PVT для 3-х фазной модели

Последнее сообщение
Neptun 77 12
Авг 15

Имеется модель с газоконденсатными шапками и нефтяными оторочками.

3 пласта, 1 объект разработки.

PVT свойства близки, но несколько отличаются по объемнику, газовому фактору и вязкости (разница между ними по пластам 4-5%). Давление насыщения отличается на 20 атм.

Вопрос в следующем, как будет правильнее -  задать 6 регионов PVT с отдельными PVT таблицами для нефтяной оторочки (PVTG + PVTO нефти) и для газовой шапки (PVTG ретроградного газа + PVTO конденсата)?

Либо обойтись заданием 3-х PVT регионов с таблицами PVTO для нефти и конденсата и GPVT для растворенного газа и газоконд.шапки?

Или вообще сделать 2 PVT региона - нефть с растворенным газом по трем оторочкам будет 1 pvt регион и газовые шапки ,будут 2-ой?

Как бы Вы посоветовали?

По-хорошему, наверное, надо задавать для каждого пласта отдельными регионами PVT свойства для нефтяной оторочки и газовой шапки, но если честно мне кажется что будут большие проблемы со сходимостью и дробление шага в этом случае.

С другой стороны насколько правильно задавать pvt свойства нефти и конденсата  и раствоерненного газа со свободным одинаковыми. Интересно было бы узнать как вы поступаете в таких случаях.

КГФ =60 см3/м3

Плотность конденсата 700 кг/м3, плотность нефти 840 кг/м3

Составы газов следующие

Состав растворенного газа (% мол)

- двуокись углерода 0,35

- азот+редкие 5,2913

в т.ч. гелий 0,015

- метан 91,403

- этан 1,625

- пропан 0,695

- изобутан 0,09

- норм, бутан 0,2

- изопентан 0,075

- норм. Пентан 0,075

Гексан 0,08

Аргон 0,131

 

Состав газа газовых шапок

- двуокись углерода 0,43

- азот+редкие 4,86

в т.ч. гелий 0,025

- метан 91,18

- этан 1,86

- пропан 0,48

- изобутан 0,12

- норм, бутан 0,4

- изопентан 0,25

- норм. Пентан 0,26

Гексан + высшекипящие 0,16

Аргон 0,01

Eugene 554 13
Авг 15 #1

Вы планируете учитывать добычу конденсата из газа газовых шапок?

ППД есть? Насколько существенные просадки по пластовому давлению ниже давления начала конденсации?

Dorzhi 945 14
Авг 15 #2

маловато конденсата будет. судя по составу газа в газовой шапке это скорее сухой газ, нежели газоконденсат. 

делай 3 пвт для трех пластов. в 1 пвт таблице будет и PVTO (нефть/конденсат) и PVTG (растворенный газ/газ газовой шапки).

Eugene 554 13
Авг 15 #3

Дак вот если конденсат можно не учитывать, то смысл в PVTG? PVDG достаточно будет.

И ТС приводит состав единый для всех пластов.Не понятно сколько пластов с ГШ?

Dorzhi 945 14
Авг 15 #4

ну мало ли, может они все таки конденсат хотят учитывать. Были у меня пара таких моделей.

Eugene 554 13
Авг 15 #5

Тогда важный момент пойдет пластовое давление ниже (значительно) давления начала конденсации или нет

Дмитрий_Б 16 6
Авг 15 #6

А использовать композиционную модель совсем ни как?

Разница в плотностях нефти и конденсата большая, можно сильно провраться

Eugene 554 13
Авг 15 #7

Если давление не просаживать, то особого смысла в композиционке нет

VIT 1119 14
Авг 15 #8

А почему не сделать один PVT регион и задать по ячейкам разный начальный Rs или просто градиент Rs по глубине. Придется настроить немного PVT параметры, а небольшая разница с оригиналом не так важна. Даже если вы зададите регионы все равно при истощении они быстро "поломаются".

Имейте ввиду что если будет сильное истощение давления скорей всего придется отключить vaporization и считать конденсат из газа ручками после моделирования. Т.е. будет live oil + dry gas модель, одна таблица для газа и одна для нефти, свойства зависят от Rs (мы говорим не о композиционке как я понимаю).

Иван007 864 10
Авг 15 #9

3 пласта, 1 объект разработки.

PVT свойства близки, но несколько отличаются по объемнику, газовому фактору и вязкости (разница между ними по пластам 4-5%). Давление насыщения отличается на 20 атм.

1 объект разработки, осмелюсь спросить - это правильно при таких давлениях и т.д.?  И если один объект. Нужно ли всё выше перечисленное?

Dorzhi 945 14
Авг 15 #10

а у вас один объект подразумеват одновременную добычу одной скважиной со всех трех пластов? или там все таки раздельно типа с dual completion? Это законом не запрещено - добывать с трех разных пластов одной трубой?

Neptun 77 12
Авг 15 #11

Eugene пишет:

Вы планируете учитывать добычу конденсата из газа газовых шапок?

ППД есть? Насколько существенные просадки по пластовому давлению ниже давления начала конденсации?

Да, добыча конденсата учитывается, сейчас по этому объекту разработки добычи газа из ГШ не ведется. ППД отсутствует, в периодической эксплуатации находятся нефтяные скважины, разрабатывающие нефтяную оторочку. Текущее пластовое давление ниже начального на 20 атмосфер (за 8 лет разработки). ППД планируется.

 

Neptun 77 12
Авг 15 #12

Eugene пишет:

Дак вот если конденсат можно не учитывать, то смысл в PVTG? PVDG достаточно будет.

И ТС приводит состав единый для всех пластов.Не понятно сколько пластов с ГШ?

Все три пласта с ГШ, конденсат надо учитывать, несмотря на низкий КГФ запасы газа существенны.

Neptun 77 12
Авг 15 #13

VIT пишет:

Имейте ввиду что если будет сильное истощение давления скорей всего придется отключить vaporization и считать конденсат из газа ручками после моделирования. Т.е. будет live oil + dry gas модель, одна таблица для газа и одна для нефти, свойства зависят от Rs (мы говорим не о композиционке как я понимаю).

Поясните, почему придется отключать vaporization, потому что я не понял.

Neptun 77 12
Авг 15 #14

Иван007 пишет:

3 пласта, 1 объект разработки.

PVT свойства близки, но несколько отличаются по объемнику, газовому фактору и вязкости (разница между ними по пластам 4-5%). Давление насыщения отличается на 20 атм.

1 объект разработки, осмелюсь спросить - это правильно при таких давлениях и т.д.?  И если один объект. Нужно ли всё выше перечисленное?

А что неправильного в том, чтобы объединить три пласта с близкими PVT и ФЕС в один объект разработки?

А нужно ли все вышеперечисленное, мы и выясняем.

Иван007 864 10
Авг 15 #15

Neptun пишет:

Иван007 пишет:

3 пласта, 1 объект разработки.

PVT свойства близки, но несколько отличаются по объемнику, газовому фактору и вязкости (разница между ними по пластам 4-5%). Давление насыщения отличается на 20 атм.

1 объект разработки, осмелюсь спросить - это правильно при таких давлениях и т.д.?  И если один объект. Нужно ли всё выше перечисленное?

А что неправильного в том, чтобы объединить три пласта с близкими PVT и ФЕС в один объект разработки?

А нужно ли все вышеперечисленное, мы и выясняем.

Да нет ничего, но судя по тому что Вы написали они не так уж близки. Дак значит пока не понятно один объект или три?

Если Вы ищете оптимальный вариант разработки тогда понятно.   Но озвученно было несколько иное.

Stavr 10 5
Апр 16 #16

Добрый день, коллеги!

Занимаюсь созданием PVT-модели для газоконденсатного месторождения. Перепробовал все способы в PVTi, но не смог довести свойства до результатов исследования. Прошу помощи у опытных людей в создании PVTG.

Состав пластового газа:

компонент / мольная доля / молекулярный вес

CO2       0.273
N2         1.045
C1          80.842
C2           6.044
C3           3.761
IC4          0.79
NC4         0.921
F1            2.78            80
F2            1.012          160
F3            0.75           168
F4             0.691         180
F5             0.634         204
F6             0.457          222

Потенциальное содержание С5+= 289,6 г/м3, плотность конденсата 736 кг/м3, начальное пластовое давление принято давлению начала конденсации (291 бар), объемный коэффициент при этом давлении должен быть 0,0036, КИК=0,54.

Спасибо!

 

Гоша 1195 14
Апр 16 #17

Забил состав в PVTi, создал CVD - все таблицы экспортируются.

Однако ты не указал пластовую температуру и условия сепарации, поэтому сделал произвольно (70 C и standard conditions).

И, конечно, модель должна быть настроена на лаб.данные экспериментов CCE и CVD.

Tati_Tu 12 6
Мар 17 #18

День добрый!

Как я понимаю, у всех отдельные флюид-модели для газовой шапки и нефтяной части пласта. Почему не сделать единую?

Какие причины такого разделения?

Go to top