RU2802297C1

RU2802297C1 - Method for increasing oil recovery of kerogen-comprising shale formations

Info

Publication number: RU2802297C1
Application number: RU2023103127A
Authority: RU
Inventors: Елена Дмитриевна Мухина; Алексей Николаевич Черемисин; Александр Николаевич Черемисин; Евгений Юрьевич Попов
Filing date: 2023-02-13
Publication date: 2023-08-24

Abstract

FIELD: hydrocarbon production.

SUBSTANCE: hydrocarbon production from low-permeability kerogen-comprising deposits. Method for developing kerogen-saturated low-permeability reservoirs of hydrocarbon deposits includes the following steps: drilling at least two horizontal wells parallel in the horizontal plane or at least two directional wells parallel to the inclined drilling plane; thermal insulation of the vertical section of wells; conducting at least ten stages of hydraulic fracturing on the wells towards each other to create an extensive network of microfractures and interference in the formation between the wells; injection of the coolant heated to a temperature of 400-800°C at the wellhead along the wellbore of the injection well into kerogen-comprising formations, creating a temperature in the formation of at least 325°C, necessary for the implementation of the generation of synthetic oil in the reservoir due to heating and activation of the process of hydropyrolysis of kerogen covered by the coolant; extraction through the production well of a hot fluid comprising a mixture of coolant, oil and liquid hydrocarbons synthesized in the formation, formed when the coolant moves along the formed branched network of microcracks, in the direction from the injection to the production well.

EFFECT: increased oil recovery.

7 cl, 5 dwg

Description

Область техникиTechnical field

Данное изобретение относится к отрасли добычи углеводородов из керогенсодержащих месторождений, а именно к тепловой обработке пласта теплоносителем высокой температуры, необходимой для активации процессов преобразования твердого органического вещества - керогена - в синтетическую нефть.This invention relates to the field of production of hydrocarbons from kerogen-containing deposits, namely to the heat treatment of the formation with a heat carrier of high temperature, necessary to activate the processes of converting solid organic matter - kerogen - into synthetic oil.

Уровень техникиState of the art

Большая часть месторождений, характеризующихся низкой проницаемостью, разрабатывается методом многостадийного гидроразрыва пласта (ГРП, МГРП) вне зависимости от наличия нефтематеринских пород в настоящих месторождениях. Нефтематерианские породы содержат твердое органическое вещество кероген, который является мощным потенциальным источником жидких углеводородов при корректно выбранном способе тепловой обработки. Используемая технология МГРП приводит к низкому коэффициенту извлечения нефти (КИН) низкопроницаемых месторождений, и, более того, не предполагает вовлечение керогена в разработку. Для увеличения эффективности разработки низкопроницаемых месторождений используют закачку различных газов в скважины с МГРП, которые в смешивающемся режиме позволяют увеличивать КИН, однако, эти методы также не активируют процессы преобразования керогена и генерации синтетической нефти.Most of the fields characterized by low permeability are developed by the method of multi-stage hydraulic fracturing (HF, MSHF), regardless of the presence of oil source rocks in these fields. Petromaterial rocks contain solid organic matter kerogen, which is a powerful potential source of liquid hydrocarbons with the right method of heat treatment. The multi-stage hydraulic fracturing technology used leads to a low oil recovery factor (ORF) in low-permeability fields, and, moreover, does not involve the involvement of kerogen in development. To increase the efficiency of the development of low-permeability fields, the injection of various gases into wells with multi-stage hydraulic fracturing is used, which, in a mixed mode, allow increasing the oil recovery factor, however, these methods also do not activate the processes of kerogen conversion and synthetic oil generation.

Одним из перспективных направлений развития методов увеличения нефтеотдачи пластов низкопроницаемых керогенсодержащих месторождений является тепловая обработка путем повышения температуры внутри самого пласта. Суть его заключается в том, что при прогреве до достаточных температур сланцевых керогенсодержащих пород, вязкость жидких углеводородов снижается, а твердое органическое вещество трансформируется в синтетическую нефть, потенциально увеличивая нефтеотдачу пласта, в случае корректно реализованного способа их генерации и извлечения углеводородов на поверхность.One of the promising directions in the development of methods for increasing oil recovery from reservoirs of low-permeability kerogen-containing fields is heat treatment by increasing the temperature inside the reservoir itself. Its essence lies in the fact that when shale kerogen-containing rocks are heated to sufficient temperatures, the viscosity of liquid hydrocarbons decreases, and solid organic matter is transformed into synthetic oil, potentially increasing the oil recovery of the reservoir, in the case of a correctly implemented method for their generation and extraction of hydrocarbons to the surface.

Так, например, известен способ повышения эффективности добычи высокотехнологичной нефти из нефтекерогеносодержащего пласта, включающий термохимические воздействия на пласт агентами температурой выше 593°С, инжектируемыми в термоизолированную скважину типа «Елка» с субгоризонтальными стволами длинной до 100 м, из этой же скважины в последствии ведется отбор водонефтяной эмульсии в режиме фонтанирования с контролем внутрипластового давления, обработка идет в циклическом режиме (см. патент RU №2726693 C1, кл. Е21В 43/247, Е21В 43/18, 2020 и патент RU №2726703 C1, кл. Е21В 43/247, Е21В 43/18, 2020). Данный способ не учитывает низкую приемистость низко проницаемых сланцевых пластов (проницаемость матрицы менее 0.001 мД), а также тепловые свойства сланцевых пород, которые не позволяют прогреть достаточный объем пласта при циклической обработке породы для существенного увеличения нефтеотдачи за счет преобразования керогена. Вторым недостатком известного способа является потенциальное создание водной блокады вокруг скважины с оттеснением от скважины теплового агента с каждым циклом в дальние участки - агент будет остывать и приводить к набуханию глин (количество которых в сланцевых пластах может достигать 50%) и самого керогена, увеличивая риск снижения проницаемости до критичных значений, увеличения водонасыщенности околоскважинной зоны и «отрезания» дренируемого скважиной объема от нефте- и керогенонасыщенных участков пласта. Третьим недостатком метода является то, что выбранный тип скважины не позволит прогреть максимально возможный участок продуктивного пласта, т.к. керогенсодержащий пласт как правило представляет собой узкий пропласток (например - керогенсодержащий пропласток баженовской свиты имеет мощность до 20 м), а известный метод предполагает использование длинного вертикального участка скважины, куда будет закачиваться тепловой агент, что может привести к обработке нецелевых пропластков, снижая эффективность метода.For example, there is a known method for increasing the efficiency of high-tech oil production from an oil-kerogen-containing formation, including thermochemical effects on the formation with agents with a temperature above 593 ° C, injected into a thermally insulated well of the Elka type with sub-horizontal shafts up to 100 m long, from the same well, subsequently, extraction of water-oil emulsion in the flowing mode with control of in-situ pressure, treatment is carried out in a cyclic mode (see patent RU No. 2726693 C1, cl. 247, E21B 43/18, 2020). This method does not take into account the low injectivity of low-permeability shale formations (matrix permeability is less than 0.001 mD), as well as the thermal properties of shale rocks, which do not allow heating a sufficient reservoir volume during cyclic rock treatment to significantly increase oil recovery due to kerogen conversion. The second disadvantage of the known method is the potential creation of a water blockade around the well with the heat agent being pushed away from the well with each cycle to distant areas - the agent will cool down and lead to swelling of clays (the amount of which in shale formations can reach 50%) and kerogen itself, increasing the risk of reducing permeability to critical values, increase in water saturation of the near-wellbore zone and “cutting off” the volume drained by the well from oil- and kerogen-saturated sections of the formation. The third disadvantage of the method is that the selected type of well will not allow heating the maximum possible section of the productive formation, because the kerogen-containing formation is usually a narrow interlayer (for example, the kerogen-containing interlayer of the Bazhenov formation has a thickness of up to 20 m), and the known method involves the use of a long vertical section of the well, where a thermal agent will be injected, which can lead to the treatment of non-target interlayers, reducing the efficiency of the method.

Другой известный способ разработки месторождений трудноизвлекаемых углеводородов, в частности сланцевой нефти, заключается в бурении куста скважин, с последующей закачкой теплоносителя, температурой 600-650°С, в каждую скважину в пласт и циклической добычей углеводородов. Отбор флюида ведется в режиме фонтанирования. При этом по способу в середине цикла проводится остановка и перекрытие скважины для выдержки теплоносителя в пласте и прогрева околоскважинной зоны. Кусты скважин объединены модулями, включающими по одному генератору теплоносителя и двух кустов по три скважины в ряд, две из трех скважин наклонные, одна вертикальная, а их забои располагаются в продуктивном пласте в ряд. С каждым циклом размер тепловой реторты увеличивается, и когда размеры реторт достаточны для пересечения между скважинами - начинают добычу в непрерывном режиме, используя одну из скважин куста как нагнетательную (См. патент RU №2741644 C1, кл. Е21В 43/24, Е21В 43/30, 2021).Another well-known method of developing deposits of hard-to-recover hydrocarbons, in particular shale oil, consists in drilling a cluster of wells, followed by injection of a coolant at a temperature of 600-650°C into each well into the reservoir and cyclic production of hydrocarbons. Fluid sampling is carried out in the flowing mode. At the same time, according to the method, in the middle of the cycle, the well is stopped and shut off to hold the coolant in the reservoir and warm up the near-wellbore zone. Well clusters are united by modules, including one coolant generator and two clusters, three wells in a row, two of the three wells are inclined, one is vertical, and their bottomholes are located in a productive formation in a row. With each cycle, the size of the thermal retort increases, and when the dimensions of the retorts are sufficient for crossing between wells, production is started in a continuous mode, using one of the wells of the pad as an injection well (See patent RU No. 2741644 C1, class E21B 43/24, E21B 43/ 30, 2021).

Первым недостатком способа является то, что при закачке горячего флюида в пласт со сверхнизкой проницаемостью и низкой приемистостью будет наблюдаться очень медленное развитие реторты вокруг скважины, т.к. тепловые свойства сланцевых пород не располагают к быстрому распространению тепла. При этом на стадии прогрева пласта, для которой проводится перекрытие скважины, возможно наблюдение обратного эффекта, когда теплоноситель будет медленно остывать, при этом часть этой порции теплоносителя не будет целиком добыта при окончании цикла, а следующим циклом будет оттеснена от скважины, что приведет к последующему остыванию и обводнению околоскважинной зоны до пересечения реторт. Вторым недостатком является необходимость бурения шести скважин для обработки небольшого участка пласта, что увеличивает капитальные затраты и снижает потенциальную энергоэффективность метода.The first disadvantage of the method is that when hot fluid is injected into a formation with ultra-low permeability and low injectivity, a very slow development of the retort around the well will be observed, because. the thermal properties of shale rocks do not favor the rapid spread of heat. At the same time, at the stage of formation heating, for which the well is shut-in, it is possible to observe the opposite effect, when the coolant slowly cools down, while part of this portion of the coolant will not be fully produced at the end of the cycle, and will be pushed away from the well by the next cycle, which will lead to subsequent cooling and flooding of the near-wellbore zone before crossing the retorts. The second disadvantage is the need to drill six wells to treat a small area of the reservoir, which increases capital costs and reduces the potential energy efficiency of the method.

Известен способ, направленный на добычу тяжелых углеводородов традиционных месторождений и керогенсодержащих пластов, который заключается в использовании теплоносителя и одной вертикальной скважины с изолированным внутри нагнетательной и добывающей зонами. В качестве теплоносителя предлагается использовать «зажигательную» смесь топлива и воздуха, продукты которой после сжигания закачиваются в пласт по нагнетательной трубе. Другой вариант реализации схемы использование двух горизонтальных скважин, расположенных параллельно в вертикальной плоскости, при этом нижняя используется в качестве нагнетательной, а верхняя - в качестве добывающей (См. патент WO №2008/014356 А2, кл. Е21В 36/02, Е21В 43/24, 2008).A known method is aimed at the production of heavy hydrocarbons in traditional fields and kerogen-containing formations, which consists in the use of a coolant and one vertical well with isolated injection and production zones inside. As a coolant, it is proposed to use an "incendiary" mixture of fuel and air, the products of which, after combustion, are pumped into the formation through the injection pipe. Another variant of the implementation of the scheme is the use of two horizontal wells located in parallel in a vertical plane, while the lower one is used as an injection well, and the upper one is used as a production one (See patent WO No. 2008/014356 A2, class E21B 36/02, E21B 43/ 24, 2008).

Главным недостатком данного изобретения является сложность и высокая стоимость конструкции одной скважины, которая предполагает использование дорогих материалов, требующих стабильной работы при горении топливно-воздушной смеси. В случае вывода из строя одного из элементов конструкции - выходит из строя вся скважина и добыча нефти прекращается. При реализации альтернативной конструкции с использованием двух параллельных скважин этот недостаток решается, однако общим недостатком для обоих вариантов реализации изобретения является сравнительно небольшой объем реторты вокруг скважины, ограниченный приемистостью породы и мощностью продуктивного пропластка.The main disadvantage of this invention is the complexity and high cost of the design of one well, which involves the use of expensive materials that require stable operation during the combustion of the fuel-air mixture. In the event of failure of one of the structural elements, the entire well fails and oil production stops. When implementing an alternative design using two parallel wells, this disadvantage is solved, however, a common disadvantage for both embodiments of the invention is the relatively small volume of the retort around the well, limited by the injectivity of the rock and the thickness of the productive interlayer.

По данному способу упоминается что теплоноситель должен быть закачен при температуре достаточной, «для реализации выноса углеводородов из целевой зоны», однако не уточняется конкретная температура, которую может создавать горение топливно-воздушной смеси, а также каким образом контролируется температура этой смеси при закачке в пласт.According to this method, it is mentioned that the coolant must be injected at a temperature sufficient, "to implement the removal of hydrocarbons from the target zone", but it does not specify the specific temperature that the combustion of the fuel-air mixture can create, as well as how the temperature of this mixture is controlled when injected into the reservoir .

Известен способ реализации теплового воздействия на керогенсодержащие пласты путем применения электромагнитного нагревателя, расположенного на забое одной из вертикальных скважин (см. патент CN №112177579, кл. Е21В 43/24, Е21В 43/26, Е21В 43/267, Е21В 41/24, 2020).A known method for implementing thermal effects on kerogen-containing formations by using an electromagnetic heater located at the bottom of one of the vertical wells (see CN patent No. 2020).

Недостаток этого изобретения также заключается в том, что использование вертикальной скважины снижает потенциал технологии из-за ограниченного объема вовлекаемого пласта.The disadvantage of this invention also lies in the fact that the use of a vertical well reduces the potential of the technology due to the limited volume of the reservoir involved.

Известен способ разработки залежей высоковязких нефтей, включающий бурение параллельных в горизонтальной плоскости горизонтальных скважин, пробуренными навстречу друг другу в шахматном порядке, для закачки теплоносителя и добычи нефти, поэтапную циклическую закачку теплоносителя с последующей добычей нефти (см. патент RU №2717480 С1 кл. Е21В 43/24, Е21В 7/04, Е21В 47/06, 2020)A known method for the development of high-viscosity oil deposits, including drilling horizontal wells parallel in the horizontal plane, drilled towards each other in a checkerboard pattern, for pumping coolant and oil production, phased cyclic injection of coolant with subsequent oil production (see patent RU No. 2717480 C1 class E21B 43/24, E21B 7/04, E21B 47/06, 2020)

Также известен способ, отличающийся от упомянутого тем, что используются наклонно-направленные скважины, а не горизонтальные (см. патент RU №2418945 C1 кл. Е21В 43/24, 2010).Also known is a method that differs from the one mentioned in that directional wells are used, rather than horizontal ones (see patent RU No. 2418945 C1 class E21B 43/24, 2010).

Недостаток этих способов заключается в том, что для большого охвата пласта необходимо бурить большое количество скважин, чего можно избежать созданием сети разветвленных трещин между скважинами, снижая затраты на обустройство новых скважин. Также, данные способы непригодны для низкопроницаемых сланцевых коллекторов.The disadvantage of these methods is that large formation coverage requires drilling a large number of wells, which can be avoided by creating a network of branched fractures between wells, reducing the cost of new wells. Also, these methods are unsuitable for tight shale reservoirs.

Наиболее близким аналогом к заявленному способу является способ производства углеводородов в гидротермальных условиях, по которому бурятся две скважины параллельные в вертикальной плоскости (см. патент WO №2015/059026, кл. Е21В 43/24, 2015), далее осуществляется нагнетание горячего флюида в пласт по верхней скважине и последующая реализация ГРП между скважинами с возможным использованием суб- или сверхкритической воды, уже закаченной в скважину, с последующим извлечением из добывающей скважины водонефтяного флюида. При этом авторами не уточняется множество важных моментов, например детали конструкции скважин, спецификация флюидов, способ получения закачиваемой воды, параметры ГРП, детали режимов закачки. Диапазоны температур и давлений обработки также четко не определены, авторы предлагают параметры 150-350°С, при том, что на границах этого диапазона температур реализуются разные эффекты, и закачка воды с температурой 150°С может привести только к ухудшению нефтеотдачи за счет снижения проницаемости, вызванного набуханием керогена и глин. Давление закачки флюида в пласт в заявке не уточнено, при том, что давление, при котором осуществляется закачивание теплоносителя в низкопроницаемые сланцы, определяет глубину проникновения флюида от ствола скважины. Главным недостатком данного способа является малый объем пласта, прогреваемый между верхней и нижней скважинами, т.к. их имеет смысл бурить только в керогенсодержащем пропластке, который обычно имеет небольшую мощность. Вторым недостатком является невозможность контролировать проведение ГРП когда в пласте и в скважине уже находится вода в суб- или сверхкритическом состоянии. Под сомнение ставится сама возможность выполнения ГРП с учетом того, что известные составы для ГРП, включая песконесущие жидкости, теряют свои свойства при температурах выше 100-150°С, поведение проппанта также неизвестно при данных температурах. Для создания большего охвата пласта теплоносителем необходима обширная разветвленная сеть мелких трещин, созданию которых должно быть уделено отдельное внимание в процессе подготовке к обработке тепловым агентом.The closest analogue to the claimed method is a method for the production of hydrocarbons in hydrothermal conditions, in which two wells are drilled parallel in the vertical plane (see patent WO No. 2015/059026, class E21B 43/24, 2015), then hot fluid is injected into the formation on the upper well and the subsequent implementation of hydraulic fracturing between wells with the possible use of sub- or supercritical water already injected into the well, followed by the extraction of water-oil fluid from the production well. At the same time, the authors do not specify many important points, for example, details of well design, fluid specification, method of obtaining injected water, hydraulic fracturing parameters, details of injection regimes. The treatment temperature and pressure ranges are also not clearly defined, the authors suggest parameters of 150-350°C, despite the fact that different effects are realized at the boundaries of this temperature range, and the injection of water at a temperature of 150°C can only lead to a deterioration in oil recovery due to a decrease in permeability caused by swelling of kerogen and clays. The pressure of fluid injection into the reservoir is not specified in the application, despite the fact that the pressure at which the coolant is injected into low-permeability shale determines the depth of fluid penetration from the wellbore. The main disadvantage of this method is the small volume of the formation heated between the upper and lower wells, because it makes sense to drill them only in a kerogen-bearing interlayer, which usually has a small thickness. The second disadvantage is the impossibility to control the hydraulic fracturing when the reservoir and the well already have water in a sub- or supercritical state. The very possibility of hydraulic fracturing is called into question, taking into account the fact that known hydraulic fracturing compositions, including sand-bearing fluids, lose their properties at temperatures above 100-150°C, the behavior of the proppant is also unknown at these temperatures. To create a greater coverage of the reservoir with a heat carrier, an extensive branched network of small cracks is required, the creation of which should be given special attention in the process of preparing for treatment with a thermal agent.

Известен способ, близкий к предыдущему по принципу теплового воздействия и создания гидроразрыва между двумя скважинами, расположенными параллельно в вертикальной плоскости (см. патент RU №2344280 кл. Е43/24, 2007). Способ разработки месторождений высоковязких нефтей и битумов направленно-горизонтальными скважинами включает бурение нагнетательных и добывающих скважин с поверхности по определенной сетке, паровую обработку продуктивного нефтяного пласта, отбор нефти по добывающим скважинам. При этом перед началом разработки месторождения определяют месторасположение угольных пластов и продуктивных нефтяных пластов, затем бурят парогазожидкостную скважину с двумя параллельными горизонтальными стволами, расположенными в нижней части угольного пласта и верхней части продуктивного нефтяного пласта, создают циркуляционную систему, образованную нагнетательной скважиной с горизонтальным стволом, расположенным в верхней части угольного пласта, фильтрационными каналами, образованными направленным радиальным гидроразрывом угольного пласта, и перфорированным по длине горизонтальным стволом скважины для подачи парогазожидкостной смеси, после чего в продуктивном нефтяном пласте на уровне врезки горизонтального ствола парогазожидкостной скважины устанавливают разобщитель, а на насосно-компрессорных трубах выше уровня врезки бокового ствола парогазожидкостной скважины в угольный пласт монтируют пакер и на уровне его врезки - пароструйный насос, после чего начинают непрерывную паровую обработку продуктивного нефтяного пласта, причем для повышения теплофизических свойств пара в него перед подачей в парогазожидкостную скважину добавляют азот в размере 5-10% объема от подаваемого объема пара с одновременной закачкой в угольный пласт широкой фракции легких углеводородов либо солярового дистиллята, либо керосина с отбором нефти по добывающим скважинам, недостаток которого также заключается в малом объеме пласта, прогреваемого между скважинами, ограниченном мощностью продуктивного пропластка.There is a method close to the previous one according to the principle of thermal action and creating a hydraulic fracture between two wells located in parallel in a vertical plane (see patent RU No. 2344280 class E43/24, 2007). The method for developing deposits of high-viscosity oils and bitumen by directional-horizontal wells includes drilling injection and production wells from the surface along a certain grid, steam treatment of a productive oil reservoir, and extraction of oil from production wells. At the same time, before the start of field development, the location of coal seams and productive oil seams is determined, then a steam-gas-liquid well is drilled with two parallel horizontal shafts located in the lower part of the coal seam and in the upper part of the productive oil seam, a circulation system is created formed by an injection well with a horizontal wellbore located in the upper part of the coal seam, by filtration channels formed by directed radial hydraulic fracturing of the coal seam, and a horizontal wellbore perforated along the length for supplying a vapor-gas-liquid mixture, after which an uncoupler is installed in the productive oil reservoir at the level of the tie-in of the horizontal shaft of the steam-gas-liquid well, and on the tubing above the level of the tie-in of the sidetrack of the steam-gas-liquid well, a packer is mounted into the coal seam and a steam-jet pump is installed at the level of its tie-in, after which continuous steam treatment of the productive oil reservoir is started, and to increase the thermophysical properties of the steam, nitrogen is added to it before it is supplied to the steam-gas-liquid well in the amount of 5- 10% of the volume of the supplied steam volume with simultaneous injection of a wide fraction of light hydrocarbons or solar distillate or kerosene into the coal seam with oil extraction from production wells, the disadvantage of which also lies in the small volume of the seam warmed up between wells, limited by the thickness of the productive interlayer.

Раскрытие изобретенияDisclosure of invention

Задачей заявленного изобретения является разработка способа извлечения нефти из керогенсодержащих пластов.The objective of the claimed invention is to develop a method for extracting oil from kerogen-containing formations.

Техническим результатом заявляемого способа является увеличение нефтеотдачи пластов.The technical result of the proposed method is to increase oil recovery.

Указанный технический результат достигается за счет того, что способ разработки керогенонасыщенных низкопроницаемых пластов углеводородных месторождений, включает следующие этапы:The specified technical result is achieved due to the fact that the method of developing kerogen-saturated low-permeability reservoirs of hydrocarbon deposits includes the following steps:

a) бурение по крайней мере двух параллельных в горизонтальной плоскости горизонтальных скважин или по крайней мере двух наклонно-направленных скважин, параллельных наклонной плоскости бурения;a) drilling at least two horizontally parallel wells or at least two directional wells parallel to the inclined drilling plane;

b) теплоизоляция скважин;b) thermal insulation of wells;

c) проведение по крайней мере десяти стадий гидроразрыва пласта на скважинах по направлению друг к другу для создания разветвленной сети микротрещин и интерференции в пласте между скважинами;c) performing at least ten stages of hydraulic fracturing on the wells towards each other to create an extensive network of microfractures and interference in the formation between the wells;

d) закачивание разогретого до температуры 400-800°С на устье скважины теплоносителя по стволу нагнетательной скважины в керогенсодержащие пласты, создавая в пласте температуру не менее 325°С, необходимую для реализации генерации синтетической нефти в пласте за счет нагрева и активации процесса гидропиролиза керогена, охватываемого теплоносителем;d) injection of a heat carrier heated to a temperature of 400-800°C at the wellhead through the injection wellbore into kerogen-containing formations, creating a temperature in the formation of at least 325°C, necessary to implement the generation of synthetic oil in the formation due to heating and activation of the kerogen hydropyrolysis process, covered by the coolant;

e) извлечение через добывающую скважину горячего флюида, содержащего смесь теплоносителя, нефти и синтезированных в пласте жидких углеводородов, образованную при движении теплоносителя по образовавшейся разветвленной сети микротрещин, по направлению от нагнетательной к добывающей скважине.e) extraction through the production well of a hot fluid containing a mixture of coolant, oil and liquid hydrocarbons synthesized in the reservoir, formed when the coolant moves along the formed extensive network of microfractures, in the direction from the injection to the production well.

Нагнетательная скважина работает в циклическом режиме, включающем переключение каждые 10-365 дней между нагнетанием теплоносителя или извлечением горячего флюида.The injection well operates in a cyclic mode, including switching every 10-365 days between injection of coolant or extraction of hot fluid.

После выработки продуктивных объемов пласта, добывающая скважина используется в качестве нагнетательной, вовлекая в разработку незатронутые при фильтрации теплоносителя объемы пласта.After the development of productive volumes of the reservoir, the production well is used as an injection well, involving in the development the volumes of the reservoir that were not affected by the filtration of the coolant.

После извлечения водонефтяную смесь разделяют, и отработанную воду после повторной подготовки заново используют в качестве теплоносителя.After extraction, the oil-water mixture is separated, and the waste water after re-treatment is reused as a heat carrier.

Скважины бурят с длиной ствола 500-2000 м и на расстоянии 100-1000 м друг от другаWells are drilled with a bore length of 500-2000 m and at a distance of 100-1000 m from each other

Бурение новых скважин не проводится, используются уже пробуренные параллельные скважины, интерферирующие между собой.Drilling of new wells is not carried out, already drilled parallel wells are used, interfering with each other.

В качестве теплоносителя используется очищенная дистиллированная вода, вода с различными термостабильными добавками или разогретая нефть.Purified distilled water, water with various thermostable additives or heated oil are used as a heat carrier.

Краткое описание чертежейBrief description of the drawings

Графические материалы, иллюстрирующие сущность изобретения:Graphic materials illustrating the essence of the invention:

Фиг. 1. Схематичное изображение способа тепловой обработки пласта с иллюстрацией принципа работы двух параллельных скважин по заявленному способу.Fig. 1. Schematic representation of the method of heat treatment of the formation with an illustration of the principle of operation of two parallel wells according to the claimed method.

1 Нагнетательная скважина с теплоизоляцией, работающая в режиме циклической закачки; 2 - Добывающая скважина с теплоизоляцией; 3 - Нагнетание сверхкритического флюида в пласт; 4 - Трещины ГРП; 5 - Зона преобразования керогена в синтетическую нефть и фронт движения флюидов в пласте; 6 Добыча нефти и отработанной воды.1 Injection well with thermal insulation operating in the cyclic injection mode; 2 - Production well with thermal insulation; 3 - Injection of supercritical fluid into the formation; 4 - Hydraulic fractures; 5 - Zone of conversion of kerogen into synthetic oil and the front of fluid movement in the reservoir; 6 Extraction of oil and waste water.

Фиг. 2. Схема эксперимента по воздействию сверхкритической воды на породу в проточном режиме на установке «труба горения»Fig. Fig. 2. Scheme of the experiment on the effect of supercritical water on the rock in the flow mode at the “combustion tube” facility

Фиг. 3. Изменение содержания органического вещества (ОВ) по содержанию генеративного органического углерода (ГОУ), полученное в рамках лабораторного моделирования проточной обработки пород керогенсодержащего пласта теплоносителем температуры 350-400°СFig. Fig. 3. Change in the content of organic matter (OM) in terms of the content of generative organic carbon (GOC), obtained in the framework of laboratory modeling of flow treatment of rocks of a kerogen-containing formation with a coolant at a temperature of 350-400°C

Фиг. 4. Иллюстрация сравнения распространения температуры от трещины ГРП и преобразования ОВ в гидродинамической модели керогенсодержащего сланцевого пласта на один момент времени (~1 год работы скважины), при закачке теплоносителя в циклическом режиме в одну скважину (а) и в режиме циркуляции между двух скважин (b, с) по заявленному способу. Фронтальная проекция, скважины направлены к зрителю.Fig. Fig. 4. Comparison of the temperature distribution from the hydraulic fracture and the transformation of OM in the hydrodynamic model of a kerogen-containing shale formation at one point in time (~1 year of well operation), when the coolant is injected in a cyclic mode into one well (a) and in the circulation mode between two wells ( b, c) according to the claimed method. Frontal projection, wells directed towards the viewer.

Фиг.5. Схематичное изображение кустов параллельных горизонтальных скважин с ГРП для обработки по способу: вариант с близким расположением устьев скважин для упрощенной реализации закачки, добычи, и смены режимов соседних скважин (а), вариант в шахматном порядке с более широким покрытием продуктивной зоны пласта (b).Fig.5. Schematic representation of clusters of parallel horizontal wells with hydraulic fracturing for treatment according to the method: a variant with a close location of wellheads for simplified implementation of injection, production, and changing modes of adjacent wells (a), a staggered variant with a wider coverage of the productive zone of the formation (b).

Осуществление изобретенияImplementation of the invention

По способу в выбранном пласте с высоким содержанием твердого органического вещества (ТОС) > 10% мас. и сверхнизкой проницаемостью матрицы менее 0.001 мД проводится бурение двух параллельных в горизонтальной плоскости горизонтальных или наклонно-направленных скважин (1 и 2, Фиг. 1) в целевом керогеносодержащем пропластке. Длина пробуренного горизонтального или наклонно-горизонтального участка составляет от 500 до 2000 м и зависит от глубины залегания продуктивного пропластка и может быть рассчитана с применением предварительного численного моделирования, направленного на оценку возможности доставки теплоносителя с определенной температурой на забой. Расстояние между скважинами должно быть таким, чтобы обеспечить интерференцию между будущими трещинами ГРП (от 100 до 1000 метров). Вертикальный участок каждой скважины должен быть выполнен из материалов, устойчивых к воздействию высоких температур до 800°С и среды теплоносителя, а также обеспечен термоизоляцией, для максимального предотвращения теплопотерь при доставке теплоносителя к трещинам. Далее проводится десять и более стадий гидроразрыва пласта на обеих скважинах с созданием интерференции в пласте между ветвями трещин скважин (4, Фиг. 1), тем самым значительно увеличивая зону дренирования низкопроницаемого пласта и потенциальной реторты. При проведении ГРП необходимо избегать создания планарных крупных проводящих каналов, а ветвистость и наличие микротрещин один из ключевых параметров осуществления способа, т.к. при широком охвате ветвями объема пласта, и создании интерференции между скважинами множеством микротрещин, будет происходить его наиболее равномерный прогрев. Направление трещин ГРП от скважины к скважине обеспечивает максимальный охват пласта между ними. Количество трещин выбирают исходя из теплопотерь при течении теплоносителя по горизонтальному участку скважины, на каждую следующую трещину с удалением от вертикального участка скважины будет приходить флюид с температурой ниже, чем на предыдущей. Количество и расстояние между трещинами может быть рассчитано для каждого индивидуального случая с использованием численного моделирования, с учетом исходных геомеханических характеристик пласта, температуры, давления, глубины, и др.According to the method in the selected reservoir with a high content of solid organic matter (TOS) > 10% wt. and an ultra-low matrix permeability of less than 0.001 mD, two parallel horizontal or directional wells (1 and 2, Fig. 1) are being drilled in the target kerogen-containing interlayer. The length of the drilled horizontal or inclined-horizontal section ranges from 500 to 2000 m and depends on the depth of the productive interlayer and can be calculated using preliminary numerical simulation aimed at assessing the possibility of delivering a coolant with a certain temperature to the bottomhole. The distance between wells should be such as to ensure interference between future hydraulic fractures (from 100 to 1000 meters). The vertical section of each well should be made of materials that are resistant to high temperatures up to 800°C and the coolant medium, and also provided with thermal insulation to prevent heat loss to the maximum when delivering the coolant to cracks. Next, ten or more stages of hydraulic fracturing are carried out on both wells with the creation of interference in the formation between the branches of the fractures of the wells (4, Fig. 1), thereby significantly increasing the drainage zone of the low-permeability formation and the potential retort. When performing hydraulic fracturing, it is necessary to avoid creating planar large conductive channels, and branching and the presence of microcracks are one of the key parameters for the implementation of the method, since with a wide coverage of the volume of the formation by the branches, and the creation of interference between the wells by many microcracks, its most uniform heating will occur. The direction of hydraulic fractures from well to well ensures maximum reservoir coverage between them. The number of fractures is selected based on the heat loss during the flow of the coolant along the horizontal section of the well, each subsequent fracture with a distance from the vertical section of the well will receive a fluid with a temperature lower than the previous one. The number and distance between fractures can be calculated for each individual case using numerical simulation, taking into account the initial geomechanical characteristics of the formation, temperature, pressure, depth, etc.

Предлагается бурение куста нескольких параллельных скважин (более двух) в ряд на равном удалении друг от друга, с проведением гидроразрыва пласта на каждой скважине и созданием интерференции между трещинами всех соседних скважин, таким образом объединяя несколько скважин в общую сеть, что позволит обеспечить больший охват пласта для теплоносителя (Фиг. 5).It is proposed to drill a cluster of several parallel wells (more than two) in a row at an equal distance from each other, with hydraulic fracturing at each well and creating interference between the fractures of all adjacent wells, thus combining several wells into a common network, which will provide greater reservoir coverage for the coolant (Fig. 5).

Альтернативным вариантом возможно использование старого фонда скважин, в случае если две или больше параллельных или относительно параллельных скважин были пробурены на месторождении с целями не по заявленному способу и их трещины интерферируют между собой.An alternative option is to use the old well stock, if two or more parallel or relatively parallel wells were drilled in the field with targets not according to the claimed method and their fractures interfere with each other.

В одну из скважин непрерывно закачивается разогретый на устье теплоноситель (3, Фиг. 1). В качестве теплоносителя используется очищенная дистиллированная вода, которая является распространенным, дешевым и безопасным растворителем, в сверхкритическом состоянии (СКВ), в котором она приобретает каталитические свойства, инициируя процессы гидропиролиза. Температура воды, закачиваемой в скважину с устья, должна составлять 400-800°С, в зависимости от глубины и конструкции скважины, чтобы обеспечить при входе теплоносителя в пласт через трещины температуру более 325°С. В качестве генератора воды с такой температурой может служить конструкция, заявленная в изобретениях RU №189433 U1, кл. Е21В 43/24, Е21В 1/02, Е21В 29/00, 2019, RU №2741642 С1, кл. Е21В 43/24, 2021, или RU №2726693 С1, кл. Е21В 43/247, 2020. Другой флюид также может служить теплоносителем в случае большей экономической выгоды. Например, в качестве альтернативного варианта может быть использована разогретая нефть, или вода с различными добавками.A coolant heated at the wellhead is continuously pumped into one of the wells (3, Fig. 1). Purified distilled water is used as a coolant, which is a common, cheap and safe solvent in the supercritical state (SCR), in which it acquires catalytic properties, initiating hydropyrolysis processes. The temperature of the water injected into the well from the wellhead should be 400-800°C, depending on the depth and design of the well, in order to provide a temperature of more than 325°C when the coolant enters the formation through fractures. As a generator of water with such a temperature, the design claimed in the inventions RU No. 189433 U1, cl. E21B 43/24, E21B 1/02, E21B 29/00, 2019, RU No. 2741642 C1, class. E21B 43/24, 2021, or RU No. 2726693 C1, class. E21B 43/247, 2020. Another fluid can also serve as a coolant in case of greater economic benefit. For example, heated oil or water with various additives can be used as an alternative.

Закачиваемый по стволу скважины теплоноситель по трещинам попадает в керогенсодержащие пласты, распространяясь в глубину пласта по направлению к соседней скважине (5, Фиг. 1). Необходимые эффективные скорость и давление закачки теплоносителя зависят от индивидуальных параметров пласта и рассчитываются отдельно при выполнении предварительного численного моделирования. В зонах, охватываемых теплоносителем, происходит ряд преобразований органического вещества - снижение вязкости подвижной нефти, темодесорбция адсорбированных легких и тяжелых углеводородов, а также реализуется генерационный потенциал керогена с преобразованием его в синтетическую нефть в процессе термокрекинга, инициированного гидропиролизом. В процессе преобразования керогена также увеличиваются пористость и проницаемость пород пласта, увеличивая его фильтрационные характеристики, площадь охвата теплоносителем органического вещества, и соответственно, объем внутрипластовой реторты.The coolant injected along the wellbore enters the kerogen-containing formations along the cracks, spreading into the depth of the formation towards the adjacent well (5, Fig. 1). The required effective rate and pressure of coolant injection depend on individual reservoir parameters and are calculated separately when performing preliminary numerical simulation. In the zones covered by the coolant, a number of transformations of organic matter occur - a decrease in the viscosity of mobile oil, the thermal desorption of adsorbed light and heavy hydrocarbons, and the generation potential of kerogen is realized with its transformation into synthetic oil in the process of thermal cracking initiated by hydropyrolysis. During the conversion of kerogen, the porosity and permeability of the reservoir rocks also increase, increasing its filtration characteristics, the area of organic matter coverage by the coolant, and, accordingly, the volume of the in-situ retort.

Благодаря интерференции между ветвями трещин соседних скважин, расположенных параллельно в горизонтальной плоскости, эффективность теплоносителя не ограничивается приемистостью скважины и мощностью продуктивного пропластка разогрев приходится на весь объем пласта между скважинами, многократно увеличивая потенциал технологии. Теплоноситель здесь выполняет не только роль теплового агента, способствуя преобразованию органического вещества в пласте, но и служит вытесняющим агентом для нефти и синтезированных в пласте жидких углеводородов, двигаясь по трещинам из нагнетательной скважины в добывающую. Горячий флюид, содержащий смесь теплоносителя, нефти и синтезированных в пласте жидких углеводородов, образованную при движении теплоносителя по образовавшейся разветвленной сети микротрещин, по направлению от нагнетательной к добывающей скважине извлекается на поверхность по добывающей скважине. Одновременно с этим процессом нагнетательная скважина в определенный момент переключается в режим отбора, реализуя циклический режим работы одной скважины (huff-and-puff). Таким образом, флюид (водонефтяная смесь) добывается из обеих скважин (6, Фиг. 1), позволяя извлекать синтезированную нефть с максимально возможным охватом пласта в обоих направлениях. Благодаря такому режиму реализуется периодический сброс/подъем давления, приводя к лучшей стимуляции пласта и вытеснению флюида. Момент переключения нагнетательной скважины в режим отбора должен быть предварительно рассчитан исходя из давления, созданного в пласте закачкой теплоносителя, степени преобразования органического вещества, и расстояния между скважинами, и может составлять от 10 до 365 суток. Расход и давление в пласте при этом зависят от приемистости и глубины залегания пласта и контролируются параметрами наземного оборудования.Due to the interference between the branches of the fractures of adjacent wells located in parallel in the horizontal plane, the efficiency of the coolant is not limited by the well injectivity and the thickness of the productive interlayer, heating occurs in the entire volume of the formation between the wells, multiplying the potential of the technology. The coolant here not only plays the role of a thermal agent, contributing to the transformation of organic matter in the reservoir, but also serves as a displacing agent for oil and liquid hydrocarbons synthesized in the reservoir, moving along fractures from the injection well to the production well. Hot fluid containing a mixture of coolant, oil and liquid hydrocarbons synthesized in the formation, formed when the coolant moves along the formed branched network of microcracks, in the direction from the injection well to the production well, is extracted to the surface through the production well. Simultaneously with this process, the injection well at a certain moment switches to the extraction mode, realizing the cyclic mode of operation of one well (huff-and-puff). Thus, the fluid (water-oil mixture) is produced from both wells (6, Fig. 1), allowing to extract the synthesized oil with the maximum possible coverage of the formation in both directions. Due to this mode, periodic release / rise of pressure is realized, leading to better stimulation of the formation and fluid displacement. The moment of switching the injection well to the extraction mode must be pre-calculated based on the pressure created in the reservoir by the injection of the coolant, the degree of organic matter conversion, and the distance between the wells, and can be from 10 to 365 days. In this case, the flow rate and pressure in the reservoir depend on the injectivity and depth of the reservoir and are controlled by the parameters of the surface equipment.

Температура горячего флюида, содержащего смесь теплоносителя, нефти и синтезированных в пласте жидких углеводородов, и добываемого на поверхности из обеих скважин, будет зависеть от индивидуальных параметров пласта и может быть также рассчитана при проведении предварительного численного моделирования. На поверхности смесь разделяется на воду и нефть, переработанная вода проходит повторную стадию подготовки, доставляется к нагнетательной скважине 1, разогревается и снова закачивается в пласт с началом нового цикла процесса. Таким образом, параллельно реализуются два цикла локальный в рамках работы одной скважины, и глобальный между двумя соседними интерферирующими скважинами.The temperature of the hot fluid containing a mixture of coolant, oil and liquid hydrocarbons synthesized in the reservoir, and produced at the surface from both wells, will depend on the individual parameters of the reservoir and can also be calculated during preliminary numerical simulation. At the surface, the mixture is separated into water and oil, the processed water goes through a second stage of preparation, is delivered to the injection well 1, heated up and re-injected into the reservoir with the start of a new process cycle. Thus, two cycles are implemented in parallel: local within the operation of one well, and global between two adjacent interfering wells.

При снижении профиля добычи возможен вариант использования добывающей скважины 2 в качестве нагнетательной, в таком случае теплоноситель может охватить зоны пласта между скважинами, которые были ранее недоступны.With a decrease in the production profile, it is possible to use production well 2 as an injection well, in which case the coolant can cover formation zones between wells that were previously inaccessible.

Эффективность заявленного способа верифицирована и проиллюстрирована примерами ниже.The effectiveness of the claimed method has been verified and illustrated by examples below.

Пример 1.Example 1

Заявленный процесс преобразования керогена верифицирован в рамках лабораторного моделирования проточного воздействия теплоносителем на образцы керогенсодержащих пород сланцевого месторождения. Необходимо показать, что фильтрация СКВ через весь объем породы приводит к наиболее полному преобразованию твердого ОВ в синтетическую нефть. Для эксперимента были отобраны 12 цилиндрических образцов, и куски породы других форм, с исходным содержанием общего органического углерода по пиролизу (ТОС) 8-15%, из них содержание тяжелых УВ и керогена (пик S2) 30-50 мг УВ на 1 г породы, что свидетельствует о принадлежности образцов к нефтематеринским породам. Эксперимент был проведен в проточном режиме на установке «труба горения высокого давления» (Фиг. 2) при давлении, соответствующем пластовому - 275 атм, и температуре закачки воды 350-400°С. Фильтрация СКВ через образцы породы велась в течение 5 суток.The declared process of kerogen conversion was verified in the framework of laboratory modeling of the flowing effect of a coolant on samples of kerogen-containing rocks of a shale deposit. It is necessary to show that filtration of SCR through the entire rock volume leads to the most complete conversion of solid OM into synthetic oil. For the experiment, 12 cylindrical samples were selected, and pieces of rock of other shapes, with an initial content of total organic carbon by pyrolysis (TOC) of 8-15%, of which the content of heavy hydrocarbons and kerogen (peak S2) is 30-50 mg of hydrocarbons per 1 g of rock , which indicates that the samples belong to oil source rocks. The experiment was carried out in a flow mode on the “high-pressure combustion pipe” installation (Fig. 2) at a pressure corresponding to the formation pressure - 275 atm, and a water injection temperature of 350-400°C. Filtration of SLE through rock samples was carried out for 5 days.

По завершении эксперимента, 12 образцов были исследованы на содержание органического вещества пиролитическим методом, в частности проведена оценка изменения содержания ГОУ (Фиг. 3). Обнаружено, что преобразование органического вещества составило до 85%, что подтверждает эффективность методики обработки породы флюидом в сверхкритическом состоянии в проточном режиме.At the end of the experiment, 12 samples were examined for the content of organic matter by the pyrolytic method, in particular, an assessment was made of the change in the content of HOC (Fig. 3). It was found that the conversion of organic matter was up to 85%, which confirms the effectiveness of the rock treatment technique with fluid in the supercritical state in the flow mode.

Пример 2.Example 2

Эффективность заявленного способа реализации закачки теплоносителя в пласт на масштабе месторождения верифицирована в рамках гидродинамического моделирования с использованием коммерческого программного продукта CMG Stars. Гидродинамическая модель была создана по параметрам сланцевого нефтяного месторождения с высоким содержанием керогена. Проницаемость (Кпр) пород матрицы составила 0,0009-0,002 мД, пористость (Кп) - 9-11%, в зависимости от пропластка (пачки). Трещины ГРП заданы увеличением ФЕС в ячейках до Кпр=50 Д и Кп=40%. Изменение параметров от трещины вглубь матрицы менялось экспоненциально, с созданием зоны стимулированного объема пласта (СОП). Тепловые свойства пород заданы на основе результатов лабораторных экспериментов. Среднее содержание твердого ОВ, принятое для расчетов на основе лабораторных экспериментов, составило 530 кг/м³ (кероген + битум). Начальная температура теплоносителя на входе в трещины ГРП - 375°С. Давление закачки обусловлено возможностями потенциального парогенератора и составляло 345 атм. Для упрощения расчеты проводились на секторе модели, ограниченном одной трещиной ГРП и прилегающей к ней зоной.The effectiveness of the proposed method for implementing the injection of coolant into the reservoir on the scale of the field was verified in the framework of hydrodynamic modeling using the commercial software product CMG Stars. A hydrodynamic model was created using the parameters of a shale oil field with a high content of kerogen. The permeability (Pc) of the matrix rocks was 0.0009-0.002 mD, the porosity (Pp) was 9-11%, depending on the interlayer (pack). Hydraulic fractures are set by increasing reservoir properties in the cells up to Kpr=50 D and Kp=40%. The change in parameters from the fracture deep into the matrix changed exponentially, with the creation of a zone of stimulated reservoir volume (SV). The thermal properties of the rocks are set on the basis of the results of laboratory experiments. The average solid OM content accepted for calculations based on laboratory experiments was 530 kg/m ³ (kerogen + bitumen). The initial temperature of the coolant at the inlet to hydraulic fractures is 375°C. The injection pressure is determined by the capabilities of the potential steam generator and was 345 atm. To simplify the calculations, the calculations were carried out on the model sector, limited by one hydraulic fracture and the zone adjacent to it.

В качестве сравнения проведено два численных эксперимента, отличающихся количеством горизонтальных скважин и типом обработки. В первом случае (а, Фиг. 4) закачка теплоносителя ведется в одну скважину, обработка проходит в циклическом режиме (huff-and-puff), то есть после закачки в пласт теплоносителя начинается отбор воды и нефти из той же скважины. Наилучший вариант технологических параметров, рассчитанный заранее для этого сценария - 30 дней закачки и 30 дней отбор флюида, без выдержки в пласте. Второй сценарий (b, с, Фиг. 4) заключается в закачке теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор нефти из добывающей скважины, при этом нагнетательная скважина переводится в циклический режим (huff-and-puff) раз в 30 дней, по заявленному способу. Интерференция между трещинами скважин моделируется пересечением зон СОП скважин.As a comparison, two numerical experiments were carried out, differing in the number of horizontal wells and the type of treatment. In the first case (a, Fig. 4), the coolant is injected into one well, the treatment takes place in a cyclic mode (huff-and-puff), that is, after the coolant is injected into the reservoir, water and oil are taken from the same well. The best variant of technological parameters, calculated in advance for this scenario, is 30 days of injection and 30 days of fluid withdrawal, without soaking in the reservoir. The second scenario (b, c, Fig. 4) consists in pumping the coolant into the injection well and withdrawing oil from the production well, while the injection well is switched to a cyclic mode (huff-and-puff) once every 30 days, according to the claimed method. The interference between well fractures is modeled by the intersection of well SOP zones.

В результате численных экспериментов отмечено, что в первом случае добыча УВ сильно ограничена приемистостью скважины, не позволяя прогревать достаточный объем пласта для создания объемной реторты, с используемыми тепловыми характеристиками пласта. Более того, при закачке наблюдается эффект оттеснения водой нефтяной фазы вглубь пласта. Вода быстро остывает при удалении от скважины, снижая проницаемость породы (относительные фазовые проницаемости нефть-вода лучше для СКВ, чем для «холодной» воды), и не позволяя нефти фильтроваться обратно к скважине. Накопленная добыча нефти по данному методу 5750 м³ в течение ~1 года.As a result of numerical experiments, it was noted that in the first case, hydrocarbon production is severely limited by the injectivity of the well, which does not allow heating a sufficient reservoir volume to create a volumetric retort with the thermal characteristics of the reservoir used. Moreover, during injection, the effect of water displacement of the oil phase into the reservoir is observed. The water cools rapidly as it moves away from the well, reducing the permeability of the rock (oil-to-water relative phase permeabilities are better for SCR than cold water) and preventing oil from seeping back to the well. The cumulative oil production by this method is 5750 m ³ for ~1 year.

Во втором же случае наблюдается более активное распространение температуры в пласте между нагнетательной и добывающей скважинами. СКВ не только активирует процесс преобразования ОВ, но и служит вытесняющим агентом фильтруясь вместе с нефтью к добывающей скважине. Накопленная добыча нефти по данному методу 15390 м³ в течение ~1 года. Следует отметить, что при реализации обработки пласта по данному способу, в области интерференции зон СОП между скважинами СКВ фильтруется достаточно быстро, что ведет к более медленному прогреву пласта в этой области, однако с продолжением фильтрации эта зона сужается, приводя к полной выработке ОВ в области между скважинами.In the second case, a more active distribution of temperature in the reservoir between the injection and production wells is observed. SCR not only activates the OM conversion process, but also serves as a displacing agent, filtering along with the oil to the production well. The cumulative oil production by this method is 15390 m ³ for ~1 year. It should be noted that during the implementation of the formation treatment according to this method, in the area of interference of the SOP zones between the wells, the SCW is filtered rather quickly, which leads to a slower heating of the formation in this area, however, with continued filtration, this zone narrows, leading to the complete development of OM in the area between wells.

Добыча нефти по заявленному способу превосходит добычу в случае с 1 скважиной в циклическом режиме на 280%, что свидетельствует об эффективности заявленного способа. Экономический эффект и окупаемость капитальных затрат на строительство скважин будет заметен при реализации способа на кусте скважин (Фиг. 5)Oil production by the claimed method exceeds the production in the case of 1 well in a cyclic mode by 280%, which indicates the effectiveness of the claimed method. The economic effect and payback of capital costs for the construction of wells will be noticeable when the method is implemented on a well cluster (Fig. 5)

Реализуемая заявленным способом циркуляция теплоносителя между связанными интерферирующими трещинами скважинами позволяет реализовать наиболее стабильный тепловой фронт в пласте с максимальным охватом керогенсодержащеей породы пласта, что приводит к эффективной добыче нефти и синтезированных в пласте жидких углеводородов из низкопроницаемого пласта.The coolant circulation implemented by the claimed method between connected interfering fractures wells makes it possible to realize the most stable thermal front in the reservoir with the maximum coverage of the kerogen-containing rock of the reservoir, which leads to efficient production of oil and liquid hydrocarbons synthesized in the reservoir from a low-permeability reservoir.

Claims

1. A method for developing kerogen-saturated low-permeability reservoirs of hydrocarbon deposits, including the following steps:

a) drilling at least two horizontally parallel wells or at least two directional wells parallel to the inclined drilling plane;

b) thermal insulation of the vertical section of the wells;

c) performing at least ten stages of hydraulic fracturing on the wells towards each other to create an extensive network of microfractures and interference in the formation between the wells;

d) injection of a heat carrier heated to a temperature of 400-800°C at the wellhead through the injection wellbore into kerogen-containing formations, creating a temperature in the formation of at least 325°C, necessary to implement the generation of synthetic oil in the formation due to heating and activation of the kerogen hydropyrolysis process, covered by the coolant;

e) extraction through the production well of a hot fluid containing a mixture of coolant, oil and liquid hydrocarbons synthesized in the reservoir, formed when the coolant moves along the formed extensive network of microfractures, in the direction from the injection to the production well.

2. The method according to claim 1, characterized in that the injection well operates in a cyclic mode, including switching every 10-365 days between injection of coolant or extraction of hot fluid.

3. The method according to claim 1, characterized in that after the development of productive reservoir volumes, the production well is used as an injection well, involving reservoir volumes unaffected during coolant filtration into development.

4. The method according to claim 1, characterized in that, after extraction, the oil-water mixture is separated, and the waste water, after re-treatment, is reused as a heat carrier.

5. The method according to claim 1, characterized in that the wells are drilled with a bore length of 500-2000 m and at a distance of 100-1000 m from each other.

6. The method according to claim 1, characterized in that already drilled parallel wells interfering with each other are used as wells.

7. The method according to claim 1, characterized in that purified distilled water, water with thermostable additives or heated oil is used as a coolant.