Типы пластовых флюидов

Кратко о главном

Тип флюида определяется положением пластовой температуры относительно фазовой огибающей: левее критической точки — нефть (ниже давления насыщения в пласте выделяется газ), между критической точкой и крикондентермой — газоконденсат (ниже точки росы выпадает конденсат), правее крикондентермы — газ, жирный или сухой.
Чёрная нефть даёт на поверхности много жидкости и умеренно газа; летучая нефть — много газа, и её объём при сепарации уменьшается примерно вдвое. У обеих при пластовой температуре есть давление насыщения — точка начала кипения.
Газоконденсат в пласте однофазен, пока давление выше точки росы; ниже неё в порах выпадает жидкость, которая в основном остаётся в пласте. Жирный газ однофазен в пласте всегда, а жидкость даёт только в сепараторе; сухой газ не даёт жидкости и на поверхности.
Промысловые признаки — газовый фактор, плотность и цвет жидкости, мольная доля C7+ в пластовой смеси. Граница нефть — газоконденсат проходит примерно при 570 м³/м³ (3200 scf/STB) и 12,5 мол. % C7+; границы размыты, и тип подтверждают опытом в PVT-ячейке — лабораторной ячейке, где пробу исследуют при заданных давлении и температуре.
В залежи с газовой шапкой на газонефтяном контакте нефть находится при давлении насыщения, а газ — при давлении точки росы: обе фазы насыщены.

Ключевые соотношения

z_i = \frac{n_g\,y_i + n_o\,x_i}{n_g + n_o},\qquad n_g = \frac{R}{V_m},\qquad n_o = \frac{\rho_o}{M_o}

состав пластовой смеси по пробам газа и жидкости (рекомбинация); количества — на 1 м³ жидкости

1\ \text{м}^3/\text{м}^3 = 5{,}615\ \text{scf/STB}

газовый фактор: scf — стандартный кубический фут газа, STB — баррель дегазированной нефти; стандартные условия газа одинаковые

\text{КГФ}\,[\text{см}^3/\text{м}^3] = \frac{10^6}{R\,[\text{м}^3/\text{м}^3]}

конденсатогазовый фактор — величина, обратная газовому фактору

Где чаще всего ошибаются

Определять тип флюида по одному газовому фактору: газоконденсаты и жирные газы, летучие и чёрные нефти по нему перекрываются. Решающий признак — есть ли при пластовой температуре точка начала кипения или точка росы.
Путать жирный газ с «влажным» в смысле воды: «жирный» (wet) — значит дающий углеводородную жидкость на поверхности; водяной пар есть почти в любом газе.
Надеяться «испарить обратно» выпавший в пласте конденсат быстрым снижением давления: огибающая оставшейся смеси смещается, и испаряются в основном лёгкие компоненты.
Отбирать пробу газоконденсата или летучей нефти, когда давление у забоя уже ниже давления насыщения: проба не будет представительной.
Считать газовую шапку и нефтяную оторочку одним флюидом: у них разные фазовые огибающие, а в равновесии они находятся только на контакте.

После урока вы сможете

назвать пять типов пластовых флюидов и объяснить, чем различаются их фазовые огибающие относительно пластовой температуры и условий сепаратора;
описать, что происходит в пласте и на поверхности с каждым типом флюида при снижении пластового давления;
определять вероятный тип флюида по промысловым данным — газовому фактору, плотности жидкости в градусах API, цвету, содержанию C7+ — и понимать ненадёжность этих признаков вблизи границ;
рассчитывать долю фракции C7+ в пластовой смеси по пробам газа и жидкости и переводить газовый и конденсатогазовый факторы между единицами;
объяснить, зачем в газоконденсатных залежах поддерживают давление и что такое сайклинг-процесс, и описать фазовое состояние залежи с газовой шапкой.

Пять типов флюидов и фазовая огибающая

Пластовые флюиды принято делить на пять типов: чёрная нефть (black oil), летучая нефть (volatile oil), газоконденсат (gas condensate, retrograde gas), жирный газ (wet gas) и сухой газ (dry gas). Различие между ними не в названии продукта, а в фазовом поведении: что происходит с флюидом в пласте при снижении давления и что получается в сепараторе.

Все пять типов объясняет одна картина (Фазовое поведение: чистые вещества и двухкомпонентные смеси). Разработка залежи — почти изотермический процесс: температура пласта постоянна, а давление падает. Поэтому изменение состояния флюида в пласте изображается вертикальной линией на диаграмме «давление — температура», а путь от забоя до сепаратора — линией, по которой снижаются и давление, и температура. Тип флюида определяется тем, где эти линии проходят относительно фазовой огибающей.

СхемаПять типов пластовых флюидов (схема). На каждой панели — фазовая огибающая с линиями постоянной доли жидкости, критическая точка

C

, снижение давления в пласте при пластовой температуре (стрелка) и условия сепаратора (квадрат). Чем больше в смеси тяжёлых компонентов, тем шире огибающая и тем правее она лежит относительно пластовой температуры.

Как ведут себя пять типов флюидов

Тип: Чёрная нефть
Пластовая температура: намного левее критической точки
В пласте при снижении давления: ниже давления насыщения выделяется газ
В сепараторе: много жидкости, умеренно газа

Тип: Летучая нефть
Пластовая температура: немного левее критической точки
В пласте при снижении давления: ниже давления насыщения быстро выделяется много газа
В сепараторе: много газа; жидкости — около половины пластового объёма

Тип: Газоконденсат
Пластовая температура: между критической точкой и крикондентермой
В пласте при снижении давления: ниже точки росы выпадает конденсат
В сепараторе: газ и лёгкая жидкость — конденсат

Тип: Жирный газ
Пластовая температура: правее крикондентермы
В пласте при снижении давления: остаётся газом
В сепараторе: газ и немного конденсата

Тип: Сухой газ
Пластовая температура: правее крикондентермы
В пласте при снижении давления: остаётся газом
В сепараторе: только газ

Тип	Пластовая температура	В пласте при снижении давления	В сепараторе
Чёрная нефть	намного левее критической точки	ниже давления насыщения выделяется газ	много жидкости, умеренно газа
Летучая нефть	немного левее критической точки	ниже давления насыщения быстро выделяется много газа	много газа; жидкости — около половины пластового объёма
Газоконденсат	между критической точкой и крикондентермой	ниже точки росы выпадает конденсат	газ и лёгкая жидкость — конденсат
Жирный газ	правее крикондентермы	остаётся газом	газ и немного конденсата
Сухой газ	правее крикондентермы	остаётся газом	только газ

Путь от забоя к сепаратору не изотермический: продукция охлаждается, поэтому точка сепаратора лежит левее и ниже пластовых условий.

Чёрная и летучая нефть

У нефтей критическая температура смеси выше пластовой: пластовая температура лежит левее критической точки. Если начальное давление выше давления насыщения, нефть недонасыщенная: при снижении давления она просто расширяется, пока давление не дойдёт до линии начала кипения. Если начальное давление равно давлению насыщения, нефть насыщенная: газ выделяется при малейшем снижении давления, и в залежи обычно уже есть газовая шапка.

Чёрная нефть — самый распространённый тип. В ней много тяжёлых компонентов, огибающая широкая, а линии постоянной доли жидкости распределены по ней довольно равномерно. Поэтому и в пласте ниже давления насыщения, и в сепараторе смесь остаётся в основном жидкой: объёмный коэффициент обычно меньше 2, газовый фактор — до 300 м³/м³ с небольшим, товарная нефть тёмная — чёрная, коричневая, иногда с зеленоватым оттенком. Для неё хорошо работает модель «чёрной нефти» (Модель «чёрной нефти»: газосодержание и объёмные коэффициенты) — модель и названа по таким нефтям.

Летучая нефть содержит больше лёгких и промежуточных компонентов (от этана до гексана) и меньше тяжёлых. Пластовая температура у неё ближе к критической, а линии постоянной доли жидкости сгущаются у линии начала кипения: чуть ниже давления насыщения выделяется очень много газа. Из кубометра пластовой летучей нефти в резервуаре остаётся примерно половина или меньше (объёмный коэффициент больше 2), газовый фактор — примерно 300–600 м³/м³, жидкость коричневая, оранжевая или зеленоватая, 40 °API и легче. Раньше такие нефти называли нефтями с высокой усадкой.

Для летучей нефти модель «чёрной нефти» неточна: газ, выделившийся в пласте, несёт много промежуточных компонентов, которые в сепараторе частично конденсируются. Её свойства рассчитывают по композиционной модели или по расширенной модели «чёрной нефти» (см. дополнительные материалы).

Чтобы нефть в пласте не разгазировалась, давление поддерживают выше давления насыщения, чаще всего закачкой воды (Зачем закачивают воду: поддержание давления и вытеснение нефти). Для летучей нефти это особенно важно: ниже давления насыщения газ быстро становится подвижным и уходит к скважинам, унося энергию пласта.

Газоконденсат

Если пластовая температура лежит между критической точкой и крикондентермой, в начальных условиях флюид — газ, точнее однофазная плотная смесь (её часто называют плотной фазой), а его давление насыщения — давление начала конденсации, точка росы. Пока пластовое давление выше неё, газоконденсат ведёт себя как обычный газ. Ниже точки росы в порах начинается ретроградная конденсация: выпадает жидкость, обогащённая тяжёлыми компонентами.

РасчётДоля выпавшей жидкости в поровом объёме, занятом углеводородами, при снижении пластового давления для условного газоконденсата с точкой росы 36 МПа (формула — в дополнительных материалах). Ниже точки росы жидкость быстро накапливается, после максимума испаряется лишь частично.

Выпавший в пласте конденсат в основном неподвижен: его насыщенность обычно меньше той, при которой жидкость начинает течь (Относительная проницаемость). Из пласта уходит всё более «бедный» газ: конденсатогазовый фактор (КГФ) — количество конденсата на единицу добытого газа — падает, а самые ценные тяжёлые компоненты остаются в пласте. Особенно сильно конденсат накапливается у забоя, где давление ниже всего: возникает конденсатная блокада (condensate banking), которая снижает продуктивность скважины, даже когда среднее давление в пласте ещё выше точки росы. Вблизи критической точки межфазное натяжение мало, и конденсат может двигаться при меньших насыщенностях, чем обычная нефть; это учитывают при моделировании.

Типичные признаки газоконденсата: газовый фактор больше примерно 570 м³/м³ (3200 scf/STB), конденсат светлый — от бесцветного до соломенного и светло-коричневого, 40–60 °API, фракции C7+ в пластовой смеси меньше примерно 12,5 мол. %. В русскоязычной практике богатство газа конденсатом выражают конденсатогазовым фактором в кубических сантиметрах стабильного конденсата на кубометр газа или содержанием конденсата в граммах на кубометр.

Чтобы конденсат не терялся в пласте, давление поддерживают выше точки росы. Закачка воды здесь подходит плохо: вода защемляет за фронтом заметную часть газа вместе с растворёнными в нём тяжёлыми компонентами. Чаще применяют сайклинг-процесс (gas cycling): добытый газ отделяют от конденсата, отбирают из него тяжёлые компоненты и сухой газ закачивают обратно в пласт. Сухой газ смешивается с пластовым и постепенно вытесняет его к добывающим скважинам, а конденсат продают. Вместе с конденсатом из пласта уходит часть объёма, поэтому для полного поддержания давления газа нужно больше, чем осталось после отделения конденсата, — его добавляют со стороны. Когда закачанный газ прорвётся к добывающим скважинам, залежь доразрабатывают на истощение как обычную газовую.

Жирный и сухой газ

У газов вся огибающая лежит левее пластовой температуры: крикондентерма ниже неё. При снижении пластового давления флюид остаётся однофазным газом, и жидкость в пласте не выпадает.

Жирный газ (wet gas) содержит достаточно тяжёлых углеводородов, чтобы при охлаждении в скважине и сепараторе часть их сконденсировалась: условия сепаратора лежат внутри огибающей. Получаемая жидкость — лёгкий бесцветный или слабоокрашенный конденсат, до 70 °API. Английское wet относится именно к этой углеводородной жидкости, а не к воде. Газовый фактор жирного газа — тысячи кубометров газа на кубометр конденсата, и в течение разработки он почти не меняется: в пласте жидкость не выпадает, и состав добываемой смеси остаётся прежним.

Сухой газ (dry gas) — почти чистый метан с небольшой примесью этана и неуглеводородных газов. Жидкость не образуется ни в пласте, ни в сепараторе: и пластовый путь, и условия сепаратора лежат вне огибающей. «Сухим» такой газ называют по отсутствию углеводородной жидкости: водяным паром он может быть насыщен, и при охлаждении под давлением из него выделяется вода и могут образоваться газовые гидраты. Поэтому газ на промысле осушают (Подготовка и компримирование газа).

Граница между жирным и сухим газом условна: она зависит от того, при каких давлении и температуре работает сепаратор. Газ, который в обычном сепараторе остаётся сухим, на установке низкотемпературной сепарации может дать конденсат.

Как распознать тип флюида по промысловым данным

Фазовую огибающую пластового флюида на промысле не видно: её получают в лаборатории или рассчитывают по составу. Но первые выводы о типе флюида делают уже по результатам испытания скважины — по газовому фактору, плотности и цвету жидкости. Эти признаки связаны между собой, потому что все они отражают одно: долю тяжёлых компонентов в смеси (Состав пластовых флюидов).

Промысловые признаки типов флюидов (ориентировочно)

Тип: Чёрная нефть
Начальный газовый фактор, м³/м³: до 310
Жидкость, °API: меньше 45
C7+, мол. %: больше 20
Насыщение при $T_{\text{пл}}$: точка начала кипения

Тип: Летучая нефть
Начальный газовый фактор, м³/м³: 310–570
Жидкость, °API: больше 40
C7+, мол. %: 12,5–20
Насыщение при $T_{\text{пл}}$: точка начала кипения

Тип: Газоконденсат
Начальный газовый фактор, м³/м³: больше 570
Жидкость, °API: 40–60
C7+, мол. %: меньше 12,5
Насыщение при $T_{\text{пл}}$: точка росы

Тип: Жирный газ
Начальный газовый фактор, м³/м³: больше 2700
Жидкость, °API: до 70
C7+, мол. %: обычно меньше 4
Насыщение при $T_{\text{пл}}$: нет (в пласте)

Тип: Сухой газ
Начальный газовый фактор, м³/м³: больше 18 000
Жидкость, °API: жидкости почти нет
C7+, мол. %: около 0
Насыщение при $T_{\text{пл}}$: нет

Тип	Начальный газовый фактор, м³/м³	Жидкость, °API	C7+, мол. %	Насыщение при $T_{\text{пл}}$
Чёрная нефть	до 310	меньше 45	больше 20	точка начала кипения
Летучая нефть	310–570	больше 40	12,5–20	точка начала кипения
Газоконденсат	больше 570	40–60	меньше 12,5	точка росы
Жирный газ	больше 2700	до 70	обычно меньше 4	нет (в пласте)
Сухой газ	больше 18 000	жидкости почти нет	около 0	нет

Ориентировочные границы, обобщающие промысловую статистику; в промысловых единицах 310 м³/м³ ≈ 1750 scf/STB, 570 ≈ 3200, 2700 ≈ 15 000, 18 000 ≈ 100 000 scf/STB. Газовый фактор здесь — весь газ на 1 м³ дегазированной жидкости при начальных условиях, оба объёма стандартные. Признаки перекрываются: газоконденсаты и жирные газы по газовому фактору не различить; тип подтверждают опытом в PVT-ячейке — при пластовой температуре у нефти находят точку начала кипения, у газоконденсата — точку росы. $T_{\text{пл}}$ — пластовая температура.

Много говорит и то, как газовый фактор меняется в процессе разработки:

у нефти выше давления насыщения газовый фактор постоянен; ниже него он сначала может немного снизиться, а затем растёт по мере того, как свободный газ становится подвижным;
у газоконденсата газовый фактор постоянен, пока давление выше точки росы, а ниже неё растёт: конденсат остаётся в пласте, и добываемый газ беднеет;
у жирного и сухого газа газовый фактор в течение разработки почти не меняется.

Расчётный примерТип флюида по результатам испытаний трёх скважин

Исходные данные (условные)

Скважина 1: газовый фактор 85 м³/м³; жидкость 876 кг/м³, тёмно-коричневая
Скважина 2: газовый фактор 520 м³/м³; жидкость 800 кг/м³, оранжево-коричневая
Скважина 3: газовый фактор 2400 м³/м³; жидкость 752 кг/м³, соломенно-жёлтая
Условия: плотности жидкостей приведены к 15,6 °C; плотность воды 999,0 кг/м³

Решение

Газовые факторы в промысловых единицах: $85\cdot 5{,}615 = 477$ , $520\cdot 5{,}615 = 2920$ и $2400\cdot 5{,}615 = 13\,476$ scf/STB.
Плотность жидкостей в градусах API: $141{,}5/(876/999) - 131{,}5 = 29{,}9$ ; так же 45,2 и 56,5 °API.
Для скважины 3 конденсатогазовый фактор: $10^6/2400 = 417$ см³/м³, или $417\cdot 0{,}752 = 313$ г/м³.
Сопоставляем с таблицей признаков.

Ответ: Скважина 1 — чёрная нефть (477 scf/STB, 29,9 °API); скважина 2 — вероятно, летучая нефть (2920 scf/STB, 45,2 °API); скважина 3 — газоконденсат (13 476 scf/STB, конденсат 56,5 °API, около 420 см³ на кубометр газа).

Что это значит. Для скважин 1 и 3 все признаки согласуются. Скважина 2 близка к границе летучей нефти и газоконденсата (570 м³/м³), и по промысловым данным её тип достоверно не установить: нужна представительная проба и опыт в PVT-ячейке — есть ли при пластовой температуре точка начала кипения или точка росы. От ответа зависит схема разработки: летучую нефть обычно заводняют, газоконденсат разрабатывают на истощение или с закачкой газа (сайклинг). Данные примера условные.

Надёжнее газового фактора — мольная доля фракции C7+ в пластовой смеси: по промысловой статистике граница между нефтями и газоконденсатами проходит около 12,5 мол. %. Её получают рекомбинацией — пересчётом составов газа и жидкости, отобранных на поверхности, к пластовой смеси по газовому фактору (Отбор проб пластовых флюидов).

Состав пластовой смеси по пробам газа и жидкости (рекомбинация)

z_i = \frac{n_g\,y_i + n_o\,x_i}{n_g + n_o},\qquad n_g = \frac{R}{V_m},\qquad n_o = \frac{\rho_o}{M_o}

где:

$z_i$ мольная доля компонента $i$ в пластовой смеси, —
$y_i,\ x_i$ мольные доли компонента в газе и в жидкости, —
$n_g,\ n_o$ количество газа и жидкости, приходящееся на 1 м³ жидкости, кмоль
$R$ газовый фактор: стандартный объём газа на 1 м³ жидкости, м³/м³
$V_m$ мольный объём идеального газа при стандартных условиях: 24,06 м³/кмоль при 0,101325 МПа и 20 °C (23,64 — при 15 °C), м³/кмоль
$\rho_o,\ M_o$ плотность и молярная масса жидкости при тех условиях, к которым отнесён газовый фактор, кг/м³, кг/кмоль

Единицы: мольные доли — в долях единицы; объём газа — стандартный

Справедливо, если

газ и жидкость отобраны одновременно на установившемся режиме, при давлении у забоя выше давления насыщения; иначе поток на поверхности не соответствует пластовой смеси;
газовый фактор и свойства жидкости отнесены к одной и той же жидкости: либо к жидкости сепаратора, либо к дегазированной нефти (тогда газ — весь газ сепаратора и резервуара, а его состав — средний по обоим потокам);
газ при стандартных условиях считается идеальным — погрешность меньше 1 %.

Пластовая смесь — сумма молей газа и жидкости, пришедших из пласта одновременно. Газ даёт много молей при малой массе, жидкость — наоборот. Поэтому даже 10–15 мол. % C7+ в пластовой смеси означают большой выход жидкости на поверхности.

Расчётный примерКакая доля C7+ в пластовой смеси: нефть или газоконденсат?

Исходные данные (условные)

Газовый фактор: 480 м³/м³: весь газ сепаратора и резервуара на 1 м³ дегазированной нефти, 20 °C
Дегазированная нефть: 800 кг/м³, молярная масса 180 кг/кмоль, фракция C7+ — 75 мол. %
Газ: фракция C7+ — 0,4 мол. %
Мольный объём газа: 24,06 м³/кмоль (0,101325 МПа и 20 °C)

Решение

Газа на 1 м³ нефти: $n_g = 480/24{,}06 = 19{,}95$ кмоль; нефти: $n_o = 800/180 = 4{,}44$ кмоль.
Фракции C7+ в них: $19{,}95\cdot 0{,}004 + 4{,}44\cdot 0{,}75 = 3{,}41$ кмоль.
Всего вещества: $19{,}95 + 4{,}44 = 24{,}40$ кмоль; доля C7+: $z_{7+} = 3{,}41/24{,}40 = 0{,}140$ , то есть 14,0 мол. %.
Доля газа в пластовой смеси по молям: $19{,}95/24{,}40 = 0{,}82$ ; газовый фактор в промысловых единицах — 2695 scf/STB.

Ответ: В пластовой смеси около 14,0 мол. % фракции C7+ — больше 12,5 %; газовый фактор 2695 scf/STB меньше 3200. Оба признака указывают на летучую нефть.

Что это значит. Хотя больше 81 % молей пластовой смеси приходит на поверхность газом, тяжёлой фракции в ней достаточно, чтобы при пластовой температуре смесь, скорее всего, имела точку начала кипения. Оба признака, однако, недалеко от границы, поэтому тип подтверждают опытом в PVT-ячейке. Тот же расчёт по всем компонентам даёт полный состав пластовой смеси — исходные данные для уравнения состояния. Данные примера условные.

РасчётУсловный состав пяти типов пластовых флюидов в мольных процентах (таблица в теме о составе флюидов): доля фракции C7+ растёт от сухого газа к чёрной нефти.

Залежи с газовой шапкой

Если в залежи есть и газ, и нефть, это два разных флюида в равновесии. На газонефтяном контакте они соприкасаются при одних и тех же давлении и температуре, поэтому нефть там находится при своём давлении насыщения, а газ — при своём давлении точки росы: обе фазы насыщены.

У каждого флюида своя фазовая огибающая. Огибающая нефти проходит через точку пластовых условий на контакте своей линией начала кипения, огибающая газа — своей линией точек росы. Если смешать газ и нефть в той пропорции, в какой они находятся в залежи, для такой смеси пластовые условия окажутся внутри её огибающей — на линии постоянной доли жидкости, равной доле нефти в объёме залежи.

Газовая шапка может быть сухим газом, жирным газом или газоконденсатом — в зависимости от её состава и температуры. Под газоконденсатной шапкой бывает нефтяная оторочка — нефтяная часть залежи небольшой толщины. Разрабатывать такие залежи особенно сложно: при отборе нефти газ шапки прорывается к скважинам, а при отборе газа давление в шапке падает, нефть оторочки перемещается в газонасыщенную часть пласта и частично в ней остаётся.

Термины и обозначения

Чёрная нефть: нефть с широкой фазовой огибающей и умеренным газовым фактором (до ~310 м³/м³); объёмный коэффициент обычно меньше 2.
Летучая нефть: нефть с большим содержанием лёгких и промежуточных компонентов; газовый фактор ~310–570 м³/м³, объёмный коэффициент больше 2, пластовая температура близка к критической.
Газоконденсат: пластовая смесь, у которой пластовая температура лежит между критической и крикондентермой; ниже точки росы в пласте выпадает конденсат.
Жирный газ: газ, остающийся однофазным в пласте, но дающий углеводородную жидкость в сепараторе.
Сухой газ: газ, не образующий углеводородной жидкости ни в пласте, ни в сепараторе.
Конденсатогазовый фактор (КГФ): количество стабильного конденсата на единицу добытого газа, см³/м³; содержание конденсата выражают также в г/м³.
Сайклинг-процесс: закачка сухого газа, отделённого от конденсата, обратно в газоконденсатный пласт для поддержания давления выше точки росы.
Нефтяная оторочка: нефтяная часть залежи небольшой толщины под газовой, часто газоконденсатной, шапкой.

Частые ошибки и заблуждения

Неверно

«Газовый фактор 400 м³/м³ — значит, это газоконденсат».

На самом деле

400 м³/м³ (около 2250 scf/STB) — типичное значение для летучей нефти. Тип определяет положение пластовой температуры относительно огибающей; промысловые признаки лишь указывают на него.

Неверно

«Газоконденсатную залежь можно разрабатывать как газовую: конденсат потом испарится при снижении давления».

На самом деле

Ниже точки росы выпавшая жидкость в основном остаётся в порах, огибающая оставшейся смеси смещается вправо, и при дальнейшем снижении давления испаряются лишь лёгкие компоненты. Потери конденсата предотвращают поддержанием давления.

Неверно

«Жирный газ — это газ с большим содержанием воды».

На самом деле

Жирный (wet) — газ, дающий углеводородный конденсат в сепараторе. Водяной пар есть почти в любом пластовом газе, и его удаляют осушкой.

Неверно

«Под газовой шапкой нефть недонасыщенная: газ ведь уже отделился».

На самом деле

Наоборот: на контакте с газом нефть насыщена — находится при давлении насыщения. Недонасыщенной бывает нефть залежи без газовой шапки.

Неверно

«Сухой газ — значит, жидкости на промысле не будет никогда».

На самом деле

«Сухость» зависит от условий сепарации: при низкотемпературной сепарации из того же газа может выделиться конденсат, а при охлаждении под давлением — вода и гидраты.

Подробно: для продвинутых

Околокритические флюиды и изменение состава с глубиной

Когда пластовая температура близка к критической температуре смеси, граница между летучей нефтью и газоконденсатом теряет практический смысл: при небольшом изменении состава точка начала кипения сменяется точкой росы, плотности и составы фаз близки, межфазное натяжение мало. Такие околокритические (near-critical) флюиды требуют особенно тщательного отбора проб и расчётов по уравнению состояния (Кубические уравнения состояния).

В залежах большой высоты состав флюида может закономерно меняться с глубиной: под действием силы тяжести тяжёлые компоненты концентрируются внизу. Газовый фактор с глубиной уменьшается, давление насыщения меняется, а в околокритической системе газоконденсат в кровле может плавно, без чёткого контакта, переходить в летучую нефть у подошвы. Поэтому проба из одной скважины не всегда характеризует всю залежь (Градиенты давления, контакты флюидов и капиллярное равновесие).

Какая модель флюида нужна для расчётов

Тип флюида и модель для расчётов

Тип флюида: Чёрная нефть
Обычно достаточно: модель «чёрной нефти»: $R_s$ , $B_o$ , $B_g$ по давлению
Когда нужно больше: закачка газа, смешение нефтей разных пластов

Тип флюида: Летучая нефть
Обычно достаточно: расширенная модель «чёрной нефти»
Когда нужно больше: закачка газа, околокритические условия — композиционная модель

Тип флюида: Газоконденсат
Обычно достаточно: расширенная модель: учитывает жидкость, растворённую в газе
Когда нужно больше: сайклинг, закачка газа — композиционная модель

Тип флюида: Жирный газ
Обычно достаточно: свойства газа по составу всей добываемой смеси; конденсат пересчитывают в эквивалентный газ
Когда нужно больше: проектирование подготовки газа — расчёт по составу

Тип флюида: Сухой газ
Обычно достаточно: свойства газа: коэффициент сверхсжимаемости, $B_g$
Когда нужно больше: —

Тип флюида	Обычно достаточно	Когда нужно больше
Чёрная нефть	модель «чёрной нефти»: $R_s$ , $B_o$ , $B_g$ по давлению	закачка газа, смешение нефтей разных пластов
Летучая нефть	расширенная модель «чёрной нефти»	закачка газа, околокритические условия — композиционная модель
Газоконденсат	расширенная модель: учитывает жидкость, растворённую в газе	сайклинг, закачка газа — композиционная модель
Жирный газ	свойства газа по составу всей добываемой смеси; конденсат пересчитывают в эквивалентный газ	проектирование подготовки газа — расчёт по составу
Сухой газ	свойства газа: коэффициент сверхсжимаемости, $B_g$	—

Расширенная модель «чёрной нефти» учитывает не только газ, растворённый в нефти, но и жидкие углеводороды, растворённые в газе (их содержание на единицу объёма газа). Типы моделей — в теме Типы гидродинамических моделей, свойства газа — в теме Объёмный коэффициент, сжимаемость и вязкость газа.

Условная кривая выпадения конденсата

Кривая на графике раздела о газоконденсате рассчитана по простой аппроксимации для воображаемого газоконденсата:

Условная аппроксимация выпадения конденсата

S_L(p) = S_{\max}\,\frac{\Delta p}{\Delta p_m}\,\e^{\,1 - \Delta p/\Delta p_m},\qquad \Delta p = p_d - p \ge 0

где:

$S_L$ доля жидкости в поровом объёме, занятом углеводородами, %
$S_{\max}$ наибольшая доля жидкости; принята 12 %, %
$p_d$ давление точки росы; принято 36 МПа, МПа
$\Delta p_m$ снижение давления ниже точки росы, при котором выпадение наибольшее; принято 16 МПа (максимум при 20 МПа), МПа

Единицы: МПа, %

Справедливо, если

это аппроксимация для одного воображаемого флюида, а не корреляция: вид функции подобран так, чтобы повторить типичную форму лабораторных кривых — быстрый рост ниже точки росы, максимум и медленное повторное испарение;
выше точки росы $S_L = 0$ ; реальные кривые получают в лаборатории опытом с постоянным объёмом ячейки (Лабораторные PVT-исследования).

Наибольшая доля жидкости и её положение зависят от состава: у бедных газоконденсатов выпадает несколько процентов, у богатых — в разы больше.

Расчётный примерСколько жидкости выпадает в пласте условного газоконденсата

Исходные данные (условные)

Параметры кривой: $p_d = 36$ МПа, $S_{\max} = 12$ %, $\Delta p_m = 16$ МПа

Решение

При 30 МПа: $\Delta p/\Delta p_m = 6/16 = 0{,}375$ ; $S_L = 12\cdot 0{,}375\cdot \e^{0{,}625} = 8{,}4$ %.
При 20 МПа: $\Delta p/\Delta p_m = 1$ ; $S_L = S_{\max} = 12{,}0$ %.
При 5 МПа: $\Delta p/\Delta p_m = 31/16 = 1{,}9375$ ; $S_L = 9{,}1$ %, то есть 76 % от наибольшего количества.

Ответ: Уже через 6 МПа ниже точки росы выпадает 8,4 % от объёма пор с углеводородами; к 5 МПа испаряется лишь около четверти максимального количества жидкости.

Что это значит. Если выпавшая жидкость неподвижна, она почти вся остаётся в пласте: снижение давления возвращает в газ лишь небольшую, самую лёгкую её часть. Данные условные.

Связь с другими темами

Фазовое поведение: чистые вещества и двухкомпонентные смеси — фазовая огибающая, критическая точка, крикондентерма и ретроградная конденсация.
Состав пластовых флюидов — из чего состоят флюиды разных типов; фракция C7+.
Модель «чёрной нефти»: газосодержание и объёмные коэффициенты — газосодержание и объёмные коэффициенты — модель, в которой описывают чёрную нефть.
Отбор проб пластовых флюидов — как отобрать представительную пробу нефти и газоконденсата.
Лабораторные PVT-исследования — опыты, которые определяют давление насыщения, точку росы и выпадение конденсата.
Ретроградная конденсация, парафины, асфальтены и флюиды высоких давлений — ретроградная конденсация в пласте, парафины, асфальтены и флюиды высоких давлений.
Естественные режимы работы залежей — режимы работы залежей с газовой шапкой, растворённым газом и напором воды.

Проверьте себя

1
Пластовая температура лежит между критической температурой смеси и крикондентермой. Какой это флюид?
1. А.Газоконденсат
2. Б.Сухой газ
3. В.Летучая нефть
4. Г.Чёрная нефть
Показать ответ
Правильный ответ: А. Газоконденсат
Правее критической точки флюид в пласте — газ. Пока температура левее крикондентермы, изотерма пересекает линию точек росы, и при снижении давления в пласте выпадает конденсат. Это газоконденсат.
2
Чем жирный газ отличается от сухого?
1. А.Ничем, это синонимы
2. Б.Жирный газ содержит много водяного пара
3. В.Жирный газ выделяет жидкость в пласте при снижении давления
4. Г.У жирного газа условия сепаратора лежат внутри фазовой огибающей, и на поверхности выделяется конденсат
Показать ответ
Правильный ответ: Г. У жирного газа условия сепаратора лежат внутри фазовой огибающей, и на поверхности выделяется конденсат
Оба газа в пласте однофазны при любом давлении. Жирный газ содержит достаточно тяжёлых углеводородов, чтобы они сконденсировались при охлаждении в сепараторе; у сухого газа и сепаратор лежит вне огибающей. «Жирный» относится к углеводородной жидкости, а не к воде.
3
Начальный газовый фактор скважины — 1500 м³/м³, жидкость светлая, 55 °API. Каков вероятный тип флюида и как его подтвердить?
Показать ответ
1500 м³/м³ ≈ 8400 scf/STB — больше границы около 570 м³/м³ (3200 scf/STB), а светлая жидкость в 55 °API типична для конденсата. Вероятно, это газоконденсат. Подтверждают опытом в PVT-ячейке на представительной пробе: при пластовой температуре должна наблюдаться точка росы, а не точка начала кипения.
4
Почему для газоконденсатной залежи закачка сухого газа (сайклинг) обычно предпочтительнее заводнения, хотя и дороже?
Показать ответ
Цель — держать давление выше точки росы, чтобы конденсат не выпадал в пласте. Вода защемляет за фронтом часть газа вместе с растворёнными в нём тяжёлыми компонентами, а сухой газ смешивается с пластовым газом и вытесняет его к скважинам. Недостатки сайклинга: продажа газа откладывается, нужны компрессоры, закачанный газ может рано прорваться к добывающим скважинам.
5
Пластовое давление газоконденсатной залежи опустилось ниже давления точки росы. Как будет меняться конденсатогазовый фактор?
1. А.Сначала упадёт до нуля, затем вырастет
2. Б.Падать: конденсат остаётся в пласте, и добываемый газ беднеет
3. В.Расти: выпадает больше жидкости
4. Г.Не изменится
Показать ответ
Правильный ответ: Б. Падать: конденсат остаётся в пласте, и добываемый газ беднеет
Выпавшая в пласте жидкость в основном неподвижна, тяжёлые компоненты остаются в порах, и к скважине идёт всё более бедный газ. Газовый фактор растёт, а конденсатогазовый фактор — обратная ему величина — падает.
6
В залежи есть газовая шапка. Что можно сказать о нефти у газонефтяного контакта и о газе шапки?
Показать ответ
Обе фазы насыщены: нефть на контакте находится при давлении насыщения, газ — при давлении точки росы, потому что они в равновесии при одних давлении и температуре. Любое снижение давления вызовет выделение газа из нефти, а если шапка газоконденсатная — и выпадение конденсата из газа.

Обновлено: 19 октября 2026 г.