Зная среднемесячную добычу воды в период предыстории и истории (цифры в скобках на рис. 7), можно определить фактическую среднемесячную обводненность в эти два периода времени (67,5 и 14,3%), а также, используя расчетную базовую добычу нефти (766,7 т) и среднемесячную добычу воды в период предыстории (144,3 т) и истории (41,7 т), сопоставить с расчетной базовой средней обводненностью, равной 69,3 и 39,5%.
Скважина №3
Показатели работы скважины №3 приведены в табл. 12.
Таблица 12. Показатели работы скважины №3
Предыстория | История | ||||
Дата | Добыча за месяц, т | Дата | Добыча за месяц. т | ||
нефть | вода | нефть | вода | ||
11.2006 | 52,7 | 102,3 | |||
12.2006 | 43,4 | 62,5 | |||
01.2007 | 46,5 | 82,7 | 01.2008 | 251,1 | 13,2 |
02.2007 | 43,4 | 73,9 | 02.2008 | 251,1 | 13,2 |
03.2007 | 37,2 | 79,1 | 03.2008 | 310 | 23,3 |
04.2007 | 40,3 | 74,8 | 04.2008 | 297,6 | 36,8 |
05.2007 | 40,3 | 63,0 | 05.2008 | 300,7 | 33,4 |
06.2007 | 37,2 | 63,3 | 06.2008 | 294,5 | 40,2 |
07.2007 | 40,3 | 58,0 | 07.2008 | 288,3 | 46,9 |
08.2007 | 37,2 | 58,2 | 08.2008 | 322,4 | 96,3 |
09.2007 | 31 | 60,2 | 09.2008 | 300,7 | 116,9 |
10.2007 | 34,1 | 58,1 | 10.2008 | 306,9 | 113,5 |
11.2007 | 40,3 | 74,8 | 11.2008 | 316,2 | 129,2 |
12.2007 | 37,2 | 72,2 | 12.2008 | 322,4 | 125,4 |
В координатах «месячная добыча нефти – календарное время» за нулевой отсчет времени принимаем месяц (11.2006) на 14 месяцев раньше месяца введения горизонтальных скважин из бурения (01.2008), т.е. в качестве ближней предыстории берем 14 месяцев. На график (рис. 8) наносим точки месячной добычи из указанной скважины по месяцам до и после ввода скважины в эксплуатацию. Проводим вертикальную прямую точку (01.2008), которая делит время на две части (до и после ввода скважины в эксплуатацию).
Далее по эксплуатационным карточкам добывающей скважины определяем добычу нефти за 14 месяцев предыстории (480,9 т) и среднемесячную добычу в этот период (40,1 т). Последнюю величину откладываем на графике в виде горизонтальной прямой до пересечения с месяцем ввода скважин в эксплуатацию (01.2008). Затем период предыстории делим на две равные части вертикальным отрезком прямой. Таким образом, период предыстории превратился в квадратную диаграмму, на которой в первом квадрате оказалось 6 точек, во втором квадрате –1 точка, в третьем квадрате- 2 точки и в четвертом- 5 точек. Отсюда коэффициент ассоциации Юла равен:
Рис. 8. Определение технологической эффективности ГС №3 «прямым» счетом
Далее определяем количественные показатели тренда. Для этого по эксплуатационным карточкам определяем добычу нефти за первые 7 месяцев (260,4 т) и вторые 7 месяцев (220,5 т) предыстории. Отсюда вычисляем среднемесячную добычу за первую половину (43,4 т) и вторую половину предыстории
(36,8 т). Через последние две точки и центр квадратной диаграммы проводим наклонную прямую до пересечения границы предыстории и истории (01.2008 – дата ввода скважин в эксплуатацию). В этой точке пересечения определяем базовую среднемесячную добычу нефти (33,9 т) и из нее проводим горизонтальную прямую (параллельную оси времени) на весь период истории (последствия). Таким образом, считаем, что падение добычи нефти происходит только в период предыстории, а в период после воздействия базовая добыча нефти является постоянной, не падающей, что, естественно, занижает технологический эффект.
По количеству и положению точек после начала воздействия относительно горизонтальной базовой прямой наглядно выявляется качественный эффект (все 12 из 12 точек расположены выше базовой горизонтали) и его динамика. Для количественной оценки эффективности бурения горизонтальных скважин поэксплуатационным карточкам определяем суммарную добычу нефти после ввода скважин в эксплуатацию на дату анализа (с 1.01.2008 по 1.01.2009 гг.). Она оказалась равной 3561,9 т. Отсюда среднемесячная добыча нефти после воздействия оказалась равной 296,8 т, или на 780% больше базовой (33,9 т).
Вычитая из среднемесячной добычи нефти после воздействия (296,8 т) базовую среднемесячную добычу нефти (33,9 т) и умножая полученную разность на число месяцев, получаем величину дополнительно добытой нефти (3155,0 т), ее долю по отношению ко всей добыче нефти после воздействия (88,6%).
Зная среднемесячную добычу воды в период предыстории и истории (цифры в скобках на рис. 8), можно определить фактическую среднемесячную обводненность в эти два периода времени (63,7 и 16,6%), а также, используя расчетную базовую добычу нефти (406,9 т) и среднемесячную добычу воды в период предыстории (70,2 т) и истории (63,5 т), сопоставить с расчетной базовой средней обводненностью, равной 67,4 и 39,5%.
Скважина №4
Показатели работы скважины №4 приведены в табл. 13
Таблица 13. Показатели работы скважины №4
Предыстория | История | ||||
Дата | Qм , т | Дата | Qм , т | ||
нефть | вода | нефть | вода | ||
08.2005 | 62 | 125,9 | 02.2007 | 288,3 | 12,0 |
09.2005 | 55,8 | 150,9 | 03.2007 | 291,4 | 15,3 |
10.2005 | 52,7 | 142,5 | 04.2007 | 282,1 | 21,2 |
11.2005 | 55,8 | 103,6 | 05.2007 | 288,3 | 18,4 |
12.2005 | 49,6 | 148,8 | 06.2007 | 266,6 | 23,2 |
01.2006 | 49,6 | 148,8 | 07.2007 | 263,5 | 26,1 |
02.2006 | 46,5 | 125,7 | 08.2007 | 263,5 | 19,8 |
01.2006 | 49,6 | 110,4 | 09.2007 | 275,9 | 14,5 |
02.2006 | 52,7 | 142,5 | 10.2007 | 272,8 | 23,7 |
03.2006 | 49,6 | 115,7 | 11.2007 | 275,9 | 30,7 |
04.2006 | 43,4 | 111,6 | 12.2007 | 266,6 | 33,0 |
05.2006 | 46,5 | 147,3 | 01.2008 | 269,7 | 26,7 |
06.2006 | 49,6 | 121,4 | 02.2008 | 279 | 27,6 |
07.2006 | 52,7 | 112,0 | 03.2008 | 285,2 | 31,7 |
08.2006 | 49,6 | 115,7 | 04.2008 | 288,3 | 25,1 |
09.2006 | 46,5 | 119,6 | 05.2008 | 282,1 | 34,9 |
10.2006 | 40,3 | 114,7 | 06.2008 | 285,2 | 28,2 |
11.2006 | 43,4 | 117,3 | 07.2008 | 291,4 | 39,7 |
12.2006 | 43,4 | 106,3 | 08.2008 | 294,5 | 40,2 |
01.2007 | 49,6 | 110,4 | 09.2008 | 297,6 | 44,5 |
10.2008 | 288,3 | 46,9 | |||
11.2008 | 282,1 | 53,7 | |||
12.2008 | 275,9 | 56,5 |
В координатах «месячная добыча нефти – календарное время» за нулевой отсчет времени принимаем месяц (08.2005) на 20 месяцев раньше месяца введения горизонтальных скважин из бурения (02.2007), т.е. в качестве ближней предыстории берем 20 месяцев. На график (рис. 9) наносим точки месячной добычииз указанной скважины по месяцам до и после ввода скважины в эксплуатацию. Проводим вертикальную прямую точку (02.2007), которая делит время на две части (до и после ввода скважины в эксплуатацию).
Рис. 9. Определение технологической эффективности ГС №4 «прямым» счетом
Далее по эксплуатационным карточкам добывающей скважины определяем добычу нефти за 20 месяцев предыстории (988,9 т) и среднемесячную добычу в этот период (49,4 т). Последнюю величину откладываем на графике в виде горизонтальной прямой до пересечения с месяцем ввода скважин в эксплуатацию (02.2007). Затем период предыстории делим на две равные части вертикальным отрезком прямой. Таким образом, период предыстории превратился в квадратную диаграмму, на которой в первом квадрате оказалось 9 точек, во втором квадрате –1 точка, в третьем квадрате- 6 точек и в четвертом- 4 точки. Отсюда коэффициент ассоциации Юла равен:
Поскольку Ка Юл больше 0,7, считаем тренд (тенденцию изменения месячной добычи нефти) установленным и достаточно надежным.
Далее определяем количественные показатели тренда. Для этого по эксплуатационным карточкам определяем добычу нефти за первые 10 месяцев (523,9 т) и вторые 10 месяцев (465,0 т) предыстории. Отсюда вычисляем среднемесячную добычу за первую половину (52,4 т) и вторую половину предыстории (46,5 т). Через последние две точки и центр квадратной диаграммы проводим наклонную прямую до пересечения границы предыстории и истории (02.2007 – дата ввода скважин в эксплуатацию). В этой точке пересечения определяем базовую среднемесячную добычу нефти (44,7 т) и из нее проводим горизонтальнуюпрямую (параллельную оси времени) на весь период истории (последствия). Таким образом, считаем, что падение добычи нефти происходит только в период предыстории, а в период после воздействия базовая добыча нефти является постоянной, не падающей, что, естественно, занижает технологический эффект.
По количеству и положению точек после начала воздействия относительно горизонтальной базовой прямой наглядно выявляется качественный эффект (все 23 из 23 точек расположены выше базовой горизонтали) и его динамика. Для количественной оценки эффективности бурения горизонтальных скважин по эксплуатационным карточкам определяем суммарную добычу нефти после ввода скважин в эксплуатацию на дату анализа (с 1.02.2007 по 1.01.2009 гг.). Она оказалась равной 6454,2 т. Отсюда среднемесячная добыча нефти после воздействия оказалась равной 280,6 т, или на 530% больше базовой (44,7 т).
Вычитая из среднемесячной добычи нефти после воздействия (280,6 т) базовую среднемесячную добычу нефти (44,7 т) и умножая полученную разность на число месяцев, получаем величину дополнительно добытой нефти (5425,3 т), ее долю по отношению ко всей добыче нефти после воздействия (84,1%).
Зная среднемесячную добычу воды в период предыстории и истории (цифры в скобках на рис. 9), можно определить фактическую среднемесячную обводненность в эти два периода времени (71,5 и 9,6%), а также, используя расчетную базовую добычу нефти (1028,9 т) и среднемесячную добычу воды в период предыстории (123,7 т) и истории (29,7 т), сопоставить с расчетной базовой средней обводненностью, равной 73,4 и 39,9%.
Скважина №5
Показатели работы скважины №5 приведены в табл. 14.
Таблица 14. Показатели работы скважины №5
Предыстория | История | ||||
Дата | Добыча за месяц, т | Дата | Добыча за месяц, т | ||
нефть | вода | нефть | вода | ||
06.2006 | 133,3 | 162,9 | 09.2007 | 260,4 | 22,6 |
07.2006 | 127,1 | 168,5 | 10.2007 | 263,5 | 29,3 |
08.2006 | 120,9 | 181,4 | 11.2007 | 257,3 | 25,4 |
09.2006 | 117,8 | 184,3 | 12.2007 | 254,2 | 31,4 |
10.2006 | 127,1 | 149,2 | 01.2008 | 275,9 | 20,8 |
11.2006 | 130,2 | 165,7 | 02.2008 | 263,5 | 22,9 |
12.2006 | 127,1 | 168,5 | 03.2008 | 266,6 | 26,4 |
01.2007 | 120,9 | 167,0 | 04.2008 | 272,8 | 33,7 |
02.2007 | 117,8 | 169,5 | 05.2008 | 275,9 | 30,7 |
03.2007 | 114,7 | 172,1 | 06.2008 | 269,7 | 36,8 |
04.2007 | 117,8 | 149,9 | 07.2008 | 272,8 | 33,7 |
05.2007 | 120,9 | 147,8 | 08.2008 | 275,9 | 34,1 |
06.2007 | 229,4 | 14,6 | 09.2008 | 282,1 | 24,5 |
07.2007 | 229,4 | 17,3 | 10.2008 | 285,2 | 28,2 |
08.2007 | 269,7 | 14,2 | 11.2008 | 279 | 34,5 |
12.2008 | 269,7 | 43,9 |
В координатах «месячная добыча нефти – календарное время» за нулевой отсчет времени принимаем месяц (06.2006) на год раньше месяца введения горизонтальных скважин из бурения (06.2007), т.е. в качестве ближней предыстории берем 12 месяцев. На график (рис. 10) наносим точки месячной добычииз указанной скважины по месяцам до и после ввода скважины в эксплуатацию. Проводим вертикальную прямую точку (06.2007), которая делит время на две части (до и после ввода скважины в эксплуатацию).
Рис. 10. Определение технологической эффективности ГС №5 «прямым» счетом
Далее по эксплуатационным карточкам добывающей скважины определяем добычу нефти за 12 месяцев предыстории (1475,6 т) и среднемесячную добычу в этот период (123,0 т). Последнюю величину откладываем на графике в виде горизонтальной прямой до пересечения с месяцем ввода скважин в эксплуатацию (06.2007). Затем период предыстории делим на две равные части вертикальным отрезком прямой. Таким образом, период предыстории превратился в квадратную диаграмму, на которой в первом квадрате оказалось 4 точки, во втором квадрате –2 точки, в третьем квадрате- 1 точка и в четвертом- 5 точек. Отсюда коэффициент ассоциации Юла равен:
Далее определяем количественные показатели тренда. Для этого по эксплуатационным карточкам определяем добычу нефти за первые 6 месяцев
(756,4 т) и вторые 6 месяцев (719,2 т) предыстории. Отсюда вычисляем среднемесячную добычу за первую половину (126,1 т) и вторую половину предыстории (119,9 т). Через последние две точки и центр квадратной диаграммыпроводим наклонную прямую до пересечения границы предыстории и истории (06.2007 – дата ввода скважин в эксплуатацию). В этой точке пересечения определяем базовую среднемесячную добычу нефти (117,8 т) и из нее проводим горизонтальнуюпрямую (параллельную оси времени) на весь период истории (последствия). Таким образом, считаем, что падение добычи нефти происходит только в периодпредыстории, а в период после воздействия базовая добыча нефти является постоянной, не падающей, что, естественно, занижает технологический эффект.
По количеству и положению точек после начала воздействия относительно горизонтальной базовой прямой наглядно выявляется качественный эффект (все 19 из 19 точек расположены выше базовой горизонтали) и его динамика. Для количественной оценки эффективности бурения горизонтальных скважин по эксплуатационным карточкам определяем суммарную добычу нефти после ввода скважин в эксплуатацию на дату анализа (с 1.06.2007 по 1.01.2009 гг.). Она оказалась равной 5053,0 т. Отсюда среднемесячная добыча нефти после воздействия оказалась равной 265,9 т, или на 130% больше базовой (117,8 т).
Вычитая из среднемесячной добычи нефти после воздействия (265,9 т) базовую среднемесячную добычу нефти (117,8 т) и умножая полученную разность на число месяцев, получаем величину дополнительно добытой нефти (2814,8 т), ее долю по отношению ко всей добыче нефти после воздействия (55,7%).
Зная среднемесячную добычу воды в период предыстории и истории (цифры в скобках на рис. 10), можно определить фактическую среднемесячную обводненность в эти два периода времени (57,3 и 9,3%), а также, используя расчетную базовую добычу нефти (1413,6 т) и среднемесячную добычу воды в период предыстории (165,2 т) и истории (27,3 т), сопоставить с расчетной базовой средней обводненностью, равной 58,4 и 18,8%.
Скважина №6
Показатели работы скважины №6 приведены в табл. 15
Таблица 15. Показатели работы скважины №6
Предыстория | История | ||||
Дата | Добыча за месяц, т | Дата | Добыча за месяц, т | ||
нефть | вода | нефть | вода | ||
01.2007 | 74,4 | 211,8 | 01.2008 | 319,3 | 13,3 |
02.2007 | 80,6 | 207,3 | 02.2008 | 344,1 | 14,3 |
03.2007 | 77,5 | 330,4 | 03.2008 | 294,5 | 15,5 |
04.2007 | 74,4 | 338,9 | 04.2008 | 266,6 | 11,1 |
05.2007 | 83,7 | 356,8 | 05.2008 | 266,6 | 11,1 |
06.2007 | 86,8 | 274,9 | 06.2008 | 260,4 | 19,6 |
07.2007 | 71,3 | 285,2 | 07.2008 | 254,2 | 25,1 |
08.2007 | 77,5 | 232,5 | 08.2008 | 288,3 | 18,4 |
09.2007 | 71,3 | 174,6 | 09.2008 | 291,4 | 15,3 |
10.2007 | 62 | 151,8 | 10.2008 | 347,2 | 14,5 |
11.2007 | 52,7 | 186,8 | 11.2008 | 368,9 | 19,4 |
12.2007 | 62 | 196,3 | 12.2008 | 409,2 | 21,5 |
В координатах «месячная добыча нефти – календарное время» за нулевой отсчет времени принимаем месяц (01.2007) на год раньше месяца введения горизонтальных скважин из бурения (01.2008), т.е. в качестве ближней предыстории берем 12 месяцев. На график (рис. 11) наносим точки месячной добычииз указанной скважины по месяцам до и после ввода скважины в эксплуатацию. Проводим вертикальную прямую точку (01.2008), которая делит время на две части (до и после ввода скважины в эксплуатацию).
Рис. 11. Определение технологической эффективности ГС №6 «прямым» счетом
Далее по эксплуатационным карточкам добывающей скважины определяем добычу нефти за 12 месяцев предыстории (874,2 т) и среднемесячную добычу в этот период (72,9 т). Последнюю величину откладываем на графике в виде горизонтальной прямой до пересечения с месяцем ввода скважин в эксплуатацию (01.2008). Затем период предыстории делим на две равные части вертикальным отрезком прямой. Таким образом, период предыстории превратился в квадратную диаграмму, на которой в первом квадрате оказалось 6 точек, во втором квадрате – ни одной точки, в третьем квадрате- 1 точка и в четвертом- 5 точек. Отсюда коэффициент ассоциации Юла равен:
Далее определяем количественные показатели тренда. Для этого по эксплуатационным карточкам определяем добычу нефти за первые 6 месяцев (477,4 т) и вторые 6 месяцев (396,8 т) предыстории. Отсюда вычисляем среднемесячную добычу за первую половину (79,6 т) и вторую половину предыстории (66,1 т). Через последние две точки и центр квадратной диаграммы проводим наклонную прямую до пересечения границы предыстории и истории (01.2008 – дата ввода скважин в эксплуатацию). В этой точке пересечения определяем базовую среднемесячную добычу нефти (61,7 т) и из нее проводим горизонтальнуюпрямую (параллельную оси времени) на весь период истории (последствия). Таким образом, считаем, что падение добычи нефти происходит только в периодпредыстории, а в период после воздействия базовая добыча нефти является постоянной, не падающей, что, естественно, занижает технологический эффект.
По количеству и положению точек после начала воздействия относительно горизонтальной базовой прямой наглядно выявляется качественный эффект (все 12 из 12 точек расположены выше базовой горизонтали) и его динамика. Для количественной оценки эффективности бурения горизонтальных скважин по эксплуатационным карточкам определяем суммарную добычу нефти после ввода скважин в эксплуатацию на дату анализа (с 1.01.2008 по 1.01.2009 гг.). Она оказалась равной 3710,0 т. Отсюда среднемесячная добыча нефти после воздействия оказалась равной 309,2 т, или на 402% больше базовой (61,7 т).
Вычитая из среднемесячной добычи нефти после воздействия (309,2 т) базовую среднемесячную добычу нефти (61,7 т) и умножая полученную разность на число месяцев, получаем величину дополнительно добытой нефти (2970,8 т), ее долю по отношению ко всей добыче нефти после воздействия (80,1%).
Зная среднемесячную добычу воды в период предыстории и истории (цифры в скобках на рис. 11), можно определить фактическую среднемесячную обводненность в эти два периода времени (76,4 и 5,2%), а также, используя расчетную базовую добычу нефти (739,9 т) и среднемесячную добычу воды в период предыстории (236,1 т) и истории (16,8 т), сопоставить с расчетной базовой средней обводненностью, равной 79,3 и 21,5%.
Скважина №7
Показатели работы скважины №7 приведены в табл. 16
Таблица 16. Показатели работы скважины №7
Предыстория | История | ||||
Дата | Добыча за месяц, т | Дата | Добыча за месяц, т | ||
нефть | вода | нефть | вода | ||
01.2007 | 114,7 | 213,0 | 01.2008 | 319,3 | 20,4 |
02.2007 | 117,8 | 262,2 | 02.2008 | 291,4 | 15,3 |
03.2007 | 111,6 | 395,7 | 03.2008 | 306,9 | 19,6 |
04.2007 | 111,6 | 395,7 | 04.2008 | 291,4 | 18,6 |
05.2007 | 105,4 | 195,7 | 05.2008 | 303,8 | 22,9 |
06.2007 | 117,8 | 176,7 | 06.2008 | 300,7 | 26,1 |
07.2007 | 99,2 | 155,2 | 07.2008 | 297,6 | 15,7 |
08.2007 | 105,4 | 245,9 | 08.2008 | 279 | 41,7 |
09.2007 | 99,2 | 176,4 | 09.2008 | 260,4 | 46,0 |
10.2007 | 108,5 | 201,5 | 10.2008 | 235,6 | 101,0 |
11.2007 | 105,4 | 234,6 | 11.2008 | 238,7 | 83,9 |
12.2007 | 111,6 | 260,4 | 12.2008 | 220,1 | 113,4 |
В координатах «месячная добыча нефти – календарное время» за нулевой отсчет времени принимаем месяц (01.2007) на год раньше месяца введения горизонтальных скважин из бурения (01.2008), т.е. в качестве ближней предыстории берем 12 месяцев. На график (рис. 12) наносим точки месячной добычииз указанной скважины по месяцам до и после ввода скважины в эксплуатацию. Проводим вертикальную прямую точку (01.2008), которая делит время на две части (до и после ввода скважины в эксплуатацию).
Рис. 12. Определение технологической эффективности ГС №7 «прямым» счетом
Далее по эксплуатационным карточкам добывающей скважины определяем добычу нефти за 12 месяцев предыстории (1308,2 т) и среднемесячную добычу в этот период (109,0 т). Последнюю величину откладываем на графике в виде горизонтальной прямой до пересечения с месяцем ввода скважин в эксплуатацию (01.2008). Затем период предыстории делим на две равные части вертикальным отрезком прямой. Таким образом, период предыстории превратился в квадратную диаграмму, на которой в первом квадрате оказалось 5 точек, во втором квадрате –1 точка, в третьем квадрате- 1 точка и в четвертом- 5 точек. Отсюда коэффициент ассоциации Юла равен:
Далее определяем количественные показатели тренда. Для этого по эксплуатационным карточкам определяем добычу нефти за первые 6 месяцев (678,9 т) и вторые 6 месяцев (629,3 т) предыстории. Отсюда вычисляем среднемесячную добычу за первую половину (113,2 т) и вторую половину предыстории (104,9 т). Через последние две точки и центр квадратной диаграммы проводим наклонную прямую до пересечения границы предыстории и истории (01.2008 – дата ввода скважин в эксплуатацию). В этой точке пересечения определяем базовую среднемесячную добычу нефти (102,1 т) и из нее проводим горизонтальнуюпрямую (параллельную оси времени) на весь период истории (последствия). Таким образом, считаем, что падение добычи нефти происходит только в периодпредыстории, а в период после воздействия базовая добыча нефти является постоянной, не падающей, что, естественно, занижает технологический эффект.
По количеству и положению точек после начала воздействия относительно горизонтальной базовой прямой наглядно выявляется качественный эффект (все 12 из 12 точек расположены выше базовой горизонтали) и его динамика. Для количественной оценки эффективности бурения горизонтальных скважин по эксплуатационным карточкам определяем суммарную добычу нефти после ввода скважин в эксплуатацию на дату анализа (с 1.01.2008 по 1.01.2009 гг.). Она оказалась равной 3344,9 т. Отсюда среднемесячная добыча нефти после воздействия оказалась равной 278,7 т, или на 163% больше базовой (102,1 т).
Вычитая из среднемесячной добычи нефти после воздействия (278,7 т) базовую среднемесячную добычу нефти (102,1 т) и умножая полученную разность на число месяцев, получаем величину дополнительно добытой нефти (2119,4 т), ее долю по отношению ко всей добыче нефти после воздействия (63,4%).
Зная среднемесячную добычу воды в период предыстории и истории (цифры в скобках на рис. 12), можно определить фактическую среднемесячную обводненность в эти два
29-04-2015, 00:32