Об утверждении Инструкции по применению Классификации запасов и ресурсов полезных ископаемых государственного фонда недр к геолого-экономическому изучению ресурсов перспективных участков и запасов месторождений нефти и газа

ДЕРЖАВНА КОМІСІЯ УКРАЇНИ ПО ЗАПАСАХ КОРИСНИХ КОПАЛИН

ПРИ ДЕРЖАВНОМУ КОМІТЕТІ УКРАЇНИ ПО ГЕОЛОГІЇ І ВИКОРИСТАННЮ НАДР

НАКАЗ

N 46 від 10.07.98 Зареєстровано в Міністерстві
м.Київ юстиції України
24 липня 1998 р.
vd980710 vn46 за N 475/2915

Про затвердження 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

Відповідно до пункту 16 Положення про порядок проведення
державної експертизи та оцінки запасів корисних копалин,
затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 22 грудня
1994 р. N 865 ( 865-94-п ), а також пункту 7 Класифікації запасів
і ресурсів корисних копалин державного фонду надр, затвердженої
постановою Кабінету Міністрів України від 5 травня 1997 р. N 432
( 432-97-п ), НАКАЗУЮ:
1. Затвердити Інструкцію із застосування Класифікації запасів
і ресурсів корисних копалин державного фонду надр до
геолого-економічного вивчення ресурсів перспективних ділянок та
запасів родовищ нафти і газу, що додається.
2. Ця Інструкція є обов'язковою для виконання суб'єктами
підприємницької діяльності, що здійснюють геологорозвідувальні
роботи, проектування і будівництво нафтогазодобувних підприємств,
розробку родовищ вуглеводнів.
3. Ввести в дію цю Інструкцію з 01.01.1999 року.
4. Із введенням в дію цієї Інструкції вважати такою, що не
застосовується в Україні, "Инструкцию по применению классификации
запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и
горючих газов", затверджену головою ДКЗ СРСР 14 жовтня 1983 року.
5. Головному геологу відділу ДКЗ Зіць А.П. подати Інструкцію
на державну реєстрацію до Мін'юсту України.
6. Контроль за виконанням наказу залишаю за собою.

Голова ДКЗ України В.Ловинюков
Затверджено
Наказ Державної Комісії України
по запасах корисних копалин
10.07.98 N 46
Зареєстровано в Міністерстві
юстиції України
24 липня 1998 р.
за N 475/2915
Інструкція
із застосування Класифікації запасів і ресурсів корисних
копалин державного фонду надр до геолого-економічного
вивчення ресурсів перспективних ділянок та запасів
родовищ нафти і газу
1. Загальні відомості
1.1. Нафта - природна суміш, що складається з вуглеводневих
сполук метанової, нафтенової та ароматичної груп, які в пластових
і стандартних умовах (0,1 МПа при 20 град.С) перебувають у рідкій
фазі. Невуглеводневі сполуки присутні в нафті у вигляді сірчастих,
азотистих, кисневих, металоорганічних комплексів. Поширеним
компонентом є сірка, що міститься в нафті як у вигляді різних
сполук, так і у вільному стані. У більшості нафт в пластових
умовах міститься, у тій чи іншій кількості, розчинений газ.
За відмінностями складу і фізичних властивостей нафти
поділяються на низку типів. Їх типізація провадиться за груповим
вуглеводневим і фракційним складом, вмістом сірки та інших
невуглеводневих компонентів, асфальтенів і смол.
Груповий вуглеводневий склад відображає вміст (у відсотках за
масою) трьох основних груп вуглеводнів - метанових, нафтенових і
ароматичних. Суттєве значення має наявність розчинених у нафті
твердих вуглеводнів - парафінів. За їх кількістю нафти поділяються
на малопарафінові (до 1,5%), парафінові (1,51 - 6%) і
високопарафінові (понад 6%).
Фракційний склад відображає відносний вміст (у відсотках за
масою) тих фракцій нафт, які википають при розгонці до 350 град.С
і масляних фракцій (дистилятів) з температурою кипіння понад
350 град.С.
За вмістом сірки нафти поділяються на малосірчасті (до 0,5%),
сірчасті (0,51 - 2%) і високосірчасті (понад 2%), а у разі
виявлення вмісту більш ніж 0,5% сірка в нафтах має промислове
значення.
За кількістю смол нафти поділяються на малосмолисті (до 5%),
смолисті (5 - 15%) і високосмолисті (понад 15%). Концентрація
рідких металів (ванадію, хрому, кобальту, нікелю та ін.) у
деяких високосмолистих нафтах може сягати промислових значень
(див. додаток 4).
Властивості нафт в стандартних умовах суттєво відрізняються
від їхніх властивостей в пластових умовах внаслідок впливу
розчиненого газу, температури і тиску в надрах. В стандартних
умовах основними параметрами є густина, молекулярна маса,
в'язкість, температури застигання і кипіння, в пластових умовах -
тиск насичення розчиненим газом, газовміст, об'ємний коефіцієнт,
коефіцієнт теплового розширення, коефіцієнт стисливості, густина і
в'язкість.
1.2. Природний горючий газ (далі - газ) - природна суміш
вуглеводневих та невуглеводневих сполук і елементів, які
перебувають в пластових умовах у різних фазах (газоподібній,
рідкій, твердій) або розчиненими в нафті чи воді, а в стандартних
умовах - тільки в газоподібній фазі. Основними компонентами газу в
стандартних умовах є метан і його гомологи - етан, пропан, бутан.
Газ часто містить сірководень, гелій, вуглекислий газ, азот і
інертні гази, іноді ртуть. Етан, пропан і бутани є сировиною для
виробництва скрапленого газу і продукції нафтохімічної
промисловості.
Промислове значення має вміст (за об'ємом): етану в газі 3% і
більше, гелію в газі, вільному і розчиненому в нафті, відповідно
0,050% і 0,035%, та сірководню більше 0,5%. Якщо вміст азоту у
вільному газі є більшим за 30%, то можливе його промислове
видобування і, відповідно, потрібен облік таких запасів (див.
додаток 4).
Основними показниками властивостей газу є молекулярна маса,
густина в стандартних умовах, густина відносно повітря, критичні
температура і тиск, коефіцієнт надстисливості, об'ємний
коефіцієнт, в'язкість, здатність до гідратоутворення, теплота
згоряння.
1.3. Конденсат - природна суміш переважно легких
вуглеводневих сполук, які перебувають у газі в розчиненому стані
за певних термобаричних умов і переходять в рідку фазу в разі
зменшення тиску до рівня, нижчого від тиску конденсації. Основними
параметрами газу, до складу якого входить конденсат, є потенційний
вміст вуглеводнів С5+вищих, густина конденсату в стандартних
умовах і тиск початку конденсації.
1.4. Нафта і газ акумулюються в колекторах порового,
кавернового, тріщинного і змішаного типів, утворюючи природні
скупчення - поклади. Поклад - це будь-яке природне скупчення нафти
або газу в пастці, утвореній породою-колектором під покришкою зі
слабопроникних і непроникних порід. Поклад може бути утворений
одним або кількома пластами-колекторами з єдиною гідродинамічною
системою.
1.5. Родовище - це ділянка земної кори, з якою закономірно
пов'язані один або більше покладів вуглеводнів, які за кількістю,
якістю та умовами залягання е придатними для промислового
використання. Родовище може бути однопокладовим і
багатопокладовим. Межі родовища визначаються контурами розвіданих
і попередньо розвіданих запасів.
1.6. Залежно від фазового стану в стандартних умовах і складу
основних вуглеводневих сполук в надрах родовища (поклади) нафти і
газу поділяються на:
- нафтові, які містять нафту і розчинений в ній газ;
- газонафтові та нафтогазові (двофазові): у перших основна
частина родовища (покладу) нафтова, а газова (газова шапка) займає
менший об'єм, у других газова частина (газова шапка) за об'ємом
перевищує нафтову;
- газові, які містять тільки газ;
- газоконденсатні, в газі яких міститься конденсат;
- нафтогазоконденсатні, які містять нафту, газ і конденсат.
1.7. Область використання нафти і газу визначається згідно з
вимогами державних і галузевих стандартів і технічних умов до
складу вуглеводнів. В стандартах визначаються технологія
видобутку, способи транспортування і переробки сировини, які
забезпечують її комплексне використання. Промислова цінність
вуглеводневих та невуглеводневих компонентів, що містяться у нафті
і газі, визначається на основі вимог кондицій згідно з
техніко-економічними розрахунками рентабельності їх вилучення і
використання.
2. Розподіл родовищ (покладів) нафти і газу за
величиною запасів та складністю будови
2.1. За величиною видобувних запасів нафти і газу родовища
поділяються на 7 груп:
- унікальні - понад 300 млн т нафти; понад 300 млрд. куб.м
газу;
- крупні - 100 - 300 млн т нафти; 100-300 млрд. куб.м газу;
- великі - 30 - 100 млн т нафти; 30-100 млрд куб.м газу;
- середні - 10 - 30 млн т нафти; 10-30 млрд куб.м газу;
- невеликі - 5 - 10 млн т нафти; 5-10 млрд куб.м газу;
- дрібні - 1 - 5 млн т нафти; 1-5 млрд куб.м газу;
- дуже дрібні - до 1 млн т нафти; до 1 млрд куб.м газу.
2.2. За складністю геологічної будови, фазового стану
вуглеводнів, умовами залягання і мінливістю властивостей
продуктивних пластів виділяються, незалежно від величини запасів
родовища, такі поклади або експлуатаційні об'єкти:
- простої будови, що пов'язані з непорушеними або слабо
порушеними структурами; їхні продуктивні пласти містять
однофазовий флюїд і характеризуються витриманістю товщин і
колекторських властивостей у плані і в розрізі (коефіцієнт
піщанистості більше 0,7 і коефіцієнт розчленування менше 2,6);
- складної будови, що мають одно- або двофазовий флюїд і
характеризуються значною мінливістю товщин і колекторських
властивостей продуктивних пластів у плані і в розрізі,
літологічними заміщеннями колекторів слабопроникними породами або
наявністю тектонічних порушень (коефіцієнт піщанистості менше 0,7
і коефіцієнт розчленування більше 2,6);
- дуже складної будови, для яких характерні як наявність
багатофазних флюїдів, літологічні заміщення, тектонічні порушення,
так і невитриманість товщин і колекторських властивостей
продуктивних пластів.
2.3. За умовами геологічної будови покладів,
фільтраційно-ємкісних властивостей колекторів, пластових флюїдів
та інших природних факторів, що впливають на продуктивність
свердловин, виділяються важковидобувні запаси нафти і газу.
2.4. Ступінь складності геологічної будови родовища
встановлюється за відповідними характеристиками основних покладів,
які уміщують переважну частину (понад 70%) запасів родовища.
3. Розподіл запасів та ресурсів за ступенем їх
техніко-економічного вивчення
3.1. Розподіл запасів і ресурсів на групи проводиться за
показниками геолого-економічної оцінки (ГЕО) результатів
геологічного та технік