Способ повышения нефтеотдачи нефтекерогеносодержащих продуктивных пластов баженовской свиты Российский патент 2023 года по МПК E21B43/27 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых и проблемных залежей углеводородов, включая баженовскую и доманиковую свиты.

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.

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).

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.

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).

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.).

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.

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.

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).

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%.

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.

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.

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.).

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.

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.).

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.

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.

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.

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).

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.

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.

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.

Заявленное изобретение во многом базируется на способности органических растворителей, в частности, хлороформа, эффективно растворять смолы и асфальтены.

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.

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.

Проведение пропитки прискважинной зоны продуктивного пласта растворителем, который находится под давлением, значительно увеличивает эффект пропитки и растворения.

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.

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.

Сущность заявленного изобретения поясняется графическими материалами, на которых:

- на фиг. 1 – схема осуществления способа на этапе подготовки скважины;

- на фиг. 2 – скважина с размещенным в ней пакером;

- на фиг. 3 – схема скважины при закачке рабочего агента (растворителя) в продуктивный пласт;

- на фиг. 4 – схема скважины при пропитке продуктивного пласта растворителем;

- на фиг. 5 – схема скважины при отборе продуктов растворения из околоскважинной зоны продуктивного пласта.

Для осуществления заявленного способа может быть использовано следующее оборудование:

• Колтюбинговая установка (например, МК30Т-10);

• Каротажный подъёмник (например, ПКС-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);

• Пакер, используемый для проведения ГРП, с перепадом давления до 70 МПа (например, пакеры компании «Пакер Тулз», РФ, Москва, серии ПС);

• Ёмкость для хлороформа из нержавеющей стали;

• Установка насосная (например, Н504-20);

• Наземные продуктопроводы из нержавеющей стали и

• Устьевая фонтанная арматура, изготовленная из сплавов SANICRO-25, INCONEL 740H или их аналогов.

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:

Техническая характеристика АДС-7

Способ воспламенения: электрический.

Минимальный ток воспламенения, А: 1,5.

Габаритные размеры, мм:

Наружный диаметр: 36-42;

Максимальная длина: 12700.

Масса одного сгорающего элемента АДС-7с, кг: 1,1.

Масса одного воспламенителя АДС-7 в, кг: 0,9.

Максимальная масса элементов при одном спуске, кг: 158.

Минимальное гидростатическое давление, МПа: 3.

Максимальная допустимая температура, °C: 100.

Специалистам все названные выше устройства хорошо известны и поэтому никакого дополнительного их описания не требуется.

Заявленный способ, с использованием приведенного выше оборудования, осуществляют в несколько последовательно выполняемых этапов следующим образом.

Этап № 1. Подготовка скважины

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.

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).

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.

Извлекают из негерметичной НКТ с ТИП 3 геофизический кабель 8.

Скважина подготовлена к работе.

Этап № 2 . Заполнение негерметичной скважины и негерметичной колонны НКТ 3 растворителем

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.

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.

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.).

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.

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.

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.

Этап № 3 . Закачка растворителя в продуктивный пласт

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.

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.

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.

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.

Этап № 5. Отбор продуктов растворения из продуктивного пласта

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.

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.

Этапы 1 – 5 периодически повторяют в процессе эксплуатации скважины, когда начинается наблюдаться снижение нефтеотдачи продуктивного пласта.

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.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, и может быть использовано для повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых и проблемных залежей углеводородов, включая баженовскую и доманиковую свиты. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи за счет значительного повышения пористости и проницаемости продуктивного пласта в его прискважинной зоне. Заявлен способ повышения нефтеотдачи нефтекерогеносодержащих продуктивных пластов, включающий формирование в продуктивном пласте флюидопроводящих каналов, которое осуществляют до отбора углеводородов инжектированием по колонне насосно-компрессорных труб в продуктивный пласт рабочего агента. В качестве рабочего агента используют органический растворитель из группы хлорзамещенных углеводородов и перед инжектированием рабочего агента, в заполненной водой скважине, устанавливают пакер, разделяя скважину на изолированные друг от друга надпакерную и подпакерную скважинные зоны. Осуществляют закачку в подпакерную зону рабочего агента, которую ведут до давления в подпакерной зоне, превышающего значение гидростатического давления или значение аномально высокого внутрипластового давления. После чего проводят выдержку с поддержанием указанного давления путем подкачки рабочего агента в продуктивный пласт, в течение которой происходит пропитка прискважинной зоны продуктивного пласта рабочим агентом для формирования флюидопроводящих каналов за счет растворения битумоидных компонентов продуктивного пласта. Далее осуществляют удаление из продуктивного пласта полученных в результате растворения продуктов на дневную поверхность скважины, которое ведут в режиме фонтанирования. 1 з.п. ф-лы, 5 ил.

1. Способ повышения нефтеотдачи нефтекерогеносодержащих продуктивных пластов, включающий формирование в продуктивном пласте флюидопроводящих каналов, которое осуществляют до отбора углеводородов инжектированием по колонне насосно-компрессорных труб в продуктивный пласт рабочего агента, отличающийся тем, что в качестве рабочего агента используют органический растворитель из группы хлорзамещенных углеводородов и перед инжектированием рабочего агента, в заполненной водой скважине, устанавливают пакер, разделяя скважину на изолированные друг от друга надпакерную и подпакерную скважинные зоны, с последующей закачкой в подпакерную зону рабочего агента, которую ведут до давления в подпакерной зоне, превышающего значение гидростатического давления или значение аномально высокого внутрипластового давления, после чего прекращают закачку рабочего агента и проводят выдержку с поддержанием указанного давления путем подкачки рабочего агента в продуктивный пласт, в течение которой происходит пропитка прискважинной зоны продуктивного пласта рабочим агентом для формирования флюидопроводящих каналов за счет растворения битумоидных компонентов продуктивного пласта, с последующим удалением из продуктивного пласта полученных в результате такого растворения продуктов на дневную поверхность скважины, которое ведут в режиме фонтанирования скважины.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве рабочего агента используют хлороформ.