PVT свойства пластовых флюидов

Обоснование компонентного состава и PVT-свойств пластовой нефти является одним из важнейших условий повышения достоверности подсчета запасов и эффективности проектирования разработки месторождений. Одним из сложных и актуальных вопросов является обоснование свойств пластовой нефти двухфазных залежей.

Давайте разберемся по порядку для чего нам нужны PVT свойства флюидов.

1. Подсчет запасов нефти и газа

Poil - Плотность флюида кг/см2

Bo- Объемный коэффициент нефти, д. ед.

Rs- Газосодержание м3/м3

μ - Вязкость флюида, сПз

Z - поправки на сжимаемость реальных газов

T - температура, C

2. Извлекаемые запасы нефти, растворенного газа и конденсата

3. Проектирование разработки и гидродинамическое моделирование

Чаще всего выделяют пять типов пластовых флюидов:

1. Нелетучая нефть (Blackoil)
2. Летучая нефть
3. Ретроградный газ
4. Жирный газ
5. Сухой газ

Рассмотрим каждый тип отдельно.

1. Нелетучая нефть (Blackoil)

• Газовый фактор < 350 м3/м3
• Изолинии расположены на одинаковом расстоянии
• Плотность API <45o (>800 кг/м3)
• Bo < 2 м3/м3
• Нефть в резервуаре имеет черный цвет Отсюда и название – Black Oil.
• Чем темнее – тем больше тяжелых у/в
• Иногда имеет зеленоватый или коричневый оттенок
• 

2. Летучая нефть

• Газовый фактор 350-600 м3/м3
• Разное расстояние между изолиниями
• Для летучей нефти Tc должна быть больше Tres
• Boi > 2 м3/м3
• API плотность > 40o (<820 кг/м3)
• При добыче плотность увеличивается, так как Pres становится меньше Pb
• В резервуаре нефть коричневая, оранжевая или зеленая

3. Газы

Разница между тремя видами газов

• Сухой газ – одинаковый газ при пластовых и поверхностных условиях
• Жирный газ– пластовый газ представляет собой комбинацию конденсата и газа в поверхностных условиях
• Ретроградный газ– газ в пластовых условиях объединяет газ в поверхностных условиях и конденсат, но часть конденсата (ретроградный конденсат) остается в пласте

3.1 Сухой газ

• В основном состоит из C2H4 и промежуточных соединений
• Жидкость не выделяется ни в пласте, ни на сепараторе

3.2 Жирный газ

• Газ в пластовых условиях
• Жидкость (конденсат) выделяется на сепараторе
• Большой разброс значений API плотности жидкости на сепараторе
• Плотность API не меняется в процессе добычи
• Газовый фактор со временем не меняется (постоянный)
• При газовом факторе 8900 м3/м3 флюид можно классифицировать как жирный газ
• Конденсат имеет беловатый цвет

3.3 Ретроградный газ

• 600 м3/м3 <Газовый фактор < 26000 м3/м3
• Если Газовый фактор > 9000 м3/м3 то Rv очень низкое и можно интерпретировать как жирный газ
• 40° < плотность API < 60° (740кг/м3< плотность <820кг/м3)
• Подвержен ретроградной конденсации
• В резервуаре конденсат светлый – коричневый, оранжевый, зеленоватый, беловатый (как вода)

Каждый из типов флюида характеризуется своим поведением в процессе разработки месторождений.