4.9. Заполнение формы N 6-гр (нефть, газ, компоненты) по нефти

4.9.1. В графе 3 указываются параметры пласта:

Эффективная нефтенасыщенная толщина объекта учета запасов - это суммарная толщина прослоев-коллекторов от кровли верхнего проницаемого пропластка до водонефтяного контакта или до подошвы нижнего проницаемого пропластка в бесконтактной зоне.

Для поровых коллекторов проницаемость определяется по керновым и геофизическим данным; для трещинных, порово-трещинно-кавернозных коллекторов - по гидродинамическим исследованиям;

ж) пересчетный коэффициент в долях единицы;

пп. "з", "и" для баланса нефти не заполняются.

Если из одного объекта разработки (залежи) ведется добыча нефти двумя и более недропользователями, то параметры целиком по залежи даются недропользователем-оператором.

4.9.2. В графе 4 дается качественная характеристика нефти:

а) плотность в г/куб. см;

б) вязкость в пластовых условиях в мПа х с (равна вязкости в сП);

в) содержание серы в %;

г) содержание парафина в %;

д) содержание смол и асфальтенов в % (суммарное содержание);

е) пластовая температура в °С;

ж) температура застывания нефти в °С.

4.9.3. В графе 5 приводятся следующие данные:

а) год открытия месторождения (залежи);

б) год ввода месторождений (залежи) в разработку в соответствии с полученной лицензией;

в) год консервации месторождения в соответствии с действующим положением;

д) добыча на дату утверждения запасов по каждой залежи в отдельности и по месторождению в целом (согласно протоколу экспертной комиссии);

е) степень выработанности в % месторождения в целом и каждой залежи в отдельности определяется как отношение добычи с начала разработки к начальным извлекаемым запасам на 1 января следующего за отчетным года;

ж) обводненность продукции в % рассчитывается для месторождения и каждой залежи как отношение количества добытой воды в тоннах к общему количеству добытой жидкости в тоннах за год (среднегодовая обводненность);

з) темп отбора запасов в % (начальный/текущий) рассчитывается для месторождения и каждой залежи как отношение добычи отчетного года к начальным извлекаемым запасам (начальный темп отбора) и добыча отчетного года плюс извлекаемые (текущий темп отбора) запасы на конец отчетного года.

где:

Тнач. - темп отбора от начальных запасов;

Ттек. - темп отбора от текущих запасов;

Д - добыча за отчетный год;

З - извлекаемые запасы на конец отчетного года;

Нд - накопленная добыча на конец отчетного года.

4.9.4. В графе 6 указываются категории запасов в соответствии с "Классификацией запасов и ресурсов нефти и горючих газов".

Учет и суммирование запасов по категориям производится в соответствии с п. 4.5.

4.9.5. В графе 7 приводятся запасы нефти по состоянию на 1 января отчетного года, которые должны совпадать с запасами в Государственном балансе запасов нефти, составленном Росгеолфондом за прошедший год.

Сведения о добыче в целом по предприятию должны соответствовать данным, приводимым в статистической отчетности, представляемой в Госкомстат России.

4.9.7. В графе 9 указывается изменение (увеличение или уменьшение) запасов в результате разведочных работ.

В этой графе отражаются:

- запасы, выявленные в результате разведочного и эксплуатационного бурения на новых месторождениях (залежах), т.е. месторождениях (залежах), на которых впервые получены промышленные притоки нефти в скважине и по которым запасы нефти впервые ставятся на учет в Государственном балансе запасов полезных ископаемых Российской Федерации;

- увеличение или уменьшение ранее выявленных запасов в результате разведочного и эксплуатационного бурения;

- увеличение или уменьшение запасов, установленное по результатам государственной экспертизы материалов геологоразведочных работ. Если изменение запасов произошло в результате изменения параметров пласта (залежи), не связанного с производством дополнительных геологоразведочных работ, или по другим причинам, то это изменение показывается не в графе 9, а в графе 10;

- изменение запасов в связи с переводом их из одной категории в другую;

- запасы месторождений или отдельных участков, разведанных до отчетного года, но не учтенных своевременно из-за отсутствия данных о параметрах пластов, задержки с камеральной обработкой материалов или по другим причинам.

4.9.8. Отраженное в графе 9 увеличение или уменьшение запасов, происшедшее в результате дополнительных разведочных работ или по данным разработки месторождений, учитывается при оценке прироста запасов предприятия-недропользователя и отражается в отчете о приросте запасов (форма N 4-гр).

4.9.9. В графе 10 приводится изменение запасов в результате переоценки.

В этой графе отражаются:

- снятые с учета запасы, числившиеся на балансе недропользователя, которые признаны нерентабельными для отработки вследствие изменившихся экономических и горно-геологических условий;

- снятые с учета запасы, признанные нецелесообразными для отработки по технико-экономическим причинам, обоснованным при проектировании нефтегазодобывающего предприятия;

- изменение запасов (увеличение или уменьшение), подсчитанных в связи с пересмотром параметров пласта (залежи) без производства дополнительных геологоразведочных работ;

- списанные с баланса недропользователя запасы, не подтвердившиеся в результате последующих разведочных работ или разработки, выявивших новые данные о параметрах месторождения, залежи или пласта (их размеры, нефтенасыщенные толщины, пористость, проницаемость и пр.).

Списание запасов производится в соответствии с действующим Положением о порядке списания запасов с учета предприятия.

4.9.10. В пояснительной записке к балансу необходимо указать, в связи с чем произошли изменения запасов, отраженные в графах 9 и 10.

4.9.11. В графе 11 указываются запасы нефти, переданные с баланса одного предприятия на баланс другого и перевода из одной группы промышленного освоения в другую. Здесь показываются также запасы нефти, передаваемые из нераспределенного фонда недропользователю в соответствии с полученной лицензией и наоборот.

4.9.12. В графе 12 показываются запасы нефти по состоянию на 1 января следующего за отчетным года. При этом необходимо проверить правильность приведенных в балансе данных как по каждой категории запасов в отдельности, так и по месторождению в целом. Проверка осуществляется следующим образом: из запасов нефти, числящихся на 1 января отчетного года (7 графа), вычитается количество нефти, добытой из недр за отчетный год (графа 8), и к разности прибавляются (или вычитаются из нее) запасы нефти, полученные в результате разведки (графа 9), переоценки (графа 10) и передачи с баланса на баланс (графа 11).

Итоговая цифра должна быть равна цифре, указанной в графе 12.

4.9.13. Графа 13 в балансе запасов по нефти не заполняется.

4.9.14. В графе 14 даются сведения о запасах нефти на дату их утверждения по месторождению и отдельным пластам по результатам государственной экспертизы.

При наличии по одному и тому же месторождению нескольких протоколов утверждения следует точно установить, по каким пластам эти запасы утверждались, и во избежание дублирования данных пользоваться последним (по дате) протоколом утверждения.

4.9.16. В графах 7, 9, 10, 11, 12, 14 и 15 приводятся запасы нефти, которые показываются в виде дроби: в числителе - запасы, учитываемые по наличию их в недрах (геологические), а в знаменателе - извлекаемые.

4.9.17. В графе 16 указывается орган, утвердивший запасы, год утверждения и номер протокола в целом по месторождению и по отдельным залежам.

4.9.18. При заполнении формы N 6-гр (нефть, газ, компоненты) обязательным является выделение месторождений и объектов учета. Для каждого объекта учета должны быть проставлены все предусмотренные формой данные, в том числе и технологические показатели разработки.

Параметры пласта и характеристика нефти проставляются также в случае, когда в текущем году произведено полное списание запасов.

При заполнении формы N 6-гр (нефть, газ, компоненты) следует контролировать соответствие начальных геологических и извлекаемых запасов подсчетным параметрам.