A STUDY OF THE THERMAL PROPERTIES OF RESERVOIR ROCKS IN ULTRAVISCOUS OIL DEPOSITS
A STUDY OF THE THERMAL PROPERTIES OF RESERVOIR ROCKS IN ULTRAVISCOUS OIL DEPOSITS
Abstract
The tasks of the oil and gas industry, including geothermal exploration of oil deposits, require the application of rock thermophysics as a scientific basis for the thermal processes occurring in the earth's interior, the thermophysical parameters of reservoir rocks and the methodology for finding them.
The science of rock thermophysics involves the examination of thermal processes occurring in the subsurface, rock properties in the field of thermal indices and methods for their determination, and is applicable in geothermal calculations of oil fields and in solving numerous problems of the oil and gas industry.
Temperature conductivity, thermal capacity, thermal diffusion are thermophysical parameters of rocks, influencing natural or artificially created temperature fronts in the ground strata, study of which affects the solution of such issues as search, exploration and development of oil and gas fields, taking into account modern conditions, under which there is deterioration of hydrocarbon reserves structure and aggravation of ecological problems. The effectiveness of geothermal surveys in oil and gas prospecting and exploration depends on the connection between the occurrence of hydrocarbon deposits and the distribution of geothermal rock fronts. Such surveys must be supported by information on the thermal conductivity of rocks.
The application of empirical readings on thermophysical rock data makes thermometry more effective in the field of oil field monitoring (evaluation of fluid overflows in the well, testing at significant depths in halted post-drilling wells, etc.).
Thermal influence productivity is expressed as the coefficient of effective heat application, i.e. the ratio of the amount of heat retained in the formation to the total heat injected into or produced in the formation during a given time period. That is, thermal efficiency, expressed as the rate at which a given amount of heat is injected and the warming capacity of the rock, which is related to the thermal properties of these rocks.
All the above implies that the development of viscous oil and bitumen fields with thermal stimulation must be designed with an understanding of the thermophysical data of the rocks, the saturating fluids and the geothermal properties.
1. Введение
Тепловое поле Земли, а также недра земной коры на сегодняшний день остаются малоизученными. Для достоверного моделирования нефтегазоносных систем и осадочных бассейнов, поиска и разведки месторождений углеводородов, проектирования методов добычи высоковязкой нефти при помощи теплового воздействия, интерпретации результата термометрии в скважине, определения плотности потока тепла из недр и др. требуется надежная библиотека числовых показателей по удельной теплоемкости, теплопроводности и температуропроводности пород , , , . Теплофизические свойства пород – основной параметр для численной модели пластовой системы, который нужен для работы по нахождению скорости движения фронта теплоносителей, оценки теплового ресурса месторождения и проектированию системы разработки.
Ощутимый вклад в методологию и освоение теоретических и эксперементальных исследований тепловых характеристик горных пород привнесли П.В.Бриджмен, К.В.Васильев, В.А.Вертоградский, С.Н. Эмиров, С.А. Николаев, В.Е.Зиновьев, Ю.А. Попов, Е.А.Любимова и др.
, .Изысканиями в области теплофизических характеристик горных пород месторождений нефти Республики Татарстан занимались А.А. Липаев, С.А. Николаев, Б.А Яковлев и др.
Авторы выполняли задачу по формированию надежного массива данных по ранее неисследованным термическим свойствам рассыпных образцов кернового материала месторождений высоковязкой нефти Татарстана. Эта информация является необходимой при проектировании разработки месторождений с воздействием на пласт при помощи тепловых методов.
Авторами были рассмотрены популярная аппаратура и методики для исследования тепловых свойств , , , , предпочтение дано серийно выпускаемым приборам: LFA 467 – для измерения температуропроводности, дифференциально- сканирующему калориметру DSC 204 HP.
Исследовательский интерес авторов был направлен на установление температурной корреляции удельной теплоемкости и температуропроводности неконсолидированных, насыщенных битумом образцов песчаных пород.
2. Температуропроводность горных пород
Рисунок 1 - Устройство лабораторной установки LFA 467:
1 - инфракрасный детектор; 2 - держатель образца; 3 - образцы; 4 - держатель для образцов с печью; 5 - источник света; 6 - объектив
Где: α – температуропроводность образца (см2/с);
l – толщина образца (см);
t50 – время в секундах, отвечающее повышению температуры на 50%
Калориметр DSС 204 НР (дифференциальный сканирующий) использовался с целью определения удельной теплоемкости. В составе прибора есть две измеряющие ячейки: первая, рассчитанная на исследуемый образец, вторая на образец сравнения – эталона (рис. 2). Ячейки конструируются как можно симметричнее (тигли одного размера, сенсоры одного размера, одно расстояние между нагревателем и сенсором). Опытным путем определяется зависимость по времени температурной разности ячейки с образцом и ячейки сравнения.
Рисунок 2 - Схематичное изображение метода DSC 204 HP:
F – печь (нагревательный элемент); S – помещенный образец; R – эталонный образец; TF, TmR,TmS – температура печи, температуры спаев дифференциальной термопары эталона и образца; ФFS, ФFR – тепловые потоки
Измерение проводится как при постоянной температуре, так и в режиме программируемого изменения температуры нагревателя.
Определение удельной теплоемкости производится по формуле:
m стандарта – масса стандартного образца;
m образца – масса испытуемого образца;
𝐶𝑃стандарта – удельная теплоемкость стандартного образца.
Определив температуропроводность, удельную теплоемкость (при известной или дополнительно измеренной объемной плотности) можно определить теплопроводность исследуемого образца по формуле:
Где: 𝜆 – теплопроводность образца (Вт/(м*К));
а – температуропроводность образца (м2/с);
Cр – удельная теплоемкость образца (Дж/(кг*К));
𝜌 – плотность образца (кг/м3).
Определения температуропроводности производились при помощи держателя для измерения под давлением, с возможностью регулировки динамометрическим ключом, с диапазоном крутящего момента 60…260 Н*см. Керновый образец помещается между двух опорных пластин чашки лабораторного держателя. Создание давления осуществляется гайкой фиксации. Необходимое сжатие (плотность) образца фиксирующей гайкой достигается затяжкой с определенным моментом. Держатель со всеми образцами устанавливается на подставке лабораторного прибора, устанавливается верхняя заслонка печи и закрывается измерительная ячейка. Запускается измерение при помощи компьютерной программы NETZSCH.
3. Основные результаты
Керновый материал, используемый в исследовании, причислен к шешминскому ярусу. Характеристики кернового материала: мелкозернистые песчаники, интенсивно равномерная битумонасыщенность, на глубине 181,6 м характер битумонасыщенности равномерный, на глубине 190,35 м битумонасыщенность слабо–равномерная, на глубине 197,15 м пятнисто–полосчато неравномерно нефтенасыщенный. Исследования производились поступательно с температурами 25, 75, 125, 175, 225°С.
Численные показатели коэффициентов температуропроводности представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Результаты измерений температуропроводности
Наименование показателей | Т, °С | Интервал отбора керна, м | ||
181,6 | 190,35 | 197,15 | ||
Температуропроводность, ·10-6м2/с | 25 | 0,533 | 0,554 | 0,675 |
75 | 0,502 | 0,530 | 0,650 | |
125 | 0,478 | 0,493 | 0,590 | |
178 | 0,461 | 0,483 | 0,555 | |
225 | 0,445 | 0,467 | 0,524 | |
Керн, отобранный с глубины 181.6 м, имеет температуропроводность от 0,533·10-6 до 0,445·10-6 м2/с. Понижение температуропроводности составляет 16,51%. Керн, отобранный с глубины 190,35 м, имеет температуропроводность от 0,554·10-6 до 0,467·10-6 м2/с. Понижение температуропроводности составляет 15,7%. Керн, отобранный с глубины 197.15м, имеет температуропроводность от 0,675·10-6 до 0,524·10-6 м2/с. Понижение температуропроводности составляет 22,37%.
В таблице 2 приведены итоги измерений удельной теплоемкости керна Шешминского яруса по интервалам 181,6; 190,35 и 197,15 м в температурном отрезке от 25 до 225°С.
Таблица 2 - Результаты измерений удельной теплоемкости
Наименование показателя | T, °С | Глубины отбора керна, м | ||
181,6 | 190,35 | 197,15 | ||
Удельная теплоемкость Дж/(кг*К) | 25 | 716 | 648 | 804 |
75 | 854 | 798 | 897 | |
125 | 967 | 947 | 1019 | |
175 | 1048 | 1022 | 1089 | |
225 | 1113 | 1105 | 1158 | |
Результат лабораторных экспериментов показывает, что удельная теплоемкость растет при повышении температуры керновых образцов.
Как видно из таблицы 2, удельная теплоемкость испытуемых керновых образцов растет в среднем на 35,78% с повышением температуры в отрезке 25-225°С (рис. 4).
4. Обсуждения и выводы
Основываясь на опытных экспериментальных значениях коэффициента температурной проводимости и удельной теплоемкости лабораторных образцов керна песчаников по формуле (3) вычислены их коэффициенты теплопроводимости. Полученные значения теплопроводимости занесены в таблицу 3.
Таблица 3 - Расчетные результаты теплопроводимости
Наименование показателей | T, °С | Интервалы отбора керна, м | ||
181,6 | 190,35 | 197,15 | ||
Теплопроводность Вт/(м*К) | 25 | 0,675 | 0,674 | 1,327 |
75 | 0,758 | 0,794 | 1,426 | |
125 | 0,818 | 0,877 | 1,470 | |
175 | 0,855 | 0,927 | 1,478 | |
225 | 0,876 | 0,969 | 1,484 | |
Рисунки 3, 4, 5 наглядно показывают взаимосвязь температуропроводности и битумонасыщенности, плотности, открытой пористости керна.
Рисунок 3 - График зависимости битумонасыщенности образцов керна от температуропроводности
Рисунок 4 - График зависимости плотности образцов керна от температуропроводности
Рисунок 5 - График зависимости открытой пористости образцов керна от температуропроводности
5. Заключение
1. По результатам лабораторных исследований можно сказать, что приборы: измеритель температуропроводности LFA-467 и дифференциальный сканирующий калориметр DSC 204 HP пригодны для определения зависимости тепловых характеристик от температуры мелкозернистых неконсолидированных керновых образцов с помощью моделирования реальных условий, соответствующих их глубине залегания.
2. Анализируя теплофизические свойства керновых образцов можно увидеть снижение коэффициента температуропроводности с увеличением температуры. Минимальные показатели температуропроводности наблюдаются при нагреве до 225°С.
3. Наблюдается увеличение коэффициента удельной теплоемкости при нагреве керновых образцов. Максимальные показатели удельной теплоемкости отмечены при нагреве до 225°С.
4. Наблюдается увеличение коэффициента теплопроводности при нагревании керновых образцов. Максимальные показатели теплопроводности отмечены при нагреве до 225°С.
5. Оценена корреляционная взаимосвязь между теплофизическими показателями кернового материала и их фильтрационно–емкостными данными.
Также можно наблюдать отчетливую положительную корреляцию между температуропроводностью и плотностью керновых образцов. Так, увеличивая плотность пород в отрезке 1769-2445 кг/м3, показатели температуропроводности увеличиваются в интервале 0,533·10-6 – 0,675·10-6 м2/с.
Наблюдается падение температуропроводности от 0,675·10-6 м2/с до 533·10-6 м2/с при повышении открытой пористости керновых образцов от 9,72% до 31,08 %.
При повышении битумонасыщения в отрезке 1,3% - 12,2% наблюдается снижение температуропроводности от 0,675·10-6 м2/с до 533·10-6 м2/с.
6. Полученные результаты в ходе лабораторных исследований тепловых свойств керновых образцов, применимы для использования в качестве оценочных при оптимизации и проектировании методов добычи высоковязкой нефти с воздействием на пласт при помощи тепла.
7. Необходимо и далее развивать базу экспериментальных данных по тепловым свойствам кернового материала месторождений сверхвязкой нефти Татарстана, для этого требуются последующие петрофизические изыскания.