Содержание к диссертации
Введение
1. Тепловые методы разработки тяжелых нефтей и природных битумов (обзор) 9
1.1 Тяжелые нефти и природные битумы в России 9
1.2 Существующие технологии разработки месторождений тяжелых нефтей и природных битумов 12
1.3 Математические модели тепловых способов разработки 16
1.4 Выводы 34
2. Численное исследование влияния геолого-физических и эксплуатационных параметров на эффективность парогравитационного способа разработки 35
2.1 Построение модели парогравитационного дренажа 35
2.2 Влияние геолого-физических параметров на парогравитационный способ разработки . 40
2.3 Влияние эксплуатационных параметров на парогравитационный дренаж. 50
2.4 Выводы 56
3. Аналитическая модель парогравитационного дренажа 58
3.1 Формирование паровой камеры 59
3.2 Развитие паровой камеры при фиксированной высоте 64
3.3 Выводы 69
4. Использование нестационарных тепловых полей для решения практических задач добычи тяжелых нефтей и природных битумов 70
4.1 Определение теплофизических свойств пласта 71
4.2 Оценка распределения проницаемости продуктивного пласта 81
4.3 Мониторинг сухости пара в нагнетательной скважине 102
4.4 Оптимизация газлифта в добывающей скважине 105
4.5 Выводы 116
Заключение 117
Литература 119
Приложение 140
- Существующие технологии разработки месторождений тяжелых нефтей и природных битумов
- Влияние геолого-физических параметров на парогравитационный способ разработки
- Развитие паровой камеры при фиксированной высоте
- Оценка распределения проницаемости продуктивного пласта
Введение к работе
Актуальность. Из-за постоянного роста цен на углеводородное сырье и постепенного истощения месторождений с запасами "легких" нефтей, в последнее время все больше внимания уделяется разработке залежей тяжелых (высоковязких) нефтей (ТН) и природных битумов (ПБ). По оценкам Центра Геологических Исследований (США) [210] объем технически извлекаемых запасов тяжелой нефти и природных битумов превосходит мировые геологические запасы легкой нефти - запасы легкой нефти составляют 47%, тяжелой нефти 21% и природного битума 32%. Региональное распределение извлекаемых запасов тяжелых нефтей и природных битумов представлено в (Табл. 1) (в миллиардах тонн):
Табл. 1 Распределение извлекаемых запасов ТН и ПБ в миллиардах тонн
В дополнении, по оценкам этого же центра, Россия обладает геологическими ресурсами природного битума в размере 33,76 миллиардов тонн, которые не были учтены или из-за их удаленного расположения или из-за относительно небольших размеров залежей.
Таким образом, Россия занимает одну из ведущих позиций по величине запасов и ресурсов тяжелой нефти и природного битума. На данный момент в Канаде, Венесуэле, США, России и ряде стран ведутся интенсивные работы по совершенствованию технологических процессов и созданию новых
5 технических средств добычи тяжелых углеводородов. Одним из новейших тепловых методов разработки ТН и ПБ, превосходящий по эффективности уже традиционные технологии паротеплового воздействия, является парогравитационный дренаж (или SAGD). Несмотря на существующий опыт внедрения пилотных и коммерческих проектов, данный способ требует дальнейшего совершенствования.
Развитие данного направления требует глубокого понимания термогидродинамических процессов происходящих в пласте и в скважине во время эксплуатации залежей тяжелых нефтей и природных битумов. Цель работы заключается в создании термогидродинамических моделей и разработке способов повышения эффективности парогравитационного метода добычи тяжелых нефтей. Основные задачи исследования:
Анализ существующих тепловых методов разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов.
Исследования влияния геологических условий, физических и гидродинамических параметров пластов, технологических режимов эксплуатации скважин на эффективность парогравитационного способа разработки.
Разработка и исследование математических моделей парогравитационного метода разработки тяжелых нефтей и природных битумов.
Разработка новых способов решения практических задач добычи тяжелых нефтей и природного битума на основе использования нестационарных тепловых полей.
Научная новизна работы состоит в следующем:
1. Создана полуаналитическая модель термогидродинамических процессов при инжекции пара в пористую среду, насыщенную высоковязким флюидом, учитывающая нестационарность поля давления.
Разработана методика определения проницаемости продуктивного пласта вдоль ствола скважины по восстановлению температуры в скважине.
Создана аналитическая модель парогравитационного способа разработки, учитывающая темп отбора добывающей скважиной.
Разработана аналитическая модель для расчета температуры газожидкостной смеси с изменяющимися термодинамическими параметрами по стволу скважины.
Установлена возможность мониторинга сухости пара в стволе нагнетательной скважины путем добавки неконденсируемого газа в пар по изменению давления и температуры.
Основными защищаемыми положениями и результатами являются:
Методика количественного определения фильтрационных характеристик пласта, основанная на использовании полуаналитической модели термогидродинамических процессов при инжекции пара в пористую среду, насыщенную высоковязким флюидом.
Аналитическая модель парогравитационного дренажа для расчета технологических показателей данного способа разработки» учитывающая влияние темпа отбора продукции из добывающей скважины.
3. Способ определения сухости пара в стволе нагнетательной скважины.
Научная и практическая значимость работы заключается в развитии теории
нестационарного тепло- и массопереноса в пористой среде, с учетом
термодинамических эффектов и фазовых переходов при доминировании
гравитационных сил. Результаты работы позволяют описывать процесс
парогравитационного способа добычи и могут быть использованы для анализа
и прогнозирования показателей разработки залежей тяжелых нефтей и
природных битумов. Предложенные методики по количественной оценке
фильтрационных характеристик пласта и определению сухости пара в стволе
скважины позволяют оптимизировать процесс проведения работ и повысить
эффективность тепловых способов разработки нефтяных месторождений и
7 могут быть использованы на предприятиях компаний: Роснефть, ЛУКОЙЛ-Коми, ТНК-ВР и др.
Достоверность результатов диссертации основана на использовании фундаментальных уравнений тепло- и массо переноса в пористых средах, физической и математической непротиворечивостью построенных моделей общим гидродинамическим и термодинамическим представлениям, сравнением с результатами численных расчетов.
Апробация работы. Основное содержание и результаты работы докладывались и обсуждались на следующих конференциях и научных школах:
Конференция сотрудничества России и Европейского Союза "Инновационная и Устойчивая Эксплуатация Углеводородов", (Москва, 2004)
6-я научно-техническая конференция "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России", (Москва, 2005)
Международная молодежная научная конференция "СеверГеоЭкоТех 2005", (Ухта, 2005)
Конференция Европейского геофизического общества (EGU), (Австрия, г. Вена, 2005)
SPE конференция "Well diagnostics", (Италия г.Стресса, 2005)
Симпозиум "Reservoir Symposium 2005", (Завидово, 2005)
Конференция "Научные проблемы нефтегазовой отрасли в северозападном регионе России", (Ухта, 2005)
Международная Уфимская зимняя школа-конференция по математике и физике, (Уфа, 2005)
Кроме того, результаты, полученные в диссертационной работе, докладывались и обсуждались на научно- и производственно-технических семинарах и совещаниях в следующих компаниях и организациях: Шлюмберже, СеверНипиГаз, ПетроАльянс, ЛУКОЙЛ-Коми и др. Публикации. По теме диссертации опубликовано 9 работ.
8 Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 4 глав, заключения, списка литературы и приложения. Общий объем работы
составляет 171 страниц, 78 рисунков и _11_ таблиц. Список литературы
содержит _215_ наименований.
Во введении обоснована актуальность темы исследований. Сформулирована цель и кратко изложена структура диссертации.
В первой главе приведен обзор основных месторождений ТН и ПБ на территории России, даны геолого-физические характеристики залежей и описаны свойства пластовых флюидов. Также приведен обзор существующих способов разработки месторождений ТН и ПБ. В данной главе представлен литературный обзор математических моделей, посвященных тепловым способам добычи высоковязких углеводородов.
Во второй главе на основании построенной численной модели парогравитационного дренажа в пакете ECLIPSE анализируется влияние различных геолого-физических и эксплуатационных параметров на эффективность данного способа разработки.
В третьей главе представлена аналитическая модель парогравитационного дренажа, учитывающая основные особенности процесса, влияние темпа отбора флюида из добывающей скважины и описывающая как стадию формирования паровой камеры, так и период ее развития в горизонтальном направлении при фиксированной высоте.
В четвертой главе описывается специальные методики проведения работ, и предлагаются математические модели, позволяющие на основе анализа нестационарных тепловых полей решать технологические задачи добычи ТН и ПБ.
В заключении кратко формулируются основные результаты, полученные в диссертации, выносимой на защиту.
Существующие технологии разработки месторождений тяжелых нефтей и природных битумов
Существуют различные способы разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов, которые различаются технологическими и экономическими характеристиками. Применимость той или иной технологии разработки обуславливается геологическим строением и условиями залегания пластов, физико-химическими свойствами пластового флюида, состоянием и запасами углеводородного сырья, климатогеографическими условиями и т д. Условно их можно подразделить на три, крайне неравноценные по объему внедрения, группы: 1- карьерный и шахтный способы разработки; 2- так называемые «холодные» способы добычи; 3 -тепловые методы добычи.
При карьерном методе разработки насыщенная битумом порода извлекается открытым способом и, поэтому, возможность применения этого метода ограничивается глубиной залегания пластов до 50 метров. Шахтная разработка может вестись в двух модификациях: очистная шахтная [32, 56] - с подъемом углеводородонасыщенной породы на поверхность и шахтно-скважинная [44, 35] - с проводкой горных выработок в надпластовых породах и бурением из них кустов вертикальных и наклонных скважин на продуктивный пласт для сбора нефти уже в горных выработках. Для повышения темпов добычи ТН и ПБ и обеспечения полноты выработки запасов в шахтно-скважинном способе разработки используют паротепловое воздействие на пласт [41, 12, 45]. По экономическим причинам применение способа очистной шахтной добычи возможно для пластов, содержащих попутные редкие металлы, и имеющих толщины не менее 5-10 м при глубине залегания не более 200 м. Шахтно-скважинная добыча возможно при освоении битуминозных пород в пластах толщиной более 5 метров на глубине 100-400 метров. Наиболее известным примером шахтно-скважинной разработки залежей тяжелых нефтей является разработка Ярегского месторождения.
К современным «холодным» методам добычи тяжелой нефти, в первую очередь, может быть отнесен метод «CHOPS» [178, 169], предполагающий добычу нефти вместе с песком за счет осознанного разрушения слабосцементированного коллектора и создания в пласте соответствующих условий для течения смеси нефти и песка. В числе «холодных» способов добычи тяжелых нефтей и битумов с использованием растворителей следует указать так называемый VAPEX метод [204, 124, 104]- закачка растворителя в пласт в режиме гравитационного дренажа. Этот способ воздействия предполагает использование пары горизонтальных скважин. За счет закачки растворителя в верхнюю из них, создается камера-растворитель (углеводородные растворители, в том числе этан или пропан). Нефть разжижается за счет диффузии в нее растворителя и стекает по границам камеры к добывающей скважине под действием гравитационных сил. К сожалению, «холодные» методы разработки залежей тяжелой нефти также не лишены ряда существенных недостатков. В их числе, в первую очередь, следует указать ограничения по максимальным значениям вязкости нефти и чрезвычайно низкие темпы разработки. Поэтому, подавляющее число активно осуществляемых проектов разработки месторождений тяжелой нефти и битумов связано с тепловыми методами воздействия на пласты. Традиционно, существующие тепловые методы разработки нефтяных месторождений (в различных их модификациях) принято объединять в три группы: 1-внутрипластовое горение; 2 -паротепловые обработки призабойных зон скважин (ПЗС); 3- закачка в пласт теплоносителей - пара или горячей воды. Внутрипластовое горение [3, 33, 149] осуществляется частичным сжиганием нефти (тяжелых ее составляющих) в пласте. Очаг горения, инициируемый различными глубинными нагревательными устройствами (электрическими, химическими и т. п.), продвигается по пласту за счёт подачи в пласт воздуха. Благодаря экзотермическому окислению, в пласте в зоне горения достигается повышение температуры до 500— 700 С. Под действием высокой температуры уменьшается вязкость нефти, происходит термический крекинг, выпаривание легких фракций нефти и пластовой воды. Нефть из пласта извлекается путём вытеснения её образовавшейся смесью углеводородных и углекислых газов, азота, пара и горячей воды. Существует вариация этого метода разработки -влажное внутрипластовое горение, которое производится путём ввода в пласт воды вместе с окислителем. При этом ускоряется процесс теплопереноса и извлечения нефти.
Паротепловые обработки призабойных зон скважин [10, 120] и закачка в пласт теплоносителей, пожалуй, являются наиболее широко применяемыми методами добычи тяжелых нефтей и природных битумом. Процесс паротепловой обработки (ПТОС) призабойной зоны скважины заключается в периодической закачки пара в добывающие скважины для разогрева призабойной зоны пласта и снижения в ней вязкости нефти, т.е. для повышения продуктивности скважин. Цикл (нагнетание пара, выдержка, добыча) повторяется несколько раз на протяжении стадии разработки месторождения. Из-за того, что паротепловому воздействию подвергается только призабойная зона скважины, коэффициент нефтеизвлечения для такого метода разработки все еще остается низким (15-20%). Еще одним из недостатков метода является высокая энергоемкость процесса и увеличение объема попутного газа. Поэтому, зачастую ПТОС применяются как дополнительное воздействие на ПЗС при осуществлении процесса вытеснения нефти теплоносителем из пласта, т.е. нагнетания теплоносителя с продвижением теплового фронта вглубь пласта.
Влияние геолого-физических параметров на парогравитационный способ разработки
Двумерные модели более реалистичны, чем одномерные поршневые, так как они учитывают гравитационную сегрегацию. С другой стороны эти модели более сложны в описании с физической и математической точки зрения. Одной из знаковых работ в этой области является публикация (van Lookeren [197]), в которой был представлен метод определения формы парового фронта в системе пар-нефть на основании принципов гравитационного разделения. Данное аналитическое решение позволяет определять форму паровой камеры для двумерных линейных и радиальных моделей. Вышеизложенная работа имеет и ряд недостатков. Во-первых, она не совсем корректна при больших значениях вязкости нефти. Во-вторых, она имеет ограничения применимости относительно величин толщины пласта. Следующие три работы, основанные на вышеописанной модели, имеют такие же ограничения (так как используют те же дифференциальные уравнения для определения паровой зоны). (Rhee W., Doscher М. [181]) опубликовали полуаналитический метод для расчета теплового способа разработки нефти. Он включает в себя следующие этапы.
Во-первых, одновременно решаются уравнения баланса энергии и определения формы паровой зоны (модель van Lookeren) для расчета всей прогретой зоны и зоны занятой паром. После этого решается уравнение материального баланса, и в конечном итоге полученные результаты комбинируются с уравнениями фильтрации в пористой среде. Для решения уравнений используется итерационная процедура. (Jones J. [155]) разработал методику повышения эффективности данного способа разработки путем определения оптимальных скоростей закачки пара и темпов отбора нефти. Его работа основана на вышеописанных моделях (van Lookeren и Myhill N.A.). Процедура оптимизации заключает в себе увеличение вертикального коэффициента охвата пласта путем закачки максимально возможного объема пара (ограничением является пределы по давлению). Для сбивки истории разработки с теоретическими расчетами, используется поправочный коэффициент, величина которого варьируется от одного месторождения к другому. (Palmgren СТ. [173]) использовал разработанную собой двухмерную полуаналитическую модель для изучения влияния капиллярных сил на процесс вытеснения нефти паром. Им было показано, что влияние капиллярных сил в лабораторных условиях существенно (они стремятся уменьшить перекрытие паром тем самым, стабилизируя фронт вытеснения), однако в полевых условиях влияние данных сил незначительно и ими можно пренебречь. Учет многофазности потока, эффекта дросселирования, адиабатического эффекта и тепловых эффектов при фазовых превращениях рассмотрены в работе (Шарафутдинов Р.Ф., 1990 [95]). Исследованы особенности нестационарного тепло- и массопереноса в нефтенасыщенных пористых средах при вытеснении нефти смесью горячей воды и газа, парогазом.
Вопросам изучения и аналитического описания паротепловой обработки скважин (ПТОС) также посвящено довольно много работ. Например, для данного способа разработки (Boberg Т.С., Lantz R.B. [109]) опубликовали метод позволяющий прогнозировать поведение температуры в обрабатываемых скважинах и рассчитывать дебиты нефти как функцию от времени после этапа выстоики. При этом учитывались теплопотери, как во время закачки пара, так и во время выстоики скважины и периода добычи. Метод применим только для предсказания добычи для месторождений относительно легкой нефти, пренебрегает влиянием гравитационных сил и изменением насыщенности внутри прогретой области. (Seba R. [185]) в своей работе учел влияние сил гравитации на процесс циклической обработки скважин, однако представленное описание содержит ряд ограничений. Для разработки модели использовалось приближение о постоянстве размеров прогретой зоны, температуры в этой зоне, а, следовательно, и свойств флюида в ней. (Jones J. [154]) модифицировал модель (Boberg Т.С., Lantz R.B.), использовав уравнения фильтрации с учетом гравитации (при этом он предположил линейное изменение насыщенности в прогретой зоне на этапе отбора пластового флюида). С точки зрения баланса энергии, (Jones J.) добавил члены, включающие количество тепла оставшееся в пласте со времени предыдущих циклов. Также он сделал попытку учесть тепловые потери в стволе скважины при закачке пара. Данная модель требует корректировку нескольких параметров для хорошего согласования с результатами полевых работ. (Gontijo J.E., Aziz К. [140]) развили предыдущие модели паротепловой обработки скважин. Они предположили коническую форму развития паровой зоны и модифицировали теорию гравитационного дренажа (Butler R. [116]) для того, чтобы описать приток к вертикально скважине. Размеры прогретой зоны рассчитывались согласно (van Lookeren). При этом учитывалось изменение температуры пласта в околоскважинной зоне во время периода добычи (тем самым учитывалось постепенное уменьшение дебитов нефти). Для минимизации количества входных данных необходимых для построения модели использовались корелляции, описывающие свойства флюидов и пласта. (Tamim М. [191]) представил модель паротепловой обработки скважин, которая учитывает возможность появления микротрещин в пласте вследствие закачки пара. Улучшенная продуктивность скважин моделировалась с использованием псевдофункций фазовых проницаемостей. Аналитическая модель, описывающая разработку тяжелых нефтей методом циклической закачки пара с использованием горизонтальных скважин была представлена в работе (Diwan U. [126]). Модель предполагает развитие паровой зоны в форме треугольника (в сечении). Учитываются тепловые потери, как в пласт, так и в окружающие породы. Объем паровой зоны рассчитывается согласно (Myhill N.A.), а свойства пара берутся из корелляции предложенных (Farouq АН [134]). В дополнении к проверке данной модели по результатам численного моделирования, был проведен анализ чувствительности относительно следующих параметров: качеству пара, толщине пласта, скорость закачки пара, времени выстойки и добычи. Большое количество работ было посвящено оптимизации процесса паротепловой обработки скважин с экономической точки зрения. Среди них работы (Curry G. [123]), (Dunn К. [127]), (Gottfried В. [141]), которые исследовали возможность повышения эффективности процесса разработки (путем выработки оптимального календарного планирования) и понижения энергозатрат. Графический метод, использующий данные по добыче и закачке пара для ряда скважин, был предложен (Ershaghi I. [130]). По анализу зависимости накопленной добычи от истории закачки и использованию модели (Boberg Т.С., Lantz R.B.), метод дает возможность приблизительно оценить дебиты нефти в течение следующих циклов.
Развитие паровой камеры при фиксированной высоте
При недостаточном по продолжительности периоде (10 сут.) размеры разогретой зоны очень малы, а, следовательно, и объем подвижной нефти тоже невелик. Это грозит срывом перехода к стадии разработки. При значительном по продолжительности периоде (150 сут.) большая часть межскважинного пространства успеет разогреться и сделает возможным успешный переход к стадии разработки. Однако циркуляция пара такой продолжительности может быть абсолютно непрактична с экономической точки зрения, так как каждый сут. предпрогрева (циркуляции пара) требует огромных энергетических затрат.
Таким образом, для оптимизации экономики парогравитационного дренажа требуется определить минимальное время предпрогрева, достаточное для перехода к основной стадии разработки. Результаты гидродинамического моделирования разработки залежи природного битума методом парогравитационного дренажа показали что: 1. парогравитационный дренаж является довольно эффективным с технологической точки зрения способом разработки пластов с ТН и ПБ, который может применяться в широком диапазоне фильтрационно-емкостных свойств пласта, характера его флюидонасыщения, а также свойств пластового флюида; 2. протяженные глинистые барьеры в продуктивном пласте могут существенно снизить эффективность процесса, а приствие небольших глиняных прослоек не сказывается на процессе разработки залежи тяжелых нефтей; 3. одним из наиболее существенных факторов для эффективности данного метода является наличие высокопроницаемых пропластков. Анализ влияния основных эксплуатационных параметров на эффективность парогравитационного дренажа показал следующее: 4. для достижения экономически рентабельных дебитов выгоднее использовать горизонтальные скважины с большой длиной, хотя существует примеры использования вертикальной добывающей скважины в случае резервуаров с небольшими толщинами продуктивных пластов; 5. с увеличением сухости пара (качества пара) эффективность процесса разработки стремительно растет - еще более сильный эффект дает использование в процессе закачки перегретого пара. Однако данный параметр не может использоваться как оптимизационный в процессе разработки, так как он определяется, прежде всего, характеристиками парогенераторного оборудования и наличием термоизоляции в скважине; 6. большая приемистость желательна — использование кондуктивного прогрева, электрического прогрева, циклическая паротепловая обработка скважины. При этом для экономически выгодного использования энергии требуется определить необходимое время прогрева; 7. скорость закачки пара и темпы отбора пластового флюида могут эффективно использоваться для повышения эффективности парогравитационного дренажа.
Как было показано в предыдущей главе, посвященной численному моделированию процесса парогравитационного дренажа, одними из основных эксплуатационных параметров, способных заметно влиять на эффективность данного способа разработки залежей тяжелой нефти (или природного битума), являются скорости закачки пара и темпы отбора. При этом скорость закачки пара напрямую связана с давлением в паронагнетательной скважине. Данное давление ограничивается как локальными характеристиками разрабатываемой залежи (первоначальное пластовое давление, давление гидроразрыва), так и экономическими соображениями. Таким образом, наиболее технологически простым и действенным эксплуатационным параметром для контроля за процессом парогравитационного дренажа является темп отбора пластового флюида. На практике темп отбора жидкости может контролироваться на устье скважины регулировкой штуцера в случаях фонтанной эксплуатации (небольшие глубины залежи, достаточно высокое пластовое давление). В случаях же газлифтной эксплуатации добывающей скважины, темпы отбора пластовой жидкости определяются объемами закачки газа с поверхности.
В данной работе, выносимой на защиту, представлена аналитическая модель парогравитационного дренажа, учитывающая задание определенного темпа отбора жидкости из добывающей скважины. Модель описывает следующие этапы в процессе развития паровой камеры:
Оценка распределения проницаемости продуктивного пласта
Для постоянного контроля процесса термической разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов методом парогравитационного дренажа используют данные термометрии, полученные как с помощью распределенного по всей длине скважины датчика измерения температуры (на базе оптоволокна или гирлянды обычных термодатчиков), так и данные термометрии, полученные путем стандартного каротажа. В данной главе представлены методики позволяющие решать практические задачи добычи ТН и ПБ на основе анализа нестационарных тепловых полей. Одни из них основаны на исследовании поведения температуры в горизонтальных участках скважин на этапе предварительного прогрева (Рис. 4.1) (оценка теплофизических и фильтрационных свойств пласта вдоль горизонтальных участков скважин), другие на результатах термометрии в вертикальных стволах добывающих (оптимизация газлифта) и паронагнетательных скважин (метод мониторинга сухости пара).
Достаточно точное знание теплофизических свойств пласта являются существенными при планировании любого термического способа разработки. Они позволяют оценить теплопотери по стволу скважины от поверхности до пласта-коллектора, теплопотери в пласт, определить эффективность применения того или иного способа разработки и т д. Для парогравитационного метода добычи высоковязких нефтей, знание теплофизических свойств позволяет оценить время необходимое для предварительного прогрева межскважинного пространства, после которого начнется основная стадия.
Традиционные лабораторные методы определения теплофизических свойств горных пород не всегда являются удобными и доступными при проведении планирования проектов разработки. Поэтому чаще всего берут данные из опубликованной ранее литературы (например, Табл. 4.1), что не корректно, так как свойства горных пород могут серьезно отличаться в зависимости от геологических условий залегания пласта, глубин, физических свойств, особенностей осадконакопления, минералогии, величины пористости, характера насыщенностей и т д.
Основными недостатками традиционных лабораторных методов измерения теплофизических свойств горных пород являются: часто измерения проводятся в поверхностных условиях, что не соответствует пластовым, ограниченность числа проб не позволяет составить более детальную картину распределения свойств по пласту. В данной работе предлагается метод оценки теплофизических свойств пластовых пород на основе анализа восстановления температуры во время этапа предварительного прогрева. В целом процедура выглядит следующим образом: начинается обычная предварительная фаза парогравитационного дренажа, в процессе которой прогревается межскважинное пространство за счет кондуктивного прогрева, путем циркуляции теплоносителя в обеих горизонтальных скважинах через насосно-компрессорные трубы и затрубное пространство; после определенного времени прогрева, циркуляция теплоносителя прекращается; температура в пласте и соответственно на стенке и внутри скважины начинает восстанавливаться к невозмущенному состоянию; используя установленную систему распределенного измерения температуры можно проанализировать скорость восстановления температуры и оценить теплофизические свойства горных пород. Преимущества предложенного способа перед использованием литературных данных и проведением обычных лабораторных исследований очевидны: возможность оценки параметров характерных для конкретного месторождения / пласта; измерения и соответственно интерпретация связаны с реальными пластовыми условиями; возможность получения распределения значений теплофизических свойств по всей длине скважины (распределенные системы измерения позволяют получать значения температуры с разрешением в 1 метр по всей длине оптического волокна), что очень важно для тепловых методов разработки использующих горизонтальные скважины (приствие глиняных барьеров, изменение битумосодержания в породе, и другие возможные неоднородности пласта). Для анализа кондуктивного прогрева и последующего восстановления температуры, возможно, использовать как аналитические модели, так и численные методы [71] решения задач теплообмена.
