Research Paper (Special Issue)

Journal of the Korean Society of Mineral and Energy Resources Engineers. 30 June 2024. 199-207
https://doi.org/10.32390/ksmer.2024.61.3.199

ABSTRACT


MAIN

  • 서 론

  • 본 론

  •   저류층 모델링 및 시뮬레이션

  •   SAGD 경제성 지표 산출 방법

  •   SAGD 경제성과 수직투과도

  •   SAGD 경제성과 저류층 두께

  •   수직투과도와 저류층 두께 변화에 따른 최적의 유정 간격

  •   근간격 시추법과 추가회수 시추법 간 경제성 비교

  • 결 론

서 론

오일샌드 저류층은 주로 지하회수방식으로 개발되며, 이를 위해 증기중력배유법(steam-assisted gravity drainage, SAGD)이 적용된다. SAGD 공법은 수평정 형태의 주입정과 생산정으로 구성된 유정 쌍(well-pair)을 시추하고, 주입정에 스팀을 주입하여 비투멘의 점성도를 낮춘다. 이로 인해 비투멘은 중력에 의해 저류층 하부 방향으로 이동하여 생산정으로 회수된다(Butler et al., 1981). SAGD 공법의 경제성은 저류층 물성(두께, 투과도, 공극률, 오일포화도) 뿐만 아니라 시추공 간격과 배열에 영향을 받는다(Shin and Polikar, 2007). SAGD 시추공 간격 및 배열 설계 시 고려해야하는 주요 저류층 물성은 저류층 두께와 투과도이며, SAGD 공법은 중력배유를 활용하므로 수직투과도가 수평투과도에 비해 경제성에 더 많은 영향을 미친다(Shin, 2008; Shin and Polikar, 2006).

Fig. 1과 같이 SAGD 공법 운영 시 스팀은 밀도가 낮아 저류층 상부 방향으로 이동하므로 인접한 유정 쌍 사이에 스팀챔버가 도달하지 못하는 비회수구역(unrecovered area)이 존재한다(Irani and Ghannadi, 2020). 캐나다 아사바스카 지역에서 일반적으로 유정 간격(well-pair spacing)을 100 m로 두고 시추하지만, 저류층 두께가 얇을수록 유정 간격을 좁혀 비회수구역을 최소화할 필요가 있음이 제시되었다(Verney, 2015; Zargar and Farouq Ali, 2021). 또한, 인접한 유정 쌍 사이에 추가회수 시추공(infill well)을 통해 비회수구역의 비투멘을 직접 생산하는 추가회수 시추법이 제안되었다(Arthur et al., 2009). Cenovus 社는 Foster Creek과 Christina Lake 오일샌드 광구 개발 시 비회수구역에 추가회수 시추법을 적용하였다. 이를 통해 열효율 지표인 증기오일비(steam-to-oil ratio, SOR)를 10% 개선하고, 추가회수 시추공 당 약 50 m3/d의 비투멘을 생산하였다(Cenovus Energy Inc., 2012, 2021). Shin and Polikar(2006)는 추가회수 시추공의 주기적 증기자극법(cyclic steam stimulation, CSS) 운영을 제안하였으며, 이를 통해 비회수구역의 생산성을 효과적으로 개선하였다. Miller and Xiao (2007)는 추가회수 시추공을 수평정 또는 수직정 형태로 시추하는 경우를 비교하였으며, 수평정 시추 시 생산성이 더 우수함을 보였다. 이와 같이 생산성 증진효과가 확인됨에 따라 캐나다 아사바스카 지역 내 여러 SAGD 사업에서 추가회수 시추법이 적용되었다(Table 1). 해당 사업별 시추공 정보를 통해 인접하는 유정 간격의 범위는 80~150 m이며, 저류층이 두꺼울수록 그 간격이 넓게 설계됨을 확인하였다. 또한, 유정 쌍과 추가회수 시추공 간 간격은 유정 간격의 절반으로 설계되었다.

https://static.apub.kr/journalsite/sites/ksmer/2024-061-03S/N0330610304/images/ksmer_61_03_04_F1.jpg
Fig. 1.

Steam chamber coalescence and unrecovered area between the neighboring SAGD well-pairs.

Table 1.

Well spacing and reservoir properties of SAGD projects in Athabasca, Canada (Cenovus Energy Inc., 2012, 2021; Connacher, 2012; Suncor, 2023)

SAGD Project Operator Well-pair spacing
[m]
Infill well spacing
[m]
Average reservoir property
Thickness [m] kv [D] kh [D]
Firebag Suncor 120, 150 60, 75 37 4.5 9
Christina Lake Cenovus 100, 115 50 35 4.2 7
Foster Creek Cenovus 100 50 25 - -
Great Divide Connacher 80, 100 50 20 - -

오일샌드 저류층 개발 시 경험적으로 저류층이 두꺼울수록 유정 간격을 넓혀 시추하지만, 기존 문헌에서 유정 간격 결정을 위한 정량적인 방법이 제시된 바 없다. 또한, 저류층 물성에 따라 최적의 유정 간격이 다를 것으로 예상되므로 저류층 물성을 고려한 SAGD 시추공 간격 및 배열 최적화 방법 개발이 필요하다. 따라서, 본 연구에서는 캐나다 아사바스카 지역 오일샌드 저류층의 대표 물성을 활용하여 저류층 두께와 수직투과도 변화에 따른 다양한 균질 저류층 모델을 제작하고, 근간격 시추법과 추가회수 시추법 적용에 따른 경제성 변화를 비교 분석하였다. 이를 통해 저류층의 두께와 수직투과도에 따른 최적의 유정 간격 결정방법을 도출하였으며, 근간격 시추법과 추가회수 시추법 간 경제성을 비교하여 저류층에 적합한 최적의 시추공 배열을 제시하였다.

본 론

저류층 모델링 및 시뮬레이션

캐나다 아사바스카 지역 내 오일샌드 광구 별 SAGD 수평정의 평균 길이는 700 m에서 1,000 m에 달한다(Verney, 2015). 본 연구에서 SAGD 공법의 경제성 평가 시 사용할 단순 열효율 평가 인자(simple thermal efficiency parameter, STEP)의 계산을 위해 수평정 길이를 900 m로 설정하였다(Shin and Polikar, 2005a). 이에 따라 모든 격자의 크기를 1 m×900 m×1 m(각각 I, J, K 방향)로 설정하여 2-D 균질 저류층 모델을 제작하고, 캐나다 아사바스카 지역의 오일샌드 저류층 물성의 일반적인 값을 입력하였다(Table 2). 이때, 저류층 모델의 수평투과도(kh)는 해당 지역의 일반적인 값인 5,000 mD로 고정하여 입력하였다(Shin and Polikar, 2005b). 다양한 저류층 모델을 제작하기 위해 저류층 모델의 두께는 8, 10 m, 12 m, 15 m, 20 m, 25 m, 30 m로 설정하였으며, 폭은 50 m, 75 m, 100 m, 120 m, 150 m로 설정하였다(Jimenez, 2008; Verney, 2015). 이때, SAGD 유정 쌍은 저류층 모델의 중앙에 위치시키므로 저류층 모델의 폭은 SAGD 유정 간격과 동일하다(Fig. 2). 생산정은 저류층 최하부에 두고, 생산정 상부 5 m 위에 주입정을 위치시켰다. 또한, 수직투과도(kv)가 50 mD, 250 mD, 500 mD, 1,500 mD, 2,500 mD인 저류층 모델을 각각 제작하였다.

Table 2.

Reservoir properties for numerical simulation (Kim and Shin, 2018; Shin et al., 2012; Shin and Polikar, 2005b)

Property Values Unit
Porosity 0.315 -
Horizontal permeability (kh) 5,000 mD
Oil saturation 0.718 -
Water saturation 0.282 -
Depth at reservoir top 200 m
Initial reservoir temperature 12 °C
Initial reservoir pressure 1,500 kPa
Thermal conductivity of rock 6.00E+5 J/(m·day·°C)
Thermal conductivity of water 5.35E+4 J/(m·day·°C)
Thermal conductivity of oil 1.15E+4 J/(m·day·°C)
Thermal conductivity of gas 0.40E+4 J/(m·day·°C)

https://static.apub.kr/journalsite/sites/ksmer/2024-061-03S/N0330610304/images/ksmer_61_03_04_F2.jpg
Fig. 2.

Schematic diagram of the design of the grid system for a single SAGD well-pair (width 75 m, length 900 m, thickness 20 m, K/I aspect ratio 3).

CMG社의 STARS 시뮬레이터를 사용하여 저류층 모델 내 SAGD 공법을 모사하였다(Computer Modelling Group, 2012). 초기 저류층 온도에서 비투멘 점성도가 높으므로 SAGD 운영 시작 전 3개월 간 주입정과 생산정 위치에서 히터를 220°C로 작동시켜 스팀 순환 방법을 모사하여 생산정과 주입정 사이의 열 교류(thermal communication)를 유도하였다(Anderson and Kennedy, 2012). 이후, 주입정에서는 220°C, 95% 품질의 스팀을 공저압력 2,250 kPa으로 지속 주입하였으며, 생산정에서는 5°C sub-cool을 통해 steam trap을 모사하여 15년간 SAGD 공법을 운영하였다.

SAGD 경제성 지표 산출 방법

SAGD 공법의 경제성을 평가하기 위해 STEP을 사용하였다(식 1). 이 평가지표는 균질 저류층 모델에서 SAGD 운영에 따른 누적스팀오일비(cumulative steam-to-oil ratio, CSOR), 평균 오일 생산량(calendar day oil rate, CDOR), 회수율(recovery factor, RF)을 종합적으로 평가하기 위해 개발되었다(Shin and Polikar, 2005a). 해당 문헌에서 CDOR 100 m3/d, CSOR 3, RF 0.5을 경제적 한계값으로 사용하여 STEP 산출 결과가 1 이상일 때 경제적으로 SAGD 운영이 가능하다고 제시하였다.

(1)
STEP=(RF/0.5)×(CDOR/100)(CSOR/3)2.4

보다 정량적인 경제성 평가를 위해 시추비용, 스팀 생성 및 처리비용, 비투멘 가격을 가정하고(Table 3), 시뮬레이션 결과를 사용하여 식 (2), (3)을 통해 순현재가치(net present value, NPV)를 산출하였다. 경제성 평가 가정사항은 캐나다 아사바스카 지역의 일반적인 현장상황을 반영하였다. 식 (2), (3)에서 CF는 현금흐름(cash flow), r은 할인율, t는 운영기간을 의미한다.

(2)
NPV=(t=0nCFt(1+r)t-Numberofhorizontalwell×Drillingcost
(3)
CFt=(Bitumenproductiont×Bitumenprice)-(Steaminjectiont×Steamcost)
Table 3.

Economic parameter assumptions for NPV calculation

Parameter Value
Drilling cost
(single horizontal well)
4,000,000 [USD]
Steam cost 15 [USD/cold water equivalent bbl]
Bitumen price 60 [USD/bbl]
Discount rate 10 [%/year]

SAGD 경제성과 수직투과도

경제적으로 SAGD 운영이 가능한 수직투과도 범위의 최소값을 결정하기 위해 SAGD 경제성이 가장 좋게 나타날 수 있는 조건인 저류층 두께의 최대값 30 m, 유정 간격의 최대값 150 m인 모델에 대해 수직투과도에 따른 CDOR과 CSOR을 분석하였다(Fig. 3). 수직투과도가 1,500 mD, 2,500 mD인 경우, CDOR은 15년 운영기간 전반에 걸쳐 경제적 한계값인 100 m3/d을 상회한다. 반면, 수직투과도가 500 mD인 경우, 약 12년간 운영 후 100 m3/d에 도달한다. 수직투과도가 500 mD보다 작으면 운영기간 전반에서 CDOR은 100 m3/d 보다 작다. 또한, 수직투과도가 1,500 mD, 2,500 mD이면 운영기간 전반에서 CSOR이 3 이하이며, 500 mD의 경우 운영 후기에 CSOR이 경제적 한계값인 3보다 작아진다. 수직투과도가 500 mD보다 작으면 CSOR은 3을 초과하므로 경제적인 SAGD 운영이 어렵다. 따라서, CDOR과 CSOR을 고려했을 때 수직투과도가 500 mD 이상일 때 SAGD 공법 적용 시 경제성을 가질 것으로 예상된다.

https://static.apub.kr/journalsite/sites/ksmer/2024-061-03S/N0330610304/images/ksmer_61_03_04_F3.jpg
Fig. 3.

CDOR and CSOR by vertical permeability. (a) CDOR. (b) CSOR.

SAGD 경제성과 저류층 두께

수직투과도가 500 mD일 때 CDOR과 CSOR만으로 평가 시 저류층의 두께가 20 m이면 유정 간격 75 m 이하에서 경제성을 갖는다(Fig. 4(a)). 그러나 회수율이 반영된 STEP으로 SAGD 경제성 평가 시 저류층의 두께가 20 m 이상이면 유정 간격에 상관없이 경제적으로 SAGD 운영이 가능하다(Fig. 5(a)). 따라서, 수직투과도가 500 mD인 경우에는 저류층 두께가 20 m 이상이어야 한다.

수직투과도가 1,500 mD일 때 저류층의 두께가 12 m 이하인 경우 경제성이 없으며, 저류층의 두께가 15 m 이상일 경우는 모든 유정 간격에서 경제성이 있다(Fig. 4(b)). 또한, 저류층의 두께가 15 m 이상일 때 STEP이 1 이상이므로(Fig. 5(b)), 수직투과도가 1,500 mD인 경우에는 저류층 두께가 15 m 이상이어야 한다.

수직투과도가 2,500 mD인 경우에는 저류층의 두께가 15 m 이상이면 유정 간격에 상관없이 경제적인 SAGD 운영이 가능하다(Fig. 4(c)). 저류층의 두께가 12 m일 때 모든 유정 간격에서 CDOR이 경제적 한계값(100 m3/d)보다 크지만, STEP이 1보다 작아 결과적으로 경제성이 없다(Fig. 5(c)). 따라서, 수직투과도가 2,500 mD일 때 SAGD 경제성을 확보하기 위해서는 저류층의 두께가 15 m 이상이어야 한다.

이를 통해 수직투과도가 높으면 저류층 두께가 얇더라도 경제성을 가짐을 알 수 있다. 이는 수직투과도가 증가할수록 스팀챔버의 발달이 원활해지기 때문이다. 또한, 수직투과도가 1,500 mD, 2,500 mD일 때의 CSOR과 CDOR은 유사한 값을 보인다(Fig. 4(b), (c)). 수직투과도가 증가할수록 스팀챔버의 발달이 향상되지만, 일정 수준보다 높으면 스팀챔버의 발달이 충분히 빠르므로 생산성은 큰 차이를 보이지 않기 때문이다.

https://static.apub.kr/journalsite/sites/ksmer/2024-061-03S/N0330610304/images/ksmer_61_03_04_F4.jpg
Fig. 4.

CDOR and CSOR by well-pair spacing and reservoir thickness for each vertical permeability. (a) kv = 500 mD. (b) kv = 1,500 mD. (c) kv = 2,500 mD.

https://static.apub.kr/journalsite/sites/ksmer/2024-061-03S/N0330610304/images/ksmer_61_03_04_F5.jpg
Fig. 5.

STEP by well-pair spacing and reservoir thickness for each vertical permeability. (a) kv = 500 mD. (b) kv = 1,500 mD. (c) kv = 2,500 mD.

수직투과도와 저류층 두께 변화에 따른 최적의 유정 간격

수직투과도와 저류층 두께 변화에 따른 SAGD 공법의 NPV를 산출하여 경제성을 정량적으로 비교하고, 최대 NPV를 갖는 유정 간격을 최적 조건으로 결정하였다. 수직투과도가 500 mD일 때 저류층 두께가 20 m, 25 m, 30 m인 경우, 최적 유정 간격은 각각 50 m, 75 m, 100 m이다(Fig. 6(a)). 또한, 수직투과도가 1,500 mD, 2,500 mD일 때 저류층 두께가 12 m, 15 m, 20 m, 25 m, 30 m인 경우, 최적의 유정 간격은 각각 50 m, 75 m, 100 m, 120 m, 150 m이다(Fig. 6(b), (c)).

https://static.apub.kr/journalsite/sites/ksmer/2024-061-03S/N0330610304/images/ksmer_61_03_04_F6.jpg
Fig. 6.

NPV by well-pair spacing and reservoir thickness for each vertical permeability. (a) kv = 500 mD. (b) kv = 1,500 mD. (c) kv = 2,500 mD.

각각의 수직투과도에 대해 저류층 두께와 최적의 유정 간격 간 상관관계를 분석하였다(Fig. 7). 저류층 두께와 최적의 유정 간격은 높은 상관관계를 보이며, 저류층의 두께가 증가할수록 최적의 유정 간격도 증가한다. 수직투과도가 500 mD인 경우, 두 변수간 상관관계식은 식 (4)와 같다. 수직투과도가 1,500 mD, 2,500 mD인 경우, 두 변수간 상관관계식은 식 (5)와 같다.

(4)
Optimalwellpairspacing=Reservoirthickness×5-50
(5)
Optimalwellpairspacing=Reservoirthickness×5

이를 통해 수직투과도가 500 mD로 낮더라도 유정 간격을 좁혀 SAGD 공법을 운영하면 경제성 확보가 가능함을 알 수 있다. 또한, 수직투과도가 1,500 mD, 2,500 mD인 경우는 유정 간격을 저류층 두께의 5배에 달하는 거리로 설계해야 한다. 다만, NPV 산출을 위한 가정사항이 바뀔 경우, 유정 간격 결정을 위한 상관관계식이 조정될 수 있다. 또한, 본 연구에서 사용된 저류층 모델은 균질 저류층을 가정하였으므로 불균질성이 큰 현장 저류층 대상으로 식 (4), (5)를 직접 적용하기 어렵다. 이 결과를 통해 저류층의 두께가 두껍고 수직투과도가 높은 경향을 보일수록 유정 간격을 넓혀 설계하는 것이 타당하다고 볼 수 있다.

https://static.apub.kr/journalsite/sites/ksmer/2024-061-03S/N0330610304/images/ksmer_61_03_04_F7.jpg
Fig. 7.

Correlation between optimal well-pair spacing and thickness for each vertical permeability.

근간격 시추법과 추가회수 시추법 간 경제성 비교

근간격 시추법과 추가회수 시추법에 대한 경제성 비교를 위해 저류층 모델의 크기를 동일하게 유지해야 한다. 앞서 사용한 유정 간격(50 m, 75 m, 100 m, 120 m, 150 m)의 최소 공배수인 600 m를 저류층 모델의 폭으로 고정하였으며, 두께가 20 m, 30 m인 저류층 모델을 각각 제작하였다. 수직투과도는 2,500 mD를 사용하였으며, 그 외 저류층 물성은 Table 2와 같이 설정하였다. 유정 간격에 따른 근간격 시추법과 추가회수 시추법의 경제성을 비교하기 위해 저류층 모델에 설정한 유정 쌍 개수는 식 (6)과 같다. 또한, 주입정은 생산정으로부터 5 m 상부방향에 위치하였으며, 추가회수 시추공은 유정 쌍 사이의 중앙에 위치하였다(Fig. 8). 시추공의 운영조건은 앞서 서술한 방법과 동일하게 설정하였으며, 추가회수 시추공은 SAGD 운영 시작 후 오일회수율이 40%에 도달했을 때 생산을 시작하였다.

(6)
Numberofwellpair=600÷Wellpairspacing

https://static.apub.kr/journalsite/sites/ksmer/2024-061-03S/N0330610304/images/ksmer_61_03_04_F8.jpg
Fig. 8.

Configuration of multiple SAGD well-pair and infill well (well-pair spacing 100 m, reservoir thickness 20 m, K/I aspect ratio 5).

저류층 두께가 20 m인 경우, 유정 간격이 100 m(저류층 두께의 5배)일 때 경제성이 가장 높으며, 추가회수 시추법을 적용하면 경제성이 증가한다(Fig. 9(a)). 또한, 유정 간격이 50 m, 75 m일 때는 추가회수 시추공 없이 근간격 시추법 만으로 생산을 지속하는 것이 적합하지만, 유정 간격이 100 m 이상이면 추가회수 시추공을 시추하여 생산하는 것이 유리하다. 저류층 두께 30 m인 경우, 유정 간격이 150 m(저류층 두께의 5배)일 때 경제성이 가장 높으며, 추가회수 시추법을 적용하면 경제성이 증가한다(Fig. 9(b)). 저류층 두께 20 m 일 때와 동일하게 유정 간격 75 m 이하에서는 근간격 시추법을 적용하는 것이 유리하며, 100 m 이상에서는 추가회수 시추법이 더 높은 경제성을 보였다.

https://static.apub.kr/journalsite/sites/ksmer/2024-061-03S/N0330610304/images/ksmer_61_03_04_F9.jpg
Fig. 9.

Comparison of economic evaluation by well configuration. (a) Reservoir thickness 20 m. (b) Reservoir thickness 30 m.

결 론

본 연구에서는 캐나다 아사바스카 지역의 일반적인 저류층 물성을 활용하여 저류층 모델을 제작하고 시뮬레이션을 통해 SAGD 공법을 모사하였다. 수직투과도 및 저류층 두께에 대한 민감도 분석을 통해 경제적으로 SAGD 운영이 가능한 저류층 물성 조건을 도출하였다. 여러 수직투과도에 대해 저류층 두께와 유정 간격 간 상관관계 분석을 통해 유정 간격 최적화 방법을 개발하였다. 끝으로 저류층 두께별 근간격 시추법과 추가회수 시추법 간 경제성 비교를 통해 최적의 시추공 배열 방법을 제시하였다. 이에 대한 주요 결과는 다음과 같다.

1) 수직투과도 50 mD, 250 mD, 500 mD, 1,500 mD, 2,500 mD에 대한 민감도 분석을 통해 CSOR과 CDOR을 분석한 결과, SAGD 공법의 경제성을 확보하기 위해서는 수직투과도가 500 mD 이상인 저류층을 개발해야 한다.

2) 수직투과도가 500 mD, 1,500 mD, 2,500 mD일 때, 저류층 두께 8 m, 10 m, 12 m, 15 m, 20 m, 25 m, 30 m에 대한 민감도 분석을 수행하였다. 수직투과도가 500 mD일 때 저류층 두께 20 m 이상, 수직투과도가 1,500 mD, 2,500 mD인 경우에는 저류층 두께가 15 m 이상이어야 경제적인 SAGD 운영이 가능하다.

3) 수직투과도가 500 mD, 1,500 mD, 2,500 mD일 때, 저류층 두께와 유정 간격 간 상관관계를 분석하였다. 수직투과도가 500 mD일 때 최적의 유정 간격은 저류층 두께를 5배 후 50 m를 차감한 거리이며, 수직투과도가 1,500 mD, 2,500 mD일 때는 저류층 두께의 5배이다. 또한, 저류층의 두께가 증가할수록 최적의 유정 간격은 증가한다.

4) 저류층 두께가 20 m, 30 m일 때, 추가회수 시추법과 근간격 시추법의 경제성을 비교하였다. 저류층 두께가 20 m이면 유정 간격을 100 m로, 저류층 두께가 30 m이면 유정 간격을 150 m로 SAGD 운영 후 추가회수 시추공을 운영하는 것이 경제성이 가장 높다.

Acknowledgements

본 연구는 국토교통부/국토교통과학기술진흥원의 지원(RS-2022-00143541)과 산업통상자원부/한국에너지기술평가원의 지원(20212010200010, CO2 저장효율 향상 기술 개발)으로 수행되었습니다.

References

1

Anderson, M.T. and Kennedy, D.B., 2012. SAGD Startup: Leaving the heat in the reservoir, SPE Heavy Oil Conference Canada, SPE, Calgary, Alberta, Canada.

10.2118/157918-MS
2

Arthur, J.E., Gittins, S.D., and Chhina, H.S., 2009. US, Patent No. 7556099B2, 20070295499. CA, Patent No. 2591498A1, 2591498C.

3

Butler, R.M., Mcnab, G.S., and Lo, H.Y., 1981. Theoretical studies on the gravity drainage of heavy oil during in‐situ steam heating, The Canadian Journal of Chemical Engineering, 59(4), p.455-460.

10.1002/cjce.5450590407
4

Cenovus Energy Inc., 2012. 2011 Foster Creek In-situ Performance Report, Calgary, Alberta, Canada. https://www.aer.ca/providing-information/data-and-reports/activity-and-data/in-situ-performance-presentations

5

Cenovus Energy Inc., 2021. 2020 Christina Lake In-situ Performance Report, Calgary, Alberta, Canada, 49p. https://static.aer.ca/prd/documents/oilsands/insitu-presentations/2021-athabasca-cenovus-christina-8591.pdf

6

Computer Modelling Group, 2012. STARS User Guide (2012.10), Computer Modelling Group Ltd., Calgary, Alberta, Canada.

7

Connacher, 2012. 2011 Great Divide In-situ Performance Report, Calgary, Alberta, Canada. https://www.aer.ca/providing-information/data-and-reports/activity-and-data/in-situ-performance-presentations

8

Irani, M. and Ghannadi, S., 2020. Modeling the conformance improvement using flow control devices in infill wells adjacent to sagd well pairs: no flashing, SPE Journal, 25(2), p.800-819.

10.2118/199359-PA
9

Jimenez, J., 2008. The field performance of SAGD projects in Canada, International Petroleum Technology Conference, IPTC, Kuala Lumpur, Malaysia.

10.3997/2214-4609-pdb.148.iptc12860
10

Kim, M. and Shin, H., 2018. Development and application of proxy models for predicting the shale barrier size using reservoir parameters and SAGD production data, Journal of Petroleum Science and Engineering, 170, p.331-344.

10.1016/j.petrol.2018.06.044
11

Miller, K. A. and Xiao, Y., 2007. Improving the performance of classic SAGD with offsetting vertical producers, Canadian International Petroleum Conference, Petroleum Society, Calgary, Alberta, Canada.

10.2118/2007-186
12

Shin, H., 2008. A reservoir economic indicator to evaluate a SAGD project, Canadian International Petroleum Conference, Petroleum Society, Calgary, Alberta, Canada.

10.2118/2008-072
13

Shin, H. and Polikar, M., 2005a. Simple thermal efficiency parameter as an economic indicator for SAGD performance, SPE Hydrocarbon Economics and Evaluation Symposium, SPE, Dallas, Texas, USA.

10.2523/94630-MS
14

Shin, H. and Polikar, M., 2005b. New economic indicator to evaluate SAGD performance, SPE Western Regional Meeting, SPE, Irvine, California, USA.

10.2523/94024-MS
15

Shin, H. and Polikar, M., 2006. Fast-SAGD application in the alberta oil sands areas, Journal of Canadian Petroleum Technology, 45(9), p.46-53.

10.2118/06-09-04
16

Shin, H. and Polikar, M., 2007. Review of reservoir parameters to optimize SAGD and Fast-SAGD operating conditions, Journal of Canadian Petroleum Technology, 46(1), p.35-41.

10.2118/07-01-04
17

Shin, H., Hwang, T., and Chon, B., 2012. Optimal grid system design for SAGD simulation, SPE Heavy Oil Conference Canada, SPE, Calgary, Alberta, Canada.

10.2118/157900-MS
18

Suncor, 2023. 2022 Firebag In-situ Performance Report, Calgary, Alberta, Canada, 49p. https://static.aer.ca/prd/documents/oilsands/insitu-presentations/2023-suncor-firebag-8870.pdf

19

Verney, M.J., 2015. Evaluating SAGD performance due to changes in well spacing and length, SPE Canada Heavy Oil Technical Conference, SPE, Calgary, Alberta, Canada.

10.2118/174481-MS
20

Zargar, Z. and Farouq Ali, S.M., 2021. How to space SAGD well pairs for optimal performance, SPE Annual Technical Conference and Exhibition, SPE, Dubai, UAE.

10.2118/206381-MS
페이지 상단으로 이동하기