1. РЕСПУБЛИКА КАЗАХСТАН
(19) KZ (13) B (11) 28764
(51) E21B 43/22 (2006.01)
E21B 47/06 (2006.01)
КОМИТЕТ ПО ПРАВАМ
ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ
МИНИСТЕРСТВА ЮСТИЦИИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
К ПАТЕНТУ
(21) 2012/1602.1
(22) 20.12.2010
(45) 15.07.2014, бюл. №7
(31) 2,688,937
(32) 21.12.2009
(33) CA
(85) 20.07.2012
(86) PCT/CA2010/002030, 20.12.2010
(72) Неннигер Джон (CA)
(73) ЭН-СОЛВ ХЭВИ ОЙЛ КОРПОРЭЙШН (CA)
(74) Мухаммад Айжан Мукатаевна
(56) US 4510997, 16.04.1985
US 4385662, 31.05.1983
US 4373586, 15.02.1983
US 4373585, 15.02.1983
CA 2494391 A1, 26.07.2006
RU 2012786 C1, 15.05.1994
(54) МНОГОЭТАПНЫЙ ПРОЦЕСС
СЕЛЕКТИВНОЙ ДОБЫЧИ ДЛЯ ЗАЛЕЖЕЙ
ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ
(57) Раскрывается многоэтапный процесс добычи
нефти из пласта для залежей тяжелой нефти при
помощи растворителя, состоящий из различных
этапов, в том числе, удаление, из областей,
соприкасающихся с указанной тяжелой нефтью,
блокаторов растворителя для создания пустот и
увеличения поверхности раздела неизвлеченной
тяжелой нефти, соприкасающейся с указанным
растворителем, и введение растворителя в виде пара
в поры для того, чтобы поднять пластовое давление
до тех пор, пока не будет присутствовать достаточно
растворителя в жидкой форме для заполнения
пустот и момента вступления в контакт с указанной
увеличенной поверхностью раздела указанной
тяжелой нефти. Далее резервуар закрывается на
какое-то время, чтобы позволить указанному
растворителю распространиться в указанной
неизвлеченной нефти по всей поверхности раздела
из пор, наполненных растворителем на этапе
созревания, для создания смеси растворителя и
нефти пониженной вязкости, и измеряется одно или
несколько свойств коллектора для подтверждения
степени разжижения неизвлеченной нефти в пласте
растворителем. Затем начинается добыча из пласта
на основании гравитационного дренирования, как
только смесь достигает достаточно низкой вязкости,
чтобы позволить смеси просачиваться через
указанный коллектор в эксплуатационную
скважину.
(19)KZ(13)B(11)28764
2. 28764
2
Данное изобретение относится к сфере добычи
углеводородов 5, и в особенности добычи тяжелой
нефти из подземных пластов. В частности это
изобретение относится к многоступенчатой технике
добычи тяжелой нефти, которая применяется,
например, после того, как первичная добыча нефти
перестает быть эффективной. Самым особенным
образом это изобретение относится к
многоэтапному, основанному на растворе,
усиленному процессу добычи для тяжелой нефти.
История изобретения
Тяжелая нефть - термин, имеющий широкое
определение, но обычно под тяжелой нефтью
понимаются вязкие виды нефти, или нефть низшего
качества, которая может включать некоторое
количество битума. Тяжелые виды нефти, как
правило, имеют плохую подвижность в условиях
пласта, и потому трудно поддаются добыче и имеют
очень низкий коэффициент извлечения.
Тяжелая нефть, как правило, более вязкая, чем
светлая или обычная нефть, но не настолько вязкая,
как битум, такой, который можно найти в нефтяных
песках. Обычно понимается, что тяжелая нефть
имеет плотность в градусах API в диапазоне от 10 до
22, и вязкость - примерно от 100 до 10 000
сентипауз. В целях данной спецификации термин
«тяжелая нефть» означает нефть, которая подпадает
под вышеуказанное определение.
Тяжелая нефть существует, в условиях пласта, в
больших количествах, но ее трудно извлекать.
Последняя (2003) оценка ресурсов, проведенная
Геологической службой США с применением
установленного коэффициента нефтеотдачи
приблизительно 19%, оценила запасы теоретически
извлекаемой тяжелой нефти только в Северной
Америке в 35,3 миллиардов баррелей. Эта оценка ГС
США подразумевает, что общие внутренние запасы
тяжелой нефти в Северной Америке составляют
около 200 млрд. баррелей, и что более 80% этой
отечественной тяжелой нефти неизвлекаемы путем
применения наилучшей из существующих в
настоящее время технологий добычи. Отчет ГС
США также подразумевает, что всемирные запасы
тяжелой нефти составляют 3,3 трлн. баррелей, и что
87% этих запасов являются неизвлекаемыми, или
«осажденными» с учетом современных технологий.
Поэтому коммерческие возможности для более
совершенной технологии извлечения существенны.
Говоря более конкретно, развитие в технологии
добычи, которая повышает коэффициент извлечения
тяжелой нефти с текущего уровня 13% всего лишь
до 25%, внесет дополнительные 400 миллиардов
баррелей извлекаемых запасов нефти во всем мире.
Битумосодержащие нефтяные пески Канады
привлекли большое внимание из-за их огромного
запаса углеводородов. Однако требуется всего лишь
крошечное изменение в среднем коэффициенте
извлечения тяжелой нефти от 13% до 18% нефти,
чтобы обеспечить эквивалентное количество нефти,
которая считается извлекаемой из канадских
нефтяных песков.
Учитывая обеспокоенность пиком нефти и
ограниченными возможностями для обнаружения
новых залежей, возможность извлечения
трудноизвлекаемой тяжелой нефти становится все
более важной. Кроме того, весьма желательной
является возможность извлекать дополнительную
нефть при помощи энергосберегающих технологий
добычи. Растворитель уже давно признан как
имеющий теоретический потенциал для
мобилизации и извлечения трудноизвлекаемой
тяжелой нефти. Растворитель потенциально не
требует применения высоких температур и
последующих обязательств по потреблению
большого количества энергии и выбросов
парниковых газов, что является бедой процессов
паровой добычи, к примеру, битума.
В наше время специалисты в этой сфере, на
основании лучших из существующих
компьютерных моделей, понимают, что
растворитель диффундирует быстро и глубоко в
месте нахождения тяжелой нефти. Это проявляется
в опубликованных результатах компьютерного
моделирования (Тадахиро и др., май 2005 года JCPT
стр. 41, рис. 18), которое показывает пропановый
растворитель, проникающий на 8 м (25 футов) за
пределы края паровой камеры, в 5200 сентипауз
тяжелой нефти. Аналогичным образом Дас (2005
SPE труд 97924 рисунок 12) комментирует, что
нереалистично ожидать, что пропановый
растворитель проникнет на 5 метров за пределы
края камеры на месторождении Атабаска.
Однако лабораторные исследования,
проведенные изобретателем (Ненниджер CIPC труд
2008-139, рисунки 1 и 2) показали, что механизм
селективной экстракции тяжелой нефти и нефтяных
песков совершенно иная, чем по прогнозам
компьютерного моделирования. В частности, вместо
того, чтобы легко диффундировать глубоко в
нефтеносную зону, наблюдалось, что растворитель
образует четко определенную поверхность раздела с
неразжиженной нефтью, в месте так называемого
концентрированного ударного фронта.
Концентрированный ударный фронт возникает из-за
того, что раствору очень тяжело распространиться
или проникнуть в нефть с высокой вязкостью, как в
тяжелую нефть или битума. В эксперименте со
слоем песка, моделирующим пласт, изобретатель
наблюдал осаждение асфальтена на длину пор
сырого битума, что означает, что градиент
концентрации чрезвычайно высокий на очень
короткой шкале.
Наблюдаемая геометрическая шкала процесса
растворения растворителя в тяжелой нефти равна
отдельным порам, около 100 мкм длиной в песке
проницаемостью в 5 Дарси. Представляется
разумным предположить, что две смешивающейся
углеводородной жидкости, такие как нефть и
растворитель, должны смешиваться быстро и
довольно легко, как показано в моделировании
Тадахиро и Дас. Следовательно, экспериментальные
наблюдения концентрационного удара были
удивительными и неожиданными. Говоря более
конкретно, наличие фронта ударной концентрации
указывает на то, что расхожее мнение относительно
3. 28764
3
быстрого растворения тяжелой нефти и битума
посредством диффузии растворителя неверно.
В этой области было предпринято множество
попыток разработать процессы добычи, основанные
на растворе. Например, патент США 5,720,350
описывает метод извлечения нефти, остающейся за
традиционной нефтезалежью после извлечения
изначальной обычной нефти. В этом процессе
используется гравитационное дренирование из
пласта, при котором раствор, способный
смешиваться с нефтью плотностью немного больше
газа, содержащегося в газовой шапке, вводится
выше уровня жидкости в пласте. После введения
растворителя начинается добыча нефти из нижней
части формирования. Идея, как представляется, в
том, что растворитель смывает остатки нефти в
эксплуатационную скважину. Однако обычные
методы добычи, как правило, очень хороши, то есть,
30-60% или более геологических запасов нефти
можно извлечь, следовательно, для извлечения
любой значительной части оставшейся нефти могут
потребоваться очень большие и потенциально
неэкономичные объемы раствора.
Патент США 5,273,111 описывает метод
извлечения углеводородов из скважин бокового и
вертикального шахматного расположения, при
котором используется непрерывный процесс,
сочетающий гравитационное дренирование и
газонапорный режим или перемещение (то есть
вытеснение давлением) для добычи нефти из
специфической конфигурации вертикальных и
горизонтальных скважин. Считается, что
конфигурация скважины оптимизируется для
уменьшения конусообразования и прорыва
растворителя между скважинами, но использование
газонапорного режима или перемещения приводит к
избирательному извлечению через части залежи с
более высокой проницаемостью. Таким образом,
даже при уменьшении конусообразования и прорыва
растворителя, все равно они остаются
значительными, что означает, что процесс
вытеснения, вероятнее всего, обойдет немалую
часть трудноизвлекаемой нефти.
Патент США 5,065,821 описывает процесс, в
котором газ наполняет неразрабатываемый
резервуар с горизонтальными и вертикальными
скважинами, что подразумевает введение газа через
первую вертикальную скважину, вместе с
выполнением циклического закачивания, заливки и
добычи газа через горизонтальную скважину, чтобы
в конечном итоге установить подключение к
вертикальной скважине, после чего вертикальная
скважина становится эксплуатационной скважиной,
а горизонтальная скважина становится
нагнетательной скважиной. Опять же этот процесс
описывает непрерывное закачивание газового
растворителя (то есть, нагнетанию) через залежь,
как только между скважинами устанавливается
соединение. В ходе первоначальных шагов в
неразрабатываемом пласте, будет очень трудно
добиться распространения растворителя и
разбавления нефти, что делает этот процесс
медленным и непрактичным.
Канадская заявка на патент 2494391 в Nexen
раскрывает дальнейший метод извлечения на основе
растворителя, в котором применяется непрерывная
подача раствора или извлечение по типу, который
можно охарактеризовать как вымывание или
вытеснение растворителем при горизонтальном и
вертикальном расположении скважин. Опять же,
предполагается, что любая попытка вытолкнуть
нефть путем процесса вытеснения растворителем
приведет к стремительному консусообразованию,
закорачиванию, перепусканию и только
маргинальному извлечению.
Несмотря на эти и многие другие
предпринимаемые в прошлом попытки
усовершенствовать процесс извлечения тяжелой
нефти на основе растворителя, результаты остаются
неудовлетворительными. Существует явная
необходимость обрести другое и лучшее понимание
того, как эффективно использовать растворитель для
усовершенствования извлечения тяжелой нефти
таким образом, чтобы уменьшить перепускание
трудноизвлекаемой тяжелой нефти. Нужен процесс
извлечения растворителем, который учитывает то,
насколько медленно раствор проникает в пласт с
тяжелой нефтью, и решает эту проблему напрямую.
Краткое изложение сущности изобретения
Теперь существует понимание, что
первоначальное проникновение растворителя в
нефть происходит крайне медленно. С другой
стороны, как только небольшое количество
растворителя, быть может, только один или два
процента, рассеивается в нефти, удерживаясь в
одной конкретной поре, в продуктивной зоне,
последующее разбавление частично разбавленной
нефти происходит очень быстро. Это приводит к
образованию контакта раствора/разбавленной нефти
с тяжелой нефтью, медленно продвигающемуся
через продуктивную зону залежи, один поровый
канал за другим. Данное изобретение представляет
метод и процесс, который учитывает это медленное
прохождение фронта растворителя, и,
следовательно, имеет цель - позволить произойти
эффективной и предсказуемой мобилизации и
извлечению больших объемов труднодоступной
тяжелой нефти в пласте.
Настоящее изобретение признает, насколько
трудно добиться равномерного распыления
растворителя в продуктивной зоне пласта тяжелой
нефти, и обеспечивает определенные шаги процесса
для содействия распылению растворителя и
однородности. Наличие поверхностного
проникновения и сильного градиента концентрации
на ударном фронте означает, что скорость
разрежения растворителя в трудноизвлекаемой
нефти на широкой основе пласта ограничивается
двумя ключевыми переменными, а именно
площадью поверхности раздела труднодоступной
нефти, доступной для растворителя, и количеством
времени, в течение которого растворитель
соприкасается с поверхностью раздела
трудноизвлекаемой нефти. Степень рассеивания
растворителя в тяжелой нефти определяет
изменение вязкости смеси растворителя и нефти,
4. 28764
4
что, в свою очередь, непосредственно связано с
подвижностью смеси тяжелой нефти в пласте и
возможностью ее извлечения посредством
гравитационного дренирования из
эксплуатационной скважины.
Согласно настоящему изобретению, процесс,
который обеспечивает максимальную возможность
разбавления тяжелой нефти растворителем,
максимизирует возможность добычи
трудноизвлекаемой тяжелой нефти.
Таким образом, данное изобретение состоит из
процедуры в несколько шагов, в том числе,
увеличения поверхности раздела путем удаления
блокаторов растворителя из пустот, образующихся в
пласте в процессе первичной добычи. Очистка
пустот позволяет запустить в пласт больше
растворителя, что позволяет большему количеству
растворителя вступать в контакт с
трудноизвлекаемой нефтью, тем самым позволяя
процессу извлечения протекать с намного более
высокими темпами, чем было бы возможно в
неразработанном пласте, или даже в частично
разработанном пласте с пустотами, заполненными
растворителем, блокирующим пластовые жидкости
и газы.
Кроме того, данное изобретение
предусматривает обеспечение достаточного время
воздействия для растворителя и нефти на стадии
созревания, чтобы позволить растворителю
медленно, но в достаточной мере проникнуть в
поры, заполненные нефтью, и обеспечить разумную
степень однородности или растворимости на
микромасштабном уровне, по всему пласту.
Согласно одному из аспектов настоящего
изобретения, степень созревания в условиях пласта
измерима, и позволяет определять, когда следует
переходить к следующему шагу процесса
извлечения, что является фактической добычей
нефти из резервуара путем гравитационного
дренирования.
Поэтому согласно настоящему изобретению, оно
обеспечивает, в одном аспекте, многоэтапный
процесс извлечения нефти в условиях тяжелых
нефтяных пластов, при этом в указанном процессе
используется растворитель, и состоит из следующих
этапов:
a. Удаление жидкостей и газов из зон контакта с
указанной тяжелой нефтью для увеличения
поверхности раздела неизвлеченной тяжелой нефти,
соприкасающейся с указанным растворителем;
b. Введение указанного растворителя в виде пара
в вышеупомянутые зоны для поднятия пластового
давления до тех пор, пока в пласте не образуется
достаточное количество растворителя в жидкой
форме, чтобы контактировать с вышеупомянутой
расширенной зоной поверхности раздела указанной
тяжелой нефти;
c. Закрытие указанной скважины на достаточный
период времени, чтобы позволить растворителю
проникнуть в неизвлеченную нефть по всей
вышеупомянутой зоне поверхности раздела на
стадии созревания, для создания смеси растворителя
и нефти пониженной вязкости;
d. Измерение одного или нескольких свойств
пласта для подтверждения степени разбавления
растворителем неизвлеченной нефти в пласте;
e. Запуск добычи на основе гравитационного
дренирования из указанного коллектора, при
условии, что вязкость смеси достаточно низкая,
чтобы позволить указанной смеси просачиваться
через пласт в эксплуатационную скважину.
Краткое описание чертежей
Далее будет сделана ссылка, только путем
примера, на предпочтительное осуществление
настоящего изобретения, путем ссылки на
следующие чертежи, в которых:
На Фиг.1 изображен целевой пласт тяжелой
нефти с горизонтальной скважиной, расположенной
продуктивной зоны и вертикальной скважиной
нагнетания.
Фиг.2 - график проницаемости в мили Дарси в
сравнении с общей проницаемостью для типичного
пласта тяжелой нефти;
Фиг.3 - график пластового давления в
зависимости от времени в образцовом пласте,
согласно настоящему изобретению;
На Фиг.4 изображен график вязкости в
зависимости от температуры для различных
соотношений растворителя и нефти, растворителя,
растворенного в тяжелой нефти;
На Фиг.5 изображен участок упругости пара
конкретного растворителя, этана, как функция
объемной доли этана, растворенного в тяжелой
нефти, согласно настоящему изобретению;
На Фиг.6 показано время в днях, необходимое
для прохождения раствором заданной дистанции
через пласт тяжелой нефти путем разжижения
тяжелой нефти в соответствии с настоящим
изобретением;
На Фиг.7 показан предполагаемый дебит нефти в
горизонтальной скважине длиной 800 метров с
продуктивным горизонтом в 10 м, как функция
степени растворения растворителя в нефти в
коллекторе со средней проницаемостью в 1 Дарси, в
соответствии с настоящим изобретением;
На Фиг.8 показан предполагаемый дебит нефти в
горизонтальной скважине длиной 800 метров с
продуктивным горизонтом в 10 м, как функция
степени растворения растворителя в нефти в
коллекторе со средней проницаемостью в 7 Дарси, в
соответствии с настоящим изобретением;
На Фиг.9 показана предполагаемая стоимость
растворителя за кубический метр извлеченной
нефти по коллектору тяжелой нефти с
проницаемостью 7 Дарси, как на Фиг.7, как функция
объемной доли растворителя в нефти (в данном
случае этана или С2), предполагая, что растворитель
в конечном итоге извлекается во время продувки, в
соответствии с настоящим изобретением.
На Фиг.10 показано пластовое давление в
зависимости от времени, согласно настоящему
изобретению, в случае, когда растворитель, который
добывается вместе нефтью, впоследствии вновь не
закачивается обратно в резервуар; и
На Фиг.11 показаны предполагаемые объемы
закачки и извлечения, как функция времени для
5. 28764
5
процесса извлечения по настоящему изобретению,
применительно к коллектору с активным
водоносным горизонтом или пластовым давлением
другого характера, таким образом, что пластовое
давление эффективно удерживается на постоянном
значении.
Подробное описание предпочтительного
воплощения изобретения
Настоящее изобретение наиболее применимо для
залежей тяжелой нефти, которые претерпели
первичную разработку, а также которые
демонстрируют хорошую замкнутость. Согласно
настоящего изобретения, первичная разработка
привела к возникновению в нефтеносных зонах
пласта пустот, заполненных либо газом, либо водой.
Предпочтение отдается пласту с первичной
разработкой, из которого было извлечено от 5% до
25% объема добычи нефти, с наиболее
предпочтительным объемом - от 8% до 15%.
Наиболее предпочтительно, чтобы подходящий
целевой пласт обладал значительной продуктивной
толщей, без обширных горизонтальных барьеров, с
тем, чтобы при достаточном снижении вязкости
пластовой тяжелой нефти, могло произойти
гравитационное дренирование.
Хотя предпочтение отдается основному
изначально разработанному пласту, данное
изобретение также подходит для неразработанных
пластов того типа, что имеют природные
дренируемые пустоты объемом примерно от 5% до
25% начальных запасов нефти в пласте. Примером
является пласт с 20-40% водонасыщением и 60-80%
нефтенасыщением, при этом хорошо замкнутое
водохранилище в пористом формировании.
На Фиг.1 показана схема целевого нефтяного
коллектора с вертикальной скважиной 20 и
горизонтальной промысловой скважиной 22.
Горизонтальная скважина 22 обычно размещается в
нижней части продуктивной зоны 24 и является
эксплуатационной скважиной, через которую могут
удаляться жидкости, дренируемые через коллектор
путем гравитационного дренирования. Типичная
продуктивная зона 24 имеет слои различной
проницаемости, как показано на 28, 30, 32, 34, 36, 38
и 40. Наиболее предпочтительно, чтобы
продуктивная зона 24 ограничивалась герметичным
слоем перекрывающих отложений 25 и
непроницаемым слоем подстилающих отложений
26, но, как могут оценить специалисты в искусстве
разработки месторождений, настоящее изобретение
также подразумевает, что можно использовать и
искусственные средства ограничения.
Предпочтительно продуктивная зона 24 была
произведена с использованием обычных методов
первичной разработки, таких как CHOPS (холодная
добыча тяжёлой нефти с песком), в полной
возможной мере, после чего остались значительные
поровые объемы в том, что можно назвать зоной
извлечения нефти. Хотя продуктивные зоны с 28 по
40 могут быть достаточно однородными, обычно
присутствуют некоторые колебания в
проницаемости вследствие, например,
первоначального процесса отложений. Как правило,
также бывают некоторые природные колебания в
качестве и вязкости нефти, в зависимости от
расположения пласта.
Как следствие первоначального извлечения
нефти из резервуара, в зонах самой высокой
проницаемости в продуктивной зоне 24, в данном
случае - слоях 30 и 38, тяжелая нефть будет
преимущественно исчерпана, в то время как зоны с
немного меньшей проницаемостью - 28, 32, 34, 36 и
40 - будут главным образом обойдены, и таким
образом, содержат большее количество
«трудноизвлекаемой нефти». Если резервуар
подвергался первичной разработке без пластового
давления, истощенные районы, вероятно, также
будет иметь некоторое насыщение газом, по мере
выхода природного растворенного пластового газа
из растворителя и заполнения им пор при
извлечении нефти. Также высока вероятность
наличия в порах районов извлечения нефти
продуктивной зоны, значительного количества воды
или соляного раствора, особенно при заводнении
месторождения. Растворитель вводится, как
показано стрелкой 44, в вертикальную скважину 20,
а затем смесь раствора и нефти удаляют 46,
например, насосом 48.
Фиг.2 показывает по границе участка 49, что
нефтяной коллектор с определенной «средней»
проницаемостью обычно охватывает широкий
спектр пор различных размеров, и поэтому высока
вероятность, что он имеет широкое распределение
проницаемости, которая варьируются от одной поры
к другой, а также от одного слоя к другому. Это
означает, что любой процесс добычи, основанный на
вытеснении газом или жидкостью (где напор газа
или жидкости используется в попытке вытеснить
нефть из продуктивного горизонта) чувствителен
преимущественно к движению вытесняющей
жидкости, такой как растворитель, движущейся,
прежде всего через самые большие поры с
наибольшей проницаемостью, тем самым обходя
значительные объемы нефти, содержащейся в порах
меньшего размера и с меньшей проницаемостью.
Эти оставшиеся после обводнения «целики» нефти,
которая не достаточно подвижна для коммерческих
темпов отбора нефти, и есть трудноизвлекаемая
нефть. Это перепускание нефти особенно
проблематично в процессах, основанных на
растворителях, потому что растворитель имеет
тенденцию разжижать нефть, пуская ее по наиболее
проницаемым путям, и усугубляя проблему
закорачивания или конусообразования. Существует
ряд способов физически измерить и оценить
неоднородность естественной проницаемости
продуктивной зоны, включая каротажные
устройства и измерение пористости. В общих
словах, на Фиг.2 показано, что значительная часть
нефти будет оседать в порах с меньшей
проницаемостью в продуктивной зоне.
На Фиг.3 показана последовательность шагов для
процесса извлечения, согласно предпочтительному
воплощению настоящего изобретения, в качестве
ряда изменений пластового давления с течением
времени. На Фиг.3 отображены шаги создания
6. 28764
6
пустот 50, заливки растворителя 52, созревания 54,
добычи нефти 56 с одновременной повторной
закачкой растворителя обратно в пласт и продувкой
растворителем 58. Каждый из этих
предпочтительных шагов описан более подробно
ниже. Фиг.3 иллюстрирует схематический график
процесса настоящего изобретения, примененного в
пласте- коллекторе, растворителем служит этан, и
изначальная температура пласта равна 20°С и
поднимается примерно до 24°С (см. Фиг.4) с
предполагаемыми значениями пористости
коллектора и вязкости трудноизвлекаемой тяжелой
нефти.
Первый шаг 50 создания пустот происходит как
этап предварительной обработки или заправки.
Подвижные флюиды и газы, которые для простоты
понимания именуются блокаторами растворителя,
перекачиваются или извлекаются из пласта.
Наиболее предпочтительно извлекать эти блокаторы
растворителя через существующие скважины,
которые остались после первоначальной разработки,
но в некоторых случаях может оказаться
предпочтительнее установить горизонтальную
скважину в нижней части пласта и использовать ее
для удаления блокаторов растворителя. Наиболее
мощными блокаторами растворителя считаются
вода, соляной раствор и метан, каждый из которых,
скорее всего, присутствует после того, как процесс
первичной разработки утрачивает свою
эффективность. Может поощряться образование
дополнительных пустот в продуктивном пласте 24
путем введения в коллектор паров растворителя
относительно низкого давления, чтобы удалить
насколько можно больше растворенного в нефти
газа и метана. Предпочтительный растворитель -
этан, хотя пропан также может быть пригоден в
определенных условиях пласта. Выбор растворителя
зависит от определенных факторов, включая
эффективность растворителя при пластовом
давлении (которое часто является функцией
глубины пласта) и текущую стоимость растворителя
на открытом рынке. Этан предпочтительнее
использовать в пластах, расположенных ниже 1000
футов, а пропан - в более метких пластах.
Образование пустот по настоящему изобретению
подразумевает серию шагов вымещения в
организованной модели для максимального
извлечения воды и метана из продуктивной зоны 24
пласта. Таким образом, настоящее изобретение
использует преимущества любой существующей
конфигурации скважины, оставленной после
первичной разработки.
Чистота растворителя также является важным
аспектом настоящего изобретения.
В любой среде со смешанными растворителями,
чем легче растворяющиеся вещества
предпочтительно образуют смесь с нефтью, тем
меньше оставляют легко растворяющиеся вещества
на разделе нефти. Таким образом, за какой-то
период времени менее растворимое вещество
сосредотачивается на разделе нефти и блокирует
попадание в нефть более легко растворяющихся
веществ, срывая процесса разжижения нефти.
Поэтому, одним из аспектов настоящего
изобретения является замена относительно
нерастворимых веществ, таких как метан, которые
могут естественным образом присутствовать в
пласте, высокой концентрацией достаточно чистого
растворителя, например, этана или пропана, чтобы
не давать веществам, которые менее легко
растворяются, замедлять или предотвращать
разжижение. А также, вода между нефтью и
растворителем будет действовать в качестве барьера
для растворителя, и поэтому ее также
предпочтительнее удалить, в соответствии с
настоящим изобретением, из порового объема, в
максимально возможной степени. В целом,
блокатором растворителя может быть либо газ, либо
жидкость в пластовых условиях, и их желательно
удалять.
Настоящее изобретение подразумевает, что шаг
образования пустот можно предпринять с
поддержанием пластового давления, или без него, в
зависимости от условий пласта. В некоторых
случаях необходимо использовать поддержание
давления, чтобы свести к минимуму приток из
активного водоносного горизонта во время
образования пустот и последующего этапа
нагнетания растворителя. В других случаях пласт
может быть достаточно изолированным и
достаточно стабильным, чтобы не требовать
поддержания давления. Однако настоящее
изобретение предлагает оба способа образования
пустот, в зависимости от того, который из них
больше всего подходит для условий конкретного
коллектора.
Следующий шаг 52 в настоящем изобретении -
загрузка растворителя. Это предполагает
непрерывное нагнетание растворителя в виде пара в
резервуар, чтобы осторожно поднимать давление в
пласте до тех пор, пока это оно не превысит
давления насыщения пара растворителя. Путем
введения растворителя в паровой фазе, настоящее
изобретение стремится расширить зону воздействия
растворителя до самых отдаленных пор, а затем
путем повышения давления выше давления
насыщения, заполнить весь поровый объем,
образованный на первом этапе при помощи жидкого
растворителя. Предпочтительнее вводить большую
часть растворителя в виде пара, чтобы позволить
растворителю легко проникать в пустоты по всей
продуктивной зоне 24, не образуя жидкостные или
другие барьеры для дальнейшего проникновения
растворителя.
Настоящее изобретение подразумевает, что на
заключительных этапах нагнетания инжекционное
давление будет достаточно высоко, чтобы большая
часть растворителя находилась в плотной
жидкоподобной фазе. Это необходимо для
обеспечения достаточного объема растворителя,
чтобы надлежащим образом разбавить, и тем самым
мобилизовать достаточный объем
трудноизвлекаемой нефти. На этом этапе
перезагрузки необходимо тщательно
контролировать инжекционное давление, во
7. 28764
7
избежание риска возможной потери герметичности
пласта с последующей утечкой растворителя.
Существует несколько стратегий зарядки или
нагнетания растворителя, согласно настоящему
изобретению, в зависимости от резервуара.
Наиболее предпочтительно, чтобы зарядка
растворителя происходила таким образом, чтобы
позволить растворителю проникать в поры,
образованные на первом этапе процесса. В
некоторых случаях это лучше всего достигается с
помощью существующей вертикальной скважины,
имеющей доступ к зоне высокой проницаемости в
пласте. Также может быть предпочтительнее
использовать пакеры, или что-то подобное, в
вертикальной скважине для обеспечения того, чтобы
растворитель был помещен в соответствующую
пористую зону в пласте- коллекторе. Также, если
происходит значительное удаление блокирующих
флюидов из котлована с помощью горизонтальной
скважины, то растворитель также может вводиться
через горизонтальную скважину. Согласно
настоящему изобретению требуется поместить
растворитель как можно ближе к порам,
образованным на первом этапе настоящего
изобретения, чтобы попытаться заполнить эти
пустоты в максимально возможной степени. Как
именно это делать будут зависеть от геологии и
характеристик конкретного пласта, но это может
делаться через одну или одновременно несколько
вертикальных и горизонтальных скважин.
Следующий шаг добычи, согласно настоящему
изобретению, - это выдержка времени или шаг
созревания 54, при котором предоставляется
достаточно времени растворителя для медленного
растворения в нефти, в более мелких и менее
доступных порах, для разжижения содержащейся в
них нефти и уменьшения ее вязкости, таким
образом, что полностью разреженная или
гомогенизированная смесь становится подвижной
внутри пласта. Этот процесс гомогенизации также
важен, чтобы позволить нефти просачиваться в
поры, наполненные растворителем, даже в то время
как растворитель просачивается в поры,
наполненные нефтью. По настоящему изобретению,
такая гомогенизация растворителя в нефти
помешает растворителю обходить нефть на стадии
добычи. В достаточно замкнутом резервуаре этап
созревания характеризуется пластовым давлением,
которое со временем идет на убыль, по мере того
как относительно чистый растворитель растворяется
в нефти, и давление его паров падает. Это снижение
пластового давления происходит по закону Генри.
Карманы чистого растворителя имеют тенденцию
поддерживать высокое поровое давление, которое
представляет собой давление паров чистого
растворителя. Форма кривой падения давления и
оценка того, достигло ли давление ожидаемой
асимптоты, обеспечивают, по настоящему
изобретению, полезную диагностику степени
однородности растворителя в нефти по всему
пласту. В частности, отсутствие падения давления в
сравнении с давлением первоначально заряженного
растворителя, свидетельствует о плохой
проницаемости растворителя.
Настоящее изобретение подразумевает разное
время созревания в разных пластах. Одной из
переменных является расстояние диффузии, которое
в некоторых случаях можно вычислить, если
известны проницаемость и неоднородность пласта.
Настоящее изобретение также предполагает
возможность предсказать оптимальное количество
времени для этапа созревания, на основании
неоднородности резервуара и физических данных о
нефти. Например, скорость растворения нефти будет
варьироваться, и легкая нефть с высоким
изначальным паросодержанием может достигнуть
однородности за короткое время, например, за один
день, но битум повышенной вязкости и с низким
распределением пористости (и растворителя) может
потребовать длительного времени, возможно, даже
десятилетий.
Теперь следует понять, почему достижение
достаточной разумной степени единообразного
проникания или поглощения растворителя нефтью
желательно, согласно настоящему изобретению.
Когда в пласте присутствует два флюида, и вязкость
одного значительно ниже, чем вязкость другого,
преимущественно будет извлекаться более
мобильное вещество. Путем достижения
достаточной степени неоднородности,
преимущественно начинает присутствовать только
одна жидкость, а именно нефть, разбавленная
растворителем, что увеличивает вероятность того,
что нефть будет полностью мобилизована, что в
значительной степени уменьшит обход растворителя
и конусообразование. Каждый резервуар, согласно
специфике пласта, вероятно, будет иметь
уникальный максимальный общий объем добычи, в
силу природных аномалий и тому подобных вещей.
Однако настоящее изобретение предполагает, что
если позволить этапу созревания дойти до
максимально возможной степени, с учетом условий,
таких как объем пустот, это будет способствовать
извлечению максимального объема нефти,
находящейся в продуктивной зоне пласта.
Настоящее изобретение также предполагает, что в
то время как добычу можно начать в одной области
продуктивной зоны, в другой области может
одновременно происходить медленное разжижение
нефти растворителем, и поэтому не во всех случаях
может быть необходимо ждать, пока разжижение не
достигнет максимума по всему пласту, чтобы
приступать к этапу разработки, в тех случаях, когда
добыча в одной части влияет на непрерывное
разжижение нефти растворителем в другой части.
Однако если этап созревания завершается
слишком быстро, можно было бы ожидать увидеть
извлечение флюидов, в основном, растворителя,
содержащего лишь небольшую часть нефти. Такой
результат типичен для многих известных уровней
процессов режима вытеснения пласта, где низкая
вязкость рабочей жидкости (то есть, растворителя
или пара или воды или газа) обходит большую часть
нефти, оставшейся в пласте. Следовательно, высокая
концентрация растворителя в производимой
8. 28764
8
жидкости может обеспечить полезные
диагностические критерии для оценки того, является
ли время созревания достаточным, по крайней мере,
в ближайшем районе эксплуатационной буровой
скважины.
Следующий шаг настоящего изобретения - шаг
разработки 56.
Если предположить, например, что был введен
достаточный объем растворителя для достижения
определенной объемной доли растворителя в нефти,
затем буровые жидкости тщательно изучаются,
чтобы определить, не превышает ли доля
растворителя эту целевую долю. Если объемная
доля жидкого растворителя в образовавшейся смеси
растворителя / нефти больше, чем ожидалось, то
растворителю не удалось разжижить всю
труднодоступную нефть, которая должна быть для
него доступна, и вероятно, растворитель обходит
значительные объемы нефти. Если объем отбора
жидкого растворителя слишком высок по
отношению к объему отбора нефти, то объем
добычи нефти можно ограничить, или
месторождение можно снова закрыть, чтобы дать
этапу созревания 54 дополнительное время для
более полного разжижения.
Как отмечалось выше, на этапе добычи нефти
также будет параллельно извлекаться и
растворитель, растворенный в нефти. Согласно
настоящему изобретению, этот растворитель может
быть нагнетен обратно в пласт, или же растворитель
можно продать или отгрузить на следующий проект
по добыче, или даже сжечь в качестве топливного
газа.
Давление, в ходе добычи, также может быть
повышено, согласно настоящему изобретению,
путем повторного использования растворителя или
дополнительным введением растворителя, если
необходимо сохранить концентрацию растворителя
в нефти на достаточно высоком уровне, чтобы
снизить вязкость нефти до определенного целевого
значения. Это дает возможность со временем
увеличить соотношение растворителя и нефти, что
может оказаться полезно для поддержания высокого
дебета нефти без чрезмерного конусообразования,
по мере истощения коллектора нефти. Однако
дополнительное введение растворителя также
увеличивает риск деасфальтирования растворителя
и потенциального повреждения пласта. Желательно
вводить не растворяющиеся флюиды, такие как
метан, азот, или что-либо еще, для поддержания
давления ближе к завершению этапа добычи, когда
уже не нужно беспокоиться о соответствующем
растворителе в нефти и о блокировании
растворителя в поверхности раздела.
Последним шагом в процедуре добычи является
продувка растворителем и извлечение 58. Если есть
ограничения давления, такие как активный
водоносный горизонт, может возникнуть
необходимость удалить растворитель при помощи
другого газа, например, метана, углекислого газа
или азота.
На Фиг.4 показан график вязкости типичной
тяжелой нефти, как функция растворения
растворителя и температуры. Этот график позволяет
рассчитать снижение вязкости от применения
определенного количества растворителя до особо
тяжелой нефти. График также показывает, что
вязкость чистого растворителя может быть в 100 000
раз ниже, чем вязкость материнской нефти, так что
очень важен этап созревания 54, дающий
растворителю достаточно времени, чтобы
разжижить нефть, чтобы избежать обхода нефти
растворителем. По настоящему изобретению
аналогичные графики можно составить и для других
комбинаций нефти и растворителя. Начало стрелок
60 и 62 представляет вязкость чистого ненагретого
растворителя и пластового флюида тяжелой нефти, а
наконечники стрелок показывают, что однородная
смесь растворителя и нефти обладает вязкостью
чуть более ста сентипауз. График показывает
небольшое повышение температуры в данном
примере из-за скрытого тепла конденсации.
Однако явно, что в данном конкретном случае
повышение температуры не обеспечивает
значительного уменьшения вязкости. График на
Фиг.4 также позволяет дать оценку прогнозируемой
вязкости однородной смеси нефти и растворителя
при разных объемных долях растворителя.
Например, увеличение объема растворителя до 20%
позволит понизить вязкость смеси на
дополнительную переменную 10 до значения около
13сР.
На Фиг.5 изображена кривая 64 ожидаемого
парового давления предпочтительного вида
растворителя - этана, как функция объемной доли
этана, растворенного в тяжелой нефти. Давление
насыщения чистого этана при 24°С - около 4100кРа
(абсолютное), так что этот уровень инжекционного
давления является минимально требуемым для
заполнения пустотного объема жидким
эквивалентом этана. Общее давление будет
несколько выше, в зависимости от остаточного
количества метана, оставшегося в порах к концу
первого этапа - образования пустот. Однако при
10% объемной доле этана в нефти, давление паров
этана равно только 1600kРа (абсолютное). Это
означает, что если на этапе созревания достигается
однородная смесь нефти и растворителя,
парциальное давление этана упадет с 4100kРа
(абсолютное) примерно до 1600kРа (абсолютное).
Таким образом, согласно настоящему изобретению,
пластовое давление достигает предельного
распределения при значении, которое примерно на
2500kРа ниже инжекционного давления. Как
понимают специалисты в данной области, это
предполагает, что резервуар является
ограниченным, и что через водоносный горизонт
или газовую шапку давление не поддерживается.
Примечательно, если предположить, что
растворитель проникает глубоко, как показано в
компьютерных моделях Дас и Окасава (Das and
Okazawa), они могут интерпретировать падение
давления только как потерю растворителя в зоне
поглощения, и следовательно, ограничат
дальнейшее введение раствора, начав как можно
скорее извлекать растворитель. Таким
9. 28764
9
представляется учение, лежащее в основе патента
2494391, в котором используется очень высокие
перепады давления при нагнетании и удалении
растворителя из пласта как можно быстрее.
На Фиг.6 показано приблизительное время,
необходимое для этапа созревания 54, как функция
расстояния, которое необходимо пройти фронту
растворителя в продуктивную зону 24 для целевых
пластов с наличием углеводородов, от битума, и до
обычной нефти, где показаны участки 70 для
битума, 72 для тяжелой нефти и 74 для обычной
нефти. Этот Фиг.6 также показывает преимущество
первоначального шага 50 по образованию пустот,
который увеличивает количество растворителя,
которое можно безопасно вводить в целевой
коллектор на этапе 52, так что расстояние, на
которое должен распространиться растворитель,
уменьшается, а также уменьшается количество
времени, необходимое для созревания на этапе 54.
Например, можно ожидать, что удвоение количества
растворителя с 10% до 20% может более
эффективно рассеить растворитель в зоне отбора
оставшейся в пласте нефти и вполовину сократить
время созревания.
Предполагается, что в месторождении обычной
нефти с продуктивной зоной 24 содержится 10 сР
нефти, и оно обладает проницаемостью в 100
миллидарси. Месторождение тяжелой нефти, как
предполагается, имеет проницаемость 1 дарси и
вязкость нефти 10,000сР, а, к примеру, битумное
месторождение предположительно обладает
проницаемостью в 5 дарси и имеет 6 миллионов сР
битума. Продолжительность времени для этапа
созревания 54 устанавливается скоростью, с которой
фронт ударной концентрации будет
распространяться по пласту. Скорость
распространения является производной
соотношения, представленного в предыдущей заявке
изобретателя на патент 2591354.
На Фиг.6 также изображена другая кривая 75
помеченная как застойная противоточная диффузия,
которая представляет собой второй способ оценки
скорости диффузии растворителя в коллекторе.
Кривая 75 предполагает, что расстояние
проникновения или распространения растворителя
пропорционально квадратному корню времени
созревания для этой модели оценки. Противоточная
модель имеет несколько более высокие скорости
проникновения на коротких расстояниях и гораздо
более медленные темпы проникновения на большем
расстоянии в особо тяжелой нефти. Хотя
определенный выбор модели скорости
проникновения растворителя требует калибровки на
скважине, один вывод на основании обеих моделей
таков, что время проникновения растворителя
может быть чрезвычайно длительным (от
нескольких лет до десятилетий) на относительно
короткие расстояния проникновения.
Следовательно, теперь можно оценить
преимущества настоящего изобретения - в
получении широкого рассредоточения растворителя
путем удаления блокаторов растворителя и сведения
к минимуму расстояния, которое должен пройти
растворитель для того, чтобы войти в контакт с
трудноизвлекаемой тяжелой нефтью.
На Фиг.7 показан участок 76 расчетного дебита
нефти при гравитационном дренировании по
горизонтальной скважине 800 м длиной с
продуктивным пластом тяжелой нефти, равного
10000сР в естественных пластовых условиях. Этот
график показывает, что при средней проницаемости
в 1 дарси, прогнозируемый дебит нефти составляет
всего лишь около 10 м3
/сут. На Фиг.7 показана
важность достижения достаточной концентрации
растворителя в нефти; удвоение концентрации
растворителя с 10% до 20% по объему в нефти
увеличивает дебит нефти в 15 раз. Кроме того
объемная доля растворителя ниже 10%, по-
видимому, является совершенно бесполезной.
На Фиг.8 показан участок 78 расчетного дебита
нефти при гравитационном дренировании по той же
скважине и нефти, что и на Фиг.7, но со средней
проницаемостью пласта 7 дарси. Фиг.8 показывает,
что при 10% объеме введенного растворителя, при
средней проницаемости пласта 7 дарси, ожидаемый
дебит нефти достигает 100 м3
/сут. Эта цифра
показывает, что продуктивные зоны с более высокой
проницаемостью намного предпочтительнее для
настоящего изобретения, поскольку они уменьшают
количество растворителя, необходимого для
достижения данного дебита.
Желательно, чтобы большая часть растворителя
удалялась и использовалась повторно, в этом случае
затраты на растворитель могут быть по большей
части компенсированы.
Фиг.9 изображает участок 80 с рассчитанными
затратами на растворитель при проницаемости
залежи тяжелой нефти 7 дарси Фиг.8, при условии,
что растворитель, в конце концов, извлекается, либо
из образовавшейся смеси растворителя/нефти, либо
во время окончательной продувки. На Фиг.9
показано, что стоимость растворителя на один м3
добычи нефти снижается по мере увеличения
объемной доли растворителя в извлеченной смеси
растворителя/нефти. Это удивительный результат, и
он показывает, что более высокая стоимость
хранения растворителя сильно корректируется
путем сокращения времени извлечения (быстрее)
(на основе временной стоимости денег) при добыче
трудноизвлекаемой нефти.
Следовательно, это указывает на то, что процесс,
который предполагает экономное расходование
растворителя, как и большая часть прототипа, не
является экономически эффективным для получения
максимально эффективных результатов. Далее,
Фиг.9 подчеркивает преимущества шага по
первоначальному созданию пустот, по настоящему
изобретению, что позволяет доставлять раствор
максимально близко к трудноизвлекаемой нефти.
На Фиг.10 показана линия графика 82 пластового
давления в зависимости от времени в случае, когда
растворитель, который извлекается одновременно с
нефтью, впоследствии не закачивается обратно в
коллектор. Как показывает наклон графика,
пластовое давление со временем слегка
уменьшается на этапе добычи. Следует понимать,
10. 28764
10
что это снижение не приписывается дальнейшему
распространению растворителя в нефти, а скорее
происходит по причине удаления добываемого
объема флюидов из продуктивной зоны оплаты в
герметичных пластах, как предлагается в настоящем
изобретении.
На Фиг.11 вместе с участком 84 показаны
совокупные объемы вводимого растворителя и
дебит, как функция времени для настоящего
изобретения, при применении к месторождению с
активным водоносным горизонтом или другим
видом пластового давления. Этот тип
месторождения менее желателен, поскольку
качество распространения растворителя в нефти и
соответствующее время созревания не могут быть
оценены с помощью дистанционного зондирования
пластового давления, потому что пластовое
давление эффективно удерживается на постоянном
значении. Понятно, что настоящее изобретение
процесса добычи все равно можно с пользой
применять к этому типу месторождений, но оценка
соответствующего времени созревания будет более
неопределенной, может больше полагаться на
оценку соотношения растворителя к нефти
добываемых флюидов и выиграет от детальной
оценки неоднородности пласта.
Теперь преимущества настоящего изобретения
более понятны. Хотя объем растворителя,
вводимого в пласт, максимизируется путем
предварительного шага настоящего изобретения,
концентрация растворителя в добываемом флюиде
достаточно мала, поскольку первичная и вторичная
разработка зачастую варьируется в диапазоне 10%
до 20% начальных запасов нефти в пласте.
Следовательно, количество и стоимость
растворителя, извлекаемого наряду с нефтью,
сильно уменьшается в сравнении с другими
известными процессами, такими как 2,299,790.
Настоящее изобретение подразумевает, что это
может быть экономически эффективным -
полностью игнорировать извлечение растворителя в
некоторых случаях для сведения к минимуму
капитальных затрат промыслового
перерабатывающего комплекса. Еще одно
преимущество настоящего изобретения в том, что
ожидается незначительное напластование
асфальтенов или полное его отсутствие, благодаря
относительно низкому соотношению растворителя к
нефти. С другой стороны ожидается совсем
небольшая глубина переработки нефти или ее
отсутствие. Кроме того, настоящее изобретение не
является непрерывным процессом, поскольку
полный заряд растворителя требуется почти с
самого начала - во время этапа созревания никаких
значительных оперативных расходов понесено не
будет.
Кроме того, можно использовать различные
растворители. Фиг.6 показывает, что время
созревания в один месяц может позволить
целесообразному растворителю распространиться на
5 метров в обычном нефтяном месторождении.
Однако ожидается, что потребуется 6 или более лет,
чтобы ненагретый растворитель распространился на
5 метров в очень вязком битуме из нефтеносных
песков. Дополнительные коммерческие
преимущества включают возможность
приобретения земли со скважинами и
производственными мощностями по низкой
стоимости, если определенное истощенное
месторождение тяжелой нефти считается
неэкономичным в эксплуатации.
Дополнительные аспекты новизны изобретения
включают, среди прочего, следующее:
Этап очистки/обеззараживания для создания
порового объема и удаления нежелательного
загрязнения, такого как вода и метан;
Использование детекторов растворителя для
мониторинга прорыва растворителя на стадии
очистки;
этап нагнетания для достижения состояния
давления насыщения, чтобы пустоты могли быть
наполнены наиболее высокой загрузкой
растворителя;
этап созревания с отслеживанием понижения
пластового давления для контроля процесса
смешивания; и
мониторинг соотношения растворитель/нефть
для выявления и смягчения конусообразования и
обхода нефти растворителем.
Преимущество настоящего изобретения в
использовании гравитационного дренирования в
том, что оно может способствовать 60% или выше
добычи начального запаса нефти в пласте. Если при
начальной разработке добывается только 10% от
начального запаса нефти в пласте, то последующее
гравитационное дренирование при помощи
растворителя может способствовать 5-кратной или
большей суммарной добыче нефти, чем было
достигнуто на начальном и вторичном
производственных циклах.
Пример: Рассмотрим тяжелую нефть
месторождения Ллойдминстер с вязкостью
материнского месторождения 10,000сР и
проницаемостью коллектора 7 дарси и
продуктивной толщей в 10м. Добыча после
первичного CHOPS (холодная добыча тяжёлой
нефти с песком) и последующего закачивания воды
равна 270kbbls, что составляет 15% начального
запаса нефти в пласте. На первом этапе настоящего
изобретения пластовое давление падает до
500 КРАа, поскольку блокаторы растворителя,
состоящие из воды, соляного раствора и метана
удаляются.
Затем вводятся пары растворителя, чтобы помочь
вытеснить подвижную воду и метан из пласта и
позволить парам растворителя распространиться
через доступные пластовые поры.
Этот этап дренирования образует объем пустот в
15% порового пространства, которое впоследствии
может быть заполнено растворителем. Нагнетается
достаточное количество растворителя-этана, чтобы
заполнить этот 15% объем пустот с жидким
эквивалентным растворителем (то есть 270kbbl
жидкого эквивалента баррелей этана). Если
предположить, что пустоты, образованные во время
первичной разработки, в основном, образовались в
