Abstract

Displacement efficiency, relative phase permeabilities and their variations vs. temperature and driving agent dependency have been experimentally and quantitatively determined to facilitate numerically thermal and hydrodynamics-based indicators to guide the development of a high-viscosity hydrocarbon reservoir fringe. Utilization of these characteristics of multiphase flow while modeling permitted the effectiveness of a non-isothermal flood ranging while cold water injection (1 = 5°C) to steam injection (t = 320°C) to be investigated.

Reference

  •  1) Burzhe Zh., Surio P., Kombarnu M., 1988, Termicheskie metody povysheniya nefteotdachi plastov: M., Nedra.

  •  2) Metodicheskie ukazaniya po sozdaniyu postoyanno deystvuyuschih geologo-tehnologicheskih modeley neftyanyh i gazoneftyanyh mestorozhdeniy: M., Minenergetiki RF, 2001.

  •  3) Surguchev M. L., Gorbunov A. G, Zabrodin D. I., Ziskin E. A., Malyutina G. S., 1991, Metody izvlecheniya ostatochnoy nefti: M., Nedra.

  •  4) Poston S. W., Ysarael S., Hossain A. K. M. S., Montgomery E. F., Ill and Ramey H. /., 1970, The Effect of Temperature on Irreducible Water Saturation and Relative Permeability of Unconsolidated Sands: Soc. Pet. Eng., 5, 171 - 180, June.

  •  5) Main: V. B., Okazawa 71, 1987, Effect of temperature on heavy oil-water relative permeability of Sand: The journal of Canadian Petroleum Technology, May-June, 33-41.

Характеристики многофазного потока при разработке оторочки высоковязкой нефти газонефтяной залежи с закачкой теплоносителя

Степанов В.П. Ахапкин М.Ю. Важеевский А.Е. Родионова Е.А.

Аннотация

Коэффициенты вытеснения, относительные фазовые проницаемости, их изменчивость от температуры и вытесняющего агента экспериментально и численно определены для обеспечения термогидродинамических расчетов технологических показателей разработки оторочки высоковязкой нефти газонефтяной залежи. Определение и использование этих характеристик многофазного потока при моделировании позволили исследовать эффективность неизотермического заводнения в широком технологическом диапазоне - от закачки холодной (Т = 5°С) воды до закачки пара (Т = 320°С).

Информация об авторах

Библиографическая ссылка

Степанов В.П. Ахапкин М.Ю. Важеевский А.Е. Родионова Е.А. Характеристики многофазного потока при разработке оторочки высоковязкой нефти газонефтяной залежи с закачкой теплоносителя // Геофизика. 2007. № 4. С. 225-228.

Список литературы

  •  1) Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М., 1988, Термические методы повышения нефтеотдачи пластов: М., Недра.

  •  2) Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений: М., Минэнергетики РФ, 2001.

  •  3) Сургучев М. Л., Горбунов А. Г, Забродин Д. И., Зискин Е. А., Малютина Г. С., 1991, Методы извлечения остаточной нефти: М., Недра.

  •  4) Poston S. W., Ysarael S., Hossain А. К. M. S., Montgomery E. F., Ill and Ramey H. /., 1970, The Effect of Temperature on Irreducible Water Saturation and Relative Permeability of Unconsolidated Sands: Soc. Pet. Eng., 5, 171 - 180, June.

  •  5) Main: В. B., Okazawa 71, 1987, Effect of temperature on heavy oil-water relative permeability of Sand: The journal of Canadian Petroleum Technology, May-June, 33-41.