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

3.13.13. У разі використання методу матеріального балансу для родовищ (покладів), що перебувають на будь-якій стадії розробки, обгрунтовуються: режим роботи покладу, характер його розбуреності та експлуатаційна характеристика; вибір розрахункового варіанта, об'єкта та дат підрахунку; дані за період від початку розробки на кожну дату підрахунку (накопичений видобуток нафти, розчиненого та вільного газу, води, загальна кількість закачаних в пласт води і газу; кількість пластової води, що увійшла в поклад); середні пластові тиски, пластова температура; коефіцієнт стисливості пластової нафти, тиск насичення; початкові і поточні газовміст, об'ємні коефіцієнти пластової нафти, пластового газу, пластової води; коефіцієнти стисливості води і порід-колекторів; відношення об'єму газової шапки до об'єму нафтонасиченої частини покладу (для нафтогазових покладів).

3.13.14. Для нафтових родовищ (покладів), що перебувають на початковій (пружній) стадії розробки, застосовується підрахунок запасів методом падіння тиску, для якого потрібно мати дані динаміки зміни в часі пластового тиску, накопиченого видобутку (нафти, розчиненого газу і води), а також коефіцієнти нафтонасиченості і стисливості нафти, води і порід-колекторів.

3.13.15. Для нафтових родовищ (покладів), що перебувають на пізній стадії розробки, застосовується статистичний метод підрахунку запасів нафти, для якого потрібно мати дані: про час розробки, зміну по свердловинах (покладу) дебіту нафти, щорічного та накопиченого видобутку нафти, води та зміну обводненості продукції, газового фактора і пластового тиску.

3.13.16. Для газових і газоконденсатних родовищ (покладів), що розробляються, застосовується метод підрахунку запасів газу за падінням тиску. При цьому обгрунтовуються і розраховуються початкове і поточне положення газо-водяного контакту; початкові та поточні значення пластового тиску і температури та відповідні їм поправки на відхилення від закону Бойля-Маріотта; зміна в часі пластових і гирлових тисків; газогідродинамічний зв'язок покладів родовища; ступінь дренування окремих частин покладів і їх режим; вплив зниження тиску і випадіння конденсату на пористість; динаміка вторгнення пластової води; втрати або перетоки газу; величини відбору газу, конденсату і води із свердловин і покладів.

3.14. Класифікація підрахованих запасів і оцінених ресурсів вуглеводнів за промисловим значенням та ступенем техніко-економічного і геологічного вивчення.

Наводиться розподіл запасів і ресурсів родовища (покладу) за рівнем їх промислового значення, ступенем техніко-економічного і геологічного вивчення згідно із 3, 4, 5, 6 розділами Інструкції із застосування Класифікації запасів і ресурсів корисних копалин до геолого-економічного вивчення ресурсів перспективних ділянок та запасів родовищ нафти і газу. При цьому до балансових запасів слід відносити видобувні запаси покладів вуглеводнів, видобуток яких є економічно ефективним згідно з ТЕО коефіцієнтів вилучення, а також запаси, що забезпечують узгоджену з надрокористувачем ефективність капіталовкладень. Балансові розвідані запаси належать до класу достовірних запасів (proved reserves) під міжнародним кодом 111. Попередньо розвідані балансові запаси належать до класу вірогідних запасів (probable reserves) під міжнародним кодом 122. Умовно балансові розвідані запаси позначаються кодом 211. Попередньо розвідані запаси до умовно балансових не належать. Позабалансові попередньо розвідані запаси позначаються кодом 222. Перспективні і прогнозні ресурси вуглеводнів з невизначеним промисловим значенням належать до класів під кодами, відповідно, 333 і 334.

3.15. Зіставлення підрахункових параметрів і підрахованих запасів з тими, що числяться у Державному балансі України, та з раніше затвердженими й аналіз причин розбіжностей

3.15.1. Підраховані запаси нафти, газу, конденсату і супутніх корисних компонентів та підрахункові параметри зіставляються з тими, що числяться у Державному балансі корисних копалин України, з приведенням аналізу причин розбіжностей.

3.15.2. При повторній ГЕО виконується зіставлення нових даних про запаси нафти, газу, конденсату і супутніх корисних компонентів з тими, що числяться у Державному балансі корисних копалин України, і з раніше затвердженими ДКЗ, з приведенням аналізу причин розбіжностей і визначенням обгрунтованості кондицій, підрахункових параметрів, запасів і ресурсів, що подаються на експертизу.

3.15.3. Поелементне зіставлення здійснюється щодо кожного покладу і експлуатаційному об'єкта. Детально аналізуються показники, за якими встановлені розбіжності. Для родовища в цілому зіставляються тільки результати підрахування запасів і ресурсів та їх класифікації (розподілу за кодами класів).

3.16. Оцінка підготовленості родовища (покладу) до промислового освоєння

3.16.1. Оцінка виконання вимог до вивченості геологічної будови родовища, складу і властивостей нафти і газу, гідрогеологічних, гірничо-геологічних та інших умов розробки родовища, передбачених п.9 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. Ступінь вивченості першочергових об'єктів розробки родовища.

3.16.2. Відповідність ступеня вивченості компонентів нафти, газу і конденсату, що мають промислове значення, положенням Вимог до комплексного вивчення родовищ і підрахунку запасів супутніх корисних копалин і компонентів та відходів гірничого виробництва, затверджених наказом ДКЗ України від 12.11.97 N 95, зареєстрованих Головною службою стандартів Держкомгеології України за N КНД 41-00032626-00291-97.

3.16.3. Можливості підвищення забезпеченості підприємства розвіданими та попередньо розвіданими запасами або зростання його виробничої потужності при продовженні на родовищі геологорозвідувальних робіт.

3.16.4. Відомості про наявність у районі родовища джерел питного і технічного водопостачання, а також сировинної бази будівельних матеріалів для забезпечення потреб майбутнього підприємства з видобутку нафти і газу.

3.17. Якість і ефективність геологорозвідувальних робіт, а також геолого-промислових досліджень під час видобутку вуглеводнів

3.17.1. Точність польових геофізичних досліджень, що стало основою для постановки пошуково-розвідувального буріння, та оцінка ступеня відповідності їх результатів даним буріння. Процент виносу керна; його придатність для лабораторних досліджень, ступінь використання керна для обгрунтування кондицій і підрахункових параметрів. Співвідношення кількості пробурених свердловин до кількості ліквідованих свердловин, що опинилися за межами покладів. Кількість випробуваних інтервалів продуктивних пластів, свердловин, що припадають на один розвіданий поклад; їх частка від загальної кількості розкритих інтервалів, свердловин. Виконання термінів замірів дебітів нафти, газу, конденсату і води окремо щодо кожної свердловини, а також пластових тисків глибинними приладами.

3.17.2. Загальні грошові витрати на пошуки, розвідку і дослідницькі роботи на родовищі окремо: за рахунок державного бюджету та за рахунок власних коштів надрокористувачів. Витрати за основними видами робіт: на геологічну зйомку, польові геофізичні роботи, структурне, параметричне, пошукове і розвідувальне буріння, гідрогеологічні, геофізичні, лабораторні, наукові та інші дослідження, зведення тимчасових будівель і споруд, камеральні роботи. Кількість і вартість пошукових і розвідувальних свердловин, що передаються згідно з чинним законодавством надрокористувачам разом з родовищем, а також ліквідованих з геологічних та технічних причин.

3.17.3. Запаси нафти і газу, які припадають на одну свердловину і на один метр проходки. Фактичні витрати на пошуки і розвідку родовища, що припадають на один метр проходки, одну тонну нафти і конденсату та 1000 м(3) вільного газу (окремо запасів загальних, балансових та умовно балансових).

3.18. Висновки

3.18.1. Основні висновки про ступінь вивченості геологічної будови, кількість та якість запасів і ресурсів нафти і газу, комплексне використання запасів родовища; гідрогеологічні та гірничо-технічні умови розробки родовища. Співвідношення запасів, що перебувають на Державному балансі корисних копалин України і підрахованих у звіті.

3.18.2. Рекомендації щодо найбільш раціонального способу розробки родовища.

3.18.3. Оцінка загальних перспектив родовища, рекомендації з проведення пошуків і розвідки перспективних площ, що розміщені в тому ж геологічному районі, та продовження геологорозвідувальних робіт у межах родовища, вдосконалення наукових досліджень.

3.19. Список використаних літературних матеріалів

У переліку опублікованої літератури, фондових та інших матеріалів, використаних під час складання звіту, даються назва джерел, автори, місце та рік видання (складання).

До складу матеріалів ГЕО запасів нафти і горючих газів слід включати:

розпорядчі документи: геологічне завдання на проведення геологорозвідувальних робіт, пооб'єктний перелік робіт з геологічного вивчення надр, завдання з термінів розвідки і підрахунку запасів;

протоколи розгляду матеріалів ГЕО науково-технічними радами організації, що проводила геологорозвідувальні роботи, організації, яка буде здійснювати розробку родовища, та замовниками цих робіт;

довідка про узгодження з відповідними установами можливості скиду води, видобутої разом з нафтою і газом, у поверхневі водоймища і водотоки або в інші водоносні горизонти.

Для родовищ, які розробляються, повинні також додаватися:

протокол розгляду звіту з підрахунку запасів НТР організації, що розробляє родовище;

довідка організації, що розробляє родовище, про кількість видобутих нафти, газу і конденсату (у тому числі за період після останнього затвердження запасів ДКЗ), фактичну собівартість видобутку, якість товарної продукції і напрями її промислового використання;

довідка про результати спеціальних тематичних робіт, що здійснювалися сторонніми організаціями, та їх рекомендації.

У випадках, коли сумарні списані та намічені до списання в процесі розробки і під час розвідки родовища запаси перевищують нормативи, встановлені діючим положенням про списання запасів з балансу підприємств, до звіту додаються:

висновки установи Держнаглядохоронпраці;

висновки організації, яка проводила розвідку родовища або її правонаступника.

Таблиці повинні містити в зручній для перевірки формі вихідні, проміжні дані та кінцеві результати, необхідні для перевірки операцій з підрахунку запасів.

Обов'язкові такі таблиці:

стан фонду свердловин;

загальні обсяги буріння на родовищі та їх вартість;

відомості про товщину, висвітленість керном продуктивних пластів та обсяги виконаних робіт за аналізом кернового матеріалу;

результати випробування і дослідження свердловин;

відомості про літолого-фізичні властивості порід продуктивних горизонтів і покришок;

виконаний комплекс геофізичних досліджень свердловин;

зведена таблиця геофізичних величин та підрахункових параметрів продуктивних пластів;

відомості про хімічний склад та фізичні властивості пластових вод;

фізико-хімічні властивості нафти;

склад газу, розчиненого в нафті;

характеристика вільного газу;

характеристика стабільного конденсату;

відомості про розробку родовища (покладу);

середні значення пористості (тріщинуватості, кавернозності), проникності, нафтогазонасиченості;

результати замірів площ;

визначення середньозважених нафто- і газонасичених товщин;

зведена таблиця підрахункових параметрів та запасів нафти і розчиненого газу;

зведена таблиця підрахункових параметрів та запасів вільного газу і конденсату;

зведена таблиця запасів супутніх корисних компонентів у газі;

зіставлення параметрів, прийнятих при підрахунку запасів нафти і розчиненого газу, вільного газу і конденсату, з тими, що числяться на Державному балансі корисних копалин України і з раніше затвердженими;

зіставлення підрахованих запасів нафти і розчиненого газу, вільного газу і конденсату та супутніх корисних компонентів у газі з тими, що числяться на Державному балансі запасів корисних копалин України, і з раніше затвердженими.

У разі підрахунку запасів, виконаному на ЕОМ, повинні додаватися машинні розпечатки таблиць і дискета із записами таблиць підрахування запасів, яка повертається.

У разі необхідності подаються інші табличні матеріали, що обгрунтовують підрахунок запасів і висновки авторів.

Рекомендовані форми таблиць наведені в додатку 1.

6.1. В матеріалах ГЕО у разі застосування об'ємного методу підрахунку запасів належить приводити такі графічні матеріали

6.1.1. Оглядова карта району родовища, на якій відображено його місцеположення, найближчі родовища та нафтогазопромисли, нафто- і газопроводи, залізниці, шосейні дороги та населені пункти, водні об'єкти, заповідники, родовища інших корисних копалин.

6.1.2. Структурні карти покрівлі основних продуктивних горизонтів за результатами буріння та польових геофізичних робіт. На карту належить виносити весь фактичний матеріал, на якому грунтується її побудова: сейсмічні профілі, свердловини структурні, проектні, ті, що знаходяться у будівництві, і пробурені пошукові, розвідувальні та експлуатаційні. Масштаб карт (як правило, 1:5000 - 1:25000) визначається розмірами родовищ, складністю їх геологічної будови та мінливістю колекторських властивостей продуктивних горизонтів.

6.1.3. Зведений (нормальний) геолого-геофізичний розріз родовища у масштабі 1:500 - 1:2000 із стратиграфічним розчленуванням, каротажною характеристикою, стислим описом порід і характерної фауни, з наведенням електричних, сейсмічних та інших реперів, виділенням нафтогазонасичених горизонтів (пластів).

6.1.4. Планшети з діаграмами ГДС у масштабі не менше ніж 1:200 з їх інтерпретацією. При тонкошаруватій будові продуктивних пластів (товщина прошарків менша за 0,5 м) діаграми ГДС для окремих свердловин повинні бути записані в більшому масштабі - 1:50. Детальний комплекс методів ГДС та порядок розміщення діаграм на планшеті суворо не регламентуються. Обов'язково наводяться ті види каротажу, за якими визначаються ефективні товщини, пористість, нафтогазонасиченість, глинистість, залишкова вода, положення контактів та ін. з ув'язкою за глибиною. При цьому подається така інформація: інтервали відбору і винос керна в метрах відповідно до його прив'язки, границі і номенклатура продуктивних горизонтів, інтервали залягання порід-колекторів та їх літологічна характеристика, загальні, ефективна та нафто- і газонасичена товщини, пористість, абсолютна та ефективна проникність, нафтогазонасиченість за керном і ГДС, інтервали і дати перфорації, результати випробування та геофізичного контролю за випробуванням, положення ВНК, ГНК, ГВК, положення цементних мостів. В окремій графі мають бути наведені висновки за даними БКЗ в окремих інтервалах.

При повторному підрахунку запасів планшети з каротажними діаграмами подаються лише щодо свердловин, у яких у результаті нової інтерпретації були змінені значення ефективної товщини, пористості, положення контактів або інших підрахункових параметрів; при цьому на планшетах необхідно навести параметри, що були прийняті в попередньому підрахунку запасів та в тому, що пропонується.

6.1.5. Геологічні розрізи (один поздовжній і як мінімум один поперечний) родовища, на яких відображено стратиграфічні одиниці відкладів, літологічні особливості порід, положення тектонічних порушень, поклади нафти і газу, положення ВНК, ГНК, ГВК.

6.1.6. Схеми кореляції продуктивних пластів у масштабі 1:500, складені за даними ГДС та опису керна, з виділенням проникних порід, нафто- і газонасичених інтервалів, інтервалів перфорації, положення ВНК, ГНК, ГВК, їх глибин та абсолютних відміток. Для слабовивчених родовищ належить давати схему зіставлення відкладів з розрізами сусідніх добре вивчених родовищ, аналогічних за геологічною будовою.

6.1.7. Структурні карти підошви колекторів кожного продуктивного пласта в масштабі підрахункових планів для обгрунтування положення внутрішніх контурів нафтогазоносності.

6.1.8. Схема випробування кожного пласта для обгрунтування положення контактів; на ній належить показувати глибини та абсолютні відмітки інтервалів залягання пластів-колекторів та інтервалів перфорації, результати випробування і характеристика нафтогазонасиченості за даними ГДС.

6.1.9. Карти сумарної ефективної та нафтонасиченої (газонасиченої) товщини пластів у масштабі підрахункових планів. У разі невеликої кількості свердловин їх можна сумістити на одному аркуші. На картах слід наносити границі класів запасів за ступенем геологічного і техніко-економічного вивчення та вихідні дані, використані для їх побудови.

6.1.10. Карти пористості (при різниці значень пористості між свердловинами не менше 10% відносних).

6.1.11. Карти питомих нафтогазонасичених об'ємів для масивних і масивно-пластових покладів.

6.1.12. Підрахункові плани для кожного пласта в масштабі від 1:500 до 1:25000, який забезпечує необхідну точність заміру площ і залежить від розмірів родовища і складності його будови. Ці плани слід будувати за поверхнею колекторів продуктивних пластів на основі структурних карт покрівлі продуктивних пластів або по ближньому реперу. На підрахунковому плані подаються зовнішні та внутрішні контури нафто- і газоносності, границі груп запасів за ступенем геологічного вивчення, всі пробурені на дату підрахунку запасів свердловини з точним нанесенням положення їх гирла і точок перетину ними покрівлі відповідного продуктивного горизонту:

параметричні;

пошукові;

розвідувальні;

видобувні;

законсервовані в очікуванні організації промислу;

нагнітальні і спостережні;

невипробувані з характеристикою нафто-, газо- і водонасиченості пластів-колекторів за даними інтерпретації матеріалів ГДС;

ліквідовані з викладом причин ліквідації;

ті, що розкрили горизонт, складений непроникними породами.

Умовними позначеннями серед цих дев'яти видів свердловин відмічаються ті, що дали безводну нафту, нафту з водою, газ, газ з конденсатом, газ з водою та воду або ще знаходяться у випробуванні.

На підрахунковому плані наводиться таблиця випробування, де щодо всіх свердловин вказуються глибина і абсолютні відмітки покрівлі і підошви колекторів та інтервалів перфорації, початкові і поточні дебіти нафти, газу і води, заміряні на однаковому штуцері (діафрагмі), діаметр штуцера (діафрагми), депресії, час роботи свердловин, дата початку обводнення, процент води на час оцінки запасів. При сумісному випробуванні декількох горизонтів вказуються їх індекси.

Щодо видобувних свердловин наводяться: дата початку роботи, початкові і поточні дебіти та пластові тиски, видобута кількість нафти, газу, конденсату і води, дата початку обводнення і процент води у видобутій продукції на час підрахунку запасів. У разі великої кількості свердловин таблицю випробування належить додавати до підрахункового плану окремо. Крім того, на підрахунковому плані розміщується таблиця прийнятих авторами значень підрахункових параметрів, запасів, їх класів, а також параметрів, прийнятих за попередньою ухвалою ДКЗ і дата, на яку оцінено запаси.

6.1.13. У разі повторного підрахунку запасів окремо наводяться карти зіставлення границь класів запасів, оцінених і затверджених під час попереднього підрахунку, з нанесенням нових пробурених свердловин.

6.1.14. Графіки, що характеризують динаміку видобутку нафти і газу щодо окремих свердловин, покладів і родовищ в цілому, а також зміну пластових тисків і дебітів нафти, газу і води за період розробки.

6.1.15. Індикаторні діаграми і криві відновлення тиску у свердловинах.

6.1.16. Кореляційні графіки основних петрофізичних залежностей типу "керн - керн", "керн - геофізика", "геофізика - геофізика" та "геофізика - випробування" для визначення підрахункових параметрів.

6.1.17. Графіки залежності властивостей пластових нафти і конденсату від тиску і температури.

6.1.18. Карта розробки покладів і стану пробурених свердловин.

6.2. У випадку підрахування запасів нафти за методом матеріального балансу:

карта розробки покладу станом на дату підрахунку;

графіки динаміки пластових тисків по свердловинах з нанесенням на них всіх замірів, перерахованих на середину покладу;

графіки залежності початкових пластових тисків і властивостей нафти, газу і води від глибини залягання;

карти ізобар на відповідну дату підрахунку;

графіки зміни властивостей нафти, газу і води залежно від тиску.

6.3. У випадку підрахування запасів нафти статистичним методом:

графіки зміни досліджуваних параметрів (дебіту нафти, видобутку нафти, видобутку рідини і т.п.) у часі розробки, а також залежності між видобутком нафти, обводненістю продукції, накопиченим видобутком нафти і накопиченим видобутком рідини, падінням тиску і відбором нафти та ін., які передбачаються застосуванням тієї чи іншої методики підрахунку;

вихідні дані (у вигляді карт чи таблиць) для визначення коефіцієнтів падіння дебітів.

6.4. У випадку підрахування запасів газу за методом падіння тиску:

криві відновлення пластового тиску по свердловинах після їх зупинки;

карти ізобар поточного пластового тиску;

графіки падіння пластового тиску в часі в кожній свердловині і в цілому у покладі;

індикаторні криві у свердловинах;

графіки залежності приведеного пластового тиску від сумарного відбору газу із свердловин і в цілому із покладу;

ізотерми конденсації стабільного конденсату.

7.1. Опис керна продуктивних горизонтів (пластів), а також порід, що залягають в інтервалі на 10 - 15 м вище і нижче кожного продуктивного горизонту.

7.2. Діаграми стандартного каротажу в масштабі 1:500 у всіх свердловинах з визначеними на них стратиграфічними границями та інтервалами продуктивних горизонтів з їх індексацією (надаються в одному примірнику на період експертизи матеріалів).

7.3. Копії актів про випробування свердловин у колоні і відкритому стовбурі, що містять відомості про їх стан, умови випробування, тривалість безперервного припливу нафти, газу і води на кожному режимі, умови замірів статичних рівнів, перевірки герметичності експлуатаційних колон, установлення і перевірки герметичності цементних мостів.

7.4. Копії актів дослідження свердловин, що містять відомості про заміри дебітів нафти, газу і води, пластових, вибійних і гирлових тисків та пластові температури, а також газовміст нафти і води.

7.5. Копії актів перевірки точності манометрів.

7.6. Дані лабораторних визначень пористості (тріщинуватості, кавернозності), абсолютної і ефективної проникності, складу порід-колекторів, їх нафто-, газо- і водонасичення, результати механічних аналізів порід, аналізів нафти, газу, конденсату і води, визначення в них механічних домішок; для порід-покришок - зміна фільтраційних і ємнісних властивостей.

7.7. Дані про об'ємні коефіцієнти пластової нафти, розчинності газу в нафті за результатами аналізів глибинних проб нафти; про газоконденсатну характеристику, коефіцієнти надстисливості газу.

7.8. Кореляційні та інші таблиці і діаграми, складені при підрахунку запасів статистичним методом або методом матеріального балансу.

7.9. У разі повторного підрахування запасів належить наводити первинну документацію тільки тих свердловин, які пробурені після попередньої ГЕО Відомості щодо свердловин, пробурених раніше, слід подавати у вигляді зведених таблиць.

8.1. Текст геолого-економічної оцінки запасів вуглеводнів, текстові і табличні додатки слід подавати у надрукованому і переплетеному в тверду оправу вигляді. Книги (папки), матеріалів слід забезпечувати етикетками, в яких належить вказувати: номер примірника, найменування організації, прізвища та ініціали авторів, назву звіту, номер і назву книги (тому), місце і рік опрацювання.

На титульному аркуші кожної книги (тому) належить вказувати: організацію, яка виконала підрахунок запасів, прізвища та ініціали авторів, повну назву звіту з визначенням найменування родовища, виду вуглеводнів і району розташування родовища, дату на яку виконано підрахування запасів, місце і рік опрацювання матеріалів. Титульні листи мають бути підписані керівними посадовими особами організації, яка подала матеріали, і скріплені печаткою.

8.2. Текст кожної книги (тому) підписується авторами, табличні і графічні додатки - виконавцями розділів підрахунку запасів.

За титульним аркушем у першій книзі (томі) матеріалів слід розміщувати: список виконавців, інформаційну карту, зміст усіх книг (томів) і перелік усіх додатків. У кожній наступній книзі (томі) за титульним аркушем наводиться лише її зміст.

8.3. На кожному графічному додатку необхідно вказати його назву і номер, числовий і лінійний масштаби; орієнтування за сторонами світу; назву організації, що виконала ГЕО; посади і прізвища авторів, які склали креслення, та осіб, які затвердили його. Креслення мають бути підписані вказаними особами. На всіх графічних матеріалах використовуються типові загальновизнані умовні позначення. Розшифровка позначень розміщується на кожному кресленні або на окремому аркуші.

Перший примірник графічних матеріалів, призначений для Державного інформаційного геологічного фонду України, викреслюється чорною тушшю на кальці або виконується друкарським способом. Інші можуть бути подані у світло- або ксерокопіях.

8.4. Текстова частина, текстові і табличні додатки подаються окремими томами і тільки в разі невеликого обсягу матеріалів - в одному томі. Об'єм кожного тому не повинен перевищувати 250 сторінок.

8.5. Графічні додатки вкладаються у папки. Їх не слід скріплювати (кожне креслення має легко вийматися для розгляду). Якщо графічний додаток виконано на декількох аркушах, їх нумерують, а порядок розміщення показують на першому аркуші. До кожної папки додається внутрішній опис, який містить назву додатків та їх порядкові номери. В кінці опису вказується загальна кількість аркушів.

8.6. Усі примірники звіту повинні бути ідентичні за формою і змістом.

8.7. Зовнішнє оформлення книг (папок) матеріалів геолого-економічної оцінки запасів вуглеводнів: етикетки, титульні аркуші, списки виконавців, реферат, зміст, текстові частини (вступ, основна частина, таблиці, висновки), списки літератури належить виконувати з урахуванням вимог КНД 41-00032626-00-309-98 "Написання та оформлення геологічних звітів на магнітних носіях. Інструкція", затвердженого наказом Держкомгеології України від 09.07.98 N 98.

8.8. До матеріалів геолого-економічної оцінки родовища належить додавати дискету із записами таблиць підрахування запасів вуглеводнів і техніко-економічного обгрунтування коефіцієнтів їх вилучення, яка повертається.

9.1. Матеріали ГЕО родовищ (покладів) вуглеводнів подаються в ДКЗ України користувачами надр, які проводять пошуки, розвідку чи експлуатацію родовищ вуглеводнів, або замовниками цих робіт.

9.2. Надрокористувачі, які планують подання ГЕО на державну експертизу, направляють ДКЗ України календарні графіки надходження матеріалів до 1 січня року, на який заплановано їх подання.

9.3. Матеріали ГЕО, експертиза яких передбачена рішенням Уряду, повинні подаватися в ДКЗ України не пізніше ніж за шість місяців до встановленого строку розгляду.

9.4. Матеріали ГЕО подаються на експертизу ДКЗ України не пізніше ніж через один рік після закінчення геологорозвідувальних або експлуатаційних робіт, за результатами яких виконується підрахунок запасів.

9.5. Допускається подання на державну експертизу матеріалів ГЕО, виконаних у попередні роки, якщо роботи, проведені після складання звіту, не привели до суттєвих змін поглядів на геологічну будову покладів і оцінку кількості початкових розвіданих видобувних запасів. У цих випадках в авторській довідці наводяться за станом на дату подання матеріалів на державну експертизу:

уточнений підрахунок початкових та поточних загальних і видобувних запасів вуглеводнів;

видобуток (якщо він мав місце);

уточнене ТЕО показників розробки покладів на дату оцінки.

9.6. У разі передачі у промислове освоєння не повністю розвіданого і підготовленого до розробки родовища вуглеводнів, на умовах економічного ризику, користувачі надр повинні подавати матеріали ГЕО на експертизу і затвердження запасів в ДКЗ України в термін, визначений ліцензією на користування надрами.

9.7. Матеріали ГЕО родовищ, які в порядку, установленому раніше, введені у розробку на визначений термін на базі запасів, попередньо оцінених центральними комісіями із запасів міністерств колишнього СРСР, подаються надрокористувачами, що проводять експлуатацію, на державну експертизу і затвердження, у терміни погоджені ДКЗ України.

9.8. За родовищами, що розробляються більш ніж одним надрокористувачем, матеріали ГЕО подаються на державну експертизу тільки після погодження з усіма надрокористувачами і органом державної влади, який видав ліцензію на користування надрами. Копія документа про погодження додається до матеріалів, що направляються у ДКЗ України.

9.9. Матеріали ГЕО родовищ до подання їх у ДКЗ України розглядаються і оцінюються науково-технічними радами (НТР) надрокористувачів, що проводили геологорозвідувальні роботи, надрокористувачів, які здійснюють або здійснюватимуть видобуток вуглеводнів, а також замовників геологорозвідувальних робіт. У протоколах розгляду й оцінки матеріалів наводяться грунтовний аналіз достовірності матеріалів, кількості, якості, промислового значення і підготованості до експлуатації запасів вуглеводнів та рекомендації для ДКЗ України.

9.10. Якщо сумарні списані та намічені до списання попередньо розвідані і розвідані видобувні запаси перевищують нормативи, установлені діючим положенням про списання запасів з балансу підприємства, то згідно з Положенням про порядок списання запасів корисних копалин з обліку гірничодобувного підприємства, затвердженим Кабінетом Міністрів України від 27.01.95 N 58 до матеріалів ГЕО додаються протокол НТР організації, що проводила пошуково-розвідувальні роботи, і висновки органу державного гірничого нагляду. За рішенням ДКЗ України на період розгляду ГЕО подаються матеріали, на основі яких запаси були взяті на облік у Державний баланс.

9.11. Матеріали ГЕО направляються в ДКЗ України в чотирьох примірниках. Вони супроводжуються авторською довідкою про особливості геологічної будови родовища, проведенні геологорозвідувальні роботи, основні положення і техніко-економічне обгрунтування кондицій та визначення коефіцієнтів вилучення нафти, газу, конденсату і супутніх корисних компонентів, а також результати підрахунку запасів. Довідка складається на момент подання матеріалів.

9.12. Після одержання матеріалів ГЕО ДКЗ України укладає з надрокористувачем, який подав матеріали, або замовником договір про виконання робіт з експертизи та оцінки запасів і виконує їх в обумовлений договором термін.

9.13. Рішення ДКЗ України з розгляду матеріалів ГЕО оформляється протоколом, один примірник якого надсилається до Державного інформаційного геологічного фонду України в термін, визначений договором із надрокористувачем.

9.14. Після проведення державної експертизи і оцінки запасів матеріали ГЕО надсилаються організації, що їх подала, разом з протоколом ДКЗ України та висновками експертів.

10.1. За замовленням користувачів надр ДКЗ проводить експертизу матеріалів попередніх і початкових ГЕО об'єктів геологорозвідувальних робіт на нафту і газ для визначення достовірності і апробації запасів (ресурсів) вуглеводнів, промислового значення родовищ (покладів), доцільності проведення подальших робіт, включаючи дослідно-промислову розробку.

10.2. Перед поданням у ДКЗ матеріали ГЕО належить розглянути на засіданнях НТР надрокористувачів, що виконали геологорозвідувальні роботи, включаючи опрацювання ГЕО, а також замовників цих робіт. У протоколах засідань НТР слід приводити грунтовний аналіз якості виконаних робіт, достовірності запасів і ресурсів вуглеводнів, їх можливого промислового значення, рекомендації для ДКЗ.

10.3. У матеріалах звітів щодо попередньої або початкової геолого-економічної оцінок родовищ вуглеводнів розглядається те саме коло питань, що й під час детальної ГЕО. Відмінності полягають у меншій достовірності і повноті вихідних даних і відповідно меншій детальності їх аналізу. Текстову частину, текстові, табличні і графічні додатки у зв'язку з цим слід розробляти, керуючись вимогами цієї Інструкції до складу матеріалів детальної ГЕО в тій мірі, в якій дозволяють наявні фактичні відомості. Порядок викладення матеріалів, їх зовнішнє оформлення також слід приймати відповідно до вимог цієї Інструкції.

10.4. З огляду на те, що апробовані запаси вуглеводнів не призначаються для розробки проектів промислового освоєння родовищ (покладів), обсяг матеріалів попередньої і початкової геолого-економічних оцінок, що подаються на експертизу ДКЗ, належить скорочувати. Водночас він має бути достатнім для визначення всіх наявних корисних компонентів, що можуть бути видобутими, очікуваних розмірів покладів та їх геологічної будови, технологічних властивостей нафти і газу, гірничо-геологічних умов їх залягання, гірничо-технічних, екологічних умов видобутку і переробки вуглеводневої сировини та реалізації товарної продукції з детальністю, що забезпечує правильну оцінку промислового значення родовища (покладу) та доцільності інвестування подальших геологорозвідувальних робіт.

Як мінімально необхідні у складі матеріалів ГЕО-2 і ГЕО-3 слід наводити такі дані:

географо-економічні та екологічні умови об'єкта геологорозвідувальних робіт, передумови освоєння запасів і ресурсів вуглеводнів;

геологічна будова родовища (ділянки надр), характеристика нафтогазоносності, параметри продуктивних пластів, гідрогеологічні, термобаричні умови їх залягання;

методика і результати проведених геологорозвідувальних робіт;

ємнісні і фільтраційні властивості колекторів, граничні пористість і проникність;

фізико-хімічні властивості вуглеводнів, підрахункові параметри;

технологічна схема розробки об'єкта, прийняті технологічні показники розробки покладів;

прийняті нормативи капітальних вкладень і експлуатаційних витрат, ціни на товарну продукцію;

техніко-економічні показники варіантів розробки об'єкта;

рекомендовані тимчасові або попередні кондиції для підрахування запасів й оцінки ресурсів, розрахункові коефіцієнти вилучення вуглеводнів;

підраховані загальні і видобувні запаси (ресурси) вуглеводнів, їх класифікація за рівнем промислового значення і ступенем геологічної та техніко-економічної вивченості;

доцільність подальших геологорозвідувальних робіт, їх напрями.

11.1. Для надання методичної допомоги у проведенні подальших геологорозвідувальних робіт, які мають забезпечити одержання інформації, достатньої для комплексної оцінки родовища, або з іншою метою, передбаченою Положенням про ДКЗ України, затвердженим постановою Кабінету Міністрів України від 05.09.92 N 526, за замовленням надрокористувачів ДКЗ України розглядає попередні матеріали пошуків і розвідки родовищ вуглеводнів на будь-якій стадії їх геологічного вивчення.

11.2. Текстова частина цих матеріалів (пояснювальна записка) не повинна перевищувати 150 сторінок. Під час складання її слід широко використовувати табличну і графічну форми подання інформації. На основі фактичного матеріалу слід у стислій формі подавати:

відомості про родовище, економіко-географічні умови, геологічну вивченість, наявність інших видів корисних копалин, засобів зв'язку, шляхів сполучення, водо- і енергопостачання та ін.;

геологічну характеристику родовища;

обсяги й методику виконаних геологорозвідувальних робіт та їх основні результати;

якісну оцінку складу нафти, газу, конденсату і наявних у них супутніх корисних компонентів;

оцінку ступеня надійності одержаних результатів;

оцінку результатів лабораторних досліджень;

оцінку гідрогеологічних і гірничо-геологічних умов розробки родовища;

основні техніко-економічні показники, що характеризують розробку родовища;

обгрунтування методики підрахунку запасів і розподілу їх за кодами класів;

оцінку промислового значення родовища, а також перспектив його освоєння;

обгрунтування напрямку подальших геологорозвідувальних робіт на родовищі з метою одержання додаткових даних для затвердження запасів ДКЗ України та подальшого промислового освоєння.

11.3. Табличні додатки повинні містити:

таблиці прийнятних значень параметрів до підрахунку запасів;

таблиці оцінених запасів родовища або його частини.

11.4. Графічні додатки повинні доповнювати текст точним зображенням просторового положення продуктивних горизонтів у розрізі, морфології та умов їх залягання і містити:

оглядову карту району родовища з нанесеною гідромережею, населеними пунктами і шляхами сполучення;

структурні карти родовища;

геологічні розрізи за лініями свердловин;

підрахункові плани.