III. Требования к правилам оформления представляемых на государственную экспертизу материалов по подсчету запасов

III. Требования к правилам оформления

представляемых на государственную экспертизу материалов

по подсчету запасов

31. Материалы по подсчету запасов, представляемые на государственную экспертизу в виде отчета, оформляются заявителем в виде отдельных томов:

1) текстовые приложения;

2) графические приложения;

3) табличные приложения;

4) первичная документация.

32. Объем одного тома текстовой части отчета не должен превышать 200 страниц.

33. На титульных листах каждого тома указываются:

1) наименование пользователя недр;

2) наименование организации, представившей материалы по подсчету запасов;

3) фамилии и инициалы авторов отчета;

4) полное название материалов (с указанием наименования месторождения или его участка, вида полезного ископаемого; район расположения месторождения);

5) дата, на которую проводится подсчет запасов; место и год составления отчета.

Титульные листы подписываются уполномоченным представителем пользователя недр и авторами отчета; подписи скрепляются печатью.

После титульного листа первого тома материалов по подсчету запасов помещаются реферат, оглавление всех томов и перечень всех приложений. Реферат должен содержать сведения об объекте исследования, о методе и методологии исследования, результатах исследования. После титульного листа каждого последующего тома дается только его оглавление.

Текстовые и табличные приложения к отчету подписываются авторами отчета.

Текстовая часть отчета и таблицы, содержащие подсчет запасов полезных ископаемых, подписываются авторами отчета, непосредственно осуществившими данный подсчет.

34. Текстовые приложения к подсчету запасов нефти и газа должны включать:

1) протокол рассмотрения отчета с подсчетом запасов научно-технического совета организации-недропользователя;

2) реквизиты лицензии на право пользования недрами в пределах рассматриваемого участка недр;

3) в случае расположения залежи за пределами лицензионного участка на соседнем лицензионном участке, право пользования недрами которого принадлежит другой организации, согласование с недропользователем по смежному лицензионному участку в части структурных построений, границ залежей, подсчетных параметров, категорий и объемов запасов, если изменения запасов затронули запасы соседнего участка;

4) письмо территориального органа Федерального агентства по недропользованию о правильности нанесения лицензионных границ на подсчетных планах в отчете по подсчету запасов;

5) справка организации-недропользователя о количестве добытых углеводородов (в том числе за период после последнего утверждения запасов), фактической себестоимости добычи и утилизации попутного газа, подписанная руководителем организации.

35. Графические материалы к подсчету запасов независимо от метода подсчета должны содержать:

а) обзорную карту района месторождения с указанием его местоположения, ближайших месторождений, нефтегазопромыслов, нефте- и газопроводов, железных и шоссейных дорог и населенных пунктов;

б) структурную карту по данным геофизических исследований, структурного бурения или иных исследований, послужившая основой для постановки глубокого бурения. На этой карте должен быть нанесен весь фактический материал, положенный в основу ее построения: сейсмические профили, структурные, проектные и фактически пробуренные поисковые и разведочные скважины с указанием сроков начала и конца бурения;

в) сводный (нормальный) геолого-геофизический разрез месторождения в масштабе от 1:500 до 1:2000 со стратиграфическим расчленением, каротажной характеристикой, кратким описанием пород и характерной фауны, указанием электрических, сейсмических и других реперов и выделением нефтегазонасыщенных пластов (горизонтов);

г) геологические разрезы (один продольный и как минимум один поперечный) по месторождению, отражающие стратиграфические единицы отложений, литологические особенности пород, положение тектонических нарушений, залежей нефти и газа, контактов нефть-вода, газ-нефть и газ-вода;

д) схемы корреляции продуктивных пластов в масштабе 1:200, составленные по данным каротажа и описания керна, с выделением проницаемых пород, нефте- и газонасыщенных интервалов, интервалов перфорации, положениями контактов нефть-вода, газ-нефть и газ-вода, их глубиной и абсолютными отметками. При значительной толщине продуктивного разреза (до 1000 м) схемы корреляции даются в масштабе 1:500. Для слабо изученных месторождений рекомендуется составление схемы сопоставления отложений с разрезами соседних хорошо изученных месторождений, аналогичных по геологическому строению. Для открываемых месторождений обязательно прикладывать схему корреляции первой пробуренной скважины с ближайшими скважинами соседних месторождений для привязки идентификации продуктивных пластов;

е) структурные карты по подошве коллекторов каждого продуктивного горизонта в масштабе подсчетного плана (представляется по пластовым залежам для обоснования положения внутренних контуров нефтегазоносности);

ж) схемы опробования каждого продуктивного пласта для обоснования положения флюидальных контактов на ней должны указываться глубина и абсолютные отметки интервалов залегания пластов-коллекторов и перфорации, результаты опробования и характеристика нефтегазонасыщенности по данным каротажа;

з) карты изопахит суммарной эффективной и нефтенасыщенной (газонасыщенной) толщины пласта в масштабе подсчетных планов. При небольшом количестве скважин эти карты можно совместить на одном листе. На картах должны быть нанесены границы категорий запасов и исходные данные, использованные для построения этих карт;

и) подсчетные планы по каждому пласту в масштабе 1:5000 - 1:50000, обеспечивающем необходимую точность замера площадей и зависящем от размеров месторождения и сложности его строения. Эти планы составляются на основе структурной карты по кровле (поверхности) продуктивных пластов-коллекторов или же хорошо прослеживающемуся ближайшему реперу, не более чем в 10 м выше или ниже кровли пласта. Показываются внешний и внутренний контуры нефте- и газоносности, границы категорий запасов, все пробуренные на дату подсчета запасов скважины с точным нанесением положения устьев, точек пересечения ими кровли соответствующего продуктивного пласта:

разведочные;

эксплуатационные;

законсервированные в ожидании промысла;

нагнетательные и наблюдательные;

давшие безводную нефть, нефть с водой, газ с водой, газ с конденсатом, газ с конденсатом и водой и воду;

находящиеся в опробовании;

неопробованные с указанием характеристики нефте-, газо- и водонасыщенности пластов-коллекторов по данным интерпретации материалов геофизических исследований скважин;

ликвидированные с указанием причин ликвидации;

вскрывшие пласт, сложенный непроницаемыми породами.

В таблицах на подсчетных планах по испытанным скважинам указываются глубина и абсолютные отметки кровли и подошвы коллектора и интервалов перфорации, начальный и текущий дебиты нефти, газа и воды, диаметр штуцера, депрессии, продолжительность работы скважин, дата появления и процент воды. При совместном опробовании двух и более пластов указываются их индексы. Дебиты нефти и газа должны быть замерены при работе скважин на одинаковых штуцерах (диафрагмах).

По эксплуатационным скважинам приводятся дата ввода в работу, начальные и текущие дебиты и пластовые давления, добытое количество нефти и газа, конденсата и воды, дата начала обводнения и процент воды в добываемой продукции на дату подсчета запасов. При большом количестве скважин эти сведения приводятся в таблице на подсчетном плане или на прилагаемом к нему листе. Кроме того, на подсчетном плане помещаются таблица с указанием принятых авторами величин подсчетных параметров, подсчитанные запасы, их категории, параметры, принятые по решению государственной комиссии по запасам, дата, на которую подсчитаны запасы.

При повторном подсчете запасов на подсчетных планах должны быть нанесены границы категорий запасов, утвержденных при предыдущем подсчете запасов, а также выделены скважины, пробуренные после предыдущего подсчета запасов;

к) графики, характеризующие динамику добычи нефти и газа по отдельным залежам и месторождению в целом, а также изменения пластовых давлений и дебитов нефти, газа и воды за период разработки;

л) индикаторные диаграммы и кривые восстановления давления по скважинам, результаты других гидродинамических исследований, позволяющих установить режим залежи, ее фильтрационно-емкостные и гидродинамические характеристики;

м) графики корреляционной зависимости удельных коэффициентов продуктивности от проницаемости пластов, зависимости промыслово-геофизических показателей от пористости, проницаемости, нефтегазонасыщенности пластов;

н) графики изменения свойств пластовой нефти и конденсата в зависимости от давления и температуры;

о) карта разработки залежи и состояния пробуренных скважин;

п) карта распространения и толщин многолетнемерзлых пород.

36. Графические материалы к подсчету запасов нефти методом материального баланса должны содержать:

а) графики зависимости начальных пластовых давлений и свойств нефти, газа и воды от глубины залегания;

б) карты изобар на соответствующие даты расчета;

в) графики изменения свойств нефти, газа и воды в зависимости от давления.

37. Графические материалы к подсчету запасов газа по методу падения давления должны содержать:

а) кривые восстановления давления по скважинам после остановки;

б) графики падения пластового давления во времени по скважинам и по залежи в целом;

в) индикаторные кривые по скважинам;

г) карты изобар начального пластового давления;

д) карты изобар текущего пластового давления;

е) профили падения пластового давления;

ж) графики зависимости приведенного пластового давления от суммарного отбора газа по скважинам и по залежи в целом;

з) графики изменения пластового давления во времени по залежи;

и) график для определения коэффициента сжимаемости газа при снижении пластового давления;

к) изотермы конденсации стабильного конденсата.

38. Все графические материалы должны быть выполнены в общепринятых условных обозначениях.

Графические материалы должны быть наглядными и составленными в единых условных обозначениях. Условные обозначения должны прилагаться к каждому комплекту графических приложений. На каждом чертеже рекомендуется указать его название и номер, числовой и линейный масштабы, наименование организации, проводившей разведку месторождения (участка); должности и фамилии авторов, составивших чертеж, и лиц, утвердивших его (с подписями указанных лиц).

Графические приложения помещаются в папки, но не сшиваются. Если чертеж выполнен на нескольких листах, они нумеруются, а схема их расположения показывается на первом листе. К каждой папке прилагается внутренняя опись с наименованием чертежей и их порядковыми номерами; в конце описи указывается общее количество листов.

39. Табличные приложения должны содержать исходные и промежуточные данные, необходимые для проверки операций по подсчету запасов. Обязательными являются следующие таблицы:

1) объема поисково-разведочного бурения;

2) сведений о толщине продуктивного пласта и его освещенности керном;

3) результатов опробования и исследования скважин;

4) выполненного комплекса геофизических исследований скважин;

5) химического состава и физических свойств пластовых вод;

6) сведений о литолого-физических свойствах продуктивных пластов;

7) физико-химических свойств нефти;

8) состава газа, растворенного в нефти;

9) характеристики свободного газа;

10) характеристики конденсата;

11) сведений о разработке месторождения (залежи);

12) средних величин пористости (трещиноватости, кавернозности), проницаемости, вязкости, нефтегазонасыщенности;

13) подсчетных параметров и запасов нефти, растворенного газа и содержащихся в них попутных полезных компонентов;

14) подсчетных параметров и запасов газа и содержащихся в нем попутных полезных компонентов;

15) сопоставления вновь подсчитанных запасов нефти и параметров подсчета с ранее утвержденными государственной комиссией по запасам и числящимися на государственном балансе запасов полезных ископаемых;

16) сопоставления вновь подсчитанных запасов газа и параметров подсчета с ранее утвержденными государственной комиссией по запасам и числящимися на государственном балансе запасов полезных ископаемых.

В случае необходимости, представляются другие табличные материалы, обосновывающие подсчет и выводы авторов.

40. Первичная документация должна включать необходимые для подсчета запасов данные:

1) описание керна по продуктивным (горизонтам), а также породам, залегающим на 10 - 15 м выше и ниже каждого продуктивного пласта. Диаграммы стандартного каротажа в масштабе 1:500 по всем скважинам с указанием на них стратиграфических границ и интервалов продуктивных пластов и их индексацией. Диаграммы заверяются печатью;

2) диаграммы ГИС (бокового каротажного зондирования, микрозондирования, радиоактивного каротажа и термокаротажа, кавернометрии, акустического каротажа и других видов исследования) в масштабе 1:200 с их интерпретацией. При тонкослоистом строении продуктивных пластов (толщина прослоев менее 0,5 м) диаграммы ГИС для отдельных скважин должны быть записаны в более крупном масштабе - до 1:50 м. Все диаграммы каротажа, по данным интерпретации которых определяются эффективная толщина продуктивных пластов, положения контактов и др., помещаются на одном планшете с увязкой по глубине. Здесь же указываются интервалы отбора и вынос керна в метрах в соответствии с его привязкой, границы и номенклатура пластов, интервалы залегания пород-коллекторов и их литологические особенности величины общей, эффективной и нефте- и газонасыщенной толщины, пористости, проницаемости, нефтегазонасыщенности по керну и каротажу, интервалы и дата перфорации, результаты опробования, положения контактов нефть (газ) - вода, положение цементных мостов. В отдельной графе должны быть даны заключения по боковому каротажному зондированию для отдельных интервалов. Кроме того, должны быть представлены развернутые заключения по ГИС в виде таблиц обработки;

3) акты об испытании скважин, содержащие сведения о их состоянии, условиях испытания, продолжительности непрерывного притока нефти, газа или воды на каждом режиме, условиях замеров статических уровней, проверке герметичности эксплуатационных колонн, установке и проверке герметичности цементных мостов;

4) акты на проверку точности манометров;

5) данные лабораторных определений пористости (трещиноватости, кавернозности), абсолютной и относительной проницаемости, состава пород-коллекторов, нефте-, газо- и водонасыщенности, результаты механических анализов пород, анализов нефти, газа, конденсата, воды, определения в них механических примесей; для пород-покрышек - изменение фильтрационных и емкостных свойств;

6) данные об объемных коэффициентах пластовой нефти, растворимости газа в нефти, газоконденсатной характеристике, коэффициентах сжимаемости газа;

7) данные замеров дебитов нефти, газа и воды, пластовых, забойных и устьевых давлений, газосодержания нефти и воды, температуры пласта.