MATHEMATICAL CALCULATIONS IN DETERMINING OIL AND GAS RESERVES: EVALUATION OF EFFICIENCY OF RESERVOIR ENERGY APPLICATION

MATHEMATICAL CALCULATIONS IN DETERMINING OIL AND GAS RESERVES: EVALUATION OF EFFICIENCY OF RESERVOIR ENERGY APPLICATION

Natalia Marchenkova

assistant professor, Candidate of Pedagogical Sciences, Gubkin Russian University of Oil and Gas (Orenburg Branch),

Russia, Orenburg

Rimma Mustafina

Senior Lecturer, Gubkin Russian University of Oil and Gas (Orenburg Branch),

Russia, Orenburg

ПРИМЕНЕНИЕ МАТЕМАТИЧЕСКИХ РАСЧЕТОВ ПРИ ОПРЕДЕЛЕНИИ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА И ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ

Марченкова Наталья Георгиевна

канд. пед. наук, доц., филиал Российского университета нефти и газа им. И.М. Губкина,

РФ, г. Оренбург

Мустафина Римма Мухарамовна

ст. преподаватель, филиал Российского университета нефти и газа им. И.М. Губкина,

РФ, г. Оренбург

Россия занимает лидирующие позиции в мире по разведанным запасам и добыче газа. Потенциал «черного золота» в нашей стране является одним из самых больших в мире, данные о них были засекречены до 2013 года. В этом же году Правительством РФ утверждено постановление «О внесении изменений в постановление Правительства Российской Федерации от 2 апреля 2002 года № 210» от 5 июля 2013 года № 569, исключающее углеводородное сырье из Списка стратегических видов полезных ископаемых, сведения о которых составляют государственную тайну.

Говоря о запасах нефти и природного газа в России, эксперты в прогнозе до 2035 года отмечают, что страна и дальше будет оставаться крупнейшим экспортером первичных энергоресурсов в мире. Стоит учесть, то факт, что газ - единственный из ископаемых видов топлива, по мнению прогноза аналитиков, к 2040 году увеличит долю в мировом энергопотреблении. Однако темпы прироста существенно замедлятся. В 2018 году доля составляла 22%, в 2040 году этот показатель достигнет 25–27% в зависимости от сценария.

Развитие математических методов позволяет  производить подсчет запасов и оценку ресурсов углеводородного сырья с более точным прогнозом. Подсчет запасов базируется на подробном изучении недр и включает в себе сведения, полученные в результате поисков, разведки и разработки залежей: данные изучения минералогических и петрографических свойств пород, физики пласта и фильтрационно-емкостных свойств флюидов, результаты полевых и промыслово-геофизических исследований, сведения об условиях формирования залежей нефти, газа и конденсата, о закономерностях размещения их в недрах и т.д., данные петрофизического изучения нефтегазоносных толщ, опробования и испытания скважин, опытно-промышленных работ и разработки залежей, результаты промыслово-геологического изучения залежей и процессов, протекающих при их разработке.

В данной ситуации стоит особое внимание уделить уже разрабатываемым нефтяным месторождениям с газовой шапкой или газового месторождения с нефтяной оторочкой. Отбора из пласта большого количества жидкости при высокой депрессии обеспечивает высокую скорость движения жидкости к забою скважины. Значительная часть добычи нефти будет получена за счет упругой энергии нефти, пород и воды, расположенных в пределах контура нефтеносности и его непосредственного окружения. Для повышения коэффициента нефтеотдачи пласта необходимо применять все меры к уменьшению доли участия в вытеснении нефти выделяющегося из раствора газа путем поддержания пластового давления.

Объемный метод наиболее широко применяется в геолого-промысловой практике. Он основан на данных о геолого-геофизической характеристике объектов подсчета и условиях залегания нефти в них. Эффективная мощность определяется как среднеарифмитическая величина вскрытых мощностей небольшим числом скважин или как средневзвешенная мощность по всей площади залежи. Коэффициент открытой пористости находят по результатам анализа кернов, отобранных при бурении скважин из продуктивных пластов. В связи с малым выносом керна пористость для всей продуктивной мощности пласта и по простиранию пласта определяется с учетом косвенных методов, в первую очередь, промыслово-геофизических.

Коэффициент нефтенасыщения получают по данным лабораторных исследований образцов и промыслово-геофизических исследований; он зависит от литолого-физических свойств пласта, свойств нефти, а также режима работы пласта и системы разработки залежи.

Коэффициент нефтеотдачи - отношение извлекаемых запасов к начальным геологическим запасам нефти; он определяется по результатам разработки месторождения. Величина коэффициента нефтеотдачи зависит от режима залежи, литолого-физических характеристик коллекторов, свойств насыщающих флюидов, системы размещения скважин, способов воздействия на пласт и т.д.

Плотность и объемный коэффициент нефти находят по результатам лабораторного анализа проб нефти.

Рассмотрим некое месторождение N, геологическое строение которого представлено сводовой нефтяной залежью простого строения с газовой шапкой, составляющей 15% всего объема залежи в пределах контура нефтегазоноскости. Залежь нефти окружена активной водой. Начальное пластовое давление , пластовая температура . По данным лабораторных исследований установлено: начальное количество газа, растворенного в нефти, , начальный объемный коэффициент нефти , начальный коэффициент сжимаемости газа  плотность нефти .

За первый год эксплуатации среднепластовое давление упало до . За это время было добыто безводной нефти , и газа . В течение второго года эксплуатации пластовое давление было почти постоянным . Добыча за этот год составила: нефти , газа  и воды .

Объемный коэффициент нефти к концу второго года был ; содержание растворенного газа уменьшилось до   и коэффициент сжимаемости газа снизился до .

Отношение объема газовой шапки к объему нефтяной залежи

                                                                                       (1)

Начальный объемный коэффициент газа

.                                                         (2)

Объемный коэффициент газа к концу второго года

                                                      (3)

Двухфазный объемный  коэффициент ( нефти и газа) к концу второго года

              (4)

Всего добыто за время t (2 года):

нефти

;                                (5)

газа

;                                    (6)

Средний газовый фактор

.                                                                      (7)

В течении второго года эксплуатации общий перепад давления оставался постоянным:

.                                                   (8)

Среднесуточная добыча нефти за второй год

                                                                                   (9)

(число дней работы в году принято равным  360).

Средний газовый фактор за второй год

                                                                      (10)

Среднесуточная добыча воды за второй год

.                                                                                     (11)

Количество контурной воды, внедрившейся в нефтяную залежь, найдем по формуле

,                                                                               (12)

где коэффициент пропорциональности

                     (13)

Так  как работа  в течение первого года велась с переменным перепадом от 0 до 20, а в течение второго года перепад оставался постоянным, то искомый интеграл возьмем за каждый год t отдельно, поставив пределы времени в месяцах:

           (14)

Количество поступившей в нефтяную залежь контурной воды за время t=2 года

.                                                       (15)

Начальный запас нефти в пласте Nопределим, подставив найденные величины в основное уравнение материального баланса, решенное относительно N:

                   (16)

Начальный запас свободного газа, приведенный к нормальным условиям, будет

.                                             (17)

Количество растворенного газа, приведенного к нормальным условиям, составит

.                                                          (18)

Общее количество добытых нефти и газа, приведенное к пластовым условиям будет

.                 (19)

Определим относительную эффективность отдельных видов энергии.

Доля участия воды в вытеснении нефти

                                                (20)

Доля участия в газовой шапки в вытеснении нефти

                            (21)

Доля участия растворенного газа в вытеснении нефти

                                       (22)

Как видно из приведенного расчета, дренирование залежи в течение первых двух лет происходит в основном вследствие внедрения воды и работы газа, выходящего из раствора. Влияние газовой шапки пока невелико.

Применение математических расчетов дает более широкое поле для исследования запасов нефти и газа.

Список литературы:

1. Назаров В.И. Концепция методики геолого-экономической оценки ресурсов нефти и газа // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2017. - Т.12. - №1. - http://www.ngtp.ru/rub/3/12_2017.pdf.
2. Эфрос Д.А. Моделирование вытеснения нефти водой / Д.А. Эфрос, В.П. Оноприенко // Труды ВНИИ. – М.: Гостоптехиздат, 1958. – Вып. 12. – С. 331–360.
3. Яценко В.М. Проблемы эффективного управления основными средствами в газовой отрасли и механизмы их решения (на примере ОАО «Газпром»): дис. на соискание ученой степени д-ра экон. наук / РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. - М., 2016. - 282 с.