Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Современные возможности экспериментальных исследований тепловых свойств пород при повышенных термобарических условиях применительно к изучению пород месторождений тяжелых нефтей 13
1 1. Актуальность развития тепловых методов добычи тяжелых нефтей 14
1.2. Роль тепловых методов в добыче тяжелых нефтей 16
1.3 Аспекты и роли исследования тепловых свойств коллекторов и вмещающих пород 20
1.4. Современные возможности получения представительных данных о тепловых свойств коллекторов и вмещающих пород месторождений тяжелых нефтей 21
1.4.1. Современная база данных по тепловым свойствам тяжелых нефтей и нефтенасыщенных горных пород 21
1.4.2. Анализ возможностей измерения тепловых свойств коллекторов и вмещающих горных пород месторождений тяжелых нефтей 23
1.4.3. Пути развития аппаратурно-методической базы для получения надежных данных о тепловых свойствах коллекторов и вмещающих горных пород на месторождении тяжелых нефтей в процессе добычи 25
ВЫВОДЫ 26
ГЛАВА II. Совершенствование аппаратурно-методической базы для измерений тепловых свойств образцов пород применительно к добыче тяжелых нефтей 27
2.1. Совершенствование аппаратуры для измерений тепловых свойств
консолидированных пород при одновременном влиянии пластовых темперагуры
и давления 28
2.1.1. Совершенствование аппаратуры для измерений тепловых свойств при одновременном влиянии повышенных температуры, порового и двух компонент литостатического давления 28
2.1.2. Разработка установки для измерений тепловых свойств пород при влиянии повышенных температуры, всестороннего и порового давлений 34
2.1.3. Совершенствование методики подготовки образцов к измерениям 36
2.1.4. Метрологическое тестирование усовершенствованной аппаратурно-методической базы измерений тепловых свойств консолидированных пород 38 2.2. Разработка аппаратурно-методического комплекса для измерений
теплопроводности образцов рыхлых пород при пластовых условиях 43
2.2.7. Модификация установки для измерений тепловых свойств пород при,
повышенных термобарических условиях с целью обеспечения измерений
теплопроводности рыхлых пород 43
2.2.2. Разработка метода и прибора накладного линейного источника для измерений теплопроводности рыхлых пород 50
2.2.3. Метрологическое тестирование накладного линейного источника для измерений теплопроводности рыхлых пород 52
2.2.4. Методика прогноза объемной теплоемкости при пластовых условиях с использованием данных, полученных для нормальных условий при помощи установки оптического сканирования 57
Выводы 59
ГЛАВА III. Экспериментальные исследования тепловых свойств консолидированных горных пород месторождения тяжелых нефтей 61
3.1 Литологическое описание, образцов, отобранных для исследований комплекса тепловых свойств при пластовых условиях 63
3.2 Результаты измерений тепловых свойств пород при нормальных термобарических условиях 66
3.3 Результаты измерений при пластовых термобарических условиях 70
3.3.1. Результаты измерений тепловых свойств образцов в нефтенасыщенном состоянии 70
3.3.2 Результаты измерений тепловых свойств образцов в водонасыщенном состоянии 72
3.4. Анализ экспериментальных данных 74
3.4.1. Методика 1 79
3.4.2. Методика 2 80
3.4.3. методика 3 81
3.5. Теоретическое моделирование геометрии порово-трещиттоватого пространства образцов до и после эксперимента при пластовых термобарических условиях 81
3.5.1 Методы теории эффективных сред 82
3.5.2 Выбор модели среды и ее параметризация 83
3.5.3 Определение параметров модели 84
3.5.4 Результаты определения теплопроводности минерального вещества и геометрии порово-трещиноватого пространства образцов месторождения тяжелых нефтей 86
Выводы 93
ГЛАВА IV. Экспериментальные исследования тепловых свойств неконсолидированных пород месторождения тяжелых нефтей 94
4.1. Геологическое описание месторождения и литологическое описание, образцов, отобранных для исследований тепловых свойств при пластовых условиях 95
4.2. Результаты измерений тепловых свойств 97
4.2.1. Результаты измерения тепловых свойств при нормальных термобарических условиях 98
4.2.2. Измерения теплопроводности при пластовых термобарических условиях 102
4.2.3. Оценка вариаций объемной теплоемкости 107
4.2.4. Анализ результатов измерений 110
4.3. Измерения теплопроводности тяжелой нефти 118
Выводы 120
Заключение 122
Список литературы 125
4
- Роль тепловых методов в добыче тяжелых нефтей
- Совершенствование аппаратуры для измерений тепловых свойств при одновременном влиянии повышенных температуры, порового и двух компонент литостатического давления
- Результаты измерений тепловых свойств пород при нормальных термобарических условиях
- Результаты измерения тепловых свойств при нормальных термобарических условиях
Введение к работе
з
Актуальность работы
Изучение тепловых свойств пород при термобарических условиях естественного залегания относится к числу наиболее важных задач петрофизики и геотермии, являясь необходимым этапом в решении ряда фундаментальных и прикладных проблем исследования недр.
Экспериментальные данные по теплопроводности (X),
температуропроводности (а) и объемной теплоемкости (ср) необходимы при расчленении разреза, определении плотности глубинного теплового потока, интерпретации результатов термокаротажа, прогнозе температуры на подзабойные глубины, теоретическом моделировании процессов тепло- и массопереноса в горном массиве. Особенно важную роль играет получение экспериментальной информации о комплексе тепловых свойств коллекторов и вмещающих пород при проектировании и оптимизации методов добычи вязкой нефти с тепловым воздействием на продуктивный пласт.
Надежная аппаратурно-методическая база для измерений тепловых свойств пород непосредственно в скважине, в настоящее время практически отсутствует. Поэтому исследование этих свойств возможно, в основном, лишь в лабораторных условиях при помощи специальных измерительных установок, позволяющих моделировать реальные термобарические условия залегания пород.
Однако достигнутый в настоящее время уровень лабораторных измерений крайне редко обеспечивает определение тепловых свойств пород при одновременном воздействии температуры, порового и двухкомпонентного (вертикального и бокового) литостатического давления с учетом тепловой анизотропии свойств на представительных по размеру образцах пород и минералов.
До недавнего времени практически отсутствовала возможность проведения такого рода измерений на слабоконсолидированных и рыхлых образцах пород, а тепловые свойства именно таких пород чаще всего необходимы при проектировании и оптимизации методов добычи тяжелой нефти. В свете выше сказанного, становится очевидной необходимость повышения точности и увеличения функциональности аппаратуры для измерений тепловых свойств пород при пластовых термобарических условиях. Это возможно только на основе модернизации существующих измерительных комплексов и создания новых, более современных лабораторных установок.
При отсутствии в литературе достаточно полных данных о тепловых свойствах минералов и горных пород при пластовых давлениях и температурах важным является проведение систематических метрологических испытаний измерительных приборов и получение более представительной экспериментальной информации о тепловых свойствах горных массивов.
Цель работы
Целью работы является создание аппаратурно-методического комплекса для повышения качества экспериментальной информации о тепловых свойствах пород при пластовых термобарических условиях и получение достоверных данных о тепловых свойствах резервуаров и вмещающих пород месторождений тяжелых нефтей.
Основные задачи исследований
В соответствии с поставленной целью в работе решается ряд задач, основными из которых являются:
Развитие и совершенствование аппаратурно-методического комплекса для измерений главных значений тензоров теплопроводности и температуропроводности минералов и консолидированных горных пород при совместном влиянии температуры, порового и двух компонент (вертикальной и горизонтальной) литостатического давления в диапазоне температур 10...300 С и давлений 0,1.. .250 МПа.
Разработка новой аппаратурно-методической базы для проведения измерений теплопроводности образцов рыхлых горных пород при совместном воздействии повышенных давления и температуры.
Метрологическое изучение аппаратурно-методического комплекса, разработанного для измерений теплопроводности и температуропроводности минералов и горных пород при пластовых температурах и давлениях.
Получение представительных экспериментальных данных о тепловых свойствах консолидированных пород месторождений тяжелых нефтей при пластовых термобарических условиях при помощи разработанной аппаратурно-методической базы.
Получение представительных экспериментальных данных о теплопроводности рыхлых пород, характерных для месторождений тяжелых нефтей, при пластовых термобарических условиях и разном флюидонасыщении (нефть, вода, воздух) при помощи новой аппаратурно-методической базы.
Научная новизна работы
Научная новизна работы заключается в следующем:
Найдены новые научно-технические решения для усовершенствования экспериментальной базы для измерений комплекса тепловых свойств консолидированных горных пород при пластовых температурах и давлениях.
Разработана аппаратура и методика измерений теплопроводности и прогноза температуропроводности неконсолидированных пород при совместном влиянии температуры и давления.
Проведен метрологический анализ разработанных приборов для измерений тепловых свойств пород при пластовых условиях, позволивший обеспечить метрологически обоснованные измерения тепловых свойств пород в расширенном диапазоне температуры до 180С.
На основе измерений, проведенных при помощи разработанной аппаратуры, получены новые представительные данные о теплопроводности рыхлых горных пород месторождений тяжелых нефтей в широком диапазоне температур при фиксированном значении пластового давления.
На основе разработанной экспериментальной базы для различных месторождений тяжелых нефтей получены представительные данные о тепловых свойствах консолидированных пород-коллекторов и вмещающих пород при пластовых термобарических условиях.
Разработаны методики для прогноза вариаций теплопроводности нефте- и водонасыщенных образцов месторождения тяжелых нефтей в зависимости от температуры по данным о пористости и тепловых свойствах, измеренных при нормальных условиях.
Защищаемые научные положения
Созданный аппаратурно-методический комплекс обеспечивает измерения главных значений тензоров теплопроводности и температуропроводности консолидированных горных пород при одновременном воздействии температуры в диапазоне 10...250 С и давления в диапазоне 0,1...250 МПа с раздельным регулированием порового и двух компонент горного давления с возможностью автоматического регулирования и поддержания давления и температуры.
Разработанная аппаратурно-методическая база для измерений теплопроводности рыхлых пород обеспечивает повышение качества
экспериментальной информации о тепловых свойствах коллекторов и вмещающих горных пород, необходимой для моделирования термогидродинамических процессов, происходящих в пласте и в скважине во время эксплуатации месторождений тяжелых нефтей. 3. Экспериментальные данные о тепловых свойствах пород месторождений тяжелых нефтей, полученные при измерениях с учетом влияния пластовых термобарических условий на образцах пород двух месторождений тяжелых нефтей с учетом насыщения пород тяжелой нефтью и другими порозаполняющими флюидами, значительно расширяют базу данных по тепловым свойствам коллекторов и вмещающих пород, помогают осуществить прогноз вариаций тепловых свойств в процессе разработки месторождений тяжелых нефтей тепловыми методами.
Личный вклад автора состоит в следующем
1. Активное участие в усовершенствовании измерительной установки для
измерения тепловых свойств пород при одновременном воздействии
температуры и трех компонент давления.
2. Активное участие в создании установки для измерений тепловых
свойств консолидированных пород при одновременном воздействии
температуры, порового и всестороннего давления.
3. Активное участие в создании аппаратурно-методической базы для
измерений теплопроводности образцов рыхлых пород, как при
нормальных, так и при пластовых термобарических условиях.
4. Проведение метрологического тестирования созданных измерительных
установок.
Проведение комплексных измерений тепловых свойств пород при моделировании пластовых условий на образцах горных пород (консолидированных и рыхлых) с четырех месторождений тяжелых нефтей.
Обработка и интерпретация полученных экспериментальных данных.
Практическая значимость работы
Полученные данные о тепловых свойствах необходимы при расчленении разреза, определении плотности глубинного теплового потока, интерпретации результатов термокаротажа, прогнозе температуры на подзабойные глубины, теоретическом моделировании процессов тепло- и массопереноса в горном
массиве, проектировании и оптимизации методов добычи вязкой нефти с тепловым воздействием на продуктивный пласт.
Разработанная аппаратурно-методическая база и полученная при ее помощи экспериментальная информация о комплексе тепловых свойств пород месторождений тяжелых нефтей обеспечивают информацию о коллекторах и вмещающих породах, необходимую для проектирования и оптимизации методов добычи тяжелых нефтей с тепловым воздействием на пласт.
Полученные данные о тепловых свойствах пород месторождений тяжелых нефтей необходимы для моделирования термогидродинамических процессов, происходящих в пласте и в скважине во время эксплуатации месторождений тяжелых нефтей.
Реализация и внедрение результатов исследований
Результаты диссертационных исследований использованы в Научно-исследовательской лаборатории Петрофизики Российского государственного геологоразведочного университета, а также в работе компаний ООО «Технологическая компания Шлюмберже», 000 «Лукойл», СК «ПетроАльянс». Результаты исследований использованы также в работах РГГРУ по грантам РФФИ 05-05-64879, 08-05-10095, 08-05-00977, 09-05-10083.
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы докладывались на Международных конференциях "Новые идеи в науках о Земле" в Москве (2007, 2009, 2011 г.г.), X международной конференции "Тепловое поле Земли и методы его изучения" в Москве (2008 г.), научных конференциях «Молодые -наукам о Земле» в Москве (2008, 2010 г.г.), на юбилейной международной конференции «СЕВЕРГЕОЭКОТЕХ-2009» в Ухте (2009 г.), на VII Международной научно практической конференции молодых специалистов «Геофизика-2009» в Санкт-Петербурге (2009 г.), Международной конференции "Canadian Unconventional Resources & International Petroleum Conference" (Калгари, Канада, 2010 г.).
Публикации
Результаты работ отражены в 2 научных статьях в журнале «Геология и разведка», входящем в список рекомендованных ВАК, и 18 тезисах докладов, представленных на Международных научных конференциях.
Объем и структура работы
Диссертация состоит из введения, 4 глав и заключения, содержит 91 страниц машинописного текста, 63 рисунка, 13 таблиц и библиографию из 86 наименований.
Работа выполнена в научно-исследовательской Лаборатории петрофизики Института природопользования при Российском государственном геологоразведочном университете имени Серго Орджоникидзе.
Автор глубоко благодарен научному руководителю доктору физико-математических наук, профессору Ю.А. Попову за участие в становлении автора как исследователя, большую помощь в научной работе и подготовке диссертации. Автор выражает искреннюю признательность доктору технических наук, профессору В. А. Вертоградскому за совершенствование научно-технической подготовки автора, благодарит А.П. Лазаренко за помощь при совершенствовании и наладке аппаратуры, признателен Р.А. Ромушкевич за многочисленные консультации при геологическом анализе коллекций и расширение его геологического кругозора, к.ф.-м.н. И.О. Баюк за помощь при петротепловых исследованиях теоретического характера, к.т.н. Д.Е. Миклашевскому и к.т.н. СВ. Новикову за помощь при разработке аппаратурно-методического комплекса для измерений тепловых свойств рыхлых образцов горных пород, Д.Н. Горобцову за помощь в проведении экспериментальных исследований тепловых свойств пород при нормальных термобарических условиях. Автор пользуется случаем поблагодарить всех сотрудников кафедры геофизики РГГРУ и НИЛ Петрофизики РГГРУ за внимание, помощь и ценные советы в ходе выполнения работы. Автор считает своим приятным долгом выразить благодарность сотрудникам Московского исследовательского центра компании Шлюмберже за большую помощь при проведении исследований.
Роль тепловых методов в добыче тяжелых нефтей
Изучение тепловых свойств горных пород, слагающих продуктивный пласт и вмещающие зоны, является одной из важных задач петрофизических и геотермических исследований месторождений тяжелых нефтей. Данные о теплопроводности, температуропроводности и объемной теплоемкости важны при расчленении разреза, определении плотности глубинного теплового потока, интерпретации результатов термокаротажа, прогнозе температуры на подзабойные глубины, теоретическом моделировании процессов тепло- и массопереноса при использовании теплового воздействия на продуктивный пласт или призабойное пространство.
Теплопроводность пород часто является одним из наиболее информативных петрофизических признаков, так как она весьма чувствительна к минеральному составу, структурно-текстурным особенностям горных пород, пористости, геопетрии порового пространства.
В последнее время все более важной становится информации о тепловых свойствах горных пород, соответствующих условиям залегания горных массивов. Несмотря и многолетние усилия в России и за рубежом, практически отсутствуют достаточно надежные средства измерений тепловых свойств горных пород в скважинах [35], поэтому изучение этих свойств сводится к лабораторным измерениям на образцах горных пород.
В современной петрофизике достаточно хорошо развита лабораторная аппаратурно-методическая база измерений тепловых свойств при нормальных термобарических условиях. В то же время имеется лишь небольшое число разработок для учета пластовых термобарических условий, причем и в этих случаях в одном цикле измерений в большинстве случаев не учитываются одновременное влияние температуры и давления или же определяется лишь одно из тепловых свойств. В первой главе данной диссертации приведен анализ современного состояния тепловых методов добычи тяжелых нефтей, изучены аспекты и роли исследования тепловых свойств коллекторов и вмещающих горных пород, проанализированы современные возможности получения представительных данных о тепловых свойств коллекторов и вмещающих горных пород месторождений тяжелых нефтей.
На основе анализа современного состояния данного вопроса охарактеризованы основные пути развития аппаратурно-методической базы для получения надежных данных о тепловых свойствах коллекторов и вмещающих горных пород месторождений тяжелых нефтей в процессе добычи.
Актуальность развития тепловых методов добычи тяжелых нефтей. За последние годы Российские нефтегазовые компании ежегодно добывают около 490 млн. тонн нефти. Запасы нефтяных месторождений вырабатываются опережающими темпами, их убыль не компенсируется приростом новых месторождений [50,54]. Удельный вес высоковязких нефтей в структуре запасов Российской Федерации неуклонно растет и уже преобладает в ряде регионов с падающей добычей (Рис 1.1.1).
На данный момент разрабатываются меньше 1% запасов тяжелых нефтей и природных битумов, однако остро стоит задача быстрого разви гия их добычи[1,14,15,61,63,74,82].
Основными районами, где сосредоточено подавляющее большинство залежей тяжелых нефтей на территории России, являются Западная Сибирь, Республика Коми, Архангельская область [6]. Существуют месторождения высоковязкой нефти на территории Сахалина, Краснодарского края и Республики Удмуртия. Легкая нефть 47%
Для большинства месторождений тяжелых нефтей на территории Российской Федерации нефти имеют вязкость в пределах 1000 мПа-с. В пластовых условиях для месторождений тяжелой нефти вязкость варьируется от относительно небольших значений (около 20 мПа-с) до величин, близких к значениям природного битума (9000 мПа-с).
Коллекторы месторождений тяжелых нефтей характеризуются довольно высокими емкостными свойствами. Пористость может варьировать в пределах от 20 до 45%. Для коллекторов характерна расчлененность и существенная неоднородность фильтрационных свойств.
Залежи тяжелых нефтей находятся в широком диапазоне глубин: от 300 метров до глубин более 1500 метров [6]. Вместе с тем доля балансовых запасов высоковязких нефтей, залегающих на глубинах свыше 1500 метров, составляет около 5% всех запасов. Наиболее крупные месторождения расположены на глубинах 1000 - 1500 метров. Зачастую месторождения высоковязких нефтей представляют собой сложную многопластовую систему, в которой различные этажи нефтеносности имеют не только различные емкостно-фильтрационные свойства, но и отличные друг от друга свойства пластового флюида. Географическое расположение основных залежей тяжелых нефтей в мире представлено на рисунке 1.1.2. Россия, Канада и Венесуэла обладают наибольшими запасами и в будущем, по истощении мировых запасов легкой нефти смогут играть ещё большую роль в формировании рынка энергоресурсов при условии эффективного применения методов разработки тяжелых нефтей и природных битумов.
Возможность применения карьерного метода разработки ограничивается глубиной залегания продуктивных пластов в первые десятки метров. Такой метод разработки требует относительно небольших эксплуатационных расходов, но после извлечения породы для добычи из нее углеводородов требуется проведение дополнительных работ. Коэффициент нефтеотдачи при использовании такой технологии обычно составляет от 65 до 85 % [14].
Применение шахтного способа разработки может вестись в двух модификациях: 1. Очистная шахтная [20, 36] — с подъемом углеводородонасыщенной породы на поверхность. 2. Шахтно-скважинная [23] - с размещением горных выработок в породах, которые находятся выше продуктивных пластов, и бурением из них вертикальных и наклонных скважин в продуктивный пласт для сбора нефти.
Очистной шахтный способ применим до глубин 200 метров и имеет коэффициент нефтеотдачи до 45%. Рентабельность метода снижает большой объем проходки по пустым породам. Данный метод в настоящее время экономически эффективен только при наличии в породе кроме углеводородов редких металлов.
Шахтно-скважинный метод разработки применяется на глубинах до 400 метров, но имеет низкий коэффициент нефтеотдачи (менее 45%) и требует большого количества бурения по вмещающим породам.
Для повышения коэффициента нефтеотдачи и обеспечения полноты выработки запасов используют тепловую модификацию шахтного метода добычи - термо-шахтный метод [8, 22, 24]. Метод применим на глубинах до 800 метров, и имеет коэффициент нефтеизвлечения до 50%, но более сложен, чем шахтный и шахтно-скважинный методы, в своей реализации.
Наиболее известным примером шахтно-скважинной разработки залежей тяжелых нефтей является разработка Ярегского месторождения. Существующие тепловые методы разработки месторождений высоковязких нефтей можно объединять в три группы: 1. Внутрипластовое горение.
Совершенствование аппаратуры для измерений тепловых свойств при одновременном влиянии повышенных температуры, порового и двух компонент литостатического давления
Перед проведением измерений теплопроводности, температуропроводности и объемной теплоемкости при влиянии повышенных температуры, вертикальной, горизонтальной компонент литостатического горного давления и порового давления на автоматизированном комплексе проводят следующие работы по подготовке образца породы: 1) из горной породы изготавливают две части образца в форме цилиндра высотой 25 мм и диаметром 50 мм каждая; 2) изготовленные части образца (далее образец) высушивают в печи при температуре 105 С; 3) проводят измерение массы и тепловых свойств на сухом образце при нормальных термобарических условиях; 4) образец насыщают флюидом с использованием вакуумного насоса; 5) проводят измерение насыщенной и гидростатической масс, тепловых свойств пород при комнатных термобарических условиях; 6) из данных о массе образца в сухом, флюидонасыщенном и гидростатическом состояниях определяют его пористость и плотность [16]; 7) к одной из частей образца монтируют рассекатель, представляющий собой стальной диск с капилляром, через который во время измерений тепловых свойств создается и поддерживается поровое давление; 8) к части образца с рассекателем прикрепляют электровводы -перфорированные металлические пластинки (рис. 2.1.8); 9) к электровводам монтируют линейный источник и потенциальные отводы, изготовленные из платиновой проволоки диаметром 0,1 мм; 10) на другую часть образца монтируют контррассекатель (такой же стальной диск, но без капилляра); 11) части образца соединяют, промежуток между частями заполняют силиконовым компаундом; 12) соединенные части образца помещают в специальную эластичную оболочку, которая служит для разделения порового и всестороннего давления. Эскизы электровводов: сверху - старого, снизу - нового образца.
При систематических измерениях были выявлены недостатки методики подготовки образцов, приводившие, в ряде случаев, к следующим последствиям: 1) повреждение линейного источника в местах соединения его и потенциальных отводов с электровводами; 2) нарушение электрического контакта в местах спаев линейного источника и потенциальных отводов из-за разрушения спаев при . длительном воздействии повышенной температуры; 3) трудоемкий демонтаж эластичной оболочки вследствие попадания эпоксидной смолы на поверхность исследуемого образца, что, в случае исследования слабоконсолидированных образцов, характерных для месторождений тяжелых нефтей, приводить к их разрушению. Для устранения этих недостатков было выполнено следующее:
1. Разработана новая конструкция электровводов (рис. 2.1.8), позволившая значительно уменьшить вероятность потери электрического контакта в местах соединения линейного источника и потенциальных отводов с электровводами, а также обеспечившая более надежное закрепление электроввода на поверхности образца породы.
2. Для обеспечения надежного электрического контакта при длительном воздействии повышенной температуры припой, использовавшийся при подготовке образцов к измерениям, заменен на ПОС-180 с более высокой температурой плавления (180 С).
3. Перед монтажом эластичной оболочки на образец в один слой наматывают ленту с тефлоновым покрытием, которая позволяет исключить попадание эпоксидной смолы на образец, и значительно облегчает демонтаж эластичной оболочки.
Метрологическое тестирование усовершенствованной аппаратурно-методической базы измерений тепловых свойств консолидированных пород
Для оценки качества измерений необходимо периодически проводить метрологические исследования измерительной аппаратуры на эталонах тепловых свойств. Проведены измерения главных значений тензоров теплопроводности и температуропроводности на образце монокристалла кварца при нормальной и повышенной температуре для каждого из пяти циклов нагрева и охлаждения [5].
Природный кварц известен высокой стабильностью тепловых свойств-теплопроводности, температуропроводности и объемной теплоемкости - при комнатных условиях независимо от его разновидности [51, 66]. Данный образец кварца был ранее изучен при тестировании автоматизированного измерительного комплекса при повышенной температуре [40].
Предыдущее метрологическое исследование природного кварца [40] позволяло обеспечить надежные измерения тепловых свойств в температурном диапазоне от комнатной температуры до 120 С, этого температурного диапазона не достаточно для изучения пород коллекторов при добыче вьтсоковязкой нефти методами теплового воздействия на пласт, поскольку температуры, достигаемые в процессе добычи зачастую больше 120 С.
Новые измерения позволили расширить диапазон температуры в котором метрологический анализ установки обеспечивает надежную оценку качества результатов измерений с 120 С до 180 С.
Результаты измерений теплопроводности представлены на рис. 2.1.9. На рис. 2.1.10 приведены результаты измерений температуропроводности кварца. Экспериментальные данные об объемной теплоемкости приведены на рис.2.1.11. На рисунках также представлены результаты предыдущих исследований монокристалла кварца при повышенных термобарических условиях [40, 66].
Результаты измерений тепловых свойств пород при нормальных термобарических условиях
Созданная ранее аппаратура оптического сканирования [79], несмотря на свои многочисленные преимущества по сравнению с аналогами, не позволяет проводить измерения тепловых свойств неконсолидированных горных пород, так как цели ее разработки и весь опыт ее использования в геолого-геофизических работах были связаны только с изучением консолидированных пород.
С целью адаптации полевой установки оптического сканирования для измерений тепловых свойств неконсолидированных пород были выполнены следующие работы: 1) разработка ячейки для размещения изучаемых образцов пород, которая представляет собой прямоугольную емкость 110x65x65 мм с прорезью в основании для обеспечения доступа оп гической энергии нагрева от оптического источника тепла к образцу и инфракрасного излучения от образца к оптическому датчику температуры; прорезь в основании ячейки закрыта специальным синтетическим материалом, таким же материалом покрывают поверхность стандартных образцов; 2) изготовление специального блока питания для оптического источника энергии в полевой установке, позволившего расширить диапазон мощности нагрева в сторону ее уменьшения; 3) адаптация программного обеспечения измерительных установок оптического сканирования применительно к новым задачам измерений; 4) метрологические испытания, позволившие установить необходимые режимы нагрева и регистрации температуры образцов, при которых существенно не нарушается режим нагрева образцов и обеспечивается необходимое выравнивание оптических характеристик образцов в ячейке и стандартных образцов тепловых свойств, т.е. обеспечивается эффективное применение метода оптического сканирования.
В качестве стандартных образцов с низкими значениями теплопроводности при метрологических испытаниях использовались глицерин (21=0,282 Вт/(м-К)) и среднезернистый песок различной влажности с известными тепловыми свойствами (А=0,25 Вт/(м-К)). По результатам тестирования оцененная погрешность измерений теплопроводности составила ±3%, температуропроводности ±5%, объемной теплоемкости ±6%.
Перед измерениями каждый неконсолидированный нефтенасыщенный образец подвергался уплотнению давлением равным 1-1,5 атм. Далее при измерениях методом оптического сканирования для каждого образца регистрировали профили тепло- и температуропроводности, а также усредненные значения этих параметров.
Оценка вариаций объемной теплоемкости рыхлых пород при пластовых условиях была проведена с использованием следующих экспериментальных данных: 1) результаты измерений теплопроводности рыхлых пород при пластовых условиях; 2) результаты измерений теплопроводности, температуропроводности и объемной теплоемкости рыхлых пород при комнатной температуре и давлении 1 бар методом оптического сканирования; 3) результаты измерений теплопроводности, температуропроводности и объемной теплоемкости на похожих слабоконсолидированных песчаниках при моделировании пластовых термобарических условий;
Процедура оценки объемной теплоемкости рыхлых пород включала следующие этапы; 1) оценка относительных вариаций температуропроводности и объемной теплоемкости похожих слабоконсолидированных песчаников с изменением температуры при её увеличении от 25 до 200С; 2) оценка вариаций температуропроводности и объемной теплоемкости рыхлых пород с изменением температуры от 25 до 150С на основе данных, полученных методом оптического сканирования, экспериментальных данных о вариациях теплопроводности рыхлых образцов при пластовых условиях и результатов оценки вариаций объемной теплоемкости похожих слабоконсолидированных пород.
1. Модификация установки для исследований тепловых свойств при пластовых термобарических условиях позволила повысить стабильность и безопасность измерений при совместном влиянии повышенных температуры Т (до 250 С), двух компонентного внешнего (до 200 МПа) и порового (до 80 МПа) давлений, повысить степень автоматизации измерений и упростить техническое обслуживание установки.
2. Результаты метрологических исследований модифицированной установки в интервале температур до 180 С показали, что относительные систематические погрешности измерений теплопроводности, температуропроводности и объемной теплоемкости не превышают 6% (при уровне доверительной вероятности 0,95) во всем диапазоне температур.
3. Разработана новая установка для измерений тепловых свойств консолидированных горных пород при совместном влиянии повышенных температуры, всестороннего и порового давлений для случаев, когда не требуется моделирование различных величин двух компонент литостатического давления.
4. Разработана ячейка с накладным датчиком для измерений теплопроводности неконсолидированных образцов, типичных для месторождений тяжелых нефтей, в диапазоне давления до 25 бар и температуры от 25 до 180 С.
5. Метрологические исследования разработанной ячейки с накладным датчиком показали, что полная погрешность измерений теплопроводности составляет ±6 % (при доверительной вероятности 0.95).
6. По результатам метрологического тестирования разработанной ячейки с накладным датчиком на представительной коллекции стандартных образцов теплопроводности в диапазоне теплопроводности от 0,701 до 8,04 Вт/(м-К) установлена зависимость систематической погрешности от измеренных значений, обусловленной неадекватностью теоретической и экспериментальной моделей, что позволило учитывать систематическую погрешность и исключать её из результатов измерений.
7. Полевая установка оптического сканирования адаптирована для измерений тепловых свойств рыхлых горных пород, метрологические исследования адаптированной установки показали, что полная погрешность измерений теплопроводности составила ±3%, температуропроводности ±5%, объемной теплоемкости ±6% (при доверительной вероятности 0.95).
Результаты измерения тепловых свойств при нормальных термобарических условиях
В данной главе описаны исследования тепловых свойств горных пород одного из месторождений тяжелых нефтей России как при пластовых, гак и при нормальных условиях.
Ввиду того, что добыча нефти на месторождении осуществляется методом парогравитационного дренажа (см первую главу) [44] большую роль в моделировании процессов оптимизации добычи тяжелой нефти играют тепловые свойства горного массива, которые невозможно определить без соответствующих лабораторных исследований.
При нормальных термобарических условиях методом оптического сканирования [16] измерены 48 образцов, которые включают в себя образцы, отобранные для исследований при пластовых условиях. При моделировании пластовых термобарических условий проведены исследования тепловых свойств 22 образцов из двух скважин вышеупомянутого месторождения. При пластовых условиях образцы горных пород были изучены в трех состояниях флюидонасыщения, что было необходимо для получения возможности моделирования различных стадий добычи нефти (стадия предпрогрева пласта, стадия разработки, при которой осуществляются активные процессы массопереноса в пласте).
Моделирование различных стадий добычи нефти методом парогравитационного дренажа активно используется для оптимизации энергетических затрат в процессе добычи тяжелой нефти Геологическое описание месторождения и литологическое описание, образцов, отобранных для исследований тепловых свойств при пластовых условиях.
Месторождение расположено на Северо-Восточном побережье Сахалина, в Восточно-Дагинской зоне нефтегазонакопления [61].
Месторождение приурочено к ассиметричной антиклинали протяженностью около 5 км северо-северо-западного простирания. Восточное крыло складки относительно пологое, западное — более крутое и осложнено региональным взбросом. Структура разбита многочисленными нарушениями сбросового типа на отдельные тектонические блоки (I, II, III, IV, V, Va, VI) и размыта полностью в сводовой части пласта І, в блоке VI по телу пласта II.
Нефтеносными являются отложения дагинской свиты. Возраст пород дагинской свиты нижне-среднемиоценовый. Всего в разрезе месторождения выделено четыре нефтепродуктивных горизонта: I-IV. Нефтеносность пласта I установлена во всех блоках, пласта II в I, II, V и Va блоках, пласта III в I и IV-V блоках. Нефтеносные пласты сложены песками, алеврито-песками и алевролитами с прослоями алеврито-глин и глин. Отмечаются прослои углей и прослои, обогащенные детритом. Коллекторы месторождения порового типа, представлены песками, песчаниками, алевролито-песчаниками, алевритами и алевролитами. Для них характерен следующий минеральный состав: кварц -35-55% (иногда 75%), ПШ - 10-35%, обломки пород -10-30%, структура - мелкозернистая и средне-мелкозернистая со значительной долей алевритовой и глинистой фракций. Мощность продуктивных пластов единицы-первые десятки метров.
Покрышки представлены пачками глинистых пород с прослоями алевропесчаных пород. Глинистые породы плохо сортированы с долей (20-40%) алевритовой фракции. Глины по составу монтмориллонит-гидрослюдистые. Значения пористости и
С целью оптимизации процессов добычи тяжелой нефти методами теплового воздействия на продуктивный пласт проведен комплекс измерений тепловых свойств пород. Измерения проводились как при нормальных (установка оптического сканирования [79]), так и при пластовых условиях.
В рамках исследований тепловых свойств пород при пластовых термобарических условиях проведены следующие виды теплофизических исследований: 1. Измерение теплопроводности горных пород при нормальных термобарических условиях в состоянии естественного нефтенасыщения; 2. Измерения теплопроводности горных пород при моделировании пластовых давления и температуры в четырех различных состояниях флюи донасыщения:
Фотографии неконсолидированного образца и образцов стандартного нефтенасыщенного керна месторождения. Тепловые свойства образцов пород с естественным нефтенасыщением были измерены при уплотняющем давлении Р = 0,1-0,15 МПа на коллекции из 48 образцов рыхлых пород (рис. 4.2.1) месторождения на установке оптического сканирования [79]. Образцы горных пород были отобраны для измерений из двух скважин месторождения тяжелой нефти. Тепловые свойства 9 образцов пород по скважине, представленные стандартным керном (цилиндры диаметром 30 мм и высотой 30 мм) (рис. 4.2.1), были измерены на лазерной лабораторной установке оптического сканирования [79]
В результате измерений установлено, что изучаемые породы характеризуются достаточно широкими вариациями тепловых свойств: для первой скважины к = 0,17... 1,48 Вт/(м-К), а = (0,10...0,58) 10"6 м2/с, ср = (1,60-2,74) 10б Дж/(м3-К); для второй скважины Л= 0,27... 1,74 Вт/(м-К), а = (0,16...0,62) 10"6 м2/с, ср = (1,69-2,98) 106 Дж//(м3-К). Распределения теплопроводности пород вдоль скважин представлены на рисунках 4,2.2 и 4.2.3. Согласно результатам измерений, минимальными значениями тепловых свойств характеризуются алеврито-глинистые породы.
Максимальные значения тепловых свойств отмечаются у нефтенасыщенных средне- и слабосцементированных песчаников. Следует отметить, что теплопроводность сцементированных глинистых алевролитов (А- = 1.52 - 1.57 Вт/(м-К)) в 9 раз выше, чем у неконсолидированных алеврито-глин (А, = 0.17 0.18 Вт/(м-К)). Теплопроводность нефтенасыщенных и слабонефтенасыщенных песчаников в среднем в 5 раз выше, чем у нефтенасыщенных и слабонефтенасыщенных песков. I и II первой скважины и пласта I второй скважины связаны с наличием прослоев консолидированных песчаников.
