No abstract

No abstract

Development of the Upper Permian high viscosity oil deposit is expected to involve thermal methods of enhanced oil recovery, in particular, cyclic steam treatment of wells. The simulator used for the deposit modeling is to be capable of computing the change in the rock fluid thermal properties, and of solving the heat and mass transfer equations. The modeling of the cyclic steam treatments used CMG STARS, a numerical simulator with a wide range of applications including modeling of thermal processes. The cyclic steam treatment includes three basic stages, such as the steam injection period, the soak period, and the production period. The number of cycles has been selected by computation on the basis of an optimum well operation. To determine the optimum quantity, computations with 7, 5 and 3 cycles were performed. Another predictive computation was performed for a well operation without cyclic steam treatments. The computations helped to determine the operation scenario with the highest cumulative oil production. During the assessment of the cyclic steam treatment efficiency by using hydrodynamic modeling, we obtained dependencies on a number of geological and physical factors, such as steam dryness fraction, formation thickness, steam injection rate, soaking time. The numerical experiments resulted in conclusions and recommendations concerning the case-by-case approach to selecting optimum parameters of the cyclic steam treatments for each individual well, taking into account the structure and specific features. Factor analysis was used to select the optimum parameters for the cyclic steam treatment of the wells drilled in the Upper Permian deposit of the Usinskoye field. For comparison, three predictive scenarios of the well operation have been computed. Cost-performance indicators of the well operation scenarios in the Upper Permian deposit of the Usinskoye field were evaluated, assuming that the wells will be operated in conditions of the natural recovery drive and multiple cyclic steam treatments, in the baseline and recommended scenarios.

Выполнен сравнительный анализ результатов проведения технологий радиального бурения, сверлящей перфорации, повторной кумулятивной перфорации и кислотных обработок за период 2006-2012 гг. Объектами анализа послужили карбонатные залежи месторождений Пермского края. По результатам статистического анализа и анализа эффективности технологий в схожих геолого-гидродинамических условиях установлено, что методы сверлящей перфорации и радиального бурения позволяют достичь большего прироста дебита нефти, чем кислотные обработки и кумулятивная перфорация. Этот факт подтверждает эффективность бурения радиальных каналов за счет подключения недренируемых пропластков и увеличения площади фильтрации. Отмечается, что применение методов радиального вскрытия на карбонатных коллекторах месторождений Пермского края является эффективным при условии соответствия характеристик эксплуатационных объектов рекомендуемым критериям применимости. Такими критериями при подборе скважин-кандидатов для радиального бурения являются высокий уровень пластового давления, проницаемость более 0,01 мкм 2 и обводненность продукции скважин менее 50 %. Сверлящую перфорацию следует проводить на пропластках общей толщиной менее 1,8 м при вскрытии интервалов с близким расположением водонасыщенных пропластков по вертикали, а также в скважинах, на которых есть определенные риски при проведении радиального бурения ввиду латеральной близости границы фронта вытеснения. Рекомендуемым критерием подбора скважин-кандидатов для сверлящей перфорации является высокий уровень пластового давления. Ключевые слова: методы интенсификации добычи нефти, карбонатный коллектор, радиальное бурение, сверлящая перфорация, кумулятивная перфорация, кислотная обработка, критерии применимости, прирост дебита нефти, прирост коэффициента продуктивности, радиальные каналы, уровни вскрытия пласта.

No abstract