1 нед.
Добрый день, коллеги!
Объясните, пожалуйста, как моделируются нефтегазовые месторождения? Конкретнее интересует как правильно использовать PVT таблицы? Имеется нефтяное месторождение с газовой шапкой. Из исходных данных компонентный состав пластовой нефти, сепарированной нефти, выделившиегося газа и эксперименты дифразгазирования, а также состав пластового газа и результаты эксперимента дифконденсации. Пробы взяты с одного интервала перфорации.
Вопрос: я воспроизвожу результаты экспериментов для пробы нефти и газа в пакете PVT, выгружаю таблицы PVTO и PVTG, после чего я должен их использовать в гидродинамике как объединеные или создаю PVT регионы для нефтяной части и газовой части?
Опубликовано
21 мая 2020
Активность
4
ответа
120
просмотров
3
участника
0
Рейтинг
Добрый вечер! Вы имеете дело с насыщенным флюидом. Для описания поведения насыщенного флюида Вам необходимо использовать таблицы PVTO/PVTG. При этом состояние флюида определяется начальными условиями. Таким образом, для моделирования нефтегазовой залежи достаточно задания одного региона PVT-свойств. Фазовое состояние залежи задается в разделе инициализации: указываются отметки контактов и опорное давление. В Вашем случае давление на опорной глубине (ГНК) отвечает давлению насыщения пластовой нефти.
По поводу инициализации понял, но вопрос у меня как использовать пробы нефти и газа. И там и там после настройки экспериментов я получаю таблицу PVTO/PVTG после настройки пробы нефти и также получаю таблицы PVTO/PVTG после настройки пробы газ. Вопрос как мне их использовать, ведь пвт регион 1?
Если пластовый газ находится в равновесии с пластовой нефти (давление насыщения пластовой нефти близко к давлению начала конденсации пластового газа), в этом случае, зная состав пластовой нефти, можно рассчитать состав равновесного (пластового) газа. Обратное тоже справедливо. Вы можете сравнить расчетный состав пластового газа при давлении насыщения в модели пластовой нефти с фактическим составом образца пластового газа, отобранного из газовой шапки. Для модели пластовой нефти можете поступить так же: рассчитать состав пластовой нефти при давлении начала конденсации и сравнить с фактическим составом, произвести моделирование дифференциального разгазирования для расчетного состава пластовой нефти и сравнить результаты с результатами эксперимента.
То есть Ваши таблицы, созданные для моделей пластового газа и пластовой нефти, теоретически должны совпадать. Вопрос состоит в качестве настройки PVT-моделей.
Если Вы имеете дело с пластовым газом с невысоким потенциальным содержанием стабильного конденсата, я бы ориентировался на пробу пластовой нефти. В этом случае я бы сравнил расчетный состав равновесного газа при давлении насыщения с фактическим составом пластового газа из газовой шапки, а также потенциальное содержание стабильного конденсата для этих составов (расчетного и фактического).
Берите таблицу нефти. Скорее данные по газу будут близки к газовой таблице. При правильном подходе пробу с сепаратора нефти и газа смешивают до ГФ скважины далее выдают одну таблицу. Я не знаю в вашем случае как делали и почему эксперименты отдельно делали для газа и нефти.