EVALUATION OF OIL SWEEP EFFICIENCY BASED ON THE RESULTS OF LABORATORY EXPERIMENTS WITH FORMATION MODEL USING HEAT EXPOSURE AND SOLVENTS
Authors: Закиров И.С. , Захарова Е.Ф. , Разумов А.Р. , Белошапка И.Е. 
Published: July 2024

В связи со снижением запасов традиционной нефти в мире, растёт интерес к месторождениям природных битумов, которые в России в Республике Татарстан представляют большой ресурсный потенциал. При этом существующие технологии их добычи довольно затратные, технологически сложные и позволяют достичь невысоких значений коэффициента нефтеизвлечения. Парогравитационное дренирование парными горизонтальными скважинами стало базовой технологией разработки участков залежей с нефтенасыщенными толщинами свыше 10 метров. При меньших значениях толщин пластов в краевых зонах залежей битуминозной нефти скважины подвергаются циклической обработке паром, чередующейся с циклами отбора подогретой нефти, и характеризуются маржинальной экономической эффективностью. Для повышения выработки запасов краевых зон залежей битуминозной нефти в условиях высокой неоднородности нефтенасыщенного пласта перспективна закачка оторочки растворителя, которая будет способствовать снижению вязкости битуминозной нефти, а также дополнительному отмыву от породы, увеличит зону дренирования скважин и будет нацелена на выработку запасов, не подверженных воздействию паром. Однако необходима предварительная отработка новых технологий в лабораторных условиях, масштабируя полученные результаты на реальное месторождение. Наиболее близкими к реальным условиям пласта являются фильтрационные эксперименты, проведение которых дает возможность сократить риски при опытнопромышленных работах. В статье представлены результаты лабораторных фильтрационных исследований по оценке коэффициента вытеснения битуминозной нефти на насыпной модели пласта с применением теплового воздействия и различных композиций растворителей, разработанных в рамках федерального целевого проекта.

Due to the worldwide decline in reserves of conventional oil, there is a growing interest in natural bitumen deposits, which represent a large resource potential in Russia and in the Republic of Tatarstan in particular. At the same time, the existing technologies for their production are quite expensive, technologically complex and do not allow for achieving high values of oil recovery. Steam assisted gravity drainage (SAGD) using paired horizontal wells has become the basic technology for the development of deposits with pay zones exceeding 10 meters. Thinner stratums located in the edge zones of bituminous oil deposits of the well undergo cyclic steam treatment alternating with cycles of heated oil production and are characterized by marginal economic efficiency. Injection of a solvent margin is a promising technology to increase reserve recovery in edge zones of bituminous oil deposits with high heterogeneity of the oilsaturated reservoir. It will reduce the viscosity of bituminous oil, as well as additional washing out of the rock, increase the drainage area of wells, and will be aimed at developing reserves that are not exposed to steam. However, a preliminary finetuning of the new technology in laboratory conditions is needed, with the further scalingup of the results for a real field. The closest to insitu conditions is the penetration test which makes it possible to reduce the risks during the Pilot commercial Development. The article shows the results of laboratory penetration test evaluating the recovery factor of bituminous oil at a bulk reservoir model using heat exposure and various solvent formulas developed as part of the federal target project.