Стр. 5
Страницы:
Стр.1 |
Стр.2 |
Стр.3 |
Стр.4 |
Стр.5
- разведываемые;
- законсервированные.
Кроме того, в отдельной таблице выделяются перспективные
площади.
9. Запасы, отнесенные к забалансовым, приводятся в отдельной
таблице пояснительной записки с указанием причин нецелесообразности
их отработки.
10. Суммирование запасов производится как по отдельным
месторождениям, так и по вышеперечисленным подразделениям (пункты 8,
9) и предприятию в целом, а также по видам газа (растворенный,
свободный, газовая шапка).
III. Заполнение формы 6-гр (нефть, газ, компоненты)
11. В графе 1 указываются номера по порядку.
12. В графе 2 отчетного баланса указываются степень
промышленного освоения месторождений, наименование и тип
месторождения, его адрес - местоположение с указанием, в каком
направлении и на каком расстоянии от населенного пункта и ближайшего
нефтепровода оно расположено. В этой же графе указываются
наименование и возраст продуктивных пластов (сверху вниз), коллектор
(карбонатный или терригенный), глубина залегания кровли объекта в
метрах, вид газа (свободный - СВ, газовая шапка - ГШ, растворенный в
нефти - Р).
13. В графе 3 приводятся установленные параметры пласта.
Для нефти:
а) площадь нефтегазоносности в тыс.квм каждой категории запасов
и в сумме категорий А+В+С1;
б) нефтенасыщенная толщина (общая/эффективная) в метрах каждой
категории запасов и в сумме категорий А+В+С1;
в) открытая пористость в долях единицы (коэффициент
пористости);
г) нефтенасыщенность в долях единицы (коэффициент
нефтенасыщенности);
д) коэффициент извлечения нефти в долях единицы;
е) проницаемость в кв.мкм = мД/1000;
ж) пересчетный коэффициент.
Для свободного газа:
а) площадь газоносности в тыс.кв.м;
б) газонасыщенная толщина в метрах;
в) коэффициент пористости;
г) коэффициент газонасыщенности;
д) коэффициент извлечения газа;
е) текущее пластовое давление на 1 января следующего за
отчетным года в МПа.
Для растворенного газа указываются газосодержание в куб.м/т в
пластовых условиях.
По этану, пропану и бутанам графа 3 не заполняется.
По неуглеводородным компонентам приводятся отдельные параметры
залежи, имеющие значение при разработке запасов.
14. В графе 4 дается качественная характеристика нефти, газа
или компонентов по каждому горизонту.
Для нефти:
а) плотность в г/куб.см;
б) вязкость в пластовых условиях в мПас;
в) содержание серы в %;
г) содержание парафина в %;
д) содержание смол и асфальтенов (суммарное) в %;
е) пластовая температура в °С;
ж) температура застывания нефти в °С.
Для газа:
а) плотность газа по воздуху;
б) низкая теплотворная способность в кДж;
в) содержание тяжелых углеводородов без С5 + высшие в мольных
%;
г) текущее содержание стабильного конденсата в г/куб.м;
д) содержание сероводорода в мольных %;
е) содержание азота в мольных %;
ж) содержание углекислого газа в мольных %;
з) пластовая температура в °С.
Для компонентов дается:
а) содержание гелия или компонентов в газе в г/куб.м в расчете
на запасы газа без С5 + высшие;
б) азота;
в) сероводорода;
г) углекислого газа в мольных %.
15. В графе 5 приводятся следующие данные.
Для нефти:
а) год открытия месторождения (залежи);
б) год ввода месторождения в разработку;
в) год консервации месторождения;
г) добыча с начала разработки, включая добычу за отчетный год
по каждой залежи и месторождению в целом. Добыча нефти приводится
отдельно по категориям А, В, С1 и в сумме по категориям А+В+С1;
д) объем добычи на дату утверждения запасов;
е) степень выработанности в % месторождения в целом и каждой
залежи в отдельности;
ж) обводненность продукции в % рассчитывается как отношение
количества добытой воды в тоннах к общему количеству добытой
жидкости в тоннах за год;
з) темп отбора запасов в % (начальный/текущий) рассчитывается
для месторождения и каждой залежи как отношение добычи отчетного
года к начальным извлекаемым (текущий темп отбора) запасам на 1
января отчетного года.
Для газа:
а) год открытия месторождения (залежи);
б) год ввода месторождения (залежи) в разработку;
в) год консервации месторождения;
г) объем добычи и потерь с начала разработки по каждой залежи и
месторождению в целом;
д) объем добычи и потерь на дату утверждения запасов;
е) степень выработанности в %;
ж) темп отбора от начальных/текущих запасов в %.
Для компонентов заполняются пункты а), б), в), г) и д) графы 5
аналогично описанному выше.
16. В графе 6 указываются запасы по категориям А, В, С1 и С2
отдельно и в сумме по категориям А+В и А+В+С1.
17. В графах 7 и 8 приводятся запасы нефти, газа и компонентов
по состоянию на 1 января отчетного года, которые по каждому
месторождению (залежи) должны совпадать с запасами в государственном
балансе за предыдущий год.
18. В графе 9 даются сведения о добыче нефти за отчетный период
по каждой залежи, а также по месторождению и предприятию по каждой
категории и по сумме категорий А+В+С1. Для газа и компонентов в
числителе показывается добыча, а в знаменателе - потери за отчетный
год.
19. В графе 10 показывается изменение (увеличение или
уменьшение) балансовых запасов в результате разведочных работ. В
этой графе отражаются:
- запасы, вновь выявленные в результате разведочного и
эксплуатационного бурения;
- увеличение или уменьшение ранее выявленных запасов в
результате бурения;
- увеличение или уменьшение запасов, установленные по
результатам государственной экспертизы. Если изменения запасов при
их утверждении произошли в результате изменения параметров пласта
(залежи), не связанного с производством геологоразведочных работ, то
эти изменения показываются не в графе 10, а в графе 11;
- изменение запасов в связи с переводом их из одной категории в
другую;
- запасы месторождений или отдельных участков, разведанных до
отчетного года, но не учтенных по различным причинам.
20. В графе 11 приводится количество балансовых запасов,
изменившихся в результате переоценки, списания неподтвердившихся
запасов.
В этой графе отражаются:
- снятые с учета запасы, числившиеся на балансе
недропользователя, которые признаны нерентабельными для отработки
вследствие изменившихся экономических или горногеологических
условий;
- снятие с учета запасов, признанных нецелесообразными для
отработки по технико-экономическим причинам;
- изменение запасов (увеличение или уменьшение), пересчитанных
в связи с пересмотром параметров пласта (залежи) без производства
дополнительных геологоразведочных работ;
- списанные с баланса недропользователя запасы, не
подтвердившиеся в результате последующих геологоразведочных работ
или разработки, уточнивших новые данные о параметрах месторождения,
залежи или пласта (их размеры, нефтенасыщенная толщина, пористость,
проницаемость и др.).
В объяснительной записке к балансу необходимо указать, в связи
с чем произошли изменения запасов, отраженные в графах 10 и 11.
21. В графе 12 указываются запасы, переданные с баланса одного
предприятия на баланс другого, и перевод их из одной группы
промышленного освоения в другую.
22. В графах 13 и 14 показываются запасы нефти, газа и
компонентов по состоянию на 1 января следующего за отчетным года.
При этом необходимо проверить правильность приведенных в балансе
данных по каждой категории запасов в отдельности и по месторождению,
группе промышленного освоения, предприятию в целом. Проверка
осуществляется путем увеличения или уменьшения запасов, числящихся
на 1 января отчетного года (графа 7), в результате добычи, разведки,
переоценки и передачи с баланса на баланс (графы 9, 10, 11, 12).
Итоговая цифра должна совпадать с цифрой, указанной в графе 13.
23. Графа 15 для нефти и газа не заполняется. Для конденсата и
компонентов здесь приводятся по состоянию на 1 января следующего за
отчетным года запасы газа, содержащего компоненты.
24. В графе 16 даются сведения о запасах на дату их утверждения
по месторождению и отдельным пластам по результатам государственной
экспертизы. Для газа и компонентов показываются только извлекаемые
запасы.
25. В графе 17 указывается остаток утвержденных запасов суммы
категорий А+В+С1 по состоянию на 1 января следующего за отчетным
года. Остаток запасов определяется путем вычитания из количества
утвержденных запасов, списанных после утверждения в результате
добычи нефти или газа, разведки, переоценки или неподтверждения. При
исчислении остатка запасов не учитывается количество запасов,
списанных за пределами блоков, утвержденных по категориям А, В и С1.
26. В графе 18 указываются орган, утвердивший запасы, год
утверждения и номер протокола в целом по месторождению и по
отдельным залежам.
IV. Объяснительная записка к отчетному балансу
запасов по форме 6-гр (нефть, газ, компоненты)
27. Объяснительная записка, прилагаемая к отчетному балансу,
должна содержать следующие разделы:
а) характеристику общего состояния запасов нефти, газа и
компонентов, степени их изученности, разведанности и промышленного
освоения;
б) сведения об объеме выполненных геологоразведочных и
эксплуатационных работ и их практическом значении для выполнения
плана прироста запасов за отчетный год;
в) краткую характеристику месторождений и перспективных
площадей, которые включаются в отчетный баланс впервые;
г) движение запасов по ранее известным месторождениям и
перспективным площадям;
д) основные направления геологоразведочных работ на следующий
год.
28. В пункте 27 а) должны быть освещены следующие вопросы:
- состояние запасов нефти, газа и компонентов, степень их
разведанности; для компонентов - также состояние запасов содержащих
их газа или нефти. Для гелия должны быть приведены характеристика
соответствия категорий изученности запасов гелийсодержащих газов,
сведения, характеризующие достоверность данных, положенных в основу
расчета средней гелиеносности, принятой для подсчета запасов гелия.
При общей характеристике газогелиевого сырья необходимо указать
преобладающее содержание в составе газов СН4; С2Н6; С3Н8; С4Н10;
С5Н12 + высшие; N2, СО2, СО, содержание Н2S и сероорганических
соединений;
- разделение разведанных запасов по стратиграфическим
комплексам, типам коллекторов и их проницаемости; сернистости нефти,
ее плотности и вязкости;
- разделение разведанных запасов по степени промышленного
освоения с указанием количества запасов, находящихся в разработке,
подготовленных к разработке, находящихся в разведке и консервации;
- характеристика обеспеченности нефтегазодобывающего
предприятия разведанными извлекаемыми запасами нефти, газа и
конденсата по сумме категорий А+В+С1 и А+В.
29. В пункте 27 б) приводятся основные показатели работ в
натуральном и денежном выражении по разведочному (опорному,
параметрическому, поисковому, разведанному, структурному) и
эксплуатационному бурению. Кроме того, приводятся данные о
выполненных геофизических работах, подготовке структур к глубокому
бурению и вводе площадей и структур в глубокое бурение. В этом же
разделе должен быть показан фактический прирост запасов нефти или
горючих газов по организации в целом и по отдельным месторождениям,
приведены сведения о том, какие месторождения и залежи открыты в
отчетном году, какие закончены разведкой и переданы для
промышленного освоения. Приводятся сведения о том, какое количество
площадей и перспективных или прогнозных ресурсов на них переведены в
запасы категорий С1 и С2, а также о количестве выведенных из бурения
площадей и количестве неподтвердившихся ресурсов. В записке
указывается раздельно, за счет какого вида бурения получен прирост
запасов (разведочного или эксплуатационного). Приводятся сведения о
геолого-экономической эффективности работы предприятия: затрате на
единицу подготовленных запасов в рублях; приросте запасов на один
метр глубокого разведочного бурения, себестоимости добычи 1 т нефти
(1000 куб.м газа).
30. В пункте 27 в) дается краткая характеристика каждого
месторождения (перспективной площади), включаемого в отчетный баланс
запасов впервые:
- наименование месторождения, расстояние его от ближайших
населенных пунктов и нефтегазопроводов;
- с какого времени известно месторождение, когда и кем оно
открыто, когда и кем проводились геологоразведочные или другие
работы;
- геологическое строение района и месторождения (стратиграфия,
литология и тектоника);
- характеристика нефтеносных и газоносных горизонтов
(литологический состав, глубина залегания, дебит, режим,
проницаемость, пластовое давление, температура, вязкость нефти и
воды в пластовых условиях);
- степень разведанности месторождения, объем выполненных работ;
- физические свойства и химический состав нефти, газа, воды и
конденсата;
- обоснование метода подсчета запасов нефти и газа, выделения
геологических и извлекаемых запасов, параметров, принимаемых при
подсчете запасов (нефтегазоносной площади, эффективной мощности,
коэффициентов пористости, нефтегазонасыщения, извлечения и др.), а
также обоснование положения контактов нефть-газ-вода и категорий
запасов, по которым в отчетном году получен прирост. В разделе
отчета по приросту запасов свободного газа, помимо обоснования
подсчетных параметров, приводятся также величины пластовых давлений,
поправки на отклонение газов от идеальных и на температуру или
результаты определения запасов газа методом снижения пластового
давления. При этом следует указать, взяты ли параметры пласта по
данным лабораторных, промыслово-геофизических определений или по
аналогии с другими разрабатываемыми месторождениями;
- перспективы месторождения, в том числе перспективы
использования компонентов.
31. В пункте 27 г):
а) даются пояснения к движению запасов нефти и газа по каждому
месторождению (горизонту), которое было ранее включено в баланс
запасов, по следующей схеме:
- новые данные о геологическом строении месторождения;
- характеристика вновь выявленных или оконтуренных горизонтов и
залежей нефти или газа, их протяженность, мощность, форма,
физические свойства коллекторов;
- характеристика изменения контуров ранее выявленных залежей в
связи с проведенными разведочными работами;
- физические свойства и химический состав нефти, газа и
пластовой воды;
- прирост запасов по категориям С1 или С2 и перевод их в сумму
категорий А+В с указанием, за счет каких категорий этот перевод
произведен;
- анализ изменения запасов категории С2 по месторождениям;
- анализ изменения прогнозных и перспективных ресурсов
перспективных площадей и не вскрытых бурением пластов разведанных
месторождений;
- анализ причин списания запасов по каждому месторождению
(горизонту) с приложением актов на списание, оформленных в
установленном порядке;
- годовая добыча нефти, газа, компонентов, содержание
компонентов (г/куб.м или %) в добываемом газе или нефти;
- характеристика потерь газа, компонентов, мероприятия,
намечаемые для уменьшения потерь;
- перспективы нефтегазоносности месторождения, перспективы
использования попутных компонентов и дальнейшее направление
геологоразведочных работ;
б) приводится краткая характеристика подготовленных к глубокому
бурению находящихся в бурении перспективных площадей с
перспективными и прогнозными (локализованными) ресурсами по
категориям С3, D1 и D2.
32. В пункте 27 д) приводятся основные направления
геологоразведочных работ на следующий год и мероприятия,
обеспечивающие прирост запасов (в том числе объемы
геологоразведочных работ, распределение прироста запасов по
месторождениям, площадям), а также наиболее полное использование
выявленных запасов.
33. К отчетному балансу, кроме объяснительной записки
прилагаются:
а) обзорная карта района, на которую выносятся:
- все месторождения, перспективные площади и структуры;
- месторождения и площади, на которых проводятся
геологоразведочные работы;
- месторождения и площади, по которым получен прирост запасов;
б) подсчетные планы, составленные на структурной основе по
кровле продуктивных пластов. На планы наносятся: все пробуренные
скважины с выделением скважин отчетного года и скважин, находящихся
в бурении и испытании; абсолютные отметки глубины вскрытия пластов и
устьев скважин; результаты испытания (нефть, газ, вода, дебит),
диаметр штуцера; контур нефтегазоносности на начало и конец
отчетного года; границы площадей нефтегазоносности и категории
запасов на начало и конец отчетного года; все параметры пласта и
запасы (в виде таблицы);
в) диаграммы геофизических методов исследования скважин,
обосновывающих прирост запасов, на которые наносятся
стратиграфические горизонты с указанием интервалов отбора керна,
границ продуктивных пластов, интервалов перфорации и результатов
испытания (нефть, газ, вода, дебит) и диаметры штуцера;
г) протокол заседания экспертной комиссии при
нефтегазодобывающем (геологоразведочном) предприятии по рассмотрению
и принятию отчетного баланса запасов нефти, газа, компонентов и
прироста запасов по ним за отчетный год;
д) для баланса запасов гелия прикладываются структурные карты,
обосновывающие подсчет запасов гелиеносного газа и гелия, с
указанием всех опробованных на гелий скважин и числа отобранных из
них проб; таблицы результатов анализов на содержание гелия и
наименования выполнивших их лабораторий. Приводится обоснование
принятых средневзвешенных по запасам концентрации гелия по
продуктивным горизонтам, пластам, залежам и месторождению в целом.
-----------------------------------------------------------
Страницы:
Стр.1 |
Стр.2 |
Стр.3 |
Стр.4 |
Стр.5
|
