Про затвердження Інструкції про зміст, оформлення та порядок подання в ДКЗ України матеріалів геолого-економічної оцінки родовищ нафти і газу

Відповідно до підпункту "м" пункту 4 Положення про Державну комісію України по запасах корисних копалин при Комітеті України з питань геології і використання надр, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 5 вересня 1992 р. N 526 щодо визначення вимог до змісту, оформлення та порядку подання на розгляд Комісії матеріалів, що обгрунтовують кондиції на мінеральну сировину і підраховані запаси корисних копалин у надрах,

1. Затвердити Інструкцію про зміст, оформлення та порядок подання в ДКЗ України матеріалів геолого-економічної оцінки родовищ нафти і газу (далі - Інструкція), що додається.

2. Установити, що Інструкція є обов'язковою для виконання суб'єктами підприємницької діяльності, що здійснюють пошук, розвідку і експлуатацію родовищ нафти і газу і подають матеріали геолого-економічної оцінки їх запасів на державну експертизу і оцінку.

3. Увести в дію Інструкцію з 01.01.2000 року.

4. Із уведенням у дію Інструкції вважати такою, що не застосовується на території України "Инструкцию о содержании, оформлении и порядке представления в ГКЗ СССР материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов", затверджену Головою ДКЗ СРСР 26 серпня 1983 р.

5. Головному геологу ДКЗ України з нафти і газу Зіць А.П. забезпечити подання на державну реєстрацію до Міністерства юстиції України наказу N 120 "Про затвердження Інструкції про зміст, оформлення і порядок подання в ДКЗ України матеріалів геолого-економічної оцінки родовищ нафти і газу".

6. Президенту Української нафтогазової академії Іванюті М.М., головному геологу ДКЗ з нафти і газу Зіць А.П. в 10-денний термін після державної реєстрації наказу "Про затвердження Інструкції про зміст, оформлення і порядок подання в ДКЗ України матеріалів геолого-економічної оцінки родовищ нафти і газу" забезпечити тиражування його та надсилання підприємствам, установам, організаціям за замовленнями.

7. Контроль за виконанням цього наказу залишаю за собою.

1.1. Ця Інструкція визначає склад і зміст матеріалів з детальної геолого-економічної оцінки (ГЕО-1) розвіданих родовищ (покладів) вуглеводнів і порядок подання їх на експертизу й оцінку Державною комісією України по запасах корисних копалин (далі - ДКЗ) відповідно до ст.45 Кодексу України про надра.

Інструкція визначає основні вимоги до складу матеріалів попередньої (ГЕО-2) і початкової (ГЕО-3) геолого-економічних оцінок об'єктів геологорозвідувальних робіт на нафту і газ, які подаються на експертизу і апробацію ДКЗ за рішенням надрокористувачів, та рекомендації до складу матеріалів з пошуків і розвідки родовищ вуглеводнів, що подаються на розгляд ДКЗ для надання методичної допомоги виконавцям робіт.

1.2. Із уведенням у дію цієї Інструкції не застосовується "Инструкция о содержании, оформлении и порядке представления в ГКЗ СССР материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов", затверджена Головою ДКЗ СРСР 26 серпня 1983 р.

1.3. Інструкція опрацьована на основі таких актів законодавства:

Кодексу України про надра, введеного в дію постановою Верховної Ради України від 27.07.94, N 133;

Положення про порядок проведення державної експертизи і оцінки запасів корисних копалин, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 22.12.94 N 865;

Класифікації запасів і ресурсів корисних копалин державного фонду надр, затвердженої постановою Кабінету Міністрів України від 05.05.97 N 432;

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, затвердженої наказом ДКЗ України від 10.07.98, N 46 і зареєстрованої Мін'юстом України 24.07.98 за N 475/2915.

Положення про порядок списання запасів корисних копалин з обліку гірничодобувного підприємства, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 27.01.95 N 58.

Положення про Державну комісію України по запасах корисних копалин при Комітеті України з питань геології і використання надр, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 05.09.92 N 526.

1.4. Державній експертизі та оцінці підлягають запаси основних і супутніх корисних копалин і компонентів розвіданих родовищ нафти та газу, у тому числі техногенних, а також запаси, додатково розвідані в процесі розробки родовищ.

Державна експертиза та оцінка запасів нафти, газу, конденсату і наявних у них супутніх корисних компонентів здійснюються на підставі поданих матеріалів геолого-економічної оцінки родовищ (ГЕО).

Відповідно до ступеня вивченості родовищ (покладів) нафти і газу державна експертиза може проводитися за матеріалами геолого-економічної оцінки:

попередньо розвіданих родовищ;

розвіданих родовищ, підготовлених до промислового освоєння;

родовищ, що розробляються.

Залежно від вивченості і підготовленості до промислового освоєння запасів нафти і газу їх державна експертиза та оцінка можуть завершуватися:

апробацією запасів вуглеводнів попередньо розвіданих родовищ для визначення їх промислового значення;

затвердженням запасів вуглеводнів розвіданих родовищ (покладів), призначених для проектування і будівництва нових, продовження терміну дії працюючих гірничовидобувних і переробних підприємств.

1.5. Повторна державна експертиза й оцінка запасів вуглеводнів проводиться, якщо перегляд вимог стандартів і технічних умов щодо якості або кількості окремих видів вуглеводнів та технології їх переробки призводить до зменшення розвіданих видобувних запасів більш як на 20% або зростання їх більш як на 50% порівняно з раніше затвердженими ДКЗ. Запаси родовищ, що розробляються, підлягають повторній геолого-економічній оцінці і затвердженню ДКЗ, якщо внаслідок видобувних або додаткових геологорозвідувальних робіт розвідані видобувні запаси зростають більше ніж на 50% або якщо списані і передбачені до списання розвідані видобувні запаси як такі, що не підтвердилися чи недоцільні для видобутку за техніко-економічних умов розробки, перевищують 20% запасів, раніше затверджених ДКЗ.

1.6. У матеріалах ГЕО належить наводити:

характеристику геологічної будови пасток і покладів нафти і газу, фільтраційно-колекторських властивостей вміщуючих порід, фізико-хімічних властивостей флюїдів, термобаричних, гідрогеологічних та інших умов їх залягання в обсязі, достатньому для підрахування запасів або оцінки ресурсів;

техніко-економічне обгрунтування кондицій, що забезпечують найбільш повне комплексне та економічно доцільне вилучення з надр запасів основних і супутніх корисних компонентів за умови використання існуючих прогресивних промислових технологій видобутку при дотриманні вимог охорони надр і навколишнього природного середовища;

визначення коефіцієнтів вилучення нафти, газу, конденсату та супутніх корисних компонентів для оптимального режиму розробки покладів;

прогнозну економічну оцінку сумарного ефекту від експлуатації родовища за кількома варіантами розробки з визначенням показників підприємницької діяльності видобувного комплексу в обсязі, достатньому для прийняття рішення про інвестування проекту подальших геологорозвідувальних робіт або експлуатації;

підрахунок загальних і видобувних запасів нафти, газу, конденсату і наявних у них супутніх корисних компонентів.

1.7. До складу матеріалів ГЕО замовником геологорозвідувальних робіт можуть включатися додаткові до передбачених Інструкцією відомості, проробки, розрахунки.

2.1. Геолого-економічна оцінка виконується за всіма родовищами (покладами), матеріали щодо яких подаються на державну експертизу, з детальністю, що відповідає вивченості їх геологічної будови, особливостей технології видобутку і переробки нафти і газу, а також ступеня економічного ризику. Матеріали ГЕО належить опрацьовувати в обсязі, достатньому для визначення кількості і якості запасів, їх промислового значення і підготовленості до промислового освоєння без особистої участі авторів. У разі використання комп'ютерних технологій слід обгрунтувати вибір методик і програм та дати докладний опис їх алгоритмів, щоб забезпечити можливість перевірки проміжних і остаточних результатів працівниками ДКЗ.

2.2. Матеріали ГЕО складаються з: текстової частини; текстових, табличних і графічних додатків.

2.3. У текстовій частині наводяться відомості про геологічну будову, результати проведених пошукових, розвідувальних і експлуатаційних робіт та інші матеріали, що обгрунтовують кондиції для підрахування запасів (ресурсів), підрахункові параметри, підготовленість родовища (покладу) для промислового освоєння, запропоновану систему розробки, оцінку перспектив родовища в цілому, а також детальний аналіз змін запасів і підрахункових параметрів порівняно з тими, що обліковані у Державному балансі запасів корисних копалин України, і раніше затвердженими в установленому порядку.

Інформація викладається максимально стисло. Табличний матеріал, який наводиться в тексті, повинен мати узагальнювальний характер; допоміжні матеріали, на основі яких зроблені узагальнення і висновки, подаються в табличних додатках. Ілюстративний матеріал (малюнки, карти, схеми, графіки) подається в тексті лише тоді, коли слід зробити пояснення до принципових положень звіту. Оптимальний об'єм тексту - до 250 сторінок.

2.4. Техніко-економічне обгрунтування кондицій для підрахування запасів, оцінки ресурсів вуглеводнів має включати обгрунтування промислового значення покладу (родовища), розрахунки коефіцієнтів вилучення вуглеводневих флюїдів за методикою, апробованою для даного району, поваріантні розрахунки систем розробки, обгрунтування рекомендованого оптимального варіанта розробки, який забезпечує найбільш повне та економічно доцільне вилучення нафти, газу і конденсату з надр із застосуванням сучасних технічних засобів та технологічних способів видобутку при додержанні вимог законодавства з охорони надр і навколишнього природного середовища.

2.5. У текстових додатках слід наводити потрібну розпорядчу документацію, результати розгляду матеріалів ГЕО рецензентами, НТР виконавців і замовників робіт, відгуки фахівців зацікавлених організацій, що залучались до розгляду, документацію геологорозвідувальних, геофізичних, гідрогеологічних робіт і дослідження свердловин, дані розробки та інші вихідні первинні матеріали, що обгрунтовують підрахунок запасів, а також узагальнені результати додаткових дослідних робіт, виконаних сторонніми організаціями. Для родовищ, що розробляються, належить навести довідки про обсяги видобутку і втрат нафти і газу, списання затверджених запасів, якість отриманої продукції, повноту комплексного використання нафти, газу і конденсату.

2.6. У табличних додатках слід наводити матеріали з визначення підрахункових параметрів, результатів підрахунку запасів, а також відомості, необхідні для обгрунтування основних положень та висновків, викладених у тексті звіту.

2.7. Графічні додатки складаються так, щоб достатньою мірою відображати місцезнаходження і геологічну будову родовища, результати геологорозвідувальних робіт, нафтогазоносність, петрофізичне обгрунтування, координати контурів підрахованих запасів у плані і розрізі, гідрогеологічні та інші природні умови залягання покладів та їх розробки.

2.8. На родовищах, що розробляються великим фондом свердловин, первинний геолого-геофізичний матеріал і результати випробування допускається, за погодженням з ДКЗ України, подавати щодо частин свердловин, що рівномірно розташовані на площі родовища і достатньою мірою характеризують особливості його геологічної будови та нафтогазоносності ("базові" свердловини). При цьому на вимогу ДКЗ первинні матеріали щодо частин свердловин ("не базових") можуть подаватись в одному примірнику на період експертизи.

2.9. Діаграми стандартного каротажу та інклінограми подаються в одному примірнику.

Обсяг кожного з розділів тексту і повнота викладення окремих положень визначаються його авторами залежно від складності геологічної будови родовища, а також результатів проведених геологорозвідувальних і науково-дослідних робіт та даних розробки. У кожному розділі мають бути стислі висновки про повноту одержаних даних і ступінь вивчення питання.

3.1. Вступ

3.1.1. Час відкриття родовища. Завдання геологорозвідувальних робіт та строки їх проведення. Мета експертизи й оцінки запасів у ДКЗ України. Намічений термін дослідно-промислової розробки або промислового освоєння родовища.

3.1.2. У разі повторної ГЕО запасів наводяться дата і номер протоколу попереднього затвердження запасів, їх обсяги (за групами та класами), кількість видобутих нафти, газу і конденсату на дату попередньої ГЕО, обгрунтування мети повторного підрахунку запасів. При відмові ДКЗ України від затвердження попереднього підрахунку запасів наводяться її причини.

3.1.3. Відомості про виконання рекомендацій ДКЗ України, виданих під час попереднього розгляду матеріалів.

3.2. Загальні відомості про родовище

3.2.1. Адміністративне і географічне розташування, межі та площа родовища, стислі відомості про економіко-географічні умови району, що впливають на економічні показники та терміни освоєння родовища (населені пункти, енергопостачання і забезпеченість будівельними матеріалами, транспортні умови, відстані до найближчих родовищ, що розробляються, газо- і нафтопроводів).

3.2.2. Природно-кліматичні умови району і родовища: рельєф, гідрографічна мережа, заболоченість місцевості, характеристика поверхневих водотоків, водоймищ, вимоги до їх охорони і можливість їх використання для питного і технічного водопостачання майбутнього підприємства з видобутку вуглеводнів.

3.2.3. Історія відкриття і розвідки родовища, короткі відомості про раніше проведені роботи та дослідження, їх методику, обсяги, якість та ефективність, а для родовищ, що перебувають у розробці, - рік уведення у розробку, перелік пластів (покладів), які розробляються.

3.3. Геологічна будова родовища

3.3.1. Положення родовища в загальній геологічній структурі району. Літолого-стратиграфічний опис комплексу відкладів, що складають розріз, з характеристикою просторового поширення стратиграфічних одиниць та зазначенням їх товщин і витриманості.

3.3.2. Перелік продуктивних пластів, їх індексація, межі коливання товщин із вказівкою на їх середні і найбільш характерні значення. Оцінка ступеня витриманості товщини і будови продуктивного пласта. Загальні просторові закономірності зміни товщини та будови пластів, положення і розміри зон їх заміщення та виклинювання.

3.3.3. Основні відомості про тектоніку родовища:

складчасті порушення - типи, форма, розміри, напрям осей складок, зміна кутів падіння порід на крилах, структурні і вікові співвідношення відкладів;

розривні порушення - елементи залягання, характер і амплітуда зміщення, вплив на морфологію і типи покладів, відомості про визначення розривних порушень сейсморозвідкою і бурінням, обгрунтування трасування їх у межах родовища.

3.3.4. Відповідність структурних побудов за даними польових геофізичних досліджень матеріалам, одержаним у процесі розвідки, а для родовищ, які перебувають у розробці, - матеріалам розвідки та розробки.

3.3.5. Для родовищ, які розробляються і запаси яких уже затверджувалися, наводяться зіставлення попередніх даних про будову родовища і додатково одержаних при розробці і дорозвідці, аналіз установлених розбіжностей, висновки щодо достовірності матеріалів попередніх геологорозвідувальних робіт.

3.3.6. Для родовищ, що розробляються і уявлення про геологічну будову яких не зазнали істотних змін, допускається коротко її охарактеризувати з посиланням на звіт, де ці відомості наведені повніше.

3.4. Методика та результати геологорозвідувальних робіт

3.4.1. Обсяги та результати польових геофізичних досліджень, їх комплекс, методика виконання.

3.4.2. Відомості про проекти на проведення пошукових та розвідувальних робіт. Характеристика системи розвідки родовища: кількість поверхів і порядок їх розбурювання, кількість і способи розміщення свердловин на різних етапах геологорозвідувальних робіт (ГРР) та відстані між ними; кількість свердловин у контурі нафтогазоносності; проектний та фактичний відбір керна в розкритому розрізі та в продуктивних пластах; висвітлення керном нафтогазонасичених інтервалів.

3.4.3. Стан фонду пробурених свердловин на дату ГЕО, їх цільове призначення, конструкція, технологія буріння, глибина, технічний стан, кількість ліквідованих та причини ліквідації, пропозиції щодо використання законтурних свердловин. При повторній оцінці запасів наводяться відомості про стан фонду всіх пробурених свердловин і аналіз відповідності раніше прийнятої системи їх розміщення та методики геологорозвідувальних робіт остаточному варіанту геологічної будови родовища.

3.4.4. Методика та результати випробування свердловин, умови розкриття пластів і виклику припливів, відомості про тривалість вимірів та інтенсифікацію припливів нафти і газу, продуктивність свердловин, сталість дебітів за різних режимів, умови очищення вибою, пластові і вибійні тиски, депресії, вміст газу та конденсату і т.ін.

3.4.5. Оцінка якості проведення геологорозвідувальних робіт, порівняння обсягів геолого-промислових, геофізичних і лабораторних досліджень, виконаних на родовищі, з обсягами, рекомендованими в проектах геологорозвідувальних робіт, оцінка повноти вивченості кожного продуктивного пласта, висновки про готовність родовища до підрахунку запасів.

3.4.6. При повторному поданні матеріалів ГЕО наводяться: детальний виклад методики і обсяги додатково проведених робіт, аналіз їх якості, ефективності та результатів; обгрунтування змін, унесених у попередні уявлення про геологопромислову оцінку родовища. Відомості, що залишилися без змін, слід викладати в скороченому вигляді з посиланням на попередній звіт.

3.5. Фізико-літологічна характеристика колекторів продуктивних пластів і покришок за даними вивчення керна.

3.5.1. Прив'язка зразків керна до розрізу відкладів, аналіз методики відбору і якість вилученого керна. Методика вивчення фізичних параметрів.

3.5.2. Щодо кожного продуктивного горизонту для порід-колекторів наводяться відомості про мінералогічний і гранулометричний склад, обкатаність зерен і ступінь їх відсортування, тип і склад цементу, склад і поширення у пласті глинистого матеріалу, ємнісні і фільтраційні властивості порід (відкрита та ефективна пористість, тріщинуватість, кавернозність, залишкові водонафтогазонасиченість, проникність абсолютна та ефективна), закономірності їх зміни щодо площі і розрізу пласта, коефіцієнти піскуватості і розчленування; фізичні характеристики порід-колекторів (електропровідність, коефіцієнт стисливості, пружність, радіоактивність та ін.) та основні залежності між ними і колекторськими властивостями, які обгрунтовують параметри кондицій для підрахунку запасів та підрахункові параметри; загальна кількість досліджених зразків керна (у тому числі врахованих при визначенні середніх значень пористості і проникності за принципом відбракування невідповідних зразків) і прив'язка їх до розрізу, рівномірність висвітлення піднятим і вивченим керном розрізу кожної свердловини, розрізу і площі покладу в цілому, кількість зразків на один метр продуктивної частини розрізу, методика і результати визначення залишкової водонасиченості пластів, характеристика порід за водонафтогазонасиченістю (у тому числі за залишковою нафтогазонасиченістю). Рекомендовані основні види та обсяги досліджень у процесі геологорозвідувальних робіт наведені в додатку 3 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, затвердженої наказом ДКЗ України 10.07.98 N 46 та зареєстрованої в Мін'юсті України за N 475/2915.

3.5.3. Літолого-петрографічні властивості порід-покришок, мінералогічний склад, пористість, тиск прориву.

3.5.4. Визначення типу колекторів, середніх значень їх фільтраційно-ємнісних властивостей (ФЄВ) та обгрунтування вимог кондицій щодо нижньої межі значень відкритої пористості і проникності для колекторів, з яких за сучасною технологією розробки можуть бути вилучені нафта і газ.

3.5.5. При повторній ГЕО детально характеризуються фізико-літологічні властивості тільки нових продуктивних горизонтів та покришок над ними, а також відомих горизонтів, уявлення про ФЄВ яких істотно змінилися. Щодо вивчених раніше горизонтів, стосовно яких не відбулася зміна уявлення про ФЄВ, даються стислі відомості, доповнені результатами подальших досліджень. Параметри колекторів, уявлення про які залишилися без змін, наводяться у вигляді таблиць і графіків з посиланням на відповідний звіт.

3.6. Технологія проведення геофізичних досліджень свердловин, методика та результати комплексної інтерпретації отриманих матеріалів

3.6.1. Умови проведення геофізичних досліджень свердловин (ГДС) та відповідність їх інструктивним положенням (типи і розміри зондів, масштаб реєстрації параметрів, швидкість запису, фізичні властивості промивальної рідини та ін.), якість результатів. Обсяги ГДС, комплекс застосованих методів, його ефективність і достатність. Перелік свердловин, у яких комплекс ГДС не виконаний у повному обсязі, причини цього і ступінь зниження інформативності в таких свердловинах. Використання новітніх геофізичних методів і апаратури.

3.6.2. Методика інтерпретації результатів ГДС: петрофізичні моделі, покладені в основу виділення реперів, колекторів і продуктивних пластів; визначення ефективної товщини пластів, коефіцієнтів пористості, нафтогазонасиченості, витиснення, глинистості і проникності, а також положення контактів нафта - вода (ВНК), газ - нафта (ГНК) і газ - вода (ГВК), обгрунтування правомірності використання прийнятого методу, оцінка точності встановлення параметрів.

У табличній формі наводяться параметри об'єктів підрахунку (покладів, пластів) за окремими свердловинами та їх середнє значення. Параметри продуктивних пластів, одержані за геофізичними методами, зіставляються з даними лабораторних досліджень керна. Виконується аналіз результатів зіставлення.

Обгрунтування показників кондицій щодо нижньої межі параметрів за даними ГДС, при якій за сучасною технологією розробки економічно доцільно вилучати нафту і газ, їх узгодження із визначеннями за керном та промисловими дослідженнями свердловин.

3.6.3. Для родовищ, які розробляються і запаси яких раніше затверджувалися ДКЗ, слід зіставити кондиції та підрахункові параметри за матеріалами ГДС у попередній і новій ГЕО і в разі змін проаналізувати причини розбіжності. Аналіз достовірності отриманих параметрів і рекомендації з її підвищення.

Під час переінтерпретації результатів ГДС, використаних раніше для підрахунку запасів, обгрунтовуються внесені зміни. Параметри, прийняті за даними попереднього підрахунку запасів, наводяться з посиланням на відповідний звіт.

3.7. Нафтогазоносність родовища

3.7.1. Короткі відомості про нафтогазоносність району. Характеристика нафтогазоносності розкритого розрізу родовища, перелік пластів з установленою промисловою продуктивністю, а також пластів з можливою продуктивністю і обгрунтування останньої.

3.7.2. Характеристика кожного покладу (тип, розміри - довжина, ширина, висота; ефективні нафто- і газонасичені товщини продуктивного пласта в межах нафтової, водонафтової, газової, газонафтової і газоводяної зон та їх зміни в межах площі та в розрізі, частки цих зон в об'ємі покладу).

Обгрунтування положення прийнятих контактів подається у вигляді таблиць довільної форми, що містять за випробуваними свердловинами умови дослідження, глибини та абсолютні відмітки залягання продуктивного пласта та інтервалів перфорації, результати дослідження, а за невипробуваними - характеристики продуктивності пластів за даними каротажу. У разі складної поверхні ВНК, ГНК або ГВК додаються відповідні карти контактів.

3.7.3. Характеристика продуктивних покладів за ступенем детальності геологічного вивчення і категоріями розвіданості згідно з 5,7,8 розділами Інструкції із застосування Класифікації запасів і ресурсів корисних копалин державного фонду надр до геолого-економічного вивчення ресурсів перспективних ділянок і запасів родовищ нафти і газу, затвердженої наказом ДКЗ України 10.07.98 N 46 та зареєстрованої в Мін'юсті України 24.07.98 за N 475/2915.

3.7.4. Оцінка перспективних ресурсів нафти, газу і конденсату у відкладах нерозкритої частини розрізу здійснюється за аналогією із сусідніми родовищами, де ці відклади вивчені, а також на основі аналізу умов формування родовищ нафти і газу в межах даної структурно-фаціальної зони.

3.8. Гідрогеологічні умови

3.8.1. Обсяги і методика гідрогеологічних досліджень та спостережень. Водоносні інтервали, які випробувались у колоні, у відкритому стовбурі пластовипробувачем та виділені за матеріалами ГДС. Кількість водоносних об'єктів, відібраних з них проб води та розчиненого в ній газу, аналізи цих проб. Криві відновлення гирлових тисків, статичного та динамічного рівнів, інформація про температуру, дебіт і т.ін. При великому обсязі даних вони наводяться у вигляді таблиці. Оцінка повноти і якості проведених робіт.

3.8.2. Характеристика водоносних горизонтів: глибина їх залягання, мінералогічний та гранулометричний склад, поширення та фаціальна мінливість водовмісних колекторів щодо площі та розрізу, їх фільтраційні та ємнісні властивості, дебіти свердловин і депресії або рівні, що їм відповідають. Характеристика гідродинамічної системи: напори вод по окремих водоносних горизонтах, гідродинамічний зв'язок горизонтів, їх положення у гідродинамічній системі району; пластові тиски в законтурній частині покладу та приймальна здатність свердловин.

3.8.3. Фізичні властивості і хімічний склад підземних вод (результати спеціальних досліджень, які включають визначення вмісту розчинених газів і коефіцієнта стисливості), жорсткість, агресивність щодо цементу і металу. Вміст у підземних водах йоду, бору, брому та інших корисних компонентів, оцінка можливості їх промислового вилучення та визначення необхідності підрахування запасів (ресурсів) цих супутніх корисних компонентів. При великому обсязі даних вони оформляються у вигляді таблиці.

3.8.4. Характеристика законтурної зони продуктивних горизонтів (пластів) за матеріалами розвідки: до якого водоносного комплексу належить горизонт, хімічний і газовий склад вод, температура і пластові тиски на рівні водо-нафтового або газо-водяного контактів, фізичні властивості пластової води (рекомендується використання результатів п'єзометричних спостережень), зіставлення та аналіз фізичних властивостей і хімічного складу пластової та законтурної води, щоб довести їх ідентичність або суттєві відмінності. Обгрунтування вимог кондицій щодо можливого режиму дренування покладів вуглеводнів для підрахування запасів (ресурсів) нафти і газу.

3.8.5. Висновки про можливість використання супутніх підземних вод для теплоенергетичних і бальнеологічних цілей, а також для питного і технічного водопостачання. Визначення вимог кондицій для підрахунку їх запасів.

3.8.6. У разі виконання спеціальних досліджень сторонніми організаціями в розділ мають бути включені стислі висновки про результати цих досліджень і про ступінь їх використання під час вивчення гідрогеологічних особливостей родовища.

3.8.7. Для родовищ, що розробляються, наводяться відомості про результати досліджень у свердловинах, пробурених після попереднього розгляду матеріалів ДКЗ, та зіставлення їх з тими, які подавалися раніше. При незбігу даних потрібно надати аналіз його причин. Результати попередніх досліджень наводяться стисло, з посиланням на звіт, де вони подані докладно.

3.9. Склад та властивості нафти, газу і конденсату, оцінка промислового значення компонентів, що в них містяться

3.9.1. Методика та умови відбору глибинних проб: глибина відбору, пластові тиски та температура. Кількість і якість глибинних і відібраних на поверхні проб з продуктивних пластів. Методи дослідження та організація, що їх виконувала. Обгрунтування повноти вивчення складу та властивостей нафти, газу і конденсату по кожному пласту (покладу), площі та розрізу (див. "Рекомендовані види та обсяги досліджень в процесі пошуково-розвідувальних робіт для підрахунку розвіданих запасів покладів"), наведені в додатку 3 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, затвердженої наказом ДКЗ України 10.07.98 N 46 та зареєстрованої в Мін'юсті України 24.07.98 за N 475/2915.

3.9.2. Фізико-хімічна характеристика нафти, газу і конденсату в пластових і стандартних умовах: склад, густина, в'язкість, газовміст, об'ємний коефіцієнт, коефіцієнт стисливості. Радіоактивність вуглеводнів, вимоги кондицій з радіоактивності згідно з існуючими стандартами. Мінливість окремих показників складу та властивостей щодо площі і розрізу, а також середні значення для кожного покладу. Допустимість використання їх для підрахування запасів (ресурсів). Результати аналізів проб нафти, газу і конденсату наводяться у таблицях.

3.9.3. Товарна характеристика нафти, конденсату і газу: теплота згоряння, вміст сірки, мастил, парафіну, води, хлористих солей, механічних домішок; методика їх визначення.

Висновки про віднесення нафти, газу і конденсату до відповідних груп державних стандартів. Ціна одиниці товарної продукції.

3.9.4. Обгрунтування доцільності вилучення з нафти і газу конденсату, корисних компонентів: етану, пропану, бутанів, сірки, гелію, металів і підрахунку їх запасів. Вплив їх вилучення на рентабельність розробки запасів експлуатаційного об'єкта. Пропозиції щодо комплексної розробки родовища, у тому числі вимоги кондицій для підрахування запасів (ресурсів) конденсату, етану, пропану, бутанів, сірки, гелію і металів. У разі повторного підрахування запасів слід наводити відомості про фактичне вилучення компонентів, що містяться у нафті і газі, на підприємствах, де вони переробляються.

3.10. Відомості про розробку родовища

3.10.1. Щодо свердловин, уведених у дослідно-промислову розробку наводяться такі дані: час роботи кожної свердловини; кількість видобутих нафти, газу, конденсату і води із кожної свердловини і кожного покладу; зміни депресій, дебітів вуглеводнів, пластових тисків за час дослідно-промислової експлуатації окремих свердловин; результаті обробки привибійних зон з метою інтенсифікації припливів; величини втрат нафти, газу, конденсату та води в процесі випробування та дослідження свердловин або їх аварійного фонтанування та інші дані, необхідні для підрахунку запасів об'ємним методом, методами статистичними і матеріального балансу.

3.10.2. Для родовищ, що розробляються, наводяться: щорічний сумарний видобуток нафти, газу, конденсату і води окремо по покладах та їх використання за час розробки; відомості про фактичне вилучення з них корисних супутніх компонентів під час видобутку і переробки сировини; аналіз результатів та характеристика системи розробки кожного покладу; зміни депресій, дебітів нафти, газу, конденсату і води від початку розробки до дати підрахунку запасів, пластового тиску з обов'язковим заміром його глибинними приладами на початковій стадії розробки (особливо для нафтових покладів), газовмісту нафти, ступеня обводненості продукції, що вилучається з надр; кількість закачаної в пласт води; депресії на пласт, взаємовплив свердловин; методи інтенсифікації видобутку нафти, газу і конденсату та їх ефективність; методи підвищення ступеня вилучення нафти, газу і конденсату з надр, поточні коефіцієнти їх вилучення; результати вимірів рівнів рідини в п'єзометричних свердловинах. Визначаються можливості підрахування запасів вуглеводнів методами матеріального балансу та статистичним.

3.11. Оцінка впливу експлуатації родовищ вуглеводнів на стан навколишнього середовища і природних ресурсів

3.11.1. Характеристика ділянки родовища за угіддями, типами грунтів, еродованістю, нахилом рельєфу, групами лісових насаджень, видовим складом лісу, наявністю мисливських видів тварин. Наводиться перелік населених пунктів, об'єктів економіки, водних об'єктів, заповідників, водозаборів, зон санітарної охорони, покладів родовищ корисних копалин із запасами, затвердженими в установленому порядку, що розташовані в зоні впливу розробки родовища.

3.11.2. Фонові показники стану навколишнього природного середовища в районі родовища в радіусі 1000 м від крайніх проектних свердловин та інших об'єктів збору, попередньої переробки і підготовки до транспортування вуглеводнів, з характеристикою забрудненості грунтів, поверхневих і підземних вод, повітряного басейну. Відомості щодо наявності аномалій концентрації вуглеводнів, інших шкідливих речовин та радіоактивних елементів. Відомості щодо наявних звалищ побутового сміття, полігонів складування промислових відходів, ділянок порушених земель.

3.11.3. Відомості про основні можливі види впливу, в тому числі аварійні, на навколишнє природне середовище під час буріння розвідувальних та експлуатаційних свердловин і видобутку вуглеводнів.

Передбачувані зміни фонових показників стану навколишнього природного середовища під час геологорозвідувальних і видобувних робіт на родовищі. Відповідність порушеного стану навколишнього природного середовища вимогам стандартів, технічних умов, норм. Показники водопостачання і водовідведення, характеристика промислових вод, стоків з промислових площадок, їх очищення і відведення у водойми; показники викидів забруднювальних речовин в атмосферу, в тому числі аварійні, з виділенням специфічних і токсичних інградієнтів; дані про промислові відходи та їх видалення. Характеристика можливих втрат вуглеводнів, у тому числі аварійних, під час видобутку, збору і попередньої переробки на площі родовища.

3.11.4. Характеристика проектних рішень, які приймаються для компенсації шкоди, що неминуче буде завдана навколишньому природному середовищу та для запобігання аварійним викидам забруднювальних речовин у навколишнє середовище. Потреба і способи очищення супутніх підземних вод для їх зворотного нагнітання або поховання. Заходи, що пропонуються для охорони від виснаження або забруднення поверхневих водотоків і підземних вод, які використовуються або можуть бути використані для потреб народного господарства. У разі потреби закачування попутно вилучених підземних вод в інші водоносні горизонти наводяться дані досліджень, які обгрунтовують можливість такого закачування. Пропозиції щодо охорони навколишнього середовища від шкідливих відходів (у тому числі під час застосування нових методів впливу на пласт - внутрішньопластового горіння, закачування кислот тощо).

Пропозиції щодо складу і розташування режимної мережі спостережних пунктів (у тому числі свердловин) для спостереження, контролю і оцінки стану гірських порід, підземних і поверхневих вод, повітря; заходи щодо зменшення вірогідності аварійних ситуацій.

3.11.5. Висновки про доцільні способи і технології розробки та переробки нафти, газу, конденсату і супутніх корисних компонентів, які забезпечують раціональне використання наявних запасів з найменшою екологічною шкодою як в умовах нормальної експлуатації, так і в аварійних ситуаціях.

Передбачувані витрати на охорону навколишнього середовища:

на рекультивацію порушених земель;

на запобігання забрудненню підземних вод під час буріння та експлуатації свердовин;

на використання супутнього газу, супутніх підземних вод;

на попередження шкідливого впливу відходів, що утворюються під час застосування активних методів впливу на продуктивний пласт;

на соціально-економічні заходи щодо поліпшення стану довкілля в населених пунктах і на робочих місцях.

3.12. Техніко-економічне обгрунтування кондицій для підрахування запасів, визначення коефіцієнтів вилучення вуглеводнів із надр

3.12.1. Кондиції на мінеральну сировину згідно із ст. 45 Кодексу України про надра, введеного в дію Постановою Верховної Ради України від 27.07.94, N 133, установлюються для кожного родовища (покладу) для підрахування запасів основних і супутніх корисних копалин і визначення їх промислової цінності. Кондиції на вуглеводневу сировину становлять сукупність вимог до якості і кількості вуглеводнів у надрах, колекторських властивостей вміщуючих порід, гірничо-геологічних умов їх залягання, гірничо-технічних умов розробки, що забезпечують найбільш повне вилучення і раціональне використання нафти і газу, супутніх корисних копалин, а також наявних у них корисних компонентів.

3.12.2. Залежно від ступеня геологічного та техніко-економічного вивчення і детальності геолого-економічної оцінки об'єкта геологорозвідувальних робіт виділяються такі види кондицій:

попередні кондиції, що розробляються на основі матеріалів початкової геолого-економічної оцінки (ГЕО-3) об'єктів геологорозвідувальних робіт (структур, пасток) за результатами регіонального етапу їх геологічного вивчення;

тимчасові кондиції, що розробляються на основі матеріалів попередньої геолого-економічної оцінки (ГЕО-2) відкритих родовищ (покладів) вуглеводнів за результатами пошукового етапу їх геологічного вивчення;

постійні кондиції, що розробляються на основі матеріалів детальної геолого-економічної оцінки розвіданих і підготовлених до експлуатації родовищ (покладів) вуглеводнів за результатами розвідувального етапу їх геологічного вивчення.

3.12.3. Цією Інструкцією визначається склад і зміст матеріалів обгрунтування постійних кондицій і коефіцієнтів вилучення вуглеводневої сировини як таких, що підлягають обов'язковому поданню на експертизу ДКЗ України згідно із ст. 45 Кодексу України про надра.

3.12.4. У складі постійних кондицій для підрахування запасів вуглеводнів (відповідно до виду сировини) належить обгрунтувати такі параметри:

мінімальну відкриту пористість для колекторів, з яких за сучасною технологією розробки можуть бути вилучені вуглеводні;

мінімальний коефіцієнт нафто- і газонасиченості для колекторів, з яких за сучасною технологією розробки можуть бути вилучені вуглеводні;

мінімальну товщину продуктивного пласта для визначення границь розміщення свердловин;

мінімальну товщину колекторського прошарку, що підлягає включенню в ефективну товщину продуктивного пласта:

мінімальний рентабельний дебіт свердловини, при якому вартість вуглеводневої сировини, що видобувається, дорівнює експлуатаційним витратам на видобуток продукції;

мінімальний промисловий вміст супутніх компонентів у вуглеводнях та супутніх водах, запаси яких підлягають обліку;

оптимальні коефіцієнти вилучення нафти, газу і конденсату, що забезпечують найбільш повне економічно ефективне вилучення вуглеводнів з надр за сучасною технологією розробки.

Крім того, у складі кондицій належить обгрунтувати принципи визначення положення границь покладів (продуктивних пластів), не визначених безпосередньо за геолого-геофізичними даними.

3.12.5. Оптимальність застосованих для підрахування запасів вуглеводнів параметрів і принципів кондицій належить обгрунтовувати факторами геологічної будови покладів, якісними показниками вуглеводнів, а також поваріантними технологічними і техніко-економічними розрахунками.

3.12.6. Матеріали обгрунтування кондицій і визначення коефіцієнтів вилучення вуглеводнів з надр оформляються як окремі книги або розділи у звітах про результати геолого-економічної оцінки родовищ (покладів).

3.12.7. У матеріалах обгрунтування кондицій слід приводити всі необхідні вихідні дані і висновки щодо параметрів кондицій та коефіцієнтів вилучення, які рекомендуються для затвердження і використання для підрахування запасів, у вигляді, що дає змогу провести їх експертний аналіз і дослідження без особистої участі авторів. При цьому слід уникати повторного приведення даних, викладених у попередніх розділах.

3.12.8. Матеріали обгрунтування кондицій для підрахування загальних запасів вуглеводнів на місці залягання слід викладати за такою схемою:

аналіз вихідних даних і застосованих методик для обгрунтування параметрів кондицій з мінімальної (граничної) відкритої пористості, мінімального коефіцієнту нафто- і газонасиченості, висновки щодо їх достовірності і можливості застосування для підрахування запасів; рекомендовані показники кондицій;

розрахунки показників кондицій (граничних значень) за визначеними методиками, техніко-економічне обгрунтування їх оптимальності. У разі визначення кондицій за аналогією із сусідніми родовищами (покладами) слід наводити дані, що підтверджують аналогію;

обгрунтування формальних принципів визначення положення границь покладів (продуктивних пластів). Принципи екстраполяції площ покладів за межами крайніх продуктивних свердловин, їх обгрунтування для запасів різних класів вивченості. Принципи визначення умовного положення контактів ВНК, ГВК, ГНК, не встановлених безпосередньо за геолого-геофізичними даними, їх обгрунтування;

обгрунтування мінімального промислового вмісту супутніх компонентів наявних у нафті і газі та супутніх водах, на основі керівних нормативних документів та досвіду розробки сусідніх родовищ.

3.12.9. Матеріали техніко-економічного обгрунтування коефіцієнтів вилучення вуглеводнів слід викладати за такою схемою:

аналіз результатів пробної експлуатації свердловин та поточного стану дослідно-промислової або промислової розробки покладів;

обгрунтування вихідних параметрів за покладами, характеристика дебітів видобувних і приймальність відповідно нагнітальних свердловин, їх сталість, відомості щодо ефективності методів обробки привибійних зон свердловин у продуктивних пластах і прошарках, висновки щодо питомої продуктивності і приймальності свердловин для найбільш ефективного із застосованих методів інтенсифікації видобутку;

обгрунтування виділення експлуатаційних об'єктів та вибір розрахункових варіантів розробки. Обгрунтування методики визначення коефіцієнтів охоплення та витіснення їх залежність від системи розміщення свердловин, оптимальність коефіцієнтів охоплення, прийнятих до розрахунків.

обгрунтування характеристик розрахункової геолого-фізичної моделі покладу, прийнятої методики прогнозу технологічних показників розробки;

характеристика прогнозних технологічних показників розробки за покладами і варіантами;

обгрунтування витрат на капітальні вкладення в облаштування родовища, які підлягають амортизації згідно із законодавством;

обгрунтування експлуатаційних (поточних) витрат, що належать до складу валових витрат згідно із законодавством; податки і обов'язкові платежі згідно із законодавством;

обгрунтування оптових цін на вуглеводневу продукцію згідно із законодавством України та міжнародними цінами;

визначення сукупного економічного ефекту (прибутку), рівня рентабельності, внутрішньої норми доходності, терміну окупності інвестицій, ціни запасів у надрах;

характеристика економічних показників розробки родовища за покладами, варіантами і родовищем у цілому; обгрунтування мінімального рентабельного дебіту свердловин, мінімального промислового вмісту корисних компонентів;

зіставлення розрахункових техніко-економічних показників розробки родовища і коефіцієнтів вилучення вуглеводнів за варіантами; обгрунтування оптимальних видобувних (балансових) запасів вуглеводнів і наявних у них корисних компонентів та коефіцієнтів їх вилучення, що рекомендуються для затвердження;

обгрунтування граничної товщини продуктивного пласта, що визначає межі розміщення свердловин і термін вилучення видобувних запасів;

загальна економічна оцінка родовища вуглеводнів; перелік кондицій, включаючи коефіцієнти вилучення вуглеводнів по покладах, що пропонуються до затвердження ДКЗ України.

3.12.10. Під час опрацювання ТЕО коефіцієнтів вилучення вуглеводнів слід враховувати досягнутий рівень техніки й технології розробки покладів вуглеводнів, а також потреба найбільш повного вилучення вуглеводнів з надр. Розрахунки коефіцієнтів вилучення належить здійснювати на основі загальних розвіданих і попередньо розвіданих запасів вуглеводнів. У разі переведення запасів внаслідок дорозвідки з групи попередньо розвіданих до розвіданих коефіцієнт вилучення їх уточнюється. Коефіцієнт вилучення вуглеводнів визначається для кожного покладу (об'єкта експлуатації) і в середньому для родовища в цілому із точністю до сотих часток одиниці.

3.12.11. Техніко-економічне обгрунтування коефіцієнтів вилучення конденсату опрацьовується відповідно до обраного способу розробки родовища (покладу), потенційного вмісту конденсату в газі та його втрат у пласті згідно із "Инструкцией по исследованию газоконденсатных залежей с целью определения балансовых и извлекаемых запасов конденсата и других компонентов газа", Москва, 1973, а також "Методическим руководством по подсчету балансовых и извлекаемых запасов конденсата, этана, пропана, бутанов, неуглеводородных компонентов и определению их потенциального содержания в пластовом газе", затвердженим Мінгазпромом СРСР 28.11.83, до введення в дію вітчизняних нормативних документів з цього питання.

3.12.12. Техніко-економічне обгрунтування коефіцієнтів вилучення нафти, а також видобувних запасів нафти, розчиненого в нафті газу, наявних у них корисних компонентів здійснюється згідно з "Методическим руководством по расчету коеффициентов извлечения нефти из недр", затвердженим Міннафтопромом та Мінгазпромом СРСР 22.07.86, а також "Инструкцией о содержании, оформлении и порядке представления в ГКЗ СССР материалов технико-экономического обоснования коэффициентов извлечения нефти из недр", затвердженою ДКЗ СРСР 04.11.86, до введення в дію вітчизняних нормативних документів з цього питання.

3.13. Підрахунок запасів нафти, газу, конденсату та супутніх корисних компонентів

3.13.1. Обгрунтування прийнятих методів підрахування запасів відповідно до особливостей геологічної будови, ступеня вивченості та стану розробки родовища.

3.13.2. У разі застосування об'ємного методу підрахунку запасів вуглеводнів обгрунтовуються прийняті принципи (вимоги кондицій) щодо визначення границь продуктивних пластів (покладів) і окремих підрахункових блоків: у перетинах свердловин, за лініями свердловин, методами екстраполяції та інтерполяції.

3.13.3. У разі підрахування запасів нафти і розчиненого газу об'ємним методом для нафтових і газонафтових родовищ слід обгрунтовувати і розраховувати такі підрахункові параметри: площу нафтоносності (відповідно до прийнятих положень ВНК і ГНК, ліній виклинювання або заміщення порід-колекторів продуктивних пластів); ефективну та нафтонасичену товщини і об'єм нафтонасичених порід; середні коефіцієнти відкритої пористості (тріщинуватості, кавернозності) і нафтонасиченості; середні значення густини нафти, перерахункового коефіцієнта, газовмісту нафти в пластових умовах. Зіставляються середні значення пористості (тріщинуватості, кавернозності) і нафтонасиченості, встановлені різними методами за керном і ГДС; обгрунтовуються ті, що застосовані при підрахунку запасів; оцінюється показність результатів їх визначення.

3.13.4. Для підрахунку запасів вільного газу об'ємним методом у нафтогазових і газових родовищах обгрунтовуються і розраховуються: площа газоносності (відповідно до прийнятих положень ГВК і ГНК, ліній виклинювання або заміщення порід-колекторів продуктивних пластів); ефективна та газонасичена товщини і об'єм газонасичених порід; середні коефіцієнти відкритої пористості (тріщинуватості, кавернозності), газонасиченості; початкові і поточні пластові тиски та умови замірів; їх середні значення; поправки на температуру і відхилення від закону Бойля-Маріотта; середній вміст конденсату у газі; коефіцієнт, що враховує мольну частку "сухого" газу. Зіставляються середні значення пористості (тріщинуватості, кавернозності) і газонасиченості, встановлені різними методами (за керном і ГДС), обгрунтовуються ті, що застосовані при підрахунку запасів; оцінюється показність результатів їх визначення.

3.13.5. Підрахунок запасів нафти, газу, конденсату і супутніх корисних компонентів об'ємним методом здійснюється окремо щодо газової, нафтової, газонафтової, водонафтової і газонафтоводяної зон за типами колекторів для кожного пласта-покладу і родовища в цілому з обов'язковою оцінкою перспектив всього родовища.

3.13.6. У разі застосування методу аналогії при обгрунтуванні підрахункових параметрів наводяться вихідні дані, що підтверджують правомірність їх вибору за аналогами (родовищ, покладів), і обгрунтовується допустимість застосування перенесення цих параметрів до родовища (покладу), що оцінюється.

3.13.7. Видобувні запаси розчиненого газу, конденсату і супутніх корисних компонентів, що мають промислове значення, визначаються, виходячи з підрахованих видобувних запасів нафти або газу.

3.13.8. Підрахункові параметри і результати підрахунку запасів подаються у табличній формі.

3.13.9. Підраховані запаси нафти, газу, конденсату і корисних супутніх компонентів на місці залягання є загальними запасами і належать за геологічним значенням до відповідної групи і категорії.

3.13.10. У разі повторного підрахунку запасів здійснюється зіставлення значень прийнятих підрахункових параметрів і раніше затверджених, аналізуються причини зміни їх величин з наведенням конкретного фактичного матеріалу, що обгрунтовує ці зміни.

3.13.11. Підрахункові параметри визначаються у таких одиницях виміру: площа в тисячах квадратних метрів, з точністю до цілих тисяч; товщина в метрах з точністю до десятих часток одиниці; тиск у мегапаскалях з точністю до сотих часток одиниці; густина нафти, газу, конденсату і води в кілограмах на один кубічний метр з точністю до цілих чисел; коефіцієнт пористості з точністю до тисячних часток одиниці; коефіцієнт нафтогазонасиченості з точністю до сотих часток одиниці; коефіцієнт на усадку нафти з точністю до тисячних часток одиниці; газовміст пластової нафти у метрах кубічних на тонну з точністю до цілих чисел; поправки на температуру і відхилення від закону Бойля-Маріотта з точністю до сотих часток одиниці.

3.13.12. Запаси нафти, конденсату, етану, пропану, бутанів, сірки і металів підраховуються у тисячах тонн, газу - у мільйонах кубічних метрів; гелію і аргону - у тисячах кубічних метрів.