Особенности тепловых методов воздействия на разрабатываемых нефтяных залежах Азербайджана Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

УДК 622.276.65 РО! 10.21440/2307-2091-2016-3-34-40

ОСОБЕННОСТИ ТЕПЛОВЫХ МЕТОДОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖАХ АЗЕРБАЙДЖАНА

Б. А. Багиров, А. М. Гаджиев

Features of heat methods of influence on developed oil deposits of Azerbaijan

B. A. Bagirov, A. M. Gadzhiev

Successful implementation of thermic enhanced oil recovery methods requires systematic monitoring of the processes of development of reserves, which is an urgent task of commercial geology. The technique is based on the proposition that if heat carrier is injected into the formation, it must affect not only the formation temperature increase and thereby decrease of viscosity and density of oil, but also lead to changes in nature of formation water mineralization. One should take into account the fact that the movement speed of water in a porous medium will always outpace the speed of thermal conductivity of rocks and its saturating fluid, which will provide more timely and reliable information on the direction of heat carrier flow. The nature of the variation of ionsalt composition depends on the type of heat influence, if steam embeds the formation the salinity of the formation water reduces, and during fire flooding along with a decrease of viscosity and density of oil increases the temperature of the formation water, which increases its chemical activity. Therefore, water produced with the oil, on the background of various salt composition changes, usually has an increased content of ions Na+ + K+ and Cl-. This study allows to reasonably assuming that the thermal influence on layers, in any of its modifications, regardless of their geological heterogeneity, leads to characteristics change in the chemistry of water, which allows making operational changes in development plans using the heat influence. The revealed effect is an argument for including analysis of the hydro-chemical information in the range of research conducted in the course of the heat influence on layers.

Keywords: oil output; reserves; mineralization; salinity; viscosity; density; temperature; thermal methods; steam influence; fire flooding.

Успешное внедрение термических методов увеличения нефтеотдачи пластов требует систематического контроля за процессами освоения запасов, что является актуальной задачей промысловой геологии. Методика основана на положении о том, что если в пласт вводится теплоноситель, то это не только должно отразиться на повышении пластовой температуры и тем самым на уменьшении вязкости и плотности нефти, но и привести к изменению характера минерализации пластовых вод. Следует принимать во внимание и то, что скорость продвижения воды в пористой среде всегда будет опережать скорость теплопроводности пород и насыщающей его жидкости, что позволит получать более оперативную и надежную информацию о направлении движения теплоносителя. При этом характер изменчивости ионно-солевого состава зависит от типа тепловоздейст-вия: если в пласт внедряется пар, соленость вод пласта будет уменьшаться, а при горении пласта, наряду с уменьшением вязкости и плотности нефти, увеличивается и температура пластовой воды, что приводит к увеличению ее химической активности. Поэтому в добываемой с нефтью воде на фоне различного изменения солевого состава, как правило, повышается содержание ионов №+ + К+ и С1-. Проведенное исследование позволило обоснованно предположить, что при термическом воздействии на пласты в любой его модификации независимо от их геологической неоднородности, обнаруживаются характерные особенности изменения химизма вод, что позволяет вносить оперативные изменения в планы разработки с применением тепловоздействия. Выявленный эффект является аргументом для включения анализа гидрохимической информации в комплекс исследований, проводимых в процессе тепловоздействия на пласты.

Ключевые слова: нефтеотдача; запасы; минерализация; соленость; вязкость; плотность; температура; термические методы; паровоздействие; внутрипласто-вое горение.

С целью более полного извлечения нефти из пластов в мире практикуется применение методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН), позволяющих повысить эффективность разработки нефтяных залежей. Эти методы делятся на физико-химические, термические, микробилогические, ядерные и т. д. [1].

Как показала практика, на первый план по возможностям увеличения нефтеотдачи пластов отчетливо выходят термические методы воздействия на пласты. Это связано с тем, что они применяются в основном в залежах с трудноизвлекаемыми (пассивными) запасами нефти, т. е. когда другими способами достичь коэффициента нефтеотдачи выше 0,20-0,30 не представляется возможным [2].

Тепловые методы основаны на уменьшении вязкости и плотности нефти, что приводит к увеличению ее подвижности в пластовых условиях. Реализация метода осуществляется за счет нагнетания в пласт высокотемпературных рабочих агентов (пар, горячая вода и т. д.), а также за счет процесса горения самой нефти непосредственно в пласте (внутри-пластовое горение).

Эффективность внедрения термических методов воздействия во многом зависит от геолого-физических условий нефтяных залежей -глубины залегания, физико-химических свойств нефти, типа коллектора, характера насыщения нефтью, водой и газом и т. д.

Так как объектом термического воздействия является нефть, насыщающая пласт, то при ее нагревании приходится нагревать и остаточную

воду, и собственно породу, поэтому важно детально исследовать объект до начала осуществления термических методов. Особенно тщательное изучение объекта необходимо в условиях сильной геологической неоднородности продуктивных пластов.

В мире термические методы опробованы в пластах, залегающих на различных глубинах, однако с ростом глубины объекта обнаруживается потеря большого количества тепла по стволу скважин. Этим обстоятельством объясняется ограниченное использование тепловых методов на больших глубинах [3, 4].

Очевидно, что успешное внедрение тепловоздействия на пласты требует систематического контроля за применяемыми процессами разработки, позволяющего максимизировать эффект от применения метода за счет его своевременного регулирования. Трудоемкость и затратность получения оперативных данных о физическом состоянии пласта, отставание в обработке полученной информации и т. д. могут отрицательно сказаться на планах достижения проектных коэффициентов нефтеотдачи. На практике для контроля за тепловоздействием рекомендуется построение карт изменения температуры пласта (изотерм), что не всегда своевременно дает информацию о направлении продвижения тепла, вводимого в залежь. Таким образом, обоснование новой, более эффективной методики контроля за процессами термовоздействия является актуальной задачей промысловой геологии.

Методика основана на положениях о том, что если в пласт вводится теплоноситель в виде пара или горячей воды, либо осуществляется горение остаточной нефти, это не только должно отразиться на повышении пластовой температуры и тем самым на уменьшении вязкости и плотности нефти, но и привести к изменению характера ионно-солевого состава вод. При этом следует принимать во внимание то, что скорость продвижения воды в пористой среде всегда будет опережать скорость теплопроводности пород и насыщающей его жидкости. Поэтому изменение химизма воды выступает как информативный показатель, что позволяет выявлять зоны пласта, охваченные тепловоздействием. При этом характер изменчивости ионно-солевого состава зависит от типа тепловоздей-ствия: если в пласт внедряется пар, соленость вод пласта неизбежно будет уменьшаться, так как нагнетаемая вода, по сути, представляет собой дистиллированную воду. А при горении пласта, наряду с уменьшением вязкости и плотности нефти, увеличивается и температура пластовой воды, что ускоряет их совместное продвижение к добывающим скважинам. При этом вымывающая способность разогретой пластовой воды всё более растет, что приводит к естественному увеличению ее химической активности, тем самым в ней лучше растворяются соли пород коллекторов. Поэтому в добываемой с нефтью воде, на фоне различного изменения солевого состава, как правило, повышается содержание ионов + К+ и С1-. Что касается контроля за процессом закачки в пласт горячей воды (на месторождениях Азербайджана не применялось) с привлечением гидрохимических данных, есть все основания полагать, что химизм вод в зависимости от ионно-солевого состава воды, используемой в качестве теплоносителя, соответствующим образом изменится.

Л996 1219*7*.

12187

1090

в1941» X * 12198

10088 #12190 2464 "V2166*.

15» 12161 e^470 \12170.12y 2089 \ ________^«mNI^N

Зона, охваченная паровоздействием

Зона, охваченная внутрипластовым горением

1 : 6000

Рисунок 1. Зоны, охваченные тепловоздействием, на месторождении Балаханы-Сабунчи-Раманы / Figure 1. Areas covered by the influence of heat, the field Balakhany-Sabunchi-Ramany.

Далее на конкретных примерах дается реализация предлагаемой методики.

Паровоздействие

Этот метод успешно применялся на залежах горизонта II КСв месторождения Балаханы-Сабунчи-Раманы (площадь Хорасаны). Объект представлен частым и однообразным чередованием маломощных прослоев глинистых и песчаных пород толщиной 35-45 м. Среднее значение пористости - 25 %, проницаемости - 0,215 мкм2. Площадь, охваченная паровоздействием, не осложнена разрывными нарушениями и имеет углы падения 18-25°. Нефть в пластовых условиях имеет плотность 0,920-0,935 г/см3, вязкость 75-110 мПа • с. Хотя объект разрабатывается с 1924 г., на момент начала воздействия текущий коэффициент нефтеотдачи составлял всего 0,19. Среднесуточные дебеты скважин изменялись в пределах 0,6-3,2 т (нефть) и 0,1-8,0 м3 (вода). Обводненность продукции составляла 55-65 %, а пластовое давление на участке изменялось от 0,07 до 1,25 МПа. С целью улучшения фильтрационной характеристики неф-

тей в пористой среде с 1969 г. на рассматриваемой площади была начата закачка пара в скважине 1396 и далее в 1970 г. в скважине 1128. Температура рабочего агента (пара) на устье составляла 200-220 °С, давление нагнетания равнялось 3,0 МПа (рис. 1).

Следует отметить, что при нагнетании пара в пласте образуются три характерные фазовые зоны: зона вытеснения паром, зона горячего конденсата и зона, не охваченная воздействием [5]. Каждая из указанных зон испытывает взаимное влияние. Компенсируя друг друга, эти зоны дают представление о характере и направлении движения фронта тепла.

В работе даются результаты исследования влияния температуры на физико-химические свойства нефтей и пластовых вод в реагирующих скважинах (2220, 2281, 2547, 2238, 2227). Выявлено, что с ростом температуры в реагирующих скважинах наблюдалось закономерное уменьшение вязкости и плотности добываемой нефти. При этом в тех скважинах (2236), где изменение пластовой температуры замечено не было, также отмечалось некоторое улучшение подвижности нефти. Это дало возмож-

Таблица 1. Физико-химическая характеристика вод горизонта II КС месторождения Балаханы-Сабунчи-Раманы.

Номер

До начала процесса

После начала процесса

Эквивалентные значения, экв

Эквивалентные значения, экв

се Cl HCO3 Ca + Mg Na + K ^a + к Cl HCO3 Ca + Mg Na + K ^a + к

2220 2,9 0,0311 0,0085 0,0014 0,0802 0,1212 0,5 0,0190 0,0021 0,0013 0,0032 0,0261

2281 2,9 0,0324 0,0090 0,0017 0,0838 0,1269 2,8 0,0313 0,0091 0,0020 0,0389 0,0818

1431 3,1 0,0335 0,0090 0,0015 0,0862 0,1302 0,7 0,0210 0,0034 0,0009 0,0057 0,0315

1397 3,0 0,0322 0,0093 0,0016 0,0840 0,1271 2,6 0,0283 0,0091 0,0013 0,0156 0,0758

1432 2,8 0,0250 0,0112 0,0012 0,0733 0,1107 2,7 0,0256 0,0109 0,0014 0,0356 0,0540

2547 2,5 0,0239 0,0081 0,0019 0,065 0,0989 1,7 0,0156 0,0077 0,0011 0,0229 0,0478

2238 2,7 0,0256 0,0104 0,0010 0,07300 0,1100 2,5 0,0244 0,0101 0,0010 0,0339 0,0699

1934 3,1 0,0341 0,0090 0,0015 0,0873 0,1319 2,8 0,0291 0,0098 0,0014 0,0383 0,0791

2729 2,7 0,0246 0,0108 0,0011 0,0718 0,1083 2,7 0,0261 0,0100 0,0014 0,0153 0,0533

2248 2,9 0,0282 0,0100 0,0013 0,0776 0,1171 2,8 0,0277 0,0106 0,0013 0,0175 0,0576

2236 2,5 0,0232 0,0090 0,0015 0,0655 0,0992 1,7 0,0124 0,0069 0,0011 0,0188 0,0397

729 12 103

Возбуждающие скважины

Реагирующие скважины

Зона распространения температуры

Зона распространения изменчивости минерализации пластовых вод

Рисунок 2. Карта распространения тепла в результате паровоздействия на площади Хорасаны месторождения Балаханы-Сабунчи-Раманы / Figure 2. Map of distribution of heat as a result of steam influence on the Khorasany area of Balakhany-Sabunchi-Ramany deposit.

ность предположить, что влияние теплового потока распространяется более широко. Исследования показали, что даже в тех скважинах, где изменения пластовой температуры не наблюдались, тем не менее пластовые воды претерпевали значительные изменения. Соленость этих вод в результате смешивания с паровым конденсатом уменьшалась от 2,5-3,1 до 0,5-2,8 °Ве (табл. 1).

Сопоставление физической и химической характеристик пластовой воды показало, что изменение ее свойств происходит вследствие опережающего проникновения парового конденсата по более проницаемым пропласткам. Причем такая картина наблюдалась даже в тех скважинах (1397, 1934), где другие геолого-технологические характеристики остались стабильными (рис. 2).

Исследования контроля за паровоздействием показали, что прослеживание характера распределения гидрохимической обстановки залежей в динамике позволяет выявлять направления теплового потока в залежах, что может использоваться как метод контроля применяемого типа воздействия [6].

Внутрипластовое горение

Метод основан на способности углеводородов выделять большое количество тепла при вступлении с кислородом в окислительные реакции. Генерирование теплоты непосредственно в пласте является основным преимуществом и отличительной особенностью этого метода. Метод внутрипластового горения эффективен в терригенных коллекторах. Недостаток метода заключается в том, что более 25 % нефти в пласте

Тектонические нарушения Зона распространения температуры

Зона распространения изменчивости минерализации пластовых вод

1396

2965

700

Рисунок 3. Карта распространения тепла в результате применения ВПГ на площади Хорасаны месторождения Балаханы-Сабунчи-Раманы / Figure 3. Map of distribution of heat as a result of combustion within the formation on the Khorasany area of Balakhany-Sabunchi-Ramany deposit.

B. A. Bagirov, A. M. Gadzhiev / News of the Ural State Mining University 3 (2016) 34-40 Таблица 2. Физико-химические характеристики вод горизонта ПКв месторождения Балаханы-Сабунчи-Раманы.

Скважина 3z Эквивалентные значения

Дата замера го с с Cl S°4 HCO3 Ca Mg Na + K ^a + к

10.05.1971 есц о 0,0345 0,0004 0,0056 0,0025 0,0009 0,0371 0,081

22.12.1971 р п а л а 0,0350 0,0001 0,0057 0,0007 0,0026 0,0374 0,0815

03.04.1972 0,0380 0,0001 0,0060 0,0004 0,0033 0,0375 0,0853

13.10.1972 ча н 0,0315 0,0005 0,0054 0,0010 0,0027 0,0337 0,0748

24.01.1973 о CI 0,0315 0,0003 0,0045 0,0012 0,0023 0,0328 0,0726

10.05.1973 0,0440 0,0001 0,0053 0,0014 0,0025 0,0454 0,0987

20.09.1973 0,0425 0,0001 0,0051 0,0012 0,003 0,0434 0,0953

28.11.1973 0,0395 0,0001 0,0099 0,0013 0,0025 0,0456 0,0989

23.03.1974 а с 0,0315 0,0003 0,0045 0,0012 0,0023 0,0328 0,0726

18.05.1974 есоц 0,0300 0,0001 0,0046 0,0011 0,0026 0,0309 0,0693

18.07.1974 ро п 0,0285 0,0001 0,0048 0,0009 0,0023 0,0302 0,0668

15.11.1974 а л а 0,0285 0,0005 0,0040 0,0013 0,0025 0,0292 0,0660

25.12.1974 ч а н 0,0375 0,0003 0,0052 0,0016 0,0035 0,0379 0,086

18.01.1975 е л с 0,0320 0,0004 0,0053 0,0007 0,0034 0,0336 0,0754

11.02.1975 о П 0,0355 0,0002 0,0055 0,0014 0,0026 0,0352 0,0804

12.05.1975 0,0315 0,0005 0,0054 0,0010 0,0027 0,0337 0,0748

20.08.1975 0,0335 0,0003 0,0057 0,0006 0,0024 0,0317 0,0742

03.11.1975 0,0357 0,0002 0,0035 0,0008 0,0021 0,0365 0,0788

сгорает в виде топлива, при этом эффект от метода может увеличить конечный коэффициент нефтеотдачи до 20 % [7, 8].

Отметим, что под влиянием физического изменения теплового режима пласта в процессе горения в анализах вод, отобранных из реагирующих скважин в тот же период, отмечается изменение их ионно-солевого состава. Этот эффект обнаружен авторами на объектах месторождений Балаханы-Сабунчи-Раманы и Пираллахи.

1. Горизонт ПКв месторождения Балаханы-Сабунчи-Раманы (площадь Хорасаны). Здесь ПК свита, в отличие от других площадей месторождения, характеризуется низкими коэффициентами нефтеотдачи (< 0,30), что связано в основном с высокими значениями вязкости нефти (> 50 мПа • с). В связи с этим в 1973 г. в этой залежи стали применять термические методы в виде ВПГ.

Краткие геолого-технологические характеристики объекта

Горизонт ПКв вступил в разработку в 1919 г. За весь период разработки площадь была вскрыта многочисленными скважинами, однако из-за низкодебитности большинство из них в кратчайшие сроки было возвращено на вышележащий горизонт. Процесс горения осуществлялся в скважинах 3326, 3323, 12г, 3396, 2632. Под воздействием оказалось более 40 добывающих скважин (рис. 3).

Воздействие проводилось вплоть до 1995 г., и за весь период было закачано в пласт более 600 тыс. м3 воды и более 200 млн м3 сжатого воздуха. В результате воздействия было получено около 230 тыс. т нефти дополнительно, что связано с увеличением ее подвижности за счет снижения вязкости и плотности. Метод воздействия находился под систематическим наблюдением, в результате чего и осуществлялось его регулирование. Отметим, что на фоне различного изменения тепла в реагирующих скважинах в большинстве из них наблюдалось существенное

4

HCO3 Ca Mg Cl

Na + K

10.05.1971 r. 10.11.1971 г 10.05.1972 г. 10.11.1972 г 10.05.1973 г. 10.11.1973 г. 10.05.1974 г. 10.11.1974 г 10.05.1975 г

Рисунок 4. Изменение физико-химических показателей вод в динамике (скважина 3z) / Figure 4. Change of physical and chemical parameters of water in dynamics (well number 3z).

0

изменение физико-химических характеристик вод скважин 3375, 3г и 3518 (табл. 2, рис. 4).

Как видно из приведенных данных, в процессе проведения ВПГ на горизонте ПКв площади Хорасаны гидрохимические показатели залежи подвергаются различным изменениям. При этом во всех случаях отчетливо прослеживается повышение значения ионов № + К и С1, что дало возможность уточнять зоны влияния теплового потока по площади.

2. Горизонт II КСв месторождения Пираллахи разрабатывается более 70 лет. Этот объект характеризуется значительной неоднородностью, что явилось причиной разнохарактерности реализации запасов по объекту. Скопление в ряде блоков значительных остаточных запасов высоковязких нефтей дало повод для проектирования и применения метода внутрипла-стового горения. В различное время воздействие было начато в скважинах 208 - 1974 г., 800 и 801 - 1976 г., 172 - 1981 г., 843 - 1982 г. (рис. 5).

Скважины из-за значительной геологической неоднородности объекта на тепловое воздействие реагировали по-разному, что в итоге привело к скорейшему прекращению воздействия. Вместе с тем результаты исследований изменения компонентного состава минерализации вод реагирующих скважин в динамике практически показали их идентичность в характере изменения значений минерализации вод с водами ПКв месторождения Балаханы-Сабунчи-Раманы (рис. 6).

В период проведения воздействия в скважинах наряду с другими геолого-технологическими работами были проведены и гидрохимические исследования. Отметим, что по этому объекту накоплен большой объем фактического материала, целенаправленность которого позволила выявить эффект повышения в водах ионов + К+ и С1-. Характерные анализы по ряду скважин приведены в табл. 3 и на рис. 7.

Как видно из рис. 2, 3, 6, зоны влияния, установленные только по данным термических исследований, охватывают лишь часть площадей, что связано с естественным физическим стремлением тепла к продвижению в повышенные части структуры. Химико-структурные изменения минерализации вод описывают гораздо большую площадь, что дает лучшее представление о зоне охвата термовоздействием.

На месторождениях Азербайджана тепловое воздействие в виде нагнетания горячей воды не применялось. Тем не менее общность изменчивости минерализации вод при воздействии на пласт паром и при ВПГ и общность физико-химической сути термических процессов дают основание полагать, что при нагнетании горячей воды будет наблюдаться картина сдвигов минерализации пластовых вод в зависимости от ион-но-солевого состава рабочего агента.

Исходя из изложенного, можно сделать вывод, что в процессе теплового воздействия в любой его модификации, независимо от геологи-

208 Возбуждающие скважины 134 Реагирующие скважины

• \ __\\\ \ 026#\ \

Рисунок 6. Карта распространения тепла в результате применения ВПГ на горизонте КСв месторождения Пираллахи / Figure 6. Map of distribution of heat as a result of combustion within the formation on the horizon KSv of Pirallakhi deposit.

B. A. Bagirov, A. M. Gadzhiev / News of the Ural State Mining University 3 (2016) 34-40 Таблица 3. Физико-химические характеристики вод горизонта КСв месторождения Пираллахи.

Скважина 634 Эквивалентные значения

Дата замера Cl S°4 HCO3 Ca Mg Na + K

22.03.1977 0,0425 - 0,0103 0,0002 0,0016 0,0510

06.07.1977 а с с ^ о 0,0290 - 0,0106 0,0004 0,0017 0,0375

16.12.1977 0,0350 - 0,0100 0,0001 0,0020 0,0429

26.07.1978 0,0320 - 0,0097 0,0001 0,0016 0,0408

22.11.1978 р п а 0,0305 - 0,0092 0,0007 0,001 0,038

14.05.1979 л а ч а н о 0,0295 - 0,0099 0,0007 0,0013 0,0374

17.12.1979 0,0350 - 0,0100 0,0004 0,0013 0,0433

19.05.1980 Д 0,0295 - 0,0102 0,0003 0,0016 0,0378

10.11.1980 0,0390 - 0,0090 0,0011 0,0018 0,0452

08.07.1981 0,0360 - 0,0095 0,0003 0,0018 0,0434

13.10.1981 0,0715 0,001 0,0065 0,0014 0,0037 0,0744

03.11.1981 0,0395 - 0,0106 0,0016 0,0009 0,0479

22.12.1981 а с 0,0285 - 0,0098 0,0010 0,0015 0,0358

18.01.1982 с е ZT 0,0365 - 0,0090 0,0010 0,0015 0,0358

18.01.1982 о р п 0,0300 - 0,0104 0,0007 0,0019 0,0378

19.07.1982 а л а 0,0605 0,0001 0,0075 0,0007 0,0024 0,0650

01.12.1982 га н 0,0405 - 0,0095 0,0007 0,0030 0,0463

04.01.1983 е сле 0,0425 - 0,0094 0,0009 0,0018 0,0492

23.08.1983 о П 0,0565 - 0,0078 0,0008 0,0028 0,0607

22.09.1983 0,0500 0,0001 0,0083 0,0004 0,0025 0,0555

23.12.1983 0,1020 0,0006 0,0064 0,0029 0,0043 0,1018

HCO3 Ca Mg Cl

Na + K

Рисунок 7. Изменение физико-химических показателей вод в динамике (скважина 634) / Figure 7. Change of physical and chemical parameters of water in dynamics (well number 634).

ческой неоднородности пласта, обнаруживаются характерные особенности изменения химизма вод. Выявленный эффект является аргументом для включения анализа гидрохимической информации в комплекс исследований, проводимых в процессе тепловоздействия на пласты.

Работа выполнена при финансовой поддержке Фонда развития науки при Президенте Азербайджанской Республики - грант № EiF/MQM/ итуепШ-2014-5(20)-11/03/2.

ЛИТЕРАТУРА

1. Исмайлов Ф. С., Мехтиев У. Ш., Гасымлы А. М. Опыт применения тепловых методов воздействия на нефтяных месторождениях Азербайджана. Баку: Марс Принт, 2011. 165 с.

2. Багиров Б. А., Салманов А. М., Гасаналиев М. Г. Об определении качества запасов нефти // Геология нефти и газа. 1998. № 6. С. 22-25.

3. Roland P. Leaute. Liquid Addition to Steam for Enhancing Recovery (LASER) of Bitumen with CSS // Evolution of Technology from Research Concept to a Field Pilot at Cold Lake: SPE International Thermal Operations and Heavy Oil Sympo-

SO

0

0

sium and International Horizontal Well Technology Conference (4-7 November). Calgary, Alberta, Canada. 2002. 11 р.

4. Dusseault M. B. Comparing Venezuelan and Canadian heavy oil and tar sands // Canadian International Petroleum Conference. Calgary, Alberta, Canada, 2010. pp. 1-20.

5. Байбаков Н. К., Гарушев А. Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1988. 343 с.

6. О контроле процессов закачки пара в пласты / Б. А. Багиров [и др.] // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1972. № 4. С. 27-30.

7. Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985. 308 с.

8. Амелин И. Д. Внутрипластовое горение. М.: Недра, 1980. 230 с.

REFERENCES

1. Ismaylov F. S., Mekhtiev U. Sh., Gasymly A. M. 2011, Opytprimeneniya teplovykh metodov vozdeystviya na neftyanykh mestorozhdeniyakh Azerbaydzhana [Experience of using thermal methods of influence in the oil fields of Azerbaijan], Baku, 165 p.

2. Bagirov B. A., Salmanov A. M., Gasanaliev M. G. 1998, Ob opredelenii kachestva zapasovnefti [Determining the quality of oil reserves]. Geologiya nefti

i gaza [Oil and Gas Geology], no. 6, pp. 22-25.

3. Roland P. Leaute. 2002, Liquid Addition to Steam for Enhancing Recovery (LASER) of Bitumen with CSS: Evolution of Technology from Research Concept to a Field Pilot at Cold Lake. SPE International Thermal Operations and Heavy Oil Symposium and International Horizontal Well Technology Conference, Calgary, Alberta, Canada, p. 11.

4. Dusseault M. B. 2010, Comparing Venezuelan and Canadian heavy oil and tar sands. Canadian International Petroleum Conference, Calgary, Alberta, Canada, pp. 1-20.

5. Bagirov B. A. et al. 1972, O kontrole protsessov zakachki para v plasty [On Control of steam injection processes in reservoirs]. Azerbaydzhanskoe neftyanoe khozyaystvo [Azerbaijani oil industry], no. 4, pp. 27-30.

6. Baybakov N. K., Garushev A. R. 1988, Teplovye metody razrabotki neftyanykh mestorozhdeniy [Thermal methods of oil field development], Moscow, 343 p.

7. Surguchev M. L. 1985, Vtorichnye i tretichnye metody uvelicheniya nefteotdachi plastov [Secondary and tertiary methods of enhanced oil recovery], Moscow, 308 p.

8. Amelin I. D. 1980, Vnutriplastovoe gorenie [Fire flooding], Moscow, 230 p.

Багир Али оглы Багиров,

[email protected]

Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности Азербайджан, Баку, пр-т Азадлыг, 20

Агарза Месуд оглы Гаджиев,

НИПИ «Нефтегаз», SOCAR Азербайджан, Баку, пр-т Зардаби, 88

Bagir Ali ogly Bagirov,

[email protected]

Azerbaijan State University of Oil and Industry Baku, Azerbaijan

Agarza Mesud ogly Gadzhiev,

Oil Gas Scientific Research Project Institute, SOCAR Baku, Azerbaijan