роки | Y | X1 | X2 | X3 | X4 | X5

1990 | 51,17 | 57,4 | 0,97 | 0,05 | 1741,52 | 0,55

1991 | 57,52 | 53,5 | 0,95 | 0,23 | 1764,15 | 0,51

1992 | 59,46 | 50,8 | 0,96 | 0,06 | 1782,01 | 0,49

1993 | 62,37 | 50,4 | 0,95 | 0,01 | 1798,16 | 0,47

1994 | 63,29 | 43,7 | 0,94 | 0,25 | 1812,08 | 0,44

1995 | 64,72 | 42,1 | 0,91 | 0,04 | 1843,75 | 0,55

1996 | 65,04 | 39,6 | 0,96 | 0,09 | 1864,41 | 0,49

1997 | 66,97 | 38,7 | 0,91 | 0,03 | 2141,3 | 0,52

1998 | 68,08 | 36,1 | 0,9 | 0,02 | 2439,51 | 0,46

1999 | 73,1 | 38,5 | 0,92 | 0,04 | 2265,87 | 0,41

2000 | 83,45 | 35,9 | 0,88 | 0,12 | 1853,02 | 0,38

2001 | 110,72 | 34,9 | 0,89 | 0,22 | 1947,44 | 0,32

2002 | 169,57 | 33,9 | 0,91 | 0,11 | 3031,96 | 0,28

2003 | 186,15 | 33,6 | 0,86 | 0,32 | 2582,05 | 0,37

2004 | 214,67 | 37,6 | 0,89 | 0,43 | 3968,2 | 0,31

2005 | 245,94 | 35,7 | 0,87 | 0,07 | 2874,38 | 0,29

2006 | 287,17 | 40,9 | 0,85 | 0,12 | 3710,89 | 0,24

2007 | 293,85 | 41,1 | 0,84 | 0,04 | 3425,76 | 0,18

X1 – видобуток нафти, тис.тонн;

X2 – коефіцієнт експлуатації свердловин, долі одиниці;

X3 – питома вага витрат на проведення геологічних заходів (від звичайної величини витрат звичайної діяльності);

X4 – прямі витрати на нафту, тис.грн;

X5 – річний відбір нафти від початкових балансових запасів,%;

Y – собівартість видобутку 1 тони нафти, грн..

Результати кореляційно-регресійного аналізу наведені в додатку А.

Графічний аналіз вихідних даних дає підстави зробити припущення про існування кореляційного зв’язку між Y та X2, між Y та X4, між Y та X5, так як візуальний аналіз точкових графіків залежності від Y від X2, X4, X5 відображає певну закономірність зміни собівартості видобутку нафти від коефіцієнту експлуатації свердловин, експлуатаційних витрат на видобуток нафти та від річного відбору нафти від початкових балансових запасів. Питома вага витрат на геолого-технічні заходи та видобуток не мають визначеної тенденції впливу на аналізований показник. Так як на точкових графіках залежності Y від X спостерігається хаотичний розпад даних. На основі візуального аналізу допускаємо лінійні залежності із певним відхиленням значень між собівартість видобутку нафти і експлуатаційними витратами на видобуток, річним відбором нафти від початкових балансових запасів та коефіцієнтом експлуатації свердловин.

Коефіцієнти парної кореляції підтверджують існування тісного зв’язку між досліджуваним показником і факторами X2, X4, X5.Тому фактори X2, X4 та X5 доцільно включити в модель.

Розрахувавши коефіцієнти рівняння регресії, отримаємо модель, що визначається рівнянням:

Y = 102,71 – 1,41 X2 + 0,057 X4 – 433,5 X5

3.1. Коефіцієнт детермінації становить 0,8948, що означає, що зміна досліджуваного показника на 89,48% зумовлена зміною включених в рівняння факторів X2, X4 та X5, а отже інформованість даної моделі достатня.

3.2. Для перевірки отриманої моделі на адекватність обчислюємо розрахункове значення F – критерію Фішера. В даному випадку воно складає 39,713 і перевищує табличне значення ( 3,69 ), що свідчить про те, що отримана модель адекватно відображає досліджуване явище.

Кореляційно-регресійний аналіз показав значний вплив на собівартість видобутку нафти величини відбору нафти, який залежить від коефіцієнту нафтовилучення, коефіцієнта експлуатації свердловин та прямих витрат на видобуток нафти. Збільшення коефіцієнта експлуатації свердловин приведе до зменшення собівартості видобутку нафти. Зменшенню собівартості також сприятиме збільшання величини нафтовилучення. Збільшення цих показників відбувається за рахунок впровадження резервів підвищення нафтовилучення, обгрунтування та оцінка яких приведена в пункті 3.6. даної дипломної роботи.

3.5.Обгрунтування та оцінка можливих резервів підвищення ефективності нафтогазовилучення на Струтинському родовищі.

На основі досліджень, проведених в даному розділі дипломниї роботи, можна говорити про те, що подальша розробка Струтинського родовища є доцільною з економічної і технологічної точок зору. Проте серед альтернативних варіантів розробки, спрямованих на підвищення нафтогазовилучення з родовища необхідно обрати найбільш економічно доцільний ( який принесе найбільший прибуток ).

Щодо оцінки підвищення нафтогазовилучення, доцільно розглянути ефективність розробки родовища при незмінній виробничій базі і незмінних умовах виробництва (при існуючому фонді свердловин і режимі розробки), порівнявши їх з техніко-економічними показниками розробки при залученні резервів підвищення нафтогазовилучення.

Проектом пропонується два варіанти розробки родовища, спрямовані на підвищення нафтогазовилучення.

Струтинській і Північно-Струтинський блоки забезпечують від 92% до 93% поточного видобутку нафти з родовища. В названих блоках основний об’єм видобутку (80%) припадає на менілітовий поклад.Тому резерви слід залучати при розробці вигодського покладу і Під борівської ділянки, які забезпечують тільки 20% видобутку.

Ефективність розробки родовища оцінюється за економічними показниками, які розраховуються, виходячи з передбачених на проектний період обсягів видобутої нафти і газу та необхідних для цього капітальних та експлуатаційних витрат.

З метою підвищення нафтовилучення за допомогою раціональних шляхів освоєння запасів нафти, слід розглянути декілька варіантів розробки: при незмінній виробничій базі і незмінних умовах виробництва та із залученням резервів підвищення нафтогазовилучення ( соляно-кислотна обробка та потужний гідророзрив пласта – варіанти 1 і 2 ). Як показав аналіз ефективності методів підвищення нафтовилучення на Струтинському родовищі за 2003-2007 роки найбільший ефект у вигляді додаткового видобутку дали ці методи. Соляно-кислотна обробка та потужний гідророзрив пласта є