Как читать PVT-отчёт

Кратко о главном

Сначала — условия и база. Давление абсолютное или избыточное; газ приведён к 20 °C или к 60 °F (15,6 °C) — разница около 1,5 %; газосодержание отнесено к кубометру или к тонне, к дегазированной нефти выбранной схемы сепарации или к остаточной нефти дифференциального разгазирования.
Проба годна, если дубликаты сходятся, отбор шёл при давлении у забоя выше давления насыщения, а давление насыщения при пластовой температуре ниже пластового давления. Давление насыщения, равное давлению при отборе или выше пластового, — повод усомниться в пробе или искать газовую шапку.
Таблицы одного отчёта связаны: остаточная нефть и газ ступеней по массе дают пластовую нефть; продукты сепаратора — тоже; двухфазный объёмный коэффициент опыта при постоянном составе совпадает с пересчитанными данными разгазирования; Y-функция двухфазных замеров ложится на прямую.
В таблицу свойств для расчётов идут сепараторный тест выбранной схемы, пересчитанное дифференциальное разгазирование ниже давления насыщения, опыт при постоянном составе выше него, вязкость нефти и $B_g$ . Между соседними строками ниже давления насыщения выделившийся газ должен занимать больше, чем теряет нефть: $B_g\,\Delta R_s > \Delta B_o$ .
В отчёте по газоконденсату главное — точка росы против пластового давления и опыт при постоянном объёме: в нём $p/Z_{2\text{ф}}$ убывает линейно с долей отобранного вещества, и строка, выпадающая из прямой, содержит ошибку.

Ключевые соотношения

\rho_{ob}\,B_{oDb}\,V_{\text{ост}} = \rho_{\text{ост}}\,V_{\text{ост}} + \rho_{\text{в}}\sum_j V_{g,j}\,\gamma_j

баланс масс дифференциального разгазирования: пластовая нефть = остаточная нефть + газ всех ступеней

B_g\,(R_{s,i} - R_{s,i+1}) > B_{o,i} - B_{o,i+1}

соседние строки таблицы ниже давления насыщения: кажущаяся сжимаемость положительна

\frac{p}{Z_{2\text{ф}}} = \frac{p_d}{Z_d}\left(1 - \frac{n_p}{n_0}\right)

каждая строка опыта при постоянном объёме лежит на этой прямой

p_{\text{абс}} = p_{\text{изб}} + 0{,}101\ \text{МПа}

psia = psig + 14,7

Где чаще всего ошибаются

Брать $R_{sD}$ и $B_{oD}$ дифференциального разгазирования вместо $R_s$ и $B_o$ выбранной схемы сепарации.
Читать давление в psig как абсолютное: 0,1 МПа почти не видны в пластовом давлении, но могут перевернуть вывод о том, насыщена ли нефть.
Сравнивать газосодержания при 20 °C и при 60 °F без поправки или путать м³/т с м³/м³.
Не заметить, что числа таблицы сглажены, а не измерены, или что опыты сделаны не на той пробе, которая прошла проверку.
Передать в гидродинамическую модель таблицу, в которой при снижении давления нефть вместе с выделившимся газом занимает меньше места.

После урока вы сможете

найти в отчёте по нефти и по газоконденсату нужные разделы и для каждого числа определить условия и базу: абсолютное или избыточное давление, стандартные условия газа, остаточная или дегазированная нефть, кубометр или тонна;
проверить представительность пробы: совпадение дубликатов, давление насыщения при температуре лаборатории и при пластовой, запас над давлением насыщения при отборе и соотношение с пластовым давлением;
проверить внутреннюю согласованность отчёта — балансом масс дифференциального разгазирования и сепараторного теста, Y-функцией, двухфазным объёмным коэффициентом, полученным двумя путями;
собрать из отчёта таблицу свойств модели «чёрной нефти» для выбранной схемы сепарации и проверить её на монотонность и положительную кажущуюся сжимаемость;
прочитать отчёт по газоконденсату: сравнить точку росы с пластовым давлением и проверить строки опыта при постоянном объёме по прямой $p/Z_{2\text{ф}}$ .

Что в отчёте и зачем

Отчёт об исследовании пробы — это опыты, описанные в теме Лабораторные PVT-исследования, собранные в документ с одной целью: дать инженерам свойства пластового флюида и показать, насколько им можно доверять. Поэтому, кроме таблиц результатов, в нём есть сведения о том, откуда взялась проба и почему лаборатория сочла её годной, и приложения с исходными замерами. Порядок разделов у разных лабораторий разный, а набор почти всегда один и тот же.

Разделы отчёта по пластовой нефти и что в них проверять

Раздел: Сводка
Что в нём: пластовые давление и температура, давление насыщения, газосодержание, объёмный коэффициент, плотность и вязкость нефти
На что смотреть: при каких условиях и на какой базе дано каждое число

Раздел: Пробы
Что в нём: баллоны, условия отбора, давление в пробоотборнике, давление насыщения при температуре лаборатории, выбор пробы
На что смотреть: сходятся ли дубликаты; запас над давлением насыщения при отборе

Раздел: Состав
Что в нём: мольный состав пластовой нефти до C30+ и дальше, газа и нефти однократного разгазирования; молярная масса и плотность тяжёлого остатка
На что смотреть: сумма 100 %; согласие с газосодержанием и плотностью нефти

Раздел: Опыт при постоянном составе
Что в нём: $V/V_b$ , давление насыщения, сжимаемость, Y-функция, плотность
На что смотреть: излом кривой; прямая Y-функции

Раздел: Дифференциальное разгазирование
Что в нём: $R_{sD}$ , $B_{oD}$ , $B_g$ , $Z$ , плотность газа и нефти по ступеням
На что смотреть: база — остаточная нефть; баланс масс

Раздел: Сепараторные тесты
Что в нём: $R_{sb}$ , $B_{ob}$ , плотность дегазированной нефти, газ ступеней для нескольких схем
На что смотреть: баланс масс; совпадает ли схема с промысловой

Раздел: Вязкость
Что в нём: вязкость нефти при пластовой температуре и разных давлениях
На что смотреть: минимум при давлении насыщения

Раздел: Специальные опыты
Что в нём: парафины, асфальтены, межфазное натяжение, смешение с закачиваемым газом
На что смотреть: условия опыта; на какой пробе

Раздел	Что в нём	На что смотреть
Сводка	пластовые давление и температура, давление насыщения, газосодержание, объёмный коэффициент, плотность и вязкость нефти	при каких условиях и на какой базе дано каждое число
Пробы	баллоны, условия отбора, давление в пробоотборнике, давление насыщения при температуре лаборатории, выбор пробы	сходятся ли дубликаты; запас над давлением насыщения при отборе
Состав	мольный состав пластовой нефти до C30+ и дальше, газа и нефти однократного разгазирования; молярная масса и плотность тяжёлого остатка	сумма 100 %; согласие с газосодержанием и плотностью нефти
Опыт при постоянном составе	$V/V_b$ , давление насыщения, сжимаемость, Y-функция, плотность	излом кривой; прямая Y-функции
Дифференциальное разгазирование	$R_{sD}$ , $B_{oD}$ , $B_g$ , $Z$ , плотность газа и нефти по ступеням	база — остаточная нефть; баланс масс
Сепараторные тесты	$R_{sb}$ , $B_{ob}$ , плотность дегазированной нефти, газ ступеней для нескольких схем	баланс масс; совпадает ли схема с промысловой
Вязкость	вязкость нефти при пластовой температуре и разных давлениях	минимум при давлении насыщения
Специальные опыты	парафины, асфальтены, межфазное натяжение, смешение с закачиваемым газом	условия опыта; на какой пробе

В отечественных отчётах опыт при постоянном составе называют также контактным разгазированием или исследованием зависимости «давление — объём». Вязкость газа и двухфазный коэффициент сверхсжимаемости обычно не измеряют, а рассчитывают — по корреляции и по количеству вещества в ячейке. В приложениях — исходные замеры: по ним видно, какие числа таблиц измерены, а какие сглажены.

Отчёт по газоконденсату устроен иначе, потому что пробу обычно отбирают на поверхности (рекомбинация). В начале — условия сепаратора, исправленный газовый фактор и пропорция, в которой смешали газ и жидкость. Затем составы газа и жидкости сепаратора и рассчитанный по ним состав пластовой смеси, опыт при постоянном составе с точкой росы, найденной визуально, и коэффициентом сверхсжимаемости однофазного газа выше неё. Главная таблица — истощение при постоянном объёме (опыты с газоконденсатом): по ступеням давления — двухфазный $Z$ , доля отобранного вещества, объём выпавшей жидкости, состав и конденсатогазовый фактор отобранного газа.

Измерено или сглажено

Лаборатория часто приводит не сами замеры, а сглаженные значения: относительные объёмы ниже давления насыщения — по прямой Y-функции, газосодержание и объёмный коэффициент — по гладкой кривой через точки ступеней. Сглаживание убирает шум отсчёта, но может спрятать и ошибочную точку. Хороший отчёт приводит оба ряда или хотя бы говорит, какой из них в таблице. Для проверок берут измеренные значения, для расчётов — сглаженные.

Условия и база каждого числа

Одно и то же свойство нефти можно записать несколькими числами, и все они будут верны — каждое для своих условий. Прежде чем сравнивать отчёт с корреляциями, промысловыми замерами или другим отчётом, для каждого числа отвечают на вопросы из таблицы ниже. Переводные множители и стандартные условия разобраны в теме Системы единиц: СИ, промысловые и метрические промысловые.

Что проверить, прежде чем взять число из отчёта

Величина: Давление
Возможные варианты: абсолютное (МПа, psia) или избыточное (psig, «изб.»)
Чем грозит путаница: 0,1 МПа: мелочь для пластового давления, но не для разницы с давлением насыщения

Величина: Газ в стандартных условиях
Возможные варианты: 0,101325 МПа и 20 °C; 15 °C; 60 °F (15,6 °C)
Чем грозит путаница: около 1,5 % объёма газа между 20 °C и 60 °F

Величина: База газосодержания и $B_o$
Возможные варианты: дегазированная нефть заданной схемы сепарации; остаточная нефть дифференциального разгазирования; однократное разгазирование
Чем грозит путаница: до 10 % и больше в $R_s$ , несколько процентов в $B_o$

Величина: Единица газосодержания
Возможные варианты: м³/м³, м³/т, scf/STB
Чем грозит путаница: в 1,2 раза (м³/т против м³/м³ при 850 кг/м³), в 5,5 раза (scf/STB)

Величина: Плотность нефти
Возможные варианты: при 20 °C, при 15,6 °C; при пластовых условиях
Чем грозит путаница: около 0,35 % между 20 и 15,6 °C — заметно для градусов API

Величина: Температура опыта
Возможные варианты: пластовая, лаборатории, сепаратора
Чем грозит путаница: давление насыщения меняется на десятые доли мегапаскаля на каждые несколько градусов

Величина	Возможные варианты	Чем грозит путаница
Давление	абсолютное (МПа, psia) или избыточное (psig, «изб.»)	0,1 МПа: мелочь для пластового давления, но не для разницы с давлением насыщения
Газ в стандартных условиях	0,101325 МПа и 20 °C; 15 °C; 60 °F (15,6 °C)	около 1,5 % объёма газа между 20 °C и 60 °F
База газосодержания и $B_o$	дегазированная нефть заданной схемы сепарации; остаточная нефть дифференциального разгазирования; однократное разгазирование	до 10 % и больше в $R_s$ , несколько процентов в $B_o$
Единица газосодержания	м³/м³, м³/т, scf/STB	в 1,2 раза (м³/т против м³/м³ при 850 кг/м³), в 5,5 раза (scf/STB)
Плотность нефти	при 20 °C, при 15,6 °C; при пластовых условиях	около 0,35 % между 20 и 15,6 °C — заметно для градусов API
Температура опыта	пластовая, лаборатории, сепаратора	давление насыщения меняется на десятые доли мегапаскаля на каждые несколько градусов

Порядки величин — для условной нефти уроков (850 кг/м³, давление насыщения меняется на 0,06 МПа на градус).

Расчётный примерДве сводки одной нефти

Исходные данные (условные)

Лаборатория 1: давление насыщения 18,0 МПа при 85 °C; газосодержание 129,4 м³/т (газ при 20 °C, сепарация 0,7 МПа и резервуар); дегазированная нефть 850 кг/м³ при 20 °C; $B_{ob} = 1{,}350$ м³/м³
Лаборатория 2: давление насыщения 2611 psia при 185 °F; газосодержание 610 scf/STB; $B_{ob} = 1{,}355$ rb/STB (газ и нефть — при 60 °F, 14,696 psia); 34,2 °API; первая ступень сепарации 102 psia
Пересчёт: 1 psi = 0,006894757 МПа; газ от 20 °C к 60 °F (15,6 °C) — множитель 288,71/293,15; дегазированная нефть расширяется на $8{,}0\cdot 10^{-4}$ 1/°C (принято, как в теме Плотность и сжимаемость пластовой нефти); 1 м³/м³ = 5,615 scf/STB при одних условиях

Решение

Давление: $2611\cdot 0{,}006894757 = 18{,}00$ МПа — абсолютное, как и у лаборатории 1. Температура: $(185 - 32)/1{,}8 = 85{,}0$ °C. Первая ступень: $102\cdot 0{,}006894757 = 0{,}703$ МПа — та же схема сепарации.
Газосодержание лаборатории 1 на кубометр: $129{,}4\cdot 0{,}850 = 110{,}0$ м³/м³ при 20 °C.
Приводим к 60 °F и газ, и нефть: газ $110{,}0\cdot 288{,}71/293{,}15 = 108{,}33$ м³; тот же кубометр нефти при 15,6 °C занимает $1/(1 + 8{,}0\cdot 10^{-4}\cdot 4{,}4) = 0{,}9965$ м³. Газосодержание $108{,}33/0{,}9965 = 108{,}71$ м³/м³, или $108{,}71\cdot 5{,}615 = 610$ scf/STB.
Объёмный коэффициент на баррель при 60 °F: $1{,}350/0{,}9965 = 1{,}355$ rb/STB.
Плотность: 850 кг/м³ при 20 °C — это 34,2 °API после приведения к 60 °F (пример с градусами API).

Ответ: Обе сводки описывают одну и ту же нефть: 18,00 МПа при 85,0 °C, 610 scf/STB и 1,355 rb/STB — это 110,0 м³/м³ и 1,350 м³/м³ при 20 °C для той же схемы сепарации.

Что это значит. Разница 610 против 110 — не разные нефти, а разные единицы и разная база: дегазированная нефть при 60 °F занимает на 0,35 % меньше места, чем при 20 °C, поэтому на единицу её объёма приходится на столько же больше газа и пластового объёма. Короткий множитель 5,53 учитывает только газ и даёт 608 scf/STB: для корреляций такой точности хватает (Корреляции PVT-свойств нефти и газоконденсата), а при сличении двух отчётов базу нефти учитывают. Если бы лаборатория 2 написала 2611 psig, давление насыщения было бы на 0,10 МПа выше — и такую разницу уже надо объяснять. Если бы её сепаратор работал при другом давлении, $B_{ob}$ сравнивать было бы нельзя: он отличается у разных схем (сепараторные тесты). Данные примера условные.

Годна ли проба

Никакие проверки таблиц не исправят непредставительную пробу, поэтому раздел о пробах читают первым. Как проверяют пробы на скважине и в лаборатории, разобрано в теме отбор проб; в отчёте нужно найти результаты этих проверок и сопоставить их между собой и с условиями в пласте.

Дубликаты. Давление насыщения проб одного режима при одной температуре должно совпадать в пределах точности проверки. Проба, заметно отличающаяся от остальных, вероятно, потеряла газ (ниже) или захватила лишний (выше).
Путь пробы. Давление насыщения, измеренное в лаборатории при температуре поверхности, сравнивают с проверкой на скважине: если они совпадают, проба доехала такой, какой её отобрали. Давление в пробоотборнике (opening pressure) у обычной глубинной пробы ниже давления насыщения при этой температуре — она двухфазна, и это не брак.
Условия отбора. Давление у забоя при отборе должно быть выше давления насыщения пробы при пластовой температуре. Если они почти равны, нефть у забоя могла уже разгазироваться, и давление насыщения пробы отражает давление отбора, а не пластовую нефть.
Пластовое давление. Для однофазной залежи давление насыщения ниже пластового. Если оно равно пластовому, нефть насыщена — ищут газовую шапку (ГНК по давлению насыщения) или подозревают пробу; если выше — однофазная нефть с таким давлением насыщения в пласте существовать не может, и проба захватила газ или рекомбинирована с завышенным газовым фактором.

Расчётный примерКакая проба пошла в опыты и годится ли она

Исходные данные (условные)

Скважина: пробы A и B из примера темы Отбор проб пластовых флюидов: пластовое давление 21,0 МПа, 85 °C; отбор при 15 м³/сут и забойном давлении 19,5 МПа
Проверка на скважине при 20 °C: давление насыщения A — 14,11 МПа, B — 13,40 МПа
Раздел «Пробы» отчёта, 20 °C: A: давление в пробоотборнике 11,89 МПа, давление насыщения 14,10 МПа; B: 11,32 и 13,42 МПа; опыты выполнены на пробе A
Опыт при постоянном составе, проба A: давление насыщения 18,0 МПа при 85 °C
Ожидаемый наклон: давление насыщения этой нефти снижается на 0,06 МПа на градус охлаждения (принято в теме Отбор проб пластовых флюидов)

Решение

Путь пробы: A — $14{,}10$ против $14{,}11$ МПа (−0,07 %), B — $13{,}42$ против $13{,}40$ МПа (0,15 %). Обе пробы доехали без изменений; давление в пробоотборнике ниже давления насыщения — пробы двухфазны, как и должно быть у обычных глубинных проб.
Дубликаты: B на 4,8 % ниже A — B потеряла газ ещё на скважине; её давление в пробоотборнике тоже ниже. Основная проба — A, как и выбрала лаборатория.
От 20 к 85 °C: $14{,}10 + 0{,}06\cdot 65 = 18{,}00$ МПа — совпадает с опытом при постоянном составе.
Запасы по давлению: при отборе $19{,}5 - 18{,}0 = 1{,}5$ МПа над давлением насыщения — приток был однофазным; в пласте $21{,}0 - 18{,}0 = 3{,}0$ МПа — нефть недонасыщена.
Если бы опыты сделали на пробе B: давление насыщения около $13{,}42 + 3{,}90 = 17{,}32$ МПа и, по кривой растворимости этой нефти, газосодержание около 106,3 м³/м³ — на 3,4 % меньше истинного.

Ответ: Проба A годна: она совпадает с проверкой на скважине, отобрана на 1,5 МПа выше давления насыщения, а нефть в пласте недонасыщена на 3,0 МПа. Проба B для опытов не подходит.

Что это значит. Цепочка «скважина — лаборатория при 20 °C — лаборатория при 85 °C» сходится, и это сильный довод в пользу пробы. Ошибка выбора пробы прячется лучше всего: таблицы, полученные на пробе B, были бы внутренне согласованы и прошли бы все проверки следующего раздела, но описывали бы нефть, которой в пласте нет. Запас 1,5 МПа при отборе невелик: точность оценки давления насыщения на скважине была ±1 МПа (выбор режима), и он оказался достаточным. Наклон 0,06 МПа/°C — допущение этой нефти; у реальной пробы его измеряют. Данные примера условные.

Согласуются ли таблицы между собой

Опыты отчёта ставят на одной пробе, но разными способами, поэтому их результаты связаны законами сохранения и простыми соотношениями. Если связь нарушена, в одном из чисел ошибка — в замере, в пересчёте или при переписывании в таблицу. Большинство проверок требует нескольких минут, и делать их стоит до того, как числа уйдут в расчёты.

Проверки согласованности отчёта по нефти

Проверка: Y-функция (подробно)
Что сравнивают: двухфазные замеры опыта при постоянном составе с прямой
Что выдаёт ошибку: точка в стороне от прямой; загиб у давления насыщения

Проверка: Баланс масс дифференциального разгазирования
Что сравнивают: массу пластовой нефти в ячейке с массой остаточной нефти и газа всех ступеней
Что выдаёт ошибку: расхождение больше погрешности взвешивания и замера объёмов

Проверка: Баланс масс сепараторного теста (пример)
Что сравнивают: $B_{ob}\,\rho_{ob}$ с массой дегазированной нефти и газа ступеней
Что выдаёт ошибку: то же

Проверка: $B_t$ двумя путями (пример)
Что сравнивают: $B_{ob}\,V/V_b$ опыта при постоянном составе с $B_o + B_g(R_{sb} - R_s)$ по пересчитанным данным
Что выдаёт ошибку: расхождение больше процента

Проверка: Плотности дегазированных нефтей
Что сравнивают: остаточную нефть, нефть однократного разгазирования и ступенчатой сепарации
Что выдаёт ошибку: остаточная нефть легче остальных

Проверка: Вязкость
Что сравнивают: кривую вязкости с давлением насыщения
Что выдаёт ошибку: минимум не при давлении насыщения

Проверка: Составы газа и жидкости (прямая Хоффмана)
Что сравнивают: константы равновесия ступеней сепарации
Что выдаёт ошибку: компоненты в стороне от прямой

Проверка	Что сравнивают	Что выдаёт ошибку
Y-функция (подробно)	двухфазные замеры опыта при постоянном составе с прямой	точка в стороне от прямой; загиб у давления насыщения
Баланс масс дифференциального разгазирования	массу пластовой нефти в ячейке с массой остаточной нефти и газа всех ступеней	расхождение больше погрешности взвешивания и замера объёмов
Баланс масс сепараторного теста (пример)	$B_{ob}\,\rho_{ob}$ с массой дегазированной нефти и газа ступеней	то же
$B_t$ двумя путями (пример)	$B_{ob}\,V/V_b$ опыта при постоянном составе с $B_o + B_g(R_{sb} - R_s)$ по пересчитанным данным	расхождение больше процента
Плотности дегазированных нефтей	остаточную нефть, нефть однократного разгазирования и ступенчатой сепарации	остаточная нефть легче остальных
Вязкость	кривую вязкости с давлением насыщения	минимум не при давлении насыщения
Составы газа и жидкости (прямая Хоффмана)	константы равновесия ступеней сепарации	компоненты в стороне от прямой

Порядок плотностей следует из физики: дифференциальное разгазирование при пластовой температуре отдаёт в газ больше всего промежуточных компонентов, ступенчатая сепарация — меньше всего, поэтому остаточная нефть самая тяжёлая.

Баланс масс дифференциального разгазирования

\rho_{ob}\,B_{oDb}\,V_{\text{ост}} = \rho_{\text{ост}}\,V_{\text{ост}} + \rho_{\text{в}}\sum_{j} V_{g,j}\,\gamma_j

где:

$\rho_{ob}$ плотность пластовой нефти при давлении насыщения — по опыту при постоянном составе, г/см³
$B_{oDb}\,V_{\text{ост}}$ объём пластовой нефти в ячейке при давлении насыщения, см³
$\rho_{\text{ост}},\ V_{\text{ост}}$ плотность и объём остаточной нефти при 20 °C, г/см³, см³
$V_{g,j},\ \gamma_j$ объём газа ступени $j$ в стандартных условиях и его относительная плотность по воздуху, л, —
$\rho_{\text{в}}$ плотность воздуха в тех же стандартных условиях: 1,204 г/л при 0,101325 МПа и 20 °C, г/л

Единицы: граммы с обеих сторон: г/см³·см³ и г/л·л

Справедливо, если

из ячейки выходит только газ, и весь газ каждой ступени собран и измерен;
плотность газа в стандартных условиях — $\rho_{\text{в}}\,\gamma_j$ , то есть газ считают идеальным при 0,1 МПа; для тяжёлого газа последних ступеней это небольшое занижение массы.

Масса нефти, загруженной в ячейку, должна найтись в продуктах опыта. Та же сумма, оборванная на ступени $k$ , даёт массу нефти после этой ступени, а делённая на $B_{oD}(p_k)\,V_{\text{ост}}$ — её плотность: по ней проверяют плотности нефти по ступеням, которые лаборатория приводит в таблице.

Расчётный примерСходится ли баланс масс дифференциального разгазирования

Исходные данные (условные)

Газ ступеней, л (стандартные условия): 0,858; 0,876; 0,898; 0,929; 0,979; 1,510
Относительная плотность газа ступеней: 0,715; 0,725; 0,745; 0,780; 0,860; 1,120
Остаточная нефть: 50,00 см³, 0,861 г/см³ при 20 °C
Пластовая нефть: $B_{oDb} = 1{,}392$ ; плотность при давлении насыщения 0,708 г/см³ (опыт при постоянном составе)
Дегазированная нефть сепараторных тестов: 850 кг/м³ (две ступени), 855 кг/м³ (однократно)

Решение

Газ: $\sum V_{g,j}\gamma_j = 5{,}1753$ л, его масса $5{,}1753\cdot 1{,}204 = 6{,}231$ г; одна последняя ступень — 2,036 г, 33 % массы газа.
Остаточная нефть: $50{,}00\cdot 0{,}861 = 43{,}050$ г. Продукты опыта: $43{,}050 + 6{,}231 = 49{,}281$ г.
Загружено: $1{,}392\cdot 50{,}00 = 69{,}60$ см³ нефти при давлении насыщения, её масса $69{,}60\cdot 0{,}708 = 49{,}277$ г. Расхождение: 0,01 %; плотность пластовой нефти по балансу — $49{,}281/69{,}60 = 0{,}7081$ г/см³.
Плотности дегазированных нефтей: 861 > 855 > 850 кг/м³ — остаточная нефть самая тяжёлая, как и должно быть.
Проверка чувствительности: если бы газ последней ступени записали на 10 % больше, масса продуктов выросла бы на $0{,}1\cdot 2{,}036 = 0{,}204$ г, и расхождение стало бы 0,42 %.

Ответ: Баланс сходится: продукты весят 49,281 г против 49,277 г загруженной нефти (0,01 %). Таблица дифференциального разгазирования согласована с опытом при постоянном составе.

Что это значит. Треть массы газа приходится на последнюю ступень — самый тяжёлый газ, который при атмосферном давлении выходит долго и легко теряется. Поэтому баланс особенно чувствителен к ней: ошибка в 10 % её объёма даёт расхождение в 0,4 % — в десятки раз больше, чем у согласованных данных, и её видно сразу. Сошедшийся баланс доказывает согласованность замеров, но не представительность пробы: на пробе B он сошёлся бы так же. Данные примера условные.

Если проверка не сошлась

Сначала ищут ошибку переписывания: сравнивают таблицу с приложениями исходных замеров. Затем — замер, к которому проверка чувствительнее всего: в балансе масс это газ последних ступеней и плотность остаточной нефти, в Y-функции — точки у давления насыщения.
Если ошибку найти не удаётся, спрашивают лабораторию и, пока ответа нет, помечают в расчётах, каким числам доверять меньше. Повторить опыт можно, пока остался запас пробы, — поэтому отчёты проверяют сразу после получения.

Таблица свойств для расчётов

Материальному балансу и гидродинамической модели нужна одна таблица свойств нефти и газа по давлению — от давления выше начального пластового до атмосферного, на одной базе и для одной схемы сепарации (Модель «чёрной нефти»: газосодержание и объёмные коэффициенты). В отчёте такой таблицы обычно нет: её собирают из нескольких опытов.

Как собирают таблицу

1
Схема сепарации
выбирают сепараторный тест, ближайший к промысловой подготовке, и берут из него $R_{sb}$ и $B_{ob}$ ; если схема ещё не выбрана, пишут, к какой отнесена таблица.
2
Ниже давления насыщения
$R_s$ и $B_o$ — дифференциальное разгазирование, пересчитанное к этой схеме (пересчёт); при атмосферном давлении $R_s = 0$ , $B_o$ — объём дегазированной нефти при пластовой температуре.
3
Выше давления насыщения
$B_o = B_{ob}\,V/V_b$ по опыту при постоянном составе; газосодержание постоянно.
4
Газ
$B_g$ и $Z$ — по газу ступеней дифференциального разгазирования; вязкость газа — по корреляции (Объёмный коэффициент, сжимаемость и вязкость газа).
5
Вязкость нефти
по вискозиметру при пластовой температуре; промежуточные давления — по гладкой кривой.
6
Плотности в стандартных условиях
дегазированной нефти и газа сепарации той же схемы — по ним программа переводит объёмы в массы.
7
Проверка
$R_s$ и $B_o$ растут с давлением до давления насыщения, $B_g$ убывает; кажущаяся сжимаемость положительна на каждом интервале (ниже).

Условие положительной кажущейся сжимаемости между строками таблицы

c_o^{\text{каж}} \approx \frac{\bar B_g\,(R_{s,i} - R_{s,i+1}) - (B_{o,i} - B_{o,i+1})}{\bar B_o\,(p_i - p_{i+1})} > 0

где:

$p_i > p_{i+1}$ давления двух соседних строк ниже давления насыщения, МПа
$R_{s,i},\ B_{o,i}$ газосодержание и объёмный коэффициент нефти в строке $i$ , м³/м³
$\bar B_g$ объёмный коэффициент газа при среднем давлении интервала, м³/м³
$\bar B_o$ среднее $B_o$ двух строк, м³/м³
$c_o^{\text{каж}}$ кажущаяся сжимаемость нефти с выделяющимся газом на интервале, МПа⁻¹

Единицы: давления в МПа, объёмные коэффициенты и газосодержание в м³/м³

Справедливо, если

это разностная форма кажущейся сжимаемости $-\frac{1}{B_o}\frac{\partial B_o}{\partial p} + \frac{B_g}{B_o}\frac{\partial R_s}{\partial p}$ (кажущаяся сжимаемость);
$R_s$ , $B_o$ и $B_g$ взяты из одной таблицы, на одной базе.

При снижении давления нефть усаживается на $\Delta B_o$ , а выделившийся газ занимает $\bar B_g\,\Delta R_s$ . Второе должно быть больше: иначе нефть вместе со своим газом при падении давления занимала бы меньше места, то есть имела бы отрицательную сжимаемость. Такую таблицу гидродинамическая модель не сможет устойчиво считать, поэтому её проверяют до загрузки.

Расчётный примерТаблица условной нефти для двухступенчатой сепарации

Исходные данные (условные)

Дифференциальное разгазирование, м³/м³: $R_{sDb} = 121{,}0$ , $B_{oDb} = 1{,}392$ ; 15 МПа — 103,8 и 1,345; 9 МПа — 68,4 и 1,248; 3 МПа — 30,2 и 1,144
Сепараторный тест, 0,7 МПа: $R_{sb} = 110{,}0$ м³/м³, $B_{ob} = 1{,}350$ м³/м³; множитель $B_{ob}/B_{oDb} = 0{,}9698$
Опыт при постоянном составе: $V/V_b = 0{,}9810$ при 30 МПа
Газ ступеней: $B_g = 0{,}00653$ м³/м³ при 16,5 МПа, 0,02393 при 4,5 МПа ( $Z = 0{,}87$ )

Решение

Новые строки: 15 МПа — $R_s = 110{,}0 - 17{,}2\cdot 0{,}9698 = 93{,}3$ , $B_o = 1{,}345\cdot 0{,}9698 = 1{,}304$ ; 9 МПа — $R_s = 110{,}0 - 52{,}6\cdot 0{,}9698 = 59{,}0$ , $B_o = 1{,}210$ ; 3 МПа — $R_s = 110{,}0 - 90{,}8\cdot 0{,}9698 = 21{,}9$ , $B_o = 1{,}109$ м³/м³. Строки 12 и 6 МПа — из примера темы о PVT-исследованиях.
Выше давления насыщения: $B_o = 1{,}350\cdot 0{,}9810 = 1{,}324$ м³/м³ при 30 МПа, газосодержание 110,0.
Интервал 18–15 МПа: газ $0{,}00653\cdot(110{,}0 - 93{,}3) = 0{,}00653\cdot 16{,}7 = 0{,}10905$ м³/м³ против усадки нефти $1{,}350 - 1{,}304 = 0{,}046$ м³/м³ — в 2,4 раза больше; $c_o^{\text{каж}} = (0{,}10905 - 0{,}046)/(1{,}327\cdot 3) = 0{,}0158$ МПа⁻¹.
Интервал 6–3 МПа: $0{,}02393\cdot(41{,}0 - 21{,}9) = 0{,}45706$ м³/м³ против $1{,}162 - 1{,}109 = 0{,}053$ — в 8,6 раза больше; $c_o^{\text{каж}} = 0{,}119$ МПа⁻¹.
Строка при атмосферном давлении: формула пересчёта дала бы $R_s = 110{,}0 - 121{,}0\cdot 0{,}9698 = -7{,}3$ м³/м³ и $B_o = 1{,}055\cdot 0{,}9698 = 1{,}023$ ; в таблицу ставят $R_s = 0$ и $B_o = 1{,}05$ — объём дегазированной нефти при 85 °C.

Ответ: Таблица (ниже) монотонна, и на всех интервалах выделившийся газ занимает больше, чем теряет нефть: запас наименьший у давления насыщения (в 2,4 раза), к низким давлениям он растёт.

Что это значит. У давления насыщения $B_g$ мал — газ сильно сжат, — и условие выполняется с наименьшим запасом; там его чаще всего и нарушают ошибки: $R_s$ из одного источника, а $B_o$ из другого, опечатка в строке, сглаживание, сломавшее наклон. Кажущаяся сжимаемость сразу ниже давления насыщения — 0,0158 МПа⁻¹, в 10 раз больше сжимаемости недонасыщенной нефти ( $1{,}6\cdot 10^{-3}$ МПа⁻¹): так и должно быть. Данные примера условные.

Таблица свойств условной нефти урока, 85 °C, сепарация 0,7 МПа и резервуар

$p$ , МПа: 30
$R_s$ , м³/м³: 110,0
$B_o$ , м³/м³: 1,324
$B_g$ , м³/м³: —
$\mu_o$ , мПа·с: 1,20

$p$ , МПа: 25
$R_s$ , м³/м³: 110,0
$B_o$ , м³/м³: 1,335
$B_g$ , м³/м³: —
$\mu_o$ , мПа·с: 1,12

$p$ , МПа: 20
$R_s$ , м³/м³: 110,0
$B_o$ , м³/м³: 1,346
$B_g$ , м³/м³: —
$\mu_o$ , мПа·с: 1,03

$p$ , МПа: 18 ( $p_b$ )
$R_s$ , м³/м³: 110,0
$B_o$ , м³/м³: 1,350
$B_g$ , м³/м³: 0,00598
$\mu_o$ , мПа·с: 1,00

$p$ , МПа: 15
$R_s$ , м³/м³: 93,3
$B_o$ , м³/м³: 1,304
$B_g$ , м³/м³: 0,00718
$\mu_o$ , мПа·с: 1,12

$p$ , МПа: 12
$R_s$ , м³/м³: 76,3
$B_o$ , м³/м³: 1,258
$B_g$ , м³/м³: 0,00897
$\mu_o$ , мПа·с: 1,30

$p$ , МПа: 9
$R_s$ , м³/м³: 59,0
$B_o$ , м³/м³: 1,210
$B_g$ , м³/м³: 0,01197
$\mu_o$ , мПа·с: 1,55

$p$ , МПа: 6
$R_s$ , м³/м³: 41,0
$B_o$ , м³/м³: 1,162
$B_g$ , м³/м³: 0,01795
$\mu_o$ , мПа·с: 1,96

$p$ , МПа: 3
$R_s$ , м³/м³: 21,9
$B_o$ , м³/м³: 1,109
$B_g$ , м³/м³: 0,03590
$\mu_o$ , мПа·с: 2,79

$p$ , МПа: 0,1
$R_s$ , м³/м³: 0
$B_o$ , м³/м³: 1,050
$B_g$ , м³/м³: —
$\mu_o$ , мПа·с: 5,53

$p$ , МПа	$R_s$ , м³/м³	$B_o$ , м³/м³	$B_g$ , м³/м³	$\mu_o$ , мПа·с
30	110,0	1,324	—	1,20
25	110,0	1,335	—	1,12
20	110,0	1,346	—	1,03
18 ( $p_b$ )	110,0	1,350	0,00598	1,00
15	93,3	1,304	0,00718	1,12
12	76,3	1,258	0,00897	1,30
9	59,0	1,210	0,01197	1,55
6	41,0	1,162	0,01795	1,96
3	21,9	1,109	0,03590	2,79
0,1	0	1,050	—	5,53

Данные условные. Газ — при 0,101325 МПа и 20 °C; $B_g$ рассчитан при $Z = 0{,}87$ — упрощение условной нефти (условная нефть). Вязкость газа по корреляции — от 0,0191 мПа·с при 18 МПа до 0,0132 мПа·с при 3 МПа. Плотности в стандартных условиях: нефть 850 кг/м³, газ сепарации 0,963 кг/м³ ( $\gamma_g = 0{,}80$ ).

Проверка таблицы: газ, выделившийся на интервале, и усадка нефти, м³/м³

Интервал, МПа: 18–15
$\Delta R_s$: 16,7
$\bar B_g\,\Delta R_s$: 0,10905
$\Delta B_o$: 0,046
$c_o^{\text{каж}}$ , МПа⁻¹: 0,0158

Интервал, МПа: 15–12
$\Delta R_s$: 17,0
$\bar B_g\,\Delta R_s$: 0,13566
$\Delta B_o$: 0,046
$c_o^{\text{каж}}$ , МПа⁻¹: 0,0233

Интервал, МПа: 12–9
$\Delta R_s$: 17,3
$\bar B_g\,\Delta R_s$: 0,17750
$\Delta B_o$: 0,048
$c_o^{\text{каж}}$ , МПа⁻¹: 0,0350

Интервал, МПа: 9–6
$\Delta R_s$: 18,0
$\bar B_g\,\Delta R_s$: 0,25848
$\Delta B_o$: 0,048
$c_o^{\text{каж}}$ , МПа⁻¹: 0,0592

Интервал, МПа: 6–3
$\Delta R_s$: 19,1
$\bar B_g\,\Delta R_s$: 0,45706
$\Delta B_o$: 0,053
$c_o^{\text{каж}}$ , МПа⁻¹: 0,119

Интервал, МПа: 3–0,1
$\Delta R_s$: 21,9
$\bar B_g\,\Delta R_s$: 1,5210
$\Delta B_o$: 0,059
$c_o^{\text{каж}}$ , МПа⁻¹: 0,467

Интервал, МПа	$\Delta R_s$	$\bar B_g\,\Delta R_s$	$\Delta B_o$	$c_o^{\text{каж}}$ , МПа⁻¹
18–15	16,7	0,10905	0,046	0,0158
15–12	17,0	0,13566	0,046	0,0233
12–9	17,3	0,17750	0,048	0,0350
9–6	18,0	0,25848	0,048	0,0592
6–3	19,1	0,45706	0,053	0,119
3–0,1	21,9	1,5210	0,059	0,467

$\bar B_g$ — при среднем давлении интервала. Все значения $c_o^{\text{каж}}$ положительны; на нижнем интервале они велики, потому что газ при низком давлении занимает много места.

РасчётПроверка таблицы условной нефти на интервалах по 3 МПа: объём газа, выделившегося на каждом мегапаскале снижения давления (

\bar B_g\,\Delta R_s/\Delta p

), и усадка нефти (

\Delta B_o/\Delta p

). Шкала ординат логарифмическая. Газовая линия везде выше, ближе всего — у давления насыщения.

Гидродинамическая модель просит и ветви выше давления насыщения для каждого газосодержания: нефть, которая при снижении давления потеряла газ, а потом — например, при закачке воды — снова оказалась под более высоким давлением, остаётся недонасыщенной со своим $R_s$ . Если опытов на такие ветви нет, их строят с той же сжимаемостью, что измерена для исходной нефти: для $R_s = 110$ м³/м³ это $B_o$ от 1,350 при 18 МПа до 1,324 при 30 МПа и вязкость от 1,00 до 1,20 мПа·с. Это допущение — у нефти с меньшим газосодержанием сжимаемость обычно меньше, — и его указывают рядом с таблицей.

Отчёт по газоконденсату

У газоконденсата меньше опытов, но каждое число весит больше: конденсат, выпавший в пласте, почти весь там и остаётся, и его количество зависит от того, насколько пластовое давление выше точки росы. Поэтому отчёт читают в таком порядке:

Рекомбинация. Исправленный газовый фактор сепаратора, пропорция смешения и конденсатогазовый фактор пластовой смеси сравнивают с промысловыми замерами на режиме отбора (рекомбинация). Ошибка газового фактора прямо переходит в точку росы.
Состав. Доля C7+ в пластовой смеси и газовый фактор должны указывать на один тип флюида (промысловые признаки).
Точка росы против пластового давления. Точка росы при пластовой температуре должна быть не выше пластового давления. Если она равна ему, залежь может быть насыщенной, с нефтяной оторочкой, — или проба слишком жирная (газоконденсат); решают по составу и данным соседних скважин. Разность пластового давления и точки росы — та депрессия, которую скважина может дать без выпадения конденсата у забоя (Ретроградная конденсация, парафины, асфальтены и флюиды высоких давлений).
Опыт при постоянном составе. Коэффициент сверхсжимаемости однофазного газа выше точки росы сравнивают с корреляцией по составу (Идеальный и реальный газ: коэффициент сверхсжимаемости). Объёмы жидкости ниже точки росы получены в замкнутой ячейке: потери конденсата в пласте при истощении по ним не оценить, зато именно они нужны для расчёта зоны конденсата у скважин, через которую течёт смесь исходного состава (конденсатная блокада).
Истощение при постоянном объёме. Двухфазный $Z$ и доля отобранного вещества связаны уравнением состояния всей смеси в ячейке, поэтому каждая строка должна лежать на прямой $p/Z_{2\text{ф}}$ (пример ниже). По составам отобранного газа можно свести баланс по каждому компоненту и найти состав оставшейся жидкости: отрицательные доли компонентов выдают ошибку замеров.

Расчётный примерПроверка таблицы истощения при постоянном объёме

Исходные данные (условные)

Газоконденсат: тот же, что в теме Лабораторные PVT-исследования: точка росы 36,0 МПа при 95 °C, $Z_d = 1{,}05$ ; пластовое давление 38,0 МПа
Отчёт: $p$ , МПа — $Z_{2\text{ф}}$ — отобрано, % — жидкость, %: 30 — 1,000 — 12,5 — 8,4; 24 — 0,955 — 24,6 — 11,6; 18 — 0,905 — 42,0 — 11,9; 12 — 0,855 — 59,1 — 10,9; 7 — 0,810 — 74,8 — 9,7

Решение

Прямая начинается с $p_d/Z_d = 36{,}0/1{,}05 = 34{,}29$ МПа и при отборе всего вещества приходит в ноль.
По $Z_{2\text{ф}}$ отчёта: $p/Z_{2\text{ф}}$ = 30,00; 25,13; 19,89; 14,04; 8,64 МПа.
По доле отобранного: $34{,}29\,(1 - n_p/n_0)$ = 30,00; 25,85; 19,89; 14,02; 8,64 МПа. В строках 30, 18, 12 и 7 МПа два числа расходятся не больше чем на 0,02 МПа — это округление; в строке 24 МПа — 25,13 против 25,85, расхождение −2,8 %.
Какое из двух чисел неверно? Ряд $Z_{2\text{ф}}$ гладкий: 1,000; 0,955; 0,905 — шаги по 0,045–0,050. Приращения отобранного — 12,5; затем 12,1 и 17,4 % — неровные. По $Z_{2\text{ф}}$ доля отобранного при 24 МПа: $1 - 25{,}13/34{,}29 = 0{,}267$ , то есть 26,7 %, и приращения становятся ровными: 14,2 и 15,3 %.
Запас над точкой росы: $38{,}0 - 36{,}0 = 2{,}0$ МПа.

Ответ: В строке 24 МПа доля отобранного вещества записана с ошибкой: должно быть около 26,7 %, а не 24,6 %. Остальные строки согласованы.

Что это значит. Проверка находит строку, но не говорит, какое из чисел в ней неверно, — это подсказывают гладкость рядов и исходные замеры в приложении. Для расчётов из таблицы берут двухфазный $Z$ — для материального баланса залежи ниже точки росы (Материальный баланс газовой залежи), и долю жидкости — сколько конденсата останется в пласте при разработке на истощение: при 18 МПа из ячейки ушло 42 % вещества, а 11,9 % порового объёма, занятого углеводородами, занимает выпавшая жидкость. Запас всего 2,0 МПа над точкой росы означает, что уже при умеренной депрессии у забоя выпадет конденсат — как это сказывается на скважине, разобрано в теме Ретроградная конденсация, парафины, асфальтены и флюиды высоких давлений. Данные примера условные.

РасчётПроверка таблицы истощения при постоянном объёме из примера:

p/Z_{2\text{ф}}

против доли отобранного вещества. Прямая проходит через точку росы и ноль при полном отборе; строка 24 МПа с записанными 24,6 % лежит левее прямой, а с исправленными 26,7 % — на ней.

Отчёт целиком: порядок чтения

Сведём проверки в один порядок и пройдём им по отчёту об условной нефти урока. Её сводка выглядит так:

Сводка отчёта об условной нефти (проба A)

Величина: Пластовые давление и температура
Значение: 21,0 МПа; 85 °C
Откуда и на какой базе: замер при отборе проб

Величина: Давление насыщения
Значение: 18,0 МПа при 85 °C
Откуда и на какой базе: опыт при постоянном составе

Величина: Газосодержание
Значение: 110,0 м³/м³ (129,4 м³/т)
Откуда и на какой базе: сепарация 0,7 МПа и резервуар; газ при 20 °C

Величина: То же по дифференциальному разгазированию
Значение: 121,0 м³/м³
Откуда и на какой базе: на остаточную нефть — в расчёты не берут

Величина: Объёмный коэффициент при давлении насыщения
Значение: 1,350 м³/м³
Откуда и на какой базе: та же сепарация (1,392 — на остаточную нефть)

Величина: Объёмный коэффициент при пластовом давлении
Значение: 1,344 м³/м³
Откуда и на какой базе: $1{,}350\cdot V/V_b$

Величина: Плотность пластовой нефти
Значение: 708 кг/м³ при давлении насыщения; 711 кг/м³ при 21,0 МПа
Откуда и на какой базе: опыт при постоянном составе

Величина: Вязкость пластовой нефти
Значение: 1,05 мПа·с при 21,0 МПа; 1,00 мПа·с при давлении насыщения
Откуда и на какой базе: вискозиметр

Величина: Сжимаемость выше давления насыщения
Значение: $1{,}6\cdot 10^{-3}$ МПа⁻¹
Откуда и на какой базе: 30–18 МПа

Величина: Дегазированная нефть
Значение: 850 кг/м³ при 20 °C (34,2 °API)
Откуда и на какой базе: сепарация 0,7 МПа и резервуар

Величина	Значение	Откуда и на какой базе
Пластовые давление и температура	21,0 МПа; 85 °C	замер при отборе проб
Давление насыщения	18,0 МПа при 85 °C	опыт при постоянном составе
Газосодержание	110,0 м³/м³ (129,4 м³/т)	сепарация 0,7 МПа и резервуар; газ при 20 °C
То же по дифференциальному разгазированию	121,0 м³/м³	на остаточную нефть — в расчёты не берут
Объёмный коэффициент при давлении насыщения	1,350 м³/м³	та же сепарация (1,392 — на остаточную нефть)
Объёмный коэффициент при пластовом давлении	1,344 м³/м³	$1{,}350\cdot V/V_b$
Плотность пластовой нефти	708 кг/м³ при давлении насыщения; 711 кг/м³ при 21,0 МПа	опыт при постоянном составе
Вязкость пластовой нефти	1,05 мПа·с при 21,0 МПа; 1,00 мПа·с при давлении насыщения	вискозиметр
Сжимаемость выше давления насыщения	$1{,}6\cdot 10^{-3}$ МПа⁻¹	30–18 МПа
Дегазированная нефть	850 кг/м³ при 20 °C (34,2 °API)	сепарация 0,7 МПа и резервуар

Данные условные; таблицы опытов — в теме Лабораторные PVT-исследования.

Порядок чтения и что он дал для условной нефти

1
1. Условия и база
давления абсолютные, газ при 20 °C, газосодержание дано и на кубометр, и на тонну; сводка второй лаборатории в промысловых единицах совпадает (пример выше).
2
2. Проба
опыты на пробе A; она совпадает с проверкой на скважине, отобрана на 1,5 МПа выше давления насыщения; проба B отбракована.
3
3. Давление насыщения и пластовое давление
нефть недонасыщена на 3,0 МПа; признаков газовой шапки нет.
4
4. Опыт при постоянном составе
чёткий излом при 18,0 МПа; Y-функция выявила ошибочный замер при 10 МПа, его заменили сглаженным (пример).
5
5. Дифференциальное разгазирование
баланс масс сходится до сотых долей процента; остаточная нефть тяжелее дегазированной нефти сепараторных тестов.
6
6. Сепараторные тесты
баланс масс сходится; выбрана схема 0,7 МПа — она же промысловая.
7
7. Связь опытов
$B_t$ при 12 МПа двумя путями — 1,560 и 1,560 м³/м³.
8
8. Вязкость
минимум 1,00 мПа·с при давлении насыщения.
9
9. Таблица для расчётов
собрана на одной базе, монотонна, кажущаяся сжимаемость положительна на всех интервалах.
10
10. Чего в отчёте нет
опытов с парафинами и асфальтенами и смешения с газом; если их не было в задании, это записывают как пробел (Ретроградная конденсация, парафины, асфальтены и флюиды высоких давлений).

Отчёт — исходные данные для уравнения состояния

Композиционной модели нужен не готовый набор таблиц, а настроенное уравнение состояния. Его настраивают на те же опыты — давление насыщения, опыт при постоянном составе, дифференциальное разгазирование, сепараторные тесты, для газоконденсата — истощение при постоянном объёме (настройка). Ошибочная точка, не замеченная при чтении отчёта, тянет настройку за собой, поэтому проверки делают до неё.

Термины и обозначения

PVT-отчёт: отчёт лаборатории об исследовании проб пластового флюида: пробы и их проверка, состав, опыты, вязкость, специальные исследования.
База величины: то, к чему отнесено число: дегазированная нефть заданной схемы сепарации, остаточная нефть, тонна нефти; стандартные условия газа.
Сглаженные значения: значения таблицы, снятые с гладкой кривой или прямой через замеры, а не сами замеры.
Баланс масс опыта: сравнение массы флюида, загруженного в ячейку, с массой продуктов опыта; проверяет согласованность замеров.
Кажущаяся сжимаемость между строками: $(\bar B_g\Delta R_s - \Delta B_o)/(\bar B_o\Delta p)$ ; должна быть положительной на каждом интервале таблицы ниже давления насыщения.
Прямая $p/Z_{2\text{ф}}$: связь двухфазного коэффициента сверхсжимаемости и доли отобранного вещества в опыте при постоянном объёме; по ней проверяют строки отчёта по газоконденсату.

Частые ошибки и заблуждения

Неверно

«В сводке два газосодержания — возьмём большее, с запасом».

На самом деле

121,0 м³/м³ дифференциального разгазирования отнесены к остаточной нефти и для расчётов не годятся. Берут газосодержание сепараторного теста той схемы, по которой готовят нефть, — у условной нефти 110,0 м³/м³.

Неверно

«Давление в отчёте, конечно, абсолютное».

На самом деле

В промысловых единицах его часто дают в psig. Разница 14,7 psi (0,101 МПа) может решить, насыщена ли нефть. Единицу проверяют в каждой таблице.

Неверно

«Если баланс масс сошёлся, отчёт верен».

На самом деле

Баланс проверяет согласованность замеров на одной пробе. Непредставительная проба даёт такие же согласованные таблицы — её выдают только сведения об отборе и сравнение с пластовыми условиями.

Неверно

«Отрицательная сжимаемость на одном интервале — мелочь, модель справится».

На самом деле

На таком интервале нефть с выделившимся газом при снижении давления сжимается, что физически невозможно; расчёт становится неустойчивым или даёт неверный баланс. Ищут источник ошибки — обычно смешение баз — и исправляют таблицу.

Неверно

«Доля жидкости в опыте с газоконденсатом — это доля конденсата, которую получим».

На самом деле

Это жидкость, оставшаяся в «пласте» — в ячейке. Добычу конденсата при истощении считают по составам и количеству отобранного газа, а у скважины насыщенность конденсатом бывает намного выше (Ретроградная конденсация, парафины, асфальтены и флюиды высоких давлений).

Подробно: для продвинутых

Откуда условие положительной сжимаемости

Возьмём кубометр дегазированной нефти вместе со всем растворённым в нём газом и снизим давление на $\Delta p$ ниже давления насыщения, не выпуская газ. Нефть потеряет $\Delta R_s$ стандартных кубометров газа и уменьшится на $\Delta B_o$ , а газ при текущем давлении займёт $B_g\,\Delta R_s$ . Изменение общего объёма — $B_g\,\Delta R_s - \Delta B_o$ , и делённое на объём и снижение давления, оно и есть кажущаяся сжимаемость.

Любое вещество в равновесии при снижении давления расширяется — иначе его состояние было бы неустойчиво. Поэтому разность должна быть положительной. Расширение газа, выделившегося раньше, в эту величину не входит: в изменении двухфазного объёмного коэффициента $B_t$ оно даёт отдельное слагаемое $(R_{sb} - R_s)\,\Delta B_g$ . Условие для таблицы поэтому строже, чем требование, чтобы $B_t$ рос при снижении давления: таблица может давать растущий $B_t$ и всё же нарушать условие на отдельном интервале.

Пересчёт дифференциальных данных и отчёт

Формулы пересчёта дифференциальных данных к условиям сепарации приближённы и ошибаются у атмосферного давления (почему). Хороший отчёт поэтому указывает, как он получил таблицу для расчётов: формулой пересчёта, сепараторными тестами нефти отдельных ступеней или настроенным уравнением состояния. Если таблица уже пересчитана лабораторией, её не пересчитывают второй раз: это та же ошибка, что и взять дифференциальные данные напрямую, только в другую сторону.

Сепараторные тесты нефти ступеней ставят так: на нескольких давлениях дифференциального разгазирования часть равновесной нефти выводят из ячейки через сепаратор выбранной схемы и прямо измеряют её $R_s$ и $B_o$ . Это дороже, но снимает допущение о постоянном множителе там, где оно хуже всего, — у низких давлений.

Связь с другими темами

Лабораторные PVT-исследования — сами опыты, Y-функция и пересчёт дифференциальных данных к условиям сепарации.
Отбор проб пластовых флюидов — как отбирают пробы и проверяют их на скважине.
Модель «чёрной нефти»: газосодержание и объёмные коэффициенты — что такое $R_s$ , $B_o$ , $B_g$ , $B_t$ и почему они зависят от схемы сепарации.
Плотность и сжимаемость пластовой нефти — плотность пластовой нефти по балансу масс и кажущаяся сжимаемость.
Системы единиц: СИ, промысловые и метрические промысловые — абсолютное и избыточное давление, стандартные условия и переводные множители.
Кубические уравнения состояния — как по опытам отчёта настраивают уравнение состояния.
Материальный баланс газовой залежи — где работает двухфазный коэффициент сверхсжимаемости газоконденсата.
Ретроградная конденсация, парафины, асфальтены и флюиды высоких давлений — выпадение конденсата у скважин, парафины и асфальтены — специальные разделы отчёта.

Проверьте себя

1
Нефть готовят по схеме «0,7 МПа и резервуар». В сводке отчёта: 121,0 м³/м³ по дифференциальному разгазированию, 125,0 м³/м³ при однократном разгазировании, 110,0 м³/м³ при сепарации 0,7 МПа и 129,4 м³/т. Какое газосодержание взять для подсчёта запасов растворённого газа?
1. А.110,0 м³/м³
2. Б.121,0 м³/м³
3. В.125,0 м³/м³
4. Г.129,4 м³/т как есть
Показать ответ
Правильный ответ: А. 110,0 м³/м³
Запасы растворённого газа — это $N R_{si}$ при той схеме подготовки, по которой будут получать газ: 110,0 м³/м³. Значение 121,0 отнесено к остаточной нефти, 125,0 — к однократному разгазированию, а 129,4 м³/т — то же 110,0, только на тонну: $129{,}4\cdot 0{,}850 = 110{,}0$ м³/м³.
2
Зарубежный отчёт даёт давление насыщения 2480 psig при пластовой температуре; пластовое давление по замеру — 17,15 МПа (абсолютное). Недонасыщена ли нефть? Что получится, если принять 2480 psig за абсолютное давление?
Показать ответ
Абсолютное давление насыщения: $2480 + 14{,}7 = 2494{,}7$ psia, или $2494{,}7\cdot 0{,}006895 = 17{,}20$ МПа — выше пластового 17,15 МПа. Однофазная нефть с таким давлением насыщения в пласте существовать не может: нефть насыщена (возможна газовая шапка) или проба захватила газ — нужно разбираться. Если же забыть 14,7 psi, получится $2480\cdot 0{,}006895 = 17{,}10$ МПа и ложный вывод «нефть недонасыщена на 0,05 МПа».
3
Опыт дифференциального разгазирования другой нефти: остаточной нефти 40,00 см³ плотностью 0,872 г/см³; всего выпущено 4,60 л газа со средней относительной плотностью 0,86; при давлении насыщения в ячейке было 54,40 см³ нефти плотностью 0,7250 г/см³. Сходится ли баланс масс?
Показать ответ
Продукты: $40{,}00\cdot 0{,}872 + 4{,}60\cdot 0{,}86\cdot 1{,}204 = 34{,}880 + 4{,}763 = 39{,}643$ г; загружено $54{,}40\cdot 0{,}7250 = 39{,}440$ г. Продукты тяжелее на 0,203 г, то есть на 0,5 %; плотность пластовой нефти по балансу — $39{,}643/54{,}40 = 0{,}7287$ г/см³ против измеренных 0,7250. Такое расхождение может дать, например, ошибка на десяток процентов в объёме газа последних, самых тяжёлых ступеней; проверяют их объёмы и плотности и плотность остаточной нефти.
4
Две соседние строки таблицы ниже давления насыщения: 14 МПа — $R_s = 95$ м³/м³, $B_o = 1{,}300$ ; 11 МПа — $R_s = 80$ м³/м³, $B_o = 1{,}160$ . $B_g$ при 12,5 МПа — 0,0086 м³/м³. Можно ли загрузить такую таблицу в модель?
1. А.Да: и $R_s$ , и $B_o$ убывают вместе с давлением
2. Б.Нет: на этом интервале нефть теряет 0,140 м³/м³ объёма, а выделившийся газ занимает лишь 0,129 м³/м³ — сжимаемость отрицательна
3. В.Да, если вязкость нефти растёт при снижении давления
4. Г.Нельзя сказать без давления насыщения
Показать ответ
Правильный ответ: Б. Нет: на этом интервале нефть теряет 0,140 м³/м³ объёма, а выделившийся газ занимает лишь 0,129 м³/м³ — сжимаемость отрицательна
$\bar B_g\,\Delta R_s = 0{,}0086\cdot 15 = 0{,}129$ м³/м³ меньше $\Delta B_o = 0{,}140$ : нефть с выделившимся газом при снижении давления заняла бы меньше места. Монотонности мало — нужно ещё это условие. Скорее всего, $B_o$ и $R_s$ взяты из разных источников или в строке опечатка.
5
В отчёте по газоконденсату: точка росы 30,0 МПа, $Z_d = 0{,}98$ ; на ступени 20 МПа истощения при постоянном объёме $Z_{2\text{ф}} = 0{,}90$ и отобрано 30,0 % вещества. Согласуются ли эти числа?
Показать ответ
По $Z_{2\text{ф}}$ : $p/Z_{2\text{ф}} = 20/0{,}90 = 22{,}22$ МПа. По доле отобранного: $(30{,}0/0{,}98)\cdot(1 - 0{,}300) = 30{,}61\cdot 0{,}700 = 21{,}43$ МПа. Расхождение почти 4 %: числа не согласованы. Если верен $Z_{2\text{ф}}$ , отобрано $1 - 22{,}22/30{,}61 = 0{,}274$ , то есть 27,4 %; какое число ошибочно, решают по гладкости рядов и исходным замерам.
6
Давление насыщения пробы при пластовой температуре почти равно забойному давлению, при котором её отбирали. Что это может значить?
1. А.В залежи доказана газовая шапка
2. Б.Ошиблась лаборатория
3. В.Нефть у забоя могла уже разгазироваться, и давление насыщения пробы отражает давление отбора, а не пластовую нефть
4. Г.Проба идеальна: она отобрана точно при давлении насыщения
Показать ответ
Правильный ответ: В. Нефть у забоя могла уже разгазироваться, и давление насыщения пробы отражает давление отбора, а не пластовую нефть
Если у забоя давление опустилось до давления насыщения или ниже, часть газа могла остаться в пласте неподвижной, и проба оказывается в равновесии с давлением отбора. Её давление насыщения тогда занижено. Проверяют режим отбора и газовый фактор, сравнивают с другими пробами; при сомнении пробы отбирают заново при меньшей депрессии.

Обновлено: 17 октября 2026 г.