Моделирование расширяющегося растворителя при паро‑ассистированном гравитационном дренировании: полевой кейс битумного нефтяного пласта

В условиях роста мирового спроса на энергию всё больше внимания уделяется залежам тяжёлой нефти и битума как источникам энергии. Эти высоковязкие ресурсы в настоящее время в основном разрабатываются с помощью пара; например, для извлечения битума из относительно мелких пластов в Альберте (Канада) широко применяется процесс паро‑ассистированного гравитационного дренирования (SAGD). С целью повышения эффективности SAGD и улучшения экономических показателей предложено добавлять растворитель в закачиваемый пар. Закачка растворителя может увеличить добычу и сократить потребность в паре, что снижает коэффициент пар‑битум (SBR). Более высокие концентрации и некоторые типы растворителей дополнительно улучшают темпы добычи, однако скорость возврата растворителя варьирует в зависимости от концентрации и свойств растворителя. Для достижения оптимальных результатов стратегия закачки должна быть адаптирована к геологическим условиям, характеристикам растворителя и свойствам коллектора. Исследование было инициировано обнадёживающими результатами полевого теста с закачкой растворителя в проекте SAGD. В работе использовался композиционный термический симулятор для количественной оценки преимуществ добавления растворителя к процессу SAGD (обозначаемому как ES‑SAGD) с целью более эффективного извлечения битума при меньших энергозатратах. Второй задачей было определение оптимальных и более экономичных эксплуатационных протоколов для проектов с закачкой пар‑растворитель. В статье представлена (1) методология моделирования процесса повышения нефтеотдачи ES‑SAGD и (2) полевые и модельные результаты применения ES‑SAGD к проекту разработок нефтяных песков в Альберте, Канада.