Нефть ва газ конлари геологияси ҳамда қидируви институти ҳузуридаги илмий даражалар берувчи dsc 24

геологических запасов углеводородов» приведены результаты анализа 
текущего состояния и выработанности геологических запасов углеводородов 
юго-восточной части БХР, пути повышения эффективности освоение 
разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений юго-восточной части 
БХР, 
методы 
увеличения 
продуктивности 
скважин 
газовых 
и 
газоконденсатных. 
В настоящее время в процессе разработки месторождений 
углеводородов выделяется несколько стадий. При этом на месторождениях с 
газовыми залежами выделяются три стадии, а с нефтяными залежами –
четыре стадии. Каждая выделяемая стадия разработки месторождений 
углеводородов характеризуется определенными закономерностями. 
Месторождения, открытые вюго-восточной части БХР, находятся на 
различных стадиях разработки. Текущие темпы отбора от начальных 
геологических запасов углеводородов составляют: газа – 1,0%; конденсата – 
0,35% и нефти – 0,21%. Общепринятым показателем эффективности 
реализованных 
на 
месторождениях 
систем 
разработки 
являются 
коэффициенты извлечения углеводородов. Достигнутые на 1 января 2020г. 

---

42 
Рис. 2. Карта распределения глубины флюидоразделов (ГНК, ВНК, ГВК) в 
юго-восточной части Бухаро-Хивинского региона (О.Г.Хайитов, 2020 год)
Рис. 3. Карта распределения глубины пластовой температуры в юго-
восточной части Бухаро-Хивинского региона (О.Г.Хайитов, 2020 год)
Рис. 4. Карта распределения пластовых давленийв юго-восточной части 
Бухаро-Хивинского региона (О.Г.Хайитов, 2020 год)
Рис. 5. Карта распределения аномальности пластового давления в юго-
восточной части Бухаро-Хивинского региона (О.Г.Хайитов, 2020 год)

---

43 
средние величины коэффициента извлечения газа (КИГ), коэффициента 
извлечения конденсата (КИК) и коэффициента извлечения нефти (КИН) 
составляют соответственно 0,626, 0,429 и 0,037, что свидетельствует об 
относительно низкой эффективности реализуемых на месторождениях 
систем разработки и достаточно значительных остаточных запасах газа, 
конденсата и нефти на разрабатываемых месторождениях. 
Показано, что основной причиной относительно небольших величин 
КИГ, КИК и КИН является низкий охват продуктивных пластов при 
существующих плотностях сетки скважин. Путем обобщения геолого-
промысловых данных длительно разрабатываемых подгазовых нефтяных 
залежей и математической обработки данных получены зависимости КИН от 
плотности сетки скважин, позволяющие оценить необходимость уплотнения 
первоначальной плотности сетки для достижения утвержденного значения 
извлечения геологических запасов: 
для подгазовых нефтяных залежей с превалирующим водонапорным 
режимом
КИН = ab
s
, 
 
 
 
 
 
(1) 
с газонапорным режимом
КИН = а - bS + cS,
1 
 
 
 
(2) 
где а, b, с – коэффициенты зависимостей. 
Геолого-технические мероприятия по повышению степени извлечения 
геологических запасов предложено осуществлять на основе сопоставления 
запасов газа, подсчитанных статистическим, материального баланса и 
объемными методами. При этом на основе разницы запасов газа по 
подсчитанным статистическим и материального баланса методами 
оценивается технологический эффект (дополнительный добытый газ и 
конденсат) от проведенных геолого-технических мероприятий, а по разнице 
запасов газа, подсчитанных методом материального баланса и объемными 
методами,можно обосновать необходимость проведения дополнительных 
геолого-технических мероприятий. 
Показано, что на практике может быть три случая соотношения запасов 
газа, подсчитанных объемным и методом падения давления: V> П; V≈ П и 
V< П. Первый случай, при котором V>П, обычно объясняется неполным 
охватом дренированием газонасыщенного объема залежи и часто является 
основанием для уплотнения плотности сетки скважин для повышения 
степени извлечения запасов газа. Второй случай, когда V≈П, свидетельствует 
практически о полном охвате дренированием всего газонасыщенного объема 
залежи и возможности достижения проектной величины извлечения запасов 
газа. В третьем случае, когда V<П, возникает необходимость в уточнении 

---

44 
запасов газа. Для уточнения запасов газа и причин их обусловливающих 
целесообразным является применение геолого-математических моделей.