Есть множество работ, посвященных влиянию теплового воздействия на фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) горных пород. Результаты очень сильно варьируются: от отсутствия влияния температуры на ФЕС до значительного влияния.
Результаты зависят, в основном, от литологии, используемого оборудования, качества проведения экспериментов и др. Необходима также качественная подготовка образцов и флюидов для проведения исследований. В некоторых работах даже утверждается, что изменение ФЕС вызвано исключительно погрешностью измерений.
Кратко опишем наиболее часто встречающиеся тенденции изменения ФЕС при нагреве горных пород.
При нагреве пород происходит их тепловое расширение, что приводит к снижению пористости из-за расширения матрицы. Вследствие этого, снижается и проницаемость пород.
Снижение пористости также может происходить также из-за повышения сжимаемости пород при нагреве.
Некоторые глинистые породы, как известно, набухают при взаимодействии с водой, что приводит к снижению пористости и проницаемости. Степень снижения зависит от минерального состава этих пород и свойств флюида.
Известно также, что глинистые породы являются цементирующим веществом для песчаников и других горных пород. В процессе нагрева такого неоднородного по составу скелета порода начинает трескаться из-за различий в коэффициентах теплового расширения. Кроме того, некоторые глинистые породы при нагреве до 150-200 °C испытывают необратимое разрушение их структуры, что приводит к значительному увеличению пористости и проницаемости. Далее будут описаны результаты моделирования и экспериментов, посвященных влиянию температуры на ФЕС.
В работе Sanyal (1974) проводилось моделирование процесса нагрева модели, состоящей из сфер одинакового радиуса.
Тепловое воздействие на идеализированной модели из кварца проводилось при температурах от 20 до 200 °С. В модели предполагалось отсутствие влияния температуры на коэффициент теплового расширения.
В этом случае наблюдается значительное снижение объема для всех пород. Пористость и проницаемость увеличиваются менее чем на 1%. Для сильно сцементированных пород с радиусом частиц (j и k – низкие) j и k снижаются в интервале температур 20-50 °С. Затем при повышении температуры выше 50 °С j и k увеличиваются. При этом условии зерна пород могут расширяться только в поровое пространство. В этом случае для всех пород происходит значительное снижение m, большое снижение k.
Несмотря на теоретический характер работы, показано значительное влияние температуры на ФЕС.
Работа Weinbrandt (1975) посвящена влиянию температуры на абсолютную и относительные фазовые проницаемости при различных температурах (до 149 °С).
В работе изучалось влияние температуры на абсолютную проницаемость по дистиллированной воде при 100%-й водонасыщенности.
Эксперименты проводились при температурах от комнатной до 79,4 °С (175 °F). В качестве объекта исследований использовались образцы песчаника Boise, в среднем, проницаемость снизилась с 2050 мД при комнатной температуре до 884 мД при 79,4 °С (175 °F).
В статье Wei (1986) и др. изучалось влияние температуры, давления обжима для низкопроницаемых песчаников.
В работе проводилась серия экспериментов по циклическому нагреву образцов песчаника. Образцы нагревали в несколько циклов до температур 149 и 288 °С.
Исходя из проведенных исследований авторы сделали следующие выводы. Первоначальные проницаемости песчаника Tennessee и California были очень малыми (<0,07 мД) и не показали никакого заметного увеличения при нагревании. Проницаемости песчаников Berea и Boise имели тренд на прогрессивное увеличение при нагревании до 149 и 288 °С соответственно. Керны песчаников Berea и Boise, использованных в экспериментах по циклическому нагреву, также показали умеренный рост в проницаемости по воздуху и раствору соли.
Пористость песчаника Berea была 18,67% при комнатной температуре и стала равной 18,21% после нагрева до 149 °С и 19,15% при нагреве до 288 °С.
Увеличение проницаемости оказалось незначительным. Она даже уменьшилась в случае песчаника Boise.
У сухого образца песчаника Berea после 1 цикла нагрева изначально проницаемость была 121,65 мД, затем выросла до 139,13 мД, у насыщенного образца песчаника Berea после трех циклов нагрева повышение проницаемости достигло значения 14,37%. Сухие образцы показали относительно небольшие изменения: например, проницаемость сухого песчаника Boise увеличилась всего на 6% после трех циклов нагрева.
Работа Teklu (2016) посвящена гистерезису пористости и проницаемости в низкопроницаемых породах. Исследовались различные типы пород, изменение их проницаемости при нагреве. Абсолютная проницаемость измерялась на приборе CMS-300 (методом нестационарной фильтрации газа).
Эксперименты проводились от комнатной температуры до 149 °С.
В плотных (низкопроницаемых) породах главным механизмом извлечения углеводородов является диффузия. С увеличением температуры увеличивается диффузия, что, в свою очередь, приводит к увеличению измеренной эффективной проницаемости.
Адсорбция углеводородов и неуглеводородных компонентов в глинистых породах уменьшается с ростом температуры, это приводит к росту эффективной проницаемости.
Авторы приводят следующую аналитическую зависимость проницаемости от температуры:
где k0 – проницаемость при заданном давлении при комнатной температуре, мД;
k – проницаемость при температуре Т (до 149 °С) при том же давлении, что и при измерении k0, мД.
В работе Gobran (1987) изучалось влияние различных параметров, в т.ч. температуры на абсолютную проницаемость сцементированного и несцементированного песчаника при температуре от комнатной до 150 °С.
Абсолютной проницаемость показала незначительное изменение, в пределах 3-5%, что является следствием изменения температуры, хотя и есть незначительное снижение проницаемости после каждого цикла нагрев/охлаждение.
Таким образом, абсолютная проницаемость по дистиллированной воде для несцементированного и необожженного песчаника Berea оказалась независимой от температуры.
В работе X. D. Jing et. al. (1992) изучалось влияние температуры на пористость и абсолютную проницаемость образцов песчаника. Диапазон температур для измерения проницаемостей составлял от комнатной до 93 °С. В качестве флюида использовался раствор NaCl с минерализацией 50 г/л.
В той же работе изучалось влияние температуры на пористость. С ростом температуры пористость образцов песчаника уменьшается из-за теплового расширения.
В работе Sageev et al. (1978) изучалось влияние температуры на абсолютную проницаемость по дистиллированной воде на насыпных моделях пласта в условиях горного давления. Использовался песок Ottawa, в опытах №8,9 размер частиц – не более 0,125 мм, опытах №10, 11 размер частиц – не более 0,089 мм. В каждом опыте проводилось по 2 цикла нагрева до 149 °С.
В результате экспериментов не обнаружено заметного влияния температуры на абсолютные проницаемости по дистиллированной воде. После цикла нагрев/остывание произошло снижение проницаемости на 5%. Проницаемости при 121 и 149 °С были постоянными в каждом опыте. После первого цикла нагрева проницаемости снизились, затем не изменялись.
В работе Haugwitz C. и др. (2014) изучалось влияние закачки горячей воды (раствора NaCl) на проницаемость песчаника. Измерения проводились во время цикла нагрев/охлаждение.
По результатам исследований сделан вывод о том, что процесс уменьшения проницаемости обратим, причем такой эффект наблюдается как в случае измерения проницаемости по воде, так и по раствору NaCl.
Работа Aruna M. (1976) посвящена изучению влияния температуры на проницаемости песчаников различных месторождений.
На основании полученных результатов автор делает следующие выводы. Абсолютная проницаемость по воде в значительной степени зависит от температуры. Зафиксировано значительное уменьшение проницаемости (до 60%) по воде с ростом температуры до 178 °С. В случае азота влияние температуры незначительно.
В работе W. McKay и E. Brigham (1984) изучалось влияние температуры на абсолютные проницаемости по дистиллированной воде. В качестве объекта исследования был использован песчаник Fontainebleau. Горное давление во всех экспериментах поддерживалось на уровне 13,6 МПа, поровое – 1,5 МПа.
Влияние температуры на абсолютные проницаемости показаны двумя способами.
Первый способ показывает влияние температуры на проницаемости.
Второй способ – это отношение проницаемостей при повышенных температурах к проницаемостям при начальной температуре (38 °С). Условия проведения эксперимента те же.
Таким образом, снижение абсолютной проницаемости при температурах до 149 °С достигает 12%.
В работе J. Casse и J. Ramey (1979) изучалось влияние горного давление и температуры на абсолютную проницаемость по воде песчаника Boise и Berea.
Таким образом, после 1 цикла нагрева снижение проницаемости достигает 20%. От цикла к циклу относительное снижение проницаемости составляет от 24 до 35%, что означает однозначную зависимость абсолютной проницаемости от температуры.
Снижение абсолютной проницаемости при совместном влиянии давления и температуры составляет около 5% при давлении 3,1 МПа и 27% при горном давлении 27,2 МПа.
Исследования с целью изучения влияния непроницаемых пропластков, расположенных в продуктивной толще залежей, насыщенных высоковязкой нефтью и битумом, на процесс развития паровой камеры началось с работы Янга и Батлера (1992), в которой рассматривалось влияние горизонтального непроницаемого пропластка с протяженностью равной протяженности модели, на распределение температуры при различных конфигурациях закачки пара при реализации технологии ТГДП. В результате был сделан вывод о том, что когда паровая камера распространяется в стороны, происходит теплопроводный прогрев через непроницаемый барьер, что приводит к росту температуры над непроницаемым барьером.
Pooladi-Darvish и Mattar (2002) проводили численное 2-D моделирование с целью изучения влияния протяженности сланцевых пропластков на эффективность ТГДП в присутствии газовой шапки и подошвенной воды. Моделировались 4 различных варианта: плотные пропластки, частично уплотненные пропластки, однородные отложения и пропластки, сообщающиеся между собой. Во всех случаях пропластки имели толщину 6 м и располагались в 30 м от подошвы залежи.
Результаты моделирования показали, что во всех случаях эффективность ТГДП была одна и та же. В случае с однородным пропластком с вертикальной проницаемостью 0,6 мкм2 отмечалось снижение добычи нефти и увеличение накопленного паронефтяного отношения. Как отмечается в работе Shin и Polikar (2005) успешность ТГДП гарантируется в пластах с вертикальной проницаемостью минимум 1 мкм2.
Chen и др. (2008) на основе численного моделирования изучали влияние неоднородности пласта на эффективность технологии ТГДП, для чего они создавали модели со случайно распределенными по пласту пропластками. Для изучения особенностей влияния барьеров на процесс добычи нефти, авторами рассматривались две искусственно выделенные зоны течения жидкости: околоскважинная зона пласта (небольших размеров, относительно масштабов всего процесса) и зона пласта над нагнетательной скважиной (размер сопоставим с размерами паровой камеры).
В результате было показано, что ввиду небольшого размера околоскважинной зоны, наличие и характер распределения непроницаемых пропластков, сильно сказывается на характере фильтрации горячей жидкости. Эффективность ТГДП значительно снижается только в том случае, если в зоне над нагнетательной скважиной присутствуют протяженные пропластки или их доля от объема всего коллектора достаточно велика.
Так же авторами был предложен способ увеличения скорости развития паровой камеры за счет создания трещин гидроразрыва, для залежей с низкой вертикальной проницаемостью.
В работе Le Ravalec и др. (2009) проводили численные эксперименты с гипотетическими гидродинамическими моделями с целью изучения влияния сланцевых пропластков на эффективность процесса термогравитационного дренажа. На основе расчетов на ряде численных моделей, количество пропластков в которых задавалось случайным образом от 0 до 20 % от объема пласта-коллектора, было показано, что влияние пропластков на эффективность процесса ТГДП зависит от относительного расположения сланцевых пропластков и пар скважин. Худший результат был получен в случае, когда пропластки располагались между добывающей и нагнетательной скважинами.
Ipek et al. (2008) проводили численные эксперименты с целью изучения влияния высоких давлений закачки теплоносителя на проницаемость коллектора. Результаты моделирования показали, что два цикла закачки пара с давлением 10 МПа, могут способствовать увеличению эффективности добычи, с точки зрения накопленной добычи нефти и величины ПНО. Однако, как отмечалось в работе, данный метод ограничен небольшими глубинами коллектора и близостью пород покрышек, целостность которых сказывается на эффективности предложенного метода.
Работа H. Shin и J. Choe (2009) посвящена изучению влияния непроницаемых сланцевых пропластков и их размеров на эффективность процесса SAGD. Моделирование производилось на однородной двумерной модели пласта месторождения Cold Lake. Рассматривалось 2 варианта расположения непроницаемого пропластка: между добывающей и нагнетательной скважиной и над парами скважин.
По результатам моделирования были сделаны выводы. Процесс SAGD очень чувствителен к размерам непроницаемых пропластков, их вертикального простирания, расстояния между пропластками. Непроницаемые препятствия, находящиеся между добывающей и нагнетательной скважиной оказывают значительное влияние на эффективность процесса ТГДП. Температурные профили паровой камеры в отсутствии непроницаемого барьера и с его наличием значительно отличаются. В случае присутствия непроницаемого барьера температура паровой камеры по вертикали заметно снизилась.
Наибольшие температуры наблюдаются в нижней части паровой камеры, так как непроницаемый барьер полностью исключает продвижение пара по вертикали. Такой характер распределения температуры влечет за собой увеличение ПНО и снижение уровня добычи жидкости.
В работе Zhou и др. (2013) авторами, на основе численного гидродинамического моделирования, изучалось влияние расположения непроницаемых пропластков и горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, относительно друг друга, на эффективность процесса термогравитационного дренирования пласта. Было показано, что протяженные горизонтальные пропластки увеличивают риск прорыва пара и затрудняют регулирование развития паровой камеры. Вместе с тем, на основе работы Li и др. (2009) авторы отмечают, при достаточно высоком давлении закачки пара возможен прорыв пара через непроницаемые зоны, в результате термического расширения породы и возникновения напряжений в породе, приводящих к образованию трещин, что влечет за собой возможность развития паровой камеры выше непроницаемого пропластка.
Z. Wang (2016) исследовал влияние непроницаемых пропластков на процесс SAGD на примере песчаников месторождения Cold Lake (провинция Альберта, Канада). Им были представлены температурные профили паровой камеры при наличии горизонтального непроницаемого пропластка над парой скважин. Его наличие ограничивает рост паровой камеры в процессе SAGD. Отмечается треугольная форма полученных температурных профилей. При наличии двух непроницаемых барьеров наблюдается весьма низкая температура в паровой камере. Таким образом, протяженные непроницаемые пропластки значительно ограничивают рост паровой камеры и являются причиной образования зон прорыва пара.
В работе Su и др. (2017) на основе численного моделирования с применением детальной геологической модели месторождения Форт МакМюррэй показано, что эффективность технологии ТГДП сильно зависит от расположения пар скважин относительно пропластков. В случае, когда пары скважин пересекают пропластки, достигаются более высокие показатели, нежели, когда скважины пробурены сонаправлено. Так же было показано, что даже когда паровая камера относительно равномерно развивается, прорывы пара между пропластками могут приводить к нарушению ее формы и снижению эффективности использования пара по длине скважины, что влечет за собой увеличение ПНО.
Для проведения экспериментов по исследованию влияния температуры теплоносителя на ФЕС горных пород использовалась фильтрационная установка «ПИК-ОФП/ЭП-К-Т».
Общая схема проведения эксперимента состоит в следующем:
1. Керновая модель помещается в уплотнительную манжету кернодержателя и фиксируется с двух сторон;
2. Создается горное давление, которое будет превышать поровое (при этом процессе керновая модель испытывает двухосевое сжатие);
3. Модель под давлением заполняется водой, по объему поступившей в модель воды (с учетом «мертвого» объема) определяется пористость при начальном давлении и температуре;
4. Производится последовательное увеличение горного давления с фиксацией откачиваемого из образца объема воды (величина порового давления поддерживалась постоянной);
5. Изменяя температуру, повторяется пункт 4, получая зависимость пористости от давления при другой температуре.
В качестве пластовой воды использовалась ее модель с массовой концентрацией NaCl равной 30 г/л. При подготовке модели пластовой воды соль тщательно перемешивалась лопастной мешалкой, после чего вода фильтровалась через фильтровальную бумагу для удаления взвешенных частиц.
Образцы для составной модели выбирались со схожими ФЕС.
Сухие образцы и фильтрационная бумага между ними были помещены в уплотнительную манжету кернодержателя. После осмотра установки и фиксации керновой модели в кернодержателе на модель создавалось горное давление в 8 МПа. После стабилизации горного давления было создано поровое давление в 4 МПа до входа в керновую модель. Далее устанавливали постоянное поровое давление, после которого можно начинать эксперимент.
Горное давление создавалось в сторону увеличения с шагом в 2 МПа. После наступления стационарного состояния фиксировалось значение объема прокачки на насосе порового давления. Конечным горным давлением стало 20 МПа. Во время проведения эксперимента отслеживались все необходимые параметры.
Следующий эксперимент был проведен при прогреве кернодержателя до 70 °С. В процессе нагрева был зафиксирован объем откачки из кернодержателя, который связан с тепловым расширением трансформаторного масла.
Аналогичная серия экспериментов была проделана и с низкопроницаемыми образцами керна.
Также в наших экспериментах использовалась насыпная модель пласта. Она представляет собой металлическую трубу с резьбой на концах, к которым прикручиваются концевые заглушки с разъемами для фитингов для подвода флюидов в модель.
С целью определения влияния закачки теплоносителя на ФЕС, образцы керна помещались в насыпную модель пласта и через них осуществлялась прокачка горячей воды температурой 80 ºС и пара температурой 150-200 °С. После извлечения и сушки образца производилась серия измерений пористости и проницаемости образцов на приборе ПИК-ПП (рисунок 1).
Рисунок 1 – Прибор ПИК-ПП
Методика проведения эксперимента по закачке пара состоит в следующем.
Подготовленный и сухой образец помещался в насыпную модель пласта на ближний к входу пара торец. Затем модель герметизировалась завинчиванием концевых заглушек. На входном торце установлена трубка для подачи пара и термопара, предназначенная для измерения температуры входящего пара. Перед проведением эксперимента прогревалась подводящая трубка под пар. Затем к насыпной модели подключается подводящая пар трубка, начинался эксперимент. Контроль давления прокачки (по воде) на входе в модель производится манометром порового давления. На выходе из модели установлен холодильник (мерная ёмкость) для сбора и замера выходящей продукции (конденсата).
После проведения эксперимента образцы высушивались в сушильном шкафу, и проводилось измерение пористости и проницаемости на приборе ПИК-ПП.
По результатам (таблица 1 и 2) были построены зависимости пористости от горного давления (рисунок 2). На этом же рисунке можно увидеть изменение пористости при нагреве керновой модели. При температурном воздействии на керновую модель, насыщенную пластовой водой (при нагреве на 40 °С), её пористость уменьшилась на 1 %. При воздействии горного давления при температуре 70 °С конечные результаты значений пористости меняются также незначительно (меньше 1 %).
Таблица 1 – Результаты эксперимента при температуре t = 30°С
Таблица 2– Результаты эксперимента при температуре t = 70оС
Рисунок 2 – График зависимости открытой пористости от давления при разных температурах для высокопроницаемых образцов керна
После обработки результатов для низкопроницаемых образцов (таблица 3) был построен график пористости в зависимости от температуры и горного давления (рисунок 3).
Таблица 3 – Результаты экспериментов при различных температурах
Рисунок 3 – График зависимости открытой пористости от давления при различных температурах для низкопроницаемых образцов керна
Для составной модели, состоящей из низкопроницаемых образцов, нагрев осуществлялся до больших температур (до 120 °С) в связи с меньшим объемом порового пространства, с целью увеличения объема вытесняемой из модели воды. Из результатов экспериментов видно, что коэффициент открытой пористости снижается почти на 2 % при нагреве до 120°С.
Исходя из приведенных выше трендов были получены следующие аналитические зависимости пористости от горного давления. Для высокопроницаемых образцов:
m= -0,025·(p-p0)+28,64, (t=30 °С), R2=0,973
m= -0,017·(p-p0)+27,64, (t=70 °С), R2=0,989
Для низкопроницаемых образцов получены аналогичные зависимости:
m= -0,024· (p-p0)+10,38, (t=30 °С), R2=0,992
m= -0,025·(p-p0)+9,62, (t=100 °С), R2=0,998
m= -0,033·(p-p0)+8,70, (t=120 °С), R2=0,998
Из результатов экспериментов можно сделать вывод, что коэффициент открытой пористости керна, насыщенного моделью пластовой воды, при температурном воздействии уменьшается. Это связано с тепловым расширением воды в поровом объеме керновой модели, что в свою очередь увеличивает сжимаемость пор.
По результатам двух экспериментов определено, что влияние давления на пористость образцов керна Лыаельской площади имеет линейный вид в диапазоне изменения горного давления от 8 до 20 МПа для всех ступеней температуры. При этом изменение пористости не превосходит 0,5 %. Влияние температуры более значительное для низкопроницаемых образцов.
Далее проводилась серия экспериментов по прокачке влажного насыщенного пара и горячей воды (t=80 °C) через низкопроницаемые образцы керна. Эти образцы представлены алевролитами и аргиллитами.
На рисунках 4-7 показано сравнение измерений ФЕС до и после прокачки теплоносителя.
Рисунок 4 – Сравнение пористости до и после прокачки горячей воды (t=80 °С)
Как видно из рисунка 4, у образцов наблюдается заметное снижение пористости. Скорее всего, это связано с набуханием глинистых минералов и, соответственно, снижением порового объема.
Рисунок 5 – Сравнение проницаемости до и после прокачки горячей воды (t=80 °С)
Для проницаемости наблюдается разнонаправленное изменение (как повышение, так и понижение). Для образца 7 наблюдается кратный рост проницаемости (4,17 раза).
Для прокачки пара (t=200 °C) на рисунках 6 и 7 приведены аналогичные гистограммы.
Рисунок 6 – Сравнение пористости до и после прокачки пара (t=200 °С)
Для пористости наблюдается разнонаправленное изменение.
Рисунок 7 – Сравнение пористости до и после прокачки пара (t=200 °С)
Как видно из результатов, для проницаемости изменение достигает разы. У образца 16 (не показан) после прокачки пара (t=200 °C) наблюдалось образование сквозной трещины, при этом проницаемость увеличилась в 65 раз.
Таким образом, можно сделать вывод об изменении ФЕС низкопроницаемых пород с ростом температуры. Для некоторых образцов обнаружено кратное повышение ФЕС, связанное с образованием новых и повышением раскрытости старых трещин.
Далее проводилось численное моделирование с учетом результатов экспериментов с целью учесть ФЕС и их изменение на показатели разработки Ярегского месторождения.
Существующие методы моделирования не учитывают ФЕС низкопроницаемых пород (неколлектор). В этой работе производился расчет технологических показателей разработки по трем вариантам (Таблица 4).
Таблица 4. Варианты учета неколлектора в численной модели
В 1 варианте неколлектора представлялись нулевыми ячейками. Во 2 варианте неколлекторам присваивалась нулевая пористость для учета механизма теплопроводности (опция Stars). В 3 варианте неколлекторам присваивались фильтрационно-емкостные свойства согласно результатам лабораторных исследований для учета теплопроводной и конвективной составляющих.
Рисунок 8 – Результаты тестовых расчетов по среднесуточной закачке пара по трем вариантам
Согласно представленных тестовых расчетов установлено, что учет фильтрационно-емкостных свойств пород неколлектора позволяет существенно повысить приемистость скважин при тепловом воздействии.
Основной вклад вносит именно учет изменения ФЕС пород-неколлекторов – 3-й вариант отличался от 2-го только тем, что породам-неколлекторам дополнительно задавалась проницаемость согласно результатов лабораторных экспериментов.
Рисунок 9 – Результаты тестовых расчетов по среднесуточной добычи нефти по трем вариантам
Опираясь на полученные результаты стоит отметить, что несмотря на низкие фильтрационно-емкостные свойства пород неколлекторов, за счет совместного механизма конвекции и теплопроводности (3 вариант) достигаются более высокие технологические показатели.
Пренебрежение фильтрационными характеристиками пород неколлекторов для рассмотренных вариантов приводит к отклонению, как по текущим, так и по накопленным показателям не менее чем на 25 - 30%.
Таким образом, учет ФЕС низкопроницаемых пород (неколлекторы) является актуальной проблемой для месторождений, разрабатываемых тепловыми методами.
