Сравнение запасов нефти по российской и международной классификациям
..pdfАналогичный анализ был проведен и с данными, полученными по модели, статистически обоснованной в данной работе. Отклоне ние Д<2м в этом случае можно определить по следующей формуле:
Дбм = 11,934 - 0,006 Г, при г = -0,10; tp<tf.
Рис. 4.7. Графики изменения годовой добычи: ^ - Модель, \х—M&L
Отсюда видно, что связь между Д<2м и Г является очень слабой и статистически незначимой.
Изменение AQM во времени приведено в табл. 4.38. Видно, что в данном случае изменения незначительны. При этом сравнение двух уравнений, по которым можно вычислить ДQ, показывает, что и свобод ный, и угловые члены уравнений во втором случае значительно меньше.
Таким образом, вышеприведенный материал показывает, что по строенная статистическая модель определения годовой добычи является более устойчивой, чем модель, определенная по данным M&L.
Изменение погрешности прогноза годовой добычи во времени
Год |
|
По данным M&L |
По модельным данным |
|||
QH |
AQ |
А£?/ <Эн |
Он |
AQ |
де/бн |
|
2001 |
15,300 |
-1,540 |
-0,101 |
16,911 |
-0,072 |
-0,004 |
2002 |
14,151 |
-1,759 |
-0,124 |
15,830 |
-0,078 |
-0,005 |
2003 |
13,290 |
-1,979 |
-0,149 |
14,950 |
-0,084 |
-0,006 |
2004 |
12,300 |
-2,199 |
-0,179 |
13,940 |
-0,090 |
-0,006 |
2005 |
11,400 |
-2,419 |
-0,212 |
13,300 |
-0,096 |
-0,007 |
2006 |
10,500 |
-2,638 |
-0,251 |
12,550 |
-0,102 |
-0,008 |
2007 |
9,750 |
-2,858 |
-0,293 |
11,650 |
-0,108 |
-0,009 |
2008 |
9,050 |
-3,078 |
-0,340 |
10,900 |
-0,114 |
-0,010 |
2009 |
8,400 |
-3,297 |
-0,393 |
10,300 |
-0,120 |
-0,012 |
2010 |
7,800 |
-3,517 |
-0,451 |
9,700 |
-0,126 |
-0,013 |
2011 |
7,250 |
-3,737 |
-0,515 |
9,350 |
-0,132 |
-0,014 |
2012 |
6,700 |
-3,956 |
-0,591 |
8,550 |
-0,138 |
-0,016 |
2013 |
6,200 |
-4,176 |
-0,674 |
8,100 |
-0,144 |
-0,018 |
2014 |
5,800 |
-4,396 |
-0,758 |
7,600 |
-0,150 |
-0,020 |
2015 |
5,340 |
-4616 |
-0,864 |
7,200 |
-0,156 |
-0,022 |
2016 |
5,000 |
-4,835 |
-0,967 |
6,800 |
-0,162 |
-0,024 |
2017 |
4,720 |
-5,055 |
-1,071 |
6,400 |
-0,168 |
-0,026 |
2018 |
|
|
|
6,000 |
-0,174 |
-0,029 |
2019 |
|
|
|
5,600 |
-0,180 |
-0,032 |
2020 |
|
|
|
5,300 |
-0,186 |
-0,035 |
2021 |
|
|
|
5,000 |
-0,192 |
-0,038 |
Аналогичные исследования были проведены и для остальных месторождений ТПП «Лангепаснефтегаз», а именно для Южно-По- качевского, Нивагальского, Локосовского, Покамасовского, Чумпасского, Поточного, Лас-Еганского, Северо-Поточного и Западно-По- камасовского. По данным M&L определенные доказанные разраба тываемые запасы на 2001 г. в целом для ТПП «Лангепаснефтегаз» составляют 365,2 млн барр., а определенные по разработанным нами статистическим моделям запасы существенно выше и равны 421,4 млн барр.
5. О СТАТИСТИЧЕСКИХ СВЯЗЯХ ДОКАЗАННЫХ РАЗБУРЕННЫХ НЕРАЗРАБАТЫВАЕМЫХ ЗАПАСОВ С КОЛИЧЕСТВОМ ПРОВЕДЕННЫХ МЕРОПРИЯТИЙ
Доказанные разбуренные неразрабатываемые запасы (ZN) уста навливались (данные M&L) за счет планирования проведения сле дующих мероприятий: восстановления скважин из бездействия (ко личество мероприятий - по), гидроразрывов пласта (пг), перевода скважин на другой горизонт по техсхеме (пт) и перевода скважин на другой горизонт в качестве уплотняющих (пу). Сумму всех этих ме роприятий обозначим как пс.
Для оценки связи между планируемыми мероприятиями и дока занными разбуренными неразрабатываемыми запасами построим статистические модели зависимости этих запасов с количеством за планированных мероприятий: лб>пг, пт, пу и пс .
Построение статистических моделей для определения ZNпроиз ведем первоначально по пс, а затем последовательно по лб, лг, пти пу. Кроме построения связей между ZNи п6, пт, пт, пу и пс для оценки со отношений между ZN и количеством различных мероприятий будем использовать отношение ZNк п. Данное отношение является количе ственным удельным показателем, оценивающим объем разбуренных неразрабатываемых запасов за счет проведения одного мероприятия. Обозначим этот показатель как Ко - при восстановлении скважины из бездействия, Кг - при гидроразрыве пласта, Кт- при переводе скважин на другой горизонт по техсхеме, Ку- при переводе скважин на другой горизонт в виде уплотняющих и Кс - по сумме всех вы полняемых мероприятий.
Построение моделей за счет проведения всех мероприятий. Всего за анализируемый период с 1996 по 2001 гг. было выполнено 9369 ме роприятий, за счет которых планировалось получить доказанные разбу ренные неразрабатываемые запасы в объеме 1098,6 млн барр. Основные статистические характеристики величин ZN, пси Кс, а также характер их распределения по годам приведены в табл. 5.1, 5.2.
Таблица 5.1
Статистические характеристики величин доказанных разбуренных неразрабатываемых запасов ZN
Показатель |
|
Среднее значение и стандартное отклонение - числитель; |
|
||||
|
|
|
коэффициент вариации - знаменатель |
|
|
||
|
1996-2001 |
1996 |
1997 |
1998 |
1999 |
2000 |
2001 |
Кол-во мероприятий, |
158,7+188,9 |
77,8+90,0 |
89,7±98,3 |
114,0±127,6 |
2121226,2 |
202,3±238,5 |
249,3+245,4 |
запланированных M&L |
|
|
|
|
|
|
|
- ис, шт. |
119,0 |
115,6 |
109,6 |
111,9 |
106,7 |
117,9 |
98,4 |
Величина доказанных |
|
|
|
|
|
|
|
разбуренных неразраба |
18,6±23,1 |
11,6±13,1 |
14,5±14,9 |
15,3±19,8 |
21,5±24,3 |
23,7±33,8 |
24,6±30,5 |
тываемых запасов - |
|
|
|
|
|
|
|
ZNyмлн барр. |
124,2 |
112,9 |
102,7 |
129,4 |
113,0 |
142,6 |
123,9 |
Отношение ZfJ пс |
0,14±0,08 |
0,19±0,14 |
0,20+0,07 |
0,15±0,07 |
0,11±0,05 |
0,11±0,05 |
0,10±0,05 |
|
54,0 |
73,7 |
35,0 |
46,6 |
45,4 |
45,4 |
50,0 |
|
|
|
Распределение значений ZN, пси К0во времени |
|
|
|
|||||||
Время |
0-10 |
10-20 20-30 30-40 |
Интервал варьирования ZNi млн барр. |
|
|
|
|
||||||
40-50 50-60 60-70 |
70-80 |
80-90 |
90-100 100-110 110-120 |
||||||||||
|
|||||||||||||
1996 |
0,60 |
0,20 |
0,10 |
- |
0,10 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
1997 |
0,40 |
0,30 |
- |
0,15 |
0,15 |
|
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
1998 |
0,40 |
0,30 |
0,10 |
- |
0,20 |
- |
- |
- |
- |
- |
|
- |
|
1999 |
0,30 |
0,40 |
0,10 |
0,10 |
- |
- |
- |
- |
0,10 |
- |
- |
- |
|
2000 |
0,20 |
0,60 |
- |
0,10 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
0,10 |
|
2001 |
0,30 |
0,30 |
0,20 |
- |
0,10 |
- |
- |
- |
- |
- |
0,10 |
- |
|
Время |
0-100 |
|
|
Интервал варьирования пс, кол-во мероприятий |
|
|
|
||||||
|
100-200 200-300 300-400 |
400-500 |
500-600 |
600-700 700-800 |
800-900 |
900-1000 |
|||||||
1996 |
0,70 |
0,20 |
|
0,10 |
- |
- |
— |
- |
|
- |
- |
- |
|
1997 |
0,50 |
0,35 |
|
0,10 |
- |
- |
- |
- |
|
- |
- |
- |
|
1998 |
0,60 |
0,20 |
|
0,10 |
0,100 |
- |
- |
- |
|
- |
- |
- |
|
1999 |
0,30 |
0,30 |
|
0,20 |
0,10 |
- |
- |
- |
0,10 |
- |
- |
||
2000 |
0,30 |
0,30 |
|
0,20 |
0,10 |
- |
- |
- |
0,10 |
- |
- |
||
2001 |
0,30 |
0,30 |
|
- |
0,20 |
0,10 |
- |
- |
|
- |
0,10 |
- |
|
Время |
|
|
Интервал варьирования Кс, млн барр. / кол-во мероприятий |
|
|
||||||||
|
0,0-0,05 |
0,05-0,10 0,10-0,15 |
0,15-0,20 0,20-0,25 0,25-0,30 |
0,30-0,35 0,35-0,40 |
0,40-0,45 |
||||||||
1996 |
0,10 |
0,30 |
|
0,10 |
0,10 |
0,10 |
- |
0,20 |
|
— |
0,10 |
||
1997 |
- |
0,10 |
|
0,10 |
0,30 |
0,15 |
0,20 |
0,15 |
|
- |
- |
||
1998 |
- |
0,20 |
|
0,40 |
0,10 |
0,10 |
0,20 |
- |
|
- |
- |
||
1999 |
- |
0,50 |
|
0,30 |
0,10 |
0,10 |
- |
- |
|
- |
- |
||
2000 |
- |
0,50 |
|
0,30 |
0,10 |
0,10 |
- |
- |
|
- |
- |
||
2001 |
- |
0,50 |
|
0,40 |
- |
0,10 |
- |
|
|
- |
- |
Из табл. 5.1 видно, что, начиная с 1996 г., наблюдается законо мерное увеличение значений ис, ZN. В то же время значение Кс уменьшается.
Выполненный корреляционный анализ между пс и ZN показал, что эти величины связаны значимой корреляционной зависимостью:
Z#= 0,061 + 0,117 яс, при г=0,95; tp>t,.
Полненная корреляция обладает одной особенностью, заклю чающейся в том, что не весь диапазон значений одинаково охаракте ризован наблюдениями. В интервале яс от 450 до 800 мероприятий наблюдается область отсутствия значений. В то же время при ис бо лее 800 расположение точек характеризуется другим законом распре деления относительно основного корреляционного поля (рис. 5.1).
Выполненный корреляционный анализ между пс и ZNс Кстакже показал, что корреляция между этими параметрами достаточно сла бая, отрицательная.
Из табл. 5.2 видно, что характер распределения значений ZN, пс и Кс сложен, но в их пределах наблюдаются достаточно выраженные тенденции. По величине ZNв интервале 0-10 млн барр. наблюдается
закономерное во времени снижение частостей, при этом выделются две временные совокупности в интервале 1996-1998 гг., где значения частостей > 0,40; в интервале 1999-2001 гг. - < 0,40. Отметим, что в интервале 10-20 млн барр. значения частот в период 1999-2001 гг. несколько выше, чем за 1996—1998 гг. В интервалах 20-50 млн барр. частоты распределяются достаточно хаотично. Высокие значения ZN (более 80 млн барр.) присутствуют в выборке 1999-2001 гг.
Практически аналогичный характер распределения наблюдает ся по «с, но необходимо отметить, что в интервалах 0-100 и 100-200 значения имеют одну и ту же частость в интервале времени 1998-2001 гг.
Все вышеизложенное, несмотря на высокую значимую связь между ис и ZN, показывает, что рассматриваемые данные обладают высокой степенью неоднородности.
Данное обстоятельство свидетельствует о том, что соотношения между ис и ZN меняются во времени, зависят от особенностей изу чаемых месторождений, и все это необходимо учитывать при по строении статистических моделей. Для обоснования данных положе ний рассмотрим изменение показателя Кспо всем месторождениям за период времени 1996-2001 гг.
Некоторые статистические характеристики Кс по месторожде ниям, а также модели изменения его во времени приведены в табл. 5.3. Из нее видно, что средние значения, а также размах зна чений Кс для месторождений значительно отличаются. Например, среднее значение по Западно-Покамасовскому месторождению зна чительно выше, чем по Локосовскому месторождению. Одновремен но с этим выполненный анализ корреляционных связей изменения Кс во времени показал, что, во-первых, связи обладают не только разной теснотой, но и разнонаправлены (г изменяются от - 0,96 до 0,94). Выполненный анализ уравнений регрессии между Кс и временем Г показывает, что максимальное значение Ксбыло в 1996 г. у СевероПоточного месторождения, затем оно стремительно снижалось по зна чимой зависимости, приведенной в табл.5.3. Кроме этого, значительное
Статистические характеристики коэффициента Кс
Месторождение |
Среднее значение и |
Модель изменения Кс |
|
|
стандартное отклоне |
во времени Г (годы |
|
|
ние - в числителе; |
в интервале 1996-2001) |
|
|
размах значений - |
|
|
Южно-Покачевское |
в знаменателе |
|
|
0,088 ± 0,02 |
#с= - 9,77 + 0,005 Г; |
||
|
0,061-0,108 |
r=0,47; tp<t, |
|
Нивагальское |
|
||
0,161+0,05 |
tfc=45,48 - 0,023 Г; |
||
|
0,108-0,242 |
г=-0,84; tp<t, |
|
Локосовское |
|
||
0,078 ± 0,02 |
#с= - 25,69+ 0,013 Г; |
||
|
0,03 - 0,109 |
г=0,94; tp>t, |
|
Урьевское |
Кс= 7,75 - 0,004 Г; |
||
0,118 ±0,02 |
|||
|
0,102-0,141 |
г=-0,66; tp<t, |
|
Покамасовское |
#0 = -4,42 + 0,002 Г; |
||
0,099 ± 0,05 |
|||
|
0,056-0,172 |
r=0,13; tp<t, |
|
Чумпасское |
|
||
0,224 ± 0,07 |
# с = 69,65 - 0,035 Г; |
||
|
0,147 - 0,308 |
г= - 0,94; tp>t, |
|
Поточное |
|
||
0,097 ± 0,03 |
#с= 11,67-0,006 Г; |
||
|
0,07-0,151 |
г=- 0,65; tp<t, |
|
Лас-Еганское |
|
||
0,143 ± 0,08 |
Кс=52,06 - 0,026 Г; |
||
|
0,065-0,281 |
г= -0,96; tp>t, |
|
Северо-Поточное |
|
||
0,213 ±0,15 |
#с=157,36 - 0,078 Г; |
||
|
0,082 - 0,448 |
—0,93; tp>t, |
|
Западно- |
|
||
0,244 ± 0,05 |
#0= 45,92 - 0,023 Г; |
||
Покамасовское |
0,223 - 0,346 |
г= -0,80; tp<t, |
|
|
|
снижение значений Кс во |
времени наблюдается по Чумпасскому |
и Западно-Покамасовскому |
месторождениям при достаточно силь |
ных обратных корреляционных связях (см. табл. 5.3). Для Нивагальского и Лас-Еганского месторождений также происходит снижение значений Кс во времени, но динамика снижения и теснота связи не сколько ниже, чем у вышеперечисленных месторождений. Для Урьевского и Поточного месторождений уменьшение значений Кс во времени незначительное. Для Локосовского и Южно-Покачевского месторождений связи между Кс и Г положительны, но динамика уве личения значений Кс во времени велика. Для Покамасовского место рождения значение Кс во времени меняется неопределенно. Зависи мость изменения Кс по всем месторождениям во времени имеет сле дующий вид:
Кс=40,76 - 0,020 Г, при г - - 0,41; tp>
Анализ данных, по которым построена обобщенная зависи мость, показал, что значения Кс в 1996 г. имеют максимальный раз мах от 0,03 до 0,448; затем в 1997 и 1998 гг. размах несколько сни зился (0,04-0,31), а за 1999-1998 гг. он еще ниже и практически по стоянен (0,08-0,23). Кроме этого, нами построены зависимости ZN и лс, Кси пс по всем месторождениям по годам (рис.5.2).
Из рис. 5.2, а видно, что наблюдаются достаточно тесные по ложительные связи между Z^H пс. Отметим, что вид связей несколько отличается по годам. Между Кс и пс наблюдаются отрицательные связи, при этом прослеживается особенность, заключающаяся в том, что угол наклона этих связей во времени уменьшается и становится незначительным в 2000 и 2001 гг. (см. рис. 5.2, б).
На рис. 5.3, а приведено изменение величины Ксв зависимости от ZN и пс за различные годы. Выполненный анализ приведенных графиков показывает, что изменение Ксв зависимости от ZNи пс од нонаправленно, но динамика изменения различна. Наиболее сильный наклон линейных поверхностей происходил в 1996 г., затем последо вательно уменьшался два года, а в 1999, 2000 и 2001 гг. был пример но одинаков.
Графики изменения средних значений удельного параметра Кс(рис. 5.3,6) свидетельствуют, что величина ZN, полученная за счет
1988 г. |
2000 г. |
2001 г. |
б
Рис. 5.2. Корреляционные поля между: а - ZNи лс, б - Кси пс