Р С Кірін - Геологічне право україни систематизований зб нормат -правових г 36 актів неофіц вид - страница 60

Страницы:
1  2  3  4  5  6  7  8  9  10  11  12  13  14  15  16  17  18  19  20  21  22  23  24  25  26  27  28  29  30  31  32  33  34  35  36  37  38  39  40  41  42  43  44  45  46  47  48  49  50  51  52  53  54  55  56  57  58  59  60  61  62  63  64  65  66  67  68  69  70  71  72  73  74  75  76  77  78  79  80  81  82  83  84  85  86  87  88  89  90  91  92  93  94  95  96  97 

3.12.8. Матеріали обґрунтування кондицій для підрахування загальних запасів вуглеводнів на місці залягання слід викладати за такою схемою:

аналіз вихідних даних і застосованих методик для обґрунтування параметрів кондицій з мінімальної (граничної) відкритої пористості, мінімального коефіцієнту нафто- і газонасиченості, висновки щодо їх достовірності і можливості застосування для підрахування запасів; рекомендовані показники кондицій;

розрахунки показників кондицій (граничних значень) за визначеними методиками, техніко-економічне обґрунтування їх оптимальності. У разі визначення кондицій за аналогією із сусідніми родовищами (покладами) слід наводити дані, що підтверджують аналогію;

обґрунтування формальних принципів визначення положення границь покладів (продуктивних пластів). Принципи екстраполяції площ покладів за межами крайніх продуктивних свердловин, їх обґрунтування для запасів різних класів вивченості. Принципи визначення умовного положення контактів ВНК, ГВК, ГНК, не встановлених безпосередньо за геолого-геофізичними даними, їх обґрунтування;

обґрунтування мінімального промислового вмісту супутніх компонентів наявних у нафті і газі та супутніх водах, на основі керівних нормативних документів та досвіду розробки сусідніх родовищ.

3.12.9. Матеріали техніко-економічного обґрунтування коефіцієнтів вилучення вуглеводнів слід викладати за такою схемою:

аналіз результатів пробної експлуатації свердловин та поточного стану дослідно-промислової або промислової розробки покладів;

обґрунтування вихідних параметрів за покладами, характеристика дебітів видобувних і приймальність відповідно нагнітальних свердловин, їх сталість, відомості щодо ефективності методів обробки привибійних зон свердловин у продуктивних пластах і прошарках, висновки щодо питомоїпродуктивності і приймальності свердловин для найбільш ефективного із застосованих методів інтенсифікації видобутку;

обґрунтування виділення експлуатаційних об'єктів та вибір розрахункових варіантів розробки. Обґрунтування методики визначення коефіцієнтів охоплення та витіснення їх залежність від системи розміщення свердловин, оптимальність коефіцієнтів охоплення, прийнятих до розрахунків.

обґрунтування характеристик розрахункової геолого-фізичної моделі покладу, прийнятої методики прогнозу технологічних показників розробки;

характеристика прогнозних технологічних показників розробки за покладами і варіантами;

обґрунтування витрат на капітальні вкладення в облаштування родовища, які підлягають амортизації згідно із законодавством;

обґрунтування експлуатаційних (поточних) витрат, що належать до складу валових витрат згідно із законодавством; податки і обов'язкові платежі згідно із законодавством;

обґрунтування оптових цін на вуглеводневу продукцію згідно із законодавством України та міжнародними цінами;

визначення сукупного економічного ефекту (прибутку), рівня рентабельності, внутрішньої норми доходності, терміну окупності інвестицій, ціни запасів у надрах;

характеристика економічних показників розробки родовища за покладами, варіантами і родовищем у цілому; обґрунтування мінімального рентабельного дебіту свердловин, мінімального промислового вмісту корисних компонентів;

зіставлення розрахункових техніко-економічних показників розробки родовища і коефіцієнтів вилучення вуглеводнів за варіантами; обґрунтування оптимальних видобувних (балансових) запасів вуглеводнів і наявних у них корисних компонентів та коефіцієнтів їх вилучення, що рекомендуються для затвердження;

обґрунтування граничної товщини продуктивного пласта, що визначає межі розміщення свердловин і термін вилучення видобувних запасів;

загальна економічна оцінка родовища вуглеводнів; перелік кондицій, включаючи коефіцієнти вилучення вуглеводнів по покладах, що пропонуються до затвердження ДКЗ України.

3.12.10. Під час опрацювання ТЕО коефіцієнтів вилучення вуглеводнів слід враховувати досягнутий рівень техніки й технології розробки покладів вуглеводнів, а також потреба найбільш повного вилучення вуглеводнів з надр. Розрахунки коефіцієнтів вилучення належить здійснювати на основі загальних розвіданих і попередньо розвіданих запасів вуглеводнів. У разі переведення запасів внаслідок дорозвідки з групи попередньо розвіданих до розвіданих коефіцієнт вилучення їх уточнюється. Коефіцієнт вилучення вуглеводнів визначається для кожного покладу (об'єкта експлуатації) і в середньому для родовища в цілому із точністю до сотих часток одиниці.

3.12.11. Техніко-економічне обґрунтування коефіцієнтів вилучення конденсату опрацьовується відповідно до обраного способу розробки родовища (покладу), потенційного вмісту конденсату в газі та його втрат у пласті згідно із "Инструкцией по исследованию газоконденсатных залежей с целью определения балансовых и извлекаемых запасов конденсата и других компонентов газа", Москва, 1973, а також "Методическим руководством по подсчету балансовых и извлекаемых запасов конденсата, этана, пропана, бутанов, неуглеводородных компонентов и определению их потенциального содержания в пластовом газе", затвердженим Мінгазпромом СРСР 28.11.83, до введення в дію вітчизняних нормативних документів з цього питання.

3.12.12. Техніко-економічне обґрунтування коефіцієнтів вилучення нафти, а також видобувних запасів нафти, розчиненого в нафті газу, наявних у них корисних компонентів здійснюється згідно з "Методическим руководством по расчету коэффициентов извлечения нефти из недр", затвердженим Міннафтопромом та Мінгазпромом СРСР 22.07.86, а також "Инструкцией о содержании, оформлении и порядке представления в ГКЗ СССР материалов технико-экономического обоснования коэффициентов извлечения нефти из недр", затвердженою ДКЗ СРСР 04.11.86, до введення в дію вітчизняних нормативних документів з цього питання.

3.13. Підрахунок запасів нафти, газу, конденсату та супутніх корисних компонентів

3.13.1. Обґрунтування прийнятих методів підрахування запасів відповідно до особливостей геологічної будови, ступеня вивченості та стану розробки родовища.

3.13.2. У разі застосування об'ємного методу підрахунку запасів вуглеводнів обґрунтовуються прийняті принципи (вимоги кондицій) щодо визначення границь продуктивних пластів (покладів) і окремих підрахункових блоків: у перетинах свердловин, за лініями свердловин, методами екстраполяції та інтерполяції.

3.13.3. У разі підрахування запасів нафти і розчиненого газу об'ємним методом для нафтових і газонафтових родовищ слід обґрунтовувати і розраховувати такі підрахункові параметри: площу нафтоносності (відповідно до прийнятих положень ВНК і ГНК, ліній виклинювання або заміщення порід-колекторів продуктивних пластів); ефективну та нафтонасичену товщини і об'єм нафтонасичених порід; середні коефіцієнти відкритої пористості (тріщинуватості, кавернозності) і нафтонасиченості; середні значення густини нафти, перерахункового коефіцієнта, газовмісту нафти в пластових умовах. Зіставляються середні значення пористості (тріщинуватості, кавернозності) і нафтонасиченості, встановлені різними методами за керном і ГДС; обґрунтовуються ті, що застосовані при підрахунку запасів; оцінюється показність результатів їх визначення.

3.13.4. Для підрахунку запасів вільного газу об'ємним методом у нафтогазових і газових родовищах обґрунтовуються і розраховуються: площа газоносності   (відповідно   до  прийнятих  положень  ГВК  і  ГНК, лінійвиклинювання або заміщення порід-колекторів продуктивних пластів); ефективна та газонасичена товщини і об'єм газонасичених порід; середні коефіцієнти відкритої пористості (тріщинуватості, кавернозності), газонасиченості; початкові і поточні пластові тиски та умови замірів; їх середні значення; поправки на температуру і відхилення від закону Бойля-Маріотта; середній вміст конденсату у газі; коефіцієнт, що враховує мольну частку "сухого" газу. Зіставляються середні значення пористості (тріщинуватості, кавернозності) і газонасиченості, встановлені різними методами (за керном і ГДС), обґрунтовуються ті, що застосовані при підрахунку запасів; оцінюється показність результатів їх визначення.

3.13.5. Підрахунок запасів нафти, газу, конденсату і супутніх корисних компонентів об'ємним методом здійснюється окремо щодо газової, нафтової, газонафтової, водонафтової і газонафтоводяної зон за типами колекторів для кожного пласта-покладу і родовища в цілому з обов'язковою оцінкою перспектив всього родовища.

3.13.6. У разі застосування методу аналогії при обґрунтуванні підрахункових параметрів наводяться вихідні дані, що підтверджують правомірність їх вибору за аналогами (родовищ, покладів), і обґрунтовується допустимість застосування перенесення цих параметрів до родовища (покладу), що оцінюється.

3.13.7. Видобувні запаси розчиненого газу, конденсату і супутніх корисних компонентів, що мають промислове значення, визначаються, виходячи з підрахованих видобувних запасів нафти або газу.

3.13.8. Підрахункові параметри і результати підрахунку запасів подаються у табличній формі.

3.13.9. Підраховані запаси нафти, газу, конденсату і корисних супутніх компонентів на місці залягання є загальними запасами і належать за геологічним значенням до відповідної групи і категорії.

3.13.10. У разі повторного підрахунку запасів здійснюється зіставлення значень прийнятих підрахункових параметрів і раніше затверджених, аналізуються причини зміни їх величин з наведенням конкретного фактичного матеріалу, що обґрунтовує ці зміни.

3.13.11. Підрахункові параметри визначаються у таких одиницях виміру: площа в тисячах квадратних метрів, з точністю до цілих тисяч; товщина в метрах з точністю до десятих часток одиниці; тиск у мегапаскалях з точністю до сотих часток одиниці; густина нафти, газу, конденсату і води в кілограмах на один кубічний метр з точністю до цілих чисел; коефіцієнт пористості з точністю до тисячних часток одиниці; коефіцієнт нафтогазонасиченості з точністю до сотих часток одиниці; коефіцієнт на усадку нафти з точністю до тисячних часток одиниці; газовміст пластової нафти у метрах кубічних на тонну з точністю до цілих чисел; поправки на температуру і відхилення від закону Бойля-Маріотта з точністю до сотих часток одиниці.

3.13.12. Запаси нафти, конденсату, етану, пропану, бутанів, сірки і металів підраховуються у тисячах тонн, газу - у мільйонах кубічних метрів; гелію і аргону - у тисячах кубічних метрів.

3.13.13. У разі використання методу матеріального балансу для родовищ (покладів), що перебувають на будь-якій стадії розробки, обґрунтовуються: режим роботи покладу, характер його розбуреності та експлуатаційна характеристика; вибір розрахункового варіанта, об'єкта та дат підрахунку; дані за період від початку розробки на кожну дату підрахунку (накопичений видобуток нафти, розчиненого та вільного газу, води, загальна кількість закачаних в пласт води і газу; кількість пластової води, що увійшла в поклад); середні пластові тиски, пластова температура; коефіцієнт стисливості пластової нафти, тиск насичення; початкові і поточні газовміст, об'ємні коефіцієнти пластової нафти, пластового газу, пластової води; коефіцієнти стисливості води і порід-колекторів; відношення об'єму газової шапки до об'єму нафтонасиченої частини покладу (для нафтогазових покладів).

3.13.14. Для нафтових родовищ (покладів), що перебувають на початковій (пружній) стадії розробки, застосовується підрахунок запасів методом падіння тиску, для якого потрібно мати дані динаміки зміни в часі пластового тиску, накопиченого видобутку (нафти, розчиненого газу і води), а також коефіцієнти нафтонасиченості і стисливості нафти, води і порід-колекторів.

3.13.15. Для нафтових родовищ (покладів), що перебувають на пізній стадії розробки, застосовується статистичний метод підрахунку запасів нафти, для якого потрібно мати дані: про час розробки, зміну по свердловинах (покладу) дебіту нафти, щорічного та накопиченого видобутку нафти, води та зміну обводненості продукції, газового фактора і пластового тиску.

3.13.16. Для газових і газоконденсатних родовищ (покладів), що розробляються, застосовується метод підрахунку запасів газу за падінням тиску. При цьому обґрунтовуються і розраховуються початкове і поточне положення газо-водяного контакту; початкові та поточні значення пластового тиску і температури та відповідні їм поправки на відхилення від закону Бойля-Маріотта; зміна в часі пластових і гирлових тисків; газогідродинамічний зв'язок покладів родовища; ступінь дренування окремих частин покладів і їх режим; вплив зниження тиску і випадіння конденсату на пористість; динаміка вторгнення пластової води; втрати або перетоки газу; величини відбору газу, конденсату і води із свердловин і покладів.

3.14. Класифікація підрахованих запасів і оцінених ресурсів вуглеводнів за промисловим значенням та ступенем техніко-економічного і геологічного вивчення.

Наводиться розподіл запасів і ресурсів родовища (покладу) за рівнем їх промислового значення, ступенем техніко-економічного і геологічного вивчення згідно із 3, 4, 5, 6 розділами Інструкції із застосування Класифікаціїзапасів і ресурсів корисних копалин до геолого-економічного вивчення ресурсів перспективних ділянок та запасів родовищ нафти і газу. При цьому до балансових запасів слід відносити видобувні запаси покладів вуглеводнів, видобуток яких є економічно ефективним згідно з ТЕО коефіцієнтів вилучення, а також запаси, що забезпечують узгоджену з надрокористувачем ефективність капіталовкладень. Балансові розвідані запаси належать до класу достовірних запасів (proved reserves) під міжнародним кодом 111. Попередньо розвідані балансові запаси належать до класу вірогідних запасів (probable reserves) під міжнародним кодом 122. Умовно балансові розвідані запаси позначаються кодом 211. Попередньо розвідані запаси до умовно балансових не належать. Позабалансові попередньо розвідані запаси позначаються кодом 222. Перспективні і прогнозні ресурси вуглеводнів з невизначеним промисловим значенням належать до класів під кодами, відповідно, 333 і 334.

3.15. Зіставлення підрахункових параметрів і підрахованих запасів з тими, що числяться у Державному балансі України, та з раніше затвердженими й аналіз причин розбіжностей

3.15.1. Підраховані запаси нафти, газу, конденсату і супутніх корисних компонентів та підрахункові параметри зіставляються з тими, що числяться у Державному балансі корисних копалин України, з приведенням аналізу причин розбіжностей.

3.15.2. При повторній ГЕО виконується зіставлення нових даних про запаси нафти, газу, конденсату і супутніх корисних компонентів з тими, що числяться у Державному балансі корисних копалин України, і з раніше затвердженими ДКЗ, з приведенням аналізу причин розбіжностей і визначенням обґрунтованості кондицій, підрахункових параметрів, запасів і ресурсів, що подаються на експертизу.

3.15.3. Поелементне зіставлення здійснюється щодо кожного покладу і експлуатаційному об'єкта. Детально аналізуються показники, за якими встановлені розбіжності. Для родовища в цілому зіставляються тільки результати підрахування запасів і ресурсів та їх класифікації (розподілу за кодами класів).

3.16. Оцінка підготовленості родовища (покладу) до промислового освоєння

3.16.1. Оцінка виконання вимог до вивченості геологічної будови родовища, складу і властивостей нафти і газу, гідрогеологічних, гірничо-геологічних та інших умов розробки родовища, передбачених п. 9 Інструкції із застосування Класифікації запасів і ресурсів корисних копалин державного фонду надр до геолого-економічного вивчення ресурсів перспективних ділянок та запасів родовищ нафти і газу, затвердженої наказом ДКЗ України 10.07.98 N 46 та зареєстрованої в Мін'юсті України 24.07.98 за N 475/2915. Ступінь вивченості першочергових об'єктів розробки родовища.

3.16.2. Відповідність ступеня вивченості компонентів нафти, газу і конденсату, що мають промислове значення, положенням Вимог до комплексного вивчення родовищ і підрахунку запасів супутніх кориснихкопалин і компонентів та відходів гірничого виробництва, затверджених наказом ДКЗ України від 12.11.97 N 95, зареєстрованих Головною службою стандартів Держкомгеології України за N КНД 41-00032626-00291-97.

3.16.3. Можливості підвищення забезпеченості підприємства розвіданими та попередньо розвіданими запасами або зростання його виробничої потужності при продовженні на родовищі геологорозвідувальних робіт.

3.16.4. Відомості про наявність у районі родовища джерел питного і технічного водопостачання, а також сировинної бази будівельних матеріалів для забезпечення потреб майбутнього підприємства з видобутку нафти і газу.

3.17. Якість і ефективність геологорозвідувальних робіт, а також геолого-промислових досліджень під час видобутку вуглеводнів

3.17.1. Точність польових геофізичних досліджень, що стало основою для постановки пошуково-розвідувального буріння, та оцінка ступеня відповідності їх результатів даним буріння. Процент виносу керна; його придатність для лабораторних досліджень, ступінь використання керна для обґрунтування кондицій і підрахункових параметрів. Співвідношення кількості пробурених свердловин до кількості ліквідованих свердловин, що опинилися за межами покладів. Кількість випробуваних інтервалів продуктивних пластів, свердловин, що припадають на один розвіданий поклад; їх частка від загальної кількості розкритих інтервалів, свердловин. Виконання термінів замірів дебітів нафти, газу, конденсату і води окремо щодо кожної свердловини, а також пластових тисків глибинними приладами.

3.17.2. Загальні грошові витрати на пошуки, розвідку і дослідницькі роботи на родовищі окремо: за рахунок державного бюджету та за рахунок власних коштів надрокористувачів. Витрати за основними видами робіт: на геологічну зйомку, польові геофізичні роботи, структурне, параметричне, пошукове і розвідувальне буріння, гідрогеологічні, геофізичні, лабораторні, наукові та інші дослідження, зведення тимчасових будівель і споруд, камеральні роботи. Кількість і вартість пошукових і розвідувальних свердловин, що передаються згідно з чинним законодавством надрокористувачам разом з родовищем, а також ліквідованих з геологічних та технічних причин.

3.17.3. Запаси нафти і газу, які припадають на одну свердловину і на один метр проходки. Фактичні витрати на пошуки і розвідку родовища, що припадають на один метр проходки, одну тонну нафти і конденсату та 1000 куб. м вільного газу (окремо запасів загальних, балансових та умовно балансових).

3.18. Висновки

3.18.1. Основні висновки про ступінь вивченості геологічної будови, кількість та якість запасів і ресурсів нафти і газу, комплексне використання запасів родовища; гідрогеологічні та гірничо-технічні умови розробки родовища. Співвідношення запасів, що перебувають на Державному балансі корисних копалин України і підрахованих у звіті.

3.18.2. Рекомендації щодо найбільш раціонального способу розробки родовища.

3.18.3. Оцінка загальних перспектив родовища, рекомендації з проведення пошуків і розвідки перспективних площ, що розміщені в тому ж геологічному районі, та продовження геологорозвідувальних робіт у межах родовища, вдосконалення наукових досліджень.

3.19. Список використаних літературних матеріалів

У переліку опублікованої літератури, фондових та інших матеріалів,

використаних під час складання звіту, даються назва джерел, автори, місце та

рік видання (складання).

4. Текстові додатки

До складу матеріалів ГЕО запасів нафти і горючих газів слід включати:

розпорядчі документи: геологічне завдання на проведення геологорозвідувальних робіт, пооб'єктний перелік робіт з геологічного вивчення надр, завдання з термінів розвідки і підрахунку запасів;

протоколи розгляду матеріалів ГЕО науково-технічними радами організації, що проводила геологорозвідувальні роботи, організації, яка буде здійснювати розробку родовища, та замовниками цих робіт;

довідка про узгодження з відповідними установами можливості скиду води, видобутої разом з нафтою і газом, у поверхневі водоймища і водотоки або в інші водоносні горизонти.

Для родовищ, які розробляються, повинні також додаватися:

протокол розгляду звіту з підрахунку запасів НТР організації, що розробляє родовище;

довідка організації, що розробляє родовище, про кількість видобутих нафти, газу і конденсату (у тому числі за період після останнього затвердження запасів ДКЗ), фактичну собівартість видобутку, якість товарної продукції і напрями її промислового використання;

довідка про результати спеціальних тематичних робіт, що здійснювалися сторонніми організаціями, та їх рекомендації.

У випадках, коли сумарні списані та намічені до списання в процесі розробки і під час розвідки родовища запаси перевищують нормативи, встановлені діючим положенням про списання запасів з балансу підприємств, до звіту додаються:

висновки установи Держнаглядохоронпраці;

висновки організації, яка проводила розвідку родовища або її правонаступника.

5. Табличні додатки

Таблиці повинні містити в зручній для перевірки формі вихідні, проміжні дані та кінцеві результати, необхідні для перевірки операцій з підрахунку запасів.

Обов'язкові такі таблиці: стан фонду свердловин;

загальні обсяги буріння на родовищі та їх вартість;

відомості про товщину, висвітленість керном продуктивних пластів та обсяги виконаних робіт за аналізом кернового матеріалу;

результати випробування і дослідження свердловин;

відомості про літолого-фізичні властивості порід продуктивних горизонтів і покришок;

виконаний комплекс геофізичних досліджень свердловин;

зведена таблиця геофізичних величин та підрахункових параметрів продуктивних пластів;

відомості про хімічний склад та фізичні властивості пластових вод;

фізико-хімічні властивості нафти;

склад газу, розчиненого в нафті;

характеристика вільного газу;

характеристика стабільного конденсату;

відомості про розробку родовища (покладу);

середні    значення    пористості    (тріщинуватості, кавернозності), проникності, нафтогазонасиченості; результати замірів площ;

визначення середньозважених нафто- і газонасичених товщин; зведена   таблиця   підрахункових   параметрів   та   запасів   нафти і розчиненого газу;

зведена таблиця підрахункових параметрів та запасів вільного газу і конденсату;

зведена таблиця запасів супутніх корисних компонентів у газі;

зіставлення параметрів, прийнятих при підрахунку запасів нафти і розчиненого газу, вільного газу і конденсату, з тими, що числяться на Державному балансі корисних копалин України і з раніше затвердженими;

зіставлення підрахованих запасів нафти і розчиненого газу, вільного газу і конденсату та супутніх корисних компонентів у газі з тими, що числяться на Державному балансі запасів корисних копалин України, і з раніше затвердженими.

У разі підрахунку запасів, виконаному на ЕОМ, повинні додаватися машинні розпечатки таблиць і дискета із записами таблиць підрахування запасів, яка повертається.

У разі необхідності подаються інші табличні матеріали, що обґрунтовують підрахунок запасів і висновки авторів.

Рекомендовані форми таблиць наведені в додатку 1.

6. Графічні матеріали

6.1. У матеріалах ГЕО у разі застосування об'ємного методу підрахунку запасів належить наводити такі графічні матеріали

6.1.1. Оглядова карта району родовища, на якій відображено його місцеположення, найближчі родовища та нафтогазопромисли, нафто- і газопроводи, залізниці, шосейні дороги та населені пункти, водні об'єкти, заповідники, родовища інших корисних копалин.

6.1.2. Структурні карти покрівлі основних продуктивних горизонтів за результатами буріння та польових геофізичних робіт. На карту належить виносити весь фактичний матеріал, на якому ґрунтується її побудова: сейсмічні профілі, свердловини структурні, проектні, ті, що знаходяться у будівництві, і пробурені пошукові, розвідувальні та експлуатаційні. Масштаб карт (як правило, 1:5000 - 1:25000) визначається розмірами родовищ, складністю їх геологічної будови та мінливістю колекторських властивостей продуктивних горизонтів.

6.1.3. Зведений (нормальний) геолого-геофізичний розріз родовища у масштабі 1:500 - 1:2000 із стратиграфічним розчленуванням, каротажною характеристикою, стислим описом порід і характерної фауни, з наведенням електричних, сейсмічних та інших реперів, виділенням нафтогазонасичених горизонтів (пластів).

6.1.4. Планшети з діаграмами ГДС у масштабі не менше ніж 1:200 з їх інтерпретацією. При тонкошаруватій будові продуктивних пластів (товщина прошарків менша за 0,5 м) діаграми ГДС для окремих свердловин повинні бути записані в більшому масштабі - 1:50. Детальний комплекс методів ГДС та порядок розміщення діаграм на планшеті суворо не регламентуються. Обов'язково наводяться ті види каротажу, за якими визначаються ефективні товщини, пористість, нафтогазонасиченість, глинистість, залишкова вода, положення контактів та ін. з ув'язкою за глибиною. При цьому подається така інформація: інтервали відбору і винос керна в метрах відповідно до його прив'язки, границі і номенклатура продуктивних горизонтів, інтервали залягання порід-колекторів та їх літологічна характеристика, загальні, ефективна та нафто- і газонасичена товщини, пористість, абсолютна та ефективна проникність, нафтогазонасиченість за керном і ГДС, інтервали і дати перфорації, результати випробування та геофізичного контролю за випробуванням, положення ВНК, ГНК, ГВК, положення цементних мостів. В окремій графі мають бути наведені висновки за даними БКЗ в окремих інтервалах.

При повторному підрахунку запасів планшети з каротажними діаграмами подаються лише щодо свердловин, у яких у результаті нової інтерпретації були змінені значення ефективної товщини, пористості, положення контактів або інших підрахункових параметрів; при цьому на планшетах необхідно навести параметри, що були прийняті в попередньому підрахунку запасів та в тому, що пропонується.

Страницы:
1  2  3  4  5  6  7  8  9  10  11  12  13  14  15  16  17  18  19  20  21  22  23  24  25  26  27  28  29  30  31  32  33  34  35  36  37  38  39  40  41  42  43  44  45  46  47  48  49  50  51  52  53  54  55  56  57  58  59  60  61  62  63  64  65  66  67  68  69  70  71  72  73  74  75  76  77  78  79  80  81  82  83  84  85  86  87  88  89  90  91  92  93  94  95  96  97 


Похожие статьи

Р С Кірін - Геологічне право україни систематизований зб нормат -правових г 36 актів неофіц вид