CC BY
51
УДК 622.279
Ключевые слова:
модель пластового
углеводородного
флюида
^ОТ-модель),
фазовые
превращения,
нефтяная система,
газоконденсатная
система,
нефтегазокон-
денсатная система,
физико-химические
свойства.
Экспресс-анализ модели пластового углеводородного флюида, используемого в гидродинамической модели пласта
Д.К. Токарев1*, Д.Г. Фатеев1
1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 625000, г. Тюмень, ул. Герцена, д. 70 * E-mail: [email protected]
Тезисы. Моделирование фазовых превращений пластового углеводородного флюида является одним из важнейших элементов при создании гидродинамической модели пласта, а также инструментом анализа фазового поведения флюида в процессе разработки нефтяных, газовых и газоконден-сатных месторождений. Создание цифрового аналога реального пластового флюида (PVT-модели) осуществляется в специализированных программных средах и позволяет получить PVT-модель, в полной мере описывающую реальную углеводородную систему, а также сформировать файл выгрузки (PVO), используемый в гидродинамическом симуляторе.
В статье: рассмотрены основные составляющие PVT-моделей и выходных PVO-файлов для нефтяных, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных систем с учетом возможного их представления в композиционном виде либо в формате «нелетучей нефти»; выделены рекомендуемые параметры, используемые при адаптации PVT-модели; установлено влияние основных расчетных параметров PVT-модели на результаты гидродинамического моделирования; приведены основные функциональные зависимости для расчета выходных параметров PVT-модели, необходимые при оценке качества проекта; даны рекомендации по допустимым отклонениям расчетных величин от фактических (принятых в проектной документации, полученных по результатам лабораторных исследований). На основе общепринятых подходов и обширного опыта авторского коллектива в области создания и оценки качества цифровых PVT-моделей пластовых углеводородных флюидов представлен поэтапный алгоритм экспресс-анализа PVT-моделей и PVO-файлов, позволяющий определить их представительность (относительно подсчетных параметров) и применимость в гидродинамическом моделировании, а также качественно оценить физичность результатов расчета фазового поведения пластового флюида.
По причинам отсутствия общего регламента (нормативного документа) и четкого алгоритма действий процесс создания и настройки модели пластового углеводородного флюида (далее - PVT-модель) является сложной задачей, решение которой требует порой индивидуального и творческого подхода. В связи с этим существует вероятность получения многочисленных вариаций решения, в том числе PVT-моделей, не обладающих возможностью с достаточной точностью охарактеризовать фазовые изменения на существующем интервале термобарических условий. Ниже на примере нескольких PVT-моделей и сопутствующих выходных файлов, созданных в одном из программных продуктов, приведены основные критерии оценки качества и адекватности моделей, позволяющие сделать выводы об их состоятельности.
Основой создания любой PVT-модели является компонентный состав пластового флюида, куда входят как углеводородные, так и неуглеводородные соединения. В группе углеводородных соединений, в свою очередь, выделяют индивидуальные компоненты (CH4, C2H6, C3H8 и т.д.) и фракции, или отдельные группы компонентов (С5+, С7+ и т.д.), охарактеризованные основными физико-химическими свойствами (молярной массой и плотностью). Настройка PVT-модели, в том числе на результаты экспериментальных исследований, осуществляется в специализированных программных средах на основе уравнения состояния с использованием нелинейной регрессии критических параметров, коэффициентов бинарного взаимодействия и т.д. При адаптации модели к результатам лабораторных исследований принято руководствоваться подходами, представленными в табл. 1.
В табл. 2 представлена обобщенная схема построения PVT-модели. Каждый из перечисленных этапов требует детального подхода и проработки для получения
Таблица 1
Параметры, рекомендуемые к использованию при регрессионной настройке РУТ-модели пластовой нефти (газоконденсатной системы - ГКС) [1, 2]
Результат лабораторных исследований Параметр регрессии в уравнении состояния
Плотность сепарированной нефти (стабильного конденсата), кг/м3 Шифт-параметр фракций (группа Сп+)
Вязкость сепарированной нефти (стабильного конденсата), мПа-с Критический объем фракций (группа С„+)
7-фактор (коэффициент сверхсжимаемости) пластового газа Шифт-параметр метана
Давление насыщения, Рнас (начала конденсации, Рнк), МПа Критическое давление, критическая температура, ацентрический фактор, коэффициенты парного взаимодействия (метана и фракций Сп+)
Кривая дифференциального разгазирования нефти (кривая потерь насыщенного конденсата)
Таблица 2
Этапы построения РУТ-модели
1. Обобщение информации Анализ результатов промысловых и лабораторных исследований, направленных на установление физико-химических свойств пластового флюида
2. Обоснование подсчетных параметров* Необходимый этап при подготовке проектной документации (ПД) для постановки запасов углеводородов на государственный баланс (возможен пересмотр ранее принятых подсчетных параметров)
3. Проверка и подготовка информации к загрузке в комплекс РУТ-моделирования Проверка согласованности результатов лабораторных исследований пластового флюида, принятых в качестве исходной информации для создания РУТ-модели, с подсчетными параметрами, принятыми в ПД. Представление состава пластового флюида в компонентно-фракционном виде
4. Загрузка информации в РУТ-симулятор Загрузка компонентно-фракционного состава пластового флюида в программный комплекс. Выбор уравнения состояния, описывающего фазовое поведение углеводородной смеси. Выбор корреляций для расчета критических свойств фракций
5. Моделирование лабораторных экспериментов Создание цифровых аналогов фактически выполненных лабораторных исследований с заданием экспериментальных результатов
6. Адаптация РУТ-модели Результаты моделирования фазового поведения пластового флюида должны соответствовать результатам фактических лабораторных исследований. Адаптация РУТ-модели осуществляется с использованием нелинейной регрессии критических параметров
7. Выгрузка результатов Представление результатов РУТ-моделирования в виде, удобном для использования в гидродинамическом симуляторе, моделях поверхностных сетей и переработки
* При необходимости.
представительного цифрового аналога реального пластового флюида [1-6].
При экспертизе (оценке качества) построенных РУТ-моделей чаще всего рассматриваются следующие результаты РУТ-моделирования (либо их комбинация), полученные в соответствующем программном обеспечении: 1) проект РУТ-модели (форматы данных: *.р^:, и т.п., рис. 1); 2) выходной файл
(далее - РУО-файл) композиционный или вида «нелетучая нефть» (форматы данных: и т.п., рис. 2).
Оценка РУТ-модели, представленной РУТ-проектом
Представляемый на экспертизу РУТ-проект модели (см. рис. 1) являет собой файл, созданный в специализированном программном обеспечении и содержащий всю информацию, необходимую для воспроизведения расчетов
термодинамических процессов и вывода соответствующих результатов. Как отмечалось выше, основой для создания РУТ-модели является компонентный (компонентно-фракционный) состав пластового флюида. Логично, что сначала необходимо состав пластового флюида согласно ПД (либо пояснительной записке к РУТ-модели, включающей обоснование используемого состава) сопоставить с данными, используемыми в РУТ-модели.
В случае если рассматриваемая система является газоконденсатной, целесообразно сравнить значение величины ПС5+, поставленное на баланс для рассматриваемого флюида, с аналогичным значением, заложенным в РУТ-модель (ПС5+(РУТ-модель)). Это делается с помощью формулы
ПС
5+(РУТ -модель)
= 1
М у,
? 0,02404'
(1)
Рис. 1. Блок-схема оценки РУТ-модели по РУХ-проекту:
ПС5+ - потенциальное содержание углеводородов группы С5+
где ПС5+ (РУТ-модель), г/м3; М1 - молярная масса 1-й фракции С5+, г/моль; ф, - мольная доля /-го компонента С5+ в составе пластового газа, % мол.; п - число фракций группы С5+. В случае несоответствия сравниваемых величин ожидаются ошибки при оценке геологических запасов конденсата при инициализации гидродинамической модели (ГДМ) пласта и объемов добываемой продукции.
Основным критерием проверки качества разработанной РУТ-модели в рамках последующего проектирования разработки месторождений является ее соответствие результатам фактических лабораторных экспериментов и параметрам, принятым при подсчете запасов углеводородного сырья или в иной отчетной документации. В табл. 3 перечислены основные параметры, на которые должна быть выполнена настройка для соответствия
данным о запасах углеводородного сырья при инициализации ГДМ и обеспечения требуемого уровня прогнозирования фазовых переходов реального пластового флюида. Следует отметить, что в табл. 3 приведен общепринятый список наблюдаемых параметров [6], перечень параметров для каждого конкретного случая зависит от поставленной задачи и необходимого уровня детализации расчета. Степень отклонения расчетных параметров от фактических обусловливает соответствие РУТ-модели реальному пластовому флюиду.
В статье уже отмечалось, что настройка РУТ-модели на результаты экспериментов осуществляется с использованием нелинейной регрессии критических параметров фракций, коэффициентов бинарного взаимодействия и т.д. При этом следует учесть,
Модель нефти
1. Плотность жидкой фазы соответствует принятому значению (отклонение < 5 %)
2. Газосодержание при давлении насыщения соответствует принятому значению (отклонение < 5 %)
3. Объемный коэффициент при пластовом давлении соответствует принятому значению (отклонение < 5 %)
4. Вязкость растворенного газа при пластовых условиях имеет физичное значение
5. Сувеличением давления наблюдаются закономерные проирссы монотонного изменения газосодержания, вязкости, объемного коэффициента нефти и газа
Условие выполняется
Условие не выполняется
РУО-файл в формате «нелетучая нефть»
Модель ГКС
Модель нефтегазоконденсатной системы (НГКС)
1. Плотность жидкой фазы соответствует принятому значению плотности нефти
либо результатам лабораторных исследований конденсата в зависимости от приоритетности разрабатываемого объекта (отклонение < 5 %)
1
2. Газосодержание при давлении насыщения соответствует принятому значению (отклонение < 5 %)
3. Объемный коэффициент при пластовом давлении соответствует принятому значению (отклонение < 5 %)
4. Сувеличением давления наблюдаются закономерные проирссы монотонного изменения газосодержания, вязкости, объемного коэффициента нефти
5. 7-фактор соответствует принятому значению (отклонение < 5 %)
6. КГФ при Р„, соответствует принятому значению ПС^ на сухой газ (отклонение < 5 %)
7. С увеличением давления наблюдаются
закономерные процессы снижения объемного коэффициента и увеличения вязкости газа
. Вязкость пластового газа при пластовых условиях имеет физичное значение
Созданная модель обладает недостатками, при расчете фазовых переходов возможны погрешности
Итог: модель прошла проверку на качество
1. Плотность жидкой фазы соответствует результатам лабораторных исследований (отклонение < 5 %)
2. 7-фактор соответствует принятому значению (отклонение < 5 %)
3. КГФ при Р„,соответствует принятому значению ПС^ на сухой газ (отклонение < 5 %)
4. С увеличением давления наблюдаются закономерные процессы увеличения объемного коэффициента и снижения вязкости жидкости
5. С увеличением давления наблюдаются
закономерные процессы снижения объемного коэффициента и увеличения вязкости газа
6. Вязкость пластового газа при пластовых условиях имеет физичное значение
Рис. 2. Блок-схема оценки РУТ-модели по выходному файлу типа «нелетучая нефть»:
КГФ - конденсатогазовый фактор
что по результатам настройки и адаптации РУТ-модели к фактическим данным изменение критических свойств фракций должно иметь монотонный вид [6] (рис. 3, см. а). Факт обнаружения незакономерных «скачков» в зависимостях критических свойств от молярной массы фракций позволяет сделать вывод о допущенных ошибках и уровне качества разработанной РУТ-модели (см. рис. 3б).
При проверке качества РУТ-модели и отсутствия ошибок расчета фазового поведения с использованием программного обеспечения немаловажно выполнить визуальный анализ расчетной фазовой диаграммы (рис. 4). Кривые кипения и точек росы не должны иметь каких-либо выклиниваний или пилообразных участков (см. рис. 4а). Характерный вид фазовых диаграмм для нефтяной системы и ГКС представлен на рис. 4б,в.
4
« 3
§ 3
ч
« 800
й
а
£
а
600
н
2
1
0
Й 4
« 3
§ 3
Ч
б 2
1
0
400
200
И 1000
й
а
£
а
н
800
600
400
200
0
0
70 90 110 130 150 170 190
Молярная масса, г/моль
0
70
90
110
130
150
170 190 210 230 Молярная масса, г/моль
Рис. 3. Зависимость критических параметров от молярной массы: а - монотонное изменение свойств; б - нарушение монотонности изменения свойств
а
0
Таблица 3
Перечень параметров, которые необходимо учитывать при создании РУТ-модели
Тип флюида Параметр в PVT-модели Источник данных Допустимые отклонения расчета от факта, % Возможное влияние на ГДМ
Нефтяная система Плотность сепарированной нефти, кг/м3 Материалы подсчета запасов углеводородного сырья (принимаются по результатам ступенчатой сепарации) < 5 Геологические запасы нефти
Объемный коэффициент пластовой нефти
Газосодержание, м3/м3 Геологические запасы растворенного газа
Эксперимент по дифференциальному разгазированию Результаты лабораторных экспериментов < 5 Объем растворенного газа, добываемого в процессе разработки
Рнас нефти при пластовой температуре, МПа Начало разгазирования пластовой нефти
Вязкость пластовой нефти, мПа-с Темп изменения подвижности пластового флюида
Вязкость отсепарированной нефти, мПа-с
а Допустимые
Тип флюид Параметр в РУТ-модели Источник данных отклонения расчета от факта, % Возможное влияние на ГДМ
а ам Сжимаемость газа при началь- Геологические запасы
ных пластовых условиях Материалы подсчета запасов углеводородного сырья пластового газа
те с и с Начальное значение ПС5+ в пластовом газе, г/м3 < 5 Геологические запасы конденсата
ая тнаас с Коэффициент извлечения кон-
денсата, д.ед.
н е д н о Плотность, г/м3, и вязкость, мПа-с, стабильного конденсата Результаты лабора- Извлекаемые запасы конденсата
ок о з Кривая потерь конденсата по ре- торных эксперимен- < 5
а и зультатам эксперимента дифференциальной конденсации тов
Температура, К Температура, К Температура, К
О критическая точка О пластовые условия — кривая точек росы — кривая кипения
Рис. 4. Фазовая диаграмма: а - непредставительная; б - ГКС; в - нефтяная система
Оценка модели пластового флюида, представленной РУО-файлом
В данном случае в составе проекта цифровой ГДМ пласта свойства углеводородного флюида представлены соответствующими ключевыми словами в виде набора определенных РУТ-таблиц с численными значениями. Формат таблиц зависит от подхода к гидродинамическому моделированию: композиционного либо «нелетучая нефть».
РУО-файл для композиционной модели. В большинстве случаев выходной файл для композиционного моделирования содержит информацию о компонентном (компонентно-фракционном) составе пластового газа, молярной массе каждого компонента, используемом для описания фазового равновесия уравнении состояния, критических свойствах каждого
компонента, коэффициентах бинарного взаимодействия и т.д., т.е. всю информацию, необходимую для термодинамических расчетов в ходе гидродинамического моделирования. Оперируя представленным набором данных, можно выполнить экспресс-анализ РУТ-модели, руководствуясь этапами 1, 1.1, 2 (см. рис. 1).
Для углубленного анализа представленного файла на основе имеющейся информации можно выполнить восстановление РУТ-модели в программном продукте, из которого выгружался РУО-файл (следует также учесть версию программного продукта). Восстановленный РУТ-проект РУТ-модели следует проверить на представительность согласно алгоритму, показанному на рис. 1.
РУО-файл в формате «нелетучая нефть». В случае если на экспертизу
представлен выходной файл, выгруженный для модели в формате «нелетучая нефть», состоятельность исходной РУГ-модели возможно оценить только по имеющимся зависимостям свойств газа, нефти и конденсата от давления. Рассмотрим этапы оценки более детально для каждого типа пластового углеводородного флюида.
Нефтяная система (см. рис. 2). При анализе РУО-файла для РУГ-моделей нефтяных систем необходимо обратить внимание на приведенную плотность нефти в стандартных условиях, использующуюся в дальнейшем при гидродинамическом моделировании пласта (рис. 5). Данное значение должно соответствовать плотности дегазированной нефти при ступенчатой сепарации (подсчетный параметр, используемый при определении запасов нефти).
В выходном файле также приводится описание основных физико-химических свойств жидкой фазы (нефти) (см. рис. 5). С учетом характера описываемой пластовой системы (недонасыщенная - Рнас < Рпл; предельно насыщенная - Рнас = Рпл; «мертвая» нефть - не содержит растворенного газа) следует определить газосодержание, соответствующее Рнас (для нефти с растворенным газом), а также объемный коэффициент при Рпл, их значения должны быть равны утвержденным в проектном документе (см. рис. 5).
При анализе основных физико-химических свойств растворенного газа, приведенных в файле, следует обратить внимание на вязкость газа при пластовых условиях, которая должна соотноситься с вязкостью растворенного газа, оцененной с помощью известных корреляций [7].
Плотность фаз
Плотность нефти, кг/м3
925,483
/
Свойства недонасыщенной нефти
Плотность воды, кг/м3 1000,000
Плотность газа, кг/м3 0,701
Газосодержание Давление, Объемный Вязкость,
м3/м3 10-МПа коэффициент мПа-с
30,497 100,000 1,0704 11,3297
120,000 1,0688 11,5411
300,000 1,0565 13,2717
300,636 1,0565 13,2773
41,320 135,000 (Л» с) 1,0923 10,5571
145,000 1,0914 10,6601
200,000 1,0868 11,2099
250,000 1,0830 11,6868
300,000 (Л») 1,0796 12,1433
300,636 1,0795 12,1490
76,084 250,000 1,1597 8,4287
300,000 1,1547 8,8592
300,636 1,1546 8,8646
90,976 300,000 1,1873 7,7300
300,636 1,1873 7,7351
Плотность Плотность воды, кг/м3 газа, кг/м3 1000,000 0,701
Плотность фаз
Плотность нефти, кг/м3
925,483
/
Свойства предельно насыщенной нефти
Газосодержание, Давление, Объемный Вязкость, м3/м3 30,497
10МПа коэффициент мПа-с
100,000 1,0704 11,3297
120,000 1,0688 11,5411
300,000 1,0565 13,2717
300,636 1,0565 13,2773
41,320 135,000 1,0923 10,5571
145,000 1,0914 10,6601
200,000 1,0868 11,2099
250,000 1,0830 11,6868
300,000 1,0796 12,1433
300,636 1,0795 12,1490 /
76,084 250,000 1,1597 8,4287
300,000 1,1547 8,8592
300,636 1,1546 8,8646 /
90,976 300,000 (Рш=Р„, с) 1,1873 7,7300
300,636 1,1873 7,7351 /
б
а
Плотность фаз Плотность нефти, кг/м3 Плотность воды, кг/м3 Плотность газа, кг/м3
925,483 / Свойства нефти без растворенного газа Давление, 10-МПа 1000,0000 0,7009
Объемный коэффициент Вязкость, мПа-с
300,000 1,0704 11,3297
Рис. 5. Анализ РУТ-таблицы нефтяной системы на примере РУО-файла при пластовом давлении Рпл =30,0 МПа: а - недонасыщенная система (Рнас = 13,5 МПа); б - предельно насыщенная система (Рнас = Рпл);
в - нефть без растворенного газа
Еще одним критерием проверки зависимостей свойств растворенного газа и нефти при изменении давления является соответствие общим физическим принципам, а именно: с увеличением давления должно наблюдаться закономерное монотонное изменение газосодержания, вязкости, объемного коэффициента нефти и газа (рис. 6).
ГКС (см. рис. 2). При анализе файла для ГКС необходимо обратить внимание на приведенную плотность конденсата, использующуюся в дальнейшем при гидродинамическом моделировании (рис. 7). Значение данной величины должно соответствовать результатам лабораторных исследований.
В файле в обязательном порядке приводится описание основных физико-химических свойств жидкой (конденсата) и газовой (плас-товый газ) фаз:
• с увеличением давления должны наблюдаться закономерные процессы увеличения объемного коэффициента конденсата и снижения вязкости конденсата (рис. 8);
• с увеличением давления должны наблюдаться закономерные процессы увеличения вязкости газа и снижения объемного коэффициента газа (см. рис. 8).
Следует обратить внимание на вязкость газа при пластовых условиях, которая должна соотносится с вязкостью газа, оцененной с помощью известных корреляций [7].
Кроме того, в выходном файле в разделе описания свойств пластового газа приводится величина КГФ, которая в явном виде зависит от реализованного в РУТ-модели эксперимента сепарации (числа ступеней и термобарических параметров на каждой из них), через который осуществлялась выгрузка РУО-файла. КГФ, м3/м3, позволяет оценить значение ПС5+, используемое в ГДМ пласта, согласно формуле
ПС,.
= КГФ-Рк
В случае если оцененное значение ПС5+ существенно отличается от значения, поставленного на баланс или принятого к обоснованию, то можно говорить о низком качестве РУТ-модели и вероятном возникновении ошибок при оценке объемов жидких углеводородов (к вероятным ошибкам, допущенным при создании РУТ-модели, относятся: подобранное число ступеней сепарации и их термобарические параметры не обеспечивают должного разделения жидкой и газовой фаз; при загрузке состава пластового газа допущена ошибка; выполнена некорректная регрессионная настройка критических параметров фракций).
Таблицы свойств, представленные в блоке свойств пластового газа, также позволяют оценить величину 2, по которой принято определять запасы газа, по следующей формуле
1 =
РУТ • Рлат я
т„„ Р„
(3)
(2)
где 5 - мольная доля сухого газа, д.ед.; рконд -плотность конденсата в стандартных условиях (согласно РУО-файлу), г/см3.
Необходимо отметить следующее: если рассматриваемая система недонасыщена (Рнк < Рпл), для оценки ПС5+ необходимо брать значение КГФ, соответствующее Рнк; если система предельно насыщена (Рнк = Рпл) - значение КГФ, соответствующее Рпл (см. рис. 7).
где FVF - объемный коэффициент газа (выбирается из файла согласно подходу, изложенному при анализе выходного файла для нефтяных систем); 7,пл - пластовая температура; Рст, Тст -стандартные термобарические условия (давление и температура соответственно). В случае существенного отклонения значения 2 от принятого в ПД возникнут ошибки при оценке объемов газа в стандартных условиях.
НГКС (см. рис. 2). На сегодняшний день существенную долю разрабатываемых и подготавливаемых к промышленной разработке месторождений составляют нефтегазоконден-сатные. Как уже отмечалось в статье, моделирование фазовых превращений пластового углеводородного флюида является одним из важнейших этапов создания ГДМ месторождения. В случае когда с точки зрения разрабатываемых объектов месторождение представлено изолированными блоками (каждый блок охарактеризован пластовым флюидом индивидуального состава - ГКС, сухой газ, нефтяная система) с отсутствием границы раздела двух фаз (газонефтяного контакта), каждый блок считается индивидуальным РУТ-регионом и представлен соответствующим файлом-описанием свойств жидкой и газовой фаз (процедуры анализа корректности файлов для чисто нефтяных систем и ГКС см. ранее). Если в моделируемом блоке или пласте установлено наличие границы
30
25
20
15
10
5
0 0,12
0 1,06
0,019
12,0
12 16
Давление, МПа
30
25
20
15
10
5
0 0,12
0,02 0
1,07 1,06 1,05 1,04 1,03 1,02 1,01 1,00
0
\ А -о-о
\ /
) (
/ \ -О-О
/ Л Хю—
0,009 40
30
20
10
0
12 16
Давление, МПа
■ газосодержание, м3/м3 —- РУБ — объемный коэффициент нефти
— вязкостьгаза, мПа с —- вязкостьнефти,мПас
Рис. 6. Пример закономерного изменения свойств жидкой и газовой фаз для нефтяной системы при снижении давления: а - предельно насыщенная система; б - недонасыщенная система
б
а
0
4
8
4
8
Плотность фаз
Плотность
конденсата, кг/м3 воды, кг/м3 847,963 1000,000
Плотность Плотность газа, кг/м3
/
Свойства недонасыщенного газа
Конденсато-содержание, м3/м3
Давление, 10-МПа
0,678
Объемный Вязкость, коэффициент мПа-с
60,000
1,18360Е-05 0,00000Е+00
0,0164172 0,0164232
0,0125606 0,0125648 /
100,000
(Р™)
1,54201Е-05
0,0093228 0,0138688
130,000
143,9343 (Рш)
200,000
1,42153Е-05 1,27745Е-05
0,00000Е+00 1,99777Е-05 1,75408Е-05
0,00000Е+00
2,24020Е-05
1,99777Е-05 1,75408Е-05
1,15813Е-05 0,00000Е+00 2,24020Е-05
0,0093248 0,0093273
0,0093494 0,0069165 0,0069214
0,0069569
0,0061416
0,0061466 0,0061517
0,0061641 0,0061881 0,0044199
0,0138654 0,0138614
0,0138271 /
0,0153661
0,0153486
0,0152301 /
0,0162349
0,0162107 0,0161875
0,0161314 0,0160253 / 0,0200432 /
Плотность Плотность воды, кг/м3 газа, кг/м3
Плотность фаз
Плотность конденсата, кг/м3
847,963
/
Свойства предельно насыщенного газа Конденсато-
1000,000
0,678
Давление, 10МПа
60,000
Объемный Вязкость, содержание, . . „
3, 3 коэффициент мПа-с
м3/м3
1,18360Е-05 0,00000Е+00
0,0164172 0,0125606 0,0164232 0,0125648 /
100,000 1,54201Е-05 0,0093228 0,0138688
130,000
1,42153Е-05 1,27745Е-05
0,00000Е+00 1,99777Е-05 1,75408Е-05
0,0093248 0,0138654
0,0093273 0,0138614
0,0093494 0,0138271 /
0,0069165 0,0153661
0,0069214 0,0153486
0,00000Е+00 0,0069569 0,0152301 /
143,934
2,24020Е-05 0,0061416
0,016234
1,99777Е-05 1,75408Е-05
1,15813Е-05 0,00000Е+00 200,000 2,24020Е-05
0,0061466 0,0162107
0,0061517 0,0161875
0,0061641 0,0161314
0,0061881 0,0160253 /
0,0044199 0,0200432 /
Плотность фаз
Плотность Плотность воды, Плотность
конденсата, кг/м3 кг/м3 газа, кг/м3
847,962 1000,0000 0,6779
сухого газа
Давление, Объемный Вязкость,
10-МПа коэффициент мПа-с
1,013 1,0668Е+00 0,01170
10,000 1,0680Е-01 0,01180
20,000 5,2700Е-02 0,01190
140,000 6,7000Е-03 0,01560
155,019 - (-Рпл) 6,0000Е-03 0,01640
Рис. 7. Анализ РУТ-таблицы ГКС на примере РУО-файла: а - недонасыщенная система (Рнк = 10 МПа, Рпл =14,2 МПа); б - предельно насыщенная система (Рнас = Рпл = 14,2 МПа); в - свойства сухого газа (Рпл = 15,5 МПа)
0,009
20 30 0 10 20 30
а Давление, МПа б Давление, МПа
Рис. 8. Закономерное изменение свойств газовой (а) и жидкой (б) фаз для ГКС
9
б
а
в
раздела двух фаз, фазовое равновесие системы можно описать двумя способами:
1) композиционный подход (рекомендуемый): расчет фазовых переходов для пластовой системы выполняется непосредственно в гидродинамическом симуляторе с использованием РУО-файла для композиционной модели. Данный подход является наиболее точным с точки зрения описания термодинамических процессов, происходящих в ходе разработки месторождения, и прогнозирования объемов добываемой продукции, однако требует существенных производительных мощностей;
2) подход «нелетучая нефть»: с целью необходимости обеспечения описания фазового равновесия в НГКС и соответствующей скорости расчета ГДМ на имеющихся производительных мощностях в гидродинамическом симуляторе используют РУО-файл для модели «нелетучая нефть» как совокупность РУО-файлов для нефтяной системы и ГКС. Следует отметить, что данный подход является вынужденной мерой и вносит неопределенность в прогнозирование объема добычи газообразных и жидких углеводородов.
Рассмотрим подробно выходной РУО-файл модели «нелетучая нефть» для НГКС. В связи с имеющимися допущениями в случае гидродинамического моделирования в формате «нелетучая нефть», выходной файл для НГКС составляют из двух частей: 1) параметры нефти (плотность, зависимость изменения физико-химических свойств от давления) выгружаются из РУГ-модели для нефтяной системы; 2) параметры газа (зависимость изменения физико-химических свойств от давления) -из РУГ-модели для ГКС. Следует отметить, что при таком методе сшивки НГКС должна быть уравновешена (Рнас = Рнк), в противном случае существует вероятность несогласованности блоков параметров нефти и газа.
Важно указать, что такой подход при моделировании фазового поведения НГКС имеет ряд недостатков: физико-химические свойства конденсата будут описаны свойствами нефтяной модели; необходимо учитывать, что плотность жидкой фазы в выходном файле может иметь значение плотности нефти (так как она является подсчетным параметром), в связи с чем возможны ошибки при оценке объемов конденсата.
В выходном файле приводятся следующие данные:
• плотность жидкой фазы (нефть, конденсат). В случае нефтегазоконденсатного
месторождения в зависимости от приоритетов разработки объекта указывается плотность либо нефти, либо конденсата;
• основные физико-химические свойства жидкой фазы (нефти). Анализ соответствия данной информации утвержденным параметрам газосодержания, плотности, объемному коэффициенту выполняется аналогично процедуре, принятой для чисто нефтяных залежей (см. рис. 2). С увеличением давления должны наблюдаться закономерные процессы монотонного изменения объемного коэффициента и вязкости нефти (см. рис. 6);
• основные физико-химические свойства пластового газа. Анализ соответствия данной информации утвержденным параметрам сжимаемости и ПС5+ выполняется аналогично процедуре, принятой для газоконденсатных залежей (см. рис. 2). С увеличением давления должны наблюдаться закономерные процессы монотонного изменения вязкости и FVF (см. рис. 8).
В случае если РУО-файл выгружен для модели в формате «нелетучей нефти», помимо зависимостей свойств газа, нефти и конденсата от давления он содержит информацию о РУГ-модели - компонентном (компонентно-фракционном) составе пластового газа, молярной массе каждого компонента, уравнении состояния, используемом для описания фазового равновесия и т.д. Оценка состоятельности РУО-файла осуществляется комбинацией алгоритмов (см. рис. 1, 2).
***
Приведенные в статье подходы позволяют выполнить оперативную оценку представительности и качества РУГ-моделей и соответствующих выходных файлов, используемых в ГДМ пласта. В рамках статьи представлены рекомендуемые допустимые отклонения расчетных параметров в РУГ-модели от принятых значений (в ПД, по результатам лабораторных исследований и т.д.). Следует отметить, что согласно временному регламенту1 отклонение начальных геологических запасов углеводородных систем в трехмерной цифровой геолого-гидродинамической модели
1 См. Временный регламент оценки качества и приемки трехмерных цифровых геолого-гидродинамических моделей, представляемых пользователями недр в составе технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья на рассмотрение ЦКР Роснедр по УВС: принят на расширенном заседании ЦКР Роснедр 19.04.2010.
пласта от запасов, числящихся на государственном балансе, не должно превышать 5 % (ДЕ < 5 %). Величина ДЕ является совокупностью всех погрешностей, вносимых в ГДМ пласта на всех этапах ее создания (при разработке геологической модели, обработке исходных данных, проектировании модели пластового флюида и т.д.). Для выполнения
критерия ДЕ <5 % требуется соблюсти баланс между параметрами неопределенности всех величин на каждом этапе создания ГДМ. Предположительно, на ДЕ влияют только погрешности, вносимые моделью пластового флюида, в связи с чем для расчетных параметров установлено максимальное отклонение в 5 % от принятых в ПД.
Список литературы
1. Ющенко Т.С. Новый инженерный метод создания и адаптации РУТ-модели природной конденсатной смеси / Т.С. Ющенко,
А.И. Брусиловский // Вести газовой науки: Актуальные вопросы исследований пластовых систем месторождений углеводородов. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2015. - № 4 (24). -С. 14-20.
2. Брусиловский А.И. О методических подходах к уточнению РУТ-свойств пластовой нефти двухфазных залежей / А.И. Брусиловский, И.О. Промзелев // Вести газовой науки: Актуальные вопросы исследований пластовых систем месторождений углеводородов. -
М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. - № 1 (12). -С. 41-45.
3. Козубовский А.Г. Оценка влияния способов описания свойств жидких углеводородов на точность флюидальной системы / А.Г. Козубовский, И.О. Промзелев, А.Д. Ефимов и др. // Известия вузов. Нефть и газ. - 2009. - № 3. - С. 47-52.
4. Фатеев Д.Г. Оценка представительности проб газа сепарации и насыщенного конденсата / Д.Г. Фатеев, А.Г. Козубовский, А.Д. Ефимов // Газовая промышленность. -2010. - № 10. - С. 38-39.
5. Токарев Д.К. Адаптационная схема создания адекватных моделей газоконденсатных систем (на примере ачимовских отложений Уренгойского НГКМ) / Д.К. Токарев,
Д.Г. Фатеев, А.Г. Козубовский и др. // Территория Нефтегаз. - 2012. - № 12. -С. 46-52.
6. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа / А.И. Брусиловский. - М.: Грааль, 2002. - 575 с.
7. Whitson C.H. Phase behavior / Curtis H. Whitson, Michael R. Brule. - Richardson, Texas: SPE, 2000. - 233 p. - (SPE Monograph Series. -
Vol. 20).
Express analysis of a reservoir fluid model used in a hydrodynamic model
D.K Tokarev1*, D.G. Fateyev1
1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 70, Gertsena street, Tyumen, 625000, Russian Federation * E-mail: [email protected]
Abstract. Simulation of phase behavior of a reservoir hydrocarbon fluid is one of the most important elements in creating a hydrodynamic model of a field, and also a tool for analyzing the phase behavior of a fluid during development of oil, gas and gas condensate fields. Creation of a digital analogue of a real reservoir fluid (PVT model) is carried out in specialized software, and allows you to get a PVT model that fully describes the real hydrocarbon system, as well as generates a discharge file (PVO) used in a hydrodynamic simulator. In this paper, authors consider the main components of PVT models and output files (PVO) for oil, gas condensate and oil-and-gas-condensate systems taking into account their possible presentation in a composite form, or in the "Black oil" format; recommended parameters used to adapt the PVT model are highlighted; the influence of the main design parameters of the PVT model on the results of hydrodynamic modeling is established; the main functional dependencies for calculating the output parameters of the PVT model are presented for assessing the quality of the project; recommendations are given on the deviation of the calculated values from the actual ones (adopted in the design documentation obtained from the results of laboratory studies). Based on the generally accepted approaches and extensive experience of the team of authors in the field of creating and evaluating the quality of digital PVT models of hydrocarbon fluids, a step-by-step algorithm for express analysis of PVT models and output files (PVO) is presented which allows to determine their representativeness (relative to the estimated parameters) and applicability in hydrodynamic modeling, as well as qualitatively assess the physicality of the results of the calculation of the phase behavior of the reservoir fluid.
Keywords: reservoir fluid model (PVT model), phase behavior, oil system, gas condensate system, oil-and-gas-
condensate system, physical and chemical properties.
References
1. YUSHCHENKO, T.S., and A.I. BRUSILOVSKIY. A new engineering method for creating and adapting PVT-model of natural gas condensate mixture [Novyy inzhenernyy metod sozdaniya i adaptatsii PVT-modeli prirodnoy kondensatnoy smesi]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2015, no. 4 (24): Actual issues in research of stratal hydrocarbons systems, pp. 14-20. ISSN 2306-8949. (Russ.).
2. BRUSILOVSKIY, A.I., and I.O. PROMZELEV. About methodological approaches to identification reservoir oil PVT-pro perties in gas-oil deposits [O metodicheskikh podkhodakh k utochneniyu PVT-svoystv plastovoy nefti dvykhfaznykh zalezhey]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2013, no. 1 (12): Actual problems of studies of hydrocarbon field bedded systems, pp. 41-45. ISSN 2306-8949. (Russ.).
3. KOZUBOVSKY A.G., I.O. PROMZELEV, A.D. YEFIMOV, et al. Estimation of influence of liquid hydrocarbon properties description methods on the accuracy of the developed fluid model [Otsenka vliyaniya sposobov opisaniya svoystv zhidkikh uglevodorodov na tochnost flyuidalnoy sistemy]. Izvestiya Vysshikh Uchebnykh Zavedeniy. Neft i Gaz, 2009, no. 3, pp. 47-52. ISSN 0445-0108. (Russ.).
4. FATEYEV, D.G., A.G. KOZUBOVSKIY, A.D. YEFIMOV, et al. Representativeness estimation for samples of separation gas and saturated condensate [Otsenka predstavitelnosti prob gaza separatsii i nasyshchennogo kondensata]. Gazovaya Promyshlennost, 2010, no. 10, pp. 38-39. ISSN 0016-5581. (Russ.).
5. TOKAREV, D.K., D.G. FATEYEV, A.G. KOZUBOVSKIY, et al. Adaptive scheme for creating valid models of gas-condensate systems. The case of Achim deposits at Urengoy oil-gas-condensate field [Adaptatsionnaya skhema sozdaniya adekvatnykh modeley gazokondensatnykh system (na primere achimovskikh otlozheniy Urengoyskogo NGKM)]. Territoriya Neftegaz, 2012, no. 12, pp. 46-52. ISSN 2072-2745. (Russ.).
6. BRUSILOVSKIY, A.I. Phase transitions at development of oil and gas fields [Fazovyye prevrashcheniya pri razrabotke mestorozhdeniy nefti i gaza]. Moscow: Graal, 2002. (Russ.).
7. WHITSON, C.H., M.R. BRULE. Phase behavior. In: SPEMonograph Series, 2000, vol. 20.
