Особенности применения моделей неравновесного фазового поведения в задачах разработки месторождений углеводородов: критический обзор

Для корректного моделирования фазового поведения флюида и точного учета компонентного состава, долей и свойств присутствующих в пласте фаз при разработке месторождений углеводородов в некоторых случаях необходимо использовать модели неравновесного фазового поведения.

Наблюдаемые при разработке месторождений признаки неравновесного фазового поведения флюидов могут быть связаны с различными факторами. Экспериментально показано, что так называемая термодинамическая неравновесность (когда фазовый переход нельзя считать мгновенным по сравнению с характерным темпом изменения параметров состояния системы) проявляется при ограниченной удельной площади поверхности раздела фаз. «Гидродинамическая неравновесность» (отличие фактической пропорции добываемых фаз от ожидаемой) может возникать при высоких скоростях отбора по той причине, что одна из фаз не успевает сегрегировать и переносится в виде взвеси во второй фазе, без формирования отдельной сплошной среды. Правильная идентификация типа наблюдаемой неравновесности является ключевым фактором при выборе корректной модели.

В статье рассмотрены особенности различных моделей учета неравновесного фазового поведения. Проанализированы примеры их практического применения при различных проявлениях неравновесного фазового поведения и причинах его возникновения. Обсуждается проблема моделирования фильтрации, сопровождающейся неравновесными фазовыми переходами.

1. Богачев К., Земцов С., Милютин С., Индрупский И., Лобанова О. (2019). Численное моделирование неравновесных фазовых переходов в изотермической композиционной модели фильтрации углеводородов. Российская нефтегазовая техническая конференция SPE, Москва, Россия. SPE-196871-RU.

2. Бриллиант Л.С., Евдощук П.А., Плиткина Ю.А., Антипин М.А., Закиров С.Н., Индрупский И.М., Лобанова О.А. (2014). Возможность эффективной доразработки нефтяных месторождений за счет растворения insitu выделившегося из нефти газа. Нефтяное хозяйство, 4, с. 54–59.

3. Брусиловский А.И. (2002). Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. М.: Грааль, 575 с.

4. Булейко В.М., Вовчук Г.А. (2010). Проблема неравновесности в задачах разработки трудноизвлекаемых запасов углеводородов. Вести газовой науки, 5, с. 287–300.

5. Григорьев Е.Б., Сокотущенко В.Н. (2019). Исследование неравновесных изотермических фильтрационных течений углеводородной смеси в пористой среде. Вести газовой науки, 1 (38), с. 93–138.

6. Динариев О.Ю., Евсеев Н.В. (2023). Неравновесные течения газоконденсатной смеси в пористой среде. Прикладная механика и техническая физика, 64(4), с. 130–138. https://doi.org/10.15372/PMTF202315247

7. Зубов В.Р., Индрупский И.М., Богачев К.Ю. (2015). Моделирование обратного растворения газа в моделях BlackOil. Российская нефтегазовая техническая конференция SPE, Москва, Россия. SPE-176618-RU.

8. Индрупский И.М., Данько М.Ю., Цаган-Манджиев Т.Н., Аглямова А.И. (2020). Оценка параметров моделей неравновесного фазового поведения нефтяных и газоконденсатных систем по данным лабораторных и промысловых исследований. Российская нефтегазовая техническая конференция SPE, Москва, Россия. SPE-201956-RU.

9. Ковалёв А.Л., Шеберстов Е.В. (2018). Численное моделирование локально-неравновесной фильтрации в газоконденсатных пластах. Вести газовой науки, 5(37), с. 164–171.

10. Курбанов А.К., Розенберг М.Д., Желтов Ю.П., Шовкринский Г.Ю. (1966). Исследование движения многокомпонентных смесей в пористой среде. Теория и практика добычи нефти: ежегодник ВНИИ. М.: Недра, с. 31–48.

11. Лапшин В.И. (2001). Физическое моделирование фазовых превращений нефтегазоконденсатных систем глубокозалегающих месторождений Прикаспия. Дисс. докт. техн. наук. М., 329 с.

12. Лобанова О.А., Зубов В.Р., Индрупский И.М. (2014). Неравновесное фазовое поведение углеводородных смесей. Часть 1: эксперименты. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 11, с. 18–23.

13. Лобанова О.А., Индрупский И.М. (2012). Неравновесные и масштабные эффекты в моделировании фазового поведения углеводородных смесей. Нефтяное хозяйство, 6, с. 49–53.

14. Лобанова О.А., Индрупский И.М., Ющенко Т.C. (2016). Моделирование неравновесной динамики конденсатоотдачи на поздней стадии разработки газоконденсатной залежи. Российская нефтегазовая техническая конференция SPE, Москва, Россия. SPE-181977-RU. https://doi.org/10.2118/181977-RU

15. Максимов В.М. (1994). Основы гидротермодинамики пластовых систем. М.: Недра, 201 с.

16. Розенберг М.Д., Кундин С.А. (1976). Многофазная многокомпонентная фильтрация при добыче нефти и газа. М.: Недра, 335 с.

17. Чагеева П.А. (2023). Исследование критериев неравновесного фазового поведения. Магистерская диссертация. РГУ Нефти и Газа им. Губкина, 44 с.

18. Aglyamova A.I., Indrupskiy I.M. (2019). Numerical simulation of non-equilibrium isochoric phase transitions in hydrocarbon mixtures. IOP Journal of Physics: Conference Series, 1391, 012149. https://doi.org/10.1088/1742-6596/1391/1/012149

19. Al-Jenaibi F., Bogachev K., Milyutin S., Zemtsov S., Gusarov E., Kuzevanov M., Indrupskiy I. (2019). Numerical Simulation of NonEquilibrium Phase Behavior of Hydrocarbons for Modeling Oil and Gas Fields with Gas Injection. SPE Reservoir Characterisation and Simulation Conference and Exhibition, Abu Dhabi, UAE. SPE-196633-MS. https://doi.org/10.2118/196633-MS

20. Dorhjie D.B., Aminev T., Gimazov A., Khamidullin D., Kuporosov D., Maerle K., Grishin P., Cheremisin A. (2025). Impact of depletion rate on the thermodynamics of gas condensates: Experimental insights and analysis. Gas Science and Engineering, 134, 205534. https://doi.org/10.1016/j.jgsce.2024.205534

21. Dorhjie D. B., Pereponov D., Aminev T., Gimazov A., Khamidullin D., Kuporosov D., Tarkhov M., Rykov A., Filippov I., Mukhina E., Shilov E., Grishin P., Cheremisin A. (2024). A Microfuidic and Numerical Analysis of Non equilibrium Phase Behavior of Gas Condensates. Scientific Reports 14, 9500. https://doi.org/10.1038/s41598-024-59972-x

22. Gorodetskii, E.E., Voronov, V.P., Muratov, A.R., Kulikov, V.D. (2005). Study of Non-Equilibrium Phase Transitions in Binary and Ternary Hydrocarbon Mixtures. Research Report. Moscow, OGRI RAS.

23. Indrupskiy I.M., Lobanova O.A., Zubov V.R. (2017). Non-equilibrium phase behavior of hydrocarbons in compositional simulations and upscaling. Computational Geosciences, 21(5), рр. 1173–1188. DOI: 10.1007/ s10596-017-9648-x

24. Mohamadi-Baghmolaei M., Azin R., Osfouri S., Zendehboudi S. (2019). Evaluation of mass transfer coefficient for gas condensates in porous systems: Experimental and modeling. Fuel, 255, 115507. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2019.05.090

25. Nghiem L.X., Sammon P.H. (1997). A Non-Equilibrium Equation-ofState Compositional Simulator. SPE Reservoir Simulation Symposium, Dallas, USA. SPE 37980.

26. Rock Flow Dynamics: tNavigator User Manual (2024). Version 23.4.

27. Saboorian-Jooybari H., Dejam M., Chen Z. (2014). Equilibrium or Nonequilibrium Models: A Critical Issue in Determination of Gas Diffusivity in Oil. SPE Heavy Oil Conference, Calgary, Canada. SPE-170030-MS. https://doi.org/10.2118/170030-MS

28. Tikhonov V.S., Indrupskiy I.M., Bukashkina O.S. (2020). Effects of phase transitions on nonstationary liquid-gas flow in a well during gas kicks. Journal of Petroleum Science and Engineering, 184, 106526. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.106526

29. Whitson C.H., Brule M.R. (2000). Phase Behavior. SPE Monograph (Henry L. Doherty) Series, 20, SPE, Richardson, USA, 233 p. https://doi.org/10.2118/9781555630874

30. Yang Y., Lun Z., Wang R., Hu W. (2020). Non-equilibrium phase behavior in gas condensate depletion experiments. Fluid Phase Equilibria, 506, 112410. https://doi.org/10.1016/j.fluid.2019.112410