Анализ залежей нефти методом материального баланса с целью качественной оценки запасов
А.Р. Деряев
Научно-исследовательский институт природного газа ГК «Туркменгаз», г. Ашгабат, Туркменистан
Горная Промышленность №5S / 2024 стр.137-144
Резюме: Анализ промышленной оценки залежей нефти методом материального баланса в настоящее время играет важную роль в нефтегазовой промышленности, так как улучшается и неуклонно возрастает процесс извлечения нефти, ее количество, качество, условия залегания и пространственное размещение существенно влияют на увеличение эффективности использования ресурсов и принятие обоснованных решений по разработке месторождений. Целью данного исследования является изучение метода промышленной оценки залежей нефти с использованием материального баланса. В результате исследования было установлено, что данный метод позволяет более точно оценивать начальные запасы нефти на месторождениях, а также эффективно усовершенствовать процессы их извлечения из недр, что имеет огромное значение для рационального управления углеводородными запасами и обеспечения экономического потенциала развития нефтяной промышленности. Результаты анализа показали, что метод материального баланса успешно может быть применен при анализе разработки эксплуатационного объекта для определения доли каждого из видов энергии, принимающего участие в нефтедобыче.
Ключевые слова: углеводородный след, залежи нефти, гидродинамическое моделирование, давление насыщения, коэффициент сжимаемости
Для цитирования: Деряев А.Р. Анализ залежей нефти методом материального баланса с целью качественной оценки запасов. Горная промышленность. 2024;(5S):137–144. https://doi.org/10.30686/1609-9192-2024-5S-137-144
Информация о статье
Поступила в редакцию: 24.08.2024
Поступила после рецензирования: 02.10.2024
Принята к публикации: 09.10.2024
Информация об авторе
Аннагулы Реджепович Деряев – доктор технических наук, главный научный сотрудник, Научно-исследовательский институт природного газа ГК «Туркменгаз», г. Ашгабат, Туркменистан; e-mail: Адрес электронной почты защищен от спам-ботов. Для просмотра адреса в вашем браузере должен быть включен Javascript.
Введение
Нефть продолжает оставаться одним из самых важных энергетических ресурсов в мире, поскольку она обеспечивает жизненно важные отрасли экономики, такие как производство энергии, транспорт и промышленность. В связи с этим растет значимость вопросов, связанных с оценкой запасов нефти, ее эффективной добычей и устойчивым использованием. Один из наиболее важных методов анализа и оценки запасов нефти на месторождениях – промышленная оценка залежей нефти методом материального баланса. Применение этого метода не только позволяет точно определить начальные запасы нефти на месторождениях, но и оценить эффективность процессов ее добычи, провести анализ динамики изменений на месторождении и спрогнозировать объемы дальнейшей добычи. Эти аспекты играют ключевую роль в управлении нефтяными ресурсами и планировании развития нефтяной промышленности в условиях постоянных изменений и вызовов, стоящих перед энергетической отраслью.
Изучение промышленной оценки залежей нефти методом материального баланса является актуальной темой, отраженной в работах различных исследователей. Работа A. Tlepov и L. Churikova сосредоточена на оценке эффективности методов для анализа добычи нефти на месторождениях [1]. S. Isenov исследует влияние современных технологий на повышение точности оценки запасов нефти на месторождениях [2]. Исследование M. Lopes et al. направлено на прогнозирование динамики изменения запасов нефти [3]. B. Imanbaev et al. занимаются анализом эффективности и устойчивости работы месторождений в условиях переменных факторов [4]. J. Laherrère et al. проводят сравнительный анализ различных методов оценки запасов нефти [5].
Исследования H. Cheng et al. посвящены темам управления ресурсами при добыче нефти [6]. Z. Tariq et al. анализируют применение метода для оптимизации процессов добычи нефти и газа на различных месторождениях [7]. X. Pang et Al. исследуют влияние факторов окружающей среды на оценку запасов нефти и разрабатывают методы учета этих факторов [8]. M. Askari et al. проводят анализ эффективности использования различных типов скважин [9]. D. Guo et al. исследуют возможности применения данного метода для оптимизации добычи нефти в условиях различных климатических и геологических условий [10]. Эти исследования в целом показывают широкий спектр интересов и актуальность темы промышленной оценки залежей нефти методом материального баланса в современной научной среде.
Однако проблемой, требующей дополнительного изучения, являются пробелы в понимании влияния различных факторов, таких как геологические особенности залежей, изменения физико-химических свойств нефти и т.д., на результаты оценки методом материального баланса. Дальнейшие исследования в этой области должны быть направлены на более глубокий анализ взаимосвязей между различными параметрами и разработку улучшенных методов оценки запасов нефти с использованием материального баланса. Цель данного исследования заключается в анализе метода промышленной оценки залежей нефти с применением материального баланса для улучшения процессов добычи нефтяных ресурсов и повышения эффективности их использования.
Материалы и методы
Для анализа геологических данных были использованы различные методы, включая геофизические и геохимические методы исследования геологических структур и характеристик месторождения. Эти методы включали сбор информации о распределении и свойствах пород, анализ гравитационных и магнитных полей, изучение композиции флюидов и другие техники, что позволило более полно и точно оценить геологическую ситуацию и потенциал месторождения. Применение таких методов позволило более точно определить геологические особенности месторождений и их потенциал для добычи нефти.
Была проведена комплексная оценка эффективности использования нефтяных ресурсов, которая включала анализ результатов расчетов, моделирования и прогнозирования. Эта оценка была направлена на определение технической и экономической эффективности разработки месторождений и использования нефтяных ресурсов на предприятиях нефтегазовой отрасли. В ходе анализа учитывались различные аспекты, включая объемы добычи, стоимость разработки, технические возможности и экономические показатели проектов. Это позволило принять обоснованные решения и оптимизировать процессы добычи и использования нефтяных ресурсов с целью повышения их эффективности и устойчивости в долгосрочной перспективе.
Для проведения математического моделирования месторождений были созданы специальные модели, которые отражали геологическую структуру и основные процессы добычи нефти. Эти математические модели позволяли анализировать различные аспекты поведения месторождений в разные периоды времени и прогнозировать их динамику в будущем. Основной целью использования таких моделей было оптимизировать стратегии разработки исходя из предсказанных характеристик и свойств месторождений, что способствовало более эффективному управлению процессами добычи нефти и газа.
Было проведено прогнозирование добычи нефти на промышленных масштабах с использованием полученных данных, моделей и расчетов. Это включало оценку будущей добычи с учетом различных параметров, таких как объемы запасов, технологические возможности и экономические факторы. Такой подход позволил определить технологические и экономические параметры проектов, а также спланировать долгосрочные стратегии разработки месторождений. Результаты прогнозирования использовались для принятия обоснованных решений по оптимизации добычи нефти и разработке эффективных стратегий управления проектами в нефтяной отрасли.
Для определения объема и состава запасов нефти, а также процессов добычи были проведены расчеты материального баланса. Этот процесс включал в себя анализ начальных запасов углеводородов в пласте, объемов добычи в течение времени, а также инженерных параметров, необходимых для оптимизации производственных процессов. Расчеты материального баланса позволили более точно оценить доступные запасы нефти и газа, а также спрогнозировать и оптимизировать процессы их извлечения из месторождений. Это является важной составляющей планирования и управления производственными операциями в нефтяной промышленности.
Результаты
Примером успешного применения метода материального баланса является оценка запасов нефти и газа на четырех месторождениях (Кумертау, Долинск, Челекен и Готурдепе) Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых при Кабинете Министров Туркменистана (ГКЗ). Однако не следует считать, что метод материального баланса всегда будет применяться успешно [11]. В настоящее время объемный метод подсчета запасов нефти и газа является наиболее универсальным и не должен быть замещен методом материального баланса. Тем не менее с учетом расширения опытно-промышленной эксплуатации и возросших возможностей гидродинамических и физико-химических исследований залежей нефти и газа методу материального баланса следует уделять большее внимание на данном этапе его развития.
Определение уравнения материального баланса основано на одном из двух следующих принципов: сохранении массы и сохранении объема пор, которые изначально содержали нефть и газ. Первый принцип предполагает, что количество углеводородов или их вес остаются неизменными в объемных единицах при процессах добычи и производства. Второй принцип указывает на сохранение объема пор, которые изначально были заполнены нефтью и газом в залежи. Оба этих принципа служат основой для разработки уравнений материального баланса, которые используются для анализа и прогнозирования процессов добычи и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений [12; 13].
В пласте с начальным наличием нефти и газа их количество вместе с извлеченными должно оставаться неизменным, что отражает принцип сохранения массы [14]. Таким образом, метод материального баланса динамичен, отражая состояние пласта в зависимости от динамики добычи и изменений давления. Уравнение материального баланса может иметь различные формы в зависимости от целей и условий, установленных авторами в разное время. В основном нефтяные залежи Юго-Западного Туркменистана разрабатываются при смешанном режиме вытеснения (режимы растворенного газа и упруговодонапорный). Для таких залежей начальные балансовые запасы нефти рассчитываются методом материального баланса по выражению:
(1)
где Q0 – исходные запасы нефти; Qн – добыча нефти, накопленная со временем; в1 – объемный коэффициент нефти в двухфазной системе, определяемый из выражения в1 = в + (r0 – r) υ; в0, в – начальный и текущий объемные коэффициенты нефти; rp – средний газовый фактор; r0, r – начальная и текущая растворимость газа в нефти; υ – объемный коэффициент (текущий) пластового газа; W – объем внедрившейся в залежь воды; w – объем добытой воды.
При определении запасов нефти залежей Юго-Западной Туркмении (Челекен, Готурдепе) применяется метод, полученный с применением математической статистики, из уравнения материального баланса и уравнения для определения объема внедрившейся в залежь воды. Объем внедрившейся в залежь воды определяется из выражения:
(2)
где X – удельная упругоемкость залежей.
Здесь X определяется на основе анализа разработки продуктивных пластов в начальной стадии эксплуатации с помощью разграничения момента дренирования залежей только при упругом и растворенного газа режимах, когда можно предположить, что объем внедрявшейся воды равен нулю.
Предлагаемая методика определения начальных балансовых запасов нефти может быть применима для сложного резервуара со свободным газом. Неоспоримым преимуществом этой методики является то, что добытая вода, которая во многих случаях включает в себя и гидродинамически «чужую» воду, не влияет на величину балансовых запасов. Подсчет запасов производится за 5 лет. При выборе дат необходимо учитывать особенности разработки залежей, так как предлагаемая методика дает наиболее правильные результаты в период разработки объекта при преимущественном развитии режима растворенного газа [15].
Таким образом, эта методика позволяет определить начальные балансовые запасы нефти без предварительного определения объема внедрившейся в залежь воды и удельной упругоемкости залежи (пласта и пластовой жидкости); Она сводится к установлению закономерности между двумя комплексными переменными:
1.
– характеризующего освобожденный объем в процессе нефтедобычи;
2. 
– характеризующего степень падения пластового давления вследствие отбора нефти и ее дегазации.
Основной задачей при подсчете запасов по этой методике является выбор дат, на которые производятся расчеты.
Для этого необходимо по данным эксплуатации нефтяных залежей и промысловых исследований проанализировать режим дренирования. Анализ показал, что характер перехода режимов дренирования в основном сохраняется.
В начальной стадии развивается преимущественно упругий режим дренирования. В этот период пластовое давление выше давления насыщения.
Началом второго периода является момент падения пластового давления до давления насыщения. Этот период характеризуется ростом величины газового фактора. После истечения определенного времени, зависящего от емкостно-фильтрационных свойств, темпов разбуривания и разработки залежи и т.д., величина газового фактора стабилизируется, а затем начинает падать.
Как уже отмечено, предлагаемая методика представляет уравнение материального баланса в виде прямой и базируется на отыскании неизвестного Q0 этого уравнения. При этом переменными являются показатели (условно обозначим его показатель А) и (условно – показатель Б).
График зависимости между этими показателями имеет ломаный характер (рис. 1), причем с уменьшением показателя Б показатель А растет.
Рис. 1 График изменения
Fig. 1 A line chart of changes in
В начальный период разработки залежи темп роста показателя А самый низкий. Подсчет запасов на этот период дает дренируемые запасы нефти, а не истинные балансовые. При переходе на второй период – период работы залежи при режиме растворенного газа – темп роста показателя А увеличивается. Это говорит о дренировании всех балансовых запасов нефти. В третьем периоде исследуемый показатель растет намного круче, вследствие интенсивного внедрения законтурной или подстилающей воды в нефтяную часть.
Таким образом, правильность выбора дат, на которые производится подсчет запасов и которые обоснованы анализом разработки залежи, можно проверить построением зависимости между показателями А и Б.
Рис. 2 Динамика пластового давления
Fig. 2 Reservoir pressure dynamics
Не менее важную роль при подсчете запасов нефти методом материального баланса играет правильное определение среднего пластового давления подсчетного объекта и давления насыщения [16]. Традиционным способом определения средних пластовых давлений является построение карт изобар. В случаях когда нет возможности (недостаточное количество замеров на одну дату) или же нет необходимости (не ведет к уточнению среднего пластового давления), для прогнозирования пластового давления отыскивается корреляционная зависимость его падения в процессе нефтеизвлечения. Выявлено, что падение пластового давления описывается уравнением параболы, степенным или показательным уравнениями и редко уравнением прямой линии (рис. 2, 3).
Рис. 3 Динамика пластового давления
Fig. 3 Reservoir pressure dynamics
Обычно отыскание корреляционной зависимости падения пластового давления производят по времени [17]. Подобные зависимости не учитывают «пики» и падения добычи нефти, а сглаживают их и, следовательно, при расчетах на эти даты, особенно при подсчете запасов методом материального баланса, могут привести к существенным ошибкам.
Поэтому в настоящее время определение корреляционной зависимости падения пластового давления залежей Юго-Западной Туркмении производится не по времени, а в зависимости от накопленной добычи нефти Qнд. Для этого строится график падения пластового давления во времени (см. рис. 2 и 3), а в расчетах принимается во внимание накопленная добыча нефти.
Затем исходя из характеристики зависимости производится выбор уравнения регрессии. Как правило, это уравнение второго порядка:
(3)
В случаях когда зависимость подчиняется уравнению прямой линии, коэффициент а2 = 0.
При описании падения пластового давления уравнением параболы, при разных знаках между а1 и а2, необходимо определить границы его применимости. Для этого дифференцируем уравнение (3) и приравниваем к нулю:
(4)
Отсюда накопленная добыча нефти, до достижения которой справедливо найденное корреляционное уравнение будет:
(5)
Обработка данных замеров пластовых давлений для установления той или иной зависимости и сравнение этих зависимостей – трудоемкая вычислительная работа. Обработка этих данных на современных вычислительных средствах существенно ускоряет этот процесс и еще более повышает достоверность выбора той или иной зависимости.
Определение давления насыщения производится обычно осреднением данных исследований промысловых глубинных отборов нефти. Этот способ не учитывает характера изменения давления насыщения как по площади, так и по мощности. Как известно, для нефтегазовой залежи максимальное давление насыщения, равное начальному пластовому давлению газовой шапки, наблюдается на поверхности газонефтяного контакта. По мере удаления от газонефтяного контакта как по площади, так и по мощности (в глубину), величина давления насыщения уменьшается [18; 19]. При недостаточном количестве замеров давлений насыщений, охватывающих площадь и мощность залежи, что в практике встречается повсеместно, осреднение имеющихся данных может привести к существенным ошибкам.
В связи с этим более точным является определение средневзвешенного давления насыщения по картам изменений давления насыщения. При этом в качестве исходных данных принимаются результаты фактических замеров, а также данные, определенные по методике, приведенной в работах. Согласно этой методике по фактическим данным определяется зависимость давления насыщения от:
1) расстояния (по вертикали) между плоскостью ГНК и средней отметкой этажа нефтеносности Н;
2) расстояния (по горизонтали) между начальным положением ГНК и скважиной . Уравнение этой зависимости отыскивается в виде:
(6)
где Рнас.max – максимальное давление насыщения; C1, С2 – коэффициенты.
По этому уравнению определялись величина давлений насыщения по скважинам, в которых отсутствуют фактические замеры. Как показала практика, разница между давлениями насыщения, определенными как среднеарифметическая и средневзвешенная величины, по высокопродуктивным объектам доходят до 10 атм. (MПa), что существенно влияет при определении накопленных отборов нефти и газа, начальных значений объемного коэффициента и газосодержания нефти.
Масса и объем компонентов от пропана и выше соответственно составляют 834,9 кг и 1021,5 л.
На основе этих двух точек методом математической статистики определены зависимости между объемным коэффициентом и газосодержанием нефти и давлением в следующем виде:
(7)
Определение объемного коэффициента газа также производится исходя из фракционного состава газа. Для этого в первую очередь определяются псевдокритические давления Рr и температура Тr (табл. 1).
Таблица 1 Определение псевдокритических давлений и температуры
Table 1 Determination of the pseudocritical pressures and temperatures
Псевдокритическое давление и температура определились по выражениям (исходя из данных табл. 1):
(8)
Далее определяются приведенные псевдокритические давления и температура:
(9)
Коэффициент сжимаемости Z определяется исходя из рис. 4, точность которого составляет 1%.
Рис. 4 Определение поправки на тепловое расширение нефти, т/м3
Fig. 4 Determination of the correction factor for the thermal expansion of oil, t/m3
Определение объемного коэффициента газа производилось по формуле:
(10)
Как показали результаты последующих исследований, наличие в газе азота до 19% увеличивает погрешность (см. рис. 4) до ± 2%, а содержание С02 и Н2 более 2% требует при введении соответствующих поправок. Газы исследуемых залежей содержат в себе азота 1–1,5%, С02 – 0,15–0,30% и поправки становятся нецелесообразными.
Большую роль при подсчете запасов играет газовый фактор. В ходе разработки нефтяных залежей с газовой шапкой по мере падения пластового давления в зоне отбора (в нефтяной части) происходит расширение газовой шапки, что приводит к загазованности продукции скважин, а иногда и прорыву газа газовой шапки (образование так называемых «газовых конусов»);
Прорыв газа из газовой шапки помимо ухудшения процесса нефтеизвлечения затрудняет определение значения истинного газового фактора, являющегося важнейшим технологическим параметром эксплуатации залежи [20].
Естественно, неучет прорыва газа может привести к существенным ошибкам как при обосновании геолого-технических мероприятий по рациональной разработке, так и при оценке запасов нефти и газа. Так, например, неучет прорыва газа может привести к увеличению балансовых запасов нефти, следовательно, и растворенного газа при подсчете их методом материального баланса в несколько (иногда и десятки) раз. При оценке запасов нефтезалежей Западной Туркмении применяется методика оценки истинных газовых факторов и ее изменения (динамики) в процессе нефтеизвлечения по фактическим материалам разработки, основанной на установлении взаимосвязи между газосодержанием, газовым фактором и текущим пластовым давлением.
При соблюдении условия равномерного снижения пластового давления во всех участках залежи значение газового фактора определяется газосодержанием и соотношением текущего пластового давления и давления насыщения [21; 22]. Вследствие снижения пластового давления в процессе разработки ниже давления насыщения, как известно, в пласте происходит более интенсивное выделение из нефти растворенного газа. Газовый фактор при этом превышает газосодержание нефти, и степень его превышения определяется в основном соотношением пластового давления и давления насыщения.
На основании фактических данных разработки эксплуатационных объектов месторождения Готурдепе: построены графики зависимости между отношениями газового фактора к газосодержанию – и пластового давления к давлению насыщения – Рпл/Рнас [23].
Определение извлекаемых запасов нефти (коэффициента нефтеотдачи) также может быть произведено с использованием метода материального баланса. Для этого определяются так называемые индексы вытеснения, которые показывают долю участия каждого режима в процессе нефтедобычи.
Индекс вытеснения водонапорного режима:
(11)
Индекс вытеснения режима растворенного газа:
(12)
Индекс вытеснения режима газовой шапки:
(13)
Сумма индексов вытеснения всех режимов, принимающих участие в разработке залежи, должна составить единицу. Индексы вытеснения характеризуют не только режим дренирования, но и долю нефти, а также объем залежи, который находится под влиянием того или другого режима. Если залежь разрабатывается при смешанном режиме, то каждая область (часть нефти) будет характеризоваться своим коэффициентом нефтеотдачи, более или менее (исходя из других геолого-промысловых условий) отличающимся от нефтеотдачи других областей [24]. В таком случае коэффициент нефтеотдачи для залежи в целом будет определяться исходя из индексов вытеснения и исходя из коэффициентов нефтеотдачи, из условия разработки залежи при чистом водонапорном (газовом или растворенном газе) режиме:
(14)
где η – коэффициент нефтеотдачи объекта; ηв – коэффициент нефтеотдачи объекта при разработке его только на водонапорном режиме; ηрг – коэффициент нефтеотдачи при разработке объекта только на режиме растворенного газа; ηгш – коэффициент нефтеотдачи при разработке объекта только на режиме газовой шапки.
По этому способу были обоснованы коэффициенты нефтеотдачи многих залежей Юго-Западной Туркмении, в том числе горизонта НК3 месторождения Окарем. При утверждении запасов нефти и газа месторождения Окарем из-за недостаточной информации коэффициент нефтеотдачи нефтегазового горизонта НК3 принимался исходя из общих соображений равновероятного влияния различных пластовых энергий без учета условий и характера проявления их [25].
Экстраполяция индексов вытеснения газовой шапки, растворенного газа и водонапорного режимов показывает, что они асимптотически приближаются соответственно к 0,2, 0,1 и 0,7.
Из работ определены коэффициенты нефтеотдачи водонапорного режима – 0,463, режима растворенного газа – 0,20. При таких условиях ожидаемый коэффициент нефтеотдачи горизонта НК3 месторождения Окарем составит 0,394. Принимая во внимание точность исходных данных и принятых методик расчета, значение коэффициента нефтеотдачи округлено до 0,40.
В случаях когда индекс вытеснения водонапорного режима составляет 0,85 и выше, выделяющийся из нефти газ только благоприятно влияет на процесс движения нефти к забою эксплуатационных скважин, не снижая коэффициент нефтеотдачи. Поэтому для таких случаев в качестве коэффициента нефтеотдачи объекта в целом принимается его величина для чистого водонапорного режима (ряд подсчетных объектов месторождения Готурдепе) [26].
Резюмируя вышеописанное, можно заключить, что метод материального баланса при наличии достоверных исходных данных дает хорошие результаты как при оценке начальных балансовых запасов нефти, так и при определении коэффициента нефтеотдачи (извлекаемых запасов). Кроме того, этот метод успешно может быть применен при анализе разработки эксплуатационного объекта для определения доли каждого из видов энергии, принимающего участие в нефтедобыче.
Выводы
Анализ промышленной оценки залежей нефти методом материального баланса представляет собой важный инструмент в нефтегазовой промышленности для определения запасов нефти, прогнозирования добычи и разработки оптимальных стратегий разведки и добычи на месторождениях. Использование данного метода обеспечивает комплексное понимание состояния месторождения, его геологической структуры и возможностей эксплуатации.
При наличии достоверных исходных данных метод материального баланса демонстрирует высокую эффективность как при оценке начальных запасов нефти, так и при определении коэффициента нефтеотдачи (извлекаемых запасов), а также он может быть успешно применен для анализа разработки эксплуатационного объекта с целью определения доли каждого типа энергии, участвующего в нефтедобыче.
Данный метод обеспечивает возможность оценить оставшиеся запасы нефти на месторождении, используя данные о текущей добыче, свойствах пластов и физических параметрах скважин. Это важно для планирования долгосрочной эксплуатации и принятия стратегических решений. Кроме того, анализ методом материального баланса позволяет делать прогнозы по добыче нефти и газа на основе данных о технологических процессах и динамике добычи. Это помогает оптимизировать процесс добычи и управлять ресурсами эффективнее. Полученные результаты анализа также помогают определить оптимальные стратегии разработки месторождений, включая выбор методов добычи, планирование инвестиций и оптимизацию производственных процессов.
Однако стоит отметить, что метод материального баланса имеет свои ограничения. Например, необходимо учитывать изменения физико-химических свойств пластовых флюидов в процессе добычи, что влияет на точность прогнозов. Также данный метод может быть менее эффективным при работе с комплексными месторождениями, где присутствуют различные типы нефтяных залежей и усложненные геологические структуры. В таких случаях требуется использование дополнительных методов анализа и моделирования для более точной оценки и прогнозирования добычи углеводородов. Тем не менее при правильной интерпретации данных и учете всех факторов анализ методом материального баланса остается важным инструментом для оценки и разработки нефтяных месторождений.
Одним из ограничений данного исследования является ограниченная доступность данных о физико-химических свойствах пластовых флюидов на различных месторождениях, что может повлиять на точность прогнозов и оценок при использовании метода материального баланса для анализа нефтяных залежей.
Для более полного понимания промышленной оценки залежей нефти методом материального баланса необходимо дополнительное изучение влияния изменений физико-химических свойств пластовых флюидов на точность прогнозов и методов адаптации к работе с комплексными месторождениями.
Список литературы
1. Deryaev A.R. Main characteristics of the geological structure of the evaporite formation of the Amu Darya syneclise. Grassroots Journal of Natural Resources 2024; (7) 251-273. Doi:https://doi.org/10.33002/nr2581.6853/070213.
2. Исенов С.М. Проблемные вопросы и пути повышения эффективности сейсморазведки. Часть II. Нефть и газ. 2021;(2):47–75. https://doi.org/10.37878/2708-0080/2021-2.05 Isenov S.M. Problem issues and ways of increase the efficiency of seismic survey. Part II. Oil and Gas. 2021;(2):47–75. (In Russ.) https://doi.org/10.37878/2708-0080/2021-2.05
3. Lopes M., von Hohendorff Filho J.C., Schiozer D.J. The effect of dynamic data adjustments in production system simulation models on oil production forecasting applied to reservoir simulation models. Journal of Petroleum Science and Technology. 2021;11(1):17–28. https://doi.org/10.22078/jpst.2021.4339.1701
4. Иманбаев Б.А., Сагындиков М.С., Кушеков Р.М., Таджибаев М.О. Оценка и научное обоснование применения полимерного заводнения на месторождении Узень. Вестник нефтегазовой отрасли Казахстана. 2022;4(1):9–27. https://doi.org/10.54859/kjogi104852 Imanbayev B.A., Sagyndikov M.S., Kushekov R.M., Tajibayev M.O. (2022). Evaluation and scientific justification of polymer flooding application in the Uzen oilfield. Kazakhstan Journal for Oil & Gas Industry. 2022;4(1):9–27. (In Russ.) https://doi.org/10.54859/kjogi104852
5. Laherrère J., Hall C.A.S., & Bentley R. How much oil remains for the world to produce? Comparing assessment methods, and separating fact from fiction. Current Research in Environmental Sustainability. 2022;4:100174. https://doi.org/10.1016/j.crsust.2022.100174
6. Cheng H., Yang D., Lu C., Qin Q., Cadasse D. Intelligent oil production stratified water injection technology. Wireless Communications and Mobile Computing. 2022:2022:954446. https://doi.org/10.1155/2022/3954446
7. Tariq Z., Aljawad M.S., Hasan A., Murtaza M., Mohammed E., El-Husseiny A. et el. A systematic review of data science and machine learning applications to the oil and gas industry. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. 2021;11(12):4339–4374. https://doi.org/10.1007/s13202-021-01302-2
8. Pang X.-Q., Chen Z.-H., Jia C.-Z., Wang E.-Z., Shi H.-S., Wu Z.-Y. et al. Evaluation and re-understanding of the global natural gas hydrate resources. Petroleum Science. 2021;18(2);323–338. https://doi.org/10.1007/s12182-021-00568-9
9. Askari M., Aliofkhazraei M., Jafari R., Hamghalam P., Hajizadeh A. Downhole corrosion inhibitors for oil and gas production – a review. Applied Surface Science Advances. 2021;6:100128. https://doi.org/10.1016/j.apsadv.2021.100128
10. Guo D., Kang Y., Wang Z., Zhao Y., Li S. Optimization of fracturing parameters for tight oil production based on genetic algorithm. Petroleum. 2022;8(2):252–263. https://doi.org/10.1016/j.petlm.2021.11.006
11. Деряев А.Р. Способ крепления ствола скважины при пластическом течении солей методом активного сопротивления. Нефтяное хозяйство. 2024;(7); 89-93. DOI: https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-7-89-93 Deryaev A.R. The method of fastening the borehole during the plastic flow of salts by the method of active resistance. Neftyanoe Khozyaistvo. 2024; (7); 89-93. (In Russ.) DOI: https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-7-89-93
12. Al-Rubaye A., Al-Yaseri A., Ali M., Ben Mahmud H. Characterization and analysis of naturally fractured gas reservoirs based on stimulated reservoir volume and petro-physical parameters. Journal of Petroleum Exploration and Production. 2021;11(2):639–649. https://doi.org/10.1007/s13202-020-01081-2
13. Deryaev A.R. Features of the construction of directed deep wells in Turkmenistan. Italian Journal of Engineering geology and environment. 2024; (1) 35-47. DOI:https://10.4808/IJEGE.2024-01.O-03
14. Xue Y., Liu J., Ranjith P.G., Liang X., Wang S. Investigation of the influence of gas fracturing on fracturing characteristics of coal mass and gas extraction efficiency based on a multi-physical field model. Journal of Petroleum Science and Engineering. 2021;206:109018. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.109018
15. Al-Shargabi M., Davoodi S., Wood D.A., Rukavishnikov V.S., Minaev K.M. Carbon dioxide applications for enhanced oil recovery assisted by nanoparticles: recent developments. ACS Omega. 2022;7(12):9984–9994. https://doi.org/10.1021/acsomega.1c07123
16. Fuentes-Cruz G., & Vásquez-Cruz M.A. Reservoir performance analysis through the material balance equation: An integrated review based on field examples. Journal of Petroleum Science and Engineering. 2022;208(A):109377. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.109377
17. Sami N.A., Ibrahim D.S. Forecasting multiphase flowing bottom-hole pressure of vertical oil wells using three machine learning techniques. Petroleum Research. 2021;6(4):417–422. https://doi.org/10.1016/j.ptlrs.2021.05.004
18. Wang X., Zhang Y., Wang H., Zhang N., Li Q., Che Z. et al. Study on interaction characteristics of injected natural gas and crude oil in a high saturation pressure and low-permeability reservoir. Processes. 2023;11(7):2152. https://doi.org/10.3390/pr11072152
19. Деряев А.Р. Бурение наклонно-направленных скважин на месторождениях Западного Туркменистана. SOCAR Proceedings. 2023(S2):22–31. Deryaev A.R. Drilling of directional wells in the fields of Western Turkmenistan. SOCAR Proceedings. 2023(S2):22–31. (In Russ.)
20. Wen S., Cheng W.-C., Li D., Hu W. Evaluating gas breakthrough pressure and gas permeability in a landfill cover layer for mitigation of hazardous gas emissions. Journal of Environmental Management. 2023;336:117617. https://doi.org/10.1016/j.jenvman.2023.117617
21. Деряев А.Р. Анализ вскрытия зон с аномально высокими пластовыми давлениями на нефтегазовых месторождениях западной части Туркменистана. SOCAR Proceedings. 2023(S2):20–25. Deryaev A.R. Analysing penetration of zones with anomalously high formation pressures in oil and gas fields of the western part of Turkmenistan. SOCAR Proceedings. 2023(S2):20–25. (In Russ.)
22. Mullins O.C., Elshahawi H., Chen L., Forsythe J.C., Betancourt S.S., Hakim B. et al. Compositional mixing characteristics of separate gas and oil charges into oil field reservoirs. Energy & Fuels. 2023;37(11):7760–7776. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.3c00796
23. Soomro A.A., Mokhtar A.A., Kurnia J.C., Lashari N., Lu H., Sambo C. Integrity assessment of corroded oil and gas pipelines using machine learning: A systematic review. Engineering Failure Analysis. 2022;131:105810. https://doi.org/10.1016/j.engfailanal.2021.105810
24. Guo D., Xie H.-P., Chen L., Zhou Z.-Y., Lu H.-P., Dai L. et al. In-situ pressure-preserved coring for deep exploration: Insight into the rotation behavior of the valve cover of a pressure controller. Petroleum Science. 2023;20(4):2386–2398. https://doi.org/10.1016/j.petsci.2023.02.020
25. Деряев А.Р. Регулирование реологических свойств, утяжеленных тампонажных растворов при цементировании глубоких скважин в условиях аномально высокого пластового давления. Нефтяное хозяйство. 2024; (5); 86-90. DOI: https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-5-86-90 Deryaev A.R. Regulation of rheological properties of weighted grouting solutions during cementing of deep wells under conditions of abnormally high reservoir pressure. Neftyanoe Khozyaistvo. 2024; (5); 86-90. (In Russ.) DOI: https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-5-86-90
26. Deryaev A.R. Drilling of direçtional wells in the fields of Western Turkmenistan. Grassroots Journal of Natural Resources. 2024; V.7 (2); 347-369. Doi: https://doi.org/10.33002/nr2581.6853/070218.
