Состояние теплофизических исследований пластовых систем

СОСТОЯНИЕ ТЕПЛОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

ПЛАСТОВЫХ СИСТЕМ*

М.А. Кузнецов, П. О. Овсянников (ГОУ ВПО «ТамГТУ»),

Е.Б. Григорьев

Создание геотепловой модели месторождения, решение комплекса энерготехнологических задач проектирования и разработки нефтяных и газовых месторождений, а также теоретических и прикладных задач нефтегазовой терморазведки невозможно без достоверных знаний о теплофизических свойствах сухих и насыщенных флюидами горных пород при термобарических условиях их залегания. Важнейшими в этом отношении являются теплопроводность, температуропроводность и удельная теплоемкость. К сожалению, в настоящее время в опубликованных исследованиях закономерностей глубинных тепловых процессов часто используются приближенные, а иногда и не согласованные даже качественно значения теплофизических свойств горных пород и насыщающих их флюидов. Если температурные зависимости теплофизических свойств горных пород различных минералогических классов изучены достаточно подробно [1], то работ, посвященных изучению влияния всестороннего давления на теплофизические свойства крайне мало. Это можно объяснить трудностями в получении высоких (до 200 МПа) давлений в экспериментальной установке сравнительно большого объема измерительной ячейки. Еще менее исследовано влияние на теплофизические свойства горных пород характера их насыщения газами, водой и углеводородами различного агрегатного состояния при пластовых давлениях, что в еще большей степени осложняет прогнозирование процесса переноса тепла в пластовой системе.

Из-за отсутствия систематизированных экспериментальных исследований не представляется возможным создание сколько-нибудь надежных методов прогнозирования теплофизических свойств пластовой системы.

Экспериментальные методы и установки

В теплофизической практике предпочтение, как правило, отдается стационарным методам, поскольку они обеспечивают меньшую

*

Работа выполнена при финансовой поддержке РФФИ (Грант № 11-08-00094-а).

погрешность измерения теплопроводности (до 2 % [2]). В этом случае исследование теплофизических свойств проводится при установившемся тепловом режиме, когда в любой точке образца температура за время измерений практически не меняется. Недостатками этих методов являются длительность опыта и громоздкость аппаратуры.

Измерения с использованием нестационарных методов проводятся в условиях, когда волна распространяется вдоль образца, и решение задачи о ее движении в большой степени связано с граничными условиями. Точность нестационарных методов значительно ниже (7-10 % [3, 4]), но они позволяют одновременно определить теплопроводность X и удельную теплоемкость с и, следовательно, рассчитать температуропроводность:

В [5] для измерения коэффициента теплопроводности использовалась измерительная ячейка, работающая по стационарному методу коаксиальных цилиндров (рис. 1). Максимальная погрешность отдельного измерения составляла 4 %.

Объекты исследования - сухие, водо- и нефтенасыщенные карбонаты (известняки, мергели, мрамор), сульфаты (ангидриты), граниты, андезито-базальты и алевролиты из скважин Предкавказья и обнажений Кавказа.

где Q = IV - тепловой поток нагревателя; I - длина образца породы; й1 - диаметр отверстия в образце; й2 - наружный диаметр образца; Дгр - разность температур на внутренней и наружной поверхностях образца.

В [6] использовалась экспериментальная установка (рис. 2), измерительная ячейка которой работает по методу стационарного плоского слоя.

а

Рис. 1. Измерительная ячейка для определения теплопроводности при температурах до 200 °С и давлениях до 1000 бар по стационарному методу

радиального теплового потока:

1 - радиальный нагреватель; 2 - чехол нагревателя; 3 - медь-константановая абсолютная термопара; 4 - распорная втулка; 5 - образец породы; 6 - коническая упорная шайба; 7 - медные кулачки; 8 - наружный медный цилиндр;

9 - нихром-константановая дифференциальная термопара в защитном чехле;

10 - верхняя крышка ячейки; 11 - нижняя крышка ячейки;

12, 13 - теплоизолирующие пркладки; 14 - винты

Рис. 2. Измерительная ячейка, основанная на абсолютном компенсационном методе плоского слоя стационарного теплового поля Х.А. Амирханова для определения теплопроводности при температурах до 300 °С и давлениях до 150 МПа: 1- компенсационная печь; 2, 3, 18 - контрольные термопары;

4 - измерительная камера высокого давления; 5 - охранный нагреватель;

6, 13 - стяжные шпильки; 7 - крышка измерительной камеры; 8 - градиентный нагреватель; 9 - внутренний блок; 10,17 - части наружного блока;

11 - полупроводниковый датчик температур; 12 - термопара для измерения абсолютной температуры рабочей поверхности; 14 - медная крышка нагревателя;

15 - прокладка; 16 - винты; 17 - корпус измерительной ячейки; 19 - образец породы; 20 - термопара для измерения абсолютной температуры холодильника; 21 - медный холодильник; 22 - ячейка автоклава;

23 - подвод давления от пресса МП-2500

Коэффициент теплопроводности рассчитывался по формуле:

Х =------Q--------

(Д71 ±ДТ0) 5

где Q - количество тепла, выделяемое основным нагревателем; I - толщина измеряемого образца породы; 5 - эффективная площадь поверхности измерительной пластины; ДТ0 - перепад температур на образце при выключенных основном и охранном нагревателях; ДТ0 - перепад температур на образце при включенных основном и охранном нагревателях.

Максимальная погрешность отдельного измерения не превышала 4 %.

Объекты исследования - газо- и нефтенасыщенные песчаники и карбонатные породы, водонасыщенные мергели и известняки.

Авторы [2, 7], используя усовершенствованный вариант метода стационарного плоского слоя (рис. 3), исследовали теплопроводность амфиболита, андезита, гранулита, гранитов, перуксен-гранулита, известняков, песчаников и некоторых модельных сред в газо-, водо- и углеводородонасыщенном состояниях при всесторонних давлениях до 350 МПа и температуре 0-150 оС. Всестороннее давление на образец создавалось аргоном с помощью газового компрессора, что позволило исследовать теплопроводность газонасыщенных пород.

Рис. 3. Экспериментальная установка для измерения теплопроводности твердых тел при высоких давлениях и температурах:

1 и 2 - образцы пород; 3 - нагреватель; 4 и 5 - холодильники; 6 - пружина;

7 - компенсационный нагреватель; 8 - масляный компрессор; 9 - газовый компрессор; 10 - обтюратор; 11 - потенциометр; 12 - сосуд Дюара

Нестационарный метод регулярного теплового режима 3-го рода в системе контактирующих тел авторы [3, 4] реализовали на установках (рис. 4, 5). Погрешность в определении теплопроводности, по оценке авторов, составила 5 %, температуропроводности - 3 %, теплоемкости - 7 %.

Рис. 4. Принципиальная схема установки для исследования тепловых свойств консолидированных горных пород при давлениях до 100 МПа и температуре до 150 °С:

1 - кернодержатель; 2 - пружина; 3, 9 - подпятники; 4, 7 - эталоны; 5 - плоский малоинерционный нагреватель из нихромовой фольги; 6 - образец породы;

8 - хромель-копелевая дифференциальная термопара; 10 - манометр;

11, 12 - трубопровод и кран высокого давления; 13 - камера всестороннего давления; 14 - электронагреватель с терморегулятором, задающим температуру опыта; 15 - резиновая манжета; 16 - крышка; 17 -затвор

Измерение тепловых свойств образцов пород производилось по методу температурных волн. Исследуемый образец помещался между двумя полуограниченными (по отношению к тепловым колебаниям) эталонами с различными тепловыми характеристиками. Температурная волна задавалась в первом эталоне и, проходя через образец, регистрировалась на втором. Расчет теплопроводности осуществлялся по уравнению плоского слоя. Объектами исследования были породы Мордово-Кармальского битумного месторождения: песчаники, глины, известняки.

Рис. 5. Принципиальная схема установки для исследования тепловых свойств неконсолидированных образцов пород при давлениях до 50 МПа:

1 - первый эталон с нагревателем на торце; 2 - генератор тепловых колебаний;

3 - образец породы; 4 - второй эталон; 5 - усилитель сигнала; 6 - ПЭВМ;

8 - камера высокого давления с жесткими теплоизоляторами 7; 9 - трубка для создания пластового давления; 10 - подвижный поршень;

11 - дифференциальная хромель-копелевая термопара; 12 - внешний нагреватель; 13 - насос малого давления; 14 - термопара с термодатчиком

для контроля температуры опыта

Корреляции и методы прогнозирования

В [5] по результатам экспериментальных исследований рассчитаны барические и температурные коэффициенты и получены эмпирические зависимости теплопроводности горных пород от давления и температуры. Рассмотрены примеры решения некоторых прикладных задач геотермии и изучения тепловых потоков Земли.

Согласно [5],

^ і 20 + А

причем для сухих образцов третьим слагаемым пренебрегают. Дифференцируя (3), получают значения температурного а и барического в коэффициентов:

а = — X

1 ( дХ ^ Л-3

V ді У р

10 ;

1 ( дХ ^ Л-4

X

др

в = - — 10-4.

Jі

А.И. Масленников убедительно доказал влияние пористости породы и теплофизических свойств насыщающего ее флюида на теплопроводность породы. Полученные в результате экспериментов результаты подтверждают зависимость теплофизических свойств породы от ее литологических, фильтрационно-емкостных свойств и характера насыщения порового пространства. Основываясь на вышеизложенном, автор [5] предлагает прогнозное распределение температур на глубинах, не вскрытых бурением, для нефтяных месторождений Предкавказья.

В [3] рассмотрены корреляции теплофизических свойств горных пород в рамках принадлежности к одной литологической группе. Приведены парные и многомерные корреляции (в основном в форме уравнений линейной регрессии) тепло- и температуропроводности с плотностью, пористостью, нефтебитумонасыщенностью породы и скоростью распространения продольных упругих волн. Отмечено, что проницаемость значительно слабее коррелирует с тепло- и температуропроводностью. В то же время отмечается определяющее влияние на эффективные тепловые характеристики породы свойств и количества насыщающего ее флюида.

В [4] для построения геотепловой модели пластов природного битума были проанализированы парные зависимости тепловых и коллекторских характеристик, полученные по результатам интерпретации материалов геофизического исследования скважин (ГИС), а также зависимости между тепловыми свойствами и данными ГИС.

За основу были взяты зависимости между тепловыми характеристиками и данными стандартного электрического (по кажущемуся сопротивлению) и радиоактивного каротажа (т.к. данные по этим видам каротажа имеются для всех скважин), а также их взаимосвязи с коллекторскими свойствами. Анализ результатов исследования показал наличие связи практически со всеми исследуемыми величинами.

Было установлено, что для Мордово-Кармальского битумного месторождения характерна тесная взаимосвязь между параметрами битумонасыщенности кб, пористости кп, теплопроводности X и температуропроводности а битумной части разреза, а также подтверждены зависимости, полученные в [3, 8]:

X = -0,055кп + 2,64, Вт/

коэффициент корреляции по [8] г = 0,95, по [4] г = 0,79;

а • 107 = -0,199кп +11,46, м2/с,

коэффициент корреляции по [8] г = 0,97, по [4] г = 0,81.

Предложена зависимость между теплопроводностью и битумона-сыщением

X = -31,503кб +100,22, Вт/

коэффициент корреляции г = 0,55.

Однако эти зависимости справедливы только для битумонасыщенных пород и сильно известковистого песчаника.

В [9] для характеристики теплофизических свойств горных пород Западной Сибири использованы результаты сопоставления геотермических градиентов по выдержанным толщам различного литологического состава, находящимся на близких глубинах, вычисленные в ходе непрерывной термометрии скважин. Результаты сравнения значений теплопроводности песчаников пористостью 5-6,4 %, находящихся на глубине 4 км, рассчитанных по зависимостям из [9], с экспериментальными данными [5] при аналогичных термобарических условиях таковы:

X = 2,4 Вт/(м • К) (по зависимостям из [9]);

X = 1,5 Вт/(м • К) (для сухого образца [5]);

X = 2,2 Вт/(м • К) (для нефтенасыщенного образца [5]);

X = 3,4 Вт/(м • К) (для водонасыщенного образца [5]).

Рассчитанное значение теплопроводности может отличаться от действительного кратно, что приведет к соответствующим ошибкам в теплофизических расчетах пластовых процессов.

В [10] разработан алгоритм определения теплофизических свойств газо-, нефте- и водонасыщенных осадочных пород, который включает предварительные расчеты свойств пластовых жидкостей и скелета породы с учетом его минеральной структуры. Компоненты смеси признаются равноправными. Такой подход следует признать перспективным для дальнейшего развития, поскольку методы надежного прогнозирования теплофизических свойств углеводородных флюидов достаточно отработаны [11, 12].

Для прогноза теплофизических свойств осадочных пород Усин-ского и Ярегского месторождений автор [10] использовал различные формулы аддитивности. Рассчитанные им значения согласуются с экспериментальными данными, но при этом погрешность по теплоемкости достигает 38 %, а по теплопроводности - 24 % (даже при атмосферном давлении), поэтому такой результат нельзя признать удовлетворительным.

Таким образом, анализ описанных выше методов экспериментального исследования теплофизических свойств флюидонасыщенных горных пород при термобарических условиях их естественного залегания, а также существующих корреляций, позволяет сделать следующие выводы.

1. Достаточно отработаны следующие способы экспериментального определения теплопроводности при температурах до 300 °С и давлениях до 350 МПа: абсолютные стационарные методы радиального теплового потока и плоского слоя и относительные методы регулярного теплового режима 3-го рода. Погрешность определения теплопроводности при этом составляет 4-5 %. Эти методы достаточно трудоемки и дорогостоящи, в связи с чем накопленный экспериментальный материал ограничен по географии месторождений и не систематизирован в отношении системы порода - насыщающий флюид -параметры состояния. Это не позволяет сделать широкомасштабные обобщения и установить универсальные закономерности формирования глубинных тепловых полей.

2. Предложенные эмпирические аппроксимационные уравнения, связывающие теплопроводность с температурой и давлением для ограниченных групп флюидонасыщенных горных пород, и установленные корреляционные связи между некоторыми тепловыми свойствами и данными стандартного комплекса ГИС для водо- и битумонасыщенных коллекторов носят локальный характер.

3. Установлен характер изменения теплофизических свойств пласта в зависимости от его литологического состава, но влияние на них насыщающего флюида оценено только качественно. Не рассмотрены породы, насыщенные легкими углеводородами, которые при пластовых параметрах могут находиться в сверхкритическом состоянии.

4. Анализ пластовых тепловых процессов может стать более корректным при использовании разработанных в последние годы уни-

версальных методов прогнозирования теплофизических свойств углеводородов, находящихся в порах коллектора при пластовых параметрах состояния.

5. Не исследованы закономерности изменения теплофизических свойств горных пород при изменении фазового состояния насыщающих их углеводородов.

6. Требует дополнительных исследований экспериментально установленное в [13] кратное увеличение с ростом температуры фильтрационно-емкостных характеристик некоторых типов пород.

7. Нуждаются в систематизации методы анализа температурных и тепловых полей нефтегазоносных провинций, что может быть реализовано по мере накопления кернового материала и в результате постановки модельного эксперимента для исследования его теплофизических свойств в условиях, моделирующих пластовые.

8. Необходима разработка физически обоснованных корреляций теплофизических свойств углеводородонасыщенных горных пород с данными ГИС, что позволит разработать универсальные методы их прогнозирования.

9. Реализация изложенных в выводах предложений позволит создать теоретические основы прогнозирования залежей углеводородов по характеру геотепловых полей [9], усовершенствовать методологию моделирования теплового воздействия на пластовую флюидаль-ную систему [14, 15], оптимизировать технологии разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений путем создания оптимальных условий фильтрации в широких диапазонах температур и давлений [16]. Выявление термодинамических закономерностей системы скважина - массив горных пород и прогнозирование характера изменения температуры в стволе скважин может стать основой рекомендаций для мероприятий по исключению осложнений при их строительстве [17].

Список литературы

1. Бабаев В. В. Теплофизические свойства горных пород /

В.В. Бабаев, В.Ф. Будымка, Т.А. Сергеева и др. - М.: Недра, 1987. - 156 с.

2. Рамазанова Э.Н. Теплопроводность горных пород при высоких давлениях, температурах и флюидонасыщении: автореф. дис. ... канд. техн. наук / Э.Н. Рамазанова. - СПб., 2011. - 22 с.

3. Липаев А.А. Методы теплофизических исследований горных пород в нефтегазовой геотермии: дис. ... докт. техн. наук / А. А. Липаев. - Альметьевск, 1997.

4. Маннанов И.И. Методы построения геотепловых моделей пластов для регулирования разработки месторождений (на примере Мордово-Кармальского битумного месторождения): автореф. дис. ... канд. техн. наук / И.И. Маннанов. - Бугульма. - 2007. - 26 с.

5. Масленников А.И. Исследование влияния давления и температуры на теплопродность горных пород (сухих, водо и нефтенасыщенных): дис. ... канд. тех. наук / А.И. Масленников. - М.: 1977. - 174 с.

6. Курбанов А.А. Закономерности изменения теплофизических свойств флюидосодержащих коллекторов при изменении температуры и порового давления: автореф. дис. ... докт. ф-м. наук. - М.: 2007. - 29 с.

7. Эмиров С.Н. Экспериментальное исследование теплопроводности полупроводников и горных пород при высоких давлениях и температурах: дис. ... докт. техн. наук / С.Н. Эмиров. - Махачкала, 1997. - 306 с.

8. Николаев С.А. Теплофизика горных пород / С.А. Николаев, Н.Г. Николаева, А.Н. Саламатин. - Казань: Изд-во КГУ, 1987. - 150 с.

9. Курчиков А.Р. Тепловой режим нефтегазоносных областей Западной Сибири: дис. ... докт. геол.-минерал. наук в форме науч. докл. / А.Р. Курчиков. - Новосибирск, 1995. - 49 с.

10. Купцов С.М. Методология прогнозирования теплофизических свойств пластовых жидкостей и горных пород нефтяных месторождений: автореф. дис. ... докт. техн. наук / С.М. Купцов. - М.: 2010. - 42 с.

11. Григорьев Б.А. Методы расчета теплофизических свойств нефти, газовых конденсатов и их фракций / Б.А. Григорьев, А.А. Герасимов // Актуальные вопросы исследования пластовых систем месторождений углеводородов. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2010. -

С. 224-239.

12. Кузнецов М. А. Научные основы прогнозирования и расчета термодинамических свойств неполярных углеводородов: дис. ... докт. техн. наук / М. А. Кузнецов. - Тамбов, 2008. - 352 с.

13. Кокорев В.И. Технико-технологические основы инновационных методов разработки месторождений с трудноизвлекаемыми и нетрадиционными запасами нефти: автореф. дис. ... докт. техн. наук /

В.И. Кокорев. - М.: 2010. - 48. с.

14. Чупров И.Ф. Теоретические и технологические основы теплового воздействия на залежи аномально вязких нефтей и битумов: авто-реф. дис. ... докт. техн. наук / И.Ф. Чупров. - Ухта, 2009. - 34 с.

15. Низаев Р.Х. Развитие технологий разработки трудноизвле-каемых запасов нефтяных месторождений на основе геологотехнологического моделирования: автореф. дис. ... докт. техн. наук / Р.Х. Низаев. - Бугульма, 2010. - 50 с.

16. Рассохин С.Г. Физическое моделирование процессов повышения углеводородоотдачи пластов месторождений природных газов: автореф. дис. ... докт. техн. наук / С.Г. Рассохин. - М.: 2009. - 44 с.

17. Горонович С.Н. Методы обеспечения совместимости интервалов бурения: автореф. дис. ... докт. техн. наук по монограф. /

С.Н. Горонович. - М.: 2010. - 60 с.