RU2801030C2 - Method for developing deposits of hard-to-recover hydrocarbons - Google Patents

Method for developing deposits of hard-to-recover hydrocarbons Download PDF

Info

Publication number
RU2801030C2
RU2801030C2 RU2020127668A RU2020127668A RU2801030C2 RU 2801030 C2 RU2801030 C2 RU 2801030C2 RU 2020127668 A RU2020127668 A RU 2020127668A RU 2020127668 A RU2020127668 A RU 2020127668A RU 2801030 C2 RU2801030 C2 RU 2801030C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
well
water
productive formation
oil
stage
Prior art date
Application number
RU2020127668A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2020127668A (en
Inventor
Олег Васильевич Коломийченко
Вячеслав Михайлович Ничипоренко
Анатолий Петрович Федорченко
Анатолий Александрович Чернов
Original Assignee
Олег Васильевич Коломийченко
Вячеслав Михайлович Ничипоренко
Анатолий Петрович Федорченко
Анатолий Александрович Чернов
Filing date
Publication date
Application filed by Олег Васильевич Коломийченко, Вячеслав Михайлович Ничипоренко, Анатолий Петрович Федорченко, Анатолий Александрович Чернов filed Critical Олег Васильевич Коломийченко
Priority to RU2020127668A priority Critical patent/RU2801030C2/en
Publication of RU2020127668A publication Critical patent/RU2020127668A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2801030C2 publication Critical patent/RU2801030C2/en

Links

Images

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: invention can be used to improve the efficiency of extraction of hard-to-recover hydrocarbon reserves (TRIZ), in particular, from oil-kerogen-containing formations of the Bazhenov and Domanik formations, as well as for the extraction of natural bitumen, heavy and high-viscosity oils and gas hydrates. A method is claimed for the development of deposits of hard-to-recover hydrocarbons, in which a cluster of horizontal wells is used, the horizontal sections of which are located in the zone of the productive formation, the supply of working agents into the productive formation whereas the target product are selected from it through a casing string, which equips the vertical section of each well. At the first stage of the method, a one-stage hydraulic fracturing of the productive formation and its impregnation with a solvent are carried out on the horizontal section of each well. At the second stage, cyclic pumping of the working agent is carried out in the form of water with a temperature of 374°C to 593°C at a pressure of 22.1 MPa to 70 MPa, and then the same water with its saturation with nanosized particles of metal oxides and hydrogen, for several repeated cycles, during which a well retort is formed in the near-wellbore volume of each well and its volume is increased with each the next cycle until the well retorts merge into a combined retort. At the third stage of the method, at least one well is use for injection, and the rest wells are used for production, and through at least one injection well, the working agent is pumped in the form of a WIADAP liquid and nanohydrothermal fracturing is performed, and then into the combined the retort is pumped with a working agent in the form of water, with a temperature of 40 to 120°C at a pressure of up to 100 MPa, by means of which the target product is displaced from the combined in-situ retort to the daylight surface through production wells in the form of an oil-water emulsion.
EFFECT: increased productivity of the selection of hydrocarbons during field development in combination with a high oil recovery factor (ORF).
2 cl, 8 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для повышения эффективности добычи трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ) углеводородов, в частности, из нефтекерогеносодержащих пластов баженовской и доманиковой свит, а также для добычи природных битумов, тяжелых и высоковязких нефтей и газогидратов.The invention relates to the oil and gas industry and can be used to improve the efficiency of extraction of hard-to-recover hydrocarbon reserves (TRIZ), in particular, from oil-kerogen-containing formations of the Bazhenov and Domanik formations, as well as for the extraction of natural bitumen, heavy and high-viscosity oils and gas hydrates.

Установлено, что наибольшие стратегически значимые углеводородные запасы России сосредоточены в баженовской и доманиковой свитах. Работы по их освоению были начаты российскими нефтедобывающими компаниями несколько лет назад и заключались, в основном, в адаптации североамериканских добычных «сланцевых» технологий и положительных экономических результатов не принесли.It has been established that the largest strategically significant hydrocarbon reserves of Russia are concentrated in the Bazhenov and Domanik formations. Works on their development were started by Russian oil companies several years ago and consisted mainly in the adaptation of North American shale mining technologies and did not bring positive economic results.

Специалистам известно, что североамериканские добычные «сланцевые» технологии - это доведенные до совершенства (1) технологии бурения длинноствольных горизонтальных скважин с протяженностью их горизонтального участка, зачастую, более 3000 метров с последующим (2) мультистадийным гидравлическим разрывом пласта (МГРП) в таких скважинах - до 50 стадий на горизонтальном участке.Experts know that North American "shale" production technologies are perfected (1) technologies for drilling long-barreled horizontal wells with a length of their horizontal section, often more than 3000 meters, followed by (2) multi-stage hydraulic fracturing (MSHF) in such wells - up to 50 stages on a horizontal section.

Относительный успех их применения, например, в США на нефтеносных сланцевых формациях Баккен/Три Форкс, Игл Форд, Пермский бассейн или в Аргентине на нефтеносном сланцевом плее Вака Муэрта обусловлен тем, что при относительно невысоком содержании Сорг (органический углерод: S1 (нефть плотных пород) + S2 (кероген)) в их нефтекерогеносодержащих пластах (в среднем, до 4 процентов), их толщины (мощность пластов) достигают значительных величин - от 80 до 200 и более метров.The relative success of their application, for example, in the United States on the Bakken/Three Forks, Eagle Ford, Permian oil shale formations or in Argentina on the Vaca Muerta oil shale play, is due to the fact that at a relatively low content of Corg (organic carbon: S 1 (oil dense rocks) + S 2 (kerogen)) in their oil-kerogen-containing formations (on average, up to 4 percent), their thickness (layer thickness) reaches significant values - from 80 to 200 meters or more.

Это позволяло сформировать из одной скважины после проведения МГРП значительный дренируемый объем, равный, в среднем, 40 млн м3. При 4% содержании Сорг, в таком дренируемом из одной горизонтальной скважины объеме пласта содержится, примерно, 3,5 млн тонн Сорг, из которого примерно 880 тыс. тонн (25%) - это подвижная легкая нефть плотных пород (НПП) (Tight Oil) (S1), которую называют также «нефть низкопроницаемых пород» и, зачастую, не совсем корректно, «сланцевой нефтью».This made it possible to form a significant drainable volume from one well after multi-stage hydraulic fracturing, equal, on average, to 40 million m 3 . With a 4% Corg content, such a reservoir volume drained from one horizontal well contains approximately 3.5 million tons of Corg , of which approximately 880 thousand tons (25%) is mobile light oil of tight rocks (NPP) ( Tight Oil) (S 1 ), which is also called "tight oil" and, often, not quite correctly, "shale oil".

При среднем коэффициенте извлечения нефти (КИН) североамериканских добычных сланцевых технологий, равном 8%, прогнозируемая накопленная добыча (Estimated Ultimate Recovery (EUR)) из одной скважины НПП составляет 70,4 тыс. тонн или от 500 до 600 тысяч баррелей (550 тыс. баррелей, в среднем, для расчета).With an average oil recovery factor (ORF) of North American shale technologies equal to 8%, the projected cumulative production (Estimated Ultimate Recovery (EUR)) from one well of the NPP is 70.4 thousand tons, or from 500 to 600 thousand barrels (550 thousand tons). barrels, on average, for calculation).

При цене на нефть, равной 70 долларов США за баррель и себестоимости добычи НПП, например, на Баккене/Три Форкс в Северной Дакоте, равной 57,8 долларов за баррель [1], прогнозируемый доход на одну скважину составляет 6,7 млн долларов США. Эти расчеты основаны на фактах «сланцевой» нефтедобычи США и подтверждены практикой, когда при повышении цены на нефть выше 60 долларов за баррель североамериканская «сланцевая экономика» возрождается. [2].With an oil price of US$70/bbl and an NPP production cost of, for example, Bakken/Three Forks in North Dakota of US$57.8/bbl [1], projected revenue per well is US$6.7 million . These calculations are based on the facts of US “shale” oil production and are confirmed by practice, when the North American “shale economy” revives when the price of oil rises above $60 per barrel. [2].

Баженовская свита отличается от североамериканских нефтеносных сланцевых плеев тем, что ее пласты богаты органическим углеродом (Сорг - до 23%), они более пластичны, но толщина их, в среднем, составляет, примерно 20 метров. Более того, в ее пластах НПП примерно в 18 раз меньше, чем керогена [3].The Bazhenov formation differs from the North American oil shale plays in that its layers are rich in organic carbon ( Corg - up to 23%), they are more plastic, but their average thickness is about 20 meters. Moreover, in its reservoirs, NPP is approximately 18 times less than kerogen [3].

Таким образом, на «бажене» возможно сформировать дренируемый объем пласта из одной скважины, примерно в 10 раз меньший, чем на североамериканских нефтеносных сланцевых плеях, а КИН на баженовской свите, по мнению экспертов, после проведения МГРП, в среднем, не превышает 6%.Thus, at Bazhen it is possible to form a drained formation volume from one well, approximately 10 times less than on North American oil-bearing shale plays, and the oil recovery factor on the Bazhenov formation, according to experts, after multi-stage hydraulic fracturing, on average, does not exceed 6% .

В результате несложных вычислений понятно, что при достаточно высоком 10% содержании Сорг в дренируемом из одной баженовской скважины объеме пласта (4 млн м3) содержится, примерно, 1320 тыс. тонн Сорг, из которых 132 тыс. тонн (10%) являются НПП (S1). При КИН = 6%, на дневную поверхность скважины извлекается, примерно, 8 тыс. тонн НПП, что, в целом, соответствует практике нефтедобычи на баженовской свите.As a result of simple calculations, it is clear that with a sufficiently high 10% Corg content, the formation volume drained from one Bazhenov well (4 million m 3 ) contains approximately 1320 thousand tons of Corg , of which 132 thousand tons (10%) are NPP (S 1 ). With oil recovery factor = 6%, approximately 8 thousand tons of OOP are recovered on the day surface of the well, which, in general, corresponds to the practice of oil production in the Bazhenov formation.

По оценочным данным экспертов, для того, чтобы добыча НПП из баженовской свиты стала рентабельной, накопленная добыча НПП за весь период эксплуатации скважины должна превысить 30 тыс. тонн. По мнению большинства специалистов, такое возможно лишь в единичных случаях при разработке «сладких пятен» (по S1).According to experts' estimates, in order for the production of OOP from the Bazhenov formation to become profitable, the cumulative production of OOP for the entire period of operation of the well should exceed 30 thousand tons. According to most experts, this is possible only in isolated cases when developing "sweet spots" (according to S 1 ).

Таким образом, недостаточная мощность/толщина пластов баженовской свиты, в сочетании с их высокой неоднородностью и пластичностью (по выражению акад. Ивана И. Нестерова: «при отсутствии «скелета» пласта»), является основной причиной, прогнозируемой экспертами убыточности баженовских добычных проектов в случае, если они будут нацелены на извлечение из ее пластов исключительно НПП.Thus, the insufficient thickness/thickness of the Bazhenov formations, combined with their high heterogeneity and plasticity (in the words of academician Ivan I. Nesterov: "in the absence of a "skeleton" of the formation"), is the main reason for the unprofitability of Bazhenov mining projects predicted by experts in if they are aimed at extracting only NPP from its layers.

Все изложенное выше в равной степени относится и к доманиковой свите.All of the above applies equally to the Domanik Formation.

Из приведенного выше следует, что экономически эффективное освоение баженовской (и доманиковой) свиты, в силу ее качественного отличия от североамериканских нефтеносных сланцевых плеев, возможно только при вовлечении в активную разработку дополнительного углеводородного ресурса - неподвижного керогена (S2b) и неподвижной и малоподвижной битуминозной нефти (S2a), что предполагает применение технологий, основанных на воздействии на продуктивный пласт высокотемпературными рабочими агентами воздействия (РАВ).It follows from the above that the cost-effective development of the Bazhenov (and Domanik) suite, due to its qualitative difference from the North American oil-bearing shale plays, is possible only with the involvement in the active development of an additional hydrocarbon resource - immobile kerogen (S 2b ) and immobile and slow-moving bituminous oil (S 2a ), which implies the use of technologies based on the impact on the reservoir with high-temperature working agents of influence (RAW).

Такие технологии, использование которых может оказаться вполне успешным на баженовской и доманиковой свитах, должны, как минимум, дополнительно вовлекать в активную разработку кероген и битуминозную нефть, обеспечивать увеличение проницаемости продуктивных пластов свит, а также их реэнегизацию - повышение внутренней энергии пласта, его внутрипластового давления при условии снижения степени молекулярной блокировки флюидопроводящих каналов и отбора углеводородов через зоны пласта с увеличенной проницаемостью в режиме фонтанирования скважины при условии недопущения компакции пласта - понижения в нем давления ниже гидростатического.Such technologies, the use of which may be quite successful in the Bazhenov and Domanik formations, should at least additionally involve kerogen and bituminous oil in the active development, ensure an increase in the permeability of the productive formations of the suites, as well as their reenergization - an increase in the internal energy of the formation, its in-situ pressure provided that the degree of molecular blocking of the fluid-conducting channels is reduced and hydrocarbons are withdrawn through the formation zones with increased permeability in the well flowing mode, provided that the formation compaction is prevented - the pressure in it drops below the hydrostatic pressure.

Наиболее перспективными считаются в настоящее время технологии, основанные на термохимическом воздействии на продуктивный пласт рабочими агентами, закачиваемыми с дневной поверхности в продуктивный пласт.The technologies based on the thermochemical impact on the productive formation by working agents injected from the daylight surface into the productive formation are currently considered the most promising.

Так, например, известен способ разработки месторождений высоковязких и тяжелых нефтей, включающий строительство скважины, последовательную закачку в скважину рабочего агента - теплоносителя, в виде определенного объема термостабильной эмульсионно-дисперсной системы прямого типа, обладающей поверхностно-активными свойствами, с последующим извлечением из скважины нефти, причем после закачки расчетного количества теплоносителя скважину выдерживают определенное время в закрытом состоянии для пропитки околоскважинной зоны продуктивного пласта, а в качестве рабочего агента применяют систему реагента РДН, образующуюся при концентрации РДН 2,5-10,0 мас. % в пресной или пластовой воде. (см. патент РФ №2163292, кл. Е21В 43/24, 2001).For example, there is a known method for the development of deposits of high-viscosity and heavy oils, including the construction of a well, the sequential injection of a working agent into the well - a heat carrier, in the form of a certain volume of a thermally stable direct-type emulsion-dispersed system with surface-active properties, followed by the extraction of oil from the well , and after injection of the calculated amount of coolant, the well is kept closed for a certain time to impregnate the near-wellbore zone of the productive formation, and the RDN reagent system is used as a working agent, which is formed at an RDN concentration of 2.5-10.0 wt. % in fresh or formation water. (see RF patent No. 2163292, class E21B 43/24, 2001).

В результате анализа данного способа необходимо отметить, что он основан на использовании в качестве рабочего агента, закачиваемого в продуктивный пласт, - теплоносителя, имеющего невысокую температуру (исследования проводили в лабораторных условиях при температуре +100°С и давлении 2 атм.), что не позволяет осуществлять активное воздействие на кероген и тяжелую нефть с целью их модифицирования в более легкие углеводородные фракции. Образующаяся в результате такого теплового воздействия околоскважинная зона продуктивного пласта с незначительно повышенной температурой (реторта) относительно пластовой температуры мала по объему и не позволяет отбирать на дневную поверхность приемлемое (с точки зрения рентабельности) количество углеводородов. Таким образом, реализация известного способа не обеспечивает приемлемого КИН.As a result of the analysis of this method, it should be noted that it is based on the use of a coolant having a low temperature as a working agent injected into the reservoir (the studies were carried out in laboratory conditions at a temperature of +100°C and a pressure of 2 atm.), which is not allows to carry out an active impact on kerogen and heavy oil in order to modify them into lighter hydrocarbon fractions. The near-wellbore zone of the productive formation formed as a result of such thermal impact with a slightly elevated temperature (retort) relative to the formation temperature is small in volume and does not allow the extraction of an acceptable (from the point of view of profitability) amount of hydrocarbons to the surface. Thus, the implementation of the known method does not provide an acceptable ORF.

Известен способ циклической разработки месторождений высоковязкой нефти и битумов, включающий бурение расположенных рядами скважин с наклонно-горизонтальными параллельными в горизонтальной плоскости стволами, с расположением устьев скважин в шахматном порядке, двухэтапную циклическую закачку рабочего агента - теплоносителя в виде пара и добычу нефти скважинами, при этом, на первом этапе цикла закачивают теплоноситель в нечетные скважины ряда и добывают нефть из четных скважин ряда, после чего останавливают скважины на период пропитки коллектора, а на втором этапе цикла закачивают теплоноситель в четные скважины ряда и добывают нефть из нечетных скважин ряда, после чего останавливают скважины на период пропитки коллектора, повторяют цикл несколько раз, увеличивая либо оставляя неизменным время закачки теплоносителя и добычи нефти от цикла к циклу (см. патент РФ №2418945, кл. Е21В 43/24, 2011).A known method of cyclic development of high-viscosity oil and bitumen deposits, including drilling of wells arranged in rows with inclined-horizontal parallel in the horizontal plane trunks, with wellheads in a checkerboard pattern, two-stage cyclic injection of a working agent - a heat carrier in the form of steam and oil production by wells, while , at the first stage of the cycle, the coolant is pumped into the odd wells of the row and oil is produced from the even wells of the row, after which the wells are stopped for the period of impregnation of the reservoir, and at the second stage of the cycle the coolant is pumped into the even wells of the row and oil is produced from the odd wells of the row, after which they stop wells for the reservoir impregnation period, repeat the cycle several times, increasing or leaving the time of coolant injection and oil production unchanged from cycle to cycle (see RF patent No. 2418945, class E21B 43/24, 2011).

В результате анализа известного способа необходимо отметить, что большое количество скважин позволяет увеличить площадь, с которой производится нефтедобыча. Использование разогретого теплоносителя в виде пара позволяет за счет разогрева снизить вязкость нефти в околоскважинной зоне продуктивного пласта и несколько повысить КИН, чему также способствуют введение технологической операции пропитки, а также осуществление разработки повторяющимися циклами.As a result of the analysis of the known method, it should be noted that a large number of wells allows you to increase the area from which oil is produced. The use of a heated coolant in the form of steam makes it possible, due to heating, to reduce the viscosity of oil in the near-wellbore zone of the productive formation and to slightly increase the oil recovery factor, which is also facilitated by the introduction of the impregnation process, as well as the development of repeated cycles.

Однако температура используемого для реализации способа теплоносителя - пара, составляющая 280-350°С, обеспечивает только незначительный разогрев нефтепродуктов, например, тяжелой нефти, которая в нагретом (менее вязком) состоянии доставляется на дневную поверхность, быстро остывает, снова становится более вязкой и для транспортирования необходимо ее разжижать добавлением растворителя.However, the temperature of the heat carrier used for the implementation of the method - steam, which is 280-350 ° C, provides only a slight heating of oil products, for example, heavy oil, which is delivered to the day surface in a heated (less viscous) state, cools quickly, becomes more viscous again and for transportation, it is necessary to dilute it by adding a solvent.

Давление, при котором осуществляется закачивание теплоносителя в малопроницаемую породу, содержащую тяжелую нефть, не позволяет ему проникать на значительное расстояние от ствола скважины и формировать околоскважинные реторты, значительные по объему,The pressure at which the coolant is injected into a low-permeability rock containing heavy oil does not allow it to penetrate a considerable distance from the wellbore and form near-wellbore retorts, significant in volume,

Температура используемого теплоносителя также недостаточна для интенсивного разогрева материнской породы и осуществления в ней реакции молекулярного модифицирования керогена и битуминозной нефти в синтетическую нефть. Изложенное выше не позволяет обеспечить при использовании способа достаточной производительности отбора целевого продукта, а также приемлемый КИН.The temperature of the coolant used is also insufficient for intense heating of the parent rock and the implementation of the reaction of molecular modification of kerogen and bituminous oil into synthetic oil in it. The foregoing does not make it possible to ensure, when using the method, sufficient productivity of the selection of the target product, as well as an acceptable oil recovery factor.

Известен способ добычи углеводородов из нефтекерогеносодержащих пластов, включающий приготовление рабочих агентов воздействия (РАВ), последовательное закачивание их по колонне теплоизолированных насосно-компрессорных труб в околоскважинную зону продуктивного пласта для поэтапного термохимического воздействия на него с последующим отбором на каждом этапе углеводородов и доставкой их по колонне насосно-компрессорных труб на дневную поверхность, причем первым этапом термохимического воздействия на продуктивный пласт является этап формирования околоскважинной зоны с повышенной проницаемостью и увеличенным объемом за счет инжектирования в околоскважинную зону РАВ в виде воды, имеющей температуру выше 593°С при давлении от 23 до 50 МПа, после чего на втором этапе осуществляют циклическое термохимическое воздействие РАВ на продуктивный пласт для генерации углеводородов, с использованием в качестве РАВ воды, температурой выше 593°С и давлением от 23 до 50 МПа, насыщенной реактивом Фентона, а также РАВ в виде воды, температурой от 380 до 593°С при давлении от 23 до 50 МПа, с последующим отбором на третьем этапе углеводородов и доставкой их на дневную поверхность (см патент РФ №2704684, кл. Е21В 43/247, 2019) - наиболее близкий аналог.A known method for the extraction of hydrocarbons from oil-kerogen-containing formations, including the preparation of working agents of influence (RAS), their sequential injection through a column of heat-insulated tubing into the near-wellbore zone of a productive formation for a phased thermochemical impact on it, followed by the selection of hydrocarbons at each stage and their delivery through the column tubing to the day surface, and the first stage of thermochemical impact on the productive formation is the stage of formation of a near-wellbore zone with increased permeability and increased volume due to injection into the near-wellbore zone of RAW in the form of water having a temperature above 593°C at a pressure of 23 to 50 MPa, after which, at the second stage, a cyclic thermochemical effect of RAS is carried out on the productive formation to generate hydrocarbons, using water as a RAW, with a temperature above 593 ° C and a pressure of 23 to 50 MPa, saturated with Fenton's reagent, as well as RAW in the form of water, temperature from 380 to 593°C at a pressure of 23 to 50 MPa, followed by the selection of hydrocarbons at the third stage and their delivery to the day surface (see RF patent No. 2704684, cl. E21B 43/247, 2019) is the closest analogue.

В результате анализа данного способа необходимо отметить, что он весьма сложен в осуществлении, так как предполагает использование большого количества различных РАВ, которые в строго определенной последовательности закачиваются по колонне насосно-компрессорных труб в продуктивный пласт, причем сам процесс термохимического воздействия каждого используемого РАВ на продуктивный пласт занимает значительное время, что резко снижает производительность способа.As a result of the analysis of this method, it should be noted that it is very difficult to implement, since it involves the use of a large number of different RAS, which are pumped in a strictly defined sequence through the tubing string into the productive formation, and the process of thermochemical impact of each RAS used on the productive formation takes a significant time, which dramatically reduces the productivity of the method.

Весьма также существенно, что при использовании циклического термохимического воздействия на продуктивный пласт, в него инжектируется удельно незначительное количества РАВ через удельно малую площадь обнажения продуктивного пласта, в результате чего удельный коэффициент скорости прогрева пласта имеет весьма низкое значение (удельный коэффициент скорости прогрева пласта равен: объем прогрева продуктивного пласта в сутки при заданной энтальпии РАВ и теплоемкости продуктивного пласта (теплоемкость горной породы и органического углерода (Сорг) (масс. %))/объем околоскважинной реторты продуктивного пласта).It is also very significant that when using a cyclic thermochemical impact on a productive formation, a specific insignificant amount of RAS is injected into it through a specific small area of the productive formation exposure, as a result of which the specific coefficient of the formation heating rate has a very low value (the specific formation heating rate coefficient is equal to: volume warming up of the productive formation per day at a given enthalpy RAW and heat capacity of the productive formation (heat capacity of rock and organic carbon (С org ) (mass %))/volume of near-wellbore retort of the productive formation).

Удельный коэффициент скорости прогрева продуктивного пласта демонстрирует зависимость скорости прогрева продуктивного пласта (в сутки) от объема внутрипластовой реторты, которая должна быть сформирована в результате термохимического воздействия на продуктивный пласт, и необходим для сравнения комплексной эффективности различных сценариев термохимического воздействия на продуктивный пласт месторождений углеводородов.The specific rate of heating of the productive formation demonstrates the dependence of the heating rate of the productive formation (per day) on the volume of the in-situ retort, which should be formed as a result of thermochemical impact on the productive formation, and is necessary to compare the integrated efficiency of various scenarios of thermochemical impact on the productive formation of hydrocarbon deposits.

Специалистам в области нефтедобычи понятно, что КИН высокотехнологичной нефти (ВТН) при циклическом термохимическом воздействии на продуктивный пласт уменьшается по мере отдаления зоны пласта, на которую оказывается термохимическое воздействия, от ствола скважины. Так, например, на расстоянии 5 метров от ствола скважины расчетный КИН по ВТН при циклическом термохимическом воздействии на продуктивный пласт может достигать 90 и более процентов, а на расстоянии, например, 30 метров от ствола скважины расчетный КИН по ВТН при циклическом термохимическом воздействии на продуктивный пласт снижается до 10-15%.Experts in the field of oil production understand that the recovery factor of high-tech oil (HOT) during cyclic thermochemical impact on a productive formation decreases as the formation zone, which is subjected to thermochemical impact, moves away from the wellbore. So, for example, at a distance of 5 meters from the wellbore, the calculated recovery factor according to the WTH during cyclic thermochemical impact on the productive formation can reach 90 percent or more, and at a distance, for example, 30 meters from the wellbore, the calculated recovery factor according to the WTH during cyclic thermochemical impact on the productive formation the formation is reduced to 10-15%.

Так же, например, при использовании (1) горизонтальной скважины, имеющей горизонтальный ствол длинной 1200 метров и (2) генератора сверхкритической воды (СКВ), имеющего максимальную тепловую мощность 50 МВт (180 млн кДж/час) и способного производить 64800 кг/час СКВ (Т=480°С при Р=400 бар; энтальпия 2777 кДж/кг) удельно через 1 м2 внутренней поверхности ствола скважины (при ее диаметре равном 0,2 м и площади внутренней поверхности скважины равной 753 м2) в час в продуктивный пласт инжектируется, примерно, 86 кг, названного выше РАВ (СКВ). При таком объеме закачки РАВ в продуктивный пласт для отработки внутрипластовой реторты с объемом равным 4,2 млн м3 (1200 м X 100 м X 35 м), с учетом циклов отбора из продуктивного пласта ВТН, которые по продолжительности равны циклам закачки РАВ в продуктивный пласт, потребуется 2553 суток или 6,99 года. Если же, например, в продуктивном пласте из горизонтального участка горизонтальной скважины выполнен МГРП (18-стадийный ГРП, выполнен ПАО «Газпром нефть в продуктивном пласте баженовской свиты в октябре 2019 г. Закачка проппанта на одну стадию - 150 тонн; насыпная плотность проппанта - 1,5 тонны/м3; толщина двусторонней трещины 1 мм.), в результате которого в продуктивном пласте были образованы 18 ΜΕΓΑ трещин, суммарно, имеющих площадь внутренних поверхностей трещин равной, примерно, 3,6 млн м2, то в этом случае удельно, на 1 м2 внутренней поверхности ΜΕΓΑ трещин, закачивалось всего 0,02 кг СКВ в час. Это очень низкий показатель.Also, for example, when using (1) a horizontal well with a horizontal wellbore 1200 meters long and (2) a supercritical water (SCW) generator with a maximum thermal power of 50 MW (180 million kJ / h) and capable of producing 64800 kg / h SCR (T=480°C at P=400 bar ; enthalpy 2777 kJ/kg) per hour per hour the reservoir is injected with approximately 86 kg of the above RAW (SCR). With such a volume of injection of RAS into the productive formation for the development of an in-situ retort with a volume equal to 4.2 million m reservoir, it will take 2553 days or 6.99 years. If, for example, multi-stage hydraulic fracturing was performed in a productive formation from a horizontal section of a horizontal well (18-stage hydraulic fracturing, performed by Gazprom Neft PJSC in a productive formation of the Bazhenov formation in October 2019. Proppant injection per stage - 150 tons; proppant bulk density - 1 ,5 tons / m 3 ; the thickness of the two-sided crack is 1 mm.), as a result of which 18 ΜΕΓΑ cracks were formed in the reservoir, in total, having an area of \u200b\u200bthe internal surfaces of the cracks equal to approximately 3.6 million m 2 , then in this case, the specific , per 1 m 2 of the inner surface of ΜΕΓΑ fractures, only 0.02 kg of SCR was pumped per hour. This is a very low figure.

Таким образом, для решения - наиболее близкого аналога, характерна весьма низкая удельная скорость прогрева продуктивного пласта.Thus, for the solution - the closest analogue, a very low specific rate of heating of the productive formation is characteristic.

Приведенные выше обстоятельства значительно снижают эффективность использования термохимических технологий при освоении нефтеносных сланцевых формаций, таких как баженовская свита и/или доманиковая свита как по производительности, так и по КИН.The above circumstances significantly reduce the effectiveness of the use of thermochemical technologies in the development of oil-bearing shale formations, such as the Bazhenov formation and / or Domanik formation, both in terms of productivity and oil recovery factor.

Технический результат настоящего изобретения заключается в разработке способа, характеризующегося высокой производительностью отбора углеводородов при разработке месторождения в сочетании с высоким КИН за счет оптимального сочетания этапов осуществления способа, а также условий осуществления каждого из них.The technical result of the present invention is to develop a method characterized by a high productivity of hydrocarbon extraction during field development in combination with a high oil recovery factor due to the optimal combination of the stages of the method, as well as the conditions for implementing each of them.

Используемые ниже при описании заявленного изобретения термины означают следующее.The terms used below in the description of the claimed invention mean the following.

Горизонтальная скважинаHorizontal well

Для реализации способа используют горизонтальные скважины с вертикальным участком и сопряженным с ним горизонтальным участком, расположенным в продуктивном пласте. Длина горизонтального участка каждой скважины должна быть достаточной для осуществления одностадийного гидравлического разрыва пласта (ОГРП) и обычно составляет от 10 до 100 метров.To implement the method, horizontal wells with a vertical section and an associated horizontal section located in the reservoir are used. The length of the horizontal section of each well should be sufficient for single-stage hydraulic fracturing (SHF) and is typically between 10 and 100 meters.

Одностадийный гидравлический разрыв пласта (ОГРП)Single-stage hydraulic fracturing (SHF)

В заявленном изобретении ОГРП проводят на горизонтальном участке горизонтальных скважин с использованием в качестве рабочей среды широкого спектра агентов, предпочтительно, углеводородных растворителей, например, метанола или сжиженных углеводородных газов (СУГ) [6].In the claimed invention, fracturing is carried out on a horizontal section of horizontal wells using a wide range of agents, preferably hydrocarbon solvents, such as methanol or liquefied hydrocarbon gases (LPG) as a working medium [6].

ОГРП проводят для увеличения площади (до 10000 м2) обнаженной поверхности горной породы в околоскважинной зоне продуктивного пласта, что необходимо для осуществления закачки в продуктивный пласт значительного количества РАВ (от 50 до 1000 тонн в час), что позволяет обеспечить доставку от 20 до 200 кг РАВ на 1 м2 площади продуктивного пласта обнаженной после проведения.The hydraulic fracturing is carried out to increase the area (up to 10000 m 2 ) of the exposed surface of the rock in the near-wellbore zone of the productive formation, which is necessary for the injection of a significant amount of RAS into the productive formation (from 50 to 1000 tons per hour), which allows for the delivery of 20 to 200 kg RAV per 1 m 2 of the area of the productive formation exposed after carrying out.

Рабочая среда на основе СУГ может представлять собой смесь пропана и бутана в жидком состоянии. Такая рабочая среда существенно отличается, например, от водных сред, традиционно используемых для проведения ГРП. Рабочая среда на основе СУГ содержит неорганическую газовую фазу, такую как CO2, N2 и их смеси. Плотность углеводородных газов в 2 раза меньше, чем воды, что обуславливает при проведении ОГРП пониженное давление гидростатического столба жидкости в скважине, таким образом, освоение будет проходить легче; вязкость пропан/бутана в 6 раз ниже, чем у воды, следовательно, требуется меньший перепад давления для продвижения жидкости по трещине породы при освоении; поверхностное натяжение используемой среды в 6 раз ниже, чем у воды, из чего следует пониженное капиллярное давление при движении через пористую среду, т.е. при продвижении по породе пласта жидкость будет испытывать меньший тормозящий эффект при контакте с породой и пластовым флюидом.The LPG-based working medium can be a mixture of propane and butane in the liquid state. Such a working environment is significantly different, for example, from the water media traditionally used for hydraulic fracturing. The LPG-based working medium contains an inorganic gas phase such as CO 2 , N 2 and mixtures thereof. The density of hydrocarbon gases is 2 times less than that of water, which causes a reduced pressure of the hydrostatic column of liquid in the well during hydraulic fracturing, thus, the development will be easier; the viscosity of propane/butane is 6 times lower than that of water, therefore, a lower pressure drop is required to move the liquid along the rock fracture during development; the surface tension of the medium used is 6 times lower than that of water, which implies a reduced capillary pressure when moving through a porous medium, i.e. when advancing through the formation rock, the fluid will experience a lesser braking effect upon contact with the rock and formation fluid.

Весьма существенно, что 1 м3 жидкого углеводородного газа может конвертироваться в 272 м3 обычного газа, то есть, при освоении скважины жидкость будет газировать сама себя, т.е. она является самогазирующейся» [7].It is very significant that 1 m 3 of liquid hydrocarbon gas can be converted into 272 m 3 of ordinary gas, that is, during well development, the liquid will aerate itself, i.e. it is self-gassing” [7].

Таким образом, безводные ГРП являются более эффективными, чем ГРП на водной основе, и они уже нашли применение на баженовской свите. Но широкомасштабное использование безводных ГРП сдерживает высокая стоимость рабочей среды, так как при осуществлении ОГРП значительная часть рабочей среды остается в продуктивном пласте в неизвлекаемом состоянии. В заявленном изобретении после проведения ОГРП, использованная рабочая среда отбирается из продуктивного пласта на дневную поверхность и может быть повторно использована, в связи с чем, экономический фактор не будет является препятствием для осуществления безводного ОГРП в рамках широкомасштабного использования заявленного изобретения, в частности, на баженовской и/или доманиковой свитах.Thus, anhydrous hydraulic fracturing is more effective than water-based hydraulic fracturing, and they have already found application in the Bazhenov formation. But the large-scale use of waterless hydraulic fracturing is hindered by the high cost of the working medium, since during the implementation of hydraulic fracturing, a significant part of the working medium remains in the productive formation in an unrecoverable state. In the claimed invention, after the hydraulic fracturing, the used working medium is taken from the productive formation to the day surface and can be reused, and therefore, the economic factor will not be an obstacle to the implementation of anhydrous hydraulic fracturing as part of the large-scale use of the claimed invention, in particular, on the Bazhenov and/or Domanik suites.

Генератор ультра-сверхкритической воды. В заявленном изобретении используется Генератор ультра-сверхкритической воды, известный из Патента РФ №2726702 от 26 сентября 2019 г. Генератор ультра-сверхкритического рабочего агента содержит первый теплогенерирующий модуль, в нижней части корпуса которого размещено устройство выработки теплоносителя, над которым в полости корпуса размещены первая, вторая и третья нагревательные секции. Первая нагревательная секция размещена в верхней части корпуса и оснащена входным коллектором, имеющим возможность соединения с линией подачи питательной воды. Вторая нагревательная секция расположена в нижней части корпуса непосредственно над устройством выработки теплоносителя, своим входом соединена с выходом первой секции, а выходом - с входом третьей нагревательной секции, размещенной в полости корпуса между первой и второй секциями. При этом генератор оснащен вторым теплогенерирующим модулем, включающим устройство выработки теплоносителя, расположенное в нижней части корпуса данного модуля, перегревательную секцию, смонтированную в корпусе над устройством выработки теплоносителя герметичную емкость, в которой образован замкнутый циркуляционный канал, заполненный теплогенерирующим агентом. При этом генератор дополнительно оснащен механизмом циркуляции теплогенерирующего агента, расположенным в циркуляционном канале, в котором также размещена перегревательная секция, ее вход соединен с выходом третьей секции первого теплогенерирующего модуля, а выход имеет возможность соединения с потребителем рабочего агента. Техническим результатом является повышение КПД и производительности генератора, а также снижение его массогабаритных характеристик за счет обеспечения более эффективного разогрева перегревательной секции.Ultra-supercritical water generator. The claimed invention uses an ultra-supercritical water generator, known from RF Patent No. 2726702 dated September 26, 2019. , second and third heating sections. The first heating section is located in the upper part of the housing and is equipped with an inlet manifold that can be connected to the feed water supply line. The second heating section is located in the lower part of the housing directly above the coolant generation device, its inlet is connected to the outlet of the first section, and its outlet is connected to the inlet of the third heating section located in the cavity of the housing between the first and second sections. In this case, the generator is equipped with a second heat-generating module, including a heat-carrier generation device located in the lower part of the housing of this module, a superheating section, a sealed container mounted in the housing above the heat-carrier generation device, in which a closed circulation channel is formed, filled with a heat-generating agent. At the same time, the generator is additionally equipped with a heat-generating agent circulation mechanism located in the circulation channel, in which the superheating section is also located, its input is connected to the output of the third section of the first heat-generating module, and the output can be connected to the working agent consumer. The technical result is to increase the efficiency and productivity of the generator, as well as to reduce its weight and size characteristics by providing more efficient heating of the superheating section.

Компенсатор термобарических изменений длины колонны обсадных трубCompensator for thermobaric changes in the length of the casing string

Под таким компенсатором понимается устройство, которое позволяет колонне обсадных труб многократно циклично изменять свою длину (удлиняться и укорачиваться) в скважине при условии сохранения разобщения объема скважины ниже компенсатора от объема скважины, выше компенсатора.Such a compensator is understood as a device that allows the casing string to repeatedly cyclically change its length (lengthen and shorten) in the well, provided that the separation of the well volume below the compensator from the volume of the well, above the compensator, is maintained.

ВТНVTH

Под ВТН понимается нефтяная смесь (Oil Blend), композиционно состоящая из:VTH is understood as an oil mixture (Oil Blend), compositionally consisting of:

- молекулярно модифицированной и частично облагороженной подвижной НПП, полученной в результате термохимического воздействия на продуктивный пласт, а также изначально находящейся в пласте;- molecularly modified and partially upgraded mobile NPP obtained as a result of thermochemical treatment of the reservoir, as well as initially located in the reservoir;

- десорбированной молекулярно модифицированной и частично облагороженной НПП, которая до термохимического воздействия находилась в адсорбированном состоянии на внутренней поверхности округлых и щелевых пор пласта (адсорбированная НПП, - до 25% от всей НПП, находящейся в пласте). Чем менее проницаемым является продуктивный пласт, тем удельно больше в нем адсорбированной, удерживаемой поверхностью флюидопроводящих каналов НПП;- desorbed molecularly modified and partially improved NPP, which before thermochemical treatment was in an adsorbed state on the inner surface of the rounded and slotted pores of the formation (adsorbed NPP, up to 25% of the total NPP located in the formation). The less permeable the productive formation is, the more specifically it contains the adsorbed, retained by the surface of the fluid-conducting channels of the NPP;

- молекулярно модифицированных и частично облагороженных жидких и подвижных нефтепродуктов конверсии битуминозной нефти (термобитум + тяжелые/средние нефти);- molecularly modified and partially upgraded liquid and mobile oil products of bituminous oil conversion (thermobitumen + heavy/medium oils);

- сгенерированной внутри продуктивного пласта из керогена синтетической/техногенной нефти (Synthetic Oil).- Synthetic Oil generated inside the productive formation from kerogen.

Высоковязкие, тяжелые, средние и легкие нефти. Заявленный способ может быть использован для добычи природных битумов (битуминозные нефти: плотность при 20°С и 0,1 МПа, г/см3: более 0.895), высоковязких, тяжелых (>100 сПз (сантипуаз), средних (плотность при 20°С и 0,1 МПа, г/см3: 0.851-0.870) и легких нефтей (плотность при 20°С и 0,1 МПа, г/см3:0.831-0.850).High viscosity, heavy, medium and light oils. The claimed method can be used for the extraction of natural bitumen (bituminous oils: density at 20°C and 0.1 MPa, g/cm 3 : more than 0.895), high viscosity, heavy (>100 cps (centipoise), medium (density at C and 0.1 MPa, g/ cm3 : 0.851-0.870) and light oils (density at 20°C and 0.1 MPa, g/ cm3 : 0.831-0.850).

Обычно тепловые методы увеличения нефтеотдачи используют для добычи высоковязких, тяжелых и битуминозных нефтей. Однако еще в 60-80-х годах прошлого столетия в мире было проведено 43 многолетних (продолжительность до 7-10 лет) пилотных проектов по использованию парового заводнения на месторождениях, например, средней (24 API; "Shell Oil Company" месторождение Brea Field, округ Orange, штат California.) и, например, легкой нефти (34 API; "Texaco Inc.", месторождение Shiells Canyon Field, округ Ventura, штат California.) [10], [11]. Из 43 пилотных проектов были проанализированы 30 пилотных проектов; было установлено, что в результате использования парового заводнения коэффициент извлечения нефти (КИН) был увеличен на 19% по сравнению с традиционными методами разработки этих месторождений легкой и средней нефти.Typically, thermal enhanced oil recovery methods are used to produce high-viscosity, heavy and bituminous oils. However, back in the 60-80s of the last century, 43 multi-year (duration up to 7-10 years) pilot projects were carried out in the world on the use of steam flooding in fields, for example, medium (24 API; "Shell Oil Company" field Brea Field, Orange County, California.) and, for example, light oil (34 API; Texaco Inc., Shiells Canyon Field, Ventura County, California.) [10], [11]. Of the 43 pilot projects, 30 pilot projects were analyzed; it was found that as a result of the use of steam flooding, the oil recovery factor (ORF) was increased by 19% compared to conventional methods of developing these fields of light and medium oil.

ГазогидратыGas hydrates

Газовые гидраты (клатраты) представляют собой твердые кристаллические соединения низкомолекулярных газов, таких как метан, этан, пропан, бутан и др., с водой. Внешне они напоминают снег или рыхлый лед. Они устойчивы при низких температурах и повышенном давлении; при нарушении указанных условий газогидраты легко распадаются на воду и газ. Самым распространенным природным газом-гидратообразователем является метан. Содержание метана в гидратах очень высоко: из одного кубометра (в стандартных условиях) можно получить более 160 куб. м метана, а углеводородных газов до 220 куб. м. По содержанию энергии (теплотворной способности) газовые гидраты сопоставимы с битуминозной нефтью и нефтеносными песками.Gas hydrates (clathrates) are solid crystalline compounds of low-molecular gases such as methane, ethane, propane, butane, etc., with water. Outwardly, they resemble snow or loose ice. They are stable at low temperatures and high pressure; If these conditions are violated, gas hydrates easily decompose into water and gas. Methane is the most common hydrate-forming natural gas. The content of methane in hydrates is very high: more than 160 cubic meters can be obtained from one cubic meter (under standard conditions). m of methane, and hydrocarbon gases up to 220 cubic meters. m. In terms of energy content (calorific value), gas hydrates are comparable to bituminous oil and oil sands.

Предлагаемые сегодня для добычи газогидратов тепловые технологии малоэффективны, так как требуют закачки в пласт значительного количества теплоносителя. Так, например, для «расплавления» одного килограмма газогидратов требуется 500 кДж тепла, а один килограмм влажного пара содержит, например, при давлении 13 МПа и температуре 50°С всего 220 кДж (пилотный проект на месторождении Маллик, Канада). То есть с учетом тепловых потерь для «расплавления» 1 кг газогидратов потребуется, примерно, 3 кг влажного пара. С экономической точки зрения такая перспектива малопривлекательна.The thermal technologies proposed today for the production of gas hydrates are ineffective, since they require the injection of a significant amount of coolant into the reservoir. So, for example, for the "melting" of one kilogram of gas hydrates, 500 kJ of heat is required, and one kilogram of wet steam contains, for example, at a pressure of 13 MPa and a temperature of 50 ° C, only 220 kJ (pilot project at the Mallik field, Canada). That is, taking into account heat losses, it will take approximately 3 kg of wet steam to “melt” 1 kg of gas hydrates. From an economic point of view, this prospect is unattractive.

Экономическая картина кардинально меняется в случае использования для добычи газогидратов одного из основных рабочих агентов воздействия (РАВ) в форме перегретого пара с высокой степенью перегрева. Так, например, одним килограммом РАВ заявленного изобретения, который при давлении 13 МПа и температуре равной 500°С содержит 3337 кДж можно «расплавить» уже не менее 6,5 кг газогидратов, а эффективность технологии при этом повышается в 15 раз.The economic picture changes dramatically in the case of using one of the main working agents of influence (RAS) in the form of superheated steam with a high degree of superheating for the extraction of gas hydrates. So, for example, one kilogram of RAW of the claimed invention, which at a pressure of 13 MPa and a temperature of 500 ° C contains 3337 kJ, can “melt” at least 6.5 kg of gas hydrates, and the efficiency of the technology is increased by 15 times.

Для генерации одного кг, указанного выше РАВ используется 0,1 м3 природного газа и при этом в результате гидротермического/термохимического воздействия мы получаем: (6,5*0,2) 1,3 м3 газа. Энергосоотношение - 1:13. Такое соотношение характерно для добычи нефти средней плотности.To generate one kg of the above RAW, 0.1 m 3 of natural gas is used, and at the same time, as a result of hydrothermal / thermochemical effects, we get: (6.5 * 0.2) 1.3 m 3 of gas. The energy ratio is 1:13. This ratio is typical for medium-density oil production.

Наноразмерные частицы оксидов металлов и водородNanoscale particles of metal oxides and hydrogen

Для осуществления заявленного изобретения используется РАВ №3 в форме воды в сверхкритическом состоянии, насыщенной водородом и наноразмерными частицами оксидов металлов, преимущественно, оксида алюминия (Al2O3), оксида железа (FeO, Fe2O3, Fe3O4) и/или оксида цинка (ZnO), которые являются одновременно, (1) катализаторами частичного внутрипластового улучшения качества жидких углеводородов, (2) нанопроппантом, закрепляющим наноразмерные флюидопроводящие каналы и, таким образом, замедляющие процесс компакции продуктивного пласта в ходе отбора из него целевого продукта - ВТН, а также (3) кольматантом, который при закачивании в продуктивный пласт снижает проницаемость наиболее проницаемых пачек продуктивного пласта и, таким образом, выравнивает фронт агента, вытесняющего ВТН из продуктивного пласта на дневную поверхность. Последняя функция особо значима при освоении баженовской свиты, так как в большинстве случаев ее продуктивный пласт состоит из 5 пачек, имеющих разную концентрацию Сорг и, соответственно, разную проницаемость. Поэтому при закачивании в продуктивный пласт, РАВ сначала наиболее интенсивно проникает в наиболее проницаемые пачки продуктивного пласта. (Установлено, что наибольшей проницаемостью, как правило, обладает 2-я пачка; например, (Пальяновская площадь Красноленинского месторождения), 4,649 мД (вторая пачка) по сравнению с наименее проницаемой 4-й пачкой (0,756 мД)). Но, если в составе РАВ находятся наноразмерные частицы оксидов металлов, то они достаточно быстро кольматируют наиболее проницаемые пачки и, таким образом, фронт РАВ в продуктивном пласте выравнивается, то есть закачивание РАВ осуществляется, практически в равноценных долях в каждую из 5 пачек продуктивного пласта баженовской свиты.To implement the claimed invention, RAV No. 3 is used in the form of supercritical water saturated with hydrogen and nanosized particles of metal oxides, mainly aluminum oxide (Al 2 O 3 ), iron oxide (FeO, Fe 2 O 3 , Fe 3 O 4 ) and / or zinc oxide (ZnO), which are simultaneously (1) catalysts for partial in-situ improvement of the quality of liquid hydrocarbons, (2) a nanoproppant that fixes nanosized fluid-conducting channels and, thus, slows down the process of compaction of the productive formation during the selection of the target product from it - WTH, as well as (3) a bridging agent, which, when injected into the productive formation, reduces the permeability of the most permeable units of the productive formation and, thus, levels the front of the agent that displaces the WTH from the productive formation to the daylight surface. The latter function is especially significant in the development of the Bazhenov formation, since in most cases its productive formation consists of 5 units with different concentrations of Corg and, accordingly, different permeability. Therefore, when injected into a productive formation, RAW first penetrates most intensively into the most permeable units of the productive formation. (It has been established that, as a rule, the 2nd unit has the highest permeability; for example, (Palyanovskaya area of the Krasnoleninskoye field), 4.649 mD (second unit) compared to the least permeable 4th unit (0.756 mD)). But, if RAW contains nanosized particles of metal oxides, then they quickly clog the most permeable packs and, thus, the RAW front in the productive formation is leveled, that is, the RAW is injected in almost equal proportions into each of the 5 packs of the Bazhenov reservoir. retinues.

РАВ №3 также насыщен водородом, который является одним из продуктов экзотермической реакции окисления микроразмерных частиц металлов в потоке ультра-сверхкритической воды в реакторе окисления неорганических соединений, установленным между генератором ультра-сверхкритической воды и наземной трубной обвязкой куста скважин на промысловой площадке, соединяющей реактор окисления неорганических соединений с высокотемпературной устьевой фонтанной арматурой скважин. Благодаря наличию водорода в РАВ №3 в продуктивном пласте более активно протекает процесс внутрипластового улучшения качества жидких углеводородов, а именно процесс гидрокрекинга, в результате которого внутри продуктивного пласта образуются новые более ценные низкомолекулярные углеводороды.RAW No. 3 is also saturated with hydrogen, which is one of the products of the exothermic oxidation reaction of microsized metal particles in the ultra-supercritical water flow in the inorganic compounds oxidation reactor installed between the ultra-supercritical water generator and the surface piping of the well cluster at the field site connecting the oxidation reactor inorganic compounds with high-temperature wellhead Christmas trees. Due to the presence of hydrogen in RAW No. 3, the process of in-situ improvement of the quality of liquid hydrocarbons proceeds more actively in the reservoir, namely the hydrocracking process, as a result of which new, more valuable low-molecular hydrocarbons are formed inside the reservoir.

РастворителиSolvents

В заявленном изобретении используются органические растворители, преимущественно, из групп: (1) ароматических растворителей (бензол, толуол, сольвент и др.); (2) хлорзамещенных углеводородов (хлороформ (трихлорметан), тетрахлорметан и др.); (3) гидроароматических растворителей (тетралин, декалин и др.).The claimed invention uses organic solvents, mainly from the groups: (1) aromatic solvents (benzene, toluene, solvent, etc.); (2) chlorine-substituted hydrocarbons (chloroform (trichloromethane), carbon tetrachloride, etc.); (3) hydroaromatic solvents (tetralin, decalin, etc.).

Отбор целевого продукта в режиме фонтанирования скважины и компакция продуктивного пласта.Selection of the target product in the well flowing mode and compaction of the productive formation.

Весьма существенным для осуществления заявленного способа является то, что отбор целевого продукта в составе водонефтяной эмульсии, удаление продуктов растворения, состоящих из растворителя, растворенных смол и асфальтенов, жидких подвижных углеводородов, углеводородных и иных газов (жидкая смесь) из нефтекерогеносодержащего пласта осуществляют в режиме фонтанирования скважины под давлением, значение которого всегда выше гидростатического давления. Такой подход не позволяет допустить компакции продуктивного пласта. Керогенсодержащие продуктивные пласты, как правило, лишены «скелета», их пористость и проницаемость поддерживаются только за счет того, что в поровом пространстве такого продуктивного пласта присутствуют внутрипластовые флюиды, межгранулярное распирающее давление которых всегда превышает уровень гидростатического давления. Поэтому если распирающее давление внутрипластовых флюидов в продуктивном пласте падает ниже уровня гидростатического давления, то начинается процесс компакции такого продуктивного пласта, или, иначе, процесс «схлопывания», как субгоризонтальных, так и субвертикальных флюидопроводящих каналов, что ведет к уменьшению пористости и проницаемости продуктивного пласта.It is very essential for the implementation of the claimed method that the selection of the target product as part of a water-oil emulsion, the removal of dissolution products consisting of a solvent, dissolved resins and asphaltenes, liquid mobile hydrocarbons, hydrocarbon and other gases (liquid mixture) from an oil-kerogen-containing formation is carried out in the flowing mode wells under pressure, the value of which is always higher than the hydrostatic pressure. This approach does not allow compaction of the productive formation. Kerogen-bearing reservoirs, as a rule, are devoid of a “skeleton”, their porosity and permeability are maintained only due to the fact that in the pore space of such a reservoir there are in-situ fluids, the intergranular bursting pressure of which always exceeds the level of hydrostatic pressure. Therefore, if the bursting pressure of in-situ fluids in a reservoir falls below the level of hydrostatic pressure, then the process of compaction of such a reservoir begins, or, in other words, the process of "collapse" of both subhorizontal and subvertical fluid-conducting channels, which leads to a decrease in the porosity and permeability of the reservoir .

При отборе из такого продуктивного пласта любой жидкой подвижной смеси, одним из компонентов которой являются жидкие и газообразные углеводороды, важно соблюдать, названное выше условие, и не допускать падение внутрипластового давления ниже уровня гидростатического давления и всегда поддерживать его на уровне, который на 2-3 МПа превышает уровень гидростатического давления.When withdrawing any liquid mobile mixture from such a productive formation, one of the components of which are liquid and gaseous hydrocarbons, it is important to observe the above condition and not allow the in-situ pressure to drop below the hydrostatic pressure level and always maintain it at a level that is 2-3 MPa exceeds the level of hydrostatic pressure.

Поддержание продуктивного пласта в состоянии декомпакции и дилатансионных процессов (ДИЛАТАНСИЯ. (от лат.dilate - расширяю), изменение объема материала при сдвиговой деформации) внутри самого продуктивного пласта за счет внесения в продуктивный пласт энтальпии (теплосодержания/теплоты) весьма важны для достижения указанного технического результата.Maintaining a productive formation in a state of decompression and dilatancy processes (DILATANSIA. (from Latin dilate - expand), change in the volume of material during shear deformation) within the productive formation itself due to the introduction of enthalpy (heat content / heat) into the productive formation is very important to achieve the specified technical result.

КИН по ВТН (или по Сорг). В заявленной группе изобретений расчет КИН по ВТН или по органическому углероду осуществляется, например, по баженовской свите следующим образом:CIN according to VTN (or according to Corg ). In the claimed group of inventions, the calculation of oil recovery factor according to WTN or organic carbon is carried out, for example, according to the Bazhenov formation as follows:

Например, содержание Сорг в продуктивном пласте баженовской свиты составляет 15% или 330 кг УВ/м3 (УВ - углеводороды).For example, the content of Corg in the reservoir of the Bazhenov formation is 15% or 330 kg of HC/m 3 (HC - hydrocarbons).

Основываясь на данных публикации [9], в соответствии с данными которой содержание S1 в продуктивных пластах баженовской свиты, в среднем, составляет 10% от содержания S2, получаем то, что при Сорг=15% в 1 м3 продуктивного пласта баженовской свиты содержание S2=297 кг УВ/м3 и S1=33 кг УВ/м3.Based on the data of the publication [9], according to which the content of S 1 in the productive strata of the Bazhenov formation, on average, is 10% of the content of S 2 , we obtain that at Сorg = 15% in 1 m suites content S 2 =297 kg HC/m 3 and S 1 =33 kg HC/m 3 .

Расчет S1 Calculation S 1

КИН №1 по S1=45% (извлечение подвижной нефти плотных пород). В данном случае КИН определяется экспериментальным путем (например, лабораторными исследованиями кернового материала).Recovery factor No. 1 for S 1 =45% (extraction of mobile oil from tight rocks). In this case, the oil recovery factor is determined experimentally (for example, by laboratory studies of core material).

Извлекаемая на поверхность нефть плотных пород (33 * 0,45): 14,85 кг из одного м3 продуктивного пласта баженовской свиты.Tight oil extracted to the surface (33 * 0.45): 14.85 kg from one m 3 of the Bazhenov formation.

Расчет S2 Calculation S 2

Остаточный нефтегенерационный потенциал, например, керогена II Типа - 0,6.Residual oil generation potential, for example, Type II kerogen - 0.6.

297 кг УВ/м3 * 0,6=207,9 кг УВ/м3 297 kg HC / m 3 * 0.6 \u003d 207.9 kg HC / m 3

Величина проконвертированных УВ в пласте при его 100% нагреве до температуры 400°С = 0,7 (консервативно). 207,9 * 0,7=145,53 кг УВ/м3 The value of converted hydrocarbons in the reservoir during its 100% heating to a temperature of 400°C = 0.7 (conservatively). 207.9 * 0.7 \u003d 145.53 kg HC / m 3

КИН №1 по S2=45% (извлечение синтетической нефти, сгенерированной в пласте из керогена). Извлекаемая синтетическая нефть:Recovery factor No. 1 for S 2 =45% (recovery of synthetic oil generated in the reservoir from kerogen). Recoverable synthetic oil:

145,53 кг УВ/м3 * 0,45=65,48 кг УВ/м3 145.53 kg HC / m 3 * 0.45 \u003d 65.48 kg HC / m 3

Расчет КИН по ВТН или по Сорг. Calculation of oil recovery factor according to VTH or according to C org.

КИН №1 по S1 + КИН №1 по S2 = КИН по ВТН или по Сорг. ORF No. 1 for S 1 + ORF No. 1 for S 2 \u003d ORF for VTN or C org.

Извлекаемая ВТН:Retrievable VTN:

14,85 кг/м3 + 65,48 кг УВ/м3 = 80,33 кг УВ/м3 14.85 kg / m 3 + 65.48 kg HC / m 3 \u003d 80.33 kg HC / m 3

КИН по ВТН или по Сорг. = 24,34% (80,33 кг/м3 / 330 кг/м3).CIN according to VTN or according to C org. \u003d 24.34% (80.33 kg / m 3 / 330 kg / m 3 ).

Внутрипластовая ретортаIntraformation retort

В настоящем изобретении под внутрипластовой ретортой следует понимать некоторый околоскважинный объем продуктивного пласта, в котором осуществляется процесс внутрипластового ретортинга в результате термохимического воздействия на пласт. Внутрипластовая реторта - это искусственно сформированный в нефтекерогеносодержащем продуктивном пласте геогидротермохимический реактор, существующий в наноразмерной минеральной матрице, заполненной, преимущественно, органическими веществами, которой, по сути, являются низкопроницаемые продуктивные пласты нефтяных и нефтеносных сланцевых плеев. Температура внутри внутрипластовой реторты выше естественной температуры, окружающего ее продуктивного пласта. Давление внутри внутрипластовой реторты, как правило, выше естественного давления, окружающего ее продуктивного пласта.In the present invention, an in-situ retort should be understood as some near-wellbore volume of a productive formation in which the process of in-situ retorting is carried out as a result of thermochemical impact on the formation. An in-situ retort is a geohydrothermochemical reactor artificially formed in an oil-kerogen-containing reservoir, existing in a nano-sized mineral matrix filled mainly with organic substances, which, in fact, are low-permeability reservoirs of oil and oil-bearing shale plays. The temperature inside the in-situ retort is higher than the natural temperature of the productive formation surrounding it. The pressure inside the in situ retort is generally higher than the natural pressure surrounding the reservoir.

Искусственное формирование внутрипластовой реторты в результате термохимического (или гидротермического) воздействия возможно потому, что проницаемость продуктивного пласта нефтеносных сланцевых плеев, включая баженовскую свиту, очень низка и в нем отсутствуют крупные поры и трещины. Более того, с повышением температуры внутрипластовой реторты выше 150°С, вокруг нее образуется формирующая реторту «оболочка», проницаемость которой ниже проницаемости продуктивного пласта в его естественном состоянии. При проведении термохимического воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта происходит циклический рост объема внутрипластовой реторты. Это объясняется цикличностью проводимого термохимического воздействия на продуктивный пласт, а также цикличностью отбора из него молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов. В ходе осуществления названных выше процессов геометрические очертания и объем внутрипластовой реторты постоянно изменяются при сохранении общей тенденции роста. Объем внутрипластовой реторты увеличивается в процессе циклического термохимического воздействия на продуктивный пласт и уменьшается в процессе циклического отбора из продуктивного пласта молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов, но при этом величина уменьшения объема внутрипластовой реторты всегда остается меньше величины предшествующего прироста ее объема, что, в целом, и обеспечивает циклический процесс роста внутрипластовой реторты, объясняет цикличный характер увеличения ее объема и изменения ее геометрических очертаний при сохранении общей тенденции ее роста до слияния всех околоскважинных реторт в единую (объединенную) высокотемпературную внутрипластовую реторту, имеющую температуру, в среднем, 400°С, объем которой в зависимости от фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) продуктивного пласта может составлять от 0,1 до 2 миллионов кубических метров. При этом, в зависимости от содержания керогена в продуктивном пласте, для нагрева до 400°С в продуктивный пласт вносится значительное количество энтальпии. Так, при среднем содержании керогена в продуктивном пласте, равным 10 мас. %, для нагрева 1 м3 продуктивного пласта до 400°С требуется внесение в продуктивный пласт энтальпии равной 1239417,155 кДж/м3 продуктивного пласта, а при 20 мас. % содержании керогена в продуктивном пласте, - 1071950,811 кДж/м3 продуктивного пласта. Таким образом, сформированная высокотемпературная внутрипластовая реторта является накопителем тепловой «искусственной» геотермальной энергии. В заявленном изобретении после окончания циклического термохимического воздействия на продуктивный пласт в него осуществляют закачку «холодной» воды для осуществления вытеснения ВТН из продуктивного пласта, - из объема объединенной высокотемпературной внутрипластовой реторты (существенный признак заявленного изобретения).Artificial formation of an in-situ retort as a result of thermochemical (or hydrothermal) exposure is possible because the permeability of the productive formation of oil-bearing shale plays, including the Bazhenov formation, is very low and there are no large pores and cracks in it. Moreover, as the temperature of the in situ retort rises above 150° C., a "shell" forming the retort is formed around it, the permeability of which is lower than the permeability of the reservoir in its natural state. When carrying out thermochemical impact on the near-wellbore zone of the productive formation, a cyclic increase in the volume of the in-situ retort occurs. This is due to the cyclicity of the thermochemical treatment of the productive formation, as well as the cyclical selection of molecularly modified and partially upgraded hydrocarbons from it. During the implementation of the above processes, the geometric outlines and volume of the in-situ retort are constantly changing while maintaining the general growth trend. The volume of the in-situ retort increases in the process of cyclic thermochemical impact on the reservoir and decreases in the process of cyclic extraction of molecularly modified and partially upgraded hydrocarbons from the reservoir, but the decrease in the volume of the in-situ retort always remains less than the value of the previous increase in its volume, which, in general, and provides a cyclic process of growth of the in-situ retort, explains the cyclical nature of the increase in its volume and changes in its geometric shape while maintaining the general trend of its growth until the merger of all near-wellbore retorts into a single (combined) high-temperature in-situ retort having an average temperature of 400°C, volume which, depending on the porosity and permeability properties (FPP) of the productive formation, can be from 0.1 to 2 million cubic meters. At the same time, depending on the content of kerogen in the reservoir, a significant amount of enthalpy is introduced into the reservoir to heat up to 400°C. So, with an average content of kerogen in the reservoir equal to 10 wt. %, for heating 1 m 3 of the productive formation to 400°C, an enthalpy equal to 1239417.155 kJ/m 3 of the productive formation is required to be introduced into the productive formation, and at 20 wt. % content of kerogen in the reservoir, - 1071950.811 kJ/m 3 of the reservoir. Thus, the formed high-temperature in-situ retort is a store of thermal "artificial" geothermal energy. In the claimed invention, after the end of the cyclic thermochemical impact on the productive formation, “cold” water is injected into it to displace the WTH from the productive formation, from the volume of the combined high-temperature in-situ retort (essential feature of the claimed invention).

Увеличение проницаемости продуктивного пласта в ретортеIncreasing reservoir permeability in the retort

Увеличение или уменьшение проницаемости продуктивного пласта в реторте практически всегда происходит на наноуровне. В ходе термохимического воздействия на продуктивный пласт увеличение его проницаемости достигается за счет:An increase or decrease in the permeability of a reservoir in a retort almost always occurs at the nanoscale. In the course of thermochemical impact on a productive formation, an increase in its permeability is achieved due to:

- роста межгранулярной проницаемости в результате неравномерного нагрева зерен горной породы и возникающих при этом термических напряжений;- growth of intergranular permeability as a result of uneven heating of rock grains and the resulting thermal stresses;

- роста межгранулярной проницаемости за счет растворения карбонатов и алюмосиликатов кислотами, которые генерируются в процессе «сухого» пиролиза или гидропиролиза керогена в сверхкритической воде и/или в псевдо-сверхкритическом флюиде в присутствии углекислого газа (угольной кислоты);- growth of intergranular permeability due to the dissolution of carbonates and aluminosilicates by acids that are generated in the process of "dry" pyrolysis or hydropyrolysis of kerogen in supercritical water and/or pseudo-supercritical fluid in the presence of carbon dioxide (carbonic acid);

- роста межгранулярной проницаемости за счет растворения солей ультра-сверхкритической и/или сверхкритической водой;- growth of intergranular permeability due to the dissolution of salts by ultra-supercritical and/or supercritical water;

- роста органической и трещиноватой проницаемости, преимущественно, на микро и мезо уровнях за счет пиролизации/гидропиролизации керогена и осуществления автофлюидоразрывов продуктивного пласта как следствие теплового расширения внутри пластовых углеводородов и генерации синтетических углеводородов и других газов, в том числе, из битуминозной нефти и нефти низкопроницаемых пород (увеличение температуры продуктивного пласта на 1°С ведет к повышению давления внутри закрытой поры, примерно, на 4 бар);- growth of organic and fractured permeability, mainly at micro and meso levels due to pyrolization / hydropyrolysis of kerogen and the implementation of auto-fluid fracturing of the productive formation as a result of thermal expansion within reservoir hydrocarbons and the generation of synthetic hydrocarbons and other gases, including from bituminous oil and oil of low permeability rocks (an increase in the temperature of the reservoir by 1°C leads to an increase in pressure inside the closed pore by approximately 4 bar);

- роста проницаемости продуктивного пласта за счет растворения углеводородными растворителями слоев битумоида, состоящих, преимущественно, из смол и асфальтенов;- increase in the permeability of the reservoir due to the dissolution of hydrocarbon solvents layers of bitumen, consisting mainly of resins and asphaltenes;

- роста проницаемости за счет осуществления в продуктивном пласте наногидротермического разрыва продуктивного пласта.- increase in permeability due to the implementation in the reservoir of nanohydrothermal fracturing of the reservoir.

Докритическая вода (ДК-вода), сверхкритическая вода (СК-вода), ультра-сверхкритическая вода (УСК-вода), мультикомпонентный псевдо-сверхкритический флюид (МПСК-флюид).Subcritical water (DK-water), supercritical water (SC-water), ultra-supercritical water (USK-water), multicomponent pseudo-supercritical fluid (MPS-fluid).

В технике под критическим состоянием вещества понимают такое состояние, при котором исчезает различие (и граница) между его жидкой и паровой/газообразной фазами. Это состояние наступает при критической температуре и критическом давлении, которым соответствует так называемая критическая плотность (р) вещества. Понятие критических параметров применяют для чистых веществ, например, для воды, индивидуальных газов и индивидуальных углеводородов. Для их смесей понятия критических параметров, критического и сверхкритического состояния заменяют понятиями псевдо-критических параметров, псевдо-критического и псевдо-сверхкритического состояния или псевдо-ультра-сверхкритического состояния. В заявленном изобретении в качестве рабочего агента используют как чистые вещества, например, вода, так и сложные смеси различных веществ, находящиеся в ультра-сверхкритическом, сверхкритическом, псевдо-ультра-сверхкритическом и псевдо-сверхкритическом состоянии.In engineering, the critical state of a substance is understood as such a state in which the distinction (and boundary) between its liquid and vapor/gaseous phases disappears. This state occurs at critical temperature and critical pressure, which corresponds to the so-called critical density (p) of the substance. The concept of critical parameters is used for pure substances, for example, for water, individual gases and individual hydrocarbons. For their mixtures, the concepts of critical parameters, critical and supercritical state are replaced by the concepts of pseudo-critical parameters, pseudo-critical and pseudo-supercritical state or pseudo-ultra-supercritical state. In the claimed invention, both pure substances, for example, water, and complex mixtures of various substances in the ultra-supercritical, supercritical, pseudo-ultra-supercritical and pseudo-supercritical states are used as a working agent.

Типичный диапазон сверхкритических параметров - давление от 24,5 до 28,5 МПа при температуре от 374°С до 580°С. Американский Исследовательский Институт Электроэнергетики (ERPI) называет ультра-сверхкритическими такие паровые циклы, где пар прогревается до температуры более 593°С.A typical range of supercritical parameters is pressure from 24.5 to 28.5 MPa at temperatures from 374°C to 580°C. The American Electric Power Research Institute (ERPI) calls ultra-supercritical steam cycles where the steam is heated to over 593°C.

В данной заявке под термином докритическая вода (вода в докритическом состоянии) следует понимать воду, имеющую температуру (Т) до 374°С и давление (Р) до 22,1 МПа.In this application, the term subcritical water (subcritical water) should be understood as water having a temperature (T) up to 374°C and a pressure (P) up to 22.1 MPa.

Под термином сверхкритическая вода (вода в сверхкритическом состоянии) следует понимать воду, температурой от 374°С до 593°С при давлении от 22,1 МПа до 70 МПа.The term supercritical water (water in a supercritical state) should be understood as water with a temperature of 374°C to 593°C at a pressure of 22.1 MPa to 70 MPa.

Вода, имеющая давление выше 28,5 МПа и температуру выше 593°С является водой в ультра-сверхкритическом состоянии или ультра-сверхкритической водой, а смесь флюидов, имеющая давление выше 22,1 МПа и температуру выше 374°С является мультикомпонентным флюидом в псевдо-свехкритическом состоянии или мультикомпонентным псевдо-сверхкритическим флюидом.Water having a pressure above 28.5 MPa and a temperature above 593°C is ultra-supercritical water or ultra-supercritical water, and a mixture of fluids having a pressure above 22.1 MPa and a temperature above 374°C is a multicomponent fluid in pseudo -supercritical state or multicomponent pseudo-supercritical fluid.

Перегретый пар с высокой степенью перегрева; добыча природных битумов, высоковязких и тяжелых нефтей. В данной заявке под термином перегретый пар с высокой степенью перегрева следует понимать воду, имеющей температуру до 700°С и давление в диапазоне от 1-го до 22 МПа. При минимальном значении давления равного 1 МПа и температуре равной 700°С перегретый пар с высокой степенью перегрева имеет следующие характеристики: плотность 2,232 кг/м3, энтальпия - 3924 кДж/кг. При максимальном значении давления равного 22 МПа и температуре равной 700°С перегретый пар с высокой степенью перегрева имеет следующие характеристики: плотность 52,37 кг/м3, энтальпия - 3795 кДж/кг. В случае использования РАВ на основе перегретого пара с высокой степенью перегрева на глубине до 2200 метров или в форме СКВ (в чистом виде или с различными дополнительными ингредиентами: УВ растворители, спирты, окислители, водород и катализаторы) на глубине более 2200 метров для добычи природного битума, высоковязких или тяжелых нефтей они необратимо молекулярно модифицируются в самом продуктивном пласте; становятся «легче» и их плотность и вязкость необратимо уменьшаются. Частичное облагораживание высоковязких, тяжелых и битуминозных нефтей, например, в сверхкритической воде обладает многими преимуществами за счет того, что СКВ имеет свойства неполярной среды, которая может извлекать более легкие углеводороды и диспергировать более тяжелые, нерастворимые в ней, приводя к подавлению коксообразования (до Τ = 480°С) и увеличению выхода жидких углеводородов только за счет данного эффекта. Использование катализаторов и водорода повышает эффективность процесса частичного облагораживания природных битумов, высоковязких и тяжелых нефтей в СКВ.Superheated steam with a high degree of superheat; extraction of natural bitumen, high-viscosity and heavy oils. In this application, the term superheated steam with a high degree of superheat should be understood as water having a temperature of up to 700°C and a pressure in the range from 1 to 22 MPa. With a minimum pressure of 1 MPa and a temperature of 700°C, superheated steam with a high degree of superheat has the following characteristics: density 2.232 kg/m 3 , enthalpy 3924 kJ/kg. At a maximum pressure value of 22 MPa and a temperature of 700°C, superheated steam with a high degree of superheat has the following characteristics: density 52.37 kg/m 3 , enthalpy 3795 kJ/kg. In the case of using RAW based on superheated steam with a high degree of superheating at a depth of up to 2200 meters or in the form of SCR (in pure form or with various additional ingredients: hydrocarbon solvents, alcohols, oxidizers, hydrogen and catalysts) at a depth of more than 2200 meters for the extraction of natural bitumen, high-viscosity or heavy oils, they are irreversibly molecularly modified in the most productive reservoir; become "lighter" and their density and viscosity are irreversibly reduced. Partial upgrading of high-viscosity, heavy and bituminous oils, for example, in supercritical water, has many advantages due to the fact that SCR has the properties of a non-polar medium, which can extract lighter hydrocarbons and disperse heavier ones that are insoluble in it, leading to the suppression of coke formation (up to Τ = 480°C) and an increase in the yield of liquid hydrocarbons only due to this effect. The use of catalysts and hydrogen increases the efficiency of the process of partial upgrading of natural bitumen, high-viscosity and heavy oils in SCR.

Относительно использования РАВ в форме перегретого пара можно отметить следующее:Regarding the use of RAW in the form of superheated steam, the following can be noted:

- чем выше степень перегрева перегретого пара, тем выше степень эффективности добычи высоковязких, тяжелых и битуминозных нефтей;- the higher the degree of overheating of superheated steam, the higher the degree of efficiency in the production of high-viscosity, heavy and bituminous oils;

- чем больший объем перегретого пара закачивается в продуктивный пласт, тем выше степень эффективности добычи высоковязких, тяжелых и битуминозных нефтей;- the greater the volume of superheated steam is injected into the reservoir, the higher the degree of efficiency in the production of high-viscosity, heavy and bituminous oils;

- чем выше скорость закачки перегретого пара в продуктивный пласт и перемещения его в нем, тем выше степень эффективности добычи высоковязких, тяжелых и битуминозных нефтей.- the higher the rate of injection of superheated steam into the reservoir and its movement in it, the higher the degree of efficiency in the production of high-viscosity, heavy and bituminous oils.

Механизм повышения эффективности добычи природного битума, высоковязких и тяжелых нефтей связан с реализацией продуктивном пласте следующих основных эффектов:The mechanism for increasing the efficiency of production of natural bitumen, high-viscosity and heavy oils is associated with the implementation of the following main effects in a productive reservoir:

Снижение вязкости и плотности: чем выше степень перегрева перегретого пара, тем в большей степени происходит необратимое снижение вязкости и плотности высоковязких, тяжелых и битуминозных нефтей.Viscosity and density reduction: the higher the degree of superheated steam superheat, the greater the irreversible reduction in viscosity and density of high-viscosity, heavy and bituminous oils occurs.

Эффект дистилляции: степень дистилляционного эффекта увеличивается по мере увеличения степени перегрева перегретого пара и увеличения объемов его закачки в продуктивный пласт. Так, например, при перегреве на 4°С степень дистилляции составила - 11, 158%, при перегреве на 10°С - 10,903%, а при использовании насыщенного пара - 10,423%. Степень перегрева перегретого пара, используемого в ИГТТ, например, на глубине 1500 метров (Р = 15 МПа при Тнас. = 342,155°С) может достигать 135°С (Тнас. - температура насыщения).Distillation effect: The extent of the distillation effect increases as the degree of superheated steam increases and the amount of steam injected into the reservoir increases. So, for example, when overheated by 4 ° C, the degree of distillation was 11.158%, when overheated by 10 ° C - 10.903%, and when using saturated steam - 10.423%. The degree of overheating of superheated steam used in IGTT, for example, at a depth of 1500 meters (P = 15 MPa at T sat . = 342.155 ° C) can reach 135 ° C (T sat. - saturation temperature).

Тепловое расширение: углеводородов, которое результируется в повышение энергии продуктивного пласта позволяет некоторое время отбирать их из продуктивного пласта в режиме фонтанирования скважины.Thermal expansion of: hydrocarbons, which results in an increase in the energy of the reservoir, allows them to be taken from the reservoir for some time in the well flowing mode.

Гидротермический крекинг: в результате использования перегретого пара с высокой степенью перегрева осуществляется десульфиризация, денитрогенезация и гидрогенизация высоковязких, тяжелых и битуминозных нефтей. Гидротермический крекинг в значительной степени снижает вязкость углеводородов, а также уменьшает содержание в них серы, кислорода и азота, что улучает подвижность углеводородов в поровой среде.Hydrothermal cracking: As a result of the use of superheated steam with a high degree of superheat, desulfurization, denitrogenesis and hydrogenation of high-viscosity, heavy and bituminous oils are carried out. Hydrothermal cracking significantly reduces the viscosity of hydrocarbons, and also reduces the content of sulfur, oxygen and nitrogen in them, which improves the mobility of hydrocarbons in the pore medium.

Гидротермическое механическое дробление молекул: тепловая энергия СКВ превращается в энергию движения потока перегретого пара с высокой степенью перегрева (кинетическую энергию парового потока), которая затем во флюидопроводящих каналах при контакте с молекулами углеводородов и зернами горной породы превращается в механическую работу и, таким образом внутри пласта формируется НАНО/ТЕРМОМЕХАНО/ХИМИЧЕСКИЙ РЕАКТОР. При высоких температурах С-С (углерод-углеродные) связи ослабевают и под действием кинетической энергии потока пара, в частности, крупные молекулы углеводородов начинают испытывать деформационные напряжения и разрушаются на более мелкие углеводородные молекулы. Чем длиннее углеводородная цепочка, тем меньше энергии требуется для ее разрыва.Hydrothermal mechanical fragmentation of molecules: the thermal energy of SCR is converted into the energy of the movement of a superheated steam flow with a high degree of superheat (the kinetic energy of the steam flow), which is then converted into mechanical work in the fluid-conducting channels upon contact with hydrocarbon molecules and rock grains and, thus, inside the reservoir a NANO/THERMOMECHANO/CHEMICAL REACTOR is formed. At high temperatures, C-C (carbon-carbon) bonds weaken and, under the influence of the kinetic energy of the steam flow, in particular, large hydrocarbon molecules begin to experience deformation stresses and break down into smaller hydrocarbon molecules. The longer the hydrocarbon chain, the less energy is required to break it.

Уменьшение кольматации: высокоскоростное перемещение перегретого пара с высокой степенью перегрева, или водонефтяной эмульсии при ее отборе из продуктивного пласта эффективно удаляет кольматант (например, частицы бурового раствора) из околоскважинного объема продуктивного пласта, что увеличивает его проницаемость.Reduction of clogging: high-speed movement of superheated steam with a high degree of superheating, or water-oil emulsion as it is withdrawn from the reservoir, effectively removes the clogging agent (for example, drilling fluid particles) from the near-wellbore volume of the reservoir, which increases its permeability.

В более общем виде, также возможна и следующая классификация механизмов повышения эффективности добычи высоковязких, тяжелых и битуминозных нефтей с использованием перегретого пара с высокой степенью перегрева ИГТТ:More generally, the following classification of mechanisms for increasing the efficiency of production of high-viscosity, heavy and bituminous oils using superheated steam with a high degree of superheating of IGTT is also possible:

Механизм физического нагрева: суть данного «механизма» заключается в закачке в продуктивный пласт РАВ, имеющего максимально высокую температуру, в форме СКВ или перегретого пара с высокой степенью перегрева. В результате предельно возможного нагрева углеводородов их вязкость предельно и необратимо снижается, а нагрев самой горной породы (теплопроводность) позволяет понижать вязкость углеводородов, которые перемещаются по флюидопроводящим каналам, находящихся в разогретой горной породе. Это позволяет извлекать углеводороды с пониженной вязкостью, суммарный объем которых в несколько раз превосходит объемам порового пространства разогретого коллектора. Чем выше температура нагрева горной породы коллектора, тем большее количество углеводородов будет извлечено на дневную поверхность скважины. То есть, чем выше температура, используемого РАВ, тем более значимым является вклад механизма теплопроводности горной породы в нефтеотдачу/нефтевытеснение.The mechanism of physical heating: the essence of this "mechanism" is the injection into the reservoir of RAS, which has the highest possible temperature, in the form of SCR or superheated steam with a high degree of superheat. As a result of the maximum possible heating of hydrocarbons, their viscosity is extremely and irreversibly reduced, and the heating of the rock itself (thermal conductivity) makes it possible to reduce the viscosity of hydrocarbons that move along the fluid-conducting channels located in the heated rock. This makes it possible to extract hydrocarbons with reduced viscosity, the total volume of which is several times greater than the volume of the pore space of the heated reservoir. The higher the heating temperature of the reservoir rock, the greater the amount of hydrocarbons will be extracted to the surface of the well. That is, the higher the temperature used by RAW, the more significant is the contribution of the rock thermal conductivity mechanism to oil recovery/oil displacement.

Механизм химических реакций: углеводороды и горная порода вступают в химические реакции с закаченной в продуктивный пласт водой в форме СКВ, либо перегретого пара с высокой степенью перегрева. При этом часто отдельные компоненты горной породы являются катализаторами таких химических реакций. В результате осуществления гидротермического пиролиза углеводороды необратимо молекулярно модифицируются - нефть становится более легкой, глинистые минералы подвергаются разрушению, и проницаемость пласта возрастает. Таким образом внесение тепла в продуктивный пласт и осуществление в нем химических реакций с участием воды - это те два механизма, которые являются основой повышения эффективности нефтевытеснения.Mechanism of chemical reactions: hydrocarbons and rock enter into chemical reactions with water injected into the reservoir in the form of SCR, or superheated steam with a high degree of superheat. In this case, individual components of the rock are often catalysts for such chemical reactions. As a result of hydrothermal pyrolysis, hydrocarbons are irreversibly molecularly modified - oil becomes lighter, clay minerals are destroyed, and reservoir permeability increases. Thus, the introduction of heat into the reservoir and the implementation of chemical reactions in it with the participation of water are the two mechanisms that are the basis for increasing the efficiency of oil displacement.

Гидродинамический механизм: подвижность флюида в продуктивном пласте во многом определяется относительной проницаемостью флюида или их смеси. Так, например, при конвенциональном тепловом воздействии, основанном на закачке в продуктивный пласт, преимущественно, влажного пара на глубине 1500 метров плотность НАСЫЩЕННОГО пара составляет 613 кг/м3. На этой же глубине плотность перегретого пара с максимально высокой степенью перегрева при Т=480°С составляет 50,2 кг/м3. Практически в 12 раз меньше! И это позволяет инжектируемому флюиду в форме перегретого пара с высокой степенью перегрева дальше проникать в продуктивный пласт по сравнению, например, с насыщенным паром. Радиус реторты (прогреваемой горной породы) в зависимости от ФЕС продуктивного пласта может быть увеличен на 10-15 метров; для сравнения радиус конвенционального теплового воздействия при самых благоприятных пластовых условиях не превышает 30 метров. Более того, следует учесть и то, что при использовании перегретого пара с высокой степенью перегрева температура реторты будет значительно выше, что позволяет не только повысить КИН, но и улучшить качество, отбираемых углеводородов (повысить их рыночную стоимость), что позволит в дальнейшем отказаться, например, от их разжижения более легкой нефтью для транспортировки на НПЗ. Также тяжелые компоненты высоковязкой или тяжелой нефти, преимущественно, будут оставаться в продуктивном пласте, что результируется в снижение объемов накопления нефтешламов на НПЗ. Существенную роль при реализации этого механизма играет энтальпия. Так энтальпия (теплосодержание) насыщенного пара при Р = 15 МПа равна 1592,4 кДж/кг, а перегретого пара с максимально высокой степенью перегрева (Р = 15 МПа при Т = 480°С) - 3251,8 кДж/кг. Именно синергетическое сочетание этих двух факторов (низкая плотность и высокое теплосодержание) и является основой увеличения объема реторты и уменьшения количества скважин и, соответственно, повышения КИН, степени нефтевытеснения и снижения себестоимости добычи углеводородов. Примечание: объем относительно низкотемпературной реторты при конвенциональном тепловом воздействии и радиусе = 20 метров при толщине пласта = 15 метров составляет 18840 м3, а объем высокотемпературной реторты при предлагаемом воздействии (радиус 35 метров) составляет 57697 м3; прирост объема реторты составляет 38857 м3.Hydrodynamic Mechanism: Fluid mobility in a reservoir is largely determined by the relative permeability of the fluid or mixture thereof. So, for example, with a conventional thermal treatment based on the injection of predominantly wet steam into the reservoir at a depth of 1500 meters, the density of SATURATED steam is 613 kg/m 3 . At the same depth, the density of superheated steam with the highest degree of superheat at T=480°C is 50.2 kg/m 3 . Almost 12 times less! And this allows the injected fluid in the form of superheated steam with a high degree of superheat to penetrate further into the reservoir compared to, for example, saturated steam. The radius of the retort (heated rock), depending on the reservoir properties of the productive formation, can be increased by 10-15 meters; for comparison, the radius of conventional thermal impact under the most favorable reservoir conditions does not exceed 30 meters. Moreover, it should be taken into account that when using superheated steam with a high degree of superheating, the temperature of the retort will be much higher, which allows not only to increase the oil recovery factor, but also to improve the quality of the extracted hydrocarbons (increase their market value), which will make it possible to refuse in the future, for example, from thinning them with lighter oil for transport to refineries. Also, the heavy components of high-viscosity or heavy oil will mainly remain in the reservoir, which results in a decrease in the accumulation of oil sludge at the refinery. Enthalpy plays a significant role in the implementation of this mechanism. Thus, the enthalpy (heat content) of saturated steam at P = 15 MPa is 1592.4 kJ/kg, and that of superheated steam with the highest degree of superheat (P = 15 MPa at T = 480°C) is 3251.8 kJ/kg. It is the synergistic combination of these two factors (low density and high heat content) that is the basis for increasing the volume of the retort and reducing the number of wells and, accordingly, increasing the recovery factor, the degree of oil displacement and reducing the cost of hydrocarbon production. Note: the volume of a relatively low-temperature retort under conventional thermal treatment and a radius = 20 meters with a seam thickness = 15 meters is 18840 m 3 , and the volume of a high-temperature retort under the proposed exposure (radius 35 meters) is 57697 m 3 ; the increase in the volume of the retort is 38857 m 3 .

Базовые рабочие агенты заявленного способа. В заявленном способе под базовыми рабочими агентами (БРА) следует понимать теплоноситель в форме воды в ее различных состояниях, которые генерирует непосредственно Генератор ультра-сверхкритической воды, а именно: БРА-1 - вода в докритическом состоянии или докритическая вода (ДКВ); БРА-2 - вода в сверхкритическом состоянии или сверхкритическая вода (СКВ); БРА-3 - вода в ультра-сверхкритическом состоянии или ультра-сверхкритическая вода (УСКВ) и БРА-4 - вода в форме перегретого пара с высокой степенью перегрева (ППВСП).Basic working agents of the claimed method. In the claimed method, the basic working agents (BRA) should be understood as a coolant in the form of water in its various states, which are generated directly by the Ultra-supercritical water generator, namely: BRA-1 - subcritical water or subcritical water (DKW); BRA-2 - supercritical water or supercritical water (SCW); BRA-3 - water in the ultra-supercritical state or ultra-supercritical water (USCR) and BRA-4 - water in the form of superheated steam with a high degree of superheating (SHSW).

ДиффузияDiffusion

В продуктивном пласте баженовской свиты в силу низкой проницаемости ее пластов перемещение флюидов по флюидопроводящим каналам происходит, преимущественно, в форме диффузии и никакого течения флюидов в форме фильтрации под действием перепада давления (закон Дарси), практически, не существует. В процессе осуществления термохимического воздействия на продуктивный пласт и воздействия с использованием растворителей, как закачиваемых в продуктивный пласт с дневной поверхности скважины, так и генерируемых в продуктивном пласте (С110) в процессе осуществления термохимического воздействия на него, с одной стороны, интенсифицируется процесс диффузии флюидов за счет понижения концентрации флюидов и увеличения их объема (при тепловом воздействии), а с другой стороны, происходит формирование новых микроразмерных (толщина 500 и более нм) магистральных флюидопроводящих каналов, в которых флюиды перемещаются уже по закону Дарси в форме фильтрации, и, в которые из микро (толщина до 5 нм), мезо (толщина от 5 до 50 нм) и макронаноразмерных (толщина от 50 до 100 нм) флюидопроводящих каналов и диффундируют флюиды. Легкие углеводороды обладают большей диффузионной способностью, чем тяжелые углеводороды, а «холодная» вода, ингибирует диффундирование углеводородов по наноразмерным флюидопроводящим каналам.In the productive reservoir of the Bazhenov formation, due to the low permeability of its reservoirs, the movement of fluids through the fluid-conducting channels occurs mainly in the form of diffusion, and there is practically no flow of fluids in the form of filtration under the action of a pressure drop (Darcy's law). In the process of thermochemical impact on the productive formation and the impact with the use of solvents, both injected into the productive formation from the day surface of the well, and generated in the productive formation (C 1 -C 10 ) in the process of thermochemical action on it, on the one hand, the process of fluid diffusion due to a decrease in the concentration of fluids and an increase in their volume (under thermal exposure), and on the other hand, the formation of new micro-sized (thickness of 500 nm or more) main fluid-conducting channels, in which fluids move already according to the Darcy law in the form of filtration, and, into which fluids diffuse from micro (thickness up to 5 nm), meso (thickness from 5 to 50 nm) and macronano-sized (thickness from 50 to 100 nm) fluid-conducting channels. Light hydrocarbons have a greater diffusion capacity than heavy hydrocarbons, and "cold" water inhibits the diffusion of hydrocarbons through nanoscale fluid-conducting channels.

Органические кислоты и проницаемость.Organic acids and permeability.

В ходе термохимического воздействия на продуктивный пласт и, в частности, в процессе конверсии («сухой» пиролиз/гидропиролиз) керогена из него образуются органические кислоты (до 2% от всей массы керогена; мас.%), которые растворяют карбонаты и алюмосиликаты, что обеспечивает увеличение межгранулярной проницаемости продуктивного пласта.During the thermochemical impact on the reservoir and, in particular, in the process of conversion ("dry" pyrolysis / hydropyrolysis) of kerogen, organic acids are formed from it (up to 2% of the total mass of kerogen; wt.%), which dissolve carbonates and aluminosilicates, which provides an increase in the intergranular permeability of the reservoir.

Диоксид углерода (СО2).Carbon dioxide (CO 2 ).

В процессе термохимического воздействия на продуктивный пласт в нем в результате «сухого» пиролиза и гидропиролиза, преимущественно, керогена генерируется значительное количество диоксида углерода, который в пластовых условиях находится в сверхкритическом состоянии (СК-СО2).In the process of thermochemical impact on the reservoir, as a result of "dry" pyrolysis and hydropyrolysis, mainly of kerogen, a significant amount of carbon dioxide is generated, which is in the supercritical state (SC-CO 2 ) in reservoir conditions.

Так, например, еще 1992 году М. Lewan [4], исследуя феномен значимости воды, как причины более высокой эффективности гидропиролиза керогена по сравнению с «сухим» пиролизом, отметил, что в результате докритической (350°С) гидропиролизации керогена II Типа из формации Вудфорд (США) образуется значительное количество СО2. Так, в результате гидропиролизации 400 г кусков керна, содержавших около 25 г керогена (6,25 мас. %) было сгенерировано 0,24 моль CO2 (10,5624 г). Конечно же, сколько СО2 может быть сгенерировано в баженовском продуктивном пласте, зависит от множества факторов и в каждом конкретном случае, но, в самом общем виде, возможно допустить, что, например, при 10% содержании керогена (S2 = 10 мас. %), что не редкость для продуктивных пластов баженовской свиты, в результате его внутрипластовой гидропиролизации может быть сгенерировано до 80-90 кг CO2 на 1 м3 продуктивного пласта. Внутрипластовая генерация такого количества СО2 является мощнейшим инструментом процесса реэнергизации продуктивного пласта (повышения внутрипластового давления или внутренней энергии пласта), без чего эффективная и рентабельная добыча углеводородов из баженовской свиты невозможна. Более того, СК-СО2 растворяется в жидких углеводородах и при этом они увеличиваются в объеме до 1,5 раз, - разбухают, что усиливает реэнергизацию продуктивного пласта в его внутрипластовой реторте. Полное растворение СК-СО2 в углеводородах проще достижимо, чем растворение в жидких углеводородах, например, СК-метана (СК-СН4). В равных пластовых условиях метан имеет большее минимальное давление полной смесимости (МДПС) по сравнению с СО2: при Т=110°С МДПС метана равно, примерно, 36-37 МПа, а СО2, примерно, - 18-19 МПа. Также весьма существенно разнится и их плотность. При внутрипластовом давлении 37 МПа и Т = 110°С плотность СО2 равна 701 кг/м3, а метана, - 165,9 кг/м3. Это означает, что, занимая меньший объем СК-СО2 может полностью смешиваться с нефтью низкопроницаемых пород, практически, без повышения температуры продуктивного пласта или при незначительном ее повышении, что, в свою очередь, означает, что полное растворение/смешение СК-CO2 может происходить в макротрещинах на значительном расстоянии от забоя скважины, и это повышает текучесть нефти низкопроницаемых пород в отдаленных зонах продуктивного пласта и позволяет извлекать ее из самых отдаленных участков продуктивного пласта через систему интенсифицированных микро, мезо и макро нанофлюидопроводящих каналов.So, for example, back in 1992, M. Lewan [4], studying the phenomenon of the importance of water as the reason for the higher efficiency of kerogen hydropyrolysis compared to “dry” pyrolysis, noted that as a result of subcritical (350°C) hydropyrolysis of Type II kerogen from the Woodford Formation (USA) produces a significant amount of CO 2 . So, as a result of hydropyrolysis of 400 g of core pieces containing about 25 g of kerogen (6.25 wt.%), 0.24 mol of CO 2 (10.5624 g) was generated. Of course, how much CO 2 can be generated in the Bazhenov reservoir depends on many factors and in each specific case, but, in the most general form, it is possible to assume that, for example, at 10% kerogen content (S 2 = 10 wt. %), which is not uncommon for the productive formations of the Bazhenov formation, as a result of its in-situ hydropyrolization, up to 80-90 kg of CO 2 per 1 m 3 of the productive formation can be generated. In-situ generation of such an amount of CO 2 is the most powerful tool in the process of reenergizing a productive formation (increasing in-situ pressure or internal energy of the formation), without which efficient and cost-effective production of hydrocarbons from the Bazhenov formation is impossible. Moreover, SC-CO 2 dissolves in liquid hydrocarbons and at the same time they increase in volume up to 1.5 times - they swell, which enhances the reenergization of the productive formation in its in-situ retort. Complete dissolution of SC-CO 2 in hydrocarbons is easier to achieve than dissolution in liquid hydrocarbons, for example, SC-methane (SC-CH 4 ). Under equal reservoir conditions, methane has a higher minimum total miscibility pressure (MMP) compared to CO 2 : at T=110°C, MTP of methane is approximately 36-37 MPa, and CO 2 is approximately 18-19 MPa. Their density also varies greatly. At an in-situ pressure of 37 MPa and T = 110°C, the density of CO 2 is 701 kg/m 3 , and that of methane is 165.9 kg/m 3 . This means that, occupying a smaller volume, SC-CO 2 can be completely mixed with oil of tight formations, with little or no increase in the reservoir temperature, which, in turn, means that the complete dissolution/mixing of SC-CO 2 can occur in macrofractures at a considerable distance from the bottom of the well, and this increases the fluidity of low-permeability oil in remote zones of the reservoir and allows it to be extracted from the most remote sections of the reservoir through a system of intensified micro, meso and macro nanofluidic channels.

Внутрипластовые растворителиIn-situ solvents

В процессе термохимического воздействия на продуктивный пласт в нем из внутрипластовых углеводородов генерируются углеводородные растворители из числа алканов, а именно: С16 (метан-гексан), которые растворяют нефть низкопроницаемых пород и тяжелые углеводороды (битуминозную нефть), увеличивая их дренирующую способность (скорость диффузии), степень мобильности и, соответственно, извлекаемость из продуктивного пласта. При этом эффективность внутрипластовых растворителей, как растворителей нефти низкопроницаемых пород и битуминозной нефти, возрастает с увеличением углеродного числа от C1 к С6 (от метана к гексану).In the process of thermochemical impact on the productive formation, hydrocarbon solvents from among the alkanes are generated in it from in-situ hydrocarbons, namely: С 16 (methane-hexane), which dissolve oil of low-permeability rocks and heavy hydrocarbons (bituminous oil), increasing their drainage capacity (diffusion rate), the degree of mobility and, accordingly, the recoverability from the reservoir. At the same time, the effectiveness of in-situ solvents, as solvents for oil of low-permeability rocks and bituminous oil, increases with an increase in carbon number from C 1 to C 6 (from methane to hexane).

WIADAP жидкостьWIADAP liquid

Для осуществления заявленного изобретения используют «WIADAP жидкость», которая представляет собой воду, обработанную по WIADAP технологии. Данная технология основана на обработке воды тлеющим разрядом холодной плазмы, который инициируют в высоком вакууме в атмосфере остаточных газов при разности потенциалов на электродах в пределах 2000-3500 Вольт. В результате такого разряда в приграничном слое «вода-плазма» образуется сильно ионизированная среда, в данной среде инициируются высокие перепады напряжения, за счет которых и происходят изменения структуры воды. Известно, что вода по своей природе неоднородна и состоит из кластеров. Водный кластер - совокупность молекул воды, соединенных между собой посредством водородных связей. Чем меньше размер кластера, тем выше проникающая способность воды. Воздействие на воду плазменным разрядом при обработке ее в соответствии с WIADAP-технологией позволяет уменьшить размер таких кластеров до нано-структуры, причем такая структура стабильна на протяжении 6 месяцев. Данный факт является существенным, так как толщина нанопор продуктивного пласта баженовской свиты, в среднем, варьирует от 10 до 50 нм. В результате обработки воды с использованием WIADAP технологии, из нее практически полностью удаляются свободные радикалы, в том числе кислородной и водородной групп. Кроме того, такая обработка очищает воду от свободных радикалов и тяжелых изотопов (чего невозможно достичь очисткой с помощью существующих технологий фильтрации воды) и придает ей нанокластерную структуру (менее 2 нанометров), что многократно увеличивает способность такой обработанной воды к проникновению в различные наноструктурные объемы, каким является продуктивный пласт, и способствует растворению различных находящихся в них отложений, жиров и солей. Обработанная таким образом вода получила название «WIADAP жидкость». Весьма существенно, что вода, прошедшая обработку по WIADAP технологии, эффективно смывает и расщепляет (приводит к биодеградации) жиры и нефтепродукты, что позволяет использовать ее для промывки/очистки каналов продуктивного нефтекерогеносодержащего пласта.To implement the claimed invention, "WIADAP liquid" is used, which is water treated according to WIADAP technology. This technology is based on the treatment of water by a cold plasma glow discharge, which is initiated in a high vacuum in an atmosphere of residual gases at a potential difference on the electrodes in the range of 2000-3500 Volts. As a result of such a discharge, a highly ionized medium is formed in the “water-plasma” boundary layer, high voltage drops are initiated in this medium, due to which changes in the structure of water occur. It is known that water is by its nature heterogeneous and consists of clusters. Water cluster - a set of water molecules interconnected by hydrogen bonds. The smaller the cluster size, the higher the permeability of water. Exposure of water to a plasma discharge during its processing in accordance with the WIADAP technology makes it possible to reduce the size of such clusters to a nano-structure, and such a structure is stable for 6 months. This fact is significant, since the thickness of the nanopores of the productive formation of the Bazhenov formation, on average, varies from 10 to 50 nm. As a result of water treatment using WIADAP technology, free radicals, including oxygen and hydrogen groups, are almost completely removed from it. In addition, such treatment purifies water from free radicals and heavy isotopes (which cannot be achieved by purification using existing water filtration technologies) and gives it a nanocluster structure (less than 2 nanometers), which greatly increases the ability of such treated water to penetrate into various nanostructured volumes, what the reservoir is, and contributes to the dissolution of various deposits, fats and salts located in them. The water treated in this way was called "WIADAP liquid". It is very important that the water treated according to the WIADAP technology effectively flushes and breaks down (leads to biodegradation) fats and oil products, which makes it possible to use it for flushing/cleaning the channels of a productive oil-kerogen-containing formation.

Наногидротермический разрыв продуктивного пласта. В заявленной группе изобретений, в результате циклического термохимического воздействия, в продуктивном пласте образуется объединенная высокотемпературная реторта высокого давления, температура в которой может достигать 400-500°С. При закачке в пласт относительно «холодной» воды в форме либо воды, либо WIADAP жидкости такая холодная вода быстро нагревается и происходит многократное увеличение ее объема. Так, например, при Т = 50°С и Р = 40 МПа плотность воды (WIADAP жидкости) равна 1004 кг/м3, а при Т = 500°С плотность воды равна 178 кг/м3. Взрывоподобное увеличение объема воды или WIADAP жидкости (в данном случае в 5,64 раза) приводит к разрыву флюидопроводящих каналов продуктивного пласта на наноуровне и на одном погонном метре пласта по вертикали в зависимости от его фильтрационно емкостных свойств (ФЕС) может произойти от 1 до 10 тыс. наногидротермических разрывов, что существенно увеличивает проницаемость продуктивного пласта и его способность принимать РАВ в больших количествах. В заявленной группе изобретений осуществление наногидротермического разрыва пласта предшествует последующему заводнению продуктивного пласта псевдо-сверхкритическим флюидом и за счет увеличения проницаемости прискважинной зоны продуктивного пласта повышает его эффективность.Nanohydrothermal fracturing of a productive formation. In the claimed group of inventions, as a result of cyclic thermochemical action, a combined high-temperature high-pressure retort is formed in the reservoir, the temperature in which can reach 400-500°C. When relatively “cold” water is injected into the reservoir in the form of either water or WIADAP fluid, such cold water quickly heats up and its volume increases many times over. So, for example, at T = 50°C and P = 40 MPa, the density of water (WIADAP liquid) is 1004 kg/m 3 , and at T = 500°C, the density of water is 178 kg/m 3 . An explosive increase in the volume of water or WIADAP fluid (in this case, by 5.64 times) leads to the rupture of the fluid-conducting channels of the productive formation at the nanolevel and on one linear meter of the formation vertically, depending on its porosity and permeability properties (RP), it can occur from 1 to 10 thousand nanohydrothermal fractures, which significantly increases the permeability of the reservoir and its ability to accept RAS in large quantities. In the claimed group of inventions, the implementation of nanohydrothermal fracturing precedes the subsequent flooding of the productive formation with a pseudo-supercritical fluid and increases its efficiency by increasing the permeability of the wellbore zone of the productive formation.

Заводнение продуктивного пласта псевдо-сверхкритическим флюидом.Flooding of a productive formation with pseudo-supercritical fluid.

В ходе реализации третьего этапа заявленного способа в объединенную внутрипластовую реторту осуществляется закачивание относительно «холодной» воды, в результате чего сначала осуществляется наногидротермальный разрыв продуктивного пласта, а в ходе дальнейшего закачивания «холодной» воды в продуктивный пласт, некоторая ее часть достаточно быстро трансформируется в СВ-воду и, смешиваясь с внутрипластовыми флюидами (ВТН, С110, УВ растворителями, CO2 и др.), образует псевдо-сверхкритический флюидный фронт вытеснения ВТН по направлению к добывающим скважинам. За этим псевдо-сверхкритическим флюидным фронтом вытеснения в форме псевдо-сверхкритического вытесняющего рабочего агента воздействия следует переходный водный фронт и далее переходный смешанный флюидный фронт вытеснения, плотность которых по мере отдаления от псевдо-сверхкритического флюидного фронта, возрастает. При этом за счет того, что в объединенной внутрипластовой реторте постоянно поддерживается высокий уровень внутрипластового давления (продолжительная закачка в продуктивный пласт относительно «холодной» воды), проницаемость пласта объединенной внутрипластовой реторты, даже при ее (реторты) остывании, существенно не снижается и вытеснение целевого продукта осуществляется через зоны пласта с повышенной проницаемостью.During the implementation of the third stage of the claimed method, relatively “cold” water is injected into the combined in-situ retort, as a result of which, at first, a nanohydrothermal fracturing of the productive formation is carried out, and in the course of further injection of “cold” water into the productive formation, some of it quickly transforms into WW - water and, mixing with in-situ fluids (VTH, C 1 -C 10 , hydrocarbon solvents, CO 2 , etc.), forms a pseudo-supercritical fluid front of VTH displacement towards production wells. This pseudo-supercritical fluid displacement front in the form of a pseudo-supercritical displacement working agent is followed by a transient water front and then a transient mixed fluid displacement front, the density of which increases with distance from the pseudo-supercritical fluid front. At the same time, due to the fact that a high level of in-situ pressure is constantly maintained in the combined in-situ retort (continuous injection of relatively “cold” water into the reservoir), the permeability of the formation of the combined in-situ retort, even when it (the retort) cools down, does not significantly decrease and the displacement of the target of the product is carried out through reservoir zones with increased permeability.

Сущность заявленного изобретения поясняется графическими материалами, на которых:The essence of the claimed invention is illustrated by graphic materials, on which:

- на фиг. 1 - схема куста из трех горизонтальных скважин с выполненными ОГРП на их горизонтальных участках;- in Fig. 1 is a diagram of a cluster of three horizontal wells with hydraulic fracturing performed in their horizontal sections;

- на фиг. 2 - схема оборудованной горизонтальной скважины в исходном состоянии;- in Fig. 2 - scheme of the equipped horizontal well in the initial state;

- на фиг. 3 - схема оборудованной горизонтальной скважины в процессе закачки РАВ в продуктивный пласт для термохимического воздействия;- in Fig. 3 is a diagram of an equipped horizontal well in the process of injection of RAS into a productive formation for thermochemical treatment;

- на фиг. 4 - схема конфигурации технологического комплекса, используемая для осуществления первого этапа способа;- in Fig. 4 is a diagram of the configuration of the technological complex used to implement the first stage of the method;

- на фиг. 5 - схема конфигурации технологического комплекса, используемая для осуществления второго этапа способа;- in Fig. 5 is a diagram of the configuration of the technological complex used to implement the second stage of the method;

- на фиг. 6 - схема конфигурации технологического комплекса, используемая для осуществления третьего этапа способа;- in Fig. 6 is a diagram of the configuration of the technological complex used for the implementation of the third stage of the method;

- на фиг. 7 - схема осуществления второго этапа способа;- in Fig. 7 is a diagram of the implementation of the second stage of the method;

- на фиг. 8 - схема осуществления третьего этапа способа.- in Fig. 8 is a diagram of the implementation of the third step of the method.

Для осуществления способа бурят, как минимум, один куст стандартных горизонтальных скважин 1 (фиг. 1) в количестве, например, трех, каждая из которых имеет вертикальный участок 5 и сопряженный с ним горизонтальный участок 2, на котором схематично показана зона ОГРП 3. Горизонтальный участок 2 каждой скважины 1 находится в зоне продуктивного пласта 4.To implement the method, at least one cluster of standard horizontal wells 1 (Fig. 1) is drilled in the amount of, for example, three, each of which has a vertical section 5 and an associated horizontal section 2, which schematically shows the zone of the hydraulic fracturing 3. Horizontal section 2 of each well 1 is located in the zone of the productive formation 4.

В принципе, для осуществления способа могут быть использованы и наклонно-направленные скважины.In principle, directional wells can also be used to implement the method.

Вертикальный участок 5 каждой из скважин 1 (фиг. 2, фиг. 3) куста оборудован колонной стандартных обсадных труб 6, каждая из которых выполнена известным образом, например, из внутренней толстостенной трубы 7 с теплоизоляционным покрытием (ТИП) 8, закрытым наружной оболочкой 9.The vertical section 5 of each of the wells 1 (Fig. 2, Fig. 3) of the cluster is equipped with a string of standard casing pipes 6, each of which is made in a known manner, for example, from an inner thick-walled pipe 7 with a heat-insulating coating (TYPE) 8, closed by an outer shell 9 .

В качестве ТИП 8 обсадных труб 6 может быть использована жидкая теплоизоляция, например, ТЕРМИОН-ВУЛКАН или АКТЕРМ-ВУЛКАН. Такая жидкая теплоизоляция сохраняет свои свойства при температуре до 600°С. Она наносится на поверхность трубы послойно, толщиной слоя 0,5 мм с межслойной сушкой 24 часа, до достижения толщины покрытия от 5 до 15 мм. После полного высыхания ТИП труба может продолжительно эксплуатироваться в температурном диапазоне от -50°С до +600°С.As TYPE 8 casing pipes 6 can be used liquid thermal insulation, for example, TERMION-VULKAN or AKTERM-VULKAN. Such liquid thermal insulation retains its properties at temperatures up to 600°C. It is applied to the pipe surface in layers, with a layer thickness of 0.5 mm, with an interlayer drying of 24 hours, until the coating thickness is from 5 to 15 mm. After complete drying, the TYPE pipe can be used for a long time in the temperature range from -50°С to +600°С.

В качестве материала ТИП может быть использовано сверхтонкое базальтовое волокно, имеющее диаметр от 0,5 до 3,5 мкм или микропористый материал "MICROTHERM", изготовленный из пирогенного диоксида кремния и имеющий начальную плотность 320 кг/м3. Выполненное из этих материалов ТИП способно сохранять свою работоспособность при температурах до 1150°С.As a material TIP can be used ultrafine basalt fiber having a diameter of 0.5 to 3.5 microns or microporous material "MICROTHERM" made of pyrogenic silicon dioxide and having an initial density of 320 kg/m 3 . The TIP made of these materials is able to maintain its performance at temperatures up to 1150°C.

На устье каждой скважины 1 колонна обсадных труб 6 зафиксирована фонтанной арматурой 10, а на забое скважины 1 к колонне обсадных труб 6 через соединительную муфту 11 подсоединена труба 12 без ТИП, которая зафиксирована в компенсаторе 13 термобарических изменений длины обсадных труб. Компенсатор 13 закреплен на обсадной трубе 14, расположенной в цементном камне 15, образованном на горной породе 16. В принципе, компенсатор может быть установлен практически в любом месте колонны обсадных труб. В колонне может быть установлено несколько компенсаторов.At the mouth of each well 1, the casing string 6 is fixed by the X-mas tree 10, and at the bottom of the well 1, a pipe 12 without TIP is connected to the casing string 6 through the coupling 11, which is fixed in the compensator 13 for thermobaric changes in the length of the casing pipes. The compensator 13 is fixed to the casing 14 located in the cement stone 15 formed on the rock 16. In principle, the compensator can be installed almost anywhere in the casing string. Several compensators can be installed in the column.

Отказ при строительстве и эксплуатации скважин от насосно-компрессорных труб, используемых в наиболее близком аналоге для закачки РАВ в продуктивный пласт и отбора из него целевого продукта, является значимым признаком заявленного способа и обусловлен необходимостью доставки на забой скважины в продуктивный пласт значительного количества РАВ (от 100 до 200 тонн в час), для чего с целью сокращения времени закачки РАВ в продуктивный пласт и уменьшения гидравлических потерь, использованы обсадные трубы с ТИП, имеющие относительно большой диаметр на забое скважины - до 245 мм. Такому требованию в полной мере отвечают обсадные трубы с ТИП, смонтированные в колонну в каждой скважине куста.The refusal during the construction and operation of wells from tubing used in the closest analogue for pumping RAS into the reservoir and selecting the target product from it is a significant feature of the claimed method and is due to the need to deliver a significant amount of RAS to the bottom of the well into the reservoir (from 100 to 200 tons per hour), for which, in order to reduce the time of injection of RAW into the reservoir and reduce hydraulic losses, casing pipes with TIP were used, having a relatively large diameter at the bottom of the well - up to 245 mm. This requirement is fully met by casing pipes with TIP, mounted in a string in each well of the cluster.

Заявленный способ осуществляют в три этапа с использованием технологического комплекса.The claimed method is carried out in three stages using a technological complex.

Для осуществления первого этапа заявленного способа используется конфигурация (фиг. 4) технологического комплекса, включающая емкость 17 для углеводородного растворителя (РАВ №1), к которой подсоединен насос высокого давления 18 для закачивания растворителя 19 в продуктивный пласт 4 по колонне обсадных труб 6 из емкости 17.To implement the first stage of the claimed method, the configuration (Fig. 4) of the technological complex is used, including a container 17 for a hydrocarbon solvent (RAV No. 1), to which a high-pressure pump 18 is connected to pump the solvent 19 into the reservoir 4 through the casing string 6 from the tank 17.

Для осуществления второго этапа заявленного способа используется конфигурация (фиг. 5) технологического комплекса, включающая блок водоподготовки 20, связанный выходом с емкостью 21 для подготовленной воды, которая из емкости насосом высокого давления 22 подается в наземный генератор 23 ультра-сверхкритической воды, выход которого связан с первым входом реактора 24 окисления микроразмерных частиц металлов (алюминий, железо, цинк или их смесей в любых возможных пропорциях), второй вход которого связан с выходом емкости 25 для коллоидного водного раствора микроразмерных частиц металлов. В магистраль, связывающую реактор 24 и емкость 25 встроен насос 26 для закачивания коллоидного водного раствора микроразмерных частиц металлов в реактор окисления 24. Для осуществления второго этапа способа используют РАВ №2 (поз. 27) и РАВ №3 (поз. 28).To implement the second stage of the claimed method, the configuration (Fig. 5) of the technological complex is used, including a water treatment unit 20 connected by an outlet to a tank 21 for prepared water, which is supplied from the tank by a high-pressure pump 22 to a ground generator 23 of ultra-supercritical water, the output of which is connected with the first input of the reactor 24 for the oxidation of microsized metal particles (aluminum, iron, zinc or mixtures thereof in any possible proportions), the second input of which is connected to the output of the container 25 for a colloidal aqueous solution of microsized metal particles. A pump 26 is built into the line connecting the reactor 24 and the tank 25 for pumping a colloidal aqueous solution of microsized metal particles into the oxidation reactor 24. To implement the second stage of the method, RAV No. 2 (pos. 27) and RAV No. 3 (pos. 28) are used.

Для осуществления третьего этапа заявленного способа используется конфигурация (фиг. 6) технологического комплекса, включающая блок водоподготовки 20, выходом связанный с емкостью 29 для подготовленной воды и/или WIADAP жидкости, которая насосом 30 в качестве компонента 31 имеет возможность закачивания в продуктивный пласт 4 по колонне обсадных труб 6.To implement the third stage of the claimed method, the configuration (Fig. 6) of the technological complex is used, including a water treatment unit 20, the output associated with a container 29 for treated water and / or WIADAP liquid, which pump 30 as a component 31 has the ability to pump into the reservoir 4 along casing string 6.

Требуемая, в зависимости от этапа реализуемого способа, конфигурация технологического комплекса обеспечивается известным образом, за счет использования запорно-регулирующей арматуры.The required, depending on the stage of the implemented method, the configuration of the technological complex is provided in a known way, through the use of shut-off and control valves.

Технологический комплекс скомпонован их известных блоков, узлов, агрегатов, а также контрольно-измерительной аппаратуры, которые эксплуатируются по прямому назначению.The technological complex is composed of well-known blocks, assemblies, assemblies, as well as control and measuring equipment, which are operated for their intended purpose.

Для осуществления способа используют следующие РАВ.To implement the method, the following RAVs are used.

Рабочие агенты воздействия. Под рабочими агентами воздействия заявленного способа следует понимать рабочие агенты, которые непосредственно закачиваются в продуктивный пласт.Working agents of influence. Under the working agents of the impact of the claimed method should be understood working agents that are directly injected into the reservoir.

РАВ №1. Данный РАВ представляет собой углеводородный растворитель из групп: (1) ароматических растворителей (бензол, толуол, сольвент и др.); (2) хлорзамещенных углеводородов (хлороформ (трихлорметан), тетрахлорметан и др.); (3) гидроароматических растворителей (тетралин, декалин и др.).RAV No. 1. This RAS is a hydrocarbon solvent from the groups: (1) aromatic solvents (benzene, toluene, solvent, etc.); (2) chlorine-substituted hydrocarbons (chloroform (trichloromethane), carbon tetrachloride, etc.); (3) hydroaromatic solvents (tetralin, decalin, etc.).

РАВ №2. Данный РАВ представляет собой воду в сверхкритическом состоянии со следующими параметрами при закачке в продуктивный пласт: Τ = 480°С; Ρ до 60 МПа; энтальпия - 2415 кДж/кг.RAV No. 2. This RAW is water in a supercritical state with the following parameters when injected into a productive formation: Τ = 480°C; Ρ up to 60 MPa; enthalpy - 2415 kJ/kg.

РАВ №3. Данный РАВ представляет собой воду, находящуюся в сверхкритическом состоянии, насыщенную наноразмерными частицами оксидов металлов, преимущественно, оксида алюминия (Al2O3), оксида железа (FeO, Fe2O3, Fe3O4) или оксида цинка (ZnO), и водородом.RAV No. 3. This RAW is supercritical water saturated with nanosized particles of metal oxides, mainly aluminum oxide (Al 2 O 3 ), iron oxide (FeO, Fe 2 O 3 , Fe 3 O 4 ) or zinc oxide (ZnO), and hydrogen.

РАВ №4. Данный РАВ представляет собой WIADAP жидкость в докритическом состоянии.RAV No. 4. This RAB is a subcritical WIADAP fluid.

РАВ №5. Данный РАВ представляет собой подготовленную (очищенную) воду в докритическом состоянии, которая при инжектировании в продуктивный пласт имеет температуру от 40 до 120°С при давлении до 100 МПа.RAV No. 5. This RAW is prepared (purified) water in a subcritical state, which, when injected into a productive formation, has a temperature of 40 to 120°C at a pressure of up to 100 MPa.

Для осуществления заявленного способа могут быть использованы и иные РАВ на основе БРА, применение которых может повысить эффективность заявленного способа.To implement the claimed method, other ARBs based on ARBs can be used, the use of which can increase the efficiency of the claimed method.

Заявленный способ, с использованием приведенных выше технологического комплекса и РАВ, осуществляют в три этапа следующим образом.The claimed method, using the above technological complex and RAV, is carried out in three stages as follows.

Осуществление первого этапа заявленного способа начинают с проведения ОГРП на горизонтальном участке каждой скважины 1 куста. Для осуществления ОГРП может быть использован довольно широкий спектр рабочих агентов (сред), например, метанол, СУГ, преимущественно пропан и бутан.Implementation of the first stage of the claimed method begins with hydraulic fracturing on the horizontal section of each well 1 pad. A fairly wide range of working agents (media), for example, methanol, LPG, mainly propane and butane, can be used to carry out OHRP.

Сам процесс ОГРП хорошо известен специалистам и нет необходимости подробно описывать его в настоящей заявке. ОГРП реализуют с использованием конфигурации технологического комплекса, представленной на фиг. 4.The process of EMG itself is well known to those skilled in the art and need not be described in detail in this application. OGRP is implemented using the configuration of the technological complex shown in Fig. 4.

В результате проведения ОГРП, в продуктивном пласте 4 в зоне горизонтальных участков 2 каждой скважины образуются ΜΕΓΑ трещины 3, суммарная площадь поверхности каждой из которых составляет от 1000 до 10000 м2.As a result of hydraulic fracturing, in the productive formation 4 in the zone of horizontal sections 2 of each well, ΜΕΓΑ cracks 3 are formed, the total surface area of each of which is from 1000 to 10000 m 2 .

Наличие в продуктивном пласте после проведения ОГРП ΜΕΓΑ трещин, позволяет получить в породе околоскважинной зоны каждой скважины значительную площадь обнаженного продуктивного пласта, а, следовательно, обеспечить закачивание в него большого количества РАВ, - от 100 до 1000 тонн в час, что весьма важно для достижения указанного технического результата.The presence of cracks in the reservoir after hydraulic fracturing ΜΕΓΑ allows obtaining a significant area of the exposed reservoir in the rock of the near-wellbore zone of each well, and, consequently, to ensure the injection of a large amount of RAS into it - from 100 to 1000 tons per hour, which is very important for achieving the specified technical result.

После завершения ОГРП из продуктивного пласта 4 в режиме фонтанирования из всех скважин 1 куста начинают отбор целевого продукта, в состав которого входят рабочая среда, использованная для проведения ОГРП и НПП (S1). Отбор прекращают, когда внутрипластовое давление в продуктивном пласте 4 снижается, практически, до уровня гидростатического давления, но всегда выше него. Это позволяет не допустить процесса компакции продуктивного пласта 4, который начинается сразу же после того, как внутрипластовое давление в продуктивном пласте 4 становится ниже уровня гидростатического давления.After the completion of the hydraulic fracturing from the productive formation 4 in the flowing mode, from all wells of the 1st cluster, the selection of the target product is started, which includes the working medium used for the hydraulic fracturing and NPP (S 1 ). The selection is stopped when the in-situ pressure in the productive formation 4 decreases, practically, to the level of hydrostatic pressure, but always above it. This makes it possible to prevent the process of compaction of the reservoir 4, which begins immediately after the in-situ pressure in the reservoir 4 becomes below the level of hydrostatic pressure.

В баженовской (и доманиковой) свите увеличение или уменьшение проницаемости продуктивного пласта происходит исключительно на наноуровне. Именно на наноуровне происходит увеличение или уменьшение размеров флюидопроводящих каналов и образование новой пористости, а также объединение отдельных, ранее закрытых пор или флюидопроводящих каналов, в единую флюидопроводящую систему.In the Bazhenov (and Domanik) suite, an increase or decrease in the permeability of a productive formation occurs exclusively at the nanoscale. It is at the nanolevel that the fluid-conducting channels increase or decrease and new porosity is formed, as well as the integration of individual, previously closed pores or fluid-conducting channels, into a single fluid-conducting system.

После завершения отбора из продуктивного пласта 4 целевого продукта, приступают к закачке из емкости 17 насосом высокого давления 18 в продуктивный пласт 4 всех горизонтальных скважин 1 РАВ №1, поз. 19.After completion of the selection from the reservoir 4 of the target product, they start pumping from the tank 17 with a high-pressure pump 18 into the reservoir 4 of all horizontal wells 1 RAV No. 1, pos. 19.

РАВ №1 используют для пропитки околоскважинной зоны продуктивного пласта и растворения микро- и наноразмерных слоев битумоида листоватого продуктивного пласта, состоящих преимущественно из смол и асфальтенов, а также для формирования субгоризонтальных и, отчасти, субвертикальных магистральных флюидопроводящих каналов, необходимых для интенсификации закачки на следующих этапах в продуктивный пласт РАВ и отбора из него целевого продукта.RAW No. 1 is used for impregnation of the near-wellbore zone of a productive formation and dissolution of micro- and nano-sized layers of bitumoid of a sheeted productive formation, consisting mainly of resins and asphaltenes, as well as for the formation of subhorizontal and, in part, subvertical main fluid-conducting channels necessary for intensifying injection at the following stages into the productive formation RAV and the selection of the target product from it.

В зависимости от ФЕС продуктивного пласта 4 закачку в него по колонне обсадных труб 6 РАВ №1 19 осуществляют в течение от 1 часа до 24 часов, после чего закачку РАВ №1 в продуктивный пласт 4 завершают и ставят продуктивный пласт 4 на пропитку.Depending on the reservoir properties of the productive formation 4, injection into it through the casing string 6 RAW No. 1 19 is carried out for 1 hour to 24 hours, after which the injection of RAW No. 1 into the productive formation 4 is completed and the productive formation 4 is impregnated.

В процессе пропитки, как уже было отмечено выше, осуществляется растворение микро и наноразмерных слоев битумоида, состоящих, преимущественно, из смол и асфальтенов, которые цементируют листоватый продуктивный пласт. После завершения пропитки, которая может продолжаться несколько суток, в зависимости от качества битумоида (химический состав и др.) и ФЕС пласта. В среднем, время пропитки составляет 48 часов. После окончания пропитки приступают к отбору из продуктивного пласта 4 в режиме фонтанирования скважины целевого продукта - эмульсии, состоящей из воды, жидких/газообразных углеводородов, включая растворенные смолы и асфальтены, а также РАВ №1. Отбор целевого продукта осуществляют до тех пор, пока давление в продуктивном пласте не опустится до уровня давления, которое на 2-3 МПа выше уровня гидростатического давления, после чего отбор, целевого продукта прекращают и приступают к осуществлению второго этапа способа.In the process of impregnation, as already noted above, the dissolution of micro and nanoscale layers of bitumoid, consisting mainly of resins and asphaltenes, which cement the sheeted productive formation, is carried out. After completion of impregnation, which can last several days, depending on the quality of the bitumen (chemical composition, etc.) and reservoir properties. On average, the impregnation time is 48 hours. After the impregnation is completed, the target product is taken from the productive formation 4 in the well flowing mode - an emulsion consisting of water, liquid / gaseous hydrocarbons, including dissolved resins and asphaltenes, as well as RAV No. 1. The selection of the target product is carried out until the pressure in the reservoir drops to a pressure level that is 2-3 MPa higher than the level of hydrostatic pressure, after which the selection of the target product is stopped and the second stage of the method is started.

В результате выполнения первого этапа способа в породе продуктивного пласта у каждого горизонтального участка скважины после проведенных ОГРП, пропитки и отбора целевого продукта образована околоскважинная зона с повышенной проницаемостью за счет образования ΜΕΓΑ трещин и формирования разветвленной сети флюидопроводящих каналов за счет растворения микро- и наноразмерных слоев битумоида, что позволяет обеспечить на следующих этапах осуществления способа закачивание в образованную зону значительного количества РАВ. Удаление целевого продукта после ОГРП и пропитки позволяет осуществлять добычу углеводородов уже на первом этапе, а также повысить эффективность действия, РАВ, закачиваемых в продуктивный пласт на следующих этапах осуществления способа.As a result of the implementation of the first stage of the method in the rock of the productive formation, at each horizontal section of the well, after the hydraulic fracturing, impregnation and selection of the target product, a near-wellbore zone with increased permeability was formed due to the formation of ΜΕΓΑ cracks and the formation of an extensive network of fluid-conducting channels due to the dissolution of micro- and nano-sized bitumen layers , which makes it possible to ensure that a significant amount of RAS is pumped into the formed zone at the next stages of the method. Removal of the target product after hydraulic fracturing and impregnation makes it possible to produce hydrocarbons already at the first stage, as well as to increase the efficiency of the action of RAS injected into the reservoir at the next stages of the method.

Второй этап способа осуществляют в несколько циклов. Каждый из циклов включает закачивание в каждую скважину РАВ №2 и РАВ №3.The second stage of the method is carried out in several cycles. Each of the cycles includes injection of RAW #2 and RAW #3 into each well.

Для приготовления РАВ №2 техническая вода подается (фиг. 5) в блок водоподготовки 20, в котором осуществляется очистка воды от загрязнений и механических примесей с применением стандартных средств механической фильтрации, ее умягчение с использованием обратного осмоса и ультрафильтрации. Тонкая механическая очистка воды - удаление из воды различных нерастворенных взвесей, осуществляется промышленными мультипатронными фильтрами с промывными титановыми мембранами. Тонкость очистки составляет до 0,1 мкм. В случае необходимости осуществляются удаление из воды компонентов железа и марганца, а также ее дегазация.For the preparation of RAW No. 2, industrial water is supplied (Fig. 5) to the water treatment unit 20, in which water is purified from contaminants and mechanical impurities using standard mechanical filtration means, it is softened using reverse osmosis and ultrafiltration. Fine mechanical water purification - removal of various undissolved suspensions from water, is carried out by industrial multi-cartridge filters with washing titanium membranes. The fineness of cleaning is up to 0.1 microns. If necessary, iron and manganese components are removed from the water, as well as its degassing.

Из блока водоподготовки 20 подготовленная вода поступает в накопительную емкость 21, из которой насосом высокого давления 22 (до 80 МПа) подается в наземный генератор УСК-воды 23. Для реализации заявленного способа используется либо один наземный генератор УСК-воды 23, имеющий производительность до 200 тонн УСК-воды в час, либо несколько параллельно скомпонованных наземных генераторов УСК-воды, имеющих суммарную производительность до 200 тонн УСК-воды в час. Это объясняется тем, что для эффективного термохимического воздействия на продуктивный пласт необходимо закачивать удельно на 1 м2 обнаженной поверхности продуктивного пласта, предпочтительно, до 50 кг УСК-воды в час, но не менее 15 кг УСК-воды в час. При уменьшении величины удельной закачки на 1 м2 обнаженной поверхности продуктивного пласта ниже 15 кг СК-воды в час, значительно увеличивается время прогрева внутрипластовой реторты, объем которой, например, для баженовской свиты, составляет от 150 до 210 тыс. м3 для одной скважины 1, а, в среднем, 180 тыс. м3. При открытой пористости, в среднем, для продуктивного пласта баженовской свиты, равной 6%, закачанный рабочий агент в форме СК-воды (например, при Р = 40 МПа и Т = 435°С плотность СК-воды = 336 кг/м3) проникнет в продуктивный пласт 4 на глубину 1 метр (для трещины, имеющей 3000 м2) за 33 минуты закачки РАВ №2 в продуктивный пласт 4.From the water treatment unit 20, the prepared water enters the storage tank 21, from which a high-pressure pump 22 (up to 80 MPa) is supplied to the ground-based USK-water generator 23. To implement the claimed method, either one ground-based USK-water generator 23 is used, having a capacity of up to 200 tons of USK-water per hour, or several parallel-arranged ground-based USK-water generators with a total capacity of up to 200 tons of USK-water per hour. This is explained by the fact that for an effective thermochemical impact on the productive formation, it is necessary to pump specifically per 1 m 2 of the exposed surface of the productive formation, preferably up to 50 kg of USC-water per hour, but not less than 15 kg of USC-water per hour. With a decrease in the value of specific injection per 1 m 2 of the exposed surface of the productive formation below 15 kg of SC-water per hour, the heating time of the in-situ retort significantly increases, the volume of which, for example, for the Bazhenov formation, ranges from 150 to 210 thousand m 3 for one well 1, and, on average, 180 thousand m 3 . With an open porosity, on average, for a productive formation of the Bazhenov formation, equal to 6%, the injected working agent in the form of SC-water (for example, at P = 40 MPa and T = 435°C, the density of SC-water = 336 kg / m 3 ) will penetrate into productive formation 4 to a depth of 1 meter (for a fracture having 3000 m 2 ) in 33 minutes of injection of RAV No. 2 into productive formation 4.

Наземный генератор УСК-воды генерирует УСК-воду, которая имеет следующие предельные термобарические характеристики: Τ до 700°С и Ρ до 70 МПа (плотность (р) - 190,4 кг/м3; энтальпия - 3490 кДж/кг УСК-воды).The ground-based USK-water generator generates USK-water, which has the following limiting thermobaric characteristics: Τ up to 700 ° C and P up to 70 MPa (density (p) - 190.4 kg / m 3 ; enthalpy - 3490 kJ / kg USK-water ).

В процессе доставки на забой УСК-воды, которая была сгенерирована наземным генератором УСК-воды, в силу температурных транспортных потерь температура УСК-воды понижается, а в силу гидравлических потерь на трение ее давление падает, в результате чего УСК-вода трансформируется в СК-воду (РАВ №2), имеющую Τ до 480°С при Ρ до 60 МПа (плотность (р) - 390 кг/м3; энтальпия - 2415 кДж/кг УСК-воды). РАВ №2 27 проникает в продуктивный пласт 4 через ΜΕΓΑ трещины 3 и флюидопроводящие каналы, образованные в продуктивном пласте на первом этапе.In the process of delivering USC-water to the bottomhole, which was generated by a ground-based USC-water generator, due to temperature transport losses, the temperature of USC-water decreases, and due to hydraulic losses due to friction, its pressure drops, as a result of which USC-water is transformed into SC- water (RAV No. 2) having Τ up to 480 ° C at Ρ up to 60 MPa (density (p) - 390 kg / m 3 ; enthalpy - 2415 kJ / kg USK-water). RAV No. 2 27 penetrates into the reservoir 4 through ΜΕΓΑ cracks 3 and fluid-conducting channels formed in the reservoir at the first stage.

РАВ №2 используют для увеличения проницаемости и внесения в продуктивный пласт энтальпии/теплосодержания для частичного улучшения качества НПП (S1) и генерации синтетической/техногенной нефти из керогена и битуминозной нефти/битумоидов (S2) и, соответственно, формирования в продуктивном пласте ВТН.RAW No. 2 is used to increase permeability and introduce enthalpy/heat content into the reservoir to partially improve the quality of the NPP (S 1 ) and generate synthetic/technogenic oil from kerogen and bituminous oil/bitumoids (S 2 ) and, accordingly, the formation of VTN in the reservoir .

Закачивание РАВ №2 ведут в течение продолжительного времени; от нескольких часов (в начале реализации второго этапа) до нескольких суток (в конце реализации второго этапа). С каждым новым циклом продолжительность закачки РАВ №2 в продуктивный пласт возрастает, так как происходит рост внутрипластовой реторты, - увеличение ее объема и, соответственно, увеличение пустотного объема флюидопроводящих каналов внутрипластовой реторты; следовательно, с каждым новым циклом для заполнения РАВ №2 увеличивающегося пустотного объема флюидопроводящих каналов внутрипластовой реторты требуется все больший объем РАВ №2 для его закачки в продуктивный пласт, что, в свою очередь, требует больше времени.Injection of RAV No. 2 is carried out for a long time; from several hours (at the beginning of the second stage) to several days (at the end of the second stage). With each new cycle, the duration of injection of RAW No. 2 into the reservoir increases, as the in-situ retort grows, - an increase in its volume and, accordingly, an increase in the void volume of the fluid-conducting channels of the in-situ retort; therefore, with each new cycle, to fill the RAW No. 2 of the increasing void volume of the fluid-conducting channels of the in-situ retort, an increasing volume of RAW No. 2 is required for its injection into the productive formation, which, in turn, requires more time.

При осуществлении второго этапа в продуктивном пласте сначала в околоскважинной зоне каждой скважины, а затем и в более отдаленных зонах продуктивного пласта протекает процесс формирования внутрипластовой высокотемпературной реторты, в которой, дополнительно к естественно присутствующей НПП, осуществляется генерация синтетических углеводородов за счет следующих процессов: (1) «сухой» и гидропиролиз керогена, в результате которого из керогена генерируются жидкие углеводороды (синтетическая нефть) и синтетический газ (сингаз), состоящий, преимущественно, из Н2, CH4, CO2 и СО, а также органические кислоты (до 2% от массы керогена); (2) термический крекинг, каталитический крекинг (в присутствии внесенных или природных внутрипластовых катализаторов/горной породы) и гидрокрекинг (в присутствии внесенного или сгенерированного внутри пласта Н2) углеводородов (включая битуминозную нефть) - частичное улучшение их качества; (3) множественные автофлюидоразрывы пласта, связанные с увеличением объема внутрипластовых флюидов (в результате их теплового расширения и увеличения межгранулярного распирающего давления (Рр) и уменьшения уплотняющего давления (Ру)), частичной газификацией жидких углеводородов, а также внутрипластовой молекулярной модификацией керогена и генерации из него синтетической нефти и сингаза (сгенерированные из керогена вещества имеют объем на 30% больший, чем объем самого керогена). Все это приводит к повышению количества сгенерированной в каждой реторте ВТН, а также к существенному увеличению пористости и проницаемости продуктивного пласта 4 и его реэнергизации (повышение внутрипластового давления (Рпл)).When the second stage is carried out in the reservoir, first in the near-wellbore zone of each well, and then in more remote zones of the reservoir, the process of formation of an in-situ high-temperature retort takes place, in which, in addition to the naturally present NPP, synthetic hydrocarbons are generated due to the following processes: (1 ) "dry" and hydropyrolysis of kerogen, as a result of which liquid hydrocarbons (synthetic oil) and synthetic gas (syngas) are generated from kerogen, consisting mainly of H 2 , CH 4 , CO 2 and CO, as well as organic acids (up to 2 % by weight of kerogen); (2) thermal cracking, catalytic cracking (in the presence of introduced or natural in-situ catalysts/rock) and hydrocracking (in the presence of introduced or generated in-situ H 2 ) hydrocarbons (including bituminous oil) - partial improvement of their quality; (3) multiple auto-fluid fracturing associated with an increase in the volume of in-situ fluids (as a result of their thermal expansion and an increase in intergranular bursting pressure (P p ) and a decrease in sealing pressure (P y )), partial gasification of liquid hydrocarbons, as well as in-situ molecular modification of kerogen and generating synthetic oil and syngas from it (substances generated from kerogen have a volume 30% larger than the volume of kerogen itself). All this leads to an increase in the amount of WTH generated in each retort, as well as to a significant increase in the porosity and permeability of the productive formation 4 and its reenergization (increased in-situ pressure (P pl )).

После того, как в процессе закачки РАВ №2 внутрипластовое давление достигнет наперед заданного значения, величина которого во многом зависит от способности генератора ультра-сверхкритической воды генерировать высокотемпературный базовый рабочий агент высокого давления и ФЕС пласта, которое на примере баженовского пласта, залегаемого на глубине 3000 метров составляет 40-45 МПа, закачивание РАВ №2 в продуктивный пласт 4 прекращают и начинают закачивание в каждую скважину РАВ №3.After the in-situ pressure reaches a predetermined value during the injection of RAW No. 2, the value of which largely depends on the ability of the ultra-supercritical water generator to generate a high-temperature base working agent of high pressure and reservoir properties, which, using the Bazhenov reservoir as an example, occurs at a depth of 3000 meters is 40-45 MPa, injection of RAV No. 2 into the productive formation 4 is stopped and injection of RAV No. 3 into each well is started.

РАВ №3 используется для (а) кольматации наиболее проницаемых пачек продуктивного пласта с последующим выравниванием фронта закачки РАВ в продуктивном пласте, (б) частичного улучшения качества внутрипластовых углеводородов за счет осуществления в продуктивном пласте процессов каталитического крекинга и гидрокрекинга, а также (в) в качестве нанопроппанта для распирания флюидопроводящих каналов на наноуровне и замедления процесса компакции продуктивного пласта при отборе из него ВТН в режиме фонтанирования скважины.RAW No. 3 is used for (a) clogging the most permeable reservoir units with subsequent leveling of the RAW injection front in the productive reservoir, (b) partial improvement of the quality of in-situ hydrocarbons due to the implementation of catalytic cracking and hydrocracking processes in the reservoir, and also (c) in as a nanoproppant for expanding fluid-conducting channels at the nanolevel and slowing down the process of compaction of the productive formation during the selection of the WTH from it in the well flowing mode.

Для приготовления РАВ №3 техническая вода подается в блок водоподготовки 20. Далее из блока водоподготовки 20 подготовленная вода поступает в емкость для подготовленной воды 21, из которой насосом высокого давления 22 (до 80 МПа) подается в наземный генератор УСК-воды 23. Наземный генератор УСК-воды генерирует УСК-воду, которая поступает в реактор окисления микроразмерных частиц металлов (алюминий, железо, цинк или их смесей в любых возможных пропорциях) 24. Одновременно из емкости для коллоидного водного раствора микроразмерных частиц металлов 25 насос 26 периодически в импульсном режиме порционно закачивает коллоидный водный раствор микроразмерных частиц металлов в реактор окисления микроразмерных частиц металлов 24, в котором осуществляется экзотермическая реакция окисления микроразмерных частиц металлов в УСК-воде, - синтез наноразмерных частиц оксидов металлов в УСК-воде, который сопровождается генерацией водорода и выделением тепла.For the preparation of RAW No. 3, process water is supplied to the water treatment unit 20. Further, from the water treatment unit 20, the prepared water enters the tank for the prepared water 21, from which the high pressure pump 22 (up to 80 MPa) is supplied to the ground-based USK-water generator 23. Ground-based generator USK-water generates USK-water, which enters the reactor for the oxidation of microsized metal particles (aluminum, iron, zinc, or their mixtures in any possible proportions) 24. Simultaneously, from a container for a colloidal aqueous solution of microsized metal particles 25, pump 26 periodically in a pulsed mode in batches pumps a colloidal aqueous solution of microsized metal particles into the reactor for the oxidation of microsized metal particles 24, in which an exothermic oxidation reaction of microsized metal particles in USC-water is carried out - the synthesis of nanosized particles of metal oxides in USC-water, which is accompanied by hydrogen generation and heat release.

Таким образом, в реакторе окисления микроразмерных частиц металлов УСК-вода насыщается, как наноразмерными частицами оксидов металлов, так и водородом и по колонне обсадных труб 6 доставляется на забой каждой скважины 1 в образованную реторту. В процессе доставки на забой УСК-воды, насыщенной наноразмерными частицами металлов и водородом, в силу температурных транспортных потерь температура ее понижается, а в силу гидравлических потерь на трении ее давление падает, в результате чего УСК-вода, насыщенная наноразмерными частицами оксидов металлов и водородом трансформируется в СК-воду, насыщенную наноразмерными частицами оксидов металлов, преимущественно, оксида алюминия (А12О3), оксида железа (FeO, Fe2O3, Fe3O4) или оксида цинка (ZnO) и водородом (РАВ №3), имеющей Τ до 480°С при Ρ до 60 МПа (плотность (р) - 390 кг/м3; энтальпия - 2415 кДж/кг УСК-воды). Далее РАВ №3 28 закачивается в продуктивный пласт 4.Thus, in the reactor for the oxidation of microsized metal particles USK-water is saturated with both nanosized particles of metal oxides and hydrogen, and is delivered through the casing string 6 to the bottom of each well 1 into the formed retort. In the process of delivery of USC-water saturated with nanosized metal particles and hydrogen to the bottomhole, due to temperature transport losses, its temperature decreases, and due to hydraulic losses due to friction, its pressure drops, as a result of which USC-water saturated with nanosized particles of metal oxides and hydrogen transforms into SC water saturated with nanosized particles of metal oxides, mainly aluminum oxide (А1 2 О 3 ), iron oxide (FeO, Fe 2 O 3 , Fe 3 O 4 ) or zinc oxide (ZnO) and hydrogen (РАВ No. 3 ), having Τ up to 480 ° C at Ρ up to 60 MPa (density (p) - 390 kg / m 3 ; enthalpy - 2415 kJ / kg USK-water). Next, RAV No. 3 28 is injected into the productive formation 4.

Закачивание РАВ №3 ведут до тех пор, пока внутрипластовое значение на примере баженовского пласта, залегаемого на глубине 3000 метров не достигнет максимально возможных значений - 55-60 МПа.Injection of RAV No. 3 is carried out until the in-situ value on the example of the Bazhenov reservoir, deposited at a depth of 3000 meters, reaches the maximum possible values - 55-60 MPa.

После окончания закачивания РАВ №3 начинают отбор из всех скважин куста через колонны обсадных труб 6 целевого продукта в виде водонефтяной эмульсии, насыщенной углеводородными и неуглеводородными газами, который ведут в режиме фонтанирования скважины. После каждого такого проведенного цикла объем околоскважинной реторты каждой скважины увеличивается.After completion of pumping RAW No. 3, selection from all wells of the cluster through casing strings 6 of the target product in the form of a water-oil emulsion saturated with hydrocarbon and non-hydrocarbon gases is started, which is carried out in the well flowing mode. After each such cycle carried out, the volume of the near-wellbore retort of each well increases.

Циклическое термохимическое воздействие на продуктивный пласт продолжают осуществлять с использованием РАВ №2 и РАВ №3 до момента слияния внутрипластовых реторт 32, 33, 34 скважин 1 в одну объединенную высокотемпературную внутрипластовую реторту 35 (фиг. 7), после чего приступают к реализации третьего этапа заявленного способа.The cyclic thermochemical impact on the productive formation continues to be carried out using RAV No. 2 and RAV No. 3 until the in-situ retorts 32, 33, 34 of wells 1 merge into one combined high-temperature in-situ retort 35 (Fig. 7), after which they begin to implement the third stage of the claimed way.

Для определения оптимального расстояния между скважинами и времени слияния реторт используют математические модели процесса термохимического воздействия на продуктивные пласты, которые известны специалистам и не являются предметом заявленного способа.To determine the optimal distance between wells and the retort merging time, mathematical models of the process of thermochemical impact on productive formations are used, which are known to specialists and are not the subject of the claimed method.

Продолжительность циклов термохимического воздействия и их количество зависят от ФЭС продуктивного пласта, от стадий катагенеза, степени зрелости керогена и, соответственно, величины его остаточного нефтегенерационного потенциала. Так, например, если степень зрелости керогена соответствует начальным стадиям преобразования (ПК-3 или МК-1), то максимальное количество жидких и газообразных углеводородов из такого керогена можно получить за 10 часов термохимического воздействия и начать отбор целевого продукта, а если степень зрелости керогена соответствует более поздним стадиям преобразования (МК-2 или МК-3), то максимальное количество жидких и газообразных углеводородов из такого керогена можно получить за 48 часов термохимического воздействия и начать отбор целевого продукта. При этом в обоих случаях нефтегенерационный потенциал керогена в результате термохимического воздействия реализуется на 95% [8].The duration of cycles of thermochemical treatment and their number depend on the FES of the productive formation, on the stages of catagenesis, the degree of maturity of kerogen and, accordingly, the value of its residual oil generation potential. So, for example, if the degree of maturity of kerogen corresponds to the initial stages of transformation (PK-3 or MK-1), then the maximum amount of liquid and gaseous hydrocarbons from such kerogen can be obtained in 10 hours of thermochemical exposure and the selection of the target product can begin, and if the degree of maturity of kerogen corresponds to the later stages of transformation (MK-2 or MK-3), then the maximum amount of liquid and gaseous hydrocarbons from such kerogen can be obtained in 48 hours of thermochemical exposure and the selection of the target product can begin. In both cases, the oil generation potential of kerogen is realized by 95% as a result of thermochemical action [8].

Для осуществления третьего этапа способа, как минимум, одну скважину 1 куста, например, центральную, если куст состоит из трех скважин, имеющих линейное относительное расположение, переводят в нагнетательный режим работы, а две крайние - в режим добывающих скважин.To implement the third stage of the method, at least one well 1 of the cluster, for example, the central one, if the cluster consists of three wells having a linear relative arrangement, is transferred to the injection mode of operation, and the two outer ones - to the production wells mode.

Необходимо отметить, что в результате осуществления второго этапа способа пористость продуктивного пласта возрастает, а в случае использовании РАВ №4 и 5 при осуществлении третьего этапа, происходит еще и охлаждение объединенной внутрипластовой реторты, однако компакции продуктивного пласта в зоне объединенной внутрипластовой реторты при осуществлении третьего этапа не происходит благодаря тому, что изначально относительно «холодные» РАВ №4 и 5 закачивают в продуктивный пласт под давлением, которое значительно выше гидростатического давления (на 20-30 МПа), формируя при этом в продуктивном пласте остывающей объединенной внутрипластовой реторты, фронт вытеснения целевого продукта с высоким распирающим давлением. Также весьма существенно и то, что в ходе реализации третьего этапа заявленного способа продуктивный пласт менее подвержен компакции за счет того, что в процессе осуществления второго этапа заявленного способа происходит пиролизация керогена и, соответственно, генерация синтетических углеводородов. В результате лабораторных исследований установлено, что после пиролизации керогена значение модуля упругости пиролизованных кернов продуктивного пласта увеличивается в зависимости от степени концентрации в горной породе керогена и глины, но, в среднем от 1,5 до 2,5 раз (например, до пиролизации модуль упругости был равен 6 ГПа, а после пиролизации - 13 ГПа). В результате прочность продуктивного пласта после пиролизации, содержащегося в нем керогена, увеличивается [5] и, таким образом, продуктивный пласт после пиролизации керогена в меньшей степени подвержен компакции, чем тот же продуктивный пласт до пиролизации керогена.It should be noted that as a result of the second stage of the method, the porosity of the reservoir increases, and in the case of using RAW No. 4 and 5 during the third stage, the combined in-situ retort is also cooled, however, compactions of the productive reservoir in the area of the combined in-situ retort during the third stage does not occur due to the fact that initially relatively "cold" RAW No. 4 and 5 are pumped into the reservoir under pressure, which is much higher than the hydrostatic pressure (by 20-30 MPa), while forming in the reservoir of the cooling combined in-situ retort, the displacement front of the target product with high bursting pressure. It is also very significant that during the implementation of the third stage of the claimed method, the reservoir is less susceptible to compaction due to the fact that during the implementation of the second stage of the claimed method, kerogen is pyrolized and, accordingly, synthetic hydrocarbons are generated. As a result of laboratory studies, it was found that after pyrolization of kerogen, the value of the elastic modulus of pyrolized cores of the productive formation increases depending on the degree of concentration of kerogen and clay in the rock, but, on average, from 1.5 to 2.5 times (for example, before pyrolization, the modulus of elasticity was equal to 6 GPa, and after pyrolysis - 13 GPa). As a result, the strength of the productive formation after pyrolization of the kerogen contained in it increases [5] and, thus, the productive formation after pyrolization of kerogen is less prone to compaction than the same productive formation before pyrolization of kerogen.

Для осуществления третьего этапа через колонну обсадных труб 6 нагнетательной скважины первоначально осуществляют закачивание РАВ №4 в форме WIADAP жидкости, которую ведут в течение нескольких часов для формирования в околоскважинной зоне продуктивного пласта объема с повышенной проницаемостью за счет осуществления наногидротермического разрыва пласта.To implement the third stage, RAV No. 4 is initially injected through the casing string 6 of the injection well in the form of WIADAP fluid, which is carried out for several hours to form a volume with increased permeability in the near-wellbore zone due to the implementation of nanohydrothermal fracturing.

Необходимо отметить, что после завершения второго этапа способа температура объединенной внутрипластовой реторты составляет примерно 480°С, а температура, нагнетаемого в объединенную реторту РАВ №4 составляет от 40 до 120°С. При попадании в продуктивный пласт 4 РАВ №4, практически, моментально нагреваясь до температуры, например, 420°С (плотность РАВ №4 при такой температуре составляет 423 кг/м3), переходит из докритического состояния в сверхкритическое состояние, взрывоподобно увеличиваясь в объеме, в данном случае, в 2,3 раза. Такое взрывоподобное увеличение объема WIADAP жидкости приводит к разрыву флюидопроводящих каналов продуктивного пласта на наноуровне и на одном погонном метре пласта по вертикали в зависимости от его ФЕС происходит до 10000 наногидротермических разрывов, что существенно увеличивает проницаемость продуктивного пласта. Более того, РАВ №4, имея наноразмерную структуру своего водного кластера, обладает повышенной проникающей способностью в наноразмерные флюидопроводящие каналы продуктивного пласта, а также повышенной способностью расщеплять/растворять углеводороды.It should be noted that after completion of the second stage of the process, the temperature of the combined in-situ retort is approximately 480°C, and the temperature injected into the combined retort RAB No. 4 is from 40 to 120°C. When RAW No. 4 enters the productive formation 4, practically instantly heating up to a temperature, for example, 420 ° C (the density of RAW No. 4 at this temperature is 423 kg/m 3 ), it passes from the subcritical state to the supercritical state, explosively increasing in volume , in this case, 2.3 times. Such an explosive increase in the volume of WIADAP fluid leads to the rupture of the fluid-conducting channels of the productive formation at the nanolevel and, depending on its reservoir properties, up to 10,000 nanohydrothermal fractures occur per linear meter of the formation vertically, which significantly increases the permeability of the productive formation. Moreover, RAW No. 4, having a nanoscale structure of its water cluster, has an increased penetrating ability into nanosized fluid-conducting channels of a productive formation, as well as an increased ability to split/dissolve hydrocarbons.

РАВ №4 в ходе реализации третьего этапа заявленного способа, нагреваясь в продуктивном пласте объединенной внутрипластовой реторты, переходит в сверхкритическое состояние, и далее входит в состав/становится частью псевдо-сверхкритического флюидного фронта вытеснения целевого продукта.RAV No. 4 during the implementation of the third stage of the claimed method, heating up in the productive formation of the combined in-situ retort, goes into a supercritical state, and then enters into/becomes part of the pseudo-supercritical fluid displacement front of the target product.

После осуществления наногидротермического разрыва продуктивного пласта с использованием РАВ №4 в зоне объединенной реторты 35, через нагнетательную скважину осуществляют закачивание РАВ №5 - воды, имеющей при ее закачивании в реторту 35 температуру от 40 до 120°С при давлении, которое, преимущественно, на 20-30 МПа выше гидростатического, но может достигать и 70 МПа для баженовского пласта, находящегося на глубине 3000 метров.After the implementation of nanohydrothermal fracturing of the productive formation using RAW No. 4 in the area of the combined retort 35, through the injection well, RAW No. 5 is pumped - water, which, when it is pumped into the retort 35, has a temperature of 40 to 120 ° C at a pressure that is mainly at 20-30 MPa higher than hydrostatic, but can reach 70 MPa for the Bazhenov reservoir, located at a depth of 3000 meters.

В результате в продуктивном пласте 4 в объединенной внутрипластовой реторте 35 формируется флюид для вытеснения целевого продукта, причем флюид можно условно разделить по значению его температур на три фронта: (а) имеющий сверхкритическую температуру (выше 374°С) - псевдо-сверхкритический фронт вытеснения целевого продукта 36; (б) имеющий докритическую температуру (ниже 374°С, но выше 200°С) - переходный водный фронт 37, который следует за псевдо-сверхкритическим фронтом вытеснения 36 и (в) имеющий температуру ниже 200°С - переходный смешанный флюидный фронт 38.As a result, a fluid is formed in the reservoir 4 in the combined in-situ retort 35 to displace the target product, and the fluid can be conditionally divided by its temperature into three fronts: (a) having a supercritical temperature (above 374°C) - pseudo-supercritical product 36; (b) having a subcritical temperature (below 374°C, but above 200°C) - transient water front 37, which follows the pseudo-supercritical displacement front 36 and (c) having a temperature below 200°C - transient mixed fluid front 38.

Все вместе они формируют псевдо-сверхкритический флюид, который фронтально перемещается от нагнетательной скважины в направлении 39 (фиг.8) к добывающим скважинам по продуктивному пласту 4 объединенной внутрипластовой реторты 35, обладающей повышенной проницаемостью и пористостью, внутри которой доминирует сверхкритическая флюидная среда, одним из основных компонентов которой является вода, находящаяся в сверхкритическом состоянии. Псевдо-сверхкритический фронт флюида, закачиваемого через нагнетательную скважину, обеспечивает вытеснение из объединенной реторты целевого продукта на дневную поверхность через добывающие скважины.All together they form a pseudo-supercritical fluid, which moves frontally from the injection well in direction 39 (Fig.8) to the production wells along the productive formation 4 of the combined in-situ retort 35, which has increased permeability and porosity, inside which the supercritical fluid medium dominates, one of the main components of which is water in the supercritical state. The pseudo-supercritical front of the fluid injected through the injection well ensures the displacement of the target product from the combined retort to the surface through the production wells.

На площадке может быть размещено 3-4 куста скважин. Площадка для кустов скважин, как правило, оборудована рекуператором тепла (на фиг. не показан), в который после отбора на дневную поверхность, как в ходе реализации второго этапа заявленного способа, так в и ходе реализации третьего этапа заявленного способа, поступает высокотемпературная водонефтяная эмульсия для предварительного нагрева воды, которая далее поступает в наземный генератор УСК - воды 23.3-4 well clusters can be placed on the site. A well pad is usually equipped with a heat recuperator (not shown in the figure), into which, after extraction to the daylight surface, both during the implementation of the second stage of the claimed method and during the implementation of the third stage of the claimed method, a high-temperature water-oil emulsion is supplied for preliminary heating of water, which then enters the USK ground-based generator - water 23.

По окончании третьего этапа процесс добычи углеводородов завершен, из продуктивного пласта извлечено максимально возможное количество углеводородов, как в жидком, так и в газообразном состоянии. КИН может составлять до 70%, а без осуществления третьего этапа величина КИН не может быть выше 45-50%.At the end of the third stage, the hydrocarbon production process is completed, the maximum possible amount of hydrocarbons has been extracted from the reservoir, both in liquid and gaseous states. ORF can be up to 70%, and without the implementation of the third stage, the value of ORF cannot be higher than 45-50%.

После завершения добычи скважины 1 подвергаются ликвидации.After completion of production, well 1 undergoes liquidation.

Новым в заявленном изобретении, по отношению к наиболее близкому аналогу и обеспечивающим получение указанного технического результата является то, что:New in the claimed invention, in relation to the closest analogue and providing the specified technical result is that:

- перед циклическим термохимическим воздействием (второй этап способа) осуществляют подготовку (первый этап способа) продуктивного пласта к принятию относительно большого количества РАВ. Для этого проводят ОГРП, с последующей пропиткой околоскважинных зон продуктивного пласта для растворения его битумоидных слоев. Осуществление первого этапа позволяет сформировать в околоскважинных зонах продуктивного пласта мощную систему флюидопроводящих каналов для закачивания большого объема РАВ, а, следовательно, повысить КИН, по сравнению с наиболее близким аналогом, примерно, на 5-8%;- before the cyclic thermochemical treatment (the second stage of the method), the productive formation is prepared (the first stage of the method) for the adoption of a relatively large amount of RAS. To do this, hydraulic fracturing is carried out, followed by impregnation of near-wellbore zones of the productive formation to dissolve its bitumen layers. The implementation of the first stage makes it possible to form a powerful system of fluid-conducting channels in the near-wellbore zones of the productive formation for pumping a large volume of RAW, and, consequently, to increase the oil recovery factor, compared to the closest analogue, by approximately 5-8%;

- использование циклического термохимического воздействия на продуктивный пласт позволяет осуществить внутрипластовое частичное улучшения качества подвижных углеводородов и сгенерировать синтетическую нефть и газ из битуминозной нефти и керогена; сформировать и объединить внутрипластовые реторты и отобрать из продуктивного пласта большую часть углеводородов в форме ВТН и углеводородных газов;- the use of cyclic thermochemical impact on the productive formation allows for in-situ partial improvement of the quality of mobile hydrocarbons and to generate synthetic oil and gas from bituminous oil and kerogen; form and combine in-situ retorts and select from the productive formation most of the hydrocarbons in the form of WTH and hydrocarbon gases;

- в процессе осуществления второго этапа в продуктивный пласт вносится значительное количество тепла и в результате осуществления второго этапа в продуктивном пласте сформирована высокотемпературная реторта, которая, по сути, является искусственным геотермальным накопителем тепловой энергии (разогретые до высоких температур горная порода и флюиды). При реализации третьего этапа значительное количество тепла (25-30%), от ранее внесенного в ходе реализации второго этапа в продуктивный пласт будет отобрано вместе с горячей ВТН и рекуперировано/утилизировано на дневной поверхности скважины, что существенно повышает энергоэффективность заявленного способа;- during the second stage, a significant amount of heat is introduced into the reservoir, and as a result of the second stage, a high-temperature retort is formed in the reservoir, which, in fact, is an artificial geothermal thermal energy storage (rock and fluids heated to high temperatures). During the implementation of the third stage, a significant amount of heat (25-30%), from the previously introduced during the implementation of the second stage, will be taken into the productive formation together with the hot HPP and recuperated/utilized on the day surface of the well, which significantly increases the energy efficiency of the proposed method;

- использование WIADAP жидкости (РАВ №4) позволяет перед началом вытеснения псевдо-сверхкритическим фронтом целевого продукта на дневную поверхность через добывающие скважины осуществить наногидротермический разрыв продуктивного пласта в возможно большем околоскважинном объеме продуктивного пласта за счет более высокой проникающей способности WIADAP жидкости по сравнению с водой, что существенно повышает проницаемость реторты в ее околоскважинной области на наноуровне, а, следовательно, позволяет обеспечить (а) максимально возможный объем приема пластом РАВ №5 и, соответственно, (б) максимально возможно высокий КИН в результате реализации третьего этапа способа; - использование для вытеснения ВТН из продуктивного пласта псевдо-сверхкритического фронта вытеснения позволяет вытеснить из продуктивного пласта максимально возможное количество ВТН и обеспечить КИН до 70%;- the use of WIADAP fluid (PAW No. 4) allows, before the pseudo-supercritical front begins to displace the target product to the day surface through production wells, to carry out nanohydrothermal fracturing of the productive formation in the largest near-wellbore volume of the productive formation due to the higher penetrating ability of the WIADAP fluid compared to water, which significantly increases the permeability of the retort in its near-wellbore area at the nanolevel, and, therefore, allows to provide (a) the maximum possible volume of RAV No. 5 intake by the formation and, accordingly, (b) the highest possible recovery factor as a result of the implementation of the third stage of the method; - the use of a pseudo-supercritical displacement front to displace the EHP from the reservoir makes it possible to displace the maximum possible amount of EHP from the reservoir and provide an oil recovery factor of up to 70%;

- отбор РАВ из продуктивного пласта на дневную поверхность после каждого этапа (цикла) позволяет обеспечить после соответствующей очистки, их повторное использование, а также создать оптимальные условия для действия РАВ, закачиваемых в продуктивный пласт на следующих этапах;- extraction of RAS from the productive formation to the daylight surface after each stage (cycle) makes it possible to ensure, after appropriate cleaning, their reuse, as well as to create optimal conditions for the action of RAS injected into the productive formation at the following stages;

- использование для реализации способа вместо насосно-компрессорных труб обсадных труб, позволяет доставлять в продуктивный пласт без существенных гидравлических потерь на трение значительное количество РАВ (до 200 тонн в час), а также осуществлять эффективный отбор целевого продукта на дневную поверхность.- the use of casing pipes instead of tubing for the implementation of the method makes it possible to deliver a significant amount of RAW (up to 200 tons per hour) to the productive formation without significant hydraulic friction losses, as well as to effectively select the target product to the surface.

Изложенное выше позволяет осуществлять ускоренную, высокоэффективную и рентабельную промышленную разработку продуктивных пластов, обеспечивая при этом максимально высокий уровень (а) КИН малоподвижных и подвижных углеводородов (для природных битумов, высоковязкой и тяжелой нефти) (б) КИН газогидратов и (в) КИН по ВТН (для баженовской и доманиковых свит).The foregoing allows for accelerated, highly efficient and cost-effective commercial development of productive formations, while providing the highest level of (a) recovery factor for low-mobility and mobile hydrocarbons (for natural bitumen, high-viscosity and heavy oil) (b) recovery factor for gas hydrates and (c) recovery factor for HTH (for the Bazhenov and Domanik suites).

С экономической точки зрения заявленный ускоренный способ разработки ТрИЗ позволяет снизить себестоимость добычи углеводородов. Так, например, для отработки внутрипластовой реторты (на примере баженовской свиты), имеющей объем 192 тыс. м3, при закачке в нее 5 тонн РАВ в час требуется 1512 суток и себестоимость добычи 1-го барреля ВТН составляет 2455 руб., а при закачке в нее 100 тонн РАВ в час требуется 76 суток и себестоимость добычи 1-го барреля ВТН составляет 1938 руб. (на 21% ниже).From an economic point of view, the claimed accelerated method for the development of HRD makes it possible to reduce the cost of hydrocarbon production. So, for example, to develop an in-situ retort (using the example of the Bazhenov formation), which has a volume of 192 thousand m it takes 76 days to pump 100 tons of RAV into it per hour, and the cost of production of 1 barrel of VTN is 1938 rubles. (21% lower).

Естественно, что заявленный способ может быть использован не только для разработки нефтекерогеносо держащих пластов баженовской и/или доманиковой свит, но и для добычи природных битумов, тяжелых и высоковязких нефтей, а также и газогидратов из продуктивных пластов, широкого спектра месторождений, залегаемых на глубинах от 100 до 6000 метров.Naturally, the claimed method can be used not only for the development of oil-kerogen-containing formations of the Bazhenov and / or Domanik formations, but also for the extraction of natural bitumen, heavy and high-viscosity oils, as well as gas hydrates from productive formations, a wide range of deposits occurring at depths from 100 to 6000 meters.

Источники информацииInformation sources

[1] PART II: North America Tight Oil - Economics and Fiscal Competitiveness. Play Economics and Supply Prices. RODGERS. Oil and Gas Consulting. April 4, 2013.[1] PART II: North America Tight Oil - Economics and Fiscal Competitiveness. Play Economics and Supply Prices. RODGERS. Oil and Gas Consulting. April 4, 2013

[2] ND Monthly Bakken* Oil Production Statistics. * Includes Bakken, Sanish, Three Forks, and Bakken/Three Forks Pools. August, 2020. https://www.dmr.nd.gov/oilgas/stats/historicalbakkenoilstats.pdf[2] ND Monthly Bakken* Oil Production Statistics. * Includes Bakken, Sanish, Three Forks, and Bakken/Three Forks Pools. August, 2020. https://www.dmr.nd.gov/oilgas/stats/historicalbakkenoilstats.pdf

[3] A.M. Брехунцов, И.И. Нестеров (2010), ОАО «РН Юганскнефтегаз».[3] A.M. Brekhuntsov, I.I. Nesterov (2010), OAO RN Yuganskneftegaz.

[4] Water as a source of hydrogen and oxygen in petroleum formation by hydrous pyrolysis. Lewan, M. D. Am. Chem. Soc. Div. Fuel Chem. 37, 1643-1649. 1992.[4] Water as a source of hydrogen and oxygen in petroleum formation by hydrous pyrolysis. Lewan, M. D. Am. Chem. soc. Div. fuel chem. 37, 1643-1649. 1992.

[5] EFFECT OF THERMAL MATURITY ON NANOMECHANICAL PROPERTIES AND POROSITY IN ORGANIC RICH SHALES (A BAKKEN SHALE CASE STUDY). Saeed Zargari. A thesis submitted to the Faculty and the Board of Trustees of the Colorado School of Mines in partial fulfillment of the requirements for the degree of Doctor of Philosophy (Petroleum Engineering). 2015.[5] EFFECT OF THERMAL MATURITY ON NANOMECHANICAL PROPERTIES AND POROSITY IN ORGANIC RICH SHALES (A BAKKEN SHALE CASE STUDY). Saeed Zargari. A thesis submitted to the Faculty and the Board of Trustees of the Colorado School of Mines in partial fulfillment of the requirements for the degree of Doctor of Philosophy (Petroleum Engineering). 2015.

[6] Unconventional Fracturing Fluids: What, Where and Why. D.V. Satya Gupta. Tomball Technology Center. 2010 Baker Hughes Incorporated.[6] Unconventional Fracturing Fluids: What, Where and Why. D.V. Satya Gupta. Tomball Technology Center. 2010 Baker Hughes Incorporated.

[7] СУГ для ГРП. Разработка нетрадиционных запасов углеводородов при помощи технологии ГРП с применением в качестве жидкостей разрыва сжиженных углеводородных газов. Neftegaz.ru. 28 июня 2019 г. https://magazine.neftegaz.ru/articles/dobycha/456276-sug-dlya-grp-razrabotka-netraditsionnykh-zapasov-uglevodorodov-pri-pomoshchi-tekhnologii-grp-s-prime/[7] LPG for hydraulic fracturing. Development of unconventional hydrocarbon reserves using hydraulic fracturing technology using liquefied hydrocarbon gases as fracturing fluids. Neftegaz.ru. June 28, 2019 https://magazine.neftegaz.ru/articles/dobycha/456276-sug-dlya-grp-razrabotka-netraditsionnykh-zapasov-uglevodorodov-pri-pomoshchi-tekhnologii-grp-s-prime/

[8] ПОЛУЧЕНИЕ НЕФТИ РАЗЛИЧНОГО СОСТАВА ИЗ ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ. Калмыков А.Г. Бычков А.Ю. Калмыков Г.А. «Новые Идеи в Геологии Нефти и Газа-2017». МГУ имени М.В. Ломоносова, 25-26 мая 2017 г.[8] OBTAINING OIL OF DIFFERENT COMPOSITION FROM ORGANIC MATTER OF THE BAZHENOV FORMATION. Kalmykov A.G. Bychkov A.Yu. Kalmykov G.A. "New Ideas in the Geology of Oil and Gas-2017". Moscow State University named after M.V. Lomonosov, May 25-26, 2017

[9] Строение и генерационный потенциал баженовской свиты на территории Центральной части Западной Сибири. В.А. Волков, Е.В. Олейник, Е.Е. Оксенойд и А.А. Сидоров. Научно-аналитический центр рационального недропользования им. В.И. Шпильмана. Тюмень. Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири. №3 (27) 2016 г.[9] Structure and generation potential of the Bazhenov formation in the territory of the Central part of Western Siberia. V.A. Volkov, E.V. Oleinik, E.E. Oksenoid and A.A. Sidorov. Scientific and Analytical Center for Rational Subsoil Use named after IN AND. Shpilman. Tyumen. Geology and mineral resources of Siberia. №3 (27) 2016

[10] Benchmarking of Steamflood Field Projects in Light/Medium Crude Oils". Alfredo Perez-Perez et al. 2001.[10] Benchmarking of Steamflood Field Projects in Light/Medium Crude Oils". Alfredo Perez-Perez et al. 2001.

[11] Steamflooding As an Alternative EOR Process for Light Oil Reservoirs. Edward J. Hanzlik 1981.[11] Steamflooding As an Alternative EOR Process for Light Oil Reservoirs. Edward J. Hanzlik 1981.

Claims (2)

1. Способ разработки месторождений трудноизвлекаемых углеводородов, включающий оборудование скважин, приготовление рабочих агентов воздействия и поэтапное их закачивание в околоскважинную зону продуктивного пласта, причем способ осуществляют в три этапа, первым из которых является этап формирования в продуктивном пласте околоскважинного объема с повышенной проницаемостью, а вторым - циклическое термохимическое воздействие на продуктивный пласт рабочими агентами воздействия в форме перегретого пара с высокой степенью перегрева, докритической воды, сверхкритической воды и/или ультра-сверхкритической воды, с отбором на каждом этапе целевого продукта на дневную поверхность скважины в режиме фонтанирования скважины, отличающийся тем, что для реализации способа используют куст горизонтальных скважин, горизонтальные участки которых располагают в зоне продуктивного пласта, подачу рабочих агентов в продуктивный пласт и отбор целевого продукта из него осуществляют по колонне обсадных труб с теплоизоляционным покрытием, которыми оборудуют вертикальный участок каждой скважины, для осуществления первого этапа на горизонтальном участке каждой скважины проводят одностадийный гидравлический разрыв продуктивного пласта с последующим отбором целевого продукта - нефти плотных пород и рабочей среды, использованной для проведения гидравлического разрыва, после чего осуществляют закачивание в образованный в продуктивном пласте объем с повышенной проницаемостью каждой скважины рабочего агента воздействия в виде углеводородного растворителя с последующими пропиткой растворителем продуктивного пласта околоскважинного объема продуктивного пласта и отбором целевого продукта в виде воды, жидких и газообразных углеводородов, включая растворенные смолы и асфальтены, а также углеводородного растворителя, после чего приступают ко второму этапу, который проводят циклически, за несколько повторяющихся циклов, в процессе осуществления которых в околоскважинном объеме каждой скважины формируют околоскважинную реторту и увеличивают ее объем с каждым следующим циклом, причем каждый из циклов второго этапа включает закачивание в скважины рабочего агента воздействия в форме воды, температурой от 374°С до 593°С при давлении от 22,1 МПа до 70 МПа, а затем рабочего агента воздействия в форме воды, температурой от 374°С до 593°С при давлении от 22,1 МПа до 70 МПа, насыщенной наноразмерными частицами оксидов металлов и водородом, с последующим отбором из всех скважин целевого продукта в виде водонефтяной эмульсии, насыщенной углеводородными и неуглеводородными газами, причем циклическое воздействие проводят до слияния реторт скважин в объединенную реторту, после чего приступают к осуществлению третьего этапа способа, для чего, как минимум, одну скважину переводят в нагнетательный режим работы, а остальные - в добывающий, через, как минимум, одну нагнетательную скважину осуществляют закачивание рабочего агента воздействия в виде WIADAP жидкости, осуществляют наногидротермический разрыв пласта, после чего в объединенную реторту закачивают рабочий агент воздействия в виде воды, температурой от 40 до 120°С при давлении на 1-10 МПа выше гидростатического давления или давления в реторте, посредством которого осуществляют вытеснение из объединенной внутрипластовой реторты на дневную поверхность через добывающие скважины целевого продукта в виде водонефтяной эмульсии.1. A method for developing deposits of hard-to-recover hydrocarbons, including well equipment, preparation of working agents of influence and their phased injection into the near-wellbore zone of the productive formation, the method being carried out in three stages, the first of which is the stage of formation of a near-wellbore volume with increased permeability in the productive formation, and the second - cyclic thermochemical impact on the productive formation by working agents in the form of superheated steam with a high degree of superheating, subcritical water, supercritical water and / or ultra-supercritical water, with the selection of the target product at each stage on the daily surface of the well in the well flowing mode, characterized in that that to implement the method, a cluster of horizontal wells is used, the horizontal sections of which are located in the zone of the productive formation, the supply of working agents to the productive formation and the selection of the target product from it is carried out through a casing string with a heat-insulating coating, which equip the vertical section of each well, to implement the first stage in the horizontal section of each well, a one-stage hydraulic fracturing of the productive formation is carried out, followed by the selection of the target product - tight oil and the working medium used for hydraulic fracturing, after which the working agent is pumped into the volume formed in the productive formation with increased permeability of each well in in the form of a hydrocarbon solvent, followed by impregnation of the near-wellbore volume of the productive formation with the solvent and selection of the target product in the form of water, liquid and gaseous hydrocarbons, including dissolved resins and asphaltenes, as well as a hydrocarbon solvent, after which they proceed to the second stage, which is carried out cyclically, for several repeated cycles, during which a near-wellbore retort is formed in the near-wellbore volume of each well and its volume is increased with each next cycle, each of the cycles of the second stage includes pumping the working agent in the form of water into the wells, with a temperature of 374°C to 593°C at a pressure of 22.1 MPa to 70 MPa, and then a working agent in the form of water, temperature from 374°C to 593°C at a pressure of 22.1 MPa to 70 MPa, saturated with nanosized particles of metal oxides and hydrogen, followed by selection from all wells of the target product in the form of a water-oil emulsion saturated with hydrocarbon and non-hydrocarbon gases, and cyclic exposure is carried out until the retorts of the wells merge into a combined retort, after which the third stage of the method is started, for which at least one well is transferred to the injection mode work, and the rest - into the production one, through at least one injection well, the working agent is pumped in the form of a WIADAP liquid, nanohydrothermal fracturing is carried out, after which the working agent is pumped into the combined retort in the form of water, with a temperature of 40 to 120 ° C at a pressure of 1-10 MPa higher than the hydrostatic pressure or the pressure in the retort, by means of which the target product is displaced from the combined in-situ retort to the day surface through the production wells in the form of a water-oil emulsion. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для насыщения наноразмерными частицами оксидов металлов рабочего агента воздействия используют наноразмерные частицы оксида алюминия (Al2O3), или оксида железа (FeO, Fe2O3, Fe3O4), или оксида цинка (ZnO), синтезированные в реакторе окисления генератора ультра-сверхкритической воды.2. The method according to claim 1, characterized in that nanosized particles of aluminum oxide (Al 2 O 3 ) or iron oxide (FeO, Fe 2 O 3 , Fe 3 O 4 ) are used to saturate the working agent with nanosized particles of metal oxides, or zinc oxide (ZnO) synthesized in an ultra-supercritical water generator oxidation reactor.
RU2020127668A 2020-08-19 Method for developing deposits of hard-to-recover hydrocarbons RU2801030C2 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020127668A RU2801030C2 (en) 2020-08-19 Method for developing deposits of hard-to-recover hydrocarbons

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020127668A RU2801030C2 (en) 2020-08-19 Method for developing deposits of hard-to-recover hydrocarbons

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2020127668A RU2020127668A (en) 2022-02-21
RU2801030C2 true RU2801030C2 (en) 2023-08-01

Family

ID=

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3285335A (en) * 1963-12-11 1966-11-15 Exxon Research Engineering Co In situ pyrolysis of oil shale formations
RU2163292C2 (en) * 1998-12-21 2001-02-20 Позднышев Геннадий Николаевич Method of development of high-viscosity and heavy oil deposits
US7669657B2 (en) * 2006-10-13 2010-03-02 Exxonmobil Upstream Research Company Enhanced shale oil production by in situ heating using hydraulically fractured producing wells
RU2418945C1 (en) * 2010-03-03 2011-05-20 Сергей Владимирович Кайгородов Staggered-cyclic procedure for development of deposits with high-viscous oil and bitumen
RU2671880C1 (en) * 2017-05-18 2018-11-07 Владимир Георгиевич Кирячек Method of extraction of oil-kerogen containing reservoirs and technological complex for its implementation
RU2704684C1 (en) * 2018-11-30 2019-10-30 Отто Гуйбер Method for production of high-technology oil and technological complex for its implementation

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3285335A (en) * 1963-12-11 1966-11-15 Exxon Research Engineering Co In situ pyrolysis of oil shale formations
RU2163292C2 (en) * 1998-12-21 2001-02-20 Позднышев Геннадий Николаевич Method of development of high-viscosity and heavy oil deposits
US7669657B2 (en) * 2006-10-13 2010-03-02 Exxonmobil Upstream Research Company Enhanced shale oil production by in situ heating using hydraulically fractured producing wells
RU2418945C1 (en) * 2010-03-03 2011-05-20 Сергей Владимирович Кайгородов Staggered-cyclic procedure for development of deposits with high-viscous oil and bitumen
RU2671880C1 (en) * 2017-05-18 2018-11-07 Владимир Георгиевич Кирячек Method of extraction of oil-kerogen containing reservoirs and technological complex for its implementation
RU2704684C1 (en) * 2018-11-30 2019-10-30 Отто Гуйбер Method for production of high-technology oil and technological complex for its implementation

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
ФИЛЕНКО Д.Г. и др. Сверхкритическая флюидная технология в нефтепереработке и нефтехимии. Вести газовой науки, журнал, 2011, с.82-92. *

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2671880C1 (en) Method of extraction of oil-kerogen containing reservoirs and technological complex for its implementation
Gandossi et al. An overview of hydraulic fracturing and other formation stimulation technologies for shale gas production
CA2975611C (en) Stimulation of light tight shale oil formations
RU2263774C2 (en) Mehtod for obtaining hydrocarbons from rock rich in organic compounds
US4007785A (en) Heated multiple solvent method for recovering viscous petroleum
US6016867A (en) Upgrading and recovery of heavy crude oils and natural bitumens by in situ hydrovisbreaking
US7500517B2 (en) Kerogen extraction from subterranean oil shale resources
AU2011218161B9 (en) Method and apparatus to release energy in a well
US20130146288A1 (en) Method and apparatus to increase recovery of hydrocarbons
US20150068749A1 (en) Method, Apparatus and Composition for Increased Recovery of Hydrocarbons by Paraffin and Asphaltene Control from Reaction of Fuels and Selective Oxidizers in the Subterranean Environment
RU2694328C1 (en) Method for intensification of extraction of gaseous hydrocarbons from nonconventional low-permeable gas-bearing formations of shale plays/formations and a technological complex for its implementation
US20130098607A1 (en) Steam Flooding with Oxygen Injection, and Cyclic Steam Stimulation with Oxygen Injection
CN102493795A (en) Method for gasification fracturing of liquid nitrogen in hydrocarbon reservoirs
US8672027B2 (en) In situ fluid reservoir stimulation process
US11428085B2 (en) Systems and methods for enhanced hydrocarbon recovery
Abramova et al. Analysis of the modern methods for enhanced oil recovery
US20200240249A1 (en) Method for exerting a combined effect on the near-wellbore region of a producing formation
Pei et al. Performance and important engineering aspects of air injection assisted in situ upgrading process for heavy oil recovery
WO2015059026A2 (en) Producing hydrocarbons under hydrothermal conditions
Gandossi State of the art report on waterless stimulation techniques for shale formations
RU2801030C2 (en) Method for developing deposits of hard-to-recover hydrocarbons
White In-situ combustion appraisal and status
RU2741644C1 (en) Method of development of hard-to-recover hydrocarbon deposits
CA2335737C (en) Recovery of heavy hydrocarbons by in-situ hydrovisbreaking
CA2363909C (en) Upgrading and recovery of heavy crude oils and natural bitumens by in situ hydrovisbreaking