The PDF file of this paper is in Russian.

Many of the currently producing extra-heavy oil fields have entered the closing stage of development, so the correct ceasing of production is a matter of acute importance. This is particularly true for shallow heavy oil reservoirs developed by steam-assisted gravity drainage (SAGD) method involving continuous injection of large volumes of steam into a subsurface formation. The problem is that once the steam injection stops, the injected steam cools and condenses decreasing dramatically in volume and bringing about a sharp decrease of formation pressure. Considering that most of heavy oil reservoirs occur at shallow depths this may be detrimental to environment and can even alter the soil surface. Various options to cease heavy oil production by example of a heavy oil reservoir in the Sheshminskian formation in Tatarstan developed by the SAGD method were analyzed. The laboratory experiment was modeled on a digital core, and a digital core twin was created to be used in the live reservoir model. Different production ceasing options were considered. A base case provided for steam injection till complete depletion of the reservoir, i.e. development going on in the normal course. Also, options providing for stop of steam injection in different years since start of development were considered and key performance parameters (steam-oil ratio (SOR), cumulative oil production, steam injection) were analyzed. The paper presents recommendations on criteria for application of production ceasing strategies (stop of steam injection) to cut down steam generation costs, decrease SOR, and minimize oil losses.

Многие месторождения сверхвязкой нефти в настоящее время находятся на поздней стадии разработки, поэтому все более актуальным становится вопрос ее оптимального завершения. Особенно это важно для залежей, разрабатываемых с применением метода парогравитационного дренирования, который основан на непрерывной закачке больших объемов пара в пласт. При прекращении закачки пара и последующем его остывании в пласте он конденсируется, резко уменьшаясь при этом в объеме. Данный фактор может привести к резкому снижению пластового давления в неглубоко залегающих залежах сверхвязкой нефти. Это может спровоцировать различные негативные последствия вплоть до изменения земной поверхности. В статье представлены результаты исследований вариантов завершения разработки на примере одной из залежей сверхвязкой нефти шешминского горизонта, находящейся на территории Республики Татарстан и эксплуатируемой с применением технологии парогравитационного дренирования. Рассмотрены результаты воспроизведения лабораторного эксперимента на цифровом керне, создания цифрового двойника керна с целью масштабирования на термогидродинамическую постоянно действующую модель и проработки вариантов завершения. Стратегии проанализированы по различным показателям разработки (например, паронефтяное отношение, накопленная добыча нефти, закачка пара). Проведено сравнение вариантов с переводом скважин на стратегию завершения в разные годы с начала разработки залежи. В качестве базового рассмотрен вариант с продолжением разработки продуктивного пласта в обычном режиме. Рекомендованы оптимальные критерии для реализации стратегии завершения с целью уменьшения затрат на выработку пара, снижения паронефтяного отношения, минимизации потерь добываемой нефти.

This content is only available via PDF.
You can access this article if you purchase or spend a download.