WWW.KONF.X-PDF.RU
БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА - Авторефераты, диссертации, конференции
 

Pages:   || 2 | 3 |

«Разработка метода экспресс-оценки начальных геологических запасов нефти (на примере месторождений Западной Сибири) ...»

-- [ Страница 1 ] --

Российский Университет Дружбы Народов

Кафедра месторождений полезных ископаемых и их разведки им. В.М. Крейтера

Инженерный факультет

На правах рукописи

Котельникова Елена Михайловна

Разработка метода экспресс-оценки начальных геологических запасов нефти

(на примере месторождений Западной Сибири)

25.00.12 – Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Диссертация на соискание ученой степени

кандидата геолого-минералогических наук



Научный руководитель:

доктор технических наук, профессор, Денисов Сергей Борисович МОСКВА – 2015 Содержание Стр.

Введение…………………………………………………………………… 3 Глава 1. Краткие сведения о методах подсчета запасов………………... 9 Глава 2. Факторы, влияющие на погрешность подсчета запасов.

Оценка точности подсчета запасов……………………………………….. 2 Глава 3. Исследование факторов, определяющих удельные запасы нефти……………………………………………………………………….. 30

3.1. Исходные данные для проведения исследований…………… 30

3.2. Зависимость удельных запасов от эффективной нефтенасыщенной толщины……………………………………….. 32

3.3. Зависимость удельных запасов от значений коэффициента пористости…………………………………………………………… 49

3.4. Зависимость удельных запасов от значений коэффициента нефтенасыщенности………………………………………………… 50

3.5. Методика оценки запасов через значения эффективных нефтенасыщенных толщин………………………………………… 52

3.6. Количественная оценка достоверности предлагаемой методики подсчета запасов………………………………………… 58

3.7. Исследование зависимостей удельных запасов от эффективной нефтенасыщенной толщины для разведочных и эксплуатационных скважин………………………………………… 62

3.8. Оценка минимального количества скважин, необходимых для оценки запасов………………………………………………….. 71

3.9. Исследование зависимостей удельных запасов от эффективной нефтенасыщенной толщины в ЧНЗ и ВНЗ…………. 72 Глава 4. Показатель плотности удельных запасов нефти……………….. 78

4.1. Геологический смысл углового коэффициента……………… 78

4.2. Особенности зависимости удельных запасов от эффективной нефтенасыщенной толщины в отложениях разного возраста….. 80

4.3. Особенности зависимости удельных запасов от эффективной нефтенасыщенной толщины в разных фациальных обстановках.. 83 Глава 5. Особенности регионального латерального изменения показателя плотности удельных запасов нефти на площади…………… 89 Заключение………………………………………………………………… 109 Список сокращений и условных обозначений…………………………… 110 Список литературы………………………………………………………… 111 Список иллюстративного материала……………………………………... 117

Введение

Актуальность работы.

Подсчет запасов нефти лежит в основе проектирования разработки нефтяных месторождений. Он необходим для правильной оценки объема и направления капитального строительства на каждом нефтяном промысле.

В современном мире, из всех методов подсчета запасов, наибольшее распространение получил объемно-дифференцированный метод. С одной стороны, он является довольно простым, но с другой стороны, представляет собой сложную и многоплановую задачу, основанную на решении ряда смежных вопросов нефтепромысловой геологии, физики пласта, физики и химии нефти и газа и др.

В настоящее время наиболее популярны два способа подсчета запасов:

1. объемно-дифференцированный метод (построение и перемножение цифровых подсчетных параметров в виде карт 2D).

2. метод на основе цифровых геологических и фильтрационных моделей (3D).

На практике для подсчета запасов, оперативного подсчета, оценки запасов в блоках и в отдельных участках разреза необходимо выполнять трудоемкий комплекс детальных исследований керна, флюидов и др., с целью обоснования методов определения подсчетных параметров. В этой связи остается актуальным вопрос экспресс-оценки запасов с требуемой для практики точностью.

Цель работы.

Разработка метода экспресс-оценки начальных геологических запасов нефти с точностью, сопоставимой с точностью подсчета запасов методами, принятыми ГКЗ [40, 71].

Основные задачи исследования.

1. Анализ факторов, определяющих удельные запасы нефти.

2. Исследование зависимости удельных запасов от составляющих формулы подсчета запасов.





3. Анализ зависимостей удельных запасов от эффективной нефтенасыщенной толщины для разведочных и эксплуатационных скважин, в чистонефтяной (ЧНЗ) и водонефтяной зонах (ВНЗ), в отложениях разного возраста, в разных фациальных обстановках.

4. Разработка методики экспресс-оценки начальных геологических запасов нефти.

5. Оценка достоверности предлагаемой методики подсчета запасов нефти.

Научная новизна.

1. Установлены устойчивые связи удельных запасов с эффективными нефтенасыщенными толщинами для стратиграфических комплексов, фациальных зон продуктивных отложений Западной Сибири, обеспечивающие повышение точности оперативной оценки запасов.

2. Предложена методика оперативной оценки запасов, основанная на создании эталонных зависимостей эффективных нефтенасыщенных толщин от удельных запасов нефти.

3. Разработана методика оперативной оценки запасов при региональных исследованиях на основе нового информативного параметра (показатель плотности удельных запасов) и региональных литофациальных карт.

Методы решения поставленной задачи.

Для выполнения работы с целью выявления главной компоненты, влияющей на величину удельных запасов нефти, был проанализирован фондовый материал более 50 месторождений (~90 залежей нефти) Западной Сибири. Рассмотрены группы пластов разных возрастов, формировавшихся в разных фациальных обстановках, материалы разной статистической представительности.

При анализе фондового материала использовалось специализированное программное обеспечение – MSExcel, Statistica, Corel DRAW, DV-Geo.

Практическая ценность работы.

Методика оперативной оценки запасов, описанная в работе, может успешно применяться на различных стадиях разведки и разработки нефтяных месторождений:

1. На ранней стадии поисков и разведки при региональных исследованиях возможна оценка вероятного количества ресурсов по эталонным зависимостям углового коэффициента, привязанным к литофациальным зонам.

2. На этапе доразведки и при оперативном подсчете запасов – может служить самостоятельным инструментом оценки количества прироста или списания запасов. Для оценки прироста запасов в случае доразведки месторождений необходимо иметь регрессионную зависимость, построенную по ранее пробуренным скважинам, среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины по новым скважинам и прирост площади.

На этапе разработки является простым и достаточно точным 3.

инструментом оперативной инженерной оценки запасов, в пределах кустов, блоков, участков разреза и т.д. При неравномерной изученности объекта, в том числе на плохо разведанных участках разрабатываемых месторождений.

При наличии карт эффективных толщин позволяет без специальных вычислительных процедур оперативно оценить запасы, например, в пределах разбуриваемого куста, участка залежи и т.д.

На этапе оценки запасов участков нераспределенного фонда 4.

перед выставлением их на аукцион.

Предложенные в диссертации методические подходы применялись при совместных работах с Научными центрами повышения нефтеотдачи пластов и мониторинга и проектирования разработки ОАО «ВНИИнефть» для обоснования выбора скважин-кандидатов для проведения геологотехнических мероприятий ГТМ, разработки мероприятий по снижению обводненности продукции, при подготовке проектных документов и техникоэкономического обоснования коэффициента извлечения нефти (ТЭО КИН) ("Дополнение к технологической схеме разработки Западно-Усть-Балыкского месторождения", "ТЭО КИН Тайлаковского месторождения Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа - Югра", "Технологическая схема разработки Ачимовского месторождения" и др.). Работы выполнялись при непосредственном участии диссертанта в лаборатории анализа и разработки месторождений (Научный центр мониторинга и проектирования разработки ОАО «ВНИИнефть»).

Основные защищаемые положения.

1. Метод оперативной оценки запасов нефти, основанный на устойчивых связях удельных запасов с эффективными нефтенасыщенными толщинами, позволяет дать оперативную оценку запасов УВ сырья на различных стадиях поиска и разведки месторождений УВ.

2. Выявленные для территории Среднего Приобья закономерности (эталонные зависимости) изменения состава и строения осадочных толщ на основе разработанного метода, позволяют оперативно оценивать запасы нефти с достаточной для практики точностью, при погрешности относительно принятых ГКЗ РФ методов подсчета запасов не более 15%.

3. Установленная по Среднему Приобью тесная связь значений показателя плотности удельных запасов нефти с условиями осадконакопления и литофациальными зонами позволяет на основе данного показателя проводить прогнозную оценку запасов потенциальных месторождений.

Апробация работы.

Результаты работы представлены на VI Международной научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Молодые - наукам о Земле» (РГГРУ, Москва, 2012). Главные результаты исследования выносились на обсуждение на конференции Инженерного факультета РУДН (2011) и семинарах кафедры Месторождений полезных ископаемых и их разведки РУДН (2011, 2012), семинар в ГКЗ (2011).

Личный вклад автора.

Личный вклад диссертанта заключался в сборе, подготовке, систематизации исходных данных, выполнении обработки статистических массивов, анализе и описании полученных результатов.

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 3 статьи в рецензируемых журналах, рекомендованных ВАК РФ, и одна статья в сборнике тезисов доклада VI Международной научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Молодые - наукам о Земле» (РГГРУ, Москва, 2012).

Структура и объем работы.

Работа состоит из введения, пяти глав, посвященных обоснованию защищаемых положений, и заключения общим объемом 118 печатных страниц, включает 26 рисунков, 8 таблиц и список литературы, состоящий из 71 наименования.

Благодарности.

Автор глубоко признателен и благодарен своему научному руководителю Денисову Сергею Борисовичу за помощь при выполнении исследования, непрерывное научное сопровождение и консультации при выполнении диссертационной работы. Диссертант выражает благодарность сотрудникам кафедры Месторождений полезных ископаемых и их разведки РУДН (Абрамов В.Ю., Дьяконов В.В., Кирюхин Л.Г. и др.) за помощь при постановке задач исследований и анализе их результатов, за знания, полученные в предыдущих этапах образовательного процесса. Также автор благодарен сотрудникам ОАО «ВНИИнефть» (Денисов С.Б., Фурсов А.Я, Евдокимов И.В., и др.) за помощь в решение научных и практических вопросов по теме диссертации.

Глава 1. Краткие сведения о методах подсчета запасов

Для начала, необходимо отметить то, что в природе залежи нефти и газа в основном приурочены к терригенным (песчано-алевритовым) и карбонатным отложениям. Также, выделяются коллекторы, связанные с вулканогенно-осадочными, глинистыми и редко-кристаллическими породами. [4, 61, и др.]. В терригенных коллекторах сосредоточено 58 % мировых разведанных запасов нефти и 77 % газа [69]. Исследования, представленные в диссертации, проводились по материалам месторождений Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. Все рассмотренные месторождения являются нефтяными с терригенным типом коллекторов.

Область исследования залежи пластового типа.

Запасы – это величина выявленных в результате геологоразведочных работ ресурсов нефти в количествах, достаточных для промышленной разработки в настоящем и будущем [32, 58].

Подсчет запасов – это комплекс научных исследований по обобщению данных геологоразведочных, опытных и промышленных работ, выполненных на месторождении, направленный на создание объективных геологических моделей залежей в соответствии со степенью их изученности, на основе которых различными методами определяется количество УВ и содержащихся в них полезных компонентов, а также устанавливается их народнохозяйственное значение [32, 59].

Подсчет запасов нефти лежит в основе проектирования разработки нефтяных месторождений. Он необходим для правильной оценки объема и направления капитального строительства на каждом нефтяном промысле.

На сегодняшний день, оценка запасов и ресурсов нефти может быть осуществлена с использованием вероятностного или детерминистского метода [48, 57].

Детерминистский метод. «Оценка по детерминистскому методу представляет собой выбор единичного дискретного сценария в рамках диапазона значений, которые могут быть получены в результате вероятностного анализа» [57]. Другими словами, данный метод основан на известных геологических, экономических и инженерных данных. Для определения начальных геологических запасов и ресурсов используются следующие параметры: площадь, эффективная нефтенасыщенная толщина, пористость, нефтенасыщенность, объемный коэффициент нефти. Результатом подсчетов является единственное значение объема извлекаемых запасов или ресурсов.

Вероятностный метод. «При использовании вероятностного метода определяется статистическое распределение, включающее весь диапазон возможных значений по каждому исходному параметру.

Затем из полученных распределений может быть сделана случайная выборка (как правило, при помощи программного обеспечения моделирования по методу Монте-Карло) с целью расчета полного диапазона значений (и их распределения) возможных величин объемов извлекаемых запасов или ресурсов» [57]. Иначе говоря, вероятностный метод – это статистический анализ известных геологических, экономических и инженерных данных, при котором оценка запасов и ресурсов осуществляется по непрерывным кривым распределения.

Главное отличие этих методов заключается в том, что в результате детерминированного подхода получают единственное ("точечное") значение запасов или ресурсов, а при вероятностном – интервал возможных значений запасов или ресурсов. В России, как правило, принято использовать детерминистский подход, являющийся более понятным, но не гарантированно «идеальным» или стопроцентно точным. Значительный интерес к вероятностному методу возник в конце двадцатого века, когда увеличился спрос на геолого-экономическую оценку залежей нефти на начальных стадиях изучения, выполняемой в условиях дефицита геологогеофизической информации [52].

Переход к широкому применения вероятностных методов при оценке запасов связан в первую очередь с широким внедрением ЭВМ и увеличением их производительности, что в свою очередь сделало возможным обработку больших объемов информации в краткие сроки при допустимых ценах.

Соответственно были созданы пакеты программ для проведения этих исследований.

Анализ многочисленных методических рекомендаций, книг и справочной литературы [1,5,7,8,11,14,17,20,24,30,40,51,53,54,57,58,59,66,67, 70 и др.], позволяет выделить следующие методы подсчета запасов нефти и газа:

при подсчете запасов нефти:

1) объемный;

2) объемно-дифференцированный

3) отдача с 1 га или с 1 м2;

4) объемно-генетический;

5) статистический, или кривых эксплуатации;

6) материального баланса;

7) карт изобар;

при подсчете запасов газа:

1) объемный;

2) по падению давления;

3) материального баланса;

4) карт изобар [11].

Для подсчета запасов углеводородов во всех нефтегазодобывающих странах мира применяется несколько основных методов: объемный, статистический, материального баланса. Их выбор определяется объемом и видом имеющейся информации. В некоторых случаях, помимо основных методов для подсчета запасов УВ могут использоваться и другие, имеющие меньшее применение.

В настоящее время все методы подсчета запасов в той или иной мере реализованы на ЭВМ. Анализ этих программных комплексов выходит за рамки данной работы.

Перед тем как рассмотреть более подробно основные методы подсчета запасов, обратимся к основным событиям истории их возникновения и применения.

Краткий исторический обзор Впервые подсчет запасов нефти объемным методом в 1888 г. выполнил горный инженер А.М. Коншин [14]. В его работе отражены результаты подсчета по Ильскому и Крымскому районам Кубани. Второй подсчет запасов был выполнен тем же автором по старым Бакинским площадям. В этом подсчете впервые в мировой практике была применена статистика, а сам метод, основанный на ее использовании, впоследствии В.В. Билибиным был назван статистическим [14].

Среди работ начала 20 века следует отметить подсчет запасов объемным методом по Грозненскому району, выполненный И.Н. Стрижевым (1905 г.), и подсчет запасов тем же методом по Грозненскому и Майкопскому районам, осуществленный С.И. Чарноцким в 1916 – 1917 гг. и опубликованный в 1922 г. В последствии работы по подсчету запасов в нашей стране стали проводиться систематически.

В 1928 – 1932 гг. произошли заметные изменения в области развития и совершенствования методов подсчета запасов. Проводились многочисленные конференции по этой тематике под общим руководством С.И. Миронова. В результате был усовершенствован объемный метод, и создан его объемностатистический вариант. В тот период разработка залежей велась на естественном режиме, поэтому наиболее точным считался метод подсчета запасов по кривым производительности.

В послевоенные годы развитие объемного метода шло по пути совершенствования методик определения параметров, создания новых методов промыслово-геофизических исследований и т.п. Одновременно в практику подсчета запасов стали внедряться методы, основанные на принципе материального баланса. В значительной мере этому способствовала публикация работ М.А. Жданова в 1949 г. и В.Н. Щелкачева в 1952 г. Эти методы широко применялись в тех районах, где геологи столкнулись с коллекторами сложного типа (на месторождениях Грозного, Ставропольского края, Украины).

В 1962 г. большим коллективом геологов (Н.И. Буялов, В.Г. Васильев, Н.С. Ерофеев и др.) были проведены работы, результатом которых стало объединение всех имеющихся сведений в области методов прогнозирования запасов нефти и газа. Это сыграло огромную роль в постановке работ по подсчету прогнозных запасов во всем мире, а также последующему совершенствованию классификаций и методов подсчета.

70-е годы характеризуются дальнейшим развитием методов подсчета запасов нефти, газа и конденсата. Совершенствование объемного метода осуществлялось в направлении повышения достоверности определения отдельных параметров. Появились новые, более информативные методы промыслово-геофизических исследований. Подсчет запасов нефти и газа объемным методом на ЭВМ становится обычным явлением.

Определенный прогресс наметился в практике подсчета запасов нефти и газа методами, основанными на принципе материального баланса.

Вступление многих залежей в старых нефтяных районах страны в позднюю стадию разработки стимулировало развитие статистических методов по данным разработки залежей в поздней стадии.

До 1985 года вопросы подсчета запасов и оценки ресурсов рассматривались в отдельных разделах учебников М.А. Жданова «Промысловая геология нефти и газа», «Нефтегазопромысловая геология»;

«Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа». А в 1985 году в связи с необходимостью более полного освещения методов подсчета запасов и оценки ресурсов нефти и газа был издан первый учебник по подсчету запасов нефти и газа - И.С. Гутман «Методы подсчета запасов нефти и газа» [5, 14, 24].

Основные методы подсчета запасов и их особенности

А теперь рассмотрим более подробно сами методы:

Объемный метод В современном мире, из всех методов подсчета запасов, наибольшее распространение получил объемный метод. Он применяется на всех стадиях изучения геологического строения месторождения, при любом режиме работы нефтяного пласта, и является достаточно эффективным [24, 67].

Загрузка...

Метод позволяет оценить запасы нефти, с различной степенью точности, в зависимости от полноты и качества исходной геологической информации.

Объемный метод подсчета запасов нефти основан на определении геометрических размеров залежи, емкости пустотного пространства, степени насыщения его нефтью и параметров, учитывающих перевод нефти из пластовых условий в поверхностные [8].

Сущность объемного метода заключается в определении массы нефти или объема свободного газа, приведенных к стандартным условиям залегающих в пустотном пространстве пород-коллекторов [40].

Запасы нефти считаются по формуле [5, 7, 24, 40 и др.]:

Q Shэф.н kп kн, (1.1) где:

Q – геологические запасы в стандартных условиях, т;

–  –  –

hэф.н – эффективная нефтенасыщенная толщина, м;

k п – коэффициент открытой пористости, доли ед.;

k н – коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.;

– пересчетный коэффициент доли ед.;

– плотность нефти в стандартных условиях, т/м3.

Обычно запасы представляются в тыс.т.

Основные принципы подсчета запасов объемным методом, способы и приемы обоснования подсчетных параметров достаточно подробно изложены в специальной литературе, периодических изданиях, руководствах и учебных пособиях (труды В.В. Билибина, многочисленные работы М.А.Жданова, исследования Ф.А. Гришина, В.Р. Лисунова, В.С. МеликПашаева, М.Н. Кочетова, и другие).

Особенности метода. С одной стороны, объемный метод является довольно простым, но с другой стороны, представляет собой сложную и многоплановую задачу, основанную на решении ряда смежных вопросов нефтепромысловой геологии, физики пласта, физики и химии нефти и газа и др. Основные проблемы объемного метода заключаются в своевременном выявлении особенностей геологического строения залежи и объективном определении параметров, характеризующих объем пустотного пространства, насыщенного нефтью или свободным газом [7, 14].

Довольно часто возникает необходимость ввода нефтяных залежей в разработку после весьма непродолжительной их пробной эксплуатации, в процессе которой не отмечается заметного снижения пластового давления и изменения физических параметров жидкости и газа, содержащихся в пласте.

В таких случаях объемный метод оказывается единственно возможным для подсчета запасов, не говоря уже о том, что только этот метод можно использовать для оценки перспективных запасов.

Метод материального баланса – используется в основном при подсчете запасов газа, а также запасов нефти в случае трещиноватых коллекторов, когда невозможно определить объем пор.

В основе метода материального баланса лежит закон сохранения материи, который применительно к залежам углеводородов формулируется следующим образом: количество УВ, находящихся в залежи до начала разработки, равно количеству извлеченных и оставшихся в залежи УВ на любую произвольную дату разработки [5, 59]. Таким образом, метод материального баланса основан на принципе равенства количества извлеченных и оставшихся в залежи запасов их первоначальному количеству.

Qн0 = Qн + Qн.ост = const, (1.2) где:

Qн0 – объем УВ, содержащихся в залежи до начала ее разработки;

Qн – объем УВ, извлеченных из залежи;

Qн. ост – объем УВ, оставшихся в залежи на любой момент разработки.

Принцип метода материального баланса заключается в равенстве количества извлеченных и оставшихся в залежи пластовых флюидов первоначальному их количеству [8].

Значительную роль в разработке методов, основанных на принципе материального баланса, сыграли, Ф.А. Гришин, В.М. Добрынин, М.А.Жданов, В.Н. Майдебор, В.Н. Щелкачев и др. Как отмечает Ф.А.Гришин, различия методов, основанных на принципе материального баланса, обусловлены режимами работы залежей [14].

Особенности метода. Достоверные результаты при подсчете запасов методами материального баланса могут быть получены при условии, если в процессе перераспределения пластового давления вовлечен весь объем залежи, а значения пластового давления и других параметров, входящих в формулу подсчета запасов, являются представительными и характеризуют всю залежь в целом.

В зависимости от режимов работы (упругий, упруговодонапорный, смешанный) и условий разработки залежи можно выделить различные методы материального баланса. Каждый режим проявляется при различных видах пластовой энергии, которые зависят от характеристик залежи [5].

Статистический, или кривых эксплуатации (метод кривых) Принципы статистического метода подсчета запасов основаны на использовании графических и аналитических зависимостей, характеризующих прошедший период разработки нефтяной залежи, и экстраполяции этих зависимостей на будущее время до конечных условий разработки залежи. При этом под конечными условиями разработки залежи понимается такая минимальная величина добычи нефти из залежи, которая экономически целесообразна. Она выражается либо значением минимальной рентабельной добычи (экономическим пределом разработки, если изучается по залежи в целом), либо минимальным рентабельным дебитом (если имеется ввиду отдельная скважина) [5].

Особенности метода. Статистический метод применяется для эксплуатируемых месторождений при наличии устойчивых данных по динамике добычи и экстраполяции спада добычи, тенденций изменения соотношения вода-нефть. Кривая падения добычи экстраполируются до пределов экономической рентабельности, определяемых по данным о ценах на нефть и эксплуатационным затратам. Экстраполяция по будущей добыче основывается на усредненной тенденции добычи нефти действующих скважин в течение периодов стабильной эксплуатации участка (месторождения) [30].

Использование статистического метода ограничено в связи с широким применением мероприятий по воздействию на пласт, что затрудняет возможность установления закономерностей естественного снижения дебитов в связи с отбором нефти из залежи [7].

В настоящее время статистический метод применяется лишь для месторождений, находящихся на средней или поздней стадии эксплуатации [5, 24].

Эмпирические методы Эмпирические методы (оценка извлекаемых запасов) основаны на интегрировании кривых падения добычи и изменения накопленной добычи во времени. Асимптотический1 уровень оценивается либо математической функцией (гармонической, гиперболической и др.), либо определяются по эмпирическим формулам. Применение эмпирических методов возможно на поздней стадии разработки, в условиях существенного снижения добычи нефти и высокой обводненности продукции. Эти методы позволяют определять извлекаемые запасы нефти при существующих условиях эксплуатации залежей [8, 20].

В литературе упоминается метод натурного моделирования [51].

Метод применяется для подсчета оставшихся запасов нефти при разработке месторождения. Этим методом можно оценить эффективность различных мероприятий.

Метод натурного моделирования проверен путем сопоставления основных показателей разработки новых месторождений, полученных гидродинамическими и экономическими расчетами в процессе составления проектов их разработки, с теми же показателями, но полученными методом моделирования [51].

К натурному моделированию относится обобщение данных по эксплуатации нефтяных скважин при разработке нефтяных залежей при условии, если обобщение производится по признаку физической или математической аналогии с другими явлениями, которые хорошо изучены на экспериментальных установках.

Анализ существующих методов подсчета запасов нефти (особенности представлены выше) показал, что можно рассматривать объемный метод в качестве основного метода подсчета запасов. Остальные методы считать Асимптотический – неограниченно приближающийся [48].

1 контрольными, применение которых возможно только на разрабатываемых месторождениях. Например, статистический метод подсчета запасов и различные модификации метода материального баланса оказываются наиболее эффективными на средней или поздней стадии разработки месторождения, когда создаются наиболее благоприятные условия для надежного определения параметров подсчета запасов.

Конечно же, на выбор метода влияют и различные геологические условия. Точнее, они предопределяют возможность более успешного применения того или другого метода подсчета запасов нефти и газа.

Например, для залежей платформенного типа обычно пользуются исключительно объемным методом, для залежей геосинклинального типа – объемным и статистическим [24].

Выбор метода подсчета запасов нефти и газа также зависит и от режима работы, степени разведанности и изученности залежи, что в общем виде выражается характером, количеством и качеством первичных данных.

В целом подсчет запасов по месторождению (залежи) проводится, как правило, в три этапа [24, 30, 53]:

1) Подсчет и пересчет запасов по данным разведочного бурения и пробной эксплуатации (опытно-промышленной разработки залежей или их участков) при подготовке месторождений к разработке.

2) Оперативный подсчет и пересчет запасов на основании фактических материалов бурения и испытания эксплуатационных, поисковых и разведочных скважин;

3) Уточнение запасов в процессе разработки месторождения (залежи) с учетом данных эксплуатационного бурения и дополнительно пробуренных разведочных скважин.

Рекомендации о проведении государственной экспертизы оперативного изменения состояния запасов УВ сырья [54] определяют те случаи, в которых выполняется оперативный подсчет, подлежащий государственной экспертизе.

Оперативный подсчет запасов проводится через определенный промежуток времени (но не более одного раза в год) для той части месторождения в пределах которого проводилось поисково-разведочное либо эксплуатационное бурение и произошло изменение запасов менее 20 % от раннее утвержденных. Таким образом, мелкие детали в запасах можно исправлять оперативно – это и проще, и быстрее.

Также оперативный подсчет запасов УВ проводится для целей мониторинга постоянно действующей геологической модели (ПДГМ).

Необходимо отметить, что на практике для подсчета запасов, оперативного подсчета, оценки запасов в блоках и в отдельных участках разреза необходимо выполнять комплекс детальных исследований керна, флюидов и др., с целью обоснования методов определения подсчетных параметров.

В этой связи остается актуальным вопрос оперативной экспресс-оценки запасов с требуемой для практики точностью.

Глава 2. Факторы, влияющие на погрешность подсчета запасов.

–  –  –

Задача оценки погрешности при подсчете (пересчете) запасов становится все более актуальной. Во-первых, этого требуют международные классификации запасов. Во-вторых, знание погрешностей (или лучше функции распределения) запасов открывает дорогу к корректной геологоэкономической оценке достоверности и рисков для извлекаемых запасов [6].

В-третьих, просчеты в определении значений запасов и параметров залежей могут привести к нерациональным затратам при разработке, а недостаточно точная методика подсчета запасов не позволит судить о полноте отработки залежей, т.е. о размерах потерь нефти и газа в недрах.

Рассмотренная в предыдущей главе общепринятая методика подсчета запасов объемным методом предполагает использование формулы (1.1). На искомое число (геологические запасы) оказывают влияние в той или иной степени все компоненты этой формулы. Точность их определения зависит от многих факторов, например, от изученности геологического строения залежи, вида и качества применяемого оборудования, точности методик интерпретации ГИС, а также представительности керна. [5,9,13,23,28,29, 31,39,49,59]

Немного остановимся на составляющих формулы:

Площадь нефтеносности (залежи) (S) определяют на основании данных о положении контуров нефтеносности, которые устанавливаются на основе уровня ВНК по данным комплекса промыслово-геофизических исследований, результатов опробований скважин и данным анализа кернов. Особое значение при этом приобретают результаты поинтервального опробования.

За нижнюю границу ВНК принимается граница, выше которой фазовая проницаемость для нефти выше нуля. Площадь нефтеносности оценивается как погрешностью структурных построений, так и погрешностью уровня ВНК. Завышение отметки ВНК приводит к уменьшению площади нефтеносности, а занижение – к увеличению. [31] Эффективная нефтенасыщенная толщина – это (hэф.н) суммарная толщина нефтенасыщенных прослоев, обладающих эффективной пористостью. Определяется по данным комплекса ГИС (электрические, радиоактивные, акустические и другие методы), керна и результатами опробования скважин. По этим данным также определяются положение ВНК, кондиционные значения пористости и проницаемости [5]. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина (hср.н) определяется внутри контура запасов каждой категории и вычисляется как средневзвешенная по площади.

Коэффициент открытой пористости (kп) зависит от объёма сообщающихся между собой пор. Коэффициент пористости устанавливается, как правило, двумя путями: либо как среднее значение по данным анализов керна (прямой метод), либо по результатам ГИС по одной из выбранных методик (сложное косвенное измерение).

Коэффициент нефтенасыщенности (kн) – отношение объема нефти в образце породы к суммарному объему пор в этом же образце. Точность определения коэффициента зависит во многом не только от выбора способа расчета средней величины, но и надежности обоснования самого метода. Коэффициент нефтенасыщенности пород с достаточной точностью определяется в лабораторных условиях и по данным промыслово-геофизических исследований, в частности по данным метода сопротивлений [23].

Пересчетный коэффициент () – величина, обратная объемному коэффициенту пластовой нефти, учитывающая усадку нефти.

Наиболее точно определяется по данным лабораторного исследования глубинных проб пластовой нефти, отобранных несколько выше интервала перфорации в башмаке НКТ.

Обработка результатов исследований заключается в установлении закономерностей изменения свойств пластовых нефтей по площади и высоте залежи, в соответствии, с чем определяется и среднее значение параметра [13].

Плотность нефти в стандартных условиях (). Среднюю плотность нефти в стандартных (поверхностных) условиях следует рассчитывать по пробам нефти из скважин, вскрывших залежь при разведке и расположенных равномерно по всей площади залежи. В процессе разработки залежи и обводнения ее пластовыми и нагнетаемыми водами происходит увеличение плотности нефти.

Представительные значения плотности в отдельных скважинах могут быть установлены по глубинным пробам. Значения плотности нефти широко используются для расчетов объемного коэффициента пластовой нефти [29,49,59].

Естественно, что при определении значений компонентов подсчетной формулы невозможно получить абсолютно точных/истинных значений, это связано с погрешностями измерений (оценка отклонения измеренного значения величины от её истинного значения). Погрешность измерения считается характеристикой (мерой) точности измерения. Высокая точность измерений соответствует малым погрешностям как систематическим, так и случайным.

По причине возникновения можно выделить следующие виды погрешности:

Инструментальные / приборные – погрешности, которые определяются погрешностями применяемых средств измерений и вызываются несовершенством принципа действия, неточностью градуировки шкалы, не наглядностью прибора, и. т.д.

Методические – погрешности, обусловленные несовершенством метода, а также упрощениями, положенными в основу методики.

Субъективные / операторные / личные – погрешности, обусловленные степенью внимательности, сосредоточенности, подготовленности и другими качествами оператора [43].

По характеру проявления выделяют:

Случайная погрешность – погрешность, меняющаяся (по величине и по знаку) от измерения к измерению. Случайные погрешности могут быть связаны с несовершенством приборов (трение в механических приборах и т. п.), с особенностями самой измеряемой величины, и др.

Величина случайной погрешности вычисляется существующими методами теории погрешностей измерений. Она может быть при необходимости уменьшена до желаемой величины разными способами, однако полностью исключить ее из результата определения невозможно, так как ее знак всегда остается неизвестным [8].

Систематическая погрешность – погрешность, изменяющаяся во времени по определённому закону (частным случаем является постоянная погрешность, не изменяющаяся с течением времени).

Систематические погрешности могут быть связаны с ошибками приборов (неправильная шкала, калибровка и т.п.). Выявление погрешности связано с анализом методов, которыми определяются параметры, и заключается в нахождении их величины и знака.

Устранение систематической погрешности может быть достигнуто путем введение поправки в измерение, размер которой равен абсолютной величине систематической погрешности, а знак – обратный знаку этой погрешности [8].

Прогрессирующая погрешность – непредсказуемая погрешность, медленно меняющаяся во времени. Она представляет собой нестационарный случайный процесс.

Грубая погрешность (промах) – погрешность, возникшая вследствие недосмотра экспериментатора или неисправности аппаратуры (например, если экспериментатор неправильно прочёл номер деления на шкале прибора или если произошло замыкание в электрической цепи) [43].

Для каждого конкретного нефтяного месторождения максимальная погрешность будет приходиться на ту или иную величину, входящую в уравнение (1.1). Это связано с геологическими особенностями строения объекта и возникающими с этим трудностями.

Помимо погрешностей измерения, следует упомянуть о достоверности полученных измерений, которая характеризует степень доверия к результатам измерений. Достоверность оценки погрешностей определяют на основе законов теории вероятностей и математической статистики. Это дает возможность для каждого конкретного случая выбирать средства и методы измерений, обеспечивающие получение результата, погрешности которого не превышают заданных границ.

Таким образом, оценка точности подсчета запасов зависит от погрешности каждого компонента формулы (1.1), точность которых в свою очередь, определяется качеством полученных первичных данных.

Необходимы высококачественные результаты разведки, такие как первичная геологическая документация, наличие полного комплекса промысловогеофизических данных, результаты испытания и пробной эксплуатации скважин. Но при этом не стоит забывать о том, что «без вдумчивого и кропотливого труда геологов-производственников наши рассуждения о точности подсчета запасов и все расчеты, основанные на некачественном материале, с какой бы точностью они не проводились, будут совершенно бесполезны» [38].

–  –  –

параметров обобщены в одной из последних фундаментальных работ по данной тематике [20, 40].

Особенностью подсчетных параметров, входящих в формулу подсчета запасов, является их диффузность. Поэтому, выражения (2.1) и (2.2) для оценок погрешностей могут быть использованы со значительным приближением. Например, коэффициент пористости связан функционально с коэффициентом нефтенасыщенности, а площадь нефтеносности функционально связана с коэффициентами пористости и нефтенасыщенности (через граничные значения) и т.д.

Учитывая диффузность параметров, входящих в формулу подсчета запасов (1.1), наибольший интерес представляет исследование связей непосредственно запасов с параметрами формулы подсчета.

Исследования, проведенные В.Л. Комаровым и др. [34], показали, что существуют статистические функциональные связи эффективных толщин с коллекторскими свойствами.

Исследованием взаимозависимостей различных параметров нефтей между собой занимался Ф.З. Хафизов [62, 63]. Он рассматривал связь плотности нефти с величиной вязкости, содержанием серы и пересчетного коэффициента по залежам центральной части Западной Сибири. Результатом анализа отмечается то, что при подсчете запасов для обоснования параметров, связанных с физико-химическими свойствами нефти, данные взаимной связи различных характеристик нефтей можно успешно применять.

Часто, в силу ряда причин, отбор и исследование глубинных проб нефти не может быть осуществлено, поэтому при подсчете запасов такие параметры, как газосодержащие и пересчетный коэффициент принимаются по аналогии с соседними месторождениями и залежами. Следовательно, выявленные взаимосвязи параметров нефти позволяют оценивать тот или иной параметр, основываясь на других. Интересными можно считать проанализированные Ф.З. Хафизовым закономерности изменения пористости коллекторов по глубине, и влияние возраста пород на пористость.

Используя компьютерные способы подсчета запасов, основанные на трехмерных геолого-геофизических моделях, применяется специализированное программное обеспечение Petrel (Schlumberger) и IRAP RMS (ROXAR) [25, 26]. Но и это не обеспечивает гарантированную точность оценки запасов, т.е. близость к «истине». Так как построение моделей с помощью этих программ основывается на проинтерпретированной или обработанной информации, поэтому их точность зависит от погрешностей [33]:

геофизических (каротажных) исследований, данных сейсморазведки 2D и 3D, определения контуров нефте- и газоносности, определение структурно-геометрических параметров объекта разработки, определение интервалов перфорации, выделения коллекторов продуктивного пласта.

Интересна и достойна серьезного внимания особенность формулы (1.1), точнее то, что компоненты S, hэф.н, kп, kн логически связаны между собой (рис. 2.1). Этот вопрос наглядно рассмотрен в работе Б.Ю.Вендельштейна, В.Ф. Козяра, и др. [39].

Подобным вопросом подсчета запасов категорий D1 и C3 на основе интегральной оценки емкостных характеристик природного резервуара занимался А.В. Лобусев (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина) [37]. В своей работе для оценки ресурсов автор использует сейсмоструктурную основу, которая позволяет осуществить последовательные приближения расчетных объемов к реальным параметрам путем геометрической коррекции используемых в аппроксимации поверхностей. Сам расчет объема УВ основан на линейном приближении (конечный объем определяется как дифференциал исходного), используя объем емкостного пространства, который вычисляется по геометрическим параметрам модели и коэффициенту пористости (kп). Исходя из этого, запасы УВ по категориям D1 и C3 можно определять лишь по геометрическим параметрам структуры, и по пористости нефтенасыщенных горизонтов.

Рисунок 2.1 – Схема логических связей между основными параметрами в формуле подсчета запасов объемным методом.

[39] 1 – логические связи (при обработке данных ГИС); 2 – прямая информация о коллекторах; 3 – блоки данных В работе [6] авторы считают, что «формула объемного метода является грубо приближенной, хотя и широко применяется». Приближения связаны, во-первых, с тем, что в формуле использованы произведения средних величин, а не строгий трехмерный интеграл запаса. Во-вторых, средние величины могут быть посчитаны разными методами, что определяет разные значения их погрешностей. И, в-третьих, между подсчетными параметрами (S, hэф.н, kп, kн) почти всегда имеет место корреляционная связь, достигающая значимых величин (0.5 и более)! Авторы изучили влияние корреляции на погрешность запасов и получили зависимости относительной погрешности запасов от относительных погрешностей компонент kп, kн.

Можно предположить, что если компоненты подсчетной формулы (S, hэф.н, kп, kн) взаимосвязаны между собой, то оценить запасы месторождения можно используя уже не все параметры, а возможно даже только один.

Глава 3. Исследование факторов, определяющих удельные запасы

–  –  –

3.1. Исходные данные для проведения исследований С целью выявления главной компоненты, влияющей на величину удельных запасов, был проанализирован фондовый материал около 90 залежей более 50 месторождений Западной Сибири. Рассмотрены определенные группы пластов разных возрастов, формировавшихся в разных фациальных обстановках, материалы разной статистической представительности.

Для статистического анализа использовались таблицы подсчета запасов и результаты интерпретации данных ГИС по скважинам, выполненные при подсчетах запасов. Для удобства оценок линейные запасы по каждой скважине приводились к единичной площади, в качестве которой была принята плотность эксплуатационной сетки. В случае многопластовых месторождений расчет линейных запасов выполнялся для объектов подсчета запасов (залежей).

В качестве примера в табл. 3.1 приведен фрагмент файла результатов обработки ГИС по скважинам одного из месторождений, иллюстрирующий методологию подготовки исходных данных.

В табл. 3.1 запасы по пластам оцениваются перемножением колонок 8, 10, 12. Полученное значение умножается на произведение плотности нефти на пересчетный коэффициент (например, см. табл. 3.2), умножается на площадь ячейки сетки (например, 25 га = 500х500 м) и делится на 1000 (для величины запасов в тыс. тонн). Подобная операция выполняется для всех скважин, включенных в таблицу подсчета запасов и для всех изучаемых пластов.

–  –  –

Ю21 3098 3083.6 3089.8 2575.6 2581.2 4.3 0.0 24.3 4.3 0.178 0.679 106.2 Ю22 3098 3100.6 3106.2 2591.1 2596.2 3.6 0.0 25.4 3.6 0.181 0.715 95.1 Ю31 3098 3113.6 3119.0 2603.0 2608.0 1.9 0.0 3.0 1.9 0.152 0.382 23.0 Ю21 3707 2788.6 2792.0 2585.8 2589.2 1.5 0.0 1.6 1.5 0.132 0.499 20.2 Ю22 3707 2795.2 2806.6 2592.3 2603.7 3.6 0.0 7.4 3.6 0.161 0.644 76.3 Ю31 3707 2814.4 2822.2 2611.5 2619.3 1.7 0.0 3.0 1.7 0.151 0.533 28.0 Ю32 3707 2835.4 2838.0 2632.4 2635.0 1.7 0.0 0.8 1.7 0.131 0.575 26.1 Примечание: при расчетах принята сетка 25 га.

Значения площади залежей для дальнейших расчетов и значения запасов брались из таблиц подсчета запасов (табл. 3.2).

–  –  –

3.2. Зависимость удельных запасов от эффективной нефтенасыщенной толщины Для оценки связи запасов и эффективной нефтенасыщенной толщины строились соответствующие графики зависимости значений колонок (8) и (13) таблицы 3.1.

Массивы значений исходных данных выносились на графики (рис. 3.1) и обрабатывались статистически [22]. Для приведенной на рис. 3.1 выборки результаты статистической обработки приведены в таблице 3.3.

В результате анализа установлено, что:

- для отложений разного возраста и фациального состава уравнения регрессии различаются;

- значения коэффициента корреляции (R) достаточно высоки и находятся в пределах 0.92-0.97 при среднем значении 0.950 (значения коэффициента детерминации (R2) изменяются в пределах 0.85-0.94 при среднем значении 0.903).

Примечание: Уравнение регрессии – это уравнение линии, показывающее усредненные значения корреляционной зависимости между двумя параметрами. В нашем случае, уравнение является линейным, а линия – прямой. Qn – удельные запасы (т), hэф.н – эффективная нефтенасыщенная толщина (м).

В дальнейших изучениях зависимостей удельных запасов от эффективных нефтенасыщенных толщин для этой линии используется термин линия тренда.

R2 – коэффициент детерминации, обозначает разброс точек относительно линии регрессии (R2=1 показывает что все точки лежат на регрессионной прямой, R2=0 - полный разброс точек).

R – коэффициент корреляции. [16, 18, 48] Чтобы исключить при малой выборке, с небольшим количеством скважин ошибочный вывод о корреляции. Нами был проведен анализ проверки полученных коэффициентов корреляции R на значимость, которая зависит от вероятности ошибки и количества скважин. Все полученные коэффициенты оказались значимыми.

–  –  –

0,92 0,91 0,90 0,89 0,88 0,87 0,86 0,85 0,84

–  –  –

На рисунке видно, что для 70% залежей массива значения R2 превышают 0.90 (что соответствует значению коэффициента корреляции 0.95). Таким образом, можно утверждать, что эффективные толщины имеют высокую корреляционную связь с удельными запасами, позволяющую по эффективным толщинам оценивать запасы с высокой достоверностью. Во всех рассмотренных случаях коэффициент корреляции R является высоким и значимым.

–  –  –

Интервал вероятных значений удельных запасов для равных значений пористости возрастает с увеличением значений пористости, т.е. погрешность оценки запасов по значениям kп существенно возрастает при увеличении пористости (доверительный интервал возможных значений удельных запасов расширяется с ростом kп).

Характер зависимости удельных запасов от пористости можно разделить на три группы:



Pages:   || 2 | 3 |
Похожие работы:

«НЕФЕДЬЕВ ДЕНИС СЕРГЕЕВИЧ ПРИНЦИПЫ И ИНСТРУМЕНТЫ УПРАВЛЕНИЯ РИСКАМИ ПРОМЫШЛЕННОГО ПРЕДПРИЯТИЯ Специальность 08.00.05 Экономика и управление народным хозяйством (экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами промышленность) Диссертация на соискание ученой степени кандидата экономических наук Научный...»

«НЕФЕДОВ ДЕНИС ГЕННАДЬЕВИЧ МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ И МЕТОДЫ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧ ОПТИМАЛЬНОГО РАЗМЕЩЕНИЯ ЭЛЕМЕНТОВ РАСПРЕДЕЛЕННОЙ ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ СТРУКТУРЫ Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук Специальность: 05.13.18 – Математическое...»

«БОБРАКОВА Антонина Александровна ПОВЫШЕНИЕ КОМПЛЕКСНОСТИ ПЕРЕРАБОТКИ МОЛИБДЕНСОДЕРЖАЩИХ РУД ЗА СЧЕТ ПОЛУЧЕНИЯ СОПУТСТВУЮЩИХ КОНЦЕНТРАТОВ АЛЮМОСИЛИКАТНОГО СОСТАВА Специальность 25.00.13 – Обогащение полезных ископаемых ДИССЕРТАЦИЯ на соискание учёной степени кандидата...»

«Маркелов Геннадий Яковлевич ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДА СЦЕНАРИЕВ ДЛЯ АНАЛИЗА И УПРАВЛЕНИЯ В ТРАНСПОРТНОЙ СИСТЕМЕ ( НА ПРИМЕРЕ ГОРОДА ХАБАРОВСКА ) 05.13.01 системный анализ, управление и обработка информации (техника и технология) Диссертация на соискание учёной степени кандидата технических наук Научный руководитель: д.т.н. Бурков Сергей...»

«Королев Игорь Александрович МОДЕЛИ И МЕТОДЫ АНАЛИЗА ВЛИЯНИЯ ЦЕНООБРАЗОВАНИЯ НА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ НА МАКРОЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ОТРАСЛЕЙ ЭКОНОМИКИ Специальность 08.00.05 – Экономика и управление народным хозяйством (экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами промышленность) Диссертация на...»

«СЮНЯЕВА Диана Анатольевна СТРУКТУРИЗАЦИЯ ПРОЦЕССА УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ КОМПАНИИ (ПРИНЦИПЫ ПОСТРОЕНИЯ И МЕТОДЫ ОЦЕНКИ) Специальность 08.00.05 – экономика и управление народным хозяйством (экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами: промышленность) Диссертация на соискание ученой степени...»

«СМАНЬ Антон Владимирович СТАБИЛИЗАЦИЯ ТЕПЛОВОГО И МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА ВЫСОКОАМПЕРНОГО ЭЛЕКТРОЛИЗЕРА В УСЛОВИЯХ ПОВЫШЕНИЯ ТОКОВОЙ НАГРУЗКИ Специальность 05.16.02 – Металлургия черных, цветных и редких металлов ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата...»

«Антонова Наталья Михайловна РАЗРАБОТКА КОМПОЗИЦИОННЫХ МАТЕРИАЛОВ НА ОСНОВЕ ПОЛИМЕРА NA–КМЦ С МЕТАЛЛИЧЕСКИМИ ПОРОШКОВЫМИ НАПОЛНИТЕЛЯМИ ДЛЯ ФОРМИРОВАНИЯ ФУНКЦИОНАЛЬНЫХ ПОКРЫТИЙ И ПОРИСТЫХ ПЛЕНОК Специальность 05.16.06 –Порошковая металлургия и...»

«БОНДАКОВА МАРИНА ВАЛЕРЬЕВНА РАЗРАБОТКА РЕЦЕПТУРЫ И ТЕХНОЛОГИИ ПРОИЗВОДСТВА КОСМЕТИЧЕСКИХ ИЗДЕЛИЙ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЭКСТРАКТА ВИНОГРАДА Специальность 05.18.06 – Технология жиров, эфирных масел и парфюмерно-косметических продуктов (технические науки) Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук...»

«ФЕДОРЕЦ ОЛЬГА ВЯЧЕСЛАВОВНА МЕХАНИЗМЫ КОММЕРЦИАЛИЗАЦИИ РЕЗУЛЬТАТОВ ИННОВАЦИОННОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЙ ОРГАНИЗАЦИИ ПОСРЕДСТВОМ СОЗДАНИЯ ХОЗЯЙСТВЕННЫХ ОБЩЕСТВ Специальность 08.00.05 Экономика и управление народным хозяйством: управление инновациями Диссертация на соискание ученой степени кандидата экономических наук...»

«ШАБАЕВА ЮЛИЯ ИГОРЕВНА КАДАСТРОВАЯ ОЦЕНКА ЗЕМЕЛЬ ИНДИВИДУАЛЬНОЙ ЖИЛОЙ ЗАСТРОЙКИ С УЧЕТОМ ДИФФЕРЕНЦИАЦИИ ГОРОДСКОЙ ТЕРРИТОРИИ ПО ПРЕСТИЖНОСТИ Специальность 25.00.26 – Землеустройство, кадастр и мониторинг земель ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата...»

«Веселова Анна Юрьевна РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ СПЕЦИАЛИЗИРОВАННЫХ ХЛЕБОБУЛОЧНЫХ ИЗДЕЛИЙ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПРИРОДНЫХ ИСТОЧНИКОВ БИОЛОГИЧЕСКИ АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ Специальность 05.18.01 – Технология обработки, хранения и переработки злаковых, бобовых культур, крупяных продуктов, плодовоовощной продукции и виноградарства Диссертация на соискание учёной...»

«ПАВЛОВ НИКИТА СЕРГЕЕВИЧ ТЕХНОЛОГИИ ГЕОДЕЗИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ОБСЛЕДОВАНИЙ ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ Специальность 25.00.32 – Геодезия ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата технических наук Научный руководитель: доктор технических...»

«Бритвин Игорь Александрович РАЗРАБОТКА МАРКЕТИНГОВОГО МЕХАНИЗМА УПРАВЛЕНИЯ КОРПОРАТИВНОЙ СОЦИАЛЬНОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ 08.00.05. – Экономика и управление народным хозяйством (9. Маркетинг) Диссертация на соискание ученой степени кандидата...»

«Скворцов Антон Андреевич Разработка комплексной методики выделения палеокарстовых структур и прогнозирования зон трещиноватости в верхнедевонских отложениях ИжмаПечорской впадины 25.00.16 Горнопромышленная и нефтегазопромысловая геология, геофизика, маркшейдерское дело и геометрия недр диссертация на соискание ученой...»

«Галактионов Олег Николаевич СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СКВОЗНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ ЛЕСОСЕЧНЫХ РАБОТ С РЕЦИКЛИНГОМ ЛЕСОСЕЧНЫХ ОТХОДОВ 05.21.01 – Технология и машины лесозаготовок и лесного хозяйства Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук НАУЧНЫЙ КОНСУЛЬТАНТ – доктор технических наук, профессор И. Р. Шегельман Петрозаводск – 2015 Содержание Введение Состояние исследований в области рециклинга лесосечных отходов...»

«СИДОРИН Евгений Сергеевич СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ОРГАНИЗАЦИИ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ ЭЛЕМЕНТОВ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ЛЕГКОВЫХ АВТОМОБИЛЕЙ 05.22.10 – Эксплуатация автомобильного транспорта Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук Научный руководитель: кандидат технических наук, доцент ХАСАНОВ Рустем Халилович Оренбург –...»

«Малютина Юлия Николаевна СТРУКТУРА И МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА КОМПОЗИЦИОННЫХ МАТЕРИАЛОВ ИЗ РАЗНОРОДНЫХ СПЛАВОВ, СВАРЕННЫХ ВЗРЫВОМ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ БАРЬЕРНЫХ СЛОЕВ 05.16.09 – материаловедение (в машиностроении) Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук Научный руководитель кандидат физико-математических наук, доцент...»

«ВЕРВЕКИН АНДРЕЙ ВАЛЕРЬЕВИЧ УПРАВЛЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОЙ ОТРАБОТКОЙ ВИНТОВЫХ ЗАБОЙНЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ ПРИ БУРЕНИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН Специальность 25.00.15 – Технология бурения и освоения скважин Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических...»

«Фи Хонг Тхинь ОЦЕНКА И ПРОГНОЗ ОСЕДАНИЯ ЗЕМНОЙ ПОВЕРХНОСТИ В РЕЗУЛЬТАТЕ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ПОДЗЕМНЫХ ВОД НА ТЕРРИТОРИИ Г. ХАНОЙ (ВЬЕТНАМ) 25.00.08 – «Инженерная геология, мерзлотоведение и грунтоведение» Диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук Научный руководитель: доктор...»









 
2016 www.konf.x-pdf.ru - «Бесплатная электронная библиотека - Авторефераты, диссертации, конференции»

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.