RU2737620C1 - Способ мониторинга и оптимизации разработки залежи нефти - Google Patents
Способ мониторинга и оптимизации разработки залежи нефти Download PDFInfo
- Publication number
- RU2737620C1 RU2737620C1 RU2020117142A RU2020117142A RU2737620C1 RU 2737620 C1 RU2737620 C1 RU 2737620C1 RU 2020117142 A RU2020117142 A RU 2020117142A RU 2020117142 A RU2020117142 A RU 2020117142A RU 2737620 C1 RU2737620 C1 RU 2737620C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- wells
- group
- geochemical
- samples
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 title claims description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 20
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 20
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 13
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 claims description 5
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 3
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 claims 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 14
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 abstract 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- HORCQSAKJDDBKB-UHFFFAOYSA-N 1-methyldibenzothiophene Chemical compound S1C2=CC=CC=C2C2=C1C=CC=C2C HORCQSAKJDDBKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- NICUQYHIOMMFGV-UHFFFAOYSA-N 4-Methyldibenzothiophene Chemical compound S1C2=CC=CC=C2C2=C1C(C)=CC=C2 NICUQYHIOMMFGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 2
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 2
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 238000005377 adsorption chromatography Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000004949 mass spectrometry Methods 0.000 description 1
- 238000001819 mass spectrum Methods 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V99/00—Subject matter not provided for in other groups of this subclass
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовых залежей нефти. Способ включает отбор образцов нефти и проведение геохимических исследований с соответствующим выделением пиков и определением геохимических параметров нефти, проведение анализа и оценку притоков нефти. Выбирают многопластовую залежь, пласты которой полностью или частично совпадают в структурном плане. На данной залежи подбирают скважины - группа А, эксплуатирующие все пласты, но при этом каждая из скважин ведет отбор только из одного из пластов. Проводят геохимические исследования проб нефти из данных скважин группы А и определяют геохимические параметры нефти каждого из пластов. Затем отбирают пробы нефти с оставшихся скважин - группа B, каждая из которых эксплуатирует по несколько пластов. Проводят геохимические исследования данных проб, сравнивают с геохимическими параметрами нефти, характерными для каждого из пластов, определенных по исследованиям со скважин группы А, и выявляют процентное распределение притока нефти с каждого из пластов в скважинах группы В. При разнице добычи нефти из пластов в 20% и более в скважинах группы В проводят мероприятия по выравниванию притока. Технический результат - повышение нефтеотдачи многопластовой нефтяной залежи.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовых залежей нефти, пласты которых полностью или частично совпадают в структурном плане.
Известен способ мониторинга разработки газовых месторождений, включающий проведение в течение всего периода эксплуатации месторождения циклических наблюдений за изменениями силы тяжести на гравиметрических пунктах, при этом в пределах месторождения размещают два типа пунктов наблюдения - базисные, которые размещают в пределах кустов эксплуатационных скважин, где по данным промыслово-геофизических исследований определяются объем отбора газа, падения пластового давления и перемещения газоводяного контакта, и режимные - на участках месторождения, непосредственно не дренируемых эксплуатационными скважинами, по периодическим наблюдениям на базисных пунктах устанавливают зависимости между изменениями значений силы тяжести и указанными параметрами разработки, полученные зависимости затем используют для определения по измеряемым значениям силы тяжести на режимных пунктах текущих запасов газа в месторождении, его распределения и перемещения масс флюидов по площади всего месторождения (патент РФ № 2307379, кл. G01N 30/02, G01V 9/00, опубл. 27.09.2005).
Недостатком известного способа является сложность и большой объем проводимых работ при невысокой эффективности. Нефтеотдача месторождений остается низкой.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ геохимического мониторинга разработки мелкозалегающих залежей сверхвязкой нефти, заключающийся в том, что отбирают не менее трёх образцов керна из различных участков месторождения через одинаковые пространственные интервалы, измельчают образцы керна, экстрагируют измельченные образцы керна растворителем, отгоняют растворитель с получением битумоида, из битумоида выделяют углеводородную фракцию. С использованием жидкостно-адсорбционной хроматографии, выполняют качественную идентификацию хромато-масс-спектрометрических пиков по масс-спектрам полученной углеводородной фракции с использованием хромато-масс-спектрометрического анализа. При этом определяют интенсивность пика 1-метилдибензотиофена, интенсивность пика 4-метилдибензотиофена и соотношение пиков 1-метилдибензотиофена и 4-метилдибензотиофена. По результатам полученных соотношений в образцах керна строят 2D и 3D модели месторождения с применением программного обеспечения, разработанного под заявленный способ, отбирают пробы нефти из добывающих скважин, определяют соотношения 1-метилдибензотиофена и 4-метилдибензотиофена, идентичные исследованиям керна, вносят полученные соотношения 1-метилдибензотиофена и 4-метилдибензотиофена, определённые в образцах нефти, в предварительно построенную геохимическую модель месторождения и выполняют построение 2D и 3D модели месторождения с применением программного обеспечения, разработанного под заявленный способ. Формируют 2D и 3D модели месторождения и формулируют выводы по оценке направлений вероятных притоков нефти (патент РФ №2667174, кл. Е21В 49/00, G06F 19/00, G06G 7/48, опубл. 28.12.2017 - прототип).
Недостатком известного способа является его сложность, т.к. необходимо проводить отбор керна. Кроме того, отбор керна довольно сложно осуществить в уже пробуренных работающих скважинах. Эффективность способа снижается в более глубоких пластах и многопластовых залежах. В результате нефтеотдача залежей остается невысокой.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи многопластовой нефтяной залежи.
Задача решается тем, что в способе мониторинга и оптимизации разработки залежи нефти, включающем отбор образцов нефти и проведение геохимических исследований с соответствующим выделением пиков и определением геохимических параметров нефти, проведение анализа и оценку притоков нефти, согласно изобретению, выбирают многопластовую залежь, пласты которой полностью или частично совпадают в структурном плане, на данной залежи подбирают скважины – группа А, эксплуатирующие все пласты, но при этом каждая из скважин ведет отбор только из одного из пластов, проводят геохимические исследования проб нефти из данных скважин группы А и определяют геохимические параметры нефти каждого из пластов, затем отбирают пробы нефти с оставшихся скважин – группа B, каждая из которых эксплуатирует по несколько пластов, проводят геохимические исследования данных проб, сравнивают с геохимическими параметрами нефти, характерными для каждого из пластов, определенных по исследованиям со скважин группы А, и выявляют процентное распределение притока нефти с каждого из пластов в скважинах группы В, при разнице добычи нефти из пластов в 20% и более, в скважинах группы В проводят мероприятия по выравниванию притока, заключающиеся в установке оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации, водоизоляционными работами, работами по интенсификации притока, либо отключением одного или нескольких пластов, мониторинг распределения притока нефти с применением геохимических исследований проб нефти проводят на скважинах группы В с периодичностью не реже одного раза в 2 месяца, при необходимости, мероприятия по выравниванию притока повторяют.
Сущность изобретения.
Для эффективной разработки многопластовой нефтяной залежи необходимо достичь максимальный охват по каждому из пластов. Однако, если пласты совпадают в структурном плане и эксплуатируются совместно, при этом отличаются по своим геолого-физическим характеристикам, охват и выработка пластов снижаются. Существующие технические решения не в полной мере позволяют осуществлять наиболее полную выработку запасов нефти из такой залежи, в результате чего, нефтеотдача залежи остается низкой. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи многопластовой нефтяной залежи. Задача решается следующим образом.
Способ реализуют следующим образом.
Подбирают многопластовую нефтяную залежь, представленную несколькими пластами, полностью или частично совпадающими в структурном плане. На залежи подбирают скважины – группа А, эксплуатирующие все пласты, но при этом каждая из скважин ведет отбор только из одного из пластов. Из данных скважин группы А отбирают пробы нефти. Проводят геохимические исследования проб нефти из данных скважин группы А и определяют геохимические параметры нефти каждого из пластов.
Далее отбирают пробы нефти с оставшихся скважин – группы B, каждая из которых эксплуатирует по несколько пластов.
Проводят геохимические исследования данных проб и сравнивают с геохимическими параметрами нефти, характерными для каждого из пластов, определенных по исследованиям со скважин группы А.
В результате выявляют процентное распределение притока нефти с каждого из пластов в скважинах группы В. При разнице добычи нефти из пластов в 20% и более, в скважинах группы В проводят мероприятия по выравниванию притока. Данные мероприятия в зависимости от ситуации включают в себя установку оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации, водоизоляционные работы, работы по интенсификации притока, либо отключение одного или нескольких пластов. Согласно исследованиям, при разнице добычи нефти из пластов менее, чем 20% проведение мероприятий по выравниванию притока нецелесообразно ввиду снижения прироста нефтеотдачи.
После проведения данных мероприятий при дальнейшей эксплуатации скважин ввиду изменений, происходящих в пласте (интерференция скважин и перераспределение потоков, окончание действия водоизоляционного состава и пр.), возможно снижение эффективности проведенных мероприятий. Поэтому на залежи на скважинах группы В проводят мониторинг распределения притока нефти геохимическими исследованиями проб нефти с периодичностью не реже одного раза в 2 месяца. При необходимости, мероприятия по выравниванию притока повторяют. Согласно исследованиям, при проведении геохимических исследований проб нефти с периодичностью реже одного раза в 2 месяца, эффективность мониторинга и соответствующей оптимизации способа значительно снижается.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.
Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи многопластовой нефтяной залежи.
Пример конкретного выполнения способа.
На месторождении подбирают многопластовую нефтяную залежь. Данная залежь представлена тремя пластами: верхним I, средним II и нижним III. Пласты I, II и III частично совпадают в структурном плане. Нижний пласт III представлен терригенными отложениями, средняя абсолютная проницаемость составляет 260 мД, средняя нефтенасыщенная толщина – 4 м, глубина залегания кровли пласта – 1630 м, начальное пластовое давление – 16 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях – 12 мПа·с. Средний пласт II сложен карбонатными породами, средняя абсолютная проницаемость составляет 50 мД, средняя нефтенасыщенная толщина – 6 м, глубина залегания кровли пласта – 1230 м, начальное пластовое давление – 12 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях – 32 мПа·с. Вышезалегающий пласт I представлен терригенными отложениями, средняя абсолютная проницаемость составляет 400 мД, средняя нефтенасыщенная толщина – 5 м, глубина залегания кровли пласта – 1070 м, начальное пластовое давление – 11 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях – 45 мПа·с.
Среди 20 добывающих скважин залежи выбирают группу А скважин, эксплуатирующих все пласты I, II и III, но при этом каждая из данных скважин ведет отбор только из одного из пластов I, II или III. На рассматриваемой залежи такими скважинами группы А являются скважины, в которых пласты I, II и III не совпадают в структурном плане. Всего таких скважин 4: две эксплуатируют пласт I и по одной эксплуатируют пласты II и III.
Из данных скважин группы А отбирают пробы нефти, проводят геохимические исследования проб нефти и определяют геохимические параметры нефти каждого из пластов I, II и III.
Далее отбирают пробы нефти с оставшихся 16 скважин – группа B, в которых пласты I, II и III совпадают в структурном плане. Каждая из скважин групп В эксплуатирует по несколько пластов: I и II, II и III, I и III или все три пласта одновременно. Проводят геохимические исследования данных проб и сравнивают с геохимическими параметрами нефти, характерными для каждого из пластов, определенных по исследованиям со скважин группы А.
В результате выявляют процентное распределение притока нефти с каждого из пластов в скважинах группы В. Определили, что в 12 скважинах группы В разница в добыче нефти из пластов составляет 20% и более. В данных скважинах проводят мероприятия по выравниванию притока:
- в 6 скважинах устанавливают оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации,
- в 2 скважинах проводят водоизоляционные работы, закачивая водоизоляционные составы в обводнившиеся пласты,
- в 3 скважинах отключают низкопродуктивные пласты, оставляя один из пластов с максимальным дебитом нефти,
- в 1 скважине проводят солянокислотную обработку низкопродуктивного карбонатного пласта.
После проведения данных мероприятий при дальнейшей эксплуатации скважин группы В ввиду изменений, происходящих в пласте, с периодичностью раз в 2 месяца проводят мониторинг распределения притока нефти геохимическими исследованиями проб нефти. Мероприятия по выравниванию притока повторяют еще 26 раз за все время разработки залежи.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.
В результате разработки, которое ограничили достижением обводненности залежи до 98%, было добыто 524 тыс.т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) по залежи составил 0,415 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 468 тыс.т нефти, КИН составил 0,371 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу – 0,044 д.ед.
Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент извлечения нефти залежи, представленной несколькими пластами, полностью или частично совпадающими в структурном плане (многопластовая залежь), повысить охват пластов и выработку запасов нефти.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи многопластовой нефтяной залежи.
Claims (1)
- Способ мониторинга и оптимизации разработки залежи нефти, включающий отбор образцов нефти и проведение геохимических исследований с соответствующим выделением пиков и определением геохимических параметров нефти, проведение анализа и оценку притоков нефти, отличающийся тем, что выбирают многопластовую залежь, пласты которой полностью или частично совпадают в структурном плане, на данной залежи подбирают скважины - группа А, эксплуатирующие все пласты, но при этом каждая из скважин ведет отбор только из одного из пластов, проводят геохимические исследования проб нефти из данных скважин группы А и определяют геохимические параметры нефти каждого из пластов, затем отбирают пробы нефти с оставшихся скважин - группа B, каждая из которых эксплуатирует по несколько пластов, проводят геохимические исследования данных проб, сравнивают с геохимическими параметрами нефти, характерными для каждого из пластов, определенных по исследованиям со скважин группы А, и выявляют процентное распределение притока нефти с каждого из пластов в скважинах группы В, при разнице добычи нефти из пластов в 20% и более в скважинах группы В проводят мероприятия по выравниванию притока, заключающиеся в установке оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации, водоизоляционных работах, работах по интенсификации притока либо отключении одного или нескольких пластов, мониторинг распределения притока нефти с применением геохимических исследований проб нефти проводят на скважинах группы В с периодичностью не реже одного раза в 2 месяца, при необходимости мероприятия по выравниванию притока повторяют.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020117142A RU2737620C1 (ru) | 2020-05-25 | 2020-05-25 | Способ мониторинга и оптимизации разработки залежи нефти |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020117142A RU2737620C1 (ru) | 2020-05-25 | 2020-05-25 | Способ мониторинга и оптимизации разработки залежи нефти |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2737620C1 true RU2737620C1 (ru) | 2020-12-01 |
Family
ID=73792516
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020117142A RU2737620C1 (ru) | 2020-05-25 | 2020-05-25 | Способ мониторинга и оптимизации разработки залежи нефти |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2737620C1 (ru) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2292453C2 (ru) * | 2005-02-24 | 2007-01-27 | Александр Сергеевич Трофимов | Способ разработки месторождения углеводородов |
| RU2513895C1 (ru) * | 2012-12-14 | 2014-04-20 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Западно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии и геофизики" (ФГУП "ЗапСибНИИГГ) | Способ разработки нефтяных залежей |
| EP2848964A2 (en) * | 2013-09-13 | 2015-03-18 | Services Petroliers Schlumberger | Combining downhole fluid analysis and petroleum systems modeling |
| WO2015103332A2 (en) * | 2013-12-31 | 2015-07-09 | Biota Technology, Inc. | Microbiome based systems, apparatus and methods for the exploration and production of hydrocarbons |
| WO2018017108A1 (en) * | 2016-07-22 | 2018-01-25 | Schlumberger Technology Corporation | Modeling of oil and gas fields for appraisal and early development |
-
2020
- 2020-05-25 RU RU2020117142A patent/RU2737620C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2292453C2 (ru) * | 2005-02-24 | 2007-01-27 | Александр Сергеевич Трофимов | Способ разработки месторождения углеводородов |
| RU2513895C1 (ru) * | 2012-12-14 | 2014-04-20 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Западно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии и геофизики" (ФГУП "ЗапСибНИИГГ) | Способ разработки нефтяных залежей |
| EP2848964A2 (en) * | 2013-09-13 | 2015-03-18 | Services Petroliers Schlumberger | Combining downhole fluid analysis and petroleum systems modeling |
| WO2015103332A2 (en) * | 2013-12-31 | 2015-07-09 | Biota Technology, Inc. | Microbiome based systems, apparatus and methods for the exploration and production of hydrocarbons |
| WO2018017108A1 (en) * | 2016-07-22 | 2018-01-25 | Schlumberger Technology Corporation | Modeling of oil and gas fields for appraisal and early development |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8646525B2 (en) | System and method for enhancing oil recovery from a subterranean reservoir | |
| Zhou* et al. | Evaluating gas production performances in marcellus using data mining technologies | |
| CN102041995B (zh) | 复杂油藏水淹状况监测系统 | |
| CN110130882A (zh) | 一种基于测井测试资料的油藏区域评价方法 | |
| CN110288258A (zh) | 一种高含水油藏剩余油挖潜方法 | |
| CN106295095B (zh) | 基于常规测井资料预测低渗透砂岩储层产能的方法 | |
| Zhou et al. | Evaluating fracture-fluid flowback in Marcellus using data-mining technologies | |
| EP3800324B1 (en) | Method and apparatus for determining integrated development approach for shale and adjacent oil layers | |
| Bhattacharya et al. | Analysis of production history for unconventional gas reservoirs with statistical methods | |
| Mukhametshin et al. | Designing measures to increase oil recovery based on the identification and grouping of deposits | |
| US20190010789A1 (en) | Method to determine a location for placing a well within a target reservoir | |
| Sieberer et al. | Polymer-flood field implementation: Pattern configuration and horizontal vs. vertical wells | |
| RU2318993C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи | |
| Bachleda et al. | Reliable EUR prediction using geochemistry-derived drainage profiles of 200+ wells in the Anadarko Basin | |
| Long et al. | Integrating oil and water geochemistry to assess SRV and DRV in the bakken/three forks hybrid play | |
| RU2737620C1 (ru) | Способ мониторинга и оптимизации разработки залежи нефти | |
| Zhang et al. | Computation method for water influx in different layers of natural edge water | |
| RU2438010C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти с малыми толщинами | |
| RU2736669C1 (ru) | Способ мониторинга и оптимизации разработки нефтяного месторождения | |
| Chen | Evaluation of EOR potential by gas and water flooding in shale oil reservoirs | |
| CN109339760A (zh) | 一种水平井一段多簇压裂裂缝条数诊断方法 | |
| RU2733869C1 (ru) | Способ разработки доманикового нефтяного пласта | |
| Batalov et al. | Forecasting the use of non-stationary waterflooding in the conditions of oil deposits in Western Siberia | |
| Wang et al. | Applications of time-lapse geochemistry (TLG) to Delaware Basin field development | |
| Mukhametshin | Calculation and forecast of resource extraction during exploration |