авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 | 2 ||

«Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное учреждение высшего профессионального образования «Оренбургский государственный ...»

-- [ Страница 3 ] --

1.Для оценки современного состояния ресурсной базы УВ и качества ресурсов предложена и опробована методика, включающая анализ динамики добычи с оценкой степени выработки, проектных и текущих значений КИН, оценку структуры запасов по УВ и НГР, анализ движения запасов категорий С1 и С2, движения, восполнения и подтверждаемости ресурсов категории С3, оценки эффективности ГРР, устойчивости системы НСР и неразведанных ресурсов по области.

2. По данным исследований за последние восемь лет наблюдается рост добычи нефти, снизились темпы падения добычи газа, добыча нефти 22 млн.

т в год - реально достижимая для области. Добыча газа в 2010 году 21млрд.м3. По категории запасов С1 добыча нефти по области составила 10% от общей добычи 2011года, извлекаемые запасы 30% от всех разведанных.

Качество разведанных запасов в области ухудшается, концентрация их неравномерная по площади и разрезу. Степень выработки категорий АВС1 44,6% (нефть+конденсат), по газу - 59,7%, кратность текущих запасов по нефти равна 30 годам ( газа - 42), достигнутый КИН (нефть+конденсат) 0,207, по нефти - 0,200 (проектный - 0,449).

3.Извлекаемые запасы категории С2 в структуре АВСС2 составили 22%, средний утвержденный КИН - 0,368, за период с 2004 по 2011гг. извлекаемые запасы С2 выросли в 2 раза.

4. Детальные исследования и качественная оценка подтверждаемости ресурсов С3 были выполнены в 2011г., коэффициент подтверждаемости составил 0,423, коэффициент достоверности - 0,397. Переоценка и уточнение состояния ресурсов С3 была выполнена в 2008г., где коэффициент подтверждаемости ресурсов С3 по УВ был обоснован 0,27 по 10 летнему периоду.

5. За период с 1969 по 2009гг наблюдалось резкое сокращение (в 20 раз) объемов поисково-разведочного бурения, это привело к снижению восполнения прироста разведанных запасов за счет разведки. Впервые в г. наметилась позитивная тенденция роста ГРР и прироста запасов за счет геологоразведочного процесса, коэффициент компенсации добычи нефти приростом составил 1,24.

6. Степень разведанности НСР по УВ 49,68%, по нефти с конденсатом 44,34%, по газу (вместе с растворенным) 53,54% близка к значениям по России в 40% по УВ. В целом система НСР по УВ в области устойчивая.

7.В результате анализа снижения эффективности ГРР в Оренбургской области, установлено значительное сокращение объемов бурения, что при возрастающей добыче нефти в более 22 млн. т в год неминуемо приведет в течение следующих пяти лет к резкому падению уровня добычи. Необходимо увеличить объемы поисково-разведочного бурения в Бузулукском НГР. В целом область имеет высокой нефтегазовый потенциал при степени разведанности ресурсов нефти 42,5% и обеспеченности запасами добычи лет, но необходима современная оценка структуры ресурсной базы категорий С3Д1Д2 и ее освоение.

РАЗРАБОТКА ГЕОЛОГО-СТАТИСТИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ 4.

НЕФТЯНЫХ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ РАЗВЕДАННЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ЦЕЛЬЮ УЛУЧШЕНИЯ КАЧЕСТВА ПРОГНОЗИРОВАНИЯ РЕСУРСОВ С Прежде чем оценить экономическую значимость ресурсов УВ, необходимо оценить их с геологической точки зрения, перевести в запасы и начать их промышленное освоение. Многоступенчатость, длительность во времени, все увеличивающаяся дороговизна геологоразведочного процесса, сложности с государственными и частными инвестициями в ГРР, являлись основными аспектами процессов, мешающими приросту ресурсов (перспективных, прогнозных и потенциальных). Нужны гибкие действенные программы государства по льготной выдаче лицензий на ГРР по перспективным площадям. На протяжении последних десяти лет Россия (в том числе и Оренбургская область) «проедает» запасы нефти и газа, открытые в СССР, не восполняя их. Прирост перспективных ресурсов С необходим для восполнения запасов категорий С1, С2, стабильной работы нефтегазового комплекса России.

Для наращивания запасов промышленных категорий за счет ГРР (актуальная задача) необходимы перспективные ресурсы нефти и газа С подготовленных площадей, находящихся в пределах нефтегеологического района и оконтуренных методами геолого-геофизических исследований.

Перспективные ресурсы нефти и газа категории С3 являются одним из основных источников подготовки новых разведанных запасов. Состояние этих ресурсов во многом определяются возможности открытия новых месторождений [2]. Двойственный характер ресурсов категории С определяется, с одной стороны, конечным результатом геолого-поисковых работ на стадии подготовки структур к глубокому поисковому бурению, а,с другой,- является важной составной частью сырьевой базы подготовки разведанных запасов [2].

4.1 Разработка геолого-статистических моделей нефтяных пластов Оренбургской области Размеры ресурсов являются определяющим фактором при ранжировании площадей по степени их перспективности для глубокого бурения. При количественной оценке ресурсов категории С3 до появления промышленных притоков УВ для оценки подсчетных параметров используются методы:

аналогии;

косвенных данных;

теоретических геологических и математических оценок. Форма, размер, условия залегания пластов и формирования залежей, как правило, определяются в общих чертах, толщины распространения продуктивных пластов и подсчетные параметры принимаются по аналогии с разведанными месторождениями. Ресурсы категории С3 в действительности при переводе в разведанные запасы характеризуются неполной подтверждаемостью, что является следствием методики оценки. Выполненные исследования в институте ИГиРГИ динамики ресурсов категории С3 с 1970 по 1979гг показали, что в целом по стране (СССР) коэффициент успешности за этот период составил менее 0,4, в 40% нефтегеологических районов коэффициент подтверждаемости не превышал 0,2 [36, 37]. Причин неполной подтверждаемости ресурсов категории С3 много, одной из значимых является неверное прогнозирование фазового состояния УВ, неточное определение подсчетных параметров, значения которых при оценке ресурсов еще не установлены и приняты по аналогии с другими месторождениями [49.50]. Вопрос о необходимости учета прогнозных ресурсов очень важен, но представление об их величине в значительной мере исходит из научных предположений и расчетов.

Несмотря на вероятностный характер прогнозных ресурсов подсчет их необходим, поскольку они служат основой выработки стратегии развития добычи нефти и газа и обоснования долгосрочных программ поисков и разведки месторождений[47] Нефтегазовая ресурсология (термин введен А.Э.Конторовичем, А.Н.Истоминым) в России переживает второе рождение с унификацией терминологии и систематизацией требований к содержанию состава и полноты исходных данных при оценке ресурсов УВ [33]. Решается задача приведения в соответствие унифицированной терминологии с требованиями международной практики. Джордж С. Девис (классик применения статистических методов в геологии) писал: «Многомерные методы являются необычайно мощными, так как они позволяют исследователю работать с большим числом переменных, чем он может осознать сам. Однако они сложны как с теоретической, так и с методологической точек зрения… Тем не менее эти методы кажутся наиболее перспективными и многообещающими в геологических исследованиях». Весь вопрос в том как применять эти методы, чтобы стоимость не превысила эффект их применения.

Особенность геологоразведочного процесса в том, что совокупность выявленных месторождений образует неслучайную выборку из генеральной совокупности всех месторождений области [78].

По всем разведанным продуктивным пластам нефтяных месторождений Оренбургской области обобщен опыт работы автора в подсчете запасов.

Впервые произведена статистическая обработка фактических распределений наиболее значимых для подсчетов запасов подсчетных параметров: средней глубины залегания;

средневзвешенной нефтенасыщенной толщины пластов;

эффективной открытой пористости;

коэффициента нефтенасыщенности;

плотности нефти в стандартных условиях;

усадки нефти (пересчетного коэффициента);

проницаемости и утвержденного КИН по пластам, участкам, куполам месторождений с разведанными запасами нефти, прошедшими государственную экспертизу.

Автором получены единые статистические распределения параметров по восьми группам продуктивных пластов и установлены геолого статистические законы распределения с высокой долей вероятности.

Исходными данными для среднестатистической оценки параметров служили подсчетные планы всех залежей Оренбургской области, статистическая форма отчетности 6ГР (нефть) [51]. Использованные фактические данные утвержденных геолого-промысловых параметров, данные подсчетов запасов по анализам образцов керна, ГИС и ГДИ, использованы все оперативные движения параметров и запасов, числящиеся после утвержденных ГКЗ и ЦКЗ подсчетов запасов с 1967 по 2004гг. [51].

Коэффициенты пористости, нефтенасыщенности в 99% случаев принимались в подсчетах запасов по данным ГИС, плотность нефти в стандартных условиях и пересчетный коэффициент, принятые по исследованиям скважин для условий стандартного и дифференциального разгазирования - в 82%, коэффициент проницаемости – по данным анализов керна, гидродинамическим исследованиям и аналогиям. Коэффициент нефтеизвлечения в большинстве случаев в подсчетах запасов оценен повариантными технико-экономическими, статистическими методами расчетов по апробированным в Оренбургской области методикам.

Результаты оценки параметров и удельных запасов, используемые на территории лицензионных площадей ООО «ГазпромдобычаОренбург» для оценки ресурсов категории С3, могут быть полезны для оценки подсчетных параметров перспективных ресурсов УВ методом аналогии не только в Оренбургской области, используются автором в лекционном курсе по нефтегазопромысловой геологии для студентов в ОГУ.

Статистическое обобщение выполнено для всех залежей нефти по восьми группам комплексов продуктивных пластов девонской и каменноугольной систем:

1) верейского горизонта московского яруса (пласты А1, А2, А3), пласта А башкирского яруса;

2) пластов окского горизонта (О16);

3) пластов бобриковского горизонта (Б2);

4) турнейского яруса (Т13, В13), пластов заволжского горизонта (Зл), фаменского и франского ярусов (Дф12, Дфр13);

5) пластов колганской толщи (Дкт-1, Дкт-2, Дкт-3+4+5);

6) пашийского горизонта (Д0, Д1);

7) старооскольского и воробьевского горизонтов (ДIII, ДIV);

8) афонинского и койвенского горизонтов (ДV, ДVI, ДVII).

Всего по восьми группам в статистической обработке приняли участие 559 пластов, в том числе по первой группе -43, второй -37, третьей -75, четвертой -200, пятой -20, шестой -60, седьмой -73, восьмой -51.

Характеристика фактических распределений представлена следующими параметрами: объемом выборки;

среднестатистическим значением;

дисперсией (рассеиванием);

средним квадратическим отклонением;

вариацией;

коэффициентами асимметрии и сжатия (эксцесс) [14].

Статистическая обработка исходных данных выполнена методом моментов [22].

Оценены и сопоставлены виды средних значений: гармоническое;

геометрическое;

арифметическое (приближенно математическое ожидание);

среднестатистическое, а также наиболее вероятное значение (мода).

Результаты статистической обработки приведены в табл. 4.1.1.

По результатам расчетов модель среднестатистической залежи нефти в карбонатных коллекторах порового типа верейско-башкирских отложений Оренбургской области залегает на глубине 2117м (значение среднее по четырем средним значениям: арифметическому, гармоническому, геометрическому и статистическому), имеет средневзвешенную нефтенасыщенную толщину - 4,6м, принятую эффективную пористость – 16,1%, нефтенасыщенность - 78,4%, плотность нефти в стандартных условиях - 0,852г/см3, пересчетный коэффициент нефти из пластовых условий в стандартные – 0,882, проницаемость порового коллектора 0,139мкм2, средний коэффициент нефтеизвлечения - 0,299. Самый высокий разброс в оценке параметров для моделирования порового нефтенасыщенного объема имеет проницаемость. Среднее гармоническое значение – самое минимальное – 0,0152мкм2, модальное значение-0,213мкм2, среднее арифметическое значение проницаемости по 39 группам определений -0,255мкм2. Коэффициент вариации проницаемости -131,7%.

Среднестатистическая залежь нефти в карбонатных поровых коллекторах окских отложений залегает на глубине 2325м. Залежь имеет средневзвешенную нефтенасыщенную толщину 2,81м, открытую пористость - 12%, нефтенасыщенность -79%, плотность нефти в стандартных условиях - 0,840 г/см3, пересчетный коэффициент -0,900, проницаемость 0,150 мкм2, среднее значение коэффициента нефтеизвлечения - 0,283.

Коэффициент вариации проницаемости - 75%.

По данным расчетов среднестатистическая залежь нефти в терригенных отложениях бобриковского горизонта залегает на глубине 2240 м, имеет средневзвешенную нефтенасыщенную толщину - 2,90 м, открытую пористость -17%, нефтенасыщенность - 85%, плотность нефти в стандартных условиях - 0,860 г/см3, пересчетный коэффициент нефти - 0,900, проницаемость - 0,320 мкм2, среднее значение коэффициента извлечения нефти Самый высокий разброс в оценке параметров для -0,370.

моделирования порового нефтенасыщенного объема имеет проницаемость.

Таблица 4.1.1 - Среднестатистические показатели и виды средних значений параметров продуктивных пластов Статистическая обработка методом моментов Виды средних значений пласты параметры объем средняя Дисперсия Стандартное Вариация акцесс эксцесс среднее среднее среднее ср. среднее мода выборки статист. отклонение гармонич. геометр арифмет статист всего(10-13) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 А1+2+3+ глубина,м 43 2213 405494,9 636,7848 28,7708 1,898683 6,319876 2002 2084 2167 2213 2116,5 ср.эфф.н/н 37 5,46 32,14025 5,6692 103,84 -2,0621 607,7069 3,21 4,07 5,59 5,46 4,6 2, толщина, м отк.пористость 41 0,164 0,000287 0,016937 10,32574 0,213163 -1,05366 0,156 0,16 0,164 0,164 0,161 0, Кнг, доли ед 35 0,779 0,00265 0,051479 6,6096 -3,71013 -6,04835 0,781 0,785 0,789 0,779 0,784 0, плотность нефти 35 0,8504 0,001419 0,037671 4,4296 12,6781 -16,6932 0,851 0,852 0,853 0,8504 0,852 0, ст.усл, г/см пересчетный 35 0,87 0,004846 0,069611 8,0012 -1,78891 -31,4989 0,88 0,886 0,891 0,87 0,882 0, коэффициент,ед проницаемость 39 0,205 0,07313 0,270426 131,746 2,179797 42,68693 0,0152 0,08 0,255 0,205 0,139 0, мкм КИН, доли ед 41 0,318 0,013421 0,115848 36,39104 0,033786 -5,4712 0,264 0,294 0,32 0,318 0,299 0, О1+2+3+4+5+ глубина,м 37 2322,9 28988,31 170,2595 7,3296 -0,05006 -1,25782 2318,7 2325,6 2332,4 2322,9 2324,90 ср.эфф.н/н 37 3,097 1,9926 1,411629 45,576 0,6751 41,546 2,32 2,71 3,11 3,097 2,81 1, толщина,м отк.пористость 37 0,123 0,000197 0,014028 11,445 0,202319 1,751517 0,114 0,118 0,121 0,123 0,12 0, Кнг, доли ед 37 0,784 0,000647 0,025446 3,2459 -1,57469 -8,96617 0,7896 0,791 0,793 0,784 0,79 0, плотность нефти 37 0,8399 0,00047 0.021669 2,57971 22,57232 29,13509 0,8398 0,8401 0,8404 0,8399 0,84 0, ст.усл,г/см пересчетный 37 0,8951 0,00162 0,040255 4,497341 -0,63081 -9,52285 0,8945 0,8955 0,8965 0,8951 0,90 0, коэффициент,д.е д проницаемость 30 0,0344 0,000666 0,025812 75,03379 1,476213 53,539 0,0152 0,0234 0,042 0,5287 0,15 0, мкм КИН, доли ед 30 0,355 0,009829 0,09914 27,93 0,25 10,44 0,2343 0,2607 0,2828 0,355 0,283 0, Продолжение табл. 4.1.1 -. Среднестатистические показатели и виды средних значений параметров продуктивных пластов 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 Б2 глубина,м 75 2262,8 344284,18 586,757 25,93 0,14691 -0,92856 2148,7 2231,1 2316,5 2262,8 2239,8 ср.эфф.н/н толщина,м 59 3,06 2,61936 1,61844 52,9 0,99697 265,305 2,44 2,796 3,31 3,059 2,90 1, отк.пористость 60 0,16 0,000198 0,01408 8,79 -1,32316 -22,97 0,167 0,171 0,174 0,16 0,17 0, Кнг, доли ед 60 0,8385 0,00048942 0,02212 2,6384 -1,28 -17,8357 0,85 0,852 0,8532 0,8385 0,85 0, плотность нефти 60 0,8612 0,0011783 0,03433 3,986 0,87827 6,0509 0,8576 0,8584 0,8592 0,8612 0,86 0, ст.усл,г/см пересчетный 60 0,908 0,00575767 0,07588 8,35675 -1,34784 -13,0497 0,8857 0,8914 0,8962 0,908 0,90 0, коэфф-иент,д.ед проницаемость 60 0,5287 0,281722 0,53078 100,399 1,8208 233,993 0,0699 0,2282 0,4368 0,5287 0,32 0, мкм КИН, доли ед 62 0,3814 0,010796 0,1039 27,2462 -0,14329 1,94246 0,3421 0,3618 0,3792 0,3814 0,37 0, Т1+2+3 Дфр? ДФ глубина,м 200 2320 412200 642,03 27,67362 0,462512 -0,40852 2145,19 2327,701 2320 2264,30 ср.эфф.н/н 144 4,73 8,648 2,9407 62,1648 1,472538 3,03078 3,26 3,975 4,782 4,73 4,19 3, толщина,м отк.пористость 143 0,1184 0,00013505 0,011621 9,93012 0,696519 19,62441 0,08 0,103 0,109 0,1184 0,10 0, Кнг, доли ед 143 0,84066 0,00067491 0,025978992 3,090294 -3,65244 -13,2266 0,85 0,855 0,856 0,84066 0,85 0, плотность нефти 145 0,8565 0,00067218 0,025926454 3,026962 -0,57533 -1,28914 0,86 0,856 0,857 0,8565 0,86 0, ст.усл,г/см пересчетный 144 0,91267 0,0035972 0,0599768 6,571605 -1,14403 -35,2866 0,9 0,905 0,908 0,91267 0,91 0, коэфф.-ент,д.ед 132 0,04212 0,0031258 0,055909 132,7333 1,716337 314,2746 0,01 0,029 0,053 0,04212 0,03 0, проницаемость мкм КИН, доли ед 161 0,3395 0,00804533 0,0896958 26,41924 -0,31619 2,269607 0,300 0,324 0,340 0,3395 0,326 0, Дкт глубина,м 20 3432 12100 110 3,205 -1,19008 1,055529 3572 3598 3629 3432 3557,75 ср.эфф.н/н 17 2,59 1,58477 1,258879 49,19755 0,95066 50,31667 1,82 2,86 3,92 2,59 2,80 толщина,м отк.пористость 17 0,111 0,000083 0,009113 8,2185 -1,42816 -0,24007 0,112 0,114 0,115 0,111 0,113 0, Продолжение таблицы 4.1.1- Среднестатистические показатели и виды средних значений параметров продуктивных пластов 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 Кнг, доли ед 17 0,823 0,00041 0,020245 2,45729 2,204057 -0,69653 0,826 0,828 0,831 0,823 0,827 0, плотность нефти 19 0,8478 0,000751 0,027399 3,23179 11,47156 -24,5052 0,848 0,848 0,849 0,8478 0,848 0, ст.усл,г/см пересчетный 18 0,8177 0,002011 0,044845 5,484559 1,775693 46,32038 0,794 0,8 0,804 0,8177 0,804 0, коэфф. ент,д.ед проницаемость 13 0,03938 0,083314 0,28864 732,8775 1,918806 49,60589 0,014 0,036 0,152 0,051 0, мкм КИН, доли ед 19 0,292 0,009133 0,095567 32,6753 0,139396 -5,43897 0,257 0,276 0,294 0,292 0,280 0, Д0+1 глубина,м 60 2859 329163,9 573,7281 20,0651 0,0552 -0,797 2740 2803 2863 2859 2816,3 ср.

эфф.н/н 58 3,39 7,096611 2,663947 78,4707 2,0601 4,4535 2,13 2,548 3,156 3,39 2,806 1, толщина,м отк.пористость 56 0,1398 0,000658 0,025652 18,3558 1,44 3,0469 0,142 0,144 0,146 0,1398 0,143 0, Кнг, доли ед 52 0,863 0,002431 0,049303 5,71296 -0,1078 -1,011 0,861 0,862 0,864 0,863 0,863 0, плотность нефти 52 0,856 0,000629 0,02508 2,92961 -0,2626 0,2912 0,856 0,857 0,857 0,856 0,857 0, ст.усл,г/см пересчетный 52 0,839 0,009214 0,09599 11,4397 -1,1725 1,7404 0,828 0,836 0,842 0,839 0,836 0, коэфф.-ент,д.ед проницаемость 40 0,182 0,0276 0,166132 91,2816 2,0695 4,3468 0,056 0,111 0,174 0,182 0,131 0, мкм КИН, доли ед 59 0,384 0,011814 0,10869 28,2826 -0,2146 -0,192 0,338 0,364 0,385 0,384 0,368 0, ДIII+ДIV глубина,м 73 3611,1 436230,726 660,47765 18,29016 -0,61513 -0,42604 3487,076 3562,384 3629,041 3611 3572,4 ср.эфф.н/н 64 2,776 4,05129 2,01278 72,50417 1,395235 1,607525 1,819011 2,23928 2,786154 2,776 2,405 толщина,м отк.пористость 64 0,1238 0,00032 0,01789 14,45012 0,302833 -0,40923 0,117375 0,117375 0,121708 0,124 0,120 0, Кнг, доли ед 64 0,8909 0,0016684 0,040845 4,58488 -0,81192 -0,13811 0,891873 0,893094 0,894277 0,891 0,893 0, плотность нефти 64 0,8248 0,00117344 0,034255 4,1534 -0,10816 -1,13147 0,817928 0,818709 0,819488 0,8248 0,820 0, ст.усл,г/см3 0, пересчетный 57 0,709 0,02792539 0,167108924 23,56617 -0,20887 -1,3097 0,625075 0,653266 0,680231 0,709 0,667 0, коэфф-ент,д.ед Продолжение таблицы 4.1.1- Среднестатистические показатели и виды средних значений параметров продуктивных пластов 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 проницаемость 47 0,089 0,0034678 0,058888 66,0888 1,89955 3,979111 0,024 0,057 0,089 0,089 0,065 0, мкм КИН, доли ед 0, 65 0,349 0,01106708 0,105200175 30,14332 -0,09499 0,064782 0,14 0,305 0,342 0,349 0, ДV+ДVI+ДVII глубина,м 51 3776,59 278938,9 528,1466 13,98476 -0,72228 0,86506 3699,594 3745,203 3785,608 3776,59 3751, ср.эфф.н/н 51 4,367 19,24183 4,38655 100,4554 3,998966 19,44243 2,02 2,64 3,71 4,367 3,184 1, толщина,м отк.пористость 49 0,10672 0,00068 0,026079 24,43616 0,896278 0,757735 0,092916 0,097051 0,10153 0,10672 0,100 0, Кнг, доли ед 49 0,8989 0,002077 0,045577 5,07015 -0,75412 -0,25599 0,761579 0,861801 0,888184 0,8989 0,853 0, плотность нефти 49 0,814 0,00098 0,031297 3,84466 0,569677 -0,00347 0,81031 0,811054 0,811806 0,814 0,812 0, ст.усл,г/см пересчетный 49 0,67724 0,024177 0,155488 22,9589 -0,25655 -1,2831 0,597361 0,62594 0,652429 0,67724 0,638 0, коэффиц.,д.ед проницаемость 45 0,08339 0,000963 0,031028 37,209 0,283002 2,21205 0,00407 0,008954 0,02599 0,08339 0, мкм КИН, доли ед 49 0,31357 0,010384 0,1019 32,4967 -0,07195 -0,84117 0,267057 0,289857 0,309592 0,31357 0,295 0, Среднее гармоническое значение -0,0699 мкм2, модальное значение -0, мкм2, среднее арифметическое значение проницаемости по 60 группам определений -0,437 мкм2, по расчетам методом моментов -0,529 мкм2.

Коэффициент вариации проницаемости -100%.

Среднестатистическая залежь нефти в карбонатных поровых коллекторах турнейского и фаменского горизонтов залегает на глубине 2264м. Залежь имеет средневзвешенную нефтенасыщенную толщину – 4,19м, открытую пористость - 10%, нефтенасыщенность -85%, плотность нефти в стандартных условиях - 0,860 г/см3, пересчетный коэффициент - 0,910, проницаемость 0,030 мкм2, среднее значение коэффициента нефтеизвлечения - 0,326. Самый высокий разброс в оценке параметров для моделирования эффективного объема имеет проницаемость. Среднее гармоническое значение -0,010 мкм2, модальное -0,014 мкм2, среднее арифметическое значение по 132 группам значений -0,042 мкм2, среднестатистическое значение, рассчитанное методом моментов -0,053 мкм2. Коэффициент вариации проницаемости -132,7%.

Среднестатистическая залежь нефти в терригенных поровых коллекторах колганской толщи залегает на глубине 3558м. Залежь имеет средневзвешенную нефтенасыщенную толщину 2,80м, открытую пористость - 11,3%, нефтенасыщенность - 82,7%, плотность нефти в стандартных условиях -0,848 г/см3, пересчетный коэффициент -0,804, проницаемость -0,051мкм2, среднее значение коэффициента нефтеизвлечения - 0,280. Коэффициент вариации проницаемости -732,9%. Модальное значение проницаемости -0,826мкм2, среднегармоническое значение -0,014мкм2, среднеарифметическое значение по трем средним -0,051мкм2 при объеме выборки -13 групп случаев. На коэффициент вариации по проницаемости повлияло значение проницаемости по данным анализов керна Дачно Репинского месторождениям, где образцы были отобраны из порово трещинных коллекторов, дали высокие значения проницаемости.

Среднестатистическая залежь нефти в терригенных поровых коллекторах пашийского горизонта залегает на глубине 2816м. Залежь имеет средневзвешенную нефтенасыщенную толщину 2,81м, открытую пористость нефтенасыщенность плотность нефти в -14,3%, -86,3%, стандартных условиях -0,857 г/см3, пересчетный коэффициент -0,836, 0,131мкм2, проницаемость среднее значение коэффициента нефтеизвлечения - 0,368. Самый высокий разброс в оценке параметров для моделирования эффективного объема имеет проницаемость.

Среднее гармоническое значение - 0,056 мкм2, модальное -0,330 мкм2, среднее арифметическое значение по 40 группам значений -0,174 мкм2, среднестатистическое значение, рассчитанное методом моментов - 0, мкм2. Коэффициент вариации проницаемости -91,3%.

Среднестатистическая залежь нефти в терригенных отложениях старооскольского и воробьевского горизонтов залегает на глубине 3572м.

Залежь имеет средневзвешенную нефтенасыщенную толщину - 2,41м, открытую пористость -12%, нефтенасыщенность -89,3%, плотность нефти в стандартных условиях -0,820 г/см3, пересчетный коэффициент -0,667, проницаемость -0,065мкм2, среднее значение коэффициента нефтеизвлечения - 0,284. Самый высокий разброс в оценке параметров для моделирования эффективного объема имеет средневзвешенная нефтенасыщенная толщина пласта. Среднее гармоническое значение - 1,82м, модальное -1м, среднее арифметическое значение по 64 группам значений -2,79м, среднестатистическое значение 2,78м. Коэффициент вариации средневзвешенной нефтенасыщенной толщины - 72,5%.

Среднестатистическая залежь нефти в карбонатных поровых коллекторах афонинского и койвенского горизонтов залегает на глубине 3752м. Залежь имеет средневзвешенную нефтенасыщенную толщину – 3,18м, открытую пористость - 10%, нефтенасыщенность - 85,3%, плотность нефти в стандартных условиях - 0,812 г/см3, пересчетный коэффициент - 0,638, мкм2, проницаемость 0,031 среднее значение коэффициента нефтеизвлечения - 0,295. Самый высокий разброс в оценке параметров для моделирования эффективного объема имеет средневзвешенная нефтенасыщенная толщина пластов. Среднее гармоническое значение -2,02м, модальное -1,4м, среднее арифметическое значение по 51 группам значений 3,71м, среднестатистическое значение, рассчитанное методом моментов 4,37м. Коэффициент вариации средневзвешенной нефтенасыщенной толщины - 100,5%.

4.2 Оценка подсчетных параметров, удельных запасов нефти, проницаемости для улучшения качества прогнозирования ресурсов нефти в Оренбургской области Оценка подсчетных параметров: эффективной пористости;

нефтенасыщенности;

плотности нефти в стандартных условиях для условий дифференциального и ступенчатого разгазирования;

пересчетного коэффициента выполнена по геолого-статистическим моделям, распределение этих параметров по всем группам продуктивных пластов представлено на рис.4.2.1 и 4.2.2 и табл.4.1.1 ( 4.1).

Для оценки анализа чувствительности выполнено ранжирование по степени разброса параметров (коэффициента вариации, %) от минимального до максимального : 1) по плотности нефти в стандартных условиях –от 2,6 до 4,4%;

2) по нефтенасыщенности - от 2,5 до 6,6%;

3) пересчетному коэффициенту - от 4,5 до 23,6%;

4) по глубине залегания продуктивных отложений – от 3,2 до 28,8%;

5) по коэффициенту открытой эффективной пористости –от 8,2 до 24,4%;

6) по средневзвешенной нефтенасыщенной толщине пласта – от 45,6 до 103,8%;

7) по разбросу КИН –от 26,4 до 36,4%;

8) максимальный разброс по проницаемости – от 37,2 до 733%, оценка которой выполнена по результатам анализов керна, гидродинамических исследований оценки проницаемости по всем подсчетам запасов и ТЭО КИН Значения коэффициента вариации параметров по комплексам [5].

продуктивных пластов приведены в табл.4.2.1.

Одним из информативных факторов для метода аналогии является удельная плотность разведанных геологических запасов (в тоннах) на 1м площади нефтеносности.

Удельные запасы разведанных категорий по верейско-башкирским, окским, бобриковским, турнейско-фаменским отложениям, «колганской толщи», пашийского, старооскольского, воробьевского, афонинского и койвенского горизонтов представлены на рис. 4.2.3 и 4.2.4 и согласуются с геологическим строением и нефтегазоносностью Оренбургской области [55].

Полиномиальная линия тренда (рис.4.2.3 и с высокими 4.2.4) коэффициентами корреляции, кроме залежей нефти колганской толщи, позволяет достаточно надежно закладывать в расчеты по оценке перспективных ресурсов категории С3 средние удельные запасы по, вышеперечисленным, отложениям, а также средние подсчетные параметры, что может повысить качество оценки ресурсов категорий С 3, Д углеводородов.

Таблица Вариации разброса подсчетных параметров по 4.2.1 продуктивным пластам, % Пласты условиях, Нефтенасыщенности, доли ед нефтеизвлечения, доли ед коэффициент, доли ед Проницаемость, мкм Пористость, доли ед Глубина залегания Средневзвешенная нефтенасыщенная Плотность нефти в стандартных Коэффициент Коэффициент Пересчетный толщина, м Открытая г/см А 1+2+3+4 10,3 8,0 131, 28,8 103,8 6,6 4,4 36, О1+2+3+4+5+6 7,3 11,4 3,25 75,0 27, 45,6 2,6 4, Б2 25,93 52,9 8,8 2,6 4,0 8,4 100,4 27, Т+Дф+Дфр 27,7 62,2 9,9 3,1 3,0 6,6 132,7 26, Дкт 49,2 3,2 5,5 32, 3,2 8,2 2,5 732, До+1 20,1 78,5 18,4 5,7 2,9 11,4 91,3 28, ДIII+ДIV 18,3 72,5 14,5 4,6 4,2 66,1 30, 23, ДV+ДVI+ДVII 14,0 100,5 5,1 3,8 23,0 32, 24,4 37, Рис.4.2.1- Распределение средних глубин залегания, средней нефтенасыщенной толщины, пористости и нефтенасыщенности по продуктивным пластам Рис. 4.2.2- Распределение плотности нефти в стандартных условиях, пересчетного коэффициента, проницаемости и утвержденного КИН по продуктивным пластам.

Рис.4.2.3- Распределение удельных запасов разведанных залежей московского, башкирского ярусов, окского, бобриковского, турнейского и фаменского горизонтов Рис.4.2.4- Распределение удельных запасов разведанных залежей колганской толщи, пашийского, старооскольского, воробьевского, афонинского и койвенского горизонтов Выводы по четвертой главе:

1. Произведена статистическая обработка методом моментов фактических распределений наиболее значимых для подсчетов запасов параметров по пластам, участкам, куполам месторождений с разведанными запасами нефти.

Оценены и исследованы все виды средних значений и их разброс с целью улучшения качества прогнозирования ресурсов УВ.

2. Разработаны единые геолого-статистические модели и распределения параметров по восьми группам продуктивных нефтяных пластов, установлены геолого-статистические законы распределения с высокой долей вероятности. По продуктивным пластам месторождений Оренбургской области получены распределения наиболее значимых для подсчетов запасов проницаемости, утвержденных КИН и удельной плотности распределения разведанных запасов и других подсчетных параметров, что позволяет проводить более качественную оценку ресурсов С3, которые являются базой для разведанных запасов, геологическим обеспечением разработки нефтяных и газовых месторождений.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ 1.В результате анализа и сопоставления понятий и определений классификаций запасов и ресурсов УВ выявлено их многообразие и неоднозначность. Установлено, что сравнение выработки и представление начальных запасов по отдельным категориям невозможно реализовать на практике в трехмерной геолого-промысловой модели залежи, так как отсутствует информация накопленной добычи по категориям, она дается в целом по разведанным запасам залежи.


2. Автором разработана модель-схема классификации запасов и ресурсов УВ, которая отражает системный подход в нефтепромысловой геологии.

Модель-схема раскрывает внутреннюю структуру, совершенствует ее, дает принципиальное направление путей развития управления запасами и ресурсами УВ на информационном уровне, учитывает этапы поисково разведочного процесса, мониторинга разработки и промышленную значимость, а также степени рисков.

3. Проведен анализ состояния ГРР в Оренбургской области и получены следующие результаты:

-установлены значительные сокращения объемов бурения, что может привести к падению добычи нефти в течение пяти лет при поддержании темпов отборов более 22 млн.т в год;

методика оценки состояния и качества начальных -предложена суммарных ресурсов углеводородов;

-установлена необходимость увеличения объемов поисково-разведочного бурения в Бузулукском НГР и современной оценки структуры ресурсной базы категорий С3,Д1,Д2 и ее освоения в выявленных условиях степени разведанности ресурсов нефти 42,5% и обеспеченности запасами на 30лет.

4. Разработаны геолого-статистические модели по восьми группам продуктивных нефтяных пластов, установлены геолого-статистические законы распределения с высокой долей вероятности. По продуктивным пластам месторождений Оренбургской области получены распределения наиболее значимых для подсчетов запасов проницаемости, утвержденных КИН и удельной плотности распределения разведанных запасов и других подсчетных параметров, что позволяет проводить более качественную оценку ресурсов С3, которые являются базой для разведанных запасов, геологическим обеспечением разработки нефтяных и газовых месторождений.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ:

1. Абрикосов И.Х., Жабрев И.П., Фейгин М.В. К вопросу о классификации потенциальных ресурсов и прогнозных запасов нефти и газа / И.Х.

Абрикосов, И.П. Жабрев, М.В. Фейгин// Нефтегазовая геология и геофизика. 1973.- №6.-С.11-15.

2. Аленин В.В., Крылов Н.А., Мустафинов Р.А. О двойственном характере ресурсов нефти и газа категории С3 / В.В. Аленин, Н.А. Крылов, Р.А.

Мустафинов// Геология нефти и газа.-1984.- №10.-С.23-26.

3. Ампилов Ю.П. Экономическая геология / Ю.П. Ампилов, А.А. Герт.- М.:

Геоинформмарк, 2006.-329с.

4. Арешев Е.Г. Совершенствование классификации запасов и ресурсов нефти и газа – требование времени / Е.Г. Арешев, В.С. Ульянов, В.В. Шелепов, И.С.

Гутман, Е.А. Дьячкова// Нефтяное хозяйство. – 2009.- №9.-С.10-17.

5. Бережная Л. И. Экономическая доминанта новой классификации запасов и ресурсов углеводородов / Л.И. Бережная, Б.Н. Аронштейн, Р.М. Галимзянов, Г.И. Панарина// Геология нефти газа.-2008.-№8.-С.1-5.

6. Берг Ю.А. Регион /Ю.А. Берг// Нефть России. -2011.-№4.-С.39-42.

7. Васильев В.Г. О номенклатуре и классификации залежей и месторождений нефти и газа / В.Г. Васильев, Н.С. Ерофеев, С.С. Коробов, З.Л. Рожков, В.И.

Старосельский// Геология нефти и газа.- 1966.- №6.-С.36-40.

8. Воробьев В.Я., Постнова Е.В., Соловьев Б.А. Оптимизация геолого разведочных работ для поддержания добычи нефти в Волго-Уральском и Прикаспийском регионах / В.Я. Воробьев, Е.В.Постнова, Б.А.Соловьев// Геология нефти и газа.-2012.-№5.-С.81-87.

9. Временная классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, Москва, 2001 (Приказ МПР России № 126 от 07.02.2001).- 3с.

10. Гаврилов В.П. Возможные механизмы естественного восполнения запасов на нефтяных и газовых месторождениях / В.П.Гаврилов// Геология нефти и газа.-2008.-№1.-С.1-7.

11. Гришин Ф.А. Оценка разведанных запасов нефти и газа /Ф.А. Гришин. М.: Недра, 1969.- 248с.

12. Гришин Ф.А. Промышленная оценка месторождений нефти и газа /Ф.А.

Гришин. - М.: Недра, 1975.- 288с.

13. Гришин Ф.А. Подсчет запасов нефти и газа в США / Ф.А. Гришин. - М.:

Недра, 1993.- 343с.

14. Гмурман В.Е. Теория вероятностей и математическая статистика / В.Е.

Гмурман - М.: Высшая школа, 2005.- 404с.

15. Герт А.А. Геолого-экономическая и стоимостная оценка месторождений по новой классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов / А.А. Герт, К.Н. Волкова, Н.А. Супрунчик, П.Н. Мельников// Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. -2008.- №3.- С. 1-9.

16. Герт А.А. Геолого-экономическая и стоимостная оценка месторождений и участков недр, содержащих запасы и георесурсы нефти и газа / А.А. Герт, Н.А. Супрунчик, О.Г. Немова, К.Н. Волкова - Новосибирск: СНИИГГиМС, 2007.-122с.

17. Гомзиков В.К., Фурсов А.Я. Динамика структуры запасов как основа мониторинга разработки нефтяных месторождений / В.К. Гомзиков, А.Я.

Фурсов// Сб.науч.тр. ВНИИнефти. Вып.131.-М.-2005.-С.12-17.

18. Гоч В.П., Кулиниченко В.Л. Теория и методология Со-Творчества/ В.П.

Гоч, В.Л.Кулиниченко// ИД Сфера.- 2007.-144с.

19. Гоч В.П., Худадатова Д.Х, Бабаева Г.К. Причинные аспекты развития живых систем. Причинная экономика / В.П. Гоч, Д.Х. Худадатова Г.К.

Бабаева// Сб.науч.статей, Вып.11.-Севастополь.- 2007.-С.59-67.

20. Давлетшин Р.Б, Дунаев В.Ф. Принципы выделения групп запасов нефти по экономической эффективности их освоения / Р.Б. Давлетшин, В.Ф.

Дунаев// Нефть, Газ и Бизнес.- 2010.- №1.- С.31-40.

21.Двуреченский В.А., Ульянов В.С., Семенович В.В. Классификация ресурсов и запасов нефти, газа, конденсата и попутных компонентов (проект) / В.А. Двуреченский, В.С. Ульянов, В.В. Семенович// Геология нефти и газа. 1994.-№4.-С.26-28.


22. Дементьев Л.Ф., Жданов М.А., Кирсанов А.Н. Применение математической статистики в нефтепромысловой геологии / Л.Ф. Дементьев, М.А. Жданов, А.Н. Кирсанов – М.: Недра,1977.- 253с.

23. Денцкевич И.А., Фатюнина М.В. Противоречия и недостатки в категориях запасов и ресурсов нефти и горючих газов, представленных в новой классификации/ И.А. Денцкевич, М.В. Фатюнина// Геология нефти и газа.-2009.-№5.- С56-58.

24. Донской С.Е. Вернуть геологии ее законное место/ С.Е. Донской// Нефть России. - 2010.- №2.- С.50-55.

25. Дмитриевский А.Н. Фундаментальные исследования в геологии нефти и газа /А.Н. Дмитриевский// Геология нефти и газа.-1997.-№9.-С.4-10.

26. Елисеев С.А. Современная экономика / С.А.Елисеев - М.: ИТК Дашков и К, 2004.-504с.

27. Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа / М.А. Жданов – М.: Недра, 1981. - 300с.

28.Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, ГКЗ СССР, Москва,1984 (Постановление Совета Министров СССР №299 от 08.04.1983). 55с.

29. Инструкция по применению классификации запасов к месторождениям нефти и горючих газов. Инструкция о порядке внесения, содержании и оформлении материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов, представляемых для утверждения в Государственную комиссию по запасам полезных ископаемых при Совете Министров СССР (ГКЗ СССР), М., Недра, 1972.- 64с.

30. Инструкция по учету запасов нефти и горючих газов и составлению отчетных балансов по формам № 6-гр (нефть) и №7-гр (газ), М., Недра, 1985.-93с.

31. Клещев К.А., Крылов Н.А., Мирончев Ю.П. Пути совершенствования классификации и учета ресурсов углеводородов / К.А. Клещев, Н.А. Крылов, Ю.П. Мирончев// Минеральные ресурсы России.-1999.- №1.-С.33-38.

32. Конторович А.Э., Демин В.И., Бакулина Т.Б. Методология и опыт теоретико-вероятностной оценки ресурсов нефти и газа в осадочной оболочке Земли как целостной системы / А.Э. Конторович, В.И. Демин, Т.В.

Бакулина// Геология и геофизика.-1983.-№7.-С. 21-29.

33. Крылов Н.А. Проблемы нефтегазовой ресурсологии / Н.А. Крылов// Геология нефти и газа.-1998.-№10.-С.37-41.

34. Кутеев Ю.М, Савинкова Л.Д. Состояние ресурсной базы углеводородов Оренбургской области/ Ю.М. Кутеев, Л.Д. Савинкова// Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. -2011.- №2.- С. 2-6.

35. Корзун Е.В. Малые независимые компании в России: пакет антикризисных мер/ Е.В. Корзун// Георесурсы.- 2009.- №2.- С.23-26.

36. Конторович А.Э., Коржубаев А.Г., Эдер Л.В. Прогноз глобального энергосбережения: методология, количественная оценка, практические выводы /А.Э. Конторович, А.Г. Коржубаев, Л.В. Эдер// Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. -2006.- №5.- С. 1-11.

37. Коржубаев А.Г., Эдер Л.В. Динамика добычи нефти и конденсата в СССР и в России за 1990-2009г.г. /А.Г.Коржубаев, Л.В. Эдер// Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. -2010.- №3.- С. 1-7.

38. Меркулов С.В. Основные игроки на изменяющемся мировом рынке нефти / С.В. Меркулов// Нефтепромысловое дело.-2007.-№3.-С.-61-71.

39. Мирзаджанзаде А.Х., Шахвердиев А.Х. Динамические процессы в нефтедобыче. Системный анализ, диагноз, прогноз / А.Х. Мирзаджанзаде, А.Х. Шахвердиев. - М.:Наука,1997.- 254с.

40. Мерзляков В.Ф., Савинкова Л.Д. Оптимизация геологоразведочных работ для поддержания уровней добычи нефти на примере Оренбургской области / В.Ф.Мерзляков, Л.Д. Савинкова // Электронный научный журнал //Нефтегазовое дело.-2013.-№1-.С.144-158. Режим доступа к журналу:

http://www.orgbus.ru//autpors/savinkova/eva.1.pdf (в соавторстве).

41. Муслимов Р.Х. Проблемы рациональной разработки нефтяных месторождений и воспроизводства запасов для стабильного развития нефтяной отрасли в рыночных условиях /Р.Х.Муслимов// Георесурсы.-2009. №3.-С.18-22.

42.Методическое руководство по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России, М. ВНИГНИ, 2000.-189с.

43.Методическое руководство по расчету коэффициентов извлечения нефти из недр, РД 39-0147035-214-86, М.,1986.- 322с.

44. Немченко Н.Н. Сопоставление классификаций ресурсов и запасов нефти и газа России и США / Н.Н. Немченко, М.Я. Зыкин, И.С. Гутман, В.И.

Пороскун// Геология нефти и газа.-1996.-№8.-С.20-24.

45. Никитин Ю.И, Остапенко С.В., Щеглов В.Б. Новое направление геолого разведочных работ в Оренбургской области / Ю.И. Никитин, С.В. Остапенко, В.Б. Щеглов// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.-2011.- №11.-С13-18.

46.Назаров В.И., Наливкин В.Д., Сверчков Г.П. Экономическая оценка ресурсов нефти и газа России /В.И.Назаров, В.Д.Наливкин, Г.П.Сверчков// Геология нефти и газа.-1997.-№10.-С.14-25.

47. Орлов В.П. Ресурсный потенциал и государственное регулирование недропользования / В.П.Орлов// Минеральные ресурсы России. Экономика и управление.-2006.- №4.-С. 1-4.

48. Попов А.П., Плесовских И.А., Варламов А.И. Состояние сырьевой базы нефти и газа Российской Федерации / А.П. Попов, И.А. Плесовских, А.И.

Варламов// Геология нефти и газа.-2012.-№5.-С. 4-25.

49. Постнова Е.В. Перспективы развития ресурсной базы добычи углеводородного сырья Волго-Уральской и Прикаспийской нефтегазоносных провинций / Е.В. Постнова, С.Н. Жидовинов, Л.И. Сизинцева, И.В.

Демидова// Геология нефти и газа.-2011.-№1.- С. 12-20.

50. Постнова Е.В., Жидовинов С.Н. Современные тенденции развития ресурсной базы углеводородного сырья и пути повышения результативности геологоразведочных работ в Урало-Поволжском регионе / Е.В. Постнова, С.Н. Жидовинов// Геология нефти и газа.-2008.-№5.-С. 2-10.

51. Пояснительные записки к оперативному движению запасов нефти и газа с 1967 по 2003г.г. месторождений Оренбургской области.

52. Прищепа О.М., Отмас А.А., Куранов А.В. Достоверность оценок перспективных ресурсов углеводородного сырья на подготовленных к бурению объектов / О.М. Прищепа, А.А. Отмас, А.В. Куранов// Минеральные ресурсы России. Экономика и управление.-2011.- №1.-С. 21-26.

53. Проект новой классификации запасов нефти и газа / под руководством Г.А.Габриэлянца (кол. авт., институт ВНИГНИ, НПЦ)// (Приказ МПР от 01.11.2005г №298, регистрация Министерства юстиции РФ за №7296).

54. Поминова В.Ф. Классификация и оценка запасов нефти и газа в зарубежных странах / В.Ф. Поминова. – М., ЦНИИТЭнефтегаз, 1964.- 247с.

55. Пантелеев А.С. Геологическое строение и нефтегазоносность Оренбургской области / под ред. А.С. Пантелеева, колл. авт., ОНАКО// Оренбургское книжное издательство.-1997.-272с.

56 Пантелеев А.С. Геология и эксплуатация нефтяных и газонефтяных месторождений Оренбургской области / под ред. А..С.Пантеева, Н.Ф.Козлова, колл. авт., ОНАКО-сб. науч. тр.-Вып.2-1999.-379с.

Петерсилье В.И., Пороскун В.И., Яценко Г.Г. Методические 57.

рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом / под ред. В.И. Петерсилье, В.И. Пороскун, Г.Г. Яценко// Москва Тверь, ВНИГНИ, НПЦ.- 2003.-261с.

58. Райзберг Б.А, Лозовский Л.Ш., Стародубцева Е.Б. Современный словарь экономических терминов / Б.А. Райзберг, Л.Ш. Лозовский, Е.Б.

Стародубцева. – М.: ИНФА,1999.-479с.

59. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений, РД 153-39-007-96.

Минтопэнерго РФ. М.,ВНИИнефть,1996.-174с.

60. Савинкова Л. Д. Оценка подсчетных параметров и удельных запасов разведанных месторождений нефти Оренбургской области / Л. Д.

Савинкова// Геология нефти и газа. - 2010. -№4.- С.73-83.

61.Савинкова Л. Д. Некоторые экономические и социальные аспекты использования запасов углеводородов /Л. Д. Савинкова// Нефть, газ и бизнес.

-2010. -№6. – С. 6-12.

62. Савинкова Л.Д. Совершенствование классификации запасов и ресурсов нефти и газа в России / Л.Д. Савинкова// Нефть, газ и бизнес. -2010. -№7-8. – С. 21-24.

63.Савинкова Л. Д. Использование запасов углеводородов в России / Л.Д.

Савинкова// Нефть, газ и бизнес. -2010. -№9. – С. 23-30.

64. Савинкова Л. Д. Совершенствование классификации запасов и ресурсов углеводородов в России / Л.Д. Савинкова//

Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. -2010.-№12.- С. 66-70.

65. Савинкова Л. Д. Формирование экономических критериев новой классификации запасов и прогнозных ресурсов углеводородов в России /Л.

Д. Савинкова// Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. -2008. №9.- С. 57-60.

66. Савинкова Л. Д. Проблемы классификации трудноизвлекаемых запасов нефти / Л. Д. Савинкова// Геология и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений Оренбургской области: сб. науч. тр. Вып.2, ОНАКО / Оренбург: 1999. - С. 244-247.

67. Савинкова Л. Д. Особенности классификации запасов и ресурсов углеводородов в России /Л. Д. Савинкова// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. -2010. -№11.- С. 4-9.

68. Савинкова Л.Д. Основные понятия систем управления запасами и ресурсами углеводородов в мире и России /Л.Д. Савинкова// Нефтепромысловое дело. -2011. -№8. - С. 48-50.

69. Савинкова Л.Д. Сопоставимость основных понятий международной системы управления запасами и ресурсами углеводородов и действующей классификации в России /Л. Д. Савинкова// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. -2011.- №5.- С. 4-10.

70. Савинкова Л. Д. Оценка влияния параметров системы разработки на коэффициент нефтеизвлечения/ Л. Д. Савинкова// Геология и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений Оренбургской области: сб. науч. тр.

Вып.3, ОНАКО / - Оренбург: 2001. - С. 181-183.

71. Савинкова Л.Д. Сопоставление систем классификации запасов и ресурсов углеводородов в мире и России/Л.Д. Савинкова// Тезисы докладов на третьей конференции с международным участием в ООО ВолгоУралНИПИгаз, Оренбург, 19-20 мая 2011г.- С.51-53.

72.Савинкова Л.Д. Совершенствование классификации запасов и ресурсов углеводородов в России/Л.Д. Савинкова//Тезисы доклада на четвертой научно-технической конференции с международным участием в ООО «ВолгоУралНИПИгаз», Оренбург, 23-24сентября 2010г.-С.64-66.

73.Савинкова Л.Д. Экономические критерии оценки запасов и ресурсов углеводородов в России/Л.Д. Савинкова//Тезисы доклада на научной конференции с международным участием в ООО «ВолгоУралНИПИгаз»

Оренбург, 26-27 июня 2008г. - С.12-13.

74. Савинкова Л.Д. Совершенствование классификации запасов и ресурсов углеводородов в России /Л.Д. Савинкова// Геология нефти и газа. -2012. -№3.

- С. 69-76.

75. Сахаров А.А. Пути привлечения инвестиций в нефтегазовый сектор Российской Федерации / А.А.Сахаров// Нефтепромысловое дело.-2009.-№6. С.50-54.

76.Статистическая форма отчетности 6ГР (нефть, газ, 2004-2011г.г.) по Оренбургской области 77. Чоловский И.П. Рамочная схема геолого-промысловой классификации сырьевой базы газодобывающей отрасли / И.П. Чоловский, И.С. Гутман, Е.В.

Поротнов, И.П. Жабрев// Геология нефти и газа.-1997.-№4.-С.4-7.

78. Шпильман В.И., Цзинь Чжи Цзюнь Закон распределения выявленных и невыявленных залежей нефти и газа по величине запасов / В.И. Шпильман, Цзинь Чжи Цзюнь// Геология нефти и газа.- 1993.- №11.-С.5-10.

79.Энергетическая стратегия России на период до 2020 года//Прил. к обществ.-дел.журн. «Энергетическая политика», М.ГУ ИЭС, 2003.- 136с.

80. Яртиев А.Ф. Экономическая перспектива развития ресурсной базы Волго Уральской нефтегазоносной провинции / А.Ф. Яртиев// Нефтепромысловое дело.-2007.-№3.-С.-59-71.



Pages:     | 1 | 2 ||
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.