На сегодняшний момент активно вовлекаются в разработку месторождения с трудноизвлекаемыми запасами. Большую часть этих запасов составляют газоконденсатные месторождения. В процессе разработки месторождения снижается пластовое давление, что приводит к ретроградной конденсации. Для мониторинга этих процессов необходим расчет фазового поведения углеводородов. Существующий алгоритм расчета требует проведения длительных и дорогостоящих лабораторных экспериментов по определению свойств группы тяжелых компонентов. На многих газоконденсатных месторождениях физико-химические исследования пластовых флюидов на начальных стадиях разработки не проводились. Решение этой проблемы с помощью дополнительных лабораторных исследований в настоящий момент времени невозможно в силу изменения компонентного состава в процессе разработки. Поэтому необходима адаптация существующего классического алгоритма расчета фазового равновесия для месторождений с неопределенностью исходных данных. Для решения поставленной задачи необходимо определить набор исходных промысловых данных, однозначно характеризующий фазовое состояние пластового флюида в процессе разработки. Авторами статьи разработана последовательная методика адаптации модели многокомпонентной системы на промысловые данные. При расчетах использовалось кубическое уравнение состояния Пенга – Робинсона и теория Льюиса упрощенного описания фазового равновесия. С использованием предложенного алгоритма осуществлен прогноз параметров разработки и содержания газового конденсата в пластовом газе для предсказания конечного коэффициента извлечения конденсата. По результатам проделанной работы установлена зависимость критических параметров группы тяжелых углеводородов от основных параметров фазового перехода и выделены необходимые промысловые данные, определяющие фазовое поведение многокомпонентной углеводородной системы в процессе разработки месторождения. По составленному алгоритму произведена адаптация PVT-модели газоконденсатного участка Зайкинско-Зоринского месторождения на историю разработки.

To date, hard-to-recover reserves are being actively developed; their majority are gas condensate fields. During the development of the field, the reservoir pressure drops, which leads to the retrograde condensation. Predicting these processes requires calculating phase behavior of hydrocarbons. The existing calculation algorithm requires long and expensive laboratory experiments to determine the properties of a group of heavy components. In many gas condensate fields, there was absence of studies of reservoir fluids at the initial stages of development. Additional laboratory studies are currently impossible due to the changes in the component composition during the development. Therefore, it is necessary to adapt the existing classical algorithm for fields with uncertainty of the initial data. To solve this problem, it is necessary to determine a set of initial field data that characterizes the phase state of the reservoir fluid during development in a unique way. The authors have developed a consistent method of adapting the model of a multicomponent system to field data. The calculations used the Peng-Robinson cubic equation of state and the Lewis theory of a simplified description of phase equilibrium. Using the proposed algorithm, the content of gas condensate in the formation gas is calculated to predict the final condensate recovery factor. The dependence of the critical parameters of the group of heavy hydrocarbons on the main parameters of the phase transition is established and the necessary field data are identified. The algorithm was adopted for Zaykinsko-Zorinskoye field on the history of the development.