Способ интенсификации добычи газообразных углеводородов из неконвенциональных низкопроницаемых газоносных пластов сланцевых плеев/формаций и технологический комплекс для его осуществления

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может быть использована для интенсификации добычи сланцевого газа из пластов газоносных сланцевых плеев/формаций без осуществления мультистадийного гидроразрыва пласта или углекислотного разрыва пласта. Способ включает приготовление рабочих агентов воздействия, инжектирование их по продуктопроводам в газоносный пласт сланцевого плея/формации с целью осуществления термобарохимических и термохимических воздействий на пласт для увеличения объемов добычи сланцевого газа с последующим отбором сланцевого газа и доставку его на дневную поверхность скважины по продуктопроводу. Причем перед первым термохимическим воздействием на продуктивный пласт осуществляют первое термобарохимическое воздействие, а после осуществления первого термохимического воздействия на продуктивный пласт и формирования горизонтальной скважины большого диаметра (ГСБД), обладающей высокой проницаемостью для сланцевого газа, а также после отбора сланцевого газа из зон пласта радиусом менее 50 метров начинают отбор сланцевого газа из зоны пласта, радиусом более 50 метров без осуществления какого-либо воздействия на эту удаленную от скважины зону пласта. Причем для поддержания высокого уровня добычи сланцевого газа из удаленной от скважины зоны пласта радиусом более 50 метров осуществляют периодические вторые термобарохимические и вторые термохимические воздействия на зоны пласта в радиусе менее 50 метров от ствола скважины. Техническим результатом является повышение степени извлечения сланцевого газа из пластов сланцевых плеев за счет вовлечении в активную разработку адсорбированного в пластах газоносных сланцевых плеев/формаций сланцевого газа, интенсификация его добычи. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 5 ил., 4 табл.

 

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может быть использована, преимущественно, для интенсификации добычи газообразных углеводородов из неконвенциональных низкопроницаемых пластов газоносных сланцевых плеев/формаций без использования водных и/или углекислотных, и/или мультистадийных разрывов продуктивных пластов.

Из современного уровня техники известно, что к неконвенциональным низкопроницаемым газоносным сланцевым плеям/формациям относятся такие резервуары, в которых, в силу ряда причин, целевой продукт (в частности, углеводородные газы) не способен самостоятельно в достаточном количестве поступать из продуктивного пласта в скважину и далее на ее дневную поверхность, поэтому рентабельная его добыча требует осуществления дополнительных стимулирующих мероприятий. В настоящее время таковыми мероприятиями являются, преимущественно, водный мультистадийный гидравлический разрыв пласта и углекислотный мультистадийный разрыв пласта.

Неконвенциональные низкопроницаемые газовые плеи/формации содержат кероген, подвижную нефть, битуминозную нефть, углеводородные газы, они являются одновременно и материнской горной породой, и резервуаром, и этим отличаются от конвенциональных газовых месторождений.

К неконвенциональным низкопроницаемым газовым плеям/формациям, как правило, относят три типа резервуаров, содержащих: (1) метан каменноугольных пластов (Coal-Bed Methane (СВМ)); (2) газ плотных песчаных пород (Tight Sandstone Gas (TSG)) и, собственно, (3) сланцевый газ (Shale Gas (SG)).

Сланцевый газ, большая часть которого находится в продуктивном пласте в адсорбированном состоянии, является наиболее значимым неконвенциональным газовым ресурсом и его прогнозируемые запасы равны сумме запасов метана каменноугольных пластов и газа плотных песчаных пород, и составляют примерно 456×102 м3.

Глубина залегания пластов, в частности, газоносных сланцевых плеев/формаций, которые содержат сланцевый газ, варьируется от нескольких сотен метров до 5000 метров и более. Толщина пластов составляет от 15 до 100 метров, а пористость от 1 до 5%, которая в очень редких случаях может достигать 10-11%. Проницаемость продуктивных пластов газоносных сланцевых плеев, как правило, очень низкая - от 0,001 до 0,0000001 мД, а термическая зрелость керогена высокая - от 1,2 (Ro) и более.

Сланцевый неконвенциональный газ, в отличие от конвенционального газа, присутствует в пластах газоносных сланцевых плеев/формаций в нескольких формах: свободный газ в макропорах и естественных трещинах; растворенный газ в керогене и, преимущественно, в тяжелых углеводородах (битуминозных нефтях); адсорбированный газ в керогене и на внутренней поверхности микро, мезо и макропор (флюидопроводящих каналов).

Из современного уровня техники также известно, что сланцевый газ, находящийся в адсорбированном состоянии, может составлять от 20 до 85% от суммарных запасов сланцевого газа, находящихся в пласте того или иного газоносного сланцевого плея/формации и, соответственно, величина сланцевого газа в свободном состоянии варьируется от 80 до 15%, преимущественно, в зависимости от пластовых термобарических условий, фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта и его минерального состава.

Добыча сланцевого газа традиционно начинается отбором из пласта сланцевого газа, находящегося в свободном состоянии. Затем, по мере снижения давления в пласте - деэнергизации пласта, реализуется процесс десорбции сланцевого газа и десорбированный газ становится, по сути, единственным и наиболее значимым источником, обеспечивающим продолжительную добычу сланцевого газа, поэтому эффективное проведение десорбции сланцевого газа является одним из основных факторов повышения коэффициента извлечения сланцевого газа, который, как правило, колеблется от 10 до 20% и в редких случаях достигает 30%.

В среднем прогнозируемая накопленная добыча «сланцевых» скважин за весь период их эксплуатации колеблется в пределах от 50 до 150 млн. м3 сланцевого газа. При этом примерно, такое же количество сланцевого газа остается в адсорбированном и неизвлекаемом состоянии в пластах газоносных сланцевых плеев/формаций (от (20+85)/2)=52,5%) от всего сланцевого газа, находящегося в пластах газоносных сланцевых плеев/формаций. (Для сравнения коэффициент извлечения конвенционального газа составляет от 60 до 90%).

Процесс адсорбции/десорбции сланцевого газа является весьма сложным процессом и его эффективное проведение зависит от множества факторов, наиболее значимыми из которых являются: (1) температура сланцевого газа; (2) давление сланцевого газа; (3) влажность на поверхности пор/трещин пласта; (4) состав сланцевого газа; (5) минеральный состав пласта, размер пор/трещин и количественное содержание органического углерода (Сорг) в пласте.

Рассмотрим более подробно приведенные выше факторы и их влияние на процесс сорбции/десорбции.

Температура.

Температура сланцевого газа является одним из наиболее значимых факторов, определяющих характер процесса адсорбции/десорбции. Чем выше температура пласта, тем быстрее движутся молекулы газа, тем выше их кинетическая энергия и тем выше вероятность их десорбции.

Так как процесс десорбции является эндотермическим процессом, то его осуществление приводит к понижению температуры пласта и, соответственно, к снижению степени интенсивности десорбции. Повышение температуры пласта интенсифицирует процесс десорбции. Поэтому поддержание активного процесса десорбции сланцевого газа требует постоянного внесения энтальпии в пласт - инжектирования в него высокотемпературных рабочих агентов воздействия (РАВ).

Давление.

При повышении давления адсорбционный потенциал пласта резко повышается и, после достижения некоторой точки насыщения, далее при повышении давления, практически, не возрастает. Плотность молекул газа при повышении давления растет, а поверхность пор/трещин или флюидопроводящих каналов насыщается адсорбированными молекулами газа, которые могут формировать на поверхности пор/трещин (флюидопроводящих каналов) один или два молекулярных слоя. При этом плотность первого молекулярного слоя выше, чем плотность второго слоя, но, если давление продолжает повышаться, то разница в степени плотности первого и второго слоя молекул газа постепенно уменьшается, но степень плотности второго молекулярного слоя никогда не достигает величины степени плотности первого слоя. При понижении внутрипластового давления начинается процесс десорбции. Этот процесс протекает медленнее процесса адсорбции, когда давление десорбции выше критического давления и ускоряется в момент, когда внутрипластовое давление опускается ниже точки критического давления. Отсюда следует, что, чем глубже залегает насыщенный сланцевым газом пласт, тем выше внутрипластовое давление, тем больше сланцевого газа находится в адсорбированном состоянии и, тем труднее его добыча.

Влажность на поверхности пор/трещин пласта.

Молекулы воды обладают более высоким адсорбционным потенциалом, чем молекулы метана. Поэтому более влажные пласты, при всех прочих равных условиях, адсорбируют меньше метана, чем сухие пласты. Таким образом, так называемая замещающая адсорбция молекул метана на молекулы воды с одной стороны уменьшает количество адсорбированного метана, а с другой стороны большие по размеру молекулы воды, адсорбированные на поверхности флюидопроводящих каналов (пор/трещин), уменьшают толщину проходных сечений флюидопроводящих каналов и, как следствие, уменьшают проницаемость пласта. В этой связи замещающая водная адсорбция может быть эффективной только в случае увеличения проницаемости пласта, в частности, в результате его нагрева.

Состав сланцевого газа.

В процессе катагенеза и метагенеза в пласте в присутствии высоких давлений и температур из керогена генерируется не только метан (СН4) но и иные углеводородные газы (С24), легкие углеводороды и битуминозные нефти, а также иные газы, преимущественно, углекислый газ (СО2) и азот (N2).

При этом большая часть ранее сгенерированных внутри пласта в процессе катагенеза (температура от 50 до 150°С) легких углеводородов и битуминозной нефти со временем в процессе метагенеза при повышении давления и температуры (до 150-200°С) конвертируется в метан.

В продуктивном пласте основные газы СН4, СО2 и N2 обладают разной адсорбционной способностью. Наиболее высокой способностью адсорбироваться обладает углекислый газ, затем метан и азот.

Метан, в силу меньшей молярной массы (16,04 г/моль), адсорбируется на поверхности пор/трещин, быстрее чем углекислый газ (молярная масса СО2 составляет 44,01 г/моль), поэтому в процессе добычи он также быстрее чем углекислый газ десорбируется. Таким образом, как и в случае с молекулами воды, речь идет о способности СО2 замещать молекулы СН4 на поверхности пор/трещин (флюидопроводящих каналов) в процессе добычи сланцевого газа (замещающая адсорбция).

Следует отметить и то, что присутствие СО2 в пласте с одной стороны подсушивает глины и способствует формированию новой трещиноватости, а с другой - вызывает их разбухание, что ведет к снижению проницаемости пласта. В силу листоватости сланцевого пласта особенно заметно (на порядок) по сравнению с горизонтальной проницаемостью при адсорбции СО2 уменьшается вертикальная проницаемость пласта и это необходимо учитывать при формировании в пласте объемной объединенной флюидопроводящей системы, обладающей повышенной проницаемостью.

Минеральный состав пласта, размер пор/трещин пласта и количественное содержание органического углерода (Сорг) в пласте.

Значительное количество метана находится в адсорбированном состоянии в органическом веществе - в керогене. Чем больше керогена (масс. %) содержит пласт, тем потенциально большее количество метана и иных углеводородных газов находятся в адсорбированном состоянии в пласте и согласно результатам исследования [1] именно величина содержания Сорг является основным фактором, контролирующим адсорбцию в пластах газоносных сланцевых плеев/формаций. Так, например, при содержании Сорг в пласте меньше 2% площадь внутренней поверхности микропоры равна, примерно, 9 м2/г; площадь внутренней поверхности микропоры при содержании Сорг от 2 до 4% колеблется в зависимости, преимущественно, от шероховатости поверхности от 10 до 14 м2/г. При содержании же Сорг более 4% площадь внутренней поверхности микропоры составляет более 17 м2/г и демонстрирует высокую адсорбционную способность. При этом объем микропор варьируется от 0,12 см3/100 г до 0,44 см3/100 г.

При начале отбора сланцевого газа из пласта, кероген быстро отдает свободный сланцевый газ, который находится в его органических порах под давлением, а затем процесс высвобождения сланцевого газа замедляется.

Также значительное количество сланцевого газа адсорбировано на поверхности глинистых минералов и при этом шероховатость внутренней поверхности пор/трещин является более значимым фактором адсорбции, чем толщина флюидопроводящих каналов.

В порах/трещинах, толщина которых не превышает 2 нм, практически, весь сланцевый газ находится в адсорбированном и неизвлекаемом состоянии. Относительно критической для сланцевого газа является толщина пор/трещин более 10 нм. При толщине флюидопроводящих каналов (пор/трещин) более 10 нм такие факторы, как плотность сланцевого газа (кг/м3) и внутрипластовое давление (МПа) перестают играть заметную роль в процессе адсорбции. Таким образом, чем толще флюидопроводящие каналы, тем меньше их относительная адсорбционная способность, тем меньше сланцевого газа находится в адсорбированном состоянии на их поверхности, тем выше проницаемость пласта.

Значительное количество сланцевого газа находится в закрытых порах, которые не связаны с другими порами и поэтому без специального воздействия на пласт для вскрытия таких пор и вовлечения их в объемную и объединенную флюидопроводящую пластовую систему такой «связанный» сланцевый газ находится в неизвлекаемом состоянии.

Еще одной особенностью поведения сланцевого газа в наноразмерном флюидопроводящем пространстве пласта является то, что при более высокой температуре и в больших по толщине флюидопроводящих каналах, сланцевый газ диффундирует быстрее, чем при всех прочих равных, но при более высоком внутрипластовом давлении.

Из исследования [2], в котором проанализированы 9 нефтеносных сланцевых плеев/формаций в США и Китае, известно, что количество адсорбированного газа может варьироваться от 0,52 м3 сланцевого газа на тонну горной породы до 1,88 м3 сланцевого газа на тонну горной породы (Таблица 1.).

В пластах газоносных сланцевых плеев, наряду с газами, также содержится значительное количество малоподвижной и неподвижной битуминозной нефти - тяжелых углеводородов. Так, исследование свойств высокомолекулярных асфальтенов, смол, парафинов и масел, позволило установить их уникальную способность сорбировать значительные количества низко- и среднемолекулярных углеводородов. В отличие от кристаллических карбонатно-органических полимеров (КОП) они не «сбрасываются», а остаются в очаге аморфных КОП. Так, поглощение асфальтенами метана составляет 130 м3/т, пропана - около 1000 м3/т, бутана - более 1500 м3/т, а тонна спиртобензольных смол может удерживать до 870 кг гептана. Чрезвычайно высокой сорбционной способностью по отношению к гептану обладают парафины и масла (до 2,5 тонны и до 1,8 тонны соответственно) [3].

И, наконец, необходимо отметить, что в пластах газовых сланцевых плеев/формаций флюиды практически всегда представлены следующими основными фазами: сланцевым газом; жидкой водой; жидкими углеводородами и тяжелыми малоподвижными и неподвижными битуминозными нефтями. Зачастую, при тех или иных условиях, в пласте могут протекать фазовые переходы. Так, например, в случае снижения давления в пласте или повышения внутрипластовой температуры жидкие углеводороды могут переходить в паровую/газообразную углеводородную фазу и, находясь в этом состоянии, в силу более высокой степени ее подвижности, быстрее перемещаться из порового пространства пласта в скважину («сланцевая» нефть в сланцевый газ). При повышении температуры конвертироваться в сланцевый газ может также и твердое органическое вещество - кероген. В этом случае сланцевый газ по своему происхождению может быть смесью углеводородных газов, образовавшихся в результате крекинга сланцевого газа из керогена и из «сланцевой» нефти [4].

Исходя из приведенных выше характерных особенностей нахождения сланцевого газа в порах/трещинах пластов газоносных сланцевых плеев/формаций, особенностей самих плеев/формаций и специфики процессов, протекаемых в пластах, следует, что способ (технология), использование которого позволит, интенсифицируя отбор сланцевого газа, одновременно повысить коэффициент его извлечения из газонефтекерогеносодержащих пластов, должен:

(1) осуществлять десорбцию сланцевого газа с поверхности пор/трещин (флюидопроводящих каналов) пласта и из органических пор керогена;

(2) осуществлять внутрипластовую генерацию дополнительного количества сланцевого газа из нефти плотных пород, битуминозной нефти (дегазация) и керогена - достигать максимально высокой степени конверсии органического углерода в «мертвый» нанопористый углерод, не обладающей более способностью генерировать углеводороды;

(3) увеличивать проницаемость пласта;

(4) предупреждать компакцию пласта;

(5) непродолжительно понижать давление в околотрещиноватых локальных нанообъемах пласта до уровня ниже гидростатического;

(6) формировать мощный газонапорный режим - реэнергизировать пласт;

(7) осуществлять отбор сланцевого газа, в том числе и из отдаленных зон пласта, через зоны пласта с увеличенной проницаемостью;

(8) увеличивать площадь контакта пласта со скважиной.

В настоящее время добыча сланцевого газа из газоносных сланцевых плеев/формаций ведется, в основном, с использованием способов, основанных на бурении длинноствольных скважин до вхождения их в пласт и проведения в пластах этих газоносных сланцевых плеев/формаций мультистадийных гидравлических разрывов пласта (ГРП).

Так, например, известен способ добычи сланцевого газа, включающий строительство основной скважины, ствол которой имеет вертикальный и горизонтальный участки, причем горизонтальный участок размещают в продуктивном сланцевом пласте, с последующим стимулированием притока газа к горизонтальному участку ствола посредством выполнения гидравлических разрывов продуктивного сланцевого пласта по его протяженности, а отбор сланцевого газа осуществляют в следующей последовательности: из вертикального ствола основной скважины бурят вокруг него несколько боковых горизонтальных стволов, которые пространственно ориентируют в азимутальной плоскости, размещенной между кровлей и подошвой продуктивного сланцевого пласта; на каждый торцевой конец боковых горизонтальных стволов бурят вспомогательную вертикальную скважину и соединяют ее с боковым горизонтальным стволом методом гидравлического разрыва, а в качестве рабочей жидкости гидроразрыва применяют только чистую воду; стимулирование притока газа в боковых горизонтальных стволах осуществляют путем гидроимпульсного воздействия на него попеременно водой и воздухом или огневым методом за счет воспламенения сланца в забое.

(см. патент РФ №2503799, кл. Е21В 43/00, 2014 г.).

Использование данного способа позволяет повысить коэффициент извлечения сланцевого газа максимально до 30%, но его существенными недостатками (присущими и иным способам аналогичного назначения, основанным на использовании гидроразрыва пласта) являются следующие:

(1) в пласт закачивается избыточное количество воды, которая обладает свойством блокировать наноразмерные флюидопроводящие каналы (поры/трещины), что приводит к снижению проницаемости пласта на наноуровне;

(2) при контакте с закаченной в пласт водой глинистые горные породы разбухают, что существенно уменьшает проницаемость пласта на наноуровне;

(3) после проведения в пласте мультистадийного ГРП в нем формируются толстые магистральные трещины, поверхностный слой которых сложен из наноразмерных зерен различных типов горных пород и которые после понижения давления в пласте (в околотрещиноватом объеме пласта) - после понижения распирающего их межгранулярного давления, сближаются между собой и формируют на поверхности трещин ГРП низкопроницаемую «минеральную оболочку», которая не позволяет жидким и/или газообразным флюидам поступать из более отдаленных областей пласта в эти трещины ГРП;

(4) мультистадийный ГРП формирует в пласте толстые трещины, имеющие толщину до 2-3-х мм и, практически, не увеличивает проницаемость пласта на микро, мезо и макроуровнях в глубине пласта, за счет восстановления естественной нанотрещиноватости пласта и создания в пласте новых наноразмерных трещин, которые и вносят наибольший вклад в рост проницаемости пласта;

(5) многочисленные газоносные сланцевые плеи/формации находятся в засушливых географических зонах, например, в Аргентине, Алжире, Китае и т.д. Отсутствие достаточного количества воды тормозит разработку таких газоносных сланцевых плеев/формаций;

(6) при проведении ГРП в составе используемой жидкости могут присутствовать токсичные химические вещества, способные нанести вред питьевым водным ресурсам.

Разрыв пласта может быть осуществлен и иным образом, например, посредством взрыва в стволе скважины.

Так, например, известен способ интенсификации добычи сланцевых нефти и газа, включающий подготовку кумулятивного заряда, в состав которого входят компоненты, выбранные из металлов и оксидов металлов, спуск подготовленного заряда в ствол скважины и размещении его рядом с подземным пластом, подрыв кумулятивного заряда с целью создания первого и второго взрывов, при этом первый взрыв создает перфорационный туннель в примыкающем пласте и этот перфорационный туннель имеет зону дробления, расположенную вдоль его стенок, а второй взрыв инициируется первым взрывом и создается экзотермической интерметаллической реакцией между реакционноспособными компонентами заряда, при этом второй взрыв выталкивает обломочный материал из зоны дробления внутри перфорационного туннеля в ствол скважины и вызывает, по крайней мере, один разрыв содержащего углеводороды пласта на конце перфорационного туннеля и соединяется с внутренней частью перфорационного туннеля с последующим нагнетанием в перфорационный туннель флюида, содержащего расклинивающий наполнитель, причем нагнетание осуществляется под давлением, достаточным для того, чтобы нагнетаемый флюид проник в разрыв пласта на конце перфорационного туннеля, чтобы ввести туда расклинивающий наполнитель и поддерживать открытым разрыв пласта для увеличения дебита углеводородов.

(см. патент РФ №2567877, кл. Е21В 43/116, 2015 г.).

В результате анализа известного способа необходимо отметить, что из современного уровня техники известно, что кумулятивная перфорация позволяет создавать каналы в околоскважинном объеме пласта глубиной не более 350-400 мм. В описании отсутствуют сведения - на какую глубину осуществляется кумулятивная перфорация пласта, но даже если предположить, что при использовании известного способа возможно создать каналы глубиной 1000 мм, то и этого совершенно недостаточно для того, чтобы интенсифицировать добычу газа (сланцевого, в частности) из отдаленных объемов пласта, находящихся на расстоянии, например, 30, 50, 75 или 100 метров от ствола скважины.

Так же специалистам понятно, что известный способ малопригоден для использования в горизонтальной скважине, которые в настоящее время, преимущественно, используются для добычи сланцевого газа.

Таким образом, наиболее широко используемые в настоящее время технологии добычи сланцевого газа не позволяют в достаточной степени интенсифицировать его добычу. Это обусловлено тем, что, как уже было отмечено выше, от 20 до 85% сланцевого газа в пластах газоносных сланцевых плеев/формаций находится в адсорбированном состоянии и для интенсификации его добычи необходимо использование технологических операций, обеспечивающих его десорбцию. Наиболее эффективными операциями десорбции сланцевого газа и интенсификации его отбора являются: (а) нагрев пласта (поверхности пор/трещин); (б) увеличение толщины наноразмерных пор/трещин пласта; (в) проведение замещающей адсорбции с использованием молекул воды и СО2; (г) импульсное и тепловое «уничтожение» органического сорбента сланцевого газа - керогена; (д) увеличение внутрипластового давления пласта - его реэнергизация с целью формирования мощного газонапорного режима отбора сланцевого газа из пласта в скважину и далее на ее дневную поверхность.

Данные «технологические инструменты» успешно применяются для интенсификации добычи нефти.

Так, например, известен способ (патент РФ №2403383, МПК Е21В 43/24, 2010 г.) разработки нефтяной залежи путем бурения нагнетательных и добывающих скважин, закачки в нагнетательные скважины воздуха, воды, газов горения, выделенных из продукции добывающих скважин, и отбора из добывающих скважин нефти, газов горения и попутных нефтяных газов, при этом предварительно в нагнетательные скважины закачивают теплоноситель для прогрева пласта до температуры не ниже 65°С в окрестности скважины радиусом 5-20 м, закачивают порцию горячей воды в чередовании с растворителем нефти массой 5-150 т на 1 м мощности продуктивного интервала, а также закачивают нагретую водовоздушную смесь, а водовоздушное отношение при пластовом давлении, меньшем 22,064 МПа, определяют из заданного соотношения.

Также известен способ (патент РФ №2418944, МПК Е21В 43/24, 2011 г.) разработки нефтекерогеносодержащих месторождений, включающий создание в пласте зоны внутрипластовых окислительных и термодинамических процессов, для чего в пласт через нагнетательную скважину закачивают кислородосодержащую водовоздушную смесь, а термогидродинамические процессы регулируют величиной водовоздушного отношения кислородосодержащей смеси из условия прогрева зоны пласта до температуры не ниже 250°C, для чего определяют оптимальную величину водовоздушного отношения по аналитическому выражению. При этом величину водовоздушного отношения закачиваемой кислородосодержащей смеси циклически повышают и понижают вокруг установленной оптимальной величины с уровнем понижения упомянутой величины ниже 0,001 м3/нм3.

Приведенные выше способы основаны на применении термогазового воздействия на пласт с целью повышения его отдачи, но их использование для добычи сланцевого газа требует устранения следующих недостатков, снижающих интенсификацию добычи из газоносных сланцевых плеев/формаций:

1. Необходимость сжигания части ценных внутрипластовых углеводородов. При реализации данных способов для разогрева продуктивного пласта осуществляют окисление/сжигание некоторой части содержащихся в нем подвижной нефти низкопроницаемых пород, битуминозных нефтей и керогена (от 30 до 50%). Данные («Анализ первых результатов реализации процесса ТГВ на опытном участке в районе скважины №3003 Средне-Назымского месторождения.»), представленные в диссертации [5, стр. 89] свидетельствуют о том, что на фоне увеличения добычи попутного нефтяного газа (ПНГ) с 216 до 380 м3 на тонну жидких углеводородов, внутрипластовой генерации СО2 (16 м3 на тонну жидких углеводородов) в пласте при высоких внутрипластовых температурах происходит снижение содержания сланцевого газа (С14) в ПНГ с 94 до 80%, что свидетельствует об окислении/сжигании некоторой части сланцевого газа внутри пласта, ради добычи которого, собственно, и осуществляется промышленное освоение газоносных сланцевых плеев/формаций.

2. Наличие коксообразования. Температура продуктивного пласта в зоне внутрипластовых окислительных реакций может достигать 650°С и более. При продолжительном поддержании такой температуры в безводном продуктивном пласте протекает процесс активного коксообразования. Кокс кольматирует флюидопроводящие каналы, что ведет к снижению отбора сланцевого газа.

3. Низкая прогнозируемость и управляемость. В пластовых условиях трудно спрогнозировать, какой именно в данный момент времени является температура в зоне осуществления окислительных реакций и, собственно, где она осуществляется. Средств онлайн контроля пока не существует. Это затрудняет процесс принятия решения о том, когда следует приступать к закачке теплой воды или водовоздушной смеси для формирования в пласте сверхкритической воды с последующим формированием локальных очагов внутрипластовой псевдо-сверхкритической среды. С учетом же высокой неоднородности продуктивных пластов и неопределенных зональных концентраций в них нефти низкопроницаемых пород, битуминозной нефти и керогена, точный расчет температуры в продуктивном пласте, понимание того, в каком именно месте продуктивного пласта осуществляются высокотемпературные окислительные реакции, определение моментов начала закачки в продуктивный пласт воды или водовоздушной смеси и остановки закачки - практически, невозможно. Результатом низкой прогнозируемости и низкой управляемости известных способов является то, что в отдельные моменты времени продуктивный пласт или отдельные его области могут либо перегреваться, либо, напротив, недогреваться, что, в целом, ведет к снижению эффективности известных способов и возможности повреждения нагнетательных и добычных скважин за счет прорыва в них высокотемпературного флюида, преимущественно, по пропласткам (пачкам) с относительно высокой проницаемостью «бажен-баккен» (термин предложен акад. А.Э. Конторовичем).

4. Добыча сланцевого газа осуществляется через зону с неизмененной низкой естественной проницаемостью. В известных способах используются, как минимум, две скважины - нагнетательная и добывающая. Из современного уровня техники известно, что в результате теплового воздействия проницаемость продуктивного пласта возрастает. Но данный эффект не используется в известных способах, так как сланцевый газ будет вытесняется от нагнетательной скважины в сторону добывающей скважины через пластовый объем с неизмененной низкой естественной проницаемостью.

5. Использование двух и более скважин. В известных способах используется несколько скважин - одна нагнетательная и, как минимум, одна добывающая. Это ведет к увеличению капитальных инвестиций и, соответственно, к росту себестоимости добычи сланцевого газа. По мнению экспертов, разработка пластов газоносных сланцевых плеев/формаций с использованием циклического воздействия и только одной скважины представляется более эффективным способом.

6. Закачка азота в составе воздуха. В случае использования в качестве окислителя воздуха или воздуха с повышенным содержанием кислорода в пласт закачивается значительное количество азота, который обладает меньшим, чем СН4 адсорбирующим потенциалом (молярная масса азота - 14 г/моль). Именно поэтому отбор из пласта азота будет опережать отбор из пласта СН4. [5, стр. 92].

Весьма актуальным при разработке месторождений нефти является термохимическое воздействие на нефтяной пласт.

Так, например, известен способ термохимической обработки нефтяного пласта, включающий раздельную закачку компонентов горюче-окислительного состава ГОС и инициатора горения ИГ по двум коаксиально расположенным относительно друг друга насосно-компрессорным трубам НКТ, при этом конец внешней НКТ опущен ниже конца внутренней НКТ на расстояние, достаточное для обеспечения времени контакта ГОС и ИГ в реакционном объеме. ГОС подают в обрабатываемую зону нефтяного пласта через кольцевое пространство между внешней и внутренней НКТ, ИГ подают по внутренней НКТ, ГОС - водный раствор с рН 4-7, включающий, масс. %: селитру 5-25, карбамидно-аммиачную смесь КАС-32 - остальное, ИГ - водный раствор с рН 12-14, включающий, масс. %: нитрит щелочного металла 15-45, воду остальное, или борогидрид щелочного металла 15-45, щелочь 5-45, воду - остальное, причем масса ИГ, содержащего нитрит щелочного металла, составляет 1-80% от массы ГОС, масса ИГ, содержащего борогидрид щелочного металла, составляет 1-30% от массы ГОС (см. патент РФ №2401941, кл. Е21В 43/22, 2009 г.).

При осуществлении способа в результате экзотермической реакции ГОС и ИГ образуется рабочий агент, имеющий максимальную температуру 300-400°С, которая недостаточна для эффективного осуществления горячего разрыва продуктивного пласта [6]. Использование рабочего агента, имеющего более высокую температуру, позволит повысить эффективность горячего/высокотемпературного разрыва продуктивного пласта.

Ограничивает использование данного способа для разработки сланцевых месторождений и то, что одним из продуктов экзотермической реакции ГОС и ИГ является азот (N2), который в силу меньшей адсорбционной способности не может использоваться в процессе замещающей СН4 адсорбции.

Весьма существенно также и то, что при разложении на забое скважины 1 тонны аммиачной селитры, - нитрата аммония, (один из компонентов ГОС) образуется, примерно, 200 кг кислорода, который в продуктивном пласте, в котором еще не создана, как минимум, сверхкритическая водная среда, окисляет от 60 до 80 кг нефти. При этом, конечно же, в продуктивном пласте генерируется до 3,2 ГДж тепла, но уничтожается углеводородный ресурс, в том числе и сланцевый газ.

Но наиболее эффективными способами интенсификации добычи нефти являются основанные на осуществлении комбинированного (температура, давление, химические реагенты и пр.) воздействия на продуктивный пласт рабочего агента.

Так, например, известен способ интенсификации добычи нефтепродуктов (патент РФ №2576267, МПК Е21В 43/24, 2015 г.), включающий формирование рабочего агента, в качестве которого используют воду, находящуюся, преимущественно, в сверхкритическом состоянии (СК-вода), и последующее инжектирование рабочего агента в продуктивные пласты, причем рабочий агент предварительно формируют на дневной поверхности скважины в наземном генераторе СК-воды, содержащем узел обогащения, формируемой СК-воды, катализатором экзотермической реакции окисления, после чего обогащенный указанным катализатором рабочий агент подают по теплоизолированному продуктопроводу в скважину и/или на забой скважины в зону осуществления экзотермической реакции окисления в СК-воде, при этом в скважину и/или на забой скважины подают по отдельным продуктопроводам реагирующие вещества - органические соединения и окислитель органических соединений, обеспечивающие дополнительный нагрев и дополнительное повышение давления указанного выше предварительно сформированного рабочего агента за счет экзотермической реакции окисления в СК-воде с образованием диоксида углерода (CO2), находящегося в сверхкритическом состоянии, затем окончательно сформированный рабочий агент инжектируют в пласт. Для реализации способа используют катализатор в форме ультраразмерных частиц (больше 100 нанометров (нм)) металлов и/или их оксидов, или в форме наноразмерных частиц (меньше 100 нм) металлов и/или их оксидов, или в молекулярной форме, или в ионной форме, или в атомно-ионной форме. Катализатор также может быть выполнен в виде композиции, включающей катализаторы в форме ультраразмерных частиц металлов и/или их оксидов, и/или в форме наноразмерных частиц металлов и/или их оксидов, и/или в молекулярной форме, и/или в ионной форме, и/или в атомно-ионной форме, или в любом их сочетании. В качестве органических соединений для осуществления способа используют углеводороды, например, метанол (СН3ОН). В качестве окислителя органических соединений для реализации способа используют воздух или кислород О2, или пероксид водорода H2O2.

Но такие способы невозможно без доработки перенести с добычи нефти на добычу сланцевого газа.

Так, например, для интенсификации добычи сланцевого газа из газоносных сланцевых плеев/формаций зачастую требуется осуществлять снижение внутрипластового давления ниже уровня гидростатического давления. В этой связи основным недостатком известного способа в случае его использования для интенсификации добычи сланцевого газа из газоносных сланцевых плеев/формаций является то, что в их пласты будет подаваться чрезмерно много СК-воды, которая с одной стороны будет за счет осуществления внутрипластовых автофлюидоразрывов увеличивать проницаемость пласта на наноуровне, а, с другой стороны, молекулы воды или водные кластеры, обладая высоким адсорбционным потенциалом, будут адсорбироваться на внутренней поверхности пор/трещин пласта. В условиях осуществления депрессии на пласт - в процессе некоторой компакции пласта - толщина флюидопроводящих каналов будет уменьшаться и адсорбированные на внутренней поверхности пор/трещин пласта молекулы воды или водные кластеры будут существенно уменьшать проницаемость пласта на наноуровне.

Весьма существенно и то, что при контакте с водой всегда, в той или иной степени, происходит разбухание глинистых горных пород пласта, что ведет к уменьшению проницаемости пласта в целом и понижению коэффициента отбора, как жидких, так и газообразных углеводородов, включая сланцевый газ, из пласта в скважину и далее на ее дневную поверхность.

Исходя из изложенного выше, наиболее близким аналогом заявленной группы изобретений является способ разработки сланцевых нефтегазоносных залежей (см. патент РФ №2547847, кл. Е21В 43/16, 2015 г.), включающий вскрытие сланцевой залежи, создание каналов доступа к пласту залежи, работы по скважинной добыче сланцевых нефти и газа с использованием многоступенчатого гидроразрыва пласта или теплового воздействия на пласт, 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 полным гидроразрывом пласта в добычных скважинах осуществляют малый диагностический гидроразрыв пласта в скважинах малого диаметра, буримых из основных горноподготовительных 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, посредством которых осуществляют тепловое воздействие на продуктивный пласт залежи для повышения интенсивности ее нефте- и газоотдачи.

Для реализации способа используют технологический комплекс оборудования, включающий вертикальные шахтные стволы, подземные горноподготовительные выработки, оборудование для бурения подземных добычных скважин с горизонтальными участками, пройденными по пласту, и их эксплуатации с использованием многоступенчатого гидроразрыва пласта или теплового воздействия на пласт, а также технические средства очистки и сепарации сланцевой нефти, причем комплекс снабжен паросиловой электростанцией с размещенным под землей в околоствольном дворе парогенерирующим отделением и расположенным на дневной поверхности паротурбинным отделением, которые соединены между собой стволовым термоизолированным паропроводом и стволовым трубопроводным водосбросом с подземным электрогидрогенератором, а также подземной установкой очистки и сепарации продукции добычных скважин, выход по нефти которой стволовым нефтепроводом соединен с входом поверхностной установки подготовки сланцевой нефти, а газовый выход подземной установки очистки и сепарации продукции скважин подан на вход котла парогенерирующего отделения с отводом продуктов сгорания сланцевого газа в котле по стволовому трубопроводу дымовых газов на поверхностные очистные фильтры и выброса в атмосферу, устьевое оборудование добычных скважин соединено с подземной установкой очистки и сепарации продукции скважин, а также с подземными аккумулирующими бассейнами обратного притока рабочей жидкости гидроразрыва пласта, причем контур теплового воздействия на продуктивный пласт выполнен в виде, по меньшей мере, одной пары нагревательной и отводящей скважин, вертикальные участки которых пройдены по боковым границам выемочного блока добычных скважин, а их горизонтальные участки размещены непосредственно в пласте максимально близко друг от друга с возможностью создания гидравлической связи между ними, причем в качестве теплогенерирующей установки контура теплового воздействия на продуктивный пласт использован котел парогенерирующего отделения электростанции технологического комплекса либо автономный теплогенератор, установленный в отдельной камере основной подготовительной выработки.

В результате анализа известных способа и технологического комплекса необходимо отметить, что в них для интенсификации добычи сланцевых нефти и газа используются РАВ в виде разогретой воды или пара, однако недостатком известного способа и технологического комплекса является то, что такого воздействия недостаточно для интенсификации добычи в течение длительного времени из низкопроницаемых пластов, кроме того, использование многочисленных вертикальных скважин и, тем более, вертикальных шахтных стволов и подземных горно-подготовительных выработок для добычи сланцевого газа очевидно экономически убыточно, так как газоносные сланцевые месторождения (пласты) залегают на глубинах, как правило, превышающие 2500-3000 метров и экономика добычи сланцевого газа находится, практически, на пороге рентабельности даже при использовании одной горизонтальной скважины и осуществлении одного мультистадийного ГРП.

Технический результат настоящей группы изобретений заключается в повышении степени извлечения сланцевого газа из пластов сланцевых плеев за счет вовлечении в активную разработку адсорбированного в пластах газоносных сланцевых плеев/формаций сланцевого газа, интенсификация его добычи, в том числе, и из отдаленных от скважины зон пласта за счет:

- максимально возможной десорбции сланцевого газа с поверхности пор/трещин (флюидопроводящих каналов);

- максимально полной конверсии органического углерода в «мертвый» нанопористый углерод, обладающей повышенной флюидопроводящей способностью за счет малой шероховатости поверхности и низкого гидравлического сопротивления, в первой и второй зонах пласта, что сопровождается предельно возможной генерацией сланцевого газа внутри этих зон пласта;

- формирования высокопроницаемого и закрепленного каталитическим нанопроппантом околоскважинного объема пласта, позволяющего осуществлять высокоэффективный отбор сланцевого газа из третьей зоны пласта без осуществления целенаправленного воздействия непосредственно на третью зону пласта;

- осуществления в ходе реализации третьего этапа воздействия на дренируемый объем пласта повторных термобарохимических и термохимических воздействий на первую и вторую зоны пласта для осуществления десорбции сланцевого газа, который адсорбируется на поверхности пор/трещин (флюидопроводящих каналов) этих зон пласта в процессе его (сланцевого газа) транспортировки из третьей зоны пласта через вторую и первую зоны пласта в скважину и далее на дневную поверхность скважины.

Указанный технический результат обеспечивается тем, что в способе интенсификации добычи газообразных углеводородов из неконвенциональных низкопроницаемых газоносных пластов сланцевых плеев/формаций, включающем приготовление рабочих агентов воздействия с последующим инжектированием их по расположенным в скважине продуктопроводам в продуктивный пласт для формирования в продуктивном пласте вокруг скважины зоны с повышенной проницаемостью, отбор из этой зоны сланцевого газа и доставку его по продуктопроводу на дневную поверхность скважины, новым является то, что воздействие на продуктивный пласт рабочими агентами воздействия осуществляют в несколько этапов, на первом из которых для формирования вокруг скважины зоны с повышенной проницаемостью и десорбирования сланцевого газа, осуществляют термобарохимическое воздействие на околоскважинную зону продуктивного пласта, для чего в качестве рабочих агентов воздействия используют метанол (РАВ №I), водный раствор пероксида водорода (РАВ №II), умягченную воду высокой степени очистки, в которую введены наноразмерные катализвторы (РАВ №III) и умягченную воду высокой степени очистки, насыщенную поверхностно-активными веществами (РАВ №IV), рабочие агенты воздействия инжектируют в продуктивный пласт и, по мере прохождения термохимических реакций в зоне продуктивного пласта и повышения в нем давления, производят отбор имеющегося в пласте и десорбированного сланцевого газа из образованной околоскважинной зоны продуктивного пласта с повышенной проницаемостью, периодически повторяя термобарохимическое воздействие и постепенно расширяя околоскважинную зону с повышенной проницаемостью, причем с началом падения дебита скважины осуществляют второй этап - термохимическое воздействие на околоскважинную зону продуктивного пласта, для чего первоначально в продуктивный пласт инжектируют метан, имеющий температуру до 350°С и давление до 45 МПа (РАВ №VIII), предназначенный для разогрева зоны и удаления из зоны с повышенной проницаемостью излишков воды, после чего начинают отбор сланцевого газа из пласта, при этом после падения дебита, осуществляют периодическое воздействие рабочим агентом воздействия, имеющим температуру до 450°С и давление до 45 МПа, после каждого из которых производят отбор сланцевого газа из пласта, после чего осуществляют третий этап - второе термобарохимическое воздействие, который осуществляют инжектированием в продуктивный пласт воды, насыщенной матанолом, имеющим температуру до 550°С и давление до 45 МПа (РАВ №IX), с периодическим повтором данного воздействия и отбором после каждого из них сланцевого газа, при этом, для периодического воздействия на пласт при осуществлении второго этапа воздействия может быть использован рабочий агент воздействия в виде воды, насыщенной метаном (РАВ №V), или рабочий агент воздействия в виде воды, насыщенной углекислым газом (РАВ №VI), или рабочий агент воздействия в виде воды, насыщенной метаном и углекислым газом (РАВ №VII), а при реализации третьего этапа, вторые термобарохимические воздействия на пласт целесообразно чередовать с термохимическими воздействиями.

В технологическом комплексе для осуществления заявленного способа, содержащем емкости для рабочих агентов воздействия на продуктивный пласт или компонентов для их приготовления, оснащенные насосами для подачи их по продуктопроводам в забой скважины для формирования около скважинной зоны продуктивного пласта с повышенной проницаемостью и ее нагрева, новым является то, что продуктопроводы выполнены в виде колонн теплоизолированных и нетеплоизолированных насосно-компрессорных труб, причем технологический комплекс скомпонован из трех установок, одна из которых предназначена для осуществления первого термобарохимического воздействия на продуктивный пласт и содержит оснащенные насосами емкости для следующих рабочих агентов воздействия: метанола (РАВ №I); окислителя, в форме водного раствора пероксида водорода (РАВ №II); умягченной воды высокой степени очистки (РАВ №III); умягченной воды высокой степени очистки, насыщенной поверхностно-активными веществами (РАВ №IV), каждая из емкостей имеет возможность подсоединения к колонне нетеплоизолированных насосно-компрессорных труб, вторая установка предназначена для осуществления термохимического воздействия на продуктивный пласт и содержит оснащенные насосами криогенные емкости для сжиженных метана и углекислого газа, а также оснащенную насосом емкость для насыщенного водного раствора с микрочастицами металлов, выход которой имеет возможность подсоединения к колонне теплоизолированных насосно-компрессорных труб, причем данная установка дополнительно оснащена модулем водоподготовки, генератором псевдо-сверхкритических и/или сверхкритических флюидов, испарительным модулем, а также емкостью-смесителем, к входам которой подсоединены емкости для метана и углекислого газа, выход емкости-смесителя подсоединен к входу испарительного модуля, выход которого подсоединен к одному входу генератора псевдо-сверхкритических и/или сверхкритических флюидов, ко второму входу которого подсоединен модуль водоподготовки, а выход генератора псевдо-сверхкритических и/или сверхкритических флюидов имеет возможность подсоединения к колонне теплоизолированных насосно-компрессорных труб, при этом технологический комплекс дополнительно содержит оснащенную насосом емкость для окислителя, предназначенного для осуществления второго термобарохимического воздействия, выход которой имеет возможность подсоединения к генератору псевдо-сверхкритических и/или сверхкритических флюидов или к колонне теплоизолированных насосно-компрессорных труб.

Использование заявленной группой изобретений обеспечивает: (а) перевод адсорбированного сланцевого газа из категории неизвлекаемого ресурса в технически извлекаемый ресурс; (б) интенсификацию добычи сланцевого газа из отдаленных от скважины зон пласта без осуществления специального воздействия на эти отдаленные от скважины зоны пласта; (в) увеличение коэффициента отбора извлекаемого ресурса - сланцевого газа, например, до величины 300 млн. м3 и доведения показателя прогнозируемого уровня накопленной добычи сланцевого газа (цифры приведены для данного конкретного примера) с 225 млн. м3 до 525 млн. м3 (300 млн. м3+225 млн. м3) (Таблица 2).

В настоящее время для добычи сланцевого газа наиболее предпочтительным является использование многоствольной горизонтальной скважины типа «рыбья кость» (фиг. 1) с относительно короткими участками горизонтального ствола 1 и субвертикально расположенными боковыми стволами 2.

Так, например, одна длинноствольная горизонтальная скважина (длина горизонтального ствола 3000 метров), как правило, располагается на 1 км2 (плотность сетки скважин: 1 горизонтальная скважина на 1 км2 земной поверхности) и, таким образом, имеет следующий дренируемый объем: длина горизонтального участка горизонтальной скважины (длина дренируемого объема) 3000 метров; ширина дренируемого объема - 333,33 метра и высота дренируемого объема (зависит от толщины пласта), в среднем, равна 75 метрам. Всего величина дренируемого из одной скважины объема, в данном конкретном случае, равна: 3000 метров * 333 метра * 75 метров=75 млн. м3.

Если принять во внимание данные Таблицы 1 (средняя адсорбция - 1,26 м3 сланцевого газа на 1 тонну пласта) и то, что средняя плотность пласта равна 2400 кг/м3, то тогда 1 м3 пласта, в среднем, удерживает в адсорбированном состоянии 3 м3 сланцевого газа или, тогда рассчитанный выше дренируемый из одной скважины объем пласта «среднего» газоносного сланцевого плея/формации содержит 225 млн. м3 сланцевого газа в адсорбированном и неизвлекаемом состоянии, а всего в таком дренируемом из одной скважины объеме пласта «среднего» газоносного сланцевого плея/формации содержится 450 млн. м3 газа (как прогнозируемо извлекаемого, так и адсорбированного). При этом, из 450 млн. м3 сланцевого газа 225 млн. м3 сланцевого газа являются извлекаемыми (прогнозируемая накопленная добыча), а 225 млн. м3 сланцевого газа являются адсорбированными и теоретически извлекаемыми в случае, если на пласт будет оказано какое-либо соответствующее стимулирующее/интенсифицирующее воздействие.

Сущность заявленной группы изобретений поясняется графическими материалами и таблицами, на которых:

- на фиг. 1 - многоствольная горизонтальная скважина с короткими горизонтальными участками типа "Fish Bone" («рыбья кость») с субвертикально расположенными боковыми стволами;

- на фиг. 2 - две горизонтальные скважины с тремя условными зонами отбора продукта из пласта;

- на фиг. 3 - установка технологического комплекса для первого термобарохимического воздействия (на примере вертикальной скважины);

- на фиг. 4 - установка технологического комплекса для термохимического воздействия (на примере вертикальной скважины);

- на фиг. 5 -установка технологического комплекса для второго термобарохимического воздействия (на примере вертикальной скважины);

- табл. 1 - содержание адсорбированного сланцевого газа в 9-ти газоносных сланцевых плеях/формациях;

- табл. 2 - прогнозированная накопленная добыча сланцевого газа без использования заявленной группы изобретений и с использованием заявленной группы изобретений;

- табл. 3 - РАВ, используемые в заявленной группе изобретений.

- табл. 4 - последовательность операций при осуществлении заявленного способа.

Для осуществления заявленного способа используют следующие РАВ.

РАВ №I представляет собой энергоноситель, в качестве которого используют метанол (СН3ОН).

РАВ №II представляет собой водный раствор окислителя в форме водного раствора пероксида водорода (Н2О2). Содержание пероксида водорода в водном растворе пероксида водорода может составлять от 1 до 99%.

РАВ №III представляет собой умягченную воду (H2O) высокой степени очистки. Перед закачкой в пласт вода предварительно умягчается и очищается от механических наноразмерных примесей с целью предупреждения кольматации наноразмерных флюидопроводящих каналов пласта от наноразмерных механических примесей.

РАВ №IV представляет собой умягченную воду высокой степени очистки, насыщенную поверхностно-активными веществами (ПАВ), например, карбоновые кислоты, их соли, спирты, амины, сульфокислоты и другие вещества. Вода насыщается ПАВ для повышения проникающей способности воды в наноразмерные флюидопроводящие каналы за счет снижения величины степени поверхностного натяжения на границе раздела фаз. Выбор ПАВ зависит, в основном, от природы пласта, то есть от его минералогического состава, литологической структуры, пористости, трещиноватости, проницаемости, от величины удельной поверхности, степени гидрофильности и др.

РАВ №III и/или РАВ №IV могут дополнительно содержать наноразмерные катализаторы оксида меди (CuO) и/или оксида никеля (NiO), использование которых позволяет инициировать экзотермическую реакцию окисления метанола и добиваться его (метанола) наиболее полного окисления при значительно более низких температурах, чем при отсутствии, поименованных выше катализаторов [7].

РАВ №V представляет собой псевдо-докритический флюид, состоящий из воды, насыщенной метаном и имеющий температуру до 300°С.

РАВ №VI представляет собой псевдо-сверхкритический флюид, состоящей из воды, насыщенной углекислым газом и имеющий температуру до 450°С.

РАВ №VII представляет собой псевдо-докритический флюид, состоящей из воды, насыщенной метаном и углекислым газом в любых возможных пропорциях и, имеющий температуру до 300°С.

РАВ №VIII представляет собой метан, находящийся в сверхкритическом состоянии и имеющий температуру до 350°С.

РАВ №IX представляет собой энергоноситель в форме метанола (СН3ОН), а также, содержащий H2O, СН4, СО, CO2 и Н2. РАВ №IX является псевдо-сверхкритическим флюидом, имеющим температуру (Т) до 550°С и давление (Р) до 45 МПа.

Все РАВ, используемые для реализации заявленной группы изобретений, с указанием их действия, скомпонованы в Таблице 3.

В заявленной группе изобретений для осуществления заявленного способа может быть использован технологический комплекс, имеющий широкие возможности переналадки за счет использования запорно-регулирующей арматуры и обеспечивающий за счет возможностей переналадки получение конфигураций трех установок, первая из которых предназначена для осуществления первого термобарохимического воздействия, вторая - для осуществления термохимического воздействия, а третья - для осуществления второго термобарохимического воздействия.

Установка (первая установка) для осуществления первого термобарохимического воздействия (Фиг. 3), включает:

- емкость 7 для РАВ №I, оснащенную насосом 8, выход которого посредством трубопровода (позицией не обозначен) подсоединен к нетеплоизолированной насосно-компрессорной трубе 15;

- емкость 9 для РАВ №II, оснащенную насосом 10, выход которого посредством трубопровода (позицией не обозначен) подсоединен к нетеплоизолированной насосно-компрессорной трубе 15;

- емкость 11 для РАВ №III, оснащенную насосом 12, выход которого посредством трубопровода (позицией не обозначен) подсоединен к нетеплоизолированной насосно-компрессорной трубе 15;

- емкость 13 для РАВ №IV, оснащенную насосом 14, выход которого посредством трубопровода (позицией не обозначен) подсоединен к нетеплоизолированной насосно-компрессорной трубе 15;

- емкость 34 для водного коллоидного раствора, содержащего наноразмерные катализаторы (CuO и NiO), оснащенную насосом 35 выход которого посредством трубопровода (позицией не обозначен) подсоединен к нетеплоизолированной насосно-компрессорной трубе 15 для насыщения опционно РАВ III и/или РАВ IV наноразмерными катализаторами оксида меди (CuO) и/или оксида никеля (NiO), использование которых позволяет инициировать экзотермическую реакцию окисления метанола и добиваться его (метанола) наиболее полного окисления при значительно более низких температурах, чем при отсутствии, поименованных выше катализаторов.

Забой (подпакерный объем) 17 скважины 19 отделен от надпакерного скважинного объема 18 высокотемпературным пакером высокого давления 16.

Установка (вторая установка) (Фиг. 4) технологического комплекса, предназначенная для осуществления термохимического воздействия на продуктивный пласт, включает:

- криогенную емкость 20 для сжиженного СН4, оснащенную криогенным насосом 21, предназначенным для подачи сжиженного СН4 в криогенную емкость-смеситель 24;

- криогенную емкость 22 для сжиженного СО2, оснащенную криогенным насосом 23, предназначенным для подачи сжиженного СО2 в криогенную емкость-смеситель 24;

- испарительный модуль 25, вход которого связан с выходом криогенной емкости-смесителя 24;

- модуль водоподготовки 26.

Выходы модулей 25 и 26 связаны с входами наземного генератора 27 псевдо-сверхкритических и/или сверхкритических флюидов.

Выход наземного генератора 27 посредством теплоизолированного продуктопровода 28 и колонны теплоизолированных насосно-компрессорных труб 31 связан с забоем 17 скважины 19.

Установка также содержит также емкость 29 для насыщенного водного раствора с микрочастицами металлов, оснащенную насосом 30, выход которого подсоединен к продуктопроводу 28.

Установка (третья установка) для осуществления второго термобарохимического воздействия (Фиг. 5), включает:

- криогенную емкость 20 для сжиженного СН4, оснащенную криогенным насосом 21, предназначенным для подачи сжиженного СН4 в криогенную емкость-смеситель 24;

- криогенную емкость 22 для сжиженного СО2, оснащенную криогенным насосом 23 для подачи сжиженного СО2 в криогенную емкость-смеситель 24;

- испарительный модуль 25, вход которого связан с выходом криогенной емкости-смесителя 24;

- модуль водоподготовки 26;

- модули 25 и 26 выходами связаны с наземным генератором псевдо-сверхкритических и/или сверхкритических флюидов 27, выход которого посредством теплоизолированного продуктопровода 28 и теплоизолированных насосно-компрессорных труб 31 связан с забоем 17 скважины 19;

- емкость 29 для насыщенного водного раствора с микрочастицами металлов, оснащенную насосом 30, выход которого подсоединен к продуктопроводу 28;

- емкость 32 для окислителя (Н2О2), оснащенную насосом 33, выход которого может быть подсоединен к продуктопроводу 28 или к наземному генератору 27 псевдо-сверхкритического флюида.

Внутренний объем продуктопровода 28 может быть полностью или частично заполнен высокопористым ячеистым материалом (ВПЯМ), изготовленным из жаропрочных сплавов (Ni-Fe-Cr-Al, Ni-Cr-Al) или из оксида титана (TiO2), способных работать при температурах до 1350°С, и имеющим от 10 до 100 пор на дюйм, на поверхность которого нанесено покрытие, состоящее из наноразмерных частиц палладия (Pd), оксида палладия [PdO]2+ или из биметаллического катализатора в форме наноразмерных частиц палладия (оксида палладия) и золота (Au) или наноразмерных частиц палладия (оксида палладия), золота и меди (Cu), или катализатором в иной подходящей форме, например, медно-цеолитным.

Для повышения эффективности прямой конверсии метана в метанол может быть использована коллоидная водная смесь наноразмерных частиц (от 1 до 5 нм) золота и палладия, которая помещается в емкость 29 и инжектируется из емкости 29 насосом 30 в теплоизолированный продуктопровод 28, в котором и реализуется процесс прямой конверсии метана в метанол с сопутствующей генерацией СО, CO2 и Н2 в присутствии окислителя в форме Н2О2, который подается насосом 33 из емкости 32 в теплоизолированный продуктопровод 28.

Насосно-компрессорные трубы 31 могут быть изготовлены, преимущественно, из титана или из иных жаростойких и коррозионностойких сплавов, например, INCONEL 617 или 740. Предпочтительный выбор титана объясняется его низкой плотностью (4,54 г/см3), высокой жаростойкостью (Т плавления ср. 1950 К) и коррозионостойкостью, а также более низкой теплопроводностью (λ=19,6 Вт/(м*К), при К=1000) по сравнению с большинством марок сталей (λ=от 25 до 35 Вт/(м*К), при К=1000).

Наземный генератор псевдо-сверхкритического флюида 27 должен иметь мощность от 0,5 до 50 МВт и состоит, как правило, из теплогенерирующих модулей, каждый из которых имеет единичную тепловую мощность от 0,5 до 5 МВт. В качестве топлива для наземного генератора псевдо-сверхкритического флюида 27 помимо природного газа и очищенного попутного нефтяного газа может использоваться также и неподготовленный попутный нефтяной газ. В качестве нагревательного элемента наземного генератора псевдо-сверхкритического флюида 27 наиболее целесообразно использовать нагревательный элемент, выполненный из высокопористого ячеистого материала (ВПЯМ), изготовленного, преимущественно, из оксида циркония, имеющего различную плотность пор на дюйм (PPI) от 10 до 100, или других подходящих материалов, установленный на перфорированной трубе, изготовленной из молибдена, по которой осуществляется подача топливной смеси, например, неподготовленного попутного нефтяного газа и воздуха, в нагревательный элемент, выполненный из ВПЯМ, имеющего различную плотность пор на дюйм, в качестве которого используют тугоплавкие металлы или сплавы.

Все узлы и агрегаты, используемые для компоновки установок технологического комплекса, являются стандартными и их конструктивное выполнение не составляет предмета патентной охраны. Их соединение и управление ими осуществляется с использованием стандартной запорно-регулирующей арматуры. Для специалистов понятно, что для инжектирования в пласт РАВ и отбора из него как газообразных, так и жидких углеводородов используется соответствующее стандартное насосно-компрессорное оборудование, которое в материалах заявки не раскрыто, но, несомненно, оно входит в состав технологического комплекса.

Работа технологического комплекса может осуществляться как в ручном, так и в автоматическом режиме.

Заявленный способ, с использованием приведенного выше технологического комплекса, осуществляют следующим образом.

Заявленный способ реализуется в виде трех выполняемых в строгой последовательности этапов, на первом из которых осуществляют первое термобарохимическое воздействие на пласты газоносных сланцевых плеев, на втором этапе - первое термохимическое, а на третьем - второе термобарохимическое и термохимическое воздействие.

Таким образом, полный цикл осуществления заявленного способа, с использованием приведенного выше технологического комплекса, условно может быть разделен на три следующих этапа:

- этап I (первый этап). Первое термобарохимическое воздействие на пласт;

- этап II (второй этап). Первое термохимическое воздействие на пласт;

- этап III (третий этап). Второе термобарохимическое и термохимическое воздействие на пласт.

Каждый из этапов необходим для достижения указанного технического результата и для каждого из этапов характерна своя последовательность операций, которая соблюдается в ходе осуществления цикла воздействия на пласт газоносных сланцевых плеев/формаций.

Последовательность операций при осуществлении заявленного способа представлена в Таблице 4

Осуществление способа рассмотрим на примере его использования при отборе сланцевого газа из вертикальной скважины (фиг. 2).

Этап I. Первое термобарохимическое воздействие на продуктивный пласт осуществляют на установке технологического комплекса, конфигурация которой представлена на фиг. 3, в следующей последовательности:

- из емкости 7 насосом 8 через насосно-компрессорную трубу 15 инжектируют в пласт РАВ №I;

- из емкости 13 насосом 14 через насосно-компрессорную трубу 15 инжектируют в пласт РАВ №IV;

- из емкости 9 насосом 10 через насосно-компрессорную трубу 15 инжектируют в пласт РАВ №II;

- из емкости 11 насосом 12 через насосно-компрессорную трубу 15 инжектируют РАВ №III.

В результате РАВ №I - РАВ №IV [7] внедряются в пласт вокруг вертикальной скважины 19 на расстояние, радиусом до 10-ти метров, образуя горизонтальную зону, подверженную воздействию указанных выше РАВ. Данная зона (условно назовем ее как первая зона) обозначена позицией 4 на фиг. 2 - фиг. 5.

РАВ №III при этом заполняет весь подпакерный объем 17 скважины 19 и объем насосно-компрессорной трубы 15.

Находясь в продуктивном пласте, РАВ №I - РАВ №IV нагреваются. По мере нагрева РАВ №IV и РАВ III, их буферная функция ослабевает и нагретые в первой зоне 4 пласта РАВ №I и II вступают в экзотермическую реакцию. В результате экзотермической реакции окисления РАВ №I и некоторой части иных, преимущественно, тяжелых углеводородов и керогена в присутствии РАВ №II, выделяется теплота и генерируется волновой импульс высокого давления, величиной до 3-4 ГПа, который оказывает воздействие как на зону 4, так и на прилегающую к ней часть пласта (условно назовем ее как вторая зона 5 на фиг. 2 - фиг. 5), не подверженного на данном этапе действию РАВ №I - РАВ №IV.

Основными продуктами такой экзотермической реакции является вода в форме сверхкритической воды или перегретого пара, а также CO2.

СН3ОН+3H2O2→5Н2О+CO2 ΔН=-1006.5 кДж/моль метанола

Примечание: моль метанола - 32,04 г

Так, например, при внутрипластовом давлении 25 МПа, пластовой температуре равной 92°С и концентрации метанола в водном растворе, равной 28,1%, осуществляется экзотермическая реакция окисления метанола в докритической воде в присутствии окислителя (H2O2) с образованием пламени. При этом генерируется температура равная 947°С [8]. В результате осуществления экзотермической реакции окисления метанола в присутствии пероксида водорода внутри первой зоны пласта генерируется значительное количество тепла и газов, преимущественно, в форме углекислого газа (CO2).

В экзотермической реакции окисления в качестве энергоносителей помимо РАВ №I принимает участие и некоторая часть внутрипластовых углеводородов, преимущественно (в силу кинетики процесса окисления) в форме керогена и малоценных тяжелых углеводородов - битуминозных нефтей, не являющихся объектами добычи.

В процессе осуществления первых циклических термобарохимических воздействий на пласт в качестве буферного флюида, предпочтительно, используется РАВ №IV, который содержит ПАВ и поэтому обладает по сравнению с РАВ №III повышенной фильтрационной способностью. По мере того, как в результате осуществления циклических термобарохимических воздействий на продуктивный пласт и, отчасти, на вторую зону пласта, проницаемость первой зоны пласта и, отчасти, второй зоны пласта возрастает, предпочтительно, начинает использоваться РАВ №III, стоимость которого ниже стоимости РАВ №IV.

В ходе осуществления первого термобарохимического воздействия на первую зону пласта и, отчасти, на вторую зону пласта в, названных выше зонах, в основном, реализуются следующие внутрипластовые события, связанные с повышением внутрипластовой температуры, импульсным/волновым повышением внутрипластового давления и внутрипластовой генерацией, преимущественно, CO2 и иных газов:

Тепловые эффекты:

В результате окисления 1 моль метанола выделяется 1006,5 кДж тепла (энтальпия сгорания) или 31413,86 кДж тепла на 1 кг метанола и, соответственно, осуществляется нагрев пласта - минеральных зерен/гранул горной породы пласта и содержащихся в поровом/трещиноватом объеме пласта органических и неорганических веществ.

В результате такого нагрева пласта, с одной стороны, на начальном его этапе, происходит тепловое расширение минеральных зерен/гранул горной породы пласта, что, потенциально, сначала ведет к уменьшению проницаемости пласта и росту внутрипластового давления, а, с другой стороны, на последующем этапе нагрева пласта в нем осуществляется тепловое расширение твердых, жидких и газообразных углеводородов, а также иных неорганических соединений, что, в конечном итоге, приводит к росту внутрипластового межгранулярного распирающего давления и к реализации в пласте многочисленных локальных наноразмерных автофлюидоразрывов, значительно увеличивающих проницаемость пласта на микро (до 5 нм), мезо (до 50 нм) и макроуровнях (более 50 нм).

За счет пиролизации керогена в пласте также осуществляется генерация жидких и газообразных углеводородов (сланцевый газ), включая и иные газы, такие как, CO2 и сероводород (H2S), появление которых (дополнительный объем) также способствует повышению проницаемости пласта и его реэнергизации.

В результате нагрева пласта в нем осуществляется тепловая десорбция сланцевого газа. В результате десорбции молекул метана с поверхности пор/трещин (флюидопроводящих каналов) их проходное сечение увеличивается, что влечет за собой увеличение проницаемости пласта. Так, например, в источнике [9] утверждается, что при обратном процессе адсорбция молекул метана на поверхности пор/трещин (флюидопроводящих каналов) пласта негативно влияет на проницаемость пласта и может уменьшить проницаемость пласта с 0,0395 мД до 0,027 мД или с 0,0083 мД до 0,0049 мД. В результате нагрева пласта доля свободного сланцевого газа увеличивается, и его удельная плотность, соответственно, возрастает.

При осуществлении экзотермической реакции окисления метанола и иных, преимущественно, тяжелых углеводородов, включая кероген, в локальных нанообъемах пласта температура может достигать 1000 и более градусов по Цельсию. При таких температурах реализуется процесс карбонизации органических веществ - их трансформации в «мертвый» нанопористый углерод, сопровождающийся полной газификацией органических веществ - генерацией синтетического газа (сингаз), состоящего, преимущественно, из Н2, СН4, CO2 и СО. В результате карбонизации внутрипластовых органических веществ, включая, закачанный в пласт метанол, на внутренней поверхности наноразмерных флюидопроводящих каналов формируется нанопоровое углеродное покрытие, позволяющее флюидам перемещаться по таким наноразмерным флюидопроводящим каналам, имеющим нанопоровое углеродное покрытие, практически, без сопротивления на трение и, примерно, в 10-30 раз быстрее, чем по «конвенциональным» наноразмерным флюидопроводящим каналам, не имеющих такого нанопорового углеродного покрытия.

В результате пиролизации керогена в пласте генерируется углекислый газ, который используется для замещающей СН4 адсорбции CO2.

В целом, нагрев пласта ведет к тотальной десорбции сланцевого газа с поверхности пор/трещин (флюидопроводящих каналов) пласта, повышению его проницаемости и его реэнергизации - повышению внутренней энергии пласта и формированию в нем мощного газонапорного режима.

Весьма существенно также и то, что в процессе осуществления экзотермической реакции окисления метанола и иных, преимущественно, тяжелых углеводородов, включая кероген, в локальных наноразмерных объемах пласта генерируется импульсное/волновое давление величиной до 3-4 ГПа, в результате чего осуществляются многочисленные термохимические разрывы пласта с образованием огромного количества макроразмерных магистральных флюидопроводящих каналов длиной до нескольких метров, что ведет к значительному повышению проницаемости пласта и на порядки увеличивает площадь контакта горизонтальной скважины с пластом, следствием чего является резкий рост коэффициента отбора газа из первой зоны и отчасти из второй зоны пласта. В заявленном способе термохимические разрывы пласта в сочетании с автофлюидоразрывами пласта являются основными технологическими приемами формирования высокопроницаемой объемной и объединенной флюидопроводящей системы в первой и во второй зонах пласта - формированию высокопроницаемой структуры в пласте. Кроме того, в результате ударного нагружения/сжатия органического углерода (Сорг) реализуется процесс трансформации керогена и иных органических веществ в «мертвый» нанопористый углерод (взрывоподобный метагенез), являющийся отличной средой для транспортировки углеводородов из пласта в горизонтальную скважину. Процесс ударного нагружения/сжатия органического углерода и его трансформация в нанопористый углерод сопровождается внутрипластовой генерацией отчасти жидких углеводородов, но, преимущественно, газов в форме сингаза.

В целом импульсное/волновое повышение давления в пласте ведет к повышению проницаемости пласта за счет формирования магистральных макротрещин в пласте и увеличению отбора сланцевого газа из пласта за счет повышения площади контакта пласта с горизонтальной скважиной и трансформации органических веществ и, в первую очередь, керогена, обладающего огромным сорбирующим потенциалом, в нанопористый «мертвый» углерод, который является отличной флюидопроводящей средой для транспортировки сланцевого газа из пласта в скважину.

Весьма существенно и то, что в результате осуществления экзотермической реакции окисления метанола и иных органических соединений, преимущественно, тяжелых углеводородов и керогена, в пласте генерируется значительное количество CO2.

Обладая более высоким адсорбционным потенциалом, молекулы CO2 адсорбируются на поверхности пор/трещин пласта и замещают собой молекулы СН4.

Молекулы воды также, как и CO2, обладают более высоким адсорбционным потенциалом, чем молекулы метана и поэтому также, как и CO2 замещают метан на поверхности пор/трещин (флюидопроводящих каналов) пласта.

Таким образом, в результате осуществления замещающей адсорбции с использованием CO2 и H2O количество свободного метана - сланцевого газа увеличивается, что ведет к увеличению объемов отбираемого сланцевого газа, в целом.

После осуществления первого термобарохимического воздействия начинают отбор изначально находившегося в пласте и десорбированного сланцевого газа и флюидов в жидкой форме из образованной высокопроницаемой околоскважинной области первой зоны пласта (радиус до 10 метров), периодически повторяя данное термобарохимическое воздействие и отбор после него сланцевого газа, что приводит к постепенному расширению радиуса первой зоны 4 до 20 метров и постепенному расширению второй зоны 5.

Реализация первого этапа заявленного способа позволяет:

- обеспечить увеличение проницаемости пласта и сформировать связанную объемную флюидопроводящую систему, преимущественно, на мезо (от 5 до 50 нм) и макроуровнях (более 50 нм), преимущественно, за счет осуществления в пласте экзотермической реакции окисления органических веществ; создать в пласте вокруг скважины пространство эффективного отбора продукта;

- обеспечивать предупреждение компакции пласта;

- обеспечить уменьшение содержания органического углерода (Сорг) в пласте и его наиболее полную трансформацию в «мертвый» нанопористый углерод с минимальным остаточным потенциалом генерации в пласте, как жидких (легких и/или тяжелых; подвижных и/или малоподвижных), так и газообразных углеводородов;

- обеспечить наиболее полную конверсию жидких углеводородов (легких и/или тяжелых; подвижных и/или малоподвижных) в газообразные углеводороды;

- обеспечить увеличение температуры пласта для ускорения тепловой десорбции газообразных углеводородов с поверхности пор/трещин;

- обеспечить в указанном объеме пласта замещающую СН4 адсорбцию с использованием CO2 и H2O и/или их смеси;

- обеспечить при увеличении температуры пласта внутрипластовую генерацию CO2 из керогена для осуществления замещающей адсорбции с его использованием;

- обеспечить в указанном объеме пласта кратковременное частичное понижение давления для ускорения десорбции газообразных углеводородов с поверхности пор/трещин, как отдельно, так и в сочетании с повышением температуры пласта и замещающей СН4 адсорбцией (CO2 или H2O, или смесь CO2+H2O);

- обеспечить умеренное повышение влажности поверхности пор/трещин в указанном объеме пласта, предупреждая блокировку молекулами/кластерами воды мезо и макрофлюидопроводящих каналов;

- обеспечить рост внутренней энергии пласта - повышение внутрипластового давления - формирование интенсивного газонапорного режима за счет генерации газов и повышения температуры пласта в результате осуществления в первой зоне пласта экзотермической реакции окисления органических веществ.

При начале постоянного падения дебита, осуществляют второй этап воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта.

Этап II. Первое термохимическое воздействие на первую и вторую зоны пласта.

Первое термохимическое воздействие на первую и вторую зоны пласта начинают с использования РАВ №VIII, представляющего собой метан, находящийся в сверхкритическом состоянии. Такой подход используется в силу того, что метан, находящийся в сверхкритическом состоянии обладает повышенной проникающей способностью, а также в силу того, что обладающей высокой температурой РАВ №VIII (при инжектировании в пласт до 339°С; Р до 45 МПа и ρ=119,86 кг/м3; специфическая энтальпия 818,14 кДж/кг), способен «подсушить» первую зону пласта и вывести из нее излишнюю воду, которая может находиться в ней после предшествующих термобарохимических воздействий первого этапа. Он используется для нагрева первой и второй зон пласта с целью осуществления десорбции молекул метана (сланцевого газа) с поверхности пор/трещин пласта, а также для осуществления в пласте тепловых автофлюидоразрывов с целью увеличения проницаемости этих зон пласта и формирования высокопроницаемой флюидопроводящей системы для сланцевого газа.

Для осуществления такого воздействия из криогенной емкости 20 криогенный насос 21 подает сжиженный метан через смеситель 24 в испаритель 25 и далее в наземный генератор псевдо-сверхкритических и/или сверхкритических флюидов 27, в котором осуществляется формирование РАВ №VIII (Т до 350°С и Р до 45 МПа), который далее через продуктопровод с теплоизоляцией 28 подается в теплоизолированную насосно-компрессорную трубу 31 и инжектируется в первую и далее во вторую зону пласта для осуществления термохимического воздействия.

После осуществления термохимического воздействия на первую и вторую зону пласта с использованием РАВ №VIII начинают отбор сланцевого газа из пласта.

В результате осуществления термохимического воздействия на первую и вторую зону пласта проницаемость пласта этих зон возрастает и это позволяет в дальнейшем использовать РАВ, в составе которых присутствует вода и которые обладают более высокой специфической энтальпией. Так, например, при содержании метана в РАВ №V, равным 20%, специфическая энтальпия этого РАВ при Т=339°С; Р до 45 МПа равна 1381 кДж/кг. При содержании CO2 в РАВ №VI равном 20% специфическая энтальпия этого РАВ при Т=339°С; Р до 45 МПа равна 1366 кДж/кг, а при содержании в РАВ №VII CO2 равном 10% и СН4 равном 10% специфическая энтальпия этого РАВ при Т=339°С; Р до 45 МПа равна 1373 кДж/кг.

После осуществления термохимического воздействия на первую и вторую зону пласта с использованием РАВ №VIII и окончанием отбора сланцевого газа приступают к осуществлению периодического термохимического воздействия с последующим отбором сланцевого газа на первую и вторую зоны пласта с использованием других РАВ, в частности, РАВ №V, представляющим собой водогазовую смесь - псевдо-сверхкритический флюид, состоящей из воды и метана (Т до 450°С и Р до 45 МПа).

Для этого, из криогенной емкости 20 насосом 21 сжиженный метан подают в смеситель 24, далее в испаритель 25, в котором происходит некоторое увеличение в объеме сжиженного метана и уменьшение его плотности, и затем увеличенный в объеме метан поступает в наземный генератор псевдо-сверхкритических и/или сверхкритических флюидов 27, в который одновременно из модуля подготовки воды 26 поступает РАВ №III (вода высокой степени очистки).

Сформированный РАВ №V по продуктопроводу с теплоизоляцией 28 поступает в теплоизолированную насосно-компрессорную трубу 31 после доставки его в подпакерную зону 17 скважины 19 РАВ №V инжектируется в первую и во вторую зоны пласта.

РАВ №V используется, преимущественно, для нагрева первой и второй зон пласта с целью осуществления десорбции молекул метана (сланцевого газа) с поверхности пор/трещин пласта, а также для осуществления в пласте тепловых автофлюидоразрывов с целью увеличения проницаемости этих зон пласта и с целью формирования высокопроницаемой для сланцевого газа структуры пласта.

После осуществления каждого термохимического воздействия на первую и вторую зону пласта с использованием РАВ №V начинают отбор сланцевого газа из пласта.

После осуществления периодического термохимического воздействия на первую и вторую зоны пласта с использованием РАВ №V и окончанием отбора сланцевого газа, приступают к осуществлению воздействия на первую и вторую зоны пласта с использованием РАВ №VII, представляющим собой водогазовую смесь - псевдо-сверхкритический флюид, состоящей из воды, метана и углекислого газа в любых возможных пропорциях (Т до 450°С и Р до 45 МПа).

Одной из особенностей заявленного способа является то, что РАВ №V-VII опционно могут насыщаться микрочастицами металлов, преимущественно, железа, алюминия и цинка. Коллоидный водный раствор, насыщенный, преимущественно, микрочастицами, названных выше металлов и, находящийся в емкости 29 с помощью насоса 30 периодически инжектируется из емкости 29 в продуктопровод 28, в котором в среде псевдо-сверхкритического флюида (РАВ №V-VII) в результате экзотермической реакции окисления микрочастицы, преимущественно, железа, алюминия и цинка трансформируются в каталитический нанопроппант - наноразмерные частицы железа, алюминия и цинка, который (каталитический нанопроппант) далее инжектируется, преимущественно, в первую зону пласта и отчасти во вторую зону пласта и, таким образом, закрепляет, преимущественно, мезо и макротрещины (флюидопроводящие каналы) и предупреждает компакцию, преимущественно, первой зоны пласта и отчасти второй зоны пласта. Дополнительно в результате осуществления такой экзотермической реакции окисления микрочастиц, преимущественно, названных выше металлов, также выделяется водород, который инжектируется в пласт и утилизируется, преимущественно, в первой зоне пласта в процессе гидрокрекинга внутрипластовых углеводородов, в результате которого внутри пласта генерируются более легкие углеводороды.

Для формирования РАВ №VII сжиженный СН4 из криогенной емкости 20 криогенным насосом 21 в импульсном режиме подается в смеситель 24 и одновременно сжиженный CO2 из криогенной емкости 22 криогенным насосом 23 в импульсном режиме подается в смеситель 24, в котором сжиженный СН4 и сжиженный CO2 смешиваются и далее поступают в испаритель 25 и затем смесь СН4 и CO2 из испарителя 25 поступают в наземный генератор псевдо-сверхкритических и/или сверхкритических флюидов 27, в который одновременно из модуля подготовки воды 26 поступает РАВ №III (вода высокой степени очистки). РАВ №VII, представляет собой псевдо-докритический флюид, состоящей из воды, насыщенной метаном и углекислым газом в любых возможных пропорциях и, имеющий температуру до 300°С. Он используется для нагрева первой и второй зон пласта с целью осуществления замещающей СН4 адсорбции CO2, для десорбции молекул метана с поверхности пор/трещин пласта, а также для осуществления в пласте тепловых автофлюидоразрывов с целью увеличения проницаемости этих зон пласта и формирования высокопроницаемой для сланцевого газа структуры. Кроме этого, РАВ №VII используют для внутрипластовой генерации синтетический жидких и газообразных углеводородов из керогена - для его поэтапной тепловой трансформации в «мертвый» нанопористый углерод.

После осуществления каждого термохимического воздействия на первую и вторую зону пласта с использованием РАВ №VII производят отбор сланцевого газа из пласта.

После осуществления термохимического воздействия на первую и вторую зону пласта с использованием РАВ №VII и окончанием отбора сланцевого газа приступают к осуществлению воздействия на первую и вторую зоны пласта с использованием РАВ №VI, представляющим собой водогазовую смесь - псевдо-сверхкритический флюид, состоящей из воды и углекислого газа в любых возможных пропорциях (Т до 450°С и Р до 45 МПа).

Из криогенной емкости 22 криогенный насос 23 подает сжиженный углекислый газ через смеситель 24 в испаритель 25 и далее в наземный генератор псевдо-сверхкритических и/или сверхкритических флюидов 27. Одновременно в наземный генератор псевдо-сверхкритических и/или сверхкритических флюидов 27 из модуля подготовки воды 26 поступает РАВ №III (вода высокой степени очистки), в котором осуществляется формирование РАВ №VI, который далее через продуктопровод с теплоизоляцией 28 подается в колонну теплоизолированных насосно-компрессорных труб 31 и затем инжектируется в первую и далее во вторую зону пласта для осуществления термохимического воздействия. РАВ №VI представляет собой псевдо-сверхкритический флюид, состоящей из воды, насыщенной углекислым газом и, имеющий температуру до 450°С. Он используется для нагрева первой и второй зон пласта с целью осуществления замещающей СН4 адсорбции CO2, для десорбции молекул метана с поверхности пор/трещин пласта, а также для осуществления в пласте тепловых автофлюидоразрывов с целью увеличения проницаемости этих зон пласта и формирования высокопроницаемой структуры для сланцевого газа. Кроме этого, РАВ №VI используется для внутрипластовой генерации синтетических жидких и газообразных углеводородов из керогена - для его поэтапной тепловой трансформации в «мертвый» нанопористый углерод.

После осуществления каждого термохимического воздействия на первую и вторую зону пласта с использованием РАВ №VI производят отбор сланцевого газа из пласта.

В силу низкой проницаемости пластов газоносных сланцевых плеев, РАВ №VI и РАВ №VIII, при закачке в них - даже при закачке в пласты, которые расположены на глубине менее 2200 метров, находятся в сверхкритическом состоянии для чистых веществ, например, для метана и в псевдо-сверхкритическом состоянии для смеси, состоящей из воды, насыщенной углекислым газом.

Содержание метана и/или углекислого газа в РАВ №V-VII может варьироваться от 1 до 99%.

Наличие в РАВ №V-VII метана и/или углекислого газа позволяет значительно снизить величину тепловых транспортных потерь при их доставке с дневной поверхности скважины на ее забой. Так, например, в результате реализации пилотного проекта по закачке в продуктивные пласты (глубина 907 метров) месторождения тяжелой нефти Ляо-Хэ (КНР) перегретого пара (Р=15 МПа и Т=343°С) было установлено, что с обогащением пара топочными газами с использованием компрессора высокого давления, содержащими, примерно, 12-13% CO2, тепловые потери в процессе доставки пара с дневной поверхности на забой снизились с 21 до 12%, а сухость пара на забое возросла с 19 до 42% [9].

Опционно РАВ №V-VII могут быть насыщены каталитическим нанопроппантом. Под каталитическим нанопроппантом подразумеваются микроразмерные (>100 нм) и наноразмерные (<100 нм) частицы, преимущественно, оксида алюминия (Al2O3) и/или оксида цинка (ZnO), и/или оксидов железа (FeO, Fe2O3 и Fe3O4 (магнетит)). Также в качестве каталитического нанопроппанта могут использоваться оксиды циркония (ZrO2), вольфрама (WO3) или оксиды других металлов. Каталитический нанопроппант используется для закрепления наноразмерных флюидопроводящих каналов первой и второй зон пласта, что снижает интенсивность и скорость процесса компакции пласта в ходе его деэнергизации - в процессе отбора из него сланцевого газа. Каталитический нанопроппант закрепляет, преимущественно, мезо и макрофлюидопроводящие каналы, то есть, именно те флюидопроводящие каналы, которые играют наиболее значительную роль в процессе отбора из пласта сланцевого газа.

В процессе конверсии (пиролиз/гидропиролиз) керогена в первой и во второй зонах пласта из него образуются органические кислоты (до 2% от всей массы керогена; масс. %), которые растворяют карбонаты и алюмосиликаты и, таким образом, межгранулярная проницаемость первой и второй зон пласта увеличивается.

Межгранулярная проницаемость первой и второй зон пласта также увеличивается и за счет растворения псевдо-сверхкритическими флюидами и органическими кислотами (РАВ №V-VII) различных минеральных солей, присутствующих в этих зонах пласта.

Дополнительно в РАВ №VI и в РАВ №VII присутствует CO2, который частично в первой и второй зонах пласта преобразуется в угольную кислоту, также растворяющую карбонаты и алюмосиликаты, что обеспечивает увеличение межгранулярной проницаемости в этих зонах пласта.

В результате пиролизации керогена в пласте в значительных количествах генерируется углекислый газ, который используется для замещающей СН4 адсорбции CO2.

Использование второго этапа (в объеме термохимического воздействия) позволяет сохранить интенсивность отбора сланцевого газа и постепенно увеличить радиус второй околоскважинной зоны 5 пласта с повышенной проницаемостью до 50 метров и обеспечивает:

- увеличение проницаемости пласта и формирование связанной и объемной флюидопроводящей системы, преимущественно, на микро (до 5 нм) и мезоуровнях за счет осуществления множественных тепловых автофлюидоразрывов пласта;

- уменьшение содержания органического углерода (Сорг) в пласте, его наиболее полную трансформацию в «мертвый» нанопористый углерод с минимальным остаточным потенциалом генерации в пласте, как жидких (легких и/или тяжелых; подвижных и/или малоподвижных), так и газообразных углеводородов;

- наиболее полную конверсию жидких углеводородов (легких и/или тяжелых; подвижных и/или малоподвижных) в газообразные углеводороды;

- увеличение температуры пласта для ускорения тепловой десорбции газообразных углеводородов с поверхности пор/трещин;

- замещающую СН4 адсорбцию с использованием CO2 и H2O и/или их смеси в объеме пласта;

- при увеличении температуры пласта внутрипластовую генерацию СО2 из керогена для осуществления замещающей адсорбции с его использованием;

- рост внутренней энергии пласта - повышение внутрипластового давления - формирование интенсивного газонапорного режима за счет нагрева пласта, расширения внутрипластовых углеводородов и увеличения распирающего межгранулярного давления в пласте;

- закрепление каналов флюидопроводящей системы первой и второй зон нанопроппантом.

Этап III. Второе термобарохимическое и термохимическое воздействие на пласт.

После завершения первого термохимического воздействия на первую и вторую зону пласта в радиусе до 50 метров от основного ствола скважины, для интенсификации отбора сланцевого газа из третьей зоны пласта необходимо поддерживать повышенную проницаемость первой и второй зон пласта, что позволяет сланцевому газу из третьей зоны пласта через вторую и первую зоны пласта свободно перемещаться в основной ствол скважины и далее на ее дневную поверхность. По степени своей проницаемости для сланцевого газа этот «некоторый новый объем пласта» (первая и вторая зоны пласта с измененной увеличенной проницаемостью) сравним с пустотным основным стволом горизонтальной скважины и поэтому в заявленной группе изобретений он имеет условное название «горизонтальная скважина большого диаметра» (ГСБД).

Площадь контакта поверхности обычной длинноствольной горизонтальной скважиной с пластом (длина ствола - 3000 метров и диаметр - 0,2 метра) равна 1884 м2, а площадь контакта внешней условной поверхности ГСБД (радиус=50 метров) с пластом равна 471000 м2; увеличение площади в 250 раз или прирост площади контакта на 469116 метров.

В данном случае весьма важно, что при выполнении второго этапа воздействия на пласт газоносных сланцевых плеев/формаций, за второй зоной пласта существует третья зона (зона 6, имеющая радиус от 50 до 160-180 метров от ствола скважины), которая имеет природную проницаемость, но большую площадь контакта со второй зоной пласта и через нее с первой зоной пласта, имеющих измененную повышенную проницаемость (ГСБД), что позволяет без осуществления термобарохимического или термохимического воздействия на нее (третью зону пласта), отбирать из этой третьей зоны пласта значительные объемы сланцевого газа в силу значительной площади контакта третьей зоны пласта с ГСБД (вторая и первая зоны пласта).

Таким образом, несмотря на то, что в третьей зоне пласта в силу ее удаленности от ствола скважины, практически, невозможно эффективно использовать какие-либо воздействия для интенсификации отбора из нее сланцевого газа, тем не менее, третья зона пласта, благодаря сформированной ГСБД (высокопроницаемые вторая и первая зоны пласта), обладающей повышенной проницаемостью и значительной площадью контакта условной поверхности ГСБД с третьей зоной пласта, обретает возможность отдавать сланцевый газ в огромных количествах в основной ствол скважины и далее на дневную поверхность скважины без использования какого-либо воздействия в самой третьей зоне пласта 6 для интенсификации добычи сланцевого газа из нее.

В ходе реализации третьего этапа воздействия на пласт и после некоторого падения дебита скважины в зависимости от состояния пласта, его фильтрационно-емкостных свойств, прироста пустотной пористости, достигнутой температуры нагрева пласта, степени его реэнергизации, достигнутой степени конверсии керогена, обводненности пласта, его насыщенности CO2 и в зависимости от ряда других факторов осуществляют периодические вторые термобарохимическое воздействия на первую и на вторую зону пласта (в том числе и с использованием РАВ №IX), а также периодические вторые термохимические воздействия (с использованием РАВ №V-VIII) на первую и вторую зону пласта с последующими продолжительными периодами отбора сланцевого газа из пласта между такими воздействиями.

Вторые термобарохимические и вторые термохимические воздействия в ходе реализации третьего этапа осуществляют с использованием тех же режимов работы, которые используются для осуществления первых термобарохимических и вторых термохимических воздействий при реализации первого и второго этапов.

Второе термобарохимическое воздействие, в частности, используемое в ходе реализации третьего этапа, отличается от первого термобарохимического воздействия, используемого в ходе реализации первого этапа только лишь тем, что для реализации первого термобарохимического воздействия используется произведенный промышленностью метанол (РАВ №I), который специально доставляется на газосланцевое месторождение, а для реализации второго термобарохимического воздействия используется метанол, который входит в состав РАВ №IX и, который, в свою очередь, генерируется третьей установкой технологического комплекса в продуктопроводе с теплоизоляцией 28. В данном конкретном случае продуктопровод с теплоизоляцией, изготовленный из сплава INCONEL 617 или 740, выполняет функцию проточного реактора прямой конверсии метана в метанол (Methane to Methanol (МТМ)) в среде псевдо-сверхкритического флюида в присутствии окислителя, преимущественно, пероксида водорода (РАВ №II) и в присутствии, преимущественно, катализаторов. Из современного уровня техники известно, что без использования катализаторов максимальная степень прямой конверсии метана в метанол составляет 6%, а с использованием катализаторов она возрастает до 40-50 и более процентов в зависимости от режима процесса прямой конверсии, компонентного состава среды конверсии и типа, используемого катализатора. Такой подход позволяет существенно снизить стоимость осуществления термобарохимического воздействия на пласт.

При реализации третьего этапа использования заявленного способа сланцевый газ будет свободно поступать из третьей зоны пласта через вторую и первую зоны пласта (через ГСБД) с измененной улучшенной проницаемостью в основной ствол скважины и далее на ее дневную поверхность. Однако в процессе транспортировки сланцевого газа через пласт ГСБД на внутренней поверхности флюидопроводящих каналов пласта ГСБД постепенно будет адсорбироваться некоторая часть транспортируемого через ГСБД сланцевого газа и, поэтому для поддержания проницаемости пластов первой и второй зон или для поддержания проницаемости пласта ГСБД первая и вторая зона пласта (или ГСБД) должны дополнительно периодически подвергаться термобарохимическому и термохимическому воздействию. Первая и вторая зоны пласта на третьем этапе воздействия на пласт функционируют как своеобразная «губка», которая адсорбирует в себя часть, проходящего через нее сланцевого газа, а затем в результате вторых периодических термобарохимических и термохимических воздействий на нее («губку») - на первую и вторую зоны пласта, этот адсорбированный сланцевый газ высвобождается.

Таким образом, использование третьего этапа позволяет осуществлять эффективный интенсивный отбор сланцевого газа из наиболее отдаленных зон пласта (третьей зоны пласта) без осуществления воздействия на них и, тем самым, максимально повысить коэффициент отбора сланцевого газа из пласта в целом.

Заявленная группа изобретений обеспечивает повышение коэффициента извлечения сланцевого газа за счет:

1. Тепловой десорбции молекул метана (сланцевого газа) с поверхности пор/трещин (флюидопроводящих каналов) пласта.

2. Формирования высокопроницаемой для сланцевого газа ГСБД и осуществления десорбции молекул метана (сланцевого газа) с поверхности пор/трещин (флюидопроводящих каналов) первой и второй зон пласта при некотором понижении давления в третьей зоне пласта и непродолжительного понижения давления в околотрещиноватых локальных нанообъемах первой и второй зон пласта.

3. Дополнительной генерации углеводородных газов (С14) из нефти плотных пород, битуминозной нефти и керогена.

4. Дегазации нефти плотных пород, битуминозной нефти и керогена.

5. Высокой степени конверсии керогена и иных органических веществ в «мертвый» нанопористый углерод с отличными флюидопроводящими свойствами.

6. Пиролизации керогена и внутрипластовой генерации углекислого газа, для замещающей СН4 адсорбции CO2.

7. Увеличения пластовой проницаемости за счет осуществления в пласте экзотермической реакции окисления метанола и частично иных органических соединений, осуществления в них тепловых автофлюидоразрывов пласта.

8. Увеличения межгранулярной проницаемости за счет растворения карбонатов и алюмосиликатов органическими кислотами, которые генерируются в процессе гидропиролиза керогена в псевдо-сверхкритическом флюиде в присутствии углекислого газа (угольной кислоты).

9. Росте межгранулярной проницаемости за счет растворения солей псевдо-сверхкритическим флюидом.

10. Предупреждения компакции пласта с использованием каталитического нанопроппанта.

11. Формирования мощного газонапорного режима - реэнергизации пласта.

12. Осуществления отбора сланцевого газа, в том числе и из отдаленной третьей зоны пласта, через первую и вторую зоны пласта (ГСБД) с измененной увеличенной проницаемостью.

Несмотря на то, что заявленная группа изобретений раскрывается на представленных примерах, возможны различные модификации, включая модификации продуктопроводов и наземного оборудования. Поэтому настоящую группу изобретений следует рассматривать как относящуюся к любым подобным модификациям в пределах существа изобретения.

Источники информации.

[1] Jiang, Zheng & Zhao, Lei & Zhang, Dongxiao. (2017). Study of adsorption behavior in shale reservoirs under high pressure. Journal of Natural Gas Science and Engineering. 49. 10.1016/j.jngse. 2017.11.009.

[2] Chen, Yuntian & Jiang, Su & Zhang, Dongxiao & Liu, Chaoyang. (2017). An adsorbed gas estimation model for shale gas reservoirs via statistical learning. Applied Energy. 197. 327-341. 10.1016/j.apenergy. 2017.04.029.

[3] Перспективы освоения ресурсов матричной нефти. Н. Скибицкая и О. Яковлева. Институт проблем нефти и газа РАН. Бурение и нефть. Июнь 2011 г.

[4] Liu, Quanyou & Jin, Zhijun & Wang, Xiaofeng & Yi, Jizheng & Meng, Qingqiang & Wu, Xiao-Qi & Gao, Bo & Haikuan, Nie & Zhu, Dongya. (2018). Distinguishing kerogen and oil cracked shale gas using H, C-isotopic fractionation of alkane gases. Marine and Petroleum Geology. 10.1016/j.marpetgeo. 2018.01.006.

[5] ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА (НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ) ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА На правах рукописи. Щеколдин Константин Александрович

ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ ТЕРМОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЗАЛЕЖИ БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ

Специальность 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений». ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата технических наук Научный руководитель: доктор технических наук, профессор Золотухин Анатолий Борисович. МОСКВА. 2016 г.

[6] Технология термохимического стимулирования добычи нефти и битумов с уменьшением количества воды в нефтяном пласте. Е.Н. Александров, Д.А. Леменовский, А.Л. Петров, В.Ю. Лиджи-Горяев. Научно-технический журнал «Георесурсы» 1 (29) 2009 г, стр. 6.

[7] Gu, Zheng & Hohn, Keith. (2003). Catalytic Oxidation of Methanol on Nanoscale Copper Oxide and Nickel Oxide. Industrial & Engineering Chemistry Research - IND ENG CHEM RES. 43. 10.1021/ie030438i.

[8] Wellig, Beat & Weber, Markus & Lieball, K & , K & Rudolf von Rohr, Philipp.(2009). Hydrothermal methanol diffusion flame as internal heat source in a SCWO reactor. Journal of Supercritical Fluids - J SUPERCRIT FLUID. 49. 59-70. 10.1016/j.supflu. 2008.11.021.

[9] Shale gas adsorption and desorption characteristics and its effects on shale permeability. Wei Guo, Zhiming Hu, Xiaowei Zhang, Rongze Yu and Li Wang. Energy Exploration & Exploitation. 2017, Vol. 35(4) 463-481.

1. Способ интенсификации добычи газообразных углеводородов из неконвенциональных низкопроницаемых газоносных пластов сланцевых плеев/формаций, включающий приготовление рабочих агентов воздействия с последующим инжектированием их по расположенным в скважине продуктопроводам в продуктивный пласт для формирования в продуктивном пласте вокруг скважины зоны с повышенной проницаемостью, отбор из этой зоны сланцевого газа и доставку его по продуктопроводу на дневную поверхность скважины, отличающийся тем, что воздействие на продуктивный пласт рабочими агентами воздействия осуществляют в несколько этапов, на первом из которых для формирования вокруг скважины зоны с повышенной проницаемостью и десорбции сланцевого газа осуществляют термобарохимическое воздействие на околоскважинную зону продуктивного пласта, для чего в качестве рабочих агентов воздействия используют метанол (РАВ № I), водный раствор пероксида водорода (РАВ № II), умягченную воду высокой степени очистки, в которую опционно введены наноразмерные катализаторы (РАВ № III), и умягченную воду высокой степени очистки, насыщенную поверхностно-активными веществами (РАВ № IV), опционно насыщенную наноразмерными катализаторами, рабочие агенты воздействия инжектируют в продуктивный пласт и, по мере прохождения термохимических реакций в зоне продуктивного пласта и повышения в нем давления, производят отбор имеющегося в пласте и десорбированного сланцевого газа из образованной околоскважинной зоны продуктивного пласта с повышенной проницаемостью, периодически повторяя термобарохимическое воздействие и постепенно расширяя околоскважинную зону с повышенной проницаемостью, причем с началом падения дебита скважины осуществляют второй этап - термохимическое воздействие на околоскважинную зону продуктивного пласта, для чего первоначально в продуктивный пласт инжектируют метан, имеющий температуру до 350°С и давление до 45 МПа (РАВ № VIII), предназначенный для разогрева зоны и удаления из зоны с повышенной проницаемостью излишков воды, после чего начинают отбор сланцевого газа из пласта, при этом после падения дебита осуществляют периодическое воздействие рабочим агентом воздействия, имеющим температуру до 450°С и давление до 45 МПа, после каждого из которых производят отбор сланцевого газа из пласта, после чего осуществляют третий этап - второе термобарохимическое воздействие, который осуществляют инжектированием в продуктивный пласт воды, насыщенной метанолом, имеющим температуру до 550°С и давление до 45 МПа (РАВ № IX), с периодическим повтором данного воздействия и отбором после каждого из них сланцевого газа.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для периодического воздействия на пласт при осуществлении второго этапа воздействия используют рабочий агент воздействия в виде воды, насыщенной метаном (РАВ № V).

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для периодического воздействия на пласт при осуществлении второго этапа воздействия используют рабочий агент воздействия в виде воды, насыщенной углекислым газом (РАВ № VI).

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для периодического воздействия на пласт при осуществлении второго этапа воздействия используют рабочий агент воздействия в виде воды, насыщенной метаном и углекислым газом (РАВ № VII).

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при реализации третьего этапа вторые термобарохимические воздействия на пласт чередуют со вторыми термохимическими воздействиями.

6. Технологический комплекс для интенсификации добычи газообразных углеводородов из неконвенциональных низкопроницаемых газоносных пластов сланцевых плеев/формаций, содержащий емкости для рабочих агентов воздействия на продуктивный пласт или компонентов для их приготовления, оснащенные насосами для подачи их по продуктопроводам в забой скважины для формирования околоскважинной зоны продуктивного пласта с повышенной проницаемостью и ее нагрева, отличающийся тем, что продуктопроводы выполнены в виде колонн теплоизолированных и нетеплоизолированных насосно-компрессорных труб, причем технологический комплекс скомпонован из трех установок, одна из которых предназначена для осуществления первого термобарохимического воздействия на продуктивный пласт и содержит оснащенные насосами емкости для следующих рабочих агентов воздействия: метанола (РАВ № I); окислителя, в форме водного раствора пероксида водорода (РАВ № II); умягченной воды высокой степени очистки (РАВ № III); умягченной воды высокой степени очистки, насыщенной поверхностно-активными веществами (РАВ № IV), каждая из емкостей имеет возможность подсоединения к колонне нетеплоизолированных насосно-компрессорных труб, вторая установка предназначена для осуществления термохимического воздействия на продуктивный пласт и содержит оснащенные насосами криогенные емкости для сжиженных метана и углекислого газа, а также оснащенную насосом емкость для насыщенного водного раствора с микрочастицами металлов, выход которой имеет возможность подсоединения к колонне теплоизолированных насосно-компрессорных труб, причем данная установка дополнительно оснащена модулем водоподготовки, генератором псевдо-сверхкритических и/или сверхкритических флюидов, испарительным модулем, а также емкостью-смесителем, к входам которой подсоединены емкости для метана и углекислого газа, выход емкости-смесителя подсоединен к входу испарительного модуля, выход которого подсоединен к одному входу генератора псевдо-сверхкритических и/или сверхкритических флюидов, ко второму входу которого подсоединен модуль водоподготовки, а выход генератора псевдо-сверхкритических и/или сверхкритических флюидов имеет возможность подсоединения к колонне теплоизолированных насосно-компрессорных труб, при этом технологический комплекс дополнительно содержит оснащенную насосом емкость для окислителя, предназначенного для осуществления второго термобарохимического воздействия, выход которой имеет возможность подсоединения к генератору псевдо-сверхкритических и/или сверхкритических флюидов или к колонне теплоизолированных насосно-компрессорных труб.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к топливной и горной промышленности. Технический результат - повышение эффективности удаления кольматирующих образований при реагентной обработке скважины и освоения скважины в целом.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - снижение скорости гидролиза сульфаминовой кислоты и возможность применения сухокислотного состава при температурах до 90°C без образования вторичных осадков, технологичность приготовления, выражающаяся в возможности дозирования состава при закачке пресной или минерализованной воды в скважину без введения дополнительных компонентов.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение охвата обрабатываемого пласта тепловым воздействием, сокращение сроков прогрева обрабатываемого пласта, снижение энергетических затрат на реализацию способа, увеличение коэффициента нефтеизвлечения.

Группа изобретений относится к способам обработки подземной формации кислотными растворами. Технический результат - замедление реакции между кислотой и подземной формацией и как следствие увеличение проницаемости и продуктивности подземной формации.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - сокращение времени на обработку пласта скважины за счет сокращения продолжительности подготовки процесса закачки раствора соляной кислоты в пласт в импульсном режиме.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при кислотной обработке скважин. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти в уплотненных и заглинизированных коллекторах, исключение неравномерности прогрева и прорыва теплоносителя в добывающую скважину.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Способ включает спуск колонны труб, оснащенной пакером, устройством для импульсной закачки жидкости, разрушаемым клапаном, перфорированным патрубком со втулкой внутри, в интервал перфорации пласта.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может быть использована для интенсификации добычи нефти низкопроницаемых пород. Способ включает приготовление рабочих агентов, инжектирование их по продуктопроводу в продуктивный нефтекерогеносодержащий пласт.

Настоящее изобретение относится к способу обработки подземного пласта для модификации поверхности. Способ обработки кремнистого или содержащего оксид металла подземного пласта, через который проходит скважина, включает закачивание в скважину агента для модификации поверхности, содержащего производное органической фосфорсодержащей кислоты в качестве якорного фрагмента и фторсодержащий остаток в качестве гидрофобного хвоста, где гидрофобный хвост напрямую присоединен к якорному фрагменту, когда агент для модификации поверхности закачан в скважину, связывание агента для модификации поверхности с поверхностью подземного пласта за счет присоединения к пласту якорного фрагмента, и расположение агента для модификации поверхности на кремнистом или содержащем оксид металла подземном пласте таким образом, чтобы гидрофобный хвост был удален от поверхности пласта.

Изобретение относится к частицам, применяющимся в подземной формации, и способам получения и применения. Частица для обработки подземной формации, содержащая подложку и слой цемента, где по меньшей мере часть цемента является частично гидратированной и находится в состоянии приостановленной гидратации на подложке, и указанный цемент связан с указанной подложкой.

Изобретение относится к обработке подземного пласта нефти или природного газа и может быть использовано при регулировании вязкости жидкости, используемой при гидравлическом разрыве подземного пласта.

Изобретение относится к способам и флюидам для обработки скважины с повышением нефтеотдачи. Способ обработки скважины гидроразрывом пласта включает формирование флюида для обработки скважины при смешивании ингредиентов, включающих водный флюид, загуститель, сшиватель и реологический модификатор, содержащий диальдегид, где флюид для обработки скважины не содержит добавку, замедляющую сшивку диальдегидом, сшивку загустителя в водном флюиде с использованием сшивателя, где диальдегид не требует замедления сшивки и сшивка повышает вязкость флюида для обработки скважины до первой вязкости, обработку скважины флюидом для обработки скважины, характеризующимся первой вязкостью, химическое превращение диальдегида после сшивки с образованием дикислоты, причем диальдегид подвергается незначительному химическому превращению перед сшивкой, и после обработки скважины снижение вязкости сшитого флюида для обработки скважины до второй вязкости, меньшей, чем первая вязкость, под действием дикислоты.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для гидроразрыва пласта. Способ включает этапы, на которых: осуществляют закачивание в ствол скважины текучей среды гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент, с образованием трещины в пласте, вводят в импульсном режиме в ствол скважины текучую среду гидроразрыва, причем импульсный режим закачки предусматривает наличие, по меньшей мере, одного импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, и, по меньшей мере, одного импульса закачки текучей среды гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент, причем во время импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, дополнительно вводят укрепляющий и/или консолидирующий материал в текучую среду гидроразрыва, при этом увеличивают концентрацию укрепляющего и/или консолидирующего материала в импульсе закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, при этом произведение объемной скорости текучей среды (V) гидроразрыва (л/с) на вязкость (μ) текучей среды гидроразрыва (Па*с) не превышает 0,003 Па*л при проведении гидроразрыва.

Изобретение относится к способам гидроразрыва пластов для повышения объемов добычи из них. Способ разрыва подземного пласта содержит закачку несущей жидкости в пласт под давлением, достаточным для создания трещины в пласте, закачку несущей жидкости и частиц проппанта и гранул укрепляющей добавки в трещину, удаление несущей жидкости для формирования множества проппантных кластеров, причем каждый проппантный кластер содержит частицы проппанта и укрепляющую добавку, где проппантный кластер на 50% стабильнее по сравнению с кластером без укрепляющей добавки, размер гранул укрепляющей добавки находится в интервале от 80 до 100% от среднего размера частиц проппанта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для контроля за разработкой продуктивного пласта. Способ включает получение флуоресцентного маркера в виде полимерных микросфер с приготовлением дисперсии смолы и люминесцирующих веществ, объединение полученного маркера с несущей средой, подаваемой в скважину, введение маркера с указанной несущей средой в скважину, отбор проб из скважины и их анализ с определением кодов и концентраций маркеров в пробах скважинной жидкости с использованием флюорометрии, определение на основе результатов указанных анализов внутрискважинных притоков флюида.

Настоящее изобретение относится к добыче текучих сред из подземных пластов с образованием сети скопления расклинивающего агента в трещинах пласта. Повторно восстанавливаемый островок расклинивающего агента, содержащий первое количество обработанного расклинивающего агента, достаточное для обеспечения формирования островков расклинивающего агента в трещинах, сформированных во время гидроразрыва, и для сохранения островков в неизменном виде, если они двигаются в пласте во время и/или после операций гидроразрыва, или во время операций закачивания, или во время операций по добыче, или для обеспечения формирования указанных островков в трещинах для обеспечения повторного формирования островков или их разрушения и повторного формирования во время указанных операций, для поддержания высокой проводимости трещины и для улавливания мелких частиц пласта во время указанных операций, где агент имеет частичное или полное покрытие из композиции, изменяющей дзета-потенциал, содержащей агрегирующую композицию, содержащую продукт реакции амина-фосфата, аминный компонент или их смеси и комбинации, а продукт реакции амина-фосфата представляет собой продукт реакции: амина, выбранного из указанных видов веществ, и сложного фосфатного эфира, выбранного из указанных видов веществ, сложного фосфатного эфира алканоламинов, фосфатных эфиров алкилированных фенолов, фосфатных эфиров этиленгликоля или пропиленгликоля.

Группа изобретений относиться к флюидам для скважинных операций. Технический результат – повышение скорости бурения, снижение скручивающих и осевых нагрузок на бурильную колону, возможность применения в горизонтальных скважинах.

Настоящее изобретение относится к усилителям действия разжижителей, содержащих соединения железа, и способам их применения при гидроразрыве подземного пласта. Способ гидроразрыва подземного пласта - ГРПП, через который проходит ствол скважины, включающий стадию введения в ствол скважины жидкости для обработки скважины под давлением и со скоростью потока, которые достаточны для разрыва подземного пласта, где жидкость для обработки скважины содержит воду, по меньшей мере, один акриламидсодержащий полимер - ААСП, одну или более соль двухвалентного железа и одно или более соединений-усилителей, где количество указанной соли составляет приблизительно от 0,001 до 0,05% от объема жидкости для обработки скважины, и одно или более соединений-усилителей выбраны из группы, состоящей из мочевины, этилендиаминтетрауксусной кислоты - ЭДТА, солей ЭДТА, лимонной кислоты, аминотрикарбоновой кислоты и ее солей, полифосфонатных и полифосфатных соединений, борной кислоты и ее солей, карбонатных солей щелочных металлов, диэтилентриаминпентауксусной кислоты - ДТПА, гуминовых кислот и лигносульфатов.

Изобретение относится к внутрискважинной системе интенсификации, содержащей скважинную трубчатую конструкцию, расположенную в стволе скважины в пласте и имеющую внутреннюю часть и внутренний диаметр, первый затрубный барьер и второй затрубный барьер для изоляции продуктивной зоны, причем первый затрубный барьер расположен наиболее близко к устью скважины, при этом каждый затрубный барьер содержит трубчатую металлическую часть для установки в качестве части скважинной трубчатой конструкции, при этом трубчатая металлическая часть имеет наружную поверхность; разжимную муфту, окружающую трубчатую металлическую часть и имеющую внутреннюю поверхность, обращенную к трубчатой металлической части, а также наружную поверхность, обращенную к стенке ствола скважины, причем каждый конец разжимной муфты соединен с трубчатой металлической частью; затрубное пространство между внутренней поверхностью разжимной муфты и трубчатой металлической частью; прорезь, выполненную в трубчатой металлической части с возможностью впускать текучую среду в упомянутое пространство и имеющую заданный размер прорези, скользящую муфту, имеющую по меньшей мере один профиль и расположенную между двумя затрубными барьерами, а также имеющую закрытое положение и открытое положение, в котором отверстие в скважинной трубчатой конструкции обеспечивает сообщение по текучей среде между внутренней частью скважинной трубчатой конструкции и продуктивной зоной, при этом профиль скользящей муфты расположен на первом расстоянии от прорези затрубного пространства, и отверстие имеет заданный размер отверстия, внутрискважинный инструмент для перевода скользящей муфты из закрытого положения в открытое положение, содержащий корпус инструмента и надувное устройство, выполненное с возможностью надуваться в скважинной трубчатой конструкции для разделения скважинной трубчатой конструкции на первую часть и вторую часть, и по меньшей мере один ключ, выполненный с возможностью зацепления профиля так, что когда надувное устройство надуто и первая часть скважинной трубчатой конструкции находится под избыточным давлением обеспечивается то, что инструмент передвигается вниз по потоку, и ключ вовлекает в движение профиль, что принудительно обеспечивает переход скользящей муфты из закрытого положения в открытое положение, при этом надувное устройство расположено ниже по потоку от прорези второго затрубного барьера так, что затрубное пространство второго затрубного барьера сообщается посредством текучей среды с первой частью скважинной трубчатой конструкции, когда надувное устройство надуто.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может быть использована для интенсификации добычи нефти низкопроницаемых пород. Способ включает приготовление рабочих агентов, инжектирование их по продуктопроводу в продуктивный нефтекерогеносодержащий пласт.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может быть использована для интенсификации добычи сланцевого газа из пластов газоносных сланцевых плеевформаций без осуществления мультистадийного гидроразрыва пласта или углекислотного разрыва пласта. Способ включает приготовление рабочих агентов воздействия, инжектирование их по продуктопроводам в газоносный пласт сланцевого плеяформации с целью осуществления термобарохимических и термохимических воздействий на пласт для увеличения объемов добычи сланцевого газа с последующим отбором сланцевого газа и доставку его на дневную поверхность скважины по продуктопроводу. Причем перед первым термохимическим воздействием на продуктивный пласт осуществляют первое термобарохимическое воздействие, а после осуществления первого термохимического воздействия на продуктивный пласт и формирования горизонтальной скважины большого диаметра, обладающей высокой проницаемостью для сланцевого газа, а также после отбора сланцевого газа из зон пласта радиусом менее 50 метров начинают отбор сланцевого газа из зоны пласта, радиусом более 50 метров без осуществления какого-либо воздействия на эту удаленную от скважины зону пласта. Причем для поддержания высокого уровня добычи сланцевого газа из удаленной от скважины зоны пласта радиусом более 50 метров осуществляют периодические вторые термобарохимические и вторые термохимические воздействия на зоны пласта в радиусе менее 50 метров от ствола скважины. Техническим результатом является повышение степени извлечения сланцевого газа из пластов сланцевых плеев за счет вовлечении в активную разработку адсорбированного в пластах газоносных сланцевых плеевформаций сланцевого газа, интенсификация его добычи. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 5 ил., 4 табл.

Наверх