Утвержден

приказом Минприроды России

от 15.05.2014 N 218

ПОРЯДОК

ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ И ЭФФЕКТИВНОЙ

НЕФТЕНАСЫЩЕННОЙ ТОЛЩИНЫ ПЛАСТА ПО ЗАЛЕЖИ

УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ

1. Настоящий Порядок устанавливает единые подходы к определению показателей проницаемости и эффективной нефтенасыщенной толщины пласта по залежам углеводородного сырья, указанным в подпунктах 2 и 3 пункта 1 статьи 342.2 части второй Налогового кодекса Российской Федерации.

2. Определение средних значений проницаемости и эффективной нефтенасыщенной толщины пласта по залежам углеводородного сырья, указанным в подпунктах 2 и 3 пункта 1 статьи 342.2 части второй Налогового кодекса Российской Федерации, производится пользователем недр по данным, приведенным в государственном балансе запасов полезных ископаемых, утвержденном в году, предшествующем году налогового периода.

3. В случае отсутствия этих данных в государственном балансе запасов полезных ископаемых либо их изменения, определение средних значений проницаемости и эффективной нефтенасыщенной толщины пласта по залежи углеводородного сырья, указанной в подпунктах 2 и 3 пункта 1 статьи 342.2 части второй Налогового кодекса Российской Федерации, выполняется пользователем недр при подсчете (пересчете) запасов, в том числе при оперативном изменении состояния запасов полезных ископаемых по результатам геологоразведочных работ и переоценки этих запасов (далее - подсчет (пересчет) запасов).

4. В качестве параметра проницаемости используется параметр - абсолютная газопроницаемость.

5. С целью исключения влияния процента выноса и способа отбора образцов керна средняя по залежи абсолютная газопроницаемость определяется по данным геофизических исследований скважин (далее - ГИС) через среднюю по залежи пористость с использованием двухмерных петрофизических связей проницаемости от пористости или от пористости и других параметров (например, глинистости, сопротивления, остаточной водонасыщенности).

6. Среднее по залежи значение показателей пористости определяется по данным ГИС.

7. Петрофизические связи проницаемости от пористости строятся по данным исследования керна.

При построении петрофизических связей Кпр = f(Кп),

где Кпр - коэффициент проницаемости, Кп - коэффициент пористости, выполняются следующие требования:

- используются образцы керна, равномерно освещающие пласт по площади и разрезу и отобранные из интервалов, где вынос керна составляет не менее 75%;

- количество образцов керна для зависимости составляет не менее 30;

- образцы керна характеризуют весь диапазон изменения пористости и проницаемости;

- уравнение петрофизической связи Кпр = f(Кп) подбирается из условия максимального коэффициента корреляции R;

- при R < 0.6 определение проницаемости по уравнению Кпр = f(Кп) не производится; в этом случае используются многомерные петрофизические связи проницаемости с другими параметрами (пористость, глинистость, сопротивление).

8. Материалы по обоснованию среднего коэффициента проницаемости, представляемые пользователем недр для проведения государственной экспертизы при подсчете (пересчете) запасов, должны содержать документы, подтверждающие аккредитацию лаборатории, в которой проводились определения пористости и проницаемости по керну.

9. Определение эффективных нефтенасыщенных толщин пласта по скважинам и среднего по залежи значения эффективной нефтенасыщенной толщины пласта выполняется по данным ГИС.

10. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта определяется в каждой скважине по прямым качественным признакам коллектора. Если определение по прямым признакам невозможно из-за ограниченного комплекса или низкого качества диаграмм ГИС, а также сложной структуры коллектора, определение производится с использованием граничных значений фильтрационно-емкостных характеристик.

11. По результатам определения эффективной нефтенасыщенной толщины пласта в скважинах нефтяной залежи строится карта эффективной нефтенасыщенной толщины пласта.

12. При наличии обоснованной технологии прогноза геологического разреза по данным сейсмических исследований, эта технология используется для построения карты эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, в интерполяционной и экстраполяционной областях карты.

13. По данным построенной карты эффективных нефтенасыщенных толщин пласта определяется среднее для залежи значение эффективной нефтенасыщенной толщины пласта как средневзвешенное по площади.