КОМПОЗИЦИОННОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ КАК НАПРАВЛЕНИЕ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ

АННОТАЦИЯ

В Республике Узбекистан в настоящее время особую значимость приобретает ввод в разработку новых месторождений углеводородов, что обусловлено необходимостью увеличения добычи нефти, газа и газоконденсата для обеспечения потребностей растущей экономики. Значительная часть таких объектов относится к категории многокомпонентных и многофазных месторождений, для которых фазовое поведение пластовых углеводородов оказывает существенное влияние на эффективность разработки. В связи с этим проектирование и обоснование систем разработки требует высокой точности при прогнозировании ключевых технико-экономических показателей. Одним из наиболее эффективных направлений является применение композиционного гидродинамического моделирования, позволяющего учитывать фазовые превращения углеводородных систем и уточнять прогноз добычи жидких углеводородных компонентов, содержащихся в пластовом газе. В представленной работе выполнено прогнозирование добычи конденсата на период опытно-промышленной эксплуатации газоконденсатного месторождения Республики Узбекистан с использованием композиционного PVT-моделирования пластовых флюидов.

ABSTRACT

At present, the development of new hydrocarbon fields in the Republic of Uzbekistan is of particular importance, driven by the need to increase the production of oil, gas, and gas condensate to meet the demands of a growing economy. A significant portion of these fields belongs to the category of multicomponent and multiphase reservoirs, where the phase behavior of reservoir hydrocarbons has a substantial impact on development efficiency. Therefore, the design and justification of development systems require high accuracy in forecasting key techno-economic indicators. One of the most effective approaches is the application of compositional reservoir simulation, which allows for accounting of phase transitions in hydrocarbon systems and refining the prediction of liquid hydrocarbon production contained in reservoir gas. In this study, the condensate production was forecasted for the period of pilot-industrial operation of a gas condensate field in Uzbekistan using compositional PVT modeling of reservoir fluids.

Ключевые слова: газоконденсатное месторождение, технико-экономические показатели разработки, PVT-моделирование, фазовые превращения, изотерма конденсации.

Keywords: gas condensate field, technical and economic performance indicators of field development, PVT-modeling, phase transformations, condensation isotherm.

Введение

Проектирование разработки месторождений углеводородов представляет собой комплексную задачу, требующую учета всех факторов, влияющих на эффективность эксплуатации. Для многокомпонентных многофазных залежей, в частности газоконденсатных месторождений, ключевым фактором эффективности является фазовое поведение углеводородных систем, проявляющееся в явлении ретроградной конденсации при изотермическом снижении пластового давления [1]. Учет этого фактора на этапе прогнозирования основных показателей разработки обеспечивает возможность принятия наиболее рациональных технологических решений, направленных на максимизацию извлечения ценных углеводородных компонентов из недр. Вместе с тем, точность прогнозирования напрямую зависит от объема и качества исходной геолого-физической информации о залежи на начальном этапе её освоения.

На сегодняшний день для прогнозирования основных показателей разработки газоконденсатных месторождений применяются несколько методов, среди которых выделяются модели на основе уравнения материального баланса газовой залежи [1] и гидродинамическое моделирование разработки с использованием специализированных программных продуктов [2].

Первый метод характеризуется минимальными требованиями к объему исходных данных и позволяет оценить динамику снижения пластового давления и добычи газа из залежи. Однако его применение не учитывает фазовые превращения в пласте и, как следствие, снижение добычи конденсата, обусловленное явлением ретроградной конденсации. Для приближённой оценки динамики добычи конденсата в рамках данного подхода используется изотерма дифференциальной конденсации, полученная в результате лабораторных исследований рекомбинированных проб пластовых флюидов [3]. Основные трудности при построении таких изотерм связаны с погрешностями отбора пластовых проб флюидов в процессе газоконденсатных исследований скважин [4], а также с определением начального состава пластового газа при хроматографическом анализе. Использование изотерм дифференциальной конденсации, построенных без учета указанных погрешностей, приводит к искажению прогнозируемых показателей добычи конденсата из залежи, что непосредственно отражается на экономической эффективности разработки и в отдельных случаях может привести к убыточности проекта.

Второй метод обеспечивает более детализированный прогноз динамики разработки, учитывая разрезную неоднородность залежи, неравномерное снижение пластового давления и физические процессы в продуктивном пласте. Его применение требует значительного объема исходных геолого-промысловых данных: интерпретации геофизических исследований скважин, результатов петрофизического анализа керна и лабораторных исследований пластовых флюидов. Ключевое значение при этом имеет выбор типа гидродинамической модели — «Black Oil»/ «Dry Gas» или композиционной модели [2].

На этапе разведки и опытно-промышленной эксплуатации ввиду отсутствия необходимого объема исходной информации для моделирования разработки газоконденсатного месторождения предпочтение отдается моделям типа «Dry Gas», а добыча конденсата рассчитывается путем умножения годовой добычи газа на текущее потенциальное содержание конденсата в пластовом газе, полученное из изотермы конденсации. Таким образом, актуальным становится вопрос применения композиционного PVT-моделирования для получения корректной изотермы дифференциальной конденсации пластового газа.

Цель данной работы: прогнозирование динамики добычи конденсата на период опытно-промышленной эксплуатации газоконденсатного месторождения Республики Узбекистан с применением композиционного PVT-моделирования и технико-экономическая оценка его применения.

Объектом исследования является газоконденсатное месторождения Республики Узбекистан, находящееся в опытно-промышленной эксплуатации с декабря 2024 г. Предметом исследования являются процессы фазового поведения углеводородных систем в условиях разработки газоконденсатных залежей и их учет при прогнозировании основных технико-экономических показателей.

Для достижения цели необходимо выполнить следующие задачи:

1) Провести анализ исходной информации о составе и свойствах пластовых флюидов исследуемого месторождения, полученных в результате лабораторных исследований проб.

2) Построить композиционную PVT-модель пластового флюида исследуемого месторождения и воспроизвести изотерму дифференциальной конденсации при фиксированной пластовой температуре.

3) Выполнить прогнозные расчёты добычи конденсата на период опытно-промышленной эксплуатации.

4) Провести технико-экономическую оценку эффективности применения композиционного моделирования при проектировании разработки исследуемого месторождения.

Материалы и методы исследования

В данной работе построение композиционной PVT-модели пластового флюида осуществлялось по алгоритму, изложенному в [5]. В качестве исходных данных использовался усреднённый компонентный состав пластового газа, определённый по результатам газоконденсатных исследований разведочных скважин исследуемого месторождения. На основе полученного состава был проведён PVT-эксперимент типа Constant Volume Depletion (CVD) [3]. Результаты эксперимента использовались для построения изотермы дифференциальной конденсации и кривой пластовых потерь конденсата. Построенные зависимости аппроксимировались полиномиальными функциями n-й степени от пластового давления, что позволило формализовать их использование в гидродинамическом моделировании. На следующем этапе выполнялось прогнозирование динамики добычи конденсата в качестве альтернативного варианта по отношению к ранее утверждённому проектному решению. Заключительным этапом исследования стала технико-экономическая оценка эффективности разработанного подхода, проведённая на основе сопоставления прогнозной динамики добычи конденсата и соответствующих экономических показателей разработки по базовому и альтернативному вариантам.

Результаты и обсуждения

Для построения композиционной PVT-модели пластового флюида исследуемого месторождения использовался средний состав пластового газа, приведенный в таблице 1.

Таблица 1.

Средний состав пластового газа исследуемого месторождения

Для данного состава ранее в программном продукте PVTi была построена изотерма дифференциальной конденсации и получены данные о том, что давление начала конденсации пластовой смеси равно 231 кгс/см², давление максимальной конденсации – 40,8 кгс/см², а пластовые потери конденсата 5,95 г/м³ или 39,2% от начального содержания, равного 14,92 г/м³. Данное значение намного превышает классические значения пластовых потерь конденсата в диапазоне 10-25% от начального содержания [6-7] и не соответствуют текущим промысловым данным о динамике добычи конденсата.

Для более точного описания фазового поведения углеводородной системы в процессе разработки была применена методика построения композиционной PVT-модели многокомпонентного и многофазного месторождения с использованием гидродинамического симулятора тНавигатор, описанная в [5]. При построении композиционной модели флюида исследуемого газоконденсатного месторождения учитывалось, что при начальных пластовых термобарических условиях в системе присутствуют две фазы — газ и вода, тогда как при снижении пластового давления формируется третья фаза — ретроградный конденсат. Его выпадение описывалось изотермой дифференциальной конденсации, построенной на основе усреднённого состава пластового газа данного месторождения.

Для уточнения фазового поведения углеводородной системы исходный компонентный состав был дополнительно разбит на псевдокомпоненты в области высококипящих фракций (C₅H_12+в) по корреляции Whitson в отличие от применения объединенного псевдокомпонента в программном продукте PVTi, что позволило получить уточнённый состав пластового газа, представленный в таблице 2.

Таблица 2.

Уточненный состав пластового газа исследуемого месторождения

Согласно данного состава была построена уточненная изотерма конденсации при пластовых термобарических условиях исследуемого месторождения, приведенная на рисунке 1.

Рисунок 1. Изотерма дифференциальной конденсации исследуемого месторождения, построенная для уточненного состава пластового газа

Из полученной изотермы пластовой конденсации углеводородной смеси исследуемого месторождения, представленной на рисунке 1, следует, что согласно предлагаемой методике, максимальная конденсация достигается при давлении 54,3 кгс/см², что на 13,5 кгс/см² выше давления согласно модели, построенной в программном продукте PVTi. Это, в свою очередь, обусловило уточнение прогнозируемых пластовых потерь конденсата в сторону их снижения на 2,45 г/м³ или на 16,4%. Таким образом, пластовые потери конденсата составили 22,7%, что согласуется с диапазоном, указанным в [6-7].

Для рассматриваемого месторождения была выполнена прогнозная оценка динамики добычи конденсата на основе изотермы конденсации, построенной для уточнённого компонентного состава пластового флюида. Полученные результаты сопоставлены с динамикой, рассчитанной по модели флюида, ранее построенной в программном комплексе PVTi. Для этого к рекомендуемому ранее варианту №2, предусматривающему годовые отборы газа в период постоянной добычи на уровне 3% от запасов, дополнительно был предложен вариант №2б, учитывающий фазовые превращения на основе композиционной PVT-модели пластового флюида. Для этого варианта выполнены прогнозные расчеты извлечения конденсата из недр, динамика которого представлена на рисунках 2 и 3 в сравнении с извлечением в соответствии с вариантом 2.

Рисунок 2. Прогноз извлечения конденсата из недр исследуемого месторождения согласно вариантам 2 и 2б

Рисунок 3. Прогноз накопленного отбора конденсата из недр исследуемого месторождения согласно вариантам 2 и 2б

Как видно из рисунков 2 и 3, использование композиционной PVT-модели пластового флюида, построенной согласно алгоритму [5], обуславливает увеличение накопленного отбора конденсата из недр в варианте 2б на 767,97 тонн или на 3,7 % больше, чем в варианте 2. В свою очередь, этот прирост отбора конденсата обусловил следующие прогнозные ТЭП согласно варианту 2б:

- увеличение реализации товарного конденсата до 4,45 тыс. тонн или на 710 тонн больше варианта 2;

- увеличение дисконтированного (10%) денежного потока до 5,53 млн. долл. или на 0,04 млн. долл. выше варианта 2.

Заключение

В данной работе на примере газоконденсатного месторождения Республики Узбекистан, находящегося на стадии опытно-промышленной эксплуатации, продемонстрирована эффективность применения композиционного PVT-моделирования. Показано, что данный подход позволяет формировать более достоверные прогнозы добычи конденсата за счёт воспроизведения фазовых превращений, близких к реальным процессам изменения фазового состояния пластовых флюидов в условиях разработки месторождения.

Список литературы:

1. Закиров С. Н. и др. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. - М.; Люберцы: ПИК ВИНИТИ, 2004. - 519 с.
2. Пятибратов П. В. Гидродинамическое моделирование разработки нефтяных месторождений: Учеб. пособие для вузов. – М.: Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина. – 2015. – 167 с.
3. Брусиловский А. И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. – М.: «Грааль», 2002. – 575 с.
4. Гриценко А. И., Алиев З. С., Ермилов О. М., Ремизов В. В., Зотов Г. А. Руководство по исследованию скважин. – М.: Наука, 1995. – 523 с.
5. Evstafeev E. A., Akramov B. Sh., Shevtsov V. M., Turaev U. D. Development of a compositional PVT model for a multicomponent, multiphase hydrocarbon reservoir // International Journal of Advanced Research in Science, Engineering and Technology. – 2025. – Vol. 12, Issue 8. – August.
6. Whitson C.H., Brulé M.R. Phase Behavior. – Richardson, Texas: Society of Petroleum Engineers, 1990. – 224 p.
7. Katz, D.L., Firoozabadi, A. Predicting phase behavior of condensate/crude-oil systems // Journal of Petroleum Technology. – 1978. – Vol. 30, No. 11. – P. 1649–1655.