Об утверждении Требований к содержанию и объему геолого-геофизических материалов по подсчету запасов нефти, газа, конденсата и попутных компонентов, представляемых на государственную экспертизу

Приказ Председателя Комитета геологии и недропользования Министерства энергетики и минеральных ресурсов Республики Казахстан от 11 мая 2007 года N 53-п. Зарегистрирован в Министерстве юстиции Республики Казахстан 1 июня 2007 года N 4693. Утратил силу приказом и.о. Председателя Комитета геологии и недропользования Министерства энергетики и минеральных ресурсов Республики Казахстан от 8 июля 2009 года № 54-п

Сноска. Утратил силу приказом и.о. Председателя Комитета геологии и недропользования Министерства энергетики и минеральных ресурсов РК от 08.07.2009 № 54-п

Во исполнение постановления Правительства Республики Казахстан от 18 октября 1996 года N 1288 "Об утверждении Правил государственной экспертизы недр Республики Казахстан" ПРИКАЗЫВАЮ :

1. Утвердить прилагаемые Требования к содержанию и объему геолого-геофизических материалов по подсчету запасов нефти, газа, конденсата и попутных компонентов, представляемых на государственную экспертизу.

2. Управлению геологического изучения и недропользования углеводородного сырья Комитета геологии и недропользования, в установленном законодательством порядке обеспечить государственную регистрацию настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан.

3. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на заместителя Председателя Комитета геологии и недропользования Кульсарина У.Ш.

4. Настоящий приказ вводится в действие по истечении десяти дней со дня его первого официального опубликования.

Председатель

Утверждены приказом
Председателя Комитета
геологии и недропользования
Министерства энергетики и
минеральных ресурсов
Республики Казахстан
от 11 мая 2007 года N 53-п

Требования к содержанию и объему геолого-геофизических материалов
по подсчету запасов нефти, газа, конденсата и попутных компонентов,
представляемых на государственную экспертизу. 1. Общие положения

1. Требования к содержанию и объему геолого-геофизических материалов по подсчету запасов нефти, газа, конденсата и попутных компонентов, представляемых на государственную экспертизу (далее - Требования), разработаны в соответствии с Правилами государственной экспертизы недр Республики Казахстан, утвержденными постановлением Правительства Республики Казахстан от 18 октября 1996 года N 1288.

2. Основные понятия, используемые в настоящих Требованиях, приняты согласно "Инструкции по классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и природного углеводородного газа", утвержденной Приказом И.о. Министра энергетики и минеральных ресурсов от 27 октября 2005 г. N 283 (зарегистрированный в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за N 3945):
запасы углеводородов - масса нефти, конденсата и попутных компонентов и объем газа в выявленных, разведываемых и разрабатываемых залежах, приведенные к стандартным (0,1 МПа и 20 ^о С) условиям;
геологические запасы - запасы и ресурсы нефти, газа и конденсата, находящиеся в недрах;
рентабельные (извлекаемые) запасы - запасы, извлечение которых экономически целесообразно при использовании современных апробированных технологий и техники с соблюдением требований по охране недр и окружающей природной среды. Эта часть геологических запасов определяется коэффициентами извлечения нефти, газа и конденсата;
нерентабельные запасы - запасы и ресурсы, извлечение которых в настоящее время экономически нецелесообразно;
коэффициенты извлечения нефти, газа и конденсата - величины, показывающие, какая часть запасов или ресурсов может быть извлечена из недр при оптимальном режиме разработки залежей до предела экономической рентабельности с применением передовых апробированных технологий и техники добычи;
подсчет запасов - определение количества полезного ископаемого в недрах;
виды подсчета запасов в зависимости от степени изученности месторождения бывают: оперативный подсчет запасов, подсчет запасов, пересчет запасов, перевод запасов из низших категорий в высшие;
подсчет запасов может быть проведен различными методами: объемным, объемно-статистическим, объемно-весовым, материального баланса, статистическим, по падению давления (при подсчете запасов газа).

2. Форма представления материалов

3. Материалы подсчета запасов недропользователь представляет в форме отчета на бумажном и электронном носителях. Материалы подсчета заверяет кадровая служба недропользователя.

4. К материалам подсчета запасов прилагают:
краткую справку в четырех экземплярах об особенностях геологического строения месторождения, проведенных геологоразведочных работах, результатах подсчета геологических и извлекаемых запасов объемом в пределах 15 страниц текста, заверенную авторами подсчета;
каталог координат скважин, который оформляют в виде отдельного тома и отправляют специальной почтой в Подразделение по защите Государственных секретов Комитета геологии и недропользования;
протокол совместного рассмотрения материалов подсчета недропользователями и авторами подсчета;
протокол (заключение) рассмотрения материалов подсчета Территориальной комиссией по запасам полезных ископаемых (ТКЗ) при Территориальном управлении геологии и недропользования.

3. Требования к содержанию материалов подсчета

5. Материалы подсчета запасов состоят из:
текста отчета, который содержит сведения о геологическом строении месторождения, результатах проведенных на нем поисковых, разведочных и эксплуатационных работ и другие материалы, обосновывающие подсчет запасов; результаты подсчета запасов, оценку подготовленности месторождения для промышленного освоения. Предложения по намечаемой или изменению осуществляемой системе разработки, а также оценку перспектив месторождения в целом. По месторождениям, запасы которых утверждались Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых (далее - ГКЗ) ранее, приводят сравнительный анализ изменений запасов и параметров подсчета;
текстовых приложений, в которых содержится распорядительная документация, документация геологоразведочных, геофизических, гидрогеологических работ и исследования скважин и другая исходная информация, необходимая для подсчета запасов, а также сведения для обоснования основных положений и выводов, изложенных в тексте отчета;
табличных приложений, которые содержат информацию по пробуренным на месторождении скважинам, определению параметров подсчета запасов, операциям и результатам подсчета запасов;
графических приложений, на которых отображают результаты геологоразведочных работ: геологическое строение месторождения, нефтегазоносность, положение контуров подсчитанных запасов, строение продуктивного резервуара и т.д.;
технико-экономического обоснования (далее - ТЭО) коэффициентов извлечения нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, которое содержит обоснование определения извлекаемых запасов нефти, газа, конденсата и попутных компонентов.

6. Материалы подсчета запасов содержат все данные, позволяющие провести проверку подсчета без личного участия авторов. Материалы подсчета запасов, выполненного с использованием компьютерных технологий, содержат сведения, позволяющие провести проверку его промежуточных и конечных результатов.

4. Требования к содержанию и оформлению текстовой части отчета

7. Объем разделов и полноту изложения отдельных положений определяет исполнитель подсчета запасов в зависимости от сложности геологического строения месторождения, а также результатов проведенных геологоразведочных, научно-исследовательских работ и разработки. В каждом разделе содержатся краткие выводы о полноте полученных данных и степени изученности вопроса.

8. При представлении материалов пересчета запасов приводится подробное изложение методики и объемов дополнительно проведенных работ, их качества, эффективности, результатах. Сведения, оставшиеся без изменения, могут быть приведены в сокращенном виде со ссылкой на предыдущий отчет. По разрабатываемым месторождениям, на которых после предыдущего представления материалов геологоразведочные работы не проводились, разделы "Геологоразведочные работы", "Качество и эффективность геологоразведочных работ" в тексте отчета не приводят.

9. Объем каждой книги текстовой части не может превышать 300 страниц. Табличный материал, включаемый в текст, имеет обобщающий характер. Вспомогательный материал, на основании которого сделаны обобщения и выводы, помещают в текстовые приложения. Иллюстрирующий материал (карты, схемы, графики, рисунки) приводят в тексте в случае, если необходимы пояснения к принципиальным положениям отчета. Основные единицы измерений, принятые при подсчете запасов, приведены в табличных формах 1-4 приложения 1 к Требованиям.

10. Текст отчета состоит из следующих разделов:
1) введение;
2) общие сведения о месторождении;
3) геологическое строение района и месторождения;
4) геологоразведочные работы, в том числе:
геологическая съемка;
гидрогеологические исследования;
исследования методами разведочной геофизики;
бурение структурно-картировочных, поисковых и разведочных
скважин;
промыслово-геофизические исследования скважин (ГИС);
объем, качество и представительность кернового материала;
методика и результаты опробования скважин;
результаты пробной и опытно-промышленной эксплуатации;
5) состав и свойства нефти, газа и конденсата, оценка промышленного значения их компонентов;
6) состав и свойства пластовых вод, оценка промышленного значения их компонентов;
7) физико-литологическая характеристика коллекторов продуктивных пластов и покрышек по результатам анализов керна;
8) методика и результаты интерпретации материалов ГИС;
9) нефтегазоносность;
10) сведения о разработке месторождения;
11) обоснование категорий запасов, подсчетных параметров и подсчет начальных запасов нефти, газа, конденсата и попутных компонентов;
12) сопоставление подсчитанных запасов с ранее утвержденными ГКЗ запасами полезных ископаемых;
13) мероприятия по рациональному и комплексному использованию недр и охране окружающей среды в процессе поисково-разведочных работ;
14) качество и эффективность геологоразведочных работ;
15) заключение;
16) список использованных материалов.

11. В разделах приводят следующие сведения:
1) в разделе "Введение":
сведения о недропользователе;
проектные документы, на основании которых ведется разработка месторождения;
время, сроки и задачи проведения геологоразведочных работ на месторождении;
даты и номера протоколов предыдущих утверждений запасов ГКЗ, а при отказе в утверждении - причины возврата материалов;
утвержденные запасы (по группам и категориям), обоснование причин подсчета (пересчета);
сведения о выполнении рекомендаций, данных при предыдущем рассмотрении материалов ГКЗ;
2) в разделе "Общие сведения о месторождении":
географическое и административное положение месторождения. Ближайшие населенные пункты и расстояния до них. Транспортные условия, расстояния от месторождения до крупного ближайшего населенного пункта и предполагаемых потребителей, железнодорожной станции или пристани (порта), газо- или нефтепровода, ближайшего разрабатываемого нефтяного или газового месторождения, энергоснабжение и сейсмичность района;
природно-климатические условия района и месторождения: среднемесячные, среднегодовые и экстремальные значения температуры, годовые и кратковременные максимальные объемы осадков, преобладающее направление ветров и их сила, распределение и толщина снегового покрова, глубина сезонного промерзания почвы; рельеф, гидрографическая сеть, заболоченность местности, характеристика имеющихся вблизи месторождения или на его площади поверхностных водотоков, водоемов и возможность их использования для питьевого и технического водоснабжения будущего предприятия по добыче нефти и газа;
история открытия и разведки месторождения, первооткрыватели месторождения, краткие сведения о ранее проведенных работах и исследованиях, их методике, объемах, качестве и эффективности. Для разрабатываемых месторождений - год ввода в разработку, разрабатываемые пласты (залежи);
раздел иллюстрируется обзорной картой.
3) в разделе "Геологическое строение района и месторождения":
краткие сведения о геологическом строении района. Положение месторождения в общей геологической структуре района. Принятая стратиграфическая схема. Краткое описание комплекса отложений, слагающих разрез месторождения, с указанием возраста, пространственного распространения стратиграфических единиц, их толщины и выдержанности;
приуроченность месторождения к тектоническим элементам первого и второго порядков. Основные сведения о тектонике месторождения: типы, форма, размеры, направления осей складок, изменение углов падения пород на крыльях, структурные и возрастные взаимоотношения отложений; разрывные нарушения - элементы залегания, характер и амплитуда смещения. Закономерности проявления мелкоамплитудной нарушенности. Влияние нарушений на морфологию и условия залегания нефтегазоносных пластов;
подтверждаемость структурных построений результатами исследований методами разведочной геофизики, структурного бурения, материалами, полученными в процессе разведки, а для разрабатываемых месторождений - и в процессе разработки;
сопоставление геологической модели месторождения при предыдущем подсчете с представляемой моделью, анализ выявленных расхождений - для разрабатываемых месторождений, запасы которых утверждались ранее;
краткая геологическая характеристика для разрабатываемых месторождений, представления о геологическом строении которых не претерпели изменений, со ссылкой на отчет, где эти сведения приведены более полно;
раздел иллюстрируется сводным (нормальным) геолого-геофизическим разрезом месторождения, таблицей стратиграфических границ, геологическими профилями и структурными картами по основным реперным поверхностям;
4) в разделе "Геологоразведочные работы":
сведения о проекте на проведение геологоразведочных работ. Обоснование системы разведки месторождения: количества этажей и порядка их разбуривания, числа и способов размещения скважин на разных этажах, расстояния между скважинами;
геологическая съемка, методы и результаты геологической съемки;
объем, содержание и методика гидрогеологических исследований и наблюдений;
исследования методами разведочной геофизики. Объем и результаты исследований, комплекс применяемых методов и методика их проведения, результаты интерпретации полученных данных;
целевое назначение пробуренных скважин, их конструкция, технология бурения, глубина и техническое состояние. Состояние фонда пробуренных скважин на дату подсчета запасов, число ликвидированных скважин и причины их ликвидации, использование законтурных скважин, при повторном подсчете запасов - сведения о состоянии фонда всех пробуренных скважин на дату подсчета, анализ соответствия ранее принятой методики геологоразведочных работ и системы размещения разведочных скважин геологическому строению месторождения;
сведения о выносе керна по скважинам по всему разрезу и отдельно по продуктивным пластам; освещенность керном нефтегазонасыщенных интервалов;
раздел сопровождают структурными картами, послужившими основой для проведения поисковых и разведочных работ на изучаемом объекте, картой фонда пробуренных скважин, таблицами технического состояния скважин и освещенности разрезов скважин отобранным керном;
объем проведенных ГИС. Комплекс применявшихся методов и его обоснование, число скважин, исследованных различными методами, перечень методов исследований, выполненных по каждому продуктивному пласту, их эффективность. Техника проведенных работ (типы и размеры зондов, масштабы и скорость регистрации диаграмм геофизических параметров), их качество и результаты. Степень использования новейших геофизических методов и аппаратуры. Физические свойства промывочной жидкости и др;
изменение комплекса ГИС для разрабатываемых месторождений в течение длительного времени эксплутационного разбуривания, изменения условий проведения ГИС, изменение характеристик глинистого раствора и т.д;
раздел сопровождают таблицы объемов ГИС по скважинам с указанием качества полученных материалов;
методика и результаты опробования скважин в процессе бурения пластоиспытателями на трубах и на кабеле;
методика и результаты опробования обсаженных скважин, условия вскрытия пластов, условия вызова притоков, сведения об интенсификации притоков, продолжительность замеров притоков нефти и газа, производительность скважин, устойчивость дебитов при разных режимах, условия очистки забоя, пластовые и забойные давления, депрессии, газосодержание, содержание конденсата и т.д.;
раздел сопровождают таблицы объемов и результатов опробования по скважинам и объектам и таблицы сравнения результатов опробования в процессе бурения с результатами опробования в обсаженной скважине;
водоносные интервалы, опробованные в открытом стволе пластоиспытателем, в колонне и выделенные по материалам ГИС. Количество водоносных объектов, отобранных по ним проб воды и растворенного в ней газа;
результаты пробной и опытно-промышленной эксплуатации: количество скважин; время работы каждой скважины; количество добытой нефти, газа, конденсата и воды по каждой залежи; изменение депрессий, дебитов нефти, газа, конденсата и воды; изменение пластовых давлений, результаты обработки призабойных зон с целью интенсификации притока; другие дополнительные сведения;
опытно-промышленные работы в процессе разведки и разработки месторождения: цель, технология проведения, сроки и результаты работ;
раздел сопровождают соответствующие графики, схемы и таблицы;
5) в разделе "Состав и свойства нефти, газа и конденсата, оценка промышленного значения их компонентов":
количество и качество отобранных на поверхности и в пластовых условиях проб по продуктивным пластам. Методика и условия отбора глубинных проб - глубина отбора, пластовое давление, пластовая температура. Методы исследования. Наименование организации, проводившей исследования. Анализ полноты изученности состава нефти и газа по каждому пласту (залежи), площади и разрезу;
физико-химические характеристики нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях: плотность, вязкость, газосодержание, объемный коэффициент, коэффициент сжимаемости, состав, включая серу, металлы, гелий и другие компоненты. Изменчивость отдельных показателей состава и свойств по площади залежи и разрезу и их средние величины по каждой залежи;
товарная характеристика нефти, конденсата и газа. Вывод об отнесении нефти, газа и конденсата к соответствующим группам государственных стандартов;
6) в разделе "Состав и свойства пластовых вод, оценка промышленного значения их компонентов":
физические свойства и химический состав подземных вод (результаты специальных исследований, включающих определение содержания растворенных газов и коэффициента сжимаемости), минерализация, жесткость, агрессивность по отношению к цементу и металлу. Содержание в подземных водах йода, бора, брома и других полезных компонентов, оценка возможности их промышленного извлечения и определение необходимости постановки в дальнейшем специальных геологоразведочных работ;
характеристика водоносных горизонтов: глубина их залегания, фильтрационные и емкостные свойства водовмещающих пород, дебиты скважин и соответствующие им депрессии или уровни. Оценка полноты и качества проведенных работ;
заключение о возможности использования подземных вод в теплоэнергетических, бальнеологических и мелиоративных целях, для питьевого и технического водоснабжения;
для разрабатываемых месторождений приводят краткие сведения о дополнительных результатах исследований в скважинах, пробуренных после предыдущего рассмотрения материалов, при этом приводится сопоставление этих новых данных с ранее представленными. При расхождении результатов необходим анализ причин расхождения;
7) в разделе "физико-литологическая характеристика коллекторов продуктивных пластов и покрышек по результатам анализов керна":
подробная характеристика физико-литологических и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и покрышек. При повторном подсчете запасов по разрабатываемым месторождениям характеристика представляется только для новых продуктивных пластов; по ранее изученным пластам приводят краткие сведения, дополненные результатами последующих исследований. Параметры коллекторов, оставшиеся без изменений, приводят со ссылкой на соответствующий отчет;
привязка образцов керна к разрезу отложений, методика отбора и качество извлеченного керна. Методика изучения физических параметров. Общее число исследованных образцов керна (в том числе учтенных при выборе средних величин пористости и проницаемости по принципу отбраковки непредставительных образцов) и привязка их к разрезу, равномерность освещенности изученным керном разреза каждой скважины, разреза в целом и площади залежи;
обоснование нижних пределов значений открытой пористости и проницаемости по керну, определение типа коллектора;
петрофизические исследования для обеспечения интерпретации материалов ГИС и обоснования подсчетных параметров. Комплекс и методика исследований, полученные зависимости;
по каждому продуктивному пласту для пород-коллекторов: вещественный и гранулометрический состав, окатанность зерен и степень их отсортированности, тип и состав цемента, состав и распределение в пласте глинистого материала, емкостные и фильтрационные свойства пород (открытая пористость, трещиноватость, кавернозность, остаточная водонасыщенность и остаточная нефтегазонасыщенность, проницаемость абсолютная и эффективная), закономерности их изменения по площади и разрезу. Физические свойства пород-коллекторов (плотность, электропроводность, упругость, радиоактивность и др.) и основные зависимости между ними и коллекторскими свойствами, обосновывающие параметры подсчета;
характеристика литологических и петрофизических свойств пород-покрышек: вещественный состав, пористость, давление прорыва и др.;
раздел сопровождают соответствующие графики, схемы, описание керна, таблицы с результатами анализов керна;
8) в разделе "Методика и результаты интерпретации материалов геофизических исследований скважин":
методика интерпретации: принципы и критерии, положенные в основу выделения реперов, коллекторов и продуктивных пластов, определения эффективной толщины пластов, коэффициентов пористости, нефтегазонасыщенности, глинистости и проницаемости, определения положения разделов нефть-вода, нефть-газ и газ-вода, обоснование возможности использования принятого метода. В табличной форме - значения параметров по объектам подсчета (залежам, пластам) по отдельным скважинам и наиболее вероятное их среднее значение; оценка точности определения параметров. В табличной форме - сопоставление параметров продуктивных пластов, полученных геофизическими методами, с результатами лабораторных исследований керна; анализ результатов сопоставления;
обоснование величин нижних пределов параметров коллектора по данным ГИС и увязка с определениями по керну и результатами исследований скважин и т.д.;
для разрабатываемых месторождений, запасы которых ранее утверждались, необходимо сопоставление результатов геофизических исследований скважин в предыдущем и новом подсчетах, а в случае изменений подсчетных параметров - анализ причин расхождений. Анализ достоверности полученных параметров и рекомендации по ее повышению;
в случаях переинтерпретации результатов ГИС, использованных ранее для подсчета запасов - обоснование принятых изменений. Параметры, принятые по предыдущим подсчетам запасов без изменений, приводят со ссылками на отчет, где они были обоснованы;
раздел сопровождают планшеты по скважинам в масштабе глубин 1:200 с нанесением диаграмм методов ГИС, использованных для определения подсчетных параметров: эффективных толщин, положений водо-нефтяных, газо-нефтяных и газо-водяных контактов с указанием их абсолютных отметок, керновой информации о фильтрационно-емкостных свойствах пород, результатами опробования и другой необходимой информации. При необходимости представляются дополнительные графические приложения. При большом этаже продуктивности допускается представление планшетов в масштабе глубин 1:500;
материалы ГИС и результаты интерпретации с использованием иноязычной терминологии приводят с переводом каждого термина на русский язык непосредственно на графическом приложении или в пояснительной записке;
9) в разделе " Нефтегазоность":
краткая характеристика нефтегазоносности района. Положение продуктивной толщи (толщ) в разрезе месторождения. Количество продуктивных горизонтов, залежей;
сведения о структуре запасов по объектам разработки с выделением трудно извлекаемых запасов по разрабатываемым месторождениям;
геолого-промысловая модель месторождения: обоснование строения природного резервуара каждой залежи (распределение эффективных толщин по площади и разрезу, распространение типов коллекторов, зоны ухудшенных и улучшенных коллекторских свойств, коэффициенты песчанистости и расчлененности); обоснование водо-нефтяных, газо-нефтяных и газо-водяных контактов; размеры (площадь, высота) залежи, площади зон (газовой, нефтяной, нефтегазовой, водонефтяной), тип залежи;
сравнительная характеристика продуктивных горизонтов; характеристика разделов между продуктивными горизонтами; общая высота продуктивной толщи; соотношение планов залежей; закономерности изменения свойств пластовых флюидов по площади и разрезу; сравнительная характеристика добычных возможностей залежей; термобарическая характеристика продуктивного разреза;
оценка перспективных ресурсов нефти, газа и конденсата в отложениях невскрытой части разреза, проведенная по аналогии с соседними месторождениями, где эти отложения изучены, и на основе анализа условий формирования месторождений нефти и газа в пределах данной структурно-фациальной зоны;
раздел сопровождает графическая информация в виде геолого-литологических разрезов, схем обоснования контактов нефть-вода, газ-вода, газ-нефть, схемы корреляции разрезов скважин и т.д;
10) в разделе "Сведения о разработке месторождения":
при вводе в опытную эксплуатацию отдельных разведочных или опережающих эксплуатационных скважин до окончания разведки месторождения приводят следующие сведения: количество скважин, находящихся в опытной эксплуатации; время работы каждой скважины; количество добытой нефти, газа, конденсата и воды по каждой скважине и залежи; изменение депрессий и дебитов нефти и газа, пластовых давлений за время опытной эксплуатации отдельных скважин; результаты обработки призабойных зон с целью интенсификации притока; величины потерь нефти, газа, конденсата и воды в процессе опробования и исследования скважин или их аварийного фонтанирования. Для газовых залежей приводят объем отбора газа с учетом потерь, начальные и текущие пластовые давления и другие сведения, необходимые для подсчета запасов газа методом падения давления;
11) в разделе "Обоснование категорий запасов, подсчетных параметров и подсчет начальных запасов нефти, газа, конденсата и попутных компонентов:
обоснование принятого метода подсчета запасов особенностями геологического строения месторождения и степенью его изученности;
обоснование выделения категорий запасов по каждому объекту подсчета;
обоснование принимаемых величин подсчетных параметров. Оценка представительности результатов определения подсчетных параметров разными методами (по керну и геофизическим исследованиям скважин) и обоснование величин их граничных значений. При повторном подсчете запасов - сопоставление принятых подсчетных параметров с ранее утвержденными, анализ причин изменения подсчетных параметров с приведением конкретного фактического материала, обосновывающего изменение принятых величин;
обоснование принятых принципов оконтуривания залежей и подсчетных блоков: по линиям скважин, методами экстраполяции и интерполяции;
в случаях применения метода аналогии приводятся исходные данные, подтверждающие правильность выбора параметров подсчета по аналогам (месторождениям, залежам) и дается обоснование возможности переноса данных на оцениваемое месторождение (залежь);
обоснование и расчет площади нефтеносности при подсчете запасов нефти объемным методом по объектам подсчета (в соответствии с принятыми положениями водонефтяного или газонефтяного контакта; линии выклинивания или замещения коллекторов продуктивного пласта); толщина нефтенасыщенная и объем нефтенасыщенных пород; средний коэффициент открытой пористости (трещиноватости, кавернозности), средний коэффициент нефтенасыщенности, средние величины плотности нефти, пересчетного коэффициента, газосодержания нефти в пластовых условиях; коэффициент извлечения нефти. Сопоставляются средние величины пористости (трещиноватости, кавернозности) и нефтенасыщенности, определенные разными методами;
обоснование и расчет площади газоносности при подсчете запасов газа объемным методом по объектам подсчета (в соответствии с принятыми положениями газоводяных и газонефтяных контактов, линий выклинивания или замещения коллекторов продуктивных пластов); толщина эффективная и газонасыщенная и объем газонасыщенных пород; средний коэффициент пористости (трещиноватости, кавернозности), средний коэффициент газонасыщенности; начальные и текущие пластовые давления с указанием условий их замеров, средние значения давлений, поправки на температуру и отклонение от закона Бойля-Мариотта; среднее содержание конденсата в газе;
обоснование достоверности замеров исходных промысловых данных при подсчете запасов газа методом падения давления по разрабатываемым месторождениям, при этом обосновывается и рассчитывается начальное и текущее положение газоводяного контакта, начальное пластовое давление и температура, изменение во времени пластовых и устьевых давлений, газо-гидродинамическая связь залежей месторождения, степень дренируемости отдельных частей залежи;
режим работы залежи и отдельных ее частей; динамика вторжения пластовой воды; потери или перетоки газа; объемы отбора газа, конденсата и воды по скважинам и залежи;
обоснование режима работы залежи при подсчете запасов нефти и газа по разрабатываемым месторождениям методом материального баланса, характер ее разбуренности и эксплуатационная характеристика; выбор расчетного варианта, объекта и даты подсчета; сведения за период с начала разработки на каждую дату подсчета (накопленная добыча нефти, растворенного газа, свободного газа, воды, общее количество закачанных в пласт воды и газа, количество вошедшей в залежь пластовой воды); средние пластовые давления, пластовую температуру; объемный коэффициент пластовой нефти, коэффициент сжимаемости пластовой нефти, давление насыщения; начальная и текущая растворимость газа в нефти, объемный коэффициент пластовой воды, коэффициент сжимаемости пород-коллекторов; отношение объема газовой шапки к объему нефтенасыщенной части залежи (для нефтегазовых залежей);
оценка уровня разведанности и точности подсчета запасов;
подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них попутных компонентов производится раздельно для нефтяной, газовой, газонефтяной, газонефтеводяной, водонефтяной зонам для каждого объекта подсчета и месторождения в целом с обязательной оценкой перспектив всего месторождения;
запасы попутных компонентов, содержащиеся в нефти, газе и конденсате, имеющие промышленное значение, подсчитываются в границах подсчета запасов нефти и газа;
средние подсчетные значения измеряются в следующих величинах: толщина в метрах; давление в мегаПаскалях с точностью до десятых долей единицы; площадь в тысячах квадратных метров, плотность нефти, конденсата и воды в граммах на один кубический сантиметр, а газа - в килограммах на один кубический метр (с точностью до тысячных долей единицы); коэффициенты пористости и нефте-газонасыщенности в долях единицы с округлением до сотых долей; коэффициенты извлечения нефти и конденсата в долях единицы с округлением до тысячных долей;
запасы нефти, конденсата, этана, пропана, бутанов, серы и металлов подсчитываются в тысячах тонн, газа - в миллионах кубических метров; гелия и аргона - в тысячах кубических метров с округлением до целых значений;
параметры и результаты подсчета запасов представляются в табличных формах 1-14, согласно приложению 2 к Требованию;
раздел сопровождают подсчетные планы по каждому подсчетному объекту в масштабах от 1:5000 до 1:50000, обеспечивающие необходимую точность замеров площадей. Планы составляют на основе структурной карты по кровле продуктивного коллектора или же хорошо прослеживающейся поверхности ближайшего репера; на планы наносят: положения внешнего и внутреннего контуров нефте- и газоносности, границы категорий запасов, все пробуренные на дату подсчета запасов скважины с нанесением устьев скважин и точек пересечения с кровлей соответствующего объекта подсчета; результаты опробования интервалов в глубинах и абсолютных отметках; результаты пробной и опытно-промышленной эксплуатации;
по разрабатываемым месторождениям с большим количеством эксплуатационных скважин информация о результатах опробования и пробной и опытно-промышленной эксплуатации представляется на отдельных приложениях;
12) в разделе "Сопоставление подсчитанных запасов с ранее утвержденными ГКЗ запасами полезных ископаемых":
сопоставление принятых подсчетных параметров с ранее утвержденными, анализ причин изменения подсчетных параметров с приведением конкретного фактического материала, обосновывающего изменение принятых величин;
сопоставление подсчитанных запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов с запасами, ранее утвержденными ГКЗ, с указанием причин расхождений;
13) в разделе "Мероприятия по рациональному и комплексному использованию недр и охране окружающей среды в процессе поисково-разведочных работ" приводится краткое описание программы мероприятий по предотвращению аварий и иных опасных ситуаций, создающих угрозу жизни и здоровью людей и окружающей среде в процессе проведения нефтяных операций, анализ соблюдения недропользователем норм действующего законодательства в области недропользования и охраны окружающей среды. Для разрабатываемых месторождений приводится оценка влияния разработки месторождения на расположенные вблизи населенные пункты, природные объекты, подземные и поверхностные воды, даются рекомендации по охране окружающей среды от вредных отходов при применении существующих и рекомендуемых способов разработки;
14) в разделе "Качество и эффективность геологоразведочных работ":
анализ качества проведенных работ и подготовленности месторождения к следующему этапу освоения. Точность исследований методами разведочной геофизики, послуживших основанием для постановки поисково-разведочного бурения и оценка степени соответствия их результатов данным разведочного бурения; степень использования результатов исследования керна для обоснования подсчетных параметров. Отношение количества пробуренных скважин к количеству ликвидированных, оказавшихся за пределами залежей. Изученность залежей по высоте и площади опробованием, анализами керна и пластовых флюидов; запасы полезных ископаемых, приходящиеся на одну скважину и на один метр проходки;
15) в разделе "Заключение":
основные выводы о степени изученности геологического строения, количестве и качестве запасов нефти, газа и конденсата, комплексном использовании запасов месторождения, гидрогеологических, горно-технических условиях разработки месторождения. Соотношение запасов, находящихся на Государственном балансе запасов полезных ископаемых и подсчитанных в отчете;
рекомендации разработчиков по наиболее рациональному способу разработки месторождения;
оценка общих перспектив месторождения.
16) в разделе "Список использованных материалов" перечисляют все опубликованные и фондовые материалы, использованные при составлении отчета.

5. Требования к содержанию текстовых и графических приложений

12. В текстовых приложениях предусматриваются:
1) необходимая распорядительная документация, результаты рассмотрения материалов подсчета запасов научно техническом совете недропользователей, осуществлявших геологоразведочные работы или разработку, результаты рассмотрения материалов подсчета запасов Территориальной комиссией по запасам полезных ископаемых при Территориальном управлении геологии и недропользования, а также результаты дополнительных работ по специальным исследованиям (скважин, керна, пластовых флюидов), выполненным другими организациями (акты, описание методик исследований, протоколы); для разрабатываемых месторождений необходимо привести сведения о размерах добычи, потерь, списании утвержденных запасов, качестве получаемой продукции, полноте комплексного использования полезных ископаемых;
2) материалы по определению параметров, по операциям и результатам подсчета запасов.
13. Графические приложения должны содержать следующую информацию:
1) обзорную карту, на которой отображено административное положение месторождения;
2) тектоническую схему региона с указанием структурного элемента, к которому приурочено месторождение;
3) средне-нормальный геолого-геофизический разрез;
4) геологические профили;
5) структурные карты по основным отражающим поверхностям, встреченным в разрезе месторождения;
6) схемы корреляции продуктивных горизонтов;
7) схемы обоснования флюидальных контактов;
8) подсчетные планы, содержащие структурные карты по кровле и подошве подсчетного объекта, карты эффективных толщин, карты эффективных нефте- и газонасыщенных толщин, таблицы результатов опробования и подсчетные таблицы;
9) планшеты с диаграммами геофизических исследований скважин с результатами интерпретации.
При большом фонде скважин на разрабатываемых месторождениях первичные материалы (геолого-геофизические разрезы скважин и акты опробования) представляют по части скважин, равномерно расположенных на площади месторождения и характеризующих особенности геологического строения и нефтегазоносности месторождения (далее - "базовые" скважины). Обоснование выбора "базовых" скважин недропользователь представляет в ГКЗ. По результатам экспертизы представленных материалов ГКЗ соответствующим протоколом утверждает список "базовых" скважин. Оригинал протокола включается в текстовые приложения.

14. При большом объеме таблиц результатов интерпретации материалов геофизических исследований скважин допускается представлять их на бумажном носителе только по "базовым" скважинам, а таблицы по всем скважинам представлять в электронном виде.

6. Требования к содержанию и оформлению технико-экономического
обоснования коэффициентов извлечения нефти, газа и конденсата

15. Технико-экономические обоснования (ТЭО) коэффициентов извлечения нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов оформляют отдельной книгой, к которой прилагают необходимые текстовые и графические приложения.

16. ТЭО проводится по каждой залежи и в целом по месторождению.

17. При составлении ТЭО учитывается необходимость наиболее полного извлечения нефти, газа и конденсата из недр при оптимальном режиме разработки залежи до предела экономической рентабельности с применением апробированных для данных конкретных условий технологий и техники добычи c соблюдением требований рационального недропользования.

18. Расчеты коэффициентов извлечения проводят на геологических запасах для разведанных месторождений категорий С ₁ и С ₂ , а для разрабатываемых - категорий А+В+С ₁ и С ₂ .

19. ТЭО проводятся по результатам технологических и технико-экономических расчетов нескольких вариантов системы разработки.

20. В тексте ТЭО необходимо отразить следующие сведения:
краткую характеристику геологического строения месторождения и его геологические запасы;
физические параметры продуктивных пластов и характеристики их неоднородности;
физико-химические свойства флюидов в пластовых и поверхностных условиях;
анализ результатов опробования, пробной и опытно-промышленной эксплуатации, опытно-промышленных работ в случае их проведения;
обоснование расчетных геолого-физических моделей залежей;
обоснование эксплуатационных объектов;
выбор расчетных вариантов разработки;
выбор методических средств прогнозирования коэффициентов извлечения;
обоснование нормативов капитальных вложений и эксплуатационных затрат, принятых для расчета экономических показателей разработки;
технико-экономические показатели вариантов разработки и оценка коэффициентов извлечения.

21. Показатели ТЭО представляются в табличных формах 1-5, согласно Приложению 3 к Требованиям.

Приложение 1
к Требованиям к содержанию и объему
геолого-геофизических материалов по
подсчету запасов нефти, газа, конденсата
и попутных компонентов, представляемых
на государственную экспертизу

ОСНОВНЫЕ ЕДИНИЦЫ ИЗМЕРЕНИЙ, УПОТРЕБЛЯЕМЫЕ
ПРИ ПОДСЧЕТЕ ЗАПАСОВ

Таблица 1

Перевод некоторых величин в системы измерения СИ и СГС

Единица измерения	Перевод из системы СИ в систему СГС	Перевод из системы СГС в систему СИ
Плотность Давление Поверхностное натяжение Динамическая вязкость Кинематическая вязкость Проницаемость	1 кг/м 3 = 10 -3 г/см -3 1 Па = 10 дин/см 2 1 н/м = 10 3 дин/см 1 м 2 /с = 10 4 Ст	1 г/см -3 = 10 -3 кг/м 3 1 дин/см 2 = 10 -1 Па 1 дин/см = 10 3 н/м 1 Ст = 10 4 м 2 /с
	Перевод из системы СИ во внесистемную	Перевод из внесистемной в систему СИ
	1 м 2 = 10 12 Д = 10 1 мД	1 Д = 10 -12 м 2 = 1 мкм 2 1 мД = 1 10 -3 мкм 2 = фм 2

Примечание Н - ньютон Па - паскаль фм - фемтометр
П - пуаз Ст - стокс
с - секунда Д - дарси

Таблица 2

Соотношения между единицами измерения давления

Единица	в Па	В мм. рт. ст.	В атм.
1 Па	1	0,750064 10 -2	0,9869 10 5
1 кгс/м 2	9,80665	0,0735561	0,96
1 атм (техническ.)	9,80665 10 4	735,561	0,9678
1 атм (физическ.)	1,01325 10 5	760,000	1
1 мм.вод.ст.	9,80665	0,0735561	0,9678 10 -4
1 бар.	10 5	750,064	0,9869
1 мм.рт.ст. (тор)	133,322	1	1,31579 10 -3

Таблица 3

Таблица перевода английских мер в метрические

Английские меры	Метрические меры	Для перевода в метрич. меры умножить на:
Acre (акр)	га	0,4047
Barrel (баррель)	л	159
Gallon (галлон американский)	л	3,785
(галлон английский)	л	4,55
Inch (дюйм)	см	2,54
Sguare inch (кв. дюйм)	см 2	6,452
Sguare foot (кв. фут)	м 2	0,00929
Yard (ярд)	м	0,914
Sguare yard (кв. ярд)	м 2	0,8361
Cubic feet per barrel (куб.фут/баррель)	м 3 /м 3	0,1781
Cubic feet per minute (куб.фут/мин.)	м 3 /час	1,699
Mile (миля)	км	1,609
Pound (Ib) (фунт английский)	кг	0,454
Pounds per sg. inch (фунт/кв. дюйм)	атм	0,06805
Foot (фут)	м	0,3048
Sguare mile (кв. миля)	м 2	2,59

Таблица 4

Таблица перевода градусов вязкости по шкале Американского
нефтяного института (А. Р. I.) в значении удельного веса

Град. A.P.I.	Уд. вес при 60 о Фаренгейта	Град. A.P.I.	Уд. вес при 60 о Фаренгейта
10	1,0000	55	0,7587
15	0,9659	60	0,7389
20	0,9340	65	0,7201
25	0,9042	70	0,7022
30	0,8762	75	0,6852
35	0,8498	80	0,6690
40	0,8251	85	0,6536
45	0,8017	-90	0,6388
50	0,7796	95	0,6247
		100	0,6112

Приложение 2
к Требованиям к содержанию и объему
геолого-геофизических материалов по
подсчету запасов нефти, газа, конденсата
и попутных компонентов, представляемых
на государственную экспертизу

ПАРАМЕТРЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ

Таблица 1

Техническое состояние скважин

N п/п	N скв.	Ка- те- го- рия	Сроки бурения		Глубина скважины, м		Горизонт		Конст- рукция сква- жины, мм/м	Высота подъема цемен- та, м	Стои- мость факти- чески тыс. тенге	Сос- тоя- ние сква- жины
			н а ч а л о	окон- чание	п р о е к т.	ф а к т.	п р о е к т.	факт.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13

Таблица 2

Результаты опробования скважин

N скв.	Дата (нача- ло и конец ис- пыт.)	Ин- тер- вал оп- робы- ван. и ис- пыта- ния	Г о р и з о н т	Ис- кус ств. за- бой, м	Диа- метр и глу- бина спус- ка НКТ, м	Спо- соб вск- рыт. го- ри- зон- та	Спо- соб оп- ро- бов. гори- зон- та	Диа- метр шту- цера, Диа- метр шайб, мм	Фак- ти- чес. время ра- боты щтуц. час	Давление, МПа
										п л а с т о в о е	з а б о й н о е	з а т р у б н о е	т р у б н о е
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14

Продолжение таблицы 2

Деп- рес- сия, МПа	Дебит			Сред- неди- нами- чес- кий уро- вень, м	П р и р о с т, м	Ста- тис- чес- кий уро- вень, м	Коэффи- циент продук- тивн. м 3 /МПа	Газо- вый фак- тор, м 3 /т	Плас- товая темпе- ратура, о С	При- меча- ние
	газа, тыс. м 3 / сут.	нефти м 3 / сут.	воды, м 3 / сут.
15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	25

Таблица 3

Химический состав и физические свойства пластовых вод

N п/п	Интер- вал отбора проб, м	Продук- тивный горизонт	Дата отбора	Удель- ный вес, г/см 3	Соле- ность, Ве	Компонентный состав: мг/л, мг-экв/л, %-экв
						HCO 3-	SO4 2-	C1 -
1	2	3	4	5	6	7	8	9

Компонентный состав: мг/л, мг-экв/л, %-экв			Мине- рали- зация, г/л	Клас- сифи- кация по Паль- меру	Коэф. мета- мор- физа- ции	Тип по Су- ли- ну	pН	Общая жест- кость мг-экв/л	Вяз- кость, сСт
Ca 2+	Mg 2+	Na + + K +
10	11	12	13	14	15	16	17	18	19

Таблица 4

Результаты анализов керна

N п/п	N скв.	Интер- вал отбора проб, м	Опи- сание образ- цов	Гори- зонт	Уд. вес поро- ды г/см 3	Уд. вес зерен поро- ды г/см 3	Пористость доли ед.		Насыщенность, доли ед.
							Кп откр.	Кп полн	неф- тью	водой
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11

продолжение таблицы

Фракционный состав, %						Кар- бонат- ность, доли ед.	Газо- прони- цае- мость, 10- 15 м 3	Орга- низа- ция
размер зерен, мм
более 1	1,0- 0,4	0,4- 0,20	0,20- 0,1	0,1- 0,01	Менее 0,01
12	13	14	15	16	17	18	19	20

Таблица 5

Физико-химические свойства нефти

N скв.	Интер- вал пер- фора- ции, м	Полт- ность, г/см 3	Кинематическая вязкость, сСт					Температура, 0 С
			20 0 С	30 0 С	40 0 С	50 0 С	100 0 С	вспыш- ки	застыва- ния
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10

продолжение таблицы

Групповой углеводородный состав, %
пара- фин	сера	вода по ДС	метано- нафте- новые	аро- ма тич.	смолы сили- ка- гель	ас- фаль- тены	мех. при- меси
11	12	13	14	15	16	17	18

Продолжение табл. 5

Золь- ность	Кок- суе- мость	Моляр- ный вес	Фракционный состав по Энглеру, %						Дата отбора
			н.к.	100 0 С	150 0 С	200 0 С	250 0 С	300 0 С
19	20	21	22	23	24	25	26	27	28

Таблица 6

Анализы газа

N скв.	Интер- вал пер- фора- ции, м	Го- ри- зон- ты	Теплотворность		Содержание, вес. %
			низшая ккал/м 3	высшая ккал/м 3	Ме- тан	Этан	Про- пан	Изо- бутан
1	2	3	4	5	6	7	8	9

продолжение таблицы

Содержание, вес. %			Плот- ность кг/м 3	Удель- ный вес по отно- шению к воз- духу	Содержание, вес. %
Ге- лий	Угле- кис- лый газ	Азот			Кисло- род	Бу- тан	Окись угле- рода	Пен- тан	Водо- род
10	11	12	13	14	15	16	17	18	19

Таблица 7

Характеристика свободного газа

П л а с т	N скв.	Ус- ло- вия от- бо- ра проб	Ин- тер- вал опро- бова- ния	Плас- товое дав- ление	Плас- товая темпе- ратура	При- ве- ден. дав- ление на ..., МПа	При- вед. тем- ра на ..., 0 С	Коэфф. сжимае- мости, доли ед.	Поправки		Объ- емн. коэфф. доли ед.
			абс. отм., м	кри- тич. давл., МПа	крит. темп- ра, 0 С				На отк- лоне- ние от за- ко- на Бой- ля- ма- риот- та	На тем- пе- ра- ту- ру
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12

Продолжение табл. 7

Плот- ность абс., г/см 3 отно- ситель- ная, д. ед	Содержание, % мол. (г/см 3 )												П р и м е ч а н и е
	М е т а н а	Э т а н а	П р о п а н а	Б у т а н о в	Пен- тан+ +выс- шие	Се- ро- во- до- ро- да	Г е л и я	А р г о н а	Угле- кис- лого газа	А з о т а	П а р а ф и н а	Других полез- ных иско- пае- мых (ука- зать каких)
13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	25	26

Таблица 8

Характеристика стабильного конденсата

Пласт	N скв.	Интервал опробы- вания, м	Пробы		Плотность конденсата, г / см 3	Пластовое давление (Ро), МПа
			глубина отбора, м	число проб
1	2	3	4	5	6	7

продолжение таблицы

Пластовая температура (Тпл), 0С	Относи- тельная плотность для С 5 +высшие	Содержание, масс. %
		Парафина	Серы	Воды	Других полезных ископаемых (указать каких)
8	9	10	11	12	13

Продолжение табл. 8

Молеку- лярная масса для С 5 + высшие	Коэффи- циент сжимае- мости газа, доли ед.	Давление начала конден- сации в пласте (Рнк), МПа	Содер- жание конден- сата, г/м 3 стаб./ сырой	Давление макси- мальной конден- сации (Рмк), МПа	Груп- повой состав конден- сата	Приме- чание
14	15	16	17	18	19	20

Таблица 9

Сведения о разработке или пробной эксплуатации
месторождения (залежи)

Продук- тивный горизонт, N скв.	Дата исследо- вания	Диаметр штуцера, мм	Ртр, атм.	Рзатр, атм.	Рпл, атм.	Рзаб, атм.
1	2	3	4	5	6	7

продолжение таблицы

Qн, м 3 /сут.	Qг, м 3 /сут.	Qв, м 3 /сут.	% обвод- ненности	Ислед. герметич- ности, 0 С	Примечание
8	9	10	11	12	13

Таблица 10

Таблица принятых в подсчет величин пористости и насыщения

Гори- зонт	Пласт	Блок	N скв.	ГАЗ			НЕФТЬ
				Нэфф.	Кп ср. взв	Кг ср. взв	Нэфф.	Кп ср. взв	Кн ср. взв
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10

Таблица 11

Сводная таблица подсчета запасов нефти
и растворенного в нефти газа

Го- ри- зонт	Блок	Зо- на	Кате- гория	Площадь продук- тивности, тыс. м 2	Средне взве- шенная эффек- тивная толщина, м	Объем продук- тивных пород, тыс. м 3	Коэффициенты, доли ед.
							отк- рытой порис- тости	неф- тена- сыщен- ности	пере- счет- ный
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10

Продолжение табл. 11

Плот- ность нефти, г/см 3	Геоло- гичес- кие запасы нефти, т.т.	Коэффи- циент извле- чения нефти, доли ед.	Извле- каемые запасы нефти, тыс.т.	Газосо- держа- ние, м 3 /т	Геоло- гические запасы раство- ренного газа, млн.м 3	Извле- каемые запасы раство- ренного газа, млн.м 3
11	12	13	14	15	16	17

Таблица 12

Подсчет запасов газа и конденсата

Г о р и з о н т	Б л о к	З о н а	К а т е г о р и я	Пло- щадь газо- нос- нос- ти, тыс. м 2	Сред- невз- вешен- ная эффек- тивная газо- насы- щенная толщ., м	Объем газо- насы- щен- ных пород, тыс. м 3	Коэффи- циенты		Пластовое давление, МПа		Поправка за откл. отклонение от закона Бойля- Мариотта		Поп- равка за тем- пера- туру
							по- рис- то- сти	га- зо- на- сы- щен- нос- ти	на- ча- ль- ное	ко- неч- ное	на- чаль- ная	ко- неч- ная
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14

Продолжение таблицы 12

Коэффи- циент пере- вода техни- ческих атмо- сфер в физи- ческие	Нача- льные геоло- гичес- кие запасы плас- тового газа, млн. м 3	Потен- циаль- ное содер- жание стаби- льного кон- ден- сата, г/м 3	Нача- льные геоло- гичес- кие запасы конден- сата, тыс.т.	Коэффи- циент извле- чения конден- сата	Начальн. извлек. запасы конденс., тыс. т.	Начальные геоло- гическ. запасы сухого газа, млн. м 3
15	16	17	18	19	20	21

Таблица 13

Подсчет запасов парафина

Учас- ток, блок	Кате- гория	Запасы нефти, тыс. т		Содер- жание парафина, доли единиц.	Запасы парафина, тыс. т
		геологи- ческие	извле- каемые		геоло- гические	извле- каемые
1	2	3	4	5	6	7

Таблица 14

Подсчет запасов серы

Учас- ток, блок	Кате- гория	Запасы нефти, тыс. т		Содержание серы, доли единиц.	Запасы серы, тыс. т
		геоло- гичес- кие	извле- каемые		геологи- ческие	извле- каемые
1	2	3	4	5	6	7

Приложение 3
к Требованиям к содержанию и объему
геолого-геофизических материалов по
подсчету запасов нефти, газа, конденсата
и попутных компонентов, представляемых
на государственную экспертизу

ТАБЛИЦЫ К ТЭО КОЭФФИЦИЕНТОВ ИЗВЛЕЧЕНИЯ

Таблица 1

Характеристика толщины пластов

Толщина	Наименование	Зоны пласта					По пласту в целом
		неф- тяная	водо- неф- тяная	газо- вая	газо- нефтя- ная	газо- нефе- водя- ная
1	2	3	4	5	6	7	8
Общая	Среднее значение, м Коэффициент вариации, доли ед. Интервал изменения, м
Нефтена-сыщенная	Средневзве- шенное значение, м Коэффициент вариации, доли ед Интервал изменения, м
Газона- сыщенная	Средневзве- шенное значение, м Коэффициент вариации, доли ед Интервал изменения, м
Эффек- тивная	Среднее значение, м Коэффициент вариации, доли ед. Интервал изменения, м						*
Непрони- цаемых разделов	Среднее значение, м Коэффициент вариации, доли ед. Интервал изменения, м

Таблица 2

Статические показатели характеристик неоднородности
пласта (горизонта)

П л а с т	Кол- во сква- жин	Коэффициент песчанистости, доли ед.			Коэффициент расчлененности, доли ед.			Ха- рак- те- рис- тика пре- рыви- стос- ти	Другие коэф- фициен- ты
		средн. значен.	коэфф вариац	ин- терв из- мен.	сред- нее зна- чение	коэфф. вариац.	ин- терв. изме- нен.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10

Таблица 3

Характеристика коллекторских свойств и
нефтегазонасыщенности пласта

Вид иссле- дований	Наимено- вание	Параметры
		Проница- емость, мкм 2	Коэффи- циент открытой пористости, доли ед.	Коэффи- циент начальной нефтенасы- щенности, доли ед.	Коэффи- циент начальной газонасы- щенности, доли ед.
1	2	3	4	5	6
Лабора- торные (керна)	Количество скажин Количество определений Среднее значение Коэффициент вариации, доли ед. Интервал изменения
Геофизи- ческие	Количество скажин Количество определений Среднее значение Коэффициент вариации, доли ед. Интервал изменения
Гидро- динами- ческие	Количество скажин Количество определений Среднее- значение Коэффициент вариации, доли ед. Интервал изменения

Таблица 4

Основные показатели состояния
разработки на дату расчета КИН

Показатели	Пласты (эксплуатационные объекты)			По место- рождению
1	2	3	4	5
Накопленная добыча нефти, тыс. т
Добыча жидкости в пластовых условиях, тыс м 3
Обводненность продукции скважины (по массе), %
Среднесуточный дебит 1 скважины, т/сут:
по нефти
по жидкости
Темп отбора нефти от начальных запасов, %
Накопленная закачка, тыс. м 3
Компенсация отбора закачкой, %
текущая
накопленная
Средняя приемистость 1 нагнетательной скважины, м 3 /сут
Забойное давление в добывающих скважинах, МПа
Давление нагнетания, МПа

Таблица 5

Исходные геолого-физические характеристики
эксплуатационных объектов

Параметры	Объекты
1	2	3	4	5
Средняя глубина залегания, м
Тип залежи
Тип коллектора
Площадь нефтеносности, тыс. м 2
Площадь газоносности, тыс. м 2
Пористость, доли ед.
Средняя насыщенность нефтью (газом). доли ед.
Проницаемость, мкм 2
Коэффициент песчанистости, доли ед.
Коэффициент расчлененности, доли ед.
Пластовая температура. 0 С
Пластовое давление, МПа
Вязкость нефти в пластовых условиях, МПас
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м 3
Объемный коэффициент нефти, доли ед.
Содержание в нефти (газе). %
серы
парафина
Давление насыщения нефти газом, МПа
Газосодержание нефти, м 3 /т
Содержание стабильного конденсата, г/м 3
Вязкость воды в пластовых условиях, МПас
Плотность воды в пластовых условиях, т/м 3
Средняя продуктивность, 10 м 3 (сут. МПа)
Средняя приемистость, 10 м 3 (сут. МПа)
Начальные геологические запасы нефти, тыс. т (утвержденные ГКЗ РК или состоящие на Государственном балансе полезных ископаемых РК)* в том числе по категориям С 1 , С 2 .
Начальные геологические запасы нефти, тыс. т (утвержденные ГКЗ РК или состоящие на Государственном балансе полезных ископаемых РК)* в том числе по категориям С 1 , С 2 .
Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед., в том числе по запасам категорий С 1 , С 2 .
Начальные геологические запасы газа, млн. м 3 (утвержденные ГКЗ РК или состоящие на Государственном балансе полезных ископаемых РК)* в том числе по категориям С 1 , С 2 .
Начальные геологические запасы конденсата, тыс. т
Коэффициент извлечения конденсата

* - для месторождений, запасы которых утверждаются повторно

Мұнай, газ, конденсат және ілеспе компоненттер қорларын есептеуге геология-геофизикалық материалдарының көлемін және мазмұнын мемлекеттік сараптамаға ұсыну талабын бекіту туралы

Қазақстан Республикасының Энергетика және минералдық ресурстар министрлігі Геология және жер қойнауын пайдалану комитетінің 2007 жылғы 11 мамырдағы N 53-п бұйрығы. Қазақстан Республикасының Әділет министрлігінде 2007 жылғы 1 маусымдағы Нормативтік құқықтық кесімдерді мемлекеттік тіркеудің тізіліміне N 4693 болып енгізілді. Күші жойылды - Қазақстан Республикасының Энергетика және минералдық ресурстар министрлігі Геология және жер қойнауын пайдалану комитеті төрағасының м.а. 2009 жылдың 8 шілдедегі N 54-п бұйрығымен.

Күші жойылды - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрлігі Геология және жер қойнауын пайдалану комитеті төрағасының м.а. 2009.08.01 N 54-п бұйрығымен.

Қазақстан Республикасы Үкіметінің "Қазақстан Республикасы жер қойнауының мемлекеттік сараптамасы Ережесін бекіту туралы" 1996 жылғы 18 қазандағы N 1288 қаулысын орындау үшін БҰЙЫРАМЫН:
1. Қоса беріліп отырған Мұнай, газ, конденсат және ілеспе компоненттер қорларын есептеуге геология-геофизикалық материалдарының көлемін және мазмұнын мемлекеттік сараптамаға ұсыну талабы бекітілсін.
2. Геология және жер қойнауын пайдалану комитетінің көмірсутегі шикізатты геологиялық зерттеу және жер қойнауын пайдалану басқармасы белгіленген заңнамалық тәртіп бойынша Қазақстан Республикасы Әділет министрлігінде осы бұйрықтың мемлекеттік тіркелуі қамтамасыз етілсін.
3. Осы бұйрықтың орындалуын қадағалау Геология және жер қойнауын пайдалану комитеті төрағасының орынбасары - О.Ш.Құлсаринға жүктелсін.
4. Осы бұйрық ресми бірінші жарияланған күнінен бастап он күн
өткеннен кейін қолданысқа енгізіледі.

Төраға

Қазақстан Республикасы
Энергетика және минералдық
ресурстар министрлігі
Геология және жер қойнауын
пайдалану Комитеті Төрағасының
11 мамырдағы 2007 ж. N 53-п
бұйрығымен Бекітілген

Мұнай, газ, конденсат және ілеспе компоненттер
қорларын есептеуге геология-геофизикалық
материалдарының көлемін және мазмұнын мемлекеттік
сараптамаға ұсыну
Талабы 1. Жалпы ережелер

1. Мұнай, газ, конденсат және ілеспе компоненттер қорларын есептеуге геология-геофизикалық материалдарының көлемін және мазмұнын мемлекеттік сараптамға ұсыну Талабы (әрі қарай - Талап) Қазақстан Республикасы Үкіметінің қаулысымен бекітілген 1996 жылғы 18 қазандағы N 1288 Қазақстан Республикасының жер қойнауын мемлекеттік сараптау Ережелеріне сәйкес әзірленді.

2. Осы Талаптағы қолданылатын негізгі ұғымдар Қазақстан Республикасы Энергетика және минералдық ресурстар министрінің міндетін атқарушының 27 қазандағы 2005 жылғы N 283 бұйрығымен бекітілген (Нормативтік құқықтық актілерін мемлекеттік тіркеу тізілімінде N 3945 тіркелген) "Мұнай және табиғи көмірсутек газы кен орындарының қорларын, перспективалық және болжамдық ресурстарын сыныптау жөніндегі Нұсқаулыққа" келісіп алынған.
көмірсутегі қорлары - айқындалған, барланған және кені игеріліп жатқан шоғырлардағы стандарт жағдайға (0,1 МПа, 20 ⁰ С) келтірілген мұнай, конденсат және ілеспе компоненттердің массасы және газдың көлемі;
геологиялық қорлар - жер қойнауында табылатын мұнай, газ және конденсат қорлары;
тиімді (шығарып алынатын) қорлар - табиғат ортасын қоршаған және жер қойнауын қорғау талаптарын сақтаумен осы күнгі мақұлданған технология мен техниканы пайдаланғанда шығарып алуы экономикалық тұрғыдан орынды қорлар. Геологиялық қорлар бөлігі мұнай, газ және конденсатты шығарып алу коэффициенттерімен анықталады;
тиімсіздер қорлар - қазіргі уақытта экономикалық орынсыз шығарып алынған қорлар;
мұнай, газ және конденсаттың шығарып алу коэффициенттері - алдыңғы қатардағы өндіру технологиясы мен техникасын қолданып, сондай-ақ жер қойнауымен шоғырларды экономикалық тұрғыдан тиімді шегіне дейін қолайлы режимде пайдаланғанда қорлардың немесе ресурстардың қандай бөлігін жер астынан шығарып алуға болатындығын көрсететін шамалар;
қорларды есептеу - жер қойнауындағы пайдалы қазбалардың көлемін анықтау;
қорларды есептеу түрлері кен орындарды зерттеу дәрежелерінің тәуелдігінде болады: қорларды оперативтік есептеу, қорларды есептеу, қорларды қайта есептеу, қорларды төменгі категориядан жоғарғыға өткізу, қорларды есептеу әртүрлі әдістермен өтуі мүмкін: көлемді, көлемді-статистикалық, көлемді-салмақты, материалды балансты, статистикалық, қысымның түсуі бойынша (газ қорын есептеу кезінде).

2. Материалдарды табыс ету үлгісі

3. Жер қойнауын пайдаланушы есептеу материалдарын есептеу үлгісімен қағаз және электронды түрде табыс етеді. Есептеу материалдарын жер қойнауын пайдаланушының кадрлар қызметі растайды.

4. Қорларды есептеу құжаттарына ұсынылады:
кенорындардың геологиялық құрылымдарының айрықшылығы жөнінде, геологиялық - барлау жұмыстарын жүргізілгендігі, геологиялық есептеу нәтижелері және шығарылған қорлардың көлемдерімен 15 бет көлем аумағында, есептеу авторларымен куәландырылған төрт данада қысқаша анықтама;
ұңғымалардың координаттар тізімі, бөлек том түрінде ресімделеді және Геология және жер қойнауын пайдалану комитетінің Мемлекеттік құпияларды қорғау бойынша бөліміне арнайы почта арқылы жіберіледі;
есептеу авторларымен және жер қойнауын пайдаланушылармен бірігіп қаралған материалдардың хаттамасы;
геология және жер қойнауын пайдалану Аумақтық басқармадағы пайдалы қазбалар қорлары жөніндегі Аумақтық комиссиясының (АҚК) есептеу материалдарын қараудағы хаттамасы (қорытынды).

3. Есептеу материалдарының мазмұнына қойылатын талаптар.

5. Қорларды есептеу материалдары құрайды:
есеп беру мәтіні, кенорнының геологиялық құрылысы туралы мағлұмат, онда жүргізілген зерттеу, барлау және эксплуатациялық жұмыстарының нәтижесі және қорларды есептеуін негіздейтін басқа да материалдар; қорларды есептеудегі нәтижелер, кенорынды игерудегі дайындығының бағасы. Жобаланған немесе игеру жүйесінде өзгерістерді жүзеге асыру бойынша ұсыныстар, кенорындарын бағалауға дайындығын өндірісте меңгеру. Бұрын ҚЖМК бекітілген кенорындар бойынша қорлар, қорлардың өзгеруіне және бұрынғы бекітілген параметрлерді есептеу бойынша детальды сараптамалар келтірілуі керек;
мәтіндегі қосымшаларда тәртібін құрайтын құжат, гидрогеологиялық, геофизикалық, геологиялық барлау жұмыстарының құжаты және ұңғыманы зерттеу және басқа да ақпарат, қорларды есептеу үшін қажет, сонымен қатар мәтінде көрсетілген қорытындылар және негізгі жағдайлардың негізіндегі мәлімет;
қорларды есептеу нәтижелері және операциялары қорларды есептеу параметрлерінің анықтамасы, кенорындардағы бұрғыланған ұңғымалар жөніндегі ақпараттан тұратын таблицалық қосымшалар;
графикалық қосымшалар, геологиялық барлау жұмыстарының нәтижелері көрсетілген: кенорынның геологиялық құрылымы, мұнайгаздылығы, есептелген қорлардың контурлардың жағдайы, өнімдік резервуардың құрылымы және тағы да басқа;
ілеспе компоненттер және мұнай, газ, конденсат қорларының шығарылғандығы анықтайтын негізін құрайтын және олардың компонентерден тұратын, мұнай, газ, конденсаттардан алынған коэффиентерінің техника-экономикалық негізі (ТЭН).

6. Қорларды есептеу материалдары барлық мағлұматтарды құрайды, автордың қатыссыз есептеуге тексеріс жүргізуі. Қорларды есептеу материалдары, компютерлік технологияны пайдалануымен орындалған мағлұматтан тұрады, тексеріс жүргізуге және соңғы нәтижелеріне.

4. Есеп беру мәтін бөлімінің ресімдеуіне және мазмұнына қойылатын талаптар.

7. Тармақтардың көлемі және шығарманың толықтығы кенорнының геологиялық құрылысының ауырлығына, сонымен қатар геологиялық барлау, ғылыми-зерттеу және игеру бойынша жүргізілген жұмыстарының шешіміне байланысты дайындаушы өзі анықтайды. Әрбір тармақта алынған деректердің және зерттелген сұрақтың сапасының толықтығы жайлы қысқаша шешімдер келтірілуі керек.

8. Қорларды есептеу құжаттарын ұсыну кезінде толық әдістеменің мазмұны және қосымша өткізілген жұмыстардың аумағы, олардың сапасы, тиімділігі, нәтижесі келтіріледі. Өзгертусіз қалдырылған мәліметтер, алдыңғы есеп берулерде қысқарған түрде сілтеме ретінде келтіріледі. Игерілген кенорындары бойынша, алдындағы геологиялық барлау жұмыстары бойынша ұсыныстар жүргізілген жоқ, "Геологиялық барлау жұмыстары" және "Геологиялық барлау жұмыстарының тиімділігі және сапасы" бөлімдері есеп беру мәтінінен алынып тасталады.

9. Әрбір кітаптың мәтін аумағы 300 беттен аспауы керек. Мәтінге қосылған кестелі материалдарының жалпылама мінезі болуы керек. Жалпылама және шешім негізінде жасалған көмекші құжаттар мәтіннің қосымшасына орналастырылады. Суреттеуші құжаттар (карталар, схемалар, кестелер, суреттер) мәтінде міндетті түрде керек болған жағдайда ғана орналастырылады. Қорларды есептеу кезінде пайдаланылған негізгі өлшем бірліктері осы Талаптың 1-4 қосымшаларында келтірілген.

10. Есеп беру мәтіні келесі тәртіп бойынша орналастырылады:
1) кіріспе;
2) кенорындары туралы жалпы мәлімет;
3) аумақтың және кенорындарының геологиялық құрылымы;
4) геологиялық барлау жұмыстары, оның ішінде: геологиялық түсіру;
гидрогеологиялық зерттеу;
геофизикалық барлау әдісімен зерттеу;
салалы-картировкалы бұрғылау, іздестіру және барлау ұңғымалары;
ұңғыманы геофизикалық жолмен зерттеу (ҰГЗ);
көрінді материалдарды ұсыну әдісі және шешімі;
ұңғымаларды сынамалау нәтижелері және әдістемесі;
өндірістік-тәжірибелік пайдалану және сынамалау нәтижелері;
5) мұнай, газ және конденсаттың қасиеті және құрамы, олардың компоненттерінің өндірістік бағалау белгісі;
6) пласты сулар қасиеті және құрамы, компоненттерінің өндірістік баға беру белгісі;
7) керн талдауының нәтижелерінің қақпақшалары және өнімді пластар коллекторларының физикалы-литологиялық мінездемесі;
8) ҰГЗ құжаттарының интерпретациялы шешімі және әдісі;
9) кенорындарының мұнайгаздылығы;
10) кенорындарын игеру туралы мәліметтер;
11) қорлар категорияларының негізі, есептелген параметрлер және мұнай, газ, конденсат және ілеспе компоненттерінің бастапқы қорларын есептеу;
12) ҚЖМК-мен бұрын бекітілген пайдалы қазбалар қорлардың қорытынды есебін салыстыру;
13) іздеу-барлау жұмыстары процесіндегі қоршаған ортаны қорғау және жер қойнауын кешенді және тиімді пайдалану шаралары;
14) геологиялық барлау жұмыстарының тиімділігі және сапасы;
15) қорытынды;
16) қолданылған құжаттардың тізімі.

11. Бөлімдерде келесі мағлұматтар көрсетіледі:
1) "Кіріспе" бөлімінде:
жер қойнауын пайдаланушы туралы мәлімет;
кен орынды қандай жобалық құжаттар арқылы игеру жүргізіліп жатқаны;
кенорнының ашылған уақыты және геологиялық барлау жұмыстарын өткізу мерзімі. Кен орнында жүргізілген геологиялық-барлау жұмыстарының мақсаттары;
ҚЖМК-ның қорларды бұрын бекіткен хаттамаларыньң кезекті сандары және күнтізбелік уақыты, ал қорларды бекітуден бас тартқан жағдайда құжаттарды қайтару себептері;
бекітілген қорлар (категориялар бойынша), қор-есеп себептерін анықтау;
ҚЖМК-мен алдында қаралған құжаттардың берілген ұсыныстардың орындалуы туралы мағлұматтар;
2) "Кен орны туралы жалпы мәліметтер" бөлімінде:
кен орнының географиялық және әкімшілік тұрғыдан алатын орны. Ең жақын елді мекендер, оларға дейінгі қашықтық. Тасымалдық (транспорттық) жағдай, кен орнынан ең жақын ірі елді мекенге, теміржол немесе сужол аялдамаларына, мұнай немесе газ құбырына, пайдалану үстіндегі мұнай немесе газ кен орнына, энергия жабдығына және сейсмикалық ауданға дейінгі қашықтық;
кен орнының және табиғи-климатикалық ауданының жағдайы: орташа айлық, орташа жылдық және өрескел (экстремалдық) температуралар, жылдық және қысқа мерзімдік жауын-шашынның көлемі, үстемдік ететін желдердің бағыты мен қуаты, қардың қалыңдығы мен таралуы, маусымдық тоңның қалыңдығы; рельеф, гидрографиялық кесте, жергілікті жердің саздануы, кен орнына жақын немесе оның аумағындағы ағын сулар, суайдындар және мұнай және газ өндіру өнеркәсібін алдағы уақытта техникалық және ауыз суды пайдалану мүмкіндігі;
кен орнын ашу және барлау тарихы, кен орнын алғаш ашушылар, бұрын жүргізілген жұмыстар және зерттеулер, олардың тәсілдемесі, көлемі, сапасы және әсерлігі (тиімдігі) жөнінде қысқаша мәліметтер. Пайдаланудағы кен орындар бойынша - пайдалануға қосылған жылы, пайдаланылып жатқан қабаттар (шоғырлар);
3) "Кен орнының геологиялық құрылысының ауданы" бөлімінде:
ауданның геологиялық құрылысы туралы қысқаша мағлұматтар. Ауданның жалпы геологиялық құрылымы шегінде кен орнының алып жатқан орны. Қабылданған стратиграфиялық сызба (схема). Кен орынның қимасын құрайтын шегінділер кешенінің (жиынтығының) қысқаша сипаттамасы, бұл тұста стратиграфиялық бөлшектердің геологиялық жасы, кеңістікте таралуы, қалыңдығы және созылымы мен сүңгуі бойынша үздіксіздігі көрсетіледі. Жиынтықтық (нормалдық) геологиялық-геофизикалық қимамен және стратиграфиялық бөліністер кестесімен безендіріледі;
кен орнының бірінші және екінші реттегі (қатардағы) тектоникалық элементтерге орайласуы. Кен орнының тектоникасы туралы негізгі мағлұматтар: қатпарлардың түрлері, пішіні, аумағы, осьтерінің бағыты, қанаттарындағы жыныстардың сүңгу бұрышының өзгеруі, шөгінділердің құрылымы; үзілмелі (опырылмалы) бұзылыстар - жайғасу элементтері, жылжу амплитудасы мен сипаты. Ұсақ амплитудалық бұзылыстардың айқындалып орын тебу заңдылықтары. Мұнайлы-газды қабаттардың кескіні мен жайғасу жағдайына тектоникалық бұзылыстардың тигізетін әсері;
құрылымдық кескіндемелердің (құрастырмалардың) жүргізілген геофизикалық зерттеулер, құрылымдық бұрғылау және барлау барысында алынған нақтылы деректермен, ал пайдаланудағы кен орындары бойынша - пайдалану құжаттарымен де расталуы;
бұрын қорлары бекітілген пайдаланудағы кен орындары бойынша - кен орнының құрылысын сипаттайтын бұрынғы құжаттардағы мәліметтерді оны пайдалану және қайта барлау барысында алынған деректермен салыстыру, белгілі болған (айқындалған) айырмашылықтарды талдау, алдыңғы геологиялық-барлау жұмыстарының күмәнсыздығын бағалау;
кен орындардың геологиялық үлгілерін алдыңғы есептеу үлгілерімен салыстыру, игеріліп жатқан кен орындар үшін, бұрынғы бекітілген қорлардың үйлеспеушілігін айқындау талдауы;
әртүрлі тіректік беткейлер бойынша геологиялық қималармен және құрылымдық карталармен безендіріледі;
4) "Геологиялық-барлау жұмыстары" бөлімінде:
геологиялық барлау жұмыстарын жүргізу жобасы жөнінде мәлімет. Кен орындарды барлау жүйесінің анықтамасы: бұрғыланған қабаттар мен оларды бұрғылау тәртібі, әртүрлі ұңғымалардың саны мен оларды орналастыру тәсілдері, ұңғымалар арасындағы ара қашықтықтар; мұнайлы-газды шектемедегі ұңғымалар саны; бүкіл қима және өнімбергіш қабаттар бойынша тасбаған алу үшін ұңғымаларға түсетін жобалық салмақтар, қабаттарды сынамалау тәсілдерінің кешені;
геологиялық түсіру нәтижелері және әдістері, геологиялық түсіруі;
геологиялық зерттеу және бақылау әдісі, мазмұны, көлемі;
геофизикалық барлау әдістерімен зерттеу. Зерттеу нәтижелері және көлемі, қолданылатын әдістер көлемі және оларды жүргізу әдісі, алынған мәліметтер нәтижелері;
бұрғыланған ұңғымалардың өзіндік мақсаттары, олардың конструкциялары, бұрғылау технологиясы, тереңдігі және техникалық күйі. Бұрғыланған ұңғымалардың қаражаты қорлар есебінің датасының күйі, жойылған ұңғымалардың саны және оларды жоюдың себептері, ұңғымаларды нұсқадан тыс пайдалану, барлық бұрғыланған ұңғымалардың жағдайлары туралы есептеу уақытына, қорларды қайта есептеуінде мәлімет, геологиялық-барлау жұмыстарының бұрын қабылданған әдістемесі мен барлау ұңғымаларын орналастыру жүйесінің кен орны геологиялық құрылысына сәйкестігін талдау;
барлық кесінділермен ұңғымалардан кернаны шығарып алуы туралы мәлімет және бөлек өнімді қабаттармен, мұнай-газ жиналған аралықтардағы кернамен арналғандығы;
ұңғымалардың техникалық күйінің кестелері және керн алынған ұңғымалар кесінділерінің арналғандығы, құрылым карталары, іздеу жүргізу үшін және барлау жұмыстарын зерттеу объектісінде, бұрғыланған ұңғымалар қоры картасымен;
ҰГЗ - мен жүргізілген көлем. Әдістер қолданылған комплекс және оның анықтамасы, ұңғымалар саны, әртүрлі әдістермен зерттелгендер, зерттеу әдістерінің тізбесі, барлық өнім бергіш қабаттармен орындалған, олардың салдары. Жүргізілген жұмыстардың техникасы (түрлері және зонд мөлшерлері, масштабтары және геофизикалық параметрлер диаграммасын тіркеу жылдамдығы), олардың нәтижелері және сапасы. Апаратуралардың және жаңа геофизикалық әдістерді пайдалану дәрежелері. Сұйықтықтың физикалық құрамы және тағы да басқа;
игеріліп жатқан кен орындарға ҰГЗ-ның кешенінің өзгеруі эксплуатациялық бұрғылау созылған уақытқа дейін, ҰГЗ-ны жүргізу шарттары, балшық қоспаларының мінездемелерінің өзгеруі және тағы басқа;
ұңғымалардан алынған құжаттардың сапасы көрсетілген ҰГЗ-ның көлемдерінің кестелері;
кабельдерде және трубаларда бұрғылау процесінде ұңғымаларды байқау нәтижелері және әдістері;
ұңғымаларды байқау нәтижелері және әдістері, қабаттарды ашу жағдайы, жару түсімі жағдайы, түсім интенсификациясы туралы мәлімет, мұнай және газ түсімдерін өлшеу жалғастығы, ұңғымалардың өнімділігі, әр түрлі тәртіптегі дебеттердің орнықтылығы, забойларды тазалау жағдайы, депрессиялары, газ құрамдары, конденсат құрамдары және тағы да басқа;
ұңғымалардың байқау нәтижелері және әдістерінің кестелері және бұрғылау процесіндегі байқау нәтижелерін салыстыру;
сутасығыш аралықтары, ашық стволдағы пласто зерттеумен байқау, ҰГЗ-мен құжаттарымен атап көрсетілген. Сутасығыш объектілерінің саны, олардан алынған судың және газдың сынамасы;
тәжірибелік-өндірістік пайдалану және сынаманың нәтижелері: ұңғымалар саны; әрбір ұңғыманың жұмыс уақыты, өндірілген мұнай, газдың саны, әрбір ұңғымадағы конденсат пен газ, депрессияның өзгеруі, мұнай, газ, конденсат және судың дебеттері; қабат қысымының өзгеруі;
кен орындарды игеру және барлау кезіндегі тәжірибелік-өндірістік жұмыстары: мақсаты, технология жүргізу, жұмыс нәтижелері және мерзімдері;
сәйкестік кестелер және сызбалар;
5) "Мұнай, газ және конденсаттың қасиеттері және құрамы, олардың құраластардың өнеркәсіптік маңызын бағалау" бөлімінде:
тереңдік сынамаларды алу жағдайлары мен әдістемесі - алу тереңдігі, қабаттық қысым, қабаттық температура. Өнімбергіш қабаттар бойынша жер бетінде және тереңдікте алынған сынамалардың саны мен сапасы. Зерттеулердің әдістері. Зерттеуді жүргізген ұйымның атауы. Әр қабат (шоғыр), аумақ және қима бойынша мұнай мен газ құрамынының зерделену толықтығын негіздеу;
мұнай, газ және конденсаттың қабаттық және қалыпты (стандарттық) жағдайларындағы физикалық-химиялық қасиеттері, тығыздығы, тұтқырлығы, газұстамдығы (газдылығы), көлемдік коэффициенті, сығымдар коэффициентер құрамы - күкірт, металдар, гелий және басқа да құрылыстары. Құрамы мен қасиеттері бойынша жеке көрсеткіштердің шоғыр аумағымен қима бойынша өзгергіштігі және әр шоғыр бойынша олардың орташа шамалары;
мұнай, газ және конденсаттың тауарлық сипаттамасы. Мұнай, газ және конденсатты мемлекеттік қалыптардың (стандарттардың) тиісті топтарына жатқызу туралы қорытынды;
6) "Қабат суларының қасиеті және құрамы, оларды компоненттерінің өнеркәсіптік мәнінің бағасы" бөлімінде:
игеріліп жатқан кен орындарға қысқаша мәлімет, ұңғымаларды зерттеулерін қосымша нәтижелері, құжаттардың алдында қаралғаннан кейін бұрғыланған, осымен бірге алдында берілген мәліметтер жаңа берілгендермен салыстырылады. Нәтижелердің ауытқуы анализ себептерінің ауытқуында;
суасты суларының химиялық және физикалық құрамы (нақты зерттеулер нәтижелері, газ мазмұнының анықтамасы, газдың құрамының анықтау және қысым коэффициенттері), минерализация, металға, цементке. Суасты суларының йодында, борда, бромында және басқа да пайдалы компоненттер, геологиялық-барлау жұмыстарын әрі қарай анықтау;
үлкен көлемде бөлім мәліметтері кесте түрінде ресімделеді;
техникалық су жабдықтарында және ауыз су үшін, жылу энергетикасында жер асты суларын пайдалану мүмкіншілігіне қорытынды;
7) "керна анализінің нәтижелеріне және өнімбергіш қабаттардың тасбаған бойынша физикалық-литологиялық сипаттамасы" бөлімінде:
тасбаған үлгітастарын шөгінділер қимасына байластыру, тасбаған алу әдістемесі және алынған тасбағанның сапасы. Физикалық параметрлерді зәрделеу әдістемесі. Зерттелген тасбаған үлгі тастарының жалпы саны (мұның ішінде кеуектілік пен өткізгіштіктің орташа шамаларын, уәкілді емес үлгі тастарды шығарып тастай отырып, таңдап алуда есепке алынғандар) және оларды қимаға байластыру, әр ұңғыма қимасын, жалпы қиманы және шоғыр аумағын тасбағанмен сипаттау біркелкілігі;
тасбаған бойынша ашық кеуектілік пен сіңірушіліктің төменгі шектік шамаларын негіздеу, коллекторлар түрін анықтау, ҰГЗ деректерін талдауды қамтамасыз ету және есептік параметрлерді негіздеу үшін петрофизикалық зерттеулер. Зерттеулер кешенімен әдістемесі, алынған өзара тәуелділіктер;
әр өнімбергіш қабат бойынша коллектор-жыныстар үшін; заттық және түйірлік (гранулоуетриялық) құрам, түйіршіктердің малталануы және олардың ерекшелік дәрежесі, цементтің түрі (типі) мен құрамы, балшықтық материалдың құрамы және қабатта таралуы, жыныстардың сиымдылық және фильтрациялық қасиеттері (ашық кеуектілігі, жарықшақтығы, ұсақ қуыстылығы, суға және мұнайға-газға қалдықтық қаныққыштығы, абсолюттік және әсерлі сіңіргіштігі), қабаттың аумағы мен қимасы бойынша өзгеру заңдылықтары, коллектор-жыныстардың физикалық қасиеттері (электрөткізгіштігі, сығылу коэффициенті, серпілмелігі, риоактивтігі тағы да басқа) және солар мен коллекторлық қасиеттер арасындағы есептік параметрлерді негіздейтін басты тәуелділіктер;
пайдаланудағы кен орындары үшін қор-есеп қайта жүргізілгенде тек қана жаңа өнімбергіш қабаттар бойынша физикалық-литологиялық қасиеттер туралы жан-жақты сипаттама беріледі. Бұрын зерделенген қабаттар бойынша онан кейінгі зерттеулер деректерімен толтырылған қысқаша мағлұматтар беріледі. Өзгеріссіз қалған коллекторлардың параметрлері тиісті есептік жазбаға сілтеме жасалып келтіріледі;
жамылғы жыныстардың литологиялық және петрофизикалық қасиеттері арасындағы тәуелділіктің сипаттамасы: заттық құрам, кеуектілік, жарып шығу қысымы тағы да басқа;
тасбағанның жазба сипаттамасымен тасбағанды талдау кестелерімен және тиісті графикалық қосымшалармен жолдамаланады;
8) "Ұңғымаларды геофизикалық зерттеу құжаттарының талдау нәтижелері және әдісі" бөлімінде:
ұңғымаларға жүргізілген геофизикалық зерттеулердің (CTS) көлемі. Қолданылған әдістер кешені және оны негіздеу, әртүрлі әдістермен зерттелген скважиналардың саны, әрбір өнімбергіш қабат бойынша орындалған зерттеулер әдістерінің тізбесі және олардың әсерлігі. Жүргізілген жұмыстардың техникасы (зондтардың түрлері мен аумақтары, каротаждың масштабы мен жылдамдығы, жуғыш еріткінің физикалық қасиеттері), олардың сипаты мен нәтижелері. Ең жаңа геофизикалық әдістер мен аппаратураны пайдалану дәрежесі;
пайдаланудағы кен орындарын ұзақ уақыт пайдалану үшін бұрғылау барысында ҰҒЗ кешенінің, оларды жүргізу жағдайларының балшық ерітіндісі сипаттамаларының тағы да басқа өзгеруі;
қорлары бұрын бекітілген пайдаланудағы кен орындары бойынша алдыңғы және жаңа қор-есепте келтірілген ұңғымаларды геофизикалық зерттеу нәтижелерін өзара салыстыру, ал өзгерістер болған жағдайда - айырмашылықтардың себептерін талдау қажет.
Алынған параметрлердің күмәнсыздығын талдау және оны көтеру жөнінде ұсыныстар;
қор-есеп үшін бұрын пайдаланылған ҰГЗ нәтижелерін қайта интерпретациялаған жағдайда - қабылданған өзгерістерді негіздеу. Бұрынғы қор-есеп бойынша қабылданған параметрлер, олар негізделген есептік жазбаға сілтеме жасай отырып, келтіріледі;
ұңғымалар бойынша масштабы 1:200 планшеттермен жабдықталады, бұларға орындалған ҰГЗ-ның барлық әдістері, айқындалған әсерлі қабаттар, су-мұнай, газ-мұнай және газ-су шекараларының абсолюттік биіктіктегі орындары, жыныстардың фильтрациялық-сиымдылық қасиеттері жөнінде тасбағандық ақпарат және қажет болса басқа да ақпарат түсіріледі. Қажет болғанда қосалқы сызба графикалық қосымшалар беріледі. Ең үлкен өнімділік қабатында планшеттер табыс ету 1:500 масштабында жіберіледі;
ҰГЗ құжаттары және тіл терминологиясымен пайдаланылған интерпретация нәтижелері, интерпретация бағдарламасын пайдаланған жағдайда ғана, сол үшін әрбір терминді графикалық қосымшаларда немесе анықтамалық жазбада орыс тілге аудару қажет болады;
9) "Мұнайлы-газдылық" бөлімінде:
ауданның мұнайлы-газдылығының қысқаша сипаты. Өнімбергіш қат-қабаттардың кен орны қимасындағы орны. Өнімбергіш қабаттар, шоғырлар саны;
өндіріліп жатқан кен орындардың қиын шығарылатын қорлардың игеру объектілерінде қорлардың құрылымдарын атап көрсету жөніндегі мәлімет;
кен орнының геологиялық-кәсіпшілік түр-сипаты (моделі):
мұнай шоғыры табиғи кеңістігінің (резервуарының) құрылысын негіздеу (әсерлі қат-қабаттардың аудан мен қима бойынша жайғасу ерекшеліктері, коллектор түрлерінің таралуы, коллекторлық қасиеттер нашарлаған және жақсарған зоналар, салалану және құмтастану козффициенттері); су-мұнай, газ-мұнай және газ-су шекараларын негіздеу; шоғырлардың аумағы мен биіктігі, газды, мұнайлы, газасты, сулы-мұнайлы зоналардың аумағы, шоғырдың түрі (типі);
өнімбергіш қабаттардың салыстырмалы сипаттамасы; өнімбергіш қабаттар арасындағы шекаралық беткейлердің сипаттамасы; өнімбергіш қат-қабаттың жалпы биіктігі, шоғырлар жоспарларының өзара қатынасы; қабаттық флюидтер қасиеттерінің аумақ және қима бойынша өзгеру заңдылықтары; шоғырларды өнім беру (мұнай, газ шығарып алу) мүмкіндігі тұрғысынан салыстырмалы түрде сипаттау; өнімбергіш қиманың термобарометриялық сипаттамасы;
пайдаланудағы кен орындары бойынша бөлім пайдалану объектілері бойынша қорлардың, шығарып алуы қиын қорларды бөліп көрсете отырып, құрылымы туралы мәліметтермен толықтырылады;
10) "Кен орынды игеру жөнінде мәліметтер" бөлімінде:
Кен орнын барлау аяқталмай тұрып, барлау немесе алдын ала пайдалану үшін бұрғыланған және ұңғымаларды тәжірибелік пайдалануға қосқанда мынадай деректер келтіріледі: тәжірибелік пайдалануда тұрған ұңғымалар саны; әр ұңғыманың жұмыс істеу уақыты; әр ұңғыма және шоғыр бойынша мұнай, газ, конденсат және судың көлемі; әр ұңғыманы тәжірибелік пайдалану мерзімінде деңгей ойыстарының, мұнай мен газ шығымының және қабаттық қысымдардың өзгеруі; өнім ағымын қарқындату мақсатында бауыздық маңы зоналарын өңдеу; ұңғымаларды сынамалау және зерттеу барысында апаттық фонтан шығу салдарынан мұнай, газ, конденсат және судың ысырап болу шамасы. Газ шоғырлары үшін газ алу, ысырапты ескере отырып, нәтижелері, қорларды қысым төмендеу әдісімен есептеуге қажетті бастапқы ағымдық қабаттық қысымдар және басқа да деректер беріледі;
11) "Қорлар категорияларының негізі, есептелген параметрлер және мұнай, газ, конденсат және ілеспе компоненттерінің бастапқы қорларын есептеу" бөлімінде:
әрбір қор-есеп объектісі бойынша қорлардың категорияларын оқшаулауды (бөлуді) негіздеу;
қор-есептің қабылданған әдістік кен орнының геологиялық құрылысы ерекшеліктері мен оның зерделену дәрежесіне орай негіздеу;
есептік параметрлердің қабылданатын шамаларын негіздеу. Есептік параметрлерді әртүрлі әдістермен анықтау нәтижелерінің өкілділігін бағалау (тасбағандық және ұңғымаларды геофизикалық зерттеулер бойынша) және олардың шектік (шеткерлік) шамаларын негіздеу. Қор-есеп қайта жүргізілгенде - қабылданған есептік параметрлерді бұрын бекітілгендермен салыстыру, есептік параметрлердің өзгеру себептеріне, қабылданған шамалардың өзгеруін көрсететін нақтылы айғақ құжаттар келтіре отырып, талдау жасау;
шоғырлар мен есептік блоктардың аумағын шектеудің қабылданған принциптерін негіздеу: ұңғымалар сызықтары бойынша, экстраполяция жеке интерполяция әдістерімен;
ұқсастық әдіс қабылданған жағдайда есептік параметрлес ұқсас кен орындары бойынша дұрыс таңдап алынғанын растайтын. Бастапқы деректер келтіріледі де осы деректерді бағаланып отырған кен орнына қатысты пайдалану мүмкіндігіне негіздеу беріледі;
мұнай қорын көлемдік әдіспен есептегенде қор-есеп объектілері бойынша мыналар негізделеді де есептеп шығарылады; аумақтық мұнайлығы (су-мұнай немесе газ-мұнай жапсарының, өнімбергіш қабаты коллектор жыныстарының сыналанып біту немесе басқа жыныстармен алмасу сызығының қабылданған жайғасу орнына сәйкес); мұнайға қанығу қалыңдығы және мұнайға қаныққан жыныстар көлемі; ашық кеуектілік (жарықшақтық, ұсақ қуыстылық) пен мұнайға қаныққыштықтың орташа коэффициенттері; мұнай тығыздығының, қайта есептеу коэффициентінің, мұнай таралу мөлшерінің қабаттық жағдайдағы орташа шамалары; мұнай шығарып алу коэффициенті. Әртүрлі тәсілдермен анықталған кеуектілік (жарықшақтық, ұсақ қуыстылық) пен мұнайға қаныққыштықтың орташа шамалары салыстырылады;
газ қорын көлемдік әдіспен есептегенде қор-есеп объектілері бойынша мыналар негізделеді де есептеп шығарылады: газ-су және газ-мұнай жапсарларының, өнімбергіш қабаттары коллектор жыныстарының сыналанып біту немесе басқа жыныстармен алмасу сызықтарының қабылданған жайғасу орнына сәйкес, газға қаныққан және әсерлі қалыңдық пен газға қаныққан жыныстар көлемі; кеуектілік (жарықшақтық, ұсақ қуыстылық) пен газға қаныққыштықтың орташа коэффициенттері; қабаттық қысымның өлшенуі; жағдайын көрсете отырып, оның алғашқы және ағымдық шамалары, қысымның орташа шамасы, температураға енгізілген түзеткіш және Бойль-Мариотт заңынан ауытқу; газдағы конденсаттың орташа таралу мөлшері;
әр есептік объект бойынша, аумақтарды өлшеуде қажетті дәлмедәлдікті қамтамасыз ететін, масштабы 1:500 нан 1:50000-ға дейін есептік пландармен жабдықталады. Пландар өнімбергіш коллектор қабаттардың беті немесе жақсы бақыланатын ең жақын репер бойынша кескінделетін құрылымдық карта негізінде жасалады;
мұнай мен газдылықтың ішкі шектемелері, қорлар категорияларының шекаралары, қор-есеп күнтізбесіне дейін бұрғыланған барлық скважиналар, олардың сағасын және тиісті есептік объектіні немесе оның үстіңгі бетін қиып өту нүктелерін белгілей отырып көрсетіледі;
каротаждық және абсолюттік деңгейлерде аралықтарды сынамалау нәтижелері көрсетіледі; сынақтық және тәжірибелік-өнеркәсіптік пайдалану нәтижелері келтіріледі;
пайдаланылып отырған көптеген ұңғымалары бар пайдаланудағы кен орындары бойынша есептік планға ақпарат және қосымша түрінде келтірілуі мүмкін;
пайдаланудағы газ кен орындары бойынша газ, қорық қысым төмендеу әдісімен есептегенде бастапқы кәсіпшілік деректердің өлшемдерін пайдалану күмәнсыздығына негіздеу келтіріледі, бұл тұста мыналар негізделеді де есептеп шығарылады: газ-су жапсарының бастапқы және ағымдық жайғасу орны; бастапқы қабаттық қысым және температура; сағадағы қысымның уақыт бойынша өзгеруі; кен орны шоғырларының газогидродинамикалық байланысы; шоғырдың жеке бөліктерінің сорғу дәрежесі; шоғырдың және оның жеке бөліктерінің жұмыс жүргізуі; қабат суының құйылу динамикасы; газдың ысырап болуы немесе қайта ағысы; ұңғымалар және шоғырлар бойынша алынған газ, конденсат және су шамасы (көлемі);
пайдаланудағы кен орындары бойынша мұнай мен газ қорларын материалдық баланс әдісімен есептегенде мыналар негізделеді және келтіріледі; шоғырдың жұмыс жүргізуі, оның бұрғылану ойпаты және пайдалану сипаттамасы; есептік варианты, объектіні және қор-есеп күнтізбелерін таңдап алу; пайдалану уақытынан бастап әр қор-есеп күнтізбесіне дейінгі деректер (мұнай, еріген газ, еркін газ және судың жиынтық шығымы, қабатқа айдалған су мен газдың жалпы көлемі, шоғырға енген қабаттық су көлемі); орташа қабаттық қысым, қабаттық температура; қабаттық мұнайдың көлемдік коэффициенті, қабаттық мұнайдың сығылу коэффициенті, қанығу қысымы; мұнайдағы газдың бастапқы және ағымдық ерігіштігі, қабаттық судың көлемдік коэффициенті, коллектор жыныстардың сығылу коэффициенті; мұнай үстіндегі газ көлемінің мұнайға қаныққан шоғыр бөлігі көлеміне қатынасы (мұнайлы-газды шоғырлар үшін);
кен орынның барлау деңгейін және қор-есептің дәйектілігін (дәлме-дәлдігін) бағалау;
мұнай, газ, конденсат және соларда тараған ілеспе құраластардың қор-есебі газды, мұнайлы-газды, сулы-мұнайлы, мұнайлы-газды-сулы, зоналар бойынша жеке-жеке, бүкіл кен орнының болашағын міндетті түрде бағалай отырып, әр есептік объект және біртұтас кен орны үшін жүргізіледі;
мұнай, газ және конденсатта тараған өнеркәсіптік маңызы бар ілеспе құраластардың қорлары мұнай мен газдың қор-есеп шекаралары негізінде есептеліп шығарылады;
қор-есепте орташа есептік мәндер мынадай шамалармен өлшенеді: қалыңдық метрмен, қысым дәлмедәлдігі ондық бөліктермен өлшенетін мегапаскалъмен, аумақ мыңдаған шаршы метрмен, мұнай конденсат және судың тығыздығы бір текше сантиметрдегі граммен, ал газ тығыздығы бір текше метрдегі килограммен (дәлме-дәлдігі бірдің шындық бөліктері); кеуектілік және мұнайға қанығу коэффициенттері жүздік бөлшекке дейін орташаланатын бірдің бөліктерімен, мұнай мен конденсаттың шығарып алу коэффициенттері мыңдық бөлікке дейін орташаланатын бірдің бөліктерімен;
мұнай, конденсат, этан, пропан, бутандар, күкірт және металдардың қорлары мыңдаған тоннамен, газ қоры миллиондаған текше метрмен, гелий мен аргон қорлары мыңдаған текше метрмен есептеледі.
қор-есептің параметрлері және нәтижелері 1-14 кесте үлгісі түрінде осы Талаптың 2 қосымшасы арқылы беріледі;
12) "ҚЖМК-мен бұрын бекітілген пайдалы қазбалар қорлардың қорытынды есебін салыстыру" бөлімінде:
бұрын бекітілген параметрлердің есептелуін қабылдауын салыстыру, көрсетілген нақты материалдар параметрлерінің есептелгендегі өзгерісі себептерінің әдісі, қабылданған мөлшердің өзгерісінің негіздеуі;
мұнай, газ, конденсат есептелген қорларын салыстыру және оның құрамындағы компоненттердің қорларымен, ҚЖМК-мен бұрын бекітілген, ауытқу себептерін көрсетуімен;
13) "Қоршаған ортаны қорғау және жер қойнауын тиімді пайдалану шараларының іздеу-барлау жұмыстарының процессі" бөлімінде қоршаған ортаны қорғау және жер қойнауын тиімді пайдалану облысындағы жер қойнауын пайдаланушылардың іздеу-барлау жұмыстарының процессін қазіргі заңдылықтардың нормасына қарай сақтау, жобалық шешімдердің бұзылу себептерін түсіндіруімен қысқаша жазу жүргізіледі. Игеріліп жатқан кен орындарда, елді мекендерге жақын орналасқан кен орындарды игерудегі тиетін бағасы көрсетіледі, табиғи объектілер, жер асты және үсті сулары, қоршаған ортаны зиянды қалдықтарға пайдаланудағы және игерудегі ұсынылатын тәсілдері;
14) "Геологиялық барлау жұмыстарының тиімділігі және сапасы" бөлімінде:
кен орнында жүргізілген іздестіру, барлау және зерттеу жұмыстарына жұмсалған жалпы әдісі. Жұмыстардың негізгі түрлеріне: геологиялық картаға түсіруге, геофизикалық дала жұмыстарына, құрылымдық, параметрлік, іздестіру және барлау үшін бұрғылауға, гидрогеологиялық, геофизикалық, лабораториялық, ғылыми және басқа зерттеулерге арналған әдістері. Мұнай-газ өндіретін ұйымдардың балансына берілетін, сондай-ақ геологиялық және техникалық себептермен жойылған (істен шығарылған) іздестіру және барлау ұңғымалары; бір метрге өтетін және бір ұңғымаға өтетін пайдалы қазбалар қорлары;
15) "Қортынды" бөлімінде:
кен орнының геологиялық құрылысының зерделену дәрежесі, мұнай, газ және конденсат қорларының көлемі мен сапасы, қорлардың кешенді пайдалануы, кен орнын пайдаланудың гидрогеологиялық, тау-кен техникалық жағдайлары туралы негізгі қорытындылары. Мемлекеттік пайдалы қазбалар қорлары балансында тұрған қорлар тек есептік жазбада есептелген қорлардың салыстырмалы мөлшері;
әзірлеушілердің кен орынды ең ұтымды тәсілмен пайдалану жөнінде ұсыныстары;
кен орынның жалпы болашағын бағалау.
16) "Пайдаланған құжаттардың тізімі" бөлімінде барлық есепті құрастырудағы пайдаланған фондылық және жариялау материалдары аталады.

5. Графикалық және мәтіндік қосымшалар мазмұндарына талабы

12. Мәтіндік қосымшаларда қаралады:
1) қажетті реттелген құжаттама жер қойнауын пайдаланушылардың ғылыми-техникалық советінде (ҒТС) қаралған қорлар есебі нәтижелері, игеруде немесе геологиялық барлау жұмыстарын жүргізу кезіндегі, қорларды есептеу мәліметтерін қарау нәтижелері Геология және жер қойнауын пайдалану аумақтық басқармасындағы пайдалы қазбалар қорлары жөніндегі аумақтық комиссия, сонымен қатар қосымша арнайы зерттеу жұмыстарының нәтижелері (ұңғыма, керна, қабаттық флюидтер), басқа да кәсіпорындармен орындалған (актілер, зерттеу әдіс сипаттау); игеріп жатқан кен орындарға пайдалы қазбаларды тиімді пайдалануы, алып жатқан өнімнің сапасы, бекітілген қорларды шығарып тастау, жоғалту, өндіру туралы мағлұматтар келтіру;
2) параметрлерді анықтау құжаттары, қорларды есептеу нәтижелерімен.

13. Графикалық қосымшаларда келесі ақпараттар болуы міндетті:
1) кен орынның әкімшілік жағдайы көрсетілген шолу картасы;
2) кен орнымен ұштасқан салалы элементтердің аумақтық құрылымы көрсетілген техтоникалық сызбасы;
3) орташа-қалыпты геология - геофизикалық кескіні;
4) геологиялық профильдер;
5) кен орынның қарсы кескініндегі, үстіңгі қабатының негізгі шағылысуы бойынша құрылымды карталар;
6) өнімдік горизонттардың корреляциялық сызбасы;
7) флюиалдық байланыстар негізінің сызбасы;
8) есептеу және сынамалау нәтижелерінің кестелері, мұнайлы-газды қалыңдықтың тиімділік картасы, қалыңдықтың тиімділік картасы, объектінің есептеу қалыңдығының табанында, құрылым картасының құрамындағы, есептеу жоспарлары;
9) интериретация нәтижелерімен ұңғымаларды геофизикалық зерттеу диаграммаларымен планшеттер.
Игеріп жатқан кен орындарда ұңғымалардың ең көп қорында бірінші геологиялық-геофизикалық құжаттар және ұңғымалардың бөліктерінің нәтижелері, кен орындардың алаңдарында бірқалыпты орналасқан және геологиялық құрылымдардың нақтылығы және кен орындардың мұнайлы-газдылығы (әрі қарай - базалық ұңғымалар). Жер қойнауын пайдаланушы іріктелген "базалық" ұңғыма негізін ҚЖМК-ға табыс етеді. ҚЖМК-ға табыс етілген материалдар сараптаманың нәтижесімен "базалық" ұңғыма тізімі хаттамамен бекітіледі. Хаттаманың түпнұсқасы мәтіннің қосымшасына қосылады.

14. Ең үлкен көлемде таблица ұңғымалардың геофизикалық зерттеулер нәтижелерінің материалдары, тек қана "базалық" ұңғымаларда ғана қағаз түрінде табыс етіледі, ал басқа ұңғымалар таблицасы электронды түрде табыс етіледі.

6. Мұнай, газ және конденсаттың шығарып
алу козффициенттерінің техника-экономикалық
негіздеуін ресімдеуі және мазмұнына талабы

15. Мұнай, газ және конденсаттың шығарып алу коэффициенттерін техникалық-экономикалық негіздеу (әрі қарай - ТЭН) әр шоғыр және тұтас кен орны бойынша беріледі.

16. ТЭН орташа кен орындарда және барлық қабаттарда келтіріледі.

17. Шығарып алу коэффициенттерін ТЭН-де шоғырды ұтымды жүргізе, осы нақтылы жағдайларда мақұлданған технологиялар мен өндіру техникасын қолданып және жер қойнауы мен қоршаған ортаны қорғау талаптарын сақтай отырып, экономикалық тиімділік шегіне дейін пайдаланғанда мұнай, газ және конденсатты жер қойнауынан мейлінше толық (түгел) шығарып алу қажеттілігі ескеріледі.

18. Шығарып алу коэффициенттері барланған кен орындары үшін СІ және С2 категориялы, ал пайдаланудағы кен орындары үшін А+В+СІ және С2 категориялы геологиялық қорлар негізінде есептеп шығарылады.

19. ТЭН негіздеу пайдалану жүйесінің бірнеше варианттарын технологиялық және техникалық-экономикалық есептеу нәтижелері бойынша жүргізіледі.

20. ТЭН мәтінінде мыналар болуға тиіс:
кен орынның геологиялық құрылысы және оның геологиялық қорларына қысқаша сипаттамасы;
өнімбергіш қабаттардың физикалық параметрлері мен олардың әркелкілігі;
қабаттық және жер бетіндегі жағдайлардағы флюидтердің физикалық-химиялық қасиеттері;
сынамалау, сынақтық (алғашқы тәжірибелік) және тәжірибелік-өнеркәсіптік пайдалану жүргізілген жағдайда тәжірибелік-өнеркәсіптік жұмыстар нәтижелерін талдау жасау;
шоғырлардың геологиялық-физикалық есептік модельдерін негіздеу;
пайдалану объектілерін негіздеу;
пайдаланудың есептік варианттарын таңдап алу;
шығарып алу коэффициенттерін жорамалдаудың әдістерін таңдап алу; пайдаланудың экономикалық көрсеткіштерін есептеу үшін қабылданған күрделі мен пайдалану шығындарын негіздеу;
пайдалану варианттарының техникалық-экономикалық көрсеткіштерін және шығарып алу козффициенттерін бағалау.

21. ТЭН-ның көрсеткіштері 1-5 кестелер қалыбында 3-қосымшада осы Талапта келтірілген.

Мұнай, газ, конденсат және ілеспе компоненттер
қорларын есептеуге геология-геофизикалық
материалдарының көлемін және мазмұнын
мемлекеттік сараптамаға ұсыну Талабына
1 қосымша

1-кесте

СИ және СГС өлшемдер жүйесінің кейбір
шамаларын ауыстыру

Өлшем бірлігі	СИ жүйесінен СГС жүйесіне ауысу	СГС жүйесінен СИ жүйесіне ауысу
Тығыздық	1кг/м 3 =10- 3 г/см 3	1 г/см 3 = 10 -3 кг/м 3
Қысым	1 Па = 10дин/см 2	1 дин/см 2 = 10 -1 Па
Беткейлік тартыс	1 н/м = 10 3 дин/см	1 дин/см = 10 -3 н/м
Динамикалық тұтқырлық	1Пас=10-П	1П=10 -1 Па-с
Кинематикалық тұтқырлық	1м 2 /с=10 4 Ст	1Ст=10 4 м 2 /с
	СИ жүйесінен жүйе емес өлшемге ауысу	Жүйе емес өлшемнен СИ жүйесіне ауысу
Өтімділік	1 м 2 = 10 12 Д=10 1 мД	1 Д=10 -12 м 2 = 1 мкм 2 1 мД= 1х10 -3 мкм 2 фм 2

Ескерту:
Н - ньютон П - пуаз с - секунда
Па - паскаль Ст - стокс
Д - дарси
фм - фемтометр

2-кесте

Қысым өлшемдері бірліктерінің өзара қатынасы

Бірлік	Па	мм сынап бағанасы	атм.
1Па	1	0,750064 10 -2	0,9869 10 -5
1 КГС/М	9,80665	0,0735561	0,96
1 ат / техникал./	9,80665-10 4	735,561	0,9678
1 атм /физикал./	1,01325-10 5	760,000	1
1 мм су бағанасы	9,80665	0,0735561	0,9678 10 -4
1 бар	10 5	750,064	0,9869
1 мм сынап бағанасы	133,322	1	1,31579 10 -3

3-кесте

Ағылшын өлшемдерін метрикалық өлшемдерге ауыстыру кестесі

Ағылшын өлшемдері	Метрикалық өлшемдер	Метрикалық өлшемге ауысу үшін мына санға көбейту керек
Асге /акр/	га	0,4047
Ваrrеl /баррель/	л	159
Gallon /галлон америкалық/ /галлон ағылшындық/	л л	3,785 4,55
Inch /дюйм/	мм	2,54
Square inch /кв. дюйм/	см	6,452
Square foot /кв. фут/	м	0,00929
Yard /ярд/	м	0,914
Square yard /кв. ярд/	м	0,8361
Cubic feet per barrel /куб. фут/баррель/	м 3 /м 3	0,1781
Cubic feet per minute /куб. фут/мин./	м 3 /сағ	1,699
Mile /миля/	км	1,609
Poundsper sq. Pound/фунт ағылшындық/	кг	0,454
Inch /фунт/ кв. дюйм/	атм	0,06805
Food /фут/	м	0,3048
Square mile /кв. миля/	м 2	2,59

4-кесте

Америка мұнай институты /А.Р.І./ шкаласы бойынша тұтқырлық
градустарын меншікті салмақ шамасына ауыстыру кестесі

Градустері	Фаренгейтше 60 0 -та меншікті салмақ	Градустері	Фаренгейтше 60 0 -та меншікті салмақ
10	1,0000	55	0,7587
15	0,9659	60	0,7389 .
20	0,9340	65	0,7201
25	0,9042	70	0,7022
30	0,8762	75	1,6852
35	0,8498	80	0,6690
40	0,8251	85	16536
45	0,8017	90	0,6388
50	0,7796	95	0,0247
		100	0,6112

Мұнай, газ, конденсат және ілеспе
компоненттер қорларын есептеуге
геология-геофизикалық материалдарының
көлемін және мазмұнын мемлекеттік
сараптамаға ұсыну Талабына
2 қосымша

1-кесте

Ұңғымалардың техникалық күйі

Кез. №	N ұңғ.	Категория	Бұрғылау мерзімі		Ұңғыма терендігі
			Басталуы	Аяқталуы	Жоба, м	Нақтысы, м
1	2	3	4	5	6	7

1 кестенің жалғасы

Қабат		Ұңғыма конструк- циясы, Мм/м	Цементті көтеру биіктігі	Нақтылы құны, мың теңге	Ұңғыма күйі
Жоба	Нақтысы
8	9	10	11	12	13

2-кесте

Ұңғымаларды сынамалау нәтижелері

Ұңғ. N	Күнтізбе /сынақ, басталуы, яқталуы/	Сынамалау және сынақ аралығы	Қабат	Жасанды забой,м	НКТ диаметрі мен түсіру тереңдігі, м	Қабатты аршу тәсілі
1	2	3	4	5	6	7

2-кестенің жалғасы

Қабатты сынама- лау тәсілі	Штуцер мен шайба диаметрі, мм	Штуцердің нақтылы жұмыс істеу уақыты, сағ.	Қысым, атм.
			Қабатта	Забойда	Забой сыртында	Құбырда
8	9	10	11	12	13	14

2-кестенің жалғасы

Деңгей ойысы	Шығым /дебет/			Орта динами- калық деңгей, м	Өсім	Статика- лық деңгей
	Газ, мың м/сек	Мұнай, млн./тонн	су м 3 /сек
15	16	17	18	19	20	21

2-кестенің соңы

Өнімдік коэффициент, м 3 /атм.	Газдық фактор	Қабаттық температура, С 0	Ескерту
22	23	24	25

Қабаттық сулардың химиялық құрамы мен физикалық қасиеттері

3-кесте

Ұңғ. №	Сынама алу аралығы	Өнімдік қабат	Сыналау күні	Меншікті салмақ, г/см 3	Тұздылық, БЕ
1	2	3	4	5	6

3-кестенің жалғасы

Құраластар, мг/л, мг-экв/л, %-экв
НС0 3 -	S0 4-	СІ-	Са 2+	Мd 2+	Nа + + К +
7	8	9	10	11	12

3-кестенің соңы

Минерал- дану, г/л	Пальмер бойынша сынып	Морфизация коэффициенті	Сулин бойынша түрі /типі/	Р	Жалпы қаттылығы, мг-экв/л	Тұтқырлық, сст
13	14	15	16	17	18	19

4 кесте

Тасбағанды талдау нәтижелері

Кез. N	Ұңғ. N №	Алу аралығы	Үлгі тас жазба сипаты	Қабат	Жыныст. менш. салма- ғы, г/см 3	Жыныс түйір- летін. менш. салм., г/см 3	Кеуектілік, бірдің бөліктері
							Ашық кеуекті- лік коэффи- циенті	Толық кеуектіл. коэфф.
1	2	3	4	5	6	7	8	9

4-кестенің жалғасы

Қанығуы, %		Фракциялық құрамы, %
Мұнайға	суға	1 мм	1,0-0,4	0,4-0,2	0,2-0,1	0,1-0,01 ,	0,01 төмен
10	11	12	13	14	15	16	17

4-кестенің соңы

Карбонаттық, %	Газ өткізгіштік, 10 м	Ұжым
18	19	20

5-кесте

Мұнайдың физика-химиялық қасиеттері

Ұңғ. N №	Перфора- ция аралығы, м	Тығыз- дық, г/см 3	Кинетикалық тұтқырлық, сст					Температура
			20 С	30 С	40 С	50 С	100 С	қайнауы	қатаюы
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10

5-кестенің жалғасы

Топтық көмірсутектік құрам, %
пара- фин	күкірт	су	Метаннаф- тендер	Қош иісті- лер	Смолалар силика- гельдер	Асфаль- тендер	Механикалық қоспалар
11	12	13	14	15	16	17	18

5-кестенің соңы

Күлділігі	Кокстенуі	Молекулалық салмағы	Энглер бойынша фракциялық құрамы, %
			Н.К.	100 0 С
19	20	21	22	23

кестенің жалғасы

				Алынған күні
150 С	200 С	250 С	300 С
24	25	26	27	28

6-кесте

Газды талдау

Ұңғ.N №	Перфо- рация аралы- ғы	Қабат	Жылу бергіштік		Метан салм., %	Этан салм. %	Про- пан %	Изо- бутан %	Гелий салм., %
			Ең төменгі, ккал/м 3	Ең жоғарғы ккал/м 3
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10

6-кестенің жалғасы

Көмір кышқыл газ, салм. %	Азот салм. %	Тығыз- дық кг/м 3	Ауаға қаты- асы бойын- ша менш. салмақ	Оттек салмағы %	Бутан %	Көмір тотығы салмағы %	Пен- тан	Сутек
11	12	13	14	15	16	17	18	19

7-кесте

Еркін газдың сипаттамасы

Қабат	Ұңғ.	Сына- малау жағдай- лары	Сынама- лау аралығы	Қабат- тық қысым	Қабаттық темпера- тура	Келтіріл- ген қысым, МПа-ға	Келтіріл- ген температу- ра 0 С-қа
			Абс. биіктік, м	Кри- зист. қысым, МПа	Кризис- тік тем- пература
1	2	3	4	5	6	7	8

7-кестенің жалғасы

Сығылу коэффиц. бірдің бөліктері	Түзеткіштер		Көлемдік коэфф. бірдің бөліктері	Тығыздық абсолют. г/см 3
	Бойл-Мариот заңынан ауытқу үшін	Темпера- тураға		Салыстырмалы г/см 3
9	10	11	12	13

7-кестенің соңы

Таралу мөлшері % моль / г/см
Ме- тан	Эт- ан	Про- пан	Бутан- дар	Пен тан + ең жоғар.	Күк- іртті сутек	Ге- лий	Ар- гон	Көмір қыш- қыл газ	Азот	Па- ра- фин	Бас- қа пай- далы қаз- ба- лар /ата уы ке- рек/	Ескер- ту
14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	25	26

8-кесте

Тұрақты конденсат сипаттамасы

Қабат	Ұңғ. N	Сына- малау аралы- ғы, м	Сынамалар		Конден- саттың тығыз- дығы г/см 3	Қабат- тық қысым /Ро/, МПа	Қабаттық темпера- тура / Т/, 0 С	С 5 + ең жоғар. үшін салыстырм. тығыздығы, г/см 3
			алу тер- ең., м	сына- малар саны
1	2	3	4	5	6	7	8	9

8-кестенің жалғасы:

Таралу мөлшері масса %				С 5 +ең жоғар. үшін молекулалық масса	Газдың сығылу коэфф. бірдің бірлік- тері	Қабатта конденсация басталу қысымы, /Рнк/, Мпа
Пара- фин	Күкірт	Су	Басқа пайдалы қазбалар /атау керек/
10	11	12	13	14	15	16

8-кестенің соңы

Конденсаттың таралу мөлшері, г/м 3 тұрақты/шикі	Ең жоғарғы конденсациялану қысымы /Рмк/, МПа	Конденсат. топтық құрамы	Ескерту
17	18	19	20

9-кесте

Кен орнын /шоғырды/ игеру
немесе сынақтық пайдалану
жөнінде мағлұматтар

Аумақ/пар скв. N	Зерттеу күнтіз- бесі	Штуцер диаметрі мм	Р құбыр, атм.	Р құбыр сырты, атм.	Р аумақ, атм	Р забой, атм.
1	2	3	4	5	6	7

9-кестенің жалғасы

Q мұнай м 3 /сек	Q газ м 3 /с	Q су м 3 /сек	Сулану %	Герметикалық зерттеу 0 С	Ескерту
8	9	10	11	12	13

Тығыздықпен қанығудың қор-есепте қабылданған
шамалары

10-кесте

Қабатшық	Қабат	Блок	Ұңғ.№	Газ
				Әсерлі қанығу	Кеуектік коэф. орташа өлшемдік шама	Мұнайға-газға қанығу коэфф. өлшемдік шама
1	2	3	4	5	6	7

10-кестенің жалғасы

Мұнай
Әсерлі қанығу	Кеуектік коэффиц. орташа өлшемдік шама	Мұнайға-газға қанығу коэф. орташа олшемдік шама
8	9	10

11-кесте

Мұнай және мұнайда еріген газ
қор-есебінің жиынтық кестесі

Қабат- ша	Блок	Зона	Кате- гория	Өнім бергіш аумақ, мың м 2	Орташа өлшем- дік қалың- дық, м	Өнім бер гіш жыныс- тар көлемі мың м 3	Коэф. бірдің бөлік.
							Ашық кеуек	Мұнай- ға қанығу	Қайта есеп- телген
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10

11-кестенің жалғасы

Мұнайдың тығызды- ғы, г/см 3	Мұнайдың геология- лық қоры, мың. тонна	Мұнайдың шығарып алу коэф. бірдің бөліктері	Мұнайдың шығарып алынатын қоры, мың. тонна	Газдың таралу мөлшері, м 3 /т	Еріген газдың баланс- тағы қоры, млн. м 3	Еріген газдың шығарып алына- тын қоры, млн. м 3
11	12	13	14	15	16	17

12-кесте

Газ бен конденсат қорларының есебі

Қабат ша	Блок	Зона	Кате гория	Газды аумақ мың. м	Қат-қабаттың газға әсері. Қаныққан қалыңдығы орташаланған өлшеммен, м	Газға қаныққан жыныстардың көлемі, мың м 3
1	2	3	4	5	6	7

12-кестенің жалғасы

Коэффициенттер		Қабаттық қысым, МПа		Бойл-Мариот- та заңынан ауытқуына өзгеріс		Темпера- тура үшін түзеткіш	Техника атмосфера- ны физика- лық атмос- фераға ауыстыру коэффици- енті
кеуектік	газға қанық- қандық	бас- тапқы	соң- ғы	бас- тапқы	соңғы
8	9	10	11	12	13	14	15

12-кестенің жалғасы

Қабаттағы газдың бастапқы геолог. қоры, млн. м 3	Тұрақты конденс. ықтимал құрам мөлшері, г/м 3	Конденсат- тың бас- тапқы гео- лог. қоры, мың. тонна	Конденсат- тың шыға- рып алу коэффици- енті	Конден- саттың шығарып алына- тын бастап- қы қоры мың. тонна	Құрғақ газдың бастапқы геол. қоры, млн. м 3
16	17	18	19	20	21

13-кесте

Парафин қорларының есебі

Участок блок	Кате- гория	Мұнай қорлары мың.т		Парафин құрамы	Парафин қорлары мың.т
		геологиялық	алынған		геологиялық	алынған
1	2	3	4	5	6	7

14-кесте

Күкірт қорларының есебі

Участок блок	Кате- гория	Мұнай қорлары мың.т		Күкірт құрамы	Күкірт қорлары мың.т
		геологиялық	алынған		геологиялық	алынған
1	2	3	4	5	6	7

Мұнай, газ, конденсат және ілеспе
компоненттер қорларын есептеуге
геология-геофизикалық материалдарының
көлемін және мазмұнын мемлекеттік
сараптамаға ұсыну Талабына
3 қосымша

1-кесте

Қабаттар қалыңдығының сипаттамасы

Қалың- дық	Атаулық	Қабат зоналары					Тұтас қабат бойынша
		мұнай- лы	сулы- мұнай- лы	газды	газды- мұнайлы	газды- мұнайлы- сулы
Жалпы	Орташа шамасы, м
	Вариация коэф., бірдің бөліктері
	Өзгеру аралығы, м
Мұнай- ға қанық- қан	Қалыңдыққа қатысты орташа- ланған шамасы, м
	Вариация коэф., бірдің бөліктері
	Өзгеру аралығы, м
Газға қанық- қан	Қалыңдыққа қатысты орташа- ланған шамасы, м
	Вариация коэф., бірдің бөліктері
	Өзгеру аралығы, м
Әсерлі	Орташа шамасы, м
	Вариация коэф., бірдің бөліктері
	Өзгеру аралығы, м
Өткіз- бейтін бөлім- дер	Орташа шамасы, м
	Вариация коэф., бірдің бөліктері
	Өзгеру аралығы, м

2-кесте

Қабаттар /қабатшықтар/ әркелкілігі
сипаттамасының статистикалық көрсеткіштері

Қабат	Ұңғ.саны	Құмдастылық коэф- фициенті, бірдің бөліктері			Тарамдану коэффици- енті, бірдің бөлік- тері			үзіл- мелік сипат- тамасы	Басқа коэф- фици- енттер
		Орта шама- сы	Ва- риац. коэф.	Өзгеру аралы- ғы	Орта- ша	Вариац. коэф.	Өзгеру аралы- ғы
1	2	3	4	5

3-кесте

Қабаттың мұнайға-газға каныққыштық және коллекторлық
қасиеттерінің сипаттамасы

Зерттеулер түрі	Атауы	Параметрлер
		Өтімді- лігі	Ашық кеу- ектілік коэффиц. бірдің бөліктері	Бастап- қы мұн- айға қанық- қыштық коэфф., бірдің бөлік- тері	Бастапқы газға қаныққыш- тық коэфф., бірдің бөліктері
1	2	3
Лабораториялық / тасбаған/	Ұңғымалар саны
	Анықтаулар саны
	Орта шамасы
	Вариация коэфф. бірдің бөліктері
	Өзгеру аралығы
Геофизикалық	Ұңғымалар саны
	Анықтаулар саны
	Орта шамасы
	Вариация коэфф. бірдің бірліктері
	Өзгеру аралығы

4-кесте

Мұнай шығарып алу коэффициентін /МШК/ есептеу
күнтізбесінде пайдалану жай-күйінің негізгі
көрсеткіштері

Көрсеткіштер	Қабаттар /пайдалану объектілері/			Кен орны бойынша
1	2	3	4	5
Өндірілген мұнай жиынтығы, мың т.
Қабаттық жағдайда өндірілген сұйықтық, мың м 3
Ұңғыма өнімінің сулануы /масса бойынша/
Бір ұңғыманың орташа тәулік шығымы т/тәулік: мұнай бойынша - су бойынша
Бастапқы баланстық қордан мұнай шығарып алу қарқыны, %
Қабатқа айдалған су жиынтығы, мың м 3
Шығарып алуды айдаумен орнын толтыру, % ағымдық жиынтықтық
Бір су айдау ұңғыманың орташа қабылдағыштығы, м 3 /тәулік
Мұнай шығарылатын ұңғымалар бауыздық /забой/ қысымы, МПа
Су айдау қысымы, МПа

5-кесте

Пайдалану объектілерінің бастапқы
геологиялық-геофизикалық сипаттамасы

Параметрлер	Объектілер
1	2	3	4	5
Орташа жату тереңдігі, м
Шоғыр түрі /типі/
Коллектор түрі /типі/
Мұнайлы аумақ, мың м 2
Газды аумақ, мың м 2
Орташа жалпы қалындық, м
Газға қаныққан орташа қалындық, м
Мұнайға қаныққан орташа қалындық, м
Кеуектілік, бірдің бөліктері
Орташа мұнайға /газға/ қаныққыштық, бірдің бөліктері
Өтімділік, мкм 2
Құмтастылық коэф. бірдің бірліктері
Тармақтану коэф. бірдің бөліктері
Қабаттық температура, С
Қабаттық қысым, МПа
Қабаттық жағдайдағы мұнай тұтқырлығы, МПас
Қабаттық жағдайдағы мұнай тығыздығы, т/м 3
Мұнайдың көлемдік коэф. бірдің бөліктері
Мұнайда/газда/таралу мөлшері, % ; күкірт-парафин
Мұнайдың газға қанығу қысымы, МПа
Мұнайда газ таралу мөлшері, м 3 /т
Тұрақты конденсаттың таралу мөлшері, г/м
Қабаттық жағдайдағы су тығыздығы, т/м 3
Қабаттық жағдайдағы су тұтқырлығы, МПас
Орташа өнімбергіштігі, 10м 3 /тәул. МПа/
Орташа қабылдағыштығы, 10 м 3 /тәул. МПа/
Бастапқы баланстың мұнай қоры, мың т (ҚЖМК бекіткен немесе ҚР пайдалы қазбалардың Мемлекеттік балансында тұрған), мұның ішінде С 1 , С 2 категориялары бойынша;
Мұнайдың шығарып алынатын бастапқы қоры, мың т (ҚЖМК бекіткен немесе ҚР пайдалы қазбалардың Мемлекеттік балансында тұрған), мұның ішінде С 1 С 2 категориялары бойынша;
Еркін газдың бастапқы баланстық қоры, млн.м 3 (ҚЖМК бекіткен немесе ҚР пайдалы қазбалардың Мемлекеттік балансында тұрған), мұның ішінде С 1 , С 2 категориялары бойынша;
Конденсаттың бастапқы баланстық қоры, мың тонна
Конденсаттың шығарып алу коэф. бірдің бөліктері