CC BY
40
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПРОМЫСЛОВЫХ ДАННЫХ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЗАПАСОВ НЕФТИ ЗАЛЕЖЕЙ, РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ ПРИ ВОДОНАПОРНОМ РЕЖИМЕ Акрамов Б.Ш.1, Умедов Ш.Х.2, Хайитов О.Г.3, Нуритдинов Ж.Ф.4, Мирзакулова М.Н.5 Email: Akramov17143@scientifictext.ru
'Акрамов Бахшилло Шафиевич — кандидат технических наук, профессор, филиал в г. Ташкенте Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина; 2УмедовШералиХаллокович - доктор технических наук, заведующий кафедрой, кафедра горной электромеханики; 3Хайитов Одилжон Гафурович - кандидат геолого-минералогических наук, доцент, заведующий кафедрой,
кафедра горного дела; 4Нуритдинов Жамолиддин Фазлиддин угли — магистрант; 5МирзакуловаМадина Нормат кизи - магистрант, кафедра геологии нефти и газа, Ташкентский государственный технический университет им. Ислама Каримова, г. Ташкент, Республика Узбекистан
Аннотация: в статье приведена возможность определения запасов нефти с использованием промысловых данных при разработке залежей в условиях водонапорного режима. Полученные формулы могут быть использованы также при прогнозировании показателей разработки залежей на последующий период. График зависимости модифицированного жидкостно-нефтяного фактора от объема внедряющейся в пласт воду показывает, что зависимость также хорошо подтверждается промысловыми данными.
Полученные формулы могут быть использованы не только при оценке запасов нефти, но и при прогнозировании показателей разработки залежи в условиях естественного водонапорного режима или при применении заводнения.
Ключевые слова: залежь нефти, режим разработки, жидкостно-нефтяной фактор, закачка воды, характеристики вытеснения.
THE USE OF FIELD DATA TO DETERMINE THE OIL RESERVES OF DEPOSITS DEVELOPED UNDER WATER PRESSURE CONDITIONS Akramov B.Sh.1, Umedov Sh.H.2, Khayitov O.G.3, Nuritdinov J.F.4,
Mirzakulova М.^5
'Akramov Bakhshillo Shafiyevich — PhD, Professor, BRANCH IN TASHKENT RUSSIAN STATE UNIVERSITY OF OIL AND GAS NAMED AFTER I.M. GUBKIN; 2Umedov Sherali Hallokovich - Doctor of Technical Sciences, Head ofDepartment, DEPARTMENT OF MINING ELECTROMECHANICALS; 3Khayitov Odiljon Gafurovich - PhD, Candidate of Geological and Mineralogical Sciences,
Head of Department, DEPARTMENT OF MINING; 4Nuritdinov Jamoliddin Fazliddin ogli — Undergraduate; 5Mirzakulova Madina Normat kizi — Undergraduate, DEPARTMENT OF GEOLOGY OF OIL AND GAS, TASHKENT STATE TECHNICAL UNIVERSITY NAMED AFTER ISLAM KARIMOV, TASHKENT, REPUBLIC OF UZBEKISTAN
Abstract: the article presents the possibility of determining oil reserves using field data when developing deposits in a water-pressure regime. The obtained formulas can also be used in forecasting the development indicators of deposits for the subsequent period. The graph of the dependence of the modified liquid-oil factor on the volume of water penetrating into the formation shows that the dependence is also well supported by field data.
The obtained formulas can be used not only in assessing oil reserves, but also in predicting reservoir development indicators under natural water pressure conditions or when applying water flooding.
Keywords: oil deposit, development mode, liquid-oil factor, water injection, displacement characteristics.
УДК 622.327
При подсчете запасов методом материального баланса [1] или с помощью характеристик вытеснения [2] применяются данные о добыче нефти, воды и газа из залежи.
Если залежь разрабатывается в условиях водонапорного режима, то зависимость между суммарным отбором нефти, нефтенасыщенностью и объемом внедряющейся воды в рамках теории Баклея-Леверетта может быть описана следующими уравнениями [3]:
Q =JjL^ + K-z, (1)
ЛГ Л df« 1
где QH,Qвз - суммарные объемы нефти и внедряющейся в пласт воды, доли единиц объема пласта; fH - содержание нефти в потоке жидкости; K=l—SCB—S0H - коэффициент использования пор при бесконечно долгой промывке пласта; S CB,Sон - соответственно содержание связанной воды и остаточная нефтенасыщенность; z - нефтенасыщенность в обводненной зоне.
В работе [2] показано, что жидкостно-нефтяной фактор линейно зависит от суммарного отбора жидкости:
jfL = R = a + bQx, (3)
V н
где Qx - суммарный отбор жидкости из залежи; a,b - постоянные величины, определяемые по промысловым данным; R - жидкостно-нефтяной фактор.
Величина fH и суммарная добыча нефти могут быть выражены следующими формулами:
Г» =-¡¡2- (4)
(1-S)
<3.=—^-- (5)
Дифференцируем (4) по z:
dz \dz) Q в з
Подставив (4), (5) и (6) в (3), получим следующие дифференциальное уравнение, связывающее между собой величины z и R:
" (-Й1
(K-z)--
(7)
Из (7) при условии, что z=K при R=1, находим:
I 2а 1 — 2 а
К-2 =-Д ъ Д2 . (8)
Подставив (4), (5) и (8) в (1) и разрешив относительно величины ((вз, после преобразований получим:
(1 - а)2
Формула (9) позволяет определить объем закачиваемой в пласт воды при известном отборе жидкости.
Разница между объемами закачки и отбора воды равна ее объему, накапливаемому в залежи в процессе разработки:
М = (}вз-(}в=(}вз-{(}>к-(}н) = (}н+^^-, (10)
где ( в - суммарный объем добытой воды; W - объем воды, находящейся в пласте.
Рис. 1. Зависимость от У ( <2в, Р) X(В , Р)
Рис. 2. Зависимость модифицированного жидкостно-нефтяного фактора от объема внедряющейся
в пласт воды
Используем уравнение материального баланса для залежи, разрабатываемой в условиях водонапорного режима [1], и формулу (10):
(1б(В-В0) = (1И[В + {Сср-С0)Ъг]-}ЛГ + (1вЪв =
= (?н[в + (сср -с0)ь,.-1] + (1вьв -(1~ьа) , (И)
где (( б - балансовые запасы нефти; б ср - средний газовый фактор; В = Ь н + ( б 0 — б ) Ьг -двухфазный объемный коэффициент; б0, б - начальная и текущая газонасыщенность нефти; ЬН,ЬГ,ЬВ - объемные коэффициенты нефти, газа и воды; В0 - двухфазный объемный коэффициент при начальном пластовом давлении.
Обозначим Y( ( Я,((В,Р) = [В + (бср — б о) Ьг — \]+(}вЬв, Х(В,Р)=В—Во (здесь Р - пластовое давление).
Тогда (11) можно записать в виде:
¥((?н,(?В,Р) = (? бХ(В,Р) + . (12)
Формула (12) позволяет, используя данные о добыче нефти, газа, воды и жидкости, графически или методом наименьших квадратов выявить балансовые запасы нефти. Для этого необходимо предварительно определить характеристики вытеснения нефти водой (а и Ь) по данным о добыче нефти и жидкости и рассчитать объемные коэффициенты в зависимости от пластового давления и температуры.
Из (12) видно, что между У((}„,(} В,Р) и X(В,Р) существует линейная зависимость, угловой коэффициент которой равен балансовым запасам нефти. При этом следует иметь в виду, что они соответствуют тому объему пласта, который охвачен процессом вытеснения нефти водой.
График зависимости У((( н,(}в,Р) от X(В,Р) показывает (рис. 1), что фактические данные подтверждают справедливость формулы (12).
В работе [4] показано, что между объемами нефти и воды (Vн,/в), совместно движущимися в нефтяном пласте, существует зависимость:
гн+ш; = С0П5'- (13)
где М - параметр, зависящий от соотношения свойств жидкостей и характера взаимодействия их с горными породами. Он определяется довольно сложно [4], но в первом приближении его можно оценить по соотношению вязкостей нефти и воды.
Объем нефти в пласте в процессе ее извлечения на поверхность изменяется и равен разности между его начальным значением и добытым, т.е. Vн = V0 — Q и, а объем воды будет возрастать и равняться сумме начального объема и закаченного в пласт, т.е. VB = V в0 — Q вз (здесь V0 и Vв0 - начальные объемы нефти и воды в пласте). Подставим эти значения в формулу (13) и преобразовав, получим:
= M<cf-f + (l +MV-f)^. (14) Чн "о v "о / "о
Обозначим а3 = М(в)2; Ь3 = ( 1 + MB)^; R3 = в. Тогда формула (14) запишется
Vo ^о Q н
короче:
9л± = Кз=аз+ЬзЯвз (15)
V н
При использовании (14) и (15) вначале строятся характеристики вытеснения нефти водой по промысловым данным и определяются коэффициенты a и b. Затем по формуле (9) находится величина QB3 и строится модифицированная характеристика R3=f( QB3), с помощью которой вычисляются коэффициенты а3 и Ь3. Зная их, можно оценить запасы нефти:
1—5
ro = (V^)-1 = 1 + VC'" (16)
"в 0 °3
График зависимости модифицированного жидкостно-нефтяного фактора от объема внедряющейся в пласт воду (рис. 2) показывает, что зависимость (15) также хорошо подтверждается промысловыми данными.
Полученные формулы могут быть использованы не только при оценке запасов нефти, но и при прогнозировании показателей разработки залежи в условиях естественного водонапорного режима или при применении заводнения.
Список литературы / References
1. Амелин И.Д., Бадьянов В.А., Вендельштейн Б.Ю. и др. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов // Справочник. М.: Недра, 1989.
2. Сипачев Н.В., Посевич А.Г. О характеристиках вытеснения нефти водой // Известия вузов, Нефть и газ, 1981/ № 12/
3. КурановИ.Ф. Вытеснение нефти водой в слоистом пласте // ТР. ВНИИ, вып. XXVIII, 1960.
4. Акрамов Б.Ш., Хаитов О.Г., Табылганов М.А. Методы уточнения начальных и остаточных запасов нефти по данным разработки на поздней стадии. «Горный журнал»/ № 2. 2010. C. 5-10.
5. Акрамов Б.Ш., Умедов ШХ., Хаитов О.Г., Нуритдинов Ж.Ф., Хамроев У., Зияева Н. Инновационная технология разработки нефтегазовых залежей. Журнал «Наука, техника и образование». № 1, 2019.
