Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Обоснование эффективных технологий использования теплоносителей для разработки карбонатных пластов с высоковязкой нефтью

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Обоснование эффективных технологий использования теплоносителей для разработки карбонатных пластов с высоковязкой нефтью"

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА им. И.М. ГУБКИНА

Нанравахрукоти и УДК 622.276.43(567)

Сахя Сафа Хуссейн

ОБОСНОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТЕПЛОНОСИТЕЛЕЙ ДЛЯ РАЗРАБОТКИ КАРБОНАТНЫХ ПЛАСТОВ С ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТЬЮ (НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ КАЯРА - ИРАК)

25.00.17- Разработка • эксплуатация нефтяных н газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва-2005

PaGoia выполнена в Российском государственном университете нефти и газа имени И.М. Губкина

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Н.Н. Михайлов

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Г.Е. Малафеев Кандидат технических наук, Р.А. Абдулин

Ведущая организация: Институт проблем нефти и газа РАН и Минобразования РФ

Защита состоится «07 » IX ЮН Я .. .2005 Г. В /£*Ч8СОВ, ауд!_на заседании диссертационного Совета Д.212.200.08 при Российском государственной университете нефти и газа имени И.М. Губкина по адресу: Москва, В-296, ГСП-1, 119991, Ленинский проспект, д. 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. Автореферат разослан

«2^>> Апреля 2005г.

Ученый секретарь диссертационного Совета, д.т.н., профессор

Б.Е. Сомов

Общая характеристика работы

Актуальность темы диссертационной работы

Ирак является одной из крупных нефтедобывающих стран мира, на его долю приходиться 16,47 млрд.т запасов нефти. В строении продуктивных пластов месторождений Ирака преобладают карбонатные породы. В направлении с севера на юг Ирака они замещаются на терригенные отложения. Продуктивные горизонты наиболее крупных месторождений Ирака (Киркук, Бай-Гассан, Джмбур, Айн-Зала, Каяра, Нсфт-Хана и др.) приурочены к известнякам, т.е. к сложнопостроенным коллекторам, насыщенным высоковязкой нефтью.

Мировая практика разработки месторождений высоковязких нефтей и опыт России показывают, что одним из перспективных направлений разработки этих коллекторов являются тепловые методы. Совершествование существующих и создание более эффективных технологий добычи с использованием тепловых методов для' нефтяной промышленности Ирака является важной задачей. При рассмотрении новых методов разработки месторождений высоковязких нефтей главным критерием их применимости является получение высоких коэффициентов нефтеизвлечения с меньшими материальным затратами.

Соответственно обоснование применимости и совершенствование существующих тепловых методов разработки месторождений повышенной и высокой вязкости нефти в сложнопостроенных карбонатных коллекторах месторождений Ирака является актуальной научно-технической задачей.

Цель работы: обоснование технологии извлечения высоковязких нефтей на месторождениях Ирака с различными типами карбонатных коллекторов.

Для достижения указанной целя были решены следующие задачи

На примере разработки карбонатных пластов с высоковязкой нефтью месторождения Каяра:

1. Исследована типизация коллекторов с высоковязкими нефтями для условий карбонатных пластов Ирака с целью обоснования эксплуатационных объектов.

2. Изучена эффективность закачки пара и горячей воды для вытеснения нефти из типичных карбонатных пластов месторождения Каяра.

3. Проведено моделирование процесса SAGD (процесс повышения добычи высоковязких нефтей с помощью гравитационных сил), чтобы определить эффект влияния различных параметров резервуара и параметров процесса на эффективность реализации SAGD.

Методы решения '

Эффективность извлечения высоковязкой нефти при применении тепловых технологий определялась на базе лабора горных эксперимеynов по вытеснению нефти, из естественных кернов, отобранных из продуктивных пластов. Эффективность реализации новых технологий определялась путем математического моделирования процессов разработки.

Типизация карбонатных пластов проведена на основные геолого-геофических данных.

Научная новизна работы:

1. Предложена методика типизации коллекторов с высоковязкими нефтями для условий карбонатных пластов Ирака с целью обоснования эксплуатационных объектов.

2. Лабораторными экспериментами по вытеснению высоковязких неф-тей паром и горячей водой доказана более высокая теплоэнергетическая эффективность закачки пара по сравнению с закачкой горячей воды. Выявлена более высокая нефтеотдача при вытеснении нефти паром из типичных карбонатных пластов месторождения Каяра.

3. Для месторождения Каяра экспериментально показано, что степень добычи нефти зависит от проницаемости коллектора и его трещиности.

4. Экспериментально показано, что начальное нефтенасыщение пласта слабо влияет на нефтеотдачу.

5. Путём проведения математического моделирования обоснована эффективность термогравитационных технологий добычи высоковязких неф-тей с использованием горизонтальных скважин (процесс SAGD) на месторождении Каяра.

Практическая значимость исследования

Заключается в обосновании возможных технологических решений по разработке высоковязких нефтей, в сложнопостроенных карбонатных пластах, залегающих на небольших глубинах, для типичничных условий Ирака.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы доложены на:

5-ой научно- технической конференции (Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России), Москва 23-24 января 2003 г.,

6-ой научно-технической конференции и выставке (Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России), Москва 26-27 января 2005 г.

Публикации

По теме диссертации опубликовано 5 статей в материалах научных конференций.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и выводов. Общий объем работы составляем 161 страницу, в гом числе 18 таблиц, 62 рисунка и списка литературы из 114 наименований.

Работа выполнена на кафедре разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

Автор выражает глубокую благодарность коллективу кафедры, особенно проф. И.Т. Мищенко за поддержку работы и ценные советы.

Автор выражает сердечную признательность своему научному руководителю д.т.н. акад. РАЕН проф. Михайлову Н.Н. за постоянное внимание и неоценимую помощь при выполнении работы.

Краткое содержание работы

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цели и задачи исследований.

Первая глава содержит обзор и анализ идей и конструктивных решений в применяемых технологиях добычи высоковязких нефтей. Имеющийся опыт показывает, что обычно природной энергии недостаточно для разработки залежей высоковязких нефтей, а традиционные методы поддержания пластового давления оказываются Несостоятельными из-за низкой приемистости пласта. Промысловая реализация известных тепловых методов также связана с решением ряда проблем, главной из которых следует считать оптимизацию коэффициента охвата по площади и разрезу пласта. Решение этой проблемы в большинстве случаев связывается с нестационарным воздейавием на пласт.

Известные из патентной литературы технологии разработки залежей высоковязких нефтей отличаются широким разнообразием как по виду источников для прогрева пласта, так и по конкретным способам стимуляции залежей указанными энергоисточниками. Более эффективным считается комплексное воздействие на пласт несколькими разнотипными способами стимуляции, в том числе закачка в пласт теплоносителя или инициирование в пласте горения.

Выявлены различия взглядов на проблему повышения эффективности разработки залежей высоковязких нефтей, что обусловлено изменением в широких пределах физико-технологических свойств пласта и пластовых флюидов.

Приведенная в обзоре систематизация направлена на освещение в возможно более полном объеме существующих концепций по проблеме и может служить отправной точкой для создания новых высокоэффективных технологий. Они заключаются в следующем:

1. Увеличение температуры приводит к существенному увеличению коэффициента вытеснения нефти.

2. Без глубокою изучения особенностей месторождения и существующего уровня развития техники нельзя отдавать предпочтение пару или горячей воде. Все зависит от конкретных условий с учетом экономических показателей.

3. В неоднородном пласте зависимость «нефтеизвлечение — темп закачки теплоносителя» носит экстремальный характер. Поэтому должен существовать оптимальный темп разработки, который обеспечивает максимальное нефтеизвлечение в конкретных условиях.

4. Увеличению нефтеизвлечения тепловыми методами, по сравнению с обычным заводненным, способствуют следующие факторы: снижение вязкости и изменение отношения подвижностей нефти и воды, интенсификация проявления капиллярных процессов, термическое расширение пластовой системы.

5. С повышением температуры уменьшается толщина адсорбционного слоя на поверхности поровых каналов, вследствие чего увеличивается проницаемость для нефти.

6. При высоких температурах и перепадах давления резко уменьшается толщина аномального слоя активных компонентов нефти на поверхности породы и снижается гидрофобизация пласта, что положительно сказывается на процессе вытеснения.

Во второй главе дана краткая история развития и состояния нефтяной промышленности Ирака, которая началась с открытия первого нефтяного месторождения в стране - Киркук, когда была пробурена первая добывающая скважина в 1927г., и до настоящего времени.

В строении продуктивных пластов месторождений Ирака преобладают отложения юрского, мелового, палеогенового и неогенового возрастов.

Продуктивные пласты в северной части Ирака представлены известняками свит Киркук, Джеддала, Шираниш, Кометан и Камшчука, в северозападной части-известняками свит Евфрат, Шираниш и Курачине. Самым крупным нефтяным месторождением этого района является Киркук.

Карбонатные пласты месторождений Ирака характеризуются сложным литолого-минеральным составом и смешанным типом пористости. Различия в особенностях внутрипорового строения требуют особого подхода к пластам. Поскольку процессы разработки определяются отличиями абсолютных и фазовых проницаемостей, коэффициентами вытеснения и остаточной неф-тенасыщенности, эти отличия должны учитываться в первую очередь при выделении эксплуатационных объектов в массивной толще карбонатных пород с различной структурой.

На объектах Ирака охарактеризованность керновым материалом фрагментарная и для решения задачи использован комплекс геофизических и гидродинамических исследований скважин. Использовались данные нейтронного, акустического и плотностного каротажа, что позволило дифференцировать емкость карбонатного пласта по значению трещинной пористости.

Использование данного подхода позволило выделить гипы карбона 1ных пластов по особенностям структуры норового нространсгва и, следовательно, и по эффективности вытеснения. Это учитывалось при обосновании технологий добычи высоковязких нефтей

Дополнительное использование гидродинамических исследований скважин позволило детализировать фильтрационную способность выделенных типов пластов и обосновать их объединение в эксплуатационные объекты.

Для исключения влияния заполнителя норового пространства на точность решения задачи изучения минерального состава разрезов скважины, необходимо выполнять кросс-плот

М=< Дтф„- Дт„)/(8„- 5^,) , И=(К„.фл-Кл.пУ(8п-5фл)

Где АТф,, - интервальное время пробега упругих волн для пластового флюида, Дтп - интервальное время для пород, К„.фл - нейтронная пористость флюида, К„.п - нейтронная пористость пласта, 5фл - плотность флюида, 8П - плотность пласта.

На графиках зависимости было проведено уточнение мине-

рального состава разрезов скважин (39ка, 40ка, 72ка, 74ка), рис.(1,2,3,4). В результате изучения этих кросс-плотов были установлены типы коллектора Третичной залежи для всех разрезов скважин. Изучение кросс-плота показало, что наибольшая часть пластов расположена в доломитовой области.

В результате изучения кросс-плотов для минеральной идентификации рис. (1), (2), показано, что пласт Аль-джариби состоит из доломитного известняка. Случай в пласте Аль-фурат отличен рис. (3), (4). Здесь окружающая среда в отложениях осадка представлена более или менее чистым доломитом, имеющим общий минеральный состав в интервале пласта Аль-фурат. Влияние глин и ангидрита показано в некоторых разрезах рис. (2) и (3). Особенно значимо влияние наличия ангидрита на кровле пласта Аль-джариби.

Результаты анализа шлама и кернов на пробуренных скважинах, например, (39ка и 40ка) согласуются с минеральным составом, определяемым путем изучения материалов геофизических исследований скважин.

1.0 -1

м

0,9 -

0,8 -

Нторичная пористость |

У

Газ пли соль

1 г * а а ч

2 9*3 10#« • * • ч я

• • г э • а

3 а * • г

Кварц

Кальцит

Доломит »•» ♦♦

3 3

0,7 _

0,6 ■

0,4

Амгндрнг

и/

Глина

I

0.5

I

0,6

Рис. I. М^ кросс плот скважины 39 ка

—1 0,7

N

1,0 -1

м

0,9 -

0,8 -

Вторичная

пористость

Т I.

Газ или соль

Доломит

> • I • Р ш

• |вфр 1 I

I » • ( Кальцит

Кварц

0,7-

0,6 .

Ангидрит

и/

0,4

Глина

0,5

0,6

—1 0,7

N

Рис. 1. М-Ы кросс плот скважины 40 ка

М

1,о

0,9 -

0,8 -

0,7

Вюричпия пористость

Гач или соль

Доломит • • ' * »

I

Ангидрт

и/

о,б

0,4

Кпарц

Кальцит

Глине

—Г~ 0.5

—Г~ 0,6

-1 N 0,7

Рис. 3. М-Ы кросс плот скважины 72ка

1,0 -т

0,9

0,8

М

1 [ Газ или соль *

Вторичная 1з I 1

I пористость I 2 х 4

I I 1 * а а

Доломит ф * ^

Кварц

Л 1г % Кальют

»а а '

х а » а г а «

1 1

<5,7

О,б

• Ангидрит

I I/ "

Глина

0,4

"Г

~Г

0.5 О.б

Рис. 4. М-М кросс плот скважины 74ка

—N 0,7

Выделенные типы пластов были использованы при лабораторном и математическом моделировании для обоснования эффективных технологий извлечения высоковязких нефтей.

Третья глава содержит экспериментальные исследования эффективности вытеснения нефти при тепловом воздействии, которые были проведены для продуктивных отложений пластов Аль-джариби и Аль-фурат. Исследование проводилось на естественном керновом материале, отобранном при бурении скважины 55 на месторождении Каяра. Из керна были изготовлены цилиндрические образцы параллельно напластованию диаметром 38 мм и длиной 76 мм.

Образцы пород предварительно экстрагировались и сушились до постоянного веса, после чего насыщались под вакуумом моделью пластовой воды месторождения Каяра (раствор №С1, 12 г/л и СаС12,3 г/л). Остаточная водонасыщенность в образцах породы создавалась методом центрифугирования индивидуально для каждого образца.

Модель пласта собиралась из 6 образцов пород (3 образца из пласта Аль-джариби и 3 образца из пласта Аль-фурат) с проницаемостью от 97,61 до 395,41 мД. После сборки модели пласта образцы пород донасыщались нефтью под вакуумом с последующей прокачкой 3 поровых объемом воды при пластовых условиях: Р = 3,9 МПа и Т = 32° С. Таблица 1 показывает свойства сырой нефти месторождения Каяра.

В исследованиях использовалась дегазированная нефть месторождения Каяра разбавленная керосином до вязкости 262 мПа.с, равной вязкости нефти в пластовых условиях.

Были проведены 2 серии экспериментов - вытеснение нефти паром (Т = 244° С) и вытеснение нефти горячей водой (Т =100° С).

Рисунок 5 показывает схематическое изображение лабораторной системы нагнетания пара и горячей воды. Он изображает элементы данной системы, которые используются при проведении экспериментов с закачкой водяного пара и горячей воды. Это кернодержатель (8), генератор горячей воды и пара (7), резервуар приема воды под постоянным давлением, насосы (4-6), поддерживающие постоянный напор, регулятор давления и лечь для нагрева камеры и поддержания постоянной температуры.

Эксперименты нагнетания паром проводились при температуре 244°С и постоянном давлении 3,9 МПа. Рисунок 6 показывает связь текущей нефтеотдачи с временем, рисунок 7 показывает связь между водонефтяным фактором в керне с временем, рисунки 8 показывают связь между обводненностью продукций и временем.

ТчСпица / сиаштгшсырой нефти несто/игжчк'/шя Каяра

Плотность 965.9 Кг/м3

Абсолютная вязкость при температуре ит 262 мПа.с

Ыассови! остяочный углерод 6,1%

Массовое содержанке асфальта в нефти 18.94%

Массовая доля серы в нефтя 8,61%

Массоваядоля содержания золы в нефтн 0,01%

Геолого- физические свойства моделей пластов приведены в табл. 2 и 3.

Таблица 2 Свойства кернов и процент добычи нефти /закачка пара/.

м Г/убила Лфис- Пронгя^ав- Нефтсмасы Нф^ формация

- тоеть мостъ щ юность отдвчя %

обраыц 96 чЧ М

Л 196, ТО 33,6 119.24 0,417 71,94 Аль ¿жяриби

Б а 34,3 97,61 0.542 61,44 Апъ-дясариби

В 206.64 зц 139,61 0,634 78,40 Апь-джсф&и

Г 161.01 11.1 393,41 0,713 ¿6150 ■Аюг-фурот

А 14.66 16,9 103,36 0,»34 71,84 Ляь-фррлт

я IX. ¡5 11,1 25О.Й0 0,707 ¿9,91 Аггъ-фурот

Таблица 3 Свойства кернов и процент добычи нефти Накачка горячи воды/

№ Гвфша Порис- Проницае- Нвфяенасыщ- Нефте- формация

образец м тость мость енность% отдача

% мЦ. к

А 196,70 33,6 ¡19,24 0,505 66.(9 Аль-джцмби

Б 20!, б» 34,3 97,61 053г 47,75 Аяь-дявриби

В 25015 21.2 25а го 0 537 69.69 Ая-Фтат

I Зшоаыг баллоны 4-6 йк»гы

7 Iгяерятор

8 кернолержягель

9 10 пробоотборник В1 М дентили

М1 М4 манометры

0-1Г-0

Рис 5 Схема жсперименгальной установки для изучиня выяснения нефти паром и горячей водой -♦—Образец А —*-Образец Б -»-Образец В

О 40 во

Вр«мя (минуте)

Рис б Отношение между нефтеотдачей и временем • 'жепериментм «качки пара

-06р«ичГ -

-Образец Д —*— ОьриецЕ

<0 60 Время (импн)

Рис 7 Отношение между яолонефтяным фактором и временем - -эксперименты мкачки пара

Рис. 8. Отношение между обводненностью и временем - жскремешм шкачки пара

Как показано на рис.9, нефтеотдача с ростом проницаемое^ ог 97,61 до 139,61 мД увеличивается. Из этого рисунка мы можем оценить процент нефтеотдачи. Так как проницаемость плата Аль-джариби равна 124 мД, ю подставляя по значение мы получили нефтеотдачу, равную 74%.

На рис. К), показана зависимость нефтеотдачи пласта Лль-фура1 ог проницаемости. Видно, чго нефтеотдача с ростом проницаемости о1 203.56 до 395,4! мД увеличивается. Из ттой зависимости мы можем также определить нефтеотдачу. Так как проницаемость пласта Лль-фураг равна 340 мД, подставляя тго значение мы определили нефтеотдачу, равную 80,5%.

На рис. 11 и 12 дана зависимость нефтеотдачи от начальной нефтена-сыщенности. Видно, что начальное нефтенасышение не оказывает большого влияния на нефтеотдачу. Так образец (Л), который имеет процент начально! о нефгеиасыщения (48,7), даст нефтеотдачу (71.94%), и образец (Ь), который имеет начальную нсфтснасьпцснность в керне (54,2), даст нефтеотдачу (61,44%).

Наблюдаемое различие появляется из за того, что образцы имеют разные проницаемости (119,24; 97.61; 139,61; 395,41; 203,56; 250,8 мД). Таким образом установлено, что начальная нефтснасыщенноаь не является опредс-

ляюшим фамором для объединения нласюв в эксплуатационный обьекг по эффективности вытеснения нефти теплоносителем.

Эксперименты по закачке горячей воды проводились при температуре 100°С и постоянном давлении 3,9 МПа. Результаты экспериментальных работ показывают повышение добычи нефти за счет понижения ее вязкости.

Рисунок (13) показывает связь нефтеотдачи с временем. Рисунок (14) показывает связь межяу водонефтяным фактором и временем. Рисунок (15) показывает связь межяу обводненностью и временем.

Рис. 15. Отношение между обводненностью и временем - закачка I орячи воды Выводы из этой серии экспериментов

1. Результаты экспериментов нагнетания паром показывают, что нефтеотдача увеличивается до 80%

2. Результаты экспериментов нагнетания горячей воды показывают, что уровень вытеснения нефти горячей водой меньше чем при нагнетании паром Он достигав г лишь 61 %

3. Степень добычи нефти зависит от особенностей строения коллектора (проницаемость, состав) и его трещиности.

4. Результаты экспериментов показывают, что увеличение проницаемости приводит к увеличению добычи нефти.

Сравнение результатов экспериментальных исследований по закачке пара и закачке горячей воды для отложений Каяра показало более высокую технологическую эффективность закачки пара.

Четвертая глава посвящена анализу возможностей новых технологий для увеличения добычи высоковязких нефтей горизонтальными скважинами с использованием термогравиционных эффектов.

Месторождение Каяра рассматривается как неоднородный резервуар. Была использована двумерная модель процесса (8ЛОБ) (процесс повышения добычи высоковязких нефтей с помощью гравитационных сил) с парой горизонтальных скважин в неоднородном резервуаре (рис. 16)

Рис. 16 Двумерная модель процесса (SAGD) с парой горизонтальных скважин в неоднородном резервуаре, где (n) tie пласта. К(п) проницаемость пласта, m(n) пористость пласта.

Описание SACD неоднородной модели | Canadian heavy oil association).

Модель предполагает, «по контакт нар-нсфть, который первоначально располагался вертикально, затем распространятся и становится горитом-тальнмм. Поскольку пар введен непрерывно ог высшей горизошильной скважины (инжектор), вектор скорости движения пара перпендикулярен на контакте "пар - нефть". Нагретая паром неф|ь будет фильтроваться вниз под действием силы тяжсаи. Модель также включает вычисления тепловых потерь в стволе скважины. Уравнение теплопередачи, материального баланса и уравнение движения жидкости, которые видоизменены для неоднородною нлаоа, и безразмерная форма дифференциальных уравнений получена для определения дебитов нефти, скорости движения контакта "пар - нефть" и глубины проникновения тепла. Безразмерные геометрические переменные включают: горизонтальное расстояние от добывающей скважины (vl(). вертикальное расстояние от добывающей скважины [yj, глубина проникновения теплогы и длина по контакту "пар - нефть" которые определены следующим образом:

где Н - общая мощность продуктивного пласта

Безразмерная нефтяная область дренажа определена как:

где 2,1- Безразмерная нефтяная область дренажа, (}- размерная область дренажа, к(у,(), абсолютная проницаемость как - функция К,/, К„ -'относительная проницаемость по нефтяной фазе, g-гpaвитaциoннaя постоянная, а- теплопроводность окружающих пласт пород, Ав является различием медду начальной нефте насыщенностью и остаточной нефтснасыщснносгью, У,„ - кинематическая вязкость нефти при температуре пара, и К, и Ф - средние проницаемость и пористость.

Параметр /{у4) в уравнении (2) - безразмерная функция неоднородности, определенная как:

(2)

К = '¡ЦуМ, и + =

(3)

О й

'1

(4)

и. - кинематическая вязкость нефти, определенная:

Тг - 1смнсра1)ра кол.икюра, и Т\ - кмнера1ура пара, V,, кинсмличс-екая вязкое к. при температуре шиша Ьоразмерный дебит нефти получен, комбинируя уравнения движения жидкоеIи и )ранисния материального бале 0 • утл, мезаду паровым кошактм с юришшалью, и |5- бсзр<ммсрная группа масштабирования для однородной системы.

кЬ.цН

р=

(7)

(К)

Новая группа масштабирования 5 определена для гетерогенного резер-

Бсзра(мерное время (г,,(определено как: 01 <5п ¿ЛЛ'лу/' И'

к индексу

(9)

Нестационарное уравнение проникновения теплоты дастся.

'V, = 2 Л, ' яб

Л,

(10)

где иы - скорост ь изменения контакта пара с нефтью, данная:

с>£>, Л,"

Л* ¡4

V

.'V .'V

СП

Уравнения материального баланса в безразмерном виде:

(12)

(13)

Контакт "пар - нефть" рассматривается как вертикальный первоначально (то есть. 0 — 90") и имеет небольшое отклонение Алгоритм вычисления

Чтобы начинать процесс вычисления, необходимо принять, что выбор начального уЛ не влияет на окончательное решение Шаги, вовлеченные в вычисления для каждого раза следующие:

I Вычислить бе$размерную норму дренажа для каждого элемента в уравнении(б)

2. Вычислит ь изменение в расходе, и получить каровую скорость интерфейса для каждого элемента в уравнении (II).

3. Определить положение поверхности контакта пара для каждого элемента и определить угол для каждого элемента п уравнении (12) или (13).

4. Вычислить новое проникновение теплоты для каждого элемента, используя уравнение (10).

5. Повторить шаги (I) - (4) с использованием новых величин в, у^, пока решение не сходится.

Как только решение получено в одном шаге времени, процесс повторен для других шагов во времени.

В таблице 4 дан диапазон свойств для резервуара Каяра, используемый в расчетах.

Результаты Моделирования процесса SAGD

Так как свойства резервуара изменяются значительно в пределах месторождения Каяра, детальное изучение моделирования предпринято, чтобы определить эффект влияния различных параметров резервуара и параметров процесса на эффективность реализации 8ЛОЭ. Влияние эффектов от изменения этих параметров описано ниже.

Таблица 4

диапазон свойств, для резервуара Каяра

свойство диапазон

Пористость 11,9-35.1 %

Проницаемость (мД) 93-395

Водой асищенность 0,166-0,458

Суммарны мощность пласте коллектора (м) 50-100

Температур» коллектора С) 32

Пластовое давление (МПа) 3,9

Плотность нефти (кг/м1) 965.9

Вязкость нефти (мПа.с) 262

Газовый фактор (м,'м,) 15-20

Боковое Ремемденме скважин (м) 15-90

1лубина(м) 260-425

Пористость

Пористость на месторождении Каяра менялась от 11,9 % - до 35.1 %. В расчетах рассмотрена пористость: - 25 %, 32 % и 35 %. Эффект влияния пористости на нефтсогдачу в течении 5000 суток оказался несущественным и различался от 68,2 % для пористости 25 % до 69,1 % для пористости 35%.

Абсолютная проницаемость

Абсолютная проницаемость изменялась в диапазоне от 100 мД до 500 мД. Для эксперимента были выбраны четыре проницаемости, 100 , 200 , 300, 500 м,Д, лежащие в диапазоне изменения значения проницаемости в пределах месторождения Каяра. Рис. 17 показывают, что увеличение в проницаемости значительно увеличивает нефтеотдачу и ускоряет добычу нефти. Так для проницаемости 500 мД, процент нефтеотдачи достигает 75,5, а для 100 мД, процент нефтеотдачи достигает только 38,8.

Рис.18 показывает отношение между процентом нефтеотдачи и проницаемостью. Из этого мы можем оценить процент нефтеотдачи. Так как средняя проницаемость пласта Аль-джариби равна 124 мД, подставляя это значение, мы получили нефтеотдачу равную 59,4%.

Для пласта Аль-фурат его средняя проницаемость равна 340 мД, и мы получаем значение нефтеотдачи, равное 71%.

Соотношение вертикальной и горизонтальной проницаемости Эффект влияния анизотропии на работу SAGO получен в результате изменения отношения вертикальной и горизонтальной проницаемости от 0,5 до 1, Рис. 19 показывает, что увеличение вертикальной проницаемости к горизонтальной от 0,5 до 1 увеличило отношение добытой нефти, но эффект не очень силен. Процент нефтеотдачи для отношения 0,5 был 66,9 и процент нефтеотдачи для отношения 1,0 был 72, 5.

Температура пара

Температура пара изменялась от 293 до 327° С. Рис. 20 показывает, что эффект температуры пара в добыче нефти несущественен. Вообще температура пара должна быть настолько низка, насколько возможно, но ее выбор является зависимым от пластового давления.

Паросодержаиие

Паросодержание изменялось от 0,6 до 1,0 (насыщаемый пар). Рис. 21 показывает существенное увеличение в проценте добычи нефти с увеличением паросодержания. 1 (аросодержание 0,6 показало процент добычи нефти в 5000 суток приблизительно 56.9 %, а при паросодержании 1,0 этот показатель был 70%. - .

-(Цыихжрюим IIЛ ■ |Цмиие|мшнс И* Л Ищяимфмите 10

ко* I I» I I I* * <« »

Врем« тысяч* суток

рис. 21 Влияние паросодержания на нефтеотдачу

Скорость нагнетания пара

Скорость нагнетания пара изменялась от 36,25 до 145 т/сут. Рис.22 показывает, что процент добычи нефти за 5000 суток увеличился с 43,8 % для скорости закачки 36,25 т/сут до 71,4 % для скорости закачки 145 т/сут. Желательно иметь высокую приемистость для усовершенствования процесса SAGD.

»--

0 -

0 12 14 5

Цмыя) еупк

Рис. 22. Влияние скорости нагнетания пара на проценте нефтеотдачи

Оптимальное расстояние между различными скважинами

Горизонтальная добывающая скважина помешена в нижний слой, то есть на 1,5 м выше подошвы резервуара, и положение (позиция) скважины инжектора изменено так, чтобы вертикальный интервал изменялся от 3 м до 24 м (введение в высшем слое). Рисунок 23 показывает, что для интервала 12 м (размещение инжектора в средней точке толщины резервуара дает и са-

мый высокий показатель нефтяной добычи (80,1 % за 5000 суток), в то время как другое размещение скважин дало более низкий показатель. Результаты показывают, что для данного резервуара имеется оптимальный вертикальный интервал и местоположение производителя, и результаты моделирования позволяют проектировать оптимальное размещение скважин на выбранном объекте.

Рис. 24 показывает оптимальное расстояние между различными скважинами.

0 ) 2 3 4 5 Время тысяча суток

Рис.23. Влияние вертикального размещения скважин на процент нефтеотдачи

Поаошм

Рис.24. Оптимальное расстояние между различными скважинами на месторождении Кая-

ра

Боковое размещение скважин

Боковое размещение скважин - горизонтальное расстояние между парами горизонтальных скважин (см. рис. 25). Боковое размещение скважин менялось от 15 м до 90 м, и эффект на совокупную нефтеотдачу показан на рисунке 26. Близкое размещение скважин дает более высокую нефтеотдачу в ранней стадии проекта.

Со временем ситуация меняется и более разнесённое расположение скважин даст большую нефтеотдачу, однако длительность проекта возрастает. Для оптимизации, по предложению проф. И. Г, Мищенко, рекомендована мпоюстадийная система 60К0В01 о размещения скважин. В начальный период использован малый интервал между скважинами. Но мере отработки этот интервал увеличивается (см. Рис. 27). Эго позволяет оптимизировать добычу в течении всего периода разработки.

Основные выводы

1. В результаты изучения кросс-плотов показывают, что месторождение Каяра состоит из доломитного известняка.

2. Влияние глин и ангидрита отмечено в некоторых разрезах, особенно влияние наличия ангидрита на кровле пласта Аль-джариби.

3. Результаты изучения кросс-плотов показали, что месторождение Каяра является трещинным резервуаром.

4. Проведённые эксперименты с типовыми коллекторами и сравнения результатов экспериментальных исследований закачки пара и закачки горячей воды показали более высокую теплоэнергаическую эффективность закачки пара.

5. Степень добычи нефти зависит от особенностей коллектора и его трещиности.

6. Результаты экспериментов показывают, что увеличение проницаемости приводит к увеличению добычи нефти.

7. Из проведенных исследований установлены максимальные уровни нефтеотдачи для пласта Аль-джариби, равные 74%, и для пласта Аль-фурат нефтеотдачи, равные 80,3%.

8. Начальная нефтенасыщенность слабо влиянетна нефтеотдачу.

9. Результаты численного моделирования вытеснения нефти с помощью горизонтальных скважин показывают, что эффект влияния пористости на добычу нефти в течение 5000 суток мал и изменяется от 69% для пористости 25% до 70,2% для пористости 35%.

10. Исследования показывают, что увеличение проницаемости существенно улучшает добычу нефти. В частности, эффект влияния проницаемости на добычу нефти в течение 5000 суток различается от 38,8% для проницаемости 100 мД до 73,5 % для проницаемости 500 мД.

11. Значение нефтеотдачи для пласта Аль-джариби 59,4% при проницаемости 124 мД и для пласта Аль-фурат 71% при проницаемости 340 мД.

12. Исследования показывают, что имеет место существенный рост добычи нефти с увеличением паросодержания.

13. Нефтеотдача в течение 5000 суток увеличивается с 44% для скорости закачки 36,25 т./сут. до 71.4% для скорости закачки 145 т./сут.

14. Для систем добычи с горизонтальными скважинами на месторождении Каяра оптимальное расстояние между различными скважинами 12м.

15. Исследования показывают, что более близкое размещение скважин в пласте дает более высокую нефтеотдачу в ранней стадии проекта, но нефтеотдача также выравнивается благодаря низкому объему дренажа, имеется возможность оптимизации бокового размещения скважин.

Список рабог, опубликованных по теме диссертации

l.SafaH S Detection ofnaturally fractured reservoirs by using a new technique of well logging. / University of Baghdad - college of engineering / oct. 1988.

2. Safa H. S. Detection of naturally fractured reservoirs by using well test data. / University of Baghdad - college of engineering / oct. 1988.

3. Сахи Сафа Х. Типизация карбонатных пластов для обоснования эксплуатационных объектов месторождений Ирака. / Тезисы докладов 5-ой научно-технической конференция «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России».- М, изд-во "Нефть и газ1' РГУ нефти и газа им. И М.Губкина, 23-24 января 2003 г.

4. Сахи Сафа X. Экспериментальное изучение эффективности вытеснения нефти теплоносителем для условий карбонатных пластов Ирака. / Тезисы докладов 5-ой научно-технической конференция «Актуальные проблемы сосюяния и развития нефтегазового комплекса России».- М., изд-во "Неф1Ь и газ" РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 23-24 января 2003 г.

5. Сахи Сафа X. Обоснование технологии добычи высоковязких неф-тей из карбонатных пластов месторождении Ирака. / Тезисы докладов 6-ой научно-технической конференция и выставка «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России».- М., изд-во "Нефть и газ" РГУ нефги и газа им. И.М. Губкина, 26-27 января 2005 г.

Соискатель

Сахи Сафа X

Заказ

120 Тираж ф

Отдел оперативной полиграфии РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина

19 MAH 2005

f "a v

]-129i

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Сахи Сафа Хуссейн

Введение.

1. РОССИЙСКИЙ И ЗАРУБЕЖНЫЙ ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ

ТЕХНОЛОГИЙ НАГНЕТАНИЯ ТЕПЛОСИТЕЛЯ В

ПЛАСТ.

1.1. Эффективность вытеснения высоковязкой нефти горячей водой и паром.

1.2. Промысловый опыт использования тепловых методов при разработке залежей высоко вязких нефти.

1.3. Современние состояние проблемы использования тепловых методов разработки высоковязких нефтей.

1.4. разработка залежей высоковязких нефтей горизонтальными скважинами.

1.5. Процесс повышения добычи высоковязких нефтей с помощью гравитационных сил (процесс БАОО).

1.6. Факторы, воздействующие на добычу нефти подведением тепла.

Выводы.

2. ГОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХРАКТЕРИСТИКА ИСПОЛЬЗУЕМЫХ

ОБЕКТОВ.

2.1. Краткая характеристика продуктивных пластов нефтяных месторождений Ирака.

2.2. Общие сведения о месторождении Каяра.

2.2.1. Структурно-тектонических особенностей месторождения Каяра.

2.3. Типизация карбонатных пластов для обоснования эксплуатационных объектов месторождения

Каяра.

Выводы.

3. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ИЗУЧЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ТЕПЛОНОСИТЕЛЕМ ДЛЯ УСЛОВИЙ КАРБОНАТНЫХ ПЛАСТОВ МЕСТОРОЖДЕНИЯ КАЯРА.

3.1. Обзор существующих экспериментов.

3.2. Экспериментальные исследования эффективности вытеснения высоковязкой нефти теплоносителем на образцах из месторождения Каяра.

3.2.1. Методика проведение экспериментов.

3.2.2. Свойства пластовых флюидов.

3.2.3. Методика определения вязкости.

3.2.4. Эксперименты закачки пара.

3.2.5. Эксперименты закачки горячи воды.

3.2.6. Результаты экспериментов.

Выводы.

4. ОБОСНОВНИЕ ЭФФЕКТИВНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТЕПЛОВЫХ МЕТОДОВ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ КАЯРА.

4.1. Описание 8АвВ неоднородной модели.

4.2. Результаты моделирования процесса 8АОБ.

Выводы.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Обоснование эффективных технологий использования теплоносителей для разработки карбонатных пластов с высоковязкой нефтью"

Ирак является одной из крупных нефтедобывающих стран мира, на его долю приходиться 16,47 млрд.т запасов нефти. В строении продуктивных пластов месторождений Ирака преобладают карбонатные породы. В направлении с севера на юг Ирака они замещаются на терригенные отложения. Продуктивные горизонты наиболее крупных месторождений Ирака (Киркук, Бай-Гассан, Джмбур, Айн-Зала, Каяра, Нефт-Хана и др.) приурочены к известнякам, т.е. к сложнопостроенным коллекторам, насыщенным высоковязкой нефтью.

Мировая практика разработки месторождений высоковязких нефтей и опыт России показывают, что одним из перспективных направлений разработки этих коллекторов являются тепловые методы. Совершенствование существующих и создание более эффективных технологий добычи с использованием тепловых методов для нефтяной промышленности Ирака является важной задачей. При рассмотрении новых методов разработки месторождений высоковязких нефтей главным критерием их применимости является получение высоких коэффициентов нефтеизвлечения с меньшими материальным затратами.

Соответственно обоснование применимости и совершенствование существующих тепловых методов разработки месторождений повышенной и высокой вязкости нефти в сложнопостроенных карбонатных коллекторах месторождений Ирака является актуальной научно-технической задачей.

Цель работы: обоснование технологии извлечения высоковязких нефтей на месторождениях Ирака с различными типами карбонатных коллекторов.

Для достижения указанной цели были решены следующие задачи

На примере разработки карбонатных пластов с высоковязкой нефтью месторождения Каяра:

1. Исследована типизация коллекторов с высоковязкими нефтями для условий карбонатных пластов Ирака с целью обоснования эксплуатационных объектов.

2. Изучена эффективность закачки пара и горячей воды для вытеснения нефти из типичных карбонатных пластов месторождения Каяра.

3. Проведено моделирование процесса БЛвО (процесс повышения добычи высоковязких нефтей с помощью гравитационных сил), чтобы определить эффект влияния различных параметров резервуара и параметров процесса на эффективность реализации 8АСЭ.

Методы решения

Эффективность извлечения высоковязкой нефти при применении тепловых технологий определялась на базе лабораторных экспериментов по вытеснению нефти из естественных кернов, отобранных из продуктивных пластов. Эффективность реализации новых технологий определялась путем математического моделирования процессов разработки.

Типизация карбонатных пластов проведена на основные геолого-геофических данных.

Научная новизна работы:

1. Предложена методика типизации коллекторов с высоковязкими нефтями для условий карбонатных пластов Ирака с целью обоснования эксплуатационных объектов.

2. Лабораторными экспериментами по вытеснению высоковязких нефтей паром и горячей водой доказана более высокая теплоэнергетическая эффективность закачки пара по сравнению с закачкой горячей воды. Выявлена более высокая нефтеотдача при вытеснении нефти паром из типичных карбонатных пластов месторождения Каяра.

3. Для месторождения Каяра экспериментально показано, что степень добычи нефти зависит от проницаемости коллектора и его трещиности.

4. Экспериментально показано, что начальное нефтенасыщение пласта слабо влияет на нефтеотдачу.

5. Путём проведения математического моделирования обоснована эффективность термогравитационных технологий добычи высоковязких нефтей с использованием горизонтальных скважин (процесс SAGD) на месторождении Каяра.

Практическая значимость исследования

Заключается в обосновании возможных технологических решений по разработке высоковязких нефтей, в сложнопостроенных карбонатных пластах, залегающих на небольших глубинах, для типичных условий Ирака.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы доложены на:

5-ой научно- технической конференции (Актуальные проблемы состояния и развития нефтегозового комплекса России), Москва 23-24 января 2003 г.,

6-ой научно-технической конференции и выставке (Актуальные проблемы состояния и развития нефтегозового комплекса России), Москва 26-27 января 2005 г.

Публикации

По теме диссертации опубликовано 5 статей в материалах научных конференций.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и выводов. Общий объем работы составляет 161 страницу, в том числе 18 таблиц, 62 рисунка и списка литературы из 114 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Сахи Сафа Хуссейн

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ ПО ДИССЕРТАЦИИ

1- В результаты изучения кросс-плот показывают, что месторождение Каяра состоит из доломитного известняка.

2- Влияние глин и ангидрита отмечено в некоторых разрезах особенно влияние наличия ангидрита на кровле пласта Аль-джариби.

3- Результаты изучения кросс-плот показано, что месторождение Каяра является трещинным резервуаром.

4-Проведённые эксперименты с типовыми коллекторами и сравнение результатов экспериментальных исследований закачки пара и закачки горячей воды показало более высокую теплоэнергетическую эффективность закачки пара.

5- Степень добычи нефти зависит от особенностей коллектора и его трещиности.

6- Результаты экспериментов показывают, что увеличение проницаемости приводит к увеличению добычи нефти.

7- Из проведенных исследований установлены максимальные уровни нефтеотдачи для пласта Аль-джариби равные 74% и для пласта Аль-фурат нефтеотдача равна 80,5%.

8- Начальная нефтенасыщенность слабо влияния на нефтеотдачу.

9- Результаты численного моделирования вытеснения нефти с помощью горизонтальных скважин показывают, что эффект влияние пористости на добычу нефти в течение 5000 суток мал и изменяется от 69% для пористости 25% до 70,2% для пористости 35%.

10- Исследование показывает, что увеличение проницаемости существенно улучшает добычу нефти. В частности эффект влияние проницаемость на добычу нефти в течение 5000 суток различается от 38,8% для проницаемости 100 мД до 73,5 % для проницаемости 500 мД.

И- Значение нефтеотдачи для пласта Аль-джариби 59,4% при проницаемости 124 мД и для пласта Аль-фурат 71% при проницаемости 340 мД.

12- Исследование показывает, что имеет место существенный рост добычи нефти с увеличением паросодержания.

13- Нефтеотдача в течение 5000 суток увеличивается с 44% для скорости закачки 36,25 т./сут. до 71.4% для скорости закачки 145 т./сут.

14- Для систем добычи с горизонтальными скважинами на месторождении Каяра оптимальное расстояние между различными скважинами 12м.

15- Исследование показывает, что более низкое размещение скважин в пласте дает более высокую нефтеотдачу в ранней стадии проекта, но нефтеотдача также выравнивается благодаря низкому объему дренажа, имеется возможность оптимизации бокового размещения скважин.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Сахи Сафа Хуссейн, Москва

1. A.C. 834339 СССР, М. Кл. Е 21 В 43/24. Способ добычи вязкой нефти или битума из пласта / Н.И Кубарев, К.И. Веревкин (СССР). № 2740139/22-03 опубл. 30.05.1981,бюл. № 14. 3 е., 3 ил.

2. Абасов М. Т., Абдуллаева A.A., Алиева Ш. М. И др. Вытеснение нефти горячей водой. -М.: Недра, 1968,- вып. 33. -С.

3. Аббасов A.A., Алиев В.А , Рагимов О.П. и др. Влияние температуры давления и растворенного газа на структурно-механических свойства нефтей // Труды Азиннефтехим, 1967. С. 19-24.

4. Аметов И. М., Байдиков Ю. Н., Рузин J1.M., Спиридонов Ю. А. Добыча тяжелых и высоковязких нефтей. М.: 1985. - 205 с.

5. Аметов И.М., Байдиков Ю.Н., Бережной Н.И. и др. Экспериментальное исследование влияния температуры на нефтеотдачу залежи нефти, обладающей вязкоупругими свойствами // Нефть и газ. 1982. — № 2. С. 4.

6. Асадов А. И., Таиров Н. Д., Зейналова Н. Г. Влияние температуры на вытеснение нефти водой из слоисто- неоднородного пласта // Нефтяное хозяйство. 1970. - № 9. - С. 2.

7. Байбаков Н. К., Гарушев А. Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1988. 344 с.

8. Боксерман А. А., Раковский Н.Л., Глаз И.А. и др. Разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВИНИТИ, 1975. - Т.7. 87 с.

9. Боксерман A.A., Якуба С.И. о некоторых особенностях процесса вытеснения нефти теплоносителями из слоисто-неоднородного пласта // труд ВНИИ нефть. М., 1979. - Вып. 69. - С.9.

10. Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1988.- 422 с.

11. Вахитов Г.Г., Алишаев М . Г. Влияние температуры нагнетаемой воды на нефтеотдачу // Нефтяное хозяйство. — 1997. № 8. — М. 29- 32.

12. Везиров Д.Ш., Касумов А .М., Гусейнова И. Ф. Влияние зональной неоднородности на нефтеотдачу пласта при площадном заводнении / Ан АзССР. Нефть, 1983. -№ 1. С. 4.

13. Визиров Д.Ш., Мовсумизаде A.A., Мамедов М. М. Влияние расположения пропластков слоистого пласта на нефтеотдачу при его заводнении горячей водой/ АН АзССР. Нефть. С.6.

14. Герасимов Олег Иракская нефть, Мб 1969.

15. Горбанец В. К., Яненко В. И. Влияние темпов закачки теплоносителя на капиллярные процессы в пористой среде. М.: ВНИИОЭНГ. - Вып. 13.-С. 3.

16. Губкин И. М. И др. К вопросу о рациональной разработке нефтяных месторождений.

17. Девликамов В.В. Хабибулин 3. А., Карибов М.М. Аномальные нефти.-М.: Недра, 1975. 169 с.

18. Донцов K.M., Истомин А. 3., Шандрыгин А. Н. И др. О разработке нефтяных месторождений с небольшими запасами с применением тепловых методов воздействия на пласт // Нефть и газ. 1983. — № 3. -С. 4.

19. Желтов Ю. П. О вытеснении нефти из пластов движущимся фронтом горения. М.: Недра, 1968.

20. Касим Басим М.Н. Полимерное заводниние в сложностроенных коллекторах при учете локальных нелинейных эффектов: Диссертация на соискание степени кандцидата технических наук. — Москва,2001г — 180 с.

21. Кочешков A.A., Тарасов А. Г. о коэффициенте вытеснения нефти повышенной вязкости горячей водой / РНТС. Нефтепромысловое дело. -М.: ВЖЙОЭНГД976, № 8. С. 43-45.

22. Кочешков A.A., Хомутов В. И., Лисицын В. Н. Исследование влияния различных факторов на процесс вытеснения нефти теплоносителями / Научно технический сборник по добыче нефти, ВНИН - нефть. — М.¡Недра, 1971. - вып. 41. - С. 99-108.

23. Кудинов В. И. Волкова В.В. , Зубов Н. В., Колбиков В. С. Исследование гидротермодинамических процессов при различных технологиях нагнетания теплоносителя // Нефтепромысловое дело. — 1993. № 8.- С.4.

24. Кудинов В. И., Брахин Г. Б Зубов Н. В., А. В., Колбиков В. С., Обухов О. К. Основные направления научно- технического прогресса в разработке месторождений высоковязких нефтей Удмурдской АССР. -Ижевск: Удмуртия, 1987. 84 с.

25. Кудинов В. И., Колбиков В. С., зубов В. С., Дацик М.И., Карасев С. А. Патент РФ № 1365779 от 18.05.93 с приоритетом от 10.11.85.

26. Кудинов В. И., Колбиков B.C. Создание и промышленное развитие технологий нагнетания теплоносителля на залежах нефти со сложной геологической характеристикой // Нефтяное хозяйство. 1993. - № 11.— С.4.

27. Методическое руководство по проектированию применения теплоносителей при разработке нефтяных месторождений // РД 39.0147035.214.87.- м., 1987.

28. Мустаев Я. А. Мавлютова И.И., Чеботарев В.В. Влияние температуы на коэффициент вытеснения нефти водой // Нефть и газ. 1970. - № 11. -С.65-68.

29. Нагнетания теплоносителей в слоисмто-неоднородные пласты // Нефтяное хозяйство. — 1982. № 11. — с.З. Малофееф Г.Е. К расчет распределения температуры в пласте при закачке горячей воды в скважину // Нефть и газ. - 1960. - № 7,- С.5.

30. Несмеянов Д. В., Высоцкого И.В., Месторождение нефти и газа развивающихся стран. Учеб. Пособие, М. Изд-во УДН, 1988, с. 229.

31. Нефтяные месторождения зарубежных стран. Подред высоцкого И.В., М. Недра. 1968.

32. Оганджанянц В. Г. Мац А.А. Исследования влияния температуры на капиллярные процессы при обычном и циклическом заводнении неоднородных пластов. М.: Недра, 1971. - Вып. 41. - С.8.

33. Оганов К. А. Основы теплового воздействия на нефтяной пласт. — М.: Недра, 1967. 203 с.

34. ПАТ 4503910, США, М. Кл. Е 21 В 43/24. Viscous oil recovery method /W.R Shu (США); опубл 12.03.1985. .-5 c., 1ил.

35. ПАТ. 44466485, США, М. Кл. Е 21 В 43/24.Viscous oil recovery method / W.R. Shu (США); опубл. 07.12.1982 5 е., 1 ил.

36. ПАТ. 4458758, США, М. Кл. Е 21 В 43/24. Selected well completion for improving vertical conformance of steam drive process/W.C.Hunt (США); опубл. 10.07.1984.-12 е., 10 ил.

37. ПАТ. 446066, США, М. Кл. Е 21 В 43/24. Visbreaking enhanced thermol recovery method utilizing high temperature steam / W.R. Shu (США); опубл. 26.06.1984. 4 е., 2 ил.

38. ПАТ. 4513819, США, М. Кл. Е 21 В 43/24 Cyclic solvent assisted steam injection process for recovery of viscous oil / P.N. Yslip (США); опубл. 30.04.1985.-4 е., 2 ил.

39. ПАТ. 4598770, США, М. Кл. Е 21 В 43/24. Thermal recovery method bor viscous oil / W.R. Shu (США); опубл. 08.07.1986 9 е., 5 ил.

40. ПАТ. 4610301, США, М. Кл. Е 21 В 43/24. Infill drilling pattern / F. Ghassemi (США); опубл. 09.09.1986.-4 е., 5 ил.

41. ПАТ. 4620594, США, М. Кл. Е 21 В 43/24. Vertical conformance steam drive oil recovery method / W.L. Hall (США); опубл. 04.11.1986. 7 е., 4 ил.

42. ПАТ. 4637461, США, M. Кл. Е 21 В 43/24. Patterns of vertical and horizontal wells for improving oil recovery efficiency / M. A. Hight (США); опубл. 20.01.1987. -3 е., 2 ил.

43. ПАТ. 4645003, США, М. Кл. Е 21 В 43/24. Patterns of horizontal and vertical wells for improving oil recovery efficiency / W.S. Huang (США); опубл. 24.02.1987. -3 е., 1 ил.

44. ПАТ. 4662441, США, М. Кл. Е 21 В 43/24. horizontal wells at corners of vertical well pattern for improving oil recovery efficiency / W.S. Huang (США); опубл. 05.05.1987 3 е., 3 ил.

45. ПАТ. 467642, США, М. Кл. Е 21 В 43/24 Gravity stabilized therma miscible displacement process /1.V. Vogll (США); опубл. 06.10.1987. 10 е., 2 ил.

46. ПАТ. 4682652, США, М. Кл. Е 21 В 43/24. Producing hydrocarbons through successively perforated intervals of horizontal well between two vertical well / W.S. Huang (США); опубл. 28.07.1987 6 е., 2 ил.

47. ПАТ. 4685515, США, М. Кл. Е 21 В 43/24. Modified 7 spot patterns of horizontal and vertical wells for improving oil recovery efficiency / W.S. Huang (США); опубл. 11.08.1987.-3 е., 4 ил.

48. ПАТ. 4696345, США, М. Кл. Е 21 В 43/24. Has drive with multiple offset production / L. Hsueh (США); опубл. 25.09.1987. 5 е., 2 ил.

49. ПАТ. 4718485, США, М. Кл. Е 21 В 43/24. Patterns having horizontal and vertical wells / A Brown (США); опубл. 12.01.1988. 3 е., 6 ил.

50. ПАТ. 4727937, США, М. Кл. Е 21 В 43/24. Steamflood process employing horizontal and vertical wells. /Y. M. Shum (США); опубл. 01.03.1988. 4 е., 5 ил.

51. ПАТ. 4850429, США, М. Кл. Е 21 В 43/24. Recovery hydrocarbons with а triangular horizontal well pattern / D.S. Mims (США); опубл. 25.07.1989. -6 е., 1 ил.

52. Раковский H.JI Тепловая эффективность

53. Рубинштейн Л. И. О температурном поле пласта при нагнетании в пласт горячего теплоносителя. — Уфа: Башгосиздат, 1958. С. 9.

54. Середницкий Л. М. Пеленичка Л. Г. Мырка Я. М. И др. Целесообразности теплового воздействия на Битковском и Бориславском месторождениях // Нефтяное хозяйство 1986. - № 10. -С. 7.

55. Справочник по нефтяных и газовых месторождениям зарубежных стран, книга вторая под редакцией И. В. Высоцкого. М., Недра, 1976. с. 583.

56. Сургучев М. Л., Желтов Ю. В., Симкин Э. М. Физико-химические процессы в нефтегазоносных пластах. М.:Недра, 1984. -215 с.

57. Таиров Н. Д., Везиров Д.Ш., Касумов А. М. И др. Исследование влияния неоднородности среды на нефтеотдачу при площадной закачке горячей воды в пласт / АН АзССР. Нефть. № 1. - С. 6.

58. Толстов Л. А. О влиянии температуры на нефтеотдачу при вытеснении нефти водой // Нефтяное хозяйство. — 1965. № 6. - С. 38-42.

59. Требин Ф. А. Нефтепроницаемость песчаных коллекторов. М.: Гостоптехиздат, 1945. -74 с.

60. Умариев Т.М. Новые способы разроботки залежей высоковязких нефтей. МГП "Геоинффрммарк" Москва 1992.

61. Чарый И.А. Нагревание при забойной зоны при закачке горячей жидкости в скважину // Нефтяное хозяйство. 1953. - № 2.-С.З.

62. Чекалюк Э. Б. Температурный профиль пласта при нагнетании теплоносителя в скважину // Нефтяное хозяйство. 1955. № 4.- С.4.

63. Чекалюк Э. Б. Термодинамика нефтяного пласта. М.: Недра,1965.

64. Шейнман А.Б., Малофеев Г.Е., Сергеев А.И. Воздействие на пласт теплом при добыче нефти. Мю:Недра, 1969.-256 с.

65. Эфрос Д. А. Исследование фильтрации неоднородных систем. -Л.: Недра, 1973. №2. -352 с.

66. Якуба С. И. О нефтеотдаче слоисто-неоднородного пласта при закачке теплоносителя // Труды ВНИИнефть. М., 1979. - Вып. 69. - С. 3.

67. Ali Khan, A.S., and Farouq Ah, S.M., "Oil Recovery by Hydrocarbon slugs driven by a hot water bank", Soc. Pet. Eng. Jour. (Dec., 1971), 342.

68. Arco starts North Slope thermal pilot. Enh. Ree. Week. 1984.22/10, p.1-2.

69. Artep," Enhanced Oil Recovery" Pans 8-10, November 1982, p: 519-528.

70. Babadgli Т., Efficiency of steam flooding in naturally fractured reservoir. Paper SPE 38329, 1997.

71. Baker P. E. Effect of pressure and rate on steam zone development in steam flooding. SPEJ. Oct. 1973, 274.

72. Baker W.B. Fn experimental study of heat flow in steam flooding. SPEJ. Var., 1961. Pet. Trans. AIME 1969,246.

73. Baker, P. E. " Effect of Pressure and Rate on Steam Zone development in Steam Flooding", SPEJ (Oct. 1973), 274.

74. Baker, W.B., "An Experimental Study of Heat Flow in Steam Flooding." SPEJ (Mar., 1969). Pet. Trans. AIME (1969), 246.

75. Bleakly W.B. Penn-Grande crude oil yields to steam drive. Oil & Gas Jour. Mar. 25, 1974. 89 96.

76. Blevins T. R. Light oil steam flooding — an emerging technology. Jour. Pet. Tech., July 1984, 1115.

77. Buday, et al., The Regional geology of Iraq, vol. 2: Tectonisom, magmatism and metamorphism, Directorate General of Geological Survey & Mining Investigation library publication, Baghdad 1987.

78. Butler R. M., Method for oil recovery using a horizontal well with indirect heating.

79. Closmann, P.J and Richard, D.S." Laboratory tests on Heavy Oil Recovery by Steam Injection. " SPEJ. (June 1983), 417.

80. Courtnage D. E and Fdegbesan R.O. Utilizing horizontal wells to extend recovery beyond the limited of cyclic steam stimulation. Paper presented atthe 1992 AOSTRA/CHOA fueling the future conference, Calgary, AB, 1012.

81. Csaszar, Albert and Holm," Oil Recovery from Watered- out Stratified Porous Systems Using Water- Driven Solvent Slugs". Jour. Pet. Tech. (June, 1963).

82. Djebbar Tiab et al " Caustic Steam Flooding " JPT (August 1982), 1817.

83. Dietz D. N. Hot water drive. proc. Seventh World Petroleum Congr. 1967, v. 7, p. 451-457.

84. Doscher T. B. Omeregic O. S. and Ghassemi F. Steam drive definition and enhancement. JPT. July 1982.

85. Ehgelbert W. F. and Klinkenberg L. J., Proc., third world petroleum congress, part 2,544. 1951.

86. Farouk Ali S. M. Current status of steam injection as a heating oil recovery. The Journal of Canadian Pet. Jan Mar. 1974.

87. Forouq Ali, S.M. and Abad, B. "Bitumen Recovery from Oil Sands, using Solvents in Conjunction with Steam", Jour. Of The Journal of Canadian Pet. (July-September, 1976) 80.

88. Gallant R. J. and Dawson A. G. Evaluation of Technology for commercial bitumen recovery at Cold Lake. SPE reservoir engineering 1988. 6, 207.

89. Hanzlik E. J. Steam flooding as an alternative EOR process for light oil reservoirs. Paper SPE 10319 presented at the 1981. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, 1 Oct. 5 -7.

90. Hong K. C., Effect of steam quality and injection rate on steam flood performance. Paper SPE 25788 p July 1,1994.

91. Huggen, H.A and Lowey W.E. " Steam Flooding Wabasca Tar Sand Through the Bottom Water Zone Scaled Model Tests." SPEJ (February 1983),92.

92. Jespersen P.J. and Fontaine T. J.C., The tangle flags north pilot a horizontal well steam flood. Jour of Canadian PET. Tech., 1993. 32, 52.

93. Johnson L.A., et al "An Evaluation of Steam Flood Experiment in Utah tar Sand Deposit." JPT (August 1982), 1817.

94. Kamath V. A., et al " Simulation study of Steam Assisted Gravity Drainage process in Ugnu tar sand reservoir". Paper SPE 26075. 1993.

95. Konopinicki, D. T. et al " Design and Evaluation of the Shiells Canyon Field Steam Distillation Drive Pilot Project." Jour. Pet. Tech., (May 1979), 546.

96. Martin W. L., Dew J. N., Powers M. L. and Steven H. B. Results if a tertiary hot waterflood in a thin sand reservoir. Journ. Petrol. Tchn., 1968, v.20, p.739 — 750.

97. Marx J.W. and Langenheim R. H. Reservoir heating by hot fluid injection. Pet. Tran. AIME, 1959, VOL; P. 312.

98. Nzekwu B., Karpuk B. and Pelensky. P. Development and vertically staggered of ELAN's single well SAGD pilot. Paper presented at the 1995 Canadian yeavy oil asspociation heavy oil conference, Calgary, AB, Dec.6.

99. Ozen, A.S. and Farouq Alt, S.M., " An Investigation of the Bradford Crude by Steam Injection " , Jour. Pet. Tech., (June, 1969). 692.

100. Duerksen J.H. and Hsueh ,L. " Steam Distillation of Crude Oils." SPEJ. (April 1983), 265.

101. Radler M. World crude and natural gas reserves rebound in 2000, oil and gas jour. Dec.31,2003.

102. Richard Myal, F. and Farouq Ah, S.M., Recovery of Perm Grade Crude Oils by Steam", Jour. Pet. Tech., (June, 1970).

103. Sasaki K. et al,. Experimental study on initial stage of SAGD process using 2- dimensional scale model for heavy oil recovery. Paper 37089, 1996.

104. Schaffer J. C. Thermal recovery in the schoonebeek oil field. Fifteen years experience. Erdoel Erdgas.

105. Singhal, A.K. " Physical Model Study of Inverted Seven- Spot Steam Floods in a Pool Containing Conventional Heavy Oil." The Journal of Canadian Det. (July-September 1980).

106. Slobod, R.L., " Gas Injection Improves Steam Drive Oil Recovery " Oil and Gas Jour., (Mar. 1969).

107. Sumnu M.D., An Experimental and numerical study on steam injection in fractured systems. Paper SPE 35459, 1996.

108. Tracy L. Grills et al. Case history horizontal well SAGD technology is successfully applied to produce oil at LAK Ranch in Newcastle Wyoming. SPE/ petroleum society of CIM/CHOA 78964, Calgary Alberta, Canada, 4 -7 November 2002.

109. Van Meurs P. and Van Der Pool C. Pet. Trans., AIME 213,103. 1958.

110. Van Pollen H. K and Associates inc. Fundamental of enhanced oil recovery. Pennwell book, division of Pennwell company, Tulsa, Oklahoma, 1980.

111. Venkatesan V.N. and Shn " Alteration in Heavy Oil Characteristics During Thermal Recovery." The Journal of Canadian Pet. (July-August. 1986).

112. Voiek, C.W. and Pryor, J.A. " Steam Distillation Drive- Brea Field, California JPT (Aug. 1972) 899.

113. Wiesenthal, Ruediger, " The Effect of Light- Gasoline Injection on Oil Recovery by Water Flooding", Jour. Pet. Tech. (Nev., 1964).

114. Willman B. T. et al, Laboratory studies of oil recovery by steam injection. Pet. Trans. AIME. 1961. 222.