Analytic dependencies used to determine temperature profile resulting from injection of hot water and steam into reservoirs with underlying contact water zone
Authors: Егорова Юлия Левонтьевна , Александров Георгий Владимирович , Низаев Рамиль Хабутдинович 
Published: July 2024

В статье по результатам проведённых по аналитической методике расчётов распределения температурного поля в залежи высоковязкой нефти с нижележащей контактной водоносной зоной, образующегося при закачке в пласт теплоносителя, получены аналитические зависимости для определения значений радиуса теплового фронта, образующегося в нефтеносной части залежи. На основании анализа полученных аналитических зависимостей установлено, что при закачке горячей воды в нижележащую контактную водоносную зону ниже отметки водонефтяного контакта радиус образующегося в нефтеносной части залежи теплового фронта больше радиуса фронта прогрева, вызванного закачкой горячей воды непосредственно в нефтеносный пласт, в 1,24 раза. Установлено, что при использовании в качестве нагнетаемого теплоносителя пара величина радиуса фронта прогрева, вызванного закачкой пара непосредственно в нефтеносную часть залежи, практически совпадает с величиной радиуса фронта прогрева, вызванного закачкой пара в нижележащую контактную водоносную зону. Выявлено, что отношение величины радиуса фронта прогрева, вызванного закачкой пара, к величине радиуса фронта прогрева, вызванного закачкой горячей воды, в зависимости от зоны закачки теплоносителя изменяется от 9,9 до 13,4. Показано, что при закачке теплоносителя в нефтеносную часть залежи радиус образующегося фронта прогрева зависит только от времени закачки в пласт теплоносителя, с увеличением времени закачки радиус образующегося теплового фронта увеличивается. Установлено, что объём зоны пласта, охваченной тепловым воздействием, в случае организации совместной закачки горячей воды в нефтеносную часть залежи и нижележащую контактную водоносную зону больше объёма охваченной теплом зоны пласта в случае закачки горячей воды только в нефтеносную часть залежи в 1,1 раза. Объём зоны пласта, охваченной тепловым воздействием, в случае организации совместной закачки горячей воды в нефтеносную часть залежи и нижележащую контактную водоносную зону больше объёма охваченной теплом зоны пласта в случае закачки горячей воды только в нижележащую контактную водоносную зону в 3,5 раза.

The paper considers analytical dependencies to determine the radius of the steam chamber that is formed in the oil zone following injection of heat carrier into in a high-viscosity reservoir with underlying contact water zone. Analysis of the analytical dependencies showed that the radius of the steam chamber in the oil zone resulting from injection of hot water into the underlying contact water zone below the WOC is 1.24 times the radius of the steam chamber resulting from hot water injection directly into the oil zone. It was found that when steam is used as a heat carrier, the steam chambers’ sizes are comparable regardless of whether the steam is injected directly into the oil zone, or into the underlying contact water zone. It was further found that the ratio of the steam chamber radius resulting from the steam injection to that resulting from the hot water injection varies from 9.9 to 13.4 depending on the injection zone. In case the heat carrier is injected into the oil zone, the steam chamber growth is only determined by the duration of injection, i.e. the stem chamber radius is increased with time. In case hot water is injected both in the oil zone and into the underlying contact water zone, the steam chamber is 1.1 times the steam chamber developed from injection of hot water in the oil zone alone. In case hot water is injected both in the oil zone and into the underlying contact water zone, the steam chamber is 3.5 times the steam chamber developed from injection of hot water in the underlying contact water zone alone.