СПОСОБ ОЦЕНКИ ДОБЫЧИ КОНДЕНСАТА ПРИ РАЗРАБОТКЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
METHOD FOR ESTIMATING CONDENSATE PRODUCTION IN DEVELOPMENT OF GAS CONDENSATE FIELDS

Изобретение относится к области разработки газоконденсатных месторождений, в частности к способам добычи конденсата.
Существующая практика разработки месторождений природных углеводородов предполагает, что тщательная оценка экономических параметров проекта разработки является одним из неотъемлемых этапов процесса планирования, а оценка добычи углеводородного сырья является одним из ключевых параметров, определяющим экономику процесса разработки месторождения, так как определяет не только непосредственную прибыль проекта, связанную с продажами добытого сырья, но и капитальные затраты на обустройство месторождения, поскольку параметры системы сбора и подготовки добытого сырья напрямую зависят от количества и состава добываемого углеводородного сырья. Устоявшаяся практика оценки добычи углеводородного сырья основывается на гидродинамическом моделировании процесса разработки и использует данные о свойствах пластового флюида, породы и взаимодействия флюида и породы. Для гидродинамического моделирования наиболее общеупотребительным способом описания взаимодействия пластового флюида с породой является использование концепции капиллярного давления, которое создает разность в давлениях фаз пластового флюида и является функцией фазовой насыщенности. Разность давлений фаз влияет на транспорт фаз и приводит к сдвигу условий фазового равновесия, делая его зависимым от капиллярного давления.
Взаимодействие пластового флюида с породой может существенно повлиять на фазовое равновесие в пористой среде, особенно для таких практически важных случаев, как газоконденсатные месторождения, переходные зоны газовых месторождений с нефтяной оторочкой, где взаимодействие породы и пластового флюида приводит к сдвигу давления насыщения и изменению количества жидкой углеводородной фазы (конденсата), выпадающей в пласте. Несмотря на это, в текущей практике гидродинамического моделирования процесса разработки считается, что взаимодействие порода-флюид затрагивает в основном только транспорт флюида в пласте. Влиянием капиллярного давления на фазовое равновесие пластового флюида пренебрегают, поскольку учет этих процессов потребует существенного усложнения расчетных алгоритмов. Тем не менее, изменения давления насыщения и количества конденсата, выпадающего в пласте, могут заметно повлиять на итоговую оценку добычи конденсата, а значит на итоговый коэффициент извлечения запасов и экономику проекта.
Существующая практика оценки добычи конденсата при планировании разработки газоконденсатных месторождений сводится к гидродинамическому моделированию процесса разработки месторождения без учета влияния капиллярных эффектов на термодинамическое состояние пластового флюида и его транспортные свойства, и последующему вычислению количества добытого конденсата по результатам гидродинамических расчетов (см., например, H. Saradva, S. Jain, M. Sarssam, М.Al Hamadi, M.Robert "Integrated Field Development Planning for Enhanced Condensate Recovery ECR and Gas Storage in Mature Gas Condensate Fields", SPE192647, или M. Cobanoglu, I. Shukri, R. Omairi "Assessment of Condensate Recovery Improvement Through Gas and Water Injection: A Case Study for a Large Heavily Depleted Very Rich Gas Condensate Filed in the Sultanate of Oman", SPE 192684, 2018).
Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в обеспечении высокой точности и повышении качества оценки добычи конденсата за счет учета влияния капиллярных эффектов, описываемых кривой капиллярного давления, на термодинамическое состояние и транспортные свойства пластового флюида.
Указанный технический результат достигается тем, что в соответствии с предлагаемым способом оценки добычи конденсата при разработке газоконденсатных месторождений осуществляют разработку исходной гидродинамической модели пласта и исходной модели пластового флюида, не учитывающей взаимодействие флюида с породой. Посредством разработанной исходной модели пластового флюида рассчитывают свойства пластового флюида. Затем строят кривую капиллярного давления для образцов породы пласта и рассчитывают свойства пластового флюида в условиях взаимодействия флюида с породой посредством разработанной исходной модели пластового флюида с использованием построенной кривой капиллярного давления. Проводят настройку параметров разработанной исходной модели пластового флюида таким образом, чтобы результаты расчетов свойств пластового флюида, полученные с помощью исходной модели, не учитывающей взаимодействие флюида с породой, совпадали с результатами расчетов свойств пластового флюида в условиях взаимодействия флюида с породой, полученными с помощью исходной модели флюида с использованием построенной кривой капиллярного давления. Осуществляют моделирование процесса разработки пласта с использованием исходной гидродинамической модели пласта и настроенной исходной модели пластового флюида, и рассчитывают добычу конденсата с учетом взаимодействия пластовый флюида с породой.
Изобретение поясняется чертежами, где на фиг. 1 приведена кривая капиллярного давления, на фиг. 2 представлена зависимость объемной доли порового пространства, занятой конденсатом, от давления, на фиг. 3 показана зависимость газового дебита скважины от времени, на фиг. 4 представлено сравнение результатов расчета добычи конденсата, полученных без учета капиллярных эффектов, и с учетом капиллярных эффектов.
Предлагаемый способ объединяет в себе простоту применения и гибкость общепринятых методов, основанных на гидродинамическом моделировании процесса разработки без учета капиллярного давления в термодинамике пластового флюида, с точностью и качеством расчетов, основанных на использовании капиллярного давления в расчетах термодинамики пластового флюида.
В соответствии с предлагаемым способом оценки добычи конденсата при разработке газоконденсатных месторождений осуществляют разработку исходной гидродинамической модели пласта и исходной модели пластового флюида. Исходую гидродинамическую модель пласта строят на основании доступных данных (геологические данные, данные каротажа, данные лабораторного анализа образцов породы и т.д.). Исходную модель пластового флюида строят на основании доступных данных по пластовому флюиду (данные лабораторного анализа проб, модели флюида для аналогичных пластов, и т.д.) без учета кривой капиллярного давления (т.е. без учета взаимодействия флюида с породой).
Процессы разработки гидродинамической модели пласта и модели пластового флюида подробно описаны, например, в работе Руденко Д.В., Рымаренко К.В. "Метод прогнозирования содержания С5+ в добываемом газоконденсате", SPE 166912, 2013).
Посредством разработанной исходной модели пластового флюида, не учитывающей кривую капиллярного давления (т.е. взаимодействие флюида с породой), рассчитывают свойства пластового флюида.
Строят кривую капиллярного давления для образцов породы изучаемого пласта. Кривую капиллярного давления строят путем осуществления измерений в лаборатории на керновом материале с месторождения (см., например, Гудок Н.С."Изучение физических свойств пористых сред", М, Недра, 1970, гл. II, с. 102-103) или берут из данных, полученных для аналогичных пород.
Далее рассчитывают свойства пластового флюида в условиях взаимодействия флюида с породой посредством разработанной исходной модели пластового флюида с использованием построенной кривой капиллярного давления. Свойства флюида рассчитывают для набора PVT экспериментов в диапазоне температур и давлений, соответствующих рассматриваемому сценарию разработки пласта.
Проводят настройку параметров разработанной исходной модели пластового флюида таким образом, чтобы результаты расчетов свойств пластового флюида, полученные посредством исходной модели пластового флюида без учета кривой капиллярного давления, совпадали с результатами расчетов свойств пластового флюида посредством исходной модели пластового флюида с использованием построенной кривой капиллярного давления.
Осуществляют моделирование процесса разработки пласта с использованием исходной гидродинамической модели пласта и настроенной модели пластового флюида, которая воспроизводит поведение пластового флюида, взаимодействующего с породой. По результатам этого моделирования рассчитывают добычу конденсата с учетом взаимодействия пластовый флюид-порода, суммируя накопленную добычу по углеводородным компонентам пластового флюида с молярной массой, равной пентану и тяжелее.
Далее рассмотрим пример оценки добычи конденсата с учетом капиллярных эффектов на примере сценария разработки участка газоконденсатного месторождения, разобранного в работе Руденко Д.В., Рымаренко К.В. "Метод прогнозирования содержания С5+ в добываемом газоконденсате", SPE 166912, 2013.
Осуществляют разработку исходной гидродинамической модели пласта и исходной модели пластового флюида (см. Руденко Д.В., Рымаренко К.В. "Метод прогнозирования содержания С5+ в добываемом газоконденсате", SPE 166912, 2013).
Исходную гидродинамическую модель пласта строят на основании доступных данных (геологические данные, данные каротажа, данные лабораторного анализа образцов породы и т.д.). Гидродинамическая модель пласта строится как однородная пластовая модель. Форма модели в плане - квадрат со стороной 850 м, вертикальная мощность пласта 100 м, проницаемость 0.3 мД, пористость 0.2. Поскольку в процессе разработки наблюдалось существенное снижение конденсатно-газового фактора (КГФ) добываемого флюида, делается предположение о существенном истощении пласта в процессе работы скважины и в модели используется непроницаемая граница. Вертикальная однородная трещина (гидроразрыва пласта) ГРП с длинной крыла 90 м, проводимостью 780 мД*м и апертурой 5 мм вскрывает пласт от кровли до подошвы. Трещина вводится в модель в явном виде с использованием расчетной сетки сгущенной к поверхности трещины, носкам трещины и скважине. Для моделирования процесса добычи и учета влияния скважины на забойное давление используется модель вертикальной многосегментной скважины длинной 3500 м с 10 сегментами. Течение в скважине подразумевается однородным, без проскальзывания между фазами. Скважина контролируется на поверхности газовым дебитом, основанным на 12-летней истории добычи (Фиг. 3) Начальное пластовое давление принимается равным 540 бар, пластовая температура 108С. Пластовая вода задается только в виде неподвижной фазы с порогом подвижности 0.32. Фазовые проницаемости для системы газ-конденсат в матрице были основаны на данных из Kazak et others, 2012: Kazak, А., Korobkov, D., Rudenko, D., Moiseev, M., Drichits, N., Filippova, J. 2012 "Gas-Condensate Core Flooding Experience for Urengoyskoe Gas-Condensate field" SCA2012-44, International Symposium of the SCA, Aberdeen, Scotland, UK, August 27-30, 2012. Для фазовых проницаемостей в трещинах ГРП относительные фазовые проницаемости для газа и конденсата как вводятся квадратичные функции насыщенности по газу и конденсату, соответственно.
A
B
Исходную модель пластового флюида, не учитывающую кривую капиллярного давления (т.е. взаимодействие флюида с породой), строят на основании доступных данных по пластовому флюиду (данные лабораторного анализа проб, модели флюида для аналогичных пластов, и т.д.). Используется 9-компонентная модель пластового флюида. Компоненты тяжелее С5 (пентана) группируются в псевдокомпоненты С6-10, С11-26, С27+. Легкие компоненты С2 (этан) и С3 (пропан) были объединены в псевдокомпонент С2-3, поскольку ожидается, что компоненты С2 и С3 ведут себя подобным образом при фазовых переходах в пластовых условиях и пропорция в содержании компонентов С2 и С3 в фазах не должна существенно изменяться. Поведение флюида описывается 3-хпараметрическим уравнением состояния (УС) Пенга-Робинсона, которое настраивается по данным экспериментов по контактной конденсации (см. Брусиловский А.И. "Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа", М.: "Грааль", 2002, гл. 7, с. 367-381) и по замеренным значениям давления точки росы при пластовой температуре. Для настройки УС варьировались критические давление и температура, параметры Ω, Ω и шифт-параметры компонентов С2-3, С6-10, С11-26 и С27+ (методические основы настройки УС описаны, например в J.Y. Zuo, D. Zhang "Plus Fraction Characterization and PVT Data Regression for Reservoir Fluids near Critical Conditions", SPE64520, 2000, или R.A.A.Zurita W.D. McCain "An Efficient Tuning Strategy to Calibrate Cubic EOS for Compositional Simulation", SPE77382).
Посредством разработанной исходной модели пластового флюида, не учитывающей кривую капиллярного давления (т.е. взаимодействие флюида с породой), рассчитывают свойства пластового флюида (см. Брусиловский А.И. "Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа", М.: "Грааль", 2002, гл. 9, с. 277-292).
Строят кривую капиллярного давления для образцов породы изучаемого пласта. Кривую капиллярного давления строят путем осуществления измерений в лаборатории на керновом материале с месторождения (см., например, Гудок Н.С. "Изучение физических свойств пористых сред", М, Недра, 1970, гл.II, с. 102-103) или берут из данных, полученных для аналогичных пород. В качестве примера рассмотрим кривую капиллярного давления, характерную для газоконденсатного пласта (см., например, D. Rudenko, A. Shandrygin, A. Zyryanova "Why Double Porosity Models Are Not Applicable To Simulating The Gas Condensate Well Bore Zone In Fractured-And-Porous Reservoirs" SPE 117370, 2008). Кривая капиллярного давления Pcap представлена на Фиг. 1 как функция от Sg - объемной доли порового пространства, занятого газовой фазой.
Рассчитывают свойства пластового флюида, взаимодействующего с породой. Расчет проводится с помощью исходной модели пластового флюида и построенной кривой капиллярного давления (см. Фиг. 1), процедура подобного расчета описана, например, в Брусиловский А.И. "Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа", М.: "Грааль", 2002, гл. 9, с. 457-473. Рассчитывают свойства пластового флюида, взаимодействующего с породой, при пластовой температуре Т=108С и при различных давлениях, как, например, на Фиг. 2, где представлены результаты расчетов, имитирующие лабораторный эксперимент по дифференциальной конденсации (см. Брусиловский А.И. "Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа", М.: "Грааль", 2002, гл. 7, с. 367-381) с использованием исходной модели пластового флюида без учета капиллярных эффектов (кривая 1), модели пластового флюида с учетов капиллярных эффектов (кривая 2) и настроенной модели флюида без капиллярных эффектов (кривая 3). Представлена зависимость объемной доли порового пространства, занятой конденсатом, от давления.
Проводят настройку параметров разработанной исходной модели пластового флюида таким образом, чтобы результаты расчетов свойств пластового флюида, полученные без учета капиллярного давления, совпадали с результатами расчетов свойств пластового флюида, полученных с учетом измеренных кривых капиллярного давления (методические основы настройки УС описаны, например в J.Y. Zuo, D. Zhang "Plus Fraction Characterization and PVT Data Regression for Reservoir Fluids near Critical Conditions", SPE64520, 2000, или R.A.A. Zurita W.D. McCain "An Efficient Tuning Strategy to Calibrate Cubic EOS for Compositional Simulation", SPE77382, 2002).
Проводят моделирование процесса разработки пласта с использованием исходной гидродинамической модели пласта и настроенной модели пластового флюида и рассчитывают добычу конденсата с учетом взаимодействия пластовый флюид-порода (см. например Руденко Д.В., Рымаренко К.В. "Метод прогнозирования содержания С5+ в добываемом газоконденсате", SPE 166912, 2013). Моделируемый процесс разработки пласта осуществляется согласно сценарию, заданному зависимостью газового дебита скважины от времени, представленной на Фиг. 3.
Рассчитывают добычу конденсата по результатам гидродинамического моделирования процесса разработки пласта, суммируя накопленную добычу по углеводородным компонентам пластового флюида с молярной массой равной или больше молярной массы пентана (см. например Брусиловский А.И. "Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа", М.: "Грааль", 2002, гл. 6, с. 324-325).
На Фиг. 4 представлено сравнение добычи конденсата, рассчитанной по результатам моделирования процесса разработки пласта, осуществленных без учета капиллярных эффектов (кривая 4 - расчет с исходной моделью пластового флюида) и с учетом капиллярных эффектов (кривая 5 - расчет с настроенной моделью пластового флюида), которое дает разницу в оценке добытого конденсата -2000 тонн на момент окончания сценария разработки (~12 лет добычи) при итоговом объеме добычи конденсата ~ 50000 тонн, что является существенным уточнением.