Во исполнение постановления Правительства Республики Казахстан от 18 октября 1996 года N 1288 "Об утверждении Правил государственной экспертизы недр Республики Казахстан" ПРИКАЗЫВАЮ :

Утверждены приказом
Председателя Комитета
геологии и недропользования
Министерства энергетики и
минеральных ресурсов
Республики Казахстан
от 11 мая 2007 года N 53-п
Требования к содержанию и объему геолого-геофизических материалов по подсчету запасов нефти, газа, конденсата и попутных компонентов, представляемых на государственную экспертизу.

1. Требования к содержанию и объему геолого-геофизических материалов по подсчету запасов нефти, газа, конденсата и попутных компонентов, представляемых на государственную экспертизу (далее - Требования), разработаны в соответствии с Правилами государственной экспертизы недр Республики Казахстан, утвержденными постановлением Правительства Республики Казахстан от 18 октября 1996 года N 1288.

2. Основные понятия, используемые в настоящих Требованиях, приняты согласно "Инструкции по классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и природного углеводородного газа", утвержденной Приказом И.о. Министра энергетики и минеральных ресурсов от 27 октября 2005 г. N 283 (зарегистрированный в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за N 3945):
запасы углеводородов - масса нефти, конденсата и попутных компонентов и объем газа в выявленных, разведываемых и разрабатываемых залежах, приведенные к стандартным (0,1 МПа и 20 о С) условиям;
геологические запасы - запасы и ресурсы нефти, газа и конденсата, находящиеся в недрах;
рентабельные (извлекаемые) запасы - запасы, извлечение которых экономически целесообразно при использовании современных апробированных технологий и техники с соблюдением требований по охране недр и окружающей природной среды. Эта часть геологических запасов определяется коэффициентами извлечения нефти, газа и конденсата;
нерентабельные запасы - запасы и ресурсы, извлечение которых в настоящее время экономически нецелесообразно;
коэффициенты извлечения нефти, газа и конденсата - величины, показывающие, какая часть запасов или ресурсов может быть извлечена из недр при оптимальном режиме разработки залежей до предела экономической рентабельности с применением передовых апробированных технологий и техники добычи;
подсчет запасов - определение количества полезного ископаемого в недрах;
виды подсчета запасов в зависимости от степени изученности месторождения бывают: оперативный подсчет запасов, подсчет запасов, пересчет запасов, перевод запасов из низших категорий в высшие;
подсчет запасов может быть проведен различными методами: объемным, объемно-статистическим, объемно-весовым, материального баланса, статистическим, по падению давления (при подсчете запасов газа).

краткую справку в четырех экземплярах об особенностях геологического строения месторождения, проведенных геологоразведочных работах, результатах подсчета геологических и извлекаемых запасов объемом в пределах 15 страниц текста, заверенную авторами подсчета;
каталог координат скважин, который оформляют в виде отдельного тома и отправляют специальной почтой в Подразделение по защите Государственных секретов Комитета геологии и недропользования;
протокол совместного рассмотрения материалов подсчета недропользователями и авторами подсчета;
протокол (заключение) рассмотрения материалов подсчета Территориальной комиссией по запасам полезных ископаемых (ТКЗ) при Территориальном управлении геологии и недропользования.

текста отчета, который содержит сведения о геологическом строении месторождения, результатах проведенных на нем поисковых, разведочных и эксплуатационных работ и другие материалы, обосновывающие подсчет запасов; результаты подсчета запасов, оценку подготовленности месторождения для промышленного освоения. Предложения по намечаемой или изменению осуществляемой системе разработки, а также оценку перспектив месторождения в целом. По месторождениям, запасы которых утверждались Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых (далее - ГКЗ) ранее, приводят сравнительный анализ изменений запасов и параметров подсчета;
текстовых приложений, в которых содержится распорядительная документация, документация геологоразведочных, геофизических, гидрогеологических работ и исследования скважин и другая исходная информация, необходимая для подсчета запасов, а также сведения для обоснования основных положений и выводов, изложенных в тексте отчета;
табличных приложений, которые содержат информацию по пробуренным на месторождении скважинам, определению параметров подсчета запасов, операциям и результатам подсчета запасов;
графических приложений, на которых отображают результаты геологоразведочных работ: геологическое строение месторождения, нефтегазоносность, положение контуров подсчитанных запасов, строение продуктивного резервуара и т.д.;
технико-экономического обоснования (далее - ТЭО) коэффициентов извлечения нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, которое содержит обоснование определения извлекаемых запасов нефти, газа, конденсата и попутных компонентов.

7. Объем разделов и полноту изложения отдельных положений определяет исполнитель подсчета запасов в зависимости от сложности геологического строения месторождения, а также результатов проведенных геологоразведочных, научно-исследовательских работ и разработки. В каждом разделе содержатся краткие выводы о полноте полученных данных и степени изученности вопроса.

8. При представлении материалов пересчета запасов приводится подробное изложение методики и объемов дополнительно проведенных работ, их качества, эффективности, результатах. Сведения, оставшиеся без изменения, могут быть приведены в сокращенном виде со ссылкой на предыдущий отчет. По разрабатываемым месторождениям, на которых после предыдущего представления материалов геологоразведочные работы не проводились, разделы "Геологоразведочные работы", "Качество и эффективность геологоразведочных работ" в тексте отчета не приводят.

9. Объем каждой книги текстовой части не может превышать 300 страниц. Табличный материал, включаемый в текст, имеет обобщающий характер. Вспомогательный материал, на основании которого сделаны обобщения и выводы, помещают в текстовые приложения. Иллюстрирующий материал (карты, схемы, графики, рисунки) приводят в тексте в случае, если необходимы пояснения к принципиальным положениям отчета. Основные единицы измерений, принятые при подсчете запасов, приведены в табличных формах 1-4 приложения 1 к Требованиям.

геологическая съемка;
гидрогеологические исследования;
исследования методами разведочной геофизики;
бурение структурно-картировочных, поисковых и разведочных
скважин;
промыслово-геофизические исследования скважин (ГИС);
объем, качество и представительность кернового материала;
методика и результаты опробования скважин;
результаты пробной и опытно-промышленной эксплуатации;

сведения о недропользователе;
проектные документы, на основании которых ведется разработка месторождения;
время, сроки и задачи проведения геологоразведочных работ на месторождении;
даты и номера протоколов предыдущих утверждений запасов ГКЗ, а при отказе в утверждении - причины возврата материалов;
утвержденные запасы (по группам и категориям), обоснование причин подсчета (пересчета);
сведения о выполнении рекомендаций, данных при предыдущем рассмотрении материалов ГКЗ;

географическое и административное положение месторождения. Ближайшие населенные пункты и расстояния до них. Транспортные условия, расстояния от месторождения до крупного ближайшего населенного пункта и предполагаемых потребителей, железнодорожной станции или пристани (порта), газо- или нефтепровода, ближайшего разрабатываемого нефтяного или газового месторождения, энергоснабжение и сейсмичность района;
природно-климатические условия района и месторождения: среднемесячные, среднегодовые и экстремальные значения температуры, годовые и кратковременные максимальные объемы осадков, преобладающее направление ветров и их сила, распределение и толщина снегового покрова, глубина сезонного промерзания почвы; рельеф, гидрографическая сеть, заболоченность местности, характеристика имеющихся вблизи месторождения или на его площади поверхностных водотоков, водоемов и возможность их использования для питьевого и технического водоснабжения будущего предприятия по добыче нефти и газа;
история открытия и разведки месторождения, первооткрыватели месторождения, краткие сведения о ранее проведенных работах и исследованиях, их методике, объемах, качестве и эффективности. Для разрабатываемых месторождений - год ввода в разработку, разрабатываемые пласты (залежи);
раздел иллюстрируется обзорной картой.

краткие сведения о геологическом строении района. Положение месторождения в общей геологической структуре района. Принятая стратиграфическая схема. Краткое описание комплекса отложений, слагающих разрез месторождения, с указанием возраста, пространственного распространения стратиграфических единиц, их толщины и выдержанности;
приуроченность месторождения к тектоническим элементам первого и второго порядков. Основные сведения о тектонике месторождения: типы, форма, размеры, направления осей складок, изменение углов падения пород на крыльях, структурные и возрастные взаимоотношения отложений; разрывные нарушения - элементы залегания, характер и амплитуда смещения. Закономерности проявления мелкоамплитудной нарушенности. Влияние нарушений на морфологию и условия залегания нефтегазоносных пластов;
подтверждаемость структурных построений результатами исследований методами разведочной геофизики, структурного бурения, материалами, полученными в процессе разведки, а для разрабатываемых месторождений - и в процессе разработки;
сопоставление геологической модели месторождения при предыдущем подсчете с представляемой моделью, анализ выявленных расхождений - для разрабатываемых месторождений, запасы которых утверждались ранее;
краткая геологическая характеристика для разрабатываемых месторождений, представления о геологическом строении которых не претерпели изменений, со ссылкой на отчет, где эти сведения приведены более полно;
раздел иллюстрируется сводным (нормальным) геолого-геофизическим разрезом месторождения, таблицей стратиграфических границ, геологическими профилями и структурными картами по основным реперным поверхностям;

сведения о проекте на проведение геологоразведочных работ. Обоснование системы разведки месторождения: количества этажей и порядка их разбуривания, числа и способов размещения скважин на разных этажах, расстояния между скважинами;
геологическая съемка, методы и результаты геологической съемки;
объем, содержание и методика гидрогеологических исследований и наблюдений;
исследования методами разведочной геофизики. Объем и результаты исследований, комплекс применяемых методов и методика их проведения, результаты интерпретации полученных данных;
целевое назначение пробуренных скважин, их конструкция, технология бурения, глубина и техническое состояние. Состояние фонда пробуренных скважин на дату подсчета запасов, число ликвидированных скважин и причины их ликвидации, использование законтурных скважин, при повторном подсчете запасов - сведения о состоянии фонда всех пробуренных скважин на дату подсчета, анализ соответствия ранее принятой методики геологоразведочных работ и системы размещения разведочных скважин геологическому строению месторождения;
сведения о выносе керна по скважинам по всему разрезу и отдельно по продуктивным пластам; освещенность керном нефтегазонасыщенных интервалов;
раздел сопровождают структурными картами, послужившими основой для проведения поисковых и разведочных работ на изучаемом объекте, картой фонда пробуренных скважин, таблицами технического состояния скважин и освещенности разрезов скважин отобранным керном;
объем проведенных ГИС. Комплекс применявшихся методов и его обоснование, число скважин, исследованных различными методами, перечень методов исследований, выполненных по каждому продуктивному пласту, их эффективность. Техника проведенных работ (типы и размеры зондов, масштабы и скорость регистрации диаграмм геофизических параметров), их качество и результаты. Степень использования новейших геофизических методов и аппаратуры. Физические свойства промывочной жидкости и др;
изменение комплекса ГИС для разрабатываемых месторождений в течение длительного времени эксплутационного разбуривания, изменения условий проведения ГИС, изменение характеристик глинистого раствора и т.д;
раздел сопровождают таблицы объемов ГИС по скважинам с указанием качества полученных материалов;
методика и результаты опробования скважин в процессе бурения пластоиспытателями на трубах и на кабеле;
методика и результаты опробования обсаженных скважин, условия вскрытия пластов, условия вызова притоков, сведения об интенсификации притоков, продолжительность замеров притоков нефти и газа, производительность скважин, устойчивость дебитов при разных режимах, условия очистки забоя, пластовые и забойные давления, депрессии, газосодержание, содержание конденсата и т.д.;
раздел сопровождают таблицы объемов и результатов опробования по скважинам и объектам и таблицы сравнения результатов опробования в процессе бурения с результатами опробования в обсаженной скважине;
водоносные интервалы, опробованные в открытом стволе пластоиспытателем, в колонне и выделенные по материалам ГИС. Количество водоносных объектов, отобранных по ним проб воды и растворенного в ней газа;
результаты пробной и опытно-промышленной эксплуатации: количество скважин; время работы каждой скважины; количество добытой нефти, газа, конденсата и воды по каждой залежи; изменение депрессий, дебитов нефти, газа, конденсата и воды; изменение пластовых давлений, результаты обработки призабойных зон с целью интенсификации притока; другие дополнительные сведения;
опытно-промышленные работы в процессе разведки и разработки месторождения: цель, технология проведения, сроки и результаты работ;
раздел сопровождают соответствующие графики, схемы и таблицы;

количество и качество отобранных на поверхности и в пластовых условиях проб по продуктивным пластам. Методика и условия отбора глубинных проб - глубина отбора, пластовое давление, пластовая температура. Методы исследования. Наименование организации, проводившей исследования. Анализ полноты изученности состава нефти и газа по каждому пласту (залежи), площади и разрезу;
физико-химические характеристики нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях: плотность, вязкость, газосодержание, объемный коэффициент, коэффициент сжимаемости, состав, включая серу, металлы, гелий и другие компоненты. Изменчивость отдельных показателей состава и свойств по площади залежи и разрезу и их средние величины по каждой залежи;
товарная характеристика нефти, конденсата и газа. Вывод об отнесении нефти, газа и конденсата к соответствующим группам государственных стандартов;

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;
характеристика водоносных горизонтов: глубина их залегания, фильтрационные и емкостные свойства водовмещающих пород, дебиты скважин и соответствующие им депрессии или уровни. Оценка полноты и качества проведенных работ;
заключение о возможности использования подземных вод в теплоэнергетических, бальнеологических и мелиоративных целях, для питьевого и технического водоснабжения;
для разрабатываемых месторождений приводят краткие сведения о дополнительных результатах исследований в скважинах, пробуренных после предыдущего рассмотрения материалов, при этом приводится сопоставление этих новых данных с ранее представленными. При расхождении результатов необходим анализ причин расхождения;

подробная характеристика физико-литологических и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и покрышек. При повторном подсчете запасов по разрабатываемым месторождениям характеристика представляется только для новых продуктивных пластов; по ранее изученным пластам приводят краткие сведения, дополненные результатами последующих исследований. Параметры коллекторов, оставшиеся без изменений, приводят со ссылкой на соответствующий отчет;
привязка образцов керна к разрезу отложений, методика отбора и качество извлеченного керна. Методика изучения физических параметров. Общее число исследованных образцов керна (в том числе учтенных при выборе средних величин пористости и проницаемости по принципу отбраковки непредставительных образцов) и привязка их к разрезу, равномерность освещенности изученным керном разреза каждой скважины, разреза в целом и площади залежи;
обоснование нижних пределов значений открытой пористости и проницаемости по керну, определение типа коллектора;
петрофизические исследования для обеспечения интерпретации материалов ГИС и обоснования подсчетных параметров. Комплекс и методика исследований, полученные зависимости;
по каждому продуктивному пласту для пород-коллекторов: вещественный и гранулометрический состав, окатанность зерен и степень их отсортированности, тип и состав цемента, состав и распределение в пласте глинистого материала, емкостные и фильтрационные свойства пород (открытая пористость, трещиноватость, кавернозность, остаточная водонасыщенность и остаточная нефтегазонасыщенность, проницаемость абсолютная и эффективная), закономерности их изменения по площади и разрезу. Физические свойства пород-коллекторов (плотность, электропроводность, упругость, радиоактивность и др.) и основные зависимости между ними и коллекторскими свойствами, обосновывающие параметры подсчета;
характеристика литологических и петрофизических свойств пород-покрышек: вещественный состав, пористость, давление прорыва и др.;
раздел сопровождают соответствующие графики, схемы, описание керна, таблицы с результатами анализов керна;

методика интерпретации: принципы и критерии, положенные в основу выделения реперов, коллекторов и продуктивных пластов, определения эффективной толщины пластов, коэффициентов пористости, нефтегазонасыщенности, глинистости и проницаемости, определения положения разделов нефть-вода, нефть-газ и газ-вода, обоснование возможности использования принятого метода. В табличной форме - значения параметров по объектам подсчета (залежам, пластам) по отдельным скважинам и наиболее вероятное их среднее значение; оценка точности определения параметров. В табличной форме - сопоставление параметров продуктивных пластов, полученных геофизическими методами, с результатами лабораторных исследований керна; анализ результатов сопоставления;
обоснование величин нижних пределов параметров коллектора по данным ГИС и увязка с определениями по керну и результатами исследований скважин и т.д.;
для разрабатываемых месторождений, запасы которых ранее утверждались, необходимо сопоставление результатов геофизических исследований скважин в предыдущем и новом подсчетах, а в случае изменений подсчетных параметров - анализ причин расхождений. Анализ достоверности полученных параметров и рекомендации по ее повышению;
в случаях переинтерпретации результатов ГИС, использованных ранее для подсчета запасов - обоснование принятых изменений. Параметры, принятые по предыдущим подсчетам запасов без изменений, приводят со ссылками на отчет, где они были обоснованы;
раздел сопровождают планшеты по скважинам в масштабе глубин 1:200 с нанесением диаграмм методов ГИС, использованных для определения подсчетных параметров: эффективных толщин, положений водо-нефтяных, газо-нефтяных и газо-водяных контактов с указанием их абсолютных отметок, керновой информации о фильтрационно-емкостных свойствах пород, результатами опробования и другой необходимой информации. При необходимости представляются дополнительные графические приложения. При большом этаже продуктивности допускается представление планшетов в масштабе глубин 1:500;
материалы ГИС и результаты интерпретации с использованием иноязычной терминологии приводят с переводом каждого термина на русский язык непосредственно на графическом приложении или в пояснительной записке;

краткая характеристика нефтегазоносности района. Положение продуктивной толщи (толщ) в разрезе месторождения. Количество продуктивных горизонтов, залежей;
сведения о структуре запасов по объектам разработки с выделением трудно извлекаемых запасов по разрабатываемым месторождениям;
геолого-промысловая модель месторождения: обоснование строения природного резервуара каждой залежи (распределение эффективных толщин по площади и разрезу, распространение типов коллекторов, зоны ухудшенных и улучшенных коллекторских свойств, коэффициенты песчанистости и расчлененности); обоснование водо-нефтяных, газо-нефтяных и газо-водяных контактов; размеры (площадь, высота) залежи, площади зон (газовой, нефтяной, нефтегазовой, водонефтяной), тип залежи;
сравнительная характеристика продуктивных горизонтов; характеристика разделов между продуктивными горизонтами; общая высота продуктивной толщи; соотношение планов залежей; закономерности изменения свойств пластовых флюидов по площади и разрезу; сравнительная характеристика добычных возможностей залежей; термобарическая характеристика продуктивного разреза;
оценка перспективных ресурсов нефти, газа и конденсата в отложениях невскрытой части разреза, проведенная по аналогии с соседними месторождениями, где эти отложения изучены, и на основе анализа условий формирования месторождений нефти и газа в пределах данной структурно-фациальной зоны;
раздел сопровождает графическая информация в виде геолого-литологических разрезов, схем обоснования контактов нефть-вода, газ-вода, газ-нефть, схемы корреляции разрезов скважин и т.д;

при вводе в опытную эксплуатацию отдельных разведочных или опережающих эксплуатационных скважин до окончания разведки месторождения приводят следующие сведения: количество скважин, находящихся в опытной эксплуатации; время работы каждой скважины; количество добытой нефти, газа, конденсата и воды по каждой скважине и залежи; изменение депрессий и дебитов нефти и газа, пластовых давлений за время опытной эксплуатации отдельных скважин; результаты обработки призабойных зон с целью интенсификации притока; величины потерь нефти, газа, конденсата и воды в процессе опробования и исследования скважин или их аварийного фонтанирования. Для газовых залежей приводят объем отбора газа с учетом потерь, начальные и текущие пластовые давления и другие сведения, необходимые для подсчета запасов газа методом падения давления;

обоснование принятого метода подсчета запасов особенностями геологического строения месторождения и степенью его изученности;
обоснование выделения категорий запасов по каждому объекту подсчета;
обоснование принимаемых величин подсчетных параметров. Оценка представительности результатов определения подсчетных параметров разными методами (по керну и геофизическим исследованиям скважин) и обоснование величин их граничных значений. При повторном подсчете запасов - сопоставление принятых подсчетных параметров с ранее утвержденными, анализ причин изменения подсчетных параметров с приведением конкретного фактического материала, обосновывающего изменение принятых величин;
обоснование принятых принципов оконтуривания залежей и подсчетных блоков: по линиям скважин, методами экстраполяции и интерполяции;
в случаях применения метода аналогии приводятся исходные данные, подтверждающие правильность выбора параметров подсчета по аналогам (месторождениям, залежам) и дается обоснование возможности переноса данных на оцениваемое месторождение (залежь);
обоснование и расчет площади нефтеносности при подсчете запасов нефти объемным методом по объектам подсчета (в соответствии с принятыми положениями водонефтяного или газонефтяного контакта; линии выклинивания или замещения коллекторов продуктивного пласта); толщина нефтенасыщенная и объем нефтенасыщенных пород; средний коэффициент открытой пористости (трещиноватости, кавернозности), средний коэффициент нефтенасыщенности, средние величины плотности нефти, пересчетного коэффициента, газосодержания нефти в пластовых условиях; коэффициент извлечения нефти. Сопоставляются средние величины пористости (трещиноватости, кавернозности) и нефтенасыщенности, определенные разными методами;
обоснование и расчет площади газоносности при подсчете запасов газа объемным методом по объектам подсчета (в соответствии с принятыми положениями газоводяных и газонефтяных контактов, линий выклинивания или замещения коллекторов продуктивных пластов); толщина эффективная и газонасыщенная и объем газонасыщенных пород; средний коэффициент пористости (трещиноватости, кавернозности), средний коэффициент газонасыщенности; начальные и текущие пластовые давления с указанием условий их замеров, средние значения давлений, поправки на температуру и отклонение от закона Бойля-Мариотта; среднее содержание конденсата в газе;
обоснование достоверности замеров исходных промысловых данных при подсчете запасов газа методом падения давления по разрабатываемым месторождениям, при этом обосновывается и рассчитывается начальное и текущее положение газоводяного контакта, начальное пластовое давление и температура, изменение во времени пластовых и устьевых давлений, газо-гидродинамическая связь залежей месторождения, степень дренируемости отдельных частей залежи;
режим работы залежи и отдельных ее частей; динамика вторжения пластовой воды; потери или перетоки газа; объемы отбора газа, конденсата и воды по скважинам и залежи;
обоснование режима работы залежи при подсчете запасов нефти и газа по разрабатываемым месторождениям методом материального баланса, характер ее разбуренности и эксплуатационная характеристика; выбор расчетного варианта, объекта и даты подсчета; сведения 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, пластовую температуру; объемный коэффициент пластовой нефти, коэффициент сжимаемости пластовой нефти, давление насыщения; начальная и текущая растворимость газа в нефти, объемный коэффициент пластовой воды, коэффициент сжимаемости пород-коллекторов; отношение объема газовой шапки к объему нефтенасыщенной части залежи (для нефтегазовых залежей);
оценка уровня разведанности и точности подсчета запасов;
подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них попутных компонентов производится раздельно для нефтяной, газовой, газонефтяной, газонефтеводяной, водонефтяной зонам для каждого объекта подсчета и месторождения в целом с обязательной оценкой перспектив всего месторождения;
запасы попутных компонентов, содержащиеся в нефти, газе и конденсате, имеющие промышленное значение, подсчитываются в границах подсчета запасов нефти и газа;
средние подсчетные значения измеряются в следующих величинах: толщина в метрах; давление в мегаПаскалях с точностью до десятых долей единицы; площадь в тысячах квадратных метров, 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); коэффициенты пористости и нефте-газонасыщенности в долях единицы с округлением до сотых долей; коэффициенты извлечения нефти и конденсата в долях единицы с округлением до тысячных долей;
запасы нефти, конденсата, этана, пропана, бутанов, серы и металлов подсчитываются в тысячах тонн, газа - в миллионах кубических метров; гелия и аргона - в тысячах кубических метров с округлением до целых значений;
параметры и результаты подсчета запасов представляются в табличных формах 1-14, согласно приложению 2 к Требованию;
раздел сопровождают подсчетные планы по каждому подсчетному объекту в масштабах от 1:5000 до 1:50000, обеспечивающие необходимую точность замеров площадей. Планы составляют на основе структурной карты по кровле продуктивного коллектора или же хорошо прослеживающейся поверхности ближайшего репера; на планы наносят: положения внешнего и внутреннего контуров нефте- и газоносности, границы категорий запасов, все пробуренные на дату подсчета запасов скважины с нанесением устьев скважин и точек пересечения с кровлей соответствующего объекта подсчета; результаты опробования интервалов в глубинах и абсолютных отметках; результаты пробной и опытно-промышленной эксплуатации;
по разрабатываемым месторождениям с большим количеством эксплуатационных скважин информация о результатах опробования и пробной и опытно-промышленной эксплуатации представляется на отдельных приложениях;

сопоставление принятых подсчетных параметров с ранее утвержденными, анализ причин изменения подсчетных параметров с приведением конкретного фактического материала, обосновывающего изменение принятых величин;
сопоставление подсчитанных запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов с запасами, ранее утвержденными ГКЗ, с указанием причин расхождений;

13) в разделе "Мероприятия по рациональному и комплексному использованию недр и охране окружающей среды в процессе поисково-разведочных работ" приводится краткое описание программы мероприятий по предотвращению аварий и иных опасных ситуаций, создающих угрозу жизни и здоровью людей и окружающей среде в процессе проведения нефтяных операций, анализ соблюдения недропользователем норм действующего законодательства в области недропользования и охраны окружающей среды. Для разрабатываемых месторождений приводится оценка влияния разработки месторождения на расположенные вблизи населенные пункты, природные объекты, подземные и поверхностные воды, даются рекомендации по охране окружающей среды от вредных отходов при применении существующих и рекомендуемых способов разработки;

анализ качества проведенных работ и подготовленности месторождения к следующему этапу освоения. Точность исследований методами разведочной геофизики, послуживших основанием для постановки поисково-разведочного бурения и оценка степени соответствия их результатов данным разведочного бурения; степень использования результатов исследования керна для обоснования подсчетных параметров. Отношение количества пробуренных скважин к количеству ликвидированных, оказавшихся за пределами залежей. Изученность залежей по высоте и площади опробованием, анализами керна и пластовых флюидов; запасы полезных ископаемых, приходящиеся на одну скважину и на один метр проходки;

основные выводы о степени изученности геологического строения, количестве и качестве запасов нефти, газа и конденсата, комплексном использовании запасов месторождения, гидрогеологических, горно-технических условиях разработки месторождения. Соотношение запасов, находящихся на Государственном балансе запасов полезных ископаемых и подсчитанных в отчете;
рекомендации разработчиков по наиболее рациональному способу разработки месторождения;
оценка общих перспектив месторождения.

1) необходимая распорядительная документация, результаты рассмотрения материалов подсчета запасов научно техническом совете недропользователей, осуществлявших геологоразведочные работы или разработку, результаты рассмотрения материалов подсчета запасов Территориальной комиссией по запасам полезных ископаемых при Территориальном управлении геологии и недропользования, а также результаты дополнительных работ по специальным исследованиям (скважин, керна, пластовых флюидов), выполненным другими организациями (акты, описание методик исследований, протоколы); для разрабатываемых месторождений необходимо привести сведения о размерах добычи, потерь, списании утвержденных запасов, качестве получаемой продукции, полноте комплексного использования полезных ископаемых;

При большом фонде скважин на разрабатываемых месторождениях первичные материалы (геолого-геофизические разрезы скважин и акты опробования) представляют по части скважин, равномерно расположенных на площади месторождения и характеризующих особенности геологического строения и нефтегазоносности месторождения (далее - "базовые" скважины). Обоснование выбора "базовых" скважин недропользователь представляет в ГКЗ. По результатам экспертизы представленных материалов ГКЗ соответствующим протоколом утверждает список "базовых" скважин. Оригинал протокола включается в текстовые приложения.

17. При составлении ТЭО учитывается необходимость наиболее полного извлечения нефти, газа и конденсата из недр при оптимальном режиме разработки залежи до предела экономической рентабельности с применением апробированных для данных конкретных условий технологий и техники добычи c соблюдением требований рационального недропользования.

краткую характеристику геологического строения месторождения и его геологические запасы;
физические параметры продуктивных пластов и характеристики их неоднородности;
физико-химические свойства флюидов в пластовых и поверхностных условиях;
анализ результатов опробования, пробной и опытно-промышленной эксплуатации, опытно-промышленных работ в случае их проведения;
обоснование расчетных геолого-физических моделей залежей;
обоснование эксплуатационных объектов;
выбор расчетных вариантов разработки;
выбор методических средств прогнозирования коэффициентов извлечения;
обоснование нормативов капитальных вложений и эксплуатационных затрат, принятых для расчета экономических показателей разработки;
технико-экономические показатели вариантов разработки и оценка коэффициентов извлечения.

Приложение 1
к Требованиям к содержанию и объему
геолого-геофизических материалов по
подсчету запасов нефти, газа, конденсата
и попутных компонентов, представляемых
на государственную экспертизу
ОСНОВНЫЕ ЕДИНИЦЫ ИЗМЕРЕНИЙ, УПОТРЕБЛЯЕМЫЕ ПРИ ПОДСЧЕТЕ ЗАПАСОВ
Таблица 1
Перевод некоторых величин в системы измерения СИ и СГС
Еди­ни­ца
из­ме­ре­ния
Пе­ре­вод из си­сте­мы СИ
в си­сте­му СГС
Пе­ре­вод из си­сте­мы СГС
в си­сте­му СИ
Плот­ность
Дав­ле­ние
По­верх­ност­ное
на­тя­же­ние
Ди­на­ми­че­ская
вяз­кость
Ки­не­ма­ти­че­ская
вяз­кость
Про­ни­ца­е­мость
1 кг/м 3 = 10 -3 г/см -3
1 Па = 10 дин/см 2
1 н/м = 10 3 дин/см
1 м 2 /с = 10 4 Ст
1 г/см -3 = 10 -3 кг/м 3
1 дин/см 2 = 10 -1 Па
1 дин/см = 10 3 н/м
1 Ст = 10 4 м 2 /с
Пе­ре­вод из си­сте­мы СИ
во вне­си­стем­ную
Пе­ре­вод из вне­си­стем­ной
в си­сте­му СИ
1 м 2 = 10 12 Д = 10 1 мД
1 Д = 10 -12 м 2 = 1 мкм 2
1 мД = 1 10 -3 мкм 2 = фм 2
Примечание   Н - ньютон      Па - паскаль      фм - фемтометр
             П - пуаз        Ст - стокс
             с - секунда     Д - дарси
Таблица 2
Соотношения между единицами измерения давления
Еди­ни­ца
в Па
В мм. рт. ст.
В атм.
1 Па
1
0,750064 10 -2
0,9869 10 5
1 кгс/м 2
9,80665
0,0735561
0,96
1 атм (тех­ни­ческ.)
9,80665 10 4
735,561
0,9678
1 атм (фи­зи­ческ.)
1,01325 10 5
760,000
1
1 мм.вод.ст.
9,80665
0,0735561
0,9678 10 -4
1 бар.
10 5
750,064
0,9869
1 мм.рт.ст. (тор)
133,322
1
1,31579 10 -3
Таблица 3
Таблица перевода английских мер в метрические
Ан­глий­ские ме­ры
Мет­ри­че­ские
ме­ры
Для пе­ре­во­да в
мет­рич. ме­ры
умно­жить на:
Acre (акр)
га
0,4047
Barrel (бар­рель)
л
159
Gallon (гал­лон аме­ри­кан­ский)
л
3,785
(гал­лон ан­глий­ский)
л
4,55
Inch (дюйм)
см
2,54
Sguare inch (кв. дюйм)
см 2
6,452
Sguare foot (кв. фут)
м 2
0,00929
Yard (ярд)
м
0,914
Sguare yard (кв. ярд)
м 2
0,8361
Cubic feet per barrel
(куб.фут/бар­рель)
м 3 /м 3
0,1781
Cubic feet per minute
(куб.фут/мин.)
м 3 /час
1,699
Mile (ми­ля)
км
1,609
Pound (Ib) (фунт ан­глий­ский)
кг
0,454
Pounds per sg. inch
(фунт/кв. дюйм)
атм
0,06805
Foot (фут)
м
0,3048
Sguare mile (кв. ми­ля)
м 2
2,59
Таблица 4
Таблица перевода градусов вязкости по шкале Американского нефтяного института (А. Р. I.) в значении удельного веса
Град. A.P.I.
Уд. вес при
60 о Фа­рен­гей­та
Град. A.P.I.
Уд. вес при 60 о
Фа­рен­гей­та
10
1,0000
55
0,7587
15
0,9659
60
0,7389
20
0,9340
65
0,7201
25
0,9042
70
0,7022
30
0,8762
75
0,6852
35
0,8498
80
0,6690
40
0,8251
85
0,6536
45
0,8017
-90
0,6388
50
0,7796
95
0,6247
100
0,6112

Приложение 2
к Требованиям к содержанию и объему
геолого-геофизических материалов по
подсчету запасов нефти, газа, конденсата
и попутных компонентов, представляемых
на государственную экспертизу
ПАРАМЕТРЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ
Таблица 1
Техническое состояние скважин
N
п/п
N
скв.
Ка-
те-
го-
рия
Сро­ки
бу­ре­ния
Глу­би­на
сква­жи­ны,
м
Го­ри­зонт
Конст-
рук­ция
сква-
жи­ны,
мм/м
Вы­со­та
подъ­ема
це­мен-
та, м
Стои-
мость
фак­ти-
чес­ки
тыс.
тен­ге
Сос-
тоя-
ние
сква-
жи­ны
н
а
ч
а
л
о
окон-
ча­ние
п
р
о
е
к
т.
ф
а
к
т.
п
р
о
е
к
т.
факт.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
Таблица 2
Результаты опробования скважин
N
скв.
Да­та
(на­ча-
ло и
ко­нец
ис-
пыт.)
Ин-
тер-
вал
оп-
ро­бы-
ван.
и
ис-
пы­та-
ния
Г
о
р
и
з
о
н
т
Ис-
кус
ств.
за-
бой,
м
Диа-
метр
и
глу-
би­на
спус-
ка
НКТ,
м
Спо-
соб
вск-
рыт.
го-
ри-
зон-
та
Спо-
соб
оп-
ро-
бов.
го­ри-
зон-
та
Диа-
метр
шту-
це­ра,
Диа-
метр
шайб,
мм
Фак-
ти-
чес.
вре­мя
ра-
бо­ты
щтуц.
час
Дав­ле­ние,
МПа
п
л
а
с
т
о
в
о
е
з
а
б
о
й
н
о
е
з
а
т
р
у
б
н
о
е
т
р
у
б
н
о
е
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
Продолжение таблицы 2
Деп-
рес-
сия,
МПа
Де­бит
Сред-
неди-
на­ми-
чес-
кий
уро-
вень,
м
П
р
и
р
о
с
т,
м
Ста-
тис-
чес-
кий
уро-
вень,
м
Ко­эф­фи-
ци­ент
про­дук-
тивн.
м 3 /МПа
Га­зо-
вый
фак-
тор,
м 3 /т
Плас-
то­вая
тем­пе-
ра­ту­ра,
о С
При-
ме­ча-
ние
га­за,
тыс.
м 3 /
сут.
неф­ти
м 3 /
сут.
во­ды,
м 3 /
сут.
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
Таблица 3
Химический состав и физические свойства пластовых вод
N
п/п
Ин­тер-
вал
от­бо­ра
проб,
м
Про­дук-
тив­ный
го­ри­зонт
Да­та
от­бо­ра
Удель-
ный
вес,
г/см 3
Со­ле-
ность,
Ве
Ком­по­нент­ный
со­став: мг/л,
мг-экв/л,
%-экв
HCO 3-
SO4 2-
C1 -
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Ком­по­нент­ный
со­став: мг/л,
мг-экв/л,
%-экв
Мине-
ра­ли-
за­ция,
г/л
Клас-
си­фи-
ка­ция
по
Паль-
ме­ру
Ко­эф.
ме­та-
мор-
фи­за-
ции
Тип
по
Су-
ли-
ну
pН
Об­щая
жест-
кость
мг-экв/л
Вяз-
кость,
сСт
Ca 2+
Mg 2+
Na + + K +
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
Таблица 4
Результаты анализов керна
N
п/п
N
скв.
Ин­тер-
вал
от­бо­ра
проб,
м
Опи-
са­ние
об­раз-
цов
Го­ри-
зонт
Уд.
вес
по­ро-
ды
г/см 3
Уд.
вес
зе­рен
по­ро-
ды
г/см 3
По­ри­стость до­ли ед.
На­сы­щен­ность,
до­ли ед.
Кп
откр.
Кп
полн
неф-
тью
во­дой
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
продолжение таблицы
Фрак­ци­он­ный со­став, %
Кар-
бо­нат-
ность,
до­ли
ед.
Га­зо-
про­ни-
цае-
мость,
10-
15 м 3
Ор­га-
ни­за-
ция
раз­мер зе­рен, мм
бо­лее
1
1,0-
0,4
0,4-
0,20
0,20-
0,1
0,1-
0,01
Ме­нее
0,01
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Таблица 5
Физико-химические свойства нефти
N
скв.
Ин­тер-
вал
пер-
фо­ра-
ции,
м
Полт-
ность,
г/см 3
Ки­не­ма­ти­че­ская вяз­кость, сСт
Тем­пе­ра­ту­ра,
0 С
20 0 С
30 0 С
40 0 С
50 0 С
100 0 С
вспыш-
ки
за­сты­ва-
ния
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
продолжение таблицы
Груп­по­вой уг­ле­во­до­род­ный со­став, %
па­ра-
фин
се­ра
во­да
по ДС
ме­та­но-
наф­те-
но­вые
аро-
ма
тич.
смо­лы
си­ли-
ка-
гель
ас-
фаль-
те­ны
мех.
при-
ме­си
11
12
13
14
15
16
17
18
Продолжение табл. 5
Золь-
ность
Кок-
суе-
мость
Мо­ляр-
ный
вес
Фрак­ци­он­ный со­став по Эн­гле­ру, %
Да­та
от­бо­ра
н.к.
100 0 С
150 0 С
200 0 С
250 0 С
300 0 С
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
Таблица 6
Анализы газа
N
скв.
Ин­тер-
вал
пер-
фо­ра-
ции,
м
Го-
ри-
зон-
ты
Теп­ло­твор­ность
Со­дер­жа­ние, вес. %
низ­шая
ккал/м 3
выс­шая
ккал/м 3
Ме-
тан
Этан
Про-
пан
Изо-
бу­тан
1
2
3
4
5
6
7
8
9
продолжение таблицы
Со­дер­жа­ние,
вес. %
Плот-
ность
кг/м 3
Удель-
ный
вес по
от­но-
ше­нию
к воз-
ду­ху
Со­дер­жа­ние, вес. %
Ге-
лий
Уг­ле-
кис-
лый
газ
Азот
Кис­ло-
род
Бу-
тан
Окись
уг­ле-
ро­да
Пен-
тан
Во­до-
род
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
Таблица 7
Характеристика свободного газа
П
л
а
с
т
N
скв.
Ус-
ло-
вия
от-
бо-
ра
проб
Ин-
тер-
вал
оп­ро-
бо­ва-
ния
Плас-
то­вое
дав-
ле­ние
Плас-
то­вая
тем­пе-
ра­ту­ра
При-
ве-
ден.
дав-
ле­ние
на
...,
МПа
При-
вед.
тем-
ра
на
...,
0 С
Ко­эфф. сжи­мае-
мо­сти,
до­ли
ед.
По­прав­ки
Объ-
емн.
ко­эфф.
до­ли
ед.
абс.
отм.,
м
кри-
тич.
давл., МПа
крит.
темп-
ра,
0 С
На
отк-
лоне-
ние
от
за-
ко-
на
Бой-
ля-
ма-
ри­от-
та
На
тем-
пе-
ра-
ту-
ру
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Продолжение табл. 7
Плот-
ность
абс.,
г/см 3
от­но-
си­тель-
ная,
д. ед
Со­дер­жа­ние, % мол. (г/см 3 )
П
р
и
м
е
ч
а
н
и
е
М
е
т
а
н
а
Э
т
а
н
а
П
р
о
п
а
н
а
Б
у
т
а
н
о
в
Пен-
тан+
+выс-
шие
Се-
ро-
во-
до-
ро-
да
Г
е
л
и
я
А
р
г
о
н
а
Уг­ле-
кис-
ло­го
га­за
А
з
о
т
а
П
а
р
а
ф
и
н
а
Дру­гих
по­лез-
ных
ис­ко-
пае-
мых
(ука-
зать
ка­ких)
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
Таблица 8
Характеристика стабильного конденсата
Пласт
N
скв.
Ин­тер­вал
опро­бы-
ва­ния,
м
Про­бы
Плот­ность
кон­ден­са­та,
г / см 3
Пла­сто­вое
дав­ле­ние
(Ро), МПа
глу­би­на
от­бо­ра,
м
чис­ло
проб
1
2
3
4
5
6
7
продолжение таблицы
Пла­сто­вая
тем­пе­ра­ту­ра
(Тпл), 0С
От­но­си-
тель­ная
плот­ность
для
С 5 +выс­шие
Со­дер­жа­ние, масс. %
Па­ра­фи­на
Се­ры
Во­ды
Дру­гих
по­лез­ных
ис­ко­па­е­мых
(ука­зать
ка­ких)
8
9
10
11
12
13
Продолжение табл. 8
Мо­ле­ку-
ляр­ная
мас­са
для
С 5 +
выс­шие
Ко­эф­фи-
ци­ент
сжи­мае-
мо­сти
га­за,
до­ли
ед.
Дав­ле­ние
на­ча­ла
кон­ден-
са­ции в
пла­сте
(Рнк),
МПа
Со­дер-
жа­ние
кон­ден-
са­та,
г/м 3
стаб./
сы­рой
Дав­ле­ние мак­си-
маль­ной
кон­ден-
са­ции
(Рмк),
МПа
Груп-
по­вой
со­став
кон­ден-
са­та
При­ме-
ча­ние
14
15
16
17
18
19
20
Таблица 9
Сведения о разработке или пробной эксплуатации месторождения (залежи)
Про­дук-
тив­ный
го­ри­зонт,
N скв.
Да­та
ис­сле­до-
ва­ния
Диа­метр
шту­це­ра,
мм
Ртр,
атм.
Рзатр,
атм.
Рпл,
атм.
Рзаб,
атм.
1
2
3
4
5
6
7
продолжение таблицы
Qн,
м 3 /сут.
Qг,
м 3 /сут.
Qв,
м 3 /сут.
%
об­вод-
нен­но­сти
Ис­лед.
гер­ме­тич-
но­сти, 0 С
При­ме­ча­ние
8
9
10
11
12
13
Таблица 10
Таблица принятых в подсчет величин пористости и насыщения
Го­ри-
зонт
Пласт
Блок
N
скв.
ГАЗ
НЕФТЬ
Нэфф.
Кп ср. взв
Кг ср. взв
Нэфф.
Кп ср.
взв
Кн ср.
взв
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Таблица 11
Сводная таблица подсчета запасов нефти и растворенного в нефти газа
Го-
ри-
зонт
Блок
Зо-
на
Ка­те-
го­рия
Пло­щадь
про­дук-
тив­но­сти,
тыс. м 2
Средне
взве-
шен­ная
эф­фек-
тив­ная
тол­щи­на,
м
Объ­ем
про­дук-
тив­ных
по­род,
тыс. м 3
Ко­эф­фи­ци­ен­ты,
до­ли ед.
отк-
ры­той
по­рис-
то­сти
неф-
те­на-
сы­щен-
но­сти
пе­ре-
счет-
ный
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Продолжение табл. 11
Плот-
ность
неф­ти,
г/см 3
Гео­ло-
ги­чес-
кие
за­па­сы
неф­ти,
т.т.
Ко­эф­фи-
ци­ент
из­вле-
че­ния
неф­ти,
до­ли ед.
Из­вле-
ка­е­мые
за­па­сы
неф­ти,
тыс.т.
Га­зо­со-
дер­жа-
ние,
м 3 /т
Гео­ло-
ги­че­ские
за­па­сы
рас­тво-
рен­но­го
га­за,
млн.м 3
Из­вле-
ка­е­мые
за­па­сы
рас­тво-
рен­но­го
га­за,
млн.м 3
11
12
13
14
15
16
17
Таблица 12
Подсчет запасов газа и конденсата
Г
о
р
и
з
о
н
т
Б
л
о
к
З
о
н
а
К
а
т
е
г
о
р
и
я
Пло-
щадь
га­зо-
нос-
нос-
ти,
тыс.
м 2
Сред-
невз-
ве­шен-
ная
эф­фек-
тив­ная
га­зо-
на­сы-
щен­ная
толщ.,
м
Объ­ем
га­зо-
на­сы-
щен-
ных
по­род,
тыс.
м 3
Ко­эф­фи-
ци­ен­ты
Пла­сто­вое
дав­ле­ние,
МПа
По­прав­ка
за от­кл.
от­кло­не­ние
от за­ко­на
Бой­ля-
Ма­ри­от­та
Поп-
рав­ка
за
тем-
пе­ра-
ту­ру
по-
рис-
то-
сти
га-
зо-
на-
сы-
щен-
нос-
ти
на-
ча-
ль-
ное
ко-
неч-
ное
на-
чаль-
ная
ко-
неч-
ная
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
Продолжение таблицы 12
Ко­эф­фи-
ци­ент
пе­ре-
во­да
тех­ни-
чес­ких
ат­мо-
сфер в
фи­зи-
чес­кие
На­ча-
льные
гео­ло-
ги­чес-
кие
за­па­сы
плас-
то­во­го
га­за,
млн.
м 3
По­тен-
ци­аль-
ное
со­дер-
жа­ние
ста­би-
льно­го
кон-
ден-
са­та,
г/м 3
На­ча-
льные
гео­ло-
ги­чес-
кие
за­па­сы
кон­ден-
са­та,
тыс.т.
Ко­эф­фи-
ци­ент
из­вле-
че­ния
кон­ден-
са­та
На­чальн.
из­влек.
за­па­сы
кон­денс.,
тыс. т.
На­чаль­ные
гео­ло-
ги­ческ.
за­па­сы
су­хо­го
га­за,
млн. м 3
15
16
17
18
19
20
21
Таблица 13
Подсчет запасов парафина
Учас-
ток,
блок
Ка­те-
го­рия
За­па­сы неф­ти,
тыс. т
Со­дер-
жа­ние
па­ра­фи­на,
до­ли еди­ниц.
За­па­сы па­ра­фи­на,
тыс. т
гео­ло­ги-
чес­кие
из­вле-
ка­е­мые
гео­ло-
ги­че­ские
из­вле-
ка­е­мые
1
2
3
4
5
6
7
Таблица 14
Подсчет запасов серы
Учас-
ток,
блок
Ка­те-
го­рия
За­па­сы неф­ти,
тыс. т
Со­дер­жа­ние
се­ры,
до­ли еди­ниц.
За­па­сы се­ры,
тыс. т
гео­ло-
ги­чес-
кие
из­вле-
ка­е­мые
гео­ло­ги-
чес­кие
из­вле-
ка­е­мые
1
2
3
4
5
6
7

Приложение 3
к Требованиям к содержанию и объему
геолого-геофизических материалов по
подсчету запасов нефти, газа, конденсата
и попутных компонентов, представляемых
на государственную экспертизу
ТАБЛИЦЫ К ТЭО КОЭФФИЦИЕНТОВ ИЗВЛЕЧЕНИЯ
Таблица 1
Характеристика толщины пластов
Тол­щи­на
На­име­но­ва­ние
Зо­ны  пла­ста
По
пла­сту
в це­лом
неф-
тя­ная
во­до-
неф-
тя­ная
га­зо-
вая
га­зо-
неф­тя-
ная
га­зо-
нефе-
во­дя-
ная
1
2
3
4
5
6
7
8
Об­щая
Сред­нее
зна­че­ние, м
Ко­эф­фи­ци­ент
ва­ри­а­ции,
до­ли ед.
Ин­тер­вал
из­ме­не­ния, м
Неф­те­на-сы­щен­ная
Сред­не­взве-
шен­ное
зна­че­ние, м
Ко­эф­фи­ци­ент
ва­ри­а­ции,
до­ли ед
Ин­тер­вал
из­ме­не­ния, м
Га­зо­на-
сы­щен­ная
Сред­не­взве-
шен­ное
зна­че­ние, м
Ко­эф­фи­ци­ент
ва­ри­а­ции,
до­ли ед
Ин­тер­вал
из­ме­не­ния, м
Эф­фек-
тив­ная
Сред­нее
зна­че­ние, м
Ко­эф­фи­ци­ент
ва­ри­а­ции,
до­ли ед.
Ин­тер­вал
из­ме­не­ния, м
*
Непро­ни-
ца­е­мых
раз­де­лов
Сред­нее
зна­че­ние, м
Ко­эф­фи­ци­ент
ва­ри­а­ции,
до­ли ед.
Ин­тер­вал
из­ме­не­ния, м
Таблица 2
Статические показатели характеристик неоднородности пласта (горизонта)
П
л
а
с
т
Кол-
во
сква-
жин
Ко­эф­фи­ци­ент пес­ча­ни­сто­сти,
до­ли ед.
Ко­эф­фи­ци­ент рас­чле­нен­но­сти,
до­ли ед.
Ха-
рак-
те-
рис-
ти­ка
пре-
ры­ви-
стос-
ти
Дру­гие
ко­эф-
фи­ци­ен-
ты
средн.
зна­чен.
ко­эфф
ва­ри­ац
ин-
терв
из-
мен.
сред-
нее
зна-
че­ние
ко­эфф.
ва­ри­ац.
ин-
терв.
из­ме-
нен.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Таблица 3
Характеристика коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности пласта
Вид
ис­сле-
до­ва­ний
На­име­но-
ва­ние
Па­ра­мет­ры
Про­ни­ца-
емость,
мкм 2
Ко­эф­фи-
ци­ент
от­кры­той
по­ри­сто­сти,
до­ли ед.
Ко­эф­фи-
ци­ент
на­чаль­ной
неф­те­на­сы-
щен­но­сти,
до­ли ед.
Ко­эф­фи-
ци­ент
на­чаль­ной
га­зо­на­сы-
щен­но­сти,
до­ли ед.
1
2
3
4
5
6
Ла­бо­ра-
тор­ные
(кер­на)
Ко­ли­че­ство
ска­жин
Ко­ли­че­ство
опре­де­ле­ний
Сред­нее
зна­че­ние
Ко­эф­фи­ци­ент
ва­ри­а­ции,
до­ли ед.
Ин­тер­вал
из­ме­не­ния
Гео­фи­зи-
чес­кие
Ко­ли­че­ство
ска­жин
Ко­ли­че­ство
опре­де­ле­ний
Сред­нее
зна­че­ние
Ко­эф­фи­ци­ент
ва­ри­а­ции,
до­ли ед.
Ин­тер­вал
из­ме­не­ния
Гид­ро-
ди­на­ми-
чес­кие
Ко­ли­че­ство
ска­жин
Ко­ли­че­ство
опре­де­ле­ний
Сред­нее-
зна­че­ние
Ко­эф­фи­ци­ент
ва­ри­а­ции,
до­ли ед.
Ин­тер­вал
из­ме­не­ния
Таблица 4
Основные показатели состояния разработки на дату расчета КИН
По­ка­за­те­ли
Пла­сты
(экс­плу­а­та­ци­он­ные объ­ек­ты)
По ме­сто-
рож­де­нию
1
2
3
4
5
На­коп­лен­ная до­бы­ча
неф­ти, тыс. т
До­бы­ча жид­ко­сти
в пла­сто­вых
усло­ви­ях, тыс м 3
Об­вод­нен­ность
про­дук­ции сква­жи­ны
(по мас­се), %
Сред­не­су­точ­ный
де­бит 1 сква­жи­ны,
т/сут:
по неф­ти
по жид­ко­сти
Темп от­бо­ра неф­ти
от на­чаль­ных
за­па­сов, %
На­коп­лен­ная
за­кач­ка, тыс. м 3
Ком­пен­са­ция от­бо­ра
за­кач­кой, %
те­ку­щая
на­коп­лен­ная
Сред­няя
при­е­ми­стость 1
на­гне­та­тель­ной
сква­жи­ны, м 3 /сут
За­бой­ное дав­ле­ние
в до­бы­ва­ю­щих
сква­жи­нах, МПа
Дав­ле­ние
на­гне­та­ния, МПа
Таблица 5
Исходные геолого-физические характеристики эксплуатационных объектов
Па­ра­мет­ры
Объ­ек­ты
1
2
3
4
5
Сред­няя глу­би­на за­ле­га­ния, м
Тип за­ле­жи
Тип кол­лек­то­ра
Пло­щадь неф­те­нос­но­сти, тыс. м 2
Пло­щадь га­зо­нос­но­сти, тыс. м 2
По­ри­стость, до­ли ед.
Сред­няя на­сы­щен­ность нефтью (га­зом).
до­ли ед.
Про­ни­ца­е­мость, мкм 2
Ко­эф­фи­ци­ент пес­ча­ни­сто­сти, до­ли ед.
Ко­эф­фи­ци­ент рас­чле­нен­но­сти, до­ли ед.
Пла­сто­вая тем­пе­ра­ту­ра. 0 С
Пла­сто­вое дав­ле­ние, МПа
Вяз­кость неф­ти в пла­сто­вых усло­ви­ях,
МПас
Плот­ность неф­ти в пла­сто­вых усло­ви­ях,
т/м 3
Объ­ем­ный ко­эф­фи­ци­ент неф­ти, до­ли ед.
Со­дер­жа­ние в неф­ти (га­зе). %
се­ры
па­ра­фи­на
Дав­ле­ние на­сы­ще­ния неф­ти га­зом, МПа
Га­зо­со­дер­жа­ние неф­ти, м 3 /т
Со­дер­жа­ние ста­биль­но­го кон­ден­са­та,
г/м 3
Вяз­кость во­ды в пла­сто­вых усло­ви­ях,
МПас
Плот­ность во­ды в пла­сто­вых усло­ви­ях,
т/м 3
Сред­няя про­дук­тив­ность, 10 м 3 (сут. МПа)
Сред­няя при­е­ми­стость, 10 м 3 (сут. МПа)
На­чаль­ные гео­ло­ги­че­ские за­па­сы неф­ти,
тыс. т
(утвер­жден­ные ГКЗ РК или со­сто­я­щие
на Го­су­дар­ствен­ном ба­лан­се по­лез­ных
ис­ко­па­е­мых РК)* в том чис­ле по
ка­те­го­ри­ям С 1 , С 2 .
На­чаль­ные гео­ло­ги­че­ские за­па­сы
неф­ти, тыс. т
(утвер­жден­ные ГКЗ РК или со­сто­я­щие
на Го­су­дар­ствен­ном ба­лан­се по­лез­ных ис­ко­па­е­мых РК)* в том чис­ле по ка­те­го­ри­ям С 1 , С 2 .
Ко­эф­фи­ци­ент неф­те­из­вле­че­ния, до­ли
ед., в том чис­ле по за­па­сам
ка­те­го­рий С 1 , С 2 .
На­чаль­ные гео­ло­ги­че­ские за­па­сы
га­за, млн. м 3
(утвер­жден­ные ГКЗ РК или со­сто­я­щие
на Го­су­дар­ствен­ном ба­лан­се по­лез­ных
ис­ко­па­е­мых РК)* в том чис­ле по
ка­те­го­ри­ям С 1 , С 2 .
На­чаль­ные гео­ло­ги­че­ские за­па­сы
кон­ден­са­та, тыс. т
Ко­эф­фи­ци­ент из­вле­че­ния кон­ден­са­та
* - для месторождений, запасы которых утверждаются повторно