Характеристики вытеснения нефти в excel - Word и Excel - помощь в работе с программами

RomanK.
2186
15

Дек 13
#1

Для студенческой работы рекомендую задать режим постоянного Qж на прогноз. Логарифм от накопленной я рекомендую не использовать, учитывая долгую историю разработки в накопленной добыче настоящего времени будет сложно проследить динамику добычи нефти. А здесь еще и логарифм дополнительно смажет. Посмотри и выбери любую дифференциальную характеристику вытеснения, например обводненность от накопленной добычи нефти (низкая вязкость нефти до 2 сП), логарифм от обводненности от накопленной добычи нефти при средней вязкости и обводненность от логарифма накопленной добычи нефти для высокой вязкости или логарифм водонефтяного фактора от накопленной добычи нефти. Дифференциальные характеристики требуют итеративного расчета, т.к. дебит нефти зависит от обводненности, а обводненность от накопленной добычи нефти. Но эксель легко справляется с итеративными вычислениями. Далее продолжай расчет до достижения 98% обводненности. Считай экономику и на защиту.

Antalik
1794
16

Дек 13
#2

Kot_86 — сделал тебе небольшую заготовку (файл ниже)
WCT vs RF и Q vs WCT — и другие данные взяты с потолка.

(для интерполяции используется Petroleum Office)

qforecast.xlsx

Kot_86
35
9

Дек 13
#3

Спасибо Вам всем огромное. Не думал что так оперативно ответят мне.
Сегодня уже нет возможности сесть за рассчеты. Завтра обязательно попробую.
Если опять возникнут вопросы — вернусь к Вам.
Еще раз спасибо

Kot_86
35
9

Дек 13
#4

Снова здравствуйте.
Возникли вопросы по поводу Petroleum Office. Так как никогда не имел возможности поработать в даной программе, при открытии файла, прикрепленного выше, сразу же возник вопрос по поводу обозначений.
Q liquad — суточная добыча жидкости
Q oil — суточная добыча нефти
WCT обводненность
Q prod — добыча нефти за год
Cum Q — накопленная добыча нефти
RF -отбор извлекаемых запасов
STOIP -начальные извлекаемые запасы
Я все правильно понял?
Далее…Не могли бы Вы объяснить мне данные графики (их суть). Просто пока что я не совсем понимаю для чего они.

AlNikS
878
14

Дек 13
#5

Еще один момент, при использовании характеристик вытеснения логично брать не весь период разработки с бородатого года, а некоторый период, предшествующий прогнозному с относительно стабильной системой разработки (нет переформирования системы заводнения, нет активного доразбуривания).

Kot_86
35
9

Дек 13
#6

Т.е. я правильно делал, когда строил линию тренда для прогноза показателя с некоторого момента временит t и получал точность аппроксимации близкую к 1.
С этим вроде бы более менее стало понятно.
Теперь хочу разобраться в Petroleum Office и сделать прогноз как по диф.характеристике вытеснения, так и с помощью того метода, который дал мне Antalik

Antalik
1794
16

Дек 13
#7

Kot_86 — все верно по обозначениям.

RomanK пишет:

Дифференциальные характеристики требуют итеративного расчета, т.к. дебит нефти зависит от обводненности, а обводненность от накопленной добычи нефти. Но эксель легко справляется с итеративными вычислениями.

Вот это и сделалано. Графики это просто зависимости одного показателя от другого, заданные как таблица значений которые используются для интерполяции. Я их просто вбил «по памяти».

Наложите свои исторические данные WCT vs RF на этот график — и свой тренд проведите .

С Qж от WCT мне кажется я намудрил, можно наверное в первом приближении оставить постоянным.

Kot_86
35
9

Дек 13
#8

Спасибо Вам большое. Вроде бы все понял.

Aleksander
231
11

Дек 13
#9

еще нужно помнить что для нормального расчета прогнозный период не должен превышать половину периода истории разработки, который вы взяли за основу для прогнозирования. тоесть если вы берете последние 10 лет истории то прогноз делайте на 5 лет.

Гоша
1202
16

alex_stan пишет:

еще нужно помнить что для нормального расчета прогнозный период не должен превышать половину периода истории разработки, который вы взяли за основу для прогнозирования. тоесть если вы берете последние 10 лет истории то прогноз делайте на 5 лет.

Иногда и половина — может быть многовато. Но это уже субъективный выбор по ситуации.
Если прогноз будет интервальным, то во времени интервал «от до» будет расширяться, тогда, для принятия решения, нужно задаться максимально допустимым отклонением в % от базового прогноза => получаем предел прогнозирования во времени.

Ну и при отсутствии других более резонных доводов сделать что-то вроде «blind test»: выбирая из нескольких характеристик, как посоветовали выше, для подгонки тренда взять «относительно стабильный» участок, начиная с момента t1, и заканчивая моментом t2, а потом сделать тестовый прогноз от t3 до t4, и взять ту характеристику, которая лучше сойдется с тестовым периодом истории.

Kot_86
35
9

Здравствуйте. Только сегодня дошли руки до компьютера. Решил снова сесть за расчеты и…опять завис.
Снова возникло несколько вопросов:
1) Было предложено задать режим постоянного Qж на прогноз. Т.е. постоянная добыча жидкости в год, я правильно понял? Использовать это для всех характеристик вытеснения?
2) Дифференциальные характеристики вытеснения. Нигде не смог найти какой-нибудь перечень диф.характеристик. Не могли бы Вы помочь?
P.S. По поводу Petroleum Office: скачал, установил. При попытке что-либо поменять/посчитать Excel вылетел. На этом, пока что, мое знакомство с этим дополнением закончилось

Aleksander
231
11

Kot_86 пишет:

Здравствуйте. Только сегодня дошли руки до компьютера. Решил снова сесть за расчеты и…опять завис. Снова возникло несколько вопросов: 1) Было предложено задать режим постоянного Qж на прогноз. Т.е. постоянная добыча жидкости в год, я правильно понял? Использовать это для всех характеристик вытеснения? 2) Дифференциальные характеристики вытеснения. Нигде не смог найти какой-нибудь перечень диф.характеристик. Не могли бы Вы помочь? P.S. По поводу Petroleum Office: скачал, установил. При попытке что-либо поменять/посчитать Excel вылетел. На этом, пока что, мое знакомство с этим дополнением закончилось

1) да
2) на самом деле любая характеристика вытеснения в явном или неявном виде может быть представлена в интегральной или дифференциальной форме. А на практике при создании моделей для расчетов большее предпочтение отдается интегральным кривым, поскольку они менее подвержены влиянию изменений системы разработки.

Kot_86
35
9

И снова вопросы (я еще только учусь, многого не понимаю(но стараюсь исправиться), поэтому сразу же прошу прощения за, может быть, глупые вопросы):
1) Допустим Qж за год взял постоянной. Но есть характеристики вытеснения, где используются либо сразу 3 параметра (А.В.Давыдов), либо не фигурирует Qж совсем (М.И.Максимов). В обоих случаях прогноз по накопленной добыче жидкости я могу сделать (т.к. Qж за год — константа), но не могу спрогнозировать Qв и Qн. Qн зависит от Qж и Qв, а Qв от обводненности. Как быть?
2) Используя несколько характеристик получил разные показатели. В конечном итоге взять среднее по ним?

Aleksander
231
11

1) если кратко теорию то смотри по существующей классификации характеристики вытеснения разделяются на кривые обводнения и падения. Многочисленные кривые обводнения это зависимости между накопленными отборами нефти, воды и (или) жидкости или зависимости между накопленными отборами и обводненностью продукции. Кривые обводнения характеризуют процесс обводнения скважин (участка) в зависимости от накопленной добычи жидкости. Эти методы не могут быть использованы в период добычи безводной нефти.
Кривые падения добычи характеризуют зависимости текущего отбора нефти от фактора времени, а также зависимости между текущими и накопленными отборами нефти. Эти характеристики также предназначены для оценки эффективности технологии повышения нефтеотдачи пластов и технологии интенсификации добычи нефти за определенный период падения добычи во времени. Кривые падения характеризуют изменение добычи нефти во времени.
Широко известные методы характеристик вытеснения подразделяются на двух и трех параметрические. Название метода соответствует числу неизвестных параметров, требуемых для его реализации. Для реализации двухпараметрических методов достаточной является либо интегральная, либо дифференциальная форма. Для реализации трехпараметрических методов необходимо построение и интегральных и дифференциальных характеристик.
по-моему все понятно.
2) бери ту по которой коеф. кореляции ближе к 1,000.

Kot_86
35
9

Вроде бы ситуация снова разъяснилась.
Спасибо Вам огромное!
Завтра снова приступлю к работе.

Kot_86
35
9

Еще один небольшой вопрос: где можно посмотреть все известные характеристики вытеснения? Как интегральные, так и дифференциальные.
P.S. При расчетах использовал методическое пособие Жданова. Там много характеристик, но нигде не даны обозначения используемые в формулах.
P.S.S. Искал и на этом форуме. Нашел только ссылку на РД в котором их около 14.

Kot_86
35
9

И еще: посчитал по 7 характеристикам.
Но хочу взять еще несколько, допустим, Назаров-Сипачев Qж/Qн=a+ b*Qв. Прогноз по Qж есть. Коэффицинты a и b тоже есть. Как теперь связать это и посчитать Qн и Qв не пойму…
Тоже самое с характеристиками вытеснения Французского нефтяного института (Qв/Qн=a+b*Qн где прогноз Qж, получается, не дает ничего), Говорова-Рябинина и т.д.
И еще вопрос: почему собственно можно для расчетов задавать постоянный Qж на прогноз? Т.е. это просто можно теоретически предположить? Какого-нибудь обоснования этому нет?

Aleksander
231
11

почему же, есть. В случае механизированой добычи нефти например с помощью ЕЦН. У каждого ЕЦН есть своя характеристика — номинальный дебит или производительность (м3/сут). отсюда и Qж=const

Kot_86
35
9

Про это и забыл вовсе. Спасибо!
Осталось с характеристиками разобраться.

Milanisto
61
11

Помню в студенчестве тоже курсач считал по хар. выт, правда в MathCad. Там вот в чем загвоздка была: прогноз выходил очень не точный, за счет не последовательных показателей разработки. Оказалось, что в то время по старой геологической модели это был единый объект, а сейчас по данным бурения модель уточнили и разбили на 3 (!) блока. Так-то бывает.

FullChaos
875
15

Ещё небольшой совет: откатитесь во времени на несколько лет и на конец того периода считайте характеристики. Тем самым, с учетом последующей истории Вы сможете проверить корректность ваших вычислений.

Мамонт
253
15

Если есть хорошая история разработки, то я бы посоветовал использовать зависимость между водонефтяным фактором и накопленной добычей нефти. Открываете Excel, и
1. Составляете таблицу с колонками добычи нефти и воды за периоды (желательно по месяцам).
2. По значениям добычи нефти и воды по месяцам строится график, вертикальная ось которого, имеет логарифмический масштаб. На вертикальную ось откладываются значения водонефтяного фактора, добычи нефти и жидкости за период, а на   горизонтальной оси значения накопленной добычи нефти.
  3. На графике кривой водонефтяного фактора определяется стабильный, прямолинейный участок по которому определяется зависимость водонефтяного фактора от накопленной добычи нефти (Excel сам находит формулу):
WOR =a*EXP(b* Npt)
Где:
WOR– водонефтяной фактор;
а,b — коэффициенты логарифмической зависимости;
Npt– накопленная добыча нефти на момент определения водонефтяного фактора.
4. По зависимости между водонефтяным фактором и накопленной добычей нефти определяется прогнозная добыча нефти. При достижении водонефтяного фактора значения 50, что соответствует 98% обводнения, накопленная добыча будет соответствовать извлекаемым запасам. Эти запасы должны быть близки к утвержденным извлекаемым запасам. Если они сильно расходятся с утвержденными извлекаемыми запасами, то надо пересчитывать запасы или пересматривать систему разработки.
5. Далее необходимо найти логарифмическую зависимость между значением водонефтяного фактора и значением извлекаемых запасов   по прямой линии. Координаты начальной точкой этой линии будут соответствовать последним фактическим значениям водонефтяного фактора и накопленной добычи, а координаты конечной точки будут соответствовать значениям водонефтяного фактора 50 и конечным извлекаемым запасам нефти (утвержденным или оценочным).
6. По этой зависимости определяются коэффициенты логарифмической зависимости водонефтяного фактора от накопленной добычи нефти а и b и рассчитываются прогнозные значения водонефтяного фактора:
WOR =a*EXP(b* Npt).
7. Зная прогнозные значения водонефтяного фактора, рассчитывается базовая добыча нефти и воды прогнозного периода.
8. При изменении добычи жидкости (увеличение за счет мероприятий, уменьшение за счет остановки обводненных скважин), прогнозная добыча нефти будет определяться по прогнозному значению ВНФ.
Взял из журнала «Вестник ЦКР» № 3 2013 год.

RomanK.
2186
15

Часто использую LN(ВНФ) от Qнефти.
С радостью представляю теоретические линии для разных соотношений подвижности. Я бы не рекомендовал для маловязких нефтей использовать эту характеристику вытеснения. Также не рекомендую использовать для определения запасов при 100% обводнения.

М = 1.0 (легкая нефть)

М = 10.0 (средние вязкости)

M = 100 (высокая вязкость нефти)

И вот случай моего месторождения, в котором после 90% обводнения происходит «резкое снижение запасов нефти» или как там пишут анализаторы. В этом случае хорошая, надежная линия от 20% до 80% обводненности, далее не имеет смысла продлять.

mishgan
130
15

RomanK. пишет:

Часто использую LN(ВНФ) от Qнефти.
С радостью представляю теоретические линии для разных соотношений подвижности. Я бы не рекомендовал для маловязких нефтей использовать эту характеристику вытеснения. Также не рекомендую использовать для определения запасов при 100% обводнения.

Ты имеешь ввиду, что по LN(ВНФ) от Qнефти не стоит определять запасы при 100% обводненности?)) так по ней запасы при 100% обводненности радостно уходят в бесконечность. Народ отсекает по 50 (типа 98% обводненности), но то, что она будет прямой именно до 98% обводненности это как раз и нифига не очевидно… Но народ упорно завышает запасы)) В абсолюте как бы не очень намного, но если сравнивать остаточные извлекаемые запасы для обводненности процентов в 70-80, то ошибка в остаточных извлекаемых может и в 2 раза быть…

RomanK.
2186
15

Привет, товарищ! Под отсечкой 50, ты видимо имеешь в виду LN(49)=3.892, на графиках моих это оранжевая, пунктирная линия. Под 100% я действительно пролетел, там 99.99%. Вероятную ошибку видно на последнем графике.
Если продлять с обводненности 80% до оранжевой черты — это примерно 14 тыс.тонн, хотя действительно будет чуть меньше 12 тыс.тонн. Чаще ведь по характеру кривой судят об «изменениях в разработке или проведенных мероприятиях».

Я хочу отметить задирание «хвоста» вверх (фиктивное сокращение запасов) для легких нефтей

Мамонт
253
15

Интересные графики.
Почему линия ВНФ загибается вверх (снижая запасы) при достаточно не высоком (70-80%) обводнении? Логика (я бы сказал, искусство) в другом – не дать изогнуться этой линии.
Мне представляется, что чем легче нефть, тем она более подвижнее и, поэтому, более извлекаемая, о чем свидетельствуют и Ваши графики. Давайте мысленно продлим прямолинейный участок на всех трех графиках (М=1;М=10; М=100). Продлим их, ну, хотя бы до значения ВНФ равному 20. Наибольшая накопленная добыча нефти составит при М=1. Наименьшая при М=100.
Что касается запасов при 100% обводнения. Может быть, есть смысл остановить все обводившиеся скважины и оставить только те продукция, которых соответствуют базовому значению ВНФ.
В данной теме мы говорим о прогнозе показателей разработки. Главная моя мысль заключается в том, что я предлагаю прогнозировать уровни добычи строго по прогнозному значению ВНФ (при том или ином объеме добычи жидкости), следуя прямым путем к извлекаемым запасам (но это не значит, что нет других приемов). Другой вопрос – как это сделать? Но это уже тема другого разговора.

mishgan
130
15

Мамонт пишет:

Почему линия ВНФ загибается вверх (снижая запасы) при достаточно не высоком (70-80%) обводнении?
…
Продлим их, ну, хотя бы до значения ВНФ равному 20. Наибольшая накопленная добыча нефти составит при М=1. Наименьшая при М=100.

я тоже поначалу не заметил, что это не log шкала, а реально взятый логарифм от ВНФ)

RomanK.
2186
15

Мамонт пишет:

Интересные графики.
Почему линия ВНФ загибается вверх (снижая запасы) при достаточно не высоком (70-80%) обводнении? Логика (я бы сказал, искусство) в другом – не дать изогнуться этой линии.
Мне представляется, что чем легче нефть, тем она более подвижнее и, поэтому, более извлекаемая, о чем свидетельствуют и Ваши графики. Давайте мысленно продлим прямолинейный участок на всех трех графиках (М=1;М=10; М=100). Продлим их, ну, хотя бы до значения ВНФ равному 20. Наибольшая накопленная добыча нефти составит при М=1. Наименьшая при М=100.
Что касается запасов при 100% обводнения. Может быть, есть смысл остановить все обводившиеся скважины и оставить только те продукция, которых соответствуют базовому значению ВНФ.
В данной теме мы говорим о прогнозе показателей разработки. Главная моя мысль заключается в том, что я предлагаю прогнозировать уровни добычи строго по прогнозному значению ВНФ (при том или ином объеме добычи жидкости), следуя прямым путем к извлекаемым запасам (но это не значит, что нет других приемов). Другой вопрос – как это сделать? Но это уже тема другого разговора.

Я вас немного разочарую, запасы во всех графиках одинаковые = 12 тыс.тонн, не все варианты я дотянул до 99% обводненности, но могу и сделать (я иллюстрировал несколько другое, и для илююстрации это полная картина). Так что как не продляй, больше 12 тыс.тонн физически добыть невозможно. Просто как день — нет нефти. Поэтому что-то продлять и изобретать запасов-которых-нет не стоит. Мишген верно говорит, все эти графики будут асимптотически приблежаться к цифре 12, но никогда не пересекать её.

Почему LN(ВНФ) не линия? А почему она должна быть линией? Я показал синтетические кривые, из которых ясно видно какие интервалы можно принимать линейными, а какие нет.

Про базовые значения ВНФ вы уже пробовали описать — действительно понять очень сложно что вы имеете в виду.

А ваше предложение по прогнозированию показателей разработки и вопрос как это делать.
Ну как бы за окном 2014 год, всё уже придумано до нас. Собственно мои иллюстрации и есть отголоски уже реализованого, опробванного и успешно забытого аналитического прогнозирования.

mishgan
130
15

Рома, я чуток про другое говорил. Прогнозирование по прямой Ln(ВНФ) =a + b*Qн не очень физично, потому как при 100% обводненности Ln(ВНФ) устремляется в бесконечность, что приводит к неопределенности в извлекаемых запасах в принципе. Вводятся искуственные ограничения по Ln(ВНФ), типа Ln(49), но, как правило, это все приводит к завышению запасов, что ты и показываешь (14 по прогнозу против 12 по «факту»). А если мы и пользуемся такими характеристиками, то, как правило, находимся на этапе с приличной обводненностью. Например, находясь в точке с обводненностью 75% ( Ln(ВНФ)=1,1, Qн=9 т.т) и имея остаточные извлекаемые запасы запасы (12-9=3 т.т), прогноз по линейной зависимости покажет остаточные запасы 14-9=5 т.т. Нефиговая такая ошибка…

DimA1234
303
15

Пользую логарифм ВНФ от накопленной нефти, и накопленная нефть от накопленной жидкости.

Если Vн от Vж можно описать логарифмом (получается Сазонов), то считаю НИЗ по формуле. Если нельзя — считаю руками в экселе.

RomanK.
2186
15

mishgan пишет:

Рома, я чуток про другое говорил. Прогнозирование по прямой Ln(ВНФ) =a + b*Qн не очень физично, потому как при 100% обводненности Ln(ВНФ) устремляется в бесконечность, что приводит к неопределенности в извлекаемых запасах в принципе. Вводятся искуственные ограничения по Ln(ВНФ), типа Ln(49), но, как правило, это все приводит к завышению запасов, что ты и показываешь (14 по прогнозу против 12 по «факту»). А если мы и пользуемся такими характеристиками, то, как правило, находимся на этапе с приличной обводненностью. Например, находясь в точке с обводненностью 75% ( Ln(ВНФ)=1,1, Qн=9 т.т) и имея остаточные извлекаемые запасы запасы (12-9=3 т.т), прогноз по линейной зависимости покажет остаточные запасы 14-9=5 т.т. Нефиговая такая ошибка…

Я понял. Действительно, если оценивать «остаточные запасы» при высокой обводненности, этот проклятый хвост может неконтролируемо (кратно, почему бы и нет?) увеличить запасы. Хорошее замечание.

mishgan
130
15

Мамонт пишет:

В данной теме мы говорим о прогнозе показателей разработки. Главная моя мысль заключается в том, что я предлагаю прогнозировать уровни добычи строго по прогнозному значению ВНФ (при том или ином объеме добычи жидкости), следуя прямым путем к извлекаемым запасам (но это не значит, что нет других приемов).

Вы упорно утверждаете, что там должна быть линия… Причем, как минимум до Ln(49). Ну а дальше спрогнозировать дело техники…
Занимаясь прогнозированием добычи я тоже видел много месторождений с линейным поведением Ln(ВНФ) от Qн. И это нисколько не противоречит тому, что реальная характеристика загибается кверху. Это очень легко объяснить. Упрощенно, общая добыча складывается из добычи по «базовым скважинам» (без ГТМ), суммарная характеристика которых ведет себя как описал Роман + добыча от ГТМ (в основном имеется ввиду ГТМ с приростом запасов), которая постоянно не дает этой характеристики загнуться вверх, т.е поддерживает ее «прямолинейность».
Отсюда и кажется, что месторождение и дальше будет следовать этой прямой линии. Но это ошибочно в связи с тем, что в определенный момент кончатся ГТМ с приростом запасов и характеристика таки загнется кверху. Поэтому и прогноз нужно вести отдельно для добычи от базы + и отдельно для добычи от ГТМ. А просто накладывать прямую на характеристику вытеснения это сродни лотерее

Мамонт
253
15

RomanK. пишет:

Мамонт пишет:

Интересные графики.
Почему линия ВНФ загибается вверх (снижая запасы) при достаточно не высоком (70-80%) обводнении? Логика (я бы сказал, искусство) в другом – не дать изогнуться этой линии.
Мне представляется, что чем легче нефть, тем она более подвижнее и, поэтому, более извлекаемая, о чем свидетельствуют и Ваши графики. Давайте мысленно продлим прямолинейный участок на всех трех графиках (М=1;М=10; М=100). Продлим их, ну, хотя бы до значения ВНФ равному 20. Наибольшая накопленная добыча нефти составит при М=1. Наименьшая при М=100.
Что касается запасов при 100% обводнения. Может быть, есть смысл остановить все обводившиеся скважины и оставить только те продукция, которых соответствуют базовому значению ВНФ.
В данной теме мы говорим о прогнозе показателей разработки. Главная моя мысль заключается в том, что я предлагаю прогнозировать уровни добычи строго по прогнозному значению ВНФ (при том или ином объеме добычи жидкости), следуя прямым путем к извлекаемым запасам (но это не значит, что нет других приемов). Другой вопрос – как это сделать? Но это уже тема другого разговора.

Я вас немного разочарую, запасы во всех графиках одинаковые = 12 тыс.тонн, не все варианты я дотянул до 99% обводненности, но могу и сделать (я иллюстрировал несколько другое, и для илююстрации это полная картина). Так что как не продляй, больше 12 тыс.тонн физически добыть невозможно. Просто как день — нет нефти. Поэтому что-то продлять и изобретать запасов-которых-нет не стоит. Мишген верно говорит, все эти графики будут асимптотически приблежаться к цифре 12, но никогда не пересекать её.

Почему LN(ВНФ) не линия? А почему она должна быть линией? Я показал синтетические кривые, из которых ясно видно какие интервалы можно принимать линейными, а какие нет.

Про базовые значения ВНФ вы уже пробовали описать — действительно понять очень сложно что вы имеете в виду.

А ваше предложение по прогнозированию показателей разработки и вопрос как это делать.
Ну как бы за окном 2014 год, всё уже придумано до нас. Собственно мои иллюстрации и есть отголоски уже реализованого, опробванного и успешно забытого аналитического прогнозирования.

Мы говорим о разных овощах. Спасибо Мишген . Ваша фраза «Часто использую LN(ВНФ) от Qнефти» никакого отношения к характеристике о которой я говорю не имеет. Попробуйте сделать график, вертикальная ось которого будет иметь логарифмический масштаб, а горизонтальная обычный масштаб. На вертикальную ось нанесите значения ВНФ (не логарифм от ВНФ), а на горизонтальную ось значение накопленной добычи нефти. Вы получите что-то ужасное или достаточно прямую линию (в зависимости от качества поступающей информации). Найдите стабильный участок на этой линии и формулу этой линии. Впрочем, все это я писал выше.Как вставить график?

RomanK.
2186
15

Мишген, сразу видно опытного человека. Совершенно согласен с тобой.
Приведенные мной иллюстрации показывают характеристику вытеснения для одного, замкнутого элемента (участка разработки). В реальности итоговая характеристика вытеснения это сумма характеристик вытеснения, если например разложить итоговую ХВ, на составные части можно увидеть компоненты.
Например, я анализировал бурение по годам и итоговая характеристика вытеснения в логмасштабе была линейная, что приводила к итогу будто бурение не увеличило извлекаемые запасы. Далее, разделив бурение по годам, т.е. проведя декомпозицию отчетливо видно, что линия в логарифме это следствие ввода новых запасов. В год завершения бурения линия перестала существовать, что трактуется как «всё пропало».
Хотя это не так.

Мамонт
253
15

mishgan пишет:

Мамонт пишет:

В данной теме мы говорим о прогнозе показателей разработки. Главная моя мысль заключается в том, что я предлагаю прогнозировать уровни добычи строго по прогнозному значению ВНФ (при том или ином объеме добычи жидкости), следуя прямым путем к извлекаемым запасам (но это не значит, что нет других приемов).

Вы упорно утверждаете, что там должна быть линия… Причем, как минимум до Ln(49). Ну а дальше спрогнозировать дело техники…
Занимаясь прогнозированием добычи я тоже видел много месторождений с линейным поведением Ln(ВНФ) от Qн. И это нисколько не противоречит тому, что реальная характеристика загибается кверху. Это очень легко объяснить. Упрощенно, общая добыча складывается из добычи по «базовым скважинам» (без ГТМ), суммарная характеристика которых ведет себя как описал Роман + добыча от ГТМ (в основном имеется ввиду ГТМ с приростом запасов), которая постоянно не дает этой характеристики загнуться вверх, т.е поддерживает ее «прямолинейность».
Отсюда и кажется, что месторождение и дальше будет следовать этой прямой линии. Но это ошибочно в связи с тем, что в определенный момент кончатся ГТМ с приростом запасов и характеристика таки загнется кверху. Поэтому и прогноз нужно вести отдельно для добычи от базы + и отдельно для добычи от ГТМ. А просто накладывать прямую на характеристику вытеснения это сродни лотерее

ГТМ тут не причём. Зная базовый ВНФ легко можно определить добычу нефти при том или ином объеме жидкости. ГТМ – это дополнительный объем жидкости (и не факт, что потраченные деньги на ГТМ пошли в пользу).

RomanK.
2186
15

Мамонт пишет:

«Часто использую LN(ВНФ) от Qнефти» никакого отношения к характеристике о которой я говорю не имеет. Попробуйте сделать график, вертикальная ось которого будет иметь логарифмический масштаб, а горизонтальная обычный масштаб. На вертикальную ось нанесите значения ВНФ (не логарифм от ВНФ), а на горизонтальную ось значение накопленной добычи нефти.

Подскажите в каком году и какой ВУЗ вы заканчивали?

Мамонт
253
15

Ну, на этом, пожалуй, и прервемся. Уж очень красивые графики, не поспоришь. У меня такие не получаются, даже при достижении обводненности в 95%. Согласимся с таким спецом, что при достижении обводнения 70% месторождение закрываем.

RomanK.
2186
15

Почему вы к себе на Вы и почему месторождение закрываем?
Такого никто не говорил, это ваша фантазия.

DimA1234
303
15

Я понял Мамонта вот так (картинка).

На мой взгляд, толково — использовать такую ХВ для оперативного управления разработкой. Просто и понятно.

Блин, как картинки вставлять?

RomanK.
2186
15

DimA1234 пишет:

На мой взгляд, толково — использовать такую ХВ для оперативного управления разработкой. Просто и понятно.

Собственно, так оно уже как столетие и используется
И есть ещё одно замечание, использование характеристик вытеснения предполагает 100% компенсацию. Это многие успешно забыли. Например, можно перестать нагнетать воду и начать снижать обводненность — это вызовет фиктивный рост запасов, тогда как нефть будет отбираться за счет упругого запаса. В этом кроется секрет эффективности циклического заводнения, когда при всей эффективности, длительные тренды могут показывать ноль-эффект.

mishgan
130
15

Мамонт пишет:

Мы говорим о разных овощах. Спасибо Мишген . Ваша фраза «Часто использую LN(ВНФ) от Qнефти» никакого отношения к характеристике о которой я говорю не имеет. Попробуйте сделать график, вертикальная ось которого будет иметь логарифмический масштаб, а горизонтальная обычный масштаб. На вертикальную ось нанесите значения ВНФ (не логарифм от ВНФ), а на горизонтальную ось значение накопленной добычи нефти.

Вы шутите или серьезно? построение ВНФ в Log масштабе или или построение в линейном масштабе величины Ln(ВНФ) это одно и то же, кому как удобней…

Мамонт пишет:

ГТМ – это дополнительный объем жидкости (и не факт, что потраченные деньги на ГТМ пошли в пользу)

уважая ваш возраст и опыт, позволю себе прокомментировать, что ГТМ в современном мире нефтянки это не только мероприятия по интенсификации, которые вы описываете. То, о чем повествовалось выше, относилось к тем ГТМ, которые приращивают запасы. Т.е в основном бурение и ЗБС. Они как раз и спрямляют характеристику. Как только мы перестанем приращивать запасы ( вводить скважины с более низкой обводненностью) о линейности придется забыть. Я не знаю как еще более понятней донести эту простую мысль.
А вот, что вы говорите.
У нас есть месторождение, добыча в динамике состоит из 1) базовой добычи вместе с ГТМ по интенсификации + 2) добычи от ввода новых скважин и ЗБС (ГТМ с приростом запасов). Построив по нему ХВ вы видите линейный участок и, вуаля, прогнозируете по нему добычу вперед по каким либо заданным отборам жидкости. Допустим. Но вы замечаете, что эту добычу вы обзываете БАЗОВОЙ?! Т.е. вы считаете, что этот тренд базовый, а такие ГТМ, как бурение и ЗБС, будут только добавлять запасов свыше этого тренда? Если так, то извините, мне с вами не по пути

Aleksander
231
11

DimA1234 пишет:

Я понял Мамонта вот так (картинка).

На мой взгляд, толково — использовать такую ХВ для оперативного управления разработкой. Просто и понятно.

Блин, как картинки вставлять?

да такие картинки как раз для промысловых геологов згодятся ))

AlNikS
878
14

RomanK. пишет:

Например, я анализировал бурение по годам и итоговая характеристика вытеснения в логмасштабе была линейная, что приводила к итогу будто бурение не увеличило извлекаемые запасы. Далее, разделив бурение по годам, т.е. проведя декомпозицию отчетливо видно, что линия в логарифме это следствие ввода новых запасов. В год завершения бурения линия перестала существовать, что трактуется как «всё пропало».

Если честно, по-моему анализировать БУРЕНИЕ с помощью характеристик вытеснения — это какой-то бред… Если только вы не собираетесь разрабатывать месторождение, равномерно разбуривая по N штук скважин в год на всём протяжении срока разработки.

AlNikS
878
14

RomanK. пишет:

И есть ещё одно замечание, использование характеристик вытеснения предполагает 100% компенсацию

Вроде как, предполагает постоянную компенсацию, а не обязательно 100%.

Мамонт
253
15

Был невнимателен и дал повод позлорадствовать умникам. Сам виноват.
DimA1234, Вы совершенно правы. Только фразу «Все хорошо, выходим на НИЗ при меньшей обводненности» я бы заменил фразой «Все хорошо, вовлекаем в разработку неучтенные запасы и увеличиваем нефтеотдачу (НИЗ)». Другими словами, запасы были занижены.
До RomanK и mishgan не доходит. Тем не менее RomanK. произносит умную фразу «Собственно, так оно уже как столетие и используется». Может быть на Западе да, у нас до сих пор не везде это применяется.
Представленный RomanK график надо бы разбить на две части – история и прогноз.
RomanK, покажите на графике формулу зависимости между ВНФ и накопленной добычей нефти по прямолинейному участку истории. По этой формуле найдите значение ВНФ на следующий, после фактического, период при любом (реальном) объеме жидкости. Это значение будет базовым значением ВНФ. Другими словами, определите какую скважину из двух надо ремонтировать, ту, которая после ремонта даст 300 м3 воды и 20 т. нефти, или ту, которая после ремонта даст 80 м3 воды и 10 т нефти. Я пока не знаю. Потому что не знаю базового значения ВНФ. Когда будете знать базовое значение ВНФ, будете ремонтировать ту скважину, значение ВНФ которой ближе к базовому значению ВНФ.
Mishgan, я вообще не говорю про базовую добычу. Я говорю про базовое значение ВНФ. Вы назвали слово «интенсификация». Что такое интенсификация? Не подумайте, что я не знаю. Я хочу знать, знаете это Вы или нет? Чем отличается интенсификация от оптимизации?
RomanK, что касается компенсации или нагнетания воды. Все, что я тут писал относится к условиям сохранения материального баланса. Не факт, что если перестать нагнетать воду и начать снижать обводненность — это вызовет фиктивный рост запасов. С уменьшение пластового давления упадут дебиты скважин, и направление линии в целом не изменится. Коэффициент охвата вытеснением будет низок, и вряд ли это приведет к росту запасов (даже фиктивному). Так рассуждать – значит быть не в теме.

RomanK.
2186
15

Мамонт, вы извините меня за дерзкий тон, что касается алгебры бываю не сдержан. По поводу «быть не в теме» я же могу разложить свой ответ по полкам и вообще могу ответить за каждое свое сказаное слово и представленный график, признать техническую или теоретическую ошибку. Такого пока не представлено в теме. Я постараюсь еще раз перечитать, что вы пишете сейчас и что писали ранее — помните я пытался разобратся в прошлый раз? Когда то и это время придет. И не такой я умник, обычный лукойловский инженер. Про характеристики вытеснения обычно не знают западно-сибирские. Это есть в наших, отечественных книгах. С примерами месторождений.

Lyric
341
16

В варианте Романа ничего ремонтировать не надо, это модельные данные.
Величина НИЗ задана руками и известна абсолютно точно.
Зы. Судя по чату тут всего одна добывающая скважина так? Такие же кривые можно по баклею построить и без модельки

RomanK.
2186
15

Wasteland Rat пишет:

Если честно, по-моему анализировать БУРЕНИЕ с помощью характеристик вытеснения — это какой-то бред… Если только вы не собираетесь разрабатывать месторождение, равномерно разбуривая по N штук скважин в год на всём протяжении срока разработки.

Крыс, что именно бредово? Задача ввода новых скважин это увеличение потенциальных запасов, хотите назовите КИН. Мне например как собственнику виртуальному, было бы интересно видеть как кратное увеличение фонда повлияло на запасы — был ли существенный прирост или как трубочки в одно ведро, без прироста. Бабки годами меряют, поэтому логично и скважины годами вести. Если вы считали восьмерку — пункт добыча из новых скважин, так это просто вести новые скважины и дальше по годам. Можно даже заметить, как новые скважины словно золушки в ночь с 31 декабря на 1 января терют свой «достигнутый и перевыполненный дебит по нефти», за который уже начислена премия.

AlNikS
878
14

RomanK. пишет:

Крыс, что именно бредово?

По результатам бурения рисовать какие-то тренды в будущее по характеристикам и оценивать какие-то новые запасы или КИН. Единственное что тут можно посмотреть — как средняя обводненность изменилась после бурения, сразу по обводненности, в общем-то, понятно, удачная скважина или нет. Чтобы что-то понять про запасы и КИН, нужно анализировать «сетку до бурения» и «сетку после бурения», выкинув период самого бурения.

Мамонт
253
15

Забыл написать о секрете эффективности циклической закачки, о котором говорит RomanK. Так вот, RomanK, ответственно Вам заявляю, что секрет эффективности циклической закачки состоит не в уменьшении объемов закачки, а в сохранении объемов закачки, а точнее в сохранении материального баланса. Если вы уменьшаете объемы закачки в одном месте залежи, то в другом месте вы должны увеличить точно такой же объем закачки или уменьшить добычу жидкости на соответствующий объем. Секрет (хотя это совсем не секрет) эффективности циклической закачки состоит в изменении направлений фильтрационных потоков, за счет чего увеличивается коэффициент охвата, что, соответственно, ведет к увеличению КИН (или извлекаемых запасов).
Mishgan, также ответственно Вам заявляю, что никакие ГТМ не приращивают запасы. Запасы углеводородов были сделаны нашей матушкой Землей и большое спасибо ей за это. А считают запасы люди, потом пересчитывают и, делают прирост запасов, а потом снова пересчитывают и, опять делают прирост запасов. Бывает и наоборот. Это зависит от того кто как учился. А скважины, в которых сделаны те или иные ГТМ эти запасы извлекают. И у каждой скважине (ГТМ) есть свой потенциал, больше которого она дать не может. Люди, подсчитав запасы и оценив КИН расставляют (проектируют) скважины на залежи, бурят и вводят их в эксплуатацию. Одни скважины вводят с целью отбора жидкости, другие с целью компенсации отбора жидкости.
И вот, если подсчет запасов и КИН подсчитаны правильно, система разработки составлена грамотно, скважины (и залежь в целом) на всех стадиях разработки эксплуатируются в соответствии с их потенциалом и сохранением материального баланса, то в конечном итоге из залежи будут отобраны все подсчитанные извлекаемые запасы при достижении обводненности 98% или значении ВНФ =50. Разработка в этом случае будет идти по прямой зависимости между ВНФ и накопленной добычей, координаты последней точки которой будут иметь значения 50:НИЗ.
Такого, как правило, не бывает. Бывает когда скважины или не до отбирают или пере отбирают запасы (не путать с потенциалом скважины). Когда скважины не до отбирают запасы, прямая графика более вертикальная и надо проводить работы по оптимизации разработки, т.е. направить прямую графика к конечной точке с координатами 50: НИЗ. Если скважины пере отбирают запасы, то прямая графика более горизонтальная. Это значит, что скважины извлекут больше чем предусмотрено проектом. Делаем вывод, что запасы подсчитаны заниженными, а грамотная разработка скважин (с их всевозможными ГТМ) привела к увеличению нефтеотдачи. Бывает и так, когда разработка идет по прямой у которой координаты последней точки 50: НИЗ, но срок разработки очень длинный. Определенными ГТМ срок разработки можно сократить, оставаясь на этой линии. Такие ГТМ приведут к интенсификации разработки. Чтобы определить в каком из трех случаях будет находиться залежь в прогнозном периоде, необходимо знать базовое значение ВНФ.
RomanK, чтобы заметить, как новые скважины словно золушки в ночь с 31 декабря на 1 января терют свой «достигнутый и перевыполненный дебит по нефти», за который уже начислена премия (кстати, не только новые), надо ежесуточно вести сводку добычи, сдачи и наличия нефти в парке и закачки подтоварной воды, а не отдавать все на откуп подготовщикам. И эту сводку сбивать с ежемесячной геологической отчетностью.

Страницы

1
2
следующая ›
последняя »

Источник

Использование
характеристик вытеснения (ХВ) при решении
задач разработки нефтяных залежей было
впервые предложено Д.А.Эфросом (1959г.) в
виде зависимости накопленного отбора
нефти от накопленного отбора жидкости.

Применительно к
решению рассматриваемых далее задач
под характеристиками вытеснения понимают
зависимости накопленной добычи нефти
по объектам от накопленной добычи
жидкости или воды при различных
модификациях координат в зависимостях.

Достоинствами
метода прогноза, основанного на
использовании характеристик вытеснения
нефти водой, являются:

-простота применения
данного метода прогноза;

-извлекаемые запасы
нефти определяются по характеристикам
вытеснения непосредственно, без
предварительного значения балансовых
запасов и проектного коэффициента
извлечения нефти, определение которых
в отдельных случаях затруднительно.

Суть методики
заключается в следующем.

Широко распространенным
методом решения данной задачи является
метод наименьших квадратов. Рассмотрим
конкретный случай. Дана система уравнений:

Система двух
линейных уравнений с двумя неизвестными
a, b. Далее из второго равенства, выражая
коэффициент b, и подставляя в первое
равенство, находим коэффициент а.
Фактические значения функции определяют
подстановкой в левую часть уравнений
фактического значения накопленной
добычи продукции (V_н,V_в,V_ж).

При использовании
характеристик вытеснения существует
достаточно большая вероятность того,
если на периоде предыстории фактические
точки достаточно тесно ложатся на
прямую, то на периоде экстраполяции они
также будут ложиться на прямую.

Характеристики вытеснения, используемые для выбора уравнения кривой обводнения для оценки эффективности мун.

1. Говорова-Рябинина
(1957)

lnV_в=
a+blnV_н

2.Максимов (1959)

lnV_в=a+bV_н

3. Абызбаев
(1981)

lnV_н=
a+blnV_ж

4.Сипачев –
Посевич (1980)

=
a+bV_ж

Для определения
добычи нефти за счет применения ГРП по
ХВ, в координатах строятся зависимости.
Затем определяют дополнительную добычу.
Результаты подсчетов добычи нефти и
расчет базовых кривых произведен с
помощью ЭВМ (с использованием программы
Microsoft Excel). (Приложение
2).

Результаты подсчета добычи нефти за счет грп на участке №1

Таблица 4.2.

ДАТА	Добыча за месяц,	Добыча накопленная
Нефть	Вода	Нефть	Жидкость
10.05	324	23	1520	4206
11.05	356	48	1876	4610
12.05	358	31	2234	4999
1.06	326	24	2560	5349
2.06	316	41	2876	5706
3.06	321	60	3197	6087
4.06	310	50	3507	6447
5.06	298	31	3805	6776
6.06	311	75	4116	7162
7.06	351	42	4467	7555
8.06	321	34	4788	7910
9.06	369	35	5157	8314

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Источник

Общие понятие о характеристике вытеснения

Работа добавлена на сайт samzan.net: 2015-07-10

Поможем написать учебную работу

Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой — мы готовы помочь.

Предоплата всего

от 25%

Подписываем

договор

Введение

1.Общие понятие о характеристике вытеснения.

В процессе разработки и эксплуатации нефтяных месторождений стоит вопрос о качественной и количественной оценке производительности и эффективности применяющихся методов. В силу неповторимости технологических и геолого-физических условий, в силу неповторимости производственных и природных факторов, оказывающих влияние на эффективность проведенных мероприятий, а также в силу сочетаний различных факторов для каждого конкретного случая, оценка эффективности воздействия на месторождение, пласт, призабойную зону пласта обладает достаточной степенью сложности.

В данной сложившейся ситуации возник вопрос о применении методов математической статистики для решения ряда задач связанных с оценкой эффективности проводимых мероприятий направленных на повышение нефтеотдачи. Возникновение данной проблемы связано с тем,

что применение классических приемов из состава математического аппарата, применительно к таким сложным объектам, как объекты разработки, не дает возможности описать происходящие в недрах процессы. Построение математических моделей и их описание не дает возможности наиболее полно и адекватно охарактеризовать требуемые процессы, и тем более давать какие либо прогнозы на будущее. Таким образом, развитие методов применяемых для осуществления оценки эффективности и прогноза показателей разработки пошло по пути применения методов математической статистики.

Более 40 промыслово-статистических методов прогноза показателей разработки на основе экстраполяции промысловых данных предложено на данный момент различными авторами. Предложенные методы описываются кривыми вытеснения — различными зависимостями между величинами отборов нефти, воды и жидкости.

Характеристики вытеснения подразделяются на две большие группы: кривые обводнения и кривые падения. Кривые обводнения — это зависимости между накопленными отборами нефти, воды и (или) жидкости или зависимости между накопленными отборами и обводненностью продукции. Кривые обводнения характеризуют процесс обводнения скважин, участка, месторождения и зависимости от накопленной добычи жидкости. Кривые падения — это зависимости между текущей и накопленной добычей нефти от фактора времени, а также зависимости между текущей и накопленной добычей нефти. Кривые падения характеризуют изменение добычи нефти во времени. Старейшими промыслово-статистическими методами являются методы

М.И. Максимова, И.Г. Пермякова, А.М. Пирвердяна. Промыслово-статистические методы обладают достаточно высокими погрешностями при определении на ранних стадиях, но они весьма широко используются в различных исследованиях, и рекомендованы в различных руководящих документах (РД) в силу их простоты и экспрессности.

В силу того, что характеристики вытеснения характеризуют процессы, протекающие на месторождении со статистической точки зрения, и, следовательно, в силу своих свойств, данные методы позволяют осуществлять определение прогнозных значений показателей разработки, таких как:

1. Прогноз предельных значений накопленной добычи нефти, когда, водонефтяной фактор стремится к бесконечно большому значению. Иными словами, возможно определить максимально возможные извлекаемые запасы нефти;

2. Задаваясь значением балансовых запасов, возможно осуществить нахождение максимально возможного значения коэффициента нефтеизвлечения;

3. Прогноз текущих значений накопленной добычи нефти, воды, жидкости, водонефтяного фактора, задаваясь значением обводненности продукции. Так задаваясь значением обводненности добываемой жидкости

= 99%, мы получим прогнозное значение реально возможных извлекаемых запасов нефти.

4. Задаваясь значением балансовых запасов, возможно осуществить нахождение прогнозного значения реально достижимого коэффициента нефтеизвлечения(КИН).

2. Общие сведения о месторождении Кокайты.

Месторождение Кокайты расположено на территории Джаркурганского района Сурхандарьинской области Республики Узбекистан, в 20 км к северо-востоку от районного центра Джаркурган.

В орографическом отношении площадь представляет собой небольшую возвышенность среди всхолмленного плато, северо-восточного простирания, примыкающая к западному склону хребта Ак-Тау. Средняя часть складки сильно изрезана узкими глубокими оврагами. Строение складки по поверхности месторождения совпадает с глубинным строением. Самая высокая часть складки – центральная. Эта часть складки как и вся сводная часть, протягивающаяся на север и юг, сложена красноцветными песчаниками и глинами II свиты неогена, в местах входов пластов песчаника, переслаивающегося с глинами и алевролитами, образуются более пологие формы рельефа. Общие размеры выходов коренных пород составляют

15-20 % всей площади.

Возвышенность Кокайты расчленено оврагами. Особенно много оврагов в юго-западной ее части. Наибольшее количество оврагов имеет меридиональное направление и меньшее – широтное. В центральной части складки, где отмечено небольшое поднятие оси, приходит продольной, изрезанный, бессточный овраг, появление которого объясняется раздробленностью пород в зоне прогиба складки. К югу и северу от центральной части рельеф сглаживается и принимает форму пологих увалов. В южной части небольшое развитие имеют бугристые пески, образующиеся как за счет разрушения и переноса ветром коренных пород, так и за счет развивания террасовых отложений Сурхандарьию. Месторождение Кокайты характеризуется отсутствием постоянных водотоков на площади. Ближайшая река Сурхан-Дарья протекает в 8-12 км западнее площади, которая в осенне-зимний период мелеет.

Глава 1 – Геолого-промысловая характеристика месторождения Кокайты

1.1. Краткая геолого-физическая характеристика месторождения.

Стратиграфия

Меловая система. Самой глубокой скважиной 73 на площади вскрыты отложения туронского яруса.

Турон представлен темно-серыми, песчанистыми, местами извест-ковистыми глинами, чередующимися с серыми мелкозернистыми песчаниками и прослойками известняков и мергелей. Мощность 120 м.

Сенон состоит главным образом из зеленовато-серых и зеленых, иногда песчанистых глин, содержащих прослои зеленовато-серых мелкозернистых песчаников, серых известняков и мергелей. Мощность 310 м.

В разрезе палеогеновой системы различаются акджарские, бухарские, сузакские, алайские, туркестанские, риштан + исфара + ханабадские слои. Общая мощность палеогена 780—790 м.

Акджарские слои (нижний палеоцен)—светло-серые, трещиноватые известняки, желтоватые и серые доломиты и белые ангидриты. Изредка встречаются прослои серых мелкозернистых песчаников. В акджарских слоях выделяется IV горизонт. Мощность его ПО—115 м.

Бухарские слои (верхний палеоцен) — серые, плотные, местами до-ломитизированные известняки, пористые, рыхлые доломиты, серые мер-гели, содержащие прослои белых плотных ангидритов и единичные прослои глин. В разрезе бухарских слоев выделено пять горизонтов (I, II, III, IV, V). Мощность 230—235 м,

Сузакские слои (нижний эоцен)—толща зеленых известковистых глин с прослоями зеленовато-серых мергелей. Мощность 200—205 м.

Алайские слои (средний эоцен) подразделяются на две части. Нижнюю слагают зеленовато-серые известняки-ракушняки с редкими прослойками глин, а верхнюю — серо-зеленые глины с прослоями мергелей, известняков и песчаников. Известняки, залегающие в нижней части, выделяются как горизонт I. Мощность 60—65 м.

Туркестанские слои (верхний эоцен) представлены зелеными глинами с прослойками мергелей. В нижней части залегает прослой зеленовато-серых песчаников. Мощность 125—230 м.

Риштан + исфара + ханабадские слои (верхний эоцен) сложены в основном зелеными глинами с прослоями мергелей. Изредка встречаются прослойки глин малинового цвета. Мощность 35—40 м.

Отложения неогена залегают на риштан + исфара + ханабад-

ских слоях и представлены красноцветными образованиями бальджуан-ской, хингоусской и тавильдаринской свитами. Общая мощность нео-гена 560—840 м.

Тектоника

Месторождение Кокайты приурочено к антиклинальной асимметричной складке, вытянутой на северо-восток. На поверхности залегают породы красноцветов неогена. По этим отложениям длина складки 27 км, ширина 4 км. В присводовой час-ти углы падения пород не превышают 7—10°, на северо-западном. крыле они возрастают до 50—65°, на юго-восточном — до 30—40°.

По бухарским слоям углы падения на северо-западном крыле равны 40—45°, но с глубиной увеличиваются до 50°. Юго-восточное крыло падает под углами 30—35°, с глубиной доходит до 65°. Периклинали погружаются под углами 5—7°. По кровле I горизонта бухарских слоев (по изогипсе — 720) длина склад-ки составляет 7,5 км, ширина 0,9 км.

Ранее считалось, что вдоль оси складки в присводовой части северо-западного крыла имеется взброс с амплитудой 70—75 м, по которому северо-западное крыло надвинуто на юго-восточное. Последние данные бурения (1969 г.) это нарушение не подтвердили.

Нефтеносность

Промышленная нефтеносность на месторождении Кокайты связана с I, II, III горизонтами. Разработка месторождения началась в 1940 г. На 1 января 1970 г. эксплуатационный фонд состоит из 38 скважин.

Горизонт I залегает в кровле бухарских слоев и сложен пористыми трещиноватыми известняками. Общая мощность I горизонта 4 м, эффективная— 2 м. Пористость пород составляет 15%, проницаемость по промысловым данным равна 0,200 мдарси. Нефтяная залежь I горизонта выявлена в 1939 г., а разрабатывается с 1940 г. Длина залежи 7,1 км, ширина 0,82 км.

Площадь нефтеносности 592 га (по изогипсе — 710 м). Этаж нефтеносности 100 м. Режим залежи водонапорный. Залежь относится к сводовым, пластовым. Первоначальные дебиты нефти составляли 20 т/сут, первоначальное пластовое давление 130 атм. Первоначальный газовый фактор 1—2 м3/т.

Горизонт II залегает на 17 м ниже I горизонта и представлен рыхлыми известняками. Общая мощность горизонта 7 м, эффективная 4,5 м. Пористость 15%, проницаемость по промысловым данным 0,17 мдарси.

Залежь II горизонта разрабатывается с 1939 г. Длина залежи 6,0 км, ширина 450 м. Этаж нефтеносности 45 м. Площадь нефтеносности по изогипсе —640 м составляет 208 га. Режим нефтяной залежи водонапорный, тип залежи сводовый, пластовый. Первоначальные дебиты нефти 7—50 т/сут, начальное пластовое давление 130 атм. Первоначальный газовый фактор 1—2 м3/т.

Горизонты I и II эксплуатируются совместно скважинами 13, 17, 18, 20, 21, 22, 23 и 38. Обводненность их достигает 85%. Всего с I+II горизонта добыто 16459 т нефти. Текущие дебиты нефти 5,1 т/сут, текущее пластовое давление 83,0 атм.

Кроме того, нефть добывается из I и II горизонтов раздельно. Всего с начала разработки из I горизонта на 1 октября 1969 г. добыто 332011,2 т, а из II горизонта— 1169635,9 т нефти. Текущий дебит одной скважины в среднем равен 3,5 т/сут. Текущее пластовое давление 30 атм. Нефть I и II горизонтов имеет следующую характеристику: удельный вес 0,930—0,936 г/см3. Содержание серы 2,7—3,80%, асфальтенов 4,8—6,1, акцизных смол 21,8—64,0, парафина 3,1—3,3%. Газ I и II горизонтов, растворенный в нефти, имеет плотность (воздух-1) 140. Содержание сероводорода — следы или 0,02, углекислого газа 1,1—6,8%. метана 8,5—41,6, азота + редких 11,9—15,6%. Количество газобензина составляет 180 г/м3.

Горизонт III находится в средней части бухарских слоев. Он выражен серыми пористыми известняками, общая мощность которых составляет 15 м, а эффективная 10 м. Пористость по промысловым данным равна 18%, а проницаемость 0,19 мдарси. Нефтяная залежь разрабатывается с 1939 г. Длина залежи 6,6 км, ширина 0,27 км, этаж нефтеносности 35 м. Площадь нефтеносности по изогипсе — 635 м равна 99 га. Режим залежи водонапорный. Залежь относится к типу сводовых, пластовых. Первоначальный дебит нефти 20 т/сут, первоначальное пластовое давление 123 атм, начальный газовый фактор 1—2 м3/т. На 1 августа 1969 г. эксплуатационный фонд состоит из 9 скважин. Всего с начала разработки добыто 773453,0 т (1974г.) нефти. Текущий дебит нефти 4,8 т/сут. Текущее пластовое давление 80 атм. Нефть III горизонта характеризуется следующими параметрами: удельный вес 0,9527 г/см3, содержание серы 3,5%, асфальтенов 8,8, смол 18,9, парафина 3,4. Выход легких фракций: до 150°—5,4%, до 200°—14,4%, до 300°—24,7%. Газ, растворенный в нефти, имеет плотность 130—1,11, содержание сероводорода — следы — 0,25, углекислого газа 1,45% — 6,2, метана 25,8, азота + редких 14,5—16,2%. Содержание газобензина 165— 180 г/м3.

Воды горизонта имеют удельный вес 1,089 г/см3. Содержание йода 14—21 в’Жв/л, сероводорода от 0 до 0,41. Общая минерализация 105— 107 г/л. Воды относятся к хлоркальциевому типу.

В некоторых скважинах II и III горизонты разрабатываются совместно. За 1967 г. добыто 3846 т нефти. Средний дебит в сутки составляет 5,4 т при пластовом давлении 80,6 атм.

Рисунок 1.1 – Структурная карта месторождения.

Рисунок 1.2 – Поперечный профиль скважин 3-6.

1.2. Краткое текущее состояние разработки месторождения Кокайты.

Нефтяное месторождение Кокайты была введена в эксплуатацию с выявлением промышленной нефтиностности в скважине № 2 в 1939 г. К 2011 г. фонд скважин составляет 29 единиц. В настоящее время месторождение находится на поздней стадии разработки.

На графике динамики основных технологических показателей разработки (Рисунок 1.1), хорошо выделяется два периода.

К первому периоду относится время с 1939 г. по 1949 г., которое характеризуется интенсивным разбуриванием добывающих скважин (26 единиц). Максимальный отбор нефти за этот период приходится на 1949 г. – 150,10 тыс. т., после которого, с быстрым ростом количества попутно добываемой воды, отборы нефти снизились до 57,35 тыс. т. (1951 г.).

Ко второму периоду интенсивного разбуривания месторождения соответствует время с 1950 г. по 1961 г., которое характеризуется достижением локального максимума годового отбора нефти в 1955 г. – 115,62 тыс. т. при фонде действующих скважин равном 27 единиц. После 1955 г. годовой отбор нефти снижается, хотя фонд скважин увеличивается, и максимальное количество действующих скважин достигает в 1961 г. 38 единиц.

Максимальный годовой отбор нефти за весь период эксплуатации было достигнуто в 1949 г. около 150,10 тыс. т., при фонде скважин 18 единиц.

Постепенное понижение пластового давления, вызывает истощение пластовой энергии. В связи с этим в 1994 г. было пробурено 2 нагнетательных скважин, для поддержания пластового давления. В 1994 г. пластовое давление было равно 41 ат. Начиная с 2000 г. пластовое давление достигло стабильной отметки Рпл=35 ат. Это отметка является постоянной по сегодняшний день. Приемистость средней скважины за этот период (1994 – 2011 гг.) увеличилась с 0,348 до 0,488 м3/сут. Более подробные данные приводится в таблице 1.1.

Максимальное значение среднесуточного дебита было достигнуто в 1950 г. и составило 48,14 т/сут при обводнённости 44%. К 2011 году оно снизилось до 1,70 т/сут при обводненности 96%.

Основные технологические показатели разработки месторождения Кокайты приведены в таблице 1.2.

За весь период разработки по состоянию на 2011 г. по месторождению было добыто:

нефти – 3555,771 тыс. т.;
пластовой воды – 28759,99 тыс. т.;
жидкости – 32315,761 тыс. т.

Таблица – 1.1.

№	Годы	Закачка воды, 1•103 м3	Действующий фонд скважин	Среднесут дебит ср. скважины, т/сут	Приемис-тость ср. скважины, м3/сут	Пластовое давление, ат
		годовая	накоп- ленная	нагнета-тельные	добыва-ющие
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	1994	267,4	267,4	2	28	1,5463	0,348	41,0
2	1995	268,3	535,7	2	27	1,5530	0,349	40,0
3	1996	270,2	805,9	2	26	1,5516	0,352	39,0
4	1997	271,4	1077,3	2	26	1,5036	0,353	38,0
5	1998	272,1	1349,4	2	27	1,3742	0,354	37,0
6	1999	273,8	1623,2	2	29	1,3418	0,356	36,0
7	2000	275,4	1898,6	2	27	1,5298	0,358	35,0
8	2001	276,6	2175,2	2	26	1,5476	0,360	35,0
9	2002	277,3	2452,5	2	26	1,5066	0,361	35,0
10	2003	278,6	2731,1	2	25	1,5533	0,363	35,0
11	2004	271,3	3002,4	2	24	1,7048	0,353	35,0
12	2005	278,4	3280,8	2	23	1,7800	0,362	35,0
13	2006	240,0	3520,8	2	25	1,8019	0,312	35,0
14	2007	283,0	3803,8	2	25	1,6556	0,368	35,0
15	2008	254,7	4058,5	2	27	1,8678	0,331	35,0
16	2009	360,1	4418,6	2	27	2,0541	0,469	35,0
17	2010	374,0	4792,6	2	28	1,7732	0,487	35,0
18	2011	375,2	5167,8	2	29	1,6587	0,488	35,0

Рисунок 1.3 — Динамика годовых технологических показателей разработки месторождения Кокайты

Таблица 1.2 — Динамика основных технологических показателей разработки месторождения Кокайты

№	Годы	Добыча нефти, т	Темп отбора	КИН, %	Добыча жидкости, т	Обводнен-ность, %	Закачка воды, 1•103 м3	Действующий фонд скважин	Среднесуточный дебит средней скважины, т/сут	Приемистость средней скважины, м3/сут	Пластовое давление, ат
		годовая	накоп- ленная	от НИЗ,%	от НГЗ,%		годо- вая	накоп- ленная		годо- вая	накоп- ленная	нагне-татель-ные	добы-ваю-щие
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17
1	1939	1096	1096	0,03	0,009	0,009	2887	2887	62				4	0,71		130
2	1940	13559	14655	0,365	0,109	0,118	19175	22062	29,3				8	4,41		129
3	1941	35151	49806	0,947	0,282	0,4	41915	63977	16,1				13	7,04		129,7
4	1942	51942	101748	1,399	0,417	0,817	66845	130822	22,3				11	12,29		129,4
5	1943	54912	156660	1,479	0,441	1,258	81446	212268	32,6				12	11,91		129,2
6	1944	51699	208359	1,393	0,415	1,673	71964	284232	28,2				12	11,21		128,7
7	1945	63763	272122	1,718	0,512	2,184	84028	368260	24,1				11	15,09		128,1
8	1946	91414	363536	2,462	0,734	2,918	117948	486208	22,5				17	14		127
9	1947	119063	482599	3,207	0,956	3,874	164431	650639	27,6				23	13,47		126,4
10	1948	134470	617069	3,622	1,079	4,953	224262	874901	40				26	13,46		125,4
11	1949	150959	768028	4,066	1,212	6,165	277869	1152770	45,7				18	21,83		123,9
12	1950	129470	897498	3,488	1,039	7,205	229705	1382475	43,6				7	48,14		122,7
13	1951	57351	954849	1,545	0,46	7,665	94670	1477145	39,4				9	16,59		122,2
14	1952	66582	1021431	1,794	0,534	8,199	124019	1601164	46,3				12	14,44		121,5
15	1953	67643	1089074	1,822	0,543	8,742	128647	1729811	47,4				23	7,65		120,8
16	1954	91116	1180190	2,454	0,731	9,474	210118	1939929	56,6				26	9,12		119,7
17	1955	115621	1295811	3,115	0,928	10,402	294025	2233954	60,7				27	11,15		116
18	1956	101413	1397224	2,732	0,814	11,216	389598	2623552	74				30	8,8		113,9
19	1957	103904	1501128	2,799	0,834	12,05	477237	3100789	78,2				31	8,72		111,6
20	1958	97615	1598743	2,63	0,784	12,834	514223	3615012	81				32	7,94		108
21	1959	97824	1696567	2,635	0,785	13,619	525665	4140677	81,4				36	7,07		105
22	1960	89560	1786127	2,413	0,719	14,338	562078	4702755	84,1				38	6,13		103,8
23	1961	81516	1867643	2,196	0,654	14,992	469382	5172137	82,6				38	5,58		100,2
24	1962	76975	1944618	2,074	0,618	15,61	491787	5663924	84,3				36	5,57		97,5
25	1963	72472	2017090	1,952	0,582	16,192	478815	6142739	84,9				36	5,24		94,9
26	1964	66213	2083303	1,784	0,532	16,724	469382	6612121	85,9				35	4,92		92,3
27	1965	62803	2146106	1,692	0,504	17,228	522330	7134451	88				38	4,3		89,4
28	1966	59534	2205640	1,604	0,478	17,706	513483	7647934	88,4				38	4,08		86,6
29	1967	56963	2262603	1,534	0,457	18,163	556063	8203997	89,8				38	3,9		83,5
30	1968	58383	2320986	1,573	0,469	18,632	568462	8772459	89,7				38	4		80,3
31	1969	53720	2374706	1,447	0,431	19,063	575549	9348008	90,7				38	3,68		77
32	1970	53688	2428394	1,446	0,431	19,494	568950	9916958	90,6				38	3,68		75,1
33	1971	52931	2481325	1,426	0,425	19,919	596926	10513884	91,1				37	3,72		72,1
34	1972	49307	2530632	1,328	0,396	20,314	621294	11135178	92,1				37	3,47		68,4
35	1973	50792	2581424	1,368	0,408	20,722	690782	11825960	92,6				37	3,57		66,5
36	1974	48279	2629703	1,301	0,388	21,11	723070	12549030	93,3				36	3,49		64,9
37	1975	47822	2677525	1,288	0,384	21,494	824437	13373467	94,2				36	3,46		63,9
38	1976	42750	2720275	1,152	0,343	21,837	821782	14195249	94,8				37	3,01		60,8
39	1977	42410	2762685	1,142	0,34	22,177	778268	14973517	94,6				36	3,07		59,2
40	1978	41030	2803715	1,105	0,329	22,507	777224	15750741	94,7				31	3,44		57,7
41	1979	39445	2843160	1,063	0,317	22,823	799773	16550514	95,1				33	3,11		56
42	1980	37929	2881089	1,022	0,304	23,128	808270	17358784	95,3				32	3,08		55
43	1981	36330	2917419	0,979	0,292	23,419	712877	18071661	94,9				32	2,95		54
44	1982	35300	2952719	0,951	0,283	23,703	733967	18805628	95,2				33	2,78		53
45	1983	34810	2987529	0,938	0,279	23,982	677540	19483168	94,9				30	3,02		52
46	1984	33635	3021164	0,906	0,27	24,252	704981	20188149	95,2				30	2,92		51
47	1985	31400	3052564	0,846	0,252	24,504	691000	20879149	95,5				31	2,64		50
48	1986	31300	3083864	0,843	0,251	24,755	663577	21542726	95,3				31	2,63		49
49	1987	30670	3114534	0,826	0,246	25,002	688717	22231443	95,5				31	2,58		48
50	1988	29740	3144274	0,801	0,239	25,24	703166	22934609	95,8				33	2,35		47
51	1989	27555	3171829	0,742	0,221	25,462	687441	23622050	96				33	2,17		46
52	1990	24420	3196249	0,658	0,196	25,658	663128	24285178	96,3				31	2,05		45
53	1991	23205	3219454	0,625	0,186	25,844	595936	24881114	96,1				31	1,95		44
54	1992	21055	3240509	0,567	0,169	26,013	510712	25391826	95,9				28	1,96		43
55	1993	18590	3259099	0,501	0,149	26,162	446971	25838797	95,8				28	1,73		42
56	1994	16635	3275734	0,448	0,134	26,296	494985	26333782	96,6	267,4	267,4	2	28	1,55	0,35	41
57	1995	16110	3291844	0,434	0,129	26,425	464051	26797833	96,5	268,3	535,7	2	27	1,55	0,35	40
58	1996	15500	3307344	0,418	0,124	26,549	408574	27206407	96,2	270,2	805,9	2	26	1,55	0,35	39
59	1997	15020	3322364	0,405	0,121	26,67	407776	27614183	96,3	271,4	1077,3	2	26	1,5	0,35	38
60	1998	14255	3336619	0,384	0,114	26,784	375856	27990039	96,2	272,1	1349,4	2	27	1,37	0,35	37
61	1999	14950	3351569	0,403	0,12	26,904	372465	28362504	96	273,8	1623,2	2	29	1,34	0,36	36
62	2000	15870	3367439	0,427	0,127	27,032	320709	28683213	95,1	275,4	1898,6	2	27	1,53	0,36	35
63	2001	15460	3382899	0,416	0,124	27,156	302776	28985989	94,9	276,6	2175,2	2	26	1,55	0,36	35
64	2002	15050	3397949	0,405	0,121	27,277	258735	29244724	94,2	277,3	2452,5	2	26	1,51	0,36	35
65	2003	14920	3412869	0,402	0,12	27,397	295435	29540159	94,9	278,6	2731,1	2	25	1,55	0,36	35
66	2004	15720	3428589	0,423	0,126	27,523	289467	29829626	94,6	271,3	3002,4	2	24	1,7	0,35	35
67	2005	15730	3444319	0,424	0,126	27,649	295538	30125164	94,7	278,4	3280,8	2	23	1,78	0,36	35
68	2006	17308	3461627	0,466	0,139	27,788	317436	30442600	94,5	240	3520,8	2	25	1,8	0,31	35
69	2007	15902	3477529	0,428	0,128	27,916	369378	30811978	95,7	283	3803,8	2	25	1,66	0,37	35
70	2008	19376	3496905	0,522	0,156	28,071	333540	31145518	94,2	254,7	4058,5	2	27	1,87	0,33	35
71	2009	21309	3518214	0,574	0,171	28,242	381401	31526919	94,4	360,1	4418,6	2	27	2,05	0,47	35
72	2010	19076	3537290	0,514	0,153	28,395	393415	31920334	95,2	374	4792,6	2	28	1,77	0,49	35
73	2011	18481	3555771	0,498	0,148	28,544	395427	32315761	95,3	375,2	5167,8	2	29	1,66	0,49	35

Глава 2 – Существующие методы характеристики вытеснения, выбор метода для прогнозирования на месторождении Кокайты.

2.1.Краткое описание существующих групп характеристик вытеснения

1-ая группа промыслово-статистических методов прогноза показателей разработки (кривые вытеснения по типу метода Назарова С.Н, Сипачева Н.В.(1972)).

Одна из существующих групп методов принадлежит к группе зависимостей характеризующих связь водонефтяного фактора (ВНФ) с накопленными отборами пластовых флюидов.

Данные модели, относящиеся к рассматриваемой группе методов (характеристик вытеснения) представлены в виде основных характеристик вытеснения, заявленных авторами, и в виде характеристик несколько преобразованных и заявленных другими авторами, которые считают, что в их модификации данные характеристики более адекватны.

При помощи модифицированных характеристик вытеснения параметрические коэффициенты а и b определяются в различных координатах и соответственно результаты аппроксимации различны для одних и тех же данных, но все остальные вычисления производятся одинаково.

Методы, данной группы основаны на наличии тесной связи между накопленными отборами нефти, воды и жидкости, выявленной на основе анализа интегральных кривых отборов по ряду залежей.

Методы Назарова С.Н., Сипачева Н.В. (1972) и Сипачева, Посевича (1980) описывают прямую зависимость роста водонефтяного фактора (ВНФ) от роста добычи воды с ростом обводненности добываемой продукции. Чем выше накопленный водонефтяной фактор и стабильнее и равномернее ведется разработка изучаемого объекта, тем актуальнее применение данных методов.

Метод Французского нефтяного института (1972) несколько выделяется из данной группы, поскольку заложенная в него модель отличается по характеру развития от двух рассмотренных методов. В данной модели предположена зависимость водонефтяного фактора, линеаризирующегося на определенном этапе развития фильтрационной динамики присущей исследуемому объекту и одновременно стабилизации темпов снижения добычи нефти, что свойственно объектам с высокой долей содержания воды в добываемой продукции на поздней стадии. Однако эти две тенденции не родственны друг другу по развитию и, соответственно, этот метод показывает результаты несколько другого характера, т.е. описывает другие связи заданных величин.

2-ая группа промыслово-статистических методов прогноза показателей разработки (кривые вытеснения по типу метода Максимова М.И.(1959)).

Данная группа методов хорошо описывает большинство исследуемых объектов. Методы Максимова М.И. (1959) и Сазонова Б.Ф. (1972) очень слабо, по сравнению с другими методами, особенно методами 1-ой группы, подвержены влиянию на результаты прогноза различного рода коррекций и изменений в системе разработки. Рассматриваемые в этом разделе методы, возможно применять на более ранних стадиях разработки месторождений, при достижении значений отборов нефти от извлекаемых запасов 0,4 — 0,5.

Однако существуют объекты, описание которых с помощью данных моделей не вполне адекватно. Это относится к объектам находящимся на поздней стадии разработки при активном проведении работ по коррекции работы месторождения, например по изоляции водопритоков, бурении боковых стволов, внедрении методов увеличения нефтеотдачи. Также это касается месторождений при характерном изменении режима работы на поздних стадиях разработки месторождения.

Метод Максимова М.И. (1959).

М. И. Максимовым, путем изучения процесса вытеснения нефти водой из модели пласта, представляющего собой трубу, заполненную песком, была установлена эмпирическая зависимость накопленной добычи воды от накопленной добычи нефти.

— эмпирические коэффициенты.

Метод Сазонова Б.Ф. (1973).

Метод, предложенный Б.Ф. Сазоновым, основан на предположении наличия тесной связи между накопленной добычей нефти и жидкости особенно четко проявляющейся в конечной стадии разработки нефтяных залежей.

где — накопленная добыча жидкости в пластовых условиях; — накопленная добыча нефти в пластовых условиях; — эмпирические коэффициенты.

Продукции скважин, обычно принимаемых 0,02 — 0,05 (доли ед.)и 0,95 — 0,98 (доли ед.) соответственно.

3-я группа промыслово-статистических методов прогноза показателей разработки (кривые вытеснения по типу метода Пирвердяна А.М. (1970)).

Ряд авторов показывает, что при определенной степени допущений, между динамикой накопленных отборов нефтии динамикой накопленных отборов жидкостиимеет место степенная зависимость вида.

Такое предположение положено в основу целого ряда характеристик вытеснения, основные из которых представлены в таблице 2.3.

Метод Пирвердяна А.М. (1970).

В результате проведенных исследований автором была получена формула, выявляющая связь накопленной добычи нефти VH и накопленной добычи жидкостиследующего вида

Уравнение зависимостивозможно использовать в двух

модификациях, это основное выражение, предложенной А.М. Пирвердяном, и выражение преобразованное к линейному виду. При переходе к линейному виду может быть представлено зависимостью

Метод КамбароваГ.С. (1974).

Данный метод, предложен Г.С. Камбаровым и является методом подобным методу Пирвердяна А.М. (1970), однако для данного метода в основу положена не обратно-квадратичная зависимость, а более упрощенная обратная зависимость, между . Проведенные Автором метода

исследования выявили наличие связи между накопленной добычей нефти и накопленной добычей жидкости следующего вида

где — накопленная добыча жидкости в пластовых условиях; — накопленная добыча нефти в пластовых условиях; a, b — эмпирические коэффициенты. Уравнение зависимоститакже возможно использовать в двух модификациях, это основное выражение, предложенное Г.С. Камбаровым (1974) (4.72), и выражение, преобразованное к линейному виду. При переходе к линейному виду может быть представлено зависимостью .

Метод постоянного нефтесодержания.

Метод постоянного нефтесодержания представляет собой зависимость

вида .

Такая тенденция свойственна объектам на заключительной стадии разработки, когда обводненность продукции достигает 95 — 98%, дальнейший рост обводненности связан с длительной эксплуатацией, резкому росту водонефтяного фактора и, как правило, эксплуатация объекта экономически не оправданна. Данный метод позволяет осуществлять прогноз добычи нефти исходя из заданных проектных значений добычи жидкости на поздней стадии.

Метод Казакова А.А. (1976).

Группа методов на основе степенной модели типа зависимости Пирвердяна А.М. (1970) была обобщена и усовершенствована А.А. Казаковым в 1976 году. Казаков А. А. обобщил представленный тип моделей применительно к любым видам кривых фазовых проницаемостей при условии выполняемости функциональной зависимости Баклея — Леверетта, в отличии, например, от

модели Пирвердяна А. М., которая применима лишь для кривых фазовых проницаемостей Д.А. Эфроса.

4-ая группа промыслово-статистических методов прогноза показателей разработки (кривые вытеснения по типу метода Говоровой — Рябининой (1957 )).

Метод Говоровой — Рябининой (1957) представляет собой определение прогнозных показателей разработки при построении кривых вытеснения в билогарифмических координатах

Предполагается, что данная зависимость, при построении в заданных билогарифмических координатах приобретает линейный характер при достижении определенной стадии разработки.

Метод Говоровой Г.Л. — Рябининой З.К. (1957).

Зависимость накопленной добычи воды от накопленной добычи нефти

5-я группа промыслово-статистических методов прогноза показателей разработки (кривые вытеснения по типу метода Абызбаева Н.И. (1981)).

Метод Абызбаева Н.И. (1981) представляет собой определение прогнозных показателей разработки при построении кривых вытеснения в билогарифмических координатахт.е. метод представлен

зависимостью вида

в основе данной группы методов лежит зависимость вида

Прогнозную накопленную добычу воды, которая соответствует значениюили, можно определить как

2.2. Выбор оптимального метода для расчета по характеристике вытеснения.

Различные авторы показывают, что на определенных этапах развития фильтрационного процесса вызываемого (индуцированного) на объектах разработки, существует возможность описания и прогнозирования дальнейшего развития фильтрационного процесса с помощью представленных моделей.

Представленные модификации можно разделить на два класса.

Во-первых, это эквивалентные характеристики, при определении с помощью которых параметрических коэффициентов а и b, результаты полностью совпадают.

Во-вторых, характеристики, преобразованные из исходных, но в таком виде, что в результате определения параметрических коэффициентов а и b при помощи метода наименьших квадратов могут быть получены несколько различные значения. Такие характеристики могут учитывать некоторые нюансы при описании связи исходных параметров, которые

выявляются в результате аппроксимации и могут снижать ошибки определения прогнозных значений.

Таблица 2.1 — Основные характеристики вытеснения в 1-ой группе и их аналогии

Методы представленные модификациями более раннего метода Сипачева — Посевича (1980) возможно привести к виду основного метода простыми алгебраическими преобразованиями коэффициентов a и b (таблица 2.2).

Таблица 2.2 — Связь основного метода Сипачева — Посевича и его модификаций через коэффициенты a и b

Соответственно можно сделать выводы о применимости данных методов на объектах с определенными режимами работы. Так при интенсивном заводнении или активном притоке подошвенных вод, т.е. при активном водонапорном режиме работы объекта, данные методы показывают хорошие результаты.

Однако на объектах с малоактивными водами, когда объект работает на истощение пластовой энергии или при поддержании режима вытеснения близкого к поршневому, когда уровень обводненности сдерживается на низких значениях, например при активных краевых водах и малой толщине пласта данные методы показывают неадекватные результаты.

То же относится и к объектам, на которых активно проводятся работы по снижению обводненности продукции скважин, поскольку данные методы очень чувствительны к всякого рода коррекциям режима работы объекта.

При определении параметров в условиях снижения водо-нефтяного фактора результаты определения приводят к ошибочным результатам.

Метод Французского нефтяного института (1972) не асимптотичен в силу квадратичности характера извлечения нефти в данном методе, т.е. при помощи данного метода нет возможности определить максимально извлекаемые запасы нефти при бесконечной фильтрации, в отличие от двух других методов входящих в эту группу, для которых данная операция легко осуществима (Таблица 2.3).

Рисунок 2.1 — Сравнение динамики развития вытеснения пластовых жидкостей. 1) метод Гайсина Д.К., Тимашева Э.М. (1985), 2) аналог метода Назарова С.Н., Сипачева Н.В. (1972), 3) метод Французского нефтяного института (1972).

Авторами методов 1-ой группы предложены зависимости выявляющие связи следующего вида

где — накопленная добыча жидкости в пластовых условиях;

— накопленная добыча нефти в пластовых условиях;

— накопленная добыча воды в пластовых условиях.

В соответствии с линеаризацией функции зависимости строятся в координатах:

— метод Назарова С.Н., Сипачева Н.В. (1972),

— метод Сипачева Н.В., Посевича (1980),

— метод Французского нефтяного института (1972) (аналог).

По построенным зависимостям определяются интервалы, по которым

необходимо определить эмпирические коэффициенты

a — угловой коэффициент аппроксимирующей прямой,

b — коэффициент определяющий пересечение аппроксимирующей

прямой с осью Y.

Необходимо учесть, что полученные зависимости стремятся к линейному виду на конечном участке, следовательно, для определения коэффициентов, которые бы наиболее полно отражали представленные зависимости, выбираются значения лежащие именно на конечном участке.

Для выбранных значений при помощи метода наименьших квадратов определяются коэффициенты линейной аппроксимации a, b.

Рассмотрим метод Назарова С.Н., Сипачева Н.В. (1972)

(2.1)

Из уравнения (4.1) определим зависимость накопленной добычи жидкости от накопленной добычи нефти

(2.2)

(2.3)

(2.4)

(2.30)

Дифференцируя уравнение (4.5) по времени получим

(2.6)

(2.7)

Так как

то возможно определить активные запасы нефти в

пластовых условиях задавшись предельным значением нефтесодержания fH

(2.8)

(2.9)

(2.10)

тогда, преобразовав, активные извлекаемые запасы нефти для заданного значения нефтенасыщенности ʄн будут определяться из выражения

(2.11)

Активные извлекаемые запасы нефти для заданного предельного значения обводненностибудут определяться из выражения

(2.31)

где a, b — коэффициенты линейной аппроксимации, определяемые методом наименьших квадратов коэффициентов.

Прогнозную накопленную добычу жидкости, которая соответствует значениюили, можно определить как

(2.13)

Прогнозную накопленную добычу воды, которая соответствует значениюили, можно определить как

(2.14)

Рассмотрим метод Французского нефтяного института (1972)

(2.15)

Преобразуем в эквивалентную форму при

(2.16)

Из уравнения (2.16) определим зависимость накопленной добычи жидкости от накопленной добычи нефти

(2.32)

Дифференцируя уравнение (2.17) по времени получим

(2.18)

. (2.19)

Так как, то возможно определить активные запасы нефти в

пластовых условиях задавшись предельным значением нефтесодержания /н

. (2.20)

Активные извлекаемые запасы нефти для заданного предельного значения нефтенасыщенностибудут определяться из выражения

(2.21)

. (2.22)

где a, b — коэффициенты линейной аппроксимации, определяемые методом наименьших квадратов коэффициентов.

Прогнозную накопленную добычу жидкости, которая соответствует значениюили, можно определить как

(2.33)

Прогнозную накопленную добычу воды, которая соответствует значениюили, можно определить как

(2.24)

Рассмотрим метод Сипачева Н.В., Посевича (1980)

(2.25)

Из уравнения (2.25) определим зависимость накопленной добычи жидкости от накопленной добычи нефти

(2.26)

Дифференцируя уравнение (2.26) по времени получим

(2.27)

(2.28)

Так как

то возможно определить активные запасы нефти в пластовых условиях задавшись предельным значением нефтесодержания

(2.33)

(2.30)

(2.31)

где a, b — коэффициенты линейной аппроксимации, определяемые методом наименьших квадратов коэффициентов.

Прогнозную накопленную добычу жидкости, которая соответствует значениюили, можно определить как

(2.32)

Прогнозную накопленную добычу воды, которая соответствует значениюили, можно определить как

(2.33)

При помощи данных методов существует возможность определить максимально извлекаемые запасы нефти при бесконечной фильтрации (Таблица 2.3), также существует возможность нахождения извлекаемых запасов нефти на заданное нефтесодержаниеили обводненность продукции скважин, обычно принимаемых 0,02

— 0,05 (доли ед.) и 0,95 — 0,98 (доли ед.) соответственно (Таблица 2.3). При помощи данных моделей существует возможность определения извлекаемых запасов нефти, задаваясь значением водонефтяного фактора ВНФ. При определении значений извлекаемых запасов нефти на заданную обводненность продукции или значение водонефтяного фактора возможно определение прогнозных отборов воды и жидкости (Таблица 2.3).

Таблица 2.3. — Выражения, позволяющие получить основные характеристики при помощи промыслово-статистических методов 1-ой группы

При применении данного метода возможно определить также добычу нефти, воды и жидкости задаваясь другим критерием ограничения срока разработки — значением водонефтяного фактора.

Глава 3 — Прогноз разработки месторождения Кокайты

на основе метода характеристики вытеснения 1 группы

3.1. Определение остаточных извлекаемых запасов нефти.

Определение основных показателей разработки с использованием методов 1-й группы. За используемый метод возьмем метод Назарова – Сипачева (1972) .

Исходные данные для расчета представлены в таблице 3.1.

Вычисляются значения координат метода, в нашем случае координата «х» точки будет определяется как значение «», Координата «у» точки будет определятся как отношение «». Результат расчета приведено в таблице 3.1.
По вычисленным координатам строится зависимость, для нашего случая представлена на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 – Зависимость для определения коэффициентов по методу Назарова – Сипачева.

Таблица 3.1 – Исходные и расчетные данные. Динамика добычи с начала разработки.

№		Годовая добыча.т	Накопленная добыча.т	x=Vв	y=Vж/Vн
	Годы	Нефть	Вода	Жидкость	Нефть	Вода	Жидкость

1	2	4	5	6	9	10	11	12	13
1	1939	1096	0	1096	1096	0	1096	0	1,00000
2	1940	13559	1791	15350	14655	1791	16446	1791	1,12221
3	1941	35151	5616	40767	49806	7407	57213	7407	1,14872
4	1942	51942	6764	58706	101748	14171	115919	14171	1,13928
5	1943	54912	14903	69815	156660	29074	185734	29074	1,18559
6	1944	51699	26534	78233	208359	55608	263967	55608	1,26689
7	1945	63763	20265	84028	272122	75873	347995	75873	1,27882
8	1946	91414	26534	117948	363536	102407	465943	102407	1,28170
9	1947	119063	45368	164431	482599	147775	630374	147775	1,30621
10	1948	134470	89792	224262	617069	237567	854636	237567	1,38499
11	1949	150959	126910	277869	768028	364477	1132505	364477	1,47456
12	1950	129470	100235	229705	897498	464712	1362210	464712	1,51779
13	1951	57351	37319	94670	954849	502031	1456880	502031	1,52577
14	1952	66582	57437	124019	1021431	559468	1580899	559468	1,54773
15	1953	67643	61004	128647	1089074	620472	1709546	620472	1,56972
16	1954	91116	119002	210118	1180190	739474	1919664	739474	1,62657
17	1955	115621	178404	294025	1295811	917878	2213689	917878	1,70834
18	1956	101413	288185	389598	1397224	1206063	2603287	1206063	1,86319
19	1957	103904	373333	477237	1501128	1579396	3080524	1579396	2,05214
20	1958	97615	416608	514223	1598743	1996004	3594747	1996004	2,24848
21	1959	97824	427841	525665	1696567	2423845	4120412	2423845	2,42868
22	1960	89560	472518	562078	1786127	2896363	4682490	2896363	2,62159
23	1961	81516	387866	469382	1867643	3284229	5151872	3284229	2,75849
24	1962	76975	414812	491787	1944618	3699041	5643659	3699041	2,90219
25	1963	72472	406343	478815	2017090	4105384	6122474	4105384	3,03530
26	1964	66213	403169	469382	2083303	4508553	6591856	4508553	3,16414
27	1965	62803	459527	522330	2146106	4968080	7114186	4968080	3,31493
28	1966	59534	453949	513483	2205640	5422029	7627669	5422029	3,45826
29	1967	56963	499100	556063	2262603	5921129	8183732	5921129	3,61695
30	1968	58383	510079	568462	2320986	6431208	8752194	6431208	3,77089
31	1969	53720	521829	575549	2374706	6953037	9327743	6953037	3,92796
32	1970	53688	515262	568950	2428394	7468299	9896693	7468299	4,07541
33	1971	52931	543995	596926	2481325	8012294	10493619	8012294	4,22904
34	1972	49307	571987	621294	2530632	8584281	11114913	8584281	4,39215
35	1973	50792	639990	690782	2581424	9224271	11805695	9224271	4,57333
36	1974	48279	674791	723070	2629703	9899062	12528765	9899062	4,76433
37	1975	47822	776615	824437	2677525	10675677	13353202	10675677	4,98714
38	1976	42750	779032	821782	2720275	11454709	14174984	11454709	5,21086
39	1977	42410	735858	778268	2762685	12190567	14953252	12190567	5,41258
40	1978	41030	736194	777224	2803715	12926761	15730476	12926761	5,61058
41	1979	39445	760328	799773	2843160	13687089	16530249	13687089	5,81404
42	1980	37929	770341	808270	2881089	14457430	17338519	14457430	6,01804
43	1981	36330	676547	712877	2917419	15133977	18051396	15133977	6,18745
44	1982	35300	698667	733967	2952719	15832644	18785363	15832644	6,36206
45	1983	34810	642730	677540	2987529	16475374	19462903	16475374	6,51472
46	1984	33635	671346	704981	3021164	17146720	20167884	17146720	6,67553
47	1985	31400	659600	691000	3052564	17806320	20858884	17806320	6,83323
48	1986	31300	632277	663577	3083864	18438597	21522461	18438597	6,97906
49	1987	30670	658047	688717	3114534	19096644	22211178	19096644	7,13146
50	1988	29740	673426	703166	3144274	19770070	22914344	19770070	7,28764
51	1989	27555	659886	687441	3171829	20429956	23601785	20429956	7,44106
52	1990	24420	638708	663128	3196249	21068664	24264913	21068664	7,59168
53	1991	23205	572731	595936	3219454	21641395	24860849	21641395	7,72207
54	1992	21055	489657	510712	3240509	22131052	25371561	22131052	7,82950
55	1993	18590	428381	446971	3259099	22559433	25818532	22559433	7,92198
56	1994	16635	478350	494985	3275734	23037783	26313517	23037783	8,03286
57	1995	16110	447941	464051	3291844	23485724	26777568	23485724	8,13452
58	1996	15500	393074	408574	3307344	23878798	27186142	23878798	8,21993
59	1997	15020	392756	407776	3322364	24271554	27593918	24271554	8,30551
60	1998	14255	361601	375856	3336619	24633155	27969774	24633155	8,38267
61	1999	14950	357515	372465	3351569	24990670	28342239	24990670	8,45641
62	2000	15870	304839	320709	3367439	25295509	28662948	25295509	8,51179
63	2001	15460	287316	302776	3382899	25582825	28965724	25582825	8,56240
64	2002	15050	243685	258735	3397949	25826510	29224459	25826510	8,60062
65	2003	14920	280515	295435	3412869	26107025	29519894	26107025	8,64958
66	2004	15720	273747	289467	3428589	26380772	29809361	26380772	8,69435
67	2005	15730	279808	295538	3444319	26660580	30104899	26660580	8,74045
68	2006	17308	300128	317436	3461627	26960708	30422335	26960708	8,78845
69	2007	15902	353476	369378	3477529	27314184	30791713	27314184	8,85448
70	2008	19376	314164	333540	3496905	27628348	31125253	27628348	8,90080
71	2009	21309	360092	381401	3518214	27988440	31506654	27988440	8,95530
72	2010	19076	374339	393415	3537290	28362779	31900069	28362779	9,01822
73	2011	18481	376946	395427	3555771	28739725	32295496	28739725	9,08256

На построенной зависимости конечной участок кривой характеризуется стремлением к линейному виду. Поэтому конечный участок зависимости возможно линейно аппроксимировать, т.е. определить уравнение линейной зависимости между «х» и «у», а именно определить коэффициенты «а» и «b» зависимости y=ax+b. Аппроксимацию необходимо выполнять методом наименьших квадратов. Для этого задаем определенное количество точек «N», лежащее на одной прямой. Затем находим «∑x», «∑y», «∑(xy)», «∑(x²)» и «(∑x)²». Найденные параметры подставляем в формулы

А и В – угловые коэффициенты.

Другая возможность определения заключается в применении встроенной функции программы «Excel» из пакета «Microsoft office».

Для этого необходимо построить в программе график зависимости

(рисунок 3.1.), для интервала точек конечного участка (выделены на рисунке)

(рисунок 3.2). Для выделенного интервала необходимо построить линию линейного тренда и задать определение в качестве параметров для нее уравнения и значения достоверности аппроксимации (корреляции).

В данном примере значение коэффициентов будут следующими:

A=0,00000016447; B=4,3554680398, при достоверности аппроксимации =0,9997.

Найденные коэффициенты («А» и «В») расчётным и графическим путем должны быть равны, тогда можно сказать, что решение были произведено верно.

Рисунок 3.2 – Определение коэффициентов «А» и «В» по методу

Назарова – Сипачева.

С применением выражений из таблицы 3.1. для метода Назарова — Сипачева необходимо рассчитать значения искомых параметров (таблица 3.2).

В данном случаи при бесконечной промывке пласта значения максимально возможных извлекаемых запасов будут равны 6 080 220,66 м3 .

При условии ограничения добычи до обводненности ,

извлекаемые запасы сократятся на величину

6 080 220,66-4 960 838,72=1 119 381,94 м3

и составят 4 960 838,72 м3.

Значение предельной обводненности продукции можно принять и другое например 95%; 98%.

Остаточные запасы на 2012 год составит разность между извлекаемыми запасами на заданную предельную обводненность и отобранным объемом нефти (из таблиц 3.1 и 3.2).

4 960 838,72-3 555 771=1405067,72 м3

При применении данного метода возможно определить также добычу нефти, воды и жидкости задаваясь другим критериям ограничения срока разработки – значением водонефтяного фактора.

Таблица 3.2. – Определение параметров для текущего примера по методу Назарова – Сипачева

Извлекаемые запасы	Примечание
Vн.извл.max	6 080 220,66	ВНФ-
Vн.извл.(fн)	4 960 838,719	18,23
Vн.извл.(fв)	4 960 838,719	Добыча Н-
Vж.пред.	95 377 664,95	4 960 838,72
Vв.пред.	90 416 826,23
Vн.извл.(ВНФ)	4 960 838,719
Остаточные запасы
Vн.ост.max	2 542 930,66
Vн.ост.(fн)	1423549
Vн.ост.(fв)	1423549
Vн.извл.(ВНФ)	1 423 548,72

Для остальных методов (м/д Сипачева – Посевича и м/д Французского института) определение извлекаемых запасов определяется аналогичным путем.

Исходные данные приведены в таблице 3.3 и 3.5, соответственно.
Определяемые параметры приведены в таблице 3.4 и 3.6

соответственно.

Определение коэффициентов «А» и «В» для методов Сипачев-Посевич и Французского института приведена на рисунках 3.3 и 3.4.
Сравнение динамики развития вытеснения пластовых жидкостей показано на рисунке 3.5.

Таблица 3.3 – Исходные и расчетные данные. Динамика добычи с начала разработки (Сипачев-Посевич)

№		Годовая добыча.т	Накопленная добыча.т	x=Vж	y=Vж/Vн
	Годы	Нефть	Вода	Жидкость	Нефть	Вода	Жидкость

1	2	4	5	6	9	10	11	12	13
1	1939	1096	0	1096	1096	0	1096	1096	1,00000
2	1940	13559	1791	15350	14655	1791	16446	16446	1,12221
3	1941	35151	5616	40767	49806	7407	57213	57213	1,14872
4	1942	51942	6764	58706	101748	14171	115919	115919	1,13928
5	1943	54912	14903	69815	156660	29074	185734	185734	1,18559
6	1944	51699	26534	78233	208359	55608	263967	263967	1,26689
7	1945	63763	20265	84028	272122	75873	347995	347995	1,27882
8	1946	91414	26534	117948	363536	102407	465943	465943	1,28170
9	1947	119063	45368	164431	482599	147775	630374	630374	1,30621
10	1948	134470	89792	224262	617069	237567	854636	854636	1,38499
11	1949	150959	126910	277869	768028	364477	1132505	1132505	1,47456
12	1950	129470	100235	229705	897498	464712	1362210	1362210	1,51779
13	1951	57351	37319	94670	954849	502031	1456880	1456880	1,52577
14	1952	66582	57437	124019	1021431	559468	1580899	1580899	1,54773
15	1953	67643	61004	128647	1089074	620472	1709546	1709546	1,56972
16	1954	91116	119002	210118	1180190	739474	1919664	1919664	1,62657
17	1955	115621	178404	294025	1295811	917878	2213689	2213689	1,70834
18	1956	101413	288185	389598	1397224	1206063	2603287	2603287	1,86319
19	1957	103904	373333	477237	1501128	1579396	3080524	3080524	2,05214
20	1958	97615	416608	514223	1598743	1996004	3594747	3594747	2,24848
21	1959	97824	427841	525665	1696567	2423845	4120412	4120412	2,42868
22	1960	89560	472518	562078	1786127	2896363	4682490	4682490	2,62159
23	1961	81516	387866	469382	1867643	3284229	5151872	5151872	2,75849
24	1962	76975	414812	491787	1944618	3699041	5643659	5643659	2,90219
25	1963	72472	406343	478815	2017090	4105384	6122474	6122474	3,03530
26	1964	66213	403169	469382	2083303	4508553	6591856	6591856	3,16414
27	1965	62803	459527	522330	2146106	4968080	7114186	7114186	3,31493
28	1966	59534	453949	513483	2205640	5422029	7627669	7627669	3,45826
29	1967	56963	499100	556063	2262603	5921129	8183732	8183732	3,61695
30	1968	58383	510079	568462	2320986	6431208	8752194	8752194	3,77089
31	1969	53720	521829	575549	2374706	6953037	9327743	9327743	3,92796
32	1970	53688	515262	568950	2428394	7468299	9896693	9896693	4,07541
33	1971	52931	543995	596926	2481325	8012294	10493619	10493619	4,22904
34	1972	49307	571987	621294	2530632	8584281	11114913	11114913	4,39215
35	1973	50792	639990	690782	2581424	9224271	11805695	11805695	4,57333
36	1974	48279	674791	723070	2629703	9899062	12528765	12528765	4,76433
37	1975	47822	776615	824437	2677525	10675677	13353202	13353202	4,98714
38	1976	42750	779032	821782	2720275	11454709	14174984	14174984	5,21086
39	1977	42410	735858	778268	2762685	12190567	14953252	14953252	5,41258
40	1978	41030	736194	777224	2803715	12926761	15730476	15730476	5,61058
41	1979	39445	760328	799773	2843160	13687089	16530249	16530249	5,81404
42	1980	37929	770341	808270	2881089	14457430	17338519	17338519	6,01804
43	1981	36330	676547	712877	2917419	15133977	18051396	18051396	6,18745
44	1982	35300	698667	733967	2952719	15832644	18785363	18785363	6,36206
45	1983	34810	642730	677540	2987529	16475374	19462903	19462903	6,51472
46	1984	33635	671346	704981	3021164	17146720	20167884	20167884	6,67553
47	1985	31400	659600	691000	3052564	17806320	20858884	20858884	6,83323
48	1986	31300	632277	663577	3083864	18438597	21522461	21522461	6,97906
49	1987	30670	658047	688717	3114534	19096644	22211178	22211178	7,13146
50	1988	29740	673426	703166	3144274	19770070	22914344	22914344	7,28764
51	1989	27555	659886	687441	3171829	20429956	23601785	23601785	7,44106
52	1990	24420	638708	663128	3196249	21068664	24264913	24264913	7,59168
53	1991	23205	572731	595936	3219454	21641395	24860849	24860849	7,72207
54	1992	21055	489657	510712	3240509	22131052	25371561	25371561	7,82950
55	1993	18590	428381	446971	3259099	22559433	25818532	25818532	7,92198
56	1994	16635	478350	494985	3275734	23037783	26313517	26313517	8,03286
57	1995	16110	447941	464051	3291844	23485724	26777568	26777568	8,13452
58	1996	15500	393074	408574	3307344	23878798	27186142	27186142	8,21993
59	1997	15020	392756	407776	3322364	24271554	27593918	27593918	8,30551
60	1998	14255	361601	375856	3336619	24633155	27969774	27969774	8,38267
61	1999	14950	357515	372465	3351569	24990670	28342239	28342239	8,45641
62	2000	15870	304839	320709	3367439	25295509	28662948	28662948	8,51179
63	2001	15460	287316	302776	3382899	25582825	28965724	28965724	8,56240
64	2002	15050	243685	258735	3397949	25826510	29224459	29224459	8,60062
65	2003	14920	280515	295435	3412869	26107025	29519894	29519894	8,64958
66	2004	15720	273747	289467	3428589	26380772	29809361	29809361	8,69435
67	2005	15730	279808	295538	3444319	26660580	30104899	30104899	8,74045
68	2006	17308	300128	317436	3461627	26960708	30422335	30422335	8,78845
69	2007	15902	353476	369378	3477529	27314184	30791713	30791713	8,85448
70	2008	19376	314164	333540	3496905	27628348	31125253	31125253	8,90080
71	2009	21309	360092	381401	3518214	27988440	31506654	31506654	8,95530
72	2010	19076	374339	393415	3537290	28362779	31900069	31900069	9,01822
73	2011	18481	376946	395427	3555771	28739725	32295496	32295496	9,08256

Таблица 3.4. – Определение параметров для текущего примера по

методу Сипачев-Посевич

Извлекаемые запасы	Примечание
Vн.извл.max	6 412 424,04	ВНФ-
Vн.извл.(fн)	5122653,537	19,11
Vн.извл.(fв)	5122653,537	Добыча Н-
Vж.пред.	103 035 098,78	5 122 653,54
Vв.пред.	97 912 445,24
Vн.извл.(ВНФ)	4 467 342,158
Остаточные запасы
Vн.ост.max	2 875 134,04
Vн.ост.(fн)	1585364
Vн.ост.(fв)	1585364
Vн.извл.(ВНФ)	930 052,16

Таблица 3.5 – Исходные и расчетные данные. Динамика добычи с начала разработки (Французский институт)

№		Годовая добыча.т	Накопленная добыча.т	x=Vн	y=Vж/Vн
	Годы	Нефть	Вода	Жидкость	Нефть	Вода	Жидкость

1	2	4	5	6	9	10	11	12	13
1	1939	1096	0	1096	1096	0	1096	1096	1,00000
2	1940	13559	1791	15350	14655	1791	16446	14655	1,12221
3	1941	35151	5616	40767	49806	7407	57213	49806	1,14872
4	1942	51942	6764	58706	101748	14171	115919	101748	1,13928
5	1943	54912	14903	69815	156660	29074	185734	156660	1,18559
6	1944	51699	26534	78233	208359	55608	263967	208359	1,26689
7	1945	63763	20265	84028	272122	75873	347995	272122	1,27882
8	1946	91414	26534	117948	363536	102407	465943	363536	1,28170
9	1947	119063	45368	164431	482599	147775	630374	482599	1,30621
10	1948	134470	89792	224262	617069	237567	854636	617069	1,38499
11	1949	150959	126910	277869	768028	364477	1132505	768028	1,47456
12	1950	129470	100235	229705	897498	464712	1362210	897498	1,51779
13	1951	57351	37319	94670	954849	502031	1456880	954849	1,52577
14	1952	66582	57437	124019	1021431	559468	1580899	1021431	1,54773
15	1953	67643	61004	128647	1089074	620472	1709546	1089074	1,56972
16	1954	91116	119002	210118	1180190	739474	1919664	1180190	1,62657
17	1955	115621	178404	294025	1295811	917878	2213689	1295811	1,70834
18	1956	101413	288185	389598	1397224	1206063	2603287	1397224	1,86319
19	1957	103904	373333	477237	1501128	1579396	3080524	1501128	2,05214
20	1958	97615	416608	514223	1598743	1996004	3594747	1598743	2,24848
21	1959	97824	427841	525665	1696567	2423845	4120412	1696567	2,42868
22	1960	89560	472518	562078	1786127	2896363	4682490	1786127	2,62159
23	1961	81516	387866	469382	1867643	3284229	5151872	1867643	2,75849
24	1962	76975	414812	491787	1944618	3699041	5643659	1944618	2,90219
25	1963	72472	406343	478815	2017090	4105384	6122474	2017090	3,03530
26	1964	66213	403169	469382	2083303	4508553	6591856	2083303	3,16414
27	1965	62803	459527	522330	2146106	4968080	7114186	2146106	3,31493
28	1966	59534	453949	513483	2205640	5422029	7627669	2205640	3,45826
29	1967	56963	499100	556063	2262603	5921129	8183732	2262603	3,61695
30	1968	58383	510079	568462	2320986	6431208	8752194	2320986	3,77089
31	1969	53720	521829	575549	2374706	6953037	9327743	2374706	3,92796
32	1970	53688	515262	568950	2428394	7468299	9896693	2428394	4,07541
33	1971	52931	543995	596926	2481325	8012294	10493619	2481325	4,22904
34	1972	49307	571987	621294	2530632	8584281	11114913	2530632	4,39215
35	1973	50792	639990	690782	2581424	9224271	11805695	2581424	4,57333
36	1974	48279	674791	723070	2629703	9899062	12528765	2629703	4,76433
37	1975	47822	776615	824437	2677525	10675677	13353202	2677525	4,98714
38	1976	42750	779032	821782	2720275	11454709	14174984	2720275	5,21086
39	1977	42410	735858	778268	2762685	12190567	14953252	2762685	5,41258
40	1978	41030	736194	777224	2803715	12926761	15730476	2803715	5,61058
41	1979	39445	760328	799773	2843160	13687089	16530249	2843160	5,81404
42	1980	37929	770341	808270	2881089	14457430	17338519	2881089	6,01804
43	1981	36330	676547	712877	2917419	15133977	18051396	2917419	6,18745
44	1982	35300	698667	733967	2952719	15832644	18785363	2952719	6,36206
45	1983	34810	642730	677540	2987529	16475374	19462903	2987529	6,51472
46	1984	33635	671346	704981	3021164	17146720	20167884	3021164	6,67553
47	1985	31400	659600	691000	3052564	17806320	20858884	3052564	6,83323
48	1986	31300	632277	663577	3083864	18438597	21522461	3083864	6,97906
49	1987	30670	658047	688717	3114534	19096644	22211178	3114534	7,13146
50	1988	29740	673426	703166	3144274	19770070	22914344	3144274	7,28764
51	1989	27555	659886	687441	3171829	20429956	23601785	3171829	7,44106
52	1990	24420	638708	663128	3196249	21068664	24264913	3196249	7,59168
53	1991	23205	572731	595936	3219454	21641395	24860849	3219454	7,72207
54	1992	21055	489657	510712	3240509	22131052	25371561	3240509	7,82950
55	1993	18590	428381	446971	3259099	22559433	25818532	3259099	7,92198
56	1994	16635	478350	494985	3275734	23037783	26313517	3275734	8,03286
57	1995	16110	447941	464051	3291844	23485724	26777568	3291844	8,13452
58	1996	15500	393074	408574	3307344	23878798	27186142	3307344	8,21993
59	1997	15020	392756	407776	3322364	24271554	27593918	3322364	8,30551
60	1998	14255	361601	375856	3336619	24633155	27969774	3336619	8,38267
61	1999	14950	357515	372465	3351569	24990670	28342239	3351569	8,45641
62	2000	15870	304839	320709	3367439	25295509	28662948	3367439	8,51179
63	2001	15460	287316	302776	3382899	25582825	28965724	3382899	8,56240
64	2002	15050	243685	258735	3397949	25826510	29224459	3397949	8,60062
65	2003	14920	280515	295435	3412869	26107025	29519894	3412869	8,64958
66	2004	15720	273747	289467	3428589	26380772	29809361	3428589	8,69435
67	2005	15730	279808	295538	3444319	26660580	30104899	3444319	8,74045
68	2006	17308	300128	317436	3461627	26960708	30422335	3461627	8,78845
69	2007	15902	353476	369378	3477529	27314184	30791713	3477529	8,85448
70	2008	19376	314164	333540	3496905	27628348	31125253	3496905	8,90080
71	2009	21309	360092	381401	3518214	27988440	31506654	3518214	8,95530
72	2010	19076	374339	393415	3537290	28362779	31900069	3537290	9,01822
73	2011	18481	376946	395427	3555771	28739725	32295496	3555771	9,08256

Таблица 3.6 – Определение параметров для текущего примера по методу Французский институт

Извлекаемые запасы	Примечание
Vн.извл.max		ВНФ-
Vн.извл.(fн)	16 887 651,720	48,19
Vн.извл.(fв)	16 887 651,720	Добыча Н-
Vж.пред.	830 693 437,10	16 887 651,72
Vв.пред.	813 805 785,38
Vн.извл.(ВНФ)	-30,341
Остаточные запасы
Vн.ост.max
Vн.ост.(fн)	13350362
Vн.ост.(fв)	13350362
Vн.извл.(ВНФ)	—3 537 320,34

После расчета все извлекаемы запасы по трем методам сравниваем для определения более реалистичного запаса (таблица 3.7) и рассчитываем остаточные запасы для уточнения времени эксплуатации месторождения.

Таблица 3.7 – Выбор реалистичного запаса по методам ХВ.

Метод	Извлекаемые запасы	Остаточные
		запасы
Назаров-Сипачев	Vн.извл.max	6080220,661	2 542 930,6614
	Vн.извл.(fн)	4960838,719	1 423 548,7187
	Vн.извл.(fв)	4960838,719	1 423 548,7187
Сипачев-Посевич	Vн.извл.max	6412424,043	2 875 134,0432
	Vн.извл.(fн)	5122653,537	1 585 363,5367
	Vн.извл.(fв)	5122653,537	1 585 363,5367
Фран. институт	Vн.извл.max	—	—
	Vн.извл.(fн)	16887651,72	13 350 361,7196
	Vн.извл.(fв)	16887651,72	13 350 361,7196

Зеленым отмечены те запасы, по которым был подсчитан среднее значение извлекаемого запаса, а красным отмечен сильно отличающийся по значению от двух других методов.

Среднее значение извлекаемых запасов с учетом предельной обводненности 99% – 5 041 746,128 т.

Рисунок 3.3 — Определение коэффициентов «А» и «В» по методу

Сипачева-Посевича.

Рисунок 3.4 — Определение коэффициентов «А» и «В» по методу

Французского института.

Рисунок 3.5 – Сравнение динамики развития вытеснения пластовых жидкостей

Из рисунка 3.5 видно, что методы Назаров-Сипачев и Сипачев-Посевич более близки по значению. Поэтому, для прогноза выбираем эти два метода (Назаров-Сипачев и Сипачев-Посевич).

3.2. Прогноз добычи нефти

Прогноз даст возможность наблюдения хода разработки, при этом прогноз сохранит текущее состояние разработки, т.е. не учитывается дальнейшие проводимые мероприятия для увеличения КИН, поддержания пластового давления и т.д.

Чтоб произвести прогноз по 1-й группе необходимо нестационарный параметр с помощью, которого можно было опираться на него и выполнить подсчет прогноза до определенного периода или состояния (критическое точка разработки). Критической точкой разработкой называют, то понятие которое нецелесообразно продолжение разработки с экономической точки зрения и технологических показателей.

Стационарным параметром, принимаю годовую жидкость =395000 т. Годовую жидкость прибавим на накопленную жидкость для 2011 года получим накопленную жидкость для 2012 года. Для прогноза по формуле (2.1) метода Назарова-Сипачева находим . Придем квадратному трехчлену:

(3.1.)

Выполнив необходимые действия найдем корень

(3.2.)

По формуле (3.2) найдем накопленную нефть для 2012 года.

Годовая нефть находим разностью накопленной нефти за 2012 и 2011года.

Обводненность рассчитаем отношением годовой нефти на годовую жидкость.

Прогноз сделан до 2035 года при заданном стационарном параметре.

За весь период прогноза вычисления выполняются аналогичным путем.

Сводные данные приведены в таблице 3.8.

Таблица 3.8 – Прогноз добычи пластовых флюидов по методу Назарова-Сипачева до 2035 г.

Год	Год. нефть	Год. жидкость	Обвод.	Накоп. нефть	Накоп. жид.
2012	19 299,00	395 000	95,11%	3 575 070,00	32 690 496
2013	18 884,72	395 000	95,22%	3 593 954,73	33 085 496
2014	18 615,36	395 000	95,29%	3 612 570,08	33 480 496
2015	18 351,43	395 000	95,35%	3 630 921,52	33 875 496
2016	18 092,82	395 000	95,42%	3 649 014,34	34 270 496
2017	17 839,38	395 000	95,48%	3 666 853,72	34 665 496
2018	17 590,98	395 000	95,55%	3 684 444,70	35 060 496
2019	17 347,50	395 000	95,61%	3 701 792,20	35 455 496
2020	17 108,81	395 000	95,67%	3 718 901,01	35 850 496
2021	16 874,80	395 000	95,73%	3 735 775,81	36 245 496
2022	16 645,35	395 000	95,79%	3 752 421,16	36 640 496
2023	16 420,34	395 000	95,84%	3 768 841,50	37 035 496
2024	16 199,68	395 000	95,90%	3 785 041,18	37 430 496
2025	15 983,25	395 000	95,95%	3 801 024,43	37 825 496
2026	15 770,94	395 000	96,01%	3 816 795,37	38 220 496
2027	15 562,67	395 000	96,06%	3 832 358,04	38 615 496
2028	15 358,34	395 000	96,11%	3 847 716,38	39 010 496
2029	15 157,84	395 000	96,16%	3 862 874,22	39 405 496
2030	14 961,09	395 000	96,21%	3 877 835,30	39 800 496
2031	14 768,00	395 000	96,26%	3 892 603,30	40 195 496
2032	14 578,48	395 000	96,31%	3 907 181,78	40 590 496
2033	14 392,45	395 000	96,36%	3 921 574,22	40 985 496
2034	14 209,82	395 000	96,40%	3 935 784,05	41 380 496
2035	14 030,53	395 000	96,45%	3 949 814,57	41 775 496

Стационарный параметр выделен зеленым цветом.

Для прогноза по методу Сипачева-Посевича, вычислим

(3.3)

Для определения остальных параметров необходимо выполнить аналогичные действия как в предыдущем примере. Все данные параметры приведены в таблице 3.9.

Таблица 3.9 – Прогноз добычи пластовых флюидов по методу Сипачева-Посевича до 2035 г.

Год	Год. нефть	Год. жидкость	Обвод.	Накоп. нефть.	Накоп. жид.
2012	19473	395 000	95,1%	3575244,257	32 690 496
2013	18985,846	395 000	95,2%	3594230,102	33 085 496
2014	18733,436	395 000	95,3%	3612963,538	33 480 496
2015	18486,026	395 000	95,3%	3631449,564	33 875 496
2016	18243,485	395 000	95,4%	3649693,050	34 270 496
2017	18005,687	395 000	95,4%	3667698,737	34 665 496
2018	17772,508	395 000	95,5%	3685471,245	35 060 496
2019	17543,829	395 000	95,6%	3703015,074	35 455 496
2020	17319,536	395 000	95,6%	3720334,610	35 850 496
2021	17099,517	395 000	95,7%	3737434,127	36 245 496
2022	16883,664	395 000	95,7%	3754317,791	36 640 496
2023	16671,872	395 000	95,8%	3770989,664	37 035 496
2024	16464,041	395 000	95,8%	3787453,705	37 430 496
2025	16260,072	395 000	95,9%	3803713,777	37 825 496
2026	16059,870	395 000	95,9%	3819773,646	38 220 496
2027	15863,343	395 000	96,0%	3835636,989	38 615 496
2028	15670,401	395 000	96,0%	3851307,390	39 010 496
2029	15480,958	395 000	96,1%	3866788,347	39 405 496
2030	15294,929	395 000	96,1%	3882083,277	39 800 496
2031	15112,234	395 000	96,2%	3897195,511	40 195 496
2032	14932,793	395 000	96,2%	3912128,304	40 590 496
2033	14756,529	395 000	96,3%	3926884,833	40 985 496
2034	14583,367	395 000	96,3%	3941468,200	41 380 496
2035	14413,236	395 000	96,4%	3955881,436	41 775 496

Стационарный параметр выделен зеленым цветом.

Глава 4 – Экономическая часть проекта.

4.1. Введение

Особенность сегодняшних экономических отношений в Узбекистане заключается в том, что уже в течение почти трех лет здесь осуществляются превентивные антикризисные меры, суть которых заключается не в финансовых вливаниях в деградирующие и неконкурентоспособные сферы, а в обеспечении условий для нормального функционирования реального сектора экономики. Идет процесс активного наращивания капитализации банковской сферы, приняты и реализуются программы модернизации экономики, обеспечивающие позитивную трансформацию структуры инвестиций в направлении опережающего роста активной части основных производственных фондов. Особое внимание уделяется наращиванию емкости внутреннего рынка путем стимулирования роста платежеспособного спроса. При этом внутренние меры антикризисного характера органично переплетаются с активной внешнеэкономической политикой, роль регулирующих механизмов которой многократно возросла в условиях мирового финансово-экономического кризиса. Поэтому в Узбекистане основной акцент в этой сфере сделан на дальнейшее последовательное развитие экономических реформ, что уже приносит реальные результаты

Таблица 4.1 — Основные показатели социально-экономического развития Узбекистана за 2009 год, % к 2008 г. (информационное сообщение о заседании КМ РУз. УзА, 29.01.2010).

Показатель	Темпы роста
Валовый внутренний продукт	108,1
Объем промышленной продукции	109,0
Валовая продукция сельского хозяйства	105,7
Инвестиции в основной капитал	124,8
Розничный товарооборот	116,6
Платные услуги	112,9

Правительство Республики успешно работает над созданием благоприятных условий для привлечения всех форм иностранных инвестиций и поддерживает сотрудничество по приоритетным проектам. Приняты законодательные акты, благоприятствующие привлечению иностранного капитала, законодательно закреплены значительные льготы иностранным компаниям, изъявившим желание работать в отраслях ТЭК страны. Иностранным инвесторам, реализующим инвестиционные проекты на территории Узбекистана, гарантированы значительные льготы и стабильность условий соглашения. Разработана и внедрена система формирования инвестиционных предложений, главный принцип которой — снижение рисков потенциальных инвесторов. В результате созданных условий заинтересованность к вложению инвестиций в нефтегазовую отрасль Узбекистана проявил ряд нефтегазовых компаний мира. В нефтегазовом секторе экономики в настоящее время созданы и успешно функционируют 14 совместных предприятий. За последние два года объем прямых иностранных инвестиций резко возрос (рис. 4.1).

С одной стороны ясно, что всемерное развитие внешних связей — основополагающий фактор преодоления сложившихся кризисных противоречий в экономической сфере, с другой, что развитие международных экономических связей может происходить только при условии успешного функционирования самой отрасли при реализации всех ее внутренних резервов. Чем успешнее работает отрасль и комфортнее внутренние и внешние экономические среды предприятий, тем перспективнее и эффективнее все направления международного сотрудничества. При этом фундаментальным условием и доминантой международного сотрудничества является успешное развитие экономики предприятий отрасли — основополагающего принципа того, что нефтегазовая отрасль не собирается перекладывать свои проблемы на плечи иностранных партнеров.

В целом по нефтегазовой промышленности Узбекистана объем инвестиций в основной капитал за счет всех источников финансирования увеличился с 569,6 млн. долл. США в 2001 г. до 1395,7 в 2008 г., т.е. в 2,4 раза. Основная часть инвестиций направлялась на строительство новых предприятий, реконструкцию и расширение действующих (рис. 4.2). Растет и общая экономическая эффективность инвестиций в основной капитал

(рис 4. 3).

Рис. 4.2. Доля инвестиций на строительство новых предприятий, реконструкцию и расширение действующих (расчеты авторов по данным отчетов НХК «Узбекнефтегаз»)

Рис. 4.3. Общая экономическая эффективность инвестиций (расчеты авторов по данным отчетов НХК «Узбекнефтегаз»)

Однако ни одно из названных ранее направлений само по себе не даст больших результатов. Только в комплексе достигается масштабный синергетический эффект и на каждом этапе просматривается одно или несколько приоритетных направлений. На сегодня таким приоритетом является совершенствование механизмов налогообложения предприятий отрасли. Дело в том, что наиболее узкое место в развитии добывающих предприятий отрасли — механизм взимания налогов, особенно за пользование недрами. Его размеры составляют более 80% полученной прибыли, т.е. за счет его уплаты в бюджет у предприятий сокращаются ресурсы для их саморазвития, что в свою очередь требует привлечения заемных средств, а это не только возврат долга, но и соответствующая уплата процентов.

Необходимость создания эффективной налоговой системы в минерально-сырьевом секторе становится все более насущной. Приток инвестиций в нефтегазовую отрасль все в большей степени зависит от эффективной налоговой политики, способной стимулировать экономическую деятельность, в том числе инвестиционную, создавать условия для воспроизводства природных ресурсов с учетом горно-геологических особенностей месторождений.

Наибольшую долю в структуре уплачиваемых налогов занимают ресурсные (49%), из которых основным является налог за пользование недрами (более 80% ресурсных). Этот налог является основным для недропользователей и оказывает наибольшее влияние на формирование финансовых показателей, так как учитывается в общих затратах и соответственно уменьшает прибыль добывающих предприятий (табл. 4.2).

Таблица 4.2 — Структура налогов и сборов, уплачиваемых предприятиями АК «Узнефтегаздобыча» в 2003-2008 гг., % (расчеты авторов по данным отчетов НХК «Узбекнефтегаз»)

Вид налога	2003	2004	2005	2006	2007	2008
Налоги и сборы, всего	100	100	100	100	100	100
НДС и акцизы	49,6	46,6	40,4	44,5	43,0	35,5
На прибыль	14,9	12,6	6,3	9,4	7,7	4,3
На имущество	8,7	11,7	5,8	6,8	6,7	8,8
Земельный	0,1	0,4	0,3	0,3	0,5	0,6
Экологический	1,6	2,1	0,001	0	0	0
За пользование недрами	16,9	18,8	42,6	30,2	35,8	32,0
На воду	0,4	0,1	0,01	0,1	0,1	0,1
Платежи в местный бюджет и прочие	7,9	7,6	4,6	6,6	6,2	18,7

На размер налога за пользование недрами влияют два фактора: стоимость добываемого сырья (цены) и ставки. Учитывая стратегическое значение продукции нефтегазовой отрасли, влияние ее стоимости на финансовое состояние других отраслей экономики, цены на углеводородное сырье для добывающих предприятий как монополистов регулируются государством. Ограничение роста цен на добываемые нефть, природный газ и конденсат обусловлено необходимостью сдерживания инфляционных процессов. Сдерживание же цен на добываемое предприятиями углеводородное сырье приводит к тому, что они не покрывают всех затрат по добыче и фиксируются на уровне, обеспечивающем лишь безубыточную работу. При создавшихся условиях добыча нефти практически для всех предприятий убыточна и эти убытки перекрываются прибылью от добычи газа. Такая практика регулирования цен не позволяет создавать финансовые ресурсы для обеспечения собственного развития. Особенно это важно для малорентабельных нефтедобывающих предприятий с трудноизвлекаемыми и падающими запасами углеводородного сырья.

За последние 6 лет доля ресурсных налогов, из которых порядка 80% составляет налог за пользование недрами, выручка от реализации возросла с 11 до 18%. По отношению к балансовой прибыли до уплаты налогов этот вид в 2003 г. составлял 59,4%, в 2006 г. — превышал его на 16%, а после снижения с 2007 г. ставок налога за пользование недрами – 72% полученной прибыли.

Построенная без учета специфики добычи углеводородов налоговая система затрудняет эксплуатацию низкорентабельных месторождений, которых в Узбекистане большинство. Создавая высокое налоговое бремя, система налогообложения лишает добывающие предприятия источников инвестиций и препятствует разработке новых запасов, что приводит к нерациональному использованию запасов нефти и газа и в итоге к ухудшению состояния сырьевой базы и безвозвратным потерям. Это касается как количественного (сокращение объема), так и качественного (рост доли трудноизвлекаемых запасов) показателей.

4.2. Содержание поставленной задачи по выбранному варианту.

Вариант – 10

Данные варианта – 10 приведены в таблице 4.3.

Таблица 4.3. — добыча нефти по годам

Год	Добыча нефти по годам тыс. тонн	Год	Добыча нефти по годам тыс. тонн
1	100	9	230
2	140	10	230
3	160	11	220
4	190	12	210
5	230	13	205
6	230	14	195
7	230	15	180
8	230	Итог	2980

Основное содержание работы

1. Постановка вопроса.

Предприятие желает получить у Республики Узбекистан право на разработку нового месторождения нефти с утвержденными запасами.

Нужно определить выгоду сторон за определенный период разработки.

2. Основной метод решения вопроса.

2.1. Следует сначала определить физические объемы работ. Это значит, составить проект разработки месторождения по действующим нормативным документам, в котором определяются количество подлежащих бурению скважин, строительство промысловых сооружений, трубопроводов и т.д. Проект разработки будет являться документом, на основе которого составляются проектно-сметные документации на строительство всех подземных и наземных сооружений. В итоге можно будет конкретно узнать требуемые капитальные вложения.

Однако, на стадии переговоров сторон можно будет пользоваться предварительными технико-экономическими обоснованиями (ПТЭО), где все приведенные физические и стоимостные показатели будут предварительными.

Требуемые объемы инвестиций на весь период разработки обозначим буквой К. Определенную часть инвестиций предприятие покрывает собственными средствами и на другую часть оформляет кредит коммерческого банка.

2.2. Из проекта разработки месторождения определяются годовые объемы добычи нефти(О). Как правило, в зависимости от геолого-технологических условий разработки, объем добычи нефти в первые 3-4 года будет постепенно увеличиваться, затем в течение 6-7 лет
наблюдается период стабильной добычи, а затем медленно снижается и общее время добычи нефти составляет 35-40 и более лет.

Графически это будет выглядеть следующим образом:

2.3. Теперь следует определить экономические показатели. Для этого необходимо знать цену реализуемой нефти (Ц) без НДС и акциза. Зная ежегодный объем добываемой нефти (О) и цену реализации (Ц) можем определить сумму ежегодной выручки от реализации продукции (В):

В=ОхЦ

2.4. Далее необходимо определиться с затратами. Детально рассчитывать себестоимость продукции представляет собой определенные трудности. Здесь лучше пользоваться нормой рентабельности по валовой прибыли (Р) в процентах. Выражение (ВхР / 100) дает сумму валовой прибыли (П). Определив валовую прибыль, мы можем определить производственную себестоимость (С). Это делается:

В-П=С

2.7. Теперь нужно рассчитать расходы периода (R), включающие в себя административно-управленческие расходы по реализации и другие затраты непосредственно не связанные с производством продукции. Для этого целесообразно пользоваться нормой рентабельности по чистой прибыли (г) в процентах.

Выражение (О х г /100) даст сумму чистой прибыли (п) после уплаты всех налогов и отчислений.

Общую сумму налогов, платежей и отчислений из прибыли выражаем буквой Нно.Теперь можем расписать формулу всей цепочки от реализованной продукции до конечной чистой прибыли.

(ОхЦ)-С=П

(ОхЩ)- С- R—HHo=n

или П-R—HHo=n

Для определения доли сторон в выгоде от проекта нужно обязательно рассчитать суммы налогов.

1.Налог на прибыль

Объектом налогообложения является доход (прибыль), исчисленный как разница между совокупным доходом и вычетами, определенными в соответствии с Налоговым кодексом. Ставки налога ежегодно определяются Правительством Республики. На 2007 год ставка установлена в размере 10%.

Нпр=Пх10/100

2.Налог на недра

Объектом налогообложения является стоимость добываемой продукции. На 2007 год ставка налога установлена в размере 20%.

Ннедра=Вх20/100

З.Налог на имущество юридических лиц

Объектом налогообложения является среднегодовая остаточная стоимость основных средств и нематериальных активов. На 2007 год ставка налога установлена в размере 3,5%.

Ним=ФсгхЗ,5/100

4.Внебюджетный платеж в Пенсионный фонд

Объектом платежей является объем реализации продукции. На 2007 год ставка платежей установлена в размере 0,7%.

Бвне=Вх0,7/100

5.Внебюджетный платеж в Дорожный фонд

Объектом платежей является объем реализации продукции. На 2007 год ставка платежей для промышленных предприятий установлена в размере 1,5%.

Дф= Вх1,5/100

6,Единый социальный платеж

Объектом платежа является фонд оплаты труда. При этом различаются фонд оплаты труда производственного персонала и административно-управленческого персонала. На 2007 год ставка платежей установлена в размере 24%.

Еет=ФОТх24/100

7.Налог на инфраструктуру

Объектом налогообложения является прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия после уплаты всех налогов. На 2007 год ставка налога установлена в размере 8%.

Нинф=(П-Н,) х8/100

Обязательные отчисления на развитие школьного образования

Объектом расчета отчислений является объем реализации продукции. На 2007 год ставка установлена в размере 1%.

Шр=Вх1/100

Существуют также налог на добавленную стоимость (НДС), акцизный налог, начисляемые по ежегодно устанавливаемым ставкам на объем реализуемой продукции. Во всех случаях по вышеуказанным налогам объем реализованной продукции принимается без НДС и акцизного налога.

Кроме того, в настоящее время действуют плата за воду, земельный налог, налог на потребление ГСМ и газа. В целях упрощения расчетов в настоящем пособии эти налоги и платежи не учитываются.

Теперь определим доли сторон в выгоде по проекту. Долю предприятия обозначим Дп и она сосредоточена в чистой прибыли (п).

Доля государства (Дг) состоит из нескольких составных частей, т.к. здесь, кроме его доли в чистой прибыли, также учитываются все виды налогов, платежей и отчислений, предусмотренных выше. Долю государства в чистой прибыли обозначим Дчп.

Тогда:

Дг=(Дчп+Нпр+Ннедра+Ним+Бвне+Дф+Есп+Нинф+Шр)

Общая поделенная между сторонами сумма составляет:

Д=Дп+Дг

Отсюда

— доля предприятия в % составит ДП=(Д-ДГ) /100

-доля государства в % составит Дг=(Д-Дп) / 100

4.3. Расчеты

Предприятие получило у Правительства право на разработку нефтяного месторождения на 15 лет. Согласно проекту разработки и предварительному технико-экономическому обоснованию на обустройство месторождения (включая строительство эксплуатационных скважин) необходимы инвестиции (К) 26 млрд. сум.

Предприятие имеет возможности профинансировать из собственных средств 10 млрд. сум по 2 млрд. сум в течении указанных 5 лет работы.

Согласно договору коммерческий банк выдает долгосрочный кредит 16 млрд. сум, в том числе в 1-м году – 4 млрд. сум, во 2-м году – 4 млрд. сум,

в 3-м году – 4 млрд. сум, в 4-м году – 4 млрд. сум.

Согласно проекту разработки объем добычи нефти в течении указанного периода составит как выше указано в таблице 4.1.

Цена реализации нефти в 1-й год добычи составит 100 тыс. за тонну. При этом ежегодная инфляция в стране может составить в первые 5 лет по 7% в год, в 6-10 годы добычи по 6% в год, в 11-15 годы по 5% в год.

Тогда, цена реализуемой нефти может составить:

1 -й год добычи — 50 тыс. сум.

2-й год добычи — 50×1,07=53,5 тыс. сум

3-й год добычи — 53,5×1,07=57,2 тыс. сум

4-й год добычи- 57,2×1,07=61,3 тыс. сум

5-й год добычи — 61,3×1,07=65,5 тыс. сум

6-й год добычи — 65,5×1,06=69,5 тыс. сум

7-й год добычи — 69,5×1,06=73,6 тыс. сум

8-й год добычи — 73,6×1,06=78,1 тыс. сум

9-й год добычи — 78,1 х 1,06=82,7 тыс. сум

10-й год добычи — 82,8х 1,06=87,7 тыс. сум

11-й год добычи-87,7×1,05=92,1 тыс. сум

12-й год добычи — 92,1×1,05=96,7 тыс. сум

13-й год добычи — 96,6х 1,05=101,5 тыс. сум

14-й год добычи- 104,4×1,05=106,6 тыс. сум

15-й год добычи- 109,6×1,05=111,9 тыс. сум.

Определим объем товарной продукции, которая полностью будет реализована ежегодно.

1-й год — 50 000×50 000=2500 000 000 сум

2-й год — 100 000×53 500=5350 000 000 сум

3-й год — 150 000×57 200=8580 000 000 сум

4-й год — 200 000×61 200=12240 000 000сум

5-й год — 220 000×65 500=14410 000 000 сум

6-й год — 250 000×69 500=17375 000 000 сум

7-й год — 250 000×73 600=18400 000 000 сум

8-й год — 250 000×78 100 =19525 000 000 сум

9-й год — 250 000×82 800=20700 000 000 сум

10-й год — 230 000×87 700=20171 000 000 сум

11-й год — 200 000×92 100=18420 000 000 сум

12-й год — 200 000×96 600=19320 000 000 сум

13-й год -180 000×104 400=18792 000 000 сум

14-й год — 160 000×109 600=17536 000 000 сум

15-йгод -130 000×115 100=14963 000 000 сум

Итого за 15 лет — 287 622 000 000 сум.

Предприятие решило обеспечить себе норму рентабельности по валовой прибыли 55%, а по чистой прибыли 20%. Таким образом, мы определим за все годы валовую прибыль:

(ВхР)/100=прибыль валовая

1-й год — 2500 млн. сум х 0,55=1375 млн.сум

2-й год — 5350 млн. сум х 0,55=2942,5 млн.сум

3-й год — 8580 млн. сум х 0,55=4719 млн.сум

4-й год -12240 млн. сум х 0,55=6732 млн.сум

5-й год -14410 млн. сум х 0,55=7925,5 млн.сум

6-й год — 17375 млн. сум х 0,55=9556,25 млн.сум

7-й год — 18400 млн. сум х 0,55=10120 млн.сум

8-й год -19525 млн. сум х 0,55=10738,75 млн.сум

9-й год — 20700 млн. сум х 0,55=11385 млн.сум

10-й год — 20171 млн. сум х 0,55=11094,05 млн.сум

11-й год — 18420 млн. сум х 0,55=10131 млн.сум

12-й год — 19320 млн. сум х 0,55=10626 млн.сум

13-й год -18792 млн. сум х 0,55=10335,6 млн.сум

14-й год — 17536 млн. сум х 0,55=9644,8 млн.сум

15-й год -14963 млн. сум х 0,55=8229,65 млн.сум

Итого за все 15 лет 158192,1 млн.сум.

Теперь определим чистую прибыль (ч) по формуле: (ВХч)/100

По вышеуказанному подходу чистая прибыль составит по годам

1-й год — 500 млн. сум

2-й год — 1070 млн. сум

3-й год -1716 млн. сум

4-й год -2448 млн. сум

5-й год — 2882 млн. сум

6-й год — 3475 млн. сум

7-й год — 3680 млн. сум

8-й год — 3905 млн. сум

9-й год — 4140 млн. сум

10-й год — 4034,2 млн. сум

11-й год — 3684 млн. сум

12-й год — 3864 млн. сум

13-й год — 3758,4 млн. сум

14-й год — 3507,2 млн. сум

15-йгод -2992,6 млн.сум

Итого за все 15 лет — 57524,4 млн.сум

Расчет налогов

1.Налог на прибыль

Ставка 10%

Таблица-4.4.

Год	Налогооблагаемая	Сумма налога
	база, млн. сумм	млн. сумм
1	2750	275,0
2	4120	412,0
3	5034	503,4
4	6406	640,6
5	8286	828,6
6	8792	879,2
7	9310	931,0
8	9880	988,0
9	10462	1046,2
10	11094	1109,4
11	11144	1114,4
12	11169	1116,9
13	11444	1144,4
14	11433	1143,3
15	11078	1107,8
итого			13240,0

2.Налог на имущество

Ставка 3,5%

Таблица-4.5.

год	среднегод. стоим.	сумма налога
	осн. Ф-ов, млн.сумм	млн. сумм
1		105
2	6000	210
3	15000	525
4	21000	735
5	24000	840
6	26000	910
7	26000	910
8	26000	910
9	26000	910
10	26000	910
11	26000	910
12	26000	910
13	26000	910
14	26000	910
15	26000	910
итого			11515

3.Налог на недраСтавка 20%

Таблица-4.6.

год	налогооблагаемая	сумма налога
	база, млн. сумм	млн. сумм
1	5000	1000,0
2	7490	1498,0
3	9152	1830,4
4	11647	2329,4
5	15065	3013,0
6	15985	3197,0
7	16928	3385,6
8	17963	3592,6
9	19021	3804,2
10	20171	4034,2
11	20262	4052,4
12	20307	4061,4
13	20808	4161,5
14	20787	4157,4
15	20142	4028,4
итого			48145,5

4.Внебюджетный Пенсионный фонд Ставка 0,7%

Таблица-4.7.

год	налогооблагаемая	сумма налога
	база, млн. сумм	млн. сумм
1	5000	35,0
2	7490	52,4
3	9152	64,1
4	11647	81,5
5	15065	105,5
6	15985	111,9
7	16928	118,5
8	17963	125,7
9	19021	133,1
10	20171	141,2
11	20262	141,8
12	20307	142,1
13	20808	145,7
14	20787	145,5
15	20142	141,0
итого			1685,1

5.Внебюджетный Дорожный фонд Ставка 1.5%

Таблица-4.8.

год	налогооблагаемая	сумма налога
	база, млн. сумм	млн. сумм
1	5000	75,0
2	7490	112,4
3	9152	137,3
4	11647	174,7
5	15065	226,0
6	15985	239,8
7	16928	253,9
8	17963	269,4
9	19021	285,3
10	20171	302,6
11	20262	303,9
12	20307	304,6
13	20808	312,1
14	20787	311,8
15	20142	302,1
итого			3610,9

6.Единый социальный платеж Ставка 24% от Фонда оплаты труда (ФОТ)

Таблица-4.9.

год	ФОТ	соц.платеж
	млн. сумм	млн. сумм
1	250	60,0
2	375	89,9
3	458	109,8
4	582	139,8
5	753	180,8
6	799	191,8
7	846	203,1
8	898	215,6
9	951	228,3
10	1009	242,1
11	1013	243,1
12	1015	243,7
13	1040	249,7
14	1039	249,4
15	1007	241,7
итого			2888,7

Новое предприятие, исходя из своих возможностей и учитывая необходимость повышения ответственности и заинтересованности работников, решило из объема реализованной продукции 5% выделить в Фонд оплаты труда. Тогда ежегодный ФОТ и социальный налог выглядят следующим образом. Смотрите на таблице 6.

Потребность в кредите 16 млрд.сум. Коммерческий банк выдает данный кредит по 15% годовых. Причем, ежегодно выдает по 4 млрд. сум по отдельному договору со сроком погашения в течение 2 последующих лет. И льготным годом считается год выдачи кредита.

Таблица — 4.12.

Годы	Погашение млрд.сум Выдача млрд.сум	1-й год	2-й год	3-й год	4-й год	5-й год	6-й год
1-й год	4	—	2	2	—	—	—
2-й год	4	—	—	2	2	—	—
3-й год	4	—	—	—	2	2	—
4-й год	4	—	—	—	—	2	2
итого	16	—	2	4	4	4	2

7.Налог на инфраструктуру

Ставка налога 8% от чистой прибыли

Таблица-4.10.

год	налогооблагаемая	сумма налога
	база, млн. сумм	млн. сумм
1	750	60,0
2	1124	89,9
3	1373	109,8
4	1747	139,8
5	2260	180,8
6	2398	191,8
7	2539	203,1
8	2694	215,6
9	2853	228,3
10	3026	242,1
11	3039	243,1
12	3046	243,7
13	3121	249,7
14	3118	249,4
15	3021	241,7
итого			2888,7

8.Обязательное отчисление на развитие школьного образования Ставка 1% от объема реализации продукции

Таблица-4.11.

год	объем реализации	отчисления
	млн. сумм	млн. сумм
1	5000	50,0
2	7490	74,9
3	9152	91,5
4	11647	116,5
5	15065	150,7
6	15985	159,9
7	16928	169,3
8	17963	179,6
9	19021	190,2
10	20171	201,7
11	20262	202,6
12	20307	203,1
13	20808	208,1
14	20787	207,9
15	20142	201,4
итого			2407,3

Расчет процентов за кредит банка (млрд.сум)

Таблица-4.13.

	1-й кредит-ный год	2-й кредит-ный год	3-й кредит-ный год	4-й кредит-ный год	5-й кредит-ный год	6-й кредит-ный год
1-й кредит	(2×15):100= 0,3	(4×15):100= 0,6	(2×15):100= 0,3	—	—	—
2-й кредит	—	(2×15):100= 0,3	(4×15):100= 0,6	(2×15):100= 0,3	—	—
3-й кредит	—	—	(2×15):100= 0,3	(4×15):100= 0,6	(2×15):100= 0,3	—
4-й кредит	—	—	—	(2×15):100= 0,3	(4×15):100= 0,6	(2×15):100=0,3
Итого % за кредит	0,3	0,9	1,2	1,2	0,9	0,3

Составляем сводную таблицу экономических показателей.

Сводная таблица экономических показателей

Таблица-11.

Годы	Инвестиции млн. сум	Объем добычи, тыс. тн	Объем реализован-ной продукции, млн. сум	Погашение кредита, млн. сум	Проценты за кредит, млн. сум	ФОТ млн.сум	Валовая прибыль млн.сум	Чистая прибыль млн. сум
	собств. средства	кредит
1	2	3	4	5	6	7	9	10	11
1	2000	4000	—	—	—	300	—	—	—
2	2000	4000	100	5 000	2000	900	250	2 750,0	750,0
3	2000	4000	140	7 490	4000	1200	375	4 119,5	1 123,5
4	2000	4000	160	9 152	4000	1200	458	5 033,6	1 372,8
5	2000	—	190	11 647	4000	900	582	6 405,9	1 747,1
6	—	—	230	15 065	2000	300	753	8 285,8	2 259,8
7	—	—	230	15 985	—	—	799	8 791,8	2 397,8
8	—	—	230	16 928	—	—	846	9 310,4	2 539,2
9	—	—	230	17 963	—	—	898	9 879,7	2 694,5
10	—	—	230	19 021	—	—	951	10 461,6	2 853,2
11	—	—	230	20 171	—	—	1009	11 094,1	3 025,7
12	—	—	220	20 262	—	—	1013	11 144,1	3 039,3
13	—	—	210	20 307	—	—	1015	11 168,9	3 046,1
14	—	—	205	20 808	—	—	1040	11 444,1	3 121,1
15	—	—	195	20 787	—	—	1039	11 432,9	3 118,1
16	—	—	180	20 142	—	—	1007	11 078,1	3 021,3
итого	10000	16000	2980	240 728	16000	4800	12036	132 400,1	36 109,1

	Налоги, платежи и отчисления	Всего налогов и платежей млн.сум	В т.ч. относи-мые к прибыли млн.сум
	На прибыль	На имущество	На недра	Пенсион-ный фонд	Дорожный фонд	Единый социаль-ный	На инфра-структуру	Развитие школь-ного образования
	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21
1	—	—	—	—	—	—	—	—
2	275,0	105	1000,0	35,0	75,0	60,0	60,0	50,0
3	412,0	210	1498,0	52,4	112,4	89,9	89,9	74,9
4	503,4	525	1830,4	64,1	137,3	109,8	109,8	91,5
5	640,6	735	2329,4	81,5	174,7	139,8	139,8	116,5
6	828,6	840	3013,0	105,5	226,0	180,8	180,8	150,7
7	879,2	910	3197,0	111,9	239,8	191,8	191,8	159,9
8	931,0	910	3385,6	118,5	253,9	203,1	203,1	169,3
9	988,0	910	3592,6	125,7	269,4	215,6	215,6	179,6
10	1046,2	910	3804,2	133,1	285,3	228,3	228,3	190,2
11	1109,4	910	4034,2	141,2	302,6	242,1	242,1	201,7
12	1114,4	910	4052,4	141,8	303,9	243,1	243,1	202,6
13	1116,9	910	4061,4	142,1	304,6	243,7	243,7	203,1
14	1144,4	910	4161,5	145,7	312,1	249,7	249,7	208,1
15	1143,3	910	4157,4	145,5	311,8	249,4	249,4	207,9
16	1107,8	910	4028,4	141,0	302,1	241,7	241,7	201,4
итого	13240,0	16065	48145,5	1685,1	3610,9	2888,7	2888,7	2407,3	86381,6	83492,8

Результат расчетов

1.Валовая прибыль — 132 400,1

Из них платежи в бюджет, во внебюджетные фонды и отчисления — 83492,8 млн. сум

2.Чистая прибыль — 36 109,1 млн. сум

Из них возврат кредита и процентов за кредит — 20800 млн. сум

Остаток прибыли в распоряжении предприятия — 15309,1 млн. сум

3.Распределение полученной выгоды:

Предприятие — млн. сум
Правительство — млн. сум

Итого выгоды — млн. сум

Таким образом, в первые 15 лет разработки этого месторождения правительство получает 84,5% всех распределяемых денежных средств, а у предприятия остается 15,5% из них.

Глава 5 – Охрана недр и окружающей среды.

Известно, что одной из отраслей промышленности, ответственных за загрязнение окружающей среды, справедливо считается нефтяной. На всем пути от скважин до потребителя нефть – потенциальный загрязнитель. Атмосфера загрязняется в результате испарения нефти и нефтепродуктов, и выброса паров в резервуарных парках, при перевозках. Особенно большую опасность представляет загрязнение нефтью грунтовых вод и водоемов в результате сброса в пласт, в реки и озера неочищенных пластовых вод. Основными источниками загрязнения территории и водоемов на промыслах нефтью сточными водами являются следующие;

устья скважин и прискважинные площади. Разлив нефти в этих пунктах возможен через не плотности в устьевых сальниках и при ремонтных работах на скважинах,
мерники и трапы групповых и индивидуальных сборных установок,
сборные участковые и промысловые резервуарные парки. Разлив нефти происходит обычно при спуске сточной воды из резервуаров, при полной очистке резервуаров от грязи и парафина, перелив нефти через верх резервуаров.

Территория промыслов может загрязняться нефтью также из-за не плотностей в промысловых нефтепроводах (утечки через сальники, задвижек, фланцевые соединения, свищи в теле трубы и др.).

Сточная вола нефтепромыслов часто содержит нефть. Кроме того, она сильно минерализована, поэтому выпуск ее в водоемы приводит к постепенному увеличению минерализации воды и отравление водоемов.

Необходимо применять конструкцию скважин, исключающую переток пластовых флюидов. В процессе испытания м эксплуатации скважин производить установку цементных мостов.

В случае ликвидации скважин над верхним интервалом перфорации продуктивного пласта установить цементный мост высотой не менее 50 м.

Охрана недр и окружающей среды представляет собой комплекс требований и научно-технических мероприятий в процессе поисков, разведки и разборки месторождения, направленных на рациональное извлечение, использование полезных ископаемых. Для месторождения Кокайты одной из основных задач охраны окружающей среды является решение вопроса о попутно добываемой воде, закачка ее обратно в продуктивные горизонты, в качестве нагнетательных скважин можно использовать скважины как за контуром нефтеносности, так и внутри контура нефтеносности.

Заключение

Месторождение Кокайты разрабатывается с 1939 года и находится на четвертой стадии разработки. Ее обводненность довольно высокая. Пластовое давление за весь период разработки очень снизилось до незначительного значения.

С 1994 года по сегодняшние дни для поддержания пластового давление закачивают воду и отбор производят форсированный.

Для целесообразности дальнейшей работы, необходимо было произвести пересчет запасов по характеристике вытеснения.

При этом для расчета остаточного или извлекаемого запаса с помощью характеристик вытеснения я выбрал три метода. Это метод Назарова-Сипачева, метод Сипачева-Посевича и метод Французского института. Потому что эти методы из первой группы (кривые обводнения) и очень подходит для высоко обводненных месторождений. Одно из положительных сторон этих методов, они не реагируют на внешние воздействия, т.е. в нашем случаи это будет закачка воды для поддержания пластового давления.

Рассчитав, извлекаемые запасы по этим трем методам, я рекомендую выбрать метод Назарова-Сипачева и метод Сипачева-Посевича т.к. они очень близки по значению, а метод Французского института довольно резко отличается от выше сказанных методов.

Прогноз можно сделать разными способами, но в нашем случаи мы должны учесть и закачку воды поэтому для этого я выбираю стационарным параметром годовую жидкость. При этом мы сохраним среднее значение в год и закономерность обводненности.

Прогноз сделан до 2035 года при крайней обводненности 99%.

Список использованной литературы

Геологический отчет по разработке и эксплуатации нефтяных местрождений, Джаркурганнефть 2001 год.
Х.М. Тургунов Сбор и обобщение геолого-промысловой информации, Узлитинефтьгаз 2006г.
М.М. Иванова, А.Ф. Дементьев, И.П. Чаловский Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа-М: Недра 1985г. 421с.
А.Р. Ходжаев, А.М. Акрамходжаев, А.Г. Бабаев, Ш.Д. Давлятов,

П.К. Азимов, А. Маденов Нефтяные и газовые месторождения Узбекистана часть II – Т: Фан УзССР 1974г.

5. Н.Г. Середа, В.М. Муравьев Основы нефтяного и газового дела – М: Недра 1980 г.

6. А.Х. Мирзаджанзаде, В.М. Хасанов, Р.К. Бахтизин Моделирование процессов нефтедобычи – М: Ижевск 2004г.

7. Р.Х. Муслимов Современные методы повышения нефтиотдачи и извлечения. Проектирование, оптимизация и оценка эффективности – Казань: Фан 2005г, 688с.

8. В.А. Савельев, М.А. Гокарев, А.С. Чинаров Геолого-промысловые методы прогноза нефтеотдачи. Ижевск 2008г.

9. www.oilforum.ru

10. www.oil-gas.ru

11. www.neft-gas.ru

12. www.rosneft.ru

13. www.ziyonet.uz

PAGE * MERGEFORMAT4

Источник

Страницы

Характеристики вытеснения, используемые для выбора уравнения кривой обводнения для оценки эффективности мун.

Результаты подсчета добычи нефти за счет грп на участке №1

Общие понятие о характеристике вытеснения

Поможем написать учебную работу

Введение

1.Общие понятие о характеристике вытеснения.

2. Общие сведения о месторождении Кокайты.

Глава 1 – Геолого-промысловая характеристика месторождения Кокайты

1.1. Краткая геолого-физическая характеристика месторождения.

Рисунок 1.1 – Структурная карта месторождения.

1.2. Краткое текущее состояние разработки месторождения Кокайты.

Глава 2 – Существующие методы характеристики вытеснения, выбор метода для прогнозирования на месторождении Кокайты.

2.1.Краткое описание существующих групп характеристик вытеснения

2.2. Выбор оптимального метода для расчета по характеристике вытеснения.

Глава 3 — Прогноз разработки месторождения Кокайты

на основе метода характеристики вытеснения 1 группы

3.1. Определение остаточных извлекаемых запасов нефти.

Глава 4 – Экономическая часть проекта.

4.1. Введение

4.2. Содержание поставленной задачи по выбранному варианту.

4.3. Расчеты

Глава 5 – Охрана недр и окружающей среды.

Заключение

Список использованной литературы

А вот еще интересные статьи: