Новая термогеомеханическая теория гравитационного дренажа в паропомощной гравитационной добыче

Резюме: нефтеносные песчаники западной Канады содержат более 170 миллиардов баррелей извлекаемой тяжёлой нефти и битума, представляя собой значимый источник нетрадиционной нефти. При пластовых условиях большая часть этой нефти практически не обладает начальной подвижностью из‑за высокой вязкости, которая обычно составляет сотни тысяч — миллионы сантипуаз. В паропомощной гравитационной добыче (SAGD) пар, закачиваемый в пласт, нагревает нефть у кромки камеры истощения, повышая тем самым подвижность ko/μo битума. Три основных эффекта объясняют увеличение подвижности нефти. Во‑первых, при температуре пара вязкость битума обычно составляет менее 20 сP. Во‑вторых, предполагается, что сдвиг, вызванный градиентами термического расширения, расширяет нефтеносный песок и вызывает повышение проницаемости. В‑третьих, дилатация у кромки камеры приводит к уменьшению остаточной насыщенности нефтью (ROS). Поскольку скорость добычи при SAGD напрямую связана со скоростью дренажа мобилизованной нефти у кромки камеры, термогеомеханика нефтеносного песка в этой зоне контролирует эффективность SAGD. В данном исследовании выведена новая аналитическая формула для SAGD, учитывающая термогеомеханические эффекты у кромки камеры. В работе введены в аналитическую модель для дебита по SAGD эффекты дилатации, возникающие при термическом расширении. Результаты показывают, что объёмное расширение у кромки камеры играет существенную роль в обеспечении эффективного дренажа битума к добывающей скважине.