3.3.5 Теплофизические параметры пород и пластовых флюидов

Основные характеристики пластовой нефти и пластовых вод, принятые в подсчете запасов 2012 года [3], приведены в таблицах 3.30 и 3.31. Приведённые величины являются выборкой из раздела по физико-химическим свойствам пластовых флюидов.

Таблица 3.30 – Характеристики пластовой нефти

Наименование параметра	Верейские отложения	Башкирские отложения	Визейские отложения
Пластовое давление, МПа	11,3	11,8	14,5
Пластовая температура, °С	27,5	28	31
Давление насыщения, МПа	3,37	3,69	4,38
Газосодержание, м3 /т	6,90	4,75	4,16
Объемный коэффициент пластовой нефти, д .ед.	1,018	1,018	1,0105
Плотность в условиях пласта, кг/м3	908,3	907,0	906,1
Вязкость в условиях пласта, мПа с	78,7	149,6	55,9
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа × 10-4	6,79	6,7	6,62
Плотность дегазированной нефти, кг/м3 , при 20°С:
- при однократном (стандартном) разгазировании	915	921	911

Таблица 3.31 – Основные характеристики пластовых вод

Наименование параметра	Верейский горизонт	Башкирский ярус	Визейский ярус
Газосодержание, м3/м3	0,266*	0,254*	0,243*
Плотность воды в стандартных условиях, кг/м3	1170	117	1175
Плотность воды в условиях пласта, кг/м3	1173,52*	1173,81*	1181,07*
Вязкость в условиях пласта, мПа.с	1,334*	1,333*	1,402*
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа × 10-4	4,577*	4,574*	4,634*
Объемный коэффициент, доли ед.	0,9970*	0,9968*	0,9949*
Общая минерализация, г/л	226,7	240,1	251,1

* – расчеты выполнены по методике [9]

Влияние температуры на вязкость нефти описывается табличными зависимостями (табл.3.32). Зависимости выведены расчётным путем по методикам [9] и до температуры 120ºС хорошо описываются апроксимирующими полиномами шестой степени:

– для верейского горизонта

y=8×10^-10x⁶-4×10^-7x⁵+8×10^-5х⁴-0,00822x³+0,5132x²-18,7687x+334,77, (3.5)

– для башкирского яруса

y=2E^-09x⁶-1E^-06x⁵+0,0002x⁴-0,0227x³+1,3676x²-46,901x+759,4. (3.6)

Здесь «у» обозначает динамическую вязкость (мПас),а «х»– температуру в пласте (ºС).

Для температур свыше 120 ºС зависимости принимают линейный вид:

– для верейского горизонта

y=-0,0195x+5,65 (3.7)

–для башкирского яруса

y=-0,0533x+11,361 (3.8)

(обозначения аналогично формулам (3.5) и (3.6)).

Таблица 3.32 ‑Зависимость динамической вязкости пластовой нефти от температуры

Верейский горизонт		Башкирский ярус
Температура, оС	Динамическая вязкость, мПас	Температура, оС	Динамическая вязкость, мПас
26	81	26	152
28	73	27.3	141
30	66	30	121
32	60	32	109
34	55	34	98
36	50	36	88
38	46	38	80
40	42	40	72
42	38	42	65
44	35	44	59
46	33	46	54
48	30	48	49
50	28	50	45
60	19	60	30
70	14	70	20
72	13	72	19
74	12	74	18
76	11	76	16
78	11	78	15
80	10	80	14
90	7	90	10
100	6	100	8
102	5	102	7
104	5	104	7
106	5	106	7
108	5	108	6
110	5	110	6
150	2	150	2.5
200	1	200	1
300	0.4	300	0.4

На рисунке 3.21также представлены графики зависимостей динамической вязкости нефтей верейского и башкирского объектов от температуры.

Рисунок 3.21– Динамическая вязкость пластовой нефти в зависимости от температуры

Расчёт зависимости вязкости пластовой воды от температуры производился по формуле (3.9)[9]:

μ= [1,4 + 3,8×10-3 (ρ_{в ст} – 1000)] / [100,0065 (Т – 273)], (3.9)

где μ – вязкость пластовой воды, мПас,

ρ_{в ст} – плотность воды в стандартных условиях, кг/м³,

Т – пластовая температура, град. К.

Результаты расчёта представлены на рисунках 3.22 и3.23.

Рисунок3.22 – Динамическая вязкость пластовой воды башкирского яруса в зависимости от температуры

Рисунок3.23 – Динамическая вязкость пластовой воды верейского горизонта в зависимости от температуры

Теплоёмкость нефти в диапазоне температур 20-300ºС изменяется незначительно – от 0,8 до 2,5 кДж/кг/ ºС, изменения описываются практически линейным законом [32, 33].

Оценить изменения теплоёмкости нефти в зависимости от температуры можно по формуле (3.10)[32.]:

, (3.10)

где ρ²⁰ – плотность нефти при 20 ºС, кг/м³.

Теплоёмкость воды в зависимости от температуры изменяется слабо, для расчётов рекомендуется величина 4,15 кДж/кг/ ºС.

Теплоёмкость карбонатных пород верейского горизонта и башкирского яруса может изменяться по зависимости близкой к линейной от 0,8 до 1,1 кДж/кг/ ºС при изменении температуры от 20 до 300 ºС. Для инженерных расчётов можно ограничиться постоянной величиной 1,1 кДж/кг/ºС [34, 35].

На значение теплоёмкости карбонатных пород оказывает влияние насыщенность водой. Согласно данным работы [15] увеличение объёмной влажности до 30% приведёт к возрастанию теплоёмкости до величины 1,4-1,5 кДж/кг/ºС. Причём темп роста теплоёмкости от степени минерализации воды уменьшается, но в указанном диапазоне влажности разница в величинах не превышает 3%. При насыщении жидкими углеводородами также наблюдается увеличение теплоёмкости карбонатов, но его влияние существенно ниже (в 1,5-2 раза).

Коэффициент теплопроводности нефти (λ_н) согласно [32] равен 0,139 Вт/м/ ºС. Для оценки температурной зависимости можно воспользоваться соотношением (3.11)[33]:

(3.11)

где

λ^t – коэффициент теплопроводности при температуре t, Вт/м/ ºС,

ρ²⁰ – плотность нефти при 20 ºС, кг/м³.

Однако в диапазоне температур 20-300 ºС уменьшение теплопроводности составит не более 10 %, что позволяет рекомендовать значение 0,139 Вт/м/ ºС как неизменную величину коэффициента теплопроводности нефти.

Согласно [15] для коэффициента теплопроводности воды рекомендуется величина 0,582 Вт/м/ ºС.

Зависимость коэффициента теплопроводности горных пород от температуры описывается зависимостью (3.12) [35]:

λ^t = λ²⁰ – (λ²⁰ – 3,3)[exp(-0.725(t-30)/(t+20)) – 1] (3.12)

где

λ^t– коэффициент теплопроводности породы при температуре t, Вт/м/ ºС,

λ²⁰– коэффициент теплопроводности породы при температуре 20 ºС.

Зависимость слабая, для расчётов рекомендуется использовать как постоянные величины следующие значения коэффициентов теплопроводности:

λ =2,66 Вт/м/ ºС – для карбонатных пород верейского горизонта, башкирского яруса;

λ = 3,06 Вт/м/ ºС – для терригенных пород.

Коэффициент температуропроводности (а, м²/с) связан другими термическими параметрами соотношением:

а = λ/с/ρ, (3.13)

где

λ – коэффициент теплопроводности; Вт/м/ ºС,

с – теплоёмкость; Дж/кг/ ºС,

ρ – плотность, кг/м³.

По рекомендациям [34,15] применение расчётных данных по температуропроводности оправдано в связи с затруднениями в определении экспериментальных значений и хорошим соответствием с ними (имеется жёсткая физическая связь этих параметров).

Плотность пород была определена как среднее значение по выборкам из результатов измерений плотности образцов керна верейского и башкирского объектов.

Средние значения коэффициентов сжимаемости пласта определены по результатам измерения сжимаемости образцов керна.

Значения теплофизических свойств породы и пластовых флюидов сведены в итоговую таблицу 3.33.

Таблица 3.33 ‑Сводная таблица теплофизических параметров пород и пластовых флюидов верейского и башкирского объектов

Параметр	Значение
	верейский горизонт	башкирский ярус
Динамическая вязкость нефти в пластовых условиях, мПас	78,7	141,96
Динамическая вязкость воды в пластовых условиях, мПас	1,334	1,333
Теплоёмкость нефти, кДж/кг/ºС	2,5
Теплоёмкость воды, кДж/кг/ºС	4,15
Теплоёмкость пород, кДж/кг/ºС	1,4
Коэффициент теплопроводности нефти, Вт/м/ºС	0,139
Коэффициент теплопроводности воды, Вт/м/ºС	0,582
Коэффициент теплопроводности пород, Вт/м/ºС	Λ =2,66
Коэффициент температуропроводности, м2/с	а = λ/с/ρ, λ - коэффициент теплопроводности, Вт/м/ ºС с – теплоёмкость, Дж/кг/ ºС ρ – плотность, кг/м3
Плотность пород коллекторов, кг/м3	2,34	2,30
Плотность окружающих пород, кг/м3	2,60	2,66
Сжимаемость пласта, 1/МПа	5,7610-5	7,6710-5