СПОСОБ ДОБЫЧИ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ ИЗ КОЛЛЕКТОРА ЧЕРЕЗ ГОРИЗОНТАЛЬНЫЙ СТВОЛ СКВАЖИНЫ И СИСТЕМА СКВАЖИНЫ Российский патент 2011 года по МПК E21B43/24 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение относится, в общем, к используемому оборудованию и выполняемым операциям в подземной скважине, в варианте осуществления, описанном в данном документе, более конкретно, создан отбор тяжелой нефти из коллектора, в общем, через горизонтальный ствол скважины.

ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Хорошо известно, что обширные коллекторы тяжелой нефти находятся в пластах, содержащих неконсолидированные, слабосцементированные отложения. К сожалению, способы, используемые в настоящее время для извлечения тяжелой нефти из данных пластов, не дают полностью удовлетворительных результатов.

Тяжелая нефть не является достаточно подвижной в данных пластах, поэтому может быть необходимо образование плоскости повышенной проницаемости в пластах. Плоскости повышенной проницаемости должны увеличивать подвижность тяжелой нефти в пластах и/или увеличивать эффективность закачки пара или растворителя, внутрипластового горения и т.д.

Вместе с тем, методики, используемые в твердой хрупкой горной породе для образования разрывов в ней, обычно являются неприменимыми к упругим пластам, содержащим неконсолидированные, слабосцементированные отложения. Поэтому должно быть ясно, что необходимы усовершенствования в технике отбора тяжелой нефти из неконсолидированных, слабосцементированных пластов.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Для реализации принципов настоящего изобретения созданы системы скважин и способы, разрешающие, по меньшей мере, одну проблему в уровне техники. Ниже описан один пример, в котором включение распространяется в пласте, содержащем слабосцементированные отложения. Ниже описан другой пример, в котором включение осуществляет добычу из пласта, в общем, в горизонтальный ствол скважины.

В одном аспекте создан способ усовершенствования добычи текучей среды из подземного пласта. Способ включает в себя этап распространения, в общем, вертикального включения в пласт, в общем, от горизонтального ствола скважины, пересекающего пласт. Включение распространяется на участке пласта, имеющем модуль объемной деформации менее приблизительно 750000 фунт/дюйм² (52500 кг/см²).

В другом аспекте создана система скважины, включающая в себя, в общем, вертикальное включение, распространяющееся в подземный пласт, в общем, от горизонтального ствола скважины, пересекающего пласт. Пласт содержит слабосцементированные отложения.

Данные и другие признаки, преимущества, выгоды и задачи должны стать ясными специалисту в данной области техники при тщательном рассмотрении вариантов осуществления изобретения, представленных ниже в данном документе с прилагаемыми чертежами, на которых одинаковые элементы на разных чертежах имеют сквозное обозначение одинаковыми позициями.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

На Фиг.1 схематично показан частичный вид сечения скважинной системы и связанного с ней способа, осуществляющих принципы настоящего изобретения.

На Фиг.2 схематично показан в увеличенном масштабе вид поперечного сечения системы скважин по линии 2-2 на Фиг.1.

На Фиг.3 схематично показан частичный вид сечения системы скважин альтернативной конфигурации.

На Фиг.4 схематично показан в увеличенном масштабе вид поперечного сечения системы скважин альтернативной конфигурации по линии 4-4 на Фиг.3.

На Фиг.5A и B показан частичный вид сечения системы скважин другой альтернативной конфигурации скважинной системы с закачкой текучей среды, показанной на Фиг.5A, и добычей текучей среды, показанной на Фиг.5B.

На Фиг.6A и B схематично показан в увеличенном масштабе вид поперечного сечения системы скважин, по соответствующим линиям 6A-6A и 6B-6B на Фиг.5A и B.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Следует понимать, что различные варианты осуществления настоящего изобретения, описанные в данном документе, можно использовать в различных ориентациях, таких как наклонные, обратного наклона, горизонтальные, вертикальные и т.д., и в различных конфигурациях, без отхода от принципов настоящего изобретения. Варианты осуществления описаны только как примеры полезного практического применения принципов изобретения, не ограниченного конкретными деталями данных вариантов осуществления.

На Фиг.1 показана система 10 скважин и связанный с ней способ, осуществляющие принципы настоящего изобретения. Система 10 особенно полезна для добычи тяжелой нефти 12 из пласта 14. Пласт 14 может содержать неконсолидированные и/или слабосцементированные отложения, для которых обычные операции гидроразрыва являются неподходящими.

Термин "тяжелая нефть" использован в данном документе для обозначения углеводородов относительно высокой вязкости и высокой плотности, таких как битум. Тяжелая нефть обычно является неизвлекаемой в естественном состоянии (то есть без нагрева или разжижения) через скважины и может либо добываться в горных выработках или извлекаться через скважины с использованием закачки пара или растворителя, внутрипластового горения и т.д. Безгазовая тяжелая нефть, в общем, имеет вязкость более 100 сантипуаз (100 мПа·с) и плотность менее 20 градусов по стандарту API (более около 900 кг/м³).

На Фиг.1 показаны два, в общем, горизонтальных ствола 16, 18 скважин, пробуренных в пласт 14. Две обсадные колонны 20, 22 установлены и зацементированы в соответствующих стволах 16, 18 скважин.

Термин "обсадная колонна" использован в данном документе для обозначения крепления ствола скважины. Любой тип крепления можно использовать, включая известные специалистам в данной области техники, такие как хвостовик, обсадная колонна, насосно-компрессорная труба и т.д. Обсадная колонна может быть сегментированной или непрерывной, со стыками или без стыков, выполненной из любого материала (такого как сталь, алюминий, полимеры, композитные материалы и т.д.), и может быть раздвижной или нераздвижной и т.д.

Констатируем, что цементирование в стволе 16 не является обязательным для любой из двух или обеих обсадных колонн в стволах 16, 18 скважин. Например, один или оба ствола 16, 18 скважин могут не цементироваться и оставаться "не обсаженными скважинами" на участках стволов скважин, пересекающих пласт 14.

Предпочтительно, по меньшей мере, обсадная колонна 20 зацементирована в верхней секции ствола 16 скважины и имеет расширительные устройства 24, соединенные с ней. Расширительные устройства 24 работают, расширяя обсадную колонну 20 радиально наружу и тем самым расширяя пласт 14 вблизи устройств, для инициирования образования, в общем, вертикальных и плоских включений 26, 28, проходящих наружу от ствола 16 скважины. Подходящие расширительные устройства для использования в системе 10 скважин описаны в патентах США №№ 6991037, 6792720, 6216783, 6330914, 6443227 и их последователях, и в патентной заявке США № 11/610819. Полностью описания данных предшествующих патентов и патентные заявки включены в данный документ в виде ссылки. Другие расширительные устройства можно использовать в системе 10 скважин в соответствии с принципами изобретения.

После срабатывания устройств 24, расширяющих обсадную колонну 20 радиально наружу, текучая среда задавливается в расширенный пласт 14 для распространения включений 26, 28 в пласт. Образование включений 26, 28 не обязательно должно проходить одновременно, также как все проходящие вверх и вниз включения не обязательно должны образовываться вместе.

Пласт 14 может состоять из относительно твердых и хрупких горных пород, но система 10 и способ находят особенно предпочтительное применение в пластичных пластах горной породы, сложенных неконсолидированными или слабосцементированными отложениями, в которых, обычно, получение управления направлением или геометрией включений при их образовании является весьма затруднительным.

Слабосцементированные отложения являются в первую очередь фрикционными материалами, поскольку имеют минимальную когезионную прочность. Несцементированный песок, не имеющий естественной когезионной прочности (то есть цементирующей связи, удерживающей зерна песка вместе), не может содержать стабильных трещин в своей структуре и не может претерпевать хрупкого разрыва. Такие материалы относятся к категории фрикционных материалов, которые разрушаются при скалывающем напряжении, тогда как материалы хрупкой когезии, такие как прочные горные породы, разрушаются при нормальном напряжении.

Термин "когезия" используют в уровне техники для описания прочности материала при нулевом действующем среднем напряжении. Слабосцементированные материалы могут иметь некоторую явную когезию вследствие присасывания или отрицательных поровых давлений, созданных капиллярным притяжением в мелкозернистом отложении, только в частично насыщенном отложении. Данные давления всасывания удерживают зерна вместе при низких действующих напряжениях, поэтому часто называются видимой когезией.

Давления всасывания не являются реально связывающими зерна отложения, поскольку давление всасывания должно рассеиваться вследствие полного насыщения отложения. Видимая когезия является, в общем, таким малым компонентом прочности, что ее невозможно эффективно измерять для прочных горных пород, и она только становится видимой при испытаниях слабосцементированных отложений.

Прочные геологические материалы, такие как относительно прочные горные породы, ведут себя, как хрупкие материалы на нормальных глубинах нефтяного коллектора, но на больших глубинах (то есть при высоком напряжении сжатия) или при повышенных температурах данные горные породы могут вести себя, как пластичные фрикционные материалы. Неконсолидированные пески и слабосцементированные пласты ведут себя, как пластичные фрикционные материалы, от малых до больших глубин, и поведение таких материалов фундаментально отличается от поведения горных пород, демонстрирующих хрупкий разрыв. Пластичные фрикционные материалы разрушаются при напряжении сдвига и поглощают энергию вследствие фрикционного скольжения, вращения и смещения.

Обычное гидравлическое расширение слабосцементированного отложения проводится в широких масштабах на нефтяных коллекторах как средство борьбы с песокопроявлениями. Процедура обычно именуется "гидроразрыв-и-набивка фильтра". В обычной операции обсадную колонну перфорируют на интервале пласта, подлежащего перфорированию, и в пласт закачивают текучую среду обработки приствольной зоны с малым внесением геля без расклинивающего агента для образования необходимой структуры разрыва с двумя крыльями. Затем загрузку расклинивающего агента в текучую среду обработки приствольной зоны существенно увеличивают, чтобы дать выход выпадению расклинивающего агента в самом конце разрыва. В таком режиме конец разрыва дополнительно не продвигается и разрыв, и перфорационные каналы засыпаются расклинивающим агентом. Способ предусматривает образование разрыва с двумя крыльями, как в обычном гидравлическом разрыве хрупкой породы пласта. Вместе с тем, такой способ не был воспроизведен в лаборатории или в полевых испытаниях с мелким заложением. В лабораторных экспериментах и полевых испытаниях с мелким заложением наблюдались хаотическая геометрия закачиваемой текучей среды, во многих случаях с выявлением роста продвижения полости текучей среды обработки приствольной зоны вокруг скважины и с деформацией сжатия основного пласта.

Слабосцементированные отложения ведут себя подобно пластичным фрикционным материалам на выходе вследствие преобладающего фрикционного поведения и низкой когезии между зернами отложения. Такие материалы не "разрываются", и поэтому естественный процесс разрыва отсутствует в данных материалах по сравнению с обычным гидравлическим разрывом прочных хрупких горных пород.

Механика линейного упругого разрыва, в общем, является неприменимой к поведению слабосцементированного отложения. База знаний по распространению вязких плоских включений в слабосцементированных отложениях в основном получена из недавнего опыта за последние десять лет и оставляет еще много неизвестного в отношении процесса распространения вязкой текучей среды в данных отложениях. Вместе с тем, настоящее описание дает информацию, позволяющую специалисту в данной области техники гидравлического разрыва, механики грунта и горных пород практически реализовать способ и систему 10 инициирования и управления распространением вязкой текучей среды в слабосцементированных отложениях. Способ распространения вязкой текучей среды в данных отложениях включает в себя разгрузку пласта в окрестности конца 30 распространения вязкой текучей среды 32, обуславливающую расширение пласта 14, что образует градиенты порового давления в направлении к данной расширяющейся зоне. Когда пласт 14 расширяется на концах 30 продвигающейся вперед вязкой текучей среды 32, поровое давление резко уменьшается на концах, в результате увеличиваются градиенты порового давления в окружении концов.

Результатом градиентов порового давления на концах 30 включений 26, 28 является сжижение, кавитация (разгазирование) или флюидизация пласта 14, непосредственно окружающего концы. То есть, пласт 14 в расширяющейся зоне вокруг концов 30 действует, как текучая среда, поскольку его прочность, строение породы и напряжения на месте работ разрушены процессом флюидизации, и данная флюидизированная зона в пласте непосредственно впереди вязкой текуч среды 32 распространения конца 30 является плоским путем прохода с наименьшим сопротивлением дальнейшему распространению вязкой текучей среды. По меньшей мере, в данном режиме система 10 и связанный с ней способ предусматривают управление направлением и геометрическими параметрами продвижения включений 26, 28.

Характеристиками поведения вязкой текучей среды 32 предпочтительно управляют для обеспечения того, чтобы распространяющаяся вязкая текучая среда не выходила за пределы зоны флюидизации и не приводила к потере управления процессом распространения. Таким образом, вязкостью текучей среды 32 и объемная скорость закачки текучей среды должны управлять для обеспечения сохранения условий, описанных выше, когда включения 26, 28 распространяются через пласт 14.

Например, вязкость текучей среды 32 предпочтительно составляет больше приблизительно 100 сантипуаз (100 мПа·с). Вместе с тем, если используют вспененную текучую среду 32 в системе 10 и способе, можно допускать больший диапазон вязкости и скорости закачки с поддержанием управления направлением и геометрическими параметрами включений 26, 28.

Система 10 и связанный с ней способ являются применимыми в пластах слабосцементированных отложений с низкой когезионной прочностью в сравнении с вертикальным геостатическим давлением, преобладающим на глубине пласта, представляющего интерес. Низкая когезионная прочность определена в данном документе как не более 400 фунт/дюйм² (28 кг/см²) плюс значение среднего действующего напряжения (p'), умноженное на 0,4 на глубине распространения

c<400 фунт/дюйм² (28 кг/см²)+0,4 p' (1)

где c - прочность сцепления и p' - среднее действующее напряжение в пласте 14.

Примерами таких слабосцементированных отложений являются песок и пласты песчаника, аргиллиты, сланцы и алевролиты, все имеющие низкую естественную когезионную прочность. Критическое состояние механики грунтов помогает в определении, когда материал ведет себя как когезивный материал с возможностью хрупкого разрыва или когда ведет себя предсказуемо, как пластичный фрикционный материал. Слабосцементированные отложения также характеризуются как имеющие мягкую структуру скелета при действующем среднем напряжении вследствие отсутствия когезивной связи между зернами. С другой стороны, твердые, прочные, жесткие горные породы не должны существенно уменьшаться в объеме под воздействием нагрузки вследствие увеличения среднего напряжения. В уровне техники упругости пористой среды параметр «В» Скемптона является измерением характеристики жесткости отложений в сравнении с текучей средой, содержащейся в порах отложений. Параметр «В» Скемптона является мерой подъема порового давления в материале для постепенного подъема среднего напряжения в условиях отсутствия отбора.

В жестких горных породах скелет горной породы воспринимает приращение среднего напряжения и, следовательно, поровое давление не поднимается, например, в соответствии со значением параметра «В» Скемптона около 0. Но в мягком грунте скелет грунта легко деформируется с приращением среднего напряжения и, следовательно, приращение среднего напряжения поддерживается поровой текучей средой в условиях отсутствия отбора (в соответствии со значением параметра «В» Скемптона около 1).

Следующие уравнения показывают взаимоотношения между данными параметрами:

Δu=B Δp (2) B=(K_u-K)/(α K_u) (3) α=1-(K/K_S) (4)

где Δu - приращение порового давления, B - параметр «В» Скемптона, Δp - приращение среднего напряжения, K_u - модуль объемной деформации пласта без отбора, K - модуль объемной деформации пласта с отбором, α - пороупругий параметр Биота-Уиллиса и K_S - модуль объемной деформации зерен пласта. В системе 10 и связанном с ней способе модуль К объемной деформации пласта 14 предпочтительно меньше приблизительно 750000 фунт/дюйм² (52500 кг/см²).

Для использования системы 10 и способа в слабосцементированных отложениях предпочтительно параметр «В» Скемптона является следующим:

B>0,95exp(-0,04 p')+0,008 p' (5)

Система 10 и связанный с ней способ являются применимыми для пластов из слабосцементированных отложений (таких как насыщенные газом низкопроницаемые пески, аргиллиты и сланцы), где необходимо пересечение больших интенсивных выступающих вертикально проницаемых плоскостей отбора с тонкими линзами песка и создание путей отбора для увеличения добычи газа из пластов. В слабосцементированных пластах, содержащих тяжелую нефть (вязкость >100 сантипуаз (100 мПа·с) или битум (чрезвычайно высокой вязкости >100000 сантипуаз (100000 мПа·с), в общем известных как нефтеносные пески, направленные вертикально проницаемые плоскости отбора создают пути отбора для холодной добычи из данных пластов и доступа для пара, растворителей, масел и тепла для увеличения подвижности нефтяных углеводородов и таким образом осуществления извлечения углеводородов из пласта. В высокопроницаемых слабых песчаных пластах проницаемые плоскости отбора с большой боковой длиной приводят к малому снижению давления в коллекторе, что уменьшает градиенты текучих сред, действующих в направлении к стволу скважины, приводя к меньшему сопротивлению проходу частиц в пласте, приводя к уменьшенному притоку пластовых частиц в ствол скважины.

Хотя настоящее изобретение предлагает образование проницаемых путей отбора, в общем проходящих вбок от горизонтального или близкого к горизонтальному стволу 16 скважины, проходящему через геологический пласт 14 и, в общем, в вертикальной плоскости в противоположных направлениях от ствола скважины, специалистам в данной области техники должно быть ясно, что изобретение можно осуществлять в геологических пластах, в которых проницаемые пути отбора могут проходить в направлениях, иных, чем вертикальные, таких как под углом к горизонтали. Дополнительно к этому для плоскостей включений 26, 28 не является необходимым использование для отбора, поскольку в некоторых условиях может оказываться необходимым использование плоскостей включений исключительно для закачки текучих сред в пласт 14, для образования непроницаемого барьера в пласте и т.д.

Вид поперечного сечения системы 10 скважин в увеличенном масштабе представлен на Фиг.2. На данном виде показана система 10 после образования включений 26, 28 и когда тяжелая нефть 12 добывается из пласта 14.

Констатируем, что включения 26, проходящие вниз от верхнего ствола 16 скважины и к нижнему стволу 18 скважины, можно использовать как для закачки текучей среды 34 в пласт 14 от верхнего ствола скважины, так и для добычи тяжелой нефти 12 из пласта в нижний ствол скважины. Закачиваемая текучая среда 34 может являться паром, растворителем, топливом для внутрипластового горения или любым другим типом текучей среды для улучшения подвижности тяжелой нефти 12. Тяжелая нефть 12 принимается в нижний ствол 18 скважины, например, через перфорационные каналы 36, если обсадная колонна 22 является зацементированной в стволе скважины. Альтернативно, обсадная колонна 22 может представлять собой перфорированный или щелевой хвостовик, снабженный сетчатым фильтром, заполненным гравием на необсаженном участке ствола 18 скважин и т.д. Вместе с тем, следует ясно понимать, что изобретение не ограничено каким-либо конкретным средством или конфигурацией элементов в стволах 16, 18 скважин для закачивания текучей среды 34 в пласт 14 или извлечения тяжелой нефти 12 из пласта.

Дополнительно на Фиг.3 показана альтернативная конфигурация системы 10 скважины. В данной конфигурации нижний ствол 18 скважины и включения 26 не используют. Вместо этого используют расширительные устройства 24 для осуществления инициирования и распространения проходящих вверх включений 28 в пласте 14.

Вид поперечного сечения системы 10 скважины Фиг.3 в увеличенном масштабе показан на Фиг.4. Показанные на данном виде включения 28 можно использовать для закачки текучей среды 34 в пласт 14 и/или для добычи тяжелой нефти 12 из пласта в ствол скважины 16.

Констатируем, что устройства 24, показанные на Фиг.3 и 4, несколько отличаются от устройств, показанных на Фиг.1 и 2. В частности, устройство 24, показанное на Фиг.4, имеет только одно отверстие расширения для нулевой фазы получающегося в результате включения 28, тогда как устройство 24, показанное на Фиг.2, имеет два отверстия расширения для 180 градусов относительного фазирования включений 26, 28.

Вместе с тем, следует понимать, что любое фазирование или комбинации относительного фазирования можно использовать в различных конфигурациях системы 10 скважин, описанных в данном документе, без отхода от принципов изобретения. Например, система 10 скважины конфигурации Фиг.3 и 4 может включать в себя расширительные устройства 24, имеющие относительное фазирование на 180 градусов, в данном варианте, как вверх, так и вниз выступающих включений 26, 28, выполненных в данной конфигурации.

Дополнительно на Фиг.5A и B показана другая альтернативная конфигурация системы 10 скважины. Данная конфигурация во многих отношениях аналогична конфигурации Фиг.3. Вместе с тем, в данной версии системы 10 скважины включения 28 альтернативно используют для закачивания текучей среды 34 в пласт 14 (как показано на Фиг.5A) и добычи тяжелой нефти 12 из пласта в ствол 16 скважины (как показано на Фиг.5B).

Например, текучая среда 34 может являться паром, закачиваемым в пласт 14 на продолжительный период времени для нагрева тяжелой нефти 12 в пласте. В нужное время закачку пара прекращают и нагретую тяжелую нефть 12 добывают в стволе 16 скважины. Таким образом, включения 28 используют как для закачки текучей среды 34 в пласт 14, так и для добычи тяжелой нефти 12 из пласта.

Вид поперечного сечения системы 10 скважины Фиг.5A во время операции закачки показан на Фиг.6A. Другой вид поперечного сечения системы 10 скважины Фиг.5B во время операции добычи показан на Фиг.6B.

Как рассмотрено выше для системы 10 скважины конфигурации Фиг.3, любое фазирование или комбинации относительного фазирования можно использовать для устройств 24 в системе скважины Фиг.5A-6B. Кроме того, проходящие вниз включения 26 могут быть образованы в системе 10 скважины Фиг.5A-6B.

Хотя различные конфигурации систем 10 скважин описаны выше как используемые для извлечения тяжелой нефти 12 из пласта 14, следует ясно понимать, что другие типы текучих сред можно добывать с использованием систем скважин и связанных с ними способов, реализующих принципы настоящего изобретения. Например, нефтесодержащие текучие среды, имеющие более низкие плотности и вязкости, можно добывать без отхода от принципов настоящего изобретения.

Может быть совершенно ясным, что приведенное выше подробное описание представляет систему 10 скважин и связанный с ней способ совершенствования добычи текучей среды (такой как тяжелая нефть 12) из подземного пласта 14. Способ включает в себя этап распространения одного или нескольких, в общем, вертикальных включений 26, 28 в пласт 14, в общем, от горизонтального ствола 16 скважины, пересекающего пласт. Включения 26, 28 предпочтительно распространяются на участке пласта 14, имеющего модуль объемной деформации менее приблизительно 750000 фунт/дюйм² (52500 кг/см²).

Система 10 скважин предпочтительно включает в себя, в общем, вертикальные включения 26, 28, распространяющиеся в подземный пласт 14 от ствола 16 скважины, пересекающего пласт. Пласт 14 может содержать слабосцементированные отложения.

Включения 28 могут проходить над стволом 16 скважины. Способ может также включать в себя распространение другого, в общем, вертикального включения 26 в пласт 14 под стволом 16 скважины. Этапы распространения включений 26, 28 можно выполнять одновременно, или этапы можно выполнять раздельно.

Включения 26 могут распространяться в направлении ко второму, в общем, горизонтальному стволу 18 скважин, пересекая пласт 14. Текучую среду 34 можно закачивать в пласт 14 из ствола 16 скважины, и другую текучую среду 12 можно добывать из пласта в ствол 18 скважины.

Этап распространения может включать в себя распространение включений 26, в общем, к горизонтальному стволу 18 скважины, пересекающему пласт 14. Способ может включать в себя этап радиального расширения наружу обсадных колонн 20, 22 в соответствующих стволах 16, 18 скважин.

Способ может включать в себя этапы поочередной закачки текучей среды 34 в пласт 14 из ствола 16 скважины и добычи другой текучей среды 12 из пласта в ствол скважины.

Этап распространения может включать в себя снижение порового давления в пласте 14 на концах 30 включений 26, 28 во время этапа распространения. Этап распространения может включать в себя увеличение градиента порового давления в пласте 14 на концах 30 включений 26, 28.

Участок пласта 14 может содержать слабосцементированные отложения. Этап распространения может включать в себя флюидизацию пласта 14 на концах 30 включений 26, 28. Пласт 14 может иметь когезионную прочность менее 400 фунт/дюйм² (28 кг/см²) плюс умноженное на 0,4 среднее действующее напряжение в пласте на глубине включений 26, 28. Пласт 14 может иметь параметр «В» Скемптона больше 0,95exp(-0,04 p')+0,008 p', где p' - среднее действующее напряжение на глубине включений 26, 28.

Этап распространения может включать в себя закачку текучей среды 32 в пласт 14. Вязкость текучей среды 32 на этапе закачки текучей среды может быть больше приблизительно 100 сантипуаз (100 мПа·с).

Естественно, специалисту в данной области техники после тщательного рассмотрения приведенного выше описания представленных вариантов осуществления изобретения может быть очевидно, что модификации, дополнения, замены, исключения и другие изменения можно выполнять в данных конкретных вариантах осуществления, и такие изменения находятся в объеме принципов настоящего изобретения. Соответственно, приведенное выше подробное описание следует ясно понимать, как данное только в качестве иллюстрации и примера, при этом сущность и объем настоящего изобретения ограничен исключительно прилагаемыми пунктами формулы изобретения и их эквивалентами.

Группа изобретений относится к способу и системе отбора в коллекторе, содержащем неконсолидированные слабосцементированные отложения тяжелой нефти через горизонтальный ствол скважины. Обеспечивает повышение эффективности способа и надежности системы. Сущность изобретения: способ включает в себя этап распространения по существу вертикального первого включения в пласт от по существу горизонтального первого ствола скважины, пересекающего пласт. Включение распространяют на участок пласта, имеющий определенный параметр Скемптона, который задают аналитическим выражением. 2 н. и 27 з.п. ф-лы, 8 ил.

1. Способ усовершенствования добычи из подземного пласта, содержащий этап распространения, по существу, вертикального первого включения в пласт от, по существу, горизонтального первого ствола скважины, пересекающего пласт, причем первое включение распространяют на участок пласта, имеющий параметр «В» Скемптона больше 0,95ехр(-0,04р')+0,008р', где р' - среднее действующее напряжение на глубине первого включения.

2. Способ по п.1, в котором первое включение проходит над первым стволом скважины.

3. Способ по п.2, дополнительно содержащий этап распространения, по существу, вертикального второго включения в пласт под первым стволом скважины.

4. Способ по п.3, в котором этапы распространения первого и второго включения выполняют одновременно.

5. Способ по п.3, в котором этапы распространения первого и второго включения выполняют раздельно.

6. Способ по п.3, в котором этап распространения второго включения дополнительно содержит распространение второго включения в направлении ко второму, по существу, горизонтальному стволу скважины, пересекающему пласт.

7. Способ по п.1, дополнительно содержащий этапы закачки первой текучей среды в пласт из первого ствола скважины и добычи второй текучей среды из пласта во второй ствол скважины.

8. Способ по п.1, в котором этап распространения дополнительно содержит распространение первого включения ко второму в общем горизонтальному стволу скважины, пересекающему пласт.

9. Способ по п.1, дополнительно содержащий этапы поочередной закачки первой текучей среды в пласт из первого ствола скважины и добычи второй текучей среды из пласта в первый ствол скважины.

10. Способ по п.1, в котором на этапе распространения дополнительно снижают поровое давление в пласте на конце первого включения во время этапа распространения.

11. Способ по п.1, в котором на этапе распространения дополнительно увеличивают градиент порового давления в пласте на конце первого включения.

12. Способ по п.1, в котором участок пласта содержит слабосцементированные отложения.

13. Способ по п.1, в котором на этапе распространения дополнительно осуществляют флюидизацию пласта на конце первого включения.

14. Способ по п.1, в котором пласт имеет когезионную прочность менее суммы 400 фунт/дюйм² (28 кг/см²) и умноженного на 0,4 среднего действующего напряжение в пласте на глубине первого включения.

15. Способ по п.1, в котором пласт имеет модуль объемной деформации менее приблизительно 750000 фунт/дюйм² (52500 кг/см²).

16. Способ по п.1, в котором этап распространения дополнительно содержит закачку текучей среды в пласт.

17. Способ по п.16, в котором вязкость текучей среды на этапе закачки текучей среды больше чем приблизительно 100 сП (100 мПа·с).

18. Способ по п.1, дополнительно содержащий этап расширения радиально наружу обсадной колонны в первом стволе скважины.

19. Система скважины, содержащая, по существу, вертикальное первое включение, распространенное в подземный пласт от, по существу, горизонтального первого ствола скважины, пересекающего пласт, и при этом пласт имеет параметр «В» Скемптона больше 0,95ехр(-0,04р')+0,008р', где р' - среднее действующее напряжение на глубине первого включения.

20. Система скважины по п.19, в которой первое включение распространено на участке пласта, имеющем модуль объемной деформации менее приблизительно 750000 фунт/дюйм² (52500 кг/см²).

21. Система скважины по п.19, в которой первое включение проходит вверх от первого ствола скважины.

22. Система скважины по п.21, дополнительно содержащая, по существу, вертикальное второе включение, распространенное в пласт и проходящее вниз от первого ствола скважины.

23. Система скважины по п.22, в которой второе включение проходит в направлении ко второму, по существу, горизонтальному стволу скважины, пересекающему пласт.

24. Система скважины по п.23, дополнительно содержащая первую текучую среду, закачанную в пласт от первого ствола скважины, и вторую текучую среду для добычи из пласта во второй ствол скважины.

25. Система скважины по п.19, в которой первое включение проходит ко второму, по существу, горизонтальному стволу скважины, пересекающему пласт.

26. Система скважины по п.19, дополнительно содержащая первую текучую среду, закачанную в пласт от первого ствола скважины, и вторую текучую среду для добычи из пласта в первый ствол скважины.

27. Система скважины по п.26, в которой предусмотрена закачка первой текучей среды в чередовании с добычей второй текучей среды.

28. Система скважины по п.19, в которой пласт имеет когезионную прочность менее суммы 400 фунт/дюйм² (28 кг/см²) и умноженного на 0,4 среднего действующего напряжения в пласте на глубине первого включения.

29. Система скважины по п.19, дополнительно содержащая расширенную радиально наружу обсадную колонну в первом стволе скважины.