Проблемы моделирования начальных составов и термодинамического состояния газоконденсатных систем месторождений

УДК 550.4.07/553.981.8;6 Н.А. Гужов, О.В. Бузинова

Проблемы моделирования начальных составов и термодинамического состояния газоконденсатных систем месторождений

Для обоснованного прогноза показателей разработки газоконденсатного месторождения и своевременного принятия технологических решений в ходе его эксплуатации необходимы достаточно надежные данные о свойствах и составах пластовых флюидов на начальной и текущей стадиях разработки месторождения. Особенно важны такие данные при оценке эффективности применения вторичных методов воздействия на пласт, расчете изменения состава фаз в ходе процесса и прогнозе технологических показателей разработки с использованием методов повышения углеводородо-отдачи [1].

Иногда на стадии геологоразведочных работ газоконденсатные характеристики бывают изучены недостаточно полно, так как определение фазового состояния пластовых флюидов и параметров эксплуатации залежи связано с дефицитом информации по ряду параметров [2, 3].

В рамках настоящей работы было проведено уточнение расчетных начальных составов группы реальных месторождений, одно из которых планировалось разрабатывать в режиме сайклинг-процесса.

При математическом моделировании поведения многокомпонентных смесей в равновесных процессах за основу принят подход, основанный на использовании уравнения состояния Пенга-Робинсона и обеспечивающий в исследованной области равномерную точность расчета как по равновесному составу, так и по свойствам фаз. Адаптация методики расчета фазового состояния и состава фаз пластовой смеси является необходимым элементом для применения в последующем гидродинамическом моделировании вариантов комплексной разработки рассматриваемой группы месторождений.

При моделировании расчетного начального состава и термодинамического состояния газоконденсатной системы первого месторождения использовались экспериментальные данные исследований дифференциальной конденсации рекомбинирован-ных проб пластового газа 1960-х гг.

В результате РРТ-исследований были изучены следующие характеристики:

• давление начала конденсации (Рнк);

• пластовые потери сырого, стабильного конденсата;

• коэффициент извлечения конденсата из недр при разработке на истощение;

• баланс распределения конденсата на разных этапах разработки.

При приведении рекомбинированной пробы к пластовым условиям, т.е. к давлению 16,95 МПа и температуре (Тпл) 59 °С, углеводородная смесь перешла в однофазное состояние. При снижении пластового давления отмечено начало конденсации около 16,86 МПа. В связи с этим можно считать, что система в начальных пластовых условиях насыщена конденсатом.

В табл. 1 представлены результаты определения баланса распределения конденсата в залежи при снижении пластового давления: пластовые потери конденсата, отбор конденсата из пласта, остаточные запасы конденсата в газовой фазе, а также величина текущего потенциала углеводородов С5+ в пластовом газе. Давление максимальной конденсации по сырому конденсату в пластовых условиях составляет 7 МПа.

Ключевые слова:

пластовый флюид, методы повышения углеводородо-отдачи,

термодинамическое состояние, пластовый газ, фракция.

Keywords:

formation fluid,

methods of

hydrocarbon

recovery

improvement,

thermodynamic

condition,

stratal gas,

fraction.

Таблица 1

Баланс распределения конденсата в залежи

№ п/п Пластовое давление, МПа Пластовые потери С5+, г/м3 Текущее потенциальное содержание С5+, г/м3 Суммарный отбор С5+ из пласта, г/м3 Содержание С5+ в газовой фазе пласта, г/м3 Процент извлечения конденсата, %

0 16,86 0 163

1 14,994 11 151,04 15,702 136,298 10

2 13,328 23,5 137,17 30,113 109,387 18

3 11,662 34,7 121,47 43,045 85,255 26

4 9,996 42,9 109,31 54,584 65,516 33

5 8,33 48,5 99,1 65,005 49,495 40

6 6,664 51,5 92,22 74,571 36,929 46

7 4,998 53,1 87,86 83,575 26,325 51

8 3,332 53,1 87,73 92,355 17,545 57

9 1,666 52,5 91,78 101,331 9,169 62

10 0 51,4 - 111,602 0 68

Коэффициент извлечения конденсата из недр для данных исследований на конечной стадии разработки равен 0,68; при давлении забрасывания 1,7 МПа - 0,62.

При моделировании расчетного начального состава пластовых смесей десятиградусные фракции объединялись в псевдокомпоненты с усредненными параметрами (температурой кипения, плотностью и молекулярным весом). Затем значение плотности каждого псевдокомпонента уточнялось таким образом, чтобы расчетное давление начала конденсации пластового газа соответствовало фактическому. Усредненные физико-химические свойства укрупненных псевдофракций при математическом моделировании фазового поведения газо-конденсатной системы изучаемого объекта рассматривались как индивидуальные свойства высококипящих псевдокомпонентов.

С применением метода представления состава и свойств высококипящей части, основанного на использовании трехпараметриче-ской функции гамма-распределения, подбиралось оптимальное распределение концентраций компонентов по фракциям высококипя-щей части смеси, которое наилучшим образом согласуется со всей исходной информацией по выбранной системе.

Газоконденсатная система рассматриваемого объекта на давление 17 МПа содержит 3,36 % мол. углеводородов в смеси при температуре 61 °С. Конденсатогазовый фактор (КГФ, потенциальное содержание компонентов С5+ в газе этой системы, приведенное на 1 м3 углеводородов) составляет 163 г/м3. Однако в результате расчетов было выявлено несоответствие

термобарических условий утвержденному ГКЗ СССР составу.

При данных термобарических условиях система находится в двухфазном состоянии с давлением начала конденсации от 21,7 МПа и выше (рис. 1).

Согласно проектным документам давление начала конденсации для рассматриваемого объекта при пластовой температуре 61 °С составляет 16,86 МПа, что существенно ниже для приведенного состава. В связи с этим были выполнены расчеты по уточнению расчетного начального состава пластового газа, соответствующего термобарическим условиям и указанному выше давлению начала конденсации. Основным условием при изменении начального состава являлись утвержденные ГКЗ СССР запасы сырого газа, этана, пропана, бутана и конденсата. В табл. 2 приведен уточненный начальный состав пластового газа, отражающий изменение мольных долей метана, С5+, серы и азота. Большее значение содержания серы взято для более надежного учета рисков коррозии.

Увеличение содержания С5+ связано с необходимым уменьшением молекулярной массы конденсата для обеспечения наилучшего соответствия расчетных значений давления начала конденсации и основных показателей фазового поведения газоконденсатной системы. Уменьшено содержание метана для учета баланса 100%-ного компонентного состава. Изменение содержания азота на физические и технологические процессы не влияет.

Уточненный начальный состав пластового газа, приведенный в табл. 3, необходимо взять за основу при моделировании процессов

200

160 3 120

© -

и 80

40

0

0 5 10 15 20 25 30

Р, МПа

Рис. 1. Изменение потенциального содержания С5+ от давления для первого месторождения из группы при различном задании свойств фракций

Таблица 2

Уточненный начальный состав пластового газа

Компоненты Состав, % мол.

протокол ГКЗ СССР, 1984 г. ООО «ВНИИГАЗ», 2007 г.

СН4 78,84 78,12

С2Н6 8,08 8,08

С3Н8 3,71 3,71

С4Н10 1,87 1,87

С5+ 3,36 4,01

N2 2,29 2,2

СО2 1,78 1,78

н2б 0,07 0,23

Таблица 3

Начальный состав первого месторождения из группы и физико-химические свойства фракций, принятые в расчетах

Компоненты Состав, % мол. Физико-химические свойства

Т к кип р?°, г/м3 молекулярная масса, г/моль

С1 78,12 111,7 0,425 16,043

С2 8,08 184,5 0,548 30,07

С3 3,71 231,1 0,582 44,097

1,87 272,7 0,579 58,124

N2 2,2 77,4 0,804 28,013

со2 1,78 194,7 0,777 44,01

н2Б 0,23 212,8 0,993 34,08

пС5 1,6723 309,2 0,626 72,151

Сб 0,965 341,9 0,659 86,178

р1 1,1143 423 0,645 129

р2 0,2252 493 0,6622 170,34

р3 0,0332 543 0,6862 212,4

С5+, % мол. 4,01 - - -

КГФ, г/м3 (пл. газ) 163,0 - - -

Р„,, МПа 16,86 - - -

Тпл, °С 61,0 - - -

разработки первого месторождения из группы. На рис. 2 приведены расчетные и экспериментальные данные по изменению потенциального содержания углеводородов С5+ в газовой фазе при снижении пластового давления в системе.

Сравнивая результаты расчета с экспериментальными данными по давлению начала конденсации, изменению потенциального содержания высококипящих углеводородов в газовой фазе при снижении уровня пластового давления, можно отметить их удовлетворительную сходимость.

При моделировании расчетного начального состава и термодинамического состояния газо-конденсатной системы второго месторождения из группы использовались результаты лабораторных исследований по определению степе-

ни извлечения конденсата при разработке месторождения на истощении, выполненные на установке УГК-3 методом дифференциальной конденсации. Давление начала конденсации пластовой системы составляет 27 МПа. По результатам РКТ-исследований рассчитаны баланс распределения конденсата и коэффициенты извлечения конденсата при различных давлениях. Расчеты были проведены при потенциальном содержании конденсата (С5+), равном 83 г/м3 пластового и 84 г/м3 сухого газов.

В табл. 4 приведены результаты расчета баланса и коэффициента извлечения конденсата. Разбиение группы С5+ на индивидуальные псевдокомпоненты и выбор их свойств производились итерационным методом из условия наилучшего соответствия результатов расчета

200

160

120

© -

и 80

40

5

к

эксперимент расчет 2008 г. 1

15

10

Р, МПа

Рис. 2. Изменение потенциального содержания С5+ от давления для первого месторождения из группы

20

0

0

Таблица 4

Распределение конденсата в залежи при снижении пластового давления

№ п/п Пластовое давление, МПа Пластовые потери С5+, г/м3 Текущее потенциальное содержание С5+, г/м3 Суммарный отбор С5+ из пласта, г/м3 Содержание С5+ в газовой фазе пласта, г/м3 Извлечение конденсата, %

0 29,4 0 83 0 83 0

1 26,46 0,2 82,58 8,279 74,521 10

2 23,52 0,9 82,24 16,52 65,58 20

3 20,58 3,6 78,16 24,54 54,86 30

4 17,64 7,2 72,92 32,09 43,706 39

5 14,7 11,7 64,72 38,98 32,324 47

6 11,76 15,3 56,58 45,04 22,659 54

7 8,82 18 48,99 50,32 14,68 61

8 5,88 18,6 46,52 55,1 9,304 66

9 2,94 17,7 52,55 60,05 5,25 72

10 0 16,5 - 66,5 0 80

всей совокупности экспериментальных данных по фазовому поведению и составам фаз га-зоконденсатной системы.

Уточненный начальный состав пластового газа, приведенный в табл. 5, необходимо взять за основу при моделировании процессов разработки второго месторождения из группы.

На рис. 3 приведены расчетные и экспериментальные данные по изменению потенциального содержания углеводородов С5+ в газовой фазе при снижении пластового давления в системе.

Сравнивая результаты расчета с экспериментальными данными по давлению начала конденсации, изменению потенциального содержания высококипящих углеводородов в газовой фазе при снижении уровня пластового давления, можно отметить их неплохую сходимость.

При моделировании расчетного начального состава и термодинамического состояния га-зоконденсатной системы третьего месторождения из группы использовались результаты лабораторных исследований по определению степени извлечения конденсата при разработке

100

80

60

© -

И 40

20

10

15

Р, МПа

20

-

эксперимент расчет 2008 г. -1-

25

30

Рис. 3. Изменение потенциального содержания С5+ от давления для второго месторождения из группы

0

0

5

Таблица 5

Начальный состав второго месторождения и физико-химические свойства фракций,

принятые в расчетах

Компоненты Состав, % мол. Физико-химические свойства

Т к кип р?0, г/м3 молекулярная масса, г/моль

с, 86,05 111,7 0,425 16,043

с2 5,48 184,5 0,548 30,07

Сз 1,65 231,1 0,582 44,097

0,86 272,7 0,579 58,124

N2 2,66 77,4 0,804 28,013

со2 1,4 194,7 0,777 44,01

н2Б 0,14 212,8 0,993 34,08

пС5 0,755 309,2 0,626 72,151

Сб 0,1568 341,9 0,659 86,178

Р.1 0,279 363 0,709 90,66

Р,2 0,4108 473 0,796 158

Рзз 0,0895 573 0,849 240

Р,4 0,0689 623 0,867 291

С5+, % мол. 1,76 - - -

КГФ, г/м3 (пл. газ) 83,0 - - -

Р,к, МПа 27,0 - - -

Т», °С 99,0 - - -

месторождения на истощении, выполненные на установке УГК-3 методом дифференциальной конденсации.

На основе экспериментальных данных установлено, что давление начала конденсации пластовой системы равно 27 МПа, максимальной конденсации - 8,5 МПа. Потенциальное содержание конденсата в пластовом газе - 77 г/м3.

Баланс распределения конденсата на разных этапах разработки представлен в табл. 6.

Полученный состав приведен в табл. 7 и использовался в дальнейших расчетах при

моделировании процессов разработки в режиме истощения.

На рис. 4 отражены расчетные и экспериментальные данные по изменению потенциального содержания углеводородов С5+ в газовой фазе при снижении пластового давления в системе.

Сравнивая результаты расчета с экспериментальными данными по давлению начала конденсации, изменению потенциального содержания высококипящих углеводородов в газовой фазе при снижении уровня

Таблица 6

Распределение конденсата в залежи при снижении пластового давления третьего месторождения из группы

№ п/п Пластовое давление, МПа Пластовые потери С5+, г/м3 Текущее потенциальное содержание С5+, г/м3 Суммарный отбор С5+ из пласта, г/м3 Содержание С5+ в газовой фазе пласта, г/м3 Извлечение конденсата, %

0 28,3 0 77 0 77 0

1 25,47 1,4 75,34 7,617 67,983 10

2 22,64 8 67,99 14,78 54,216 19

3 19,81 15,5 57,61 21,06 40,436 27

4 16,98 21 49,37 26,41 29,587 34

5 14,15 24,8 42,44 31 21,196 40

6 11,32 26,1 39,46 35,1 15,801 46

7 8,49 26,8 37,55 38,95 11,25 51

8 5,66 26,4 39,1 42,78 7,817 56

9 2,83 25,2 47,12 47,09 4,706 61

10 0 23,7 - 53,3 - 69

Таблица 7

Начальный состав третьего месторождения из группы и физико-химические свойства фракций, принятые в расчетах

Компоненты Состав, % мол. Физико-химические свойства

Т к кип р?>, г/м3 молекулярная масса, г/моль

С1 89,72 111,7 0,425 16,043

с2 4,32 184,5 0,548 30,07

С3 1,54 231,1 0,582 44,097

0,7 272,7 0,579 58,124

N2 1,45 77,4 0,804 28,013

со2 0,8 194,7 0,777 44,01

н2Б 0,1 212,8 0,993 34,08

пС5 0,0777 309,2 0,626 72,151

С6 0,2247 341,9 0,659 86,178

Р,1 0,4616 393 0,745 112

ра 0,3 453 0,798 152

рп 0,1771 513 0,828 180

Р,4 0,129 573 0,849 240

С5+, % мол. 1,37 - - -

КГФ, г/м3 (пл. газ) 77,0 - - -

Ря«, МПа 27,00 - - -

Т», °С 88,0 - - -

Р, МПа

Рис. 4. Изменение потенциального содержания С5+ от давления для третьего месторождения из группы

ч о О

100

80

60

40

20

\ \

\

прогноз 1974 г. - факт 2002 г.

10 15

Р„, МПа

20

25

Рис. 5. Оренбургское НГКМ. Сопоставление прогнозных и фактических зависимостей изменения содержания С5+ в извлекаемом из пласта газе

0

0

5

пластового давления, можно отметить их хорошую сходимость.

В заключение необходимо отметить, что отклонение расчетного потенциального содержания С5+ и коэффициентов извлечения С5+ от экспериментальных данных в сторону занижения для всех трех рассматриваемых месторождений является характерным. Как правило, опыт разработки ГКМ в различных регионах показывает, что фактические зависимости изменения С в извлекаемом из пласта газе

оказываются ниже прогнозных. Как следствие, фактические значения коэффициентов извлечения для С5+, получаемые при промышленной разработке ГКМ, также существенно ниже прогнозных. На рис. 5 представлено сопоставление прогнозных и фактических зависимостей изменения содержания С5+ в извлекаемом из пласта газе Оренбургского НГКМ [4]. Эта же тенденция характерна и для других ГКМ (Вуктыльского, Западно-Соплесского, Печоро-городского, Уренгойского и др.).

Список литературы

1. Тер-Саркисов Р.М. Моделирование разработки месторождений природных газов с воздействием на пласт / Р.М. Тер-Саркисов, Н.А. Гужов, А. А. Захаров и др. - М.: Недра,

2004. - С. 128-131.

2. Бузинова О.В. Моделирование начального состава и термодинамического состояния пластовых флюидов газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений / О.В. Бузинова, К.Н. Гужов // Применение методов математического моделирования и информатики для решения задач газовой отрасли: сб. науч. тр. - М.: ВНИИГАЗ, 2012. -С. 64-72.

3. Гужов Н.А. Моделирование процесса воздействия на пласт при наличии рассеянных жидких углеводородов / Н.А. Гужов,

О.В. Бузинова, К.Н. Гужов // Научные проблемы и перспективы нефтегазовой отрасли в Северо-Западном регионе России: науч.-техн. сб. в 4 ч. - Ч.2: Разработка и эксплуатация месторождений. Комплексные исследования пластов и скважин. - Ухта: Севернипигаз,

2005. - С. 188-202.

4. Николаев В.А. Исследование проблем освоения трудноизвлекаемых запасов НГКМ / В.А. Николаев, В.И. Лапшин, О.В. Бузинова // Мат. Межд. науч. конф. «Мировые ресурсы

и запасы газа и перспективные технологии их освоения». - М.: ВНИИГАЗ, 2007.

References

1. Ter-Sarkisov R.M. Simulation of natural gas field development with reservoir impact /

R.M. Ter-Sarkisov, N.A. Guzhov, A.A. Zakharov et al. - Moscow: Nedra, 2004. - P. 128-131.

2. Buzinova O.V. Simulation of the initial composition and thermodynamic condition of stratal fluids of gas/condensate and oil/gas/ condensate fields / O.V. Buzinova, K.N. Guzhov // Application of mathematic modeling and informatics methods for solution of tasks of the gas industry: collection of scientific papers. -Moscow: VNIIGAZ, 2012. - P. 64-72.

3. Guzhov N.A. Modeling of the process of reservoir impact in the conditions of dispersed liquid hydrocarbons present / N.A. Guzhov, O.V. Buzinova, K.N. Guzhov // Scientific problems and prospects of the oil and gas industry in the northwestern region of Russia: Scientific technical collection in 4 parts. - P. 2: Field development and operation. Comprehensive studies of reservoirs and wells. - Ukhta: Severnipigaz, 2005. - P. 188-202.

4. Nikolaev V.A. Study of the problems of hard to recover reserves development at oil/gas/ condensate fields / V.A. Nikolaev, V.I. Lapshin, O.V. Buzinova // Proceedings of the international scientific conference «World gas resources

and reserves and their potential development technologies». - Moscow: VNIIGAZ, 2007.