Расчет PVT-свойств пластовых флюидов модифицированными корреляциями
Ишмуратов Т.А., Исламов Р.Р., Шарипова Г.Ф., Абдульмянов А.Р., Хамидуллина А.И., Хисамов А.А., Андреев А.Е., Опритов И.Г.
ООО «РН-БашНИПИнефть»,
ООО «РН-Пурнефтегаз»
В работе показано, что используемые корреляции при подсчете запасов или прогнозе объемов добычи нефти и газа могут быть модифицированы на основе лабораторных проб, что дает увеличение точности их PVT-свойств. Это позволило определить «проблемные» объекты, в которых были занижены значения газосодержания или завышены объемные коэффициенты, а также исключить из программы отбора пласты, PVT-свойства которых совпали со значениями, определенными по модифицированным корреляциям.
Введение
Достоверное определение PVT-свойств флюидов является очень важным при подсчете запасов углеводородного сырья, а также при проектировании разработки месторождений и определении коэффициентов извлечения нефти, газа и конденсата.
Для оценки PVT-свойств пластовых флюидов проводят отбор и исследование проб. В ряде случаев, особенно в случае месторождений с большим этажом нефтегазоносности, большим количеством продуктивных пластов и залежей, отбор проб не всегда возможен. В таком случае зачастую свойства пластовых флюидов принимают по аналогам, т.е. по пробам одновозрастного пласта с близкими условиями залегания и с идентичным характером насыщения [1].
В том случае, когда PVT-свойства определяются на основе лабораторных исследований, полученные результаты вносятся в общую базу исследований. В эту базу попадают результаты исследования кондиционных и некондиционных проб. Кроме того, при внесении данных возможны ошибки случайного характера, например, при их копировании может быть не учтен перевод из одних единиц измерения в другие и т.д. Все это приводит к тому, что в базе лабораторных исследований могут оказаться некорректные данные [2, 3].
В связи с вышеперечисленными аспектами необходим инструмент, позволяющий не только определить некондиционные пробы и случайные ошибки, но и оценить достоверность выбора аналогов при определении PVT-свойств залежи или пласта, а также по результатам лабораторных исследований проб сформировать собственную корреляцию.
Для оценки PVT-свойств пластовых флюидов проводят отбор и исследование проб. В ряде случаев, особенно в случае месторождений с большим этажом нефтегазоносности, большим количеством продуктивных пластов и залежей, отбор проб не всегда возможен. В таком случае зачастую свойства пластовых флюидов принимают по аналогам, т.е. по пробам одновозрастного пласта с близкими условиями залегания и с идентичным характером насыщения [1].
В том случае, когда PVT-свойства определяются на основе лабораторных исследований, полученные результаты вносятся в общую базу исследований. В эту базу попадают результаты исследования кондиционных и некондиционных проб. Кроме того, при внесении данных возможны ошибки случайного характера, например, при их копировании может быть не учтен перевод из одних единиц измерения в другие и т.д. Все это приводит к тому, что в базе лабораторных исследований могут оказаться некорректные данные [2, 3].
В связи с вышеперечисленными аспектами необходим инструмент, позволяющий не только определить некондиционные пробы и случайные ошибки, но и оценить достоверность выбора аналогов при определении PVT-свойств залежи или пласта, а также по результатам лабораторных исследований проб сформировать собственную корреляцию.
Модифицированные корреляции
Как правило, авторские корреляции, полученные разными исследователями, основываются на наборе данных, куда входит от 100 до 5 000 результатов лабораторных исследований проб [4]. Каждый автор при создании собственной корреляции определял свойства нефтяных флюидов определенного типа залежей или месторождений, например, Standing построил корреляцию для давления насыщения от газосодержания по данным 105 проб калифорнийской нефти, Labedi — по данным 247 проб ливийской нефти и т.д. На текущий момент известно множество корреляций, которые описывают PVT-свойства различных нефтяных флюидов, от тяжелых до легких [4–10].
Для построения собственной корреляции по данным сравнительно небольшого количества проб можно прибегнуть к методике, которая предполагает выбор лучшей корреляции из списка известных с последующей модификацией ее параметров при наличии достаточного количества лабораторных исследований.
Основные этапы предлагаемого алгоритма модификации следующие.
1. По данным небольшого количества лабораторных проб подбирается авторская корреляция, которая дает максимальное согласование между расчетными значениями PVT-свойств и результатами лабораторных исследований.
2. У подобранной корреляции параметры варьируются таким образом, чтобы невязка между расчетными значениями
PVT-свойств и результатами их лабораторных определений была минимальной. Данная задача относится к классу оптимизационных и может быть решена, например, методом Ньютона.
Для построения собственной корреляции по данным сравнительно небольшого количества проб можно прибегнуть к методике, которая предполагает выбор лучшей корреляции из списка известных с последующей модификацией ее параметров при наличии достаточного количества лабораторных исследований.
Основные этапы предлагаемого алгоритма модификации следующие.
1. По данным небольшого количества лабораторных проб подбирается авторская корреляция, которая дает максимальное согласование между расчетными значениями PVT-свойств и результатами лабораторных исследований.
2. У подобранной корреляции параметры варьируются таким образом, чтобы невязка между расчетными значениями
PVT-свойств и результатами их лабораторных определений была минимальной. Данная задача относится к классу оптимизационных и может быть решена, например, методом Ньютона.
Полученные указанным выше образом корреляции назовем модифицированными. Их можно применять для исследуемого месторождения, чтобы определить PVT-свойства пласта не напрямую на основе данных аналога, а с учетом отличия пластового давления, температуры, плотности нефти и т.п. Сам процесс выглядит следующим образом:
- в ходе мероприятий по контролю за разработкой залежи определяются пластовое давление, пластовая температура, плотность дегазированной нефти. В случае разработки газонефтяной или нефтегазовой залежи можно принять, что давление насыщения нефти равно начальному пластовому давлению.
- с помощью модифицированных корреляций на основе перечисленных исходных данных определяется значение того или иного PVT-свойства по разрабатываемому пласту и производится сравнение со значением, принятым по аналогу. Такое сравнение позволяет оценить то, насколько верно подобран аналог, и при необходимости запланировать отбор проб для уточнения PVT-свойств пласта, либо пересчитать PVT-свойства объекта-аналога на основе корреляции с учетом отличия пластового давления, температуры, плотности нефти и давления насыщения.
- количество проб по исследуемому пласту или группе пластов должно превышать количество модифицируемых параметров корреляции как минимум в два-три раза;
- у модифицированной корреляции среднее отклонение между расчетным значением и результатом лабораторного определения должно быть существенно меньше, чем для оригинальной корреляции;
- модифицированная корреляция не должна противоречить основным закономерностям между PVT-параметрами в рамках области их применимости. Например, функция давления насыщения от газосодержания должна быть возрастающей, объемный коэффициент должен снижаться по мере уменьшения газосодержания и при нулевом значении должен быть равен единице в стандартных условиях и т.п.
Если модифицированная корреляция удовлетворяет приведенным критериям, то она вносится в матрицу применимости корреляций — специальную форму, позволяющую определить, какая корреляция для исследуемого месторождения лучше всего описывает PVT-свойства пласта или залежи.
На рисунке 1 представлен принцип работы данной методики. Изначально выбирается месторождение, затем исследуемый пласт или группа схожих пластов, по которым имеются результаты лабораторного определения PVT-свойств. Далее по анализируемому PVT-свойству нефти рассчитываются теоретические значения по авторским корреляциям и выбирается та, которая дает максимальное согласование/рассогласование с лабораторными значениями. Следующим действием проводится модификация выбранной корреляции, и если она удовлетворяет необходимым критериям, то вносится в матрицу применимости корреляций.
На рисунке 1 представлен принцип работы данной методики. Изначально выбирается месторождение, затем исследуемый пласт или группа схожих пластов, по которым имеются результаты лабораторного определения PVT-свойств. Далее по анализируемому PVT-свойству нефти рассчитываются теоретические значения по авторским корреляциям и выбирается та, которая дает максимальное согласование/рассогласование с лабораторными значениями. Следующим действием проводится модификация выбранной корреляции, и если она удовлетворяет необходимым критериям, то вносится в матрицу применимости корреляций.
Рис. 1. Схема работы методики
Анализ результатов сравнения авторских и модифицированных корреляций
В рамках уточнения PVT-свойств пластовых флюидов для объектов, разрабатываемых ООО «РН Пурнефтегаз», был обработан большой набор результатов лабораторного определения PVT-свойств и определены наиболее подходящие корреляции для пластов или групп пластов по разрабатываемым месторождениям. Результаты подбора лучших корреляций среди известных авторских корреляций для пластов и групп пластов описаны в статье [11]. Ниже приведены результаты определения корреляций, модифицированных на основе выборки всех кондиционных проб рассматриваемых месторождений.
На рисунке 2 показаны результаты сравнения теоретического и экспериментального значения давления насыщения по различным корреляциям для месторождения M2 группы пластов БП, а на рисунке 3 — их среднее отклонение.
На рисунке 2 показаны результаты сравнения теоретического и экспериментального значения давления насыщения по различным корреляциям для месторождения M2 группы пластов БП, а на рисунке 3 — их среднее отклонение.
Рис. 2. Сравнение теоретических и экспериментальных значений давления насыщения
Рис 3. Среднее отклонение экспериментальных значений давления насыщения от корреляционных
Наилучший результат показала корреляция Petrosky-Farshad, рассчитанная по формуле (1) [4]:
где A, B, C, D, E, F — параметры корреляции; γg — относительная плотность газа в стандартных условиях; Rs — газосодержание при давлении насыщения, scf/scb; γAPI — относительная плотность нефти, API; T — пластовая температура, °F.
Найдены параметры (табл. 1), обеспечивающие большее согласование с результатами лабораторных исследований по сравнению с параметрами, предложенными автором корреляции.
Найдены параметры (табл. 1), обеспечивающие большее согласование с результатами лабораторных исследований по сравнению с параметрами, предложенными автором корреляции.
Табл. 1. Сопоставление исходных и уточненных параметров корреляции
Сравнение авторской корреляции с модифицированной представлено на рисунке 4.
Как видно из рисунка, модифицированная корреляция лучше описывает давление насыщения по сравнению с корреляцией Petrosky-Farshad.
Полученная корреляция удовлетворяет сформулированным выше критериям, по которым она включена в матрицу применимости корреляций.
Как видно из рисунка, модифицированная корреляция лучше описывает давление насыщения по сравнению с корреляцией Petrosky-Farshad.
Полученная корреляция удовлетворяет сформулированным выше критериям, по которым она включена в матрицу применимости корреляций.
Рис. 4. Сравнение теоретических значений давления насыщения по авторской и модифицированной корреляции с экспериментальными значениями месторождения M2
На рисунке 5 показаны результаты сравнения теоретического и экспериментального значений давления насыщения по различным корреляциям для месторождения M7 группы пластов АП, а на рисунке 6 — их среднее отклонение. Наилучший результат показала корреляция Marhoun, рассчитанная по формуле (2) [6]:
где A, B, C, D, E — параметры корреляции, γo — относительная плотность дегазированной нефти, T — пластовая температура, °Ra.
Рис. 5. Сравнение теоретических и экспериментальных значений давления насыщения
Рис. 6. Среднее отклонение экспериментальных значений давления насыщения от корреляционных
Найдены параметры, обеспечивающие меньшее отклонение от результатов лабораторных исследований по сравнению с параметрами, предложенными автором корреляции (табл. 2).
Табл. 2. Сопоставление исходных и уточненных параметров корреляции
Сравнение авторской корреляции с модифицированной представлено на рисунке 7.
Как видно из рисунка, модифицированная корреляция лучше описывает давление насыщения по сравнению с корреляцией Marhoun.
Как видно из рисунка, модифицированная корреляция лучше описывает давление насыщения по сравнению с корреляцией Marhoun.
Рис. 7. Сравнение теоретических значений давления насыщения по авторской и модифицированной корреляции с экспериментальными значениями месторождения M7
Таким образом, полученная корреляция удовлетворяет всем условиям ее применимости и включена в матрицу применимости корреляций. Аналогично рассматриваются и другие PVT-свойства, такие как объемный коэффициент и сжимаемость.
На рисунке 8 показаны результаты сравнения теоретического и экспериментального значений объемного коэффициента по различным корреляциям для месторождения M1 группы пластов БС, а на рисунке 9 — их среднее отклонение.
На рисунке 8 показаны результаты сравнения теоретического и экспериментального значений объемного коэффициента по различным корреляциям для месторождения M1 группы пластов БС, а на рисунке 9 — их среднее отклонение.
Рис. 8. Сравнение теоретических и экспериментальных значений объемного коэффициента
Рис. 9. Среднее отклонение экспериментальных значений объемного коэффициента от корреляционных
Наилучший результат показала корреляция Petrosky-Farshad, рассчитанная по формуле (3) [4]:
где A, B, C, D, E, F — параметры корреляции.
Найдены параметры, обеспечивающие большее согласование с результатами лабораторных исследований по сравнению с параметрами, предложенными автором корреляции (табл. 3).
Найдены параметры, обеспечивающие большее согласование с результатами лабораторных исследований по сравнению с параметрами, предложенными автором корреляции (табл. 3).
Табл. 3. Сопоставление исходных и уточненных параметров корреляции
Сравнение авторской корреляции с модифицированной представлено на рисунке 10.
Как видно из рисунка, модифицированная корреляция лучше описывает давление насыщения по сравнению с исходной корреляцией Petrosky-Farshad.
Как видно из рисунка, модифицированная корреляция лучше описывает давление насыщения по сравнению с исходной корреляцией Petrosky-Farshad.
Рис. 10. Сравнение теоретических значений объемного коэффициента по авторской и модифицированной корреляции с экспериментальными значениями месторождения M1
На рисунке 11 показаны результаты сравнения теоретического и экспериментального значения коэффициента сжимаемости по различным корреляциям для месторождения M2 группы пластов БП, а на рисунке 12 — их среднее отклонение.
Рис. 11. Сравнение теоретических и экспериментальных значений коэффициента сжимаемости
Рис. 12. Среднее отклонение экспериментальных значений коэффициента сжимаемости от корреляционных
Наилучший результат показала корреляция Marhoun, рассчитанная по формуле (4) [6]:
где A, B, C, D — параметры корреляции, γob — относительная плотность газа, полученная при разгазировании насыщенной нефти, T — пластовая температура, °Ra.
Найдены параметры, обеспечивающие меньшее отклонение от результатов лабораторных исследований по сравнению с параметрами, предложенными автором корреляции (табл. 4).
Найдены параметры, обеспечивающие меньшее отклонение от результатов лабораторных исследований по сравнению с параметрами, предложенными автором корреляции (табл. 4).
Табл. 4. Сопоставление исходных и уточненных параметров корреляции
Сравнение авторской корреляции с модифицированной представлено на рисунке 13. Как видно из рисунка, модифицированная корреляция лучше описывает давление насыщения по сравнению с корреляцией Marhoun.
Рис. 13. Сравнение теоретических значений давления насыщения по авторской и модифицированной корреляции с экспериментальными значениями месторождения M2
Табл. 5. Матрица применимости корреляций для месторождений ООО «РН-Пурнефтегаз»
После рассмотрения всех пластов обновленные данные были внесены в матрицу применимости корреляций (табл. 5).
По результатам выполненных работ из 87 корреляций 21 являются модифицированными (табл. 5). Небольшое количество модифицированных корреляций связано в основном с невыполнением первого условия — наличия необходимого количества проб по пласту. Для большинства пластов имеются результаты исследований от четырех до восьми проб, поэтому для них подбирается лучшая авторская корреляция.
С использованием матрицы применимости корреляций определены «проблемные» объекты, где изначально было либо занижено газосодержание, либо завышен объемный коэффициент. Как оказалось, расхождения были обусловлены тем, что PVT-свойства принимались по месторождениям-аналогам. Если отклонение между принятым по аналогу и рассчитанным по корреляции значением PVT-свойства составляло более 10% по рассматриваемым пластам, эти пласты включались в план отбора проб.
Также было выявлено, что по некоторым пластам, из которых проводился отбор проб, полученные в лаборатории PVT-свойства совпали со значениями, определенными по корреляциям из матрицы применимости. Таким образом, часть объектов можно исключить из программы отбора и перераспределить затраты на лабораторные исследования и отбор проб в пользу объектов с более высокой неопределенностью PVT-свойств.
По результатам выполненных работ из 87 корреляций 21 являются модифицированными (табл. 5). Небольшое количество модифицированных корреляций связано в основном с невыполнением первого условия — наличия необходимого количества проб по пласту. Для большинства пластов имеются результаты исследований от четырех до восьми проб, поэтому для них подбирается лучшая авторская корреляция.
С использованием матрицы применимости корреляций определены «проблемные» объекты, где изначально было либо занижено газосодержание, либо завышен объемный коэффициент. Как оказалось, расхождения были обусловлены тем, что PVT-свойства принимались по месторождениям-аналогам. Если отклонение между принятым по аналогу и рассчитанным по корреляции значением PVT-свойства составляло более 10% по рассматриваемым пластам, эти пласты включались в план отбора проб.
Также было выявлено, что по некоторым пластам, из которых проводился отбор проб, полученные в лаборатории PVT-свойства совпали со значениями, определенными по корреляциям из матрицы применимости. Таким образом, часть объектов можно исключить из программы отбора и перераспределить затраты на лабораторные исследования и отбор проб в пользу объектов с более высокой неопределенностью PVT-свойств.
В работе описана методика оценки PVT-свойств пластовых флюидов с применением авторских корреляций и возможностью их модификации в условиях минимального количества набора данных. Обсуждаемая в статье методика снимает большинство вопросов и в плане неоднозначности состояния флюидов, и в плане оценки запасов, а также может быть применена при подсчете запасов, составлении технических проектов разработки месторождений и интерпретации гидродинамических исследований скважин.
Все исследованные корреляции были внедрены для дальнейшего использования в корпоративные программные продукты «РН-ВЕГА» и «РН-КИН». В дальнейшем в них также планируется интеграция алгоритмов автовыбора и автомодификации корреляций.
Все исследованные корреляции были внедрены для дальнейшего использования в корпоративные программные продукты «РН-ВЕГА» и «РН-КИН». В дальнейшем в них также планируется интеграция алгоритмов автовыбора и автомодификации корреляций.
1. Вологин И.С., Исламов Р.Р., Нигматуллин Ф.Н., Харисова А.В., Лознюк О. А. Методика выбора объекта-аналога для нефтегазовой залежи по геолого-физическим характеристикам // Нефтяное хозяйство. 2019. № 12. C. 124–127.
2. Иванов Е.Н., Росляк А.Т. Выбор и оценка эффективности методов увеличения нефтеотдачи для месторождений Западной Сибири // Георесурсы. 2012. № 6. С. 89–90.
3. Хафизов Ф.З. Анализ запасов нефти. Тюмень: ТюмГНГУ, 2015. 360 с.
4. McCain W.D., Spivey J.P., Lenn C.P. Petroleum reservoir property correlations. Tulsa: PennWell, 2011, 219 p. (In Eng).
5. Larry W.L., John R.F. Petroleum engineering handbook. Ebooks Chemical Engineering, 2006, 864 p. (In Eng).
6. Al-Marhoun M.A. Evaluation of empirically derived PVT properties for Middle East crude oils. Journal of petroleum science and engineering, 2004, Vol. 42, issues 2–4, P. 209–221. (In Eng).
7. Lee S.T., Chien M.C.H. A new multicomponent surface tension correlation based on scaling theory. SPE Enhanced Oil Recovery Symposium, Tulsa, Oklahoma, April 1984, SPE-12643-MS. (In Eng).
8. Yarborough L., Hall K.R. How to solve equations of state for z-factors. Oil and Gas Journal, Vol. 72, issue 7, 1974, Р. 86–88. (In Eng).
9. Sutton R.P. Fundamental PVT calculations for associated and gas/condensate natural gas systems. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, October 2005, SPE-97099-MS. (In Eng).
10. Al-Shammasi A.A. A review of bubblepoint pressure and oil formation volume factor correlations. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 2001, Vol. 4, issue 2, P. 146–160. (In Eng).
11. Ишмуратов Т.А., Хамидуллина А.И., Исламов Р.Р. и др. Совершенствование подходов к расчету PVT-свойств пластовых флюидов нефтегазовых, нефтегазоконденсатных и газоконденсатных залежей месторождений на территории деятельности ООО «РН-Пурнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. 2021. № 12. С. 92–96.
12. Хабибуллин Р.А., Хасанов М.М., Одегов А.И. и др. Анализ корреляционных моделей Black Oil для оценки PVT- свойств // Российская нефтегазовая технологическая конференция SPE, Москва, Россия, октябрь 2015 г. SPE-176596-MS.
13. Хабибуллин Р.А., Хасанов М.М., Брусиловский А.И. Новый подход к выбору корреляций для оценки PVT-свойств пластовых нефтей // Российская техническая конференция и выставка по разведке и добыче нефти и газа SPE, Москва, Россия, октябрь 2014 г. SPE-171241-MS.
2. Иванов Е.Н., Росляк А.Т. Выбор и оценка эффективности методов увеличения нефтеотдачи для месторождений Западной Сибири // Георесурсы. 2012. № 6. С. 89–90.
3. Хафизов Ф.З. Анализ запасов нефти. Тюмень: ТюмГНГУ, 2015. 360 с.
4. McCain W.D., Spivey J.P., Lenn C.P. Petroleum reservoir property correlations. Tulsa: PennWell, 2011, 219 p. (In Eng).
5. Larry W.L., John R.F. Petroleum engineering handbook. Ebooks Chemical Engineering, 2006, 864 p. (In Eng).
6. Al-Marhoun M.A. Evaluation of empirically derived PVT properties for Middle East crude oils. Journal of petroleum science and engineering, 2004, Vol. 42, issues 2–4, P. 209–221. (In Eng).
7. Lee S.T., Chien M.C.H. A new multicomponent surface tension correlation based on scaling theory. SPE Enhanced Oil Recovery Symposium, Tulsa, Oklahoma, April 1984, SPE-12643-MS. (In Eng).
8. Yarborough L., Hall K.R. How to solve equations of state for z-factors. Oil and Gas Journal, Vol. 72, issue 7, 1974, Р. 86–88. (In Eng).
9. Sutton R.P. Fundamental PVT calculations for associated and gas/condensate natural gas systems. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, October 2005, SPE-97099-MS. (In Eng).
10. Al-Shammasi A.A. A review of bubblepoint pressure and oil formation volume factor correlations. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 2001, Vol. 4, issue 2, P. 146–160. (In Eng).
11. Ишмуратов Т.А., Хамидуллина А.И., Исламов Р.Р. и др. Совершенствование подходов к расчету PVT-свойств пластовых флюидов нефтегазовых, нефтегазоконденсатных и газоконденсатных залежей месторождений на территории деятельности ООО «РН-Пурнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. 2021. № 12. С. 92–96.
12. Хабибуллин Р.А., Хасанов М.М., Одегов А.И. и др. Анализ корреляционных моделей Black Oil для оценки PVT- свойств // Российская нефтегазовая технологическая конференция SPE, Москва, Россия, октябрь 2015 г. SPE-176596-MS.
13. Хабибуллин Р.А., Хасанов М.М., Брусиловский А.И. Новый подход к выбору корреляций для оценки PVT-свойств пластовых нефтей // Российская техническая конференция и выставка по разведке и добыче нефти и газа SPE, Москва, Россия, октябрь 2014 г. SPE-171241-MS.
Ишмуратов Т.А., Исламов Р.Р., Шарипова Г.Ф., Абдульмянов А.Р., Хамидуллина А.И., Хисамов А.А., Андреев А.Е., Опритов И.Г.
ООО «РН-БашНИПИнефть» (ОГ ПАО «НК «Роснефть»), Уфа, Россия
ООО «РН-Пурнефтегаз», Губкинский, Россия
ishmuratovta@bnipi.rosneft.ru
ООО «РН-БашНИПИнефть» (ОГ ПАО «НК «Роснефть»), Уфа, Россия
ООО «РН-Пурнефтегаз», Губкинский, Россия
ishmuratovta@bnipi.rosneft.ru
Материалы: результаты лабораторного исследования глубинных проб.
Методы: расчет PVT-свойств пласта авторскими корреляциями, оценка среднего отклонения экспериментальных данных от расчетных по PVT-свойствам пластов, оптимизация параметров корреляций методом Ньютона на основе данных лабораторных проб.
Методы: расчет PVT-свойств пласта авторскими корреляциями, оценка среднего отклонения экспериментальных данных от расчетных по PVT-свойствам пластов, оптимизация параметров корреляций методом Ньютона на основе данных лабораторных проб.
PVT-свойства, корреляция, модифицированная корреляция, пробы нефти и газа, матрица применимости корреляций
Ишмуратов Т.А., Исламов Р.Р., Шарипова Г.Ф., Абдульмянов А.Р., Хамидуллина А.И., Хисамов А.А., Андреев А.Е., Опритов И.Г. Расчет PVT-свойств пластовых флюидов модифицированными корреляциями по результатам лабораторных исследований проб нефтяных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей на территории деятельности ООО «РН-Пурнефтегаз» // Экспозиция Нефть Газ. 2024. № 2. С. 42–48. DOI: 10.24412/2076-6785-2024-2-42-48
01.03.2024
УДК 622.276
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-2-42-48
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-2-42-48
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88