Оптимизация растворосодержащего SAGD в глубоких сверхтяжёлых нефтяных пластах: механистические выводы и пример из Ляохэ

В работе изучается применимость и оптимизация метода расширяющегося растворителем паропромыслового гравитационного дренажа (Expanding Solvent Steam-Assisted Gravity Drainage, ES-SAGD) в глубоких сверхтяжёлых пластах, с акцентом на блок Shu 1-38-32 в бассейне Ляохэ. Для оценки работы SAGD применена модифицированная теоретическая модель, учитывающая снижение качества пара с увеличением глубины залегания пласта. Результаты показывают, что снижение качества пара на больших глубинах существенно уменьшает тепловую эффективность, соотношение нефть–пар (OSR) и общий коэффициент извлечения при традиционном SAGD. Для преодоления этих ограничений выполнены численные моделирования влияния соинъекции гексана в ES-SAGD. Концентрация гексана 3 об.% увеличивала извлечение нефти на 17,3%, повышала пик производительности нефти на 36,5% и повышала накопленный коэффициент нефть–пар с 0,137 до 0,218 по сравнению с традиционным SAGD. Анализы чувствительности показали, что оптимальная работа достигается при циклической инъекции в стадии горизонтального расширения и поддержании давления в камере выше 3 МПа. Прогнозы на производственном масштабе, основанные на пяти парах скважин SAGD, показали, что предложенная конфигурация ES-SAGD может повысить накопленный коэффициент извлечения с 28,7% до 63,3% в течение семи лет. Полученные результаты проясняют фундаментальные ограничения, налагаемые качеством пара в глубоких пластах, и предлагают практические стратегии оптимизации операций растворосодержащего SAGD в таких условиях.