Том 337 № 4 (2026)
DOI https://doi.org/10.18799/24131830/2026/4/5144
Анализ фазового состояния газоконденсатных месторождений при наличии минерализованной воды
Актуальность. Эффективная разработка газоконденсатных месторождений сопряжена с ретроградными процессами и требует моделирования фазового состояния пластовой углеводородной системы. В настоящее время существует алгоритм такого расчета, учитывающий минерализацию воды и нахождение всех корней уравнения материального баланса, но он не был проверен на корректность с использованием промысловых данных. Кроме того, не был проведен анализ влияния способов объединения в псевдокомпоненты на результат моделирования. Погрешность результатов при таком объединении возникает вследствие использования корреляционных зависимостей критических параметров. Цель. Анализ влияния различных способов объединения в псевдокомпоненты на результаты расчета фазового состояния углеводородной системы. Методы. Используется модифицированный алгоритм расчета фазового состояния, содержащий определение полиномов Штурма и способ последовательного деления многочленов Евклида, а также коэффициенты Сеченова для учета минерализации воды. Параметры псевдокомпонента рассчитываются по корреляционным эмпирическим зависимостям. Объектом исследования является состав углеводородной системы с месторождения «Sleipner Øst Ty Field». Результаты и выводы. Показано, что выделение псевдокомпонентов нужно производить руководствуясь соображениями преимущественного нахождения углеводородных компонентов в одном агрегатном состоянии. Рассчитана зависимость мольной доли жидкой фазы от пластового давления. Определено, что результаты расчетов этого параметра соответствуют промысловым данным в пределах 15 % в диапазоне давлений до 80 атм. При больших давлениях относительная ошибка отклонения расчётных данных от промысловых возрастает до 30 %. Указанное отклонение обусловлено неточностью описания поведения флюида уравнением состояния. Показано, что малое количество объединенных компонентов точнее описывает фазовое поведение многокомпонентной системы.
Для цитирования: Абдразакова Л.Т., Гильманов А.Я., Шевелёв А.П. Анализ фазового состояния газоконденсатных месторождений при наличии минерализованной воды. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 2026, Т. 337, № 4, С. 26-33.
Ключевые слова:
газоконденсатные месторождения, фазовое состояние, углеводородная система, псевдокомпонент, объединение компонентов, мольная доля жидкой фазы, валидация, минерализация воды
Библиографические ссылки:
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Совершенствование подходов к расчету PVT-свойств пластовых флюидов нефтегазовых, нефтегазоконденсатных и газоконденсатных залежей месторождений на территории деятельности ООО «РН-Пурнефтегаз». Т.А. Ишмуратов, А.И. Хамидуллина, Р.Р. Исламов, А.А. Хисамов, А.Р. Абдульмянов, А.А. Сенина, А.Е. Андреев, И.Г. Опритов, А.Ф. Абдуллин, A.M. Логашин. Нефтяное хозяйство, 2021, № 12, С. 92–96. DOI: 10.24887/0028-2448-2021-12-92-96
2. Опыт применения технологий одновременно-раздельной эксплуатации скважин на месторождениях СП «Вьетсовпетро». Д.И. Варламов, Е.Н. Грищенко, С.В. Баранова, А.А. Баранов. Нефтяное хозяйство, 2023, № 7, С. 58–64. DOI: 10.24887/0028-2448-2023-7-58-64
3. Трудноизвлекаемые запасы нефти и газа в газовой части нефтегазоконденсатных и газоконденсатных месторождений на поздних стадиях разработки (на примере Оренбургского и Вуктыльского нефтегазоконденсатных месторождений). А.Н. Дмитриевский, Н.А. Скибицкая, Н.А. Гафаров, И.О. Бурханова, М.Н. Большаков, Е.А. Чернышева, Е.Г. Доманова, Д.В. Сурначев, О.О. Марутян. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2023, № 11 (383), С. 24–31. DOI: 10.33285/2413-5011-2023-11(383)-24-31
4. Data integration process from oil characterization and PVT modeling to reservoir simulation for the East Cat Canyon Heavy Oil Field in California. G.J. Moog, T. O'Sullivan., O. Castellanos Diaz, M.A. Verlaan. SPE Reservoir Evaluation and Engineering, 2021, Vol. 12, № 2, P. 281–296. DOI: 10.2118/200810-MS
5. Eikeland K. M., Hansen H. Dry gas reinjection in a strong waterdrive gas/condensate field increases condensate recovery – case study: the Sleipner Øst Ty field, South Viking Graben, Norwegian North Sea. SPE Reservoir Evaluation and Engineering, 2009, Vol. 12, № 2, P. 281–296. DOI: 10.2118/110309-PA
6. Петренко Н.Н., Бондаренко М.А., Петренко В.И. Оценка масштабов ретроградной конденсации в гигантском газоконденсатном месторождении. Наука. Инновации. Технологии, 2013, № 2, С. 99–106.
7. Моделирование свойств углеводородов в залежи со значительной дифференциацией вязкости и плотности нефти по геологическому разрезу. Е.А. Рейтблат, Е.В. Рожина, А.И. Комягин, Д.Н. Глумов, И.А. Опарин, А.И. Будько. Нефтяное хозяйство, 2022, № 8, С. 82–85. DOI: 10.24887/0028-2448-2022-8-82-85
8. Опыт создания и сопровождения моделей лифта скважин подгазовых зон нефтяных оторочек на примере Новопортовского НГКМ и Тазовского НГКМ. А.И. Варавва, Р.Т. Апасов, Г.Т. Апасов, Д.В. Виноградов, Ф.И. Полковников, Д.В. Платонов, Д.А. Самоловов. SocietyofPetroleumEngineers: SPE-201962-RU. М., 26–29 октября 2020. С. 1–13.
9. Ogbeiwi P., Stephen K.D. Optimizing the value of a CO2 water-alternating-gas injection project under geological and economic uncertainties. SPE Journal, 2024, Vol. 29, № 6, P. 3348–3368. DOI: 10.2118/219458-PA
10. Дизайн водогазового воздействия: пути достижения смешиваемости, инструменты и методы анализа, оценка эффективности. К. Федоров, Т. Поспелова, А. Кобяшев, П. Гужиков, А. Васильев, А. Шевелёв, И. Дмитриев. SocietyofPetroleumEngineers: SPE-196758-RU. М., 15–17 октября 2020. С. 1–16.
11. Evaluation of PVT comparisons and GOR prediction based on advanced mud gas data: a case study from Snorre field. P.F.B. Caldas, G. Kirkman, F. Ungar, T. Yang. Petrophysics, 2024, Vol. 65, № 4, P. 532–547. DOI: 10.30632/PJV65N4-2024a8
12. Ющенко Т.С., Брусиловский А.И. Моделирование PVT-свойств природных газоконденсатных смесей с учётом наличия остаточной воды в коллекторе. SocietyofPetroleumEngineers: SPE-176728-RU. М., 26–28 октября 2020. С. 1–20
13. Trengove R.D., Hann J.H., Skates J.R. The Impact of PVT Data Quality on Hydrocarbon Recovery Predictions. SPE Conference Paper SPE-22988-MS, 1991, P. 1–25.
14. Коротков Р.Н., Овчаренко Д.М., Ерофеев В.И. Настройка PVT-моделей. Моделирование нагнетательного фонда скважин. Настройка моделей системы сбора и трубопроводов и системы поддержания пластового давления. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 2024, Т. 335, № 6, С. 37–45. DOI: 10.18799/24131830/2024/6/4593
15. Garcia C.A., Villa J.R. Pressure and PVT Uncertainty in Material Balance Calculations. SPE Conference Paper SPE-107907-MS. Buenos Aires, Argentina, April 15, 2007. P. 1–14.
16. Reservoir fluid analysis using PVT express. I.A. Khan, K. McAndrews, J.P. Jose, A.K.M. Jamaluddin, H.B. Chetri. SPE Conference Paper SPE-101219-MS. Abu Dhabi, UAE, November, 2006. P. 1–7.
17. Representation of phase behavior and PVT workflow for DME enhanced water-flooding express. J.A. Groot, A. Chernetsky, P.M. TeRiele, B. Dindoruk, J. Cui, L.C. Wilson, R. Ratnakar. SPE Conference Paper SPE-179771-MS. Muscat, Oman, March, 2016. P. 1–19.
18. Абдразакова Л.Т., Гильманов А.Я., Шевелёв А.П. Методика расчета фазового поведения природной углеводородной системы с учетом минерализации пластовой воды. Наука. Инновации. Технологии, 2025, № 1, С. 117–136. DOI:10.37493/2308-4758.2025.1.5
19. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. М.: Грааль, 2002. 575 с.
20. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1971. 312 с.
21. Varotsis N., Garanis V., Nighswander J. Quality assurance tool for PVT simulator predictions. SPE Conference Paper SPE-68235-MS. Al Manama, Bahrain, 2002. P. 1–8.
REFERENCES
1. Ishmuratov T.A., Khamidullina A.I., Islamov R.R., Khisamov A.A., Abdulmyanov A.R., Senina A.A., Andreev A.E., Opritov I.G., Abdullin A.F., Logashin A.M. Improvement of approaches for calculating the PVT properties of reservoir fluids of oil and gas, oil-gas-condensate and gas-condensate deposits on the territory of the activity of RN-Purneftegas LLC. Oil industry, 2021, no. 12, pp. 92–96. (In Russ.) DOI: 10.24887/0028-2448-2021-12-92-96
2. Varlamov D.I., Grishchenko E.N., Baranova S.V., Baranov A.A. Case record of dual completion develoyment in vietsovpetro wells. Oil industry, 2023, no. 7, pp. 58–64. (In Russ.) DOI: 10.24887/0028-2448-2023-7-58-64
3. Dmitrievsky N., Skibitskaya N.A., Gafarov N.A., Burkhanova I.O., Bolshakov M.N., Chernysheva E.A., Domanova E.G., Surnachev D.V., Marutyan O.O. Matrix oil and residual gas reserves of Orenburg oil-gas condensate field and prospects of their development. Geology, geophysics and development of oil and gas fields, 2023, no. 11 (383), pp. 24–31. (In Russ.) DOI: 10.33285/2413-5011-2023-11(383)-24-31.
4. Moog G.J., O'Sullivan T., Castellanos Diaz O., Verlaan M.A. Data integration process from oil characterization and PVT modeling to reservoir simulation for the East Cat Canyon Heavy Oil Field in California. SPE Reservoir Evaluation and Engineering, 2021, vol. 12, pp. 281–296. DOI: 10.2118/200810-MS
5. Eikeland K.M., Hansen H. Dry gas reinjection in a strong waterdrive gas/condensate field increases condensate recovery – case study: the Sleipner Øst Ty field, South Viking Graben, Norwegian North Sea. SPE Reservoir Evaluation and Engineering, 2009, vol. 12, pp. 281–296. DOI: 10.2118/110309-PA
6. Petrenko N.N., Bondarenko M.A., Petrenko V.I. Estimation of the scales of retrograde condensation in a giant gas-condensate deposit. Science. Innovations. Technologies, 2013, pp. 99–106. (In Russ.)
7. Reitblat E.A., Rozhina E.V., Komyagin A.I., Glumov D.N., Oparin I.A., Budyko A.I. Modeling properties of hydrocarbons in a reservoir with significant vertical differentiation of oil density and viscosity. Oil industry, 2022, no. 8, pp. 82–85. (In Russ.) DOI: 10.24887/0028-2448-2022-8-82-85
8. Varavva A.I., Apasov R.T., Apasov G.T., Vinogradov D.V., Polkovnikov F.I., Platonov D.V., Samolov D.A. Creating and maintenance of well's lift models at oil rim field's under-gas-cap zones – experience Novoport oil and gas-condensate field and Tazovskoe oil and gas-condensate field. SPE Russian Petroleum Technology Conference SPE-201962-RU. Moscow, October 26–29, 2020. pp. 1–13. (In Russ.)
9. Ogbeiwi P., Stephen K.D. Optimizing the value of a CO2 water-alternating-gas injection project under geological and economic uncertainties. SPE Journal, 2024, vol. 29, pp. 3348–3368. DOI: 10.2118/219458-PA
10. Fedorov K., Pospelova T., Kobyashev A., Guzhikov P., Vasiliev A., Shevelev A., Dmitriev I. Wag design: miscibility challenge, tools and techniques for analysis, efficiency assessment. SPE Russian Petroleum Technology Conference SPE-196758-RU. Moscow, October 15–17, 2020. pp. 1–16. (In Russ.)
11. Caldas P.F.B., Kirkman G., Ungar F., Yang T. Evaluation of PVT comparisons and GOR prediction based on advanced mud gas data: a case study from Snorre field. Petrophysics, 2024, vol. 65, pp. 532–547. DOI: 10.30632/PJV65N4-2024a8
12. Yushchenko T.S., Brusilovsky A.I. Modeling of PVT-properties of natural gas condensate mixtures adjusted for presence of residual water in collector. SPE Russian Petroleum Technology Conference SPE-176728-RU. Moscow, October 26–28, 2020. pp. 1–20. (In Russ.)
13. Trengove R.D., Hann J.H., Skates J.R. The impact of PVT data quality on hydrocarbon recovery predictions. SPE Conference Paper SPE-22988-MS, 1991, pp. 1–25.
14. Korotkov R.N., Ovcharenko D.M., Erofeev V.I. Setup of PVT-models. Modeling of injection wells. Configuring models of collection system and pipelines and reservoir pressure maintenance system. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering, 2024, vol. 335, no 6, pp. 37–45. (In Russ.) DOI: 10.18799/24131830/2024/6/4593
15. Garcia C.A., Villa J.R. Pressure and PVT Uncertainty in Material Balance Calculations. SPE Conference Paper SPE-107907-MS. Buenos Aires, Argentina, April 15, 2007. pp. 1–14.
16. Khan I.A., McAndrews K., Jose J.P., Jamaluddin A.K.M., Chetri H.B. Reservoir fluid analysis using PVT express. SPE Conference Paper SPE-101219-MS. Abu Dhabi, UAE, November, 2006. pp. 1–7.
17. Groot J. A., Chernetsky A., TeRiele P. M., Dindoruk B., Cui J., Wilson L. C., Ratnakar R. Representation of phase behavior and PVT workflow for DME enhanced water-flooding express. SPE Conference Paper SPE-179771-MS. Muscat, Oman, March, 2016. pp. 1–19.
18. Abdrazakova L.T., Gilmanov A., Shevelev A.P. Мethodology for calculation of phase behavior of a natural hydrocarbon system with account of formation water mineralization. Science. Innovations. Technologies, 2025, no. 1, pp. 117–136. (In Russ.) DOI:10.37493/2308-4758.2025.1.5
19. Brusilovsky A.I. Phase transformations in the development of oil and gas fields. Moscow, Graal Publ., 2002. 575 p.
20. Gimatudinov S.K. Physics of the oil and gas reservoir. Moscow, Nedra Publ., 1971. 312 p.
21. Varotsis N., Garanis V., Nighswander J. Quality assurance tool for PVT simulator predictions. SPE Conference Paper SPE-68235-MS. Al Manama, Bahrain, March 17–20, 2001. pp. 1–8.
