CC BY
21
Рис. Сопоставление прогнозной и текущей ставок платы за недра
Вышеприведенное свидетельствует о том, что по прогнозной модели можно определить значение ставок платежей за право пользования недрами. Таким образом, построена адекватная статистическая модель прогнозирования ставок платежей за недра по исследуемым месторождениям.
Получено 11.11.2000
УДК 553.8 Д. В. Петров
ООО «ПермНИИИнефп.»
О ВОЗМОЖНОСТИ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ СЕБЕСТОИМОСТИ ДОБЫЧИ НЕФТИ
Рассмотрены критерии, по которым можно определить значение себестоимости добычи тонны нефти. Выявлена значимая корреляционная связь при сравнении расчетной (прогнозной) себестоимости и текущей.
В ОАО «Ноябрьскнефтегаз», которое достаточно длительное время добывает нефть, наблюдается падение уровня добычи, значительное ухудшение горно-геологических условий эксплуатации недр, что ведет к увеличению себестоимости добычи тонны нефти. Кроме того, разрабатываемые нефтяные месторождения значительно отличаются по своим горно-геологическим условиям и по развитию инфраструктуры.
Прогнозирование себестоимости является составной частью планирования промышленного производства. Конечной задачей прогноза себестоимости добычи нефти является обеспечение экономии материально-технических средств и затрат труда.
В связи с этим задача прогнозирования себестоимости заключается в составлении таких моделей, которые бы имели максимально приближенное значение прогнозной себестоимости к текущей на основе учета различных факторов. Данной задаче и посвящена эта статья.
В процессе анализа рассматривались месторождения, находящиеся на балансе ОАО «Ноябрьскнефтегаз», а именно Холмогорское, Карамовское, Крайнее, Муравленковское, Пограничное, Ссв.-Памалияхское, Средне-Итурское, Сугмутское, Умсейское, Вынгапуровское, Вынгаяхинское, Зап,-Ноябрьское и Зап.-Суторминское.
Для нахождения модели необходимо определить, от каких факторов в основном зависит текущая себестоимость, а затем построить прогнозные модели на будущее. Для этого использовались следующие показатели: добыча нефти по месторождению за год (0нв,), ввод новых скважин, эксплуатационное бурение, действующий фонд скважин на конец года, фонд добывающих скважин на конец года, добыча нефти с начала разработки (Он.нач.разр.), обводненность (Щ, темп отбора от начальных запасов, процент отбора от начальных запасов, добыча жидкости по месторождению за год (Ожв<). закачка (2). среднесуточный дебит нефти действующей скважины (<2н,), среднесуточный дебит жидкости действующей скважины (СЬк,), фонд нагнетательных скважин на конец года, себестоимость добычи тонны нефти (С/С) (табл. 1).
С помощью статистической обработки вышеперечисленных показателей была рассчитана корреляционная матрица с целью нахождения факторов, имеющих максимальное влияние на «себестоимость» (табл. 2).
Выполненный анализ показывает, что максимальное влияние на себестоимость оказывают четыре фактора: средний дебит действующей скважины в сутки г = -0,86, ввод новых скважин г = -0,73, обводненность продукции г = 0,72 и эксплуатационное бурение г = -0,67 (рис. 1).
Из рис.1, а, б видно, что эти корреляционные поля делится на две группы и взаимозависимы. По первой группе себестоимость зависит от ввода новых скважин и эксплуатационного бурения (от 231,70 до 442,20 руб/т), по второй группе - нет (хотя себестоимость этой группы имеет большие значения -от 449 до 657,40 руб/т).
Таблица 1
Технологические данные ОАО «Ноябрьскнефтегаз» за 1996 год
Ввод Л'л на Фонд 0„с нач. V, Темп % Ср.деб. Ср.деб. Фонд Себест.
доб.СКВ отб. отбора нефти жидкости иагн.скв
Месторождение {¿„несго. ПОИ.СКВ., ')ксн.бур., КО! 1СЦ года. на конец года, разраб., от нач.згш.. от нач. зап. (¿»всего, Закачка, действ, СКВ., действ. СКВ., на конец года, гек.,
тыс.т шт. тыс.м шт. шт. тыс.т % % тыс.т тыс.м3 т/сут г/сут шт. руб.
1 Холмогорское 948 0 0 307 447 74549 81.7 0,812 63,826 5177 5909 9,24 50,48 73 449,40
Карамовское 442 2 0 163 218 18783 74.9 0,997 42,374 1758 1851 8,78 34,94 53 442,20
Крайнее 321 ! 0 179 261 7406 85,7 1,175 27,103 2240 2208 5,07 35,39 82 657,40
4 л'К'равленког'.скос 3801 12 9 797 1060 66695 81,7_ 3,943 69,181 9413 ¡0756 14,8 36,65 199 362,40
Пограничное 1176 0 0 382 475 . 52418 88,7 1,700 75,749 10384 13319 8?75 77,26 136 545,10
6 Сев.-Памагшяхское 80 0 0 21 28 1036 45,5 3,034 39,287 147 255 9, !2 16,74 9 576,90
7 Средне-Ит^рское 248 17 54 ~' _44 47 430 п 1 6,14 1,414 2,451 264 403 22,95 24,46 6 231,70
[ " Сугмучское 369 58 204 77 81 486 5,74 0,409 0,539 _391 337 23,4 24,83 8 266,80
1 9 V мсейское 181 22 69 28 40 295,2 24,2 2,364 3,856 239 104 23,78 31,36 5 310,60
1 К) ¡Зынпшуровское 2025 30 59 432 626 27601 34 2,840 38,711 3068 7298 15,35 23,25 237 396,60
ч Вьшгаяхинское ' 2156 38 72 34! 606 17806 27,7 Г 2,216 18,302 2981 5848 22,61 31,26 98 295,90
Зап.-Ноябрьское 1589 26 60 248 297 13634 49 4,897 42,014 3116 4200 19,88 38,98 72 297,00
3 Зап.-Суторминское _531 25 69 134 160 2612 43,9 9,614 47,293 946 1138 11,97 21,33 35 296,00
Среднее значение 1066,69 17,77 45,85 242,54 334,31 21827,02 49,90 2,72 36,21 3086,46 4125,08 15,05 34,38 77,92 394,46
Таблица 2
Корреляционная матрица
у.. acero В код НОВ.СКВ. Экепд. бур. Л'„ ни конец года Фонд доб.ска. на конец года нач. разраб. W Í СМИ отб. от нач. зап. отбора от нач. зап. е. всего Закачка Ср.деб. нефти действ. СКВ. Ср.деб. жидк. действ. СКВ. Фонд нагн.ска, на конец года Себест. текущ,
(Л,веего 1,00 0,12 -0,13 0.95 0,95 0,62 0,26 0,17 0,47 0,68 i 0,74 0,11 0,19 0,81 -0,17
Ввод НОВ.СКВ. 1,00 1 0,95 -0,10 -0,06 -0.40 -0,76 0.11 -0,59 -0.35 -0.23 0.78 -0.42 -0,07 -0,73
')кси.6ур. 1,00 -0,29 -6,28 -0,47 -0,77 0,01 -0,65 -0,43 -0,37 0,73 -0,39 -0,29 -0,67
/Ул на конец года 1,00 0,99 0,79 0,50 0,08 0,65 0,83 0,86 -0,15 0,38 0,88 0,05
Фонл доб.ежв.на коп. г. 1,00 0,77 0,46 0,05 0,59 0,79 0,84 -0,12 0,33 0,88 0,05
(Л с нач.разработки 1,00 1 0,67 -0,15 0,79 0,86 0,82 -0,36 0,66 0,63 0,23
IV 1,00 -0,03 0,83 0,69 0,57 -0,83 0,65 0,42 0,72
Темп отб.от нач.зап. МкГ _0,26 -0,05 -0,04 -0,03 -0,27 0,04 -0,27
Уо отбора от начдап. 1,00 0.80 0,74 -0,68 0,61 0,56 0,45
(,'1(!!ССГО 1,00 0,96 -0,33 0,79 0,70 0,27
Закачка 1,00 -0,25 0Т73 0,82 0,22
Ср.деб. нефти дейс.скв. ! 1,00 -0,33 -0,22 -0,86
Ср.деб.жид.дейс.скв. ¡,00 0,30 0,34
Фонд нагн.скв.на кон.г. ¡ 1,00 0,18
СобеСТ. ТС1-'Л'!!(. 1,00
в г
Рис. 1. Корреляционные поля: а- г=-0,73; б- /-=-0,67; в- г=0,72; г- /--0,86
Корреляционные поля на рис.1, в, г не зависимы друг от друга, т.к. видно прямую и обратную связи. На рис.1,в также наблюдается деление поля на две группы: с показателем обводненности меньше 50% и больше.
Далее с использованием корреляционно-регрессионного анализа было рассчитано корреляционное уравнение, в основе которого лежат вышеописанные факторы. Уравнение имеет следующий вид:
С/С = ((-2,07-Ввод.нов.скв)+(0,29-Экспл.бур.)-(0Л94Г>-~-(-2,19-Ср.деб.нефти))+657,25,
характеризуется максимальной связью К = 0,87.
В табл. 3 приведены результаты расчета себестоимости по данному уравнению.
На рис. 2 изображена корреляционная связь себестоимости, полученной в результате расчета, и текущей себестоимости.
Таблица 3 Значения себестоимости, полученные в результате расчета
Себестоим. Себестоим.
Месторождение прогнозная, текущая,
руб/т руб/т
1 .Холмогорское 500,73 449,40
2.Карамовское 504,90 442,20
3. Крайнее 561,53 657,40
4. М^равленковское 393,65 362,40
5. Пограничное 506,88 545,10
6. Сев.-Памалияхское 509,43 576,90
7. Средне-Итурское 286,34 231,70
8. Сутмутское 238,18 266,80
9. Умсейское 264,24 310,60
10.Вынгапуровское 371,56 396,60
11 .Вынгаяхинское 249,19 295,90
12.3ап.-Ноябрьское 308,15 297,00
13.Зап.-Суторминское 434,51 296,00
Грзф** 5
200 Ж' 40С 5<Х; 600 700
Рис. 2. Корреляционная связь прогнозной и текущей себестоимости. Коэффициент корреляции г = 0,87
В результате комплексного анализа показателей, характеризующих технологические и эксплуатационные характеристики месторождений, определены критерии, по которым можно определить значение себестоимости добычи тонны нефти. Это обусловлено достаточно высокими коэффициентами корреляции между параметром «себестоимость» и факторами, выявленными в результате расчета матрицы, а также высоким коэффициентом корреляции при сравнении расчетной (прогнозной) себестоимости и текущей.
. Полученная статистическая модель может быть использована при планировании себестоимости на последующие годы, а также для изменения технологических показателей, позволяющих снизить себестоимость.
Получено 28.11.2000
УДК 550.834
Д.К. Сафин
ОАО НК «ЛУКОЙЛ»
МЕТОДИКА ВЕРОЯТНОСТНО-СТАТИСТИЧЕСКОЙ ОЦЕНКИ КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ЗАЛЕЖЕЙ НА РАЗЛИЧНЫХ СТАДИЯХ ИХ ИЗУЧЕННОСТИ
Построены геолого-математнческие модели прогноза коэффициента извлечения нефти (КИН) для категорий запасов С| и С'г по информативным признакам с учетом характера насыщенности пластов.
Поддержание стабильных уровней добычи во многом зависит от состояния сырьевой базы добывающего предприятия, а также ее резервов. Известно, что за последние годы по всем регионам Западной Сибири значительно ухудшилась структура запасов (категории АВС1 и Сг) и даже ресурсов (категории Сз, Д* и Д2). Это произошло в основном за счет выработки наиболее активной части сырьевой базы и прироста более низких по качеству запасов. В связи с этим весьма актуальной является проблема количественного обоснования КИН с использованием многомерных геолого-статистических моделей. Разработанные статистические модели должны иметь физический смысл и могут быть использованы на разных стадиях освоения месторождений.
Предлагаемые статистические модели определения КИН базируются на материалах, полученных в процессе разработки месторождений Когалымского региона, и дают возможнос ть прогнозирования КИН.
В ряде случаев в задачах геологии удается построить содержательные статистические модели, описывающие причинно-следственные связи геолого-физических параметров. В этом случае даже при наличии влияния множества факторов может быть построена модель для решения задач прогноза, управления и оптимизации. Но, к сожалению, такой вариант наблюдается не всегда. Гораздо чаще строятся модели, в которых устанавливают соответствие
