A Simple Approach to Dynamic Material Balance in Gas-Condensate Reservoirs

Une approche simple pour un équilibre dynamique des matières dans des réservoirs de gaz-condensat

IOR Research Institute, NIOC, 22 Negar St., Vanak Sq., Tehran - R.I. d’Iran
e-mail: m.heidari.su@gmail.com - sgerami@gmail.com - emadi@nioc.rtd.ir

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Abstract

In traditional material balance calculations, shut-in well pressure data are used to determine average reservoir pressure while recent techniques do not require the well to be shut-in and use instead flowing well pressure-rate data. These methods, which are known as “dynamic” material balance, are developed for single-phase flow (oil or gas) in reservoirs. However, utilization of such methods for gas-condensate reservoirs may create significant errors in prediction of average reservoir pressure due to violation of the single-phase assumption in such reservoirs.

In a previous work, a method for production data analysis in gas-condensate reservoirs was developed. The method required standard gas production rate, producing gas-oil ratio, flowing well pressure, CVD data and relative permeability curves. This paper presents a new technique which does not need relative permeability curves and flowing well pressure. In this method, the producing oil-gas ratio is interpolated in the vaporized oil in gas phase (R_v) versus pressure (p) data in the CVD table and the corresponding pressure is located. The parameter pressure/two-phase deviation factor (p/z_tp) is then evaluated at the determined pressure points and is plotted versus produced moles (n_p) which forms a straight line. The nature of this plot is such that its extrapolation to point where p/z_tp = 0 will give initial moles in place. Putting initial pressure/initial two-phase deviation factor (p_i/z_tp,i) (known parameter) and estimated initial moles (n_i) into the material balance equation, average reservoir pressure can be determined. A main assumption behind the method is that the region where both gas and condensate phases are mobile is of negligible size compared to the reservoir. The approach is quite simple and calculations are much easier than the previous work. It provides a practical engineering tool for industry studies as it requires data which are generally available in normal production operations. However, it is only applicable when average reservoir pressure approaches dew point pressure and falls below it.

The methodology is validated using synthetic production data for several examples. In addition, the method is evaluated through estimation of average reservoir pressure and original gas in place from actual field data. The results show a fairly good agreement in gas in place obtained from the new method and that of volumetrically calculated value for this field.

Résumé

Lors de calculs traditionnels d’équilibre de matières, des données de pression de puits fermé sont utilisées pour déterminer une pression moyenne du réservoir, tandis que des techniques récentes n’exigent pas que le puits soit fermé et utilisent à la place des données de valeur de pression de puits en écoulement. Ces méthodes, connues sous le nom d’équilibre “dynamique” de matières, sont développées pour un écoulement monophasique (huile ou gaz) dans les réservoirs. Toutefois, l’utilisation de telles méthodes pour des réservoirs de condensats de gaz peut générer des erreurs significatives en matière de prédiction de pression moyenne du réservoir du fait de la transgression de l’hypothèse de phase unique dans de tels réservoirs. Au cours de travaux précédents, une méthode destinée à l’analyse de données de production dans les réservoirs de condensats de gaz a été développée. La méthode exigeait un taux de production de gaz standard, un rapport gaz-huile de production, une pression de puits en écoulement, des données de CVD (Constant Volume Depletion) et des courbes de perméabilité relative. Le présent article présente une nouvelle technique n’ayant pas besoin des courbes de perméabilité relative et de la pression du puits en écoulement. Par cette méthode, le rapport gaz-huile de production est interpolé à partir des données R_v en fonction de la pression p dans le tableau de CVD et la pression correspondante est localisée. Le paramètre p/z_tp est alors évalué en des points de pression déterminés et il est tracé en fonction de n_p qui forme une ligne droite. La nature de ce tracé est telle que son extrapolation au point où p/z_tp = 0 donnera le nombre de moles initial en place. En mettant p_i/z_tp,i (paramètre connu) et un n_i estimé dans l’équation d’équilibre de matières, une pression moyenne de réservoir peut être déterminée. La méthode repose sur une hypothèse principale selon laquelle la région, où à la fois les phases gazeuses et le condensat sont mobiles, est de dimensions négligeables par rapport au réservoir. L’approche est plutôt simple et les calculs sont beaucoup plus faciles que dans le cadre des travaux précédents. Elle procure un outil d’ingénierie pratique pour des études industrielles puisqu’elle exige des données qui sont généralement disponibles lors d’opérations normales de production. Toutefois, elle n’est applicable que lorsque la pression moyenne de réservoir approche la pression de point de rosée et chute plus bas que celle-ci. La méthodologie est validée en utilisant des données synthétiques de production provenant de plusieurs exemples. De plus, la méthode est évaluée par le biais d’une estimation de la pression moyenne de réservoir et du gaz d’origine en place à partir de données de champs réels. Les résultats montrent un assez bon accord en matière de gaz en place pour ce champ entre cette nouvelle méthode et le calcul volumétrique.