Способ извлечения тяжелой нефти (варианты)
Группа изобретений относится к способу добычи тяжелой нефти в условиях ее непосредственного залегания, в частности в песках или глинах. Обеспечивает повышение эффективности способа. Способ содержит следующие стадии: осуществление доступа из, по меньшей мере, одного места к приповерхностному пласту, испытывающему напряжение от покрывающего слоя и содержащему тяжелую нефть и, по меньшей мере, одну породу; обработка приповерхностного пласта из указанного, по меньшей мере, одного места посредством повышения давления текучей среды в приповерхностном пласте; осуществление первичной добычи с использованием повышенного давления текучей среды в приповерхностном пласте из указанного, по меньшей мере, одного места, по меньшей мере, части, по меньшей мере, одной породы и, по меньшей мере, одной текучей среды, т.е. добычи суспензии из приповерхностного пласта для повышения доступа к приповерхностному пласту; и осуществление добычи из указанного, по меньшей мере, одного места, по меньшей мере, части тяжелой нефти, т.е добычи углеводородов из приповерхностного пласта с использованием повышенного доступа. 2 н. и 23 з.п. ф-лы, 7 ил.
[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 «σh» есть суммарное напряжение, действующее на нефтяной пласт в горизонтальном направлении, и «ρf» 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 (σv) остается преимущественно постоянным при закачивании текучей среды в нефтяной пласт, суммарное горизонтальное напряжение (σh) 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 (ρf) 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 (ρf). В итоге, дифференциальное напряжение (q) превышает твердость пород нефтеносного пласта, и породы подвергаются механическому разрушению, позволяя суммарному горизонтальному напряжению (σh) резко снизиться во время дальнейшего повышения давления текучей среды (ρf) 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 и может сгенерировать отклик, подобный тому, который изображен на фиг.3. Как таковая, фиг.5 может быть лучше понята в комбинации фиг.1А-1В, 2 и 3. Фиг.5. - взятый только в качестве примера вариант осуществления мультискважинной системы 500, использующей множество стволов, скважин 510, 520, 530, расположенных на разных глубинах в пласте 240. В зависимости от пласта, участки или зоны пласта, содержащие углеводороды 514, 524, 534, могут быть отделены слоями пород низкой пористости/низкой проницаемости 515, 525, 535, что усложняет добычу между зонами. В такой ситуации было бы полезно закачивать или добывать из множественных стволов скважин 510, 520, 530 на разных глубинах, или использовать один ствол скважины 530 для закачивания текучей среды на различных глубинах (одно или более закачиваний в каждой зоне 514, 524, 534). Изображение трех стволов скважин 510, 520, 530 и трех зон 514, 524, 534 является только примером и не является ограничивающим изобретение вариантом его осуществления. Количество используемых стволов скважин 510, 520, 530 зависит от количества зон 514, 524, 534, стоимости, оборудования, параметров зоны и других факторов.
[0046] Снова ссылаясь на фиг.5, каждая из трех углеводородсодержащих зон 514, 524 и 534 может быть обработана одновременно с произведением на ней добычи, или, по меньшей мере, данные операции могут сосуществовать одновременно. Альтернативно, одна или более углеводородсодержащих зон 514, 524 и 534 могут быть обработаны и/или на них может быть произведена добыча независимо друг от друга. Например, первая зона 514 может быть обработана и на ней может быть произведена добыча, затем те же операции могут быть произведены на второй зоне 524, за которой следует третья зона 534.
[0047] В одном или более вариантах осуществления изобретения углеводородсодержащие зоны 514, 524 и 534 могут быть обработаны, и/или на них может быть произведена добыча последовательно. В еще одном варианте осуществления изобретения любой из стволов скважин 510, 520, 530 может быть перемещен на большую или меньшую глубину для обработки пласта и/или производства добычи в любой из углеводородсодержащих зон 514, 524, 534 или одновременно, или независимо, или последовательно. Обработка пласта и производство. добычи углеводородсодержащей зоны было показано и описано выше со ссылкой на фиг.1А-1В, 2, 3 и 4 и для краткости не будет повторяться здесь. Кроме того, любая из указанных технологий, таких как впрыск воды, высокоскоростная инжекция, колебания давления и наращивание давления текучей среды, могут быть в равной степени применены в мультискважинной системе 500. Эти технологии в основном известны для специалистов данной области техники.
[0048] Закачивание в пласт на нескольких его глубинах снижает расстояние, на которое закачиваемая текучая среда должна течь при незначительном 304 или частичном 306 объемах обработки нефтеносного пласта 240. В районах, где гидравлически инициированные разрывы могут распространяться в таких направлениях, что они не контактируют с достаточным объемом углеводородсодержащей зоны, созданные человеком или естественным способом проходы для протекания текучей среды могут помочь в ускорении рассеивания закачиваемой текучей среды и давления в углеводородсодержащей зоне. Эти созданные человеком проходы могут включать в себя, например, скважины, каналы или естественные зоны с повышенной абсолютной проницаемостью или повышенным водным насыщением (и поэтому повышенной проницаемостью для закачиваемой воды).
[0049] В любом из вышеописанных вариантов осуществления изобретения или в любом другом месте настоящего описания скорость, с которой текучая среда закачивается в углеводородсодержащую зону 245, зависит от размера, толщины, проницаемости, пористости, количества и размещения скважин, а также от глубины зоны 245 обработки пласта. Например, текучая среда может быть закачана в углеводородсодержащую зону 245 со скоростью от 50 баррелей в день на скважину до 5000 баррелей в день на скважину.
[0050] В любом из вышеописанных вариантов осуществления изобретения или в любом другом месте настоящего описания текучая среда может быть закачана на разных глубинах пласта 240 для доступа к углеводородсодержащей зоне 245 в нем. Как упоминалось выше, пласт 240 может включать в себя внедренные слои сланцевой глины или аргиллита, которые препятствуют течению и либо окружают, либо изолируют одну или более углеводородсодержащих зон 245 внутри пласта 240. Закачиваемая текучая среда может быть использована для создания множества разрывов на различных глубинах, т.е. выше и ниже слоев сланцевой глины или аргиллита для доступа к одной или более углеводородсодержащих зон 245 в пласте 240. Закачиваемая текучая среда также может быть использована для создания множественных разрывов на разных глубинах для повышения проницаемости по всему пласту 240 для того, чтобы покрывающий слой 230 мог быть поддержан, и напряжение от покрывающего слоя снижалось быстрее.
[0051] В любом из вышеописанных вариантов осуществления изобретения или в любом другом месте настоящего описания текучая среда может быть закачана на разных глубинах с помощью одного и того же ствола скважины, использующего перфорированную обсадную колонну или трубу, в которой некоторые отверстия заблокированы или закрыты на первой глубине для предотвращения протекания через них, но позволяя закачиваемой текучей среде течь через другие отверстия на второй глубине. В другом варианте осуществления изобретения текучая среда может быть закачана через перфорированную обсадную колонну или трубу в зону 245 на первой глубине вертикального ствола скважины или в первом месте горизонтального ствола скважины, и перфорированная. обсадная колонна или труба затем может быть опущена или поднята на вторую глубину или второе место, где текучая среда может быть закачана в зону 245. В еще одном варианте осуществления изобретения труба или спусковая колонна (не показана) может быть использована для распространения закачиваемой текучей среды на различных глубинах с помощью поднятия и опускания трубы или спусковой колонны на поверхности. В еще одном варианте осуществления изобретения два или более закачивающих ствола скважин 510, 520, 530 на разных высотах могут быть использованы для создания разрывов в пласте 240. В целом, это может исключить проблему создания множественных разрывов из одного ствола скважины.
[0052] Рассматривая закачиваемую текучую среду более подробно, предпочтительно, чтобы в своей основе это была вода или солевой раствор на этапе обработки пласта. В любом из вышеописанных вариантов осуществления изобретения или в любом другом месте настоящего описания закачиваемая текучая среда может включать в себя воду и/или один или более агентов, которые могут содействовать обработке пласта. Подходящие агенты могут включать агенты, которые повышают вязкость закачиваемой воды, не ограничиваясь ими.
[0053] В любом из вышеописанных вариантов осуществления изобретения или в любом другом месте настоящего описания закачиваемая текучая среда может включать в себя воздух или другой неконденсирующийся газ, например азот. Выделение газа из воды может помочь расширить и разжижить, по меньшей мере, участок углеводородсодержащей зоны 245 в пласте 240, по мере того как твердые породы будут вытесняться. В дополнение газ может помочь снизить перепад давления, требуемый для поднятия породы к поверхности, за счет снижения концентрации породы и объемной плотности потока раствора в стволе скважины.
ПЕРВИЧНАЯ ДОБЫЧА
[0054] Как только обработка пласта 104 полностью завершена и пласт 240 был обработан, по меньшей мере, в незначительном объеме 302 или в частичном объеме 304, может быть начат процесс первичной добычи (например, добыча раствора) 106. При первичной добыче 106 получают закачанные текучие среды и частицы твердой фазы, такие как песок, но может также быть получена, по меньшей мере, в некотором количестве тяжелая нефть и другие текучие среды из пласта 240. Первичная добыча 106 повышает доступ к пласту и оставляет за собой в пласте 240 каналы с высокой проницаемостью, или каверны. Первичная добыча 106 может осуществляться любым количеством способов, но сначала осуществляется выкачивание текучих сред и твердой фазы через, по меньшей мере, одну точку 210 доступа к пласту.
[0055] Настоящее изобретение представляет способы и системы для повышения. продуктивности и итогового извлечения тяжелой нефти и песка посредством изменения механических свойств нефтеносного пласта и посредством уменьшения среднего эффективного напряжения 322 перед первичной добычей 106. Эти изменения должны позволить образовываться в нефтеносном пласте множественным прерывистым кавернам при холодной добыче, в отличие от появления только одной каверны в обычных условиях. Множественные каверны должны значительно улучшить доступ к нефтеносному пласту для последующих способов добычи.
ДОБЫЧА УГЛЕВОДОРОДОВ
[0056] Добыча углеводородов 110 следует за первичной добычей 106 и содержит множественные варианты ее осуществления. В одном варианте осуществления настоящего изобретения добыча углеводородов 110 содержит единственный способ добычи, который может быть осуществлен любым количеством способов, как известных, так и не известных из уровня техники, но который может включать в себя, по меньшей мере, холодную добычу тяжелой нефти с песком («CHOPS»). CHOPS является традиционным способом добычи тяжелой нефти из пласта. Однако традиционный способ CHOPS позволяет добыть только 5-10% тяжелой нефти из пласта. Его невозможно применять в некоторых пластах, где он производит всего лишь несколько каверн. Добыча углеводородов 110 может также включать в себя способы увеличения нефтеизвлечения, такие как высокотемпературный способ и способ, основанный на использовании сольвентов, например SAGD, ES-SAGD, SAVEX или VAPEX.
[0057] В одном альтернативном варианте осуществления настоящего изобретения добыча углеводородов 110 включает в себя создание последовательности технологий извлечения 152 и затем получения углеводородов, используя последовательность 154. Последовательность может включать в себя стандартные технологии добычи, такие как CHOPS, или технологии увеличения нефтедобычи, такие как SAGD, VAPEX или другие способы.
[0058] На фиг.6А-6В представлены вид сверху 600 и поперечное сечение 602 взятого только в качестве примера изображения скважинной системы, подобной той, что показана на фиг.2, изображающие каверны, которые могут быть образованы одним из способов, показанных на фиг.1А-1В. Фиг.6А-6В могут быть лучше понятыми при совместном рассмотрении с фиг.1А-1В и 2. Вид сверху 600 изображает взятую только в качестве примера скважинную систему 200 с образовавшимися после первичной добычи 106 кавернами 604 в районе дренирования 606. Район дренирования 606, как правило, содержит нефть, воду, пенящуюся нефть (пузыри газа в нефти) и каверны 604. За районом дренирования 606 расположен пласт 240, не подверженный воздействию и изначально содержащий воду и нефть. Поперечное сечение 602 изображает взятую только в качестве примера относительную толщину продуктивной зоны 610. Необходимо отметить, что район дренирования 606, в целом, простирается через углеводородсодержащую зону 245 пласта 240.
[0059] При типовом способе CHOPS район дренирования 606 является незначительным и может иметь пределы от 50 футов до 200 футов в диаметре, но только в одном или двух направлениях. При использовании настоящего изобретения в процессе первичной добычи 106 (например, добыча раствора) может образоваться район дренирования от 100 футов до, по меньшей мере, 300 футов в диаметре. При использовании настоящего изобретения выгодным образом образуется более значительная продуктивная зона 610 и большее количество каверн 604 с обеспечением более полного оттока в зоне вокруг ствола скважины. Эти увеличения приводят к большей подвергшейся воздействию площади поверхности углеводородсодержащей зоны 245, позволяя осуществлять последующую добычу углеводородов, используя технологии увеличения нефтедобычи 112.
[0060] Присутствие находящейся под высоким давлением подвижной водной фазы в поровом пространстве (например, повышенное давление текучей среды или поровое давление 320) после осуществления малого объема обработки 304 или осуществления частичного объема обработки пласта 306 может позволить за счет добычи воды сынициировать первичное образование каверн 604. В то время как достаточное количество воды было добыто для снижения давления в нефтеносном пласте и водонасыщения до уровня, достаточного для добычи нефти, пластовая энергия вытеснения газа, содержащегося в растворе в нефти, находится все еще на вполне достаточном уровне, чтобы вытеснить нефть в каверны 604 и добыть ее. В стандартном способе извлечения CHOPS значительная часть пластовой энергии вытеснения идет на предварительную добычу песка/стадию создания каверн, а на добычу нефти остается меньше энергии. Суммарное извлечение при применении CHOPS в целом составляет менее 10% от всей нефти, имеющейся на эксплуатируемом интервале нефтеносного пласта. Применение обработки нефтеносного пласта 104 перед первичной выработкой 106 должно повысить эффективность извлечения от двух до пяти раз.
[0061] Преимущество настоящего изобретения состоит в том, что оно может повысить энергию нефтяного пласта и способность песка течь в тех нефтеносных пластах, где CHOPS не смог бы нормально работать. Опубликованная информация о способе CHOPS говорит, что он не достаточно хорошо работает, если вязкость нефти намного больше 10000-14000 сП, и также не достаточно хорошо работает, если не хватает растворенного газа для обеспечения энергии нефтеносного пласта, достаточной как для проталкивания нефти в каверны 604, так и, в первую очередь, для образования самих каверн 604. Применение обработки 104 нефтеносного пласта согласно настоящему изобретению повышает величину давления текучей среды и энергию сжатия, заключенную в нефтеносном пласте 240, и эта энергия способна вытеснить тяжелую нефть и песок в ствол скважины 210 или стволы скважин 210, 220. При этом становится возможным проводить добычу более вязкой нефти, чем было возможно ранее, а также добычу из нефтеносного пласта, который имеет более низкий уровень газа в нефти, (GOR) - величина, показывающая уровень содержания растворенного газа в нефти.
[0062] Другим значительным преимуществом настоящего изобретения является способность повысить доступ к нефтеносному пласту 240 (для добычи углеводородов и/или закачивания пара и/или сольвента для содействия добычи углеводородов) без необходимости в горизонтальных скважинах, за счет образования большого количества контролируемых каверн 604 (по сравнению с CHOPS), которые будут действовать как не обсаженные, открытые горизонтальные скважины с ничтожно малой стоимостью от стоимости бурения горизонтальной скважины. В зависимости от глубины и свойств нефтеносного пласта определенный объем обработки 104 должен способствовать контролируемому образованию группы или групп каверн 604, как описано выше. Подобно CHOPS способу в нефтеносном пласте, подвергнутом наибольшему объему обработки 308 или частичному объему обработки 306, эти каверны 604 могли быть образованы за счет добычи в стволе скважины 210 (или стволах скважин 210, 220), или они могли быть образованы за счет совместного использования закачивания и добычи из двух смежных скважин, от чего между множественными скважинами 210, 220 могла образоваться каверна 604 или сеть каверн 604. Обработка 104 нефтеносного пласта создает напряжение и такое состояние механических свойств пород, что возникает большая вероятность формирования каверн 604, и они будут формироваться легче, чем это было бы в нефтеносном пласте, не подвергнутом обработке 302. В добавление, получение доступа к нефтеносному пласту посредством обработки пласта 104 приводит к сохранению энергии вытеснения нефтеносного пласта даже после создания увеличенных за счет применения обработки пласта каналов 604 (каверн) с высокой проницаемостью. Кроме того, использование разных объемов обработки пласта 104 и нескольких скважин для получения каверн 604 может быть использовано для контроля количества, направленности и структуры получаемых каверн 604.
[0063] В любом из вышеописанных вариантов осуществления изобретения или в любом другом месте настоящего описания технология впрыска воды может быть использована для распространения закачиваемой текучей среды в пласт 24 0 для разрушения песчаника или сланцевой глины вблизи ствола скважины и для содействия протеканию раствора в ствол скважины. Желательно, чтобы впрыск воды осуществлялся короткими, переходными шагами и использовался прерывисто или в течение коротких промежутков времени. Технология впрыска воды может быть осуществлена через первый ствол скважины 210 или второй ствол скважины 220, или через оба. В одном или более вариантах осуществления изобретения впрыск воды осуществляется через первый ствол скважины 210 после обработки 104 пласта 240 для заводнения песка и глины и для образования раствора непосредственно у ствола скважины 210, открытого, чтобы позволить раствору быть добытым через ствол скважины 210. Кроме того, впрыск воды через ствол скважины 210 может удалить любые фрагменты твердой породы, которые являются слишком большими, чтобы течь вверх с раствором в стволе скважины 210. Данная технология впрыска воды показана и описана в патенте США №5249844. В добавление к заводнению участка углеводородсодержащей зоны 245, ближайшей к стволу скважины 210, впрыск воды может быть использован для дальнейшего взламывания или размельчения слоев сланцевой глины или аргиллита, ближайших к стволу скважины 210, для предотвращения создания препятствий течению раствора к стволу скважины 210. Во время процессов первичной добычи 106 движение или перемещение части пласта 240 к скважине 210 может спровоцировать такое накопление сланцевой глины или аргиллита вблизи ствола скважины 210, что течение раствора в ствол скважины 210 будет затруднено или что градиент давления, необходимый для перемещения участков пласта 24 0, увеличится за пределы той величины, которая может удерживаться. В таких случаях может использоваться дополнительный впрыск воды в продуктивную скважину для дальнейшего взламывания или размельчения этих сланцевых глин или аргиллитов, находящихся вблизи продуктивной скважины, что позволит осуществить их добычу и тем самым создать условия для беспрепятственного течения раствора в ствол скважины 210.
[0064] Также, может быть эффективным использование одной или более технологий закачивания для локального (как пространственного, так и временного) улучшения эффективности обработки пласта 104. Термины «колебание» или «пульсирование» относятся к изменениям или колебаниям уровня закачивания, добычи или давления.
МНОГОСКВАЖИННЫЕ СИСТЕМЫ И СЕТИ КАВЕРН
[0065] Направление и величина неоднородностей (например, сцементированные пески, слои аргиллита, слои глинистого сланца и т.д.) в нефтеносном пласте и свойства породы чаще всего неизвестны, и как таковые, трудно, контролировать направление и количество каверн. Однако опыты на моделях показывают, что чем больше повышение давления текучей среды в нефтеносном пласте (например, чем ближе переход от «малого» объема обработки пласта к «полному» объему), тем вероятнее более обширное образование каверн. Также, является возможным посредством частичного объема обработки пласта контролировать направление и количество каверн с помощью использования множественных стволов скважин и создания каверн между различными стволами скважин. Когда каверны простираются от одного ствола скважины к другому или к другой каверне, это называют «сетевым эффектом».
[0066] В одном взятом в качестве примера варианте осуществления многоскважинного подхода нефтеносный пласт был подвергнут, по меньшей мере, незначительному объему обработки, затем из заданного ствола скважины или из заданного подмножества стволов скважин может быть произведена добыча, в то время как продолжается процесс закачивания в другое подмножество стволов скважин, в качестве которых могут быть выбраны как все оставшиеся стволы скважин, так и часть из оставшихся стволов скважин. Разница в давлении между первым стволом скважины или подмножеством 'стволов скважин и вторым стволом скважины или подмножеством стволов скважин вероятно достаточна для получения, по меньшей мере, одной каверны между первым и вторым подмножествами стволов скважин. Это происходит потому, что добыча песка, приводящая к образованию каверн, напрямую зависит от градиента давления в нефтеносном пласте. Градиент давления в нефтеносном пласте может непосредственно или косвенно зависеть от сил нагнетания (например, закачивания) или сил выемки (например, добычи), действующих из различных стволов скважин. Последовательная замена закачивающих стволов скважин и продуктивных стволов скважин может привести к образованию сети каверн между различными скважинами. Такие сети должны обладать способностью к формированию в управляемом режиме посредством управления градиентом давления после определения свойств нефтеносного пласта, включая неоднородности, среднее напряжение, кривую критического состояния (уклона) грунта и т.д. В одной взятой в качестве примера системе расположения стволов скважин предусмотрена «пятиточечная схема», описание которой может быть найдено в WO2007/050180, причем части данного описания пятиточечной схемы расположения скважин включены в данное описание посредством ссылки. В отличие от способа, раскрытого в '180, способы и системы согласно настоящему изобретению могут использовать каждую скважину как в качестве закачиваемой/обрабатываемой скважины, так и в качестве продуктивной скважины, как показано на фиг.2.
РЕЗУЛЬТАТЫ МОДЕЛИРОВАНИЯ
[0067] Фиг.7А, 7В и 7С показывают взятое в качестве примера числовое моделирование возможного воздействия увеличения объема обработки 104 нефтеносного пласта на распределение каверн 604, сформированных за счет применения способа первичной добычи 106 с использованием скважинной системы 200. Как таковые, фиг.7А-7С будут лучше поняты с привлечением фиг.1, 2 и 6А-6В. Фиг.7А изображает вид сверху 700 не подвергнутого обработке интервала нефтеносного пласта 302, где добыча песка может быть, начата в несколько более слабой зоне пласта 240. Моделирование было проведено на глубине 450 метров, при 3,2 мегапаскалей (МПа) эффективного (среднего) напряжения и 2,0 МПа перепада давления. После стадии первичной добычи 106 сформировалась каверна 702, окруженная песками 7 04, 706, с более высоким напряжением, чем остальной интервал 710 (включенный в пласт 240) нефтеносного пласта. В целом, вес покрывающего слоя 230, действующий на пластовый песок, создает достаточное сцепление для предотвращения течения песка вместе с нефтью в ствол скважины 210. Однако очень вязкая природа тяжелой нефти (от 1000 до 100000 сантипауз (сП)) и слабая природа песка зачастую приводят к получению некоторого количества песка во время первичной добычи 106. Результаты моделирования, изображенные на фиг.7А-7С, показывают один наиболее вероятный механизм для добычи песка, согласно которому добыча песка осуществляется за счет наличия незначительно ослабленной зоны в слое или нефтеносном пласте. За счет веса покрывающего слоя (например, среднего эффективного напряжения 322) рядом с каверной 702 образуются «арки», которые играют двойственную роль, предотвращая дополнительный выход песка к сторонам каверны (из-за повышенного напряжения, удерживающего песок на месте) и способствуя росту каверны в направлении от ствола скважины, где напряжение ниже, чем нормальное, из-за эффекта образования «арки».
[0068] Фиг.7В и 7С показывают смоделированное влияние повышения степени обработки пласта, тем самым понижения напряжения на песок и улучшения образования каверн. На фиг.7В показано моделирование со средним напряжением 1,0 мегапаскаль (МПа), которое представляет примерную величину среднего напряжения в нефтеносном пласте, Подвергнутом частичному объему 306 обработки. Как показано, количество каверн 702а-702с и зоны 710 с низким напряжением увеличились, в то время как зоны с высоким напряжением 704, 706 уменьшились. Небольшие неоднородности в механических свойствах пласта 240 способствуют формированию трех отдельных каверн 702а-702с в процессе добычи при проведении численного моделирования в подвергнутом частичному объему обработки нефтеносном пласте. Согласно фиг.7С моделирование проводилось при среднем эффективном напряжении 322 0,6 МПа, представляющем примерную величину среднего эффективного напряжения 322 в нефтеносном пласте, подвергнутом наибольшему объему обработки 308. Как показано, количество каверн 702а-702е значительно увеличилось по сравнению с моделью нефтеносного пласта, не подвергнутого обработке 302, и моделью нефтеносного пласта, подвергнутого частичному объему 306 обработки пласта. Также, имеется даже меньше зон с высоким напряжением 704, 706.
[0069] Настоящее изобретение допускает различные модификации и альтернативные формы его использования, поэтому взятый в качестве примера вариант осуществления изобретения, описанный выше, был показан только для примера. Необходимо понимать, что настоящее изобретение не должно ограничиваться конкретным вариантом его осуществления, раскрытым в настоящем описании. Безусловно, настоящее изобретение включает в себя все альтернативы, модификации и эквиваленты, подпадающие под сущность и объем настоящей формулы изобретения.
1. Способ извлечения тяжелой нефти посредством повышения доступа к приповерхностному пласту, содержащий следующие стадии:
осуществление доступа из, по меньшей мере, одного места к приповерхностному пласту, испытывающему напряжение от покрывающего слоя и содержащему тяжелую нефть и, по меньшей мере, одну породу;
обработка приповерхностного пласта из указанного, по меньшей мере, одного места посредством повышения давления текучей среды в приповерхностном пласте;
осуществление первичной добычи с использованием повышенного давления текучей среды в приповерхностном пласте из указанного, по меньшей мере, одного места, по меньшей мере, части, по меньшей мере, одной породы и, по меньшей мере, одной текучей среды, т.е. добычи суспензии из приповерхностного пласта для повышения доступа к приповерхностному пласту; и
осуществление добычи из указанного, по меньшей мере, одного места, по меньшей мере, части тяжелой нефти, т.е добычи углеводородов из приповерхностного пласта с использованием повышенного доступа.
2. Способ по п.1, в котором повышение доступа к приповерхностному пласту содержит образование, по меньшей мере, одного канала с высокой проницаемостью в приповерхностном пласте.
3. Способ по п.2, в котором обработка пласта является достаточной для повышения проницаемости пласта.
4. Способ по п.3, в котором обработкой пласта является одна из незначительной обработки, частичной обработки и наибольшей обработки.
5. Способ по п.3, в котором обработка пласта содержит закачивание применяемой при обработке текучей среды через указанное, по меньшей мере, одно место в углеводородсодержащей зоне приповерхностного пласта.
6. Способ по п.5, в котором применяемая при обработке пласта текучая среда является водосодержащей текучей средой или текучей средой на основе углеводородов.
7. Способ по п.6, в котором закачивание применяемой при обработке пласта текучей среды осуществляют на различную глубину в углеводородсодержащей зоне.
8. Способ по п.7, в котором доступ к приповерхностному пласту из указанного, по меньшей мере, одного места осуществляют из, по меньшей мере, одного ствола скважины.
9. Способ по п.8, в котором закачивание применяемой при обработке пласта текучей среды на различную глубину содержит одно из закачивания применяемой при обработке пласта текучей среды на различную глубину в одном стволе скважины, закачивания применяемой при обработке пласта текучей среды на одну глубину в одном стволе скважины и другую глубину в другом стволе скважины и закачивания применяемой при обработке пласта текучей среды на различную глубину в нескольких стволах скважины.
10. Способ по любому из пп.7-9, дополнительно содержащий введение воды в приповерхностный пласт после его обработки.
11. Способ по п.10, в котором обработка пласта содержит любое из высокоскоростного закачивания, колебания давления и увеличения давления текучей среды.
12. Способ по п.6, в котором, по меньшей мере, одна текучая среда, полученная при добыче суспензии, выбрана из группы, состоящей из применяемой при обработке пласта текучей среды, пластовой текучей среды и любых их комбинаций.
13. Способ по п.6, в котором добычу углеводородов осуществляют, по меньшей мере, один из способа холодной добычи тяжелой нефти и, по меньшей мере, одним из способа увеличения нефтедобычи.
14. Способ по п.13, в котором, по меньшей мере, один способ увеличения нефтеизвлечения содержит использование, по меньшей мере, одного канала с высокой проницаемостью, сформированного для повышения доступа к приповерхностному пласту.
15. Способ по п.14, в котором способом увеличения нефтеизвлечения является любой из заводнения паром и вытеснения паром, циклической стимуляции паром, закачивания воды, закачивания инертного газа, закачивания углеводородных сольвентов, гравитационного дренирования при закачке пара, добычи с помощью выпаривания, гравитационно-стабилизированного горения и любых их комбинаций.
16. Способ по п.1, дополнительно содержащий организацию последовательности из способов по увеличению нефтеизвлечения, предназначенных для добычи, по меньшей мере, части тяжелой нефти с использованием повышенного доступа.
17. Способ по п.16, дополнительно содержащий выполнение последовательности из способов по увеличению нефтеизвлечения для извлечения, по меньшей мере, части тяжелой нефти.
18. Способ по п.8, в котором, по меньшей мере, один ствол скважины содержит четыре ствола скважины, расположенные вокруг центрального пятого ствола скважины.
19. Способ по п.1, в котором приповерхностный пласт первоначально имеет одно, выбранное из группы, содержащей, по меньшей мере, один сцементированный слой, по меньшей мере, одну неоднородность, низкое первоначальное содержание газа, высоковязкие углеводородсодержащие текучие среды, низкую энергию вытеснения и любые их комбинации.
20. Способ по п.19, в котором величина обработки пласта зависит от факторов, состоящих из вязкости углеводородсодержащих текучих сред, первоначального содержания газа, направления и размера неоднородностей, величины повышения давления текучей среды и любых их комбинаций.
21. Способ извлечения тяжелой нефти, содержащий следующие стадии:
осуществление доступа из, по меньшей мере, одного места к приповерхностному пласту, испытывающему напряжение от покрывающего слоя и содержащему тяжелую нефть и, по меньшей мере, одну породу;
обработка приповерхностного пласта из указанного, по меньшей мере, одного места посредством повышения давления текучей среды в приповерхностном пласте и
осуществление первичной добычи с использованием повышенного давления текучей среды в приповерхностном пласте из указанного, по меньшей мере, одного места, по меньшей мере, части, по меньшей мере, одной породы и, по меньшей мере, одной текучей среды, т.е. добычи суспензии из приповерхностного пласта для повышения доступа к приповерхностному пласту.
22. Способ по п.21, дополнительно содержащий добычу, по меньшей мере, части тяжелой нефти, т.е. добычу углеводородов из приповерхностного пласта с использованием повышенного доступа, причем добычу углеводородов осуществляют любым из способа холодной добычи тяжелой нефти и, по меньшей мере, одного способа увеличения добычи.
23. Способ по п.21, дополнительно содержащий осуществление, по меньшей мере, одной последовательности из, по меньшей мере, двух способов увеличения добычи для получения, по меньшей мере, части тяжелой нефти с использованием повышенного доступа и добычу, по меньшей мере, части тяжелой нефти посредством выполнения, по меньшей мере, двух из способов увеличения добычи в соответствии с, по меньшей мере, одной последовательностью.
24. Способ по п.23, в котором, по меньшей мере, двумя способами увеличения добычи являются любые из заводнения паром или вытеснения паром, циклической стимуляции паром, закачивания воды, закачивания углеводородных сольвентов, закачивания инертного газа, гравитационного дренирования при закачке пара, добычи с помощью выпаривания, гравитационно-стабилизированного горения и любых их комбинаций.
25. Способ по любому из пп.21-24, в котором обработкой пласта является одна из незначительной обработки пласта, частичной обработки пласта и наибольшей обработки пласта.
