IV. Подсчет и учет начальных и остаточных запасов нефти, газа и содержащихся в них попутных полезных компонентов
IV. Подсчет и учет начальных и остаточных запасов нефти,
газа и содержащихся в них попутных полезных компонентов 
51. Подсчет запасов месторождений и содержащихся в них попутных полезных компонентов проводится в соответствии с требованиями Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов.
52. Основным объектом подсчета запасов нефти и газа является залежь. Подсчет и учет начальных, остаточных геологических и извлекаемых запасов нефти и газа и содержащихся в них попутных полезных компонентов проводится по каждой залежи раздельно и по месторождению в целом. Для крупных и уникальных месторождений УВС допускается подготовка и представление на государственную экспертизу запасов полезных ископаемых документов и материалов подсчета (пересчета) запасов нефти и газа по одной или нескольким стратиграфическим единицам (комплексам).
Запасы месторождения в целом определяются как сумма запасов всех залежей (всех подсчетных объектов).
На основании заключения государственной экспертизы запасов полезных ископаемых залежи могут объединяться в один объект для дальнейшего учета на основе принадлежности к одним стратиграфическим уровням (пластам).
53. При определении запасов месторождений подсчитываются и учитываются запасы нефти, газа и содержащихся в них попутных полезных компонентов, целесообразность извлечения которых обоснована технологическими и технико-экономическими расчетами.
54. Запасы нефти и газа (свободного, газа газовых шапок и растворенного) подсчитываются и учитываются раздельно. Запасы попутных полезных ископаемых и компонентов, подсчитываются и учитываются также раздельно.
55. Подсчет начальных и остаточных запасов нефти и газа проводится раздельно по залежам с выделением запасов газовой, газонефтяной, газонефтеводяной, газоводяной, нефтяной и водонефтяной зон. Сумма запасов по зонам должна соответствовать запасам всей залежи. Для очень мелких и мелких многопластовых месторождений подсчет запасов может производиться по полезным ископаемым (нефть, газ) и содержащимся в них попутным полезным компонентам без разделения по зонам насыщения.
56. Для учета запасов залежей, часть которых расположена за пределами лицензионного участка, запасы нефти, газа и содержащихся в них попутных полезных компонентов определяются как в целом по месторождению, залежам, так и в границах лицензионных участков (распределенный фонд) всех недропользователей и за их пределами (нераспределенный фонд).
57. Подсчет и учет запасов различных категорий ведется раздельно. Выделение категорий запасов нефти и газа по изученности производится по каждой залежи отдельно. Для двухфазных залежей выделение категорий может проводиться отдельно для их нефтяной и газовой частей.
58. Для нефтяных залежей, содержащих традиционные запасы углеводородов, основным методом подсчета геологических запасов нефти и растворенного газа является объемный метод. Метод материального баланса является вспомогательным и может применяться для контроля подсчета запасов разрабатываемых залежей или их участков, охваченных на дату подсчета дренированием.
59. Объемный метод применяется для подсчета геологических запасов нефти и газа, содержащих традиционные запасы с использованием трехмерных геологических моделей.
60. Для залежей с накопленным отбором газа более 30% от начальных геологических запасов при условии преобладающего газового режима разработки в отчете по подсчету запасов представляется подсчет запасов на основе методов материального баланса.
61. Для залежей, содержащих нетрадиционные запасы, подсчет и учет запасов нефти, газа и попутных полезных компонентов производится с использованием методик, изложенных в отдельных методических рекомендациях, утвержденных в установленном порядке.
62. Подсчет геологических запасов нефти производится с учетом объемного коэффициента и плотности нефти, определяемых по результатам дифференциального, или ступенчатого, разгазирования глубинных или рекомбинированных проб пластовой нефти до стандартных условий. При отсутствии исследований таких проб на месторождениях, находящихся на последних стадиях разработки (3, 4), допускается:
а) применение данных, полученных методом однократного разгазирования;
б) учет данных по результатам моделирования PVT-свойств. В отдельных случаях для запасов категории B2, C1 и C2 допускается использование данных по свойствам нефтей объектов-аналогов.
63. Подсчет геологических запасов растворенного газа производится по его содержанию в нефти в пластовых условиях, которое определяется по результатам дифференциального или ступенчатого разгазирования глубинных проб нефти до стандартных условий. В отдельных случаях для подсчета запасов категории B2, C1 и C2 допускается использование данных по свойствам растворенного газа объектов-аналогов.
При наличии в составе газа (свободного или растворенного в нефти) содержания азота или углекислого газа более 50 молярных процентов, газ считается не горючим, не подсчитывается и не учитывается на государственном балансе запасов полезных ископаемых (выпуск "газы горючие").
64. Основным документом подсчета начальных геологических запасов нефти и газа является подсчетный план, составляемый на основе структурных карт по кровле подсчетного объекта или карт поверхности коллекторов этого объекта. Масштабы подсчетных планов и других графических приложений на их основе - (1:5000 - 1:50000) зависят от размера и сложности геологического строения залежи. В отдельных случаях, при подсчете запасов по крупным и уникальным месторождениям, масштаб подсчетных планов и других графических приложений на их основе может быть принят равным 1:100000.
65. Для проведения государственной экспертизы геологических и извлекаемых запасов для месторождений, находящихся в разработке (категория запасов A, B1, B2) совместно представляются подсчет запасов и проектный технический документ (технологическая схема, технологический проект разработки и дополнения к ним).
66. Для залежей (месторождений), находящихся в разработке (категории запасов A, B1, B2), извлекаемые запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них попутных полезных компонентов определяются в результате технико-экономических расчетов по рекомендуемому варианту разработки, утвержденному в установленном порядке, в соответствии с КИН, КИГ, КИК, рассчитанных в проектном технологическом документе на разработку залежей (месторождений) за рентабельный период разработки и за период полной выработки запасов.
67. В случае открытия новой залежи на разрабатываемом месторождении представляется оперативный подсчет запасов и дополнение к проектному технологическому документу в соответствии с Правилами подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья.
68. При изменении ранее утвержденных геологических запасов одного из основных полезных ископаемых категорий A + B1 + B2 более чем на 20% от начальных запасов по месторождению и/или принципиальном изменении геологической модели месторождения на государственную экспертизу запасов полезных ископаемых представляются подсчет (пересчет) геологических запасов и технологическая схема разработки/технологический проект разработки или дополнения к ним. Изменение запасов одного из основных полезных ископаемых мелких и очень мелких месторождений (таб. 2) рассматривается в рамках государственной экспертизы оперативного изменения состояния запасов полезных ископаемых.
Принципиальным изменением геологической модели месторождения признается изменение типов залежей (пликативные, тектонически экранированные, литологически ограниченные), разделение или соединение ранее утвержденных залежей в другие подсчетные объекты, не совпадающие с учтенными в государственном балансе запасов полезных ископаемых.
69. При изменении ранее утвержденных геологических запасов одного из основных полезных ископаемых по месторождению категорий A + B1 + B2 менее чем на 20% от начальных запасов по месторождению, подсчитанных на дату утверждения, на государственную экспертизу запасов полезных ископаемых представляются документы и материалы по оперативному изменению состояния запасов. При этом для подсчета и учета извлекаемых запасов, в том числе по рентабельным запасам, принимаются коэффициенты извлечения нефти, газа и газового конденсата в соответствии с заключением государственной экспертизы запасов полезных ископаемых в части технико-экономического обоснования коэффициентов извлечения, нефти, газа и газового конденсата на основании действующего проектного документа.
70. Если ранее утвержденные извлекаемые запасы категорий A + B1 + B2 не подтверждаются при сохранении ранее принятой геологической модели на экспертизу представляется обоснование коэффициентов извлечения (КИН, КИГ, КИК), выполненное в рамках технологического проекта разработки (дополнение к технологической схеме разработки/дополнение к проекту разработки).
71. Все проектные документы должны быть выполнены в соответствии с Правилами разработки месторождений углеводородного сырья и Правилами подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья, утвержденными в установленном порядке, с использованием всей имеющейся геолого-промысловой информации на дату составления проектного документа.
72. Для месторождений, находящихся в разведке (категории C1 и C2), расчет извлекаемых запасов нефти, газа и конденсата (КИН, КИГ, КИК) осуществляется на основании технико-экономических расчетов по рекомендуемому варианту разработки, рассчитанному в проекте пробной эксплуатации месторождений (залежей), утвержденному в установленном порядке, и экспертных оценок или упрощенных статистических способов определения коэффициентов извлечения:
а) эмпирических методов;
б) покоэффициентного метода;
в) метода аналогий.
73. Коэффициенты извлечения и извлекаемые запасы природных углеводородов (нефти, газа и конденсата) рассчитываются и учитываются по каждой залежи в эксплуатационном объекте по рекомендуемому экономически обоснованному варианту разработки, обеспечивающему рациональное извлечение запасов нефти, газа и конденсата при соблюдении требований охраны недр и окружающей среды, правил ведения горных работ.
74. Запасы месторождений и ресурсы нефти, конденсата, серы, металлов подсчитываются, оцениваются и учитываются в единицах массы (в тысячах тонн). Запасы месторождений и ресурсы газа приводятся к стандартным условиям (давлению 0,1 МПа и температуре 20 °C). Запасы и ресурсы сухого газа, этана, пропана, бутанов, сероводорода, диоксида углерода, подсчитываются, оцениваются и учитываются в миллионах кубических метров, гелия и аргона - в тысячах кубических метров.
75. Отчеты по подсчету запасов и их оперативному изменению оформляются в соответствии с действующими нормативно-методическими документами, утвержденными Приказом Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации.
76. При графическом отображении площадей в границах различных категорий запасов используется следующая цветовая гамма:
для категории A - светло-красный цвет;
для категории B1 - светло-синий цвет;
для категории B2 - голубой цвет;
для категории C1 - светло-зеленый цвет;
для категории C2 - желтый цвет.
