Сравнение запасов нефти по российской и международной классификациям
..pdfКак и ранее, по имеющимся мероприятиям и полученным в ре зультате их планирования запасам (Z^®) построены статистические модели. Статистическая модель, описывающая взаимосвязь между Инг и ZNB, имеет следующий вид:
Z°NB= -6,81 + 0,288 инг, при г=0,96; tp>t,.
Сопоставление значений и„г и ZNBпо всем данным приведено на рис. 6.7. На рисунке видно, что наличие значимой корреляционной связи в основном обеспечено наличием группирования точек. Первая
Таблица 6.7 Статистические характеристики коэффициента Кт
(перевод скважин на другой горизонт)
|
Среднее значение и стан |
Месторождение |
дартное отклонение - |
в числителе; |
|
|
размах значений - |
Южно-Покачевское |
в знаменателе |
0,156 + 0,05 |
|
Нивагальское |
0,100-0,216 |
0,285 ± 0,05 |
|
Урьевское |
0,174-0,322 |
0,230 ± 0,03 |
|
Чумпасское |
0,170-0,259 |
0,152 + 0,06 |
|
Поточное |
0,077 - 0,228 |
0,215 ± 0,112 |
|
Лас-Еганское |
0,126-0,428 |
0,145 ±0,07 |
|
Северо-Поточное |
0,076 - 0,220 |
0,166 ±0,115 |
|
|
0,068-0,313 |
Модель изменения Кнг во времени
Кнг=50,86 -0,025Г;
г=-0,88; t„> t,
K„r=9,36 - 0,004 Г;
r= —0,15; tp<t, Кнг—26,55+0,013 Г;
r= 0,79; tp<t,
Кнг=66,10 - 0,033 Г;
r= - 0,94; tp>t, Кнг=104,48 - 0,052 Г;
r= -0,86; t„>t, Кнг=64,84 - 0,032 Г;
r= -0,88; tp>t,
К„г= 115,40-0,057 Г;
r=-0,93; tp>t,
группа точек характеризуется значениями по и„г<200 мероприятий при ZNB< 50 млн барр.; вторая группа имеет более высокие значения Янг и ZNB.
Статистические линейные модели для вычисления ZNB по пнг приведены в табл. 6.8. Отсюда видно, что статистически значимые связи между пнг и ZNB получены по Урьевскому, Северо-Поточному месторождениям. При этом отметим, что по последнему эта связь отрицательная. По Нивагальскому, Поточному и Лас-Еганскому ме сторождениям связи между пнг и ZNBположительные, статистически незначимые. Анализ корреляционных полей по Южно-Пока- чевскому, Лас-Еганскому и Северо-Поточному месторождениям по казывает, что значительное ослабление связей обусловлено результа тами работ по первому месторождению в 1996 г., -по второму - в 2001 г., по третьему - в 2000 и 2001 гг.
Z NB
Рис. 6.7. Корреляционное поле между nurnZNB
Модели, построенные по годам, во всех случаях статистически значимы (табл. 6.8), но выполненный анализ угловых и свободных членов построенных уравнений показывает, что уравнения за 1996,
1997, 1998 и 1999 гг. достаточно близки. Уравнения связи между пт и ZNB за 2000, 2001 гг. также очень близки.
Согласно результатам расчетов значений Zm по линейным мо делям построена многомерная модель, имеющая следующий вид:
Zw= 0,145 + 0,874 Z rNB+ 0,636 Z MNB- 0,511 Т V при r=0,99; Fp/F, = 52,2; р< 0,0000.
|
|
|
Таблица 6.8 |
|
Линейные модели для определения доказанных неразбуренных |
||||
запасов (за счет перевода на другой горизонт новых скважин) |
||||
Месторождение |
Модели по место |
Год |
Модели по годам - |
|
рождениям - Z UNB |
Z TNB |
|||
|
|
|||
Южно-Покачевское |
1,03+0,015 инг |
|
||
|
|
|||
|
г = 0,06; tp<t, |
1996 |
Z rNB=-2,21+0,295 инг |
|
Нивагальское |
Z M^B= 9,81+0,263 инг |
|
г =0,99; tp>t, |
|
|
|
|||
|
г = 0,78; tp<t, |
1997 |
Zr/®=—4,71+0,327 nm |
|
Урьевское |
Z% =-11,41+0,316 nm |
|
r = 0,99; tp>t, |
|
|
|
|||
|
г =0,98; tp>t, |
1998 |
Z TNET~4,12+0,323 rtm |
|
Чумпасское |
Z% = 9,04+0,005 nm |
|
r = 0,99; tp>t, |
|
|
|
|||
|
г = 0,12; tp<t, |
1999 |
Z r,v5=_3,14+0,181 nHr |
|
Поточное |
Z MNB= 6,15+0,014 nm |
|
r = 0,98; tp>t, |
|
|
|
|||
|
r = 0,63; tp<t, |
2000 |
Z TNB=-16,21+0,33 n„r |
|
Лас-Еганское |
Z Mws=4,82+0,036 и„г |
|
r = 0,95; tp>t, |
|
|
r = 0,53; tp<t, |
2001 |
Z r^B=—16,15+0,34 Лщ- |
|
Северо-Поточное |
Z*V=9,02-0,015 nm |
|||
|
r = 0,96; tp>t, |
|||
|
г ~ 0,91; tp^tf |
|
|
|
По полученным статистическим моделям выполнены расчеты значений ZNB По данным расчетов вычислены коэффициенты пар ной корреляции между запасами по 5Р£-классификации и запасами, определенными по статистическим моделям. Установлено, что наи
более близкие совпадения с запасами по международной классифи кации получены при использовании многомерной модели (г - 0,99). Результаты сопоставления данных запасов и полученных по стати стическим моделям приведены на рис. 6.8.
Рис.6.8. Сопоставление значений Zm (за счет перевода на другой горизонт новых скважин) по данным M&L с результатами, полу ченными с использованием статистических моделей
Перевод на другой горизонт новых скважин в качестве уплотняющих. Данный вид мероприятий был запланирован компанией M&L на Южно-Покачевском, Нивагапьском, Урьевском, Покамасовском и Поточном месторождениях. Средние значения /Снп макси мальны для Покамасовского, минимальны - для Южно-Пока- чевского месторождений.
Как и при анализе предыдущих вариантов, нами изучено изме нение Кш во времени (табл. 6.9) и установлено, что во всех случаях наблюдается уменьшение этих значений.
Корреляционная зависимость между инп и ZNB, построенная по всем данным, является статистически значимой и имеет следую щий вид:
Z°NB= 0.89 + 0,190 я„п, при r=0,91; tp>t,.
Таблица 6.9
Статистические характеристики коэффициента /Гнп (перевод на другой горизонт новых скважин в качестве уплотняющих)
|
Среднее значение и стан |
Месторождение |
дартное отклонение - |
в числителе; |
|
|
размах значений - |
Южно-Покачевское |
в знаменателе |
0,158 ±0,06 |
|
Нивагальское |
0,066-0,216 |
0,195 ±0,10 |
|
Урьевское |
0,060-0,283 |
0,195 ±0,06 |
|
Покамасовское |
0,084 - 0,250 |
0,423 ±0,19 |
|
Поточное |
0,066 - 0,550 |
0,161 ±0,05 |
|
|
0,100-0,216 |
Модель изменения К„п во времени
К„п=62,05 - 0,031 Г;
г= —0,94; tp>t,
K„„=l 16,97-0,058 Г;
г= -0,74; tp<t,
Кнп= 17,29 - 0,008 Г;
г= —0,25; tp<t, К„„=74,54 - 0,037 Г;
г= -0,36; tp<t, Кнп=56,133 - 0,028 Г;
г= -0,94; tp>t,
Анализ корреляционного поля, приведенного на рис.6.9, по казывает, что при увеличении значений лнп происходит значитель ное увеличение разброса данных ZNB. Поэтому построим и проана лизируем корреляционные модели по месторождениям, а также по
годам (табл.6.10). Несмотря на то, что значения коэффициентов г для моделей, построенных по отдельным месторождениям, доста точно высокие, значимые корреляционные связи отсутствуют. Для моделей, построенных по годам, только в 1996 г. связь статисти чески незначима, в остальных случаях она статистически значима. По значениям пип по вышеприведенным уравнениям регрессии были вычислены значения ZNB• С учетом модельных значений ZNB, а также данных, полученных M&L, построена многомерная мо дель, имеющая следующий вид:
Z \ B= 0,015 + 0,974 Z TNB+ 0,572 Z MNB- 0,513 Z% , при r=0,99; Fp/Ft =96,2; p< 0,0000.
Таблица 6.10 Линейные модели для определения доказанных
неразбуренных запасов (за счет перевода на другой горизонт новых скважин в качестве уплотняющих)
Месторождение |
Модели по месторож |
Годы |
дениям - |
||
|
Z UNB |
|
Южно-Покачевское |
—0,44+0,239 п„п |
1996 |
|
г = 0,76; tp<t, |
|
Нивагальское |
Z UNB- —0,02+0,200 nm |
1997 |
|
r = 0,46; tp<t, |
|
Урьевское |
Z 4HB~ 12,41+0,132 nm |
1998 |
|
r = 0,38; tp<t, |
|
Покамасовское |
Z*NB=3,32+0,183 nH |
1999 |
|
г = 0,51; tp<t, |
|
Поточное |
Z MNB= 0,80+0,053 и„п |
2000 |
|
г = 0,71; tp<t, |
|
|
|
2001 |
Модели по годам -
Z rNB
ZrwB=3,43 + 0,132 лнп
г = 0,90; tp<t,
Z T 1,01 + 0,236 лнп
г = 0,99; tp>t,
Z TNB=0,86 + 0,230 n„„ r = 0,99; tp>t,
Z VNB=0,6S + 0,224 nH r = 0,99; tp>t,
гг Г А Л f) 1 |
Л Л П |
2 дщ-0,38 |
+ 0,248 n„„ |
r = 0,99; tp>t,
Z rNB=-0,09+0,084 „пи r = 0,99; tn>t,
Рис. 6.10. Сопоставление значений ZNB по данных M&L с результатами, полученными с использованием статисти ческих моделей
В дальнейшем модельные значения Zm, вычисленные по ли нейным и многомерным моделям с помощью коэффициентов парной корреляции, сопоставлены с данными по M&L, и установлено, что наилучшие результаты получены при сопоставлении с результатами, полученными по многомерной модели, что хорошо видно на рис. 6.10.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1.Азаматов В.И. Состояние и структура сырьевой базы нефтедобычи НК «ЛУКОЙЛ» / В.И. Азаматов, Д.К. Сафин // Геология, разработка, бурение и эксплуатация нефтяных место рождений Пермского Прикамья. - Пермь, 1999. - С. 107-110.
2.Методология и практика геолого-экономической оценки краевых систем древних платформ (на примере ТиманоПечерской нефтегазоносной провинции) / Аминов Л.З. [и др.]. - СПб.: ВНИГРИ, 2000. - 311 с.
3.Афифи А.А. Статистический анализ. Подход с использо
ванием ЭВМ / А.А. Афифи, С.П. Эйзен. - М.: Мир, 1982. -
С.322-328.
4.Бахитов Р.Р. Принятие решения о выборе инвестицион ного проекта / Р.Р. Бахитов, Н.Ю. Коробейников // Нефтяное хозяйство. - 2001. - №1. - С.34-35.
5.Боярко Г.Ю. Экономика минерального сырья / Г.Ю. Боярко. - Томск: Аудит-Информ, 2000. - 360 с.
6.Волков А.М. Конструктивный подход к построению сис
темы, моделирующей деятельность геолога / А.М. Волков // Применение математических методов и ЭВМ в геологии. - Тю мень, 1988. -С.10-19.
7.Воронин Ю.А. Распознавание образов в вычислительной геологоразведке / Ю.А. Воронин // Методы автоматизированной оценки пористости и водонасьпценности в терригенных коллек торах. - Тюмень, 1987. - С.12-22.
8.Оценка геологического риска при нефтепоисковых рабо тах / В.И. Галкин [и др.]. // Тезисы докл. XXX науч.-техн. конф. горно-нефтяного факультета ПГТУ. - Пермь, 2001. - С.7.
9.Разработка геолого-математических моделей вероятно стной оценки ресурсов категории С3 и анализ результатов про гноза / В.И. Галкин [и др.] // Тезисы докл. XXX науч.-техн. конф. горно-нефтяного факультета ПГТУ. - Пермь, 2001. - С.8.
10.Галкин С.В. Вероятностно-статистическая методика учета рисков поисковых работ при оценках альтернативных ин вестиционных проектов / С.В. Галкин, А.А. Иванов // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 2002. -
№4.-С . 29-34.
11.Глазунов В.Н. Финансовый анализ и оценка риска ре альных инвестиций / В.Н. Глазунов. - М.: Финстатинформ, 1997.- 135 с.
12.Гришин Ф.А. Подсчет запасов нефти и газа в США / Ф.А. Гришин. -М .: Недра, 1993.
13.Оценка промышленных запасов нефти, газа и газокон денсата / Л.Ф. Дементьев [и др.]. - М.: Недра, 1981.
14.Дергачев А.Л. Финансово-экономическая оценка мине ральных месторождений / А.Л. Дергачев, Дж. Хилл, Л.Д. Каза ченко. - М.: Изд-во МГУ, 2000. - 176 с.
15.Дифференциация запасов нефти и газа в неоднородных коллекторах / М.А.Жданов [и др.]. - М.: Недра, 1982. - 176 с.
16.Аудит запасов углеводородного сырья: оценка возмож ностей его проведения российскими консалтинговыми фирма ми / В.Ф. Дунаев [и др.]. // Нефть, газ и бизнес. - 2002. - №2. -
С.19-22.
17.Дэвис Дж. Статистика и анализ геологических данных / Дж. Дэвис. - М.: Мир, 1977. - 572 с.
18.Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов ГКЗ СССР. - М.: Недра, 1984.
19.Клещев К.А. Новый подход к классификации ресурсов углеводородов / К.А. Клещев, Н.А. Крылов, Ю.П. Мирончев // Геология нефти и газа. - 1999. - № 3-4. - С.45-48.
20.Кувыкин Ю.С. Можно и нужно разговаривать на одном языке / Ю.С. Кувыкин, В.В. Власенко, В.И. Азаматов // Нефть России. - 1996. - №7. - С.20-23.
21. Мандрик И.Э. О возможности построения геолого
математических моделей для сопоставления различных класси фикаций запасов на примере месторождений ТПП «Лангепаснефтегаз» / И.Э. Мандрик // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. —2002. - № 8. —С.9-14.
22.Мандрик И.Э. Анализ результатов аудита запасов нефти по месторождениям НК «ЛУКОЙЛ» / И.Э. Мандрик, В.В. Власенко // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО: Сб. трудов третьей научно-практической конференции. - Ханты-Мансийск, 2000. -С . 22-29.
23.Практические аспекты сопоставления классификаций России и США по результатам аудита запасов нефтяной компа нии «ЛУКОЙЛ» / Мандрик И.Э. [и др.] // Современные пробле мы геологии нефти и газа: тезисы междунар. науч. конф. - М., 2001. - С.31-32.
24.Моделевский М.С. Пути совершенствования классифика ции ресурсов нефти и газа: тр. ИГ и Г СО АНСССР / М.С. Мо делевский. - Новосибирск: Наука, 1981.-Вып. 512.-С.132-139.
25. Сопоставление |
классификаций ресурсов |
и запасов нефти |
и газа России и США |
/ Н.Н. Немченко [и др.] |
// Геология нефти |
игаза. - 1986. - №8. - С.20-24.
26.Пирсон Д. Западные оценки запасов нефти и газа /
Д.Пирсон // Нефть, газ и бизнес. - 2002. - №4. - С.38—42.
27.Сафин Д.К. Некоторые результаты аудита запасов нефти и газа ОАО «Западная Сибирь» по состоянию на 01.01.98 г. / Д.К. Сафин // Геология, разработка, бурение и эксплуатация нефтяных месторождений Пермского Прикамья. Выпуск 1. - Пермь, 1999.-С . 115-116.
28.Сафин Д.К. Сырьевая база ОАО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»: состояние и перспективы / Д.К. Сафин // Геология, разработка, бурение и эксплуатация нефтяных месторождений Пермского Прикамья. Выпуск 1. - Пермь, 1999. - С. 111-114.
29.Сафин Д.К. Оценки идентичны, продукция летучая / Д.К. Сафин, В.И. Азаматов, В. Власенко // Нефть России. - 1999. - №4. -С.42-45.
30.Сверчков Г.П. Классификация запасов и ресурсов нефти и газа (анализ состояния спроса и предложения) / Г.П. Сверчков, В.И. Назаров // Геология и геофизика. - Новосибирск: СО РАН, НИЦ ОИГГМ СО РАН, 2000 (т.41).