Журналов:     Статей:        

Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017; : 100-105

Комплексный методический подход к оценке свойств пластовой нефти нефтегазоконденсатных месторождений

Гагина М. В.

Аннотация

Описано применение алгоритма комплексной оценки PVT-свойств пластовых флюидов для залежей с газовой шапкой, приведен пример использования методики анализа экспериментальных данных и оценки PVT-свойств пластовых флюидов для месторождений с газовой шапкой при подсчете запасов углеводородов нефтегазоконденсатного месторождения. Отбор глубинных проб пластовых флюидов на Н-ском месторождении с газовой шапкой значительно затруднен вследствие насыщенности пластовой нефти газом, так как процесс отбора пробы создает дополнительную депрессию на насыщенный пласт, что ведет либо к непременному разгазированию нефти в случае снижения пластового давления, либо к донасыщению нефти газом газовой шапки в случае его повышения. Таким образом, из-за невозможности произвести отбор глубинных проб ставится задача установить PVT-свойства пластовых флюидов расчетным путем, описанным в [1]. Комплексный методический подход к оценке свойств пластовой нефти месторождений с газовыми шапками реализован в виде следующего алгоритма: 1) оценка представительности исследований глубинных проб; 2) выделение группы нефтей на основании свойств разгазированного флюида; 3) расчет и выбор наиболее подходящих трендов разгазирования; 4) восстановление свойств по методике [1]. Таким образом, получен состав нового насыщенного флюида, соответствующий восстановленному составу пластовой нефти. Он представляют собой некую гипотетическую пробу, характеризующую насыщенную пластовую нефть Н-ского месторождения. Подбор корректных свойств пластовых флюидов позволил выбрать оптимальную стратегию выработки запасов нефти Н-ского месторождения.
Список литературы

1. Протокол заседания секции нефти и газа ЭТС ФБУ «ГКЗ» от 6 июня 2012 г. [Электронный ресурс]. Режим доступа: www.gkz-rf.ru/materialy-ets-i-plenarnyh-zasedaniy (дата обращения: 18.08.2017).

2. Брусиловский А.И., Нугаева А.Н. Решение актуальных задач прогнозирования свойств природных углеводородных смесей // Нефтяное хозяйство. 2006. № 12. С. 44-47.

3. Козубовский А.Г., Промзелев И.О., Павлов Е.Н., Колесников С.В. Влияние достоверности оценок свойств нефти на адекватность геолого-тех-нологической модели месторождения // Нефтяное хозяйство. 2008. № 1. С. 79-81.

4. Towler B.F. Reservoir Engineering Aspects of Bottomhole Sampling of Saturated Oils for PVT Analysis. SPE 019438, 1990.

5. Brakstad F., Bjorlykke O.P., Bu T., Mykkeltvedt K. A Complex PVT Modeling Study. SPE 18314, 1988.

6. Bon J., Sarma H., Rodrigues T. Reservoir-Fluid Sampling Revisited -A Practical Perspective. SPE101037, 2007.

7. Байков В.А., Шабалин М.А., Савичев В.И. и др. Коррекция физико-химических свойств нефти методом моделирования с использованием уравнений состояния // Нефтяное хозяйство. 2006. № 9. С. 6-9.

8. Мелик-Пашаев В.С., Власенко В.В., Серегина В.Н. Давление насыщения в нефтяных залежах. М.: Недра, 1978. 91 с.

9. ОСТ 153-39.2-048-2003. Типовое исследование пластовых флюидов и сепарированных нефтей. М., 2003.

10. Комплексный отчет Schlumberger о выполненных исследованиях физико-химических свойств пластовой нефти по данным глубинных проб Ванкорского месторождения. Тюмень, 2004.

11. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. М.: Грааль, 2002. 579 с.

12. McCain W.D. Jr. Reservoir-Fluid Property Correlations. State of the Art. SPE 18571, 1991, P. 266-272.

Territorija “NEFTEGAS” [Oil and Gas Territory]. 2017; : 100-105

Complex Methodical Approach to Assessment of Oil Properties for Oil-Gas Condensate Reservoirs

Gagina M. V.

Abstract

The article describes the use of a comprehensive assessment algorithm of PVT-properties of reservoir fluids for deposits with a gas cap and illustrates an example of using an experimental data analysis method and assessment of PVT-properties of reservoir fluids for fields with a gas cap when calculating the hydrocarbon reserve of an oil and gas condensate field. The downhole sampling of reservoir fluids at an N-field with a gas cap is greatly hampered by the saturation of reservoir oil with gas since the sampling process creates additional depression into the saturated reservoir which leads either to the automatic degassing of oil caused by a reservoir pressure decrease, or to the resaturation of oil with gas of a gas cap in case of its increase. Therefore, since it is impossible to perform downhole sampling, the goal is to establish PVT-properties of reservoir fluids with the use of the calculation method described in [1]. The comprehensive methodical approach to the assessment of reservoir oil properties of fields with gas caps is implemented in the form of the following algorithm: 1) Assessment of the representativity of downhole sampling research; 2) Establishment of oil groups on the basis of the properties of a degassed fluid; 3) Calculation and sampling of the most suitable degassing trends; 4) Properties rejuvenation according to the method [1]. Therefore we obtained the composition of a new saturated fluid which corresponds to the rejuvenated composition of reservoir oil. It represents a certain hypothetical sample which characterizes saturated reservoir oil of the N-field. The selection of correct peculiarities of reservoir fluids allows selecting the best strategy for oil reserve production at the N-field.
References

1. Protokol zasedaniya sektsii nefti i gaza ETS FBU «GKZ» ot 6 iyunya 2012 g. [Elektronnyi resurs]. Rezhim dostupa: www.gkz-rf.ru/materialy-ets-i-plenarnyh-zasedaniy (data obrashcheniya: 18.08.2017).

2. Brusilovskii A.I., Nugaeva A.N. Reshenie aktual'nykh zadach prognozirovaniya svoistv prirodnykh uglevodorodnykh smesei // Neftyanoe khozyaistvo. 2006. № 12. S. 44-47.

3. Kozubovskii A.G., Promzelev I.O., Pavlov E.N., Kolesnikov S.V. Vliyanie dostovernosti otsenok svoistv nefti na adekvatnost' geologo-tekh-nologicheskoi modeli mestorozhdeniya // Neftyanoe khozyaistvo. 2008. № 1. S. 79-81.

4. Towler B.F. Reservoir Engineering Aspects of Bottomhole Sampling of Saturated Oils for PVT Analysis. SPE 019438, 1990.

5. Brakstad F., Bjorlykke O.P., Bu T., Mykkeltvedt K. A Complex PVT Modeling Study. SPE 18314, 1988.

6. Bon J., Sarma H., Rodrigues T. Reservoir-Fluid Sampling Revisited -A Practical Perspective. SPE101037, 2007.

7. Baikov V.A., Shabalin M.A., Savichev V.I. i dr. Korrektsiya fiziko-khimicheskikh svoistv nefti metodom modelirovaniya s ispol'zovaniem uravnenii sostoyaniya // Neftyanoe khozyaistvo. 2006. № 9. S. 6-9.

8. Melik-Pashaev V.S., Vlasenko V.V., Seregina V.N. Davlenie nasyshcheniya v neftyanykh zalezhakh. M.: Nedra, 1978. 91 s.

9. OST 153-39.2-048-2003. Tipovoe issledovanie plastovykh flyuidov i separirovannykh neftei. M., 2003.

10. Kompleksnyi otchet Schlumberger o vypolnennykh issledovaniyakh fiziko-khimicheskikh svoistv plastovoi nefti po dannym glubinnykh prob Vankorskogo mestorozhdeniya. Tyumen', 2004.

11. Brusilovskii A.I. Fazovye prevrashcheniya pri razrabotke mestorozhdenii nefti i gaza. M.: Graal', 2002. 579 s.

12. McCain W.D. Jr. Reservoir-Fluid Property Correlations. State of the Art. SPE 18571, 1991, P. 266-272.