Применение данных о температуре водохранилища (pvt) для прогнозирования лучших запасов

Фонд надежных резервов (Reliable Reserves Estimates)

Нефтяная промышленность регулярно выделяет миллиарды долларов на бурение и добычу на основе прогнозов запасов. Каждый баррель, считающийся доказанным, вероятным или возможным, опирается на цепочку предположений и измерений. В основе этой цепочки лежат данные о температуре и объеме давления (ТТ) - набор физических свойств, определяющих поведение жидкостей резервуара в изменяющихся условиях. Без точных входов ПВТ даже самая подробная геологическая модель или моделирование, соответствующее истории, дает прогнозы, которые являются немногим больше, чем спекуляция. В этой статье рассматривается, как приобретать, проверять и применять данные ПВТ для получения оценок запасов, которые выдерживают проверку со стороны инвесторов, регулирующих органов и внутренних лиц, принимающих решения.

Данные ПВТ описывают объемное и транспортное поведение нефти, газа и воды в диапазоне давления и температуры, встречающихся во время производства. Он сообщает инженеру, насколько нефть будет уменьшаться, когда газ выходит из раствора, когда образуется газовый колпачок, насколько вязкими становятся жидкости при снижении давления, и как вся жидкая система реагирует на впрыск воды или газа. Каждый из этих факторов напрямую влияет на расчетный исходный углеводород на месте (OHIP), коэффициент извлечения и сроки производства. Разница между успешной разработкой и неудачной часто сводится к нескольким процентам в этих свойствах.

Как данные PVT регулируют каждый метод резервирования

Каждый классический метод оценки запасов опирается на свойства ПВТ в качестве фундаментальных входов. объемный метод для нефти на месте использует начальный коэффициент объема образования нефти oi] в знаменателе стандартной формулы: OOIP = _oioi. 5% ошибка в _oi становится 5% ошибкой в OOIP напрямую. Аналогично, коэффициент восстановления зависит от того, как B_o и соотношение раствора газ-масла R _{изменяется с давлением, поэтому неточности составные.}

Над точкой пузыря B_o медленно снижается из-за сжимаемости нефти, в то время как _R остаётся постоянным.R_s,_ooo сжимается, когда освобождённый газ покидает нефтяную фазу.o_ooостаточная нефть, убывающая в цене, означает большее усадку на пси падения давления._o

Качество любого прогноза, полученного из ПВТ, начинается с образца. Отбор проб скважины с использованием тестеров на образование предпочтителен для нефтяных резервуаров, поскольку он может захватывать жидкость в условиях резервуара, в идеале выше точки пузырьков, с минимальным загрязнением. Загрязнение фильтратом грязи угнетает измеренную точку пузыря и изменяет состав, производя B_oR кривые, которые не являются репрезентативными. Технология однофазного отбора проб Schlumberger поддерживает давление выше насыщения на протяжении всего поиска, сохраняя целостность образца. Для газовых конденсатов проблема больше: любое падение давления может вызвать ретроградную конденсацию, оставляя образец с жидкостью, не в равновесии с объемным газом. Наилучшая практика заключается в том, чтобы захватывать образцы раньше, прежде чем резервуар упадет ниже точки росы, используя инструменты, которые удержива

Выборка поверхности с рекомбинацией является альтернативой, когда забойная выборка невозможна. Должны поддерживаться надлежащие условия сепарации и точно определяться коэффициент рекомбинации. Для полей с композиционной классификацией требуется несколько образцов на разных глубинах. Лабораторный анализ должен следовать стандартам таких организаций, как Американский институт нефти (API) и Общество инженеров-нефтяников (SPE) . Полное исследование PVT включает композиционный анализ по меньшей мере до C36+, постоянное расширение состава, дифференциальное освобождение (нефть), постоянное истощение объема (газовый конденсат) и многоступенчатые испытания сепаратора связывают объемы резервуара с объемами резервуаров и имеют важное значение для отчетности о запасах.

Проверка и сглаживание лабораторных данных

Сырые лабораторные данные содержат рассеяние из-за ошибок измерения и незначительных колебаний температуры. Перед использованием данных в модели инженеры применяют алгоритмы сглаживания для обеспечения термодинамической согласованности. Методы включают кубические сплины, полиномы низкого порядка или коммерческое программное обеспечение PVT, которое обеспечивает баланс массы и фазовое равновесие. Области точки пузыря и точки росы требуют особого ухода - поштучные сплины часто превосходят глобальные соответствия, где склоны резко меняются.

При недоступности лабораторных данных эмпирические корреляции дают оценки. Стоячие, Васкес-Беггс, Гласё и Аль-Мархун для черной нефти и Дранчук-Абу-Касем для Z-фактора подходят для многих бассейнов. Однако корреляции несут неопределенность, особенно в средах высокого давления/высокой температуры (HPHT) или атипичных жидких композициях. Рассудительный рабочий процесс использует корреляции для первоначального скрининга, но полагается на измеренные данные для окончательной сертификации запасов. Даже одно измерение точки пузыря может ограничить корреляцию и уменьшить неопределенность.

Интеграция PVT в модели моделирования

Черно-нефтяная симуляция

В моделях с черным маслом данные PVT представлены в виде таблиц B_o, R, B_g, , и вязкость по отношению к давлению для каждой фазы. Таблицы должны покрывать полный диапазон давления от начального до отказа. Ненасыщенная область, где R _{является постоянной, должна быть точно захвачена, с плавными переходами через точку пузыря для предотвращения численного колебания.Свойства воды Bw и вязкость воды часто берутся из стандартных корреляций, если не существуют данные, специфичные для поля.}