Модель «чёрной нефти»: газосодержание и объёмные коэффициенты

Quick refresher

Пластовая нефть в модели «чёрной нефти» — это дегазированная нефть плюс растворённый газ; все величины отнесены к 1 м³ (баррелю) дегазированной нефти в стандартных условиях.
$R_s$ — стандартный объём газа, растворённого в 1 м³ дегазированной нефти. Выше давления насыщения он постоянен ( $R_s = R_{sb}$ ), ниже — уменьшается вместе с давлением.
$B_o$ — пластовый объём нефти с растворённым газом на 1 м³ дегазированной нефти, обычно 1,05–2. При снижении давления выше давления насыщения он слегка растёт (нефть расширяется), ниже — падает (газ уходит, нефть усаживается).
Ниже давления насыщения добытый газ складывается из растворённого ( $R_s$ ) и свободного ( $R - R_s$ ); свободный газ занимает в пласте $(R - R_s)B_g$ на каждый кубометр нефти.
$B_t = B_o + B_g(R_{sb} - R_s)$ — объём нефти вместе со всем её первоначально растворённым газом, если бы газ никуда не уходил; это счётная величина материального баланса.
$R_s$ и $B_o$ зависят от условий сепарации: у одной и той же пластовой нефти они разные при разных схемах подготовки.

Key relationships

B_o = \dfrac{V_o(p, T)}{V_{o,\text{ст}}},\qquad R_s = \dfrac{V_{g,\text{ст}}}{V_{o,\text{ст}}}

определения; оба — м³/м³

B_o = B_{ob}\,\e^{-c_o(p - p_b)}

недонасыщенная нефть, $p \ge p_b$

B_t = B_o + B_g\,(R_{sb} - R_s)

двухфазный объёмный коэффициент

q_{\text{пл}} = q_o\big[B_o + (R - R_s)\,B_g\big] + q_w B_w

отбор флюидов из пласта в пластовых условиях

Common pitfalls

Путать газосодержание $R_s$ (растворённый газ) с газовым фактором $R$ (весь добытый газ на 1 м³ нефти): ниже давления насыщения $R$ бывает в разы больше $R_s$ .
Делить на $B_o$ там, где нужно умножать: пластовый объём = стандартный × $B_o$ .
Смешивать газосодержание в м³/т и в м³/м³ или газ, приведённый к 20 °C и к 60 °F.
Считать $B_t$ реальным объёмом флюидов в пласте ниже давления насыщения: газ уходит от своей нефти.
Брать $R_s$ и $B_o$ из PVT-отчёта, не проверив, к каким условиям сепарации они приведены.

After this lesson you can

объяснить, что описывают газосодержание $R_s$ и объёмные коэффициенты $B_o$ , $B_g$ , $B_t$ , и в каких единицах их выражают;
описать, как меняются $R_s$ и $B_o$ при снижении давления выше и ниже давления насыщения, и объяснить причины;
переводить объёмы и дебиты нефти и газа между пластовыми и стандартными условиями;
разделять газ, добытый ниже давления насыщения, на растворённый и свободный и рассчитывать отбор флюидов из пласта;
рассчитывать двухфазный объёмный коэффициент $B_t$ и понимать, где он нужен;
понимать ограничения модели «чёрной нефти» и случаи, когда нужна композиционная модель.

Пластовая нефть как два компонента

Пластовая нефть — смесь сотен углеводородов. Пока давление высокое, лёгкие компоненты — метан, этан, пропан — растворены в жидкости. Когда нефть поднимается по скважине и попадает в сепаратор, давление и температура падают, и из неё выделяется газ. В резервуаре остаётся дегазированная нефть (stock-tank oil), а газ отводят отдельно.

Модель «чёрной нефти» не следит за составом смеси. Она описывает пластовую нефть двумя условными компонентами, определёнными по тому, что получается на поверхности: дегазированной нефтью и растворённым газом. Все свойства относят к 1 м³ дегазированной нефти в стандартных условиях (в промысловых единицах — к баррелю, stock-tank barrel, STB). Название историческое: так называли обычные тёмные нефти с умеренным содержанием газа, для которых этот подход и создавался.

SchematicМодель «чёрной нефти»:

B_o

м³ пластовой нефти при давлении

p

и температуре

T

после сепарации дают 1 м³ дегазированной нефти и

R_s

м³ газа, оба — в стандартных условиях.

Стандартные условия (standard conditions) — давление и температура, к которым приводят объёмы на поверхности. В русскоязычной практике для газа обычно принимают 0,101325 МПа и 20 °C, в международной — 0,101325 МПа (14,696 psia) и 15 °C или 60 °F (15,6 °C). Для нефти разница мала, для газа она достигает 1,5–2 %, поэтому условия указывают рядом с числом.

Давление насыщения $p_b$ ( $p_{\text{нас}}$ ): давление, при котором при снижении давления из нефти выделяются первые пузырьки газа (bubble point pressure); определяется при пластовой температуре.
Недонасыщенная нефть: пластовое давление выше давления насыщения (undersaturated oil): нефть могла бы растворить ещё газ, свободного газа в пласте нет.
Насыщенная нефть: пластовое давление равно давлению насыщения или ниже его (saturated oil): при малейшем снижении давления выделяется газ, в пласте может быть газовая шапка или свободный газ.

Газосодержание

Сколько газа может раствориться в нефти, зависит от давления, температуры и состава нефти и газа: с ростом давления растворимость растёт, с ростом температуры — падает. В модели «чёрной нефти» это описывает одна величина.

Газосодержание нефти

R_s = \frac{V_{g,\text{ст}}}{V_{o,\text{ст}}}

where:

$R_s$ газосодержание нефти при давлении $p$ и пластовой температуре, м³/м³
$V_{g,\text{ст}}$ объём газа, выделившегося при разгазировании нефти до стандартных условий, приведённый к стандартным условиям, м³
$V_{o,\text{ст}}$ объём получившейся дегазированной нефти в стандартных условиях, м³

Units: м³/м³ — стандартные кубометры газа на кубометр дегазированной нефти

Holds when

при давлении $p$ и пластовой температуре нефть однофазна и газ в ней находится в равновесии;
оба объёма получены при одном и том же способе разгазирования (условиях сепарации) — от него зависит результат.

Газосодержание показывает, сколько газа принесёт с собой каждый кубометр товарной нефти, если поднять нефть на поверхность без потерь газа по пути. При начальных пластовых условиях его обозначают $R_{si}$ , при давлении насыщения — $R_{sb}$ .

In other unit systems (1)

Промысловые единицы (oilfield)

R_s\,[\text{scf/STB}] = 5{,}615\;R_s\,[\text{м}^3/\text{м}^3]

scf — стандартные кубические футы газа, STB — баррель дегазированной нефти в стандартных условиях.

$5{,}615 = 0{,}158987/0{,}0283168$ — объём барреля, делённый на объём кубического фута. Перевод верен при одинаковых стандартных условиях; если кубометры газа приведены к 20 °C, а футы — к 60 °F, газа в кубометрах больше ещё примерно на 1,5 %.

Выше давления насыщения весь газ, который есть в пласте, уже растворён, и нефть могла бы принять ещё: газосодержание постоянно, $R_s = R_{si} = R_{sb}$ .
Ниже давления насыщения часть газа переходит в свободную фазу, в нефти его остаётся меньше: $R_s$ падает вместе с давлением и при атмосферном давлении приближается к нулю.

Газосодержание и газовый фактор

Газосодержание $R_s$ — свойство нефти: сколько газа в ней растворено. Промысловый газовый фактор $R$ (producing gas-oil ratio, GOR) — результат замера на скважине: весь добытый газ, делённый на добытую нефть. Выше давления насыщения $R = R_s$ ; ниже к растворённому газу добавляется свободный, и $R$ может стать в разы больше $R_s$ .
В русскоязычных отчётах газосодержание и газовый фактор часто дают в м³/т — на тонну дегазированной нефти: $R_s\,[\text{м}^3/\text{м}^3] = R_s\,[\text{м}^3/\text{т}]\cdot\rho_o\,[\text{т/м}^3]$ .

Выделение газа идёт по-разному в зависимости от того, остаётся ли газ рядом с нефтью. При контактном (однократном, flash) разгазировании выделившийся газ остаётся в контакте с нефтью до равновесия; при дифференциальном его непрерывно отводят. Эти процессы дают разные $R_s$ , поэтому данные лабораторных PVT-исследований (от pressure, volume, temperature — давление, объём, температура) пересчитывают к условиям сепарации (Лабораторные PVT-исследования, Как читать PVT-отчёт). В пласте ниже давления насыщения подвижный газ уходит от своей нефти, а на пути от забоя до сепаратора газ и нефть движутся вместе — это ближе к контактному процессу.

Объёмный коэффициент нефти

Кубометр дегазированной нефти, в котором при пластовых условиях растворён газ, занимает больше кубометра: растворённый газ «раздувает» жидкость, к тому же нефть расширена нагревом. Сжатие под давлением действует в обратную сторону, но слабее. Поэтому $B_o$ почти всегда больше единицы: у тяжёлых нефтей с малым газосодержанием — 1,03–1,10, у типичных — 1,1–1,5, у лёгких газонасыщенных — до 2 и выше.

Объёмный коэффициент нефти

B_o = \frac{V_o(p, T)}{V_{o,\text{ст}}}

where:

$B_o$ объёмный коэффициент нефти, м³/м³
$V_o(p, T)$ объём нефти вместе с растворённым газом при давлении $p$ и пластовой температуре $T$ , м³
$V_{o,\text{ст}}$ объём дегазированной нефти, полученной из неё, в стандартных условиях, м³

Units: м³/м³ — пластовые кубометры на кубометр дегазированной нефти; в промысловых единицах rb/STB, число то же

Holds when

нефть при $p$ и $T$ однофазна: свободный газ в $V_o$ не входит;
дегазированная нефть получена при заданных условиях сепарации.

Умножение на $B_o$ переводит стандартный объём нефти в пластовый, деление — пластовый в стандартный. Обратную величину $\theta = 1/B_o$ называют пересчётным коэффициентом (shrinkage factor): это доля пластового объёма, которая останется нефтью в резервуаре. Усадка нефти в процентах — $(B_o - 1)/B_o\cdot 100\,\%$ .

Как $B_o$ меняется при снижении пластового давления:

выше давления насыщения состав нефти не меняется, и она просто расширяется по мере снятия давления: $B_o$ медленно растёт и достигает максимума $B_{ob}$ при давлении насыщения;
ниже давления насыщения из нефти уходит газ, и усадка пересиливает расширение: $B_o$ падает. При атмосферном давлении и пластовой температуре он чуть больше единицы (остаётся тепловое расширение), а после охлаждения до стандартной температуры равен единице по определению.

Объёмный коэффициент недонасыщенной нефти

B_o(p) = B_{ob}\,\e^{-c_o\,(p - p_b)},\qquad p \ge p_b

where:

$B_{ob}$ объёмный коэффициент при давлении насыщения, м³/м³
$c_o$ сжимаемость нефти выше давления насыщения, $c_o = -\dfrac{1}{B_o}\dfrac{\dd B_o}{\dd p}$ , МПа⁻¹
$p,\ p_b$ пластовое давление и давление насыщения (входит только их разность), МПа

Units: согласованные единицы давления и сжимаемости: МПа и МПа⁻¹ или psi и psi⁻¹

Holds when

давление не ниже давления насыщения, нефть однофазна;
сжимаемость постоянна в рассматриваемом диапазоне (в широком диапазоне берут среднюю).

Формула — результат интегрирования определения сжимаемости. Типичная сжимаемость недонасыщенной нефти — $(0{,}7\text{–}3)\cdot 10^{-3}$ МПа⁻¹ ( $5\text{–}20\cdot 10^{-6}$ psi⁻¹), поэтому при снижении давления на 10 МПа $B_o$ растёт лишь на 0,7–3 %. Но в недонасыщенной залежи именно это расширение нефти, вместе с расширением воды и сжатием пор, вытесняет нефть к скважинам (Плотность и сжимаемость пластовой нефти).

CalculatedГазосодержание (вверху) и объёмный коэффициент нефти (внизу) в зависимости от пластового давления для условной нефти примеров урока: давление насыщения 18 МПа,

R_{sb} = 110

м³/м³,

B_{ob} = 1{,}35

м³/м³. Обе кривые имеют излом при давлении насыщения.

Worked exampleОт нефтенасыщенного порового объёма к запасам нефти и растворённого газа

Given (assumed data)

Поровый объём залежи: 16,0 млн м³
Начальная водонасыщенность: 0,25; свободного газа нет
Начальное давление и давление насыщения: 30 и 18 МПа
При начальном давлении: $B_{oi} = 1{,}324$ м³/м³, $R_{si} = 110$ м³/м³ (газ при 20 °C)
Плотность дегазированной нефти: 850 кг/м³

Solution

Нефть в пласте: $V_{\text{пл}} = 16{,}0\cdot(1 - 0{,}25) = 12{,}0$ млн м³.
Геологические запасы нефти: $N = V_{\text{пл}}/B_{oi} = 12{,}0/1{,}324 = 9{,}06$ млн м³, или $9{,}06\cdot 0{,}85 = 7{,}70$ млн т.
Растворённый газ: $G_s = N\,R_{si} = 9{,}06\cdot 10^6\cdot 110 = 0{,}997\cdot 10^9$ м³.
В промысловых единицах: $N = 9{,}06\cdot 10^6/0{,}158987 = 57{,}0$ млн STB, $R_{si} = 110\cdot 5{,}615 = 618$ scf/STB (без поправки на разные стандартные температуры).

Answer: Геологические запасы — 9,06 млн м³ (7,70 млн т) нефти и около 1,0 млрд м³ растворённого газа.

What it means. Из 12,0 млн м³ пластовой нефти в резервуаре получится только 9,06 млн м³ — усадка 24 %. Ошибка в $B_{oi}$ целиком переходит в запасы: если бы по ошибке взяли $B_o = 1{,}25$ из другой залежи, запасы оказались бы завышены на 5,9 %. Данные примера условные.

Дебиты на поверхности и отбор из пласта

Скважину замеряют на поверхности: кубометры (или баррели) дегазированной нефти, воды и газа в сутки. Пласт же «чувствует» объём, который из него ушёл при пластовых условиях. Этот объём нужно знать, чтобы рассчитать закачку для поддержания давления, свести материальный баланс и сопоставить дебит с формулой притока, где расход берётся в пластовых условиях (см. радиальный приток).

Отбор флюидов из пласта в пластовых условиях

q_{\text{пл}} = q_o\,\big[B_o + (R - R_s)\,B_g\big] + q_w\,B_w

where:

$q_{\text{пл}}$ суммарный отбор нефти, газа и воды из пласта в пластовых условиях, м³/сут
$q_o,\ q_w$ дебиты дегазированной нефти и воды в стандартных условиях, м³/сут
$R$ промысловый газовый фактор (весь добытый газ на кубометр нефти), м³/м³
$R_s,\ B_o,\ B_g$ газосодержание и объёмные коэффициенты нефти и газа при текущем пластовом давлении, м³/м³
$B_w$ объёмный коэффициент воды, обычно 1,00–1,07, м³/м³

Units: м³/сут; в промысловых единицах — bbl/d при $q_o$ в STB/d, $R$ в scf/STB и $B_g$ в rb/scf

Holds when

$R_s$ , $B_o$ , $B_g$ взяты при среднем давлении в зоне дренирования скважины;
весь газ сверх растворённого пришёл из пласта в свободном виде; газ, закачанный в скважину для газлифта, из замера вычитают;
выше давления насыщения $R = R_s$ , и слагаемое со свободным газом равно нулю.

Это объём, который нужно возместить закачкой, чтобы давление не падало, и который входит в материальный баланс. Ниже давления насыщения свободный газ быстро становится главной частью отбора.

Worked exampleСколько воды закачивать при давлении выше давления насыщения

Given (assumed data)

Пластовое давление: 25 МПа (выше давления насыщения 18 МПа)
Добыча скважин участка: нефть 120 м³/сут, вода 30 м³/сут, газовый фактор 110 м³/м³
Объёмные коэффициенты: нефти $B_o = 1{,}335$ , пластовой воды $B_w = 1{,}02$ , закачиваемой воды 1,01 м³/м³

Solution

Газ на поверхности: $120\cdot 110 = 13\,200$ м³/сут — весь он растворённый, свободного газа в пласте нет.
Нефть в пласте: $120\cdot 1{,}335 = 160{,}2$ м³/сут; вода: $30\cdot 1{,}02 = 30{,}6$ м³/сут.
Отбор из пласта: $160{,}2 + 30{,}6 = 190{,}8$ м³/сут.
Чтобы возместить его полностью, нужно закачивать $190{,}8/1{,}01 = 188{,}9$ м³/сут воды.
В промысловых единицах: нефть 755 STB/d, газ 0,47 млн scf/d.

Answer: Участок отбирает из пласта 190,8 м³/сут; для полной компенсации нужно закачивать около 190 м³/сут воды — в полтора с лишним раза больше, чем добывается нефти на поверхности.

What it means. Если закачивать «кубометр на кубометр добытой жидкости» (150 м³/сут), давление будет падать: не учтено, что каждый кубометр товарной нефти занимал в пласте 1,335 м³. Данные примера условные.

Ниже давления насыщения: растворённый и свободный газ

Когда давление в пласте падает ниже давления насыщения, в порах появляется свободный газ. Пока его насыщенность меньше критической (предельные насыщенности), он неподвижен, и газовый фактор может даже немного снизиться: часть газа остаётся в пласте. Затем газ начинает течь к скважинам — быстрее нефти, потому что он гораздо менее вязкий, — и газовый фактор растёт. Газ на поверхности складывается из растворённого в добытой нефти ( $R_s$ на каждый кубометр) и свободного, пришедшего из пласта ( $R - R_s$ ).

Объёмный коэффициент газа

B_g = \frac{p_{\text{ст}}}{p}\cdot\frac{Z\,T}{T_{\text{ст}}}

where:

$B_g$ объём газа в пласте на единицу его объёма в стандартных условиях, м³/м³
$p,\ T$ пластовые давление и температура — абсолютные, МПа, К
$p_{\text{ст}},\ T_{\text{ст}}$ стандартные условия: 0,101325 МПа и 293,15 К (20 °C), МПа, К
$Z$ коэффициент сверхсжимаемости газа при $p$ и $T$ , —

Units: абсолютные давления и температуры в согласованных единицах

Holds when

газ однофазен; в модели «чёрной нефти» его состав при снижении давления не отслеживают;
$Z$ определён для этого газа при пластовых условиях (Идеальный и реальный газ: коэффициент сверхсжимаемости).

Газ в пласте сжат в десятки–сотни раз: при 10 МПа, 85 °C и $Z = 0{,}87$ $B_g \approx 0{,}0108$ м³/м³, то есть кубометр пластового газа — это около 93 м³ газа на поверхности. Подробнее — Объёмный коэффициент, сжимаемость и вязкость газа.

In other unit systems (1)

Промысловые единицы (oilfield)

B_g\,[\text{rb/scf}] = 0{,}00504\,\frac{Z\,T\,[{}^{\circ}\text{R}]}{p\,[\text{psia}]}

$T$ — градусы Ренкина, $T\,[{}^{\circ}\text{R}] = t\,[{}^{\circ}\text{F}] + 459{,}67$ ; $p$ — psia; $B_g$ — пластовые баррели на стандартный кубический фут.

$0{,}00504 = \dfrac{14{,}696}{519{,}67\cdot 5{,}6146}$ : стандартные условия 14,696 psia и 60 °F (519,67 °R), перевод кубических футов в баррели.

Worked exampleОтбор из пласта при газовом факторе выше газосодержания

Given (assumed data)

Пластовое давление: 12 МПа (ниже давления насыщения 18 МПа)
Замер на скважине: нефть 100 м³/сут, газовый фактор 300 м³/м³, воды нет
Свойства при 12 МПа: $R_s = 76$ м³/м³, $B_o = 1{,}258$ м³/м³, $B_g = 0{,}00897$ м³/м³

Solution

Растворённый газ, пришедший вместе с нефтью: $q_o R_s = 100\cdot 76 = 7600$ м³/сут.
Свободный газ из пласта: $q_o (R - R_s) = 100\cdot(300 - 76) = 22\,400$ м³/сут в стандартных условиях; в пласте он занимал $22\,400\cdot 0{,}00897 = 200{,}9$ м³/сут.
Нефть с растворённым газом в пласте: $q_o B_o = 100\cdot 1{,}258 = 125{,}8$ м³/сут.
Отбор из пласта: $125{,}8 + 200{,}9 = 326{,}7$ м³/сут; на свободный газ приходится 61 %.

Answer: Скважина отбирает из пласта около 327 м³/сут флюидов, хотя на поверхности это 100 м³ нефти и 30 000 м³ газа.

What it means. Свободный газ в пласте занимает больше места, чем нефть: при газовом факторе вчетверо выше газосодержания он даёт 61 % отбора. Поэтому на режиме растворённого газа давление падает быстро, а газ «уносит» пластовую энергию, и давление в залежах стараются поддерживать выше давления насыщения (Естественные режимы работы залежей). Данные примера условные.

Двухфазный объёмный коэффициент

Представим, что кубометр дегазированной нефти вместе со всем газом, растворённым в нём при давлении насыщения, заперт в сосуде при пластовой температуре. Выше давления насыщения в сосуде одна жидкость объёмом $B_o$ . Ниже — нефть объёмом $B_o$ и выделившийся из неё газ: $R_{sb} - R_s$ стандартных кубометров, которые при текущем давлении занимают $B_g(R_{sb} - R_s)$ .

Двухфазный (полный) объёмный коэффициент

B_t = B_o + B_g\,(R_{sb} - R_s)

where:

$B_t$ объём нефти и выделившегося из неё газа на 1 м³ дегазированной нефти, м³/м³
$B_o,\ B_g,\ R_s$ объёмные коэффициенты нефти и газа и газосодержание при текущем давлении, м³/м³
$R_{sb}$ газосодержание при давлении насыщения; для недонасыщенной залежи равно начальному $R_{si}$ , м³/м³

Units: м³/м³; в промысловых единицах — rb/STB при $B_g$ в rb/scf и $R_s$ в scf/STB

Holds when

выделившийся газ остаётся вместе со своей нефтью (замкнутая система);
$B_o$ , $B_g$ и $R_s$ относятся к одному способу разгазирования.

Выше давления насыщения $B_t = B_o$ . Ниже $B_t$ быстро растёт: выделившийся газ при снижении давления расширяется. В пласте газ уходит от своей нефти — к скважинам и вверх, в газовую шапку, — поэтому $B_t$ не описывает объём в каком-то конкретном месте. Это удобная счётная величина: через неё в материальном балансе записывают расширение нефти вместе с выделившимся газом.

CalculatedДвухфазный объёмный коэффициент

B_t

и объёмный коэффициент нефти

B_o

для условной нефти урока. Выше давления насыщения (18 МПа) они совпадают, ниже

B_t

быстро растёт за счёт расширяющегося газа.

Worked exampleВо сколько раз расширяется нефть с выделившимся газом

Given (assumed data)

Давление насыщения: 18 МПа, $R_{sb} = 110$ м³/м³, $B_{ob} = 1{,}35$ м³/м³
При 12 МПа: $R_s = 76$ , $B_o = 1{,}258$ , $B_g = 0{,}00897$ м³/м³
При 6 МПа: $R_s = 41$ , $B_o = 1{,}162$ , $B_g = 0{,}01795$ м³/м³
Выше давления насыщения: при 30 МПа $B_o = 1{,}324$ м³/м³

Solution

При 12 МПа: $B_t = 1{,}258 + 0{,}00897\cdot(110 - 76) = 1{,}563$ м³/м³.
При 6 МПа: $B_t = 1{,}162 + 0{,}01795\cdot(110 - 41) = 2{,}40$ м³/м³.
Расширение системы от давления насыщения: до 12 МПа — $1{,}563/1{,}35 = 1{,}158$ , то есть на 16 %; до 6 МПа — на 78 %.
Для сравнения, недонасыщенная нефть от 30 до 18 МПа расширилась лишь на $(1{,}35/1{,}324 - 1)\cdot 100 = 2{,}0$ %.

Answer:

B_t

равен 1,563 м³/м³ при 12 МПа и 2,40 м³/м³ при 6 МПа: нефть с выделившимся газом расширяется на 16 и 78 % соответственно.

What it means. Расширение выделяющегося газа — главный источник энергии режима растворённого газа: уже при 12 МПа оно в восемь раз, а при 6 МПа почти в сорок раз больше, чем расширение недонасыщенной нефти выше давления насыщения. Но газ, став подвижным, уходит к скважинам быстрее нефти, и энергия тратится неэкономно — поэтому нефтеотдача на этом режиме невелика. Данные примера условные.

Газосодержание и объёмный коэффициент зависят от пути на поверхность

Дегазированная нефть и газ — не компоненты, существующие в пласте, а продукты конкретной подготовки. Если пластовую нефть разгазировать сразу до атмосферного давления, в газ уйдёт больше промежуточных компонентов — пропана, бутанов, — и нефти в резервуаре останется меньше. При двух- или трёхступенчатой сепарации часть этих компонентов остаётся в жидкости: газосодержание и объёмный коэффициент получаются меньше, а товарной нефти — больше.

Одна пластовая нефть — разные схемы сепарации

Схема: Однократно до атмосферного давления
$R_s$ , м³/м³: 125
$B_o$ , м³/м³: 1,380
Товарная нефть из 1 м³ пластовой, м³: 0,725

Схема: Две ступени: 0,7 МПа и атмосферное давление
$R_s$ , м³/м³: 110
$B_o$ , м³/м³: 1,350
Товарная нефть из 1 м³ пластовой, м³: 0,741

Схема	$R_s$ , м³/м³	$B_o$ , м³/м³	Товарная нефть из 1 м³ пластовой, м³
Однократно до атмосферного давления	125	1,380	0,725
Две ступени: 0,7 МПа и атмосферное давление	110	1,350	0,741

Данные условные; соотношение типично: ступенчатая сепарация даёт на несколько процентов больше товарной нефти. Давление ступеней подбирают расчётом (Расчёт сепарации и оптимальное давление сепаратора).

У пластовой нефти нет единственных «правильных» $R_s$ и $B_o$ — есть значения для заданной схемы сепарации. В PVT-отчёте данные лабораторного разгазирования пересчитывают к фактическим условиям промысла (Как читать PVT-отчёт).
Модель «чёрной нефти» описывает нефть по результату — по тому, что получилось на поверхности. Когда несколько залежей с разными нефтями сдают продукцию в общий трубопровод, у смеси нет своих $R_s$ и $B_o$ , и учёт по пластам ведут по составу или по раздельным замерам.

Когда модели «чёрной нефти» недостаточно

Модель «чёрной нефти» остаётся рабочим инструментом для большинства нефтяных залежей: на ней основаны подсчёт запасов, материальный баланс, интерпретация гидродинамических исследований и большая часть гидродинамических моделей. Но у неё есть пределы.

Модель «чёрной нефти» и композиционная модель

: Компоненты
«Чёрная нефть»: два условных: дегазированная нефть и газ
Композиционная модель: десяток и более: метан, этан, … и тяжёлые псевдокомпоненты

: Свойства
«Чёрная нефть»: $R_s$ , $B_o$ , $B_g$ , вязкости — таблицами по давлению
Композиционная модель: рассчитываются по уравнению состояния из состава, давления и температуры

: Состав газа и нефти
«Чёрная нефть»: не меняется
Композиционная модель: меняется при снижении давления, закачке газа, смешении потоков

: Направление расчёта
«Чёрная нефть»: от продуктов заданной сепарации назад, к пластовой нефти
Композиционная модель: от состава пластовой смеси вперёд, к продуктам любой схемы подготовки

: Где применима
«Чёрная нефть»: нефти с умеренным газосодержанием; заводнение, режим растворённого газа
Композиционная модель: летучие нефти, газоконденсат, закачка газа и смешивающееся вытеснение, проектирование подготовки

: Цена
«Чёрная нефть»: быстрые расчёты, мало исходных данных
Композиционная модель: нужен полный PVT-анализ, расчёты в разы дольше

	«Чёрная нефть»	Композиционная модель
Компоненты	два условных: дегазированная нефть и газ	десяток и более: метан, этан, … и тяжёлые псевдокомпоненты
Свойства	$R_s$ , $B_o$ , $B_g$ , вязкости — таблицами по давлению	рассчитываются по уравнению состояния из состава, давления и температуры
Состав газа и нефти	не меняется	меняется при снижении давления, закачке газа, смешении потоков
Направление расчёта	от продуктов заданной сепарации назад, к пластовой нефти	от состава пластовой смеси вперёд, к продуктам любой схемы подготовки
Где применима	нефти с умеренным газосодержанием; заводнение, режим растворённого газа	летучие нефти, газоконденсат, закачка газа и смешивающееся вытеснение, проектирование подготовки
Цена	быстрые расчёты, мало исходных данных	нужен полный PVT-анализ, расчёты в разы дольше

Для газоконденсатных и летучих систем часто используют расширенную модель «чёрной нефти», в которой дополнительно учитывают жидкие углеводороды, растворённые в газе.

Как отличить эти типы флюидов по газосодержанию и поведению при снижении давления, разбирает тема Типы пластовых флюидов; расчёт по уравнениям состояния — Кубические уравнения состояния; оценку $R_s$ , $B_o$ и давления насыщения без лабораторных данных — Корреляции PVT-свойств нефти и газоконденсата.

Terms and symbols

Дегазированная нефть (stock-tank oil, STO): нефть, из которой при заданной сепарации выделился газ, приведённая к стандартным условиям; к её объёму относят $R_s$ и $B_o$ .
Газосодержание $R_s$: стандартный объём газа, растворённого в 1 м³ дегазированной нефти при данных давлении и температуре; м³/м³ или scf/STB.
Газовый фактор $R$: отношение всего добытого газа к добытой нефти (в стандартных условиях); ниже давления насыщения включает свободный газ.
Объёмный коэффициент нефти $B_o$: пластовый объём нефти с растворённым газом на 1 м³ дегазированной нефти.
Пересчётный коэффициент $\theta = 1/B_o$: доля пластового объёма нефти, остающаяся нефтью в резервуаре (shrinkage factor).
Двухфазный объёмный коэффициент $B_t$: объём нефти вместе с выделившимся из неё газом на 1 м³ дегазированной нефти; выше давления насыщения равен $B_o$ .
Давление насыщения $p_b$: давление, при котором из нефти при снижении давления выделяются первые пузырьки газа.

Common mistakes and misconceptions

Wrong

«Газовый фактор 300 м³/м³ — значит, в нефти растворено 300 м³ газа на кубометр».

In fact

Ниже давления насыщения газовый фактор включает свободный газ из пласта. Растворено столько, сколько показывает $R_s$ при текущем давлении.

Wrong

«Объёмный коэффициент — постоянная величина для нефти месторождения».

In fact

$B_o$ зависит от давления (максимум — при давлении насыщения), температуры и условий сепарации. Для подсчёта запасов берут $B_{oi}$ при начальном давлении.

Wrong

«Пластовые кубометры нефти можно сразу сравнивать с добычей в тоннах».

In fact

Пластовый объём сначала делят на $B_o$ , получая стандартные кубометры, и только затем умножают на плотность дегазированной нефти.

Wrong

«Раз $B_t$ ниже давления насыщения так велик, в пласте много места занимает газ этой нефти».

In fact

$B_t$ описывает замкнутую систему. В пласте газ уходит к скважинам и в газовую шапку, поэтому $B_t$ — счётная величина материального баланса.

Wrong

«Для газа неважно, к какой температуре приведены стандартные условия».

In fact

Переход от 20 °C к 60 °F (15,6 °C) меняет объём газа примерно на 1,5 %; стандартные условия указывают рядом с каждым числом.

In depth: advanced detail

Условная нефть примеров и графиков

Все примеры и графики урока построены для одной условной нефти: давление насыщения 18 МПа при 85 °C, $R_{sb} = 110$ м³/м³, $B_{ob} = 1{,}35$ м³/м³, сжимаемость выше давления насыщения $1{,}6\cdot 10^{-3}$ МПа⁻¹. Ниже давления насыщения её свойства заданы простой аппроксимацией:

Аппроксимация свойств условной нефти ниже давления насыщения

R_s = R_{sb}\left(\frac{p}{p_b}\right)^{0{,}9},\qquad B_o = B_{od} + (B_{ob} - B_{od})\,\frac{R_s}{R_{sb}}

where:

$B_{od}$ объёмный коэффициент дегазированной нефти при пластовой температуре и атмосферном давлении (только тепловое расширение), принят 1,05, м³/м³
$p,\ p_b$ давление и давление насыщения, МПа
$R_s,\ R_{sb},\ B_o,\ B_{ob}$ как в уроке, м³/м³

Units: МПа, м³/м³

Holds when

это аппроксимация для одной условной нефти, а не корреляция: показатель 0,9 и линейная связь $B_o$ с $R_s$ подобраны так, чтобы воспроизвести типичную форму лабораторных кривых;
для $B_g$ принят постоянный $Z = 0{,}87$ — упрощение, допустимое для иллюстрации в диапазоне 5–18 МПа; стандартные условия — 0,101325 МПа и 20 °C.

Линейная связь $B_o$ с газосодержанием отражает физику: объём нефти растёт почти пропорционально количеству растворённого газа. Реальные зависимости берут из PVT-исследований пробы своей нефти.

Worked exampleСвойства условной нефти при 12 и 6 МПа

Given (assumed data)

Параметры: $p_b = 18$ МПа, $R_{sb} = 110$ м³/м³, $B_{ob} = 1{,}35$ , $B_{od} = 1{,}05$ м³/м³, $T = 85$ °C, $Z = 0{,}87$

Solution

При 12 МПа: $R_s = 110\cdot(12/18)^{0{,}9} = 76{,}4$ м³/м³, $B_o = 1{,}05 + 0{,}30\cdot 76{,}4/110 = 1{,}258$ м³/м³.
$B_g = \dfrac{0{,}101325}{12}\cdot\dfrac{0{,}87\cdot 358{,}15}{293{,}15} = 0{,}00897$ м³/м³.
При 6 МПа: $R_s = 40{,}9$ , $B_o = 1{,}162$ , $B_g = 0{,}01795$ м³/м³.
Выше давления насыщения, при 30 МПа: $B_o = 1{,}35\,\e^{-0{,}0016\cdot 12} = 1{,}324$ м³/м³.

Answer: Эти значения, округлённые, использованы в примерах урока: при 12 МПа

R_s \approx 76

B_o \approx 1{,}258

B_g \approx 0{,}00897

; при 6 МПа

R_s \approx 41

B_o \approx 1{,}162

B_g \approx 0{,}01795

What it means. Графики $R_s$ , $B_o$ и $B_t$ в уроке рассчитаны по этим же формулам. Данные условные.

Откуда берётся $B_o$: баланс масс

Масса не меняется при переходе из пласта на поверхность: масса $B_o$ кубометров пластовой нефти равна массе кубометра дегазированной нефти и $R_s$ кубометров газа. Отсюда объёмный коэффициент через плотности:

Объёмный коэффициент нефти из баланса масс

B_o = \frac{\rho_{o,\text{ст}} + R_s\,\rho_{g,\text{ст}}}{\rho_{o}(p, T)}

where:

$\rho_{o,\text{ст}}$ плотность дегазированной нефти в стандартных условиях, кг/м³
$\rho_{g,\text{ст}}$ плотность выделившегося газа в стандартных условиях: относительная плотность по воздуху × 1,204 кг/м³ (при 20 °C), кг/м³
$\rho_o(p, T)$ плотность пластовой нефти с растворённым газом, кг/м³
$R_s$ газосодержание, м³/м³

Units: СИ (плотности в кг/м³)

Holds when

все компоненты пластовой нефти переходят либо в дегазированную нефть, либо в учтённый газ; потерь нет.

Формула связывает объёмный коэффициент с плотностью пластовой нефти (Плотность и сжимаемость пластовой нефти) и позволяет проверить согласованность PVT-данных: при $\rho_{o,\text{ст}} = 850$ кг/м³, газе с относительной плотностью 0,80 ( $\rho_{g,\text{ст}} = 0{,}963$ кг/м³), $R_s = 110$ м³/м³ и плотности пластовой нефти 708 кг/м³ получается $B_o = (850 + 106)/708 \approx 1{,}35$ — как у условной нефти урока.

Connections to other topics

Типы пластовых флюидов — как по газосодержанию и поведению при снижении давления отличают чёрную нефть от летучей нефти и газоконденсата.
Объёмный коэффициент, сжимаемость и вязкость газа — объёмный коэффициент, сжимаемость и вязкость газа.
Плотность и сжимаемость пластовой нефти — плотность пластовой нефти и её сжимаемость выше давления насыщения.
Лабораторные PVT-исследования — как газосодержание, объёмный коэффициент и давление насыщения измеряют в лаборатории.
Общее уравнение материального баланса нефтяной залежи — где работают $B_o$ , $B_t$ , $B_g$ и $R_s$ : баланс отбора и расширения флюидов.
Корреляции PVT-свойств нефти и газоконденсата — оценка свойств нефти без лабораторных данных и пределы применимости корреляций.

Check yourself

1
Недонасыщенная нефть: $B_o = 1{,}30$ м³/м³, $R_s = 90$ м³/м³. Скважина даёт 200 м³/сут дегазированной нефти. Сколько газа она даёт и сколько нефти отбирает из пласта?
1. А.18 000 м³/сут газа; 260 м³/сут из пласта
2. Б.18 000 м³/сут газа; 154 м³/сут из пласта
3. В.13 800 м³/сут газа; 260 м³/сут из пласта
4. Г.Газа нет, потому что нефть недонасыщенная
Show the answer
Correct answer: А. 18 000 м³/сут газа; 260 м³/сут из пласта
Газ: $200\cdot 90 = 18\,000$ м³/сут; из пласта: $200\cdot 1{,}30 = 260$ м³/сут. Недонасыщенность означает лишь, что в пласте нет свободного газа; растворённый газ выделяется на поверхности.
2
Как меняется $B_o$ при снижении давления от начального, которое выше давления насыщения, до атмосферного?
1. А.Монотонно растёт
2. Б.Монотонно падает
3. В.Сначала немного растёт до давления насыщения, затем падает
4. Г.Не меняется до давления насыщения, затем растёт
Show the answer
Correct answer: В. Сначала немного растёт до давления насыщения, затем падает
Выше давления насыщения нефть однофазна и просто расширяется при снятии давления — $B_o$ растёт до максимума $B_{ob}$ . Ниже из неё выделяется газ, нефть усаживается, и $B_o$ падает.
3
Чему равен двухфазный объёмный коэффициент $B_t$ выше давления насыщения?
1. А. $B_o$
2. Б. $B_o + B_g R_s$
3. В. $B_g$
4. Г.Единице
Show the answer
Correct answer: А. $B_o$
Выше давления насыщения $R_s = R_{sb}$ , слагаемое $B_g(R_{sb} - R_s)$ равно нулю, и $B_t = B_o$ : свободного газа нет.
4
Пластовое давление 10 МПа, ниже давления насыщения. Скважина даёт 50 м³/сут нефти при газовом факторе 400 м³/м³; $R_s = 60$ м³/м³, $B_o = 1{,}20$ , $B_g = 0{,}0108$ м³/м³. Найдите отбор из пласта и долю свободного газа в нём.
Show the answer
Свободный газ: $50\cdot(400 - 60) = 17\,000$ м³/сут, в пласте $17\,000\cdot 0{,}0108 = 183{,}6$ м³/сут. Нефть: $50\cdot 1{,}20 = 60$ м³/сут. Всего $243{,}6$ м³/сут, из них свободный газ — около 75 %.
5
Почему у одной и той же пластовой нефти газосодержание и объёмный коэффициент при однократном разгазировании до атмосферного давления больше, чем при двухступенчатой сепарации?
Show the answer
При резком однократном снижении давления в газ уходит больше промежуточных компонентов (пропана, бутанов). Газа на кубометр товарной нефти получается больше, а самой нефти — меньше, поэтому и $R_s$ , и $B_o$ (пластовый объём на кубометр товарной нефти) выше. При ступенчатой сепарации эти компоненты частично остаются в жидкости.
6
В PVT-отчёте газосодержание — 95 м³/т, плотность дегазированной нефти — 840 кг/м³. Выразите его в м³/м³ и в scf/STB.
Show the answer
$95\cdot 0{,}840 = 79{,}8$ м³/м³; $79{,}8\cdot 5{,}615 \approx 448$ scf/STB при одинаковых стандартных условиях. Если кубометры газа приведены к 20 °C, а нужен пересчёт к 60 °F, результат уменьшают ещё примерно на 1,5 %: около 441 scf/STB.

Updated: 22 September 2026