Анализ и промышленная оценка запасов нефти статистическим методом

А.Р. Деряев
Научно-исследовательский институт природного газа ГК «Туркменгаз», г. Ашгабат, Туркменистан
Горная Промышленность №3 / 2025 стр.188-194

Резюме: Исследование проведено с целью изучения возможности использования статистического метода для оценки запасов нефти на примере месторождения Готурдепе. Статистическим методом был проведен анализ объема нефти, добытой из скважин, и определены степень и направление взаимосвязей между переменными с помощью корреляционных таблиц. Чтобы избежать искажений при анализе, для прогнозирования будущих значений использовалось скользящее среднее, позволяющее получить более точные оценки и лучше понять характеристики нефтяного месторождения. Для определения начальных дебитов новых и восстановленных скважин, а также для оценки того, как дебиты новых скважин соотносятся со средним дебитом объекта, и изменения этого соотношения с течением времени разработан график, который позволяет определить динамику изменения дебита новых скважин ставки по отношению к их средней добыче на месторождении. Данные о соотношении дебитов новых скважин на разные даты послужили основой для анализа и прогнозирования их эффективности и вклада в общую добычу. Одним из ключевых выводов исследования является подтверждение важности учета не только текущей добычи, но и прогнозов на будущее. Это помогает оптимизировать разработку месторождения и принимать обоснованные инвестиционные решения. Учитывая сложную геологическую природу региона, использование статистического метода имеет решающее значение для обеспечения точности и достоверности оценок запасов. Этот подход позволяет учитывать такие факторы, как различия в уровнях добычи и геологических характеристиках, и проводить более точные оценки и принимать обоснованные решения в процессе управления добычей нефти. Эффективность использования этого метода была подтверждена при оценке запасов нефти на месторождении Готурдепе.

Ключевые слова: эксплуатация месторождения, извлекаемый запас, геологическая структура, накопленная добыча, экстраполяция, разработка залежи

Для цитирования: Деряев А.Р. Анализ и промышленная оценка запасов нефти статистическим методом. Горная промышленность. 2025;(3):188–194. https://doi.org/10.30686/1609-9192-2025-3-188-194

Информация о статье

Поступила в редакцию: 01.03.2025

Поступила после рецензирования: 10.04.2025

Принята к публикации: 14.04.2025

Информация об авторе

Аннагулы Реджепович Деряев – доктор технических наук, главный научный сотрудник, Научно-исследовательский институт природного газа ГК «Туркменгаз», г. Ашгабат, Туркменистан; e-mail: Адрес электронной почты защищен от спам-ботов. Для просмотра адреса в вашем браузере должен быть включен Javascript.

Введение

Нефтяная промышленность Туркменистана является ключевым сектором его экономики, обеспечивающим значительную часть доходов страны. В условиях стремительного развития технологий и увеличения мирового спроса на нефть обеспечение точной оценки запасов является критически важным для эффективной эксплуатации месторождений [1]. Однако точность оценки запасов нефти может стать вызовом из-за сложности геологической структуры и разнообразия пород, характерных для месторождений Туркменистана.

Без надежной промышленной оценки запасов нефти решения, принимаемые в отношении добычи и разработки месторождений, могут быть недостаточно обоснованными. Недо оценка или переоценка запасов могут привести к неэффективному использованию ресурсов, упущению возможностей для повышения добычи и общему экономическому ущербу для страны. Поэтому существует необходимость в разработке методов оценки, которые будут учитывать специфику геологических условий Туркменистана и обеспечивать более точную оценку запасов нефти.

Исследования, направленные на изучение методов оценки запасов нефти и газа, могут помочь в преодолении недостатков в существующих методах оценки, которые часто не учитывают сложностей геологической структуры и разнообразия пород в конкретном регионе. Точная промышленная оценка запасов нефти и газа является основой для принятия обоснованных решений по разработке месторождений и определению стратегий добычи. Поэтому разработка новых методов, основанных на статистическом анализе данных, может значительно повысить точность и достоверность оценки, что, в свою очередь, способствует эффективному управлению нефтяными ресурсами страны.

Целью данного исследования является проведение промышленной оценки запасов нефти на месторождении Туркменистана с использованием статистического метода. Основные задачи исследования заключались в определении объемов извлекаемых запасов нефти на примере конкретного месторождения, а также выявлении закономерностей и тенденций в процессе его эксплуатации.

Материалы и методы

Исследование по промышленной оценке запасов нефти с помощью статистического метода было проведено на месторождении Готурдепе в Туркменистане [2]. Оно включало в себя комплексный анализ данных о дебитах скважин, сфокусированный на выявлении взаимосвязей между предыдущими и последующими значениями дебитов. Для этого применялись корреляционные таблицы, в которых данные о дебитах каждой скважины разносились и характеризовали ряд распределения значений по интервалам. Это позволило выявить закономерности в добыче нефти и определить характер связей между различными временными точками добычи.

Для сглаживания данных использовалась скользящая средняя, которая рассчитывалась на основе последовательных значений ординат. После этого проводились вычисления антилогарифмов и месячных коэффициентов падения в числах. С целью упрощения последующих расчетов сходные коэффициенты падения дебитов объединялись в три интервала, для каждого из которых вычислялся средний дебит предрасчетного месяца.

Далее для определения извлекаемых запасов нефти производился расчет суммы дебитов. Это включало вычисление суммы месячных среднесуточных дебитов для одной скважины и суммарных остаточных извлекаемых запасов нефти для всего эксплуатационного фонда. Применение такого подхода дало более глубокое понимание характеристик месторождения и позволило более точно определить его потенциал для дальнейшей эксплуатации.

При обосновании коэффициентов нефтеотдачи (извлекаемых запасов) залежей месторождения Готурдепе было решено рассмотреть три основных варианта. Это позволило получить более точные оценки извлекаемых запасов в зависимости от текущего состояния месторождения. В первом случае были рассмотрены только старые скважины, находящиеся в эксплуатации на момент исследования. Во втором случае учитывались как старые, так и возвратные скважины, а в третьем – старые, возвратные и новые (проектные) скважины. Это позволило учесть различные сценарии разработки месторождения и предоставить более полное представление о его потенциале.

Остаточные извлекаемые запасы нефти, которые приходились на возвратные и новые скважины, были определены с использованием тех же коэффициентов падения дебитов, что и для основных скважин. Это обеспечило единый метод анализа и оценки для всех типов скважин, что позволило сравнивать их эффективность и вклад в общий объем извлекаемых запасов.

Начальные дебиты новых и возвратных скважин были определены с использованием следующего подхода. Вначале был построен график поведения среднего дебита одной скважины по годам, что позволило оценить его динамику в течение времени. Затем на этот же график были нанесены дебиты новых скважин, которые были введены в эксплуатацию в разные годы. Далее проводилась оценка степени превышения дебитов новых скважин над средним дебитом объекта и изменения этого соотношения во времени. Это позволило выявить динамику изменений дебитов новых скважин относительно общего среднего их производства на месторождении. Полученные данные о соотношении дебитов новых скважин на различные даты послужили основой для анализа и прогнозирования их эффективности и вклада в общий объем добычи.

Для определения остаточных извлекаемых запасов нефти по существующим возвратным и новым скважинам были вычислены запасы нефти для каждой скважины с учетом их производственной деятельности. Затем эти значения были суммированы для всех возвратных и новых скважин, что дало общий объем остаточных извлекаемых запасов нефти. После этого к полученной сумме была добавлена накопленная добыча нефти, чтобы определить начальные извлекаемые запасы нефти на месторождении. Это позволило учесть как текущую добычу нефти, так и потенциальные запасы, которые могут быть извлечены из существующих и новых скважин в будущем.

Результаты

Статистический метод оценки запасов нефти представляет собой комплексный подход, основанный на тщательном анализе данных о дебитах скважин. Он основан на изучении и обработке информации о динамике дебитов, что позволяет выявить закономерности и характер связи между предыдущими и последующими значениями дебита. Эта связь устанавливается с помощью корреляционных таблиц, которые позволяют прогнозировать будущие дебиты на основе имеющихся данных [3; 4].

Одним из ключевых аспектов статистического метода является экстраполяция данных до конечных условий разработки залежи. Это означает, что на основе имеющихся данных о дебитах строится модель, которая позволяет предсказать дебиты нефти при различных условиях эксплуатации месторождения. Целью такой экстраполяции является определение предельного дебита нефти, то есть такого уровня добычи, который является экономически целесообразным и обеспечивает максимальную эффективность разработки месторождения. При оценке конечной отдачи пластов значение предельного дебита нефти рассчитывается по формуле:

q_эк = (3_p + 3_осн. + 3_Qэк + 3_nQ + 3_cQ_эк + 3_nmQ_эк) / 365H_зам. (1)

где q_эк – предельный дебит скважины, т/сут; 3_p – расходы на содержание и эксплуатацию оборудования скважин, манат/скв.год; 3_осн – основная, дополнительная зарплата и отчисления на соцстрахование, манат/скв.год; 3_s – расходы на энергию, затраченную на извлечение жидкости, манат/т; 3_s – расходы на искусственное воздействие на пласт, манат/м³ воды; 3_s – расходы на сбор и транспортирование нефти, манат/т жидкости; 3_m – расходы на техническую подготовку нефти, манат/т жидкости; Q_эк – годовая добыча жидкости на одну скважину, т; Q_s – годовая закачка воды, м³; H_зам – оптовая (замыкающая) цена предприятия (или мировая) на нефть или предельная себестоимость добычи нефти из малодебитных скважин, манат/т.

Ключевым этапом в оценке запасов нефти методом статистического анализа является определение годовой добычи жидкости на одну скважину [5]. Важно учитывать, что эта оценка базируется на конечной обводненности залежи, которая в данном случае (1) составляет 97%:

Q_эк = 365qk / (1 - 0.97) = 33,3 – 365qk. (2)

Обводненность залежи, т.е. соотношение объема воды к объему нефти, играет существенную роль в определении объемов добычи. 97% обводненности указывает на то, что преобладающая часть содержимого скважины состоит из воды, что существенно влияет на потенциальную добычу нефти. Это означает, что на каждый объем добываемой нефти приходится значительное количество воды, что, в свою очередь, требует применения соответствующих технологий для ее обработки и утилизации [6].

Результаты расчетов, выполненных на основе уравнений (1) и (2), дали возможность определить значение предельного дебита одной скважины на месторождении Готурдепе. Полученные результаты составили – 0,68, 0,66 и 1,23 г/сут соответственно.

Эти значения отражают максимально возможный объем добычи нефти, который может быть достигнут на каждой скважине месторождения при определенных условиях эксплуатации. Однако, следует отметить, что эти цифры подвержены влиянию множества факторов, таких как геологические особенности залежи, технические характеристики скважин и методы добычи, поэтому они требуют дополнительного анализа и интерпретации.

Далее процесс определения извлекаемых запасов нефти статистическим методом подробно исследуется на примере конкретных данных скважин. Для начала данные о дебитах каждой скважины систематизируются в корреляционную таблицу, которая отражает связь между значениями одной переменной в зависимости от интервалов другой переменной. Это позволяет установить закономерности и тренды в динамике добычи нефти на протяжении времени.

Далее, после того как данные о дебитах разнесены по корреляционной таблице, производится ряд расчетов. В частности, вычисляются среднеарифметические значения последующих дебитов, месячный коэффициент падения в логарифмах и его сглаженные варианты как в логарифмах, так и в числах. Месячный коэффициент падения дебита определяется как отношение среднемесячного дебита за последующий период к среднемесячному дебиту за предыдущий период [7].

Для сглаживания динамики добычи нефти используется метод скользящей средней, который направлен на уменьшение влияния случайных колебаний и выявление общих тенденций в изменении дебита скважин. В данном случае сглаживание осуществляется путем вычисления средней величины из 9 последовательных значений ординат. Это означает, что каждое новое значение складывается с восьмью предыдущими, и затем результат делится на 9 [8].

После проведения сглаживания вычисляются антилогарифмы полученных средних значений. Антилогарифмирование необходимо для возвращения к исходным абсолютным значениям дебита. Затем на основе этих значений вычисляются месячные коэффициенты в числах, которые представляют собой отношение среднего дебита текущего месяца к среднему дебиту предыдущего месяца. Для дальнейшего анализа и упрощения последующих расчетов сходные коэффициенты падения дебитов объединяются в три интервала. В каждом из этих интервалов вычисляется средний дебит предрасчетного месяца, что позволяет установить общую тенденцию изменения добычи на протяжении определенного периода времени (табл. 1).

Важным этапом в оценке потенциала месторождения и планирования его дальнейшей разработки является также расчет извлекаемых запасов нефти. Основная цель этого расчета заключается в определении суммарного объема нефти, который может быть извлечен из месторождения до конца работы скважин. Для этого необходимо учитывать как текущие дебиты скважин, так и их динамику изменения во времени:

Q = 30_n K₃ ΣS, (3)

где Q – остаточные запасы нефти; 30 – число дней в месяце; n – количество скважин; K_s – коэффициент эксплуатации; S – сумма месячных среднесуточных дебитов для одной скважины.

Таблица 1 Таблица средних дебитов предрасчетного месяца
Table 1 A table of the average flow rates of the pre-calculation month

Среднесуточный дебит одной скважины по объекту в целом 88,9

Сумма месячных среднесуточных дебитов для одной скважины представляет собой важный показатель, который отражает общую динамику добычи на протяжении определенного временного интервала [9]. Этот показатель является основой для дальнейших расчетов и оценок, связанных с объемами извлекаемых запасов нефти, и вычисляется как:

S = (q_I - q_IIK) q_I / (1-K) , (4)

где q_I – входной дебит (в начале расчетов среднесуточный дебит одной скважины), т/сут; q_i – минимальный (выходной) дебит интервала, т/сут; K – коэффициент падения.

Эта формула позволяет учесть динамику изменения добычи нефти на протяжении времени и получить суммарное значение добычи за весь период работы скважины. Такая оценка позволяет более точно определить потенциал месторождения и принять обоснованные решения по его развитию и эксплуатации [10].

Тогда для первой группы из 29 скважин (см. табл. 1) – для первого интервала дебитов:

S'₁ = (159,9 - 70,8 ⋅ 0,9382) / (1-0,9382) ⋅ 159,9 = 1352,67;

для второго интервала дебитов:

S'₂ = (70,7 - 44,7 ⋅ 0,9453) / (1-0,9453) ⋅ 70,7 = 449,37;

для третьего интервала дебитов:

S'₃ = (44,6 - 0,66 ⋅ 0,9875) / (1-0,9875) ⋅ 44,6 = 3471,47.

Далее определяются остаточные запасы скважин. Это позволяет оценить, сколько нефти может быть добыто из скважин после того, как они уже работали определенное время [11].

В данном случае статистический метод используется для анализа и прогнозирования добычи на основе имеющихся данных и установления общих закономерностей в ее динамике. Так, остаточные запасы будут:

Q₁ = 30 ⋅ 29 ⋅ 0,976 (1352,6 + 449,3 + 3471,4) = 4477664 т.

Аналогично определяется сумма месячных среднесуточных дебитов для следующей группы из 10 скважин и остаточные запасы по ним:

S''₂ = (58,5 - 44,7 ⋅ 0,9453) / (1-0,9453) ⋅ 58,5 = 238,67;

S''₃ = (44,6 - 0,66 ⋅ 0,9875) / (1-0,9875) ⋅ 44,6 = 3471,47;

Q₂ = 30 ⋅ 10 ⋅ 0,976 (238,6 + 3471,4) = 1 086 288 т.

А также для третьей группы скважин:

S'''₃ = (19,1 - 0,66 ⋅ 0,9875) / (1-0,9875) ⋅ 19,1 = 1456,97;

Q₃ = 30 ⋅ 30 ⋅ 0,976 ⋅ 9 = 2 279 741 т.

Таким образом, суммарные остаточные извлекаемые запасы нефти для всего эксплуатационного фонда составят:

Q¹₁ = Q₁ + Q₂ + Q₃ = 6 843 693 т.

При обосновании коэффициентов нефтеотдачи, то есть объема нефти, который можно извлечь из месторождения, становится ясно, что необходимо учитывать различные сценарии разработки. В частности, подход к расчетам для месторождений, которые находятся в длительной эксплуатации и уже имеют разработанный основной фонд, должен отличаться от подхода к расчетам для новых месторождений [12].

В этом контексте проведение подвариантного расчета, аналогичного тому, который применяется для новых залежей, может оказаться нецелесообразным и непродуктивным. В связи с этим в Юго-Западной Туркмении предпочтение отдается использованию статистического метода для обоснования коэффициентов нефтеотдачи в трех различных вариантах разработки до осуществления фактической разработки месторождения.

При определении извлекаемых запасов для ряда подсчетных объектов месторождения Готурдепе были учтены их особенности и различные сценарии разработки. Расчеты проводятся для трех вариантов, каждый из которых учитывает разные условия и факторы, влияющие на добычу нефти:

1. В первом варианте рассматривается сценарий, при котором работают только старые скважины. Это означает, что в расчетах учитывается только существующий основной фонд скважин, который уже находится в эксплуатации. Данный подход позволяет оценить потенциал добычи, основываясь исключительно на уже действующих скважинах, без учета новых проектов или возвратных скважин.

2. Во втором варианте учитываются как старые, так и возвратные скважины. Возвратные скважины – это скважины, которые ранее были закрыты или приостановлены, но вновь введены в эксплуатацию. Этот сценарий позволяет оценить потенциал добычи с учетом возможного возобновления работы ранее неактивных скважин.

3. В третьем варианте учитываются старые, возвратные и новые (проектные) скважины. Этот сценарий предполагает разработку месторождения с использованием всех доступных ресурсов, включая как действующие, так и новые скважины, которые могут быть пробурены в будущем. Такой подход дает наиболее полную картину потенциала месторождения и позволяет оптимизировать стратегию его развития.

Таким образом, проведение расчетов для трех различных вариантов позволяет получить комплексную оценку извлекаемых запасов месторождения Готурдепе, учитывая различные сценарии разработки и потенциальные изменения в составе скважинного фонда. Это помогает принимать обоснованные решения по оптимизации добычи и управлению месторождением.

Определение остаточных извлекаемых запасов нефти, связанных с возвратными и новыми скважинами, производится с помощью тех же методов и коэффициентов, которые применялись при анализе старых скважин. Однако в данном случае особое внимание уделяется учету различий в условиях эксплуатации и характеристик этих скважин.

При расчете остаточных извлекаемых запасов для возвратных и новых скважин также применяются коэффициенты падения дебитов [13; 14].

Эти коэффициенты вычисляются на основе данных о динамике добычи и позволяют прогнозировать изменения в объемах добычи в будущем. Однако при анализе возвратных и новых скважин необходимо учитывать их особенности, такие как глубина залегания, геологические характеристики и технические параметры. Для удобства и точности расчетов данные о дебитах скважин обычно укрупняются в интервалы, что позволяет сгруппировать их по схожим характеристикам. Это упрощает анализ и позволяет получить более надежные прогнозы остаточных извлекаемых запасов для возвратных и новых скважин:

S₁^HB = (88,9 – 70,8 ⋅ 0,9382) / (1 – 0,9382) = 364,17

Для определения начальных дебитов новых и возвратных скважин применяется особый метод, который учитывает динамику их добычи во времени. Вначале строится график, отражающий поведение среднего дебита одной скважины по годам эксплуатации. Этот график позволяет оценить общую тенденцию изменения добычи на протяжении времени (рис. 1). Затем на этот же график наносятся дебиты новых скважин, которые вступили в эксплуатацию в разные годы. Это позволяет оценить, насколько дебиты новых скважин отличаются от среднего дебита объекта и как это соотношение изменяется во времени. Такой анализ позволяет выявить особенности и тенденции в развитии новых скважин и их влияние на общую добычу месторождения. Зная соотношение дебитов новых скважин на любую дату, можно делать выводы о том, какой они вносят вклад в общую добычу и как их динамика изменяется в течение времени.

Применение описанного метода позволяет более точно оценить начальные дебиты новых и возвратных скважин, а также их вклад в общую добычу месторождения. Это важный этап в планировании и управлении добычей нефти, который помогает оптимизировать процесс разработки и максимизировать выработку ресурсов.

Следует отметить, что количество возвратных скважин для исследуемого объекта – 52. С учетом того что существующая сетка эксплуатационных скважин не охватывает полностью тупиковые и застойные зоны месторождения, а также с учетом стратегии оптимизации добычи предполагается необходимость бурения еще 15 дополнительных скважин.

Рис. 1 График сравнения среднесуточных дебитов новой и работающей скважин
Fig. 1 A comparison chart of the average daily flow rates of a new and an operating wells

Этот шаг может быть реализован с целью расширения покрытия месторождения и обеспечения доступа к нефтяным запасам, которые могут находиться в недостаточно исследованных областях. Новые скважины также могут быть ключом к повышению общей производительности месторождения и увеличению его долгосрочной эксплуатации.

Начальный дебит новых и возвратных скважин при этом получен в количестве – 88,9 т/сут.

В то же время по возвратным и новым скважинам остаточные запасы составляют:

S₂^HB = (70,7 – 44,7 ⋅ 0,9453) / (1 – 0,9453) = 70,7 = 449,37;

S₃^HS = (44,6 – 44,7 ⋅ 0,9875) / (1 – 0,9875) = 44,6 = 3471,47.

Остаточные извлекаемые запасы нефти по существующим возвратным и новым скважинам составят:

Q_{ост.изв} = Q¹ + Q^НВ = 15249,4 тыс.т .

Суммируя эти запасы с накопленной добычей нефти, определяют начальные извлекаемые запасы нефти:

Q_изв = Q_{ост.изв} + Q_П.

Данный подход имеет важное значение для планирования дальнейшей разработки месторождения и определения стратегии добычи. Определение начальных извлекаемых запасов нефти является основой для принятия решений по инвестициям в разработку месторождения, а также для оценки его коммерческой ценности. Точность и надежность этой оценки играют решающую роль успешности проекта добычи нефти [15].

Таким образом, применение статистического метода оценки запасов нефти на примере месторождения в Туркменистане позволило провести детальный анализ данных о добыче, выявить тенденции и закономерности в процессе добычи нефти, а также определить начальные дебиты скважин и извлекаемые запасы нефти. Это помогло не только получить глубокое понимание характеристик месторождения, но и разработать стратегии оптимизации процесса добычи. Учет различных сценариев разработки и использование статистических методов обеспечили более объективные и точные результаты, что имеет важное значение для принятия обоснованных решений о дальнейшей эксплуатации месторождения и планирования инвестиций в нефтедобычу.

Для оценки запасов нефти и газа на месторождениях Юго-Западной Туркмении применяются различные методы, включая объемный метод, метод материального баланса и статистический метод. Объемный метод основан на геологических данных и предполагает расчет объема запасов исходя из геометрии и размеров залежи. Метод материального баланса, в свою очередь, использует данные о добыче, внедрении и остаточных запасах для определения изменений в объемах нефти и газа в месторождении со временем [16; 17].

Однако статистический метод представляет собой особый подход, основанный на анализе статистических данных о добыче и прогнозировании добычи в будущем. Этот метод учитывает изменчивость в добыче с учетом временных факторов и позволяет оценить запасы нефти и газа, учитывая различные факторы и особенности. Применение статистического метода в оценке запасов нефти и газа позволяет учитывать разнообразие факторов и обеспечивает точные результаты. Это особенно важно в контексте комплексного и всестороннего анализа месторождений, что делает его одним из основных инструментов при принятии решений о разработке и эксплуатации нефтегазовых месторождений в регионе.

Исследования, посвященные промышленной оценке запасов нефти и газа, являются критически важными в контексте энергетической отрасли, где эти ресурсы играют ключевую роль в мировой экономике. Необходимость таких исследований объясняется не только стремительным и постоянным изменением условий добычи, но и глубоким влиянием, которое они оказывают на экономику, экологию и общественную безопасность.

Оценка запасов нефти и газа является основой для принятия стратегических решений в нефтяной промышленности, таких как планирование добычи, инвестиционные решения и определение стратегий разработки месторождений. Точные и достоверные данные об объемах запасов позволяют компаниям и государствам оптимизировать свою деятельность, минимизировать риски и максимизировать выгоду от использования этих ресурсов.

Подобные исследования являются критически необходимыми для разработки и внедрения инновационных технологий в отрасли. Понимание структуры и характеристик месторождений позволяет разрабатывать более эффективные методы добычи, снижать затраты на производство и эксплуатацию, а также улучшать экологические показатели производства. Они также имеют важное значение для сокращения негативного влияния на окружающую среду и обеспечения устойчивого развития нефтегазовой промышленности.

Это исследование, проведённое на месторождении Готурдепе в Туркменистане, подтвердило эффективность использования статистического метода при оценке запасов нефти. Полученные результаты свидетельствуют о его точности и применимости в сложных геологических условиях.

Таким образом, все подобные исследования играют критическую роль в развитии нефтегазовой промышленности и геологоразведки. Они могут предоставлять ценную информацию о методах оценки запасов нефти и газа, а также о факторах, влияющих на их добычу и эффективность. Проведение таких исследований может позволить разработчикам и инженерам разрабатывать более точные и надежные стратегии добычи и управления месторождениями, что в конечном итоге способствует эффективному использованию энергетических ресурсов и обеспечению энергетической безопасности в целом.

Выводы

Данное исследование позволило изучить возможность использования статистического метода для оценки запасов нефти на примере месторождения Готурдепе в Туркменистане. Анализ данных о дебитах скважин и применение статистического метода в ходе работы позволили выявить важные тенденции и закономерности в добыче нефти, что является ключевым шагом для эффективного управления месторождением.

Одним из основных выводов исследования является заключение о необходимости не только учета текущей добычи, но и прогнозирования добычи в будущем. Это может позволить оптимизировать процесс разработки месторождения и принимать обоснованные решения о дальнейших инвестициях. В процессе исследования было показано, что учет различных сценариев разработки месторождения позволяет получить более полную картину о его потенциале.

Оценка начальных дебитов скважин и извлекаемых запасов нефти также играет ключевую роль в определении эффективности добычи и в планировании дальнейших шагов. Кроме того, было отмечено, что использование статистических методов при оценке запасов нефти обеспечивает точные результаты и позволяет учитывать различные факторы, влияющие на добычу. Это, в свою очередь, помогает уменьшить риски, связанные с оценкой запасов, а также предоставляет возможность повысить точность прогнозов.

В целом, данное исследование подтверждает важность использования статистических методов при оценке запасов нефти на месторождениях Туркменистана, что является критическим аспектом для обеспечения точности и надежности оценки запасов в сложных геологических условиях данного региона. Применение статистических методов позволяет учитывать множество факторов, включая вариации в добыче и геологические особенности, что, в свою очередь, обеспечивает более точные результаты оценки и позволяет принимать обоснованные решения в планировании и управлении добычей нефти в Туркменистане.

Следует учитывать, что данное исследование имело ограниченный доступ к данным о добыче и геологических параметрах месторождения Готурдепе. Эти ограничения могут влиять на обобщение результатов исследования и их применимость к другим месторождениям или регионам. Направления для дальнейших исследований в этой области могут включать анализ эффективности объемного метода и метода материального баланса в сравнении со статистическим методом при оценке запасов нефти на месторождениях Туркменистана. Также важно исследовать возможности комбинированного подхода, объединяющего различные методы, для повышения точности и достоверности оценки запасов. Это может помочь разрабатывать более эффективные стратегии управления добычей нефти и оптимизации использования ресурсов на месторождениях Туркменистана.

Список литературы

1. Деряев А.Р. Регулирование реологических свойств утяжеленных тампонажных растворов при цементировании глубоких скважин в условиях аномально высокого пластового давления. Нефтяное хозяйство. 2024;(5);86–90. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-5-86-90 Deryaev A.R. Regulation of rheological properties of weighted grouting solutions during cementing of deep wells under conditions of abnormally high reservoir pressure. Neftyanoe Khozyaystvo. 2024;(5);86–90. (In Russ.) https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-5-86-90

2. Деряев А.Р. Крепление ствола скважины при пластическом течении солей методом активного сопротивления. Нефтяное хозяйство. 2024;(7):89–93. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-7-89-93 Deryaev A.R. Borehole fastening during the plastic flow of salts using the active resistant method. Neftyanoe Khozyaistvo. 2024;(7):89–93. (In Russ.) https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-7-89-93

3. Huang Y., Li X., Liu X., Zhai Y., Fang F., Guo W. et al. Review of the productivity evaluation methods for shale gas wells. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. 2024;14:25–39. https://doi.org/10.1007/s13202-023-01698-z

4. Xue L., Liu Y., Xiong Y., Liu Y., Cui X., Lei G. A data-driven shale gas production forecasting method based on the multiobjective random forest regression. Journal of Petroleum Science and Engineering. 2021;196:107801. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2020.107801

5. Epelle E.I., Gerogiorgis D.I. A review of technological advances and open challenges for oil and gas drilling systems engineering. AIChE Journal. 2020;66(4):e16842. https://doi.org/10.1002/aic.16842

6. Deryaev A.R. Features of the construction of directed deep wells in Turkmenistan. Italian Italian Journal of Engineering Geology and Environment. 2024;(1):35–47. https://doi.org/10.4408/IJEGE.2024-01.O-03

7. Patzek T.W., Saputra W., Kirati W., Marder M. Generalized extreme value statistics, physical scaling, and forecasts of gas production in the Barnett shale. Energy & Fuels. 2019;33(12):12154–12169. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.9b01385

8. Имангожина З.А. Современное состояние газовой отрасли Республики Казахстан. Вестник университета «Туран». 2021;(1):201–208. https://doi.org/10.46914/1562-2959-2021-1-1-201-208 Imangozhina Z.A. Current state of the gas industry of the republic of kazakhstan. Bulletin of “Turan” University. 2021;(1):201– 208. (In Russ.) https://doi.org/10.46914/1562-2959-2021-1-1-201-208

9. Lee K., Lim J., Yoon D., Jung H. Prediction of shale-gas production at duvernay formation using deep-learning algorithm. SPE Journal. 2019;24(06):2423–2437. https://doi.org/10.2118/195698-PA

10. Ning Y., Kazemi H., Tahmasebi P. A comparative machine learning study for time series oil production forecasting: ARIMA, LSTM, and Prophet. Computers & Geosciences. 2022;164:105126. https://doi.org/10.1016/j.cageo.2022.105126

11. Утеев Р.Н., Марданов А.С., Юсубалиев Р.А., Ергалиев А.А., Ашимов К.Б., Жиенбаев Б.К. Оценка эффективности горизонтальных скважин. Вестник нефтегазовой отрасли Казахстана. 2022;4(1):28–38. https://doi.org/10.54859/kjogi105526 Uteev R.N., Mardanov A.S., Yussubaliyev R.A., Yergaliyev A.A., Ashimov K.B., Zhienbayev B.K. The evaluation of the efficiency of horizontal wells. Kazakhstan Journal for Oil & Gas Industry. 2022;4(1):28–38. https://doi.org/10.54859/kjogi105526

12. Mahmoud A.A., Elkatatny S., Chen W., Abdulraheem A. Estimation of oil recovery factor for water drive sandy reservoirs through applications of artificial intelligence. Energies. 2019;12(19):3671. https://doi.org/10.3390/en12193671

13. Fu Y., Dehghanpour H., Motealleh S., Lopez C.M., Hawkes R. Evaluating fracture volume loss during flowback and its relationship to choke size: fastback vs. slowback. SPE Production & Operations. 2019;34(03):615–624. https://doi.org/10.2118/195595-PA

14. Cao C., Moussa T., Dehghanpour H. Parent well characterization by comparative analysis of initial and second flowback. Paper presented at the SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference and Exhibition, The Woodlands, Texas, USA, January 2023. https://doi.org/10.2118/212368-MS

15. Tamala J.K., Maramag E.I., Simeon K.A., Ignacio J.J. A bibliometric analysis of sustainable oil and gas production research using VOSviewer. Cleaner Engineering and Technology. 2022;7:100437. https://doi.org/10.1016/j.clet.2022.100437

16. Deryaev A. Drilling of directional wells in the fields of Western Turkmenistan. Grassroots Journal of Natural Resources. 2024;7(2):347–369. https://doi.org/10.33002/nr2581.6853.070218

17. Деряев А.Р. Бурение направленной разведочной скважины в мелководье Каспия. Горные науки и технологии. 2024;9(4):341–351. https://doi.org/10.17073/2500-0632-2024-02-217 Deryaev A.R. Directional drilling of an exploratory well in the shallow waters of the Caspian Sea. Mining Science and Technology (Russia). 2024;9(4):341–351. https://doi.org/10.17073/2500-0632-2024-02-217