ИССЛЕДОВАНИЕ ПАРАМЕТРИЧЕСКОЙ ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТИ ТЕМПЕРАТУРНОГО ПОЛЯ В ПЛАСТЕ С ТРЕЩИНОЙ ГИДРОРАЗРЫВА Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

Р.Ф. шарафутдинов, Ф.Ф. Давлетшин Атяттт*тяттт*т0ттт*т'//

УДК 532.546

DOI: 10.24411/1728-5283-2021-10103

ИССЛЕДОВАНИЕ ПАРАМЕТРИЧЕСКОМ ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТИ ТЕМПЕРАТУРНОГО ПОЛЯ В ПЛАСТЕ С ТРЕЩИНОЙ ГИДРОРАЗРЫВА*

© Р.Ф. Шарафутдинов,

доктор физико-математических наук, профессор,

Башкирский государственный

университет,

ул. Заки Валиди, 32,

450076, г. Уфа, Российская

Федерация

эл. почта: gframil@inbox.ru

© Ф.Ф. Давлетшин,

аспирант,

Башкирский государственный

университет,

ул. Заки Валиди, 32,

450076, г. Уфа, Российская

Федерация

эл. почта: felix8047@mail.ru

В настоящее время одним из наиболее распространенных методов увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов является гидравлический разрыв пласта. Важной задачей является контроль качества его проведения и оценка параметров закрепленной трещины. Для решения задач диагностики продуктивных пластов и технического состояния скважин широкое распространение получил метод термометрии, основанный на температурных исследованиях в стволе скважины. В данной работе на основе результатов математического моделирования исследуется формирование нестационарного температурного поля в пласте с трещиной гидроразрыва при эксплуатации добывающей скважины, с точки зрения диагностики параметров трещины гидроразрыва по данным измерения нестационарной термометрии.

По результатам исследований установлено, что параметры трещины гидроразрыва оказывают существенное влияние на температурное поле притекающей в скважину жидкости. Показано, что форма температурной кривой, регистрируемой в скважине напротив трещины гидроразрыва, определяется взаимовлиянием эффектов адиабатического охлаждения и дроссельного нагрева за счет эффекта Джоуля-Томсона. Установлен нелинейный характер изменения температуры притекающей жидкости во времени: в первоначальный момент времени после пуска скважины температура снижается относительно пластовой вследствие проявления адиабатического эффекта, дальнейший характер температурного поля зависит от параметров трещины гидроразрыва: для узких и длинных трещин наблюдается положительная динамика температуры и положительная температурная аномалия в стволе скважины, для широких и коротких трещин формируются отрицательные температурные аномалии. Величина положительной температурной аномалии растет по мере снижения ширины и увеличения длины трещины. Механизм повышения температуры связан с ростом градиента давления в трещине при увеличении ее длины и уменьшении ширины, в результате чего возрастает вклад эффекта Джоуля-Томсона в формирование температуры притекающей в скважину жидкости. Рассмотренные особенности температурного поля могут быть использованы при диагностике параметров трещины гидроразрыва.

Ключевые слова: термометрия, нестационарное температурное поле, трещина гидроразрыва, ширина трещины, длина трещины, диагностика, адиабатический эффект, эффект Джоуля-Томсона

* Работа выполнена при поддержке гранта главы РБ молодым ученым 2020 г. «Исследование параметрической чувствительности температурного поля в пласте с трещиной гидроразрыва»

ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ

/

2021, том 38, № 1(101)

© R.F. Sharafutdinov, F.F. Davletshin

STUDYING THE PARAMETRIC SENSITIVITY OF THE TEMPERATURE FIELD IN A RESERVOIR WITH HYDRAULIC FRACTURING

Bashkir State University, 32, ulitsa Zaki Validi, 450076, Ufa, Russian Federation e-mail: gframil@inbox.ru felix8047@mail.ru

Currently, hydraulic fracturing is one of the most common methods for increasing oil recovery in productive formations. An important task is to control the quality of its implementation and evaluate the parameters of a fixed fracture. To solve the problems of diagnostics of productive formations and the technical condition of wells, the thermometry method based on temperature studies in the wellbore is widely used. On the basis of the results of mathematical modelling, this paper explores the formation of a non-stationary temperature field in the reservoir with hydraulic fracture during the productive well operation, from the viewpoint of diagnostics of the hydraulic fracturing parameters according to the measurements of non-stationary thermometry.

According to the research results, it is found that hydraulic fracturing parameters significantly affect the temperature field of the liquid flowing into the well. It is shown that the shape of the temperature curve recorded in the well opposite the hydraulic fracture is determined by the interaction of the impact of adiabatic cooling and throttle heating due to the Joule-Thomson effect. The nonlinear nature of changes in the temperature of the incoming fluid over time is established. Thus, at the initial time moment after the well startup, the temperature decreases relative to that of the reservoir due to the adiabatic effect. Further, the nature of the temperature field depends on the hydraulic fracturing parameters: for narrow and long fractures, positive temperature dynamics and a positive temperature anomaly are observed in the wellbore and negative temperature anomalies are formed for wide and short fractures. The value of the positive temperature anomaly increases with a decrease in the fracture width and an increase in its length. The mechanism of the temperature increase is associated with an increase in pressure gradient in the fracture while increasing its length and decreasing the width. This results in enhancing the contribution of the Joule-Thomson effect to the temperature formation in the fluid flowing into the borehole. The features of the temperature field under consideration can be used to detect the hydraulic fracturing parameters.

Key words: thermometry, non-stationary temperature field, hydraulic fracture, fracture width, fracture length, diagnostics, adiabatic effect, Joule-Thomson effect

ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ / __

I 2021, том 38, № 1(101) lllllllllllllllllllllllllllllllllE3

Р.Ф. шарафутдинов, Ф.Ф. Давлетшин Amvmmmtmvmmmtmvmmmtm'//

Введение. Современный этап развития нефтегазовой отрасли характеризуется переходом ряда крупнейших месторождений на стадию падающей добычи, вовлечением в разработку запасов низкопроницаемых коллекторов и высоковязких нефтей. В этих условиях значительное внимание уделяется разработке методов и технологий, направленных на увеличение нефтеотдачи продуктивных пластов. Одним из наиболее распространенных методов интенсификации добычи нефти является гидравлический разрыв пласта (ГРП), заключающийся в создании в пласте высокопроницаемой трещины или сети трещин [1, 2].

Эффективность проведения ГРП в значительной степени зависит от параметров полученной трещины, в частности, ее геометрии (длины, ширины, высоты). Для контроля качества проведения гидравлического разрыва используется ряд геофизических методов, наибольшей информативностью среди которых обладают микросейсмические исследования, пластовая наклонометрия. Однако вследствие высокой стоимости проведения исследований и технологических ограничений данные методы не получили широкого распространения при геофизическом контроле разработки [3].

Одним из наиболее информативных методов, применяемых при контроле за разработкой добывающих скважин, является термометрия. На сегодняшний день термометрия действующих скважин позволяет решать ряд задач, включающих определение интервалов притока, диагностику технического состояния скважин [4]. В связи с этим представляет интерес исследование возможности диагностики параметров трещины гидроразрыва по результатам обработки данных термометрии при различных режимах работы скважины. В данной работе исследуется влияние параметров трещины гидроразрыва на формирование нестационарных термогидродинамических полей при работе добывающей скважины.

Рис. 1. Геометрия пласта и трещины:

k, m - проницаемость и пористость соответственно, индекс res относится к пласту, индекс fr - к трещине, rw Rc - соответственно радиус скважины и контура питания, 1 - скважина, 2 - пласт, 3 - трещина ГРП, стрелками схематично показано направление движения жидкости

Постановка задачи. Рассмотрим процесс формирования полей давления и температуры в пласте с трещиной гидроразрыва после пуска добывающей нефтяной скважины в работу. Исследование термогидродинамических полей проводится на базе математической модели, базирующейся на уравнении неразрывности, законе фильтрации Дарси и законе сохранения энергии с учетом термодинамических (Джоуля-Томсона и адиабатического) эффектов. На рисунке 1 схематично показана геометрия моделируемой области и направление движения жидкости.

Законы сохранения массы и энергии для однофазного флюида, движущегося в пласте и трещине, записываются в виде [5]:

d(mpf) г V П - div dt

d((pc)/)

. f V .

Л

= 0;

dt

+ div (pf cf vT -ÄWT ) = Ф; (1)

(pc )g = mpfcf + (1- m )prcr; Ф = mPfc fV^p - Pfc f vs^P>

ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ

/

2021, том 38, № 1(101)

где к, т - соответственно проницаемость и пористость пласта или трещины, рг, ц -плотность и вязкость жидкости, V - скорость фильтрации, р - давление, где рг - плотность скелета породы, (рс)е - эффективная теплоемкость пласта, с , о. - теплоемкость скеле-

5 г 5 I

та породы и флюида соответственно, Т -температура, Ф - источниковое слагаемое, связанное с термодинамическими эффектами (эффектом Джоуля - Томсона и адиабатическим), п - адиабатический коэффициент, 8 - коэффициент Джоуля-Томсона, X - теплопроводность пласта.

Жидкость и скелет горной породы предполагаются слабосжимаемыми. Трещина моделируется как пористая среда, проницаемость и пористость которой выше, чем у пласта.

Граничные и начальные условия для решения уравнения неразрывности и энергии имеют вид:

Р\г-у = Ру (Ч);

Р\г -V - pres;

р\(_о pres ;

т\ т\

Ч-0

- т •

Г - кс ге$'

- т

ч-о ге*'

(2)

где t - время, , Rc - радиус скважины и контура питания соответственно, р^?, pгes -забойное и пластовое давление соответственно, Т - пластовая температура. Вследствие симметрии задача решается для У геометрии, на границах симметрии (прямые {х=0}, {у=0}) вводятся дополнительные граничные условия для давления и температуры - равенство нулю компонентов скорости и тепловых потоков, перпендикулярных плоскости границ.

Анализ чувствительности температуры к параметрам трещины гидроразрыва. Трещина гидроразрыва, фильтрационно-

емкостные свойства которой существенно отличаются от свойств продуктивного пласта, оказывает значительное влияние на формирование полей давления и температуры в пласте и скважине. В работах [6-9] представлены аналитические и численные модели для расчета температуры и давления в пласте с трещиной ГРП. Показано, что на характер изменения температуры в пласте с трещиной оказывают влияние длина и ширина трещины, соотношение проницаемостей трещины и пласта, дебит скважины. В указанных работах не исследовались особенности формирования нестационарных полей давления и температуры в пласте с трещиной ГРП, наблюдаемых, в частности, при низкой проницаемости коллектора, высокой вязкости нефти. В этом случае вклад термодинамических эффектов, определяемых нестационарным полем давления, непрерывно меняется, что отражается на характере температурной кривой. В связи с этим представляет интерес изучение возможности использования данных нестационарной термометрии для диагностики параметров трещины. Одним из важнейших варьируемых параметров, определяющих эффективность проведения гидроразрыва пласта, является ширина трещины. С использованием представленной математической модели исследуется однофазная фильтрация нефти (вязкость 10 мПа-с) в низкопроницаемом пласте (проницаемость пласта 10-15 м2 (1 миллиДарси), проницаемость трещины 10-10 м2 (100 Дарси), ширина трещины 5 мм. Рассматривается случай медленного снижения забойного давления с пластового (20 МПа) до конечного забойного (10 МПа), описываемого квадратичной зависимостью. Другие параметры, принятые при моделировании, представлены в таблице 1.

На графиках, приведенных на рисунке 2, показано распределение нестационарных полей давления и температуры в пласте и трещине через 50 часов после пуска сква-

ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ / __

' 2021, том 38, № 1(101) |||||||||||||||||||||||||ИИИИЕЭ

Р.Ф. шарафутдинов, Ф.Ф. Давлетшин Атяттт*тяттт*т0ттт*т'//

жины в работу. В качестве «нуля» температуры принята пластовая температура, в связи с чем температурные графики характеризуют относительные температурные аномалии в пласте и скважине. В свою очередь, температурные аномалии, формируемые при фильтрации жидкости в пласте, обусловлены действием двух эффектов: адиабатического и Джоуля-Томсона. Влияние адиабатического эффекта приводит к возникновению температурной аномалии охлаждения в данной точке пласта (трещины) вследствие снижения давления в этой точке и связанному с ним расширению пластового флюида. Эффект Джоуля-Томсона

обуславливает увеличение температуры фильтрующейся в пласте жидкости под действием перепада (градиента) давления, причем с увеличением проходимого перепада давления температурная аномалия разогрева закономерно возрастает.

Из графиков (рис. 2) видно, что низкая проницаемость пласта (и, соответственно, его пьезопроводность) обуславливает низкую скорость распространения возмущений давления в пласте, в результате область возмущения полей давления и температуры приурочена главным образом к высокопроницаемой трещине гидроразрыва. Характер изменения во времени полей давления и

ТАБЛИЦА 1. Параметры пласта и трещины

Параметр Значение

Начальное давление в пласте, МПа 20

Конечное забойное давление, МПа 10

Начальная температура пласта и трещины, °С 50

Радиус скважины, м 0,1

Пористость пласта 0,1

Пористость трещины 0,3

Плотность горной породы, кг/м3 2700

Теплоемкость горной породы, Дж/(кг К) 1000

Теплопроводность пласта, Вт/(м К) 2

Вязкость нефти, Па с 0,1

Плотность нефти, кг/м3 800

Плотность воды, кг/м3 1000

Теплоемкость нефти, Дж/(кг К) 2000

Теплоемкость воды, Дж/(кг К) 4200

Адиабатический коэффициент нефти, К/МПа 0,14

Коэффициент Джоуля - Томсона нефти, К/МПа 0,4

Радиус контура питания, м 80

Проницаемость пласта, 10-12 м2 0,001

Полудлина трещины, м 25,50,75

Ширина трещины, мм 1,5,10

Проницаемость трещины, 10-12 м2 1,10,100

Сжимаемость жидкости и скелета, Па-1 20 10-10, 10-10

ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ /

' 2021, том 38, № 1(101) |||||||||||||||||||||||||||||||||

температуры в середине трещины в направлении, параллельном направлению ее развития (линия {у=0} на рис. 1, 2) показан на графиках (рис. 3). С увеличением времени (рис. 3 а) давление в трещине снижается, а градиент давления, напротив, возрастает, в частности, средний градиент давления в трещине после 1 и 50 часов работы составляет 0,03 и 0,1 МПа/м соответственно. Поскольку снижение давления обуславливает адиабатическое охлаждение, а фильтрация под действием возрастающего градиента давления, напротив, разогрев жидкости, температурное поле в трещине (рис. 3 б) распределяется нелинейно - в ближней (прискважинной) области температура со временем повышается за счет эффекта Джоуля-Томсона, в дальней области трещины температура снижается во времени за счет адиабатического охлаждения.

Температура притекающей в скважину жидкости (рис. 4) также изменяется во време-

а)

ЭО-

ЛА ЗА 40 Рлгллпнищг а

р, мш П™

19

:

Г7 ] '6

Р

1,3

Ь2 11 I ¡0

б)

Рис. 2. Распределение давления (а) и температуры (б) в пласте с трещиной ГРП через 50 часов после пуска скважины в работу

ни нелинейно. Температура жидкости в скважине рассчитывается как результат калориметрического смешивания жидкостей, притекающих из пласта и трещины, причем в ходе расчетов установлено, что вследствие значительной разницы в проницаемости трещины и пласта (отношение проницаемостей составляет 105) основная часть жидкости (более 99%) притекает из области трещины. В первоначальный момент после пуска скважины наблюдается адиабатическое охлаждение жидкости, с течением времени температура притекающей в скважину жидкости возрастает, таким образом, температурная кривая характеризуется наличием одного минимума.

Ширина трещины оказывает существенное влияние на динамику изменения температуры в скважине напротив пласта с трещиной: с увеличением ширины трещины возрастает отрицательная температурная аномалия в скважине, при этом время достижения минимума температуры увеличивается. В частности, при ширине трещины 10 мм отрицательная динамика температуры сохраняется более 22 часов. По мере снижения ширины трещины градиент давления в ней увеличивается, в результате увеличивается вклад эффекта Джоуля-Томсона в формирование температурного поля в трещине в при-скважинной зоне пласта, и температура притекающей в скважину жидкости во времени возрастает. Из графиков видно также, что при уменьшении ширины трещины до 1 мм и менее температурные кривые приближаются друг к другу, что связано с передачей теплоты от трещины к пласту за счет теплопроводности. Для рассмотренных параметров пласта и трещины можно описать качественный критерий оценки ширины трещины: для узких трещин (в модельном примере шириной порядка 1 мм) через сутки работы скважины формируется положительная температурная аномалия, для широких трещин (шириной 5-10 мм) температурная анома-

ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ / __

' 2021, том 38, № ЩОП^^^^ИППППППП 27

о

т; >

т; >

>

со оо

^ 1 Е о я 00 Т1

о X 03 р

сл сг ¥

Л

_2 X

N3 1 1П

N ^ X

2 ^ ь я о 03

со 1 т; 03

сл ч

2 =1 аз

2 ТЗ

" =1

аз

1 тз тз

03 03

О со ч

ь

тз

-С сг

X

о =1

тз

^

Е ч

^ аз

тз я 03

X 5

аз Е

ч аз

тз

аз ■ СП

03 И

^ сг>

)—1

Изменение темпераутры, К

о о

о о

о о

о о

о о

1\

и>\

о \ ■с*

о 1Л

о ш

I

сл о

.с -с

ш ш

о о

° =1

Ш о

3

I £

N3

I

о

3 со

4

¡И О

-Е ^

1 £

аз 5>

ь

03

СП

ь

03 X

Изменение температуры, К

Давление, МПа

со I

03 ТЗ 03

рэ

^ О ГО

-5 о 2

"Но

Й 3 §

о § ®

н а Й

к д £

° ^ I

Н ^

Л 43

Л , к

я Й 2

§ 1 1

2 3 «

О ^ Я

чз й о

® р е

Д й

к я к

•О я

о К Р

Д н о

в е

■е 0)

I

а с х

0

06

в в

Ь

0) §

ф =

с

1

I

А

равном объеме трещины (оцениваемой, например, по объему закачиваемой в пласт при ГРП жидкости) узкие и длинные трещины будут отмечаться на температурных кривых, измеренных в процессе работы добывающих скважин, положительными температурными аномалиями и положительной динамикой температуры притекающей в скважину жидкости, а широкие и короткие трещины, напротив, отрицательными температурными аномалиями и отрицательной динамикой температуры. Рассмотренные особенности температурного поля могут быть использованы при диагностике параметров трещины гидроразрыва по данным нестационарной термометрии.

В рамках исследований построены также температурные кривые притекающей в скважину жидкости при различной проницаемости трещины (рис. 5 б). Расчетные графики показывают, что с увеличением проницаемости трещины интенсивность увеличения температуры во времени и величина положительной температурной аномалии снижаются (с 0,07 до 0,01 К), что обусловлено уменьшением градиента давления в трещине при увеличении ее проницаемости и, соответственно, снижением вклада эффекта Джоуля-Томсона в общем энергетическом балансе.

а)

-0,05

Время, ч

б)

Рис. 5. Динамика температуры притекающей в скважину жидкости при различной величине полудлины трещины (а): 1 - 25 м, 2 - 50 м, 3 - 75 м; проницаемости трещины (б): 1 - 1 Да, 2 - 10 Да, 3 - 100 Да

Выводы. 1. Проведены многовариантные численные исследования формирования нестационарных полей давления и температуры в пласте с трещиной гидроразрыва при эксплуатации добывающей скважины, в результате которых установлено, что параметры трещины (длина, ширина, проницаемость) оказывают существенное влияние на характер температуры притекающей в скважину жидкости.

2. Показано, что с увеличением ширины трещины и уменьшением ее длины температура притекающей жидкости снижается за счет проявления адиабатического эффекта в трещине, причем наблюдается длительная (более суток) отрицательная динамика температуры притекающей жидкости во времени. По мере снижения ширины трещины и увеличения ее длины температура притекающей жидкости возрастает за счет эффекта Джоуля-Томсона при увеличении градиента давления в трещине.

3. Установлено, что с увеличением проницаемости трещины интенсивность увеличения температуры во времени и величина положительной температурной аномалии в скважине напротив пласта с трещиной сни-

ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ

I 2021, том 38, № ЩОП^^^^ИППППППП 29

Р.Ф. шарафутдинов, Ф.Ф. Давлетшин Amvmmmtmvmmmtmvmmmtm'//

жаются, что обусловлено уменьшением градиента давления в трещине и вклада эффекта Джоуля-Томсона.

4. Рассмотренные особенности температурного поля могут быть использованы при диагностике параметров трещины гидроразрыва.

Л И Т Е Р А Т У Р А

1. Валиуллин Р.А., Яруллин Р.К. Геофизические исследования и работы в скважинах. Том 3. Исследования действующих скважин. Уфа: Ин-формреклама, 2010. 184 с.

2. Экономидес М., Олини Р., Валько П. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта: от теории к практике. М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2007. 236 с.

3. Сковородников И.Г. Геофизические исследования скважин. Екатеринбург: УГГУ, 2014. 456 с.

4. Использование нестационарной термометрии для диагностики состояния скважин / Р.А. Валиуллин, Р.Ф. Шарафутдинов, В.Я. Федотов, М.Ф. Закиров, А.М. Шарипов, К.Р. Ахметов, Ф.Ф. Азизов // Нефтяное хозяйство. 2015. № 5. С. 93-96.

5. Азиз Х., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. 416 с.

6. Pressure and temperature transient analysis: hydraulic fractured well application / P.M. Ribeiro, R.N. Horne // SPE annual technical conference and exhibition, New Orleans, Louisiana, USA, 30 September-2 October 2013. P. 1-21.

7. Шарафутдинов Р.Ф., Садретдинов А.А., Шарипов А.М. Численное исследование температурного поля в пласте с трещиной гидроразрыва // Прикладная механика и техническая физика. 2017. № 4. С. 32-35.

8. Шарипов А.М., Шарафутдинов Р.Ф., Рамаза-нов А.Ш., Валиуллин Р.А. Исследование восстановления температуры в скважине после прекращения закачки воды в пласт с трещиной ГРП // Вестник Башкирского университета. 2017. Т. 22. № 2. С. 301-306.

9. Булгакова Г.Т., Шарифуллин А.Р., Ситди-ков М.Р. Математическое моделирование те-пломассопереноса в вертикальной трещине гидроразрыва пласта при закачке и очистке трещины // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2020. Т. 6. № 2 (22). С. 41-62.

R E F E R E N С E S

1. Valiullin R.A., Yarullin R.K. Geofizicheskie issle-dovaniya i raboty v skvazhinakh [Geophysical re-

search and work in wells]. Vol. 3. [Issledovaniya deystvuyushchikh skvazhin [Research of existing wells.]. Ufa, Informreklama, 2010. 184 p. (In Russian).

2. Ekonomides M., Olini R., Valko P. Unifitsirovan-nyy dizayn gidrorazryva plasta: ot teorii k prak-tike [Unified design of hydraulic fracturing: From theory to practice]. Moscow, Izhevsk, Institut kompyuternykh issledovaniy, 2007. 236 p. (In Russian).

3. Skovorodnikov I.G. Geofizicheskie issledovaniya skvazhin [Geophysical research of wells]. Ekaterinburg, UGGU, 2014. 456 p. (In Russian).

4. Valiullin R.A., Sharafutdinov R.F., Fedotov V.Ya., Zakirov M.F., Sharipov A.M., Akhmetov K.R., Azizov F.F. Ispolzovanie nestatsionarnoy ter-mometrii dlya diagnostiki sostoyaniya skvazhin [Using non-stationary thermometry for well condition diagnostics]. Neftyanoe khozyaystvo - Oil Industry, 2015, no. 5, pp. 93-96. (In Russian).

5. Aziz X., Settari E. Matematicheskoe mode-lirovanie plastovykh sistem [Mathematical modeling of layered systems]. Moscow, Izhevsk, Institut kompyuternykh issledovaniy, 2004. 416 p. (In Russian).

6. Ribeiro P.M., Horne R.N. Pressure and temperature transient analysis: Hydraulic fractured well application. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, USA, 30 September-2 October 2013, pp. 1-21.

7. Sharafutdinov R.F., Sadretdinov A.A., Sharipov A.M. Chislennoe issledovanie temperaturn-ogo polya v plaste s treshchinoy gidrorazryva [Numerical study of the temperature field in a reservoir with hydraulic fracturing]. Prikladnaya mekhanika i tekhnicheskaya fizika - Applied Mechanics and Technical Physics, 2017, no. 4, pp. 32-35. (In Russian).

8. Sharipov A.M., Sharafutdinov R.F., Ramaza-nov A.Sh., Valiullin R.A. Issledovanie voss-tanovleniya temperatury v skvazhine posle prekrashcheniya zakachki vody v plast s treshchinoy GRP [Investigation of temperature recovery in a well after stopping water injection into a reservoir with hydraulic fracturing]. Vestnik Bash-kirskogo universiteta - Bulletin of the Bashkir University, 2017, vol. 22, no. 2, pp. 301-306. (In Russian).

ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ /

/

2021, том 38, № 1(101)

А

9. Bulgakova G.T., Sharifullin A.R., Sitdikov M.R. Matematicheskoe modelirovanie teplomasso-perenosa v vertikalnoy treshchine gidrorazryva plasta pri zakachke i ochistke treshhiny [Mathematical modeling of heat and mass transfer in a vertical hydraulic fracture during fracture injec-

tion and cleaning]. Vestnik Tyumenskogo gosu-darstvennogo universiteta. Fiziko-matematiches-koe modelirovanie. Neft, gaz, energetika - Bulletin of the Tyumen State University. Physical and Mathematical Modeling. Oil, Gas, and Energy, 2020, vol. 6, no. 2 (22), pp. 41-62. (In Russian).

УДК 553.982

DOI: 10.24411/1728-5283-2021-10104

О РОЛИ ВЫХОДОВ НЕФТИ И ГАЗА НА ПОВЕРХНОСТЬ ПРИ ПОИСКЕ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ (ОЗЕРО ТАНГАНЬИКА, БУРУНДИ)

© М. Сендегейа,

аспирант,

Уфимский государственный нефтяной

технический университет,

ул. Космонавтов, 1,

450062, г. Уфа, Российская

Федерация

эл. почта:

sendegeyamarcien@gmail.com

© Т.Н. Максимова,

кандидат химических наук, доцент, Уфимский государственный нефтяной технический университет, ул. Космонавтов, 1, 450062, г. Уфа, Российская Федерация

эл. почта: tomamaks@yandex.ru

В Бурунди и других странах, граничащих с озером Танганьика, не исключено, что будут обнаружены залежи углеводородов, как это было в случае с озером Альберт. Однако утверждать это однозначно невозможно, так как выходы нефти на поверхность в районе этого озера не являются абсолютными показателями, подтверждающими наличие углеводородных запасов. Наряду со схожими характеристиками озера Танганьика и Альберт имеют морфологические и пространственные различия. Следовательно, наличие углеводородов в озере Танганьика должно подтверждаться результатами разведки, особенно геофизическими (сейсмическими) методами. В 1980-1990-е гг. на двух озерах проводились многочисленные геологоразведочные работы. Но эти исследования не выявили залежи углеводородов. В результате возобновившихся в 2006 г. исследований были открыты месторождения нефти и газа в озере Альберт. В 2010 г. продолжились исследования озера Танганьика, в ходе которых возможно было бы аналогичным образом, с помощью данных разведки 1980-1990-х гг., дополненных аэрогравиметрией и аэромагнитной съемкой высокого разрешения, открыть месторождения нефти и газа в южной части озера Танганьика. Но исследование 2010 г. проводилось только на части озера. Чтобы оценить нефтегазовый потенциал, необходимо продолжить его на всем озере. Однако исследование и оценка газового и нефтяного потенциала озера Танганьика требует сотрудничества между четырьмя странами (Бурунди, Танзания, Демократическая Республика Конго и Замбия), которым принадлежит это озеро, чтобы работа была выполнена одновременно.

В статье представлен обзор нефтяных и газовых выходов и их роль в открытии нефтяных и газовых месторождений.

Ключевые слова: озера Танганьика, Восточно-Африканский рифт, выходы нефти, разведочные скважины, сейсморазведка, углеводородные запасы

ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ

/

2021, том 38, № 1(101)