СПОСОБ ВОССТАНОВЛЕНИЯ РАЗРУШЕННЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ Российский патент 2022 года по МПК E21B43/00 E21B33/13 

Предлагаемое изобретение относится к области горного дела, а именно, к добыче углеводородов гидродинамическим способом через добывающие скважины. Может быть использовано для разработки обводненных месторождений с трудно извлекаемыми запасами нефти.

Использованные в тексте определения, термины, словосочетания и их аббревиатуры:

- вмещающие или продуктивные отложения (пласты) - горные породы, содержащие нефть или другие полезные ископаемые;

- целик нефти (unrecovered oil) - участок в выработанной части залежи, в котором нефть остается неизвлеченной. Целики могут остаться в отдельных пропластках, выклинивающихся по направлению к эксплуатационным (добывающим) скважинам, а также в результате неравномерного продвижения контура водоносности (при образовании языков обводнения), когда отдельные неразработанные участки пласта отсекаются продвинувшейся нагнетаемой водой. Образование целиков нефти ведет к снижению общего коэффициента отдачи нефти [https://neft.academic.ru/418/%D0%A6%D0%B5%D0%BB%D0%B8%D0%BA%D0%B8%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B8];

- разрушенное месторождение - месторождение нефти, где в процессе многолетней эксплуатации гидродинамическим способом разрушена литофизическая структура вмещающих отложений по их высокопроницаемым направлениям между нагнетательной и добывающей скважинами;

- водосточный канал (ВСК) - гидротехническое сооружение, образующееся в эксплуатируемом объекте между нагнетательной и добывающей (эксплуатационной) скважинами в процессе многолетней разработки месторождения гидродинамическим способом; ВСК образуется в результате постепенного размыва и разрушения вмещающих отложений водой, закачиваемой в эксплуатируемый объект через нагнетательную скважину по системе поддержания пластового давления; предполагается, что минимальное проходное сечение ВСК - не менее диаметра нагнетательной трубы;

- литофизическая структура - фактор, определяющий устоявшуюся физическую форму, твердость, пористость, проницаемость горной породы;

- рабочий агент - водный раствор цемента с дополнительными компонентами - исходное состояние цементно-древесного камня;

- цементно-древесный камень (ЦДК) - застывший в водосточном канале рабочий агент, обладающий проектной литофизической характеристикой;

- пластификатор - спецдобавка, улучшающая текучест, пластичность рабочего агента; некоторые из них, например, глюконат натрия, одновременно действуют как замедлители процесса схватывания цемента;

- дресва - терригенная псефитовая осадочная горная порода, образовавшаяся в результате механического разрушения горных пород [ru.wikipedia.org>wiki];

- коэффициент извлечения нефти (КИН) - соотношение объема извлеченной нефти к извлекаемым ее запасам;

- аномально высокое пластовое давление (АВПД) - пластовое давление, превышающие гидростатическое;

- приемистость скважины - характеристика нагнетательной скважины, показывающая возможность закачки рабочего агента (воды, газа, пара и др.) в пласт; определяется объемом смеси, закачиваемой в пласт в единицу времени [http://www.miningenc.ru/p/priemistost-skvazhiny/];

- поддержание пластового давления - ППД;

- насосно-компрессорные трубы - НКТ;

- метод увеличения нефтеотдачи - МУН.

Как один из вариантов разработки месторождений используют гидродинамический способ вытеснения нефти из продуктивного пласта к добывающим скважинам с созданием в эксплуатируемом объекте фронта заводнения. В процессе многолетней разработки месторождения постепенно обводняются, соответственно, снижается темп отбора нефти.

С целью повышения уровня добычи с нарастающей интенсивностью применяют различные методы (способы) увеличения нефтеотдачи пластов (МУН), например, форсированно закачивают в пласт и отбирают жидкость (ФОЖ), проводят гидроразрыв пласта, повышают вязкость нагнетаемой воды путем добавления различных материалов, в том числе, полимерных соединений, обрабатывают фронт заводнения поверхностно-активными веществами. Использование МУН в обводненных месторождениях приводит к лишь точечным успехам, не останавливает падение добычи нефти. На «завершающей» стадии разработки на преобладающем количестве нефтяных месторождений добываемая жидкость состоит на 95-99% из воды и, соответственно, на 5-1% из нефти. Эксплуатация таких месторождений оказалась на грани рентабельности или нерентабельной. Таким образом, в создавшихся геолого-технологических условиях актуален поиск новых технических решений в разработке нефтяных месторождений.

Содержание предполагаемого изобретения изложено по следующим двум направлениям единой проблемы: 1) анализ промыслово-геологических материалов объекта применения заявленного способа с определением его текущего геолого-технологического состояния, степени разрушенности; 2) создание оптимального способа восстановления разрушенных участков месторождения на основе новой информации о его геолого-технологическом состоянии.

По существующим представлениям вода, закачиваемая в пласт по системе поддержания пластового давления (далее по тексту - ППД), одновременно с образованием фронта заводнения, по наиболее проницаемым отложениям в опережающем режиме фильтруется к добывающим скважинам, не разрушая литофизическую их структуру. На таком определении базируются применяемые в настоящее время методы (способы) увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов.

В то же время известны исследования, подтверждающие разрушение разрабатываемых объектов [Хисамутдинов Н.И., Гильманова Р.Х., Владимиров Н.В., Ахметов Н.З., Абдулмазитов Р.Г., Сарваретдинов Р.Г. Разработка нефтяных пластов в поздней стадии. Том 1. Геология и разработка залежи в поздней стадии. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». - 2004. - 252 с. - С. 104, п. 3], где на основе промысловых геофизических методов исследований скважин сделан вывод: «…после 30-50 лет разработки текущая пористость пласта увеличивается, что подтверждает предположение о разрушении коллекторов в результате техногенного воздействия в процессе разработки нефтяного месторождения ».

Известна статья [Запивалов Н.П. (2020). Нефть XXI века: новая парадигма. Георесурсы, Спецвыпуск. С. 15-18. DOI https//doi.org/10.18599/grs.2020.SI.15-18], где автор отмечает: «Сверхинтенсивная (насильственная) выработка легкодоступных запасов нефти (EOR Enhanced Oil Recovery) при длительном применении приводит к быстрому истощению и разрушению месторождений».

Основной причиной деструктивных явлений в разрабатываемых отложениях являются форсированные закачка воды в пласт с последующим отбором жидкости из пласта и гидроразрыв эксплуатируемых отложений с начала разработки месторождения нефти. Это ускоряет узконаправленное опережающее проникновение воды к добывающим скважинам по трещинам и высокопроницаемым пропласткам. В результате вмещающие отложения между нагнетательной и добывающей скважинами в течение 10-20 лет эксплуатации месторождения, в зависимости от геолого-технологических условий разработки, постепенно размываются и разрушаются, образуя систему водосточных каналов (далее по тексту - ВСК) [Мустафин И.А. Геолого-технологические результаты гидродинамического метода разработки месторождений нефти в РФ на примере супергигантов Ромашкино и Самотлор. - Казань: Фолиант.- 2018. - 88 с.].

С образованием системы ВСК закачиваемая в пласт вода по системам поддержания пластового давления и водосточных каналов напрямую перетекает от нагнетательной к добывающей скважине, не выполняя ожидаемую работу по вытеснению нефти из продуктивных отложений. При таком перетоке воды по ВСК происходит снижение технического гидродавления на фронт заводнения, что является адекватной причиной снижения скорости его продвижения по пласту вплоть до полной остановки. [Мустафин И.А. Некоторые результаты внутриконтурного заводнения нефтяных месторождений. //Инновационные технологии в геологии и разработке углеводородов: материалы Международной научно-практической конференции. - Казань, 9-11 сентября 2009 г. - С. 294-295]. При таких условиях отдельные участки продуктивного пласта с относительно низкой проницаемостью остаются не затронутыми процессом заводнения в виде целиков нефти (unrecovered oil) в обводненном месторождении нефти. Оставшиеся в целиках запасы нефти переходят в категорию трудно извлекаемых. Например, по Ромашкинскому месторождению доля трудно извлекаемых запасов нефти по сравнению с первоначальной увеличилась с 30 до 80% [Нефтегазоносность Республики Татарстан. Геология и разработка нефтяных месторождений. В 2-х томах. Ред. Муслимов P. X. Казань: ФЭН, - 2007, - 316 с.].

Известны три периода динамической активности нагнетаемой воды в постепенном процессе многолетнего размыва продуктивных отложений, установленные по методике прикладной логики и принципа актуализма, которые соответствуют трем гидродинамическим этапам разработки нефтяных месторождений [Мустафин И.А. Геолого-технологические результаты гидродинамического метода разработки месторождений нефти в РФ на примере супергигантов Ромашкино и Самотлор. - Казань: Изд. «Фолиант». - 2018. - 88 с. - С. 28-29] (см. далее Фиг. 1 настоящего описания), где:

I - этап фильтрации нагнетаемой воды, II - этап вымывания пелито-алевритовых фракций из вмещающих отложений, III - этап разрушения вмещающих отложений;

А - время появления первых объемов воды в добывающих скважинах;

В - время максимального годового объема добычи нефти;

С - время увеличения воды в добываемой жидкости до 80%;

_ - время разрушения (обрушения) эксплуатируемых отложений месторождения и образования системы водосточных каналов (обозначено жирной линией).

Первый (I) гидродинамический этап разработки нефтяных месторождений, продолжительностью от начала эксплуатации до времени А, характеризуется:

- нарастанием около нагнетательной скважины техногенного аномально высокого пластового давления (АВПД) в разрабатываемом объекте;

- созданием фронта заводнения, вытесняющего нефть к добывающим скважинам;

- ростом объема добываемой безводной нефти;

- наступлением времени А.

Определяющим фактором для выделения времени А является появление первых объемов воды (до 1%) в добываемой нефти. Например, на Ромашкинском месторождении (Республика Татарстан, РФ) время А достигнуто через 8 лет после начала эксплуатации.

Второй (II) гидродинамический этап, продолжительностью от времени А до времени В, характеризуется:

- интенсивным преобразованием деятельности подземной техногенной гидродинамики около времени В;

- ухудшением геолого-технологических условий для создания и поддержания фронта заводнения;

- прогрессирующим увеличением объема нагнетаемой воды и добываемой водо-нефтяной эмульсии и соответствующим усилением вымывания твердых фракций из вмещающих отложений; например, на Ромашкинском месторождении доля воды в добываемой жидкости на уровне времени В увеличилась до 40%;

- образованием точки (участка) депрессии техногенного аномально высокого пластового давления (АВПД) около времени (знака) В, как следствие достижения опережающей нагнетаемой водой радиуса влияния добывающей скважины, где начинается процесс разрушения (обрушения) литофизической структуры вмещающих отложений, образования отдельных водосточных каналов (Фиг. 1, Фиг. 2);

- образованием системы водосточных каналов ВСК путем соединения отдельных каналов на последней четверти этапа, как техногенное гидродинамическое сооружение между нагнетательной и эксплуатационной скважинами в недрах.

Третий (III) гидродинамический этап, продолжительностью от времени В к бесконечности, характеризуется:

- резким увеличением доли воды в добываемой жидкости от 40% во времени В до 80% ко времени С, далее постепенно достигая 90-99%;

- отсутствием геолого-технологических условий для создания фронта заводнения в связи с активной циркуляцией нагнетаемой воды прямопоточным способом по системам поддержания пластового давления (далее по тексту - ППД) и водосточных каналов.

- существенным сокращением объема добываемой нефти с последующим безвозвратным снижением его вопреки прогрессирующему объему нагнетаемой воды;

- разрушением (обрушением) эксплуатируемых отложений по ранее освоенным каналам проникновения опережающей воды, массовым строительством и объединением водосточных каналов в единую систему ВСК.

В связи с вышеописанным изменением текущей геолого-технологической характеристики нефтяных месторождений по предполагаемому изобретению используют способ увеличения нефтеотдачи пластов, соответствующий возникшим новым условиям. Например, восстанавливают разрушенные участки продуктивных отложений, при этом сохраняя/улучшая природные литофизические их свойства. Суть отмеченного улучшения заключается в выравнивании литофизических свойств восстанавливаемых отложений и прилегающих целиков с трудно извлекаемыми запасами нефти. Например, для устанавливаемого в недрах ЦДК, по аналогии с целиками, подбирают пониженную проницаемость и повышенную твердость, чем у ранее разрушенных - размытых высокопроницаемых отложений восстанавливаемого объекта. Таким способом на месторождении создают единый гидродинамичесий объект разработки.

Исследованиями уровня техники заявителем выявлены аналоги предполагаемого изобретения. При описании аналогов использована терминология их (аналогов) описаний.

Известно изобретение «Способ разработки нефтяной залежи» [патент России RU 2652243. МПК Е21В 43/20 (2006.01); СПК Е21В 43/20 (2018.08). Приоритет от 26.04.2017. Опубликовано 25.04.2018. Бюл. №12. Описание изобретения к патенту]. По своей сущности «Способ разработки нефтяной залежи» включает отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме с закачкой фиксированным циклом закачки и простоя по дням, отличается тем, что определяют средний суточный объем закачиваемой воды на залежи при стационарном заводнении, закачивают воду в нагнетательные скважины с давлением на 10-15% меньше давления гидроразрыва и в объеме, в три раза большем, чем определенный средний суточный объем воды, причем закачку производят в течение суток в сочетании с тремя днями простоя, при этом в добывающих скважинах, гидродинамически связанных с используемыми нагнетательными скважинами на время нагнетания снижают добычу на 70% и более вплоть до полной остановки.

Недостатком применения известного способа для разработки разрушенных месторождений является его низкая результативность - обеспечивается вымывание только весьма ограниченного количества нефти, а именно - ограниченного количеством нефти, накопившейся в объемах системы водосточных каналов (далее по тексту - ВСК). Причиной низкой результативности известного способа является образование системы ВСК [Мустафин И.А. Геолого-технологические результаты гидродинамического метода разработки месторождений нефти в РФ на примере супергигантов Ромашкино и Самотлор. - Казань: Изд. «Фолиант». - 2018. - 88 с.] в разрабатываемых отложениях. После образования системы ВСК закачиваемая в продуктивный пласт вода прямопоточным путем по водосточным каналам перетекает к добывающим скважинам без образования фронта заводнения - основного (единственного) фактора, вытесняющего нефть к эксплуатационным скважинам. По этой причине применение известного способа не способствует оптимальному вытеснению нефти из разрушенных месторождений. Недостаток существенно ограничивает область применения известного способа по патенту RU 2652243.

Известно изобретение «Способ увеличения нефтеотдачи добывающих скважин» [патент России RU 2483201. МПК Е21В 43/20 (2006.01). Приоритет от 21.10.2011. Опубликовано 27.05.2013. Бюл. №15. Описание изобретения к патенту]. По своей сущности известный способ увеличения нефтеотдачи добывающих скважин основан на периодическом нагнетании рабочего агента в нагнетательные скважины, в качестве которых используют часть добывающих скважин на поздней стадии разработки залежи путем их перевода в нагнетательные, отличается тем, что нагнетание рабочего агента производят при постепенном, в течение нескольких месяцев, увеличении давления, исключающем ее прорыв в соседние скважины и до величины, превосходящей в два раза пластовое давление на момент перевода добывающих скважин в нагнетательные, а после того, как объем закачанного рабочего агента становится равным объему извлеченной из добывающей скважины жидкости за весь период разработки до перевода добывающих скважин в нагнетательные, резко, из условия смыкания трещин пластов залежи, прекращают нагнетание рабочего агента в нагнетательные скважины, при этом в качестве рабочего агента используют подтоварную воду, образующуюся в процессе эксплуатации добывающих скважин.

Недостатком этого способа при применении на разрушенных месторождениях является его неспособность создавать/обеспечивать непрерывность (сплошность) фронта заводнения в эксплуатируемом объекте, как основного действующего фактора вытеснения нефти к добывающим скважинам. Поэтому известным способом на дневную поверхность вымывается только то количество нефти, которое просачивается в систему ВСК из окружающих продуктивных отложений, в продуктивном пласте остаются целики нефти. Недостаток существенно ограничивает область применения известного способа по патенту RU 2483201.

Известно использование водных растворов с различными твердыми наполнителями как способ изоляции поглощений растворов при бурении нефтяных скважин.

Известен «Способ изоляции пластов цементносиликатными растворами» по заявке на получение патента РФ [заявка RU 2012151072. МПК Е21В 33/138 (2006.01); C09K 8/467(2006.01). Приоритет от 28.11.2012. Опубликован 10.06.2014. Бюл. №16. Текст формулы изобретения]. По своей сущности способ изоляции пластов цементносиликатными растворами включает нагнетание в прискважинную зону пласта цементного раствора с ускорителем схватывания, отличающийся тем, что тампонирование осуществляют циклической последовательно-чередующейся закачкой в скважину растворов силиката натрия (массовая доля от 20 до 45%, силикатный модуль более 2,5) с наполнителем - древесной мукой (массовая доля не более 3%) и цемента, затворенного на водном растворе силиката натрия (массовая доля не более 5%) в соотношении к цементу равным 0,5, причем растворы силиката натрия и цемента при закачке разделяют буфером - пресной водой в объеме от 10 до 15% от объема технологических труб, спущенных в скважину, а объемное соотношение цементного раствора к раствору силиката натрия составляет от 0,3 до 0,7. В техническом решении по заявке RU 2012151072 смоченные в жидком стекле (силикате) частицы древесной муки являются дополнительными ядрами структурирования и ускорения схватывания цементного раствора.

Недостатком этого способа при применении его для восстановления разрушенных участков месторождений нефти является наступающая глухая жесткая изоляция продуктивных пластов с закупориванием путей продвижения нефти к добывающим скважинам, что существенно ограничивает или полностью закрывает возможность эксплуатации отдельных участков месторождения. Недостаток существенно ограничивает область применения известного способа по заявке RU 2012151072.

Известно изобретение «Способ разработки нефтяных залежей» [патент России RU 2383722. МПК Е21В 43/20(2006.01). Приоритет от 18.02.2008. Опубликован 10.03.2010. Бюл. №7. Описание изобретения к патенту]. По сущности «Способ разработки нефтяных залежей» включает заводнение продуктивного пласта через нагнетательные скважины и извлечение нефти на поверхность через добывающие скважины, выравнивание в пласте движения фронта заводнения и изоляцию притока воды в добывающих скважинах, определение в процессе разработки месторождения добывающих скважин, обводнившихся до установленных предельных значений, и установка через выбранные из их числа водонепроницаемых экранов, отличается тем, что предельно обводненные добывающие скважины останавливают и переводят в бездействующие, а для установки водонепроницаемых экранов выбирают те бездействующие добывающие скважины, которые находятся на пути движения фильтрационных потоков от нагнетательных к добывающим скважинам, при этом путь движения фильтрационных потоков определяют путем закачки в каждую бездействующую добывающую скважину индивидуального трассирующего агента при непрекращающемся режиме закачки воды в нагнетательные скважины. По результатам исследований определяют тип, объем и структурно-механические свойства изолирующих составов для водонепроницаемых экранов. В качестве трассирующих агентов применяют химические индикаторы: флюоресцеин, нитрат аммония, карбамид, роданид.

Недостатком этого известного способа является то, что при наличии установившейся системы водосточных каналов (ВСК) техногенный водонепроницаемый экран будет обойден нагнетаемой водой по другим ветвям установившейся системы ВСК. При этом возможная установка водонепроницаемых экранов во вмещающих отложениях существенно усложняет разработку месторождений, так как навсегда закрывает пути движения углеводородов на эксплуатируемом участке и выводит из эксплуатации отдельные участки месторождения. Это снижает коэффициент извлечения нефти по месторождению. Недостатки существенно ограничивают область применения известного способа по патенту RU 2383722.

Известно изобретение «Способ изоляции зон катастрофических поглощений бурового раствора при бурении нефтяных и газовых скважин» [патент России RU 2270327. МПК Е21В 33/13 (2000.01). Приоритет от 22.07.2004. Опубликовано 20.02.2006. Бюл. №5. Описание изобретения к патенту]. Сущность этого технического решения заключается в способе изоляции зон катастрофического поглощения бурового раствора в скважине, включающий определение интервала изолируемого поглощающего пласта, спуск до зоны поглощения колонны бурильных труб и закачку в скважину с помощью цементировочного агрегата твердеющего тампонажного раствора-носителя с наполнителем из волокнистого материала, вводимого в тампонажный раствор-носитель в процессе закачки его в скважину через воронку, установленную на верхнем конце колонны бурильных труб, отличающийся тем, что перед началом приготовления раствора-носителя штуцер горшка смесителя цементосмесительной машины, по которому подают воду затворения под давлением струйным насосом цементировочного агрегата ЦА-320М, заменяют на штуцер с меньшим диаметром 8-9 мм, обеспечивающим приготовление и закачку в скважину раствора-носителя из цемента или гельцемента, или глинистого раствора, в объеме 7-8 м³ за один час, а ввод наполнителя, в качестве которого используют кордоволокно, отходы производства хлопка - улюк, производят из расчета 25-50 кг на 1 м³ раствора-носителя, а после прекращения подачи тампонажной смеси отсоединяют воронку от колонны бурильных труб и вместо нее устанавливают герметизирующую головку, после чего тампонажную смесь продавливают в поглощающий пласт под давлением.

Недостатком известного способа при его применении для восстановления разрушенных участков продуктивного пласта является то, что закачиваемый в скважину раствор-носитель из цемента жестко закупоривает поры и трещины продуктивных отложений, а в случае применения раствора-носителя из гельцемента или глинистого раствора изоляция водоносной зоны оказывается кратковременной или вообще не происходит, так как изолирующий материал размывается и уносится потоком нагнетаемой воды в системе ВСК. Недостаток существенно ограничивает область применения известного способа по патенту RU 2270327.

Наиболее близким по существу заявляемого технического решения - прототипом является изобретение «Способ разработки нефтяной залежи» [патент России RU 2530007. МПК Е21В 43/20 (2006.01); C09K 8/508 (2006.01). Приоритет от 07.11.2012. Опубликовано 10.10.2014. Бюл. №28. Описание изобретения к патенту]. По сущности - «Способ разработки нефтяной залежи», включающий отбор продукции через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и полимердисперсной системы, отличается тем, что анализируют свойства месторождения и выделяют залежь с пористостью продуктивных пластов более 5%, определяют плотность минерализованной воды в околоскважинной зоне, измененную в результате закачки рабочего агента, при плотности минерализованной воды до 1020 кг/м³ в качестве полимердисперсной системы подбирают системы, обладающие в установленных условиях коэффициентом относительной седиментационной устойчивости менее 0,9 и снижающие гидропроводность промытых каналов залежи в пределах от 5 до 100%, при плотности минерализованной воды от 1020 и до 1100 кг/м³ концентрацию полимера увеличивают не менее чем на 30%, при плотности минерализованной воды более 1100 кг/м³ концентрацию полимера увеличивают не менее чем на 60% от концентрации полимера, определенной при плотности воды до 1020 кг/м³, при этом в составе полимердисперсной системы используют дисперсную фазу с размерами частиц не более 90% размера пор или трещин продуктивного пласта.

Недостатком применения прототипа в условиях «завершающей» стадии (третьего гидродинамического этапа разработки, Фиг. 1) разрушенных месторождений нефти являются:

- отсутствие описания степени приемлемости известного способа в условиях разрушенных месторождений, когда нагнетаемая вода прямопоточным способом перетекает по системам поддержания пластового давления ППД и водосточных каналов ВСК;

- отсутствие геолого-технологической характеристики объекта применения привносит элемент незавершенности и неопределенности в поставленной цели, затрудняет определение оптимальной концентрации полимердисперсной системы (ПДС) в рабочем агенте, что, в свою очередь, снижает качество выполнения ожидаемых результатов;

- непредсказуемость ожидаемых/фактических физических свойств закачанного объема ПДС в пластовых условиях, ставящая под сомнение качество технического решения и продолжительность действия эффекта повышения объема добываемой нефти;

- использование несвойственных окружающей среде дорогостоящих полимерных материалов, причем, при наличии известных и доступных природных материалов, что является нежелательным фактором, особенно, в крупномасштабных проектах.

Недостатки существенно ограничивают область применения прототипа по патенту RU 2530007, делают прототип непригодным для восстановления разрушенных водосточными каналами месторождений нефти.

Целью предполагаемого изобретения является повышение нефтеотдачи разрушенных пластов продуктивных отложений, эксплуатируемых с низкой продуктивностью в условиях высокой обводненности месторождений с трудно извлекаемыми запасами нефти, то есть в условиях третьего («завершающего») этапа разработки месторождения.

Цели достигают закрытием (закупориванием) водосточных каналов ВСК заявляемым способом восстановления разрушенных продуктивных отложений месторождения между нагнетательными и добывающими скважинами и объединением разрозненных целиков нефти в единый гидродинамический объект. Для этого выполняют анализ геолого-технологического состояния месторождения, определяют гидродинамические связи между нагнетательными и добывающими скважинами. Образовавшуюся в процессе разработки продуктивного пласта систему водосточных каналов ВСК между имеющими гидродинамическую связь нагнетательной и добывающей скважинами по всему месторождению поочередно заполняют жидким рабочим агентом на основе цементного раствора с наполнителями.

В начале работ на восстанавливаемом участке месторождения на нагнетательной и окружающих ее добывающих скважинах выполняют ремонтно-изоляционные работы, определяют наличие гидродинамической связи между нагнетательной и добывающими скважинами на восстанавливаемом участке работ, за двое суток до начала восстановительных работ прекращают добычу нефти, останавливают действие всех нагнетательных и добывающих скважин, стабилизируют гидродинамические процессы в недрах, поднимают на дневную поверхность погружные насосы из добывающих скважин, имеющих гидродинамическую связь с нагнетательной скважиной, через которую будут производить закачку рабочего агента. В нагнетательной скважине устанавливают открытый конец насосно-компрессорных труб НКТ на 15 м выше интервала перфорации восстанавливаемого объекта, устанавливают и обвязывают технологическими трубопроводами с нагнетательной скважиной технические средства для приготовления и закачки в нагнетательную скважину рабочего агента, опрессовывают нагнетательную линию на полуторакратное рабочее давление, производят подготовку сухой части рабочего агента из цемента и добавленных наполнителей, из сухой части рабочего агента с использованием цементосмесительной машины производят и цементировочным агрегатом безостановочно закачивают в нагнетательную скважину раствор на водной основе - рабочий агент, с целью большего охвата зону разрушения эксплуатируемых отложений условно первую половину рабочего агента закачивают с плотностью 1500-1600 кг/м³, вторую - с плотностью 1600-1700 кг/м³, на случай необходимости увеличения приемистости нагнетательной скважины предусматривают снижение плотности рабочего агента ниже 1500 кг/м³, при этом через каждые 5 тонн использованного сухого агента отбирают пробу рабочего агента, отслеживают изменение удельного веса или электропроводности поступающей в добывающую скважину жидкости, при появлении в этой жидкости присущих рабочему агенту признаков процесс закачки в нагнетательную скважину прекращают, насосно-компрессорные трубы НКТ в нагнетательной скважине спускают на 15 м ниже интервала перфорации восстанавливаемого продуктивного пласта, обратной промывкой смывают остаточный рабочий агент в желобную систему, поднимают НКТ на 300 м выше интервала перфорации, закрывают нагнетательную скважину в ожидании затвердевания рабочего агента в водосточных каналах ВСК, разработку месторождения возобновляют после восстановления всех его разрушенных участков и пластового давления.

Способ отличается тем, что его поочередно используют применительно ко всем нагнетательным и добывающим скважинам на восстанавливаемом месторождении, имеющим между собой гидродинамическую связь по системе водосточных каналов. Система ВСК в эксплуатируемых отложениях образуется когда обводненность добываемой жидкости, в зависимости от условий разработки месторождения, достигает (по статистике) 30% и более. Степень обводненности добываемой жидкости в эксплуатационной скважине является относительным показателем уровня приемистости в гидродинамически единой нагнетательной.

Способ отличается тем, что сухая часть рабочего агента состоит из цемента в количестве 99,7-99,9% и муки древесной до 0,3%, глюканата натрия до 0,25% от общего веса, применяют при обводненности добываемой жидкости 30-40% (характеризует относительно низкую приемистость нагнетательной скважины).

Способ отличается тем, что сухая часть рабочего агента состоит из цемента в количестве 30,0%, речного песка до 70%, муки древесной от 0,1 до 0,2%, глюконат натрия до 0,25% от общего веса, применяют при обводненности добываемой жидкости 40-50% (характеризует относительно среднюю приемистости нагнетательной скважины) или 50-99% (характеризует относительно высокую приемистость нагнетательной скважины).

Способ отличается тем, что сухая часть рабочего агента состоит из цемента в количестве 30,0%, речного песка от 20,0 до 50,0%, дресвы (мелкого щебня) от 20,0 до 50,0%, муки древесной от 0,1 до 0,2%, глюконата натрия до 0,25% от общего веса, применяют при обводненности добываемой жидкости 50-99% (характеризует относительно высокую приемистость нагнетательной скважины), для закачки используют бетононасос.

Техническим результатом осуществления заявленного способа являются восстановленные участки эксплуатируемых отложений месторождения нефти в объеме системы водосточных каналов, заполненные рабочим агентом - водным раствором цемента с наполнителями. Затвердевая в недрах, рабочий агент обретает конфигурацию водосточных каналов - разрушенных участков месторождения, закрывает (закупоривает) систему ВСК материалом с подобными первичными/улучшенными литофизическими характеристиками (пористостью, проницаемостью, твердостью). Закрытие водосточных каналов прекращает беспрепятственный переток закачиваемой через нагнетательную скважину воды к добывающей скважине, способствует восстановлению фронта заводнения. Движение восстановленного гидродинамического фронта заводнения обеспечивает вытеснение ранее трудно извлекаемой или не извлекаемой нефти из целиков к добывающей скважине, возобновление рентабельной разработки обводненных месторождений.

Сущностью заявленного технического решения является способ восстановления разрушенных месторождений нефти, включающий изучение геолого-технологической характеристики объекта действия, гидродинамических связей между нагнетательной и добывающими скважинами, поиск литофизических свойств разрушенных отложений на восстанавливаемом участке месторождения по результатам анализов керна, выполненных на этапе разведочного и раннего эксплуатационного бурения, отличающийся тем, что, прекращают на участке производственные работы по добыче нефти, готовят сухую часть рабочего агента на основе цемента с добавленными компонентами. Способ, отличающийся тем, что в зависимости от приемистости нагнетательной скважины, проектных литофизических свойств восстанавливаемых отложений и способов использования в сухой части рабочего агента используют следующие компоненты:

1) цемент. Содержание цемента составляет от 30,0 до 99,9% от веса сухой части рабочего агента. При этом применяют, например, портландцемент марки М400 ГОСТ 31108-2003;

2) песок. Содержание песка составляет от 0,0 до 70,0% от веса сухой части рабочего агента. Изменением концентрации песка в рабочем агенте достигают природную или повышенную твердость цементно-древесного камня (ЦДК), например, увеличение доли песка повышает твердость ЦДК и наоборот. При этом применяют, например, речной песок по ГОСТ 8736 - 2014, группа песка мелкая, модуль крупности (Мк)=1,5-2,0 мм;

3) дресва (мелкий щебень). Содержание дресвы составляет от 0,0 до 50,0% от веса сухой части рабочего агента. Изменением концентрации дресвы в рабочем агенте достигают природную/улучшенную (повышенную) твердость цементно-древесного камня, например, увеличение доли дресвы повышает твердость цементно-древесного камня ЦДК и наоборот. При этом применяют, например, дресву по ГОСТ 8267-93. Группа дресвы мелкая, модуль крупности (Мк)=2,0-10,0 мм;

4) тонкомолотые пористые материалы, например - мука древесная. Содержание древесной муки составляет от 0,0 до 7,0% от веса сухой части рабочего агента. Изменением концентрации пористых материалов в рабочем агенте регулируют проницаемость проектируемого цементно-древесного камня ЦДК, например, увеличение доли древесной муки повышает проницаемость ЦДК и наоборот. При этом применяют, например, древесную муку по ГОСТ 16361-87 марки 180 или 200 с преимущественным размером частиц менее 0,17 мм, стандартной влажностью 8%, нормативной плотностью от 100 до 140 кг/м³;

5) воздух. В процессе закачки в нагнетательную скважину рабочий агент аэрируют в цементном бочке (емкости), обогащают воздухом от 1,0 до 15,0% от объема рабочего агента; редко применяют взамен муке древесной с целью увеличения проницаемости ЦДК;

6) специальные добавки. Они улучшают пластичность, подвижность, укладываемость рабочего агента, продлевают время его схватывания, некоторые из них, например, глюконат натрия, выполняют одновременно обе вышеотмеченные функции, применяют глюконат натрия в количестве до 0,25% от массы рабочего агента.

Химический состав основного компонента рабочего агента (CaO, SiO₂, Al₂O₃, Fe₂O₃, MgO и другие оксиданты) и восстанавливаемых песчано-алеврито-глинистых отложений (SiO₂, Al₂O₃, Fе₂О₃, MgO и другие оксиданты) на месторождениях нефтегазоносных провинций страны, согласно [https://poznayka.org/s19660t1.html], в подавляющем преимуществе являются идентичными. Идентичность позволяет утверждать, что по заявленному способу застывший рабочий агент не нарушает требования экологии и соответствует геолого-техническим условиям эксплуатации восстанавливаемого месторождения нефти.

Вид и концентрацию используемых компонентов рабочего агента определяют опытным путем в лабораторных условиях, производят подготовку сухой части рабочего агента из цемента и добавленных наполнителей, из сухой части рабочего агента с использованием цементосмесительной машины производят и цементировочным агрегатом безостановочно закачивают в нагнетательную скважину раствор на водной основе - рабочий агент, при этом с целью максимального охвата разрушенных участков условную первую половину рабочего агента закачивают с плотностью 1500-1600 кг/м³, вторую - с плотностью 1600-1700 кг/м³, при необходимости увеличения приемистости скважины предусматривают закачку рабочего агента с плотностью ниже 1500 кг/м³, при этом через каждые пять тонн использованной сухой части рабочего агента отбирают пробу рабочего агента, закачку производят до появления рабочего агента в одной из добывающих скважин или до максимального проектного давления закачки на устье нагнетательной скважины, после чего процесс закачки рабочего агента прекращают, скважину закрывают на затвердение рабочего агента, разработку месторождения возобновляют после восстановления всех разрушенных его участков и пластового давления.

Осуществление предполагаемого изобретения показано на примере одной пары скважин на Абдрахмановской площади, являющейся одной из центральных площадей Ромашкинского месторождения нефти - по нагнетательной скважине №23508 и добывающей №3378. Геолого-технологическое состояние объекта действия и способ восстановительных работ иллюстрируют рисунки - Фиг. 1, Фиг. 2, Фиг. 3, Фиг. 4.

На Фиг. 1 показаны гидродинамические этапы разработки нефтяного месторождения, где: I - этап фильтрации нагнетаемой воды, II - этап вымывания пелито-алевритовых фракций из вмещающих отложений, III - этап разрушения вмещающих отложений;

А - время появления первых объемов воды в добывающих скважинах;

B - время максимального годового объема добычи нефти;

С - время увеличения воды в добываемой жидкости до 80%;

_ - время разрушения (обрушения) эксплуатируемых отложений месторождения и

образования системы водосточных каналов между временами (знаками) В и С (обозначено жирной линией).

На Фиг. 2 на разрезе по линии скважин №№1 и 2 показана схема разрушения эксплуатируемого пласта, где:

1 - нагнетательная скважина; 2 - добывающая скважина; 3 - объект эксплуатации;

4 - направленная вода с техногенным аномально высоким пластовым давлением (АВПД);

5 - начальная точка депрессии АВПД; 6 - конечная точка депрессии АВПД;

7 - отложения под давлением ниже начального пластового.

На Фиг. 3 на схематичном поперечном разрезе через ВСК показан объект использования заявленного способа восстановления разрушенных месторождений нефти, где:

3 - объект эксплуатации; 8 - зона вне фронта заводнения;

9 - зона многократно промытых отложений;

10 - водосточный канал ВСК, который по заявленному способу заполняют рабочим агентом.

На Фиг. 4 показана схема обвязки нагнетательной скважины с техническими средствами, где: 11 - устье скважины, 12 - затрубная задвижка, 13 - обратный клапан, 14 - гидровакуумное смесительное устройство, 15 - цементный бачок, 16 - смесительная установка, 17 - цементировочный агрегат, 18 - соединение к системе ППД, 19 - тройник, 20 - желобная система, 21-22 - дежурные цементировочный и тампонажный агрегаты.

Ромашкинское месторождение находится в Республике Татарстан РФ, открыто в 1948 г, разрабатывается более 70 лет. Промышленная разработка месторождения, начавшаяся в 1953 г., продолжается нефтяной компанией «ПАО «Татнефть» (г.Альметьевск, Республика Татарстан). Месторождение с балансовыми запасами нефти в 5 млрд тонн и размерами 65×75 км по международной классификации относится к супергигантам; оно многопластовое, нефтеносность установлена в 22-х пластах девона и карбона, основные запасы нефти накапливались в горизонтах Д0 и Д1 девона; абсолютная отметка кровли пласта Д₁ изменяется от 1430 до 1463 м. группа песка мелкая, модуль крупности (Мк)=1,5-2,0 мм;

Горизонт Д₀-Д₁ на Абдрахмановской площади представлен мелкозернистым песчаником с медианным размером песчинок в пределах от 0,1-0,2 мм до 1,5-2,0 мм, группа песка мелкая, крупнозернистым алевритом с медианным размером зерен от 0,05 до 0,01 мм. Цементирующим веществом является глина. Пористость высокопродуктивных пластов (песчаников) составляет более 16%, проницаемость более 100 мД В алевролитах пористость изменяется в пределах 11-16%, проницаемость - от 10 до 160 мД [И.М. Акишев. Строение терригенного девона на востоке Татарии и некоторые закономерности размещения в нем залежей нефти. Труды ТатНИПИнефть, вып. VI. - Л.: 1964. - С. 16-30].

Вначале месторождение эксплуатировалось фонтанным способом. После снижения первоначального аномально высокого пластового давления (далее по тексту - АВПД) до гидростатического перешли на гидродинамический способ разработки с внутриконтурным заводнением, разделив месторождение рядами нагнетательных скважин на 21 самостоятельные площади. Максимальный уровень добычи нефти в 81,5 млн. т достигнут в 1970 г. Добыча на уровне около 80 млн. т удерживалась в течение 6 лет и постепенно снижается. В 2018 г. добыто 15,49 млн. т нефти. К настоящему времени оценочная выработанность Ромашкинского месторождения составляет около 90%. Эксплуатируемые пласты обводнены до 95-99%. Соответственно, в извлеченной на поверхность жидкости содержание нефти снизилось до 5 - 1%, в зависимости от скважины.

С начала разработки Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения нефти по горизонтам Д₀-Д₁ добыто более 90% начальных извлекаемых запасов. В процессе разработки обводненность этих пластов достигла более 95%. В горизонте Д₀-Д₁ на Абдрахмановской площади выполнены длительные промышленные работы по повышению давления нагнетания до 0,70-0,75 от вертикального горного на забоях нагнетательных скважин, т.е. в 1,3-1,6 раз превышающее начальное пластовое давление [Хисамов Р.С. Особенности геологического строения и разработки много пластовых нефтяных месторождений. - Казань: Изд. «Мониторинг», 1996. - 288 с. - С. 46]. Эти данные означают, что при начальном пластовом давлении в 17,5 МПа давление на забое нагнетательных скважин поднималось до 28,0 МПа. В различные годы разработки продуктивных пластов давление на устье нагнетательных скважин на Ромашкинском месторождении нефти изменялось от 10,0 до 35,0 МПа [Хисамов Р.С. Особенности геологического строения и разработки многопластовых нефтяных месторождений. - Казань: - Мониторинг, 1996. - 288 с. - С. 204, Табл. 4.19].

Использованное с начала разработки Абдрахмановской площади высокое давление в системе поддержания пластового давления (далее по тексту - ППД) привело к гидроразрыву пластов. Частое изменение интенсивности ППД в большом диапазоне от низкого к высокому и наоборот, форсированные отбор и нагнетание жидкости активно дренировали эксплуатируемые объекты, способствовали ускоренному вымыванию твердых фракций, разрушению их литофизической структуры и образованию водосточных каналов (ВСК) по направлениям с высокой проницаемостью и трещиноватостью.

Пример геолого-технологического состояния объекта действия и способ восстановительных работ иллюстрируют рисунки - Фиг. 1, Фиг. 2, Фиг. 3, Фиг. 4.

Предполагаемое изобретение осуществляют поэтапно, например, следующим путем:

I этап. Анализируют геолого-технологическое состояние объекта применения заявленного способа восстановления разрушенного нефтяного месторождения. В геологических фондах заказчика проводят поиск результатов анализа керна из разрушенных участков месторождения, выполненных на этапе бурения разведочных и первых эксплуатационных скважин, устанавливают проектные литофизические свойства восстанавливаемых отложений,

II этап. Производят подготовку месторождения.

1. На нагнетательной и окружающих ее добывающих скважинах выполняют ремонтно-изоляционные работы, определяют наличие гидродинамической связи между нагнетательной и добывающими скважинами на участке работ.

2. На восстанавливаемом участке останавливают действие всех нагнетательных и добывающих скважин, например, на 48 часов и стабилизируют гидродинамические процессы в недрах перед началом работ.

3. Поднимают на дневную поверхность погружные насосы из добывающих скважин, имеющих гидродинамическую связь с нагнетательной скважиной, через которую будут производить закачку рабочего агента.

4. В нагнетательной скважине устанавливают открытый конец насосно-компрессорных труб (далее по тексту - НКТ) на 15 м выше интервала перфорации восстанавливаемого объекта.

5. Расставляют специальную технику, обвязывают эти технические средства с устьем скважины согласно Фиг. 4, где: 11 - устье скважины, 12 - затрубная задвижка, 13 -обратный клапан, 14 - гидровакуумное смесительное устройство, 15 - цементный бачок, 16 - смесительная установка, 17 - цементировочный агрегат, 18 - соединение к системе ППД, 19 - тройник, 20 - желобная система, 21-22 - дежурные цементировочный и тампонажный агрегаты.

6. Опрессовывают нагнетательную линию на 1,5-кратное (полуторакратное) рабочее давление.

III этап. Производят подготовку сухой части рабочего агента.

Опытным путем, например, в лабораторных условиях, подбирают компоненты (составные части) сухой части рабочего агента, обеспечивающие достижение свойственных природным свойствам литофизических параметров отложений восстанавливаемого участка месторождения, сочетание и концентрации компонентов (материалов). Определяют продолжительность времени затвердевания водного раствора рабочего агента с подобранным составом компонентов (рабочего агента).

Полученные путем анализа архивных материалов литофизические свойства породы восстанавливаемого продуктивного пласта Д₀-Д₁ между нагнетательной скважиной №23508 и добывающей скважиной №3378 Абдрахмановской площади следующие: пористость 15-20%, проницаемость 0,2 мкм², твердость - сцементированного песчаника. Подобные литофизические свойства цементно-древесного камня для восстанавливаемого продуктивного пласта обеспечивает использование водного раствора рабочего агента следующего состава: цемента марки М 400 ГОСТ 31108-2003 - 30%, мелкозернистого речного песка марки 300 ГОСТ 8736-2014 - 69,8%, муки древесной марки 200 ГОСТ 16361-87 - 0,1%, глюконата натрия - 0,1% от веса сухого рабочего агента. Например, в весовом исчислении для составления 9,000 тонн сухого рабочего агента используют: цемента - 2,700 т, песка - 6,282 т, муки древесной - 0,009 т, глюконата натрия - 0,009 т.

Для восстанавливаемых участков месторождения с иными литофизическими свойствами породы, обеспечивающие надежную закупорку водосточных каналов ВСК и необходимые твердость, проницаемость цементно-древесного камня (далее по тексту - ЦДК) регулируют в широком диапазоне путем подбора компонентов в лабораторных условиях, например - проницаемости от 0,01 до 2,00 мкм², твердости крепко сцементированного песчаника.

Для существенного продления продолжительности эксплуатации месторождения компоненты рабочего агента подбирают обеспечивающими повышенную твердость и пониженную проницаемость по сравнению с природными литофизическими параметрами восстанавливаемых продуктивных отложений.

Подобранные опытным путем компоненты сухой части рабочего агента тщательно перемешивают, например - в условиях базы тампонажной компании, до достижения равномерного распределения выбранных компонентов по всему объему сухой массы. Для обеспечения непрерывности процесса восстановительных работ сухую часть рабочего агента заготавливают в , например - вдвое, количестве от предполагаемого расхода. Например, в настоящем примере сухую часть рабочего агента - в количестве 18 тонн. Подготовленную сухую часть рабочего агента в 18 тонн в двух цементосмесительных машинах 2СМН-20, доставляют на участок работ и обвязывают с устьем скважины (Фиг. 4).

Из сухой части рабочего агента с использованием цементосмесительной машины производят и цементировочным агрегатом безостановочно закачивают в нагнетательную скважину раствор на водной основе - рабочий агент. С целью максимального охвата разрушенных участков пласта условную первую половину массы рабочего агента закачивают с плотностью 1500-1600 кг/м³, вторую половину - с плотностью 1600-1700 кг/м³. В зависимости от приемистости скважины плотность рабочего агента корректируют, например, при необходимости увеличения приемистости нагнетательной скважины плотность рабочего агента снижают ниже 1500 кг/м³, при этом через каждые 5 тонн использованного сухого агента отбирают пробу закачиваемого рабочего агента.

Время возможного поступления рабочего агента в добывающую скважину определяют известными геофизическими методами, контролируя изменение показателя удельного веса или электропроводности жидкости в добывающей скважине. Изменения физических параметров жидкости в добывающей скважине №3378 или увеличение давления на устье нагнетательной скважины №23508 до максимального проектного уровня свидетельствуют о необходимости завершения процесса закачки рабочего агента в нагнетательную скважину.

IV этап. После завершения закачки рабочего агента выполняют следующие заключительные работы: опускают насосно-компрессорные трубы НКТ на 15 м ниже интервала перфорации, обратной промывкой смывают остаточный рабочий агент в желобную систему, поднимают НКТ на 300 м выше интервала перфорации, закрывают нагнетательную скважину в ожидании затвердевания рабочего агента и восстановления пластового давления;

Описанные действия, с соответствующими вариантами состава рабочего агента, выполняют со всеми нагнетательными и добывающими скважинами месторождения, где образовалась система водосточных каналов. Система ВСК, в зависимости от условий разработки месторождения, формируется тогда, когда постепенно увеличивающаяся обводненность добываемой жидкости достигает (по статистике) 30% и более.

Эксплуатацию месторождения возобновляют после восстановления всех его разрушенных участков.

Результаты работ, выполненных по предполагаемому изобретению, существенно преобразовывают подземную техногенную гидродинамику и геолого-технологическое состояние разрушенных, обводненных до 95-99% месторождений нефти. Суть преобразований заключается в том, что путем перекрытия системы водосточных каналов (ВСК) по всему месторождению по заявленному способу перекрывают пути «холостого» прямопоточного перетока закачиваемой воды от нагнетательных к добывающим скважинам. Тем самым обеспечивают условия возврата нефтяного месторождения к эксплуатации на уровне текущей его выработанности, к первоначальному/улучшенному состоянию по определяющим литофизическим и геолого-технологическим параметрам.

Восстановление разрушенных месторождений по заявленному способу позволяет:

1) остановить разрушение эксплуатируемых месторождений;

2) перепроектировать технологии разработки месторождений на основе восстановленных гидродинамических, литофизических параметров продуктивных отложений;

3) осуществить замену текущего способа разработки на другой способ, например, заменить внутриконтурное заводнение на внеконтурное;

4) возобновить разработку месторождения гидродинамическим способом с восстановленным фронтом заводнения;

5) возобновить и увеличить объем добычи за счет вовлечения в разработку трудно извлекаемых запасов из целиков нефти, повысить коэффициент извлечения нефти;

6) существенно снизить уровень обводненности добываемой продукции.

Описанные результаты использования предполагаемого изобретения показывают достижимость заявленной цели технического решения - существует реальная возможность восстановления разрушенных, эксплуатируемых с низкой продуктивностью в условиях высокой обводненности месторождений с трудно извлекаемыми запасами нефти.

Приведенные примеры использования предполагаемого изобретения показывают его полезность для восстановления разрушенных и поэтому эксплуатируемых с низкой продуктивностью в условиях высокой обводненности месторождений с трудно извлекаемыми запасами нефти, то есть в условиях «завершающей» стадии разработки месторождения. Использование заявленного технического решения способствует повышению, по сравнению с прототипом, коэффициента извлечения нефти КИН, повышению рентабельности эксплуатации в условиях высокой обводненности месторождений с трудно извлекаемыми запасами нефти.

Предполагаемое изобретение удовлетворяет критериям новизны, так как при определении уровня техники в области горного дела не обнаружено средство, которому присущи признаки, идентичные (то есть совпадающие по исполняемой ими функции и форме выполнения этих признаков) всем признакам, перечисленным в формуле изобретения, включая характеристику назначения.

Заявленное техническое решение соответствует критерию изобретательский уровень вследствие его неочевидности, отсутствия в мировой практике аналогичных заявленному техническому решению способов восстановления месторождений нефти, поскольку в области технологий эксплуатации месторождений нефти не выявлены технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками заявленного изобретения и не установлена известность влияния отличительных признаков на указанный технический результат.

Заявленное техническое решение можно реализовать в промышленной эксплуатации месторождений нефти, в том числе высокообводненных, продолжительно эксплуатируемых в деятельности нефтедобывающих организаций, посредством использования известных стандартных технических устройств, материалов и оборудования. Это соответствует предъявляемом к изобретениям критерию «промышленная применимость».

Изобретение относится к способу восстановления разрушенных месторождений нефти. Согласно способу анализируют геолого-технологическое состояние месторождения, образовавшуюся в процессе разработки продуктивного пласта систему водосточных каналов ВСК между нагнетательной и добывающей скважинами по восстанавливаемому участку месторождения заполняют жидким рабочим агентом на основе водного раствора цемента с добавленным, подобранным по результатам анализа, составом наполнителей-присадок. Определяют наличие гидродинамической связи между нагнетательной и добывающими скважинами на восстанавливаемом участке месторождения. За двое суток до начала восстановительных работ прекращают добычу нефти, останавливают действие всех нагнетательных и добывающих скважин, стабилизируют гидродинамические процессы в недрах. В нагнетательной скважине устанавливают НКТ на 15 м выше интервала перфорации восстанавливаемого объекта, устанавливают и обвязывают технологическими трубопроводами с нагнетательной скважиной технические средства для приготовления и закачки в нагнетательную скважину рабочего агента на основе водного раствора цемента с добавленными наполнителями-присадками, заготовленными из песка и/или дресвы, тонкомолотой муки древесной и глюконата натрия, опрессовывают нагнетательную линию на полуторакратное ожидаемое рабочее давление закачки, из сухой части рабочего агента с использованием цементосмесительной машины производят и одновременно цементировочным агрегатом безостановочно закачивают в нагнетательную скважину рабочий агент. Для максимального охвата зоны разрушения первую половину рабочего агента закачивают с плотностью 1500-1600 кг/м³‚ вторую с плотностью 1600-1700 кг/м³‚ в процессе закачки контролируют плотность закачиваемого в скважину рабочего агента путем отбора его пробы через каждые 5 тонн использованного сухого агента, при этом отслеживают поступление рабочего агента в добывающую скважину путем обора проб, при появлении в отобранной пробе присущих рабочему агенту признаков, характеризующих изменения физических параметров жидкости - удельного веса и/или электропроводности, процесс закачки рабочего агента в нагнетательную скважину прекращают. Закрывают нагнетательную и добывающую скважины в ожидании затвердевания рабочего агента в водосточных каналах ВСК до восстановления разрушенных участков месторождения. 2 з.п. ф-лы, 4 ил.

1. Способ восстановления разрушенных месторождений нефти, включающий отбор продукции через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента, определение природных литофизических свойств - твердости, пористости, проницаемости продуктивного пласта, определение, выявление гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами, отличающийся тем, что анализируют геолого-технологическое состояние месторождения, образовавшуюся в пpoцecce разработки продуктивного пласта систему водосточных каналов - ВСК между нагнетательной и добывающей скважинами по восстанавливаемому участку месторождения, заполняют жидким рабочим агентом на основе водного раствора цемента с добавленным, подобранным по результатам анализа, составом наполнителей-присадок, для чего на восстанавливаемом участке месторождения на нагнетательной и окружающих её добывающих скважинах выполняют ремонтно-изоляционные работы‚ определяют наличие гидродинамической связи между нагнетательной и добывающими скважинами на восстанавливаемом участке месторождения, за двое суток до начала восстановительных работ прекращают добычу нефти, останавливают действие всех нагнетательных и добывающих скважин, стабилизируют гидродинамические процессы в недрах, поднимают на дневную поверхность погружные насосы из добывающих скважин, имеющих гидродинамическую связь c нагнетательной скважиной, через которую будут производить закачку рабочего агента, в нагнетательной скважине устанавливают открытый конец насосно-компрессорных труб (НКТ) на 15 м выше интервала перфорации восстанавливаемого объекта, устанавливают и обвязывают технологическими трубопроводами с нагнетательной скважиной технические средства для приготовления и закачки в нагнетательную скважину рабочего агента на основе водного раствора цемента с добавленными наполнителями-присадками, заготовленными из песка и/или дресвы, тонкомолотой муки древесной и глюконата натрия, опрессовывают нагнетательную линию на полуторакратное ожидаемое рабочее давление закачки, из сухой части рабочего агента с использованием цементосмесительной машины производят и одновременно цементировочным агрегатом безостановочно закачивают в нагнетательную скважину рабочий агент, с целью максимального охвата зоны разрушения первую половину рабочего агента закачивают с плотностью 1500-1600 кг/м³‚ вторую с плотностью 1600-1700 кг/м³‚ в процессе закачки контролируют плотность закачиваемого в скважину рабочего агента путем отбора его пробы через каждые 5 тонн использованного сухого агента, при этом отслеживают поступление рабочего агента в добывающую скважину путем обора проб, при появлении в отобранной пробе присущих рабочему агенту признаков, характеризующих изменения физических параметров жидкости -удельного веса и/или электропроводности, процесс закачки рабочего агента в нагнетательную скважину прекращают, насосно-компрессорные трубы (НКТ) в нагнетательной скважине опускают нa 15 м ниже интервала перфорации восстанавливаемого продуктивного пласта, промывкой смывают остаточный рабочий агент из НКТ в желобную систему, после чего насосно-компрессорные трубы (НКТ) поднимают на 300 м выше интервала перфорации, закрывают нагнетательную и добывающую скважины в ожидании затвердевания рабочего агента в водосточных каналах - ВСК до восстановления всех разрушенных участков месторождения.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что по результатам анализа подбирают компоненты рабочего агента нa основе водного раствора цемента с наполнителями-присадками, обеспечивающие после затвердевания рабочего агента в системе водосточных каналов - ВСК между нагнетательной и добывающей скважинами образование закрывающего, закупоривающего ВСК цементно-древесного камня с улучшенными литофизическими свойствами - с большей твердостью и меньшими пористостью и проницаемостью по сравнению c разрушенными отложениями.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что индивидуальный состав рабочего агента, подобранный по результатам анализа литофизических свойств разрушенных отложений, поочередно используют применительно ко всем скважинам, имеющим между собой гидродинамическую связь по системе водосточных каналов, восстанавливают гидродинамическое единство объекта разработки, после восстановления всех разрушенных участков и пластового давления возобновляют эксплуатацию месторождения.