Способ геохимического мониторинга разработки мелкозалегающих залежей сверхвязкой нефти Российский патент 2018 года по МПК E21B49/00 G06F19/00 G06G7/48 

Изобретение относится в целом к области разработки нефтяных месторождений с применением закачки в пласт перегретого водяного пара, более подробно - к лабораторным методам совместного исследования керна и собственно нефти, нахождению зависимостей соотношения изомеров метилдибензотиофена, содержащихся в керне и нефти, построению двухмерных и трёхмерных геохимических моделей с использованием программных продуктов с применением технологий 2D, 3D моделирования, может быть использовано при разработке залежей преимущественно сверхвязкой нефти и битума с применением закачки в пласт перегретого водяного пара.

Заявленное техническое решение обеспечивает возможность контроля за развитием паровой камеры, возникающей в результате закачки в пласт перегретого водяного пара, может быть использовано для определения направлений вероятных притоков нефти с целью повышения нефтеотдачи пласта, при этом обеспечивается возможность проведения исследований проб нефти, полученных непосредственно из месторождения в любой период разработки с использованием лабораторных исследований.

Как известно из исследованного уровня техники на дату представления заявленного технического решения, проблема мониторинга паровой камеры, создаваемой в исследуемом или эксплуатируемом пласте, определение направлений притока нефти являются одними из основных контролируемых параметров при разработке месторождений, в том числе и сверхвязкой нефти, с применением закачки перегретого водяного пара. При этом существующая проблема до даты подачи настоящей заявки решалась преимущественно с использованием трассирующих веществ, которые закачиваются в пласт.

Из исследованного уровня техники заявителем выявлено техническое решение, описанное в патенте РФ на изобретение № RU 2307379 «Способ мониторинга разработки газовых месторождений». Сущность изобретения состоит в том, что способ мониторинга разработки газовых месторождений включает проведение в течение всего периода эксплуатации месторождения циклических наблюдений за изменениями силы тяжести на гравиметрических пунктах, при этом в пределах месторождения размещают два типа пунктов наблюдения - базисные, которые размещают в пределах кустов эксплуатационных скважин, где по данным промыслово-геофизических исследований определяются объем отбора газа, падения пластового давления и перемещения газоводяного контакта, и режимные - на участках месторождения, непосредственно не дренируемых эксплуатационными скважинами, по периодическим наблюдениям на базисных пунктах устанавливают зависимости между изменениями значений силы тяжести и указанными параметрами разработки, и полученные зависимости затем используют для определения по измеряемым значениям силы тяжести на режимных пунктах текущих запасов газа в месторождении, его распределения и перемещения масс флюидов по площади всего месторождения.

Недостатком известного технического решения является необходимость проведения больших объемов исследований для определения изменений в залежи и малая достоверность получаемых результатов на залежах сверхвязкой нефти.

Из исследованного уровня техники заявителем выявлено техническое решение, описанное в патенте EA 009055 «Способ обнаружения, характеристики и мониторинга углеводородных резервуаров». Сущность изобретения состоит в том, что способ обнаружения, характеристики или мониторинга источника углеводородов включает генотипический анализ образца (совокупность генетических методов по изучению клетки, зиготы и других микроорганизмов) для определения присутствия одного или нескольких термофильных или экстремофильных микроорганизмов и, в частности для образования микробиологических профилей образцов и для сравнение этих профилей с профилями из эталонных образцов. Кроме указанного в известном изобретении для использования в качестве объектов генотипического анализа микроорганизмов предусмотрено использование олигонуклеотидов (части дезоксирибонуклеиновых и рибонуклеиновых кислот).

Недостатком известного технического решения является не только необходимость создания коллекции эталонных образцов микроорганизмов, но и необходимость присутствия микроорганизмов в образцах, в силу чего известный способ является весьма дорогостоящим видом исследований, при этом требуется привлечение специалистов в области биологии и микробиологии.

Наиболее близким техническим решением, совпадающим по назначению и достигаемым техническим результатам, выбранным заявителем в качестве прототипа, является изобретение по патенту № RU 2482272 «Способ контроля за разработкой месторождения углеводородов». Сущность заключается в способе контроля за разработкой месторождения углеводородов с использованием трассера-метки (жидкие либо твердые вещества, содержащие небольшие количества красителей, солей, радиоактивные препараты, присутствие которых легко определяется физическими или химическими методами анализа), отличающийся тем, что устанавливают на спускаемом оборудовании и затем опускают в скважину на заранее определенное расстояние от устья скважины, по меньшей мере, один контейнер, содержащий трассера-метки, с последующим контролем скважинного флюида или газа на содержание трассера-метки, причем корпус контейнера выполнен из материала, способного растворяться либо разлагаться под действием воды либо газа и устойчивого к действию углеводородной среды. В целом сущность изобретения направлена на увеличение получаемой информации о фильтрации в пласте и о реально протекающих процессах в скважине с конкретизацией во времени и пространстве.

Недостатком прототипа является необходимость периодической закачки реагентов (трассеров) в нефтяной пласт и отсутствие возможности контроля развития паровой камеры в силу того, что использование трассеров не позволяет оценивать притоки нефти иначе, чем со стороны нагнетательных скважин, так как трассерные (индикаторные) методы исследования нефтяных пластов обеспечивают возможность определить истинную скорость и направление движения пластовых жидкостей и нагнетаемой в залежи воды, распределение потоков по пластам, между отдельными скважинами и источниками их обводнения, исследовать анизотропию коллекторов и т.д., но не обеспечивают возможность исследования пластов по всему объёму, т.е. не обеспечивает возможность контролирования развития паровой камеры.

В силу того, что анализ исследованного уровня техники не позволил выявить аналог, являющийся наиболее близким по совокупности совпадающих признаков, заявителем составлена формула без ограничительной части.

Целью предлагаемого изобретения является устранение недостатков прототипа, а именно:

- исключение необходимости периодической закачки реагентов (трассеров) в нефтяной пласт,

- обеспечение возможности контроля развития паровой камеры, с обеспечением возможности оценки притока нефти.

- снижение трудоёмкости ведения процесса мониторинга за счёт исключения применения трассеров,

- повышение эффективности разработки месторождения без значительного увеличения материальных и трудовых ресурсов.

Краткой сущностью заявленного технического решения является создание способа мониторинга разработки мелкозалегающих залежей сверхвязких нефтей, характеризующийся тем, что мониторинг ведут без закачки каких-либо реагентов в пласт, а вместо реагентов используют свойства компонентов, заведомо имеющихся в нефти, а именно - используют известные свойства соотношения изомеров метилдибензотиофенов – веществ, имеющих высокую термостойкость, стабильность в условиях биодеградации и являющихся высоко информативными при проведении хроматографического анализа.

Техническим результатом предполагаемого изобретения является мониторинг разработки мелкозалегающих залежей сверхвязких нефтей за счёт обеспечения возможности контролирования развития паровой камеры.

Сущностью предлагаемого изобретения является способ геохимического мониторинга разработки мелкозалегающих залежей сверхвязкой нефти, заключающийся в том, что отбирают не менее трёх образцов керна из различных участков месторождения через одинаковые пространственные интервалы, измельчают образцы керна, экстрагируют измельченные образцы керна растворителем, отгоняют растворитель с получением битумоида, из битумоида выделяют углеводородную фракцию, с использованием жидкостно-адсорбционной хроматографии и выполняют качественную идентификацию хромато-масс-спектрометрических пиков по масс-спектрам полученной углеводородной фракции с использованием хромато-масс-спектрометрического анализа, при этом определяют интенсивность пика 1-метилдибензотиофена, интенсивность пика 4-метилдибензотиофена и соотношение пиков 1-метилдибензотиофена и 4-метилдибензотиофена, далее по результатам полученных соотношений в образцах керна строят 2D и 3D модели месторождения с применением программного обеспечения, разработанного под заявленный способ, отбирают пробы нефти из добывающих скважин, определяют соотношения 1-метилдибензотиофена и 4-метилдибензотиофена, идентичные исследованиям керна, вносят полученные соотношения 1-метилдибензотиофена и 4-метилдибензотиофена, определённые в образцах нефти, в предварительно построенную геохимическую модель месторождения и выполняют построение 2D и 3D модели месторождения с применением программного обеспечения, разработанного под заявленный способ, формируют 2D и 3D модели месторождения и формулируют выводы по оценке направлений вероятных притоков нефти.

Выводы по оценке направлений вероятных притоков нефти являются собственно предметом мониторинга разработки месторождений мелкозалегающих залежей сверхвязкой нефти, проведенного по заявленному способу геохимического мониторинга разработки мелкозалегающих залежей сверхвязкой нефти.

Заявленное техническое решение иллюстрируется Фиг.1–9 соответственно.

На Фиг. 1 представлены список оценочных скважин и количество образцов керна, отобранных из них.

На Фиг. 2 представлены значения соотношений изомеров метилдибензотиофенов в образцах керна.

На Фиг. 3 представлены значения соотношений изомеров метилдибензотиофенов в образцах нефти.

На Фиг. 4 представлено расположение оценочных (вертикальных) пронумерованных пятизначными цифрами и горизонтальных скважин Нижне-Кармальского поднятия Черемшанского нефтяного месторождения РТ, пронумерованных трёзначными цифрами и обозначенных индексами Нижне-Кармальское (далее nk) .

На Фиг. 4 приведены следующие обозначения:

- 155nk-165nk – номера оценочных скважин;

- 20866, 20868, 20856, 20858, 20846 – номера горизонтальных скважин.

На Фиг. 5 представлены хроматомасс-спектрометрические пики изомеров метилдибензотиофенов. По оси Х показано время выхода компонентов в мин, по оси Y показана интенсивность сигнала.

На Фиг. 5 приведены следующие обозначения хроматомасс-спектрометрических пики изомеров:

4-МДБТ – 4-метилдибензотиофен

3+2-МДБТ – сумма изомеров 3- и 2-метилдибензотиофенов

1-МДБТ – 1-метилдибензотиофен.

На Фиг. 6 представлено горизонтальное (латеральное) распределение усредненного значения 1-МДБТ/4-МДБТ (чем светлее цвет зоны на Фиг. 6, тем выше в этой зоне значение 1-МДБТ/4-МДБТ).

На Фиг. 6 приведены следующие обозначения:

- 155nk-165nk – номера оценочных скважин;

- 20866, 20868, 20856, 20858, 20846 – номера горизонтальных скважин.

На Фиг. 7 представлена 3D-модель участков месторождения по добывающим скважинам 20866 и 20868.

На Фиг. 7 приведены следующие обозначения:

по оси Х и Y показаны географические координаты месторождения в метрах, по оси Z – абсолютная высота над уровнем моря.

- 157nk-159nk – номера оценочных скважин;

- 20868, 20866, 20869, 20867– номера горизонтальных скважин.

На Фиг. 8 представлена 3D-модель участков месторождения по добывающим скважинам 20846 и 20856 и приведены следующие обозначения:

по оси Х и Y показаны географические координаты месторождения в метрах, по оси Z – абсолютная высота над уровнем моря.

- 161nk, 162 nk, 164 nk, 165 nk – номера оценочных скважин;

- 20846, 20856, 20847, 20857– номера горизонтальных скважин.

На Фиг. 9 представлена 3D-модель участков месторождения по добывающей скважине 20858 и приведены следующие обозначения:

по оси Х и Y показаны географические координаты месторождения в метрах, по оси Z – абсолютная высота над уровнем моря.

- 161nk, 162 nk, 163 nk – номера оценочных скважин;

- 20858, 20859 – номера горизонтальных скважин.

Для реализации заявленного способа и поставленных целей заявителем выбраны изомеры метилдибензотиофена, присутствующие в сверхвязких нефтях, по соотношению которых выполняется моделирование нефтяного пласта. Выбор изомеров метилдибензотиофена обусловлен тем, что они являются наиболее эффективными для моделирования нефтяного пласта в силу наличий у них присущих природных характеристик и свойств, необходимых для высокоточного анализа. Так, изомеры метилдибензотиофена имеют следующие природные характеристики и свойства:

- присутствуют как в керне, так и в нефти;

- термически устойчивы;

- устойчивы к биодеградации (процесс разложения различных компонентов в окружающей среде под воздействием живых организмов, в первую очередь, микроорганизмов);

- обладают постоянством соотношения изомеров в нефти и не проявляют зависимости от воздействия изменяющихся внешних факторов в случае отсутствия биодеградации;

- характеризуются простотой качественного и количественного обнаружения в нефти лабораторными методами;

- характеризуется отсутствием недостатков, присущих трассерам в силу наличия их как в керне, так и в нефти.

Способ реализуется по следующему алгоритму действий:

1) Выполняют отбор образцов керна по всей толщине нефтяного пласта с различных участков месторождения через одинаковые интервалы в количестве не менее 3 шт. из каждой скважины, при этом верхние и нижние образцы отбираются ближе к кровле и подошве нефтяного пласта соответственно.

2) Выполняют измельчение проб керна посредством, например, щековой дробилки ЩД6 (ГОСТ 12376-71), либо на аналогичных дробилках.

3) Выполняют экстракцию измельченных образцов керна хлороформом в аппаратах Сокслета с целью выделения битумоида (совокупность органических веществ в горных породах, извлекаемые нейтральными органическими растворителями) во временном интервале не менее 72 часов, с последующим отгоном растворителя.

4) Выделяют углеводородную фракцию из битумоида методом жидкостно-адсорбционной хроматографии на силикагеле АСК или на его аналоге, в качестве растворителя используют, например, петролейный эфир, окончание выделения углеводородной фракции контролируют по прекращению голубого свечения выходящего раствора углеводородной фракции под люминесцентным облучателем, далее растворитель отгоняют на приборе для перегонки.

5) Исследуют углеводородную фракцию на хроматомасс-спектрометрической системе, включающей газовый хроматограф «Хроматэк-Кристалл 5000» с масс-селективным детектором ISQ (Thermo Scientific, США), программное обеспечение Xcalibur для обработки результатов, либо аналог такой системы. Хроматограф снабжен капиллярной колонкой, длиной 30 м, диаметром 0,25 мм. Скорость потока газа-носителя (гелий) – 1 мл/мин. Температура инжектора – 310 °С. Температурная программа термостата – подъем температуры от 100 до 150 °C со скоростью 12 °С/мин, от 150 до 300 со скоростью 3 °С/мин с последующей изотермой до конца анализа. Энергия электронов ионного источника – 70эВ, температура – 250 °С.

6) Вычисляют соотношения площадей хроматографических пиков 1-метилдибензотиофена к 4-метилдибензотиофену (далее показатель 1-МДБТ/4-МДБТ).

7) Строят геохимические двухмерные и трехмерные модели месторождения по полученным показателям 1-МДБТ/4-МДБТ. по пробам нефти, полученных из образцов керна,

8) Выделяют углеводородную фракцию из нефти методом жидкостно-адсорбционной хроматографии на силикагеле АСК или на его аналоге, в качестве растворителя используют, например, петролейный эфир, окончание выделения углеводородной фракции контролируют по прекращению голубого свечения выходящего раствора углеводородной фракции под люминесцентным облучателем, далее растворитель отгоняют на приборе для перегонки, определяют показатель 1-МДБТ/4-МДБТ в пробах нефти из добывающих скважин.

9) Исследуют углеводородную фракцию нефти на хроматомасс-спектрометрической системе, включающей газовый хроматограф «Хроматэк-Кристалл 5000» с масс-селективным детектором ISQ (Thermo Scientific, США), программное обеспечение Xcalibur для обработки результатов, либо аналог такой системы. Хроматограф снабжен капиллярной колонкой, длиной 30 м, диаметром 0,25 мм. Скорость потока газа-носителя (гелий) – 1 мл/мин. Температура инжектора – 310 °С. Температурная программа термостата – подъем температуры от 100 до 150 °C со скоростью 12 °С/мин, от 150 до 300 °С со скоростью 3 °С/мин с последующей изотермой до конца анализа. Энергия электронов ионного источника – 70эВ, температура – 250 °С.

10) Вычисляют соотношения площадей хроматографических пиков 1-метилдибензотиофена к 4-метилдибензотиофену (далее показатель 1-МДБТ/4-МДБТ) образцах нефти.

11) Выполняют сравнение и анализ показателя 1-МДБТ/4-МДБТ с геохимической моделью месторождения, с формулировкой выводов по оценке направлений вероятных притоков нефти.

Пример конкретного выполнения заявленного способа мониторинга

добычи сверхвязкой нефти на участке Нижне-Кармальского поднятия Черемшанского нефтяного месторождения.

1.ОТБОР ОБРАЗЦОВ КЕРНА

Объектом исследования является участок Нижне-Кармальского поднятия Черемшанского нефтяного месторождения. На участке было отобрано 52 образца керна из 12 оценочных скважин (Фиг. 4).

Образцы керна отбирались по всей толщине продуктивного пласта, по возможности через одинаковые интервалы. В связи с этим количество образцов керна, отобранных из оценочных скважин, составило от 3 до 6 с каждой скважины, а значение интервала отбора лежит в диапазоне 4-8 метров, в зависимости от толщины нефтяного пласта (Фиг. 4). При этом верхние и нижние образцы отбирались по возможности ближе к кровле и подошвам нефтяного пласта.

2. ИЗМЕЛЬЧЕНИЕ ПРОБ КЕРНА

Измельчение керна проводили на щековой дробилке ЩД6 (ГОСТ 12376-71). Параллельно производились присвоение образцам лабораторных номеров и их запаковка в бумажные гильзы для последующей экстракции.

3. ПРОВЕДЕНИЕ ЭКСТРАКЦИИ

Экстракцию измельченных образцов керна хлороформом проводили в аппаратах Сокслета с целью выделения битумоида во временном интервале не менее 72 часов, с последующим отгоном растворителя.

4. ВЫДЕЛЕНИЕ УГЛЕВОДОРОДНОЙ ФРАКЦИИ

Углеводородную фракцию выделяли из битумоида методом жидкостно-адсорбционной хроматографии на силикагеле АСК, в качестве растворителя использовали петролейный эфир, окончание выделения углеводородной фракции контролировали по прекращению голубого свечения выходящего раствора углеводородной фракции под люминесцентным облучателем, далее растворитель отгоняли на приборе для перегонки.

5. ИСЛЕДОВАНИЕ УГЛЕВОДОРОДНОЙ ФРАКЦИИ

Углеводородная фракция исследовалась на хроматомасс-спектрометрической системе, включающей газовый хроматограф «Хроматэк-Кристалл 5000» с масс-селективным детектором ISQ (Thermo Scientific, США), программное обеспечение Xcalibur для обработки результатов. Хроматограф снабжен капиллярной колонкой, длиной 30 м, диаметром 0,25 мм. Скорость потока газа-носителя (гелий) – 1 мл/мин. Температура инжектора – 310 °С. Температурная программа термостата – подъем температуры от 100 до 300 °С со скоростью 3 °С/мин с последующей изотермой до конца анализа. Энергия электронов ионного источника – 70эВ, температура – 250 °С. Соединения идентифицировались с помощью электронной библиотеки масс-спектров NIST и по литературным данным.

6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СООТНОШЕНИЯ ПЛОЩАДЕЙ ХРОМАТОГРАФИЧЕСКИХ ПИКОВ ИЗОМЕРОВ МЕТИЛДИБЕНЗОТИОФЕНОВ

Изомеры метилдибензотиофеонов отображаются на хроматограмме в виде трех пиков (Фиг. 5). Информативными являются первый и третий пики, которые соответствуют 4-МДБТ и 1-МДБТ соответственно. Для этих пиков подсчитывают их площади, и далее для всех образцов керна определяют соотношение 1-МДБТ/4-МДБТ, которое варьируется в диапазоне 0,4-11,0 (Фиг. 5). Усредненные значения 1-МДБТ/4-МДБТ по скважинам лежат в промежутке 0,6 – 9,4.

7. ПОСТРОЕНИЕ ГЕОХИМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ

По латеральному распределению усредненных соотношений 1-МДБТ/4-МДБТ с помощью программного обеспечения Schlumberger Petrel 2013 была построена геохимическая 2D-модель исследуемого участка месторождения (Фиг. 6). Зоны, для которых характерны низкие значения 1-МДБТ/4-МДБТ, окрашены в голубой и синий цвета, средние значения - в зеленый и светло-зелёный цвета, а высокие значения – в желтый и оранжевый цвета.

8. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЯ 1-МДБТ/4-МДБТ В ОБРАЗЦАХ НЕФТИ

На Фиг. 3 представлены вычисленные показатели 1-МДБТ/4-МДБТ образцов добытой нефти из горизонтальных скважин в ноябре 2016 г. и в июне 2017 г.

9. СРАВНЕНИЕ И АНАЛИЗ ПОКАЗАТЕЛЯ 1-МДБТ/4-МДБТ, ОПРЕДЕЛЕННОГО В НЕФТИ, С ГЕОХИМИЧЕСКОЙ МОДЕЛЬЮ МЕСТОРОЖДЕНИЯ. ФОРМУЛИРОВКА ВЫВОДОВ

На Фиг. 7-9 представлены 3D-модели участков месторождения в районе исследуемых скважин. Вертикальное распределение показателя 1-МДБТ/4-МДБТ приведено по всей глубине нефтяного пласта.

1) Характеристика добывающих скважин №20866 и №20868 соответственно.

Показатель 1МДБТ/4-МДБТ составляет 0,6-0,7 для обеих скважин. При этом данное значение сохраняет стабильность с ноября 2016 г. по июнь 2017 г. На основании построенной модели (Фиг. 7) можно заключить, что возможные пути притока нефти - это зона скважины 157nk – с глубины 125-150 м и скважины 158nk – с глубины 130-150 м. Из зоны скважины 159nk приток маловероятен.

2) Характеристика добывающих скважин 20846 и 20856.

В июне 2017 г. для добывающих скважин 20846 и 20856 характерно незначительное увеличение (по сравнению с ноябрем 2016 г.) показателя 1-МДБТ/4-МДБТ – с 0,5 до 0,8 и с 1,6 до 1,9 соответственно. Здесь происходит небольшое смещение паровой камеры по вертикали вниз, которое является также несущественным.

Возможные пути притока нефти, исходя из Фиг. 8:

- наиболее вероятный вариант притока нефти к скважине 20856 – самая верхняя часть пласта в окрестности скважины 162nk;

- в то же время приток нефти из зоны скважины 161nk, скорее всего, маловероятен, так как это привело бы к увеличению значения 1-МДБТ/4-МДБТ в добываемой нефти;

- аналогично для скважины 20846 отсутствуют притоки нефти из зоны скважины 164;

- основной путь притоков – зона скважины 165nk – с самой верхней части пласта.

3) Характеристика добывающей скважины 20858 (Фиг. 9).

Как следует из данных, представленных на Фиг. 3 и 9 соответственно, скважина 20858 характеризуется очень существенным изменением показателя 1-МДБТ/4-МДБТ во времени.

Если в ноябре 2016 г. данный показатель составлял 0,6, то в июне 2017 г. его значение возрастает более чем втрое и составляет 2,0.

В связи с этим, возможные пути притока нефти к данной скважине будут различными для указанных временных интервалов:

- в ноябре 2016 г. приток возможен из зоны скважины 161nk, причем со всего слоя нефтяного пласта, в то время как из скважин 162nk и 163nk – приток маловероятен;

- в июле 2017 г. ситуация меняется: приток нефти из скв. 161nk маловероятен, а основной путь притока – скв. 163nk с глубины 150-165 метров.

Такие изменения, вероятнее всего, обусловлены горизонтальным перемещением паровой камеры в зону оценочной скважины 163nk.

Таким образом, проведенный геохимический мониторинг показывает, что за период, равный 7 месяцев, происходит вертикальное (для скважин 20846 и 20856) и латеральное (для скважины 20858) смещение паровой камеры.

По мнению заявителя, указанное смещение паровой камеры, получившее практическое подтверждение за период, равный 7 месяцев, привело к изменению компонентного состава добываемых сверхвязких нефтей, что подтверждается Фиг.3 (см. строки 3,4,5,) в скважине 20856 со значения 1,6 до значения 1,9, в скважине 20858 со значения 0,6 до значения 2,0, а в скважине 20846 со значения 0,5 до значения 0,8 соответственно.

В результате вышеизложенного можно сделать общий вывод, что заявителем достигнуты заявленные цели и технический результат, а именно разработан способ геохимического мониторинга разработки мелкозалегающих залежей сверхвязкой нефти за счёт обеспечения возможности контролирования развития паровой камеры, обеспечивающий устранение недостатков прототипа, а именно:

- исключена необходимость периодической закачки реагентов (трассеров) в нефтяной пласт;

- обеспечена возможность контроля развития паровой камеры, с обеспечением возможности оценки притока нефти;

- снижена трудоёмкость ведения процесса мониторинга за счёт исключения применения трассеров;

- повышена эффективность разработки месторождения без значительного увеличения материальных и трудовых ресурсов.

Заявленное техническое решение соответствует критерию «новизна», предъявляемому к изобретениям, т.к. из исследованного уровня техники заявителем не выявлено технических решений, имеющих заявленную совокупность признаков.

Заявленное техническое решение соответствует критерию «изобретательский уровень», предъявляемому к изобретениям, так как не является очевидным для специалиста в анализируемой области техники. Доказательством указанного, по мнению заявителя, является то, что найдена неочевидная для специалиста закономерность, проявляющаяся в том, что заявленным техническим решением обеспечена возможность контроля развития паровой камеры, от смещения которой, в конечном счёте, обеспечена возможность оценки притока нефти.

Заявленное техническое решение соответствует критерию «промышленная применимость», предъявляемому к изобретениям, т.к. может быть реализовано на любом специализированном предприятии с использованием стандартного оборудования, известных мировых материалов и технологий.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений с применением закачки в пласт перегретого водяного пара, более подробно - к лабораторным методам совместного исследования керна и собственно нефти, нахождению зависимостей соотношения изомеров метилдибензотиофена, содержащихся в керне и нефти, построению двухмерных и трёхмерных геохимических моделей, может быть использовано при разработке залежей преимущественно сверхвязкой нефти и битума. Способ заключается в том, что: отбирают не менее трёх образцов керна из различных участков месторождения через одинаковые пространственные интервалы; измельчают образцы керна, экстрагируют измельченные образцы керна растворителем, отгоняют растворитель с получением битумоида, из битумоида выделяют углеводородную фракцию. С использованием жидкостно-адсорбционной хроматографии выполняют качественную идентификацию хромато-масс-спектрометрических пиков по масс-спектрам полученной углеводородной фракции с использованием хромато-масс-спектрометрического анализа. При этом определяют интенсивность пика 1-метилдибензотиофена, интенсивность пика 4-метилдибензотиофена и соотношение пиков 1-метилдибензотиофена и 4-метилдибензотиофена. По результатам полученных соотношений в образцах керна строят 2D и 3D модели месторождения с применением программного обеспечения, разработанного под заявленный способ, отбирают пробы нефти из добывающих скважин, определяют соотношения 1-метилдибензотиофена и 4-метилдибензотиофена, идентичные исследованиям керна, вносят полученные соотношения 1-метилдибензотиофена и 4-метилдибензотиофена, определённые в образцах нефти, в предварительно построенную геохимическую модель месторождения и выполняют построение 2D и 3D модели месторождения. Формируют 2D и 3D модели месторождения и формулируют выводы по оценке направлений вероятных притоков нефти. Технический результат заключается в создании способа мониторинга разработки мелкозалегающих залежей сверхвязких нефтей за счет обеспечения возможности контролирования развития паровой камеры. 9 ил.

Способ геохимического мониторинга разработки мелкозалегающих залежей сверхвязкой нефти, заключающийся в том, что отбирают не менее трёх образцов керна из различных участков месторождения через одинаковые пространственные интервалы, измельчают образцы керна, экстрагируют измельченные образцы керна растворителем, отгоняют растворитель с получением битумоида, из битумоида выделяют углеводородную фракцию, с использованием жидкостно-адсорбционной хроматографии, выполняют качественную идентификацию хромато-масс-спектрометрических пиков по масс-спектрам полученной углеводородной фракции с использованием хромато-масс-спектрометрического анализа, при этом определяют интенсивность пика 1-метилдибензотиофена, интенсивность пика 4-метилдибензотиофена и соотношение пиков 1-метилдибензотиофена и 4-метилдибензотиофена, далее по результатам полученных соотношений в образцах керна строят 2D и 3D модели месторождения с применением программного обеспечения, разработанного под заявленный способ, отбирают пробы нефти из добывающих скважин, определяют соотношения 1-метилдибензотиофена и 4-метилдибензотиофена, идентичные исследованиям керна, вносят полученные соотношения 1-метилдибензотиофена и 4-метилдибензотиофена, определённые в образцах нефти, в предварительно построенную геохимическую модель месторождения и выполняют построение 2D и 3D модели месторождения с применением программного обеспечения, разработанного под заявленный способ, формируют 2D и 3D модели месторождения и формулируют выводы по оценке направлений вероятных притоков нефти.