Закономерности изменения теплофизических свойств флюидосодержащих коллекторов при изменении температуры и порового давления

где Q - количество тепла, выделяемое основным нагревателем;

l - толщина измеряемого образца;

S - эффективная площадь поверхности измерительной пластины;

Т0-перепад температур на образце при выключенных основном и охранных нагревателей;

Т1-перепад температур на образце при включенных основном охранных нагревателей.

Перед проведением основных измерений на установке были проведены контрольные измерения на образцах органического стекла в интервале температур 293-350К, стали марки IX18H9T.-293-573К и хозяйственного фарфора при 340-580К, л которых достаточно хорошо изучена в этих интервалах температур. Результаты измерений согласуются в пределах 2- 4%.

Кроме того исследована теплопроводность некоторых типов горных пород в интервале температур 273-573К и давлений 0,1 - 150 МПа. Результаты исследованных образцов горных пород (гранит, гнейс, кварцит гранитизированный, шаровая лава, песчаник, аргиллит и др.) находятся в соответствии с существующими справочными данными.

Подсчитана возможная ошибка описанного метода Из уравнения плоского слоя видно, что возможная ошибка метода обуславливается систематическими погрешностями измерения толщины слоя исследуемого образца (l), эффективной площади поверхности измерительной пластины (S), случайными погрешностями измерения перепада температур на образце (), количества тепла, выделяемого нагревателем измерительной пластины (Q), а также относительными ошибками измерения абсолютной температуры Т и давления Р, величины которых для горных пород очень незначительны.

Экспериментальное определение предела допускаемой основной погрешности.

Систематическая, случайная, абсолютная и относительная погрешности измерений рассчитаны с использованием формул по известным литературным источникам.

Приведены интервальные оценки и определены пределы допускаемой погрешности. Из простейшей статической обработки результатов измерения теплопроводности эталонных и каждой серии образцов следует, что случайной ошибки измерений теплопроводности не превышает 3 % при уровне доверительной вероятности 0,95. Таким образом, максимальная ошибка измерений л не превышает 4%, с хорошей повторяемостью (из 100 измерений 96 абсолютно совпадает) и воспроизводимостью (до 1%). Таким образом, проведена статистическая обработка для всех точек эталонных образцов оргстекла и фарфора, а также образца нержавеющей стали 1Х18Н9Т (справочные данные), что перекрывает весь диапазон измерений.

Глава 3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕПЛОФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ФЛЮИДОСОДЕРЖАЩИХ ГОРНЫХ ПОРОД В УСЛОВИЯХ СОВМЕСТНОГО ВЛИЯНИЯ ПОРОВЫХ ДАВЛЕНИЙ И ТЕМПЕРАТУР.

Третья глава работы посвящена экспериментальному изучению теплофизических свойств газо-, водо- и нефтенасыщенных горных пород в условиях, совместного воздействия пластовых температур и давлений; влиянию на них рода и вида флюида. Глава содержит оригинальные экспериментальные данные автора и данные из литературных источников.

В первом параграфе главы рассматривается зависимость л газо-, водо-и нефтенасыщенных карбонатных пород от совместного влияния температуры и давления. Обсуждается вопрос о влиянии на л флюидонасыщенных коллекторов температур и поровых давлений.

Результаты экспериментальных исследований л горных пород в зависимости от температуры показывают, что в соответствии с законом Эйкена при увеличении температуры от 293 до 573К л газо-, нефте- и водонасыщенных горных пород уменьшается обратно пропорционально температуре. Снижение л нефте-водонасыщенных коллекторов значительнее, чем газонасыщенных. Наиболее резкое изменение л отмечено в интервале температур от 293 до 473К. С повышением давления термическая зависимость смещается в сторону увеличения л и является доминирующей в пределах параметров проведенного эксперимента.

С ростом температуры от 293 до 573К в интервале давлений от 0,1 до 150 МПа л флюидонасыщенных пород уменьшается: газонасыщенных карбонатных пород до 55%, водонасыщенных - до 40%, нефтенасыщенных - до 60%; газонасыщенных песчаников до 55%, водонасыщенных - до 65%, нефтенасыщенных - до 60%; алевролитов - газонасыщенных до 35%, водонасыщенных - 40%; глин - газонасыщенных до 16%, водонасыщенных - до 20%. Для водонасыщенных образцов карбонатных пород в исследованном интервале температур отмечены явления аномального изменения л, связанные с термохимическими реакциями.

Для мергеля (месторождения Гаша, скв.№26) аномальное явление л наблюдалось в диапазоне температур 368-413К. Теплопроводность водонасыщенного мергеля от 293К до 368К уменьшается, а от 368К до 393К - возрастает на 30%. При дальнейшем увеличении температуры л также уменьшается согласно закону Эйкена. Для мергеля такое явление обусловлено гидролизом карбоната и дегидратацией включений гипса.

Теплопроводность известняка месторождения Селли скв. №5, глубина отбора керна 1803-1898 м, исследована на двух образцах, изготовленных одновременно из одного керна.

Измерения образцов проводились в одинаковых условиях. Измерения л образца №1 проводились с температурным шагом 25оС. При этом для водонасыщенного известняка величина л возрастала в интервале температур от 293К до 343К на 65%, а от 343К до 383К - резко уменьшалась (рис.3 (III)). Аномальное явление л для водонасыщенного известняка обусловлено гидролитическим характером реакции.

В отличие от образца №1, измерения образца №2 проводились с уменьшением температурного шага по мере приближения к максимуму л до 1оС. По мере удаления от максимума л температурный шаг увеличивался (от 1 до 25оС). В результате тщательных измерений, как прямых, так и обратных, аномальное явление теплопроводности подтвердилось на образце №2. Результаты прямых и обратных измерений различаются не более 5%.

Аномальное явление л известняка можно объяснить переходом карбонатного вещества из одной - метастабильной - структурной модификации в другую, более стабильную при данных термодинамических условиях, соответствующих глубинам 1-3 км. Метастабильные формы обычно кристаллизуются первыми в ходе кристаллизации и лишь, затем переходят в стабильные модификации. Переход этот может протекать с различной скоростью для разных веществ, а при некоторых условиях вообще не осуществляться. Именно этим и можно объяснить существование карбоната кальция в структурной форме арагонита.

На образце после измерения л видны правильные прорастания ангидритом на границе зерен мергеля. Петрографический анализ образца мергеля показывает, что габитус кристаллов ангидрита - призматический, цвет - белый, блеск - стеклянный, прозрачен. Плотность мергеля до и после исследования соответственно равна 2698 и 2651 кг/м3, общая пористость -2,62%, карбонатность - 47% . Известно, что в воде гипс переходит в ангидрит с течением времени при температуре выше 315К, тогда как при более низкой температуре имеет место обратный переход (А.С. Гинзберг, 1951; Г.И. Теодорович, 1958). Гипс при нагревании переходит в полугидрат (на воздухе - медленно при 343К и быстро при 363-403К, а в воде при 371 К). В системе, чистая вода - СаSO4, является стабильной фазой выше 315-339К (А.Г. Бетехтин, 1950). В интервале температур 363-498К происходит перестройка структуры гипса, вследствие чего образуется ангидрит - СаСО4, обладающий более высоким удельным весом и большей твердостью (Э.И. Пархоменко, 1977). Переход двугидрата в полугидрат сопровождается поглощением тепла в количестве 96 кДж на1 кг двуводного сернокислого кальция (Я.И. Вихтер, 1974).

Рис. 3 - Теплопроводность известняка в зависимости от температуры при различных давлениях и флюидонасыщенности: I - газонасыщенный (аргон); II - нефтенасыщенный; III - водонасыщенный

На образце водонасыщенного мергеля автором экспериментально зафиксировано и сфотографировано полиморфное превращение (рис. 4.).

Термохимические реакции протекают в указанном диапазоне температур по следующим схемам:

1. Карбонаты гидролизуются при нагревании по схем

горный порода известняк скважина

CаСО3 + Н2О Са(ОН)2+СО2 (10)

2. В результате дегидратации гипса образуется ангидрит обладающий более высоким удельным весом и большей твердостью.

СаSО4 · 2Н2О СаSО4 +2Н2О (11)

Эти превращения пород, сопровождающиеся поглощением тепловой энергии, являются причиной уменьшения градиента температур на образце, вследствие чего наблюдается рост л, что видно из формулы (2).

Образование ангидрита, обнаруженное автором на образце водонасыщенного мергеля после исследования, подтверждается еще минералого-петрографическим анализом. А теплопроводность ангидрита выше теплопроводности гипса. Сокращение л карбонатных пород с повышением температуры, наряду с фонон-фононным рассеянием в зернах и уменьшением пористости, можно объяснить необратимыми структурными изменениями на границах между отдельными компонентами, увеличением трещинной пористости (особенно мергеля).

Рис. 4 - Образцы плотного мергеля: а) до исследования; б) после исследования

Характер изменения л коллекторов карбонатных пород в зависимости от давления показывает, что с увеличением давления от 0,1 МПа до 150 МПа в исследованном интервале температур наблюдается увеличение абсолютных значений образцов, насыщенных газом, нефтью и водой. Увеличение л флюидосодержащих коллекторов с ростом давления зависит от температуры. Причем с увеличением температуры барические зависимости смещаются в сторону убывания л. Теплопроводность газонасыщенных известняков с повышением давления до 150 МПа при комнатной температуре повышается на 22-30%, при 573К - на 18-28%, нефтенасыщенных - 17-19% и 15-16%, водонасыщенных - на 13-18% и 8-14% соответственно. Теплопроводность газонасыщенного мергеля повышается при комнатной температуре на 33%, при 573К - на 30%; нефтенасыщенного - на 24% и на 18% соответственно.

По данным П. Бриджмена, (1948) с увеличением давления до 100 МПа теплопроводность известняка повышалась на 0,1%. Рост нефтенасыщенных карбонатных пород в работе Е.А. Любимовой и др., (1979) с повышением давления также зависит от температуры, составляя 9% при 293К и увеличиваясь до 15% при 473К.

По нашим данным л водонасыщенного известняка в зависимости от температуры, соответствующих 1,5-3 км глубины увеличилась на 65%. Такой рост не отмечен при изменении давления. Результаты исследования влияния гидростатического давления на л водонасыщенных пород показывает, что с повышением давления от атмосферного до 150 МПа в указанном интервале температур увеличивается. Наиболее существенно она возрастает с увеличением давления до 20-30 МПа. При дальнейшем повышении давления до 150 МПа рост л уменьшается и теплопроводность увеличивается почти линейно. Увеличение л горных пород с повышением давления связано с уплотнением минерального вещества и улучшением фононного теплообмена между зернами породы.

В параграфе два главы отмечается, что для терригенных, также как и для карбонатных пород, насыщение образцов жидким флюидом приводит к резкому увеличению их теплопроводности. Из сопоставления теплопроводностей образцов, насыщенных жидким и газообразным флюидами, видно увеличение абсолютных значений теплопроводности образцов, насыщенных жидкими флюидами. При этом увеличение, теплопроводности при водонасыщении для песчаников - на 100-170 % алевролитов - на 126 %, аргиллитов - на 128 %, глин - на 141 %. При нефтенасыщении теплопроводность песчаников выросла на 47-89 %.

Водонасыщение вызвало увеличение песчаников в зависимости от их пористости на 100-170 %. Такое изменение можно объяснить заметным влиянием теплопроводности самой жидкости, поскольку она выше теплопроводности газообразного флюида. Результаты экспериментальных исследований флюидонасыщенных коллекторов показывают, что теплопроводность газо,-водо- и нефтенасыщенных образцов терригенных пород в пластовых условиях зависит от температуры, давления и состава флюида.

Зависимость теплопроводности песчаников от всестороннего давления при насыщении жидкими и газообразными флюидами весьма неодинакова. Для песчаников, насыщенных жидким флюидом, характерным является резкий рост до 20-30 МПа. При дальнейшем повышении давления ее рост замедляется (почти линейно).

С возрастанием давления от 0,1 МПа до 150 МПа в интервале от 293К до 573К теплопроводность флюидонасыщенных песчаников увеличивается: для газонасыщенных на 27-34% при комнатной температуре и на 25-30% при 573К, для водонасыщенных - на 18-28% при комнатной температуре и на 16-26% при 573К, для нефтенасыщенных - на 23-30% при комнатной температуре и на 21-28% при 573К. При этом л крупнозернистых песчаников с пористостью до 12% увеличивается с ростом давления значительнее от 1,30 Вт/(м·К) до 1,74 Вт/(м·К) для газонасыщенных; от 3,52 Вт/(м·К) до 4,38 Bт/(м·K) для воды.

В работе Р. Роя (1963) показано, что барический коэффициент на 100 МПа равен для песчаника 1,2%. Данные песчаников наших результатов согласуются с данными Р. Роя в пределах 1-3%.

Температурная зависимость коллекторов песчаников обратно пропорциональная. С ростом температуры от 293К до 573К при давлении 0,1 МПа песчаников уменьшается: газо- насыщенных на 28-55% при давлении 10 МПа, водонасыщенных - на 15-65%, нефтенасыщенных - на I8-60%. При давлении 150 МПа сокращается: для газонасыщенных - на 22-41%, для водонасыщенных - на 10-57%, для нефтенасыщенных - на 13-55%. Уменьшение кварцевых песчаников по Ф.Берча (1950) составляет 2,2% на каждые 10°С увеличение температуры, у А.П.Скакуна (1977) уменьшение песчаников составляет 1,1-2,45%. По данным Б.А. Яковлева и др. (1975) с увеличением давления всестороннего сжатия от 0,1 МПа до 45 МПа сухих и водонасыщенных образцов с пористостью Кп =15% и меньше увеличивается на 44-145% и на 17-47% соответственно. Авторы отмечают, что у всех исследованных образцов с ростом давления увеличивается л в широких пределах, а с повышением температуры до 363-373К уменьшается почти линейно. При дальнейшем росте температуры уменьшается медленно. Теплопроводность водонасыщенных песчаников в исследованном интервале температур уменьшается на 26-56%.

Результаты экспериментальных исследований одновременного воздействия поровых давлений и температур для л флюидонасыщенных образцов алевролитов и аргиллитов показывают, что температурные зависимости л коллекторов связаны с давлением. Причем с ростом давления термические зависимости смещаются в сторону увеличения теплопроводности. С ростом температуры от 293К до 573К уплотненных пород коллекторов уменьшается: для алевролитов - газонасыщенных на 46% (Р= 0,1 МПа), а водонасыщенных на 65% (Р = 10 МПа); для аргиллитов - газонасыщенных на 34% (Р = 0,1 МПа), а водонасыщенных на 40% (Р=10 МПа). При давлении 150 МПа теплопроводность уменьшается для алевролитов на 45% и на 62% соответственно, для аргиллитов - газонасыщенных на 33%, водонасыщенных на 39%. По данным Е.А. Любимовой, А.И. Масленникова, Ю.А. Ганиева (1979) с повышением температуры от 293К до 473К сухих образцов алевролитов уменьшается на 46-48%, а водонасыщенных - на 59-69% при давлении 3 МПа и на 57-70% при давлении 100 МПа. С ростом давления от 0,1 до 150 МПа при комнатной температуре л коллекторов увеличивается: для алевролитов - газонасыщенных на 19%, водонасыщенных на 18%; для аргиллитов - газонасыщенных на 12%, водонасыщенных 11%. При температуре 573К л увеличивается: для алевролитов - газонасыщенных на 18%, водонасыщенных 21%, для аргиллитов на - 10% и 12% соответственно. Упомянутыми авторами (1979) установлено также, что л водонасыщенных алевролитов в интервале давлений 0,1-100 МПа увеличивается на 10% при комнатной температуре и до 17 % при температуре 473К. С ростом температуры от 293 до 573К теплопроводность водонасыщенной глины при давлении 10 МПа уменьшается на 20%, а газонасыщенной на 16%. При давлении 150 МПа л уменьшается на 15% и I9% соответственно.

С увеличением давления от 0,1 МПа до 150 МПа л газонасыщенного образца увеличивается на 8% при температуре 293К, а водонасыщенного - на I2%. При температуре 573К л увеличивается на 7,7% и 9,7% соответственно. При общем падении температуры замечено уменьшение спада л водонасыщенных образцов в области 373-513К. Это можно объяснить увеличением л воды в поровом пространстве исследуемого образца. В этой области температур, видимо, более интенсивно разрушаются "молекулярные комплексы".

Теплопроводность уплотненных терригенных пород, насыщенных различными флюидами, увеличивается с ростом давления и уменьшается с ростом температуры. Понижение л высокопористых крупнозернистых песчаников с увеличением температуры происходит более интенсивно, чем в низкопористых. Увеличение л горных пород с повышением давления можно объяснить следствием закрытия пор и уменьшением теплового сопротивления.

Как отмечено в работе А.П. Воларовича, 1968 в горных породах можно выделить два вида основных пор: объемные, у которых размеры в трех взаимно перпендикулярных направлениях приблизительно одинаковы, и щелевидные, у которых один размер в десятки и сотни раз меньше другого. Первую более крутую часть кривых можно объяснить закрытием щелевидных пор, и хотя объем их относительно невелик, но теплопроводность, вследствие их закрытия, резко увеличивается. После того как большая часть щелевидных пор закрывается под влиянием давления, определенную роль начинает играть уменьшение величины объемных пор. Также изменение объема при увеличении давления весьма незначительно, а, следовательно, и возрастание теплопроводности с повышением давления относительно невелико. По данным работ Г.М. Авчяна, В.И. Добрынина, Г.И. Петкевича (1972, 1971) при нагрузках, не превышающих давление естественного залегания, большинство пород (исключая неконсолидированные небольших глубин) были упругими, гистерезис не превышал 5%) в то время как при перегрузках наблюдались значительные остаточные деформации. Некоторые хорошо сцементированные кварцевые песчаники и плотные известняки оставались упругими и при значительных перегрузках. Такие породы названы упруго стабильными.

В проведенных исследованиях при обратных и прямых измерениях гистерезис не превышает ошибки измерений.

С увеличением температуры л кристаллических горных пород уменьшается за счет фонон-фононного рассеяния в зернах. Поскольку большинство минералов обладает анизотропией, их объем увеличивается по разным направлениям неодинаково. Кроме того, различные минералы имеют отличающиеся коэффициенты теплового расширения. Следовательно, увеличивается тепловое сопротивление межзернового пространства и уменьшается л образца. Кроме этого, результаты повторного минерало-петрографического экспериментальных исследований в условиях, приближенных к пластовым, следует, что температура оказывает значительно большее влияние на л горных пород, чем давление. При этом тенденция изменения теплопроводности горных пород соответствует дебаевской теории теплопроводности твердого тела. Это подтверждает выводы экспериментальных и теоретических исследований Х.И. Амирханова (I980), В.Н Жаркова (1973) и Е.Л. Любимовой (1979) и др.

Согласно теории теплопроводности кристаллических диэлектриков в I.I. теплопроводность горных пород обусловлена фононной составляющей. В исследованной области температур на уменьшение теплопроводности горных пород оказывают влияние рассеяния фононов на фононах. Дополнительными источниками рассеяния носителей в породах могут быть также различные примеси и границы кристаллов.

В третьем параграфе главы результаты экспериментальных исследований теплоемкости горных пород в зависимости от температуры показывают, что теплоемкость увеличивается с ростом температуры. В интервале температур (298-673К) теплоемкость пород изменяется почти линейно и наблюдается влияние пористости и порового флюида: чем больше значения последних, тем выше С. Теплоемкость пород не зависит от их зернистости, слоистости и состояния минералов. Теплоемкость пористых пород больше теплоемкости породообразующих минералов, что объясняется влиянием поровой воды. Теплоемкость пластовой воды в 4-5 раз больше теплоемкости горной породы. С возрастанием влажности пород их теплоемкость увеличивается. Теплоемкость горных пород зависит от температуры линейно, т.е.

C(t) = C(o)·(1+в·t), (12)

где С(о)- теплоемкость при t = 273К, в = 3·10-іДж/г·К. Увеличение теплоемкости осадочных пород в исследованном интервале температур не превышает I5% на каждые 10°С.

На рис. (5) приведены результаты измерения теплоемкости некоторых наших образцов.

Температуропроводность кристаллических диэлектриков уменьшается с ростом температуры и увеличивается с повышением давления. Повышение теплопроводности и температуропроводности, образцов при увлажнении связано с увеличением теплопроводности через жидкость в порах по сравнению с теплопроводностью через воздух.

Возрастание удельной теплоемкости с увеличением влажности по линейному закону, вероятно, объясняется характерной для удельной теплоемкости независимостью её oт способов передачи тепла и высокой теплоемкостью воды.

Температуропроводность пород увеличивается с ростом плотности; как функция влажности она имеет максимум; несколько, уменьшается при нефтенасыщении водоносной породы и существенно уменьшается при газонасыщении.

Полученные в данной главе результаты имеют как фундаментальное теплофизическое, так и прикладное геолого-геофизическое и геотермическое значение. Одними из важнейших геофизических приложений этих результатов являются разработанные методики, ниже приведенных в четвертой и пятой главах

Глава 4. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ЛАБОРАТОРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕПЛОПРОВОДНОСТИ ЛИТОЛОГИЧЕСКИХ КОМПЛЕКСОВ ПРИ РЕШЕНИИ НЕКОТОРЫХ ЗАДАЧ ПРИКЛАДНОЙ ГЕОТЕРМИИ

Четвертая глава посвящена описанию результатов использования лабораторных исследований для определения теплопроводности литологических комплексов, при изучении теплового поля некоторых месторождений Дагестана и прогнозирования глубинных температур с привлечением термограмм производственных организаций. Средние значения температур брались по скважинам, в которых проводилась термометрия после их выстойки.

Рассматривается зависимость л = f(Н) водонаcыщенных образцов, которая сохраняет обнаруженный в лабораторных измерениях аномальный ход л известняка и мергеля. С увеличением глубины более 3 км наблюдается уменьшение л всех пород. Интенсивное уменьшение л песчаника, алевролита происходит до глубины 6 км. При увеличении глубины от 6 до 10 км уменьшение л несколько замедляется. Теплопроводность аргиллита от поверхности до глубины 10 км уменьшается незначительно - от 2,9 Вт/(м.К.) до 2,2 Вт/(м.К).

Зависимость л = f(Н) нефтенасыщенных образцов песчаника, мергеля и известняка показывает, что л уменьшается с ростом глубину до 10 км, причем теплопроводность песчаника уменьшается сильнее теплопроводности мергеля и известняка.

Изменения л газонасыщенных образцов с глубиной в целом может иметь практическое значение при изучении выходящих на поверхность разломных зон и газовых шапок, неглубоко залегающих месторождений. Здесь наблюдается различный характер изменений зависимости л = f(Н) исследованных пород. Известняк, мергель и аргиллит имеют низкие значения л и незначительное уменьшение коэффициента л (по абсолютной величине) с ростом глубины. Теплопроводность алевролита изменяется с глубиной от 1,7 до 0,95 Вт/(м.К).

Характерным для песчаника является относительно большой коэффициент л в газонасыщенном состоянии. Теплопроводность газонасыщенных пород, кроме песчаника, на глубине 7-10 км приближается к постоянной величине.

Таким образом, теплопроводность горных пород, как функция глубины, показывает превалирующее влияние температуры на глубине до 10 км в осадочном чехле Дагестана. С увеличением глубины влияние давления частично компенсирует уменьшение теплопроводности с ростом температуры и наиболее существенно сказывается на глубине до 2-3 км. Эти изменения различны для литологических разновидностей и насыщающего флюида. Отмечается уменьшение разброса значений л на больших глубинах. Данные по теплопроводности пород, насыщенных аргоном, рассматриваются как соответствующие скелету горной породы и в геотермической интерпретации не использовались. При этом учитывалось то, что ниже уровня грунтовых вод породы находятся в состоянии насыщения. При геотермических построениях для каждой скважины отдельно рассматривается литологическая колонка и в соответствии с глубиной залегания тех или иных пород берется соответствующее значение теплопроводности. Эти значения теплопроводности, взятые с учетом глубины залегания литологических комплексов, отличаются в каждой скважине в связи с различием поровых давлений и температур. На основе конкретных данных об этих параметрах в каждой скважине вводится поправка на теплопроводность. Например, изменение температуры и давления по стволу Северо-Кочубеевской скважины показывает аномальное изменение пластового давления на глубинах 4100-4200 м и 4800-5I00 м. Значения теплопроводности на этих глубинах, взятые по графикам на рис.1(а), соответственно равны 3,0 и 3,8 Вт/(м.К), а значения давлений - 45 и 72 МПа. Действительные значения теплопроводности, экспериментально определенные при этих параметрах, соответственно равны 2,7 и 3,5 Вт/(м·К). На аналогичные изменения параметров Р и Т в других скважинах внесены поправки на теплопроводность. В связи с этим заметим, что представление об изменении теплопроводности, как функции глубины, дает общее представление об этой закономерности. Для глубины, достигающей 10 км, разброс значений теплопроводности уменьшается, составляя 2,0-3,5 Вт/(м·К), независимо от насыщающего флюида, будь то нефть или вода.

Сравнение теплопроводности различных литологических комплексов осадочного чехла с данными других разновидностей горных пород, показывает, что для больших глубин изменение Дл различных литологических разновидностей сближается.

Проведен подробный анализ о возможности использования термограмм производственных организаций, полученных в процессе бурения. Опыт проведения термометрических работ в ГИН РАН и других организациях показал, что оптимальным условием для расчета теплового потока и прогнозирования глубинных температур является наличие данных по выстоявшимся скважинам.

Классический способ изучения теплового потока основан на раздельном измерении геотермического градиента и теплопроводности горных пород в скважинах. Такая методика определения теплового потока требует высокоточных измерений температуры, поэтому её вычисляют на основе замеров температуры в долго простаивающих скважинах.

Важное значение при изучении теплового потока имеет также обязательная приуроченность измерений геотермического градиента к местам взятия проб для исследования л пород.

Для получения истинных величин теплового потока необходимо или измерять л горных пород в условиях пластовых температур и давлений, или вводить поправку, позволяющую приводить данные лабораторных анализов в соответствии с пластовыми условиями.

Сравнение результатов рассчитанных величин теплового потока, с использованием теплопроводностей, измеренных в условиях нормальных и глубинного моделирования, показывает, что не учет влияния пластовых давлений и температур на теплопроводность осадочных пород приводит к завышению или занижению теплового потока на I3-30%.

Рассматривается распределение теплового потока некоторых скважин Северного и Южного Дагестана. Тепловой поток - более стабильная тепловая характеристика разреза, в то время как градиент температуры и теплопроводность горных пород сильно варьируют по латерали. Максимальный тепловой поток на территории Северного Дагестана равняется 196 мВт/м2, минимальный - 80 мВт/м2, а средний - I06 мВт/м2. В Южном Дагестане максимальный тепловой поток равняется 277 мВт/м2, минимально - 77 мВт/м2, средний - 100 мВт/м2. Широкий диапазон колебаний величин теплового потока для месторождений Северного и Южного Дагестана, видимо, является следствием влияния различных факторов: климатических, топографических, гидрогеологических, биологических, факторов осадконакопления, структура региона, тектоники и др. Используя, данные о плотности теплового потока и теплопроводности горных пород в изучаемом регионе нами оценены температуры на глубинах, недостигнутых бурением.

Для прогнозирования температур на глубине до 10 км использованы прогнозные температуры по средней величине плотности теплового потока в данном регионе.

Данные прогнозирования температур до глубина 3 км (средняя глубина скважины в Южном Дагестане) получены по среднему градиенту в каждой скважине. Такое прогнозирование от забойных температур до 3 км осуществлено для скважин, глубина которых меньше чем 3 км, а для скважин глубиной 3 км или больше применены восстановленные по измерениям температуры. Максимальное число скважин в Южном Дагестане имеют среднее значение плотности теплового потока, равное 0,1 Вт/м2 (рис.7). По результатам такого прогнозирования получена максимальная разность температур Южного Дагестана на глубине 10 км, равная 86 градусам. Кроме того, такая разность температур соответствует и разности прогнозированных и измеренных температур на глубине 3 км, а разность температур в скважинах Селли-11 и Дузлак-102 составляет 77 градусов.

В Северном Дагестане, где глубина скважины не меньше 4-5 км, прогнозирование температур начинается с глубины 6 км. Прогнозирование проведено по наиболее характерному значению теплового потока. Максимальное число скважин имеет плотность теплового потока 0,106 Вт/м2. Такой подход к прогнозированию температур Северного Дагестана определяется особенностями, выявленными ранее выполненным прогнозом температур Южного Дагестана, и глубиной скважин в этом районе. Разность прогнозируемых температур на глубине 10 км составляет 28 градусов. По сравнению с Южным Дагестаном, где разность на этой глубине составляет 86 градусов, такую величину, видимо, можно объяснить ожидаемым здесь изменением глубин карбонатного фундамента. Дальнейшее прогнозирование проводилось с учетом характера изменения геотермического градиента по глубине. Такое прогнозирование наиболее близко к ожидаемым величинам. При этом для Северного и Южного Дагестана не наблюдается аномального распределение отличного от ожидаемых по результатам доступных измерению.

Из отмеченного выше можно сделать вывод о том, что при отсутствии данных о тепловом потоке с достаточной для общих построений точностью могут быть использованы прогнозные температуры на глубине 10 и более км, определенные по глубинному распределению градиентов.

Глава 5. ПРИМЕНЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ТЕПЛОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ГОРНЫХ ПОРОД ДЛЯ РАЗРАБОТКИ МЕТОДИЧЕСКИХ ОСНОВ И РЕШЕНИЯ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ, ГЕОТЕРМИЧЕСКИХ ЗАДАЧ

Пятая глава посвящена применению результатов теплофизических исследований горных пород для решения геолого-геофизических и геотермических задач.

В параграфе один главы рассматривается методика, предназначенная для поиска и разведки залежей флюидных полезных ископаемых, может быть применена для повышений эффективности разработки нефтегазовых и геотермальных месторождений.

Известная методика поиска и разведки залежей флюидных полезных ископаемых, использующей геотермические параметры, которые характеризуют возможность его осуществления (Соколов Б. Л. и др., 1974 г.) не рассматривает возможность поиска геотермальных месторождений и не позволяет достоверно выявить полезный объем на глубинах не достигнутых бурением.

Цель методики - повышение эффективности поиска и разведки залежей флюидных полезных ископаемых и достоверности выявления полезного объема этих залежей.

Сущность предлагаемой методики заключается в следующем: в начале применяя известный ранее "Способ определения коэффициента л веществ" (авт. св, СССР, № 760774, 1980 г.,) получают экспериментальные данные теплопроводности газо-нефте- и водонасыщенных образцов горных пород (гл.3). Затем, используя полученные экспериментальные данные, определяют л для различных по составу литологических комплексов в условиях глубинного залегания пластов, соответствующие конкретной глубине в скважине и выявляют ее изменчивость по горизонтам на различных глубинах путем нанесения их на геологическую карту региона. Такими условиями приняты усредненные значения распределения температур и давлений с глубиной в скважинах. В характере изменений л водо-нефте- и газонасыщенных горных пород наблюдается тенденция ее уменьшения с ростом глубины, такое уменьшение является результатом преобладающего влияния температуры, Однако, степень этого уменьшения зависит как от насыщенного флюида, так и от литологического состава.

В параграфе два главы рассматривается влияние динамики температурного режима на тепловые параметры и на пористость коллекторов пласта при закачке отработанного теплоносителя в зону теплоотбора. Не учет смещения тепловых и емкостных характеристик пласта, вследствие изменения температурного режима в забойной зоне приводит к значительным неточностям в расчете исходных проектных данных геотермальной циркуляционной системы (ГЦС) при разработке геотермальных месторождений.

В параграфе три главы, рассматривается определение расстояния между подъемными и нагнетательными скважинами ГЦС, а также определение давления и сроков разработки циркуляционных систем. Приведены оценки влияния изменения тепловых и емкостных характеристик пласта на эксплуатационные параметры ГЦС некоторых месторождений, что позволяет повысить точность этих параметров, а именно:

а) изменяет расстояние между разноименными скважинами, оцененных на основе табличных данных на 200-250 м, что эквивалентно уменьшению давления нагнетания в среднем на 20-25%;

б) приводит к заметному уменьшению срока эксплуатации терригенных коллекторов до момента начала охлаждения.

Проектные данные разработки геотермальных месторождений целесообразно проводить на основе достоверных фактических данных, полученных лабораторными и промысловыми исследованиями, для каждого месторождения с учетом их изменений в зависимости от температурного режима в зоне отбора тепла.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Впервые поставлены и решены ряд задач, связанных с малоизученной проблемой экспериментального исследования теплофизических свойств литологических образований, в том числе вместилищ для жидких и газообразных полезных ископаемых при термодинамических условиях, максимально приближенных к естественным.

1. На основе анализа современного состояния теплофизических исследований горных пород показана необходимость создания конструктивно-методических основ изучения тепловых свойств флюидосодержащих горных пород (кернового материала) в условиях, моделирующих совместное влияние поровых давлений и температур с целью существенного повышения надежности и точности полученной информации. Идеальное повторение природной обстановки на образце, естественно, невозможно, поэтому изучение теплофизических свойств в большом диапазоне различающихся факторов и при их различных сочетания помогает выбрать наиболее приемлемые результаты для конкретного объекта.

2. Создана и конструктивно модифицирована оригинальная установка, для измерения теплопроводности флюидосодержащих горных пород на базе компенсационного метода плоского слоя, позволяющая моделировать естественные термодинамические условия и повышающая надежность и точность измерений изучаемого параметра (А. с. № 779870).

3. Усовершенствована методика по определению л веществ в термодинамических условиях эксперимента, позволяющая повысить точность ее измерений (А. с. № 760774, ДСП).

4. Впервые проведено экспериментальное изучение теплопроводности образцов кернового материала, относящихся к разным литологическим типам на значительном экспериментальном материале с различными коллекторскими свойствами, видом насыщающего флюида и установили степень изменения этого параметра. Результаты исследования л представлены для широкого спектра пород на нефтяных, газовых, геотермальных и других месторождений в зависимости от характера коллектора и насыщающего флюида, а также от термобарических условий, что позволяет использовать для решения разнообразных региональных геолого-геофизических и геотермических задач:

а) от характера коллектора и вида насыщающего флюида

- теплопроводность для водонасыщенных карбонатных пород изменяется до 90-160%, за исключением одного образца с аномальными значениями до 300%, для терригенных 100-170%, для нефтенасыщенных карбонатных пород 30-140%, для терригенных 50-90%;

б) от термобарических условий

- установлены явления аномального изменения теплопроводности водонасыщенных карбонатных пород (при 293-573К и 0,1-110 МПа), обусловленные эндотермическими реакциями с переходом одной структурной модификации породы в другую.

При повышении температуры от 293 до 573К в интервале давлений от 0,1 до 150 MПla л флюидонасыщенных карбонатных пород уменьшается (для газонасыщенных на 35-55%, для водонасыщенных на 45-85%, для нефтенасыщенных на 25-60% , для терригенных газонасыщенных на 20-55%, водонасыщенных на 15- 60%, для нефтенасыщенных на 15-60%).

При воздействии давления до 150 МПа в исследованном интервале температур л газонасыщенных карбонатных пород увеличивается на 20-30%, водонасыщенных - на 15-20%, нефтенасыщенных - на 10-25%; для газонасыщенных терригенных увеличивается на 10-40%, водонасыщенных - на 10-25% , нефтенасыщенных - на 25-35%.

5. Экспериментально зафиксированы и сфотографированы полиморфные превращения некоторых водонасыщенных карбонатных пород в исследованном интервале температур. Отмечены аномальные явления теплопроводности этих пород, которые подтверждены Международной Ассоциацией научных открытий как научное открытие.

6. Автором вычислены поинтервальные термобарические коэффициенты теплопроводности исследованных горных пород в диапазоне температур (293 -573К) и давлений (0,1-150 МПа) с дальнейшей практической рекомендацией. Разработана важная для геолого-геофизических и геотермических исследований методика оценки л горных пород в условиях, совместного влияния изменения температур и поровых давлений, применяя термобарические коэффициенты теплопроводности полученных по экспериментальным результатам исследованных типов керновых материалов, которые могли бы служить основой для корректного расчетного определения теплопроводности.

7. Выбраны методы, созданы и отлажены экспериментальные установки, получены данные температуропроводности, теплоемкости род в интервале температур (298-673К). Определены плотность и пористость исследованных пород.

8. Новые данные л горных пород, полученные экспериментально, позволили оценить л для различных по составу литологических комплексов в условиях глубинного залегания; оценить глубинные температуры и тепловые потоки Северного и Южного Дагестана; построить модели распределения геотермических характеристик по глубинным разрезам месторождений региона; рассчитать проектные параметры рациональных схем ГЦС в задачах отбора глубинного тепла (определение расстояние между подъемными и нагнетательными скважинами, определение сроков службы ГЦС и др.

9. Решение задач стало возможным благодаря известным достижениям наук о Земле, в частности, конструктивно-методических основ и результатов с высокой надежностью и точностью экспериментальных данных, полученных с помощью аппаратуры, проверенной на эталонных образцах, их адекватностью по известным критериям оценки изучаемых процессов, использованием известных положений фундаментальных наук, и корректностью разработанных методик, позволяющих проводить самоконтроль измеряемых значений тепловых характеристик в процессе эксперимента, а также сходимостью полученных результатов с результатами исследований других авторов; - изучением различных типов горных пород, гарантирующего обоснованность выводов, касающихся средних значений и характерных особенностей поведения теплофизических параметров; - проведением петрографического анализа на шлифах образцов до и после исследования.

10. Полученные результаты позволяют повысить эффективность решения геолого-геофизических задач как фундаментального, так и прикладного аспекта. Уточнение значений теплопроводности, приближенных к их состоянию в природной ситуации имеет большое значение для правильной оценки глубинных температур и глубинного теплового потока. Они позволяют более обоснованно подходить к постановке терморазведочных работ в изучаемом регионе. Более того, повысить качество интерпретации данных этих работ при решении важных хозяйственных задач, связанных с поиском, разведкой и разработкой месторождений полезных ископаемых (нефтегазовых и гидротермальных); с расчетом режимов глубокого и сверхглубокого бурения скважин; с использованием геотермального тепла.

Полученные результаты оказались полезными и были использованы в ниже приведенных решениях:

-показано, что л влагонасыщенных литологических комплексов как функция от давления и температуры, соответствующих глубинным условиям на уровне около 10 км, характеризуется небольшим диапазоном изменения величины (от 2,3 до 2,7 Вт/(м.К).

- показано, что для получения прогнозных значений глубинных температур кроме учета вертикальной зональности плотности теплового потока необходимо использование зависимостей л как функция от Р, Т.

- разработана методика, повышающая эффективность поиска и разведки залежей флюидных полезных ископаемых и достоверности влияния полезного объема этих залежей. (Патент № 2П7318).

-оценено влияние динамики температурного режима на тепловые и емкостные параметры коллекторов пласта и влияние изменения этих характеристик на эксплуатационные параметры ГЦС, что позволяет повысить их точность.

Результаты внедрены на ведущих предприятиях:

1. В «НПЦ Подземгидроминерал» расчетах геотермальных циркуляционных систем и проектировании систем теплоснабжения (в задачах извлечения теплового потенциала Мостовского, Каясулинского и др. геотермальных месторождений).

2. В институте геологии Даг.ФАН СССР при проведении исследований по пpогнозу нефтегазоносности глубинных зон Восточною Предкавказья и шельфа Каспийского моря.

3. В Даг.ЭНИН при выборе перспективных зон на территории Дагестана для извлечения и использования высокопараметрического геотермального тепла в народном хозяйстве.

4. Разработанный высокоэффективный аппаратурно-измерительный комплекс, позволяющий провести прецизионные измерения при высоких давлениях и температурах, прошел метрологическую аттестацию средств измерений. Стенд схемы установки для исследования л горных пород экспонировался на выставке стран СЭВ по использованию возобновляемых источников энергии и на 4 Международ. выставке «Наука. Научные приборы 2000».

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИИ ОПУБЛИКОВАНО В СЛЕДУЮЩИХ РАБОТАХ

1. А.с. 779670 (СССР). Устройство для измерения теплопроводности /А.А.Курбанов // Б.И. 1980, № 42.

2. А.с. 760774 (СССР). Способ определения теплопроводности веществ /Х.А. Гаирбеков, А.А. Курбанов // Б.И. 1980.

3. Курбанов А.А. Теплопроводность газо- водо- и нефтенасыщенных горных пород в условиях моделирующих глубинные залегания пластов. // Изв. АН СССР. Физика Земли. 1988. С. 107-112.

4. Курбанов А.А. Полиморфные превращения и аномальные явления теплопроводности в некоторых флюидонасыщенных карбонатных породах. // Физика Земли, 2002. №8. С. 89-96.

5. Kurbanov AA In requirements of tabular temperatures and pressures thermal properties of gas-, water- and oil saturation collectors // International conference “The earth'sthermal fieldrelated research methods”. Moscow‚ 2002. P.136-140.

6. Курбанов А.А. Лабораторные исследования тепловых свойств горных пород при высоких давлениях и температурах. // Междунар. совещание: "Лабораторные исследования при высоких давлениях и их использование в промышленности". Уппсала, 1981. С. 75.

7. Курбанов А.А. Способ поиска и разведки залежей флюидных ископаемых. // Патент 2117318 (Россия)- опубл. в Б.И., 1988, № 22.

8. Гаирбеков Х.А., Курбанов А.А. Некоторые проблемы оценки глубинного теплового поля. // Изв. СКНЦ ВШ, Технические науки; 1987, №3, С. 23-26.

9. Курбанов А.А. Закономерности изменения теплофизических свойств флюидонасыщенных горных пород в пластовых Р,Т-условиях и способы их применения. Махачкала, 2000. 226с.

10. Курбанов А. А. Теплофизические свойства пород-коллекторов при различных давлениях и температуp. // Мат. Междунар. Экспедиции и симпозиума "Проблемы геофизики высоких давлений и температур", КАПГ-3, Острава, I99I. С. 43.

11. Влияние флюида на коэффициент теплопроводности горных пород при пластовых давлениях и температурах. /Амирханов, Х.И., Суетнов В.В., Гаирбеков X.А., Курбанов А.А. // Тепловое поле земли. Махачкала, 1979. Т. 2. С. 22-25.

12. Гаирбеков Х.А., Курбанов А.А. Теплопроводность пород в Р,Т-условиях и оценка тепловых потерь // Термомеханика геотермальных систем. Махачкала, 1990. С. 62-70.

13.Курбанов А.А. Исследование теплопроводности горных пород в условиях одновременного влияния температуры, давления и флюида на образец // Мат. Междунар. геофизической конф. и выставки -2003. Москва, 2003. С. 56-59.

14.Курбанов А.А., Курбанова М.А. Экспериментальное и аналитическое исследования проявлений теплопроводности горных пород в условиях больших глубин // Мат. Междунар. геофизической конф. «Геофизические исследования геодинамической обстановки и нефтегазоносности больших глубин». Баку, 2004. С. 67-68.

15. Курбанов А.А. Совместное влияние пластовых температур и давлений на теплопроводность флюидонасыщенных коллекторов // Мат. докладов V Междунар. конф.”Новые идеи в науках о Земле”. Москва, 2005. С.176.

16. Курбанов А.А. Теплофизические свойства флюидонасыщенных терригенных пород в условиях различных температур и давлений // Физика Земли, 2006. № 5 С. (в печати).

Размещено на Allbest.ru