Корректировка моделей на основе данных 2007-2009 годов

Предпринята попытка настройки моделей пластовых газов по технологии, аналогичной моделированию для тех. схемы 2006 года, но с учетом дополнительных данных, полученных при исследованиях скважин в период 2007-2009 годов:

- Составы флюидов, извлекаемых скважинами, определенные экспериментально при газоконденсатных исследованиях.

- Результаты замеров пластового давления.

Рисунок 2.9 – Пластовые потери нестабильного конденсата по мере падения пластового давления. Модель 2006

- Результаты термодинамических экспериментов с флюидами скважин 351 и 350 - Экспериментальные кривые дифференциальной конденсации (пластовых потерь кнденсата), проведенной по методике ООО «ТюменНИИгипрогаз» и экспериментально определенные составы флюида, извлекаемого из ячейки на различных этапах снижения давления.

В процессе настройки выявлены неразрешимые противоречия, а именно – средствами пакета PVTi расчетного комплекса Eclipse невозможно привести в соответствие кривые пластовых потерь и потенциала С_{5+высшие} в добываемом флюиде. При настройке на кривую потенциала, кривая пластовых потерь превышала экспериментальную в 1.5-2 раза.

При подготовке новых моделей проанализирован характер изменения состава добываемого каждой из скважин во времени. При этом состав флюида представлялся в развернутой компонентно-фракционной форме, когда компоненты С_{6+высшие} расшифрованы в виде узких 10°-ных фракций по температуре кипения до конца состава, т.е. фракций порядка 500-600°С. Таким образом, для описания состава используется около 50-60 компонентов и фракций, а не 10-20, как это традиционно делается. Такое подробное представление состава позволило выявить несоответствие расчетного характера изменения состава добываемого флюида с падением пластового давления и фактического – расчетные составы более стремительно теряли фракции с температурой кипения >300°C.

Ввиду изложенного, была выработана новая технология моделирования пластовых флюидов, ключевыми и отличительными от традиционной методики моментами нового подхода явились следующие положения:

Критерием адекватности модели считалось соответствие модельного состава добываемого флюида на этапах разработки фактически добываемому совокупностью исследованных скважин флюиду. При этом фактические данные присутствуют только для начального участка – падение пластового давления относительно начального составляет 15%. На рисунках 2.10-2.13 приведены зависимости потенциального содержания С_{5+высшие} от пластового давления. Видно, что модельная зависимость проходит в среднем по облаку точек, полученных при газокоденсатных исследованиях.

Параметр «Потенциал С_{5+высшие}» недостаточен для описания характера изменения состава добываемого флюида по мере снижения пластового давления в процессе разработки залежи на истощение. Поэтому введены дополнительные параметры, характеризующие состав – потенциалы широких фракций с температурами кипения 45-100, 100-200, 200-300, 300-400, >400°С. На рисунках 2.14-2.17 приведены в качестве примера зависимости введенных дополнительно потенциалов фракций для флюидов скважин 350 и 351.

Рисунок 2.10 – Потенциал С5+ в пластовых газах Юрхаровского месторождения. Пласт АУ7. Модель 2009 г

Рисунок 2.11 – Потенциал С5+ в пластовых газах Юрхаровского месторождения. Пласт БУ1-2. Модель 2009 г

Рисунок 2.12 – Потенциал С5+ в пластовых газах Юрхаровского месторождения. Пласт БУ_3-7. Модель 2009 г

Рисунок 2.13 – Потенциал С5+ в пластовых газах Юрхаровского месторождения. Пласт БУ_8-9. Модель 2009 г

Рисунок 2.14 – Изменение массового содержания компонентов в добываемом пластовом флюиде в зависимости от пластового давления. Скважина 350

Рисунок 2.15 – Изменение массового содержания широких фракций в добываемом пластовом флюиде в зависимости от пластового давления. Скважина 350

Рисунок 2.16 –Изменение массового содержания компонентов в добываемом пластовом флюиде в зависимости от пластового давления. Скважина 351

Рисунок 2.17 – Изменение массового содержания широких фракций в добываемом пластовом флюиде в зависимости от пластового давления. Скважина 351

Характер изменения состава извлекаемого флюида принят по массиву экспериментальных данных о составах извлекаемого в процессе дифференциальной конденсации флюидов скважин 351 и 350, приведенных на рисунках 2.14-2.17. Приведенные экспериментальные зависимости послужили образцом, при построении составов каждого из объектов разработки в зависимости от пластового давления. Причем начальные участки каждой из линий соответствуют облаку точек, полученных при газокоденсатных исследованиях. Таким образом, соответствие содержания компонентов в модельном составе подтверждалось с одной стороны газоконденсатными исследованиями на начальном участке падения давления, а с другой стороны термодинамическими экспериментами во всем диапазоне давлений. При этом соответствие констатировалось не по одному параметру потециал С5+, а по семи параметрам – массовое содержание iC5, nC5, фр 45-100, 100-200, 200-300, 300-400 и >400°С.

Для соблюдения условий предыдущего пункта потребовалась небольшая коррекция начальных составов пластовых газов. В Таблице 2.14 показаны масштабы изменений начальных пластовых составов объектов разработки.

Таблица 2.14 – Характеристики объектов разработки Юрхаровского месторождения

Кривые пластовых потерь конденсата для объектов АУ₇, БУ_1-2, БУ_8-9 определялись на основе экспериментальных кривых дифференциальной конденсации флюидов скважин 350 и 351 по принципу подобия в относительных координатах. Рисунок 2.18.

Свойства газа и конденсата пластовых потерь в условиях пласта рассчитаны в среде пакета PVTi комплекса Eclipse на основе смоделированных составов, которые не рассчитывались в среде PVTi, а загружались в программу. После чего по алгоритмам пакета PVTi проводился расчет необходимых свойств. Рассчитанные свойства приведены в файле формата Eclipse 100.

В таблицах 2.15–2.18 и на рисунке 2.19 приведены смоделированные составы пластовых газов на разных этапах разработки объектов Юрхаровского месторождения.

Таблица 2.15 –Составы добываемого пластового газа при разработке на истощение. Пласт АУ₇ Юрхаровского месторождения (модель 2009)

Таблица 2.16 –Составы добываемого пластового газа при разработке на истощение. Пласт БУ_1-2 Юрхаровского месторождения (модель 2009)

Таблица 2.17 –Составы добываемого пластового газа при разработке на истощение. Пласты БУ_3-7 Юрхаровского месторождения (модель 2009)

Таблица 2.18 –Составы добываемого пластового газа при разработке на истощение. Пласты БУ_8-9 Юрхаровского месторождения (модель 2009)

Рисунок 2.18 –Пластовые потери нестабильного конденсата по мере падения пластового давления. Модель 2009 г

Рисунок 2.19 – Потенциал С5+ в пластовых газах Юрхаровского месторождения. Модель 2009 г

Следует отметить, что корректные термодинамические эксперименты для пластовых флюидов АУ₇, БУ_1-2 и БУ_8-9 на момент моделирования не были проделаны. Такие исследования необходимы по следующим причинам:

- как уже указывалось выше, результаты корректных термодинамических экспериментов являются основой для построения адекватных моделей пластовых флюидов.

- моделирование объема пластовых потерь, изложенное в настоящей главе проведено для всех четырех объектов фактически по данным одного объекта БУ_5-6 (скважины 350 и 351), наименее изученного. В основу положен принцип подобия фазового поведения флюидов разных объектов, что, строго говоря, не является фактом.

- динамика изменения состава с падением пластового давления также смоделирована по динамике, характерной для флюида объекта БУ_5-6 и у флюидов других объектов может быть иной.

- отсутствие корректных экспериментальных данных по объему пластовых потерь не позволяет достоверно судить о величине коэффициента извлечения конденсата.

- отсутствие корректных экспериментальных данных по объему пластовых потерь не позволяет достоверно моделировать процессы формирования и движения газовой и жидкой фаз в пласте, что особенно важно в условиях протяженных призабойных зон скважин Юрхаровского месторождения.

2.4.2 Физико-химическая характеристика нефти пластов БУ₈¹, БУ₈², БУ₈³

Дата добавления: 2015-07-25