Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Оценка эффективности вытеснения высоковязких нефтей и битумов теплоносителями

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Оценка эффективности вытеснения высоковязких нефтей и битумов теплоносителями"

Российский Государственный Университет нефти и газа имени И.М. Губкина

На правах рукописи УДК 622.276 65+665 61 035.6

Адъяа Пурэв

ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ВЫТЕСНЕНИЯ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ И БИТУМОВ ТЕПЛОНОСИТЕЛЯМИ

Специальность 25 00 17 - "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений"

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

0031В02Б5

V___!

Москва-2007

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

Научный руководитель: кандидат технических наук, доцент,

Стрижов Иван Николаевич

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Малофеев Гурий Евдокимович кандидат технических наук Губанов Владимир Борисович

Ведущая организация ЗАО «ИНКОНКО»

Защита состоится « 06 » _2007 г., в /г часов, в

ауд на заседании диссертационного совета Д 212 200 08 по защите

диссертаций на соискание ученой степени доктора технических наук при Российском государственном университете нефти и газа имени И М Губкина по адресу Москва, В - 296 ГСП - 1, 119991, Ленинский проспект, 65

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

Автореферат разослан « //

2007 г.

Ученый секретарь диссертационного Совета,

доктор технических наук, профессор Сомов

Общая характеристика работы Актуальность темы диссертации

В настоящее время в мире нарастает дефицит энергоресурсов и, в первую очередь, нефти Рост цен на нефть позволяет рентабельно разрабатывать залежи с трудноизвлекаемыми запасами, в том числе, с высоковязкими нефтями В большинстве случаев для вытеснения высоковязких нефтей используются теплоносителями (водяной пар и горячая вода)

Во всех методиках расчета технологических показателей теплового воздействия на пласт главным параметром, характеризующим эффективность процесса, является коэффициент вытеснения Единственным надежным способом определения коэффициента вытеснения являются лабораторные эксперименты Если геолого-промысловой информации о залежи высоковязкой нефти много, а характеристики самого объекта разработки благоприятны для теплового воздействия (большие нефтенасыщенные толщины, близкие к единице коэффициенты песчанистости и расчлененности, высокая средняя проницаемость коллектора, то при подготовке проектного документа необходимо планировать лабораторные исследования коэффициентов вытеснения и фазовых проницаемостей

Если информации об объекте разработки, содержащем высоковязкую нефть мало и необходима оперативная оценка эффективности теплового воздействия (при создании ТЭО КИН, при подготовке проектов опытно-промышленных работ) на первом этапе целесообразно использовать приближенные методики оценки коэффициентов вытеснения Поскольку современные компьютерные пакеты программ, предназначенные для расчета показателей теплового воздействия на пласт, предполагают, что известны значения относительных фазовых проницаемостей при различных температурах вытеснения нефти, то требуются приближенные методы оценки таких параметров Поэтому сегодня является актуальным создание на основе литературных данных методик оценки эффективности теплового воздействия

с учетом требований, предъявляемых современными пакетами компьютерных программ, предназначенных для расчета показателей разработки нефтяных месторождений

Бели проектирование разработки залежей высоковязкой нефти осуществляется с использованием приближенных методик, то необходимы только осредненные значения коэффициентов вытеснения Современные компьютерные технологии моделирования процесса вытеснения нефти теплоносителями предполагают детальное воспроизведение механизма повышения нефтеотдачи Для получения достоверных расчетных показателей разработки с применением тепловых методов исходные данные должны быть детализированы по зонам с различной проницаемостью с целью повышения достоверности воспроизведения механизма воздействия на пласт В связи с этим актуальным является совершенствование методик получения исходных данных для компьютерных пакетов программ Цель работы

Разработка экспресс-методов оценки коэффициентов вытеснения высоковязкой нефти водой и водяным паром и обоснование методики проведения и обработки результатов лабораторных экспериментов по вытеснению нефти теплоносителями с целью получения исходных данных для расчета показателей термического воздействия на пласт Объект исследования

Залежи высоковязких нефтей в слабосцементированных терригенных коллекторах, в том числе газонефтяные залежи, характеризующиеся высокими давлениями насыщения нефти газом Основные задачи исследования

1 Разработка экспресс-метода определения коэффициента вытеснения высоковязкой нефти водой и водяным паром

2 Создание приближенной методики расчета фазовых проницаемостей по данным о динамике вытеснения нефти теплоносителями

3 Обоснование методики проведения лабораторных экспериментов по вытеснению высоковязкой нефти теплоносителями из слабосцементированного коллектора Защищаемые положения

1 Экспресс-метод оценки коэффициента вытеснения высоковязкой нефти водой и водяных паром и относительных фазовых проницаемостей

2 Методика проведения лабораторных исследований, предназначенных для оценки эффективности теплового воздействия на залежи со слабосцементированным коллекторами и высокими давлениями насыщения нефти газом

Методы исследования

Анализ результатов лабораторных экспериментов и геологического и гидродинамического моделирования теплового воздействия на залежи высоковязкой нефти, изучение практического опыта проектирования и применения тепловых методов на объектах разработки с терригенными коллекторами Научная новизна

1 Предложена приближенная методика оценки коэффициентов вытеснения нефти теплоносителями, основанная на сравнении литературных источников с результатами лабораторных исследований

2 Адаптирована методика оценки относительных фазовых проницаемости для условий вытеснения высоковязких нефтей и битумов теплоносителями

3 Создана усовершенствованная методика проведения лабораторных исследований для оценки эффективности вытеснения нефти теплоносителями из пластов со слабосцементированным коллектором

Практическая значимость и реализация полученных результатов

работы

Все результаты, полученные автором, предназначены для практического внедрения при оценке эффективности применения

теплоносителей на залежах высоковязких нефтей с терригенным коллектором Приближенная методика оценки коэффициентов вытеснения нефти горячей водой и водяным паром была использована при подготовке технологических схем опытно-промышленных работ на залежи высоковязкой нефти ПК 1-2 Ван-Еганского месторождения Автор диссертационной работы является соисполнителем двух проектных документов

Обоснованная в работе методика проведения лабораторных исследований позволяет существенного повысить достоверность результатов компьютерного моделирования термических методов воздействия на пласт с учетом неоднородности продуктивных пластов и PVT- свойств высоковязких нефтей

Результаты диссертационной работы были использованы при выполнении федеральной целевой программы "Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России на 2007-2012 годы" по теме "Создание и внедрение инновационного технологического комплекса для добычи трудноизвлекаемого и нетрадиционного углеводородного сырья (кероген, битуминозные пески, высоковязкие нефти) (мероприятие 2 5 Программы)" Апробация работы.

Основные положения диссертации прошли апробацию на конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» в 2007г, на научно-технических семинарах ТНК-BP и в РГУ нефти и газа им И М Губкина в 2005-2006г г в рамках международной программы START, организованной для подготовки опытно-промышленных работ по термическому воздействию на пласт на залежи высоковязкой нефти ПК 1-2 Ван-Еганского месторождения, а также при проведении экспертиз в ОАО "ВНИИнефть им акад А П Крылова" и ЗАО "ИНКОНКО" двух проектных документов "Технологическая схема опытно-промышленной разработки пластов ПК 1-2 Ван-Еганского месторождения" в 2005г и "Дополнение к технологической схеме опытно-промышленной разработки пластов ПК 1-2

Ван-Еганского месторождения" в 2006г

Публикации. Основные результаты выполненных исследований опубликованы в 2 печатных работах

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 4 глав, заключения и списка литературы из 90 наименований. Она изложена на 177 страницах, содержит 57 рисунков и 35 таблиц

Благодарности. Автор выражает искреннюю признательность научному руководителю доценту ИНСтрижову за идеи, которые легли в основу диссертационной работы и помощь при ее выполнении Автор выражает благодарность коллективу кафедры Разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа имени И М Губкина за внимание и поддержку в процессе работы над диссертацией Основное содержание работы Во введении обосновывается актуальность темы диссертации Дефицит энергоресурсов привел к такому росту цен, при котором можно рентабельно разрабатывать даже залежи высоковязких нефтей со сложными условиями залегания В большинстве случаев наиболее эффективной технологией повышения нефтеотдачи на залежах высоковязких нефтей является закачка теплоносителей (водяного пара и горячей воды) Чтобы оценивать эффективность тепловых методов необходимо знать значения коэффициентов вытеснения холодной водой, имеющей различную температуру горячей водой, и водяным паром Для получения подобных данных требуются продолжительные лабораторные исследования (1-2 года). Чтобы оперативно получать исходные данные для оценки эффективности термических методов необходимо иметь приближенные методики, позволяющие определять не только коэффициенты вытеснения, но и значения относительных фазовых проницаемостей, так как современные компьютерные пакеты программ, которые используются при проектировании разработки нефтяных месторождений, используют их при расчете динамики проектных показателей.

Многие залежи высоковязких нефтей приурочены к пластам со слабосцементированным коллектором Для получения представительных образцов керна на подобных объектах требуется использовать специальные очень сложные технологии и технические средства На ряде объектов получить представительные образцы керна практически невозможно, поскольку при любом воздействии на коллектор изменяется его структура В таких условиях является актуальным обоснование методик проведения исследований эффективности применения теплоносителей на искусственных пористых средах

В первой главе дается анализ технологий теплового воздействия на пласт, применяемых на залежах высоковязких нефтей Основное внимание уделялось тем вариантам термовоздействия, которые в значительных масштабах были испытаны на нефтяных промыслах

Значительная часть обзора посвящена наиболее часто применяемой технологии паротепловых обработок скважин Описывается механизм повышения нефтеотдачи и интенсификации отборов нефти за счет циклической закачки водяного пара Отмечается, что наибольший эффект от этого варианта теплового воздействия достигается на залежах с малой глубиной залегания при большой плотности сетки скважин

Подробно описывается механизм увеличения дебитов скважин после паротепловых обработок Показано, что интенсификация притоков нефти связана не только с ростом температуры призабойной зоны, но также обусловлена освобождением наиболее проницаемых зон от парафина и асфальто-смолистых веществ В результате возрастает не только абсолютная проницаемость коллектора, но и фазовая проницаемость по нефти благодаря гидрофилизации пористой среды

Далее подробно описывается технология паротеплового воздействия, поскольку в большинстве реализованных проектов в качестве рабочего агента используется водяной пар Отмечается , что наибольшее влияние на процессе вытеснения нефти паром оказывает резкое снижение вязкости нефти,

обусловленное как ростом температуры, так и конденсацией легких фракций нефти, которые испарились в паровую фазу

Рассматриваются три основных варианта паротеплового воздействия циклический, циркуляционный и площадной Показано, что наибольшими преимуществами обладает первый вариант (циклическое воздействие), который используется наиболее часто Циркуляционный вариант очень эффективен теоретически, но предполагает сочетание рада факторов (большая нефтенасыщенная толщина, высокая песчанистость, значительная проницаемость продуктивного пласта как по латерали, так и перпендикулярно напластованию, что резко сокращает область применения технологии

Площадная технология обычно сводится к созданию в пласте тепловых (паровых) оторочек, которые в последующем проталкиваются к добывающим скважинам закачиваемой холодной водой

Особое внимание уделяется технологии нагнетания в пласт горячей воды Описывается механизм повышения нефтеотдачи за счет роста температуры закачиваемого вытесняющего агента Показано влияние каждого фактора (снижение вязкости нефти, изменение межфазного натяжения и смачиваемости пород, термического расширения породы и нефти) на нефтеотдачу при закачке в залежь горячей воды

В диссертационной работе достаточно подробно рассматриваются широко применяемые на Гремихинском месторождении технологии, авторы которых были удостоены Государственной премии РФ. В основу технологий импульсно-дозированного теплового воздействия (ИДТВ), импульсно-теплового воздействия с паузой (ИДТВ(П)), теплоциклического воздействия на нефтяной пласт (ТЦВП) положена оптимизация температуры, при которой происходит вытеснение нефти За счет того, что температуры вытесняющего агента не превышает 100°С (60-90°С) снижаются интегральные потери тепла как в стволе скважины, так и в пласте Технологии предполагают сочетание теплового воздействия с изменением направлений фильтрационных потоков,

а также предполагающих использование паротепловых обработок добывающих скважин для стимулирования их работы на первых стадиях разработки, когда пласт еще слабо прогрет

Большое внимание в первой главе уделяется технологиям, предусматривающим использование горизонтальных скважин Это очень перспективное направление развития тепловых методов воздействия на пласт, особенно в условиях кратного роста цен на нефть и газ Наилучшие результаты достигнуты при гравитационно-стабилизированном режиме вытеснения нефти паром, когда паронагнетательные горизонтальные скважины бурятся немного ниже кровли пласта, а добывающие горизонтальные скважины располагаются над подошвой продуктивного пласта Впервые подобная технология дренирования залежи высоковязкой нефти была использована при шахтной разработке Ярегского месторождения Подобные варианты использования горизонтальных скважин возможны только в пластах с очень высокими значениями коэффициента песчанистости, а также на залежах, где пласты характеризуются большими углами падения

В случае расчлененных продуктивных пластов используют пологие горизонтальные скважины, которые вскрывают все продуктивные пропластки На Аляске имеется опыт использования горизонтальных нагнетательных скважин сложного профиля ("синусоида") на залежах высоковязких нефтей с высокими коэффициентами расчлененности

Известны многочисленные варианты комбинированных систем разработки, в которых при тепловом воздействии комбинируются горизонтальные и вертикальные (наклонно-направленные) скважины Так, например, для закачки теплоносителя можно использовать пробуренные в предшествующие годы наклонно-направленные скважины, которые окружают добывающими горизонтальными

Опыт применения горизонтальных скважин на залежах высоковязких нефтей пока непродолжителен, но многообещающий Начальные дебиты горизонтальных скважин в несколько раз, а иногда в десятки раз выше, по

сравнению с наклонно-направленными Так, например, на залежи высоковязкой нефти ПК 1-2 Ван-Еганского месторождения первая горизонтальная скважина длиной 170м в течение несколько лет проработала без воды с дебитами 30-40т/сут

Во второй главе диссертационной работы анализируются результаты применения тепловых методов по месторождениям России, Казахстана, подробная информация по которым доступна и отражена в монографиях, журналах и сборниках статей В частности достаточно подробно описываются результаты опытного- промышленных работ на месторождении Каражанбас (Казахстан), характеристики продуктивных пластов которого очень благоприятны для использования тепловых методов. Залегают продуктивные пласты на глубинах 220-500м, а их эффективная толщина колеблется от 2 до 33м Пласты характеризуются высокими значениями пористости от 20 до 36%, большими величинами начальной нефтенасыщенности (до 93%) и очень высокой проницаемостью, как по керну (от 30 до 3500 10"15 м2), так и по результатам гидродинамических исследований (до 15000 10"'5 м2)

Нефти месторождения Каражанбас тяжелые (плотность более 930 кг/м3) и высоковязкие (156-660мПа с). Увеличение температуры с 25°С до 70°С приводит к снижению вязкости примерно по порядок Вследствие высокой вязкости нефти дебиты вертикальных скважин по результатам опробований не превышали 5м3/сут

На третьем блоке было запроектировано испытание паротеплового воздействия (ПТВ) на пласт, при котором должны создаваться тепловая оторочка, перемещаемая затем по пласту за счет нагнетания холодной воды Внедрение ПТВ предполагалось на пластах Г и Д, которые характеризуются заметной расчлененностью В пласте Г выделялось от одного до девяти пропластков с суммарной эффективной толщиной 5-16м, а в пласте Д - от одного до трех прослоев с суммарной эффективной толщиной 2-6м Наличие значительной расчлененности существенно осложняет регулирование

отработки запасов нефти, особенно при ПТВ, поэтому было принято решение совместно эксплуатировать пласты Г и Д, а закачку вести раздельно по пластам

Влияние закачки теплоносителя сказывалось на работе скважин через 2-3 месяца, а период высоких дебитов возрастал с 3-8 месяцев до 6-20 месяцев Однако опыт свидетельствует о том, что вследствие высокой неоднородности и расчлененности обводненность быстро возрастает Предполагалось, что при высоких давлениях нагнетания происходит ГРП с возникновением горизонтальных "трещин образования" При "жестких" пятиточечных системах расстановки скважин и плотных сетках 1 га/скв происходят нерегулируемые прорывы теплоносителя в добывающие скважины, препятствующие прогреву нефтенасыщенных зон с относительно меньшей проницаемостью

В целом процессе паротеплового воздействия реализовался при высоких технико-экономических показателях Текущий накопленный паронефтяной фактор не превышал 2т/т, темпы отборов от вовлеченных в разработку балансовых запасов нефти сопоставимы с темпами разработки залежей маловязких нефтей

Основными объектами разработки месторождения Кенкияк являются среднеюрские горизонты I и III, литологически представленные частым чередованием средне- и мелкозернистых песков, песчаников, алевролитов и глин В отдельных частях разреза максимальное число продуктивных прослоев -25 Средняя глубина залегания продуктивных горизонтов -350м, их общая толщина достигает 90-100м, а нефтенасыщенная -50м Пористость коллекторов составляет 30-31%, нефтенасыщенность - 69-75, проницаемость -4мкм2 Вязкость нефти в пластовых условиях колеблется от 50мПа с в сводовой части залежи до 900мПа с в приконтурных зонах

Опытные работы по ПТВ были начаты на месторождении Кенкияк в 1972г К этому моменту времени нефтеотдача на режиме истощения составила 4% В соответствии с запроектированной технологией в пласте

создавалась тепловая оторочка (0,6-0,8 объема пор), которая затем должна перемещаться по пласту за счет закачки холодной воды Испытывались две системы расстановки скважин семиточечная и линейная трехрядная С 1981 года внедрение метода ПТВ прибрело промышленные масштабы Дебиты скважин существенно увеличились, пластовое давление было восстановлено до начального уровня Нефтеотдача по первым введенным в эксплуатацию элементам системы расстановки скважин оценивались равной 40%

Проблемы испытания ПТВ на месторождении Кенкияк связаны в первую очередь с запаздыванием реакции скважин на закачку теплоносителя, низкими параметрами закачиваемого в пласт пара, с уходом теплоносителя в законтурную зоны и осложнением эксплуатации скважин вследствие выноса песка На нефтеотдачу отрицательно большего всего повлияла неоднородность продуктивных отложений и связанная с этим неравномерность распространения теплоносителя по пропласткам Проблем с охватом можно было бы избежать, если бы к моменту внедрения ПТВ были бы отработаны технологии строительства горизонтальных скважин в слабосцементированных коллекторах

На месторождении Оха (Сахалин) продуктивные пласты представлениы слабосцементированными песками Глубина их залегания 100-900м, средняя нефтенасыщенная толщина по блокам колеблется от 22м до 36м, пористость 27%, проницаемость около 1,5мкм2 На этом месторождении была успешно реализована технология создания в пласте тепловых оторочек размером 0,305 от объема пор пласта, которые проталкивались по пласту холодной водой В целом воздействию подверглось более 900 добывающих и нагнетательных скважин В целом за первые 8 лет внедрения технологии было дополнительно добыто 3 млн т нефти Процесс характеризовался очень хорошими экономическими показателями

На Ярегском месторождении наилучшие результаты термического воздействия на пласт достигнуты при использовании шахтных методов Продуктивные пласты представлены песчаниками, залегающими на глубине

180-200м с эффективной толщиной до 30м Проницаемость коллектора 3-5мкм2, пористость 24% , начальная нефтенасыщенность 0,42-0,98 Вязкость нефти при начальных пластовых условиях очень высокая 11-15мПас, но связано это не с особыми свойствами нефти, а обусловлено низкой пластовой температурой, которая в среднем составляет 7°С

Первые опыты по ПТВ проводили с использованием очень плотной сетки скважин, когда одна нагнетательная скважина окружена добывающими скважина, пробуренными на расстоянии от 2 до 20м За счет такой технологии нефтеотдача повысились до 40% Затем подобную технологию распространили на двухгоризонтную систему и нефтеотдача возросла до 50% Благодаря циклическому ПТВ удалось снизить удельный расход пара с 2,5т/т до 1,34т/т

Далее описывается опыт применения тепловых методов за рубежом Наиболее продолжительный опыт термического воздействия на пласт США, в частности в Калифорнии (на месторождениях Хатингтон Бич, Сан Ардо, Керн Ривер, Мидвей Сасет, Коалинга, Вайт Волф, Позо Крими и ряде других), в Венесуэле, а в последние годы в Канаде Чаще всего применялись паротепловые обработки скважин, в которых продолжительность циклов составляла от 4 месяцев до 1,5 лет Объем закачки пара за одну обработки менялся от нескольких сотен тонн до 2-3 тысяч тонн Дополнительная добыча нефти за счет теплового воздействия колебалась в очень широких пределах 0,2т нефти на 1т закачанного пара до 5т/т

Большая часть успешных проектов теплового воздействия на пласт реализовывалась на залежах с глубинами залегания продуктивных пластов менее 850м, с эффективными нефтенасьпценными толщинами, составляющими несколько десятков метров, с высокопроницаемыми коллекторами (0,5-20мкм2), характеризующихся высокой пористостью (более 0,3) Сочетание малой глубины залегания, больших нефтенасыщенных толщин, пористости и нефтенасыщенности позволяло экономически рентабельно бурить плотные сетки скважин (чаще всего 1-6 га/скв) В

большинстве проектов нефтеотдача составляла 40-50%, а при наилучшем сочетании благоприятных факторов КИН достигал 70%

В третьей главе приводится описание методик расчета технологических показателей разработки при тепловых методах воздействия на пласт Первыми описываются приближенные методы расчета, в которых базисным элементом является типовой участок залежи, приходящийся на одну нагнетательную скважину При использовании такой методики необходимы осредненные значения коэффициента вытеснения для средних параметров пласта и пластовых флюидов.

Более сложные методики расчета технологических показателей учитывают в первом приближении неоднородность продуктивных пластов путем использования расчетной модели слоистого пласта, в котором динамика вытеснения по прослоям зависит от проницаемости Для таких моделей необходимы значения текущих коэффициентов вытеснения в зависимости от объемов прокачки теплоносителя

В настоящее время все проектные документы должны создаваться с использованием современных пакетов компьютерных программ, предназначенных для геологического и гидродинамического моделирования При проектировании внедрения тепловых методов появилась возможность учитывать близкую к реальной неоднородность продуктивных пластов Соответственно появилась возможность моделировать не только различные темпы выработки запасов нефти в зонах с разной проницаемостью, но и различный механизм вытеснения нефти Так, например, маловязкий водяной пар при закачке в неоднородный коллектор поступает главным образом в прослои с наиввюшей проводимостью, в которых реализуется классический механизм вытеснения нефти паром

Очень большую роль при компьютерном моделировании может играть адаптация компьютерных моделей по истории разработки и результатам исследований, опробований и эксплуатации скважин Этот этап подготовки компьютерных моделей, требующий большого опыта и знаний, необходим

для достоверного прогнозирования поведения залежи и оценки технологических показателей Этап адаптации тем важнее, чем меньше достоверной информации о пласте Так, например, для залежей со слабосцементированным коллектором очень часто трудно построить достоверную модель ориентируясь только на результаты исследований кернов, поскольку из зон, характеризующихся самой высокой проницаемостью, керн не выносится

Современные компьютерные пакеты программ включают в себя модель многофазной фильтрации, модель многокомпонентной фильтрации (композиционная модель), модель неизотермической фильтрации Сочетание этих моделей позволяет учесть при прогнозировании показателей разработки такие сложные явления как конденсация водяного пара, образование оторочки растворителя на фронте конденсации водяного пара, разгазирование нефти в зонах с относительно низкой проницаемостью после кондуктивного их прогрева и другие механизмы вытеснения нефти, которые ранее в более простых расчетных методиках не учитывались

При построении математической модели залежи нефти используется очень большой объем информации о пласте, насыщающих его флюидах, работе скважин Информация о строении продуктивных пластов и их параметрах в гидродинамическую модель передается из геологической модели Основные свойства пластовых флюидов (вязкость, плотность, объемный коэффициент, растворимость) определяется в ходе лабораторных экспериментов Свойства пластовых флюидов могут изменяться в пределах залежи Тогда модель объекта разбивается на отдельные зоны, для каждой из которых свойства флюидов задаются отдельно Так, например, на большинстве залежей нефти отмечается увеличение вязкости нефти от купола к ВНК Наиболее значительное изменение свойств отмечается на залежах высоковязких нефтей, из которых в области ВНК присутствует окисленная нефть, подобная битумам

Особое значение для выбора рациональной технологий воздействия на

пласт имеют данные о коэффициентах вытеснения нефти различными агентами и о фазовых проницаемостях Для получения подобных данных необходимо затратить много времени, иногда годы с учетом возможных трудностей, связанных с отбором керна, подготовкой модели и ее насыщением, воспроизведением свойств пластовых флюидов

В целом методика лабораторных исследований сводится сначала к подготовке модели пористой среды Чаще всего для экспериментов используют трубные модели пластов с насыпной пористой средой Для моделирования терригенного коллектора используют обычно кварцевый песок, который сначала промывают, а затем прокаливают в муфельной печи Затем песок засыпается в модель и утрамбовывается.

Для моделирования начальных пластовых условий модель вакуумируется и насыщается водой Затем через модель пласта прокачивают нефть, чтобы снизить водонасыщенность до минимума По разнице объема закачанной нефти и вышедшей из модели определяют нефтенасыщенность В подготовленную модель пласта закачивают теплоноситель и определяют динамику вытеснения нефти в зависимости от объема прокаченного теплоносителя

Опыты с нефтью Шугуровского месторождения проводились на трубной модели пласта, набитой кварцевым песком Вязкость нефти в пластовых условиях составляла 155мПас Эксперименты показали, что при вытеснении нефти горячей водой с температурой 70°С получили незначительный прирост коэффициента вытеснения с 0,38-до 0,44 по сравнению с опытами при начальной пластовой температуре (26°С), несмотря на то, что вязкость нефти снижается более чем в три раза, вполне возможно, что методика проведения экспериментов была неадекватной, поскольку при закачке насыщенного пара коэффициент вытеснения возрос также незначительно до 0,5 Очень высокий коэффициент вытеснения был получен при закачке перегретого пара (0,9), но такой вид водяного пара на реальном промысле получать очень дорого

Опыты с нефтью Ново-Суксинского месторождения (вязкость в пластовых условиях 52,7мПас) показали, что при использовании водяного пара достигается коэффициент вытеснения 0,9 При нагнетании горячей воды коэффициент вытеснения существенно увеличивался (до 0,72) при значениях температуры 85-90"С по сравнению с вытеснением нефти при начальных пластовых условиях Дальнейшее повышение температуры горячей воды давало очень малый прирост коэффициента вытеснения (на 2-2,5 абсолютных процента)

Эксперименты с нефтью Воядинского месторождения, имеющей вязкость в пластовых условиях 86 мПа.с, показали, что при пластовой температуре при многократной промывке коэффициент вытеснения составил 0,55, а при 100°С возрос до 0,86

Опыты с Арланской нефтью проводились на трубной модели пласта, в которой пористой средой служил кварцевой песок с проницаемостью0,4мкм2 Нефть Арланского месторождения в пластовых условиях имеет вязкость ЗЗмПас (при Т=24°С) Коэффициент вытеснения с ростом температуры постепенно увеличивается с 0,48 при начальной пластовой температуре 24°С до 0,74 при 200°С Следует отметить, что опыты проводимые при условии закачки в пласт холодной воды (охлаждение пласта) показали, что коэффициент вытеснения снижается до 0,36

Коллектив авторов (Крузом и Шварцем) проводил опыты как с различными нефтями, так и с моделями нефтей, содержащих различное количество легкокипящих компонентов В целом авторы приняли к выводу, что при моделировании вытеснения нефти горячей водой можно не поднимать температуру вытесняющего агента, а снижать вязкость нефти до вязкости нефти при температуре вытесняющего агента В этих экспериментах коэффициент вытеснения нефтей паром колебался в большинстве случаев в пределах 0,75-0,85

Большое количество экспериментов по вытеснению нефти паром было проведено для месторождений Апшеронского полуострова-Сураханского,

Нефтяные камни, о Песчаный, Кюровдагского и Артемовского Опыты проводили на песчаниках, содержащих различное количество глинистой фракции В опытах было зафиксировано отрицательное влияние глин на коэффициент вытеснения нефти теплоносителем Причем в целом с ростом температуры вытесняющего агента негативные влияние глин возрастало

Эффективность вытеснения нефти месторождения Каражанбас исследовалась на модели двуслойного пласта, которая представляла собой две трубы, заполненные кварцевым песком с различным фракционным составом и , соответственно, с проницаемостью 1,72мкм2 и 0,25 мкм2 Исследовалось термическое заводнение в сочетании с полимерным воздействием При 90°С за счет закачки раствора полимера коэффициент вытеснения возрастал с 0,557 до 0,756, а при 150°С с 0,71 до 0,76

В четвертой главе описывается, предлагаемая автором диссертационной работы, приближенная методика оценки коэффициента вытеснения нефти и водяным паром В основу методики положены результаты многочисленных экспериментов, проведенных Крузом и Шварцем и представленных в виде номограммы (рис 1)

Для вычисления вязкости воды в методике предлагается использовать формулу Ляпкова П Д.

1 4 + 3 8 (10" р«',-1)

^ ^ |0ООО65<Т-273) »

гдец"т - динамическая вязкость воды, мПас, - плотность пластовой воды при 20°С, кг/м3, Т=273+1, температура в градусах Кельвина, К

Для расчета вязкости нефти от температуры используется зависимость, предложенная Дунюшкиным И И

Ц = —-(100 Ц „ , ЗЬ - с 1 ) * >

" чт > юо ( ' где р„ - вязкость нефти, мПа с , параметр/ рассчитывается по выражению, = _!__•

I + 5 62 ю " 3 С Г - 36 )

Зная Ио=Ин /р„=Г(Т) по номограмме определяем коэффициенты

вытеснения в зависимости от прокачанных объемов вытесняющего агента при различных температурах.

отаов«ие вялости «о ул :оо1М ив « то и> и и и 1« и м 4 :

»фтя К ЯЯ1КОСТЯ ВОДЫ "-Ю0 3» 150 1Ю 1» 100 М Ю 40 М :0 и • 4 I

я с * 3 2 1

я &

я с

Я с«

а II

а *

5 ?

о и

Коэффициен! вьлесненмя, Ч

Рис.1. Графики, характеризующие коэффициент вытеснении нефти водой, которые построенные но данным лабораторных опытов

За каждый интервал времени А/' определяется объем вытесняемой нефти Д<3'„ и воды ДС>'В приведенные к пластовым условиям. Затем оцениваем

доли нефти (Рн') и воды (Рв') в выходящей продукции

г _ • Г =

" Щ'и+ьд'.' " Д£Г„+Л£Г. Текущий коэффициент вытеснения (Ен) и равен

тогда средняя насыщенность вытесняющей фазы (воды) составит

=0—^0 )Ен

где 50 - начальная водонасыщенность.

Накопленный объем вытесняемых из пласта флюидов (Рем)

а относительный объем

тогда насыщенность вытесняющей фазы (воды) на выходе («¿) .будет равна

Далее легко построить функцию распределения фаз Д^) при различных значениях водонасьпценности на конце модели пласта

Сначала определяем скорость потока у-*

Ф

где Ф - площадь фильтрации в м (поперечное сечение, умноженное на пористость)

Рассчитываются величины

е

где уСгл - сглаженная скорость потока, с„ = ¿/(ц„1), к - проницаемость пористой среды (мкм2), цн - вязкость нефти (в мПа с), I - длина образца ( м), Ар -перепад давления (МПа)

Строятся зависимости У от А" и находится тангенс угла наклона кривой У (X) в измеряемых точках tg$

Относительная фазовая проницаемость нефти и воды определяются как

Р Ра

_ Н V — V в Г* и

Л„ - -, Л. — Л„ 7-—\

'«Р С^-и,)

В качестве примера в диссертации приводится расчет коэффициентов вытеснения и относительных фазовых проницаемостей для нефти Ван-Еганского месторождения при различных температурах Расчетные значения на графике отмечены точками для того, чтобы показать существенные

различия между кривыми для начальной пластовой температуры и отсутствие

>

различий при температурах более 100°С

Кривые зависимости Квыт от объема прокачки вытесняющего агента при различных температурах

В четвертой главе приводятся результаты расчета коэффициентов вытеснения нефтей горячей водой и водяным паром для нефтей

месторождений Каражанбас и Кенкияк (Казахстан), Русское, Зуунбаян (Монголия).

0.6

0,4

Рис.2. Зависимость коэффициента вытеснения от объема закачки вытесняющего

агента (ц„ =204м11а.с)

♦ Т=ЭЗС а т-1оос ▲ Т=150С

• Т=200С

Рис.3. Рассчитанные относительные фазовые проницаемости дли нефти в пластах ПК12 Ван-Еганского месторождения при различных температурах как функции водонасыщенности

Для оценки прироста коэффициента вытеснения нефти паром использовалась методика ВНИИнефть (РД39 0147035 214 87)

Завершается диссертационная работа обоснованием методики исследования в лабораторных условиях коэффициентов вытеснения нефти теплоносителями для залежей со слабосцементированным коллектором и при высоких давлениях насыщения нефти газом Целью такой методики является получение достоверных данных о эффективности вытеснения нефтей теплоносителями из неоднородных расчлененных продуктивных пластов, в том числе характеризующихся наличием газовых шапок и высокими давлениями насыщения нефтей В отличие от использовавшихся ранее приближенных методик расчета показателей термического заводнения современные компьютерные пакеты программ, предназначенные для моделирования разработки нефтяных месторождений, не только позволяют учесть более подробные исходные данные об эффективности вытеснения нефти, но, что очень важно, без детального воспроизведения механизма повышения нефтеотдачи могут проигрывать в точности программам предыдущего поколения

В первую очередь предлагаемая в диссертационной работе методика предполагает учет разного механизма вытеснения в зонах с различной проницаемостью Во вторых, в методике учитывается тот факт, что в залежах со слабосцементированным терригенным коллектором получить представительные образцы керна из зон с наибольшей проницаемостью практически невозможно Однако именно из этих зон вытесняется наибольшее количество нефти, особенно при использовании в качестве теплоносителя родяного пара или парогазовых смесей Для получения достоверных данных об эффективности вытеснения нефти методика предусматривает использование различных искусственных пористых сред, обладающих высокой проницаемостью

Предлагаемая методика предполагает учитывать высокое давление насыщения нефти газом на залежах с газовой шапкой и наличие переходных

зон при закачке в пласт теплоносителя при барьерном заводнении с использованием горячей воды, водогазовых смесей и водяного пара Разгазирование нефти обусловленное повышением температуры пласта может сыграть заметную роль в повышении нефтеотдачи при использовании термических методов

Выводы и рекомендации

1 Проведен анализ результатов внедрения тепловых методов воздействия на залежах с терригенными коллекторами, который свидетельствует о том, что наилучшие результаты достигаются на залежах с высокопроницаемыми слабосцементированными коллекторами

2 Проведение и обобщение результатов лабораторных исследований по определению эффективности вытеснения высоковязких нефтей теплоносителями по литературным данным, позволило выбрать наиболее приемлемые данные для построения приближенных методик оценки эффективности теплового воздействия Были использованы результаты, полученные на высокопроницаемых моделях пластов

3 Предложена методика оценки коэффициента вытеснения высоковязкой нефти водой и водяным паром Методика позволяет оценить коэффициенты вытеснения при охлаждении пласта вытесняющим агентом

4 Модифицирована методика расчета относительных фазовых проницаемостей для условий вытеснения нефтей теплоносителем

5 Показано, что существующие методики проведения лабораторных исследований коэффициентов вытеснения нефти теплоносителями не учитывают реальное геологическое строение продуктивных пластов со слабосцементированными коллекторами

6. Результаты расчетов по методике, предложенной в диссертационной работе, показали, что на месторождении Зуунбаян (Монголия) при использовании горячей воды (100-200°С) коэффициент вытеснения возрастает на 10-20% по сравнению с вариантом поддержания

начальной пластовой температуры (50°С), а при закачке водяного пара этот важнейший показатель увеличивается до 86-90%

7 Предложена новая методика лабораторных исследований эффективности теплового воздействия с учетом реального механизма вытеснения высоковязкой нефти из неоднородных пластов и методов адаптации современных компьютерных моделей продуктивных пластов

8 При исследованиях эффективности вытеснения нефти теплоносителями для условий месторождения Зуунбаян необходимо использовать разработанную в диссертационной работе методику проведения лабораторных исследований для пластов со слабосцементированным коллектором

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

1 Адъяа Пурэв, Кузьмичев ДН «Определение коэффициента вытеснения нефти при закачке теплоносителей», 7-ая научно-техническая конференция, «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» 2007 г

2 Адъяа Пурэв, Кузьмичев Д Н «Экспресс-оценка коэффициентов вытеснения нефти при термическом воздействии на пласт», «Нефтепромысловое дело» 2007., №8, стр 37-40

Подписано в пъчтъ&У О£/0£ Формат 60x90/16

Объем Тираж /00

Закгя£№

119991, Москва, Ленинский просп ,65 Отдел оперативной полиграфии РГУ нефти и газа им ИМ Губкина

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Адъяа Пурэв

Введение.

Глава 1. Анализ технологий, применяемых при разработке залежей высоковязких нефтей.

1.1. Вытеснение нефти горячей водой.

1.2. Технология импульсно-дозированного теплового воздействия (ИДТВ).

1.3. Вытеснение нефти паром.

1.4. Паротепловая обработка скважин.

1.5. Разработка залежей высоковязких нефтей с использованием горизонтальных скважин.

Глава 2. Обобщение опыта применения теплоносителей на месторождениях России и за рубежом.

2.1. Результаты опытно-промышленных работ на месторождении Каражанбас.

2.2. Опыт применения паротеплового воздействия на месторождении Кенкияк.

2.3. Опыт теплового воздействия на месторождении Оха.

2.4. Термическе воздействие на Ярегском месторождении.

2.5. Опыт применение теплоносителей за рубежом.

Глава 3. Обоснование исходных данных, необходимых для прогноза эффективности вытеснения нефти теплоносителями.

3.1. Методики ВНИИ и РосНИПИтермнефть, которые используются для расчета показателей применения термических методов воздействия на пласт.

3.2. Основные исходные данные, необходимые для прогнозирования технологических показателей.

3.3. Данные об относительных фазовых проницаемостях и коэффициентах вытеснения нефти.

3.4. Лабораторные исследования процесса извлечения высоковязких нефтей из пористой среды теплоносителями.

Глава 4. Оценка эффективности вытеснения нефти теплоносителями для залежей нефти со слабосцементированным коллектором.

4.1. Создание методики определения коэффициента вытеснения нефти по литературным данным.

4.2. Оценка эффективности вытеснения нефти теплоносителями для различных геолого-промысловых условий.

4.2.1. Ван-Еганское месторождение.

4.2.2. Месторождение Каражанбас и Кенкияк (Казахстан).

4.2.3 .Русское месторождение.

4.2.4. Месторождение Зуунбаян (Монголия).

4.3. Обоснование методики определения коэффициентов вытеснения нефти теплоносителями из залежей со слабосцементированным коллектором и при высоких давлениях насыщения нефти газом.

Выводы.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Оценка эффективности вытеснения высоковязких нефтей и битумов теплоносителями"

В настоящее время в мире нарастает дефицит энергоресурсов и, в первую очередь, нефти. Рост цен на нефть позволяет рентабельно разрабатывать залежи с трудноизвлекаемыми запасами, в том числе, с высоковязкими нефтями. В большинстве случаев для вытеснения высоковязких нефтей используются теплоносители (водяной пар и горячая вода).

Во всех методиках расчета технологических показателей теплового воздействия на пласт главным параметром, характеризующим эффективность процесса, является коэффициент вытеснения. Единственным надежным способом определения коэффициента вытеснения являются лабораторные эксперименты. Если геолого-промысловой информации о залежи высоковязкой нефти много, а характеристики самого объекта разработки благоприятны для теплового воздействия (большие нефтенасыщенные толщины, близкие к единице коэффициенты песчанистости и расчлененности, высокая средняя проницаемость коллектора), то при подготовке проектного документа необходимо планировать лабораторные исследования коэффициентов вытеснения и фазовых проницаемостей.

Если информации об объекте разработки, содержащем высоковязкую нефть, мало и необходимо оперативная оценка эффективности теплового воздействия (при создании ТЭО КИН, при подготовке проектов опытно-промышленных работ) необходимы приближенные методики коэффициентов вытеснения. Поскольку современные методики расчета показателей теплового воздействия на пласт предполагают, что известны значения относительных фазовых проницаемостей при различных температурах вытеснения нефти, то необходимы приближенные методы оценки таких параметров. Поэтому сегодня является актуальным создание приближенных методик оценки эффективности теплового воздействия с учетом требований, предъявляемых современными пакетами компьютерных программ, предназначенных для расчета показателей разработки нефтяных месторождений.

Если проектирование разработки залежей высоковязкой нефти осуществляется с использованием приближенных методик, то необходимы только осредненные значения коэффициентов вытеснения. Современные компьютерные технологии моделирования процесса вытеснения нефти теплоносителями предполагают детальное воспроизведение механизма повышения нефтеотдачи. Для получения достоверных расчетных показателей разработки с применением тепловых методов исходные данные должны быть детализированы по зонам с различной проницаемостью с целью повышения достоверности воспроизведения механизма воздействия на пласт. В связи с этим актуальным является совершенствование методик получения исходных данных для компьютерных пакетов программ.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Адъяа Пурэв

Выводы

1. Проведен анализ результатов внедрения тепловых методов воздействия на залежах с терригенными коллекторами, который свидетельствует о том, что наилучшие результаты достигаются на залежах с высокопроницаемыми слабосцементированными коллекторами.

2. Проведение и обобщение результатов лабораторных исследований по определению эффективности вытеснения высоковязких нефтей теплоносителями по литературным данным, позволило выбрать наиболее приемлемые данные для построения приближенных методик оценки эффективности теплового воздействия. Были использованы результаты, полученные на высокопроницаемых моделях пластов.

3. Предложена методика оценки коэффициента вытеснения высоковязкой нефти водой и водяным паром. Методика позволяет оценить коэффициенты вытеснения при охлаждении пласта вытесняющим агентом.

4. Модифицирована методика расчета относительных фазовых проницаемостей для условий вытеснения нефтей теплоносителем.

5. Показано, что существующие методики проведения лабораторных исследований коэффициентов вытеснения нефти теплоносителями не учитывают реальное геологическое строение продуктивных пластов со слабосцементированными коллекторами.

6. Результаты расчетов по методике, предложенной в диссертационной работе, показали, что на месторождении Зуунбаян (Монголия) при использовании горячей воды (100-200°С) коэффициент вытеснения возрастает на 10-20% по сравнению с вариантом поддержания начальной пластовой температуры (50°С), а при закачке водяного пара этот важнейший показатель увеличивается до 86-90%.

7. Предложена новая методика лабораторных исследований эффективности теплового воздействия с учетом реального механизма вытеснения высоковязкой нефти из неоднородных пластов и методов адаптации современных компьютерных моделей продуктивных пластов.

8. При исследованиях эффективности вытеснения нефти теплоносителями для условий месторождения Зуунбаян необходимо использовать разработанную в диссертационной работе методику проведения лабораторных исследований для пластов со слабосцементированным коллектором.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Адъяа Пурэв, Москва

1. Требин Ф.А. Нефтепроницаемость песчаных коллекторов, Гостоптехиздат, 1945.

2. Муслимов Р.Х., Мусин К.М., Мусин М.М. Опыт применения тепловых методов разработки на нефтяных месторождениях Татарстана, Казань: Новое знание, 2000. -226с.

3. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений, Москва, Недра, 1988.- 341с.

4. Кудинов В.И. Совершенствование тепловых методов разработки месторождений высоковязких нефтей. -М.: Нефть и газ, 1996-284с.

5. 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.

6. Кудинов В. И., Колбиков В. С, Зубов В. С, Дацик М. И., Карасев С. А. Патент РФ № 1266271 от 18. 05. 93 с приоритетом от 30. 11. 84.

7. 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.

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

9. Кудинов В. И., Брахин Г. Б., Зубов Н. В., Карчев 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.

10. Ю.Колбиков В. С, Зубов Н. В., Кудинов В. И. и др. Патент РФ № 1744998 от 12. 08. 93 с приоритетом от 13. 02. 90.

11. П.Бадоев Т.И., Симонов М.Е., Шаховой А.И. Геологические предпосылки выделения эксплуатационных объектов на месторождениях Каражанбас и

12. Северные Бузачи // Разработка и эксплуатация месторождений высоковязких нефтей. М.: ВНИИОЭНГ, 1980. - С. 51-57.

13. Храмова В.Г. Физическая характеристика продуктивных отложений Каражанбасского и Северо-Бузачинского месторождений/ТВопросы разработки нефтяных месторождений термическими методами. М.: ВНИИОЭНГ, 1980. -С.20-26.

14. И.Боксерман А. А. и др. Принципы проектирования разработки месторождений Каражанбас термическими методами//Вопросы разработки нефтяных месторождений термическими методами. М.: ВНИИОЭНГ, 1980. -С. 7-20.

15. Боксерман А.А., Савельев Ю.С., Пронин А.А. Применение влажного внутрипластового горения на месторождениях тяжелых высоковязких нефтей. -М.: ВНИИОЭНГ, 1982. (Обзорная информ. Сер. нефтепромысловое дело); Вып. 18.

16. Рейхман К.И., Савченко Т.А., Храмова В.Г. Тепло-физическая характеристика коллекторов месторождения Кенкияк // Вопросы геологии и разработки нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1984. - С. 50-55.

17. Сагингалиев B.C., Раковский H.JL, Копанев С.В. Развитие процесса вытеснения нефти паром на месторождении Кенкияк // Нефт. хоз-во. 1980. -ЖЗ.-С. 40-44.

18. Иванов В.А. и др. Применение паротеплового воздействия на пласт при разработке месторождения Кенкияк//Нефт. хоз-во. 1985. -№5. -С. 49-52.

19. Савченко А.П., Хомутов В.И. Мероприятия по регулированию процесса нагнетания пара на месторождении Кенкияк и перспективы его расширения // Проблемы рациональной разработки нефтяных месторождений термическими методами. М.: ВНИИОЭНГ, 1982. - С. 29-38.

20. Савченко А.П. Оценка теплового баланса нагнетания пара в пласт на опытно-промышленном участке месторождения Кенкияк // Разработка и эксплуатация месторождений высоковязких нефтей. М.: ВНИИОЭНГ, 1980. -С. 27-32.

21. Есенгалиев Б.Е. и др. К определению дополнительной добычи нефти при нагнетании теплоносителя на месторождении Кенкияк // Вопросы разработки нефтяных месторождений термическими методами. — М.: ВНИИОЭНГ, 1980.-С. 41-48.

22. Бичкевский А.Д. и др. К методам оценки технологической эффективности термических методов повышения нефтеотдачи пластов //Проблемы рациональной разработки нефтяных месторождений термическими методами. М.: ВНИИОЭНГ, 1982. - С. 3-12.

23. Веревкин Г.Г., Фаткуллин А.Х., Сайфуллин З.Г. Лабораторное исследование процесса извлечения битума паром. Тр. ТатНИПИнефть, вып XXXVI11,1978, с.125-131.

24. Глумов И.Ф. и др. Изыскание методов воздействия на битуминозные породы с целью получения из них углеводородов. Тр. ТатНИПИнефть, вып. XXII, Казань. 1973 с. 210-221.

25. Насибуллин P.JL, Веревкин К.И. Изучение процесса внутрипластового горения в битуминозных породах после пара. Тр. ТатНИПИнефть, вып. 44, 1980, с. 52-54

26. Сайфуллин З.Г., Насибуллин P.JL, Фаткуллин А.Х. Изучение возможности создания и поддержания внутрипластового горения в битуминозных породах пермских отложений. Тр. ТатНИПИнефть, вып. XXX, с. 370-378.

27. Фазлыев Р.Т. Экспериментальные исследования вытеснения высоковязкой нефти горячей водой и паром. Тр. ТатНИПИнефть, вып. XX, с. 298-304.

28. ЗЗ.Малофеев Г.Е., Кеннави Ф.А.- Нефть и газ, 1978, №1, с. 29-35.

29. Р.Д. Каневская, «Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. Москва-Ижевск, Институт компьютерных исследований 2002,140с.

30. Седов Л.И. Методы подобия и размерности в механике. М.: Наука, 1981.-448 с.

31. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. М.:Недра, 1982. - 408 с.

32. Данилов В.Л., Кац P.M. Гидродинамические расчеты взаимного вытеснения жидкостей в пористой среде. -М.: Недра, 1980.—264с.

33. Кричлоу Г.Б. Современная разработка нефтяных месторождений -проблемы моделирования.- М.: Недра, 1979.— 303 с.

34. Максимов М.М., Рыбицкая Л.П. Математическое моделирование процессов разработки нефтяных месторождений.- М.: Недра, 1976.- 264 с.

35. Швидлер М.И., Леви Б.И. Одномерная фильтрация несмешивающихся жидкостей. М.: Недра, 1970. - 156 с.

36. Mattax С.С., Dalton R.L. Reservoir simulation. SPE Monograph vol. 13. -Richardson, Texas. - 1990. - 174 pp.

37. Peaceman D.W. Fundamentals of numerical reservoir simulation. -Amsterdam Oxford - New York: Elsevier Scientific Publishing Company, 1977. -176 pp.

38. Амикс Д., Басе Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта. М.: Гостоптехиздат, 1962. - 572 с.

39. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидродинамика.- М.: Недра, 1993.- 416 с.

40. Эфрос Д.А. Исследования фильтрации неоднородных систем. -JL: Гостоптехиздат, 1963. 352 с.

41. Стрижов И.Н., Гиматудинов Ш.К. и др. Методическое пособие к лабораторным работам по курсу «Технология и техника методов повышения нефтеотдачи» и УНИРС, Москва, 1987, с.117.

42. Croes G.A., Schwarz N. Dimensionally scaled experiments and the theories on the water drive process // Journal of Petroleum Technology. - 1955. - №3. - p. 35-42.

43. Дунюшкин И.И., Мищенко И.Т., Елисеева Е.И. Расчеты физико-химических свойств пластовой и промысловой нефти и воды. М., «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004 г.

44. Технический отчет «Исследование пластовой нефти объекта ПК 1-2 Вань-Еганского месторождения (скважина №900)», Тюмень, НИПИНЕФТЕГАЗ, 2004 г.

45. Ж.Буржо, П.Сурио, М.Комбарну Термические методы повышения нефтеотдачи пластов, Москва, Недра, 1988, с.421.

46. Willman В.Т., Volleroy V.V., Runberg G.W., Cornelins A.J., Powers I.W. Laboratory studies of oil recovery by steam injection//Journal of Petroleum Technology. -1961. №7. - P.681-690.

47. Bories S., Combarnous M. Natural convection in a sloping porous layer. J., Fluid, Mech., 1979, vol. 57, p.63-79.

48. Nelson W.L. How to handle viscous crude oils. Oil and Gas J., vol.53, 1954, №28, p.269.

49. Технический отчет «Исследование пластовой нефти объекта ПК 1-2 Вань-Еганского месторождения (скважина №900)», Тюмень, НИПИНЕФТЕГАЗ, 2004 г.

50. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р., Антониади Д.Г., Ишханов В.Г., Термические методы добычи нефти в России и за рубежом, Москва ВНИИОЭНГ, 1995,с.180.

51. Методическое руководство по проектированию применения теплоносителей при разработке нефтяных месторождений РД39.0147035.214.87, Москва, 1987, с.236.

52. Анализ и обобщение геологических и геофизических материалов по возможно нефтегазоносным бассейном МНР. Москва, 1983г.

53. Шандрыгин А.Н., Тертычный В.В. Нухаев М.Т. Разработка залежей тяжелой нефти и природного битума методом парогравитационного дренажа / Нефтяное хозяйство. -2006.-№7.-с.62-67.

54. Кудинов В.И. Новые технологии повышения нефтеотдачи на месторождениях с высоковязкими нефтями /Нефтяное хозяйство. -2002.-№5.-с.92-95.

55. Шандрыгин А.Н., Добыча тяжелой нефти и природных битумов в России проблемы и перспективы /Недропользование- XXI век, 2007 №1, с. 7174.

56. Халимов Э.М., Джафаров И.С., Хираяма А. Геотехнология извлечения высоковязкой нефти путем смешения ее с конденсатом, Геология нефти и газа, 2002 №1, с.53-58.

57. Конторович А.Э., Нестеров И.И. Геология нефти и газа Западной Сибири.-Москва.: Недра, 1975.бЗ.Чарный И. А. Подземная гидрогазодинамика. М.:Гостоптехиздат, 1963,396с

58. Dullien F.A.L. Porous media: fluid transport and pore structure. San Diego Academic Press. 1992. 574 p.

59. Басниев K.C., Кочина И.Н., Максимов B.M. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993.416 с.

60. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 1986. 333 с.

61. Добрынин В.М., Ковалев А.Г., Кузнецов A.M., Черноглазов В.Н. Фазовые проницаемости коллекторов нефти и газа. М.: ВНИИОЭНГ, 1988. 54 С.

62. Civan F., Donaldson E.C. Relative permeability from unsteady-state displacements: An analytical interpretation. SPE paper 16200,1987.

63. Jones S.C., Roszelle W.O. Graphical techniques for determining relative Permeability from Displacement experiments. JPT, May 1978.

64. Johnson E.F., Bossier D.P., Naumann V.O. Calculation of relative permeability from displacement experiments. Trans. AIME, 1959. v. 216. p.370-372.

65. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общ. Ред. Ш.К.Гиматудинова, Р.С.Андриасов, И.Т.Мищенко, А.И.Петров и др.М., Недра. 1983,455с.

66. Мустаев Я.А., Мавлютова И.И. Лабораторные исследования влияния температуры на показатели вытеснения нефти горячей водой (на примере Воядинского месторождения) // В сб. научн. тр. БашНИПИнефть. Вып. 64. -1982.-с. 92-96.

67. Аббасов А.А., Касимов Ш.А., Таиров Н.Д. Экспериментальное исследование вытеснения нефти перегретым паром // В сб. «Термические методы увеличения нефтеотдачи и геотермология нефтяных месторождений». -М.: ВНИИОЭНГ, 1967.-е. 71-74.

68. Аббасов А.А., Касимов Ш.А., Таиров Н.Д. Исследование влияния перегретого пара на нефтеотдачу // Нефтяное хозяйство. 1964. - №5. - с. 4449.

69. Горбанец В.К., Иманов A.M., Рагер Т.И. Исследование процессов вытеснения высоковязкой нефти теплоносителями в сочетании с полимерным заводнением // В сб. Вопросы геологии и разработки нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1984. - с. 46-50.

70. Желтов Ю.В., Ступоченко В.Е., Хавкин А.Я., Мартос В.Н., Рыжик В.М. Об особенностях заводнения нефтяных залежей с глиносодержащими коллекторами // Нефтяное хозяйство. 1981.- №7. - с. 42-47.

71. Dixtz (D.N).- Hot- water drive. Proc. Seventh World Petroleum Congr., Elsevier Publ. Gy. Barking, vol. 3,p. 451-457 (1967)/

72. Schafer (J.C.). Thermal recovery in the Schoonebeek oil field. Fifteen years of experience. Erdoel- Erdgas Z., vol. p.372-379 (1974).

73. Harmsen (G.J.). Steamflooding in a water drive reservoir in the Schoonebeek field in the Netherlands. Proc. Tenth World Petroleum Congr., Heyden. Londres, vol. 3.p. 265-282 (1980).

74. Continuous steam injection. Heat scavenging spark Kern River. Oil and gas J., vol. 73. n* 4.p. 127-142(27 jan. 1975).83."Annual production report. Steam dominates enhanced oil recovery". Oil and gas J., 80, n* 14.p.l39-159 (5 avg. 1982).

75. Burns (J.). A review of steam soak operations in California. J. Petroleum Technol., vol.21, p. 25-34.

76. Rivero (R.T.) Resteaming time determination. Case history of a steam-soak well in Midway Sunset. J. Petroleum Technol., vol.27, p. 665-671

77. De Haan (H.J.) et Schenk (L.).- Performance analysis of a major steam. Drive project in the Tia Juana field, Western Venezuela. J. Petroleum Technol., vol.21, p. 111-119

78. Herrera (A.J.) -The M6 steam drive project design and implementation. J. Petroleum Technol., vol.16, p. 62-71.

79. Noran D. Growth marks enhanced oil recovery. Oil and gas J., 80, n* 13. p.l 13-140 (1978).

80. Bursell C.G- Steam displacement/ Kern River field. J. Petroleum Technol., vol.22p. 1225-1234(1970).

81. Blevins T.R. The ten pattern steam flood. J. Petroleum Technol., vol.31, p. 546-552. (1979).