Обоснование комплексной технологии обработки призабойной зоны пласта на залежах высоковязких нефтей с трещинно-поровыми коллекторами тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Рощин, Павел Валерьевич

• Рощин, Павел Валерьевич
• кандидат наук
• 2014

Оглавление диссертации кандидат наук Рощин, Павел Валерьевич

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ, ПРИУРОЧЕННЫХ К КОЛЛЕКТОРАМ ТРЕЩИННО-ПОРОВОГО ТИПА

1.1 Особенности геологического строения коллекторов трещинно-порового типа

1.2 Обзор опыта разработки залежей высоковязкой нефти

1.3 Современный подход к системе разработки нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным и терригенным коллекторам

ГЛАВА 2 РАЗРАБОТКА И ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ РЕАГЕНТА-РАСТВОРИТЕЛЯ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТОВ, СОДЕРЖАЩИХ ВЫСОКОВЯЗКИЕ НЕФТИ

2.1 Особенности разработки месторождений высоковязкой нефти с использованием растворителей

2.2 Подбор реагента-растворителя для эффективной добычи высоковязкой нефти

ГЛАВА 3 ИССЛЕДОВАНИЕ РЕОЛОГИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВОЛГО-УРАЛБСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ С ЦЕЛЬЮ ОБОСНОВАНИЯ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

3.1 Исследование реологических свойств высоковязких нефтей месторождений Самарской области

3.2 Лабораторные исследования использования реагента-растворителя для повышения эффективности добычи тяжелой высоко вяз кой нефти

3.3 Лабораторные исследования процесса вытеснения тяжелой высоковязкой нефти водой и разработанным реагентом в трещинно-поровом карбонатном коллекторе

3.4 Изучение влияния реагента-растворителя на структурные особенности формирования частиц АСПВ в образце высоковязкой нефти путем проведения РУТ-исследований

3.5 Изучение влияния разработанного реагента-растворителя на упругую и вязкую компоненты вязкости аномальной нефти

ГЛАВА 4 КОМПЛЕКСНАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА С ПРИМЕНЕНИЕМ РЕАГЕНТА-РАСТВОРИТЕЛЯ И ЦИКЛИЧЕСКОЙ ЗАКАЧКИ ПАРА

4.1 Технология добычи высоковязкой нефти путем циклической закачки пара в добывающие скважины

4.2 Разработка комплексной технологии обработки призабойной зоны пласта на залежах высоковязких нефтей с трещинно-поровыми коллекторами

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Обоснование комплексной технологии обработки призабойной зоны пласта на залежах высоковязких нефтей с трещинно-поровыми коллекторами»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность диссертационной работы

Разработка залежей высоковязких нефтей (ВВН), приуроченных к трещинно-поровым коллекторам характеризуется низкими темпами выработки запасов, нефтеотдачей пласта не более 10-15%, быстрым обводнением продукции скважин и низкой рентабельностью добычи в целом и,' как правило, требует применения дорогостоящих тепловых методов воздействия на пласт. Незначительный прирост активных запасов легких нефтей в России способствует увеличению доли высоковязких нефтей в общей структуре запасов и требует скорейшего ввода их в разработку. В связи с этим обоснование новых технологий и методов добычи высоковязких нефтей является весьма актуальной задачей для нефтедобывающей отрасли Российской Федерации.

При выполнении диссертационной работы автор опирался на научные труды отечественных и зарубежных ученых, внесших значительный вклад в развитие теории и практики добычи высоковязкой нефти, таких как: И.М. Аметов, Д.Г. Антониади, Р.Н. Бахтизин, A.A. Боксерман, Н.К. Байбаков, И.Г. Баренблатт, А.Р. Гарушев, В.В. Девликамов, И.Н. Евдокимов, P.P. Ибатуллин, В.А. Иктисанов, М.М. Кабиров, Ю.П. Коноплев, Б.Б. Лапук, В.Д. Лысенко, А.Х. Мирзаджанзаде, И.Т. Мищенко, Л.М. Рузин, М.К. Рогачев, Б.М. Сучков, Б.А. Тюнькин, З.А. Хабибуллин, М.М. Хасанов, P.C. Хисамов, В.Н. Щелкачев, R.M. Butler и многих других.

Целью диссертационной работы является повышение эффективности разработки залежей высоковязких нефтей в сложнопостроенных коллекторах трещинно-порового типа.

Идея диссертационной работы

Использование комплексной технологии, основанной на циклической обработке призабойной зоны пласта паром и разработанным реагентом-растворителем, обеспечивает увеличение выработки запасов высоковязкой нефти из трещинно-поровых коллекторов.

Задачи исследований

1. Проанализировать и обобщить современные методы и технологии, применяемые при разработке залежей высоковязких нефтей.

2. Изучить современное состояние теории и практики реологии ВВН и провести экспериментальные исследования реологических свойств нефтей исследуемых месторождений.

3. Изучить механизм диспергирования высокомолекулярных компонентов тяжелых высоковязких нефтей и разработать реагент-растворитель для обработки призабойной зоны пласта в залежах аномальных нефтей.

4. Обосновать комплексную технологию обработки призабойной зоны пласта (ПЗП) на залежах высоковязкой нефти путем совместного циклического воздействия разработанным реагентом-растворителем и паром.

Методы исследований

При выполнении работы использовались теоретические и вычислительные методы, а также экспериментальные лабораторные исследования по разработанным и стандартным методикам (реологические, фильтрационные, РУТ, микроскопические и др.).

Научная новизна работы

1. Для исследованных высоковязких нефтей, проявляющих тиксотропные свойства и сверханомалии вязкости при низких температурах, которые обусловлены образованием сложных высокомолекулярных структур кристаллизационного и коагуляционно-кристаллизационного типов, экспериментально доказана зависимость их реологических параметров от температуры и размеров асфальтеносмолопарафиновых частиц.

2. Применение разработанного реагента-растворителя, представляющего собой смесь жирных кислот и ксилола в предлагаемой комплексной технологии обработки призабойной зоны пласта на залежах высоковязких нефтей значительно изменяет реологические параметры аномальных нефтей и их тиксотропные свойства.

Защищаемые научные положения

1. Установленные температурные зависимости изменения тиксотропных свойств исследованных нефтей свидетельствуют о формировании и разрушении высокомолекулярных пространственных структур кристаллизационного и коагуляционно-кристаллизационного типов, проявляющих сверханомалии вязкости при низких температурах, что вместе со сложным строением трещинно-поровых коллекторов предопределяет необходимость применения комплексной технологии воздействия на призабойную зону пласта с использованием разработанного реагента-растворителя и циклической закачки пара.

2. Применение разработанного реагента-растворителя на основе ксилола и жирных кислот в комплексе с циклической закачкой пара позволяет значительно улучшить реологические параметры высоковязких нефтей и повысить продуктивность скважин за счет снижения как вязкой, так и упругой компоненты вязкости аномальных нефтей путем диспергирования сложных высокомолекулярных структур, образованных асфальтенами, смолами и парафинами.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций

подтверждена теоретическими и экспериментальными исследованиями с использованием комплекса современного лабораторного оборудования компаний Vinci Technologies, Coretest Systems, Bruker, Messgerate Medingen и др., воспроизводимостью полученных результатов.

Практическое значение работы

1. Разработан реагент-растворитель на основе смеси жирных кислот и ксилола для обработки ПЗП в коллекторах трещинно-порового типа, содержащих высоковязкие нефти.

2. Предложена к практической реализации комплексная технология воздействия на призабойную зону пласта при разработке залежей высоковязких нефтей в трещинно-поровых коллекторах.

3. Материалы диссертационной работы могут использоваться как на производстве при разработке залежей высоковязких нефтей, так и в учебном

процессе при проведении лабораторных, практических и лекционных занятий для студентов, обучающихся по направлению «Нефтегазовое дело».

Апробация работы

Основные положения, результаты теоретических и экспериментальных исследований, выводы и рекомендации работы докладывались на 7 международных и региональных научно-практических конференциях и семинарах, в т.ч. на межрегиональной научно-технической конференции «Проблемы разработки и эксплуатации месторождений природных битумов и высоковязких нефтей» (г.Ухта, УГТУ, 2011, 2012), научно-технической конференции ВНИГРИ «Проблемы недропользования и воспроизводства запасов углеводородного сырья» (г. Санкт-Петербург, 2012 г.), международной конференции и выставке SPE по разработке месторождений в осложнённых условиях и Арктике (г. Москва, 2012 г.), международной конференции SPE Heavy Oil Conference Canada (г. Калгари, 2013 г.), конференции Нефтегазовые горизонты (г. Москва, 2013 г.), международной конференции - SPE/EAGE European Unconventional Resources Conference & Exhibition (г. Вена, 2014 г.) и др.

Публикации

По теме диссертации опубликовано 5 научных работ, в том числе 2 статьи в изданиях, входящих в перечень ВАК Министерства образования и науки России.

Структура и объём диссертационной работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, заключения, списка сокращений и условных обозначений, списка литературы, включающего 134 наименования. Материал диссертации изложен на 112 страницах машинописного текста, включает 1 таблицу и 38 рисунков.

ГЛАВА 1 ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ, ПРИУРОЧЕННЫХ К КОЛЛЕКТОРАМ ТРЕЩИННО-ПОРОВОГО ТИПА

1.1 Особенности геологического строения коллекторов трещинно-порового

типа

Для многих залежей высоковязких нефтей характерно сложное строение пустотного пространства коллектора, что необходимо учитывать при разработке этих объектов. По данным различных исследователей, крупные поры в карбонатных и терригенных коллекторах соединяются между собой более мелкими каналами и разветвленной сетью трещин. Современное представление о геологическом строении коллекторов трещинно-порового типа базируется на предположении о том, что кроме мелких трещин также существует сеть относительно крупных трещин с высокой степенью раскрытости. Это подтверждается результатами гидродинамических исследований скважин, а также данными разработки и моделирования залежей [12,16,30,34,63].

Наличие сети крупных трещин приводит к невозможности исследования сложных залежей только по образцам керна стандартными лабораторными методами, с замером приборами величины пористости и проницаемости. Отмечается, что абсолютная пористость карбонатных .коллекторов зачастую много выше открытой пористости [20,38]. Это объясняется сложной структурой пустотного пространства, которое представлено вторичными порами, кавернами и трещинами.

По данным некоторых исследователей, низкопроницаемые карбонатные коллекторы с поровой проницаемостью от 0,2 до 1 мД содержат от 50 до 75% мировых ресурсов нефти. В Самарской области высокую естественную нефтенасыщенность низкопроницаемых карбонатных коллекторов и перспективы их разработки отмечал В.И Колганов [39,40]. Следует отметить, что за счет действия капиллярных сил для нефтенасыщенных карбонатных коллекторов с

низкой поровой проницаемостью характерны приемлемые коэффициенты вытеснения нефти.

Карбонатные коллекторы имеют сложную пространственную структуру макро- и микротрещиноватости с большим количеством вертикальных и горизонтальных трещин. Последние за счет изменения пластового давления и действующего порового давления могут изменять свою раскрытость [12,24,63,64,125]. На рисунке 1.1 представлена масштабная инвариантность тектонической трещиноватости природных резервуаров и разрешающая способность современных скважинных и сейсмических методов. Следует отметить, что существует масштабный пробел в изучении среднемасштабных и крупных трещин, тектонических нарушений, связанный с техническими характеристиками современного оборудования, используемого для проведения сейсморазведочных работ и разрешающей способностью этого широко используемого метода.

10000 -Е

о ЮОО

га 100 -i

10

0 1

О 0,01 -5

f

Скважины:

мелкомасштабные трещины (нарушений)

. ч Масштабный пробел:

л среднемасштабные трещины (нарушения) 1ЧГ

Визуально наблюдаем!3| | V: в нефтяных шахтах -V. ■ (Ярегское месторождений).!)}-: Уровень автоматизированного прогнозирования трещин I по сейсмике 1

Нефт и газ местороэд 5-8 м. Угольные шахты ? 0,5-1 м

Нефтяные шахты (Ярегское месторождение) Угольные шахты |

предел визуального наблюдения трещин

(1 - 3 м амплитуда смещения)

Сейсмика:

крупномасштабные трещины (нарушения)

Нефтяные и газоеьм месторождения предел визуального наблюдения 0 - трещин (20 30 и амплитуда смешения)

« S

I II1ÍUJ I I llllt^—I I IlllUj—I I 1 ■ I|Щ|—I МПШ]—гтттпч 10 см 1м Юм 100 м 1км Амплитуда смещения по трещине

Рисунок 1.1- Масштабная инвариантность (скейлинг) тектонической трещиноватости природных резервуаров и разрешающая способность современных скважинных и сейсмических методов, используемых для изучения трещиноватости продуктивных пород (по данным Т. Needham, 1996 и R. Oppermann, 2012 с дополнением A.B. Петухова) [123,124].

В некоторых редких случаях можно наблюдать трещины визуально в нефтяных или угольных шахтах (например, на Ярегском месторождении высоковязкой нефти). Однако, опыт разработки месторождений нефти шахтным способом уникален возможностью организации бурения горизонтально-восходящих скважин в зоны высокой трещиноватости горных пород, систематическое изучение которых проводится достаточно долго. При добыче нефти путем бурения скважин на большую глубину очень сложно выделять зоны с большим количеством трещин и именно поэтому необходимо дальнейшее совершенствование сейсморазведки и других промыслово-геофизических методов.

Проницаемость для одного и того же пласта, определенная по керну и по данным гидродинамических исследований скважин, может сильно различаться. Это объясняется наличием зон высокой трещиноватости в коллекторах трещинно-порового типа. Для обнаружения и изучения таких высокопроницаемых зон по результатам исследования продуктивных песчаников, насыщенных высоковязкой нефтью, в шахтных выработках используется «Метод структурного анализа», основы которого были заложены еще в СССР в 1943 году на Ярегском нефтяном месторождении [59].

При сравнении значений проницаемости для карбонатных коллекторов месторождений Урало-Поволжья, полученных при исследовании керна и при интерпретации данных гидродинамических исследований скважин, выявлено их значительное различие [20]. Автор указанной работы отмечает, что при подготовке керна карбонатных пород для фильтрационных исследований образцы зачастую раскалывались по трещинам, не заметным невооруженным глазом. В работе Викторина В. Д., Лыкова H.A. приводится таблица сравнения проницаемости карбонатных коллекторов, где данные по проницаемости образцов породы разнятся в зависимости от методики проведения исследований.

Очень важным фактором для процесса разработки 'залежей высоковязкой нефти является слоисто-неоднородная структура пластов-коллекторов. Карбонатная или терригенная порода каждого пропластка обладает особенным

строением пор и более крупных пустот, однако величина пористости всегда подчиняется нормальному закону распределения [20]. Существенные различия в пористости и проницаемости коллекторов оказывают влияние на приемистость нагнетательных скважин, вскрывших продуктивный горизонт. Вследствие этого средне- и низкопроницаемые продуктивные пласты характеризуются низким откликом на заводнение и невысоким коэффициентом охвата по пласту. Данная проблема в процессе разработки может решаться созданием экранов, закачкой гелей и другими способами выравнивания профилей приемистости скважин. Совместная эксплуатация всех прослоев карбонатного или терригенного разреза приводит к тому, что эффективно «работать» на приток могут лишь несколько пропластков из многослойной толщи пород. Кроме того, наличие трещин существенно осложняет выделение работающих пропластков. Обычно этот вопрос решается спуском высокоточных приборов в скважину для замера дебитов в отдельных интервалах. Существование высокопроницаемых каналов фильтрации в залежах высоковязкой нефти подтверждают также данные трассерных исследований.

На сегодняшний момент выявить и учесть зональную неоднородность карбонатных и терригенных коллекторов, содержащих высоковязкие нефти, можно путем проведения промысловых геологических исследований. Кроме того, возможно выделение локальных зон и участков с большим-количеством трещин и каверн. Дополнительно к традиционным геофизическим исследованиям с поверхности, например, 3D сейсморазведки, возможен спуск в скважины специальных приборов для обнаружения трещин, таких как сканеры FMS™, FMI компании Шлюмберже.

Упруго-механические свойства продуктивных пород, содержащих высоковязкие нефти, столь же разнообразны, как и фильтрационно-емкостные. Каждый пропласток или слой характеризуется своими параметрами, такими как коэффициент Пуассона, прочность на сжатие и разрыв [29]. Это подтверждается также и данными изучения акустических свойств пород-коллекторов. В каждом слое возможно обнаружение связи между пористостью и прочностью, однако для

каждого слоя такие параметры должны рассчитываться индивидуально. Изменение механических свойств оказывает существенное влияние на подбор способов вскрытия и обоснование технологий повышения нефтеотдачи пластов. К примеру, именно по акустическим свойствам и данным специальных исследований подбирают параметры многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах.

Также стоит отметить одну из ярких и характерных особенностей сложных карбонатных и терригенных коллекторов - их трещиноватость, которая определяется как упругими свойствами, так и ходом геологической истории формирования продуктивного пласта. Горизонтальные трещины в пласте зачастую образуются в результате природных тектонических процессов. Также в пласте присутствуют вертикальные и наклонные к напластованию трещины. По величине раскрытости трещин, по мнению авторов работы [20], целесообразно выделять микротрещины с раскрытостью до 50 мкм и макротрещины с раскрытостью более 50 мкм. По многим причинам, на образцах керна удается провести исследование только микротрещиноватости. Роль микротрещин в хорошо проницаемых карбонатных коллекторах слаба и необходимы дополнительные методы по воздействию на такую систему пустотного пространства.

В Самарской области существует ряд месторождений с трещинно-поровым типом коллектора. К ним можно отнести Алакаевское, Козловское, Хилковское, Кулешовское, Западное и другие месторождения. Исходя из того, что многие исследования по вновь открытым залежам севера Самарской области еще ведутся, возможно обнаружение новых залежей с коллектором подобного типа, в том числе и содержащих высоковязкие нефти.

1.2 Обзор опыта разработки залежей высоковязкой нефти

Разработка месторождений тяжелой высоковязкой нефти и природного битума (ВВН и ПБ) была начата уже в 19 веке, когда вручную проводилась

добыча асфальтита в горных выработках. Вместе с асфальтитом извлекалась и тяжелая высоковязкая нефть. Один из характерных примеров - Печерское месторождение природного битума, расположенное в центральной части Самарской области, в пределах которого сохранились старые горные выработки -битумные штольни. По сегодняшний день можно наблюдать натеки битума на стенках горных выработок в карбонатных породах в штольнях старого рудника (рисунок 1.2). Автором работы была осуществлена специальная поездка на это месторождение с целью отбора образцов карбонатных- пород для изучения фильтрационно-емкостных свойств, а также особенностей структуры пустотного пространства на компьютерном рентгеновском томографе.

Рисунок 1.2 - Фото одной из штолен в пределах Печерского месторождения

природного битума.

Открытые горные работы по добыче ВВН и ПБ также велись на Водинском месторождении битумов и самородной серы. Для территории Самарской области и Урало-Поволжья в целом характерны поверхностные проявления высоковязкой

нефти и природного битума, хорошо изученные во времена СССР. Используя эту информацию, автор работы самостоятельно отбирал пробы ВВН для исследований из поверхностных нефтепроявлений на Бузбашском месторождении. Для этого путем скалывания нефтенасыщенной породы были

о

отобраны образцы карбонатных пород, которые в дальнейшем экстрагировались низкокипящим растворителем. Затем растворитель выпаривался при нагревании образцов до температуры кипения.

Известно также, что велась добыча высоковязкой нефти кустарными способами на обнажениях нефтенасыщенных карбонатных пород на р. Сок. Примечательно, что в 1930е годы некоторые ученые, занимавшиеся поиском месторождений в Куйбышевской (Самарской) области, отрицали существование крупных залежей углеводородов в карбонатных коллекторах, в связи с тем, что эти породы ими рассматривались как плотные и низкопроницаемые [23,43].

На сегодняшний день существует большое количество методов добычи тяжелой высоковязкой нефти как из карбонатных коллекторов, так и из песков и песчаников.

Имеют место различные классификации технологий добычи ВВН и ПБ. Однако, исходя из основных принципов процесса разработки все существующие методы добычи ВВН и ПБ можно разделить на следующие: карьерный и шахтный способы разработки, «холодные» способы добычи, тепловые методы.

Один из самых простых способов добычи - это разработка на естественном режиме, при котором высоковязкая нефть добывается без применения тепловых методов или специальных ПАВ (поверхностно-активных веществ) и растворителей. Данный способ позволяет извлекать нефть без дополнительных затрат на добычу. Он реализуется за счет создания депрессии на пласт и использования энергии растворенного газа, а также энергии пластовых вод, расширения горной породы и флюидов, напора газа в газовой шапке. Одним их основных преимуществ данного способа является возможность применения традиционного насосного оборудования без использования специальных термостойких материалов. Недостатками данного способа являются быстрое

обводнение скважин ввиду прорыва воды к перфорированным интервалам, низкие темпы отбора, резкий рост газового фактора. В настоящее время метод применяется на многих месторождениях высоковязкой нефти Самарской области.

Карьерные и шахтные способы были реализованы в небольшом количестве в разных странах. Например, примитивный способ добычи асфальтита и высоковязкой нефти вместе с породой применялся в Х1Х-ХХ веках на некоторых месторождениях Самарской области, Республики Татарстан, Республики Коми. Примером карьерной добычи также могут служить описанные выше Печерское или Водинское месторождения Самарской области. Шахтный способ добычи был успешно внедрен ранее в СССР на Ярегском нефтетитановом месторождении [59,75], а также на ряде других месторождений в разных странах: Хигасияма, Керн Ривер, Пешельбронн, Сарата Монтеору, Уйташское. Например, на месторождении Синкруд в Канаде нефть извлекается вместе с песком карьерным способом [109].

Весьма высокие перспективы для дальнейшего . развития имеют так называемые методы холодной добычи высоковязких нефтей. К ним относят вытеснение нефти путем закачки специальных вытесняющих агентов: воды, растворителей, технологии УАРЕХ и ЯАБВ-УАРЕХ, закачка поверхностно-активных веществ (ПАВ), щелочи, углекислого газа и др. [104,122]. Все эти методы обладают как рядом преимуществ, так и имеют некоторые существенные недостатки. Основным преимуществом данного направления является отсутствие нагрева продуктивного пласта. Отмечается также, что при добыче ВВН и ПБ с использованием растворителей, возможна их рециркуляция и повторное применение. На рисунке 1.3 представлена схема процесса УАРЕХ. Эта технология добычи высоковязкой нефти и природного битума предусматривает бурение 2 нагнетательных скважин, располагающихся непосредственно у водонефтяного контакта, и одной добывающей скважины. Растворитель подается в нагнетательные скважины и вымывает высоковязкую нефть или природный битум из продуктивного пласта. К преимуществам такой добычи можно отнести

отсутствие необходимости прогрева пласта, закачки пресной воды или пара, сжигания природного газа, экологичность.

Рисунок 1.3 - Принципиальная схема процесса VAPEX (Igor Mokrys, 2007)

[133].

Существуют также многочисленные способы и технологии добычи ВВН и ПБ, связанные с тепловым воздействием на пласт. Их можно условно разделить на методы внутрипластового горения (влажное и сухое горение и др.), воздействие теплом на призабойную зону пласта (спуск скважинных нагревателей, индукционный нагрев, циклическая пара и др.), добыча с площадной закачкой агента-теплоносителя (закачка горячей воды, закачка пара), а также термогравитационный дренаж, термогазовое воздействие и др. За счет закачки агента-теплоносителя или термических процессов в пласте происходит значительное уменьшение вязкости нефти и увеличивается ее подвижность. Тепловые методы разработки ВВН и ПБ имеют достаточно высокую эффективность, подтвержденную многолетней практикой- их применения как в

России, так и за рубежом [16]. Преимущества термических методов - высокая нефтеотдача, относительная простота применения. Для таких методов необходимо наличие достаточной мощности (не менее 2 метров) продуктивного пласта, с хорошей вертикальной проницаемостью. По отношению к терригенным и карбонатным коллекторам, наличие трещин может оказывать как положительное, так и отрицательное влияние на работку месторождений. Низкопроницаемая матрица пласта, в условиях отсутствия трещин будет слабо принимать пар или горячую воду, вследствие этого прогрев будет неравномерным и длительным. Однако, наличие сверхпроницаемых каналов и трещин может способствовать преждевременному прорыву пара в добывающие скважины. При этом пар не будет успевать прогревать пласт [75]. Тепловые способы добычи получили широкое внедрение как в России (Ашальчинское, Ярегское, Усинское и др. месторождения), так и за рубежом на большой группе месторождений, расположенных в провинции Альберта [22,85,109]. Известно большое количество примеров по успешному внедрению тепловых методов и других технологий добычи высоковязкой нефти и природного битума, многие из которых описываются в работах [1-11,16-19,27,30-33,36,37,41-45,50,51,57,69,74,75,79-83,90-93,95,97,99-102,104,105,107,108,110-120,122,127, 132].

Одной из наиболее эффективных и широко применяемых на сегодняшний день считается технология парогравитационного дренирования - Steam-Assisted Gravity Drainage (SAGD). На рисунке 1.4 проиллюстрирована сущность процесса добычи ВВН и ПБ с использованием этой технологии. Для реализации SAGD бурят 2 параллельные горизонтальные скважины. Как только пар подан в верхнюю скважину, он формирует прогретую паром область (паровую камеру). На сторонах камеры пар конденсируется, отдавая скрытую теплоту флюидам, и, таким образом, делает подвижным высоковязкую нефть и природные битумы путем значительного уменьшения их вязкости. Далее начинает действовать сила тяжести, которая опускает сконденсированную воду и подвижные углеводороды к добывающей скважине, пробуренной в нижней части пласта.

Пар доходит до поверхности контакта и конденсируется

Разогретая нефть мигрирует к скважине

Разогретая нефть мигрирует к скважине

пара горизонтальных скважин

Поток нефти и конденсата

Рисунок 1.4 - Процесс SAGD (рисунок Max Medina, 2010 год) [117].

Расширение заполненной паром области в продольном и поперечном направлениях относительно ствола скважины может быть скорее несимметричным, но, до некоторой степени, достаточно быстрым, до того как пар достигнет кровли породы-коллектора. Процесс основан на разогревании высоковязкой нефти и природного битума, добываемого по мере роста заполненной паром области. Равномерное расширение прогретой паром области остается одной из наиболее сложных задач, которую необходимо решить при реализации процесса БЛвО.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Рощин, Павел Валерьевич, 2014 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Амелин И.Д. Внутрипластовое горение. - М.: Недра,1980. - 230 с.

2. Амерханов М.И., Ибатуллин P.P., Рахимова Ш.Г., Ибрагимов Н.Г., Хисамов P.C., Фролов А.И. Методы управления парогравитационным воздействием с помощью двухустьевых скважин. // Нефтяное хозяйство. 2008, -№7.-С. 64-65.

3. Аметов И.М., Байдиков Ю.Н., Рузин Л.М., Спиридонов Ю.А. Добыча тяжелых и высоковязких нефтей. - М.: Недра, 1985. - 205 с.

4. Антониади Г.Д., Гарушев А.Р„ Ишханов В.Г. 'Настольная книга по термическим методам добычи нефти. - Краснодар: Советская Кубань, 2000. -267 с.

5. Антониади Д. Г., Гилаев Г. Г., Гарушев А. Р. -Толковый словарь по термическим методам воздействия на нефтяные пласты. - Краснодар : Совет. Кубань, 2002.

6. Артеменко А. И., Кащавцев В. Е., Фаткуллин А. А. Пароциклическое воздействие как один из приоритетов добычи высоковязкой нефти //Нефтяное хозяйство.-2005.-№. 6.-С. 113-118.

7. Ахунов P.M., Абдулхаиров P.M., Гареев Р.З., Каримов P.P., Янгуразова З.А., Шестерин В.В. Способ повышения эффективности добычи природных битумов. // Нефтяное хозяйство. 2007, - №8. - С. 132 - 134.

8. Байбаков Н. К., Гарушев А. Р., Антониади Д. Г., Ишханов В. Г. Термические методы добычи нефти в России и за рубежом. - М.: ВНИИОЭНГ, 1995.-181 с.

9. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1988. - 343 с.

10. Байбаков Н.К. Термоинтенсификация добычи нефти / Н.К. Байбаков, В.А. Брагин, А.Р. Гарушев, И.В. Толстой // М.: «Недра», 1971. - 280 с.

П.Бакиров И.М., Рамазанов Р.Г., Насыбуллина 'C.B., Шакирова Р.Т., Харитонов P.P. Совершенствование разработки малых нефтяных месторождений

с высоковязкой нефтью с применением новых технологий (на примере Зюзеевского месторождения). // Нефтяное хозяйство. 2007, - №7. - С. 26 - 29.

12. Баренблатт Г.И., Желтов Ю.П., Кочина И.П. Об основных представлениях теории фильтрации однородных жидкостей в трещиноватых породах // Прикладная математика и механика, 1960. - Т.24: - Вып.5. - С. 852-864.

13.Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика. - М.Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005. 544 с.

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

15. Бернадинер М.Г., Ентов В.М. Гидродинамическая теория фильтрации аномальных жидкостей. - М.: Наука, 1975. - 200 с.

16. Батлер P.M. Горизонтальные скважины для добычи нефти, газа и битумов. - М. - Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2010. - 536 с.

17. Боксерман A.A., Сафиуллин Р.Х., Кузьмина М.В. Разработка нефтяных месторождений с помощью внутрипластового горения //Итоги науки и техники. Серия «Горное дело. - 1969. - С. 108.

18. Бурже Ж. Комбарну М., Сурио П. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1988, 424 с.

19. Валиуллин И.В. Обоснование технологий борьбы с осложнениями при разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти республики Татарстан. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук // Санкт-Петербург, 2008, 146 с.

20. Викторин В.Д., Лыков H.A. Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам. М., Недра, 1980, 202 с.

21. Волошин А.И., Рагулин В.В., Ганиев И.М., Халимов Р.Х., Фахретдинов Р.Н., Манырин В.Н., Телин А.Г. Диагностика отложений АСПО в околоскважинной зоне пласта. // Интервал, 2003. - № 8. - С. 5 - 11.

22. Высоцкий И.В., Высоцкий В.И., Оленин В.Б. Нефтегазоносные бассейны зарубежных стран. Учебник для вузов. - М.: Недра, 1990. - 405 с.

23. Галкин А.И. Академик Иван Михайлович Губкин: мифы и действительность (1871 - 1939). - Ухта: УПОО «Мемориал», 2009, 256 с.

24. Гафаров Ш.А., Шамаев Г.А. Исследование фильтрационных параметров неньютоновской нефти при течении в карбонатных пористых средах // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело» http://www.ogbus.ru/authors/Gafarov/Gafarov_3.pdf. - 2005. - № 1.

25. Гиматудинов Ш.К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Том 1. Проектирование разработки. - М.: Недра, 1983. - 463 с.

26. Гиматудинов Ш. К., Ширковский А. И. Физика* нефтяного и газового пласта. - Москва : Альянс, 2005.

27. Горбунов А.Т. Разработка аномальных нефтяных месторождений. -М.: Недра. 1981.-237 с.

28. Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. Аномальные нефти. -М.: Недра, 1975.- 168 с.

29. Дейк JI. П. Практический инжиниринг резервуаров. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2008. - 668 с.

30. Желтов Ю.В., Кудинов В.И., Малофеев Г.Е. Разработка сложнопостроенных месторождений вязкой нефти в карбонатных коллекторах. -2-е изд., доп. - М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2011. - 328 с.

31. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1998.

365 с.

32. Забродин П., Раковский Н. JL, Розенберг М. Д. Вытеснение нефти из пласта растворителем. Москва //Недра. - 1968. 224 с.

33. Зиновьев A.M., Ольховская В.А., Максимкина Н.М. Проектирование систем разработки месторождений высоковязкой нефти с использованием модели неньютоновского течения и результатов исследования скважин на приток // Нефтепромысловое дело. - 2013. - № 1. - С. 4-14.

34. Зиновьев A.M., Ольховская В.А., Сопронюк Н.Б. Обоснование эффективности ввода в разработку с применением паротеплового воздействия небольших месторождений высоковязкой нефти в Самарской области по данным гидродинамических исследований скважин // Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов. Материалы межрегиональной научно-технической конференции (17-18 ноября 2011 г.). -Ухта: УГТУ, 2011.-е. 52-59.

35. Зиновьев A.M., Ольховская В.А., Коновалов В.В., Мардашов Д.В., Тананыхин Д. С., Рощин П.В. Исследование реологических свойств и особенностей фильтрации высоковязких нефтей месторождений Самарской области. Вестник СамГТУ. Серия «Технические науки». -2013. -№ 2 (38). - с. 197205.

36. Золотухин А.Б. Проектирование разработки нефтяных месторождений с применением внутрипластового горения. - М.: МИНГ, 1986. - 73 с.

37. Кабиров, М. М., Гафаров Ш. А. Скважинная добыча нефти. - СПб.: ООО "Недра", 2010.-416 с.

38. Колоскова М.И. Сравнительные данные определения пористости различными методами. Труды ВНИИГаз. 1964. Вып. 20/28,-с. 72 - 82.

39. Колганов В.И. Коллекторские свойства нефтяных пластов Козловского месторождения. Труды Гипровостокнефть. 1969. Вып. 12, с. 294 - 310.

40. Колганов В.И., Гавура В.Е. Начальная водонефтенасыщенность карбонатного пласта В1 на Сосновском месторождении. - Геология нефти и газа. 1971. №10, с 29-34.

41. Коноплев Ю.П., Тюнькин Б.А. Новый способ термошахтной разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство, 2001. - № 3. - С. 59 - 60.

42. Коноплев Ю.П., Буслаев В.Ф. Ягубов Э.Х., Цхадая Н.Д. Термошахтная разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 2006. - 288 с.

43. Креме А.Н., Здоров А.Н., Бондаренко С.М., Адамов А.И. Шахтная разработка нефтяных месторождений. М.: Гостоптехиздат, 1955. - 274 с.

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

45. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов. М.: Недра, 1994. - 233 е..

46. Лесин В.И., Лесин C.B. Анализ фрактальной формулы вязкости. // Нефтяное хозяйство. 2011, - №6. - С. 104 - 107.

47. Лесин В. И., Кокшаров Ю. А., Хомутов Г. Б. Магнитные наночастицы в составе агрегатов коллоидных частиц нефти //Нефтяное хозяйство N. - 2009. - Т. З.-С. 95-97.

48. Лысенко В.Д. Расчет нефтеотдачи на месторождении высоковязкой нефти. // Нефтепромысловое дело, 2012. - № 12.-С.5-7.

49. Макаревич В.Н., Искрицкая Н.И., Богословский С.А. Ресурсный потенциал месторождений тяжелых нефтей европейской части Российской Федерации //Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2012. Т. 7. - №. 3. - 16 с.

50. Малофеев Т.Е., Мирсаетов О.М. Чоловская И.Д. Нагнетание в пласт теплоносителей для интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи. М. - Ижевск: «НИЦ Регулярная и хаотическая динамика», 2008. - 224 с.

51. Мирзаджанзаде А.Х., Ковалев А.Г., Зайцев Ю.В. Особенности эксплуатации месторождений аномальных нефтей. М.: Недра, 1972. - 200 с.

52. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. -М: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. - 816 с.

53. Мищенко И.Т., Бравичева Т.Б., Ермолаев А.И. Выбор способа эксплуатации скважин нефтяных месторождений с • трудноизвлекаемыми запасами. - М.: ФГУП Из-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005.-448 с.

54. Мухаметшин Р.З., Пунанова С.А. Геохимические особенности нефтей Урало-Поволжья в связи с условиями формирования месторождений. Геология нефти и газа. Выпуск №4. 2011 г.

55. Никитин М.Н. Гелеобразующий состав на основе силиката натрия для ограничения водопритока в сложнопостроенных трещинных коллекторах / М.Н.

Никитин, A.B. Петухов // «Нефтегазовое дело», 2011. - № 5. - С. 143-154. -http -J/www. ogbus .ru/authors/NikitirLlV^

56. Никитин M.H. Обоснование технологии повышения нефтеотдачи залежей высоковязких нефтей в трещинно-поровых коллекторах с применением гелеобразующего состава на основе силиката натрия. Диссертация на соискание ученой степени кандидата наук. Санкт-Петербург. Санкт-Петербургский государственный горный университет. 2012. 181 с.

57. Николин И.В. Методы разработки тяжелых нефтей и природных битумов // Наука - фундамент решения технологических проблем развития России. - 2007г. - №2. С. 54-68

58. Ольховская В.А, Сопронюк Н.Б., Зиновьев A.M. Обоснование режима эксплуатации залежей высоковязкой нефти // Труды VIII международной научно-практической конференции, «Ашировские чтения» 2011. - Т1. - Самара, 2012. -С. 111-116.

59. Ольховская В.А. Подземная гидромеханика. Фильтрация неньютоновской нефти. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2011. - 224 с.

60. Ольховская В.А., Сопронюк Н.Б., Токарев М.Г. Эффективность ввода в эксплуатацию небольших залежей нефти с неньютоновскими свойствами // Разработка, эксплуатация и обустройство нефтяных месторождений / Сборник научных трудов ОАО «СамараНИПИнефть». - Вып.1. - Самара: Изд-во «Нефть. Газ. Новации». - 2010. - С. 48-55.

61. Ольховская В.А., Сопронюк. Н.Б., Ковалев A.A., Зиновьев A.M. Разработка залежей высоковязких нефтей с неньютоновскими свойствами на примере месторождений Самарской области // Состояние и дальнейшее развитие основных принципов разработки нефтяных месторождений,: материалы второй науч.-прак. конф. посвященной памяти H.H. Лисовского - Москва, ЦКР РОСНЕДР, 2012.-С. 140-153.

62. Петухов A.B., Шелепов И.В., Петухов A.A., Куклин А.И. Разработка математической модели сложнопостроенных коллекторов, содержащих

нетрадиционные ресурсы нефти и газа. // Газовая промышленность. - 2012. -№676. с. 64 - 70.

63. Петухов А. В. Теория и методология изучения структурно-пространственной зональности трещинных коллекторов нефти и газа //Ухта: Ухтинский государственный технический университет. - 2002. - С. 276. 58

64. Петухов A.B., Шелепов И.В., Петухов A.A., Куклин А.И. Степенной закон и принцип самоподобия при изучении трещиноватых нефтегазоносных коллекторов и гидродинамическом моделировании -процесса разработки. Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2012. - №2. 21с.

65. Полищук Ю.М., Ященко И.Г. Исследование вязкости нефтей в зависимости от температуры // Интервал. - 2003. - № 5 (52). с. 31 - 32.

66. Полищук Ю.М., Ященко И.Г. Статистический анализ вязкостных свойств нефти Евразии // Интервал. - 2003. - № 4 (51). с. 9 - 11.

67. Ребиндер П.А. Поверхностные явления в дисперсных системах; Коллоидная химия: Избранные труды. - Наука, 1978. 384 с.

68. Рейнер М. Деформация и течение. Введение в реологию. - М.: Гостоптехиздат, 1963.- 382 с.

69. Рогачев М.К., Стрижнев К.В. Борьба с осложнениями при добыче нефти. М.: Недра, 2006.-295 с.

70. Родкин М.В. Анализ типов распределений как источник истинной информации о природных процессах. Материалы IV Всероссийской конференции «Системный подход в геологии: теоретические и прикладные аспекты» г. Москва, Россия июнь - сентябрь 2011 г. 4с.

71. Рощин П.В., Петухов A.B., Васкес Карденас J1.K.,-Назаров А.Д., Хромых JI.H. Исследование реологических свойств высоковязких и высокопарафинистых нефтей месторождений Самарской области. // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2013. - Т. 8. - №1. - http://www.ngtp.ru/rub/9/12^2013.pdf.

72. Рощин П.В. Эффективность изоляции высокопроницаемых каналов фильтрации гелевыми составами на основе сшитого полиакриламида на пласте

Б2. Сборник материалов II Международной конференции молодых ученых и специалистов. ВНИГРИ. 2011 Г. с. 260 - 265.

73. Рощин П.В., Петухов A.B., Мардашов Д.В., Васкес Карденас JI.K., Игнатьев В.В., Таранин P.M.. Лабораторные исследования использования реагента-растворителя «А» для повышения эффективности добычи тяжелой высоковязкой нефти Демидовского месторождения в Оренбургской области. Журнал «Нефть. Газ. Промышленность». 2013. №49. с. 20 - 23..

74. Рузин Л. М., Цехмейстрюк А. К. Совершенствование технологии добычи высоковязких нефтей и битумов на основе сочетания тепловых и химических методов воздействия на пласт // Нефтепромысловое дело. 1993. - № 10. С. 13 - 16.

75. Рузин Л.М., Чупров И.Ф. Технологические принципы разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов. - Ухта, УГТУ, 2007. - 244 с. 8

76. Сазонов Б.Ф., Катеев М.В. Проблемы и состояние разработки залежей вязких нефтей на месторождениях Самарской области. - Самара: «Самарский геолог» РОСГЕО, 2000. - С. 313-320.

77. Сазонов Б.Ф., Пономарев А.Г., Немков A.C. Поздняя стадия разработки нефтяных месторождений. - Самара: Изд-во «Книга». - 2008. - 352 с.

78. Сергиенко С.Р., Таимова Б.А., Талалаев Е.И. Высокомолекулярные неуглеводородные соединения нефти: Смолы и асфальтены. - М.: Наука, 1979. -269 с.

79. Сопронюк Н.Б., Виноградова Н.П., Ковалев С.А. Разработка залежей высоковязких нефтей на поздней стадии // Недропользование XXI век. - Вып.5 -М. «Роснедра» МПР РФ -2009. - С. 63-66.

80. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов / Сургучев М.Л. // Москва, Недра, 1985, 308 с.

81. Сучков Б.М. Температурные режимы работающих скважин и тепловые методы добычи нефти. М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2007. - 406 с.

82. Тематические научно-технические обзоры. Особенности разработки месторождений неньютоновских нефтей. М.: ВНИИОЭНГ, 1971. - 116 с.

83. Уразаков K.P., Богомольный Е.И., Сейтпагамбетов Ж.С., Газаров А.Г. Насосная добыча высоковязкой нефти из наклонных и обводненных скважин/ Под ред. М.Д. Валеева. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 303 с.

84. Уршуляк Р.В. Выявление дискретной блочности геологической среды в процессе разработки месторождений нефти и газа // Нефтяное хозяйство. - 2008. -№1.-С. 28-29.

85. Успенский Б.В., Боровский М.Я., Петров С.И., Фахрутдинов Е.Г. Геологическая и экологическая оценка освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов верхней части разреза территории Республики Татарстан. // Нефть. Газ. Новации, 2011. - № 3. - С. 6 - 8.

86. Физико-химические свойства нефтяных дисперсных систем и нефтегазовые технологии / Под. ред. Р.З. Сафиевой, Р.З. Сюняева. - М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2007. - 580 с.

87. Халимов Э.М., Климушин И.М., Фердман Л.И. Геология месторождений высоковязких нефтей СССР: справочное пособие. -М.: Недра, 1987. - 174 с.

88. Хасаев Г.Р., Коноваленко C.B., Суровиков Е.Я. и др. Минерально-сырьевая база Самарской области: состояние и перспективы развития. - Самара: Издательский дом «Агни», 2006. - 216 с.

89. Хасанов M. М., Булгакова Г. Т. Нелинейные и неравновесные эффекты в реологически сложных средах. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003. - 288с.

90. Хисамов P.C. Эффективность выработки трудноизвлекаемых запасов нефти: учебное пособие. Альметьевск, 2005, 173 с.

91. Хисамов P.C., Газизов A.A., Газизов А.ПГ Увеличение охвата продуктивных пластов воздействием. М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2003, 568 с.

92. Хисамов P.C., Зарипов А.Т., Зарипова Л.Р. Формирование паровой камеры на опытном участке залежи сверхвязкой нефти Ашальчинского месторождения //Нефтяное хозяйство. - 2010. - Т. 7. - С. 45.

93. Хисамов Р.С., Султанов А.С., Абдулмазитов Р.Г., Зарипов А.Т. Геологические и технологические особенности разработки залежей высоковязких и сверхвязких нефтей. - Казань: Изд-во «ФЭН», 2011. - 383 с.

94. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. М.-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», Институт компьютерных исследований, 206.-436 с.

95. Чекалюк Э. Б. Термодинамина нефтяного пласта. - М.: Недра, 1965. -

239 с.

96. Чекалюк Э.Б., Оганов К.А. Тепловые методы повышения отдачи нефтяных залежей. - Киев: Изд-во «Наукова думка», 1979. - 208 с.

97. Шандрыгин А.Н., Нухаев М.Т., Тертычный В.В. Разработка залежей тяжелой нефти и природного битума методом парагравитационного дренажа (SAGD) // Нефтяное хозяйство, 2006. - № 7. С. 92 - 96.

98. Щелкачев В.Н. Основы и приложения теории неустановившейся фильтрации. - М.: Нефть и газ, 1995. - в 2-ух ч. - 493 с.

99. Щепалов А.А. Тяжелые нефти, газовые гидраты и другие перспективные источники углеводородного сырья. - Нижний Новгород: Нижегородский госуниверситет, 2012.-93 с.

100. Beattie С. I., Boberg Т. С., McNab G. S. Reservoir simulation of cyclic steam stimulation in the Cold Lake oil sands //SPE Reservoir Engineering. - 1991. - T. 6. - №. 02. - p. 200-206.

101. Boone T. et al. An Integrated Technology Development Plan for Solvent-based Recovery of Heavy Oil. SPE Heavy Oil Conference and Exhibition. - 2011.

102. Brett J. F., Feldkamp L. D. The evidence for and implications of a fractal distribution of petroleum reserves //SPE Hydrocarbon Economics and Evaluation Symposium. - 1993. p. 73-84.

103. Burke N., Hobbs R., Kashou S. Measurement and Modeling of Asphaltene Precipitation (includes associated paper 23831) //Journal of Petroleum Technology. -1990. - T. 42. - №. 11. - pp. 1440-1446.

104. Butler R., Mokrys I. J. A new process (VAPEX) for recovering heavy oils using hot water and hydrocarbon vapour //Journal of Canadian Petroleum Technology. - 1991.-T. 30.-№. 1. pp. 97-106.

105. Considine B. C. et al. Method for extraction of hydrocarbon fuels or contaminants using electrical energy and critical fluids : pat. 7461693 USA. - 2008.

106. De Swaan A. Pressure Transients in a Fractal-Cluster Model of Porous Media //75th EAGE Conference & Exhibition incorporating SPE EUROPEC 2013. -2013. 12 pp. https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-164892-MS

107. Dickson J. et al. Design Approach and Early Fjeld Performance for a Sol vent-Assisted SAGD Pilot at Cold Lake, Canada //SPE Heavy Oil Conference and Exhibition. - 2011. 12 pp.

108. Dittaro L., Dickson J., Boone T. Integrating the Key Learnings from Laboratory, Simulation, and Field Tests to Assess the Potential for Solvent AssistedSteam Assisted Gravity Drainage //2013 SPE Heavy Oil Conference-Canada. - 2013. 14 pp. http://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-165485-MS

109. Dusseault M. B. Comparing Venezuelan and Canadian heavy oil and tar sands //Canadian International Petroleum Conference, Calgary, Alberta, Canada. -2001.-pp. 1 -20.

110. Edmunds N. et al. Economic optimum operating pressure for SAGD projects in Alberta //Journal of Canadian Petroleum Technology. - 2001. - T. 40. - №. 12.

111. Edward D. Holstein - Editor, Jeff Jones: "Volume V - Reservoir Engineering and Petrophysics, Thermal Recovery by Steam Injection". ISBN 978-1-55563-135-2, 2007, pp. 1360.

112. Gotawala D. R, Gates I. D. Steam fingering at the edge of a steam chamber in a heavy oil reservoir //The Canadian Journal of Chemical Engineering. - 2008. - T. 86. - №. 6.-pp. 1011-1022.

113. James L., Chatzis I. Core analysis issues in heavy oil recovery using VAPEX //International Symposium of the Society of Core Analysts held in Toronto, Canada. - 2005.-C. 21-25.

114. James L., Rezaei N., Chatzis I. VAPEX, Warm VAPEX and hybrid VAPEX-The state of enhanced oil recovery for in situ heavy oils in Canada //Journal of Canadian Petroleum Technology. - 2008. - T. 47. - №. 4.

115. Jeannie Chang, John Ivory. Field-scale simulation of cyclic solvent injection (CSI). July 2013, vol. 52, №4. p. 251 - 265.

116. Mai A., Kantzas A. Heavy oil waterflooding: effects of flow rate and oil viscosity //Journal of Canadian Petroleum Technology. - 2009. - T. 48. - №. 3. - C. 4251.

117. Max Medina. SAGD: R&D for Unlocking Unconventional Heavy-Oil Resources. The Way Ahead. Vol.6, №2, p. 9. 2010.

118. McGee B. C. W. Electro-thermal dynamic stripping process : pat. 6596142 USA.-2003.

119. McGee B. Electro-thermal pilot in the Athabasca oil sands: Theory versus performance //Canadian International Petroleum Conference. -2008. pp. 14.

120. W. McGee, B. Vermeulen, Fred. The mechanisms of electrical heating for the recovery of bitumen from oil sands. Journal of Canadian petroleum technology, 2007, 46.1.

121. Mohammadzadeh O., Rezaei N., Chatzis I. More Insight Into the PoreLevel Physics of the Solvent-Aided SAGD (SA-SAGD) Process for Heavy Oil and Bitumen Recovery. SPE Heavy Oil Conference Canada. - 2012. pp. 46. http://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-157776-MS

122. Mokrys I., Butler R. The rise of interfering solvent chambers: solvent analog model of steam-assisted gravity drainage //Journal of Canadian Petroleum Technology. - 1993. - T. 32. - №. 3.

123. Needham T., Yielding G., Fox R. Fault population description and prediction using examples from the offshore UK //Journal of Structural Geology. -1996.-T. 18.-№. 2.-pp. 155-167.

124. Oppermann R. A revolution in seismic visualisation of fault networks-implications for the drilling and production of resources. Gas and Oil Expo and

Conference North America. 2011. fesaus.org/sortout/images/stories/other/2011-06-Oppermann.pdf pp. 1-5.

125. Petukhov A.V., Kuklin A.I., Petukhov A.A., Yasquez Cardenas L.C., Roschin P.V. Origins and Integrated Exploration of Sweet Spots in Carbonate and Shale Oil-Gas Bearing Reservoirs of the Timan-Pechora Basin. SPE/EAGE European Unconventional Resources Conference and Exhibition, 25-27 February, Vienna, Austria, pp. 11. https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-167712-MS.

126. Pathak V., T. Babadagli, N. Edmunds. Experimental Investigation of Bitumen Recovery From Fractured Carbonates Using Hot Solvents. July 2013, vol. 52, №4. p. 289-295.

127. Roland P. Leaute. Liquid Addition to Steam for Enhancing Recovery (LASER) of Bitumen with CSS: Evolution of Technology from Research Concept to a Field Pilot at Cold Lake. SPE International Thermal Operations and Heavy Oil Symposium and International Horizontal Well Technology Conference, 4-7 November

2002, Calgary, Alberta, Canada, pp. 11. https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-79011 -MS

128. Roschin P.V., L.C. Vasquez Cardenas, Petukhov A.V., Mikheyev A.I. Experimental investigation of heavy oil recovery from fractured-porous carbonate core samples by secondary surfactant-added injection. 2013. pp. 6. SPE Heavy Oil Conference-Canada.

129. Russel-Houston J., Nugent D., Yuan J. Y. Modelling Fluids Flow in Grosmont C Carbonates Using Fractals-A Concept //2013 SPE Heavy Oil Conference-Canada. - 2013. pp. 13.

130. Sheorey T., Muralidhar K. Isothermal and non-isothermal oil-water flow and viscous fingering in a porous medium //International journal of thermal sciences. -

2003. - T. 42. - №. 7. - pp. 665-676.

131. Titchkosky K., Thompson R. Picking the sweet spot using rock physics //2008 SEG Annual Meeting. - 2008. pp. 5.

132. Zhao L. Steam alternating solvent process //SPE International Thermal Operations and Heavy Oil Symposium and Western Regional Meeting. - 2004. pp. 185190.

133. http://cognitivist.ru

134. http://vapextechnologies.com