Моделирование свойств углеводородов в залежи со значительной дифференциацией вязкости и плотности нефти по геологическому разрез

UDK: 547.2.03
DOI: 10.24887/0028-2448-2022-8-82-85
Авт.: Е.А. Рейтблат (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), Е.В. Рожина (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), А.И. Комягин (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), Д.Н. Глумов (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), И.А. Опарин (ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча»), А.И. Будько (ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча»)

Многие месторождения характеризуются значительным изменением свойств нефти по разрезу. Объяснить данное изменение действием гравитационных сил или влиянием термодиффузии затруднительно, если толщина пласта небольшая (до 40 м) и температурный градиент близок к нулю, что свойственно некоторым месторождениям Восточной Сибири. В этом случае на свойства нефти существенно влияют другие процессы: окисление, биодеградация, на изменение свойств нефти вблизи водонефтяного контакта под воздействием подошвенной воды и др. При этом игнорирование дифференциации свойств нефти в гидродинамической модели (задание усредненных свойств для всего пласта) приводит к некорректной оценке подвижности флюида, неточности прогноза добычи углеводородов.

В статье на примере одного пласта Среднеботуобинского месторождения рассмотрен подход к созданию флюидальной модели для систем с существенным различием свойств нефти по разрезу. В результате комплексного анализа имеющейся геолого-промысловой информации вблизи водонефтяного контакта выявлен слой вязкой нефти; ранее результаты лабораторных исследований проб с повышенной вязкостью игнорировались и признавались некачественными. Настройка единого уравнения состояния на несколько проб, отобранных вблизи газонефтяного водонефтяного контактов, позволила учесть изменение свойств нефти в композиционной модели по глубине: предельное насыщение вблизи газонефтяного контакта, повышение вязкости нефти вблизи водонефтяного контакта. Расчеты на композиционной модели с учетом дифференциации свойств нефти дали возможность корректно оценить средневзвешенные свойства пластовой нефти при подсчете запасов углеводородов, улучшить адаптацию гидродинамической модели, уточнить прогноз добычи углеводородов.

Список литературы

1. Гончаров И.В., Винокуров Н.К., Бодрягина М.П. Об изменении газовой составляющей нефтей в пределах залежи (на примере Западной Сибири) // Геохимия процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления // Труды ин-та / ЗапСибНИГНИ. – 1986. - Вып. 208. - С. 56–76.

2. Vandecasteele J.-P. Petroleum Microbiology. Concepts. Environmental Implications. Industrial Applications. – Paris: Editions Technip, 2008.

3. Wenger L.M., Cara L.D., Gary H.I. Multiple Controls on Petroleum Biodegradation and Impact on Oil Quality // SPE-71450-MS-2001. – DOI:10.2118/71450-MS.

4. Dokunov P.V, Oshmarin R.A., Kiselev V.M. Simulation modeling accounting for reservoir fluid properties heterogeneity // Jornal of Siberian Federal University. Engineering and Technologies. - 2011. - № 4. - C. 389-398.

5. Larter S., Adams J., Gates I. The Impact of Oil Viscosity Heterogeneity on Production Characteristics of Heavy Oil and Tar Sand(HOTS) Reservoirs. 2007 CSPG CSEG Convention. – https://geoconvention.com/wp-content/uploads/abstracts/2007/113S0131.pdf

6. Гагина М.В. Комплексный методический подход к оценке свойств пластовой нефти нефтегазоконденсатных месторождений // ТЕРРИТОРИЯ «НЕФТЕГАЗ». – 2017. – № 7 – 8. – С. 100–105.

7. Whitson C.H., Brule M.R. Phase Behavior. – Richardson, Texas: Henry L. Doherty Memorial Fund of AIME, Society of Petroleum Engineers, 2000.

8. Lohrenz J., Bray B.G., Clark C.R. Calculation Viscosity of Reservoir Fluids from their Composition // SPE-915-PA. – 1964. – https://doi.org/10.2118/915-PA


Внимание!
Купить полный текст статьи (формат - PDF) могут только авторизованные посетители сайта.