Відповідно до підпункту 122 пункту 4 та пункту 8 Положення про Міністерство захисту довкілля та природних ресурсів України, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 25 червня 2020 року № 614 ,

1. Затвердити Регламент подання на розгляд до Державної комісії України по запасах корисних копалин матеріалів геолого-економічної оцінки запасів нафти, газу і супутніх компонентів, вимоги до їх оформлення та змісту, що додається.

2. Визнати таким, що втратив чинність, наказ Державної комісії України по запасах корисних копалин при Комітеті України з питань геології та використання надр від 18 жовтня 1999 року № 120 "Про затвердження Інструкції про зміст, оформлення та порядок подання в ДКЗ України матеріалів геолого-економічної оцінки родовищ нафти і газу", зареєстрований в Міністерстві юстиції України 10 грудня 1999 року за № 853/4146.

3. Департаменту з питань надрокористування та відновлення довкілля (Олександр Шуст) в установленому законодавством порядку забезпечити подання цього наказу на державну реєстрацію до Міністерства юстиції України.

4. Цей наказ набирає чинності з дня його офіційного опублікування.

5. Контроль за виконанням цього наказу залишаю за собою.

1. Цей Регламент визначає порядок подання на державну експертизу і оцінку до Державної комісії України по запасах корисних копалин матеріалів з детальної геолого-економічної оцінки розвіданих родовищ (покладів) вуглеводнів (ГЕО - 1), попередньої геолого-економічної оцінки об’єктів геологорозвідувальних робіт на нафту і газ (ГЕО - 2) і початкової геолого-економічної оцінки об’єктів геологорозвідувальних робіт на нафту і газ (ГЕО - 3) і супутніх компонентів, вимог до їх оформлення та змісту.

2. У цьому Регламенті терміни вживаються у значеннях, наведених у Кодексі України про надра, Законі України "Про нафту і газ" та інших нормативно-правових актах у сфері геологічного вивчення та раціонального використання надр.

3. Державній експертизі та оцінці на підставі поданих матеріалів ГЕО - 1, ГЕО - 2, ГЕО - 3 підлягають запаси основних і супутніх корисних копалин і компонентів розвіданих родовищ нафти та газу, у тому числі техногенних, і запаси, додатково розвідані в процесі розробки родовищ (покладів) відповідно до статті 32 Закону України "Про нафту і газ".

4. ДКЗ проводить державну експертизу і оцінку матеріалів ГЕО - 1, ГЕО - 2, ГЕО - 3 (далі - матеріали ГЕО) відповідно до вимог законодавства.

5. Матеріали ГЕО для проведення державної експертизи ДКЗ подають користувачі нафтогазоносними надрами, визначені абзацом тринадцятим статті 1 Закону України "Про нафту і газ", що здійснюють користування надрами на підставі та в межах ділянки (родовища) нафтогазоносних надр, визначеної спеціальним дозволом на користування нафтогазоносними надрами або уповноважені ними особи.

6. Матеріали ГЕО родовищ корисних копалин повинні містити:

характеристику геологічної будови покладів корисних копалин, їх технологічних властивостей, гірничо-геологічних, гідрогеологічних та інших умов залягання в обсязі, достатньому для прийняття обгрунтованих проектних рішень щодо способу й системи видобутку та схеми комплексної переробки корисних копалин і визначення граничних показників (параметрів) кондицій;

техніко-економічне обґрунтування кондицій для підрахунку запасів корисних копалин, що забезпечують найповніше, економічно раціональне й комплексне вилучення з надр запасів основних та тих, що спільно залягають корисних копалин, а також корисних компонентів шляхом використання сучасних промислових технологій видобутку й переробки мінеральної сировини з дотриманням вимог щодо охорони надр та навколишнього природного середовища;

характеристику методики й результатів випробовування і підрахунку запасів корисних копалин;

прогнозну економічну оцінку сумарного ефекту від експлуатації родовища за одним або кількома варіантами показників (параметрів) кондицій з визначенням прогнозних результатів підприємницької діяльності гірничопереробного комплексу в обсязі, достатньому для прийняття рішення про інвестування подальших робіт;

документи, що засвідчують право на користування надрами.

7. За результатами державної експертизи затверджуються:

запаси вуглеводнів попередньо розвіданих родовищ для визначення їх промислового значення;

запаси вуглеводнів попередньо розвіданих ділянок надр, які підготовлені до глибокого буріння та оконтурені перевіреними для даного району методами геологічних і геофізичних досліджень для визначення їх промислового значення.

1. Матеріали ГЕО родовищ (покладів) вуглеводнів подаються до ДКЗ користувачем нафтогазоносними надрами або уповноваженою ним особою в двох примірниках з довідкою розробника, яка складається на дату їх подання.

Користувачу нафтогазоносними надрами рекомендується до 1 січня року, на який заплановано подання матеріалів ГЕО, направляти до ДКЗ календарні графіки їх надходження.

2. ДКЗ перевіряє відповідність матеріалів ГЕО вимогам законодавства та цього Регламенту, у разі необхідності надає методичну допомогу з питань їх підготовки.

До матеріалів ГЕО можуть включатися додаткові, ніж передбачені цим Регламентом відомості, дані, розрахунки і таблиці, які викладаються українською мовою, підписуються користувачем нафтогазоносних надр, пронумеровуються, формуються в окремі папки та подаються на розгляд ДКЗ в паперовому та електронному вигляді.

У разі подання на державну експертизу матеріалів ГЕО, виконаних у попередні роки, подається довідка, в якій наводяться такі дані:

уточнена оцінка початкових та поточних загальних і видобувних запасів вуглеводнів;

видобуток (якщо він мав місце);

уточнене техніко-економічне обґрунтування (далі - ТЕО) показників розробки покладів на дату оцінки.

У разі передачі користувачем нафтогазоносними надрами у промислове освоєння не повністю розвіданого і підготовленого до розробки родовища вуглеводнів, на умовах економічного ризику, користувач нафтогазоносними надрами повинен подавати матеріали ГЕО на державну експертизу і затвердження запасів до ДКЗ у строк, визначений спеціальним дозволом на користування нафтогазоносними надрами.

При відкритті нових або дорозвідки відомих покладів вуглеводнів матеріали ГЕО приросту балансових видобувних запасів вуглеводнів класів 111, 121, 122 подаються користувачем нафтогазоносними надрами на державну експертизу і оцінку.

За родовищами, що розробляються більш ніж одним користувачем нафтогазоносними надрами, матеріали ГЕО подаються на державну експертизу після узгодження з усіма користувачами нафтогазоносними надрами.

Протокол узгодження про спільну розвідку та розробку родовища подається разом з матеріалами ГЕО.

Якщо сумарні списані та намічені до списання попередньо розвідані і розвідані видобувні запаси перевищують 20 відсотків запасів, раніше оцінених, додатково подаються матеріали, на основі яких запаси були поставлені на облік у Державному балансі запасів корисних копалин.

3. Державна експертиза і оцінка запасів матеріалів ГЕО проводиться ДКЗ в строк, обумовлений в договорі про виконання робіт з експертизи та оцінки запасів вуглеводнів.

4. Після проведення державної експертизи і оцінки запасів матеріали ГЕО повертаються користувачу нафтогазоносними надрами або уповноваженій ним особі.

5. Інформаційний звіт з приросту запасів вуглеводнів (далі - ПЗВ) і ГЕО запасів вуглеводнів підписується виконавцями робіт, затверджується користувачем нафтогазоносними надрами та подається на державну експертизу і оцінку до ДКЗ.

6. За результатами розгляду інформаційного звіту з ПЗВ складається протокол ДКЗ.

1. Матеріали ГЕО повинні містити інформацію:

про геологічну будову, результати проведених пошукових, розвідувальних і експлуатаційних робіт;

про обґрунтування кондиції для оцінювання запасів;

про оціночні параметри;

про підготовленість родовища (покладу) для промислового освоєння;

про запропоновану систему розробки;

про оцінку перспектив родовища в цілому;

про аналіз змін запасів і оціночних параметрів порівняно з затвердженими раніше і знаходяться на обліку в Державному балансі запасів корисних копалин.

Рекомендований об’єм текстової частини звіту ГЕО становить до 250 сторінок.

Інформація, що наводиться в таблицях і тексті, графічний матеріал, діаграми стандартного каротажу, інклінограми та допоміжні матеріали, на основі яких здійснені висновки, мають узагальнюючий характер та можуть подаватись в табличних додатках.

2. Техніко-економічне обґрунтування кондицій для оцінювання запасів, оцінки ресурсів вуглеводнів включає:

обґрунтування промислового значення покладу (родовища);

розрахунки коефіцієнтів вилучення вуглеводневих флюїдів за методикою, визначеною для даного району;

поваріантні розрахунки систем розробки та обґрунтування оптимального варіанта розробки, який забезпечує найбільш повне та економічно доцільне вилучення нафти, газу і конденсату з надр із застосуванням сучасних технічних способів видобутку при додержанні вимог законодавства з охорони надр і навколишнього природного середовища.

3. Текстові додатки повинні містити:

результати розгляду матеріалів ГЕО Науково - технічною радою користувача нафтогазоносними надрами Державної служби геології та надр України (далі - НТР);

документацію геологорозвідувальних, геофізичних, гідрогеологічних робіт і досліджень.

Для родовищ, що розробляються, належить додавати довідки про обсяги видобутку і втрат нафти і газу, списання затверджених запасів, якість отриманої продукції, повноту комплексного використання нафти, газу і конденсату.

4. У табличних додатках наводиться інформація з визначення оціночних параметрів, результатів оцінки запасів, а також відомості, необхідні для обґрунтування основних положень та висновків, викладених у тексті.

5. Графічні додатки повинні відображати місце розташування і геологічну будову родовища, результати геологорозвідувальних робіт, нафтогазоносність, петрофізичне обґрунтування, координати контурів оцінених запасів у плані і розрізі, гідрогеологічні та інші природні умови залягання покладів та їх розробки.

6. Для родовищ, що розробляються великим фондом свердловин, первинний геолого-геофізичний матеріал і результати випробування подаються щодо частин базових свердловин рівномірно розташованих на площі родовища з характеристикою особливостей його геологічної будови та нафтогазоносності, а для частин не базових свердловин первинні матеріали надаються за вимогою ДКЗ під час проведення державної експертизи.

1. До матеріалів ГЕО додаються такі текстові додатки:

геологічне завдання на проведення геологорозвідувальних робіт, пооб’єктний перелік робіт з геологічного вивчення надр, завдання з визначенням строків розвідки і оцінки запасів;

протоколи розгляду матеріалів ГЕО - 1, НТР користувачів нафтогазоносними надрами, що проводили геологорозвідувальні роботи та/або будуть здійснювати розробку родовища, та замовниками цих робіт.

2. До матеріалів ГЕО - 3 разом з матеріалами, наведеними у пункті 1 цього розділу Регламенту, додаються:

протокол розгляду звіту з оцінки 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 науковими установами, та їх рекомендації;

пропозиції щодо списання запасів корисних копалин з балансу суб’єкта господарювання.

3. В табличних додатках зазначаються обов’язкові вихідні та проміжні дані і кінцеві результати, необхідні для перевірки операцій з оцінки запасів;

зіставлення параметрів, прийнятих при оцінці запасів нафти і розчиненого газу, вільного газу і конденсату, з тими, що числяться в Державному балансі запасів корисних копалин, із раніше затвердженими;

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

У разі оцінки запасів, виконаному за допомогою геоінформаційних систем (далі - ГІС), матеріа­ли ГЕО - 1 подаються на магнітному носії із записами оцінки запасів.

4. До графічних матеріалів ГЕО, додаються:

у разі застосування об’ємного методу оцінки запасів нафти:

оглядова карта району робіт;

структурні карти покрівлі основних продуктивних горизонтів за результатами буріння та польових геофізичних робіт;

зведений геолого-геофізичний розріз родовища у масштабі 1 : 500-1 : 2000 із стратиграфічним розчленуванням, каротажною характеристикою та описом порід, характерної фауни, з наведенням реперів та виділенням нафтогазонасичених горизонтів (пластів);

планшети з діаграмами ГДС у масштабі не менше ніж 1 : 200 з їх інтерпретацією. При тонкошаруватій будові продуктивних пластів діаграми ГДС для окремих свердловин подаються в масштабі - 1 : 50, з наведенням видів каротажу;

поздовжній і поперечний геологічні розрізи та розрізи продуктивної частини родовища, на яких відображено стратиграфічні одиниці відкладів, літологічні особливості порід, положення тектонічних порушень, поклади нафти і газу та їх контактні положення;

при повторній оцінці запасів планшети з каротажними діаграмами подаються щодо свердловин, у яких в результаті нової інтерпретації були змінені значення ефективної товщини та оціночні парамет­ри із зазначенням параметрів, прийнятих в попередній оцінці запасів та в тому, що пропонується;

схеми кореляції продуктивних пластів у масштабі 1 : 500, складені за даними ГДС та дослідженням опису керна. Для слабовивчених родовищ подається схема зіставлення відкладів з розрізами сусідніх вивчених родовищ, аналогічних за геологічною будовою (у разі їх наявності);

структурні карти підошви колекторів кожного продуктивного пласта в масштабі оціночних планів;

схема випробування кожного пласта;

карти сумарної ефективної та нафтонасиченої (газонасиченої) товщини пластів у масштабі оціночних планів;

карти пористості;

карти питомих нафтогазонасичених об’ємів для масивних і масивно-пластових покладів;

оціночні плани;

графіки, що характеризують динаміку видобутку нафти і газу щодо окремих свердловин, покладів та родовищ в цілому, а також зміну пластових тисків і дебітів нафти, газу і води за період розробки;

індикаторні діаграми і криві відновлення тиску у свердловинах;

кореляційні графіки основних петрофізичних залежностей та їх типи;

графіки залежності властивостей пластових нафти і конденсату від тиску і температури;

карта розробки покладів і стану пробурених свердловин.

У разі повторної оцінки запасів наводяться карти зіставлення границь класів запасів, оцінених і затверджених під час попередньої оцінки, з нанесенням нових пробурених свердловин.

У разі застосування методу матеріального балансу:

карта розробки покладу станом на дату оцінки;

графіки динаміки пластових тисків у свердловинах з нанесенням на них всіх замірів, перерахованих на середину покладу;

графіки залежності початкових пластових тисків і властивостей нафти, газу і води від глибини залягання;

карти ізобар на дату оцінки;

графіки зміни властивостей нафти, газу і води залежно від тиску.

У разі застосування статистичного методу наводяться:

графіки зміни досліджуваних параметрів у період розробки;

вихідні дані для визначення коефіцієнтів падіння дебітів.

У разі застосування методу падіння тиску:

криві відновлення пластового тиску по свердловинах після їх зупинки;

карти ізобар поточного пластового тиску;

графіки падіння пластового тиску в часі в кожній свердловині і в цілому у покладі;

індикаторні криві у свердловинах;

графіки залежності приведеного пластового тиску від сумарного відбору газу із свердловин і в цілому із покладу;

ізотерми конденсації стабільного конденсату.

5. До первинних геолого-геофізичних матеріалів включаються:

опис керна продуктивних горизонтів (пластів), а також порід, що залягають в інтервалі на 10-15 м вище і нижче кожного продуктивного горизонту;

діаграми стандартного каротажу в масштабі 1 : 500 у всіх свердловинах з визначеними на них стратиграфічними границями та інтервалами продуктивних горизонтів з їх індексацією;

копії актів випробування свердловин у колоні і відкритому стовбурі, дослідження свердловин та перевірки точності манометрів;

дані лабораторних визначень пористості, абсолютної і ефективної проникності, складу порід-колекторів, їх нафто-, газо- і водонасичення, результати механічних аналізів порід, аналізів нафти, газу, конденсату і води, визначення в них механічних домішок, а для порід-покришок - зміна фільтраційних і ємнісних властивостей;

дані про об’ємні коефіцієнти пластової нафти, розчинності газу в нафті за результатами аналізів глибинних проб нафти та про газоконденсатну характеристику, коефіцієнти надстисливості газу;

кореляційні та інші таблиці і діаграми, складені при оцінці запасів методом матеріального балансу або статистичним.

У разі повторної оцінки запасів належить наводити первинну документацію тільки тих свердловин, які пробурені після попередньої ГЕО. Відомості щодо свердловин, пробурених раніше, подаються у вигляді зведених таблиць.

1. У текстовій частині матеріалів ГЕО - 1 наводиться характеристика геологічних, гірничих, економічних умов та умов залягання, видобутку, реалізації вуглеводнів родовища, що обґрунтовують:

методику виконаних геологорозвідувальних робіт та її обґрунтування в залежності від особливостей геологічної будови, ступеня вивченості та стану розробки родовища;

геолого-економічну оцінку запасів вуглеводнів;

оптимальний варіант промислового освоєння родовища та рівень економічної ефективності проєкту.

2. Текстова частина матеріалів ГЕО - 1 складається з таких розділів:

1) вступ, який включає:

час відкриття родовища;

завдання геологорозвідувальних робіт та строки їх проведення;

мета державної експертизи та оцінки запасів у ДКЗ;

запланований строк дослідно-промислової розробки або промислового освоєння родовища.

У разі повторної ГЕО - 1 запасів наводяться дата і номер протоколу попереднього затвердження запасів, їх обсяги (за групами та класами), кількість видобутих нафти, газу і конденсату на дату попередньої ГЕО, обґрунтування мети повторної оцінки запасів, відомості про виконання рекомендацій ДКЗ, виданих під час попереднього розгляду матеріалів.

У разі незатвердження ДКЗ попередньої оцінки запасів наводяться її причини;

2) загальні відомості про родовище, що містять:

адміністративне і географічне розташування, межі та площу родовища, відомості про економіко­географічні умови району та строки освоєння родовища;

природньо-кліматичні умови району і родовища;

історію відкриття і розвідки родовища, відомості про проведені роботи та дослідження, їх якість та ефективність, а для родовищ, що перебувають у розробці - рік введення їх у розробку та перелік пластів (покладів), що розробляються;

3) геологічна будова родовища, що містить:

положення родовища в загальній геологічній структурі району. Літолого-стратиграфічний опис комплексу відкладів, що складають розріз, з характеристикою просторового поширення стратиграфічних одиниць та зазначенням їх товщин і витриманості;

перелік продуктивних пластів, їх індексацію, межі коливання товщин, оцінка ступеня їх витриманості і будови продуктивного пласта. Загальні просторові закономірності зміни товщини та будови пластів, положення і розміри зон їх заміщення та виклинювання;

основні відомості про тектонічну будову родовища;

відповідність структурних побудов за даними польових геофізичних досліджень матеріалам, одержаним у процесі розвідки, а для родовищ, які перебувають у розробці - матеріалам розвідки та розробки.

Для родовищ, які розробляються і запаси яких затверджені, наводяться порівняння попередніх даних про будову родовища і додатково одержаних при розробці і дорозвідці та аналіз установлених розбіжностей;

4) методика та результати геологорозвідувальних робіт, що містять:

обсяги та результати польових геофізичних досліджень, їх комплекс, методику виконання;

відомості про проєкти проведення пошукових та розвідувальних робіт з характеристикою системи розвідки родовища;

стан фонду пробурених свердловин на дату підготовки матеріалів ГЕО, їх цільове призначення, конструкція, технологія буріння, глибина, технічний стан, кількість ліквідованих свердловин та причини їх ліквідації, пропозиції щодо використання законтурних свердловин;

методику та результати випробування свердловин;

оцінку якості проведення геологорозвілувальних робіт з порівняльним аналізом обсягів геолого­промислових, геофізичних і лабораторних досліджень, виконаних на родовищі, з обсягами, рекомендованими в проєктах геологорозвідувальних робіт.

При здійсненні повторної оцінки запасів зазначаються відомості про стан фонду пробурених свердловин і аналіз відповідності попередньої системи їх розміщення та методики геологорозвідувальних робіт остаточному варіанту геологічної будови родовища.

При повторному поданні матеріалів ГЕО - 1 наводяться:

деталізація методики і обсяги додатково проведених робіт, аналіз їх якості, ефективності та результатів;

обґрунтування змін до геолого-промислової оцінки родовища.