Жер қойнауын пайдаланушылар ұсынатын алғашқы есепке алу материалдарына негізделген жер қойнауының жай-күйі туралы геологиялық есептің арнаулы нысандарын бекіту туралы

Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2010 жылғы 30 желтоқсандағы № 1459 Қаулысы. Күші жойылды - Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2015 жылғы 21 шілдедегі № 552 қаулысымен

Ескерту. Күші жойылды - ҚР Үкіметінің 21.07.2015 № 552 қаулысымен (алғашқы ресми жарияланған күнінен бастап қолданысқа енгізіледі).

«Жер қойнауы және жер қойнауын пайдалану туралы» Қазақстан Республикасының 2010 жылғы 24 маусымдағы Заңының 119-бап 3-тармағына сәйкес Қазақстан Республикасының Үкіметі ҚАУЛЫ ЕТЕДІ:
1. Қоса беріліп отырған жер қойнауын пайдаланушылар ұсынатын жер қойнауының жай-күйі туралы геологиялық есептің арнаулы нысандары бекітілсін:
мұнай қорының есептік теңгерімі (1-нысан);
табиғи жанатын газ қорының есептік теңгерімі (2-нысан);
конденсат қорының есептік теңгерімі (3-нысан);
құрамдас бөліктер қорының есептік теңгерімі (этан, пропан, еріген және еркін газдағы бутандар) (4-нысан);
мұнай және орындарындағы күкірт қорының есептік теңгерімі (5-нысан);
гелий қорының есептік теңгерімі (6-нысан);
ванадий қорының есептік теңгерімі (6-1-нысан);
көмір қорының есептік теңгерімі (7-нысан);
қатты пайдалы қазбалар қорының есептік теңгерімі (8-нысан);
көмірсутек кен орындарының жер қойнауларының мониторингі есептілігі (ЖҚМ (КС) 1-нысан);
қатты пайдалы қазбалардың, кен орындарының мониторингі есептілігі (ЖҚМ (ҚПҚ) 2-нысан);
жерасты сулары мониторингі есептілігі (ЖҚМ (ЖС) 3-нысан).
2. «Жер қойнауын пайдаланушылар ұсынатын алғашқы есепке алу материалдарына негізделген жер қойнауының жай-күйі туралы геологиялық есептің арнаулы нысандарын бекіту туралы» Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2005 жылғы 27 маусымдағы № 638 Қаулысының (Қазақстан Республикасының ПҮАЖ-ы, 2005 ж., № 27, 331-құжат) күші жойылды деп танылсын.
3. Осы қаулы ресми жарияланған күнінен бастап күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі.

Қазақстан Республикасының
Премьер-Министрі К. Мәсімов

Қазақстан Республикасы
Үкіметінің
2010 жылғы 30 желтоқсандағы
№ 1459 қаулысымен
бекітілген

Мұнай қорының_________ жылғы есептік балансы
(1-нысан)

Қорлар мың тонна, геологиялық
алынатын

Р/с №	Облысы, жер қойнауын пайдаланушы, кен орнының игерілу дәрежесі, кен орнының мемлекеттік нөмірі, типі, учаске, өнімді шөгінділер, кен шоғыры; коллектор (К, КТ, ТК), кен шоғырының тереңдігі мен кен шоғырының коды	Келісімшарттың (лицензияның) № және берілген күні	Қаттың параметрлері: а) мұнайлылық алаңы, мың м2; б) жалпы қуаттылығы, м; в) тиімді қуаттылығы, м; г) ашық кеуектілік; д) мұнай қанығулылығы; е) алу коэффициенті; ж) өтімділігі, мкм2; з) қайта есептеу коэффициенті	Сапалылық сипаттамалары: а) тығыздылығы, г/см3; б) тұтқырлығы шпас; в) құрамындағы күкірт %; г) құрамындағы парафин %; д) құрамындағы шайыр мен шайыр тастақ; е) қат температурасы С0; ж) мұнайдың сему температурасы	а) ашылу жылы; б) игерілу жылы; в) консервациялау жылы; г) жыл басынан өндіру; д) МҚК бекіткен күнге өндіру; е) өндірілу дәрежесі %; ж) сулануы % з) іріктеу қарқыны %
1	2	3	4	5	6

(кестенің жалғасы)

____ ж. 01.01 жағдай бойынша баланстық қорлар		Мыналардың нәтижесінде ____ жылғы баланстық қорлардың өзгеруі
А+В+С1	C2	а) өндіру	барлау	қайта бағалау, беру	қорларды есептен шығару
		А+В+С1	А+В+С1	А+В+С1	А+В+С1
7	8	9	10	11	12

(кестенің жалғасы)

____ 01.01. жағдай бойынша							МҚК бекіткен баланстық қорлар
баланстық						баланстан тыс	бекітілген күнге			бекітілген жылы, хаттаманың нөмірі
А	В	А+В	С1	А+В+С1	С2		А+В	А+В+С1	С2
13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23

____ж. «____»____________ Кәсіпорын басшысы ____________________

Орындаушы ______________ Бас геолог _____________________________

Қазақстан Республикасы
Үкіметінің
2010 жылғы 30 желтоқсандағы
№ 1459 қаулысымен
бекітілген

Табиғи жанатын газдар қорының_____жылғы есептік балансы
(2-нысан)

Қорлар млн. м³, геологиялық
алынатын

Р/с №	Облысы, жер қойнауын пайдаланушы, кен орнының игерілу дәрежесі, кен орнының мемлекеттік нөмірі, типі, учаске, өнімді шөгінділер, кен шоғыры; коллектор (К, КТ, ТК), кен шоғырының тереңдігі мен кен шоғырының коды	Келісімшарттың (лицензияның) № және берілген күні	Қаттың параметрлері: а) газдылық алаңы, мың м2; б) жалпы қуаты, м; б1) мұнай қабатының қалыңдығы, тиімділігі м; в) ашық кеуектілік коэффициенті; г) газ қанығулық mm-max; д) алу коэффициенті; е) қаттың қысымы, мкм2; ж) құрамындағы газ, м3/т	Сапалылық сипаттамалары: а) ауадағы тығыздылығы, г/см3; б) төменгі жылу қайтаруы Кдж; в) құрамындағы ауыр көмірсутектер %; г) құрамындағы тұрақты конденсат г/м3; д) құрамындағы күкіртті сутегі %; е) құрамындағы азот %; ж) құрамындағы көмір қышқыл газы, %; з) қат температурасы С0	Жылдары: а) ашылу; б) игеруге беру; в) консервациялау; г) игеру басталғаннан бастап өндіру; д) МҚК-нің бекітілген қорлары күніне өндіру
1	2	3	4	5	6

(кестенің жалғасы)

Газ түрі а) ерітілген; б) газ бүркембе; в) еркін	____ж. 01.01 жағдай бойынша баланстық қорлар		Мыналардың нәтижесінде ____ жылғы баланстық қорлардың өзгеруі
	А+В+С1	С2	а) өндіру	барлау	қайта бағалау, беру	қорларды есептен шығару
			А+В+С1	А+В+С1	А+В+С1	А+В+С1
7	8	9	10	11	12	13

(кестенің жалғасы)

____ ж. 01.01 жағдай бойынша қорлар
баланстық						баланстан тыс
A	В	A+B	С1	А+В+С1	С2
14	15	16	17	18	19	20

(кестенің жалғасы)

МҚК бекіткен баланстық қорлар
бекітілген күнге			Бекітілген жылы, хаттаманың нөмірі
А+В	А+В+С1	С2
21	22	23	24

____ж. «____»____________ Кәсіпорын басшысы ____________________

Орындаушы ______________ Бас геолог _____________________________

Қазақстан Республикасы
Үкіметінің
2010 жылғы 30 желтоқсандағы
№ 1459 қаулысымен
бекітілген

Конденсат қорының_______жылғы есептік балансы
(3-нысан)

Қорлар, мың тонна, геологиялық
алынатын

р/с №	Облыс, жер қойнауын пайдаланушы, кен орнының игерілу дәрежесі, кен орнының мемлекеттік нөмірі, типі, учаске, өнімді шөгінділер, кен шоғыры; коллектор (К, КТ, ТК), кен шоғырының тереңдігі м, кен шоғырының коды	Келісімшарттың (лицензияның) № және берілген күні	а) ашылу жылы; б) газға игеруді беру жылы; в) конденсатқа игеруді енгізу жылы; г) игеру басталғаннан бастап өндіру; д) бекіту күніне өндіру	Газ тасығыштың түрі а) газ бүркембе; б) еркін	____ж. 01.01 жағдай бойынша (газ тасығыштың) баланстық коры млн.м3
					А+В+С1	С2
1	2	3	4	5	6	7

(кестенің жалғасы)

Сапалылық сипаттамасы а) тығыздығы г/см3; б) тұрақты конденсаттың бастапқы құрамы г/см3; в) тұрақты конденсаттың ағымдағы құрамы г/см3; г) құрамындағы күкірт %; д) құрамындағы парафин %; е) алыну коэффициент	Конденсаттың ____ж. 01.01-ге баланстық қоры		___жылғы баланстық қорлардың өзгеруі
	А+В+С1	С2	а) өндіру	барлау	қайта бағалау, беру	қорларды есептен шығару
			А+В+С1	А+В+С1	А+В+С1	А+В+С1
8	9	10	11	12	13	14

(кестенің жалғасы)

____ж. 01.01 жағдай бойынша қорлар					МҚК бекіткен баланстық қорлар
Баланстық				Баланстан тыс	бекітілген күнге			бекітілген жылы, хаттаманың нөмірі
А+В	С1	А+В+С1	С2		А+В	А+В+С1	С2
15	16	17	18	19	20	21	22	23

____ж. «____»____________ Кәсіпорын басшысы ____________________

Орындаушы ______________ Бас геолог _____________________________

Қазақстан Республикасы
Үкіметінің
2010 жылғы 30 желтоқсандағы
№ 1459 қаулысымен
бекітілген

Ілеспе компоненттер қорының______жылғы есептік балансы (этан, пропан, еріген және еркін газдағы бутандар)
(4-нысан)

Қорлар, мың тонна, геологиялық
алынатын

Р/с №	Облыс, жер қойнауын пайдаланушы, игерілу дәрежесі, кен орны, мемлекеттік нөмір мен типі, учаске, өнімді шөгінділер, кен шоғыры; коллектор (К, КТ, ТК), кен шоғырының тереңдігі, м, кен шоғырының коды	Келісімшарттың (лицензияның) № және берілген күні	а) ашылу жылы; б) газға игеруді енгізу жылы; в) конденсатқа игеруді беру жылы; г) игеру басталғаннан бастап өндіру; д) бекітілген күнге өндіру	Газ тасығыштың түрі а) ерітілген; б) газ бүркембе в) еркін	___ж. 01.01 жағдай бойынша (газ тасығыштың) баланстық қоры млн.м3
					А+В+С1	С2
1	2	3	4	5	6	7

(кестенің жалғасы)

Құрамы, % а) газ түрінде көрсетілген этанның, пропанның, бутанның; б) күкіртті сутегінің; в) көмір қышқыл газының	____ж. 01.01 жағдай бойынша конденсаттың баланстық қорлары		Мыналардың нәтижесінде жылғы баланстық қорлардың өзгеруі
			а) өндіру	барлау	қайта бағалау	қорларды есептен шығару
	А+В+С1	С2	А+В+С1	А+В+С1	А+В+С1	А+В+С1
8	9	10	11	12	13	14

(кестенің жалғасы)

___ж. 01.01 жағдай бойынша қорлар					МҚК бекіткен баланстық қорлар
баланстық				баланстан тыс	бекітілген күнге			бекітілген жылы, хаттаманың нөмірі
А+В	С1	А+В+С1	С2		А+В	А+В+С1	С2
15	16	17	18	19	20	21	22	23

____ж. «____»____________ Кәсіпорын басшысы ____________________

Орындаушы ______________ Бас геолог _____________________________

Қазақстан Республикасы
Үкіметінің
2010 жылғы 30 желтоқсандағы
№ 1459 қаулысымен
бекітілген

Мұнай кен орындарындағы күкірт қорының ____ жылғы есептік балансы
(5-нысан)

Қорлар, мың тонна, геологиялық
алынатын

Р/с №	Облыс, жер қойнауын пайдаланушы, игерілу дәрежесі, кен орны, мемлекеттік нөмір мен типі, учаске, өнімді шөгінділер, кен шоғыры; кен шоғырының тереңдігі м, кен шоғырының коды	Келісімшарттың (лицензияның) № және берілген күні	а) ашылу жылы; б) газға өндіруді енгізу жылы; в) консервациялау жылы; г) игеру басталғаннан бастап өндіру; д) МҚК бекітілген күнге өндіру	тасымалдағыштың түрі а) мұнай; б) газ: б1) ерітілген; б2) газ бүркембе; б3) еркін; в) конденсат	___ж. 01.01 жағдай бойынша баланстық қоры (тасығыштың)
					мұнай, мың т. газ, млн. м3 конденсат, мың т
					А+В+С1	С2
1	2	3	4	5	6	7

(кестенің жалғасы)

Құрамы, %: мұнай, %, газ, %, конденсат , %	___ж. 01.01 жағдай бойынша күкірттің баланстық қоры		Мыналардың нәтижесінде жылғы баланстық қорлардың өзгеруі
	А+В+С1	С2	а) өндіру	барлау	қайта бағалау	қорларды есептен шығару
			А+В+С1	А+В+С1	А+В+С1	А+В+С1
8	9	10	11	12	13	14

(кестенің жалғасы)

___ж. 01.01 жағдай бойынша қорлар					МҚК бекіткен баланстық қорлар
баланстық				Баланстан тыс	бекітілген күнге тасығыш\күкірт			Бекітілген жылы, хаттаманың нөмірі
А+В	С1	А+В+С1	С2		А+В	А+В+С1	С2
15	16	17	18	19	20	21	22	23

____ж. «____»____________ Кәсіпорын басшысы ____________________

Орындаушы ______________ Бас геолог _____________________________

Қазақстан Республикасы
Үкіметінің
2010 жылғы 30 желтоқсандағы
№ 1459 қаулысымен
бекітілген

Гелий қорының_______жылғы есептік балансы
(6-нысан)

Қорлар, мың тонна, геологиялық
алынатын

Р/с №	Облыс, жер қойнауын пайдаланушы, игерілу дәрежесі, кен орны, мемлекеттік нөмірі мен типі, учаске, өнімді шөгінділер, кен шоғыры, коллектор (К, КТ, ТК ) кен шоғырының тереңдігі м, кен шоғырының коды	Келісімшарттың (лицензияның) нөмірі және берілген күні	а) ашылу жылы; б) газға игеруді беру жылы; в) консервациялау жылы; г) игеру басталғаннан бастап өндіру; д) МҚК-ның бекітілген күнге өндіру	Тасымалдағыштың түрі	___ж. 01.01 жағдай бойынша (тасымалдағыштың) баланстық қорлары млн.м3		Құрамы, %-бен а) гелий; б) азот; в) күкірт сутегі; г) көмір қышқыл газы
					А+В+С1	С2
1	2	3	4	5	6	7	8

(кестенің жалғасы)

____ж. 01.01 жағдай бойынша гелийдің баланстық қорлары		Мыналардың нәтижесінде жылғы баланстық қорлардың өзгеруі
А+В+С1	С2	өндіру	барлау	Қайта бағалау	қорларды есептен шығару
		А+В+С1	А+В+С1	А+В+С1	А+В+С1
9	10	11	12	13	14

(кестенің жалғасы)

___ж. 01.01 жағдай бойынша қорлар					МҚК бекіткен баланстық қорлар
Баланстық				Баланстан тыс	бекітілген күнге			Бекітілген жылы, хаттаманың нөмірі
А+В	С1	A+B+С1	С2		А+В	А+В+С1	С2
15	16	17	18	19	20	21	22	23

____ж. «____»____________ Кәсіпорын басшысы ____________________

Орындаушы ______________ Бас геолог _____________________________

Қазақстан Республикасы
Үкіметінің
2010 жылғы 30 желтоқсандағы
№ 1459 қаулысымен
бекітілген

Ванадий қорының (V₂O₅) ____ жылғы есептік балансы
(6-1-нысан)

Қорлар мың. тонна м³, геологиялық
алынатын

Р/с №	Облыс, жер қойнауын пайдаланушы, игерілу дәрежесі, кен орны, мемлекеттік нөмірі мен типі, учаске, өнімді шөгінділер, кен шоғыры, коллектор (К, КТ, ТК ) кен шоғырының тереңдігі, м, кен шоғырының коды	Келісімшарттың (лицензияның) нөмірі және берілген күні	а) ашылу жылы; б) газға өндіруді енгізу жылы; в) консервациялау жылы; г) игеру басталғаннан бастап өндіру; д) МҚК бекітілген күнге өндіру	__ж. 01.01 жағдай бойынша (тасымалдағыштың) баланстық қорлары млн.м3		Құрамындағы ванадий, г/т (V2О5)
				А+В+С1	С2
1	2	3	4	5	6	7

(кестенің жалғасы)

__ж. 01.01 жағдай бойынша ванадийдің баланстық қорлары		Мыналардың нәтижесінде жылғы баланстық қорлардың өзгеруі
А+В+С1	С2	өндіру	барлау	Қайта бағалау	қорларды есептен шығару
		А+В+С1	А+В+С1	А+В+С1	А+В+С1
8	9	10	11	12	13

(кестенің жалғасы)

___ж. 01.01 жағдай бойынша қорлар					МҚК бекіткен баланстық қорлар
Баланстық				Баланстан тыс	бекітілген күнге			Бекітілген жылы, хаттаманың нөмірі
А+В	С1	А+В+С1	С2		А+В	А+В+С1	С2
14	15	16	17	18	19	20	21	22

____ж. «____»____________ Кәсіпорын басшысы ____________________

Орындаушы ______________ Бас геолог _____________________________

Қазақстан Республикасы
Үкіметінің
2010 жылғы 30 желтоқсандағы
№ 1459 қаулысымен
бекітілген

Көмір қорының____жылғы есептік балансы
(7-нысан)

Қорлардың өлшем бірлігі

Р/с №	Облыс, кәсіпорын, кен орны, бассейн, учаске, алаң, шахта, қима, горизонт, қат, лицензияның (келісімшарттың) № және берілген күні	а) игерілу дәрежесі, жылы; б) кәсіпорынның, шахтаның, қиманың жылдық жобалау және өндірістік қуаты; в) қорлардың тереңдігін есептеу; г) игерудің ең көп (нақты) тереңдігі, м; д) горизонттық қаттық астасу тереңдігі, м; е) пайдалы қатқабат қалыңдығы; ж) аршу коэффициенті, м; з) торфтардың қалыңдығы мен көлемі, м	а) пайдалы қазбаның типі, сорты, маркасы, технологиялық тобы; б) пайдалы компоненттермен зиянды қоспалардың орташа құрамы (пайдалы қазбаның шығымы); в) ылғалдылығы, %; г) жанудың үлестік жылылығы, МДж/кг; д) шайырдың шығымы	А В А+В А+В+С1 С2 қорларының санаттары баланстан тыс
1	2	3	4	5

(кестенің жалғасы)

___ж. 01.01 жағдай бойынша қорлар		Мыналардың нәтижесінде____жылғы баланстық қорлардың өзгеруі
баланстық	Баланстан тыс	өндіру	барлау	Қайта бағалау	Қорларды есептен шығару	Техникалық шекаралардың өзгеруі және басқа да себептер
6	7	8	9	10	11	12

(кестенің жалғасы)

___ж. 01.01 жағдай бойынша қорлардың жай-күйі		МҚК немесе АҚК бекіткен баланстық қорлар	1) өндіру кезіндегі жобалық ысырап %; 2) құнарсыздану, %; 3) көмір мен жанатын тақтастардың өнеркәсіптік қорлары, А+В+С1: а) барлық шахтаның (қиманың); б) жұмыс істеп тұрған горизонттардың	Кәсіпорынның А+В+С1 санатының теңгерімдік қорлармен жылдарға қамтамасыз етілуі: а) барлық қорлармен; б) көмір мен жанатын тақтатастар бойынша жобалық контурларда А+В+С1 өнеркәсіптік қорлармен; в) барлық шахтаның (қиманың); г) жұмыс істеп тұрған горизонттардың
Баланстық	Баланстан тыс	а) барлығы; б) бекітілген жылы; хаттаманың нөмірі; в) күрделілік тобы

____ж. «____»____________ Кәсіпорын басшысы ____________________

Орындаушы ______________ Бас геолог _____________________________

Қазақстан Республикасы
Үкіметінің
2010 жылғы 30 желтоқсандағы
№ 1459 қаулысымен
бекітілген

Қатты пайдалы қазбалар қорларының ____жылғы есептік балансы
(8-нысан)

Қорлардың өлшем бірлігі______

Р/с №	Облысы, кәсіпорын, кен орны, учаске, орналасқан жері, келісімшарттың (лицензияның) № және берілген күні	а) игерілу дәрежесі, жылы; б) кәсіпорынның, жылдық жобалық қуаты; в) қорларды есептеу тереңдігі; г) игерудің ең көп тереңдігі, (нақты) м; ж) аршу коэффициенті	а) пайдалы қазбаның типі, сорты, маркасы, технологиялық тобы; б) пайдалы компоненттер мен зиянды қоспалардың орташа құрамы (пайдалы қазбаның шығымы)	А В А+В А+В+С1 С2 қорларының санаттары баланстан тыс	___ж. 01.01 жағдай бойынша қорлар
					баланстық	баланстан тыс
1	2	3	4	5	6	7

(кестенің жалғасы)

Мыналардың нәтижесінде жылғы баланстық қорлардың өзгеруі
өндіру	барлаудың (+ немесе -)	қайта бағалау	расталмаған қорларды есептен шығару	техникалық шекаралардың өзгеруі және басқа да себептер
8	9	10	11	12

(кестенің жалғасы)

__ж. 01.01.-ге қорлардың жай-күйі		МҚК немесе АҚК бекіткен баланстық қорлар	1) өндіру кезіндегі жобалық ысырап, %; 2) құнарсыздану, %	Кәсіпорындардың өндіру және құнарсыздану кезінде ысыраптың жобалық қуатының есебінен А+В+С1 санатындағы баланстық қорлармен жылдарға қамтамасыз етілуі: а) барлық қорлармен; б) жобалық өңдеу сұлбаларында
баланстық	баланстан тыс	а) барлығы; б) бекітілген күні, хаттаманың нөмірі; в) күрделілік тобы
13	14	15	16	17

____ж. «____»____________ Кәсіпорын басшысы ____________________

Орындаушы ______________ Бас геолог _____________________________

Қазақстан Республикасы
Үкіметінің
2010 жылғы 30 желтоқсандағы
№ 1459 қаулысымен
бекітілген

Көмірсутек кен орындары жер қойнауының мониторингі жөніндегі есептілік
(1-нысан - ЖҚМ КС)

1-кесте. Жалпы мәліметтер

Жер қойнауын пайдаланушы	Келісімшарт. Лицензия №	Пайдалы қазба түрі. Компоненттер	Кен орнының атауы
1	2	3	4

(кестенің жалғасы)

Орналасқан жері (облыс, аудан)	Мұнай газды шет провинция, облыс	Геологиялық (таулы) бөліктің алаңы	Игерудің басталу жылы, масштаб
5	6	7	8

(кестенің жалғасы)

Игерілу дәрежесі, %	Резервуар орнының тереңдігі, м	Кен орнын өңдеу тәсілі	Ұңғыма қоры, ұңғы
9	10	11	12

2-кесте. Жер қойнауы мониторингінің бағдарламасы туралы мәліметтер

Бағдарлама атауы	Бағдарламаны әзірлеу және бекіту жылы	Бағдарламаны әзірлеуші компания	Бағдарламаға сәйкес жүргізілетін мониторинг түрі*	Бағдарламаны іске асыру мерзімі	Бағдарламаны іске асырудың басталу күні
1	2	3	4	5	6

* Көмірсутек кен орындарына жер қойнаулары мониторингі түрлері:
Геодинамикалық мониторинг (3.1; 3.1.1; 3.1.2; 3.1.3; 3.1.4-кестелер)
Кәсіпшілік-геофизикалық және гидродинамикалық мониторинг (3.2; 3.2.1; 3.2.2-кестелер)
Геохимикалық мониторинг (3.3; 3.3.1-кестелер)

3.1-кесте. Геодинамикалық мониторинг
Мониторингті ұйымдастыру және жүргізу шарттары

Р/с №	Қадағалау кезеңі	Өлшем түрлері	Қадағалау желісі
1	2	3	4
		Нивелирлеу	Профильдің № және ұзындығы, км; пункттер саны, пункт
		GPS өлшеулер	пункттер саны, пункт
		Гравиметриялық өлшеулер	пункттер саны, пункт
		Сейсмологиялық	пункттер саны, пункт

(кестенің жалғасы)

Қолданбалы аппаратура	Өлшем дәлдігі	Жұмысты орындаушы компания
5	6	7
	мм/км
	мм
	микрогалл

3.1.1-кесте. Қадағалау нәтижелері
Нивелирлеу

Жұмыс жылы	Профиль №	Қазық №	WGS-84 координаттары		Жер қыртысының тік қозғалысы, мм/жыл
			Солтүстік ендік	Шығыс бойлық
1	2	3	4	5	6

3.1.2-кесте. Қадағалау нәтижелері GPS өлшеулер

Жұмыс жылы	Профиль №	WGS-84 Координаттар
		Солтүстік ендік	Шығыс бойлық
1	2	3	4

(кестенің жалғасы)

Жер қыртысының тік қозғалысы, мм/жыл	Жер қыртысының көлденең қозғалысы, мм/жыл	Жер қыртысының көлденең қозғалысының азимуты, градустар
5	6	7

3.1.3-кесте. Қадағалау нәтижелері
Гравиметриялық өлшеулер

Жұмыс жылы	Пункт №	WGS-84 координаттары		Ауырлық күші мәнінің өзгеруі, мкГал/жыл
		Солтүстік ендік	Шығыс бойлық
1	2	3	4	5

3.1.4-кесте. Қадағалау нәтижелері
Сейсмологиялық байқаулар

Күні	Пункт №	Ошақтағы оқиғаның уақыты	WGS-84 координаттары
			Солтүстік ендік	Шығыс бойлық
1	2	3	4	5

(кестенің жалғасы)

Эпицентрдегі тереңдік, км	Магнитуда	Өлшем бірлігі
6	7	8

3.2-кесте. Кәсіпшілік-геофизикалық және гидродинамикалық мониторинг
Мониторинг ұйымдастыру және жүргізу шарттары

Р/с №	Қадағалау мерзімі	Өлшеу түрлері	Қадағалау желісі
1	2	3	4
		Қабаттық және түптік қысымдарды және температураларды өлшеулер	Кәсіпшілік ұңғымалардың саны, қадағалау ұңғымаларының саны, өнімді қатпарлар
		Сүзудің белгіленген режимдердегі өлшеулер (ИД, ҚКК, ҚКТ)
		Дебиттерді/қабылдауларды өлшеу
		Ауыз өлшемдерін бақылау
		ҰҒЗ әдістерімен (ГК, ГГК, НК, ННК, АК, шуды өлшеу, электро-магниттік өлшеулер, СИК және т.б.) өлшеулер

(кестенің жалғасы)

Қолданбалы аппаратура және әдістер	Өлшеу нақтылығы	Жұмысты орындаушы компания
5	6	7

3.2.1-кесте. Қадағалау нәтижелері
Кәсіпшілік геофизикалық мониторинг (ҰГЗ әдістері)

Күні	Ұңғыма № және типі	Ұңғыма координаттары	Қадағаланатын қатпар	Аралық
1	2	3	4	5

(кестенің жалғасы)

Өлшеу және өңдеу нәтижелері
Қысым өлшеу	Жылулықты өлшеу	Шығысты өлшеу
Қаттың қысымы	Түптік қысым	Температура	Сұйықтықтың ұңғыма діңгегіне құйылу көлемі	Сұйықтықтың азаю көлемі (қадағалау)
1	2	3	4	5

(кестенің жалғасы)

Өлшеу және өңдеу нәтижелері
Сұйықтық құрамы және құрылымы			Үлестік электр кедергісі
Тығыздық	Диэлектрлік тұрақты	Өткізу қабілеті (электр кедергісі)	Мұнайлы бөлік	Сулы бөлік	ВНК (ГНК) жағдайы
11	12	13	14	15	16

(кестенің жалғасы)

Өлшеу және өңдеу нәтижелері
Акустикалық каротаж			Каротаждың радиохимиялық әдісі
Коллектордың кеуегі	Цементтің шеген құбыр тізбектерімен ілінісуі	Цементтің тау-кен жыныстарымен ілінісуі	Ұңғыма салу барысындағы ГК деректері	Ұңғыманы пайдалану барысындағы ГК мәліметтері	Радиоактивтіліктің қалыпсыздығы
17	18	19	20	21	22

(кестенің жалғасы)

Кеуектілік	Өтімділік	Қалыңдық	Қабаттарды игеру үдерісімен қамту
			Коллектордың қанығу сипаттамасы	Қазіргі қалыңдық коэффициенті	Өнімділік коэффициенті	Мұнай берілісінің коэффициенті
23	24	25	26	27	28	29

3.2.2-кесте. Қадағалау нәтижелері
Гидродинамикалық мониторинг

Күні	Ұңғыма № және түрі	Ұңғыма коордииаттары	Қадағаланатын қатпар	Перфорация аралығы, м
1	2	3	4	5

(кестенің жалғасы)

Жинақталған олжа, т/жыл	Өлшеу және өңдеу нәтижелері
	Зерттеу түрі	Қаттың қысымы, МПа	Түптік қысым, МПа	Температура, 0С
6	7	8	9	10

(кестенің жалғасы)

Өлшеу және өңдеу нәтижелері
Дебит, тәулігіне/тонна	Өнімділік коэффициенті тәул/м3*МПа	Өтімділік, мкм2	Пьезо-өткізгіштік, м2/с	Гидро өткізгіштік мкм2*м/Мпа*с	СКИН-фактор
11	12	13	14	15	16

(кестенің жалғасы)

Өлшеу және өңдеу нәтижелері
Қаттағы ағымның типі	Қаттағы ағым модулі	Қат модулінің типі	Қаттың қабылдау коэффициенті	Сулану, %	Өлшеулер бойынша қорытындылар
17	18	19	20	21	22

3.3-кесте. Геохимикалық мониторинг
Мониторингті ұйымдастыру және жүргізу шарттары

Р/с №	Қадағалау кезеңі	Өлшеу түрі	Ұңғыма саны	Қолданбалы аппаратура	Жұмысты орындаушы компания
1	2	3	4	5	6
		Су, мұнай, газ сынамасын алу
		Лабороториялық зерттеулер

3.3.1-кесте Қадағалау нәтижелері

Күні	Ұңғыма №	Бақыланатын қатпар	Сынама aлу аралығы	Сынама №
1	2	3	4	5

(кестенің жалғасы)

Қаттағы мұнай қасиеттер
Құрамындағы газ		Көлем коэффициенті, бірл.ү.	Кему, %	Қаттық шарттағы мұнайдың тығыздығы, г/см3	200С қабаттық шарттағы газсыздандырылған мұнайдың тығыздығы, г/см3	Қаттық шарттағы мұнайдың тұтқырлығы, МПа*с	Қысылу коэффициенті* 105 1/ат	Ерігіштік коэффициенті, м3/м3 ат	Қанығу қысымы, МПа
м3/м3	м3/м3
6	7	8	9	10	11	12	13	14	15

(кестенің жалғасы)

Газсыздандырылған мұнай қасиеттері
200С кез	Кинематиялық тұтқырлық,мм2/с, 0С температурада					Құрамы, жаппай %
	20	30	40	50	60	күкірт	пафарин	ACB	Механикалық қоспа	Хлорлы тұздар мг/л	майлар
16	17	18	19	20	21	22	23	24	25	26	27

(кестенің жалғасы)

Газсыздандырылған мұнай қасиеттері
Температура, 0С			Фракциялар шығуы, 0С температураға дейінгі көлем %					Қаныққан бу қысымы, кПа	Молекулалық салмақ
қату	Жарқ етулер	Қайнау басталуы	180	200	220	260	300
28	29	30	31	32	33	34	35	36	37

(кестенің жалғасы)

Мұнай және еркін газдың компоненттік құрамы
Құрамындағы компоненттер, % мольдік										Үлес салмағы, г/л
Көмірқышқыл газы	Азот	Метан	Этан	Пропан	Изо-бутан	Н-бутан	Изо-пентан	Н-пентан	Гексан + жоғарғы
38	39	40	41	42	43	44	45	46	47	48

Қазақстан Республикасы
Үкіметінің
2010 жылғы 30 желтоқсандағы
№ 1459 қаулысымен
бекітілген

Қатты пайдалы қазбалар кен орындарының мониторингі жөніндегі есептілік
(2-нысан ЖҚМ (ҚПҚ))

1-кесте. Жалпы мәліметтер

Жер қойнауын пайдаланушы	Келісімшарт. Лицензия №	Пайдалы қазба түрі. Компоненттер	Кен орнының атауы
1	2	3	4

(кестенің жалғасы)

Орналасқан жері (облыс, аудан)	Металлогениялық аймақ, кешен	Геологиялық (таулы) бөліктің алаңы	Игерудің басталу жылы, масштаб
5	6	7	8

(кестенің жалғасы)

Игерілу дәрежесі, %	Өнімді қаттардың орналасу тереңдігі, м	Кен орнын өңдеу әдісі	Өнімділік өлшемі, м х м
9	10	11	12

2-кесте. Жер қойнауы мониторингісінің бағдарламасы туралы мәліметтер

Бағдарлама атауы	Бағдарламаны әзірлеу және бекіту жылы	Бағдарламаны әзірлеуші компания	Бағдарламаға сәйкес жүргізілетін мониторинг түрі*	Бағдарламаны іске асыру мерзімі	Бағдарламаны іске асырудың басталу күні
1	2	3	4	5	6

Тау-кен-технологиялық мониторингі (3.1; 3.1.1-кестелер)
Геодинамикалық мониторинг (3.2; 3.2.1.1; 3.2.1.2; 3.2.1.3-кестелер)
Геотехникалық және геомеханикалық мониторинг (3.3; 3.3.1.1; 3.3.1.2; 3.3.1.3; 3.1.4-кестелер)

3.1-кесте. Тау-кен-технологиялық мониторинг
Мониторингті ұйымдастыру және жүргізу шарттары

Р/с №	Қадағалау мерзімі	Өлшемдердің түрі	Қадағалау жүйесі	Қолданбалы аппаратура	Өлшемдердің дәлдігі	Жұмысты орындаушы компания
1	2	3	4	5	6	7
		Маркшейдерлік өлшемдер	Қадағаланған объектінің көлемі, қадағалау профильдерінің ұзындығы, тереңдігі т.c.с

3.1.1-кесте. Қадағалау нәтижелері

Жұмыс жылы	Объектінің (учаскенің) № және аты	Объектінің (учаскенің) WGS-84 шекті координаттары		Пайдалы қазба қорының өсуі жөніндегі деректер
		Солтүстік ендік	Шығыс бойлық
1	2	3	4	5

(кестенің жалғасы)

Алынатын пайдалы қазба		Алынатын тау жыныстарының көлемі, тыс. т	Тау-кен жұмыстарының даму барысы	Жұмыс істеудің еселілігі, м/т
саны, тыс. т	мазмұны, г/т
6	7	8	9	10

(кестенің жалғасы)

Кеңістік игеру алаңы, м2	Тау-кен қазбалары			Объектінің (учаскенің) ағымдағы күйін бағалау
	күйі	бекіткіш	Элементтердің бүлінушілік дәрежесі, %
11	12	13	14	15

3.2-кесте Геодинамикалық мониторинг
Мониторингті ұйымдастыру және жүргізу шарттары

Р/с №	Қадағалау мерзімі	Өлшемдердің түрі	Қадағалау желісі	Қолданылатын аппаратура	Өлшемдердің дәлдігі
1	2	3	4	5	6
		Нивелирлеу	Профильдің № және ұзындығы, км; пункттер саны, пункт		мм/км
		GPS өлшеулер	пункттер саны, пункт		мм
		Сейсмологиялық	пункттер саны, пункт

3.2.1.1-кесте. Қадағалау нәтижелері
Нивелирлеу

Жұмыс жылы	Профильдің №	Қазық №	WGS-84 координаттары
			Солтүстік ендік	Шығыс бойлық
1	2	3	4	5

(кестенің жалғасы)

Жер қыртысының тік қозғалысы, мм/жыл	Жер қыртысының көлденең қозғалысы, м/жыл	Жер қыртысының көлденең қозғалысының бағыты, градустар
6	7	8

3.2.1.2-кесте. Қадағалау нәтижелері
GPS өлшеулер

Жұмыс жылы	Пункттің №	WGS-84 координаттар
		Солтүстік ендік	Шығыс бойлық
1	2	3	4

(кестенің жалғасы)

Жер қыртысының тік қозғалысы, мм/жыл	Жер қыртысының көлденең қозғалысы, мм/жыл	Жер қыртысының көлденең қозғалысының азимуты, градустар
5	6	7

3.2.1.3-кесте. Қадағалау нәтижелері
Сейсмологиялық бақылау

Күні	Пункт №	Ошақтағы оқиғаның уақыты	WGS-84 координаттары
			Солтүстік ендік	Шығыс бойлық
1	2	3	4	5

(кестенің жалғасы)

Эпицентрдегі тереңдік, км	Магнитуда	Өлшем бірлігі
6	7	8

3.3-кесте. Геотехникалық және геомеханикалық мониторинг.
Мониторингті ұйымдастыру және жүргізу шарттары.

Р/с №	Қадағалау мерзімі	Өлшемдердің түрі	Қадағалау желісі
1	2	3	4
		Тау жыныстар сілемдерінде геомеханикалық процестердің дамуын аспапты бақылау	м (ұзындығы) х м (кеңдігі) х м (тереңдігі)
		Тау жыныстарының физикалық-механикалық күйін зертханалық қадағалау	м (сынама алу тереңдігі)

(кестенің жалғасы)

Қолданбалы жабдықтар	Өлшемдердің дәлдігі	Жұмысты орындаушы компания
5	6	7

3.3.1.1-кесте. Қадағалау нәтижелері
Аспапты әдістермен жыныстардың жарықшақтығын зерттеу

Жұмыс жылы	Объектінің (учаскенің) № және атауы	Объектінің (аймақтың) WGS-84 шекті координаттары		Өлшеу әдісі
		Солтүстік ендік	Шығыс бойлық
1	2	3	4	5

(кестенің жалғасы)

Жарықшақтың түрі	Жарықшақтың мөлшері, см		Жарықшақтардың жату бағытының элементтері
	ұзындығы	ені	Созылу бағыты	Құлау бұрышы, градус
6	7	8	9	10

(кестенің жалғасы)

Жарықшықтардың қарқыны, %	Қабырға беттерінің формасы	Жарықшақтар сиятын жыныстардың құрамы	Жарықшақтардың толтырғышы	Объектінің (учаскенің) жарықшақтар бойынша ағымдағы күйін бағалау
11	12	15	16	17

3.3.1.2-кесте. Қадағалау нәтижелері
Сілемдегі жыныстардың беріктік сипаттамаларын зерттеу

Жұмыс жылы	Объектінің (учаскенің) № және аты	Объектінің (учаскенің) WGS-84 шекті координаттары		Өлшеу әдісі, м
		Солтүстік ендік	Шығыс бойлық
1	2	3	4	5

(кестенің жалғасы)

Өлшемдер әдісі	Механикалық сипаттамалар
	деформацияның модулі, Мпа	Үлестік ілініс, Мпа	Ішкі үйкелістің бұрышы, градус	Жыныстарының сығылуға кедергісі, Мпа
6	7	8	9	10

(кестенің жалғасы)

	Объектінің (учаскенің) қасиеті бойынша ағымдағы күйін бағалау
Жыныстардың беріктігі (Протодьяконова)
11	12

3.3.1.3-кесте. Қадағалау нәтижелері
Гравиметриялық әдістер мен тау жыныс массивінің кернеулік күйі

Жұмыс жылы	Объектінің (учаскенің) № және аты	Объектінің (учаскенің) WGS-84 шекті координаттары		Ауырлық күші мәндерінің өзгеруі, мкГал/жыл	Объектінің (учаскенің) ағымдағы күйін ауырлық күшінің өзгеруі бойынша бағалау
		Солтүстік ендік	Шығыс бойлық
1	2	3	4	5	6

3.3.1.4-кесте. Қадағалау нәтижелері
Тау жыныстарының физико-механикалық қасиеттерін зертханалық өлшеу (үлгілерде)

Жұмыс жылы	Объектінің (учаскенің) № және аты	Сынама алу координаттары WGS-84		сынама алу тереңдігі, м
		Солтүстік ендік	Шығыс бойлық
1	2	3	4	5

(кестенің жалғасы)

Бөлшектердің тығыздығы, (үлес салмағы), г/см3	Табиғи ылғалдық, %	Фильтрлеу коэффициенті, метр/тәулік	Кеуектілік, %	Кеуектілік коэффициенті, бірл.ү.
6	7	8	9	10

(кестенің жалғасы)

Толық ылғал сақтағыш, бірл.ү.	Суға қанығу коэффициенті, бірл.ү.	Ісіну шамасы, %	Деформация модулі, МПа	Көлемді деформация модулі, МПа
11	12	13	14	15

(кестенің жалғасы)

Пуассон коэффициенті	Ішкі үйкеліс бұрышы, град.	Ілініс күші, Мпа	Жабысқақтық, гс/см2	Жыныстың атауы
16	17	18	19	20

3.4-кесте. Гидрологиялық және гидрогеологиялық мониторинг
Мониторингті ұйымдастыру және жүргізу шарттары

Р/с №	Қадағалау мерзімі	Өлшемдердің түрі	Қадағалау жүйесі	Қолданбалы аппаратура	Жұмысты орындаушы компания
1	2	3	4	5	6
		Тау-кен орындарындағы жер асты суларын қадағалау	Су пункттерінің саны және типі, қадағаланатын қатпар
		Су айдындарындағы жерүсті суларын қадағалау	Су айдынының көлемі, су айдынының жасалуы

3.4.1-кесте. Қадағалау нәтижелері

Жұмыс жылы	Объектінің (учаскенің) № және аты	Объектінің (учаскенің) WGS-84 шекті координаттары		Су пунктінің түрі
		Солтүстік ендік	Шығыс бойлық
1	2	3	4	5

(кестенің жалғасы)

Іріктеу көлемі, м3		Толтырылатын су көлемі, м3	Тоғандардан, тұндырғыштардан, сарқынды су жинақтағыштардан және басқа құрылыстардан судың ағып кету көлемі, м3	1 су шығаратын қатпар, атауы
Шахталық сулар	Сорғытпа сулар
6	7	8	9	10

(кестенің жалғасы)

Тау кен орнының сулануына қатысатын су шығаратын қатпарлардың жер асты су деңгейлерінің орналасу тереңдігі, м		Тау кен орнының сулануына қатысатындармен аралас қатпарлардың жер асты су деңгейлерінің орналасу тереңдігі, м
2 су шығаратын қатпар, атауы	3 су шығаратын қатпар, атауы	1 су шығаратын қатпар, атауы	2 су шығаратын қатпар, атауы	3 су шығаратын қатпар, атауы
11	12	13	14	15

(кестенің жалғасы)

Жерүсті су деңгейінің абсолютті белгісі, м	Жерүсті сулардың шығыны, м3/тәул.	Бұлақтардың шығыны, м3/тәул.	Су жинайтын ұңғымалардың техникалық күйі	Қадағалау ұңғымалардың техникалық күйі
16	17	18	19	20

3.4.1.1-кесте. Қадағалау нәтижелері
Жер асты, жерүсті және шахталық сулардың физикалық-химикалық қасиеттері

Жұмыс жылы	Объектінің (учаскенің) № және аты	Су пункттерінің түрі	Су сынаманы іріктеу WGS-84 координаттары
			Солтүстік кеңдігі	Шығыс ендігі
1	2	3	4	5

(кестенің жалғасы)

Температура, 0С	Тығыздығы, г/см3	Жалпы қаттылық, мэкв	Минералдау, г/л	рН
6	7	8	9	10

(кестенің жалғасы)

Құрамы, % (мгэкв)
Карбонат-ион, СО3	Гидрокарбонат, НСО3	Хлор-ион, СІ	Сульфат-ион, S04	Кальций-ион, Са
11	12	13	14	15

(кестенің жалғасы)

Құрамы, % (мгэкв)
Магний-ион, Mg	Na + K	NО3	Гумус	Темір
16	17	18	19	20

Қазақстан Республикасы
Үкіметінің
2010 жылғы 30 желтоқсандағы
№ 1459 қаулысымен
бекітілген

Жерасты сулары мониторингі жөніндегі есептілігі
(ЖҚМ) (ЖС) 3-нысан

1-кесте Жер асты суларының сутартқысы туралы

Әкімшлік облыс	Әкімшілік аудан	Кен орнының атауы	Жер қойнауын пайдаланушы, су пайдаланушы	Келісімшарттың, лицензиянын, рұқсаттың №	Сутартқы атауы	Орналасқан жері, тартылыс орталығының координаттары	Пайдаланылатын тұтқыш қабаттың геологиялық индексі	Пайдаланылу басталған жыл	Пайдаланылатын ұңғымалардың саны	Сутартқы құрылыстардың схемасы
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11

(кестенің жалғасы)

Белгіленген қажеттілік, мың м3/тәулігіне	Рұқсат берілетін төмендеу, м	Есепті жыл	Пайдаланылатын ұңғымалардың саны	Алынатын су, мың м3 /тәулігіне	Төгілетін су, мың м3 /тәулігіне	Динамикалық деңгейі, бастап дейін, м	Жалпы минералдану, бастап дейін, г/л	ШЖК жоғарылайтын химиялық құрамның компоненттері
12	13	14	15	16	17	18	19	20

2-кесте Сутартқы және қадағалау ұңғымалары бойынша жер асты суларының режимі, деңгейі және температурасы

Әкімшілік облыс	Қадағалау бекетінің атауы	Жер қойнауын пайдаланушының атауы	Қадағалау пунктінің нөмірі	Жыл	Ай (реттік нөмірі)
1	2	3	4	5	6

(кестенің жалғасы)

Жер асты суларының өлшенген деңгейлері (жерүсті жағынан метрмен өлшемінде) немесе температурасы (0С) Айлар саны
7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17

(кестенің жалғасы)

Жер асты суларының өлшенген деңгейлері (жерүсті жағынан метрмен өлшемінде) немесе температурасы (0С) Айлар саны
24	25	26	27	28	29	30	31	32	33	34	35	36	37
18	19	20	21	22	23	24	25	26	27	28	29	30	31

3-кесте Сутартқы ұңғымалары бойынша жер асты суларының сапасы

Компоненттердің атауы	Өлшем бірліктері	ШЖК мәндері	Сынама іріктелген жер
			Ұңғ.№	Ұңғ.№	Ұңғ.№	Сутартқы
			201...ж. бірінші жартыжылдық
			іріктелген күн	іріктелген күн	іріктелген күн	1-жартыжылдықта орташа
1	2	3	4	5	6	7
Иісі	баллдар	2
Дәмі	баллдар	3
Түсі	градус	20 (35)
Лайлануы	ЕМФ өлшем бірліктері	2,6 (3,5)
Сутегі көрсеткіші	рн бірліктері	6-9
Жалпы минералдану (құрғақ қалдық)	мг/л	1000 (1500)
Жалпы кермектілік	мг-экв/л	7(10)
Перманганатты тотығу	мг/л	5
Мұнай өнімдері (жалпы)	мг/л	0,1
ББЗ, анионбелсенді	мг/л	0,5
Фенол индексі	мг/л	0,25
Алюминий	мг/л	0,5
Барий	мг/л	0,1
Бериллий	мг/л	0,0002
Бор (жалпы)	мг/л	0,5
Темір (жалпы)	мг/л	0,3(1,0)
Кадмий (жалпы)	мг/л	0,001
Марганец (жалпы)	мг/л	0,1 (0,5)
Мыс (жалпы)	мг/л	1,0
Молибден (жалпы)	мг/л	0,25
Мышьяк (жалпы)	мг/л	0,05
Никель (жалпы)	мг/л	0,1
Нитраттар	мг/л	45
Сынап (жалпы)	мг/л	0,0005
Қорғасын (жалпы)	мг/л	0,03
Селен (жалпы)	мг/л	0,01
Стронций (жалпы)	мг/л	7,0
Гидрокарбонаттар	мг/л
Сульфаттар	мг/л	500
Хлоридтер	мг/л	350
Фторидтер	мг/л	1,5
Хром*6	мг/л	0,05
Цианидтер	мг/л	0,035
Цинк	мг/л	5,0
Таллий	мг/л	0,0001
Литий	мг/л	0,03
Сурьма	мг/л	0,05
Күміс	мг/л	0,05
Ванадий	мг/л	0,1
Кобальт	мг/л	0,1
Аммиак (азот бойынша)	мг/л	2,0
Хром+3	мг/л	0,5
Кремний	мг/л	10,0
Кальций	мг/л
Магний	мг/л
Натрий	мг/л	200
Нитрит-ион	мг/л	3,0
Фенол	мг/л	0,01
У-ГХЦГ (линдан)	мг/л	0,002
ДДТ (изомерлер сомасы)	мг/л	0,002
2,4-Д	мг/л	0,03
Жалпы белсенділік	Бк/л	0,1
Жалпы белсенділік	Бк/л	1,0

(кестенің жалғасы)

Сынама алынған жер
Ұңғ. №	Ұңғ. №	Ұңғ. №	Сутартқы	Сутартқы
201... ж. екінші жартысы				201... ж.
іріктелген күн	іріктелген күн	іріктелген күн	2-жартыжылдықта орташа	бір жылда орташа
8	9	10	11	12

Об утверждении специальных форм геологической отчетности, представляемой недропользователями о состоянии недр, базирующейся на материалах первичного учета

Постановление Правительства Республики Казахстан от 30 декабря 2010 года № 1459. Утратило силу постановлением Правительства Республики Казахстан от 21 июля 2015 года № 552

Сноска. Утратило силу постановлением Правительства РК от 21.07.2015 № 552 (вводится в действие со дня его первого официального опубликования).

В соответствии с пунктом 3 статьи 119 Закона Республики Казахстан от 24 июня 2010 года «О недрах и недропользовании» Правительство Республики Казахстан ПОСТАНОВЛЯЕТ:
1. Утвердить прилагаемые формы геологической отчетности, представляемой недропользователями о состоянии недр:
отчетный баланс запасов нефти (форма 1);
отчетный баланс запасов природных горючих газов (форма 2);
отчетный баланс запасов конденсата (форма 3);
отчетный баланс запасов попутных компонентов (этан, пропан, бутаны в растворенном и свободном газе) (форма 4);
отчетный баланс запасов серы в нефтяных месторождениях (форма 5);
отчетный баланс запасов гелия (форма 6);
отчетный баланс запасов ванадия (V₂ О₅) (форма 6-1);
отчетный баланс запасов угля (форма 7);
отчетный баланс запасов твердых полезных ископаемых (форма 8);
отчетность по мониторингу недр месторождений углеводородов (форма І-МН(УВС);
отчетность по мониторингу месторождений твердых полезных ископаемых (форма 2-МН (ТПИ));
отчетность по мониторингу подземных вод (форма 3-МН (ПВ).
2. Признать утратившим силу постановление Правительства Республики Казахстан от 27 июня 2005 года № 638 «Об утверждении специальных форм геологической отчетности, представляемой недропользователями о состоянии недр, базирующейся на материалах первичного учета» (САПП Республики Казахстан, 2005 г., № 27, ст. 331).
3. Настоящее постановление вводится в действие по истечении десяти календарных дней со дня первого официального опубликования.

Премьер-Министр
Республики Казахстан К. Масимов

Утвержден
постановлением Правительства
Республики Казахстан
от 30 декабря 2010 года № 1459

Отчетный баланс запасов нефти за ____ год (форма 1)

Запасы в тыс.т. геологические
извлекаемые

№ п/п	Область, недропользо- ватель, степень освоения, месторождение, государствен- ный номер, тип месторождения, участок, продуктивные отложения; залежь, коллектор (К, КТ, ТК), глубина залегания м, код залежи	№ контракта (лицензии) и дата выдачи	Параметры пласта: а) площадь нефтеносности тыс. м2.; б) мощность общая, м.; в) мощность эффективная, м.; г) открытая пористость; д) нефте- насыщенность; е) коэффициент извлечения; ж) проницаемость MKM".з)пересчетный коэффициент	Качественные характе- ристики: а)плотность, г/см3 б) вязкость мпас; в)содержание серы %; г)содержание парафина %; д) содержание смол и асфальтенов; е) пластовая температура С0 ж) температура застывания нефти	а) год открытия; б) год разработки; в) год консервации; г) добыча с начала разработки; д) добыча на дату утверждения ГКЗ; е) степень выработки %; ж) обвод- ненность %; з) темпы отбора %
1	2	3	4	5	6

(продолжение таблицы)

Балансовые запасы на 01.01. г.		Изменения балансовых запасов__ за год в результате
А+В+С1	С2	а) добычи	разведки	переоценки передачи	списания запасов
		А+В+С1	А+В+С1	А+В+С1	А+В+С1
7	8	9	10	11	12

(продолжение таблицы)

Запасы на 01.01. ______ года							Балансовые запасы, утвержденные ГКЗ
Балансовые						заба- лансо- вые	на дату утверждения			Год утвержде- ния, номер протокола
А	В	А+В	С1	А+В+С1	С2		А+В	А+В+С1	С2
13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23

"__" ___________ __ г. Руководитель предприятия

Исполнитель _________ Главный геолог

Утвержден
постановлением Правительства
Республики Казахстан
от 30 декабря 2010 года № 1459

Отчетный баланс запасов природных
горючих газов _____ за год (форма 2)

Запасы в млн.м³ геологические
извлекаемые

№ п/п	Область, недрополь- зователь, степень освоения, месторож- дение, государс- твенный номер, тип месторож- дения, участок, продуктив- ные отложения, залежь, коллектор, (К, КТ, ТК), глубина залегания м, код залежи	№ контракта (лицен- зии) и дата выдачи	Параметры пласта: а) площадь газоно- сности тыс.м2; б)мощность общая, м; б1)мощность нефтенасы- щенной толщи эффектив- ности, м; в) коэффи- циент открытой пористости; г) газона- сыщенность min-max; д) коэффи- циент извлечения; е)пластовое давление мкм2; ж) газосо- держание, м3/т	Качественные характери- стики: а) плотность в воздухе г/см3; б) низшая теплотворная способность Кдж; в)содержание тяжелых углеводоро- дов %; г)содержание стабильного конденсата; г/м3; д)содержание сероводорода %; е)содержание азота %; ж)содержание углекислого газа %; з)пластовая температура С0	Годы: а) открытия; б) ввода в разработку; в)консервации ; г) добычи с начала разработки; д) добычи на дату утвержденных запасов ГКЗ	Вид газа: а) растворенный; б) газовая шапка; в) свободный
1	2	3	4	5	6	7

(продолжение таблицы)

Балансовые запасы на 01.01. _____ г.		изменения балансовых запасов за ________ год в результате			Год
А+В+С1	С2	а) добычи	разведки	переоценки передачи	списания запасов
		А+В+С1	А+В+С1	А+В+С1	А+В+С1
8	9	10	11	12	13

(продолжение таблицы)

Запасы на 01.01. ________ года
балансовые						Забалансовые
А	В	A+B	С1	A+B+C1	С2
14	15	16	17	18	19	20

(продолжение таблицы)

Балансовые запасы, утвержденные ГКЗ
на дату утверждения			год утверждения, номер протокола
A+B	А+В+С1	С2
21	22	23	24

«__» __________ г. Руководитель предприятия

Исполнитель ___________ Главный геолог _________

Утвержден
постановлением Правительства
Республики Казахстан
от 30 декабря 2010 года № 1459

Отчетный баланс запасов конденсата за год (форма 3)

Запасы в тыс.т. геологические
извлекаемые

№ п/п	Область, недропользо- ватель, степень освоения месторождения , госдарст- венный номер, тип, участок, продуктивные отложения, залежь, коллектор (К, Т, КТ, ТК), глубина залегания, м; код залежи	№ контракта (лицен- зии) и дата выдачи	а) год открытия; б) год ввода в разработку на газ; в) год ввода в разработку на конденсат; г) добыча с начала разработки; д) добыча на дату утвержден- ных запасов ГКЗ	Вид газоносителя а) газовая шапка; б) свободный	Балансовые запасы на 01.01.____ г. (газоносителя) млн. м3		Качественные характеристики: а) плотность г/см3; б) начальное содержание стабильного конденсата г/см3; в) текущее содержание стабильного конденсата г/см3; г) содержание серы %; д) содержание парафина %; е) коэффициент извлечения
					А+В+С1	С2
1	2	3	4	5	6	7	8

(продолжение таблицы)

Балансовые запасы конденсата на 01.01._________ г.		Изменения балансовых запасов за _____ год
		а) добычи	разведки	переоценки передачи	списания запасов
А+В+С1	С2	А+В+С1	А+В+С1	А+В+С1	А+В+С1
9	10	11	12	13	14

(продолжение таблицы)

Запасы на 01.01. _______ г.					Балансовые запасы, утвержденные ГКЗ
Балансовые				забалансовые	на дату утверждения			год утверждения, номер протокола
А+В	С1	А+В+С1	С2		А+В	А+В+С1	С2
15	16	17	18	19	20	21	22	23

«__» __________ ____ г. Руководитель предприятия

Исполнитель Главный геолог __________

Утвержден
постановлением Правительства
Республики Казахстан
от 30 декабря 2010 года № 1459

Отчетный баланс запасов попутных компонентов за ____ год
(этан, пропан, бутаны в растворенном и свободном газе)
(форма 4)

Запасы в тыс.т. геологические
извлекаемые

№ п/п	Область, недропользо- ватель, степень освоения, месторож- дение, государ- ственный номер и тип, участок, продуктивные отложения, залежь, коллектор (К, Т, КТ, ТК), глубина залегания, м, код залежи	№ контракта (лицензии) и дата выдачи	а) год открытия; б) год ввода в разработку на газ; в) год ввода в разработку на конденсат; г) добыча начала разработки; д) добыча на дату утвержденных запасов ГКЗ	Вид газаносителя а) растворенный; б) газовая шапка; в) свободный	Балансовые запасы на 01.01. ____ г. (газаноси- теля) млн. м		Содержание, % а) этана, пропана, бутанов в указанном виде газа б) азота в)сероводорода г) углекислого газа
					A+B+C1	С2
1	2	3	4	5	6	7	8

(продолжение таблицы)

Балансовые запасы конденсата на		Изменения балансовых запасов за год _____ в результате:
01.01.___ г.		а) добычи	разведки	переоценки передачи	списание запасов
А+В+С1	С2	А+В+С1	А+В+С1	А+В+С1	А+В+С1
9	10	11	12	13	14

(продолжение таблицы)

Запасы на 01.01.____ г.					Балансовые запасы, утвержденные ГКЗ
Балансовые				забалансовые	на дату утверждения			год утверждения, номер протокола
А+В	С1	А+В+С1	С2		А+В	А+В+С1	С2
15	16	17	18	19	20	21	22	23

«__» ______ _____ г. Руководитель предприятия

Исполнитель _________ Главный геолог __________

Утвержден
постановлением Правительства
Республики Казахстан
от 30 декабря 2010 года № 1459

Отчетный баланс запасов серы в нефтяных месторождениях
за _____ год (форма 5)

Запасы в тыс.т. геологические
извлекаемые

№ п/п	Область, недропользова- тель, степень освоения, месторождение, государственный номер и тип месторождения, участок, продуктивные отложения, залежь, коллектор (К, ТК, КТ), глубина залегания, м, код залежи	№ контракта (лицензии) и дата выдачи	а) год открытия; б) год ввода в разработку на газ; в) год консервации; г) добыча с начала разработки; д) добыча на дату утвержденных запасов ГКЗ	Вид носителя а) нефть; б) газ; б1) раство- ренный; б2) газовая шапка; 63) свободный в) конденсат	Балансовые запасы на 01.01. ___ г. (носителя)
					нефть, тыс.т газ, млн. м3 конденсат тыс.т.
					А+В+С1	С2
1	2	3	4	5	6	7

(продолжение таблицы)

Содержание, %: в нефти,% в газе, г/м3 в конденсате, %	Балансовые запасы серы на 01.01. __ г.		Изменения балансовых запасов за ___ год в результате
	А+В+С1	С2	а) добычи	разведки	переоценки передачи	списания запасов
			А+В+С1	А+В+С1	А+В+С1	А+В+С1
8	9	10	11	12	13	14

((продолжение таблицы)

Запасы на 01.01. ___ года					Балансовые запасы, утвержденные ГКЗ
Балансовые				забалан- совые	на дату утверждения носитель сера			год утверждения, номер протокола
А+В	С1	А+В+С1	С2		А+В	А+В+С1	С2
15	16	17	18	19	20	21	22	23

«___» _______ ____ г. Руководитель предприятия

Исполнитель ________ Главный геолог __________

Утвержден
постановлением Правительства
Республики Казахстан
от 30 декабря 2010 года № 1459

Отчетный баланс запасов гелия год (форма 6)

Запасы в тыс. м³ геологические
извлекаемые

№ п/п	Область, недропользова- тель, степень освоения, месторождение, государственный номер и тип, участок, продуктивные отложения, залежь, коллектор (К, ТК, КТ); глубина залегания, м, код залежи	№ лицензии (контракт а) и дата выдачи	а) год открытия; б) год ввода в разработку на газ; в) год консервации; г) добыча с начала разработки; д) добыча на дату утвержденных запасов ГКЗ	Вид носителя	Балансовые запасы на 01.01. _____ г. (носителя) млн. м3		Содержание в %: а) гелия; б) азота; в) серо- водорода; г) углекислого газа
					А+В+С1	С2
1	2	3	4	5	6	7	8

(продолжение таблицы)

Балансовые запасы гелия на 01.01. ____ г.		Изменения балансовых запасов за ____ год в результате
		добычи	разведки	переоценки передачи	списание запасов
А+В+С1	С1	А+В+С1	А+В+С1	А+В+С1	А+В+С1
9	10	11	12	13	14

(продолжение таблицы)

Запасы на 01.01. ___ года					Балансовые запасы, утвержденные ГКЗ
Балансовые				забалансо- вые	на дату утверждения			год утверждения, номер протокола
А+В	С1	А+В+С1	С2		А+В	А+В+С1	С2
15	16	17	18	19	20	21	22	23

«___» ________ ______ г. Руководитель предприятия

Исполнитель _________ Главный геолог __________

Утвержден
постановлением Правительства
Республики Казахстан
от 30 декабря 2010 года № 1459

Отчетный баланс запасов ванадия (V ₂ О ₅) за ___ год (форма 6-1)

Запасы в тоннах, геологические
извлекаемые

№ п/п	Область, регион, недропользователь, степень освоения, месторождение, государственный номер и тип, участок, продуктивные отложения, залежь, коллектор (К, ТК, КТ); глубина залегания, м, код залежи	№ контракта (лицензии) и дата выдачи	а) год открытия; б) год ввода в разработку на газ; в) год консервации; г) добыча с начала разработки; д) добыча на дату утвержденных запасов ГКЗ	Балансовые запасы на _____ г. (ископаемого носителя)		Содержание ванадия. г/т (V2O5)
				А+В+С1	С2
1	2	3	4	5	1 6	7

(продолжение таблицы)

Балансовые запасы ванадия на 01.01. ____ г.		Изменения балансовых запасов за ___ год в результате
		добычи	разведки	переоценки передачи	списание запасов
А+В+С1	С1	А+В+С1	А+В+С1	А+В+С1	А+В+С1
8	9	10	11	12	13

(продолжение таблицы)

Запасы на 01.01. ____ года					Балансовые запасы, утвержденные ГКЗ
Балансовые				забала- нсовые	на дату утверждения			год утверждения, номер протокола
А+В	С1	А+В+С1	С2		А+В	А+В+С1	С2
14	15	16	17	18	19	20	21	22

«___» _______ ______ г. Руководитель предприятия

Исполнитель __________ Главный геолог ________

Утвержден
постановлением Правительства
Республики Казахстан
от 30 декабря 2010 года № 1459

Отчетный баланс запасов угля за _______ год (форма 7)

Единица измерения запасов

№ п/п	Область, предприятие, месторождение, бассейн, участок, поле, шахта, разрез горизонт, пласт, № лицензии (контракта) и дата выдачи	а) степень освоения, год; б) годовая проектная и производ- ственная мощность предприятия, шахты, разреза; в) глубина подсчета запасов; г) максимальная глубина разработки (фактическая), м; д) глубина залегания горизонта пласта, м; е) мощность полезной толщи; ж) коэффициент вскрыши, м; з) мощность и объем торфов м.	а)Тип полезного ископаемого, сорт, марка, технологическая группа; б) среднее содержание полезных компонентов и вредных примесей (выход полезного ископаемого); в) влажность %; г) удельная теплота сгорания, МДж/кг; д) выход смолы	Категории запасов А В А+В А+В+С, С2 забалансо- вые	Запасы на 01.01.____ г.
					Балан- совые	Заба- лансо- вые
1	2	3	4	5	6	7

(продолжение таблицы)

Изменение балансовых запасов за год _____ в результате
Добычи	Разведки	Переоценки	Списания Запасов	Изменения технических границ и другие причины
8	9	10	11	12

(продолжение таблицы)

Состояние запасов на 01.01.____ г.		Балансовые запасы, утвержденные ГКЗ или ТКЗ	1) проектные потери при добычи, %; 2) разубоживание, %; 3) промышленные запасы угля и горючих сланцев, А+В+С1: а) всей шахты (разреза); б) действующих горизонтов.	Обеспеченность предприятия в годах балансовыми запасами категории А+В+С1: а) всеми запасами; б) в проектных контурах отработки по углю и горючим сланцам промышленными запасами А+В+С1 в) всей шахты, разреза; г) действующих горизонтов
Балан- совые	Забалан- совые	а) всего; б)год утверждения, номер протокола; в)группа сложности
13	14	15	16	17

«___» _________ ______ г. Руководитель предприятия

Исполнитель __________ Главный геолог _________

Утвержден
постановлением Правительства
Республики Казахстан
от 30 декабря 2010 года № 1459

Отчетный баланс запасов твердых полезных ископаемых за ____ год
(форма 8)

Единица измерения запасов

№ п/п	Область, предприятие, месторо- ждение, участок, местополо- жение, № контракта (лицензии) и дата выдачи.	а) Степень освоения, год; б) годовая проектная мощность предприятия; в) глубина подсчета запасов; г) максимальная глубина разработки (фактическая) , м; д)коэффициент вскрыши.	а) Тип полезного ископаемого, сорт, марка, технологичес- кая группа; б) среднее содержание полезных компонентов и вредных примесей (выход полезного ископаемого).	Категории запасов А В А+В A+B+C1 С2 Забалан- совые	Запасы на 1 января ____ г.
					Балан- совые	Забалан- совые
1	2	3	4	5	6	7

(продолжение таблицы)

Изменение балансовых запасов за год в результате					Состояние запасов на 1 января ___ года
добычи	разведки (+ или -)	перео- ценки	списание неподтвер- дившихся запасов	изменение техничес- ких границ и другие причины	балан- совые	заба- лансовые
8	9	10	11	12	13	14

(продолжение таблицы)

Балансовые запасы, утвержденные ГКЗ или ТКЗ		Обеспеченность предприятия в годах балансовыми запасами категории A+B+C1 из расчета проектной мощности потерь при добыче и разубоживания: а) всеми запасами; б) в проектных контурах отработки
а) всего: б)дата утверждения, № протокола; в) группа сложности	1) проектные потери при добычи, в %; 2) разубоживание, %
15	16	17

«___» _______ _____ г. Руководитель предприятия

Исполнитель _______ Главный геолог

Утвержден
постановлением Правительства
Республики Казахстан
от 30 декабря 2010 года № 1459

Отчетность по мониторингу недр месторождений углеводородов
(форма 1 - МН УВС)

Таблица 1. Общие сведения

Недропользователь	№ Контракта. Лицензии	Тип полезного ископаемого. Компоненты	Название месторождения
1	2	3	4

(продолжение таблицы)

Местонахождение (область, район)	Нефтегазоносная провинция, область	Площадь геологического (горного) отвода	Год начала разработки, масштаб
5	6	7	8

(продолжение таблицы)

Степень освоенности, %	Глубина залегания резервуара, м	Способ отработки месторождения	Фонд скважин, скв.
9	10	11	12

Таблица 2. Сведения о Программе мониторинга недр

Название Программы	Год разработки и утверж- дения Программы	Компания- разработчик Программы	Виды монито- ринга, проводимого в соответ- ствии с Программой*	Срок реали- зации Програм- мы, лет	Дата начала реали- зации Программы
1	2	3	4	5	6

* Виды мониторинга недр на месторождениях углеводородов:
Геодинамический мониторинг (таблицы 3.1; 3.1.1; 3.1.2; 3.1.3; 3.1.4)
Промыслово-геофизический и гидродинамический мониторинг (таблица 3.2;
3.2.1; 3.2.2)
Геохимический мониторинг (таблица 3.3; 3.1)

Таблица 3.1 Геодинамический мониторинг
Условия организации и проведения мониторинга

№ п/п	Период наблю- дений	Вид измерений	Наблю- дательная сеть	Применя- емая аппаратура	Точность измерений	Компания исполни- тель работ
1	2	3	4	5	6	7
		Нивелиро- вание	№ и длина профиля, км; количество пунктов, пункт		мм/км
		GPS измерения	количество пунктов, пункт		мм
		Гравиме- трические измерения	количество пунктов, пункт		микрогалл
		Сейсмологи- ческие	количество пунктов, пункт

Таблица 3.1.1 Результаты наблюдений
Нивелирование

Год работ	№ профиля	№ репера	Координаты WGS-84		Вертикальные движения земной коры, мм/год
			северная широта	восточ- ная долгота
1	2	3	4	5	6

Таблица 3.1.2 Результаты наблюдений
GPS измерения

Год работ	№ пункта	Координаты WGS-84
		северная широта	восточная долгота
1	2	3	4

(продолжение таблицы)

Вертикальные движения земной коры, мм/год	Горизонтальные движения земной коры, мм/год	Азимут горизонтальных движений земной коры, градусы
5	6	7

Таблица 3.1.3 Результаты наблюдений
Гравиметрические измерения

Год работ	№ пункта	Координаты WGS-84		Изменения значений силы тяжести, мкГал/год
		северная широта	восточная долгота
1	2	3	4	5

Таблица 3.1.4 Результаты наблюдений
Сейсмологические наблюдения

Дата	№ пункта	Время события в очаге	Координаты WGS-84
			северная широта	восточная долгота
1	2	3	4	5

(продолжение таблицы)

Глубина в эпицентре, км	Магнитуда	Единица измерения
6	7	8

Таблица 3.2 Промыслово-геофизический и гидродинамический мониторинг
Условия организации и проведения мониторинга

№ п/п	Период наблюдений	Вид измерений	Наблюдательная сеть
1	2	3	4
		Измерения пластового и забойного давлений и температур	Количество скважин промысловых, количество скважин наблюдательных, продуктивные горизонты
		Измерения на установившихся режимах фильтрации (ИД, КВД, КПД)
		Измерение дебитов/ приемистостей
		Контроль устьевых параметров
		Измерения методами ГИС (ГК, ГГК, НК, ННК, АК, шумометрия, электромагнитометрия, резистиви-метрия, СИК и др)

(продолжение таблицы)

Применяемая аппаратура и методы	Точность измерений	Компания- исполнитель работ
5	6	7

Таблица 3.2.1 Результаты наблюдений
Промыслово-геофизический мониторинг (методы ГИС)

Дата	№ и тип скважины	Координаты скважины	Наблюдаемый Горизонт	Интервал
1	2	3	4	5

(продолжение таблицы)

Результаты измерений и обработки
Манометрия		Термометрия	Расходометрия
Пластовое давление	Забойное давление	Температура	Объем притока жидкости в ствол скважины	Объем поглащения жидкости (набл.)
6	7	8	9	10

(продолжение таблицы)

Результаты изменений и обработки
Состав и структура жидкости			Удельное электрическое сопротивление
Плот- ность	Диэлектри- ческая постоянная	Проводи- мость (электри- ческое сопроти- вление)	Нефтенос- ной части	Водонос- ной части	Положение ВНК (ГНК)
11	12	13	14	15	16

(продолжение таблицы)

Результаты измерений и обработки
Акустический каротаж			Радиохимический метод каротажа
Пори- стость коллек- тора	Сцепление цемента с обсадной колонной	Сцепление цемента с горной породой	Данные ГК в процессе строитель- ства скважины	Данные ГК в процессе эксплуа- тации скважины	Аномалия радиоак- тивности
17	18	19	20	21	22

(продолжение таблицы)

Порис- тость	Прони- цае- мость	Толщина	Охват пластов процессом разработки
			Характер насы- щения коллек- тора	Коэффи- циент действу- ющей толщины	Коэффи- циент продукти- вности	Коэффициент нефтеотдачи
23	24	25	26	27	28	29

Таблица 3.2.2 Результаты наблюдений
Гидродинамический мониторинг

Дата	№ и тип скважины	Координаты скважины	Наблюдаемый горизонт	Интервал перфорации, м
1	2	3	4	5

(продолжение таблицы)

Накопленная добыча, т/год	Результаты измерений и обработки
	Вид исследо- вания	Пластовое давление, МПа	Забойное давление, МПа	Температура, оС
6	7	8	9	10

(продолжение таблицы)

Результаты измерений и обработки
Дебит, т/сут	Коэффициент продуктив- ности м3/сут*МПа	Проница- емость мкм2	Пьезопровод-ность, м2/с	Гидропровод- ность, мкм2* м/Мпа*с
11	12	13	14	15

(продолжение таблицы)

Результаты измерений и обработки
СКИН- фактор	Тип течения в пласте	Модуль течения в пласте	Тип модели пласта	Коэффи- циент приемис- тости пласта	Обводне- нность, %	Выводы по измере- ниям
16	17	18	19	20	21	22

Таблица 3.3 Геохимический мониторинг
Условия организации и проведения мониторинга

№ п/п	Период наблюдений	Вид измерений	Количество скважин	Применяемая аппаратура	Компания- исполнитель работ
1	2	3	4	5	6
		Отбор проб воды, нефти, газа
		Лабораторные исследования

Таблица 3.3.1 Результаты наблюдений

Дата	№ скважины	Наблюдаемый горизонт	Интервал опробования	№ пробы
1	2	3	4	5

(продолжение таблицы)

Свойства пластовой нефти
Газосодержание		Объем- ный коэф- фици- ент, д.ед.	Усад- ка, %	Плот- ность нефти в пласто- вых усло- виях, г/см3	Плот- ность дегаз. нефти при 20 оС, г/ см3	Вяз- кость нефти в плас- товых усло- виях МПа*с	Коэф- фици- ент сжима- емости *105 1/ат	Коэф- фици- ент раст- вори- мости, м3/м3 ат	Давле- ние насы- щения, МПа
м3/м3	м3/м3
6	7	8	9	10	11	12	13	14	15

(продолжение таблицы)

Свойства дегазированной нефти
Плотно- сть при 20оС, г/см3	Вязкость кинематическая, мм2/с при температуре, оС					Содержание, % массовые
	20	30	40	50	60	серы	пара- фина	АСВ	меха-ни- чес- ких при- месей	хлорис- тых солей мг/л	масел
16	17	18	19	20	21	22	23	24	25	26	27

(продолжение таблицы)

Свойства дегазированной нефти
Температура, 0С			Выход фракций, % объемные до температуры, оС					Давление насыщенных паров, кПа	Молекулярный вес
Засты- вания	вс- пыш- ки	начала кипе- ния	180	200	220	260	300
28	29	30	31	32	33	34	35	36	37

(продолжение таблицы)

Компонентный состав нефтяного и свободного газа
Содержание компонентов, % мольные										Удель- ный вес, г/л
Угле- кислый газ	Азот	Метан	Этан	Пропан	Изо- бутан	Н-бутан	Изо- пентан	Н- пентан	Гексан+ высшие
38	39	40	41	42	43	44	45	46	47	48

Утвержден
постановлением Правительства
Республики Казахстан
от 30 декабря 2010 года № 1459

Отчетность по мониторингу месторождений твердых
полезных ископаемых (форма 2 - МН (ТПИ))

Таблица 1. Общие сведения

Недропользователь	№ Контракта. Лицензии	Тип полезного ископаемого. Компоненты	Название месторождения
1	2	3	4

(продолжение таблицы)

Местонахождение (область, район)	Металлогеническая зона, комплекс	Площадь геологического (горного) отвода	Год начала разработки, масштаб
5	6	7	8

(продолжение таблицы)

Степень освоенности, %	Глубина залегания продуктивных пластов, м	Способ отработки месторождения	Размеры выработок, мхм
9	10	11	12

Таблица 2. Сведения о Программе мониторинга недр

Название Программы	Год разработки и утверждения Программы	Компания- разработ- чик Программы	Виды мониторинга , проводимого в соответст- вии с Программой* *	Срок реализации Программы, лет	Дата начала реализации Программы
1	2	3	4	5	6

** Виды мониторинга недр на месторождениях твердых
полезных ископаемых:
Горно-технологический мониторинг (таблицы 3.1; 3.1.1)
Геодинамический мониторинг (таблицы 3.2; 3.2.1.1; 3.2.1.2; 3.2.1.3)
Геотехнический и геомеханический мониторинг (таблицы 3.3; 3.3.1.1;
3.3.1.2; 3.3.1.3; 3.1.4)
Геотехнический и геомеханический мониторинг (таблицы 3.3; 3.3.1.1;
3.3.1.2; 3.3.1.3; 3.1.4)

Таблица 3.1 Горно-технологический мониторинг
Условия организации и проведения мониторинга

№ п/п	Период наблюдений	Вид измерений	Наблюдатель- ная сеть	Применяемая аппаратура	Точность измерений	Компания исполнитель работ
1	2	3	4	5	6	7
		Маркшейдер- ские измерения	Размеры наблюдаемого объекта, длина профилей наблюдения, глубина и т.п.

Таблица 3.1.1 Результаты наблюдений

Год работ	№ и название объекта (участка)	Граничные координаты WGS-84 объекта (участка)		Данные по приросту запасов полезного ископаемого
		северная широта	восточная долгота
1	2	3	4	5

(продолжение таблицы)

Извлекаемое полезное ископаемое		Объем извлекаемых горных пород, тыс. т	Ход развития горных работ	Кратность подработки, м/т
количество, тыс. т	содержание, г/т
6	7	8	9	10

(продолжение таблицы)

Площадь выработки пространства, м2	Горные выработки			Оценка текущего состояния объекта (участка)
	состояние	крепление	Степень разрушенности элементов, %
11	12	13	14	15

Таблица 3.2 Геодинамический мониторинг
Условия организации и проведения мониторинга

№ п/п	Период наблюдений	Вид измерений	Наблюдательная сеть	Применяемая аппаратура	Точность измерений
1	2	3	4	5	6
		Нивелирование	№ и длина профиля, км; количество пунктов, пункт		мм/км
		GPS измерения	количество пунктов, пункт		мм
		Сейсмоло- гические	количество пунктов, пункт

Таблица 3.2.1.1 Результаты наблюдений
Нивелирование

Год работ	№ профиля	№ репера	Координаты WGS-84
			северная широта	восточная долгота
1	2	3	4	5
(продолжение таблицы)
Вертикальные движения земной коры, мм/год			Горизонтальные движения земной коры, мм/год	Азимут горизонтальных движений земной коры, градусы
6			7	8

Таблица 3.2.1.2 Результаты наблюдений
GPS измерения

Год работ	№ пункта	Координаты WGS-84
		северная широта	восточная долгота
1	2	3	4

(продолжение таблицы)

Вертикальные движения земной коры, мм/год	Горизонтальные движения земной коры, мм/год	Азимут горизонтальных движений земной коры, градусы
5	6	7

Таблица 3.2.1.3 Результаты наблюдений
Сейсмологические наблюдения

Дата	№ пункта	Время события в очаге	Координаты WGS-84
			северная широта	восточная долгота
1	2	3	4	5

(продолжение таблицы)

Глубина в эпицентре, км	Магнитуда	Единица измерения
6	7	8

Таблица 3.3 Геотехнический и геомеханический мониторинг
Условия организации и проведения мониторинга

№ п/п	Период наблюдений	Вид измерений	Наблюдательная сеть
1	2	3	4
		Инструментальные наблюдения за развитием геомеханических процессов в массиве горных пород	м (длина) х м (ширина) х м (глубина)
		Лабораторные наблюдения за физико-механическим состоянием горных пород	м (глубина отбора)

(продолжение таблицы)

Применяемая аппаратура	Точность измерений	Компания-исполнитель работ
5	6	7

Таблица 3.3.1.1 Результаты наблюдений
Изучение трещиноватости пород инструментальными методами

Год работ	№ и название объекта (участка)	Граничные координаты WGS-84 объекта (участка)		Метод измерений
		северная широта	восточная долгота
1	2	3	4	5

(продолжение таблицы)

Тип трещин	Размеры трещин, см		Элементы залегания трещин
	длина	ширина	азимут простирания	угол падения, градус
6	7	8	9	10

(продолжение таблицы)

Интенсивность трещин, %	Форма поверхностей стенок	Состав пород, вмещающих трещины	Заполнитель трещин	Оценка текущего состояния объекта (участка) по трещиноватости
11	12	15	16	17

Таблица 3.3.1.2 Результаты наблюдений
Изучение прочностных характеристик пород в массиве

Год работ	№ и название объекта (участка)	Граничные координаты WGS-84 объекта(участка)		Глубина проведения измерений, м	Метод измерений
		северная широта	восточная долгота
1	2	3	4	5	6

(продолжение таблицы)

Механические характеристики
модуль деформации, Мпа	удельное сцепление, Мпа	угол внутреннего трения, градус	сопротивление пород сжатию, Мпа	Крепость пород (Протодья- конова)	Оценка текущего состояния объекта (участка) по свойствам
7	8	9	10	11	12

Таблица 3.3.1.3 Результаты наблюдений
Напряженное состояние массива горных пород гравиметрическими методами

Год работ	№ и название объекта (участ- ка)	Граничные координа- ты WGS-84 объекта (участка)	Изменения значений силы	Изменения значений силы	Оценка текущего состояния объекта
		северная широта	восточная долгота	тяжести, мкГал/год	(участка) по изменению силы тяжести
1	2	3	4	5	6

Таблица 3.3.1.4 Результаты наблюдений
Лабораторные измерения физико-механических свойств горных пород
(на образцах)

Год работ	№ и название объекта (участка)	Координаты WGS-84 отбора образца		Глубина отбора образца, м
		северная широта	восточная долгота
1	2	3	4	5

(продолжение таблицы)

Плотность частиц, (удельный вес), г/см3	Природная влажность, %	Коэффициент фильтрации, метр/сутки	Пористость , %	Коэффициент пористости, д.ед.
6	7	8	9	10

(продолжение таблицы)

Полная влагоемкость, д.ед.	Коэффициент водонасыщения, д.ед.	Величина набухания, %	Модуль деформации, МПа	Модуль объемной деформации, МПа
11	12	13	14	15

(продолжение таблицы)

Коэффициент Пуассона	Угол внутреннего трения, град.	Силы сцепления, Мпа	Липкость, гс/см2	Наименование породы
16	17	18	19	20

Таблица 3.4 Гидрологический и гидрогеологический мониторинг
Условия организации и проведения мониторинга

№ п/п	Период наблюде- ний	Вид измерений	Наблюдательная сеть	Применяе- мая аппаратура	Компания- исполнитель работ
1	2	3	4	5	6
		Наблюдения за подземными водами в горных выработках	количество и тип водопунктов, количество наблюдаемых горизонтов
		Наблюдения за поверхностными водами в водоемах	Размер водоема, происхождение водоема

Таблица 3.4.1 Результаты наблюдений

Год работ	№ и название объекта (участка)	Граничные координаты WGS-84 объекта (участка)		Тип водопункта
		северная широта	восточная долгота
1	2	3	4	5

(продолжение таблицы)

Объем отбора, м3		Объем закачиваемых вод, м3	Объем утечки из прудов отстойников, накопителей сточных вод и др. сооружений, м3	1 водоносный горизонт, наименование
шахтных вод	дренажных вод
6	7	8	9	10

(продолжение таблицы)

Глубина залегания уровней подземных вод водоносных горизонтов, учавствующих в обводнении горных выработок, м		Глубина залегания уровней подземных вод горизонтов смежных с учавствующими в обводнении горных выработок, м
2 водоносный горизонт, наименование	3 водоносный горизонт, наименование	1 водоносный горизонт, наименование	2 водоносный горизонт, наименование	3 водоносный горизонт, наименование
11	12	13	14	15

(продолжение таблицы)

Абсолютная отметка уровней поверхностных вод, м	Расход поверхнос- тных вод, м3 /сут	Расход родников, м3/сут	Техническое состояние водозаборных скважин	Техническое состояние наблюдатель- ных скважин
16	17	18	19	20

Таблица 3.4.1.1 Результаты наблюдений
Физико-химические свойства подземных, поверхностных и шахтных вод

Год работ	№ и название объекта (участка)	Тип водопункта	Координаты WGS-84 отбора проб воды
			северная широта	восточная долгота
1	2	3	4	5

(продолжение таблицы)

Температура, оС	Плотность, г/см3	Жесткость общая, мэкв	Минерализация, г/л	рН
6	7	8	9	10

(продолжение таблицы)

Содержание, % (мгэкв)
Карбонат- ион, СО3	Гидрокарбо- нат, НСО3	Хлор- ион, Сl	Сульфат- ион, SО4	Кальций- ион, Са
11	12	13	14	15

(продолжение таблицы)

Содержание, % (мгэкв)
Магний-ион, Мg	Na+K	NO3	Гумус	Железо
16	17	18	19	20

Утвержден
постановлением Правительства
Республики Казахстан
от 30 декабря 2010 года № 1459

Отчетность по мониторингу подземных вод
(форма 3-МН (ПВ))

Таблица 1. Сведения о водозаборе подземных вод

Админи- стра- тивная область	Админи- страти- вный район	Наиме- нование место- рожде- ния	Недро- пользо- ватель, водополь- зователь	Номер конт- ракта, лицензии , разре- шения	Наиме- нование водоза- бора	Местопо- ложение, коорди- наты центра тяжести	Геологи- ческий индекс эксплу- атиру- емого водо- носного горизон- та	Год начала эксплу- атации	Коли- чество эксплу- атацион- ных скважин
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10

(продолжение таблицы)

Схема водоза- борно- го соору- жения	Заявлен- ная потреб- ность, тыс.м3 сутки	Допус- тимое пониже- ние, м	Отчетный год	Коли- чество эксплу- атиру- емых скважин	Водо- отбор тыс.м3 /сутки	Водо- отлив, тыс.м3/ сутки	Динами- ческий уровень от-до, м	общая минера- лизация от-до, г/л	Компо- ненты химичес- кого состава с превы- шением ПДК
11	12	13	14	15	16	17	18	19	20

Таблица 2. Режим, уровень и температура подземных вод по водозаборным
и наблюдательным скважинам

Администра- тивная область	Наименование наблюда- тельного поста	Наименование Недрополь- зователя	Номер наблюда- тельного пункта	Год	Месяц (порядковый номер)
1	2	3	4	5	6

(продолжение таблицы)

Замеренные уровни подземных вод (в метрах от поверхности) или температура (оС) Число месяца
7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17

(продолжение таблицы)

Замеренные уровни подземных вод (в метрах от поверхности) или температура (оС) Число месяца
24	25	26	27	28	29	30	31	32	33	34	35	36	37
18	19	20	21	22	23	24	25	26	27	28	29	30	31

Таблица 3. Качество подземных вод по водозаборным скважинам

Наименование компонентов	Единицы измерения	Значения ПДК	Место отбора пробы
			№ скв.	№ скв.	№ скв.	Водозабор
			первое полугодие 201...г
			дата отбора	дата отбора	дата отбора	среднее за 1 полугодие
1	2	3	4	5	6	7
Запах	баллы	2
Привкус	баллы	3
Цветность	градус	20(35)
Мутность	Ед-цы ЕМФ	2,6(3,5)
Водородный показатель	Ед-цы РН	6-9
Общая минерализация (сухой остаток)	мг/л	1000 (1500)
Жесткость общая	мг-экв/л	7(10)
Окисляемость перманганатная	мг/л	5
Нефтепродукты (суммарно)	мг/л	0,1
ПАВ, анионоактивные	мг/л	0,5
Фенольный индекс	мг/л	0,25
Аллюминий	мг/л	0,5
Барий	мг/л	0,1
Бериллий	мг/л	0,0002
Бор (суммарно)	мг/л	0,5
Железо (суммарно)	мг/л	0,3(1,0)
Кадмий (суммарно)	мг/л	0,001
Марганец (суммарно)	мг/л	0,1 (0,5)
Медь (суммарно)	мг/л	1,0
Молибден (суммарно)	мг/л	0,25
Мышьяк (суммарно)	мг/л	0,05
Никель (суммарно)	мг/л	0,1
Нитраты	мг/л	45
Ртуть (суммарно)	мг/л	0,0005
Свинец (суммарно)	мг/л	0,03
Селен (суммарно)	мг/л	0,01
Стронций (суммарно)	мг/л	7,0
Гидрокарбонаты	мг/л
Сульфаты	мг/л	500
Хлориды	мг/л	350
Фториды	мг/л	1,5
Хром+6	мг/л	0,05
Цианиды	мг/л	0,035
Цинк	мг/л	5,0
Таллий	мг/л	0,0001
Литий	мг/л	0,03
Сурьма	мг/л	0,05
Серебро	мг/л	0,05
Ванадий	мг/л	0,1
Кобальт	мг/л	0,1
Аммиак (по азоту)	мг/л	2,0
Хром+3	мг/л	0,5
Кремний	мг/л	10,0
Кальций	мг/л
Магний	мг/л
Натрий	мг/л	200
Нитрит-ион	мг/л	3,0
Фенол	мг/л	0,01
у-ГХЦГ(линдан)	мг/л	0,002
ДДТ (сумма изомеров)	мг/л	0,002
2,4-Д	мг/л	0,03
Общая активность	Бк/л	0,1
Общая активность	Б к/л	1,0

(продолжение таблицы)

Место отбора пробы
№ скв.	№ скв.	№ скв.	Водозабор	Водозабор
второе полугодие 201...г				за 201...г
дата отбора	дата отбора	дата отбора	среднее за 2 полугодие	среднее за год
8	9	10	11	12