Влияние свойств пласта на динамику газового фактора
Исламов Р.Р., Муслимов Б.Ш., Кулеш В.А., Ялаев А.В.,
Середин К.И.
Середин К.И.
ООО «РН-БашНИПИнефть»
(ОГ ПАО «НК «Роснефть»)
В работе представлены результаты расчетов, проведенных с применением гидродинамических моделей, для исследования поведения динамики газового фактора при разработке нефтяной залежи без поддержания пластового давления либо с неполной компенсацией отборов. Рассмотрено влияние на динамику газового фактора как различных геолого-физических характеристик залежи, таких как газосодержание и вязкость нефти, критическая газонасыщенность коллектора, так и технологических факторов — таких как степень компенсации отборов.
Показано, что при разработке нефтяной залежи с предельной насыщенной нефтью в условиях неполной компенсации пластового давления газовый фактор может превышать начальное газосодержание на один или несколько порядков. При этом степень превышения газового фактора над газосодержанием существенным образом зависит от указанных выше геолого-физических характеристик.
Показано, что при разработке нефтяной залежи с предельной насыщенной нефтью в условиях неполной компенсации пластового давления газовый фактор может превышать начальное газосодержание на один или несколько порядков. При этом степень превышения газового фактора над газосодержанием существенным образом зависит от указанных выше геолого-физических характеристик.
Введение
В ряде случаев нефтяные залежи разрабатываются без поддержания пластового давления (ППД) или с неполной компенсацией отборов закачкой. Это может быть связано с экономической нецелесообразностью организации или запаздыванием ввода системы ППД, либо обусловлено неэффективностью организации системы ППД, что может иметь место в низкопроницаемых или гидрофобных коллекторах [1, 2]. В таком случае при снижении пластового давления ниже значения давления насыщения нефти происходит высвобождение растворенного в нефти газа. В процессе разгазирования нефти сначала увеличивается коэффициент газонасыщенности в поровом пространстве. После того как он достигает критического значения, выделившийся растворенный газ (РГ) становится подвижным, и отмечается рост газового фактора (ГФ) в добывающих скважинах. В некоторых работах рассматривается механизм увеличения газового фактора за счет газа, растворенного в воде [3]. Однако используемая в работе модель Black Oil не позволяет учесть такой фактор.
В зависимости от степени снижения текущего пластового давления ниже давления насыщения, от соотношения подвижностей нефти и газа ГФ, обусловленный выделением растворенного газа, может существенно превысить газосодержание (ГС) нефти [4, 5, 6]. Поскольку происходит разгазирование как подвижной, так и неподвижной нефти, коэффициент извлечения растворенного
газа (КИГ по РГ) может существенно превысить коэффициент извлечения нефти (КИН).
Необходимость учета данного явления отмечена, в частности, во Временном методическом подходе [7], принятом на заседании секции углеводородного сырья экспертно-технического совета Государственного комитета по запасам.
Целью исследования является проведение многовариантных расчетов с модификацией различных параметров, определение зависимости динамики ГФ от степени снижения пластового давления и от выработки запасов растворенного газа, определение степени роста ГФ по РГ выше значения начального ГС нефти.
В зависимости от степени снижения текущего пластового давления ниже давления насыщения, от соотношения подвижностей нефти и газа ГФ, обусловленный выделением растворенного газа, может существенно превысить газосодержание (ГС) нефти [4, 5, 6]. Поскольку происходит разгазирование как подвижной, так и неподвижной нефти, коэффициент извлечения растворенного
газа (КИГ по РГ) может существенно превысить коэффициент извлечения нефти (КИН).
Необходимость учета данного явления отмечена, в частности, во Временном методическом подходе [7], принятом на заседании секции углеводородного сырья экспертно-технического совета Государственного комитета по запасам.
Целью исследования является проведение многовариантных расчетов с модификацией различных параметров, определение зависимости динамики ГФ от степени снижения пластового давления и от выработки запасов растворенного газа, определение степени роста ГФ по РГ выше значения начального ГС нефти.
Результаты и обсуждение
Вычислительный эксперимент по анализу влияния различных геолого-физических характеристик на КИГ и ГФ по РГ.
С целью оценки того, в каких пределах может изменяться ГФ по РГ и насколько он может превышать газосодержание нефти, были проведены многовариантные расчеты с применением модуля RExLab корпоративного программного комплекса «РН-КИМ» [8].
Вычислительный эксперимент был проведен следующим образом. Ряд геолого-физических характеристик пласта был зафиксирован и не изменялся. Фиксированные параметры пласта приведены в таблице 1.
С целью оценки того, в каких пределах может изменяться ГФ по РГ и насколько он может превышать газосодержание нефти, были проведены многовариантные расчеты с применением модуля RExLab корпоративного программного комплекса «РН-КИМ» [8].
Вычислительный эксперимент был проведен следующим образом. Ряд геолого-физических характеристик пласта был зафиксирован и не изменялся. Фиксированные параметры пласта приведены в таблице 1.
Табл. 1. Фиксированные геолого-физические характеристики пласта
Данные условия залегания в среднем соответствуют нижнемеловым отложениям Западной Сибири. Моделировался участок, соответствующий чисто нефтяной зоне. При проведении эксперимента намеренно рассматривалась зона без газовой шапки, т. к. ее наличие облегчает фильтрацию свободного газа, выделившегося в ходе разгазирования нефти.
В ходе эксперимента варьировался коэффициент критической газонасыщенности с целью оценки степени чувствительности динамики ГФ по РГ к данной характеристике коллектора. Как известно из литературных источников [9], коэффициент критической газонасыщенности пласта достаточно трудно определить экспериментально, обычно он варьирует в пределах от 2 до 10 %. В данной работе был принят более широкий диапазон изменения данного параметра с целью наглядной демонстрации влияния коэффициента критической газонасыщенности на динамику ГФ по РГ.
Также варьировались свойства нефти в более широком диапазоне, чем это присуще нижнемеловым отложениям Западной Сибири [10]. В ходе вычислительного эксперимента изменялись следующие параметры нефти: вязкость от 0,8 до 70 мПа·с; газосодержание от 56 м3/м3 до 282 м3/м3.
Стоит отметить, что вязкость и газосодержание нефти изменялись независимо друг от друга, что позволяет рассмотреть их различные комбинации, в том числе и те, которые маловероятно встретить в природе, например нефть со сравнительно высокой вязкостью и высоким газосодержанием. Также в ходе вычислительного эксперимента рассматривались варианты с разными целевыми степенями компенсации отборов.
Полный перечень варьируемых параметров и их значения приведены в таблице 2. Всего получено 625 вариантов, соответствующих всевозможным комбинациям данных параметров.
В ходе эксперимента варьировался коэффициент критической газонасыщенности с целью оценки степени чувствительности динамики ГФ по РГ к данной характеристике коллектора. Как известно из литературных источников [9], коэффициент критической газонасыщенности пласта достаточно трудно определить экспериментально, обычно он варьирует в пределах от 2 до 10 %. В данной работе был принят более широкий диапазон изменения данного параметра с целью наглядной демонстрации влияния коэффициента критической газонасыщенности на динамику ГФ по РГ.
Также варьировались свойства нефти в более широком диапазоне, чем это присуще нижнемеловым отложениям Западной Сибири [10]. В ходе вычислительного эксперимента изменялись следующие параметры нефти: вязкость от 0,8 до 70 мПа·с; газосодержание от 56 м3/м3 до 282 м3/м3.
Стоит отметить, что вязкость и газосодержание нефти изменялись независимо друг от друга, что позволяет рассмотреть их различные комбинации, в том числе и те, которые маловероятно встретить в природе, например нефть со сравнительно высокой вязкостью и высоким газосодержанием. Также в ходе вычислительного эксперимента рассматривались варианты с разными целевыми степенями компенсации отборов.
Полный перечень варьируемых параметров и их значения приведены в таблице 2. Всего получено 625 вариантов, соответствующих всевозможным комбинациям данных параметров.
Табл. 2. Геолого-физические характеристики пласта и флюида и параметры разработки, варьируемые в ходе вычислительного эксперимента
Моделируется элемент пятиточечной системы разработки с линейными размерами 500×500 м, что соответствует площади одного элемента разработки в 25 га. При этом размер ячейки в модели составляет 20×20×0,25 м.
На рисунке 1 показан тернарный куб насыщенности, соответствующий начальному состоянию элемента разработки и состоянию через 30 лет разработки.
На рисунке 1 показан тернарный куб насыщенности, соответствующий начальному состоянию элемента разработки и состоянию через 30 лет разработки.
Рис. 1. Тернарный куб насыщенности элемента разработки: а — на момент начала разработки; б — через 30 лет разработки
На рисунке 2 показаны кривые относительных фазовых проницаемостей (ОФП) в системах «вода–нефть» и «газ–нефть». Кривые соответствуют гидрофильному коллектору и получены по корреляции Кори. Использованы средние значения параметров корреляции Кори из литературных источников [9]. Для всех расчетов, проходивших в рамках вычислительного эксперимента, использовались одни и те же кривые ОФП, за исключением концевой точки, соответствующей критической газонасыщенности (Sgcr).
Значения данной концевой точки задавались в диапазоне от Sgcr = 0 до Sgcr = 0,2. Кривая ОФП по газу соответствующим образом масштабировалась.
Значения данной концевой точки задавались в диапазоне от Sgcr = 0 до Sgcr = 0,2. Кривая ОФП по газу соответствующим образом масштабировалась.
Рис. 2. Относительная фазовая проницаемость: а — в системе «вода–нефть»;
б — в системе «газ–нефть»
б — в системе «газ–нефть»
Режим работы скважин задавался следующим образом. Целевой дебит добывающей скважины по жидкости составлял 10 м3/сут, максимальное забойное давление нагнетательной скважины — 36 МПа, что соответствует предельной репрессии 60 %. Минимальное забойное давление добывающей скважины установлено в 0,1 МПа.
Ограничения по остановке скважин были заданы следующие: минимальный дебит нефти — 0,1 м3/сут, максимальная объемная обводненность — 98,5 %, предельный ГФ — 1 млн м3/м3. Задание таких ограничений позволило проводить расчет до практически полной выработки подвижных запасов нефти и возможности более подробного анализа завершающей части разработки. Длительность прогноза была задана 100 лет.
Ограничения по остановке скважин были заданы следующие: минимальный дебит нефти — 0,1 м3/сут, максимальная объемная обводненность — 98,5 %, предельный ГФ — 1 млн м3/м3. Задание таких ограничений позволило проводить расчет до практически полной выработки подвижных запасов нефти и возможности более подробного анализа завершающей части разработки. Длительность прогноза была задана 100 лет.
Результаты вычислительного эксперимента
Результаты вычислений приведены в виде палеток зависимости безразмерного газового фактора от безразмерного пластового давления, а также в виде зависимости безразмерного газового фактора от КИГ по РГ.
Здесь под безразмерным ГФ подразумевается отношение ГФ по РГ к начальному ГС, под безразмерным давлением — отношение текущего пластового давления к давлению насыщения Pпл/Pнас, а под КИГ по РГ — отношение накопленной добычи РГ к начальным геологическим запасам РГ.
На рисунке 3 показан пример зависимости динамики ГФ от степени снижения пластового давления относительно давления насыщения, а также от выработки запасов растворенного газа. Для иллюстрации выбран случай коллектора с критической газонасыщенностью Sgcr = 0,05 д.ед. и нефти с ГС 99 м3/м3 при целевой компенсации отборов закачкой в 25 %. Приведены кривые для нефти с разной вязкостью.
Здесь под безразмерным ГФ подразумевается отношение ГФ по РГ к начальному ГС, под безразмерным давлением — отношение текущего пластового давления к давлению насыщения Pпл/Pнас, а под КИГ по РГ — отношение накопленной добычи РГ к начальным геологическим запасам РГ.
На рисунке 3 показан пример зависимости динамики ГФ от степени снижения пластового давления относительно давления насыщения, а также от выработки запасов растворенного газа. Для иллюстрации выбран случай коллектора с критической газонасыщенностью Sgcr = 0,05 д.ед. и нефти с ГС 99 м3/м3 при целевой компенсации отборов закачкой в 25 %. Приведены кривые для нефти с разной вязкостью.
Рис. 3. Пример зависимости динамики ГФ по РГ от снижения пластового давления и выработки запасов растворенного газа
Видно, что даже для нефти со сравнительно невысоким ГС при существенном снижении пластового давления ниже давления насыщения на 30–40 % возможно получить в продукции скважины ГФ, на порядок превышающий ГС. Причем степень максимально возможного превышения ГФ над ГС определяется вязкостью нефти: чем больше вязкость нефти в пластовых условиях, тем выше получаются значения ГФ по РГ. Этот результат можно объяснить с использованием аналитической формулы М. Маскета для разработки нефтяной залежи в режиме растворенного газа [11], согласно которой газовый фактор прямо пропорционален вязкости нефти и обратно пропорционален вязкости газа:
где R — газовый фактор, м3/м3; p — пластовое давление, МПа; Rs — газосодержание нефти, м3/м3;
μo — вязкость нефти, мПа·с; μg — вязкость газа, мПа·с; Bo — объемный коэффициент нефти, м3/м3;
Bg — объемный коэффициент газа, м3/м3; kro — относительная фазовая проницаемость по нефти, д.ед.; krg — относительная фазовая проницаемость по газу, д.ед.; Sw — коэффициент водонасыщенности пласта, д.ед.; Sg — коэффициент газонасыщенности пласта, д.ед.
μo — вязкость нефти, мПа·с; μg — вязкость газа, мПа·с; Bo — объемный коэффициент нефти, м3/м3;
Bg — объемный коэффициент газа, м3/м3; kro — относительная фазовая проницаемость по нефти, д.ед.; krg — относительная фазовая проницаемость по газу, д.ед.; Sw — коэффициент водонасыщенности пласта, д.ед.; Sg — коэффициент газонасыщенности пласта, д.ед.
Также из рисунка 3 видно, что при целевой компенсации отборов закачкой на уровне 25 % предельная степень извлечения растворенного газа составляет выше 80 % даже в случае нефти с вязкостью около 70 мПа·с. Это связано с тем, что большая часть пластовой нефти, в том числе и неизвлекаемая нефть, разгазируется. Высвободившийся растворенный газ скапливается в поровом пространстве и расширяется по мере снижения пластового давления, за счет чего увеличивается коэффициент газонасыщенности порового пространства. При этом фильтруется только частично разгазированная нефть, а высвободившийся газ на данном этапе неподвижен. На графиках для нефти с вязкостями от 0,8 до 7,5 мПа·с этот участок заметен по значениям ГФ по РГ/ГС меньше 1. Затем, после снижения пластового давления ниже определенного значения, начинается фильтрация высвободившегося растворенного газа. Данный участок характеризуется тем, что ГФ по РГ/ГС больше единицы и резко растет по мере снижения пластового давления.
На рисунке 4 показаны более развернутые примеры, отличающиеся газосодержанием нефти и целевой компенсацией. Из данных рисунков видно, что ввод системы поддержания пластового давления (ППД) позволяет снизить максимально достигаемое значение ГФ по РГ. Кроме того, ввод системы ППД позволяет отсрочить время достижения предельного ГФ по РГ, при этом чем выше целевая степень компенсации, тем меньше предельно достигаемый КИГ по РГ. Это связано с тем, что даже при частичном поддержании пластового давления не происходит полного разгазирования пластовой нефти.
На рисунке 4 показаны более развернутые примеры, отличающиеся газосодержанием нефти и целевой компенсацией. Из данных рисунков видно, что ввод системы поддержания пластового давления (ППД) позволяет снизить максимально достигаемое значение ГФ по РГ. Кроме того, ввод системы ППД позволяет отсрочить время достижения предельного ГФ по РГ, при этом чем выше целевая степень компенсации, тем меньше предельно достигаемый КИГ по РГ. Это связано с тем, что даже при частичном поддержании пластового давления не происходит полного разгазирования пластовой нефти.
Рис. 4. Пример зависимости динамики ГФ по РГ от снижения пластового давления и выработки запасов растворенного газа
для Sgcr = 0,05 при разных целевых компенсациях и значениях газосодержания нефти
для Sgcr = 0,05 при разных целевых компенсациях и значениях газосодержания нефти
Также можно отметить, что чем ниже газосодержание нефти и чем выше коэффициент критической газонасыщенности пласта, тем позднее начинается период роста ГФ по РГ над значением начального газосодержания. Иначе говоря, степень снижения пластового давления ниже давления насыщения, при которой начинается фильтрация высвободившегося растворенного газа, тем выше, чем ниже газосодержание нефти и чем выше коэффициент критической газонасыщенности. Для случая разработки в режиме растворенного газа, пользуясь уравнением материального баланса [5] и пренебрегая разгазированием в пласте добытой нефти, можно вывести приближенное соотношение, позволяющее оценить величину пластового давления, при котором начинается фильтрация высвободившегося газа:
где p0 — начальное пластовое давление, МПа; pgf — пластовое давление, при котором начинается фильтрация высвободившегося газа, МПа; Sgcr — коэффициент критической газонасыщенности, д.ед.
В общем случае уравнение (2) решается численно, но для предельно насыщенной нефти, если зависимость газосодержания от давления близка к линейной и в допущении, что значения объемного коэффициента нефти и z-фактора газа при давлении начала фильтрации близки к значениям при начальном пластовом давлении, можно получить аналитическое решение в виде
В общем случае уравнение (2) решается численно, но для предельно насыщенной нефти, если зависимость газосодержания от давления близка к линейной и в допущении, что значения объемного коэффициента нефти и z-фактора газа при давлении начала фильтрации близки к значениям при начальном пластовом давлении, можно получить аналитическое решение в виде
С практической точки зрения это означает, что в случае низкого газосодержания пластовой нефти и высокого коэффициента критической газонасыщенности резкий рост ГФ по РГ начнется при более существенном снижении пластового давления ниже давления насыщения.
Указанное выше обстоятельство можно учитывать при планировании длительности отработки нагнетательных скважин и выборе целевой степени компенсации пластового давления.
Установленные закономерности можно использовать как один из инструментов для оценки причин роста газового фактора в скважине, что особенно актуально при разработке нефтегазовых залежей. Видно, что в случае нефтей с вязкостью менее 7,5 мПа·с в рассмотренных условиях отмечается период работы с газовым фактором ниже газосодержания, затем по мере снижения пластового давления происходит быстрый рост газового фактора над значением газосодержания. В том случае, если динамика изменения газового фактора соответствует отмеченным закономерностям, то это может свидетельствовать о том, что отмечается именно рост ГФ по РГ. Борьба с ростом ГФ по РГ может осуществляться путем ввода системы ППД или увеличения целевой степени компенсации.
В то же время необходимо отметить, что все представленные результаты являются теоретическими и полученными в упрощенных моделях, основными особенностями которых являются однородность фильтрационно-емкостных свойств по разрезу и по латерали, отсутствие непроницаемых перемычек, рассмотрение чисто нефтяной зоны.
Указанное выше обстоятельство можно учитывать при планировании длительности отработки нагнетательных скважин и выборе целевой степени компенсации пластового давления.
Установленные закономерности можно использовать как один из инструментов для оценки причин роста газового фактора в скважине, что особенно актуально при разработке нефтегазовых залежей. Видно, что в случае нефтей с вязкостью менее 7,5 мПа·с в рассмотренных условиях отмечается период работы с газовым фактором ниже газосодержания, затем по мере снижения пластового давления происходит быстрый рост газового фактора над значением газосодержания. В том случае, если динамика изменения газового фактора соответствует отмеченным закономерностям, то это может свидетельствовать о том, что отмечается именно рост ГФ по РГ. Борьба с ростом ГФ по РГ может осуществляться путем ввода системы ППД или увеличения целевой степени компенсации.
В то же время необходимо отметить, что все представленные результаты являются теоретическими и полученными в упрощенных моделях, основными особенностями которых являются однородность фильтрационно-емкостных свойств по разрезу и по латерали, отсутствие непроницаемых перемычек, рассмотрение чисто нефтяной зоны.
Промысловый пример динамики ГФ при разработке нефтяной залежи без ПП
Пример влияния разработки без ППД показан для нефтяной залежи, приуроченной к нижнемеловым отложениям одного из месторождений Западной Сибири.
На рисунках 5 и 6 показана динамика газового фактора по скважинам A и B, которыми осуществлялась добыча нефти из рассматриваемой залежи. Начальные значения ГФ по данным скважинам составляли 226 м3/т.
При этом по скважинам C, D, E, которые расположены гипсометрически выше, начальные значения ГФ до их перевода в ППД были на таком же уровне, что свидетельствует об отсутствии первичной газовой шапки в зоне размещения скважин A, B, C, D, E.
На рисунках 5 и 6 показана динамика газового фактора по скважинам A и B, которыми осуществлялась добыча нефти из рассматриваемой залежи. Начальные значения ГФ по данным скважинам составляли 226 м3/т.
При этом по скважинам C, D, E, которые расположены гипсометрически выше, начальные значения ГФ до их перевода в ППД были на таком же уровне, что свидетельствует об отсутствии первичной газовой шапки в зоне размещения скважин A, B, C, D, E.
Рис. 5. Динамика ГФ по скважине А
Рис. 6. Динамика ГФ по скважине B
Некоторое время разработка осуществлялась без ППД, что привело к существенному росту газового фактора. Затем через определенное время после ввода системы ППД отметилась стабилизация ГФ и после достижения накопленной компенсации 100 % произошло снижение ГФ до уровня 200…230 м3/т, что соответствует начальному ГС.
На рисунке 7 показана карта накопленных отборов в окрестности скважин A и B на момент времени, соответствующий началу отборов, на рисунке 8 — на момент ввода системы ППД, и на рисунке 9 — при достижении накопленной компенсации 100 %.
На рисунке 7 показана карта накопленных отборов в окрестности скважин A и B на момент времени, соответствующий началу отборов, на рисунке 8 — на момент ввода системы ППД, и на рисунке 9 — при достижении накопленной компенсации 100 %.
Рис. 7. Карта накопленных отборов на карте кровли пласта до организации системы ППД
Рис. 8. Карта накопленных отборов на карте кровли пласта после организации системы ППД
Рис. 9. Карта накопленных отборов на карте кровли пласта после достижения накопленной компенсации 100 %
Как видно из представленного промыслового примера разработки нефтяной залежи, в случае отсутствия системы ППД возможен рост ГФ по РГ до значений на порядок выше начального ГС. При этом ввод системы ППД и обеспечение компенсации позволяет стабилизировать динамику ГФ и вернуть его на уровень начального газосодержания.
При разработке нефтяной залежи за счет снижения пластового давления ниже насыщения может происходить существенное превышения ГФ по РГ над значением начального ГС нефти. Динамика ГФ зависит от многих параметров, в числе которых вязкость нефти, газосодержание нефти, коэффициент критической газонасыщенности, степень компенсации отборов закачкой.
- Показано, что в зависимости от газосодержания и вязкости нефти превышение ГФ по РГ над ГС при разработке чисто нефтяной зоны может достигать одного-двух порядков.
- Максимально достигаемая степень превышения ГФ по РГ над газосодержанием определяется, в частности, такими факторами, как вязкость нефти, степень снижения давления ниже давления насыщения, коэффициент критической газонасыщенности, достигаемая компенсация отборов.
- В ходе вычислительного эксперимента установлено, что для нефти с вязкостью от 0,8 до 7,5 мПа·с существует период разработки участка в чисто нефтяной зоне, когда газовый фактор по растворенному газу ниже газосодержания.
- Показано, что чем выше коэффициент критической газонасыщенности коллектора и чем ниже газосодержание нефти, тем дольше может продолжаться период разработки залежи без поддержания пластового давления и с ГФ по РГ ниже ГС. Это обстоятельство можно учитывать при планировании ввода системы ППД и выборе целевой компенсации.
- Отмечено, что, когда при разработке нефтегазовой залежи по скважинам в зоне с отсутствием системы ППД отмечается сначала период работы с ГФ по РГ ниже ГС, затем по мере снижения пластового давления происходит динамичный рост ГФ по РГ, это может свидетельствовать о том, что источником газа является разгазирование нефти.
- Организация системы ППД позволяет снизить ГФ по РГ и добиться снижения КИГ по РГ.
1. Чезганова О.Н., Вострикова А.Г., Патраков Д.П., Гладких М.А. Сравнение эффективности разработки с поддержанием пластового давления и на истощении для низкопроницаемой тюменской свиты // Экспозиция Нефть Газ. 2023. № 8. С. 56–60.
2. Капишев Д.Ю., Рахимов М.Р., Мироненко А.А., Родионова И.И., Федоров А.Э., Гареев Р.Р., Мирошниченко В.П., Паровинчак К.М. Выбор оптимальной системы разработки сверхнизкопроницаемых коллекторов на примере Эргинского лицензионного участка Приобского месторождения // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 7. С. 62–65.
3. Баймухаметов М.К., Гулишов Д.С., Михайлов В.Г., Пономарев А.И., Топольников А.С. Анализ причин роста газового фактора на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2018. T. 329. № 8. C. 104–111.
4. Jones R.S. Producing-gas/oil-ratio behavior of multifractured horizontal wells in tight oil reservoirs. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 2017, Vol. 20, issue 3, P. 589–601. (In Eng).
5. Уолш М., Лейк Л. Первичные методы разработки месторождений углеводородов. М.-Ижевск: ИКИ, 2008. 672 с.
6. Дарий С.Д., Исламов Р.Р., Хайдаршин Р.Р. и др. Методические основы разделения добываемого в ООО «РН Пурнефтегаз» нефтяного газа на газ газовой шапки и растворенный // Нефтяное хозяйство. 2019. № 5. С. 86–90.
7. Временный методический подход к обоснованию извлекаемых запасов растворенного газа для эксплуатационных объектов месторождений УВС группы компаний ПАО «Газпром нефть». URL: https://www.gkz-rf.ru/sites/default/files/docs/vremennyy_metodicheskiy_podhod_k_obosnovaniyu_izvlekaemyh_zapasov_rastvorennogo_gaza.pdf (дата обращения 31.05.24).
8. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ модуль «RExLab 2017» ПК «РН-КИМ» № RU 2017663444 от 01.12.2017 г. / ПАО «НК «Роснефть».
9. Макфи К., Рид Д., Зубизаретта И. Лабораторные исследования керна: гид по лучшим практикам. М.-Ижевск: ИКИ, 2018. 924 c.
10. Ишмуратов Т.А., Хамидуллина А.И., Исламов Р.Р., Хисамов А.А., Абдульмянов А.Р., Сенина А.А., Андреев А.Е., Опритов И.Г., Абдуллин А.Ф., Логашин А.М. Совершенствование подходов по расчету PVT-свойств пластовых флюидов нефтегазовых, нефтегазоконденсатных и газоконденсатных залежей месторождений на территории деятельности ООО «РН-Пурнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. 2021. № 12. C. 92–96.
11. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. 696 c.
2. Капишев Д.Ю., Рахимов М.Р., Мироненко А.А., Родионова И.И., Федоров А.Э., Гареев Р.Р., Мирошниченко В.П., Паровинчак К.М. Выбор оптимальной системы разработки сверхнизкопроницаемых коллекторов на примере Эргинского лицензионного участка Приобского месторождения // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 7. С. 62–65.
3. Баймухаметов М.К., Гулишов Д.С., Михайлов В.Г., Пономарев А.И., Топольников А.С. Анализ причин роста газового фактора на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2018. T. 329. № 8. C. 104–111.
4. Jones R.S. Producing-gas/oil-ratio behavior of multifractured horizontal wells in tight oil reservoirs. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 2017, Vol. 20, issue 3, P. 589–601. (In Eng).
5. Уолш М., Лейк Л. Первичные методы разработки месторождений углеводородов. М.-Ижевск: ИКИ, 2008. 672 с.
6. Дарий С.Д., Исламов Р.Р., Хайдаршин Р.Р. и др. Методические основы разделения добываемого в ООО «РН Пурнефтегаз» нефтяного газа на газ газовой шапки и растворенный // Нефтяное хозяйство. 2019. № 5. С. 86–90.
7. Временный методический подход к обоснованию извлекаемых запасов растворенного газа для эксплуатационных объектов месторождений УВС группы компаний ПАО «Газпром нефть». URL: https://www.gkz-rf.ru/sites/default/files/docs/vremennyy_metodicheskiy_podhod_k_obosnovaniyu_izvlekaemyh_zapasov_rastvorennogo_gaza.pdf (дата обращения 31.05.24).
8. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ модуль «RExLab 2017» ПК «РН-КИМ» № RU 2017663444 от 01.12.2017 г. / ПАО «НК «Роснефть».
9. Макфи К., Рид Д., Зубизаретта И. Лабораторные исследования керна: гид по лучшим практикам. М.-Ижевск: ИКИ, 2018. 924 c.
10. Ишмуратов Т.А., Хамидуллина А.И., Исламов Р.Р., Хисамов А.А., Абдульмянов А.Р., Сенина А.А., Андреев А.Е., Опритов И.Г., Абдуллин А.Ф., Логашин А.М. Совершенствование подходов по расчету PVT-свойств пластовых флюидов нефтегазовых, нефтегазоконденсатных и газоконденсатных залежей месторождений на территории деятельности ООО «РН-Пурнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. 2021. № 12. C. 92–96.
11. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. 696 c.
Исламов Р.Р., Муслимов Б.Ш., Кулеш В.А., Ялаев А.В., Середин К.И.
ООО «РН-БашНИПИнефть» (ОГ ПАО «НК «Роснефть»), Уфа, Россия
islamovrr@bnipi.rosneft.ru
ООО «РН-БашНИПИнефть» (ОГ ПАО «НК «Роснефть»), Уфа, Россия
islamovrr@bnipi.rosneft.ru
Влияние геологических характеристик на динамику газового фактора исследовалось с помощью многовариантного численного гидродинамического моделирования.
попутный нефтяной газ, растворенный газ, газовый фактор, газосодержание, гидродинамическое моделирование
Исламов Р.Р., Муслимов Б.Ш., Кулеш В.А., Ялаев А.В., Середин К.И. Влияние PVT-свойств и критической газонасыщенности нефти на динамику газового фактора при разработке нефтяных залежей // Экспозиция Нефть Газ. 2024. № 4. С. 34–39. DOI: 10.24412/2076-6785-2024-4-34-39
14.05.2024
УДК 622.276
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-4-34-39
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-4-34-39
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88