Как правильно задавать таблицу PVT для нефтегазового мр

Последнее сообщение
Stavr 13 10
Май 20

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?

Iofe 11 6
Май 20 #1

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.

Stavr 13 10
Май 20 #2

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?

Iofe 11 6
Май 20 #3

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).

PetroleumEng 331 9
Май 20 #4

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.

ArtikA 11 9
Июн 20 #5

Итак, если у вас отобрано отдельно пробы газа газовой шапки и отдельно пробы нефти нефтяной оторочки, то гайд следующий - заводятся обе пробы и исследования для обеих проб. Затем, обе пробы одинаково характеризуются и строется единое уравнение состояния. Это общепринятый в отрасли гайд. Он и только он верен и описан во всех обучалках ко всем PVTсимуляторам (PVTx,PVTi точно). А далее, решаете, что же вы все-таки моделируете, газ газовой шапки или нефть нефтяной оторочки, на какие пластовые условия и температуры, выгружаете из симулятора таблицу RSVD и RVVD вместе с PVTO/PVTG  и дальше разбираетесь. Помните, что симулятор блэкойл хорошо работает только для случаев трехфазного течения  системы, в которой изначально было две фазы  - вода и нефть, либо нефть-газ, либо газ-вода. А газ/конденсат выделился в результате снижения давления! В остальном случае придется пожертвовать составом газа шапки.

Не вздумайте создавать разные ПВТ регионы! Это математически неверно, раз и два - физически неверно. На первом шаге все нафиг смешается в ГДМ в лучшем случае(если композиционка), если блэк ойл у вас флюид будет резко менять свойства.

Neptun 129 17
Июн 20 #6

Любимый вопрос)

Правильнее всего конечно делать EOS модель, а если в формате BO делать выгрузку то наверное самое простое это сделать PVTO для нефти и для конденсата одинаковым. PVTG задать взяв пробу для газовой шапки и сделать его таким же в растворенном газе в нефтяной оторочке. Только без конденсатосодержания

Go to top