4.9.1. В графе 5 указываются параметры пласта:

• а) площадь нефтегазоносности в тыс.м2 каждой категории запасов и в сумме кат.А+В+С1;
• б) нефтенасыщенная толщина (общая/эффективная) в метрах каждой категории запасов и в сумме кат.А+В+С1. Общая нефтенасыщенная толщина объекта учета запасов - это суммарная толщина всех пород, слагающих продуктивный пласт, от кровли верхнего проницаемого пропластка до водонефтяного контакта или до подошвы нижнего проницаемого пропластка в бесконтактной зоне.

Эффективная нефтенасыщенная толщина объекта учета запасов - это суммарная толщина прослоев - коллекторов от кровли верхнего проницаемого пропластка до водонефтяного контакта или до подошвы нижнего проницаемого пропластка в бесконтактной зоне.

Нефтенасыщенная толщина (общая/эффективная) кат.А+В+С1 рассчитывается как средневзвешенная по площади;

• в) открытая пористость в долях единицы (коэффициент пористости);
• г) нефтенасыщенность в долях единиц (коэффициент нефтенасыщенности);
• д) коэффициент извлечения нефти в долях единицы;
• е) проницаемость в мкм2 = мД/1000

Для поровых коллекторов проницаемость определяется по керновым и геофизическим данным; для трещинных, порово-трещинно-кавернозных коллекторов - по гидродинамическим исследованиям;

• ж) пересчетный коэффициент в долях единицы;
• п.п. з), и) для баланса нефти не заполняются.

Параметры пласта в п.п. в) - ж) приводятся для каждой категории и в сумме кат.А+В+Ст. Если из одного объекта разработки (залежи) ведется добыча нефти двумя и более недропользователями, то параметры целиком по залежи даются недропользователем-оператором.

4.9.2. В графе 4 дается качественная характеристика нефти:

• а) плотность в г/см3;
• б) вязкость в пластовых условиях в мПа*с (равна вязкости в сП);
• в) содержание серы в %;
• г) содержание парафина в %;
• д) содержание смол и асфальтенов в % (суммарное содержание);
• е) пластовая температура в °С;
• ж) температура застывания нефти в °С.

Качественная характеристика нефти приводится раздельно для запасов кат.А+В+С1 и кат.С2.

4.9.3. В графе 5 приводятся следующие данные:

• а) год открытия месторождения (залежи);
• б) год ввода месторождений (залежи) в разработку в соответствии с полученной лицензией;
• в) год консервации месторождения в соответствии с действующим положением;
• г) добыча с начала разработки, включая и добычу за отчетный год по каждой залежи и месторождению в целом. Добыча нефти приводится отдельно по категориям А, В, C1 и в сумме по категориям А+В+С1;
• д) добыча на дату утверждения запасов по каждой залежи в отдельности и по месторождению в целом (согласно протоколу экспертной комиссии);
• е) степень выработанности в % месторождения в целом и каждой залежи в отдельности определяется как отношение добычи с начала разработки к начальным извлекаемым запасам на 1 января следующего за отчетным года;
• ж) обводненность продукции в % рассчитывается для месторождения и каждой залежи как отношение количества добытой воды в тоннах к общему количеству добытой жидкости в тоннах за год (среднегодовая обводненность);
• з) темп отбора запасов в % (начальный/текущий) рассчитывается для месторождения и каждой залежи как отношение добычи отчетного года к начальным извлекаемым запасам (начальный темп отбора) и добыча отчетного года плюс извлекаемые (текущий темп отбора) запасы на конец отчетного года.

где:

• - темп отбора от начальных запасов,
• - темп отбора от текущих запасов,
• - добыча за отчетный год,
• - извлекаемые запасы на конец отчетного года,
• - накопленная добыча на конец отчетного года.

4.9.4. В графе 6 указываются категории запасов в соответствии с «Классификацией запасов и ресурсов нефти и горючих газов».

Учет и суммирование запасов по категориям производится в соответствии с п.4.5.

4.9.5. В графе 7 приводятся запасы нефти по состоянию на 1 января отчетного года, которые должны совпадать с запасами в Государственном балансе запасов нефти, составленном Росгеолфондом, за прошедший год.

4.9.6. В графе 8 даются сведения о добыче нефти за отчетный год по каждой залежи, а также по месторождению и предприятию по каждой категории и по сумме кат.А+В+С1.

Сведения о добыче в целом по предприятию должны соответствовать данным, приводимым в статистической отчетности, представляемой в Госкомстат России.

4.9.7. В графе 9 указывается изменение (увеличение или уменьшение) запасов в результате разведочных работ.

В этой графе отражаются:

• запасы, выявленные в результате разведочного и эксплуатационного бурения на новых месторождениях (залежах), т.е. месторождениях (залежах), на которых впервые получены промышленные притоки нефти в скважине и по которым запасы нефти впервые ставятся на учет в Государственном балансе запасов полезных ископаемых Российской Федерации;
• увеличение или уменьшение ранее выявленных запасов в результате разведочного и эксплуатационного бурения;
• увеличение или уменьшение запасов, установленное по результатам государственной экспертизы материалов геологоразведочных работ. Если изменение запасов произошло в результате изменения параметров пласта (залежи), не связанного с производством дополнительных геологоразведочных работ, или по другим причинам, то это изменение показывается не в графе 9, а в графе 10;
• изменение запасов в связи с переводом их из одной категории в другую;
• запасы месторождений или отдельных участков, разведанных до отчетного года, но не учтенных своевременно из-за отсутствия данных о параметрах пластов, задержки с камеральной обработкой материалов или по другим причинам.

4.9.8. Отраженное в графе 9 увеличение или уменьшение запасов, происшедшее в результате дополнительных разведочных работ или по данным разработки месторождений, учитывается при оценке прироста запасов предприятия-недропользователя и отражается в отчете о приросте запасов (форма № 4-гр).

4.9.9. В графе 10 приводится изменение запасов в результате переоценки.

В этой графе отражаются:

• снятые с учета запасы, числившиеся на балансе недропользователя, которые признаны нерентабельными для отработки вследствие изменившихся экономических и горно-геологических условий;
• снятые с учета запасы, признанные нецелесообразными для отработки по технико-экономическим причинам, обоснованными при проектировании нефтегазодобывающего предприятия;
• изменение запасов (увеличение или уменьшение), подсчитанных в связи с пересмотром параметров пласта (залежи) без производства дополнительных геологоразведочных работ;
• списанные с баланса недропользователя запасы, неподтвердившиеся в результате последующих разведочных работ или разработки, выявивших новые данные о параметрах месторождения, залежи или пласта (их размеры, нефтенасыщенные толщины, пористость, проницаемость и пр.).

Списание запасов производится в соответствии с действующим положением о порядке списания запасов с учета предприятия.

4.9.10. В пояснительной записке к балансу необходимо указать в связи с чем произошли изменения запасов, отраженные в графах 9 и 10.

4.9.11. В графе 11 указываются запасы нефти, переданные с баланса одного предприятия на баланс другого и перевода из одной группы промышленного освоения в другую. Здесь показываются также запасы нефти, передаваемые из нераспределенного фонда недропользователю в соответствии с полученной лицензией и наоборот.

4.9.12. В графе 12 показываются запасы нефти по состоянию на 1 января следующего за отчетным года. При этом необходимо проверить правильность приведенных в балансе данных как по каждой категории запасов в отдельности, так и по месторождению в целом. Проверка осуществляется следующим образом: из запасов нефти, числящихся на 1 января отчетного года (7 графа), вычитается количество нефти, добытой из недр за отчетный год (графа 8) и к разности прибавляются (или вычитаются из нее) запасы нефти, полученные в результате разведки (графа 9), переоценки (графа 10) и передачи с баланса на баланс (графа 11).

Итоговая цифра должна быть равна цифре, указанной в графе 12.

4.9.13. Графа 13 в балансе запасов по нефти не заполняется.

4.9.14. В графе 14 даются сведения о запасах нефти на дату их утверждения по месторождению и отдельным пластам по результатам государственной экспертизы.

При наличии по одному и тому же месторождению нескольких протоколов утверждения следует точно установить по каким пластам эти запасы утверждались и во избежание дублирования данных пользоваться последним (по дате) протоколом утверждения.

4.9.15. В графе 15 указывается остаток утвержденных запасов кат.А+В+С1 на месторождениях всех групп промышленного освоения по состоянию на 1 января следующего за отчетным года.

Остаток запасов определяется путем вычитания из утвержденных запасов, запасов списанных (после их утверждения) в результате добычи нефти, разведки, переоценки или неподтверждения. При исчислении остатка запасов не учитываются запасы, списанные по вышеуказанным причинам, за пределами контуров блоков их утверждения кат.А, В и С1.

Остаток утвержденных запасов не должен превышать запасы кат.А+В+С1, числящиеся на месторождении на 1 января следующего за отчетным года.

4.9.16. В графах 7, 9, 10, 11, 12, 14 и 15 приводятся запасы нефти, которые показываются в виде дроби: в числителе - запасы, учитываемые по наличию их в недрах (геологические), а в знаменателе - извлекаемые.

4.9.17. В графе 16 указывается орган, утвердивший запасы, год утверждения и номер протокола в целом по месторождению и по отдельным залежам.

4.9.18. При заполнении формы № 6-гр (нефть, газ, компоненты) обязательным является выделение месторождений и объектов учета. Для каждого объекта учета должны быть проставлены все предусмотренные формой данные, в том числе и технологические показатели разработки. Параметры пласта и характеристика нефти проставляются также в случае, когда в текущем году произведено полное списание запасов.

При заполнении формы № 6-гр (нефть, газ, компоненты) следует контролировать соответствие начальных геологических и извлекаемых запасов подсчетным параметрам.

Раздел 4.10. Далее...