PVT свойства пластовых флюидов

Раздел: Геология Дата публикации: 9 апреля 2018 г., 11:27 Автор: solovyev

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.



Поделиться:



Станьте первым!

Пожалуйста, авторизуйтесь или зарегистрируйтесь для комментирования!

Последние статьи: