроксимирующее уравнение с максимальным коэффициентом корреляции и определяется область наиболее вероятных значений , из которой выбираются образцы для проведения контрольных определений.

Межлабораторный контроль выполняется только для образцов керна, изученных после 1 января 2025 г, для месторождений, представляемых на государственную экспертизу в рамках подсчета запасов углеводородного сырья, с периодичностью один раз в 5 лет.

9. Для нетерригенного коллектора, с целью учета наличия трещиноватости залежи пласта, определение средних значений показателя проницаемости осуществляется при сопоставлении данных исследования керна, проведенных в соответствии с пунктами 4 - 8 настоящего Порядка, с результатами определения среднего значения показателя проницаемости залежи по гидродинамическим исследованиям скважин.

Гидродинамические исследования должны быть выполнены в скважинах, в том числе, в которых из оцениваемых пластов отбирался керн, до проведения в них мероприятий по интенсификации притока.

При превышении средних значений проницаемости, установленных по данным гидродинамических исследований скважин, от данных исследований керна, среднее значение проницаемости залежи принимается по данным гидродинамических исследований скважин.

Требования данного пункта применяются в отношении залежей углеводородного сырья, по которым в скважинах с отбором керна, гидродинамические исследования проведены после 01.01.2025.

10. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта определяется в каждой скважине по данным ГИС по прямым качественным и (или) косвенным количественным признакам нефтенасыщенного коллектора.

Средневзвешенное значение эффективной нефтенасыщенной толщины залежи рассчитывается на основании карт эффективных нефтенасыщенных толщин для суммы всех категорий запасов (в границах участка недр, предоставленного в пользование) при проведении государственной экспертизы документов и материалов по подсчету запасов.

-------------------------------------------

*(1) ГОСТ 26450.0-2-85 "Метод определения коэффициента абсолютной газопроницаемости при стационарной и нестационарной фильтрации, введен и утвержден и введен в действие Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 27 февраля 1985 г. N 424