CC BY
13DOI 10.29222/ipng.2078-5712.2022-36.art3
УДК 622.276
Оценка содержания и состава жидких углеводородов матричной нефти в газовой части продуктивных отложений нефтегазоконденсатных месторождений на примере Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения
Д.В. Сурначёв*, Н.А. Скибицкая, И.М. Индрупский, М.Н. Большаков
Институт проблем нефти и газа РАН, г. Москва, Россия E-mail: *d_surnachev@ipng.ru
Аннотация. Статья посвящена уточнению флюидального состава нефтегазоконденсатных месторождений, в газонасыщенной части которых в начальном состоянии имеется матричная нефть. Результатом исследований является термодинамическая модель.
Ключевые слова: ресурсная база, карбонатный коллектор, термодинамическое равновесие, компонентный состав, уравнение состояния, газоконденсат, матричная нефть.
Для цитирования: Сурначёв Д.В., Скибицкая Н.А., Индрупский И.М., Большаков М.Н. Оценка содержания и состава жидких углеводородов матричной нефти в газовой части продуктивных отложений нефтегазоконденсатных месторождений на примере Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения // Актуальные проблемы нефти и газа. 2022. Вып. 1(36). С. 42-65. https://doi.org/10.29222/ipng.2078-5712.2022-36.art3
Задачей, предлагаемой к решению, является уточнение флюидального состава газонасыщенной части Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения (ВНГКМ) с целью оценки содержания и состава запасов жидких углеводородов (ЖУВ) матричной нефти, а также пространственного размещения данных оцененных запасов.
Работа состоит из определения компонентного/фракционного составов и, собственно, термодинамического
моделирования с использованием РУТ-модуля одного из промышленных гидродинамических симуляторов.
Результатом является подбор флюидальных составов компонентов и фракций (вместе с их характеристиками), соответствующих газо- и нефтенасыщенной частям Вуктыльского НГКМ, которые
одновременно удовлетворяли бы ряду лабораторных и промысловых критериев, а паровые и жидкие фазы этих составов находились бы в состоянии
термодинамического равновесия при давлениях и температурах выбранных опорных глубин массивной
нефтегазоконденсатной залежи.
Нефтегазоматеринские свойства
карбонатных пород изучаются на протяжении четырех последних десятилетий [1, 2]. Кроме того, рядом исследований в ИПНГ РАН [3] показана не только нефтегазоматеринская природа карбонатов ряда месторождений, но и доказано наличие ЖУВ и высокомолекулярных компонентов в газонасыщенной части Вуктыльского, Оренбургского, Астраханского,
Карачаганакского НГКМ до начала их разработки.
© 2022. Д.В. Сурначёв, Н.А. Скибицкая, И.М. Индрупский, М.Н. Большаков
42
В соответствии с данной концепцией принимаются последовательные
геохимические процессы, сопровождающие формирование залежей углеводородов вышеупомянутых месторождений:
- начальная стадия интенсивной газогенерации в процессе преобразований (конденсации, поликонденсации) органического вещества (ОВ) до керогена в объеме первичных структурных форм породообразующего карбонатно-органического полимера, которая сопровождается сбросом низкомолекулярных углеводородных и неуглеводородных компонентов природного газа, завершается микритизацией первичных структурных форм карбонатно-органической полимерной матрицы и выходом керогена в самостоятельную фазу - фазу рассеянного органического вещества (РОВ) в микритизированной матрице;
- битуминозная (битумоидная) стадия последовательного преобразования керогена в ряду битумоидных компонентов незрелой матричной нефти - асфальтенов, тяжелых смол, легких смол, масел, связывающих и растворяющих в своем объеме компоненты ранее отгенерированного природного газа;
- стадия формирования жидкой фазы в процессе последовательного преобразования осмоленных и маслянистых легких битумоидных компонентов до жидких углеводородов нефтяного ряда (нефти), сопровождающаяся освобождением и выходом ранее связанного битумоидами газа в свободную фазу в появившихся при этом эффективных емкостных объемах, а также образование, на основе части нефтяной фазы и закономерностей термодинамического равновесия,
газопаровой фазы, в реальных условиях пластовых температур и давлений.
Иными словами, для уже сформировавшейся газоконденсатной залежи устанавливается термодинамическое
равновесие паровой и жидкой фаз (жидкая фаза считается тождественной матричной или собственной нефти газонасыщенной части) пластового флюида, как в PVT-бомбе при условии моделируемых экспериментов, так и в каждой точке нефтегазонасыщенной части нефтегазоматеринской залежи.
Безусловно, такой подход является упрощением реальной ситуации, поскольку процесс преобразования вещества, результатом которого являются
углеводороды, зависит также от геологического времени (стратиграфической принадлежности), от палеодинамики (исторического изменения глубин), от минерального состава вещества и типа пластовых вод, от ряда иных, в том числе пока неизвестных, параметров. Явным индикатором процесса преобразования является пористость и структура порового пространства.
Главными термодинамическими
факторами, от которых зависят характеристики сформированного пластового флюида в каждой точке
нефтегазоконденсатной залежи, являются текущее пластовое давление и пластовая температура (зависящие, по сути, от одного параметра - глубины по вертикали или TVD - True Vertical Depth), что дает основание на данном этапе изучения объекта применять термодинамическое, или PVT-моделирование, научная и практическая ценность результатов которого при оценке запасов не вызывает сомнения.
Остановимся детальнее на первом этапе. В качестве исходной информации при построении первоначальной
РУТ-модели пластовой газоконденсатной системы были использованы закономерности изменения содержания индивидуальных газовых компонентов по разрезу залежи ВНГКМ, полученные в работах: ОТЧЕТ19851, ОТЧЕТ19862 на основании анализа и осреднения результатов газоконденсатных исследований (ГКИ).
Подготовка РУТ-модели пластовой смеси и расчет составов (газоконденсатной системы, пластовой нефти и суммарного состава углеводородной смеси) в настоящей работе произведены для шести опорных глубин. Первоначальная
РУТ-модель была основана на принятых ранее в проектно-технической документации (ПТД), см. ОТЧЕТ20143, составах и свойствах компонентов и фракций газоконденсатных смесей для четырех опорных глубин (разбиение обосновано большой этажностью залежи - порядка 1400-1500 м [4, 5]) - и настроена на кривую содержания конденсата в
1 ОТЧЕТ1985 - Комплексные (газоконденсатные и газодинамические) исследования скважин Вуктыльского ГКМ. Проведение контроля за внедрением технологии извлечения выпавшего конденсата методом создания оторочки ШФЛУ: Промежуточный отчет по теме 02.В.05/84-85 за II кв. 1985 г. Ухта: ВНИИГАЗ Коми филиал, 1985.
2 ОТЧЕТ1986 - Контроль за внедрением технологии извлечения выпавшего конденсата методами обработки скважин обогащенным газом и создание оторочки ШФЛУ (Отчет по результатам исследования скважин и обобщение результатов за 1985 г. и I кв. 1986 г.): Промежуточный отчет по теме 02.В.41/86-87. Ухта: ВНИИГАЗ Коми филиал, 1986.
3 ОТЧЕТ2014 - Дополнения к проекту разработки Вуктыльского НГКМ. Этап 3 (заключительный): Отчет о научно-исследовательской работе. Ухта: ВНИИГАЗ, 2014.
пластовом газе (точнее, потенциального содержания компонентов С5+«высшие» на сухой газ).
Ниже приведена табл. 1 термобарических условий четырех опорных глубин ТУБ из проектной документации по ВНГКМ (здесь и далее указывается вертикальная положительная глубина ТУБ, в отличие от отрицательных абсолютных отметок: а.о. = - ТУБ).
Таблица 1
Термобарические условия для РУТ-моделирования флюидальной системы ВНГКМ, принятые в ПТД
Глубина Рпл., Рн.к., Тпл,
TVD, м бар бар °С
3350 374 331 67
3000 362 325 61
2500 346 316 52
2000 328 307 42
Значения давлений начала конденсации Рн.к. для различных опорных глубин были получены, исходя из данных ГКИ и лабораторных исследований рекомбинированных проб пластового газа, для ряда скважин, с учетом линейной экстраполяции Рн.к. до глубины 2000 м. Несмотря на регламент проведения ГКИ, сама процедура рекомбинации предполагает наличие неустранимой ошибки определения как начальных составов, так и давлений начала конденсации, особенно вследствие изменения компонентного состава флюида призабойной зоны при выводе скважин на режим и/или вследствие режимов работы с большой депрессией на пласт (что было характерно для первых лет эксплуатации газовой залежи ВНГКМ).
Данные по вспомогательным и дополнительным глубинам для РУТ-моделирования флюидальной системы ВНГКМ, полученные линейной
интерполяцией, приведены в табл. 2. В соответствии с ПТД максимальные запасы газа приурочены к окрестности опорной глубины 3025 м, поэтому на эту глубину настроена и так называемая «эталонная кривая» потенциального содержания С5+, а глубина 3316 м - принятая глубина газонефтяного контакта (ГНК).
Таблица 2
Термобарические условия на вспомогательных и дополнительных опорных глубинах
Заметим, что согласно с принятыми по лабораторным исследованиям свойствами газов Вуктыльского НГКМ, на каждой из опорных глубин давление начала конденсации (точка росы) существенно (от 21 до 43 бар) ниже начального пластового давления. Это явление, как факт, утверждено в ряде предыдущих исследований пластовой системы и в проектной документации ОТЧЕТ2014.
Поскольку при этом изучались не прямые отборы пластового флюида, как в случае нефтяной залежи, и не прямые замеры его свойств, то данное явление можно воспринимать лишь как некий согласованный лабораторный критерий, которому должны соответствовать моделируемые композиционные составы в части паровой фазы, как это и делалось в
предыдущих работах по исследованию Вуктыльского НГКМ.
Опираясь на исследования
предыдущих лет, было установлено наличие на каждой глубине газонасыщенной части не только паровой, но и равновесной ей жидкой фазы (жидкая фаза, или жидкие углеводороды, ассоциирована с пластовой нефтью).
Поэтому задачей авторов являлся такой подбор составов пластовых флюидов на опорных глубинах, которые:
а) обеспечивали бы существование двух равновесных фаз (паровой и жидкой) в диапазоне давлений и температур ВНГКМ от кровли залежи до ГНК, то есть наличие некоторого количества ЖУВ в газонасыщенной части залежи;
б) соответственно в этом случае Рн.к. -точка росы - паровой фазы совпадала бы с начальным пластовым давлением и с давлением насыщения (начала дегазации) жидкой фазы на каждой глубине при соответствующей температуре в газонасыщенной части;
в) для состава паровой фазы обеспечивался бы термодинамический фазовый переход по глубине от паровой к жидкой фазе на ГНК;
г) потенциальное содержание показателя «С5+высшие» на сухой газ (г/м3) и его динамика при снижении давления для каждой опорной глубины максимально соответствовали бы утвержденным проектным величинам и утвержденным подсчетным параметрам, особенно на последних этапах разработки;
д) расчетные кривые дифференциальной конденсации модельных смесей, при наличии жидкой фазы, были бы близки экспериментальным данным исследований рекомбинированных смесей.
Глубина Рпл., Рн.к., Тпл,
TVD, м бар бар °С
3316 372,8 330,4 66,4
3025 362,9 325,4 61,4
2750 354,0 320,5 56,5
2250 337,0 311,5 47,0
Все эти требования в совокупности достаточно противоречивы, не говоря уже о погрешности экспериментов и промысловых замеров, поэтому
потребовалось найти разумный компромисс между данными условиями, скажем, между «полкой» КГФ (конденсато-газового фактора) в интервале от ранее утвержденных Рн.к. до Рпл. и заданием точки росы Рн.к. = Рпл., свойственному для нефтегазоматеринской системы, после чего неизбежно должно следовать падение потенциального содержания С5+ вследствие падения давления.
За основу для построения PVT-моделей ВНГКМ в настоящей работе был взят состав (см. [4, 5], ОТЧЕТ20164), характеризующийся тем, что кроме азота N2 и углекислого газа CO2, и стандартных компонентов С1-С5, включая изомеры Ю4, Ю5, остаток С6+ был разбит на 6 фракций С6P1-С6P6, из которых последняя - C6P6 - имеет молекулярный вес 500 и является подгоночной (табл. 3). Молекулярный вес 500 обычно принимается в композиционном моделировании для компонента С36 парафинового ряда. Исследования нефти ВНГКМ показали наличие определяемых лабораторно концентраций компонентов не выше С43 (что не исключает присутствия в пластовом флюиде и более тяжелых компонентов за порогом точности лабораторных замеров).
4 ОТЧЕТ2016 - Комплексное изучение керна, структурно-емкостное, геолого-геохимическое, физико-химическое моделирование с целью разработки научных основ добычи жидких углеводородов на завершающей стадии разработки Вуктыльского ГКМ. Этап 4: Отчет о научно-исследовательской работе. М.: ООО «Центр высокомолекулярных технологий», 2016.
Поскольку во всех предыдущих исследованиях было использовано кубическое уравнение состояния Пенга-Робинсона [6], в настоящей работе для сохранения преемственности
авторы оставили то же самое уравнение состояния, стартовав с определенных ранее свойств компонентов и фракций.
Таблица 3
Компоненты и фракции исходного флюидального состава (при разбиении Сб+ на 6 фракций)
Компоненты и фракции Молекулярный вес, Mw
N2 28,013
ОТ2 44,010
Ъ 16,043
C2 30,070
Cз 44,097
58,124
58,124
^5 72,151
п^ 72,151
СбР1 85,019
СбР2 110,457
СбРЗ 157,953
СбР4 231,218
СбР5 338,184
СбР6 500,000
Для данного набора компонентов и фракций ранее (см. [5], ОТЧЕТ2016) был выполнен подбор составов газоконденсатной смеси (паровой фазы) по опорным глубинам (табл. 4). Для этих составов величины давления начала конденсации Рн.к. были определены существенно ниже начального пластового давления Рпл. (см. табл. 1, 2).
Таблица 4 Начальный флюидальный состав паровой фазы для опорных глубин, %
С целью дальнейшего детального РУТ-моделирования и приближения давления начала конденсации Рн.к. паровой фазы к значениям пластового давления Рпл., что необходимо для «физического присутствия» в газонасыщенной части жидкой фазы, исходное разбиение С6+ (6 фракций от С6Р1 до С6Р6) в настоящей работе было дополнено четырьмя фракциями - от С6Р7 до С6Р10, где самые тяжелые фракции с молекулярными весами в диапазоне примерно 600-1200 отвечают за масла и смолы, присутствующие в качестве высокомолекулярных
компонентов, или нефти в газонасыщенной части [3]. Эти фракции должны
присутствовать и в составе обычной жидкой нефти ВНГКМ, пусть и в очень небольшом количестве, которое могло бы и не быть обнаружено традиционными исследованиями (как правило, традиционные фракционные исследования нефтей завершаются в районе компонента С40).
Перечень компонентов и фракций «расширенного» флюидального состава (при разбиении С6+ на 10 фракций) и соответствующих свойств
компонентов/фракций приведены в табл. 5. Свойства добавленных четырех самых тяжелых фракций были выбраны из таблицы свойств компонентов типовых нефтей с ближайшими молекулярными весами, используемой во встроенной библиотеке программного комплекса Tempest-ENABLE компании ROXAR/EMERSON.
В табл. 5: Mw - молекулярный вес (ед.), Tc - критическая температура (o C), Pc - критическое давление (бар), Ac - ацентрический фактор (ед.), Zc - коэффициент сверхсжимаемости в критической точке (отклонение от закона Бойля-Мариотта - пересчетный параметр по уравнению состояния), Vc - критический объем (м3/кг-моль), Sg - относительная плотность по воде в н.у., Tb - температура кипения (oC), Qa и Qb - параметры уравнения состояния, Para - парахор (комплексное физико-химическое свойство вещества, связывающее поверхностное натяжение жидкости с плотностью жидкости и пара), Sv - поправочный объемный коэффициент (шифт-параметр) уравнения состояния. Более детально роль каждого из параметров в кубическом уравнении состояния описана в работах [7-10].
Компоненты и фракции Глубина TVD, м
2000 2250 2500 2750 3000 3350
N2 4,28 4,43 4,58 4,79 5,01 5,3
СО2 0,03 0,03 0,03 0,03 0,04 0,04
C1 78,24 77,36 76,48 75,67 74,85 73,73
C2 8,44 8,54 8,63 8,6 8,56 8,51
C3 2,83 2,99 3,15 3,31 3,47 3,7
iC4 0,43 0,43 0,44 0,44 0,45 0,45
nC4 0,56 0,62 0,68 0,74 0,8 0,88
iC5 0,12 0,13 0,14 0,15 0,16 0,17
nC5 0,11 0,12 0,12 0,13 0,14 0,15
CeP1 1,59 1,71 1,84 1,96 2,08 2,25
СбР2 2,03 2,2 2,36 2,51 2,67 2,88
CeP3 1,05 1,13 1,22 1,3 1,38 1,49
СбР4 0,26 0,28 0,3 0,32 0,35 0,38
СбР5 0,03 0,03 0,03 0,04 0,04 0,05
СбР6 0 0 0 0 0 0,01
Таблица 5
Свойства компонентов и фракций «расширенного» флюидального состава (при разбиении Св+ на 10 фракций)
Компоненты и фракции Mw ^ га Pc ^г) Acf ге Vc (m3/kg-mole) Sg (sg(Water=1)) ™ га Па ПЬ Para Sv
N2 28,0130 -146,8890 33,9912 0,0450 0,2916 0,09006 0,4700 -195,778 1 1 41,00 -0,1930
^2 44,0100 31,0556 73,8153 0,2310 0,2742 0,09396 0,5072 -78,500 1 1 70,00 -0,0820
Ъ 16,0430 -82,5722 46,0432 0,0115 0,2884 0,09925 0,3300 -161,494 1 1 77,00 -0,1590
C2 30,0700 32,2722 48,8011 0,0908 0,2843 0,14792 0,4500 -88,600 1 1 108,00 -0,1130
Cз 44,0970 96,6722 42,4924 0,1454 0,2804 0,20288 0,5077 -42,039 1 1 150,30 -0,0860
iC4 58,1240 134,9890 36,4802 0,1756 0,2824 0,26271 0,5631 -11,722 1 1 181,50 -0,0840
nC4 58,1240 152,0280 37,9694 0,1928 0,2736 0,25472 0,5844 -0,500 1 1 189,90 -0,0670
72,1510 187,2780 33,8119 0,2273 0,2701 0,30584 0,6247 27,844 1 1 225,00 -0,0610
nC5 72,1510 196,5000 33,6878 0,2510 0,2623 0,30404 0,6310 36,067 1 1 231,50 -0,0390
C6P1 85,0188 250,9280 26,6887 0,1208 0,2224 0,36303 0,6639 65,976 1 1 270,11 -0,0026 С6
C6P2 110,4570 318,9670 24,7149 0,2351 0,2424 0,48277 0,7080 126,024 1 1 341,33 -0,0343 С8-С9
C6P3 157,9530 398,0440 20,7256 0,3625 0,2493 0,67134 0,7498 201,495 1 1 466,70 0,0261 С11-С12
C6P4 231,2180 488,5170 16,8437 0,5589 0,2622 0,98561 0,7865 296,461 1 1 640,62 0,7000 С16-С17
C6P5 338,1840 586,3390 13,5525 0,7602 0,2717 1,43279 0,8201 400,639 1 1 852,12 0,8000 С24-С25
C6P6 500,0000 679,6440 10,5933 1,0268 0,2662 1,99036 0,8535 509,956 1 1 1076,40 0,9000 С36
СбР7 598,0000 674,6280 7,5153 1,3000 0,1637 1,71677 0,9360 540,183 1 1 1156,21 0,2471 С48
СбР8 794,1000 737,6280 5,9157 1,4810 0,1406 1,99770 0,9630 613,128 1 1 1189,03 0,2785 С57
СбР9 1004,1000 790,0720 4,8401 1,6270 0,1217 2,22244 0,9840 671,906 1 1 1036,57 0,3029 С72
СбР10 1284,2000 845,0720 3,9160 1,7810 0,1036 2,46000 1,0060 733,522 1 1 531,19 0,3268 С92
В составе остатка С6+ ВНКГМ встречается до 15-20% ароматических углеводородов с соотношением бензола и толуола примерно 1:4, а также более тяжелые углеводороды нафтенового ряда, но учет данного типа компонентов не входит в содержание настоящей работы, поэтому принимаем все углеводородные компоненты выше пентана - априори алкановыми. Для компонентов и фракций выше C5 в правой колонке табл. 5 приведены соответствующие им по молекулярным весам обозначения стандартных углеводородов парафинового ряда.
Для алгоритма подбора концентраций компонентов и тяжелых фракций было использовано свойство гамма-распределения молярных долей тяжелых фракций ряда С6+ паровой фазы по молекулярным весам, что
Расширенные составы равновесной
активно используется при PVT-моделирова-нии в процедурах сокращения/расширения состава (1итр^Ме1итр^). Такие асимметричные гамма-функции появляются, например, в процессе хроматографических исследований экстракта карбонатного керна газоконденсатных месторождений.
В соответствии с описанными выше ожидаемыми особенностями изменения концентраций, путем подбора «гладкого» по молекулярным весам состава тяжелых фракций C6P1-C6P10, в модуле РУТ были получены составы паровой фазы «расширенного состава» на опорных глубинах, см. табл. 6. Параллельно проводилась проверка на совпадение давления начала конденсации Рн.к и начального пластового давления на опорных глубинах.
Таблица 6
паровой фазы на опорных глубинах
3316 3025 2750 2500 2250 2000
N2 0,0522 0,0501 0,04793 0,0461 0,04428 0,0426
С02 0,00044 0,00041 0,00038 0,00035 0,00032 0,0003
С1 0,73935 0,74922 0,75817 0,76638 0,77451 0,78233
С2 0,0871 0,0865 0,0859 0,0854 0,0849 0,08439
Сз 0,03655 0,03474 0,03312 0,03149 0,0299 0,0283
ю4 0,0045 0,00446 0,00441 0,00438 0,00434 0,0043
пС4 0,00864 0,00799 0,00739 0,00679 0,0062 0,0056
0,00175 0,00162 0,00151 0,0014 0,0013 0,0012
пС5 0,00136 0,0013 0,00125 0,0012 0,00115 0,0011
СбР1 1,96Е-02 1,85Е-02 1,76Е-02 1,67Е-02 1,58Е-02 1,50Е-02
СбР2 2,90Е-02 2,69Е-02 2,51Е-02 2,36Е-02 2,20Е-02 2,04Е-02
СбРЗ 1,45Е-02 1,38Е-02 1,32Е-02 1,26Е-02 1,20Е-02 1,15Е-02
СбР4 3,55Е-03 3,29Е-03 3,10Е-03 2,92Е-03 2,78Е-03 2,62Е-03
СбР5 1,08Е-03 8,90Е-04 7,50Е-04 6,00Е-04 4,50Е-04 2,80Е-04
СбР6 2,20Е-04 1,60Е-04 1,30Е-04 1,00Е-04 7,00Е-05 4,00Е-05
С6Р7 1,20Е-04 8,00Е-05 6,00Е-05 4,00Е-05 3,00Е-05 2,00Е-05
С6Р8 3,00Е-05 2,00Е-05 2,00Е-05 1,00Е-05 7,80Е-06 4,80Е-06
СбР9 1,00Е-05 8,00Е-06 5,40Е-06 4,00Е-06 3,10Е-06 2,60Е-06
СбР10 4,20Е-06 3,00Е-06 2,10Е-06 1,60Е-06 1,34Е-06 1,25Е-06
Давление Рн.к. рассчитывается в PVT-модуле промышленного симулятора путем моделирования различных экспериментов -дифференциальной конденсации (CVD-test, constant volume depletion), контактной конденсации (CCE-test, constant
composition expantion), характера насыщения (SAT-test, saturation) или так называемого градиент-теста (GRD-test, gradient) по глубине (поскольку исследовалась малая окрестность опорных глубин, была использована изотермическая опция GRD-test).
В результате подбора составов отклонение вычисленной точки росы Рн.к. от заданных значений пластового давления Рпл. на всех глубинах минимально, в среднем составляет 0,5 бар (табл. 7).
Таблица 7
Характеристика расширенных составов паровой фазы по «точке росы»
Глубина Рпл, Рн.к., отклонение,
TVD, м бар бар бар
2000 328,0 327,6 -0,4
2250 337,0 338,0 1,0
2500 346,0 347,4 1,4
2750 354,0 355,0 1,0
3025 362,9 363,3 0,4
3316 372,8 372,3 -0,5
При вычислении расширенных составов было важно сохранить линейную зависимость потенциального содержания С5+ по глубине с максимальным сохранением проектных значений. Решение этой задачи иллюстрирует рис. 1. При этом отклонение от проектных значений С5+ на опорных глубинах ничтожно мало и составляет всего
1-2 г/м3 сухого газа, что видно из данных табл. 8.
Таблица 8
Сравнение потенциального содержания С5+ с проектными данными
Глубина TVD,/w Потенциальное содержание С5+, г/м3
проект расширенный состав
2000 273 274
2500 319 317
3000/3025 364 363
3350/3316 395 394
Проиллюстрируем свойства найденных составов паровой фазы графически.
Поскольку концентрации самых тяжелых фракций в паровой фазе очень малы, то значения концентраций для большей наглядности нужно выносить на графики, построенные на логарифмической шкале. На рис. 2 на полулогарифмической шкале приведен контрольный график для анализа динамики концентраций по молекулярным весам и согласования составов по опорным глубинам, так называемый «finger-plot».
На двойной логарифмической шкале зависимость десятичного логарифма концентраций от натурального логарифма молекулярного веса для каждой опорной глубины очень хорошо (с коэффициентом корреляции R2 выше 0,99) аппроксимируется полиномом четвертого порядка. В качестве иллюстрации на рис. 3 приведен соответствующий график для опорной глубины 3025 м.
Рис. 1. Зависимость потенциального содержания С5+ от глубины для расширенного состава
Рис. 2. Контрольный график для анализа составов паровой фазы опорных глубин, полулогарифмическая шкала
N о
Ы)
о
-1 -4
Ln(Mw)
0 4 5 5 0 5 5 6 0 6 5 7 0 7,
•
•
у = -0,2979х4 + 7,224х3 - 65,379х: + 259,92х 383,63 Яг = 0,9956
3025
Рис. 3. Пример зависимости концентраций тяжелых компонентов от молекулярных весов,
двойная логарифмическая шкала
Традиционный интерес представляет также вид зависимостей найденных концентраций компонентов или фракций от глубины (ТУБ). Предыдущие исследования и расчеты показывают, что эта зависимость имеет линейный характер для всех углеводородных компонентов вплоть до пентанов и, как показано ранее, для остатка С5+. Линейный закон также справедлив и для уточненных концентраций тяжелых фракций, начиная с СбР1 и заканчивая СбР5. Для фракции СбР6 наблюдается небольшое отклонение от линейной зависимости. Однако для вычисленных в настоящей работе
концентраций в паровой фазе самых тяжелых фракций расширенного состава (см. рис. 4), начиная с СбР7 (рис. 4а), включая СбР8 (рис. 4б) и CбP9 (рис. 4с) и заканчивая CбP10 (рис. 4г), эта зависимость имеет уже нелинейный, параболический характер.
Одновременно с подбором состава паровой фазы модуль РУТ-моделирования промышленного симулятора позволяет автоматически получить компонентный состав соответствующей равновесной жидкой фазы, при условии, что пластовые давление и температура есть точка росы (начала конденсации), см. табл. 9.
1.4Е-04 1.2Е-04 « 1.0Е-04
с
« 8.0Е-05 1 6.0Е-05
4.0Е-05 2.0Е-05 О.ОЕ+ОО
С(Р7
у-4Е-11х: ' - 1Е-07Х +0,0001
Я1 1 - 0,9967
1750 2000 2250 2500 2750 3000 3250 3500
Глубыа, м
3.5Е-05 3.0Е-05 2.5Е-05
С
| 2.0Е-05 | 1.5Е-05 I 1.0Е-05 5.0Е-06 0.0Е+00
СЧРЗ
У' ■ 1Е-11х: - 4Е-08х + 4Е-05 />
Я'-0,999 /
1750 2000
2250 2500 2750 3000
Г.тлбна, м
3250 3500
1.4Е-05
1.2Е-05
, 1.0Е-05 Ъ
; 8.0Е-06 | Й.0Е-06 * 4.0Е-06 2,0Е-0б 0,0Е-ЧЮ
С6Р9
У ■ - 2Е-03х + ЗЕ-05
= 0,9933 у
1750 2000 3250 2 500 2750 3000 3250 3500
Г луб ни*, м
4.5Е-06 4,0Е-0« 3.5Е-0« | 3.0Е-0« | 2.5Е-06 | 2.0Е04 1.5Е-0« 1.0Е-« 5.0Е-07
С*РЮ
_у - 2Е-12) - 8Е-09х + 9Е Об
К 1 - 0,9997
1750 20СЙ 3250 2500 3750 3000 3350 3500
Гл}5и на, м
Рис. 4. Закономерности изменения концентраций в паровой фазе по глубине, фракции: а - СеР7, б - СеР8, в - СеР9, г - СеР10
Расширенные составы равновесной жидкой фазы на опорных глубинах
Таблица 9
3316 3025 2750 2500 2250 2000
N2 0,03455 0,03236 0,03029 0,0286 0,02714 0,02647
С02 0,00042 0,00039 0,00036 0,00034 0,00032 0,00029
С1 0,56251 0,56131 0,56101 0,5596 0,55663 0,54128
С2 0,09331 0,09349 0,09366 0,0939 0,09414 0,09337
Сз 0,04589 0,04449 0,04322 0,04182 0,04036 0,03805
1С4 0,00623 0,00634 0,00644 0,00654 0,00663 0,00657
пС4 0,01269 0,01211 0,01153 0,01088 0,01018 0,00915
1С5 0,00287 0,00276 0,00267 0,00256 0,00245 0,00226
ПС5 0,00232 0,00231 0,00231 0,0023 0,00228 0,00217
СбР1 3,46Е-02 3,41Е-02 3,36Е-02 3,31Е-02 3,24Е-02 3,13Е-02
СбР2 6,91Е-02 6,84Е-02 6,77Е-02 6,71Е-02 6,59Е-02 6,27Е-02
СбРЗ 5,16Е-02 5,40Е-02 5,60Е-02 5,80Е-02 6,02Е-02 6,02Е-02
СбР4 2,50Е-02 2,69Е-02 2,89Е-02 3,09Е-02 3,36Е-02 3,45Е-02
СбР5 1,98Е-02 2,03Е-02 2,09Е-02 2,03Е-02 1,86Е-02 1,36Е-02
СбР6 1,59Е-02 1,66Е-02 1,75Е-02 1,80Е-02 1,67Е-02 1,30Е-02
СбР7 1,07Е-02 1,06Е-02 1,02Е-02 1,04Е-02 1,07Е-02 9,48Е-03
СбР8 6,51Е-03 7,04Е-03 7,06Е-03 7,51Е-03 8,85Е-03 1,20Е-02
СбР9 4,02Е-03 4,33Е-03 4,42Е-03 5,21Е-03 7,50Е-03 1,91Е-02
СбР10 1,85Е-03 2,22Е-03 2,40Е-03 3,07Е-03 5,47Е-03 2,46Е-02
б
а
в
г
Выполнив для набора расширенных составов паровой фазы по глубине вычислительные эксперименты
дифференциальной конденсации (СУБ-^, воспроизводящий в РУТ-бомбе условия работы части залежи на истощение), получаем набор кривых объемного содержания жидкой фазы по давлению. Температура учитывается дискретно,
Ранее отмечалось, что для рассчитанных расширенных составов паровой фазы отклонение вычисленной точки росы Рн.к. от проектных значений Рпл минимально, составляет в среднем 0,5 бар. На рис. 5 видно, что кривые дифференциальной конденсации ведут себя таким образом, что точка пересечения касательной к крутопадающей части кривой с осью абсцисс (которую можно назвать «псевдоточка росы») достаточно близка к проектной точке росы (в соответствии с ПТД
согласно приведенным выше (см. табл. 1 и табл. 2) значениям для опорных глубин.
Этот набор кривых отображен на рис. 5. Кривые объемного содержания жидкой фазы в модельном эксперименте дифференциальной конденсации на графике соответствуют опорным глубинам ТУБ: 2000,2250, 2500, 2750, 3025, 3316 м.
отличающейся от Рпл. на величину от 25 до 45 бар). Для опорной глубины 3025 м это соответствует значению примерно 325 бар.
В качестве промежуточного вывода зафиксируем, что был найден компромисс между сохранением принципиального (проектного) характера кривых
дифференциальной конденсации составов паровой фазы для опорных глубин и наличием равновесной жидкой фазы в газонасыщенной части (Рн.к. = Рпл.).
о о"
0 50 100 150 200 250 300 350
Давление, бар
Рис. 5. Кривые дифференциальной конденсации паровой фазы расширенного состава для опорных глубин: 2000, 2250, 2500, 2750, 3025, 3316 м
Исследуем следующий критерий, а именно, степень совпадения кривой потенциального содержания С5+ на сухой газ с так называемой «эталонной» кривой (данные по содержанию С5+ для глубины 3025 м и температуры 63 °С взяты из работы [5]), см. табл. 10 и график на рис. б.
Таблица 10
«Эталонное» потенциальное содержание фракции С5+, для состава ВНГКМ на глубине 3025м
Давление, МПа Содержание С5+, г/м3
36,3 360,0
32,4 360,0
30,2 321,0
25,4 236,0
21,0 175,0
17,7 140,0
14,9 114,0
12,2 89,0
9,3 65,0
6,6 47,5
3,4 58,0
2,5 100,0
1,1 200,0
Эти данные соответствуют оранжевой кривой на графике рис. 6. Расчетные же данные эксперимента дифференциальной конденсации с подобранным «расширенным» составом паровой фазы для глубины 3025 м (СУБ4е81;) соответствуют синей кривой на графике рис. 6. Наблюдается достаточно уверенное приближение, за исключением области самых малых давлений.
Сравним теперь полученные кривые потенциального содержания С5+ с кривыми из проектной документации, применяемыми
в процессе проектирования разработки (ОТЧЕТ1985, ОТЧЕТ1986, 0ТЧЕТ2014), см. рис. 7.
На графике рис. 7 видны стандартные «полки» КГФ (потенциального содержания С5+ на сухой газ) для каждого этажа - от Рпл. до проектного Рн.к., затем параболическое падение семейства кривых до окрестности давления начала ретроградного испарения в диапазоне 50-70 бар, после чего следует незначительный рост кривых до величин 40-75 г/м3 в точке 2,5 МПа (25 бар).
Для найденных расширенных составов паровой фазы, как видно из рис. 8, наблюдаются лишь аппроксимация «полок» (см. рис. 7), причем с глубиной и утяжелением состава отклонение от «полки» растет, поскольку выпадение конденсата начинается одновременно со снижением пластового давления при условии Рн.к. = Рпл.
Одной из возможных причин появления «полки» КГФ и данных по Рн.к. < Рпл., по данным лабораторных исследований газа Вуктыльского НГКМ, является несовершенство методики и рекомбинирования проб, не учитывающих выпадения самых тяжелых фракций в период вывода скважин на режим при высокой депрессии на пласт и в начальный период сверхинтенсивных отборов.
Следующим этапом является подбор такой доли равновесной жидкой фазы, которая, в смеси с равновесной ей паровой фазой, давала бы удовлетворительное совпадение с кривыми дифференциальной конденсации рекомбинированных смесей (г/к состав+нефть), полученными в предыдущих исследованиях пластового флюида ВНГКМ, в предположении наличия матричной нефти в газонасыщенной части.
Рис. 6. Сравнение кривых потенциального содержания С5+, PVT-модель и «эталон», для глубины 3025 м
Рис. 7. Проектное распределение потенциального содержания конденсата в пластовом газе Вуктыльского НГКМ по опорным глубинам
Рис. 8. Расчетное распределение потенциального содержания С5+ в пластовом газе Вуктыльского НГКМ по опорным глубинам
Разброс этих данных, приведенных к опорной глубине 3025 м, по разным исследованиям (ОТЧЕТ2014, ОТЧЕТ2016), достаточно велик (табл. 11).
Таблица 11
Сравнительные данные дифференциальной конденсации рекомбинированных смесей Вуктыльского НГКМ (по исследованиям разных лет)
Критерием выбора служат
усредненные исторические данные (см. ОТЧЕТ2014) по плотности дегазированной нефти нефтяной оторочки (скв. 53 Северо-Вуктыльского участка), которые следует соотносить с параметрами модельной смеси на глубине ГНК, то есть 3316 м. Они должны быть очень близки.
Для определения адекватной эксперименту доли жидкой фазы для глубины 3025 м и температуры 61,4 °С строились (при помощи стандартного РУТ-модуля промышленного гидродинамического симулятора) кривые дифференциальной конденсации (CVD-test), подмешивая к равновесной паровой фазе молярные доли равновесной жидкой фазы, с шагом 0,5%, и добиваясь лучшего совпадения расчетных данных с данными лабораторных исследований. Результаты вычислительных экспериментов представлены на рис. 9 и 10 (рис. 10 - лучшие приближения).
Давление, бар Жидкая фаза, % объема
Исследование 1 Исследование 2
350 14,49 19,90
300 16,25 23,10
240 17,43 26,30
200 18,60 26,50
150 18,52 26,40
100 17,15 24,40
50 15,40 21,90
Рис. 9. Сравнение данных (исследование 1) дифференциальной конденсации рекомбинированной смеси (г/к состав+нефть) с расчетными данными (CVD-test)
Рис. 10. Сравнение данных (исследование 2) дифференциальной конденсации рекомбинированной смеси (г/к состав+нефть) с расчетными данными (CVD-test)
Напомним, что при смешивании в любой мольной пропорции компонентного состава равновесных паровой и жидкой фаз их составы не изменяются после разделения на фазы. Меняются лишь объемы, занимаемые каждой фазой в зависимости от пропорции. Это следует из самого понятия равновесности, как состояния, характеризующегося равенством фугитивности, то есть «летучести», энергетической характеристики каждой из фаз.
Из представленного на рис. 9 графика следует, что наилучшее совпадение расчетов с данными дифференциальной конденсации рекомбинированной смеси (г/к+нефть) в исследовании 1 достигается лишь частично, только в диапазоне давлений ниже 250 бар, при мольной доле жидкой фазы 4,5%. Этой мольной доле в РУТ-расчетах соответствует объемная доля 5,8% (стартовая точка красной пунктирной кривой). При значениях давления выше 250 бар расхождение становится слишком велико для того, чтобы можно было взять исследование 1 в качестве начального приближения расчетов.
По-иному обстоит дело с данными исследования 2 (см. рис. 10).
Из представленного на рис. 10 графика следует, что наилучшее совпадение с данными эксперимента дифференциальной конденсации рекомбинированной смеси г/к+нефть в исследовании 2 достигается при мольной доле жидкой фазы от 14% до 15% (в среднем 14,5%) практически во всем диапазоне давлений. Этой мольной доле 14,5% соответствует объемная доля 18,12% (стартовая точка красной пунктирной кривой). Следовательно, эту найденную
долю равновесной жидкой фазы и следует выбрать в качестве начального приближения.
Завершающим этапом является выбор доли жидкой фазы по плотности матричной нефти, точнее, по осредненной по времени плотности нефти ВНГКМ. Информация по динамике параметров нефти в стандартных условиях (см. ОТЧЕТ2014 об исследованиях свойств флюидов ВНГКМ), в частности, по исследованию нефти скв. 53, вскрывшей нефтяную оторочку Северо-Вуктыльского участка, представлена в табл. 12.
Светло-зеленым цветом в таблице выделены минимальные значения плотности дегазированной нефти (824-825-828 кг/м3), светло-коричневым - максимальные значения плотности дегазированной нефти (847-854-857 кг/м3). Исторически средним значением плотности является величина 835,5 кг/м3, причем какой-либо тренд не наблюдается. Таким образом, необходимо подобрать такую долю равновесной жидкой фазы на опорной глубине ТУБ 331б м, то есть на ГНК, чтобы сепаратор-тест (8ЕР4е81;) РУТ-модуля дал плотность дегазированной жидкости данного состава в стандартных условиях, максимально близкую к средней плотности нефти (835,5 кг/м3).
Выполнив несколько расчетов (в диапазоне мольных долей равновесной жидкой фазы от 11% до 16%), получаем серию вычисленных плотностей модельной дегазированной нефти для модельного пластового флюида на глубине 3316 м. Эти данные позволяют построить график зависимости плотности дегазированной углеводородной жидкости (нефти в ст.у.) от мольной доли пластовой нефти (ЖУВ), см. рис. 11.
Таблица 12
Физико-химические свойства дегазированной нефти Северо-Вуктыльской нефтяной залежи
Номер скважины Дата исследований цвет Плотность при 2О С, г/см3 молекул я рная масса Вязкость при 20 С, мм7с Компонентный состав, масс. %
асфальт ены смолы парафи ны масла бензины
53
01.09.1978 0,854 242 14.31 0.04 5.21 6.35 71.15 17,25
01.05.1979 0,831 200 5.80 0.13 3.80 5.31 57.96 32.80
25.04.1984 0,816 174 0,50 3,50 4.00 53.02 38.98
26.04.1992 0,830 181 0.28 1.42 0.73 66.39 31.18
18.02.1993 0,833 196 5.44 0,21 4.21 0.48 62.00 33.10
16.05.1994 0,847 212 7.47 0,72 3.96 0.52 62.84 31.96
19.06.1995 0,829 197 6.40 0.06 1,24 3.90 66.00 28.80
31.08.1997 0,824 181 -
03.10.1999 0,825 193 - 0,23 1.94 2,29 61.58 33.96
21.06.2000 0,829 197 6.40 0.06 1,24 3.90 66.00 28.80
22.08.2002 - 0,828 197 6.40 0.06 1.24 3.90 66.00 28.80
26.01.2004 т. корич. 0,837 194 6.72 0.08 1,50 5.10 63.50 29.82
18.01.2008 т. корич. 0,835 196 6.98 0,07 1.40 5.40 62.80 30,33
28.09.2009 т. корич. 0,837 195 9.50 0.05 1.60 6,30 63,20 28.85
25.09.2010 т. корич. 0,847 203 11.03 0.10 1.36 6.50 56.04 36.00
06.10.2011 т. корич. 0,841 200 11.00 0.19 2.42 5.8 63.59 28.00
20.08.2012 т. корич. 0,839 200 10.82 0.18 3.73 4.94 63.15 28.00
13.09.2013 т. корич. 0,857 200 14.39 0.10 1,29 3.54 65.07 30,00
Среднее 0,8355 197,7 8,76
Рис. 11. Сравнение расчетных данных БЕР-теста с осредненными данными плотности дегазированной нефти, выбор доли ЖУВ
Анализируя график на рис. 11, с достаточной степенью точности можно утверждать, что средней плотности нефти 835,5 кг/м3, для модельного пластового флюида на глубине 3316 м, в наибольшей степени соответствует мольная доля равновесной жидкой фазы 11,8%, а этой мольной доле - объемная доля равновесной жидкой фазы 14,б9% (стартовая точка черной пунктирной кривой на графике рис. 10), что с достаточно высокой точностью совпадает с начальной точкой исследования 1 (350 бар -14,49%).
Зафиксируем объемную долю ЖУВ 14,69% для всех опорных глубин. Таким образом, объемная и мольная доли ЖУВ для опорных глубин теперь выглядят так, как в табл. 13. В табл. 13 также приведена расчетная плотность дегазированной нефти газонасыщенной части по опорным глубинам. Плотность нефти возрастает снизу вверх до глубины 2500 м, далее меняется вверх по разрезу уже незначительно.
Примечание. В качестве упрощения можно считать, что эта нефть на
поверхности, в стандартных условиях, по сути состояла бы из смеси легкого газового конденсата (жидкость в ст.у. плотностью около 710 кг/м3) и тяжелой дегазированной нефти газонасыщенной части пласта (жидкость в ст.у. плотностью около 1050 кг/м3).
Таблица 13
Мольные доли ЖУВ и плотность модельной нефти, по опорным глубинам
Глубина TVD, м Доля ЖУВ, % объема (фикс.) Доля ЖУВ, % мольных Плотность дегазированной нефти, кг/м3
2000 14,69 8,83 852,8
2250 14,69 10,46 853,5
2500 14,69 11,32 856,7
2750 14,69 11,58 851,7
3025 14,69 11,66 842,6
3316 14,69 11,80 835,5
Соответствующие табл. 13 составы пластового флюида Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения для опорных глубин приведены в табл. 14.
Таблица 14
Расширенные составы пластового флюида с объемной долей равновесной жидкой фазы 14,69%
2000 2250 2500 2750 3025 3316
1 2 3 4 5 6 7
N2 0,041176 0,042486 0,04412 0,045888 0,048032 0,050117
CÜ2 0,000299 0,00032 0,000349 0,000378 0,000408 0,000438
C1 0,761053 0,751709 0,742979 0,735342 0,727313 0,718483
C2 0,085183 0,085867 0,086362 0,086798 0,087315 0,087833
C3 0,029161 0,030995 0,032659 0,034289 0,035877 0,037652
iC4 0,0045 0,00458 0,004624 0,004645 0,004679 0,004704
nC4 0,005913 0,006616 0,007253 0,007869 0,00847 0,009118
iC5 0,001294 0,00142 0,001531 0,001644 0,001753 0,001882
nC5 0,001194 0,001268 0,001324 0,001373 0,001418 0,001473
Продолжение таблицы 14
1 2 3 4 5 6 7
C6P1 1,65E-02 1,75E-02 1,86E-02 1,95E-02 2,03E-02 2,^-02
C6P2 2,42E-02 2,66E-02 2,85E-02 3,01E-02 3,^-02 3,37E-02
C6P3 1,58E-02 1^-02 1,77E-02 1,81E-02 1,85E-02 1,89E-02
C6P4 5,43E-03 6,00E-03 6,09E-03 6,08E-03 6,04E-03 6,08E-03
C6P5 1,45E-03 2,35E-03 2,82E-03 3,08E-03 3,16E-03 3,29E-03
C6P6 1,^-03 1,81E-03 2,^-03 2,14E-03 2,07E-03 2,07E-03
СбР7 8,55E-04 1,14E-03 1,22E-03 1,23E-03 1,3^-03 1,37E-03
СбР8 1,06E-03 9,33E-04 8,59E-04 8,35E-04 8,38E-04 7,95E-04
СбР9 1,69E-03 7,88E-04 5,93E-04 5,^-04 5,12E-04 4,83E-04
СбР10 2,^-03 5,74E-04 3,49E-04 2,80E-04 2,62E-04 2,22E-04
ЖУВ, % мольных 8,83% 10,47% 11,32% 11,58% 11,66% 11,80%
В завершение статьи заметим, что для в результате выполнения РУТ-тестов для
оценки запасов потребуется также ряд найденных расширенных составов паровой и
вспомогательных параметров, вычисляемых жидкой фаз (табл. 15).
Таблица 15
Расчетные параметры для оценки запасов свободного и растворенного газа, газового конденсата и нефти в газонасыщенной части ВНГКМ
Опорная глубина TVD Пластовая температура Пластовое давление Коэффициент сверхсжимаемости газа Z в пл.у. Пересчетный коэффициент FVF для свободного газа в сухой газ в н.у. Оъем 1 м3 в пл.у. свободного газа в н.у., на сухой газ, 1/FVF Газонефтяное отношение GOR для ЖУВ Коэффициент объемного расширения (пересчетный коэффициент FVF) для ЖУВ Коэффициент усадки ЖУВ, 1/FVF Плотность ЖУВ в ст.у.
м К МПа ед. пл.у.м3/ н.у.м3 н.у.м3/ пл.у.м3 н.у.м3/ ст.у.м3 пл.у.м3/ ст.у.м3 ст.у.м3/ пл.у.м3 кг/м3
2000 315,2 32,80 0,9557 0,00326 306,748 160,5 1,395 0,717 999,8
2250 320,2 33,70 0,9723 0,00330 303,490 256,2 1,638 0,610 1042,9
2500 325,2 34,60 0,9889 0,00333 300,300 288,4 1,727 0,579 1062,0
2750 329,7 35,40 1,0055 0,00336 297,619 304,0 1,775 0,563 1061,7
3025 334,6 36,29 1,0238 0,00339 294,638 313,2 1,796 0,557 1049,9
3316 339,6 37,30 1,0431 0,00343 291,545 321,6 1,821 0,549 1042,3
Замечание. При переходе к оценке запасов следует учесть, что объемная доля ЖУВ, определенная в процессе термодинамического моделирования, отно-
сится лишь к эффективному поровому
пространству, то есть к поровому
пространству без учета остаточной воды.
Поскольку петрофизические
зависимости Кво-Кп для Вуктыльского НГКМ отличаются для всех 5 выделенных ранее подсчетных объектов (II, III, IV, V, VI), то для экспресс-оценки запасов газа (свободного и растворенного), газового конденсата и нефти в газонасыщенной части требуется заполнить матрицу эффективных поровых объемов размерностью 6 х 5 (здесь 6 - количество интервалов опорных глубин: с минимальным значением ТУБ - 1900 м, и максимальным значением ТУБ - 3350 м) и осуществить стандартный табличный пересчет с суммированием. Уточненную оценку запасов углеводородов можно получить, используя для сеточных вычислений и суммирования стандартные опции программного обеспечения
3Б моделирования и вертикальную интерполяцию параметров (см. табл. 15).
Результаты
В соответствии с описанной методикой, на этапе РУТ-моделирования Вуктыльского НГКМ были найдены 6 пар равновесных составов (газ-жидкость), обеспечивающих наличие ЖУВ в газонасыщенной части ВНГКМ при начальных термобарических условиях.
Построение равновесных составов осуществлялось на основе анализа данных предыдущих исследований флюида Вуктыльского НГКМ и проектно-технической документацией, с разбивкой по 6 опорным этажам газоносности.
В составы были дополнительно введены четыре тяжелых фракции (с молекулярными весами выше, чем С40), ассоциированные с маслами и смолами нефтей ВНГКМ, их концентрации вычислены (подобраны) согласно гипотезе гамма-распределения с модой в районе компонентов С8-С9).
Данные составы характеризуются следующим:
а) давление начала конденсации (точка росы) паровой фазы совпадает с давлением насыщения (точка начала кипения) жидкой фазы и практически равно начальному пластовому давлению, при утвержденной температуре на опорных глубинах ВНГКМ;
б) начальное потенциальное содержание С5+ на сухой газ паровой фазы на каждой опорной глубине практически совпадает с данными предыдущих исследований флюида ВГНКМ и проектно-технической документации;
в) для каждой из шести опорных глубин «полка» кривой потенциального содержания С5+ на сухой газ паровой фазы в диапазоне от Рпл. до Рн.к. (по проектной документации) приближена «псевдополкой»;
г) для базовой глубины 3025 м кривая потенциального содержания С5+ на сухой газ паровой фазы для всего диапазона давлений близка к «эталонной» кривой из проектной документации;
д) расчетные кривые дифференциальной конденсации состава для глубины 3025 м, включающего 18,12% объема равновесной жидкой фазы (14,5% мольных) и 81,88% объема равновесной паровой фазы (85,5% мольных), надежно аппроксимируют экспериментальные данные дифференциальной конденсации рекомбинированной смеси (исследование 2) во всем диапазоне давлений. Незначительные расхождения при самых высоких давлениях, возможно, объясняются несовершенством используемой процедуры рекомбинации с частично дегазированной нефтью, либо наличием нафтеновых и ароматических фракций, не учитываемых в данной работе;
е) адаптацией осредненных
промысловых данных (по плотности дегазированной нефти) получено объемное содержание (14,69%) и мольная доля пластовой нефти (11,8%) для глубины ГНК 3316 м, при которых численный эксперимент сепарации точно воспроизводит среднюю плотность добываемой нефти нефтяной оторочки. Предполагая эту объемную долю ЖУВ постоянной на всех опорных глубинах, вычислены прогнозные мольные
доли равновесной жидкой фазы для всех опорных глубин.
Таким образом, при помощи ряда численных экспериментов
термодинамического моделирования (РУТ) флюидальной системы ВНГКМ по опорным глубинам подготовлены все необходимые данные для поинтервальной оценки запасов свободного и растворенного газа, газового конденсата и нефти в газонасыщенной части ВНГКМ.
Статья написана в рамках выполнения государственного задания (тема: «Совершенствование методов моделирования, лабораторных и промысловых исследований для создания новых технологий эффективного экологически чистого извлечения углеводородов в сложных горно-геологических условиях», № 122022800274-8).
Литература
1. Petroleum geochemistry and source rock potential of carbonate rocks / Ed. by J.G. Palacas. Tulsa, OK: American Association of Petroleum Geologists, 1985. 214 p.
2. Жузе Т.П. Миграция углеводородов в осадочных породах. М.: Недра, 1986. 188 с.
3. Дмитриевский А.Н., Скибицкая Н.А., Зекель Л.А. и др. Состав и свойства природных высокомолекулярных компонентов газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений // Химия твердого топлива. 2010. № 3. С. 67-77.
4. Князева Т.Н. Закономерности изменения состава углеводородной продукции на поздней стадии разработки газоконденсатных месторождений с высоким этажом газоносности: Автореф. дис. ... канд. техн. наук. М., 1998. 19 с.
5. Долгушин Н.В. Методология изучения газоконденсатной характеристики нефтегазоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата и большим этажом газоносности: Автореф. дис. ... докт. техн. наук. Ухта, 2007. 47 с.
6. Jhavery B.S., Youngren G.K. Three-parameter modification of the Peng-Robinson equation of state to improve volumetric predictions // SPE Reservoir Engineering. 1988. Vol. 3, No. 3. P. 1033-1040. https://doi.org/10.2118/13118-PA
7. Lake L. W. Enhanced oil recovery. Englewood Cliffs, NJ: Prentice Hall. 1989. 550 p.
8. Whitson C.H., Brule M.R. Phase behavior. Richardson, TX: Society of Petroleum Engineers; Henry L. Doherty Memorial Fund of AIME, 2000. 233 p.
9. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. М.: Грааль, 2002. 575 с.
10. Баталин О.Ю., Брусиловский А.И., Захаров М.Ю. Фазовые равновесия в системах природных углеводородов. М.: Недра, 1992. 272 с.
DOI 10.29222/ipng.2078-5712.2022-36.art3 UDC 622.276
Assessment of the content and composition of liquid hydrocarbons of matrix oil in the gas-saturated part of productive deposits of oil and gas condensate fields: the case of the Vuktyl oil and gas condensate field
D.V. Surnachev*, N.A. Skibitskaya, I.M. Indrupskiy, M.N. Bolshakov
Oil and Gas Research Institute, Russian Academy of Sciences, Moscow, Russia E-mail: *d_surnachev@ipng.ru
Abstract. The article is devoted to clarifying the fluid composition of oil and gas condensate fields in the gas-saturated part of which there is matrix oil in the initial state. The research resulted in the creation of a thermodynamic model.
Keywords: resource base, carbonate reservoir, thermodynamic equilibrium, component composition, equation of state, gas condensate, matrix oil.
Citation: Surnachev D.V., Skibitskaya N.A., Indrupskiy I.M., Bolshakov M.N. Assessment of the content and composition of liquid hydrocarbons of matrix oil in the gas-saturated part of productive deposits of oil and gas condensate fields: the case of the Vuktyl oil and gas condensate field // Actual Problems of Oil and Gas. 2022. Iss. 1(36). P. 42-65. https://doi.org/10.29222/ipng.2078-5712.2022-36.art3 (In Russ.).
References
1. Petroleum geochemistry and source rock potential of carbonate rocks / Ed. by J.G. Palacas. Tulsa, OK: American Association of Petroleum Geologists, 1985. 214 p.
2. Zhuze T.P. Migration of hydrocarbons in sedimentary rocks. Moscow: Nedra, 1986. 186 p. (In Russ.).
3. Dmitrievskii A.N., Skibitskaya N.A., Zekel' L.A. et al. Composition and properties of the natural high-molecular-weight components of gas condensate and oil-gas condensate fields // Solid Fuel Chemistry. 2010. Vol. 44, No. 3. P. 203-212. https://doi.org/10.3103/S0361521910030109
4. Knyazeva T.N. Regularity of changes in the hydrocarbon products composition at a late stage of development of gas condensate fields with a large level of gas content: Synopsis of Ph.D. thesis. Moscow, 1998. 18 p. (In Russ.).
5. Dolgushin N.V. Methodology for studying the gas condensate characteristics of oil and gas condensate fields with a high condensate content and a large level of gas content: Synopsis of Doctoral thesis. Ukhta, 2007. 47 p. (In Russ.).
6. Jhavery B.S., Youngren G.K. Three-parameter modification of the Peng-Robinson equation of state to improve volumetric predictions // SPE Reservoir Engineering. 1988. Vol. 3, No. 3. P. 1033-1040. https://doi.org/10.2118/13118-PA
7. Lake L. W. Enhanced oil recovery. Englewood Cliffs, NJ: Prentice Hall. 1989. 550 p.
8. Whitson C.H., Brule M.R. Phase behavior. Richardson, TX: Society of Petroleum Engineers; Henry L. Doherty Memorial Fund of AIME, 2000. 233 p.
9. Brusilovsky A.I. Phase transformations in the development of oil and gas fields. Moscow: Graal, 2002. 575 p. (In Russ.).
10. Batalin O.Yu., Brusilovsky A.I., Zakharov M.Yu. Phase equilibria in natural hydrocarbon systems. Moscow: Nedra, 1992. 272 p. (In Russ.).
© 2022. D.V. Surnachev., N.A. Skibitskaya, I.M. Indrupskiy, M.N. Bolshakov 65
This is an open access article under the Creative Commons Attribution 4.0 International License (https://creativecommons.org/licenses/by/4.0/)
