RU2807674C1 - Method for increasing oil recovery from oil-kerogen-containing productive formations of the bazhenov formation - Google Patents
Method for increasing oil recovery from oil-kerogen-containing productive formations of the bazhenov formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2807674C1 RU2807674C1 RU2023114172A RU2023114172A RU2807674C1 RU 2807674 C1 RU2807674 C1 RU 2807674C1 RU 2023114172 A RU2023114172 A RU 2023114172A RU 2023114172 A RU2023114172 A RU 2023114172A RU 2807674 C1 RU2807674 C1 RU 2807674C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- formation
- working agent
- productive formation
- packer
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 142
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title claims abstract description 142
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 37
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 15
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 46
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 46
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 43
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 claims abstract description 13
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 13
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 claims abstract description 11
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 claims abstract description 6
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 claims abstract description 3
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 claims abstract 2
- HEDRZPFGACZZDS-UHFFFAOYSA-N Chloroform Chemical compound ClC(Cl)Cl HEDRZPFGACZZDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 29
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 claims description 15
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 13
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 13
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 17
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 13
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 12
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 10
- 239000011148 porous material Substances 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 27
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 20
- 229960001701 chloroform Drugs 0.000 description 14
- 239000000047 product Substances 0.000 description 13
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 13
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 11
- 230000008569 process Effects 0.000 description 11
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 10
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 10
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 10
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 9
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 7
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 7
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 6
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 6
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 description 5
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 5
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 4
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 4
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 3
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 3
- CXWXQJXEFPUFDZ-UHFFFAOYSA-N tetralin Chemical compound C1=CC=C2CCCCC2=C1 CXWXQJXEFPUFDZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000003245 working effect Effects 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N Naphthalene Chemical compound C1=CC=CC2=CC=CC=C21 UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 2
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 2
- NNBZCPXTIHJBJL-UHFFFAOYSA-N decalin Chemical compound C1CCCC2CCCCC21 NNBZCPXTIHJBJL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 2
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 2
- VZGDMQKNWNREIO-UHFFFAOYSA-N tetrachloromethane Chemical compound ClC(Cl)(Cl)Cl VZGDMQKNWNREIO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000003849 aromatic solvent Substances 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009412 basement excavation Methods 0.000 description 1
- 230000009172 bursting Effects 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 1
- 235000009508 confectionery Nutrition 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 229910001026 inconel Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 230000004807 localization Effects 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000002269 spontaneous effect Effects 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 230000001131 transforming effect Effects 0.000 description 1
- PXXNTAGJWPJAGM-UHFFFAOYSA-N vertaline Natural products C1C2C=3C=C(OC)C(OC)=CC=3OC(C=C3)=CC=C3CCC(=O)OC1CC1N2CCCC1 PXXNTAGJWPJAGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых и проблемных залежей углеводородов, включая баженовскую и доманиковую свиты.The invention relates to the oil and gas industry and can be used to increase the efficiency of development of hard-to-recover and problematic hydrocarbon deposits, including the Bazhenov and Domanik formations.
Известно, например, что запасы нефти в баженовской свите по разным оценкам исчисляются миллиардами тонн. Они до сих пор не разрабатываются в промышленных объемах вследствие отсутствия эффективной технологии извлечения углеводородов из продуктивных пластов.It is known, for example, that oil reserves in the Bazhenov formation, according to various estimates, amount to billions of tons. They are still not being developed on an industrial scale due to the lack of effective technology for extracting hydrocarbons from productive formations.
Это обусловлено тем, что, как показали исследования, продуктивные пласты баженовской свиты характеризуются невысокой наноразмерной пористостью (примерно, 4-6%), относительно низкой проницаемостью (в среднем, 0,1 мД) и залегают на значительной глубине (от 2500 до 3500 метров).This is due to the fact that, as studies have shown, productive formations of the Bazhenov formation are characterized by low nano-sized porosity (approximately 4-6%), relatively low permeability (on average 0.1 mD) and lie at a significant depth (from 2500 to 3500 meters ).
Одной из особенностей продуктивных пластов баженовской свиты, в значительной степени препятствующей ее промышленному освоению, является их природная «листоватость», которая проявляется в том, что продуктивные пласты имеют незначительную толщину, они расположены слоями в породе и состоят, в основном, из тяжелых углеводородов, представляющих собой смеси смол и асфальтенов, которые выполняют функцию «цементирования» породы. Для таких пластов характерны низкие проницаемость и пористость, что в значительной степени снижает нефтеотдачу продуктивных пластов. One of the features of the productive formations of the Bazhenov formation, which significantly impedes its industrial development, is their natural “sheetiness”, which manifests itself in the fact that the productive formations have insignificant thickness, they are located in layers in the rock and consist mainly of heavy hydrocarbons, which are mixtures of resins and asphaltenes that perform the function of “cementing” the rock. Such formations are characterized by low permeability and porosity, which significantly reduces oil recovery from productive formations.
Для добычи нефти из «бажена» в промышленных объемах, в принципе, могут быть использованы технологии, аналогичные технологиям разработки североамериканских сланцевых плев, которые основаны на строительстве длинноствольных горизонтальных скважин и осуществлении в их зонах многостадийного гидравлического разрыва продуктивного пласта (МГРП).To extract oil from Bazhen in industrial volumes, in principle, technologies similar to those for the development of North American shale plays, which are based on the construction of long-barreled horizontal wells and the implementation of multi-stage hydraulic fracturing of the productive formation (MSHF) in their zones, can be used.
Так, например, известен способ разработки сланцевых нефтегазоносных залежей, включающий капитальные горные работы по вскрытию и созданию каналов доступа к продуктивному пласту залежи, подземные горно-подготовительные и эксплуатационные работы по скважинной добыче сланцевых нефти и газа с использованием МГРП, причем вскрытие сланцевой залежи осуществляют вертикальными шахтными стволами, подготовку продуктивного пласта к добыче углеводородов осуществляют подземными горно-подготовительными выработками, размещенными ниже водоносных горизонтов покрывающих горных пород над сланцевыми породами залежи, добычу углеводородов осуществляют выемочными блоками подземных добычных скважин с протяженными в пласте горизонтальными участками, добычные скважины бурят из подземных камер, сооружаемых в основных горно-подготовительных выработках, перед основным МГРП в добычных скважинах осуществляют малый диагностический гидроразрыва пласта в скважинах малого диаметра, буримых из основных горн подготовительных выработок на всю мощность продуктивного пласта вкрест его простирания, продукцию добычных скважин в околоствольном дворе разделяют на сланцевый газ и сланцевую нефть, сланцевую нефть выдают на поверхность для дальнейшей подготовки к отправке потребителям, а сланцевый газ сжигают в котле околоствольной теплогенерирующей установки для производства водяного пара или горячей воды, используемых для выработки электрической энергии или теплового воздействия на продуктивный пласт залежи для повышения интенсивности и величины нефтеотдачи (см. патент РФ № 2547847, кл. Е21В43/16, 2015 г.).For example, there is a known method for the development of shale oil and gas deposits, including capital mining work to open and create access channels to the reservoir's productive layer, underground mining, preparatory and operational work for well production of shale oil and gas using multi-stage hydraulic fracturing, and the opening of the shale deposit is carried out by vertical mine shafts, the preparation of the productive formation for the production of hydrocarbons is carried out by underground mining and development workings located below the aquifers of the cap rocks above the shale rocks of the deposit, the production of hydrocarbons is carried out by excavation blocks of underground production wells with horizontal sections extended in the formation, production wells are drilled from underground chambers, constructed in the main mining development workings, before the main multi-stage hydraulic fracturing in production wells, small diagnostic hydraulic fracturing is carried out in wells of small diameter, drilled from the main development workings for the entire thickness of the productive formation across its strike, the production of production wells in the near-borehole yard is divided into shale gas and shale oil, shale oil is brought to the surface for further preparation for shipment to consumers, and shale gas is burned in the boiler of a near-wellbore heat generating unit to produce steam or hot water used to generate electrical energy or thermal impact on the productive formation of the deposit to increase the intensity and magnitude of oil recovery (cm. RF patent No. 2547847, class. E21B43/16, 2015).
Использование данного способа обеспечивает извлечение из нефтекерогеносодержащих пластов баженовской свиты исключительно нефти плотных пород (НПП), - низкомолекулярных углеводородов (УВ) (S1). Данная технология может ограниченно использоваться в восточной части баженовской свиты (на территории ХМАО), в «сладких пятнах», содержащих значительные концентрации S1. Однако, коэффициент извлечения нефти (КИН) при осуществлении таких технологий, не превышает 5-6%. Их эффективность при освоении «бажена» весьма низка и не позволяет достичь рентабельности промышленного освоения бажена.The use of this method ensures the extraction from oil-kerogen-containing formations of the Bazhenov formation exclusively of tight rock oil (TOC), low molecular weight hydrocarbons (HC) (S 1 ). This technology can be used to a limited extent in the eastern part of the Bazhenov formation (on the territory of the Khanty-Mansi Autonomous Okrug), in “sweet spots” containing significant concentrations of S 1 . However, the oil recovery factor (ORF) when implementing such technologies does not exceed 5-6%. Their efficiency in the development of Bazhen is very low and does not allow achieving the profitability of the industrial development of Bazhen.
Другое направление, которое может быть более эффективным для освоения залежей баженовской свиты, основано на использовании технологий, предусматривающих различного рода воздействия на призабойную зону продуктивного пласта как перед отбором из него нефтепродуктов, так и в процессе отбора. Для осуществления такого воздействия используются рабочие агенты, доставляемые с дневной поверхности в зону продуктивного пласта и оказывающие различные (термическое, химическое, каталитическое и пр.) воздействия на призабойную зону пласта скважины с целью повышения нефтеотдачи.Another direction, which may be more effective for the development of deposits of the Bazhenov formation, is based on the use of technologies that provide for various types of impacts on the bottom-hole zone of the productive formation, both before the selection of oil products from it, and during the selection process. To carry out such an impact, working agents are used, delivered from the day surface to the zone of the productive formation and exerting various (thermal, chemical, catalytic, etc.) effects on the bottomhole zone of the well formation in order to increase oil recovery.
Так, например, известен способ разработки залежи нефти в отложениях баженовской свиты, включающий последовательность технологических операций в чередующихся циклах, каждый из которых включает три этапа: на первом в нагнетательную скважину закачивают рабочий агент в течение времени, за которое обеспечивается повышение пластового давления, растворение жидких углеводородов и высвобождение их из связанного состояния в керогеносодержащей матрице; на втором этапе осуществляют выдержку для растворения углеводородов рабочим агентом и выравнивают пластовое давление, сопровождающееся дальнейшим проникновением рабочего агента в низкопроницаемую керогеносодержащую матрицу; на третьем этапе осуществляют отбор целевого продукта из продуктивного пласта, а в качестве рабочего агента используют попутный нефтяной газ, или чистый метан, или углекислый газ (см. патент РФ № 2513963, кл. Е21В43/16, 2014).For example, there is a known method for developing an oil deposit in the Bazhenov Formation sediments, which includes a sequence of technological operations in alternating cycles, each of which includes three stages: in the first, a working agent is pumped into the injection well for a period of time during which an increase in reservoir pressure and dissolution of liquids is ensured. hydrocarbons and their release from a bound state in a kerogen-containing matrix; at the second stage, holding is carried out to dissolve hydrocarbons with the working agent and the reservoir pressure is equalized, accompanied by further penetration of the working agent into the low-permeability kerogen-containing matrix; at the third stage, the target product is selected from the productive formation, and associated petroleum gas, or pure methane, or carbon dioxide is used as a working agent (see RF patent No. 2513963, class E21B43/16, 2014).
В результате анализа данного способа необходимо отметить, что он, по сравнению с приведенным выше, обеспечивает повышение коэффициента извлечения нефти (КИН) за счет использования рабочего агента, обеспечивающего разбухание керогена и жидких углеводородов (незначительное повышение внутрипластового давления) в продуктивном пласте с последующим отбором нефти плотных пород на дневную поверхность, однако данный эффект весьма незначителен и позволяет повысить КИН до 10-12%.As a result of the analysis of this method, it should be noted that, in comparison with the above, it provides an increase in the oil recovery factor (ORF) due to the use of a working agent that ensures the swelling of kerogen and liquid hydrocarbons (a slight increase in in situ pressure) in the productive formation with subsequent oil extraction dense rocks onto the day surface, however, this effect is very insignificant and allows increasing the oil recovery factor to 10-12%.
Основным недостатком известного способа является то, что, используемые в известном способе рабочие агенты, являются слабыми растворителями и, практически не растворяют смолы и асфальтены, которые являются основными компонентами состава, цементирующего слои продуктивного пласта баженовской свиты. The main disadvantage of the known method is that the working agents used in the known method are weak solvents and practically do not dissolve resins and asphaltenes, which are the main components of the composition that cements the layers of the productive formation of the Bazhenov formation.
Именно поэтому, весьма актуальной остается задача увеличения проницаемости и пористости продуктивных пластов призабойной зоны баженовской свиты до момента начала закачки в её продуктивные пласты рабочих агентов и отбора целевого продукта.That is why, the task of increasing the permeability and porosity of the productive formations of the bottomhole zone of the Bazhenov formation before the start of injection of working agents into its productive formations and selection of the target product remains very relevant.
Естественно, попытки решения данной проблемы на «бажене» предпринимались. Так, например, известен способ разработки керогеносодержащих пластов баженовской свиты, согласно которому перед отбором углеводородов в продуктивный пласт закачивают рабочий агент, состоящий из смеси легкой нефти, добытой из этой свиты, и нафталина с концентрацией 1-19% мас., и кислородсодержащую смесь - воздух, из которых в пласте формируют топливо с преобразованием легкой нефти в тяжелую, с увеличением ее плотности и вязкости, а закачку воздуха продолжают до воспламенения сформированного топлива в призабойной зоне нагнетательной скважины, создают фронт горения этого топлива и воздействуют теплом на керогенсодержащие породы до образования в них флюидопроводящих каналов в виде сети трещин, при этом обеспечивают возможность окисления и самовозгорания керогена, содержащегося в породе пластов баженовской свиты, используя его в качестве источника топлива, и вовлекают керогенсодержащие пласты в разработку (см. патент РФ №2637695, кл. Е21В43/247, 2017 г.).Naturally, attempts were made to solve this problem at Bazhen. For example, there is a known method for developing kerogen-containing formations of the Bazhenov formation, according to which, before selecting hydrocarbons, a working agent consisting of a mixture of light oil extracted from this formation and naphthalene with a concentration of 1-19% wt., and an oxygen-containing mixture - air, from which fuel is formed in the formation with the transformation of light oil into heavy oil, with an increase in its density and viscosity, and the injection of air is continued until the ignition of the formed fuel in the bottomhole zone of the injection well, creating a combustion front for this fuel and applying heat to kerogen-containing rocks until the formation of them fluid-conducting channels in the form of a network of cracks, while providing the possibility of oxidation and spontaneous combustion of kerogen contained in the rock of the Bazhenov formation, using it as a source of fuel, and involving kerogen-containing formations in development (see RF patent No. 2637695, class E21B43/247 , 2017).
В результате анализа известного способа необходимо отметить, что его осуществление, за счет образования и поддержания процесса горения в призабойной зоне, позволяет повысить нефтеотдачу пласта за счет формирования в призабойной зоне сети трещин, которые увеличивают проницаемость призабойной зоны скважины. Однако авторы известного способа не принимают во внимание то, что в процессе внутрипластового сжигания углеводородного топлива температура в зоне сжигания углеводородного топлива может достигать 600-800°C и одновременно с образованием новой трещиноватости происходит её кольматация продуктами сжигания углеводородного топлива и коксом.As a result of the analysis of the known method, it should be noted that its implementation, due to the formation and maintenance of the combustion process in the bottom-hole zone, makes it possible to increase oil recovery due to the formation of a network of cracks in the bottom-hole zone, which increase the permeability of the bottom-hole zone of the well. However, the authors of the known method do not take into account the fact that during the in-situ combustion of hydrocarbon fuels, the temperature in the hydrocarbon fuel combustion zone can reach 600-800°C and, simultaneously with the formation of new fracturing, it becomes clogged with hydrocarbon fuel combustion products and coke.
Как известно продуктивный пласт баженовской свиты состоит из нескольких пачек (пропластков), которые имеют различные фильтрационно-ёмкостные свойства. В процессе использования известного способа рабочие агенты в основном проникают в наиболее проницаемые пачки, - как правило, это две пачки из шести, в которых и реализуются все вышеописанные процессы. Остальные четыре пачки, которые имеют более низкую проницаемость, и содержат, как правило, больше органического вещества, остаются незатронутыми воздействием известного способа (см. Немова В.Д., Панченко И.В. Федеральное государственное бюджетное учреждение «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт» (ФГБУ «ВНИГНИ»); ЗАО «МиМГО», Москва, Россия. ЛОКАЛИЗАЦИЯ ПРИТОЧНЫХ ИНТЕРВАЛОВ БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ И ИХ ЕМКОСТНОЕ ПРОСТРАНСТВО НА СРЕДНЕ-НАЗЫМСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ. Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2017. - Т.12. -№ 1. - http://www.ngtp.ru/rub/4/11_2017.pdf.). As is known, the productive formation of the Bazhenov formation consists of several packs (interlayers), which have different filtration and reservoir properties. In the process of using the known method, working agents mainly penetrate into the most permeable packs - as a rule, these are two packs out of six, in which all the above processes are realized. The remaining four packs, which have lower permeability and contain, as a rule, more organic matter, remain unaffected by the known method (see V.D. Nemova, I.V. Panchenko, Federal State Budgetary Institution "All-Russian Scientific Research Geological Petroleum Institute" (FSBI "VNIGNI"); JSC "MiMGO", Moscow, Russia. LOCALIZATION OF INFLOW INTERVALS OF THE BAZHENOV FORMATION AND THEIR CAPACITIVE SPACE IN THE MIDDLE-NAZYMSKY FIELD. Oil and gas geology. Theory and practice. - 2017. - Vol. 12. - No. 1. - http://www.ngtp.ru/rub/4/11_2017.pdf.).
В последние годы для добычи углеводородов из нефтекерогеносодержащих пластов находят применение технологии, основанные на доставке в призабойную зону рабочих агентов, обеспечивающих расширение флюидопроводящих каналов, их закрепление в породе, а также активное воздействие на пластовые углеводороды, с целью их облагораживания (трансформирования в более легкие нефтяные фракции) с последующей доставкой на дневную поверхность. Данные технологии позволяют наиболее эффективно извлекать углеводороды из нефтекерогеносодержащих продуктивных пластов и вполне могут найти применение при освоении залежей баженовской свиты.In recent years, for the production of hydrocarbons from oil-kerogen-containing formations, technologies have been used that are based on the delivery of working agents to the bottom-hole zone, ensuring the expansion of fluid-conducting channels, their fixation in the rock, as well as the active influence on formation hydrocarbons, with the aim of upgrading them (transforming them into lighter oil fractions) with subsequent delivery to the surface. These technologies make it possible to most effectively extract hydrocarbons from oil-kerogen-containing productive formations and may well find application in the development of deposits of the Bazhenov formation.
Так, например, известен способ добычи углеводородов из нефтекерогеносодержащих пластов, включающий приготовление рабочих агентов, инжектирование их по продуктопроводу в продуктивный нефтекерогеносодержащий пласт с целью высокотемпературного термохимического воздействия на продуктивный пласт с последующим отбором из него углеводородов в режиме фонтанирования скважины и доставку их на дневную поверхность по продуктопроводу, причем перед высокотемпературным термохимическим воздействием на продуктивный пласт осуществляют восстановление естественной трещиноватости и естественных флюидопроводящих каналов в призабойной зоне продуктивного пласта путем низкотемпературного термохимического воздействия на него рабочим агентом с последующим закреплением каналов нанопроппантом в результате низкотемпературного термохимокаталитического воздействия с использованием рабочего агента, а также для увеличения межгранулярной проницаемости в призабойной зоне скважины подвергают продуктивный пласт кислотному термохимическому воздействию с использованием рабочего агента с последующими тепловым воздействием на продуктивный пласт и проведением в нем внутрипластовых тепловых взрывов, причем после осуществления основного высокотемпературного термохимического воздействия и перед отбором углеводородов осуществляют термокаталитическое воздействие на продуктивный пласт для внутрипластового облагораживания углеводородов с последующим осуществлением на продуктивный пласт водородно-термокаталитического воздействия с использованием каталитического нанопроппанта для увеличения степени полноты молекулярной модификации нефти низкопроницаемых пород, битуминозной нефти и керогена в более ценные углеводороды и предупреждения компакции продуктивного пласта за счет закрепления флюидопроводящих каналов продуктивного пласта нанопроппантом, после чего осуществляют термогидроуглекислотное воздействие на продуктивный пласт с последующим отбором по продуктопроводу модифицированных и частично облагороженных углеводородов на дневную поверхность, а в процессе доставки углеводородов на дневную поверхность осуществляют их дополнительное частичное облагораживание за счет пропускания через проточный реактор, образованный пространством в продуктопроводе между колонной насосно-компрессорных труб и коаксиально размещенной в ней безмуфтовой трубой (см. патент РФ №2671880, кл. Е21В43/16, 2019 г.) – наиболее близкий аналог. For example, there is a known method for the extraction of hydrocarbons from oil-kerogen-containing formations, including the preparation of working agents, injecting them through a product pipeline into a productive oil-kerogen-containing formation for the purpose of high-temperature thermochemical influence on the productive formation, followed by the selection of hydrocarbons from it in the well flowing mode and their delivery to the day surface by product pipeline, and before the high-temperature thermochemical impact on the productive formation, restoration of natural fracturing and natural fluid-conducting channels in the bottom-hole zone of the productive formation is carried out by low-temperature thermochemical impact on it with a working agent, followed by fixing the channels with nanoproppant as a result of low-temperature thermochemical-catalytic impact using a working agent, as well as to increase intergranular permeability in the bottom-hole zone of the well, the productive formation is subjected to acidic thermochemical action using a working agent, followed by thermal impact on the productive formation and in-situ thermal explosions carried out in it, and after the main high-temperature thermochemical effect is carried out and before the selection of hydrocarbons, a thermocatalytic effect is carried out on the productive formation for in-situ upgrading of hydrocarbons with the subsequent implementation of a hydrogen-thermocatalytic effect on the productive formation using catalytic nanoproppant to increase the degree of completeness of the molecular modification of oil from low-permeability rocks, bituminous oil and kerogen into more valuable hydrocarbons and preventing compaction of the productive formation by securing the fluid-conducting channels of the productive formation with nanoproppant, after which carry out a thermohydrocarbonic acid effect on the productive formation with subsequent selection of modified and partially upgraded hydrocarbons through the product pipeline to the day surface, and in the process of delivering hydrocarbons to the day surface they carry out their additional partial upgrading by passing through a flow reactor formed by the space in the product pipeline between the tubing column and a couplingless pipe coaxially placed in it (see. RF patent No. 2671880, class. E21B43/16, 2019) is the closest analogue.
В результате анализа данного способа необходимо отметить, что его использование обеспечивает реализацию широкого спектра воздействий на призабойную зону пласта скважины гаммой рабочих агентов, осуществляющих формирование в породе сети флюидопроводящих каналов с их закреплением, а также внутрипластовое облагораживание углеводородов, с последующим отбором их на дневную поверхность.As a result of the analysis of this method, it should be noted that its use ensures the implementation of a wide range of impacts on the bottomhole formation zone of a well with a range of working agents that form a network of fluid-conducting channels in the rock with their fixation, as well as in-situ upgrading of hydrocarbons, followed by their selection to the surface.
Реализуемое данным способом проведение внутрипластового каталитического ретортинга позволяет вовлечь в активную разработку практически весь углеводородный потенциал баженовской свиты, а именно: НПП (S1); высокомолекулярные УВ (S2a) и остаточный нефтегенерационный потенциал керогена (S2b). При этом в результате термохимического воздействия используемого рабочего агента внутри пласта (In-Situ) осуществляется улучшение качества, как низкомолекулярных УВ, так и высокомолекулярных УВ в среде псевдо-сверхкритического флюида (смесь различных флюидов, находящихся в сверхкритическом состоянии), а также в результате «сухого» пиролиза и гидропиролиза происходит внутрипластовая генерация, как жидких, так и газообразных углеводородов. В результате осуществления таких технологий в разработку вовлекается практически весь углеводородный потенциал продуктивного пласта и на поверхность извлекается высокотехнологичная нефть (ВТН).In-situ catalytic retorting, implemented by this method, allows almost the entire hydrocarbon potential of the Bazhenov formation to be involved in active development, namely: oil and gas production (S 1 ); high molecular weight hydrocarbons (S 2 a) and residual oil generation potential of kerogen (S 2 b). At the same time, as a result of the thermochemical effect of the working agent used inside the formation (In-Situ), the quality of both low-molecular hydrocarbons and high-molecular hydrocarbons is improved in the environment of a pseudo-supercritical fluid (a mixture of various fluids in a supercritical state), as well as as a result of “ dry" pyrolysis and hydropyrolysis, in-situ generation of both liquid and gaseous hydrocarbons occurs. As a result of the implementation of such technologies, almost the entire hydrocarbon potential of the productive formation is involved in development and high-tech oil (HTOC) is extracted to the surface.
Реализация таких технологий, несомненно, является наиболее перспективным направлением деятельности для разработки залежей баженовской свиты. Однако при реализации этапа подготовки продуктивного пласта для последующего высокотемпературного термохимического воздействия в результате осуществления низкотемпературного термохимического воздействия, низкотемпературного термохимокаталитического воздействия и кислотного термохимического воздействия на прискважинную зону продуктивного пласта, происходит, в основном, восстановление естественной трещиноватости и/или естественных флюидопроводящих каналов и всего лишь некоторый рост проницаемости продуктивного пласта в его прискважинной зоне, то есть, в результате осуществления, трех вышеназванных технологических операций подготовки продуктивного пласта, значительного роста проницаемости и, тем более, увеличения пористости в прискважинной зоне пласта не происходит, что не позволяет начать эффективную закачку высокотемпературных рабочих агентов известного способа в продуктивный пласт и поэтому проблема подготовки продуктивного пласта для дальнейшей закачки в него высокотемпературных рабочих агентов остается актуальной. The implementation of such technologies is undoubtedly the most promising area of activity for the development of deposits of the Bazhenov suite. However, when implementing the stage of preparing the productive formation for subsequent high-temperature thermochemical treatment, as a result of low-temperature thermochemical treatment, low-temperature thermochemical-catalytic treatment and acid thermochemical treatment on the near-well zone of the productive formation, there is mainly restoration of natural fracturing and/or natural fluid-conducting channels and only some an increase in the permeability of the productive formation in its near-well zone, that is, as a result of the implementation of the three above-mentioned technological operations for preparing the productive formation, a significant increase in permeability and, moreover, an increase in porosity in the near-well zone of the formation does not occur, which does not allow the effective injection of high-temperature working agents to begin known method into the productive formation and therefore the problem of preparing the productive formation for further injection of high-temperature working agents into it remains relevant.
Техническим результатом настоящего изобретения является разработка способа повышения нефтеотдачи нефтекерогеносодержащих продуктивных пластов баженовской свиты, обеспечивающего повышение нефтеотдачи за счет значительного повышения пористости и проницаемости продуктивного пласта в его прискважинной зоне, особенно на этапе подготовки продуктивного пласта для дальнейшего высокотемпературного термохимического воздействия.The technical result of the present invention is the development of a method for increasing oil recovery from oil-kerogen-containing productive formations of the Bazhenov formation, providing increased oil recovery due to a significant increase in the porosity and permeability of the productive formation in its near-well zone, especially at the stage of preparing the productive formation for further high-temperature thermochemical effects.
Указанный технический результат обеспечивается тем, что в способе повышения нефтеотдачи нефтекерогеносодержащих продуктивных пластов баженовской свиты, включающем формирование в продуктивном пласте флюидопроводящих каналов, которое осуществляют до отбора углеводородов инжектированием по колонне насосно-компрессорных труб в продуктивный пласт рабочего агента, новым является то, что в качестве рабочего агента используют органический растворитель из группы хлорзамещенных углеводородов перед инжектированием рабочего агента в заполненной водой скважине, устанавливают в скважине пакер, разделяя скважину на изолированные друг от друга надпакерную и подпакерную зоны, с последующими закачкой в подпакерную зону рабочего агента, которую ведут до давления в подпакерной зоне, превышающего гидростатическое давление столба воды и, что особенно важно, внутрипластовое давление, после чего прекращают закачку рабочего агента и проводят выдержку подпакерной зоны при таком давлении рабочего агента для пропитки прискважинной зоны продуктивного пласта рабочим агентом и формирования флюидопроводящих каналов за счет растворения битумоидных компонентов (прослоек) продуктивного пласта, с последующим удалением из продуктивного пласта полученных в результате такого растворении продуктов на дневную поверхность, которое ведут в режиме фонтанирования скважины, а в качестве основного, но не единственного рабочего агента может быть использован хлороформ.The specified technical result is ensured by the fact that in the method of increasing oil recovery from oil-kerogen-containing productive formations of the Bazhenov formation, including the formation of fluid-conducting channels in the productive formation, which is carried out before the selection of hydrocarbons by injecting a working agent along a column of tubing into the productive formation, what is new is that as working agent, an organic solvent from the group of chlorine-substituted hydrocarbons is used before injecting the working agent into a water-filled well, a packer is installed in the well, dividing the well into above-packer and under-packer zones isolated from each other, followed by pumping the working agent into the under-packer zone, which is carried out to pressure in the under-packer zone exceeding the hydrostatic pressure of the water column and, most importantly, the in-situ pressure, after which the injection of the working agent is stopped and the sub-packer zone is held at such pressure of the working agent to impregnate the near-well zone of the productive formation with the working agent and form fluid-conducting channels due to the dissolution of bitumen components ( interlayers) of the productive formation, followed by removal from the productive formation of the products obtained as a result of such dissolution onto the day surface, which is carried out in the well flowing mode, and chloroform can be used as the main, but not the only working agent.
Заявленное изобретение во многом базируется на способности органических растворителей, в частности, хлороформа, эффективно растворять смолы и асфальтены.The claimed invention is largely based on the ability of organic solvents, in particular chloroform, to effectively dissolve resins and asphaltenes.
При закачке в прискважинную зону продуктивного пласта органического растворителя из группы хлорзамещенных углеводородов, в частности, хлороформа происходит насыщение некоторой части открытого порового пространства этой прискважинной зоны нефтекерогеносодержащего пласта, с целью растворения смол и асфальтенов, которые в процессе катагенеза сформировали множественные микро и наноразмерные субгоризонтальные слои в горной породе баженовской свиты, играющие роль естественного цементирующего материала такой горной породы продуктивного пласта баженовской свиты. When an organic solvent from the group of chlorine-substituted hydrocarbons, in particular chloroform, is pumped into the near-well zone of a productive formation, some part of the open pore space of this near-well zone of the oil-kerogen-containing formation is saturated in order to dissolve resins and asphaltenes, which during the process of catagenesis formed multiple micro- and nano-sized subhorizontal layers in rock of the Bazhenov formation, playing the role of a natural cementing material of such rock of the productive layer of the Bazhenov formation.
В результате происходит растворение микро и/или наноразмерных слоёв продуктивного пласта, состоящих, преимущественно, из смол и асфальтенов, в результате чего в таком продуктивном пласте образуются новые, преимущественно, субгоризонтальные плоскостные микро- и наноразмерные флюидопроводящие каналы; при этом в меньшей степени, но при разгрузке продуктивного пласта также происходит образование и новых субвертикальных микро и наноразмерных флюидопроводящих каналов, что, в целом, и приводит к существенному увеличению проницаемости и пористости призабойной зоны скважины. В призабойной зоне образуется новая объёмная объединенная флюидопроводящая система.As a result, the dissolution of micro- and/or nano-sized layers of the productive formation, consisting mainly of resins and asphaltenes, results in the formation of new, predominantly subhorizontal planar micro- and nano-sized fluid-conducting channels in such a productive formation; at the same time, to a lesser extent, but when the productive formation is unloaded, new subvertical micro- and nano-sized fluid-conducting channels are also formed, which, in general, leads to a significant increase in the permeability and porosity of the wellbore zone. A new volumetric integrated fluid-conducting system is formed in the near-wellbore zone.
Проведение пропитки прискважинной зоны продуктивного пласта растворителем, который находится под давлением, значительно увеличивает эффект пропитки и растворения.Impregnation of the near-well zone of the productive formation with a solvent that is under pressure significantly increases the effect of impregnation and dissolution.
Весьма существенным является и то, что удаление продуктов растворения, состоящих из растворителя, растворенных смол и асфальтенов, жидких подвижных углеводородов, углеводородных и иных газов из призабойной зоны скважины нефтекерогеносодержащего пласта осуществляют в режиме фонтанирования под давлением, значение которого выше гидростатического давления. Такой подход не позволяет допустить компакции продуктивного пласта. Керогенсодержащие продуктивные пласты баженовской свиты, как правило, лишены «скелета», их пористость и проницаемость поддерживаются только за счет того, что в поровом пространстве такого продуктивного пласта присутствуют внутрипластовые флюиды, 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 also very significant that removal of dissolution products consisting of a solvent, dissolved resins and asphaltenes, liquid mobile hydrocarbons, hydrocarbon and other gases from the bottomhole zone of a well in an oil-kerogen-containing formation is carried out in the gushing mode under pressure, the value of which is higher than hydrostatic pressure. This approach does not allow compaction of the productive formation. Kerogen-containing productive formations of the Bazhenov formation, as a rule, lack a “skeleton”; their porosity and permeability are maintained only due to the fact that in the pore space of such a productive formation there are intra-formational fluids, the bursting pressure of which always exceeds the level of hydrostatic pressure. Therefore, if the expansion pressure of intra-formational fluids in a productive formation drops below the level of hydrostatic pressure, then the process of compaction of such a productive formation 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 productive formation.
Поэтому при отборе из такого продуктивного пласта жидкой смеси очень важно соблюдать, названное выше условие, и не допускать падение внутрипластового давления ниже уровня гидростатического давления и поддерживать его на уровне, который на 0,01-20 МПа превышает уровень гидростатического давления.Therefore, when selecting a liquid mixture from such a productive formation, it is very important to comply with the above-mentioned condition and not allow the in-situ pressure to fall below the level of hydrostatic pressure and maintain it at a level that is 0.01-20 MPa higher than the level of hydrostatic pressure.
Сущность заявленного изобретения поясняется графическими материалами, на которых:The essence of the claimed invention explained with graphic materials showing:
- на фиг. 1 – схема осуществления способа на этапе подготовки скважины; - in fig. 1 – diagram of the method implementation at the well preparation stage;
- на фиг. 2 – скважина с размещенным в ней пакером;- in fig. 2 – well with a packer placed in it;
- на фиг. 3 – схема скважины при закачке рабочего агента (растворителя) в продуктивный пласт;- in fig. 3 – diagram of a well when injecting a working agent (solvent) into a productive formation;
- на фиг. 4 – схема скважины при пропитке продуктивного пласта растворителем; - in fig. 4 – diagram of a well during impregnation of the productive formation with a solvent;
- на фиг. 5 – схема скважины при отборе продуктов растворения из околоскважинной зоны продуктивного пласта.- in fig. 5 – well diagram for sampling dissolution products from the near-well zone of the productive formation.
Для осуществления заявленного способа может быть использовано следующее оборудование:To implement the claimed method, the following equipment can be used:
• Колтюбинговая установка (например, МК30Т-10);• Coiled tubing unit (for example, MK30T-10);
• Каротажный подъёмник (например, ПКС-5);• Logging lift (for example, PKS-5);
• НКТ с ТИП (теплоизолирующее покрытие) для термохимического воздействия (НКТ изготовлена из сплава SANICRO-25 или его аналогов, а ТИП изготовлено, например, из микропористой теплоизоляции MICROTHERM);• tubing with TIP (thermal insulating coating) for thermochemical exposure (tubing is made of SANICRO-25 alloy or its analogues, and TIP is made, for example, from microporous thermal insulation MICROTHERM);
• Пакер, используемый для проведения ГРП, с перепадом давления до 70 МПа (например, пакеры компании «Пакер Тулз», РФ, Москва, серии ПС);• Packer used for hydraulic fracturing, with a pressure drop of up to 70 MPa (for example, packers from Packer Tools, RF, Moscow, PS series);
• Ёмкость для хлороформа из нержавеющей стали;• Stainless steel container for chloroform;
• Установка насосная (например, Н504-20); • Pumping unit (for example, N504-20);
• Наземные продуктопроводы из нержавеющей стали и• Above ground product pipelines made of stainless steel and
• Устьевая фонтанная арматура, изготовленная из сплавов SANICRO-25, INCONEL 740H или их аналогов.• Wellhead Xmas tree made from SANICRO-25, INCONEL 740H alloys or their equivalents.
В качестве генераторов давления в заявленном способе могут быть использованы их различные типы, например, ПГД, ПГД.БК, ПГРИ, АДС и т.п. и, преимущественно, АДС-7, технические характеристики которого приведены ниже:Various types of them can be used as pressure generators in the claimed method, for example, PGD, PGD.BK, PGRI, ADS, etc. and, mainly, ADS-7, the technical characteristics of which are given below:
Техническая характеристика АДС-7Technical characteristics of ADS-7
Способ воспламенения: электрический.Ignition method: electric.
Минимальный ток воспламенения, А: 1,5.Minimum ignition current, A: 1.5.
Габаритные размеры, мм:Overall dimensions, mm:
Наружный диаметр: 36-42;Outer diameter: 36-42;
Максимальная длина: 12700. Maximum length: 12700.
Масса одного сгорающего элемента АДС-7с, кг: 1,1.Mass of one combustion element ADS-7s, kg: 1.1.
Масса одного воспламенителя АДС-7 в, кг: 0,9.Weight of one ADS-7 igniter, kg: 0.9.
Максимальная масса элементов при одном спуске, кг: 158.Maximum mass of elements during one descent, kg: 158.
Минимальное гидростатическое давление, МПа: 3.Minimum hydrostatic pressure, MPa: 3.
Максимальная допустимая температура, °C: 100.Maximum permissible temperature, °C: 100.
Специалистам все названные выше устройства хорошо известны и поэтому никакого дополнительного их описания не требуется.All of the above devices are well known to specialists and therefore no additional description is required.
Заявленный способ, с использованием приведенного выше оборудования, осуществляют в несколько последовательно выполняемых этапов следующим образом.The claimed method, using the above equipment, is carried out in several sequential stages as follows.
Этап № 1. Подготовка скважины Stage No. 1. Well preparation
Очищенную и промытую негерметизированную скважину 1 (фиг. 1), заполненную водой 2 (после промывки в скважине присутствует вода) опускают негерметичную колонну НКТ 3, оснащенную, не приведенным в рабочее состояние пакером 4, который установлен на участке 5 НКТ 3. A cleaned and washed unsealed well 1 (Fig. 1), filled with water 2 (after washing there is water in the well), an unsealed tubing string 3 is lowered, equipped with a packer 4 that is not brought into working condition, which is installed in section 5 of the tubing 3.
На дневной поверхности скважины собирают гирлянду 6, состоящую из нескольких единиц, преимущественно, АДС-7, которую по негерметичной НКТ 3 каротажым подъёмником (например, ПКС-5) 7 посредством геофизического кабеля 8 доставляют и позиционируют на забое негерметичной скважины 1 в её подпакерном объёме 9 (фиг. 1). On the day surface of the well, a garland 6 is assembled, consisting of several units, mainly ADS-7, which is delivered along a leaky tubing 3 by a logging hoist (for example, PKS-5) 7 via a geophysical cable 8 and positioned at the bottom of a leaky well 1 in its sub-packer volume 9 (Fig. 1).
Инициируют сжигание гирлянды 6 в подпакерном объёме 9 негерметичной скважины 1, в результате чего в подпакерном объёме 9 негерметичной скважины 1 происходит резкое повышение давления (до 80-100 МПа), которое приводит в рабочее состояние пакер 4 (фиг. 2), разделяя скважину на изолированные друг от друга подпакерный и надпакерный скважинные объемы.The burning of the garland 6 is initiated in the under-packer volume 9 of the leaky well 1, as a result of which in the under-packer volume 9 of the leaky well 1 there is a sharp increase in pressure (up to 80-100 MPa), which brings the packer 4 into working condition (Fig. 2), dividing the well into under-packer and above-packer well volumes isolated from each other.
Извлекают из негерметичной НКТ с ТИП 3 геофизический кабель 8. Geophysical cable 8 is removed from the leaky tubing with TYPE 3.
Скважина подготовлена к работе.The well is ready for operation.
Этап № 2 . Заполнение негерметичной скважины и негерметичной колонны НКТ 3 растворителем Stage No. 2 . Filling a leaking well and leaking tubing string 3 with solvent
При помощи колтюбинговой установки 11 (фиг. 3) на забой скважины 1 в её подпакерный объём 9 по негерметичной НКТ 3 опускают безмуфтовую трубу 12, по которой в подпакерный объём 9, который, как и вся скважина 1, также заполнен водой 2, начинают закачивать из емкости растворитель 13 из расчета от 100 до 3000 кг растворителя на один погонный метр продуктивного пласта.Using a coiled tubing unit 11 (Fig. 3), a couplingless pipe 12 is lowered to the bottom of the well 1 into its under-packer volume 9 along an unsealed tubing 3, through which they begin to pump into the under-packer volume 9, which, like the entire well 1, is also filled with water 2 from the container, solvent 13 at the rate of 100 to 3000 kg of solvent per linear meter of productive formation.
Для реализации способа пригоден практически любой растворитель, предпочтительно, но не обязательно, имеющий плотность выше воды, способный эффективно растворять смолы и асфальтены, предпочтительно, недорогой и доступный в массовом количестве, учитывая его высокий расход.Almost any solvent is suitable for implementing the method, preferably, but not necessarily, having a density higher than water, capable of effectively dissolving resins and asphaltenes, preferably inexpensive and available in mass quantities, given its high consumption.
Установлено, что содержащиеся в продуктивном пласте тяжелые углеводороды - смолы и асфальтены, эффективно растворяются органическими растворителями из группы ароматических растворителей, такими как толуол, бензол, сольвент, а также растворителями из группы хлорзамещенных углеводородов (хлороформ (трихлорметан), тетрахлорметан и др.). Возможным является использование и гидроароматических растворителей (тетралин, декалин и др.).It has been established that the heavy hydrocarbons contained in the productive formation - resins and asphaltenes - are effectively dissolved by organic solvents from the group of aromatic solvents, such as toluene, benzene, solvent, as well as solvents from the group of chlorine-substituted hydrocarbons (chloroform (trichloromethane), carbon tetrachloride, etc.). It is also possible to use hydroaromatic solvents (tetralin, decalin, etc.).
Для упрощения изложения рассмотрим осуществление заявленного изобретения далее на примере использования в качестве растворителя хлороформа, что, естественно, не означает, что для его реализации не может быть использован иной известный растворитель, отвечающий приведенным выше требованиям.To simplify the presentation, we will consider the implementation of the claimed invention further using the example of using chloroform as a solvent, which, naturally, does not mean that another known solvent that meets the above requirements cannot be used for its implementation.
Так как хлороформ имеет плотность выше, чем у воды (плотность хлороформа: 1,483 г/см3; плотность воды: 0,9982 г/см3), то в процессе закачки он вытесняет воду 2 из подпакерного объёма и из внутреннего объёма негерметичной НКТ 3. Since chloroform has a density higher than that of water (density of chloroform: 1.483 g/ cm3 ; density of water: 0.9982 g/ cm3 ), during the injection process it displaces water 2 from the sub-packer volume and from the internal volume of the leaky tubing 3 .
После полного вытеснения воды 2 хлороформом 13 из подпакерного объёма 9 скважины 1 через негерметичную колонну НКТ 3 и из внутреннего объёма самой негерметичной колонны НКТ 3, закачку хлороформа 13 приостанавливают и осуществляют герметизацию негерметичной скважины 1 и негерметичной НКТ 3 (фиг. 4) известным специалистам способом, не требующим пояснения, с использованием скважинной фонтанной арматуры 15 и 16.After complete displacement of water 2 by chloroform 13 from the sub-packer volume 9 of well 1 through the leaky tubing string 3 and from the internal volume of the leaky tubing string 3 itself, the injection of chloroform 13 is stopped and the leaky well 1 and the leaky tubing 3 are sealed (Fig. 4) in a manner known to experts. , which does not require explanation, using well Xmas trees 15 and 16.
Этап № 3 . Закачка растворителя в продуктивный пласт Stage No. 3 . Injecting solvent into the productive formation
По герметичной НКТ 3 в подпакерный объём 9 загерметизированной скважины 1 и далее в продуктивный пласт 17 возобновляют закачку хлороформа 13 до тех пор, пока давление в продуктивном пласте 17 не достигнет значения, которое на 0,01-30 МПа превышает значение внутрипластового давления в подпакерном объёме 9 (фиг. 5). Давление в продуктивном пласте и контролируют с помощью манометров, установленных на скважинной фонтанной арматуре 15 и 16. Through sealed tubing 3 into sub-packer volume 9 of sealed well 1 and then the injection of chloroform 13 into the productive formation 17 is resumed until the pressure in the productive formation 17 reaches a value that is 0.01-30 MPa higher than the value of the in-situ pressure in the sub-packer volume 9 (Fig. 5). The pressure in the productive formation is controlled using pressure gauges installed on the well Xmas tree 15 and 16.
Этап № 4. После достижения заданного значения давления растворителя в подпакерной зоне прекращают подачу растворителя и осуществляют процесс выдержки, в течение которого происходит пропитка продуктивного пласта 17 растворителем и растворение находящихся в пласте смол и асфальтенов. Stage No. 4. After reaching a given value of the solvent pressure in the sub-packer zone, the supply of solvent is stopped and the holding process is carried out, during which the productive formation 17 is impregnated with the solvent and the resins and asphaltenes present in the formation are dissolved.
Продолжительность пропитки определяется опытным или расчетным путем, в зависимости от фильтрационно-ёмкостных свойств продуктивного пласта, и составляет, как правило, не менее одного часа, а предпочтительно, от 10 до 300 часов. The duration of impregnation is determined experimentally or by calculation, depending on the filtration-capacitive properties of the productive formation, and is, as a rule, at least one hour, and preferably from 10 to 300 hours.
При проведении пропитки поддерживают давление растворителя в продуктивном пласте выше значения гидростатического давления (при нормальном внутрипластовом давлении) или аномально высокого внутрипластового давления, которое осуществляют подкачкой (непрерывной медленной или периодической) растворителя в продуктивный пласт.When carrying out impregnation, the solvent pressure in the productive formation is maintained above the value of hydrostatic pressure (at normal in-situ pressure) or abnormally high in-situ pressure, which is carried out by pumping (continuous slow or periodic) the solvent into the productive formation.
Этап № 5. Отбор продуктов растворения из продуктивного пласта Stage No. 5. Selection of dissolution products from the productive formation
После завершения процесса пропитки продуктивного пласта 17 хлороформом 13, из НКТ 3 извлекают безмуфтовую трубу 12 и сразу же начинают осуществлять отбор из продуктивного пласта 17 в режиме фонтанирования скважины продуктов растворения - жидкой смеси, состоящей из хлороформа, растворенных смол и асфальтенов, жидких подвижных углеводородов, углеводородных и иных газов. After completion of the process of impregnation of the productive formation 17 with chloroform 13, the couplingless pipe 12 is removed from the tubing 3 and immediately begins to select from the productive formation 17 in the well flowing mode of dissolution products - a liquid mixture consisting of chloroform, dissolved resins and asphaltenes, liquid mobile hydrocarbons, hydrocarbon and other gases.
Отбор осуществляют, поддерживая внутрипластовое давление, которое на 0,01-20 МПа выше уровня значения гидростатического давления подпакерного объёма 9, а после окончания отбора, не допуская компакции продуктивного пласта, начинают, в зависимости от конкретной добычной технологии, отбор углеводородов или закачку в продуктивный пласт иных рабочих агентов, для выполнения действий, регламентированных технологическим процессом, например, для осуществления термохимического воздействия на продуктивный пласт, как это предусмотрено в решении – наиболее близком аналоге. Selection is carried out by maintaining in-situ pressure, which is 0.01-20 MPa above the level of the hydrostatic pressure value of the sub-packer volume 9, and after the end of selection, without allowing compaction of the productive formation, they begin, depending on the specific production technology, the selection of hydrocarbons or injection into the productive formation of other working agents, to perform actions regulated by the technological process, for example, to carry out thermochemical effects on the productive formation, as provided in the solution - the closest analogue.
Этапы 1 – 5 периодически повторяют в процессе эксплуатации скважины, когда начинается наблюдаться снижение нефтеотдачи продуктивного пласта.Stages 1 – 5 are periodically repeated during the operation of the well, when a decrease in oil recovery from the productive formation begins to be observed.
Достижение указанного технического результата подтверждено различными исследованиями, в частности, представленными академиком РАН ИНГГ СО РАН Алексеем Э. Конторовичем в своей презентации «Феномен баженовской свиты» на VIII-м Всероссийском литологическом совещании, которое состоялось в г. Москве 27 октября 2015 г.The achievement of the specified technical result is confirmed by various studies, in particular, presented by Academician of the Russian Academy of Sciences INGG SB RAS Alexei E. Kontorovich in his presentation “The Bazhenov Formation Phenomenon” at the VIII All-Russian Lithological Meeting, which took place in Moscow on October 27, 2015.
Claims (2)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2807674C1 true RU2807674C1 (en) | 2023-11-21 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU607959A1 (en) * | 1976-01-12 | 1978-05-25 | Всесоюзный Нефтегазовый Научно-Исследовательский Инститт | Method of treating well-face area |
| SU821686A1 (en) * | 1978-07-05 | 1981-04-15 | Сибирский Научно-Исследовательскийинститут Нефтяной Промышленности Министерства Нефтяной Промышленностиссср | Method of treating hole-bottom area of well |
| WO1992008039A1 (en) * | 1990-10-29 | 1992-05-14 | The Western Company Of North America | Fluid additive and method for treatment of subterranean formation |
| RU2139425C1 (en) * | 1998-12-28 | 1999-10-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная Компания Черногорнефтеотдача" | Method for treating bottom-hole zone of low-productive reservoirs in bed |
| RU2159322C1 (en) * | 2000-05-04 | 2000-11-20 | Янин Александр Викторович | Process of action on face zone of well |
| RU2245997C2 (en) * | 2002-07-08 | 2005-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Оренбурггазпром" (ООО "Оренбурггазпром") | Method for operation of gas-condensate deposit |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU607959A1 (en) * | 1976-01-12 | 1978-05-25 | Всесоюзный Нефтегазовый Научно-Исследовательский Инститт | Method of treating well-face area |
| SU821686A1 (en) * | 1978-07-05 | 1981-04-15 | Сибирский Научно-Исследовательскийинститут Нефтяной Промышленности Министерства Нефтяной Промышленностиссср | Method of treating hole-bottom area of well |
| WO1992008039A1 (en) * | 1990-10-29 | 1992-05-14 | The Western Company Of North America | Fluid additive and method for treatment of subterranean formation |
| RU2139425C1 (en) * | 1998-12-28 | 1999-10-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная Компания Черногорнефтеотдача" | Method for treating bottom-hole zone of low-productive reservoirs in bed |
| RU2159322C1 (en) * | 2000-05-04 | 2000-11-20 | Янин Александр Викторович | Process of action on face zone of well |
| RU2245997C2 (en) * | 2002-07-08 | 2005-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Оренбурггазпром" (ООО "Оренбурггазпром") | Method for operation of gas-condensate deposit |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Wang et al. | Waterless fracturing technologies for unconventional reservoirs-opportunities for liquid nitrogen | |
| Gandossi et al. | An overview of hydraulic fracturing and other formation stimulation technologies for shale gas production | |
| RU2263774C2 (en) | Mehtod for obtaining hydrocarbons from rock rich in organic compounds | |
| US7500517B2 (en) | Kerogen extraction from subterranean oil shale resources | |
| US3513913A (en) | Oil recovery from oil shales by transverse combustion | |
| CN101641495B (en) | Granular electrical connections for in situ formation heating | |
| AU2011218161B9 (en) | Method and apparatus to release energy in a well | |
| Baibakov et al. | Thermal methods of petroleum production | |
| US9328600B2 (en) | Double hydraulic fracturing methods | |
| Saner et al. | CO2 recovery of heavy oil: Wilmington field test | |
| Adams et al. | Differentiating applications of hydraulic fracturing | |
| US9556717B2 (en) | Non-aqueous hydrocarbon recovery | |
| Turta | In situ combustion | |
| Gandossi | State of the art report on waterless stimulation techniques for shale formations | |
| Ameli et al. | Thermal recovery processes | |
| RU2807674C1 (en) | Method for increasing oil recovery from oil-kerogen-containing productive formations of the bazhenov formation | |
| RU2741644C1 (en) | Method of development of hard-to-recover hydrocarbon deposits | |
| Bajus | SHALE GAS AND TIGHT OIL, UNCONVENTIONAL FOSSIL FUELS. | |
| RU2801030C2 (en) | Method for developing deposits of hard-to-recover hydrocarbons | |
| Gumerov et al. | Supercritical fluid mediums for the extraction of oil products from tar sands | |
| Hashem et al. | Experimental investigation of heavy oil recovery by hot water flooding followed by steam flooding for lower Fars reservoir, Kuwait | |
| RU2669967C1 (en) | Method for mining deposits of bituminous oil from horizontal well | |
| Speight | Petroleum and Oil Sand Exploration and Production | |
| RU2574434C1 (en) | Method of mining-well tar production and process equipment system for its implementation | |
| Askarova | PHYSICAL AND NUMERICAL MODELING OF THERMAL METHODS OF EOR AND IMPROVEMENTS OF OIL RECOVERY |