Про затвердження Інструкції із застосування Класифікації запасів і ресурсів корисних копалин державного фонду надр до геолого-економічного вивчення ресурсів перспективних ділянок та запасів родовищ нафти і газу

- на розміщених гіпсометрично вище нерозвіданих ділянках, які за відсутності тектонічних порушень безпосередньо прилягають до ділянок з розвіданими запасами. Їхня площа екстраполюється від свердловин, що дали продукцію, на відстань, яка відповідає подвоєному інтервалу між експлуатаційними свердловинами, передбаченому технологічними схемами, проектами дослідно-промислової розробки для аналогічних покладів. Всі інші параметри приймаються за аналогією з сусідніми розвіданими ділянками або за допомогою екстраполяції;

- на нових площах - у разі отримання промислового припливу нафти або газу в одній пошуковій свердловині. В цьому випадку параметри підрахунку запасів визначаються за даними її випробування, результатами аналізу керна і промислових досліджень. У разі розміщення свердловини в апікальній частині структури, площа підрахунку запасів обмежується колом, радіус якого є рівним подвоєній відстані між експлуатаційними свердловинами, прийнятій в даному районі для аналогічних родовищ. Якщо свердловина розкрила продуктивний пласт на його зануренні, то площа цього круга обмежується з боку занурення контактом "нафта-газ-вода", а за його відсутності - горизонтальною площиною на рівні найнижчої позначки інтервалу встановленої продуктивності.

Тип, форма і розміри покладу, умови залягання пластів-колекторів встановлені за результатами буріння свердловин і геофізичних досліджень. Літологічний склад, тип колектора, колекторські властивості, нафтогазонасиченість, коефіцієнт витіснення нафти, ефективна нафтогазонасичена товщина продуктивних пластів вивчені за керном і матеріалами геофізичних досліджень в свердловинах. Склад і властивості нафти, газу і конденсату в пластових і стандартних умовах вивчені за даними випробування свердловин. Продуктивність свердловин, гідропровідність і п'єзопровідність пласта, пластові тиски, температура, дебіти нафти, газу і конденсату вивчені за результатами випробування та дослідження свердловин. Гідрогеологічні умови вивчені за результатами буріння свердловин і за аналогією з сусідніми розвіданими родовищами.

Коефіцієнт вилучення нафти визначається для природного режиму статистичним, емпіричним або "покоефіцієнтним" методами, які широко застосовуються для аналогічних покладів. Ступінь вилучення природного газу визначається розрахунками за методом матеріального балансу для режиму виснаження пластової енергії. Ці підрахунки проводяться в ТЕДі із обгрунтування тимчасових (попередніх) кондицій.

Попередньо розвідані запаси слід вивчити до ступеня, який забезпечить отримання вихідних даних для проектування подальшої розвідки чи дослідно-промислової розробки родовища.

8.1.3. Перспективні ресурси нафти і газу - це ресурси підготовлених до глибокого буріння площ, які знаходяться в межах нафтогазоносного району, а також в не розкритих бурінням пластах родовищ, якщо продуктивність їхня встановлена на цьому або інших родовищах району.

Форма, розмір і умови залягання можливого покладу визначені в загальних рисах за результатами геологічних і геофізичних досліджень, а товщина та колекторські властивості пластів, склад і властивості нафти і газу приймаються за аналогією з розвіданими родовищами.

На підготовлених до глибокого буріння площах повинні бути встановлені:

- загальні контури структури і будова пастки в межах кожного перспективного комплексу за даними достовірних геолого-геофізичних методів досліджень;

- наявність колекторів, перекритих непроникними або слабопроникними породами за даними структурно-фаціального аналізу або прогноз їх наявності за геофізичними методами;

- можливість промислової нафтогазонасиченості за аналогією з вивченими родовищами і за результатами аналізу умов формування родовищ у межах відповідної структурно-фаціальної зони.

Значення коефіцієнта заповнення пастки приймаються за аналогією з сусідніми родовищами, що мають подібні будову і умови формування пастки.

Оцінку перспективних ресурсів слід виконувати, якщо це можливо, окремо - для очікуваних нафтогазоносних об'єктів розрізу і окремо - за типом флюїдів.

У не розкритих бурінням пластах родовищ параметри підрахунку приймаються за аналогією.

У Державному балансі запасів корисних копалин вся кількість перспективних ресурсів обліковується як загальні ресурси з невизначеним промисловим значенням.

Для опрацювання техніко-економічних міркувань (ТЕМ) щодо очікуваного промислового значення потенціального родовища (покладу) вуглеводнів, та визначення можливих показників економічної ефективності подальших геологорозвідувальних робіт під час початкової геолого-економічної оцінки (ГЕО-3) перспективної ділянки надр (пастки), оцінюється видобувна частка перспективних ресурсів методом статистичної аналогії. Видобувна частка перспективних ресурсів не обліковується у державному балансі корисних копалин і не кодується.

Перспективні ресурси використовуються з метою планування пошукових робіт та приросту запасів.

8.1.4. Прогнозні ресурси нафти і газу - це ресурси, які враховують потенційну продуктивність певних літолого-стратиграфічних комплексів в межах крупних регіональних структур, з доведеною і не доведеною нафтогазоносністю. Кількісна оцінка прогнозних ресурсів проводиться за припущеними параметрами на підставі загальних геологічних уявлень і за статистичною аналогією з іншими регіональними структурами, де є розвідані родовища нафти і газу. У державному балансі запасів корисних копалин вся кількість прогнозних ресурсів обліковується як загальні ресурси з невизначеним промисловим значенням. Для інших цілей може оцінюватись видобувна частина прогнозних ресурсів, що обгрунтовується під час опрацювання ТЕМ доцільності подальших регіональних робіт та геолого-геофізичних досліджень.

8.2. Підрахунок запасів нафти і газу об'ємним способом провадиться за підрахунковими планами, складеними на основі структурних карт. Масштаби планів (1:5000 - 1:25000) залежать від розмірів і складності геологічної будови покладів.

Підрахунок запасів провадиться окремо по покладах з виділенням запасів нафтової, газової, водонафтової, газонафтової, газонафтоводяної, газоводяної зон і в цілому по родовищу, а також величини і розташування важковидобувних запасів нафти та газу.

8.3. Підрахунок запасів нафти нових нафтових і газонафтових родовищ (покладів) провадиться об'ємним методом, а тих, що перебувають в розробці - об'ємним методом, методом падіння тиску і методом матеріального балансу. По покладах, що перебувають на пізній стадії розробки, підрахунок балансових запасів може провадитись статистичним методом.

8.4. Підрахунок запасів газу газових, газоконденсатних і нафтогазових нових родовищ (покладів) провадиться об'ємним методом. Для родовищ (покладів), що розробляються, застосовується як об'ємний метод, так і різні види методу падіння тиску у разі відсутності різко визначеного водонапірного режиму. У разі використання методу падіння тиску слід визначити зміну в часі приведеного пластового тиску залежно від сумарного відбору газу, встановити зниження середньозваженого пластового тиску, оцінити кількість води, що поступила до пласта за період розробки родовища. Одночасно запаси підраховуються за сумою дренованих об'ємів експлуатаційних свердловин.

Підрахунок запасів газу, розчиненого в нафті, провадиться відповідно до режиму розробки нафтового покладу та за вмістом газу в нафті в пластових умовах, який визначається за результатами розгазування глибинних проб нафти до стандартних умов. Видобувні (балансові) запаси газу, розчиненого в нафті, визначаються при водонапірному режимі по видобувних запасах нафти, а для родовищ з іншими режимами - по загальних запасах нафти з урахуванням її дегазації в процесі розробки.

8.5. Підрахунок запасів конденсату газоконденсатних покладів провадиться за даними дослідження свердловин, експериментального вивчення властивостей пластових систем та розрахунків вмісту конденсату і його видобувної частини згідно з режимом розробки.

8.6. Підрахунок перспективних ресурсів вуглеводнів на площах, підготовлених до глибокого буріння, а також в межах не розкритих бурінням пластів родовищ провадиться тільки об'ємним методом.

8.7. Складовою підрахунку розвіданих та попередньо розвіданих запасів та оцінки перспективних і прогнозних ресурсів є техніко-економічна оцінка результатів пошуково-розвідувальних робіт у вигляді ТЕО, ТЕД та ТЕМ, в яких обгрунтовуються частки відповідних груп промислового значення.

8.8. В підрахунку запасів по родовищах, що розробляються, необхідно співставити дані розвідки і розробки по запасах, умовах залягання, ефективних газо- і нафтонасичених товщинах, площі покладу, ємкісних властивостях продуктивних пластів, об'ємах нафтогазонасичених порід, коефіцієнтах вилучення та інших параметрах, а також розглянути конкретні причини змін в запасах.

8.9. Запаси і перспективні ресурси супутніх корисних компонентів, що мають промислове значення, підраховуються згідно з "Класифікацією запасів і ресурсів корисних копалин державного фонду надр України" (Київ, 1997 р.) і "Вимогами до комплексного вивчення родовищ і підрахунку запасів супутніх корисних копалин і компонентів та відходів гірничого виробництва". Промислові концентрації супутніх корисних компонентів вказані у додатку 4.

8.10. Запаси і перспективні ресурси нафти, конденсату, сірки, металів, етану, пропану, бутанів підраховуються і оцінюються в тисячах тон. Запаси і перспективні ресурси газів підраховуються і оцінюються в мільйонах кубічних метрів, гелію - в тисячах кубічних метрів.

8.11. Підрахунок запасів оформляється згідно з інструкцією про зміст, оформлення і порядок подання в ДКЗ України матеріалів із геолого-економічної оцінки ресурсів і запасів нафти і газу.

9.1. За ступенем підготовленості до промислового освоєння родовища поділяються на:

- підготовлені до проведення розвідувальних робіт, включаючи дослідно-промислову розробку з метою отримання вихідних даних для детальної геолого-економічної оцінки запасів;

- підготовлені до промислового освоєння з метою видобутку.

9.2. Родовища (поклади) нафти і газу вважаються підготовленими до проведення розвідувальних робіт, якщо ступінь їх геологічного і техніко-економічного вивчення забезпечує можливість визначення корисних компонентів, очікуваних розмірів покладів та їхньої геологічної будови, технологічних властивостей і гірничо-геологічних умов залягання нафти і газу; гірничо-технічних, екологічних та інших умов видобутку і первісної підготовки з детальністю, достатньою для правильної оцінки їх промислового значення.

9.3. Розвідані родовища (поклади, ділянки) нафти і газу вважаються підготовленими для промислового освоєння, якщо:

9.3.1. Балансові розвідані та попередньо розвідані запаси нафти і газу та супутніх корисних компонентів, що мають промислове значення, затверджено ДКЗ України.

9.3.2. Встановлено обсяги загальних запасів і ресурсів вуглеводнів у межах родовища (покладу) згідно зі ступенем їхнього геологічного вивчення; запасів і ресурсів розташованих поруч нерозроблюваних родовищ, які можна врахувати для проектування видобувного підприємства і перспектив його розвитку.

9.3.3. Визначено можливість розробки покладів без шкоди для інших покладів нафти і газу, які залишаються у надрах.

9.3.4. Визначено і оцінено небезпечні екологічні фактори, які впливають або можуть вплинути на стан довкілля під час розвідки, розробки та первісної підготовки сировини, видалення відходів, а також розроблено раціональний комплекс заходів щодо охорони природи; визначено фонові параметри стану довкілля.

9.3.5. Одержано попереднє погодження на спеціальне користування земельними ділянками з метою видобутку нафти і газу згідно з чинним законодавством.

9.3.6. Обгрунтовано техніко-економічними розрахунками рентабельність господарської діяльності видобувного підприємства, що проектується, забезпечено узгоджену з надрокористувачем ефективність капіталовкладень у розробку родовища (покладу, ділянки).

9.4. Для проектування підприємств з видобутку вуглеводнів використовуються затверджені ДКЗ України балансові запаси як детально оцінені (достовірні, код 111), так і попередньо оцінені (вірогідні, коди 121 і 122) з урахуванням статистичного коефіцієнта їх підтвердження. При цьому кількість достовірних запасів повинна забезпечити рентабельну діяльність видобувного підприємства (промислу, дільниці) відповідної потужності на період повернення капітальних вкладень у промислове освоєння.

9.5. За згодою зацікавлених користувачів надр на умовах економічного ризику може бути здійснена передача для промислового освоєння родовища, запаси якого не повністю підготовлені до розробки.

У таких випадках:

9.5.1. Слід виявити та оцінити, згідно з пунктом 9.3.4, небезпечні екологічні фактори, пов'язані з експлуатацією родовища.

9.5.2. Строк подання матеріалів з підрахунку запасів та їх геолого-економічної оцінки на експертизу ДКЗ України не повинен перевищувати одного року після початку видобутку.

9.6. На введених в розробку родовищах провадиться дорозвідка і експлуатаційна розвідка.

9.6.1. Дорозвідка розроблюваних родовищ проводиться для підготовки до експлуатації недостатньо вивчених їхніх ділянок і здійснюється відповідно до планів цих робіт.

9.6.2. Експлуатаційна розвідка уточнює геологічну будову, умови залягання флюїдів, їхні властивості, продуктивні характеристики покладів нафти та газу, фільтраційні параметри, можливості застосування більш ефективної технології видобутку вуглеводнів тощо.

9.6.3. За результатами проведених до розвідки і експлуатаційної розвідки родовищ (покладів) здійснюється переведення попередньо розвіданих запасів у розвідані, підрахунок і облік виявлених запасів.

9.7. Перерахунок і повторна державна експертиза запасів родовищ нафти і газу провадиться у випадках:

- якщо внаслідок додаткових геологорозвідувальних або видобувних робіт чи спеціальних досліджень сумарні балансові розвідані запаси зростають більш як на 50% (порівняно з раніше оціненими), або якщо списані і передбачені до списання розвідані балансові запаси як такі, що не підтвердилися чи недоцільні для видобутку за техніко-економічними умовами, перевищують встановлені нормативи;

- якщо перегляд вимог стандартів і технічних умов щодо якості або кількості окремих видів вуглеводнів та технології їх розробки призводить до збільшення сумарних розвіданих балансових запасів більш ніж на 50% або зменшення більш ніж на 20%.