Способ извлечения тяжелой нефти (варианты)

Способ извлечения тяжелой нефти (варианты)

Иллюстрации

Показать все

Реферат

[0001] ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ

[0002] Эта заявка имеет приоритет от 28 сентября 2007 г., установленный по дате подачи предварительной заявки на патент США №60/9957 61, которая включена в данное описание посредством ссылки.

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ

[0003] Варианты осуществления изобретения относятся к способам добычи тяжелой нефти в условиях ее непосредственного залегания. Более подробно, варианты осуществления изобретения относятся к обработке нефтеносного пласта для увеличения извлечения тяжелой нефти из песков и глин.

ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0004] Этот раздел описания предназначен для введения различных аспектов данной области техники, которые могут быть связаны с примерными вариантами осуществления настоящего изобретения. Эти комментарии, вероятно, помогут обеспечить основу для лучшего понимания отдельных аспектов настоящего изобретения. Соответственно, данный раздел описания необходимо понимать именно в этом смысле, а не как посвящение существующему уровню техники.

Описание предшествующего уровня техники

[0005] Битуминозная нефть - это углеводород с высокой вязкостью, находящийся в пористых приповерхностных геологических пластах. Битуминозная нефть часто находится в песке, глине и других пористых породах и вызывает трудности в ее добыче при приповерхностных температуре и давлении. В настоящее время способы извлечения основаны на закачивании пара или сольвентов для уменьшения вязкости нефти и для способствования ее протеканию через приповерхностные пласты на поверхность, через буровые скважины или стволы скважин. Другие способы, посредством закачивания воды, разрушают песчаную матрицу, в которой находится тяжелая нефть, для добычи пластового песка с нефтью; однако, извлечение битуминозной нефти с использованием технологии закачивания воды ограничено площадью, приближенной к буровой скважине. Эти способы, обычно, имеют низкий уровень извлечения и дороги при эксплуатации. При этом имеются сотни миллиардов баррелей такой, очень тяжелой, нефти в доступных приповерхностных слоях, в одной только провинции Альберта (Alberta), и дополнительные сотни миллиардов баррелей в других зонах по всему миру, содержащих тяжелую нефть. Успешно и эффективно извлекать эти запасы для использования на рынке - это одна из труднейших и наиболее значимых энергетических задач.

[0006] Извлечение тяжелой или битуминозной нефти в условиях ее естественного залегания из пористых приповерхностных геологических пластов осложнено высокой вязкостью (от 10000 до 1000000 сантипауз (сП)) нефти. Использующиеся в настоящее время способы основаны как на уменьшении вязкости нефти посредством ее разогревания (закачивания пара) и/или закачивания сольвентов, так и на повышении эффективной проницаемости пласта посредством добычи некоторого количества пластового песка с нефтью. Такой способ часто именуют «холодной добычей тяжелой нефти вместе с песком» («cold heavy oil production with sand») или «CHOPS».

Способы уменьшения вязкости для извлечения нефти или битуминозной нефти основаны или на разогреве, обычно через закачивание пара, или на использовании сольвентов или добавок. Эффективность ее извлечения может быть ограничена способностью закачанного пара или сольвента контактировать с большим процентом объема нефтеносного пласта. CHOPS обычно применим только для нефти с узкими диапазонами вязкостей и содержанием газа в нефти («GOR») в пластах и обычно имеет низкий показатель извлечения (извлекается только около 1/10 нефти в пласте).

[0007] Много авторов и патентов (Dusseault, 2006; Jonasson et al., 2003; Coates et al., 2002; Laureshen et al., 2001; Huang, 1999; Mokrys, 2001; Ejiogu et al., 1999; Frauenfeld et al., 1999) предлагали, что каналы с высокой проницаемостью («каверны»), образующиеся в нефтеносном пласте, при применении способа CHOPS могли бы быть использованы после применения способа CHOPS для обеспечения повышенного доступа к нефтеносному пласту для различных способов извлечения, которые предполагают закачивание пара и/или сольвента (SAGD, VAPEX, и их вариации). Каверны могут быть образованы, когда при применении способа CHOPS образуются ослабленные участки нефтеносного пласта, участки с повышенной пористостью или повышенной проницаемостью, с формированием каналов в пласте. В результате пласт имеет более высокую пористость (т.е. меньше песка) или полностью открытые каналы. Последующее закачивание пара и/или сольвентов в каверны способствует более эффективному контакту пара и/или сольвентов с большим участком нефтеносного пласта. Преимущества сравнимы с бурением необсаженного, горизонтального ствола скважины для доступа к нефтеносному пласту. Повышение доступа к нефтеносному пласту позволяет улучшить извлечение углеводородов из нефтеносного пласта. Однако описанные в этих заявках на патент образовавшиеся каверны, все, зависят от пластов, имеющих естественную или свойственную им тенденцию к формированию каверн. Такие пласты обычно имеют текучие среды с вязкостью меньше 10000 сП, высоко несцементированные пески и значительное первичное содержание газа (GOR).

[0008] В частности, Lillico & Jossy (1999), infra и Sawatzky et al. (2001), infra предлагают, чтобы в Атабаске (Athabasca), где вязкость битуминозной нефти слишком высока для применения способа CHOPS, закачка пара или сольвентов могла бы повысить проницаемость нефти до точки, где способ CHOPS мог бы быть осуществлен. Как предлагается в публикациях и патентах, приводимых выше, Sawatzky & Coates (2004), infra и Sawatzky et al.(июль 2003, октябрь 2003), infra, в добавление к закачиванию высокотемпературной среды, позволяющей способу CHOPS применяться в высоковязком флюиде нефтеносного пласта, повышенный доступ к нефтеносному пласту, созданный за счет каверн, может быть использован для доставки сольвента и пара дальше в нефтеносном пласте, чем это было бы возможно при стандартной высокотемпературной и сольвентной закачке.

[0009] При другом подходе, описанном в патенте США №5823631 (далее ′631 патент), принадлежащем одному и тому же правообладателю, способ использует отдельные буровые скважины для закачивания воды и добычи. Этот способ, в первую очередь, снижает избыточное напряжение на пласт посредством закачивания воды. Вследствие этого углеводородсодержащий пласт начинает течь от закачиваемой скважины к продуктивной скважине, из которой тяжелая нефть, вода и пластовый песок выводятся на поверхность. Несмотря на то, что способ, описанный в патенте ′631, является значительным шагом вперед, по сравнению с традиционной технологией закачивания воды, все равно остается необходимость в более совершенных способах, беспрерывного и недорогого извлечения битуминозной нефти из приповерхностных пластов.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0011] Согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения представлен способ повышения доступа к приповерхностным пластам. Способ включает в себя доступ из, по меньшей мере, одного места к приповерхностному пласту, испытывающему напряжение покрывающего слоя, при этом приповерхностный пласт содержит тяжелую нефть и один или более видов породы; обработку приповерхностного пласта из, по меньшей мере, одного места для повышения давления текучей среды в приповерхностном пласте; и первичную добычу из, по меньшей мере, одного места, по меньшей мере, части одного или более видов пород и, по меньшей мере, одной текучей среды из приповерхностного пласта («добыча раствора») для повышения доступа к приповерхностному пласту с использованием повышенного давления текучей среды в пласте; добычу из, по меньшей мере, одного места, по меньшей мере, части тяжелой нефти из пласта («добыча углеводородов») с использованием повышенного доступа. Способы могут дополнительно включать в себя использование технологий по увеличению нефтеизвлечения для добычи дополнительной тяжелой нефти.

[0012] Согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения представлен способ извлечения тяжелой нефти. Способ включает в себя доступ из, по меньшей мере, одного места к приповерхностному пласту, испытывающему напряжение покрывающего слоя, при этом приповерхностный пласт содержит тяжелую нефть и один или более видов пород; обработку приповерхностного пласта с использованием текучих сред для повышения давления текучей среды в приповерхностном пласте; и первичную добычу, по меньшей мере, части, по меньшей мере, одного из тяжелой нефти, текучих сред, или одной или более пород («добыча раствора») с использованием повышенного давления текучей среды в пласте. Способ может дополнительно включать в себя создание, по меньшей мере, одного канала с высокой проницаемостью, расположенного от, по меньшей мере, одного места в приповерхностный пласт, и использование, по меньшей мере, одного канала с высокой проницаемостью для добычи дополнительной тяжелой нефти («добыча углеводородов»).

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[0013] Вышеуказанные и другие преимущества настоящего изобретения могут стать более очевидными при рассмотрении нижеследующих детального описания и чертежей неограничивающих изобретение вариантов его осуществления, в которых:

[0014] фиг.1А-1В - схематичные изображения способов добычи тяжелой нефти и песка из приповерхностного пласта;

[0015] фиг.2 - изображение взятого только в качестве примера варианта осуществления скважинной системы для добычи тяжелой нефти из приповерхностного пласта с использованием способа по фиг.1;

[0016] фиг.3 - изображение взятой только в качестве примера графической зависимости отклика напряжения приповерхностного пласта на процесс обработки, как показано на фиг.1;

[0017] фиг.4 - схематичное изображение пласта и динамики закачиваемой среды в пласте при процессе обработки;

[0018] фиг.5 - схематичное изображение многоскважинной системы для обработки приповерхностного пласта в соответствии с конкретными вариантами осуществления изобретения;

[0019] фиг.6А-6В - карта или вид сверху и вид сбоку схематичного изображения ствола скважины по фиг.2, имеющей каверны, расположенные от нее; и

[0020] фиг.7А-7С показывают графическое изображение результатов моделирования ствола скважины при повышенном уровне обработки.

ДЕТАЛЬНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0021] В последующем разделе описания конкретные варианты осуществления настоящего изобретения описаны в непосредственной связи с предпочтительными вариантами осуществления. Однако, поскольку последующее описание может являться специфическим для конкретного варианта осуществления изобретения или конкретного использования изобретения, то оно служит только для примера и просто представляет описание взятых только в качестве примера вариантов осуществления изобретения. Соответственно, изобретение не ограничено конкретными вариантами осуществления, описанными ниже, а скорее включает в себя все альтернативы, модификации и эквиваленты, подпадающие под сущность и объем настоящей формулы изобретения.

[0022] Термин «тяжелая нефть» относится к любому углеводороду или различным смесям углеводородов, которые образовались естественным образом, включая битуминозную нефть и смолистую нефть. В одном или более вариантах осуществления тяжелая нефть имеет вязкость, по меньшей мере, 500 сантипауз (сП). В одном или более вариантах осуществления тяжелая нефть имеет вязкость около 1000 сП или больше, 100000 сП или больше, 100000 сП или больше, или 1000000 сП или больше.

[0023] Термин «пласт» относится к массе породы или другим приповерхностным породам, которые настолько отличительны и продолжительны, что могут быть нанесены на карту. «Пласт» может быть массой породы преимущественно одного типа или комбинации типов. Пласт может содержать одну или несколько углеводородсодержащих зон. Хотелось бы отметить, что термины «пласт», «нефтеносный пласт» и «интервал» могут применяться взаимозаменяемо, но в основном будут использоваться для обозначения постепенно уменьшающихся приповерхностных областей, зон или объемов. Более конкретно, «пластом» будет называться, в основном, наибольшая приповерхностная область, «нефтеносным пластом» будет называться, в основном, область внутри «пласта», и «интервал» будет, в основном, относиться к подобласти или участку, «нефтеносного пласта». В основном, данные названия будут относиться к углеводородсодержащей зоне (пласту, нефтеносному пласту или интервалу, имеющим нефть, газ, тяжелую нефть и любые их комбинации).

[0024] Углеводородсодержащая зона может быть отделена от других углеводородсодержащих зон зонами с пониженной проницаемостью, такими как аргиллиты, сланцевая глина или сланцеватые (высоко уплотненные) пески. В одном или более вариантах осуществления изобретения углеводородсодержащая зона кроме тяжелой нефти включает в себя песок, глину или другие пористые породы.

[0025] Термин «покрывающий слой» относится к осадочным или горным породам, перекрывающим пласт, содержащий одну или более углеводородсодержащих зон. Термин «напряжение покрывающего слоя» относится к нагрузке на единицу площади или к напряжению на всей площади, или к нагрузке в определенной точке в приповерхностных слоях за счет перекрывающих осадочных пород и текучих сред. В одном или более вариантах осуществления изобретения «напряжение покрывающего слоя» - это нагрузка на единицу площади или напряжение от перекрывающих пород на углеводородсодержащую зону, которая была обработана и/или на которой была произведена добыча в соответствии с описанными вариантами осуществления изобретения. В основном, величина напряжения покрывающего слоя будет напрямую зависеть от двух факторов: 1) состав перекрывающих осадочных пород и текучих сред, и 2) глубина залегания приповерхностной площади или пласта.

[0026] Термины «ствол скважины» или «буровая скважина» являются взаимозаменяемыми и относятся к созданным человеком пустотам или отверстиям, которые простираются под земной поверхностью, но не являются «кавернами». Отверстия могут быть как вертикальными, так и горизонтальными, и как обсаженными, так и не обсаженными. В одном или более вариантах осуществления ствол скважины может иметь, по меньшей мере, один обсаженный участок (т.е. закрытый трубой) и, по меньшей мере, один не обсаженный участок.

[0027] Термин «каверна» относится к каналу с высокой проницаемостью в пласте, созданному в результате процессов человеческой деятельности. Более подробно, процесс выемки тяжелой нефти, частиц твердой фазы и/или другого материала из пласта через ствол скважины создает зону с пониженным давлением вокруг ствола скважины. Дополнительный материал течет в эту зону с пониженным давлением, оставляя за собой каверны. Каверны, как правило, простираются от области с пониженным давлением вокруг ствола скважины и могут быть открытыми неравномерными системами трубчатых полостей или просто зонами с повышенной пористостью и повышенной проницаемостью, по сравнению с окружающими, естественно залегающими пластовыми породами.

[0028] Настоящее изобретение относится к способам извлечения тяжелой нефти из приповерхностных пластов, имеющих, по меньшей мере, один углеводородсодержащий пласт и напряжение покрывающего слоя. Точнее говоря, настоящее изобретение связано с обработкой представляющего интерес нефтеносного пласта с последующей добычей тяжелой нефти и частиц твердой фазы (например, песка) посредством способа холодного течения для образования в пласте каналов с высокой проницаемостью. Способ может в дальнейшем включать в себя способы увеличения нефтеизвлечения, такие как закачивание пара, сольвентов или других компонентов обработки в каналы с высокой проницаемостью для добычи дополнительной тяжелой нефти или других углеводородов.

[0029] В одном варианте осуществления изобретения процесс обработки содержит повышение давления в нефтеносном пласте, достаточное для изменения некоторых свойств породы и нефтеносного пласта, одного или более интервалов в нефтеносном пласте, включая понижение напряжения покрывающего слоя. Это повышение давления может быть завершено закачиванием текучей среды в один или более интервалов. Текучей, средой может быть жидкость, газ или их комбинация. Широкий спектр текучих сред может быть использован для обработки нефтеносного пласта. Примеры таких текучих сред включают в себя, но не ограничены, воду, растворы солей, нефть, сольвенты, пар, природный газ (этан, метан или пропан) или вязкие масла или эмульсии.

[0030] В одном предпочтительном варианте осуществления изобретения повышение давления в нефтеносном пласте приводит к повышению дифференциального напряжения (горизонтальное эффективное напряжение минус вертикальное эффективное напряжение) в нефтеносном пласте, в то же самое время среднее эффективное напряжение (среднее суммарное напряжение минус давление текущей среды) уменьшается. Горизонтальное эффективное напряжение (σ′_h) любого заданного объема породы нефтеносного пласта может быть определено как:

,

где «σ_h» есть суммарное напряжение, действующее на нефтяной пласт в горизонтальном направлении, и «ρ_f» есть давление текучей среды в нефтеносном пласте. Аналогично, вертикальное эффективное напряжение (σ′_v) нефтеносного пласта может быть определено как:

,

и дифференциальное напряжение (q) может быть определено как:

.

Среднее эффективное напряжение (σ′_m или ρ′) в нефтеносном пласте может затем быть определено как:

.

Несмотря на то, что суммарное вертикальное напряжение (σ_v) остается преимущественно постоянным при закачивании текучей среды в нефтяной пласт, суммарное горизонтальное напряжение (σ_h) увеличивается (до тех пор, пока порода нефтеносного пласта является эластичной или почти. эластичной) при закачивании текучей среды, вследствие присутствия породы на всех горизонтальных сторонах нефтеносного пласта. Так, для заданного повышения давления текучей среды (ρ_f) горизонтальное эффективное напряжение (σ′_h) уменьшается гораздо медленнее, чем вертикальное эффективное напряжение (σ′_v). Поэтому дифференциальное напряжение (q) повышается и среднее эффективное напряжение (ρ′) уменьшается по мере повышения давления текучей среды (ρ_f). В итоге, дифференциальное напряжение (q) превышает твердость пород нефтеносного пласта, и породы подвергаются механическому разрушению, позволяя суммарному горизонтальному напряжению (σ_h) резко снизиться во время дальнейшего повышения давления текучей среды (ρ_f) в нефтеносном пласте.

[0031] В зависимости от того, насколько высоко поднялось давление нефтеносного пласта, по меньшей мере, участок интервала нефтеносного пласта может оказаться за пределами точки механического разрушения. Это изменение в напряжениях нефтяного пласта приводит к изменениям в свойствах пород интервала нефтяного пласта. Эти изменения могут включать в себя, например, повышение в пористости (расширение), повышение проницаемости, уменьшение в модуле эластичности, появление пластической деформации в интервале (механическое разрушение) и повышение энергии вытеснения в нефтеносном пласте до уровня, достаточного для добычи углеводородов (и/или других текучих сред и песка) из нефтеносного пласта. Повышение «энергии вытеснения» неотъемлемо связано с повышением давления текучей среды в нефтеносном пласте и с повышением сжимаемости породы в результате обработки пласта.

[0032] В одном предпочтительном варианте осуществления изобретения обработка нефтеносного пласта может продолжаться до момента, когда одно лишь повышение давления нефтеносного пласта является достаточным, чтобы обеспечить значительное снижение напряжения покрывающего слоя на некоторых участках нефтеносного пласта (относится к «малому объему обработки пласта»). По меньшей мере, еще один вариант осуществления изобретения содержит обработку нефтеносного пласта до уровня между полным объемом обработки («полный объем обработки» относится к обработке, при которой большие участки нефтеносного пласта становятся подвижными, когда возникает градиент давления) и незначительным объемом обработки (относится к «частичному объему обработки»). Зона, находящаяся рядом со стволом скважины, может быть обработана с применением «наибольшего объема обработки», что является близким к «полному объему обработки», но при этом заходят за точку механического разрушения нефтеносного пласта. Хотя процесс обработки может быть эффективным в широких пределах, было бы предпочтительным, чтобы нефтеносный пласт не подвергался полному объему обработки, приводящему к значительной степени подвижности нефтеносного пласта, потому что применение полного объема обработки нефтеносного пласта, вероятно, не приведет к образованию дискретных каверн.

[0033] Настоящее изобретение учит новым и неочевидным способам образования каверн и другим способам повышения доступа к пластам, которые ранее считались непригодными для образования каверн. Например, CHOPS и другие достижения предшествующего уровня техники в основном только были способны на образование повышенного доступа (например, каверн) в пластах, имеющих текучую среду с вязкостью меньше 10000 сП, и в основном в несцементированных песках, и с высоким первоначальным содержанием газа (GOR) (например, около 1000 стандартных кубических футов газа на баррель нефти). Настоящее изобретение включает в себя способы образования повышенного доступа (например, каверн) в более широком спектре пластов, в таких как, например, пласты, имеющие высокую вязкость углеводородсодержащей текучей среды (например, от 10000 сП до более 1000000 сП или от 20000 сП до более чем 100000 сП), сцементированные пески, другие уплотненные слои (например, сланцевая глина, аргиллит и другие) и неоднородности, и низкое первоначальное содержание газа (например, меньше 1000 стандартных кубических футов газа на баррель нефти или меньше 100 стандартных кубических футов газа на баррель нефти).

[0034] Перейдем к фиг.1А-1В, изображающим схемы многочисленных вариантов осуществления способа согласно настоящему изобретению. На фиг.1А способ 100 начинается с доступа к подземному пласту 102 с поверхности с последующей обработкой пласта 104, достаточной для обеспечения первичной добычи (например, добыча раствора) 106 для повышения доступа к пласту. Затем прекращают 108 первичную добычу и начинают добычу углеводородов 110. На фиг.1В способ 150 начинается с доступа к подземному пласту 102, затем осуществляют обработку пласта 104, первичную добычу 106 и прекращение первичной добычи 108. Затем создают последовательность 152, по меньшей мере, двух способов извлечения углеводородов и начинают осуществлять данную последовательность 154.

[0035] В некоторых вариантах осуществления способа повышенный доступ завершается образованием каналов с высокой проницаемостью (каверн) в пласте. С помощью первичной добычи 106 в первую очередь получают текучие среды, используемые при обработке пласта, и частицы твердой фазы (например, песок). Также, возможно получение других текучих сред, таких как пластовые воды и некоторое количество тяжелой нефти. Затем может начинаться добыча углеводородов 110, включая способы увеличения нефтеизвлечения. Последовательность способов добычи 152 может быть основана на формировании каверн при проведении первичной добычи 106 и на других факторах и может включать единственный способ или десять или более способов в последовательности, также как и промежуточные шаги. Способы извлечения могут быть «стандартными», такими как холодная добыча, или могут быть способами увеличения нефтеизвлечения, такими как SAVEX, VAPEX, SAGD и другие.

[0036] Фиг.2 - изображение примерного варианта осуществления скважинной системы 200 для добычи тяжелой нефти из приповерхностного пласта, используя способ, изображенный на фиг.1А-1В. Здесь, скважинная система 200 по фиг.2 может быть лучше понята посредством ссылки на фиг.1А-1В. Скважинная система 200 может включать в себя один или более стволов скважин 210 (показан только один).

Ствол скважины 210 простирается от поверхности через покрывающий слой (пласты) 230 и проникает в пласт 240, который включает в себя, по меньшей мере, одну углеводородсодержащую зону 245 (показана только одна), из которой текучие среды, используемые при обработке пласта, частицы твердой фазы (например, песок) и другие текучие среды (например, пластовая вода и тяжелая нефть) должны быть получены при первоначальной добыче 106. Затем, тяжелая нефть и другие углеводороды могут быть добыты 110 или 154. Хотелось бы отметить, что в способе 100 каждый шаг 102-110 предпочтительно осуществлять на каждом стволе скважины 210, даже при наличии множества стволов скважин.

[0037] Согласно фиг.2 закачиваемую текучую среду (например, водосодержащую, безводную, газ) вводят в углеводородсодержащую зону 245 через ствол скважины 210 посредством потока 250. Этот способ закачивания является взятым только в качестве примера способом обработки пласта 104. После обработки пласта 104 используемые при обработке пласта текучие среды и частицы твердой фазы (например, песок) могут быть первоначально добыты 106 из того же ствола скважины 210 для повышения доступа к пласту, например, посредством образования каналов с высокой проницаемостью (каверн), за счет выноса некоторого количества песка из пласта 240. Хотя предпочтительным первоначальным составом являются частицы твердой фазы и закачанная текучая среда, раствор первичной добычи может включать в себя любые комбинации (например, смесь) текучих сред и твердой фазы, включая: закачанную текучую среду, глину, песок, воду, солевой раствор и углеводороды, такие как газ и тяжелая нефть. Раствор первичной добычи может быть перемещен посредством потока 260 к установке для извлечения нефтепродуктов 270, где тяжелую нефть (и возможно другие углеводороды, такие как газ) отделяют и извлекают из породы и воды. Установка для извлечения нефтепродуктов 270 может использовать любые эффективные способы для отделения тяжелой нефти от породы и воды. Некоторые взятые только в качестве примера способы включают в себя, но не ограничены, применение холодной воды, горячей воды, способ обработки лигроином, совмещенный с использованием способа гравитационного отделения. Настоящее изобретение не ограничено типом используемого способа отделения.

[0038] Из фиг.2 видно, что по завершении первичной добычи 108 может начинаться или добыча углеводородов 110, или организация последовательности из технологий добычи 152, и увеличенная добыча углеводородов 154 может быть начата через ствол скважины 210. Увеличенная добыча углеводородов 154 может содержать широкий спектр способов, как известных, так и неизвестных из предшествующего уровня техники, но предпочтительней было бы использование каверн, образованных посредством первичной добычи 106 текучей среды и частиц твердой фазы. Некоторые взятые только в качестве примера способы включают в себя, но не ограничены использованием: заводнения паром и вытеснения паром, циклической стимуляции паром («CSS»), закачивания воды, закачивания инертного газа, гравитационного дренирования при закачивании пара («SAGD»), улавливания углеводородных паров («VAPEX») и гравитационно-стабилизированного горения. После извлечения тяжелая нефть (с возможными остатками углеводородов, породы и воды) может быть направлена посредством потока 280 для дальнейшего отделения и очистки с использованием способов и технологий, известных из предшествующего уровня техники. Свободные или почти свободные от углеводородов породы и вода из установки для извлечения нефтепродуктов 270 могут быть отведены посредством магистрали 290 для вторичного использования в стволе скважины 210, направлены в сброс или к месту хранения (не показано) или закачаны в другой ствол скважины (не показано). В зависимости от требований к способу дополнительная вода и порода могут быть добавлены в поток 290 сброса, при этом или вода, или порода могут быть удалены из потока 290 сброса для корректировки концентрации породы в потоке 290.

ФАЗА ОБРАБОТКИ

[0039] Фаза обработки 104 показана на примере ствола скважинной системы по фиг.2 с напряжением, действующим на пласт 240, как показано на фиг.3. Здесь, фаза обработки может быть лучше понята с применением фиг.1А-1В, 2 и 3. В одном взятом только в качестве примера варианте осуществления настоящего изобретения закачиваемая текучая среда может быть закачана или перемещена через ствол скважины 210 потоком 250 в углеводородсо держащую зону 2 45 пласта 24 0. Одно из предназначений закачиваемой текучей среды - это повышение давления текучей среды в пласте 240 и уменьшение напряжения покрывающего слоя, по меньшей мере, на участке пласта 240 (т.е. осуществление «частичного объема обработки пласта» или «незначительного объема обработки пласта»). Соответственно, давление закачиваемой текучей среды должно быть достаточным для, по меньшей мере, незначительного понижения напряжения покрывающего слоя. Другим предназначением закачиваемой текучей среды является повышение первичной пористости в пласте 240 и, поэтому, повышение проницаемости пласта 240 для закачиваемой текучей среды (в основном воды или солевого раствора), так же как и незначительный или частичный взлом или размельчение (посредством сдвига при расширении породы) участка слоев сланцевой глины или аргиллита (не показаны), которые могут залегать с углеводородсодержащими зонами 245 пласта 240. Дополнительно, применение обработки пласта вызывает дифференциальное напряжение и повышает поровое давление (иногда называемое «энергией вытеснения» или «энергией текучей среды») в пласте 240.

[0040] Фиг.3 - это графическое изображение взятой только в качестве примера кривой отклика, показывающей эффект от одного варианта осуществления обработки пласта по фиг.1А-1В с использованием варианта осуществления скважинной системы по фиг.2, на дифференциальное напряжение, среднее эффективное напряжение и поровое давление. Как таковая, фиг.3 может быть лучше понята с привлечением фиг.1А-1В и 2. Фиг.3 показывает график, отображающий кривую отклика 300, связывающую поровое давление 32 0 (измеренное в фунтах на квадратный дюйм (фунт/кв.дюйм)), среднее эффективное напряжение 322 (измеренное в (фунт/кв.дюйм)) и дифференциальное напряжение 324 (фунт/кв.дюйм) при обработке пласта на глубине приблизительно 450 метров (м). Также, отображена кривая критического состояния уклона породы (признак песка в пласте) 301, показывающая взаимосвязь между дифференциальным и средним давлением, при которых пласт разрушается. Начало кривой 300 соответствует первичным условиям 302 нефтеносного пласта со средним напряжением примерно 825 фунтов на квадратный дюйм (фунт/кв.дюйм) (напряжение покрывающего слоя минус поровое давление), дифференциальным напряжением около 100 фунт/кв.дюйм и поровым давлением около 500 фунт/кв.дюйм. По мере того, как пласт подвергается незначительному объему обработки 304, затем частичному объему обработки 306, среднее напряжение уменьшается, а поровое давление увеличивается, и дифференциальное напряжение увеличивается до точки механического разрушения 312 пласта. В этой точке дифференциальное напряжение уменьшается и среднее напряжение уменьшается, в то время как поровое давление повышается посредством осуществления наибольшего объема обработки пласта 308 и полного объема обработки пласта 310. Дифференциальное напряжение и среднее напряжение снижаются до нуля при применении полного объема обработки пласта 310, в то время как поровое давление повышается. Повышение порового давления придает нефтеносному пласту «энергию вытеснения» или «энергию текучей среды». Как отмечалось ранее, график по фиг.3 является просто примером. Способ может быть осуществлен в пласте, имеющем первичное поровое давление, по меньшей мере, от 100 фунт/кв.дюйм до 1000 фунт/кв.дюйм, первичное напряжение покрывающего слоя, по меньшей мере, от 200 фунт/кв.дюйм до 2000 фунт/кв.дюйм. Однако соотношения между поровым давлением, средним действующим напряжением и дифференциальным напряжением будут примерно одинаковыми в большинстве пластов, подходящих для способов согласно настоящему изобретению.

[0041] В одном взятом только в качестве примера варианте осуществления изобретения давление закачиваемой текучей среды должно быть достаточным для проникновения через углеводородсодержащую зону 245 и создания относительно постоянного давления внутри углеводородсодержащей зоны 245 пласта 240 в конце обработки пласта. Предпочтительно, чтобы давление закачиваемой текучей среды было равно или превышало напряжение покрывающего слоя 230, оказываемое на углеводородсодержащую зону 245 для обеспечения образования горизонтальных или субгоризонтальных разрывов в углеводородсодержащей зоне. Предпочтительнее осуществить незначительный объем 304 обработки пласта 240 или частичный объем 30 6 обработки пласта, достаточные для повышения доступа к пласту во время первичной добычи 106. Из-за естественной неоднородности в нефтеносных пластах частичный объем обработки пласта 306 приводит участки пласта 240 в состояние напряжения, что создаст участки, где песок сможет течь, и участки, где песок не будет течь. Это приведет к тому, что доступ к пласту и образование каверн, по меньшей мере, частично будет зависеть от свойств нефтеносного пласта. Однако усиленная обработка пласта будет, почти всегда, улучшать доступ и образовывать больше каналов.

[0042] Если напряжение покрывающего слоя 230 полностью или почти полностью снизилось на большей части объема углеводородсодержащей зоны, из которой запланирована добыча тяжелой нефти, углеводородсодержащая зона 245 считается подвергнутой «полному объему обработки пласта» 310. Состояние «полной обработки» 310 может быть желательным и для других способов извлечения, которые описаны в международной публикации WO2007/050180 (′180). В ′180 раскрыт способ, содержащий вытеснение или выталкивание пласта в продуктивный ствол скважины посредством создания высокого давления на закачивающем стволе скважины и низкого давления на продуктивном стволе скважины за счет закачивания раствора песка и воды в закачиваемый ствол скважины.

[0043] Фиг.4 - это схематичное изображение альтернативного варианта осуществления скважинной системы 200 по фиг.2, которая может быть использована для осуществления способов по фиг.1А-1В и для создания отклика, подобного тому, что изображен на фиг.3. При этом, фиг.4 может быть лучше понята с помощью фиг.1А-1В, 2 и 3. Фиг.4 - это взятый только в качестве примера вариант осуществления многоскважинной системы 400, использующей множество смещенных друг от друга стволов скважин 210 и 220. Здесь закачиваемая текучая среда проходит через несколько стволов скважин (показано только два для упрощения) 210 и 220 для обработки 104 пласта 240. Текучая среда может быть закачана в углеводородсодержащую зону 245 через оба ствола скважины, первый ствол скважины 210 и второй ствол скважины 220, для значительного сокращения времени, требуемого для, по меньшей мере, применения незначительного объема обработки 304 пласта 240. Например, время снижения напряжения покрывающего слоя 230 может быть сокращено на половину или даже больше.

[0044] Далее, текучая среда может быть закачана одновременно, либо последовательно через оба ствола скважин 210, 220 для образования, либо для того, чтобы служить поводом для образования разрывов 410, проходящих от каждого ствола скважин 210, 220 вглубь пласта, тем самым предоставляя закачанной текучей среде больший доступ к пласту и быстрее повышая пористость/проницаемость на большей площади и/или объеме 405 в углеводородсодержащей зоне 245. При вводе текучей среды из множества мест внутрь одного и того же пласта 240 образованные под действием гидравлических сил горизонтальные (или субгоризонтальные) разрывы 410 и/или проходы 405 с естественным течением могут помочь улучшить доступ к пласту и обеспечить контакт большего участка пласта 240 с текучей средой, чем контакт при единственном пробуренном стволе скважины.

[0045] На фиг.5 показано схематическое изображение альтернативного варианта осуществления скважинной системы 200 по фиг.2, которая может быть использована для осуществления способов по фиг.1А-1В