Education of the republic of uzbekistan tashkent state technical university named after islam karimov

Group 
of 
deposits 
Particle-size distribution, in % 
 
дК
porousne
ss average
, 
%/m
2 
 
дК
permeabilit
y average
, 
mld/m
2 
Кp, 
% 
Кperm, 
mld 
Кr.w 
 
Кгл 
η
г 
coarse-
grained 
medium-
grained 
Different-
grained 
Small 
grained 
pelit
ic 
 from-to 
average 
 from-to 
average 
from-to 
average 
from-to 
average 
from-to 
average 
А 
65 
25 
5 
3 
2 
0,00001- 
0,0001 
0,00001-
0,00005 
13-35 
28 
1-1000 
300 
0,005-
0,5 
0,15 
0-0,3 
0,05 
0,75-
0,95 
0,85 
Б 
20 
53 
14 
8 
5 
0,00003- 
0,0003 
0,00005-
0,0003 
10-30 
21 
0,5-500 
57 
0,1-0,6 
0,25 
0-0,3 
0,1 
0,6-0,85 
0,75 
С 
9 
21 
17 
40 
13 
0,0003-
0,003 
0,0003-
0,004 
12-27 
17 
0,7-150 
23 
0,1-0,6 
0,3 
0,05-0,4 
0,15 
0,6-0,7 
0,65 
Д 
6 
11 
18 
40 
20 
0,003-
0,015 
0,004-0,1 
9-23 
14 
0,3-20 
5,2 
0,2-0,5 
0,4 
0,1-0,4 
0,20 
0,45-0,6 
0,55 

---

111 
- group B - 0.78; 
- group C - 0.64; 
- group D - 0.53 
Predicted gas recovery coefficients of terrigenous reservoirs of gas and gas 
condensate deposits of the Republic of Uzbekistan 
Table 2. 
Group 
Porosity, % 
from-to 
average 
К
ex.g 
Fact. 
К
ex.g
 
Table.1.1 
К
ex.g 
Forecast. 
А 
- 
- 
0,85 
0,85 
В 
13-28 
20 
0,66-0,91 
0,78 
0,75 
0,75 
С 
13-23 
18 
0,6-0,68 
0,64 
0,65 
0,65 
Д 
13-28 
16 
0,52-0,85 
0,53 
0,55 
0,55 
These values practically coincide with the data for each group given in (Table 1). 
Therefore, for the fields of the Republic of Uzbekistan, the values given in Table 1 can be taken 
as predicted gas recovery coefficients. 
It should be noted that the estimates performed were based on data averaged for each of the 
productive complexes and horizons. The range of variation of the porosity coefficient within 
their limits shows that in each productive complex and horizon the presence of layers belonging 
to group A is possible. 
The results of the development of the Urga field are analyzed. Taking into account the 
revaluation of reserves made in 1999. [3] the current recovery rates are from 72 to 95 % of the 
predicted ones, which is in line with the development results. The exception is batch J
3
7
, the 
reserves of which are clearly overestimated (Table 3) [14-16]. 
 

---

Geological Engineering
112 
Fig. 1. - Histograms of 
К
 distribution 
Note: abnormal values are highlighted in red 
Fig 2. - Correlation dependence of 
К
ex.g and 
К
p 
 
This comparison shows that the proposed assessment methodology clearly works. 
Therefore, the authors used it when assessing recoverable gas reserves at the Surgil- North. Aral 
and East. Berdakh-Uchsay (Table 3). 
The main criterion for assigning deposits to a certain group was the porosity value, since 
only this parameter is correlated. 
The discussion of the results. 
Analysis of predicted gas recovery factors for the Surgil-
North.Aral field showed the following (Table 4) [17, 19]: 
1. Of 21 deposits, group A includes only 3 (J
3
1
, J
3
3
, J
3
5a
) with total reserves (4.4 % of all 
discovered reserves at the field). 
Group B includes the majority of deposits - 9 (J
3
2
, J
3
3а
, J
3
5
, J
3
6
, J
3
7
, J
3
7а
, J
2
1
, J
2
2
, J
2
3
) with 41 
% reserves, including the deposit in the J
2
2
batch. 
Group C includes 6 deposits (J
2
4
, J
2
5
, J
2
6
, J
2
7
, J
2
8
, J
2
11
) with reserves of about 44.8 %, 
including a deposit in batch J
2
8
. 
Group D includes deposits in 2 batches (J
2
9
, J
2
10
) with total reserves of 9.8 %. 
2. The average value of gas recovery for the field is 0.73, which practically coincides with 
the average value for the Urga field. 
The analysis of predicted gas recovery factors for the East. Berdakh-Uchsay field showed 
the following (Table 5): 
1.
In the section J
1
and J
2
, there are no formations of group A, which testifies to the 
worse reservoir properties of reservoirs than at the Urga, Surgil-North.Aral fields.