Об утверждении специальных форм геологической отчетности, представляемой недропользователями о состоянии недр, базирующейся на материалах первичного учета

№
п/п

Область,
недропользо-
ватель,
степень
освоения,
месторождение,
государствен-
ный номер, тип
месторождения,
участок,
продуктивные
отложения;
залежь,
коллектор
(К, КТ, ТК),
глубина
залегания м,
код залежи

№
контракта
(лицензии)
и дата
выдачи

Параметры
пласта:
а) площадь
нефтеносности
тыс. м².;
б) мощность
общая, м.;
в) мощность
эффективная,
м.;
г) открытая
пористость;
д) нефте-
насыщенность;
е)
коэффициент
извлечения;
ж)
проницаемость
MKM".з)пересчетный
коэффициент

Качественные
характе-
ристики:
а)плотность,
г/см³
б) вязкость
мпас;
в)содержание
серы %;
г)содержание
парафина %;
д)
содержание
смол и
асфальтенов;
е) пластовая
температура
С⁰
ж)
температура
застывания
нефти

а) год
открытия;
б) год
разработки;
в) год
консервации;
г) добыча с
начала
разработки;
д) добыча на
дату
утверждения
ГКЗ;
е) степень
выработки %;
ж) обвод-
ненность %;
з) темпы
отбора %

1

2

3

4

5

6

Балансовые запасы
на 01.01. г.

Изменения балансовых запасов__ за год в результате

А+В+С₁

С₂

а) добычи

разведки

переоценки
передачи

списания запасов

А+В+С₁

А+В+С₁

А+В+С₁

А+В+С₁

7

8

9

10

11

12

Запасы на 01.01. ______ года

Балансовые запасы,
утвержденные ГКЗ

Балансовые

заба-
лансо-
вые

на дату
утверждения

Год
утвержде-
ния, номер
протокола

А

В

А+В

С₁

А+В+С₁

С₂

А+В

А+В+С₁

С₂

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

№
п/п

Область,
недрополь-
зователь,
степень
освоения,
месторож-
дение,
государс-
твенный
номер, тип
месторож-
дения,
участок,
продуктив-
ные
отложения,
залежь,
коллектор,
(К, КТ,
ТК),
глубина
залегания
м, код
залежи

№
контракта
(лицен-
зии) и
дата
выдачи

Параметры
пласта:
а) площадь
газоно-
сности
тыс.м²;
б)мощность
общая, м;
б¹)мощность
нефтенасы-
щенной
толщи
эффектив-
ности, м;
в) коэффи-
циент
открытой
пористости;
г) газона-
сыщенность
min-max;
д) коэффи-
циент
извлечения;
е)пластовое
давление
мкм²;
ж) газосо-
держание,
м³/т

Качественные
характери-
стики:
а) плотность
в воздухе
г/см³;
б) низшая
теплотворная
способность
Кдж;
в)содержание
тяжелых
углеводоро-
дов %;
г)содержание
стабильного
конденсата;
г/м³;
д)содержание
сероводорода
%;
е)содержание
азота %;
ж)содержание
углекислого
газа %;
з)пластовая
температура
С⁰

Годы:
а) открытия;
б) ввода в
разработку;
в)консервации
;
г) добычи с
начала
разработки;
д) добычи
на дату
утвержденных
запасов ГКЗ

Вид газа:
а)
растворенный;
б) газовая
шапка;
в) свободный

1

2

3

4

5

6

7

Балансовые запасы
на 01.01. _____ г.

изменения балансовых запасов
за ________ год в результате

Год

А+В+С₁

С₂

а) добычи

разведки

переоценки
передачи

списания
запасов

А+В+С₁

А+В+С₁

А+В+С₁

А+В+С₁

8

9

10

11

12

13

Запасы на 01.01. ________ года

балансовые

Забалансовые

А

В

A+B

С₁

A+B+C₁

С₂

14

15

16

17

18

19

20

Балансовые запасы, утвержденные ГКЗ

на дату утверждения

год утверждения, номер
протокола

A+B

А+В+С₁

С₂

21

22

23

24

№
п/п

Область,
недропользо-
ватель,
степень
освоения
месторождения
, госдарст-
венный номер,
тип, участок,
продуктивные
отложения,
залежь,
коллектор
(К, Т, КТ,
ТК), глубина
залегания, м;
код залежи

№
контракта
(лицен-
зии) и
дата
выдачи

а) год
открытия;
б) год
ввода в
разработку
на газ;
в) год
ввода в
разработку
на
конденсат;
г) добыча с
начала
разработки;
д) добыча
на дату
утвержден-
ных
запасов ГКЗ

Вид
газоносителя
а) газовая
шапка;
б) свободный

Балансовые
запасы на
01.01.____ г.
(газоносителя)
млн. м³

Качественные
характеристики:
а) плотность
г/см³;
б) начальное
содержание
стабильного
конденсата
г/см³;
в) текущее
содержание
стабильного
конденсата
г/см³;
г) содержание
серы %;
д) содержание
парафина %;
е) коэффициент
извлечения

А+В+С₁

С₂

1

2

3

4

5

6

7

8

Балансовые запасы
конденсата
на 01.01._________ г.

Изменения балансовых запасов за _____ год

а) добычи

разведки

переоценки
передачи

списания
запасов

А+В+С₁

С₂

А+В+С₁

А+В+С₁

А+В+С₁

А+В+С₁

9

10

11

12

13

14

Запасы на 01.01. _______ г.

Балансовые запасы, утвержденные ГКЗ

Балансовые

забалансовые

на дату утверждения

год утверждения,
номер протокола

А+В

С₁

А+В+С₁

С₂

А+В

А+В+С₁

С₂

15

16

17

18

19

20

21

22

23

№
п/п

Область,
недропользо-
ватель,
степень
освоения,
месторож-
дение,
государ-
ственный
номер и тип,
участок,
продуктивные
отложения,
залежь,
коллектор
(К, Т, КТ,
ТК), глубина
залегания, м,
код залежи

№
контракта
(лицензии)
и дата
выдачи

а) год
открытия;
б) год ввода
в разработку
на газ;
в) год ввода
в разработку
на конденсат;
г) добыча
начала
разработки;
д) добыча на
дату
утвержденных
запасов ГКЗ

Вид
газаносителя
а)
растворенный;
б) газовая
шапка;
в) свободный

Балансовые
запасы на
01.01.
____ г.
(газаноси-
теля) млн.
м

Содержание, %
а) этана,
пропана,
бутанов в
указанном
виде газа
б) азота
в)сероводорода
г) углекислого
газа

A+B+C₁

С₂

1

2

3

4

5

6

7

8

Балансовые запасы
конденсата на

Изменения балансовых запасов за
год _____ в результате:

01.01.___ г.

а) добычи

разведки

переоценки
передачи

списание запасов

А+В+С₁

С₂

А+В+С₁

А+В+С₁

А+В+С₁

А+В+С₁

9

10

11

12

13

14

Запасы на 01.01.____ г.

Балансовые запасы,
утвержденные ГКЗ

Балансовые

забалансовые

на дату
утверждения

год утверждения,
номер протокола

А+В

С₁

А+В+С₁

С₂

А+В

А+В+С₁

С₂

15

16

17

18

19

20

21

22

23

№
п/п

Область,
недропользова-
тель, степень
освоения,
месторождение,
государственный
номер и тип
месторождения,
участок,
продуктивные
отложения,
залежь,
коллектор
(К, ТК, КТ),
глубина
залегания, м,
код залежи

№
контракта
(лицензии)
и дата
выдачи

а) год
открытия;
б) год ввода в
разработку на
газ;
в) год
консервации;
г) добыча с
начала
разработки;
д) добыча на
дату
утвержденных
запасов ГКЗ

Вид носителя
а) нефть;
б) газ;
б1) раство-
ренный;
б2) газовая
шапка;
63) свободный
в) конденсат

Балансовые
запасы на
01.01. ___ г.
(носителя)

нефть, тыс.т
газ, млн. м³ конденсат
тыс.т.

А+В+С₁

С₂

1

2

3

4

5

6

7

Содержание,
%:
в нефти,%
в газе, г/м³
в
конденсате,
%

Балансовые
запасы серы
на 01.01. __ г.

Изменения балансовых запасов за ___ год в результате

А+В+С₁

С₂

а) добычи

разведки

переоценки
передачи

списания
запасов

А+В+С₁

А+В+С₁

А+В+С₁

А+В+С₁

8

9

10

11

12

13

14

Запасы на 01.01. ___ года

Балансовые запасы,
утвержденные ГКЗ

Балансовые

забалан-
совые

на дату утверждения
носитель сера

год
утверждения,
номер
протокола

А+В

С₁

А+В+С₁

С₂

А+В

А+В+С₁

С₂

15

16

17

18

19

20

21

22

23

№
п/п

Область,
недропользова-
тель, степень
освоения,
месторождение,
государственный
номер и тип,
участок,
продуктивные
отложения,
залежь,
коллектор
(К, ТК, КТ);
глубина
залегания, м,
код залежи

№ лицензии
(контракт
а) и дата
выдачи

а) год
открытия;
б) год ввода
в разработку
на газ;
в) год
консервации;
г) добыча с
начала
разработки;
д) добыча на
дату
утвержденных
запасов ГКЗ

Вид
носителя

Балансовые
запасы на
01.01.
_____ г.
(носителя)
млн. м³

Содержание
в %:
а) гелия;
б) азота;
в) серо-
водорода;
г)
углекислого
газа

А+В+С₁

С₂

1

2

3

4

5

6

7

8

Балансовые
запасы гелия
на 01.01. ____ г.

Изменения балансовых запасов за ____ год
в результате

добычи

разведки

переоценки
передачи

списание
запасов

А+В+С₁

С₁

А+В+С₁

А+В+С₁

А+В+С₁

А+В+С₁

9

10

11

12

13

14

Запасы на 01.01. ___ года

Балансовые запасы, утвержденные ГКЗ

Балансовые

забалансо-
вые

на дату утверждения

год утверждения,
номер протокола

А+В

С₁

А+В+С₁

С₂

А+В

А+В+С₁

С₂

15

16

17

18

19

20

21

22

23

№
п/п

Область, регион,
недропользователь,
степень освоения,
месторождение,
государственный
номер и тип,
участок,
продуктивные
отложения, залежь,
коллектор
(К, ТК, КТ);
глубина залегания,
м, код залежи

№
контракта
(лицензии)
и дата
выдачи

а) год
открытия;
б) год ввода
в разработку
на газ;
в) год
консервации;
г) добыча с
начала
разработки;
д) добыча на
дату
утвержденных
запасов ГКЗ

Балансовые
запасы
на _____ г.
(ископаемого
носителя)

Содержание
ванадия.
г/т (V₂O₅)

А+В+С₁

С₂

1

2

3

4

5

1 6

7

Балансовые
запасы ванадия
на 01.01. ____ г.

Изменения балансовых запасов за ___ год в результате

добычи

разведки

переоценки
передачи

списание запасов

А+В+С₁

С₁

А+В+С₁

А+В+С₁

А+В+С₁

А+В+С₁

8

9

10

11

12

13

Запасы на 01.01. ____ года

Балансовые запасы, утвержденные
ГКЗ

Балансовые

забала-
нсовые

на дату утверждения

год
утверждения,
номер
протокола

А+В

С₁

А+В+С₁

С₂

А+В

А+В+С₁

С₂

14

15

16

17

18

19

20

21

22

№
п/п

Область,
предприятие,
месторождение,
бассейн,
участок, поле,
шахта, разрез
горизонт,
пласт,
№ лицензии
(контракта)
и дата выдачи

а) степень
освоения, год;
б) годовая
проектная
и производ-
ственная
мощность
предприятия,
шахты, разреза;
в) глубина
подсчета
запасов;
г) максимальная
глубина
разработки
(фактическая),
м;
д) глубина
залегания
горизонта
пласта, м;
е) мощность
полезной
толщи;
ж) коэффициент
вскрыши, м;
з) мощность и
объем торфов м.

а)Тип полезного
ископаемого,
сорт, марка,
технологическая
группа;
б) среднее
содержание
полезных
компонентов и
вредных
примесей (выход
полезного
ископаемого);
в) влажность %;
г) удельная
теплота
сгорания,
МДж/кг;
д) выход смолы

Категории
запасов
А
В
А+В
А+В+С,
С₂
забалансо-
вые

Запасы на
01.01.____ г.

Балан-
совые

Заба-
лансо-
вые

1

2

3

4

5

6

7

Изменение балансовых запасов за год _____ в результате

Добычи

Разведки

Переоценки

Списания
Запасов

Изменения технических
границ и другие причины

8

9

10

11

12

Состояние запасов
на 01.01.____ г.

Балансовые запасы,
утвержденные ГКЗ
или ТКЗ

1) проектные
потери при добычи,
%;
2) разубоживание,
%;
3) промышленные
запасы угля и
горючих сланцев,
А+В+С₁:
а) всей шахты
(разреза);
б) действующих
горизонтов.

Обеспеченность
предприятия в годах
балансовыми запасами
категории А+В+С₁:
а) всеми запасами;
б) в проектных
контурах отработки по
углю и горючим
сланцам промышленными
запасами А+В+С₁
в) всей шахты,
разреза;
г) действующих
горизонтов

Балан-
совые

Забалан-
совые

а) всего;
б)год утверждения,
номер протокола;
в)группа сложности

13

14

15

16

17

№
п/п

Область,
предприятие,
месторо-
ждение,
участок,
местополо-
жение,
№ контракта
(лицензии) и
дата выдачи.

а) Степень
освоения,
год;
б) годовая
проектная
мощность
предприятия;
в) глубина
подсчета
запасов;
г)
максимальная
глубина
разработки
(фактическая)
, м;
д)коэффициент
вскрыши.

а) Тип
полезного
ископаемого,
сорт, марка,
технологичес-
кая группа;
б) среднее
содержание
полезных
компонентов и
вредных
примесей
(выход
полезного
ископаемого).

Категории
запасов
А
В
А+В
A+B+C₁
С₂
Забалан-
совые

Запасы
на 1 января
____ г.

Балан-
совые

Забалан-
совые

1

2

3

4

5

6

7

Изменение балансовых запасов за год в результате

Состояние
запасов на 1
января ___ года

добычи

разведки
(+ или -)

перео-
ценки

списание
неподтвер-
дившихся
запасов

изменение
техничес-
ких границ
и другие
причины

балан-
совые

заба-
лансовые

8

9

10

11

12

13

14

Балансовые запасы, утвержденные
ГКЗ или ТКЗ

Обеспеченность предприятия в
годах балансовыми запасами
категории A+B+C₁ из расчета
проектной мощности потерь при
добыче и разубоживания:
а) всеми запасами;
б) в проектных контурах
отработки

а) всего:
б)дата утверждения,
№ протокола;
в) группа сложности

1) проектные потери
при добычи, в %;
2) разубоживание, %

15

16

17

Недропользователь

№ Контракта.
Лицензии

Тип полезного
ископаемого.
Компоненты

Название
месторождения

1

2

3

4

Местонахождение
(область, район)

Нефтегазоносная
провинция,
область

Площадь
геологического
(горного)
отвода

Год начала
разработки,
масштаб

5

6

7

8

Степень
освоенности, %

Глубина залегания
резервуара, м

Способ
отработки
месторождения

Фонд скважин,
скв.

9

10

11

12

Название
Программы

Год
разработки
и утверж-
дения
Программы

Компания-
разработчик
Программы

Виды
монито-
ринга,
проводимого
в соответ-
ствии с
Программой*

Срок
реали-
зации
Програм-
мы, лет

Дата
начала
реали-
зации
Программы

1

2

3

4

5

6

№
п/п

Период
наблю-
дений

Вид
измерений

Наблю-
дательная
сеть

Применя-
емая
аппаратура

Точность
измерений

Компания
исполни-
тель работ

1

2

3

4

5

6

7

Нивелиро-
вание

№ и длина
профиля,
км;
количество
пунктов,
пункт

мм/км

GPS
измерения

количество
пунктов,
пункт

мм

Гравиме-
трические
измерения

количество
пунктов,
пункт

микрогалл

Сейсмологи-
ческие

количество
пунктов,
пункт

Год
работ

№
профиля

№ репера

Координаты WGS-84

Вертикальные
движения
земной
коры, мм/год

северная
широта

восточ-
ная
долгота

1

2

3

4

5

6

Год
работ

№ пункта

Координаты WGS-84

северная широта

восточная долгота

1

2

3

4

Вертикальные
движения земной
коры, мм/год

Горизонтальные движения
земной коры, мм/год

Азимут
горизонтальных
движений земной
коры, градусы

5

6

7

Год
работ

№ пункта

Координаты WGS-84

Изменения
значений
силы тяжести,
мкГал/год

северная
широта

восточная
долгота

1

2

3

4

5

Дата

№
пункта

Время события
в очаге

Координаты WGS-84

северная широта

восточная долгота

1

2

3

4

5

Глубина в
эпицентре, км

Магнитуда

Единица измерения

6

7

8

№ п/п

Период
наблюдений

Вид измерений

Наблюдательная сеть

1

2

3

4

Измерения пластового и
забойного давлений и
температур

Количество скважин
промысловых,
количество скважин
наблюдательных,
продуктивные
горизонты

Измерения на
установившихся режимах
фильтрации (ИД, КВД, КПД)

Измерение дебитов/
приемистостей

Контроль устьевых
параметров

Измерения методами ГИС
(ГК, ГГК, НК, ННК, АК,
шумометрия,
электромагнитометрия,
резистиви-метрия, СИК и
др)

Применяемая
аппаратура и методы

Точность
измерений

Компания-
исполнитель работ

5

6

7

Дата

№ и тип
скважины

Координаты
скважины

Наблюдаемый
Горизонт

Интервал

1

2

3

4

5

Результаты измерений и обработки

Манометрия

Термометрия

Расходометрия

Пластовое
давление

Забойное
давление

Температура

Объем
притока
жидкости в
ствол
скважины

Объем
поглащения
жидкости
(набл.)

6

7

8

9

10

Результаты изменений и обработки

Состав и структура жидкости

Удельное электрическое
сопротивление

Плот-
ность

Диэлектри-
ческая
постоянная

Проводи-
мость
(электри-
ческое
сопроти-
вление)

Нефтенос-
ной части

Водонос-
ной части

Положение
ВНК (ГНК)

11

12

13

14

15

16

Результаты измерений и обработки

Акустический каротаж

Радиохимический метод
каротажа

Пори-
стость
коллек-
тора

Сцепление
цемента с
обсадной
колонной

Сцепление
цемента с
горной
породой

Данные ГК
в процессе
строитель-
ства
скважины

Данные ГК в
процессе
эксплуа-
тации
скважины

Аномалия
радиоак-
тивности

17

18

19

20

21

22

Порис-
тость

Прони-
цае-
мость

Толщина

Охват пластов процессом разработки

Характер
насы-
щения
коллек-
тора

Коэффи-
циент
действу-
ющей
толщины

Коэффи-
циент
продукти-
вности

Коэффициент
нефтеотдачи

23

24

25

26

27

28

29

Дата

№ и тип
скважины

Координаты
скважины

Наблюдаемый
горизонт

Интервал
перфорации, м

1

2

3

4

5

Накопленная
добыча, т/год

Результаты измерений и обработки

Вид
исследо-
вания

Пластовое
давление,
МПа

Забойное
давление,
МПа

Температура,
^оС

6

7

8

9

10

Результаты измерений и обработки

Дебит, т/сут

Коэффициент
продуктив-
ности
м³/сут*МПа

Проница-
емость
мкм²

Пьезопровод-ность, м²/с

Гидропровод-
ность, мкм²_*
м/Мпа*с

11

12

13

14

15

Результаты измерений и обработки

СКИН-
фактор

Тип
течения
в пласте

Модуль
течения
в
пласте

Тип
модели
пласта

Коэффи-
циент
приемис-
тости
пласта

Обводне-
нность,
%

Выводы по
измере-
ниям

16

17

18

19

20

21

22

№
п/п

Период
наблюдений

Вид измерений

Количество
скважин

Применяемая
аппаратура

Компания-
исполнитель
работ

1

2

3

4

5

6

Отбор проб
воды, нефти,
газа

Лабораторные
исследования

Дата

№ скважины

Наблюдаемый
горизонт

Интервал
опробования

№ пробы

1

2

3

4

5

Свойства пластовой нефти

Газосодержание

Объем-
ный коэф-
фици-
ент,
д.ед.

Усад-
ка, %

Плот-
ность
нефти в
пласто-
вых
усло-
виях,
г/см³

Плот-
ность
дегаз.
нефти
при 20
^оС, г/
см³

Вяз-
кость
нефти
в плас-
товых
усло-
виях
МПа*с

Коэф-
фици-
ент
сжима-
емости
*10⁵
1/ат

Коэф-
фици-
ент
раст-
вори-
мости,
м³/м³
ат

Давле-
ние
насы-
щения,
МПа

м³/м³

м³/м³

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

Свойства дегазированной нефти

Плотно-
сть при
20^оС, г/см³

Вязкость кинематическая,
мм²/с при температуре, ^оС

Содержание, % массовые

20

30

40

50

60

серы

пара-
фина

АСВ

меха-ни-
чес-
ких
при-
месей

хлорис-
тых
солей
мг/л

масел

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

Свойства дегазированной нефти

Температура, ⁰С

Выход фракций, % объемные до
температуры, ^оС

Давление
насыщенных
паров, кПа

Молекулярный
вес

Засты-
вания

вс-
пыш-
ки

начала
кипе-
ния

180

200

220

260

300

28

29

30

31

32

33

34

35

36

37

Компонентный состав нефтяного и свободного газа

Содержание компонентов, % мольные

Удель-
ный
вес,
г/л

Угле-
кислый
газ

Азот

Метан

Этан

Пропан

Изо-
бутан

Н-бутан

Изо-
пентан

Н-
пентан

Гексан+
высшие

38

39

40

41

42

43

44

45

46

47

48

Недропользователь

№ Контракта.
Лицензии

Тип полезного
ископаемого.
Компоненты

Название
месторождения

1

2

3

4

Местонахождение
(область, район)

Металлогеническая
зона, комплекс

Площадь
геологического
(горного) отвода

Год начала
разработки,
масштаб

5

6

7

8

Степень
освоенности, %

Глубина залегания
продуктивных
пластов, м

Способ отработки
месторождения

Размеры выработок,
мхм

9

10

11

12

Название
Программы

Год
разработки
и
утверждения
Программы

Компания-
разработ-
чик
Программы

Виды
мониторинга
,
проводимого
в
соответст-
вии с
Программой*
*

Срок
реализации
Программы,
лет

Дата начала
реализации
Программы

1

2

3

4

5

6

№
п/п

Период
наблюдений

Вид
измерений

Наблюдатель-
ная сеть

Применяемая
аппаратура

Точность
измерений

Компания
исполнитель
работ

1

2

3

4

5

6

7

Маркшейдер-
ские
измерения

Размеры
наблюдаемого
объекта,
длина
профилей
наблюдения,
глубина и
т.п.

Год
работ

№ и название
объекта (участка)

Граничные координаты WGS-84
объекта (участка)

Данные по приросту
запасов полезного
ископаемого

северная широта

восточная
долгота

1

2

3

4

5

Извлекаемое полезное
ископаемое

Объем
извлекаемых
горных пород,
тыс. т

Ход развития
горных работ

Кратность
подработки, м/т

количество,
тыс. т

содержание,
г/т

6

7

8

9

10

Площадь выработки
пространства, м²

Горные выработки

Оценка текущего
состояния объекта
(участка)

состояние

крепление

Степень
разрушенности
элементов, %

11

12

13

14

15

№ п/п

Период
наблюдений

Вид измерений

Наблюдательная
сеть

Применяемая
аппаратура

Точность
измерений

1

2

3

4

5

6

Нивелирование

№ и длина
профиля, км;
количество
пунктов, пункт

мм/км

GPS измерения

количество
пунктов, пункт

мм

Сейсмоло-
гические

количество
пунктов, пункт

Год работ

№ профиля

№ репера

Координаты WGS-84

северная широта

восточная долгота

1

2

3

4

5

(продолжение таблицы)

Вертикальные движения земной коры,
мм/год

Горизонтальные
движения земной
коры, мм/год

Азимут
горизонтальных
движений земной
коры, градусы

6

7

8

Год работ

№ пункта

Координаты WGS-84

северная широта

восточная долгота

1

2

3

4

Вертикальные движения земной
коры, мм/год

Горизонтальные
движения земной коры,
мм/год

Азимут горизонтальных
движений земной коры,
градусы

5

6

7

Дата

№ пункта

Время события в
очаге

Координаты WGS-84

северная широта

восточная долгота

1

2

3

4

5

Глубина в эпицентре, км

Магнитуда

Единица измерения

6

7

8

№ п/п

Период наблюдений

Вид измерений

Наблюдательная сеть

1

2

3

4

Инструментальные
наблюдения за развитием
геомеханических процессов
в массиве горных пород

м (длина) х
м (ширина) х
м (глубина)

Лабораторные наблюдения
за физико-механическим
состоянием горных пород

м (глубина отбора)

Применяемая аппаратура

Точность измерений

Компания-исполнитель работ

5

6

7

Год работ

№ и название
объекта (участка)

Граничные координаты WGS-84 объекта
(участка)

Метод
измерений

северная широта

восточная
долгота

1

2

3

4

5

Тип трещин

Размеры трещин, см

Элементы залегания трещин

длина

ширина

азимут простирания

угол падения,
градус

6

7

8

9

10

Интенсивность
трещин, %

Форма
поверхностей
стенок

Состав пород,
вмещающих
трещины

Заполнитель
трещин

Оценка текущего
состояния объекта
(участка) по
трещиноватости

11

12

15

16

17

Год
работ

№ и название
объекта
(участка)

Граничные координаты WGS-84
объекта(участка)

Глубина
проведения
измерений, м

Метод
измерений

северная
широта

восточная
долгота

1

2

3

4

5

6

Механические характеристики

модуль
деформации,
Мпа

удельное
сцепление,
Мпа

угол
внутреннего
трения,
градус

сопротивление
пород сжатию,
Мпа

Крепость
пород
(Протодья-
конова)

Оценка
текущего
состояния
объекта
(участка)
по свойствам

7

8

9

10

11

12

Год
работ

№ и
название
объекта
(участ-
ка)

Граничные
координа-
ты WGS-84
объекта
(участка)
 
 

Изменения
значений
силы
 
 

Изменения
значений
силы
 
 

Оценка
текущего
состояния
объекта

северная
широта

восточная
долгота

тяжести,
мкГал/год

(участка) по
изменению
силы
тяжести

1

2

3

4

5

6

Год
работ

№ и название
объекта
(участка)

Координаты WGS-84 отбора
образца

Глубина отбора
образца, м

северная широта

восточная
долгота

1

2

3

4

5

Плотность частиц,
(удельный вес),
г/см³

Природная
влажность, %

Коэффициент
фильтрации,
метр/сутки

Пористость
, %

Коэффициент
пористости,
д.ед.

6

7

8

9

10

Полная
влагоемкость,
д.ед.

Коэффициент
водонасыщения,
д.ед.

Величина
набухания, %

Модуль
деформации,
МПа

Модуль
объемной
деформации,
МПа

11

12

13

14

15

Коэффициент
Пуассона

Угол
внутреннего
трения, град.

Силы
сцепления,
Мпа

Липкость,
гс/см²

Наименование
породы

16

17

18

19

20

№
п/п

Период
наблюде-
ний

Вид измерений

Наблюдательная
сеть

Применяе-
мая
аппаратура

Компания-
исполнитель
работ

1

2

3

4

5

6

Наблюдения за
подземными
водами в горных
выработках

количество и
тип
водопунктов,
количество
наблюдаемых
горизонтов

Наблюдения за
поверхностными
водами в
водоемах

Размер
водоема,
происхождение
водоема

Год
работ

№ и название
объекта
(участка)

Граничные координаты WGS-84
объекта (участка)

Тип
водопункта

северная широта

восточная долгота

1

2

3

4

5

Объем отбора, м³

Объем
закачиваемых
вод, м³

Объем утечки
из прудов
отстойников,
накопителей
сточных вод и
др.
сооружений, м³

1 водоносный
горизонт,
наименование

шахтных вод

дренажных
вод

6

7

8

9

10

Глубина залегания уровней
подземных вод водоносных
горизонтов, учавствующих в
обводнении горных
выработок, м

Глубина залегания уровней подземных вод
горизонтов смежных с учавствующими в
обводнении горных выработок, м

2 водоносный
горизонт,
наименование

3 водоносный
горизонт,
наименование

1 водоносный
горизонт,
наименование

2 водоносный
горизонт,
наименование

3 водоносный
горизонт,
наименование

11

12

13

14

15

Абсолютная
отметка уровней
поверхностных
вод, м

Расход
поверхнос-
тных вод, м³
/сут

Расход
родников,
м³/сут

Техническое
состояние
водозаборных
скважин

Техническое
состояние
наблюдатель-
ных скважин

16

17

18

19

20

Год
работ

№ и
название
объекта
(участка)

Тип водопункта

Координаты WGS-84 отбора
проб воды

северная
широта

восточная
долгота

1

2

3

4

5

Температура,
^оС

Плотность,
г/см³

Жесткость
общая,
мэкв

Минерализация,
г/л

рН

6

7

8

9

10

Содержание, % (мгэкв)

Карбонат-
ион, СО₃

Гидрокарбо-
нат, НСО₃

Хлор-
ион, Сl

Сульфат-
ион, SО₄

Кальций-
ион, Са

11

12

13

14

15

Содержание, % (мгэкв)

Магний-ион, Мg

Na+K

NO₃

Гумус

Железо

16

17

18

19

20

Админи-
стра-
тивная
область

Админи-
страти-
вный
район

Наиме-
нование
место-
рожде-
ния

Недро-
пользо-
ватель,
водополь-
зователь

Номер
конт-
ракта,
лицензии
, разре-
шения

Наиме-
нование
водоза-
бора

Местопо-
ложение,
коорди-
наты
центра
тяжести

Геологи-
ческий
индекс
эксплу-
атиру-
емого
водо-
носного
горизон-
та

Год
начала
эксплу-
атации

Коли-
чество
эксплу-
атацион-
ных
скважин

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Схема
водоза-
борно-
го
соору-
жения

Заявлен-
ная
потреб-
ность,
тыс.м^3
сутки

Допус-
тимое
пониже-
ние, м

Отчетный
год

Коли-
чество
эксплу-
атиру-
емых
скважин

Водо-
отбор
тыс.м³
/сутки

Водо-
отлив,
тыс.м³/
сутки

Динами-
ческий
уровень
от-до, м

общая
минера-
лизация
от-до,
г/л

Компо-
ненты
химичес-
кого
состава
с превы-
шением
ПДК

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

Администра-
тивная
область

Наименование
наблюда-
тельного поста

Наименование
Недрополь-
зователя

Номер
наблюда-
тельного
пункта

Год

Месяц
(порядковый
номер)

1

2

3

4

5

6

Замеренные уровни подземных вод (в метрах от поверхности) или
температура (^оС) Число месяца

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18