СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПЛАСТА БИТУМИНОЗНЫХ ПЕСКОВ И ТРАНСПОРТНОЕ ТОПЛИВО, ИЗГОТОВЛЕННОЕ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ СПОСОБА Российский патент 2012 года по МПК E21B43/24 

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение, в целом, касается способов и систем, предназначенных для добычи углеводородов, водорода и/или других продуктов из различных подземных пластов, таких как пласты, содержащие углеводороды (например, пласты битуминозных песков).

Уровень техники

Углеводороды, добываемые из подземных пластов, часто используются в качестве энергетических ресурсов, сырья и потребительских товаров. Озабоченность по поводу истощения углеводородных ресурсов и ухудшения общего качества добываемых углеводородов привела к разработке способов более эффективной добычи, обработки и/или использования доступных углеводородных ресурсов. Для извлечения углеводородных материалов из подземных пластов могут быть использованы процессы in situ. Для того чтобы легче извлекать углеводородный материал из подземного пласта может потребоваться изменить химические и/или физические свойства углеводородного материала. Изменения химических и физических свойств могут включать в себя реакции in situ, в результате которых получаются извлекаемые флюиды, изменение состава, изменение растворяющей способности, изменение плотности, фазовые превращения и/или изменение вязкости углеводородного материала пласта. Флюид может представлять собой, помимо прочего, газ, жидкость, эмульсию, суспензию и/или поток твердых частиц, характеристики которого аналогичны характеристикам потока жидкости.

Крупные месторождения тяжелых углеводородов (тяжелая нефть и/или битум), содержащихся в сравнительно проницаемых пластах (например, в битуминозных песках), обнаружены в Северной Америке, Южной Америке, Африке и Азии. Битум можно добывать на поверхности и обогащать до легких углеводородов, таких как сырая нефть, лигроин, керосин и/или газойль. Процессы дробления на поверхности могут дополнительно отделять битум от песка. Отделенный битум может быть переработан в легкие углеводороды с использованием обычных способов нефтепереработки. Добыча и обогащение битуминозных песков обычно существенно дороже добычи легких углеводородов из обычных нефтеносных пластов.

Добыча in situ углеводородов из битуминозного песка может быть осуществлена посредством нагревания пласта и/или нагнетания газа в пласт. В патенте US №5211230 (Ostapovich и др.) и патенте US №5339897 (Leaute) описана горизонтальная добывающая скважина, расположенная в нефтеносном пласте. Вертикальная труба может быть использована для нагнетания окисляющего газа в пласт с целью сжигания in situ.

В патенте US №2780450 (Ljungstrom) описано нагревание in situ битумных пластов горных пород, направленное на переработку или крекинг жидкого нефтеобразного вещества в нефти и газы.

В патенте US №4597441 (Ware) и др. описано одновременное взаимодействие в пласте нефти, теплоты и водорода. Гидрогенизация может улучшить добычу нефти из пласта.

В патенте US №5046559 (Glandt) и патенте US №5060726 (Glandt и др.) описано предварительное нагревание части пласта битуминозного песка между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной. Для добычи углеводородов из добывающей скважины через нагнетательную скважину в пласт может быть закачан пар.

Как отмечено выше, прилагаются значительные усилия, направленные на разработку способов и систем экономически целесообразной добычи углеводородов, водорода и/или других продуктов из пластов, содержащих углеводороды. Тем не менее, в настоящий момент все еще существует большое количество пластов, содержащих углеводороды, из которых невозможно добывать углеводороды, водород и/или другие продукты экономически целесообразным способом. Таким образом, существует необходимость в создании улучшенных способов и систем добычи углеводородов, водорода и/или других продуктов из различных пластов, содержащих углеводороды.

Раскрытие изобретения

Описанные варианты осуществления изобретения, в целом, относятся к системам, способам и нагревателям, предназначенным для обработки подземного пласта. Описанные здесь варианты осуществления изобретения, в целом, относятся к нагревателям, содержащим новые компоненты. Такие нагреватели могут быть получены с использованием описанных систем и способов.

В определенных вариантах осуществления изобретения предложена одна или более систем, способов и/или нагревателей. В некоторых вариантах осуществления изобретения системы, способы и/или нагреватели используются для обработки подземного пласта.

В некоторых вариантах осуществления изобретения предложен способ обработки пласта битуминозных песков, включающий в себя следующее: несколько нагревателей, расположенных в пласте, нагревают, по меньшей мере, участок углеводородного слоя в пласте; регулируют нагревание так, что средняя температура, по меньшей мере, большей части участка достигает значения, находящегося в интервале от 200°С до 240°С, в результате чего происходит легкий крекинг, по меньшей мере, некоторого количества углеводородов в участке; и добывают из пласта, по меньшей мере, некоторое количество углеводородов, являющихся результатом легкого крекинга.

В других вариантах осуществления изобретения признаки конкретных вариантов осуществления изобретения могут быть совмещены с признаками других вариантов осуществления изобретения. Например, признаки одного варианта осуществления изобретения могут быть совмещены с признаками любого другого варианта осуществления изобретения.

В других вариантах осуществления изобретения обработка подземного пласта осуществляется с использованием любых описанных здесь способов, систем или нагревателей.

В еще одних вариантах осуществления изобретения к описанным конкретным вариантам осуществления изобретения могут быть добавлены дополнительные признаки.

Краткое описание чертежей

Достоинства настоящего изобретения будут ясны специалистам в области техники после прочтения подробного описания, содержащего ссылки на приложенные чертежи, на которых:

фиг.1 - вид, показывающий этапы нагревания пласта, содержащего углеводороды;

фиг.2 - схематический вид варианта осуществления части системы тепловой обработки in situ, предназначенной для обработки пласта, содержащего углеводороды;

фиг.3 - вид сбоку, показывающий вариант осуществления изобретения, предназначенный для добычи подвижных флюидов из пласта битуминозных песков со сравнительно тонким слоем углеводородов;

фиг.4 - вид сбоку, показывающий вариант осуществления изобретения, предназначенный для добычи подвижных флюидов из пласта битуминозных песков, слой углеводородов в котором толще слоя углеводородов, показанного на фиг.3;

фиг.5 - вид сбоку, показывающий вариант осуществления изобретения, предназначенный для добычи подвижных флюидов из пласта битуминозных песков, слой углеводородов в котором толще слоя углеводородов, показанного на фиг.4;

фиг.6 - вид сбоку, показывающий вариант осуществления изобретения, предназначенный для добычи подвижных флюидов из пласта битуминозных песков, слой углеводородов в котором содержит глинистый пропласток;

фиг.7 - вид сверху, показывающий вариант осуществления изобретения, предназначенный для предварительного нагревания с использованием нагревателей для осуществления процесса вытеснения;

фиг.8 - вид сбоку, показывающий вариант осуществления изобретения, в котором в пласте битуминозных песков используется, по меньшей мере, три участка обработки;

фиг.9 - вид сбоку, показывающий вариант осуществления изобретения, предназначенный для предварительного нагревания с использованием нагревателей для осуществления процесса вытеснения;

фиг.10 - вид, показывающий распределение температуры в пласте после 360 дней, данные получены с использованием STARS моделирования;

фиг.11 - вид, показывающий распределение насыщенности нефтью в пласте после 360 дней, данные получены с использованием STARS моделирования;

фиг.12 - вид, показывающий распределение насыщенности нефтью в пласте после 1095 дней, данные получены с использованием STARS моделирования;

фиг.13 - вид, показывающий распределение насыщенности нефтью в пласте после 1470 дней, данные получены с использованием STARS моделирования;

фиг.14 - вид, показывающий распределение насыщенности нефтью в пласте после 1826 дней, данные получены с использованием STARS моделирования;

фиг.15 - вид, показывающий распределение температуры в пласте после 1826 дней, данные получены с использованием STARS моделирования;

фиг.16 - вид, показывающий зависимость темпа добычи нефти и темпа добычи газа от времени;

фиг.17 - вид, показывающий зависимость процента по весу природного битума в пласте (ПБП) (левая ось) и процента по объему ПБП (правая ось) от температуры (°С);

фиг.18 - вид, показывающий зависимость процента переработки битума (процента по весу ПБП) (левая ось) и процента по весу нефти, газа и кокса (как процента по весу ПБП) (правая ось) от температуры (°С);

фиг.19 - вид, показывающий зависимость плотности в градусах (°) Американского нефтяного института (АНИ) (левая ось) для добытых флюидов, флюидов, добытых при продувке, и остатка нефти в пласте, а также давления (манометрического давления в фунтах на квадратный дюйм) (правая ось) от температуры (°С);

фиг.20A-D - виды, показывающие зависимость коэффициента содержания газа в нефти (КСГН) в тысячах кубических футов на баррель (Mcf/bbl) (ось ординат) от температуры (°С) (ось абсцисс) для различных типов газа при низкотемпературной продувке (примерно 277°С) и высокотемпературной продувке (примерно 290°С);

фиг.21 - вид, показывающий зависимость выхода кокса (процент по весу) (ось ординат) от температуры (°С) (ось абсцисс);

фиг.22A-D - виды, показывающие оценки изомерных сдвигов углеводородов во флюидах, добытых из экспериментальных ячеек, как функции температуры и переработки битума;

фиг.23 - вид, показывающий зависимость процента по весу (ось ординат) для насыщенных углеводородов, полученную из SARA исследования добытых флюидов, от температуры (°С) (ось абсцисс);

фиг.24 - вид, показывающий зависимость процента по весу (ось ординат) n-С₇ для добытых флюидов от температуры (°С) (ось абсцисс);

фиг.25 - вид, показывающий зависимость добычи нефти (процент по объему битума в пласте) от плотности в градусах АНИ (°), которая определяется давлением (МПа) в пласте и выявляется в ходе эксперимента;

фиг.26 - вид, показывающий зависимость эффективности (%) добычи флюидов от температуры (°С) при различных давлениях, указанная зависимость определялась экспериментально.

Хотя изобретение не исключает различные модификации и альтернативные формы, далее для примера на чертежах показаны и подробно описаны конкретные варианты осуществления изобретения. Чертежи могут быть выполнены не в масштабе. Тем не менее, необходимо понимать, что чертежи и подробное описание не ограничивают изобретение конкретной описанной формой, а наоборот, изобретение подразумевает все модификации, эквиваленты и альтернативы, не выходящие за рамки объема настоящего изобретения, который определен в прилагаемой формуле изобретения.

Подробное описание изобретения

Последующее описание, в целом, относится к системам и способам обработки углеводородов в пластах. Такие пласты обрабатывают с целью добычи углеводородных продуктов, водорода и других продуктов.

Под «плотностью в градусах АНИ» понимается плотность в градусах АНИ при 15,5°С (60°F). Плотность в градусах АНИ определяют согласно способу Американского общества по испытанию материалов (ASTM) D6822 или способу ASTM D1298.

«Бромным числом» называется процент по весу олефинов в граммах на 100 грамм части добытого флюида, интервал кипения которой расположен ниже 246°С, при этом тестирование указанной части проводится с использованием способа ASTM D1 159.

«Крекингом» называется процесс, включающий в себя расщепление и воссоединение молекул органических веществ с целью получения большего количества молекул, чем присутствовало изначально. При крекинге осуществляется ряд реакций, сопровождающихся перемещением атомов водорода между молекулами. Например, лигроин может подвергаться реакции термического крекинга с целью получения этана и Н₂.

«Давление флюида» - это давление, создаваемое флюидом в пласте. «Литостатическое давление» (иногда называемое «литостатическим напряжением») представляет собой давление в пласте, равное весу на единицу площади вышележащей горной породы. «Гидростатическое давление» представляет собой давление в пласте, причиной которого является столб воды.

«Пласт» включает в себя один или несколько слоев, содержащих углеводороды, один или несколько неуглеводородных слоев, покрывающий слой и/или подстилающий слой. «Углеводородными слоями» называются слои пласта, которые содержат углеводороды. Углеводородные слои могут содержать неуглеводородные материалы и углеводородные материалы. «Покрывающий слой» и/или «подстилающий слой» содержат один или несколько различных типов непроницаемых материалов. Например, покрывающий и/или подстилающий слои могут представлять собой скальную породу, сланцевую глину, алевритоглинистую породу или плотную карбонатную горную породу, не пропускающую влагу. В некоторых вариантах осуществления процессов тепловой обработки in situ, покрывающий и/или подстилающий слои могут включать в себя содержащий углеводороды слой или содержащие углеводороды слои, которые сравнительно непроницаемы и не подвергаются воздействию температур в процессе тепловой обработки in situ, в результате которой характеристики содержащих углеводороды слоев покрывающего и/или подстилающего слоев значительно изменяются. Например, подстилающий слой может содержать сланцевую глину или алевритоглинистую породу, но при осуществлении процесса тепловой обработки in situ подстилающий слой не нагревают до температуры пиролиза. В некоторых случаях покрывающий слой и/или подстилающий слои могут быть до некоторой степени проницаемыми.

«Пластовыми флюидами» называются флюиды, присутствующие в пласте, и они могут содержать флюид, полученный в результате пиролиза, синтез-газ, подвижные углеводороды и воду (пар). Пластовые флюиды могут содержать углеводородные флюиды, а также неуглеводородные флюиды. Под «подвижными флюидами» понимают флюиды пласта, содержащего углеводороды, которые способны течь в результате тепловой обработки пласта. «Добытыми флюидами» называются флюиды, извлеченные из пласта.

«Источник тепла» представляет собой любую систему, подводящую теплоту, по меньшей мере, к части пласта, теплота передается в основном в результате радиационного теплообмена и/или кондуктивной передачи тепла. Например, источник тепла может содержать электрические нагреватели, такие как изолированный проводник, удлиненный элемент и/или проводник, расположенный в трубе. Также источник тепла может содержать системы, вырабатывающие теплоту в результате горения топлива вне пласта или в нем. Эти системы могут быть внешними горелками, забойными газовыми горелками, беспламенными распределенными камерами сгорания и природными распределенными камерами сгорания. В некоторых вариантах осуществления изобретения теплота, подведенная к одному или нескольким источникам тепла или выработанная в них, может подводиться от других источников энергии. Другие источники энергии могут непосредственно нагревать пласт, или энергия может сообщаться передающей среде, которая непосредственно или косвенно нагревает пласт. Ясно, что один или несколько источников тепла, которые передают теплоту пласту, могут использовать различные источники энергии. Таким образом, например, для заданного пласта некоторые источники тепла могут подводить теплоту от резистивных нагревателей, некоторые источники тепла могут обеспечивать нагревание благодаря камере сгорания, а другие источники тепла могут подводить теплоту из одного или нескольких источников энергии (например, энергия от химических реакций, солнечная энергия, энергия ветра, биомасса или другие источники возобновляемой энергии). Химическая реакция может включать в себя экзотермические реакции (например, реакцию окисления). Также источник тепла может включать в себя нагреватель, который подводит теплоту в зону, расположенную рядом с нагреваемым местом, таким как нагревательная скважина, или окружающую это место.

«Нагреватель» - это любая система или источник тепла, предназначенная для выработки теплоты в скважине или рядом со стволом скважины. К нагревателям относят, помимо прочего, электрические нагреватели, горелки, камеры сгорания, в которых в реакцию вступает материал пласта или материал, добываемый в пласте, и/или их комбинации.

«Тяжелые углеводороды» представляют собой вязкие углеводородные флюиды. К тяжелым углеводородам могут относиться вязкие углеводородные флюиды такие, как тяжелая нефть, битум и/или асфальтовый битум. Тяжелые углеводороды могут содержать углерод и водород, а также небольшие концентрации серы, кислорода и азота. Также в тяжелых углеводородах может присутствовать незначительное количество дополнительных элементов. Тяжелые углеводороды можно классифицировать по плотности в градусах АНИ. В целом, плотность тяжелых углеводородов в градусах АНИ составляет менее примерно 20°. Например, плотность тяжелой нефти в градусах АНИ составляет 10-20°, а плотность битума в градусах АНИ в целом составляет менее примерно 10°. Вязкость тяжелых углеводородов в целом составляет более примерно 100 сантипуаз при 15°С. Тяжелые углеводороды могут содержать ароматические и другие сложные циклические углеводороды.

Тяжелые углеводороды могут быть найдены в сравнительно проницаемых пластах. Сравнительно проницаемые пласты могут содержать тяжелые углеводороды, расположенные, например, в песке или карбонатных горных породах. По отношению к пласту или его части термин «сравнительно проницаемый» означает, что средняя проницаемость составляет от 10 мД или более (например, 10 или 100 мД). По отношению к пласту или его части термин «сравнительно мало проницаемый» означает, что средняя проницаемость составляет менее примерно 10 мД. 1 Дарси равен примерно 0,99 квадратного микрометра. Проницаемость непроницаемого слоя, в целом, составляет менее 0,1 мД.

Некоторые типы пластов, содержащих тяжелые углеводороды, также могут содержать, помимо прочего, природные минеральные воски или природные асфальтиты. Обычно «природные минеральные воски» расположены в, по существу, цилиндрических жилах, ширина которых составляет несколько метров, длина равна нескольким километрам, а глубина составляет сотни метров. К «природным асфальтитам» относятся твердые углеводороды ароматического состава, и они обычно расположены в больших жилах. Добыча in situ из пластов углеводородов, таких как природные минеральные воски и природные асфальтиты, может включать в себя расплавление с целью получения жидких углеводородов и/или добычу растворением углеводородов из пластов.

Под «углеводородами» обычно понимают молекулы, образованные в основном атомами углерода и водорода. Углеводороды также могут содержать другие элементы, такие как, например, галогены, металлические элементы, азот, кислород и/или серу. Углеводородами являются, например, кероген, битум, пиробитум, масла, природные минеральные воски и асфальтиты. Углеводороды могут располагаться в природных вмещающих породах или рядом с ними. Вмещающими породами, помимо прочего, являются осадочные скальные породы, пески, силицилиты, карбонатные горные породы, диатомиты и другие пористые среды. «Углеводородные флюиды» - это флюиды, содержащие углеводороды. Углеводородные флюиды могут содержать, увлекать с собой или быть увлеченными неуглеводородными флюидами, такими как водород, азот, монооксид углерода, диоксид углерода, сероводород, вода и аммиак.

Под «процессом переработки in situ» понимается процесс нагревания пласта, содержащего углеводород, от источников тепла, при этом указанный процесс направлен на повышение температуры, по меньшей мере, части пласта, выше температуры пиролиза, с целью получения в пласте флюида, являющегося результатом пиролиза.

Под «процессом тепловой обработки in situ» понимается процесс нагревания пласта, содержащего углеводороды, с помощью источников тепла, направленный на повышение температуры, по меньшей мере, части пласта выше температуры, в результате которой получается подвижный флюид, происходит легкий крекинг и/или пиролиз материала, содержащего углеводороды, так что в пласте вырабатываются подвижные флюиды, флюиды, являющиеся результатом легкого крекинга, и/или флюиды, являющиеся результатом пиролиза.

«Карст» - это лежащие под поверхностью породы, сформированные растворением растворимого слоя или слоев коренной породы, обычно карбонатной горной породы, такой как известняк или доломит. Растворение может быть вызвано водой атмосферного происхождения или кислой водой. Примером карста (или «карстовой») карбонатной горной породы является пласт Grosmont в Канаде, провинция Альберта.

«П (пептизация) значением» или «П-значением» называется числовое значение, которое отражает тенденцию асфальтенов в пластовом флюиде к флокуляции. П-значение определяют способом ASTM D7060.

«Пиролизом» называется разрушение химических связей, происходящее из-за применения теплоты. Например, пиролиз может включать в себя превращение химического соединения в одно или несколько других веществ с помощью только тепла. Чтобы вызвать пиролиз теплота может передаваться участку пласта.

«Наложением теплоты» называется передача теплоты из двух или нескольких источников теплоты выбранному участку пласта, так что источники тепла влияют на температуру пласта, по меньшей мере, в одном месте между источниками тепла.

«Битум» - это вязкий углеводород, вязкость которого обычно больше примерно 10000 сантипуаз при температуре 15°С. Относительная плотность битума обычно превышает 1,000. Плотность битума в градусах АНИ может быть меньше 10°.

«Пласт битуминозных песков» - это пласт, в котором углеводороды преимущественно являются тяжелыми углеводородами и/или битумом, находящимися в решетке гранул минералов или другой вмещающей породе (например, песке или карбонатной горной породе). Примерами пластов битуминозных песков являются пласт Athabasca, пласт Grosmont и пласт Peace River, все три указанных пласта находятся в Канаде, провинция Альберта, и пласт Faja, который находится в поясе Ориноко в Венесуэле.

Понятие «нагреватель с ограничением температуры», как правило, относится к нагревателю, который регулирует тепловую мощность (например, уменьшает величину тепловой мощности) при температурах, превышающих заданную, без использования внешнего регулирования, осуществляемого, например, с помощью регуляторов температуры, регуляторов мощности, выпрямителей или других устройств. Нагревателями с ограничением температуры могут служить резистивные электрические нагреватели, которые питаются энергией переменного тока (АС) или модулированного (например, прерывистого) постоянного тока (DC).

«Толщиной» слоев называется толщина поперечного разреза слоя, при этом плоскость сечения перпендикулярна поверхности слоя.

Под «u-образным стволом скважины» понимают ствол скважины, который начинается от первого отверстия в пласте, проходит, по меньшей мере, часть пласта и заканчивается вторым отверстием в пласте. В этом случае форма ствола скважины, который считается «u-образным», может иметь вид буквы «v» или «u», при этом ясно, что «ножки» буквы «и» не обязательно параллельны друг другу или перпендикулярны «нижней части» буквы «u».

Под «обогащением» понимают улучшение качества углеводородов. Например, обогащение тяжелых углеводородов может приводить к увеличению плотности тяжелых углеводородов в градусах АНИ.

Под «легким крекингом» понимают разделение молекул при тепловой обработке и/или разрушение больших молекул на более мелкие молекулы при тепловой обработке, что приводит к уменьшению вязкости флюида.

Если не оговорено другое, то под «вязкостью» понимают кинематическую вязкость при 40°С. Вязкость определяют согласно способу ASTM D445.

Под «каверной» понимается полость, пустота или большая пора в породе, которая обычно расположена соосно с минеральными осадками.

Под термином «ствол скважины» понимается отверстие в пласте, изготовленное бурением или введением трубы в пласт. Поперечное сечение ствола скважины может быть, по существу, круглым или каким-либо другим. Здесь термины «скважина» и «отверстие», когда говорится об отверстии в пласте, могут быть заменены термином «ствол скважины».

С целью добычи множества различных продуктов углеводороды в пласте могут быть обработаны разными способами. В определенных вариантах осуществления изобретения углеводороды в пластах обрабатывают поэтапно. На фиг.1 изображены этапы нагревания пласта, содержащего углеводороды. На фиг.1 также показан пример зависимости количества («Y») нефтяного эквивалента в баррелях на тонну (ось у) пластовых флюидов, добытых из пласта, от температуры («Т») нагретого пласта в градусах Цельсия (ось x).

При проведении этапа 1 нагревания происходит десорбция метана и испарение воды. Нагревание пласта на этапе 1 может быть выполнено настолько быстро, насколько возможно. Например, когда пласт, содержащий углеводороды, изначально нагрет, углеводороды в пласте десорбируют адсорбированный метан. Десорбированный метан можно добывать из пласта. Если далее нагревать пласт, содержащий углеводороды, то вода из пласта, содержащего углеводороды, испарится. В некоторых содержащих углеводороды пластах вода может занимать от 10% до 50% порового объема пласта. В других пластах вода занимает большую или меньшую часть порового объема. Обычно вода в пласте испаряется при температуре от 160°С до 285°С при абсолютных давлениях от 600 кПа до 7000 кПа. В некоторых вариантах осуществления изобретения выпаренная вода изменяет смачиваемость пласта и/или увеличивает давление в пласте. Изменения смачиваемости и/или увеличенное давление могут влиять на протекание реакций пиролиза или других реакций в пласте. В определенных вариантах осуществления изобретения выпаренную воду добывают из пласта. В других вариантах осуществления изобретения выпаренную воду используют для извлечения пара и/или дистилляции в пласте или вне пласта. Извлечение воды из пласта и увеличение порового объема пласта увеличивает пространство для хранения углеводородов в поровом объеме.

В определенных вариантах осуществления изобретения после этапа 1 нагревания проводят дальнейшее нагревание пласта, так что температура в пласте достигает (по меньшей мере) температуры начала пиролиза (такой, как температура на нижнем крае температурного диапазона этапа 2). На протяжении этапа 2 углеводороды в пласте могут подвергаться пиролизу. Диапазон температур пиролиза изменяется в зависимости от типа углеводородов в пласте. Диапазон температур пиролиза может составлять от 250°С до 900°С. Диапазон температур пиролиза для получения нужных продуктов может составлять только часть всего диапазона температур пиролиза. В некоторых вариантах осуществления изобретения диапазон температур пиролиза для получения нужных продуктов может составлять от 250°С до 400°С или от 270°С до 350°С. Если температура углеводородов в пласте растет медленно в диапазоне от 250°С до 400°С, то получение продуктов пиролиза может, по существу, завершиться при приближении значения температуры к 400°С. Средняя температура углеводородов может расти со скоростью меньше 5°С в день, меньше 2°С в день, меньше 1°С в день или меньше 0,5°С в день, находясь в диапазоне температур пиролиза, необходимых для получения нужных продуктов. Нагревание пласта, содержащего углеводород, несколькими источниками тепла может создать перепады температур вокруг источников тепла, благодаря которым температура углеводородов в пласте медленно поднимается в диапазоне температур пиролиза.

Скорость увеличения температуры в диапазоне температур пиролиза для получения нужных продуктов может влиять на качество и количество пластовых флюидов, добываемых из содержащего углеводороды пласта. Медленное увеличение температуры в диапазоне температур пиролиза с целью получения нужных продуктов может препятствовать подвижности в пласте молекул с большими цепями. Медленное увеличение температуры в диапазоне температур с целью получения нужных продуктов может ограничить реакции между подвижными углеводородами, в результате которых могут получаться нежелательные продукты. Медленное увеличение температуры пласта в диапазоне температур пиролиза с целью получения нужных продуктов может позволить добывать из пласта высококачественные углеводороды, с высокой плотностью, измеряемой в градусах АНИ. Медленное увеличение температуры пласта в диапазоне температур пиролиза с целью получения нужных продуктов может позволить извлекать большое количество углеводородов, присутствующих в пласте, в качестве углеводородного продукта.

В некоторых вариантах осуществления тепловой обработки in situ, вместо того чтобы медленно нагревать в нужном диапазоне температур, часть пласта нагревают до нужной температуры. В некоторых вариантах осуществления изобретения нужная температура составляет 300°С, 325°С или 350°С. В качестве нужной температуры могут быть выбраны другие значения температуры. Наложение теплоты от источников тепла позволяет сравнительно быстро и эффективно установить в пласте нужную температуру. Можно регулировать подведение энергии в пласт из источников тепла с целью поддержания, по существу, нужного значения температуры в пласте. По существу, нужное значение температуры нагретой части пласта поддерживают до тех пор, пока реакция пиролиза не ослабнет так, что добыча нужных пластовых флюидов из пласта не станет экономически невыгодной. Части пласта, подвергаемые реакции пиролиза, могут включать в себя области, температура которых находится в диапазоне температур пиролиза благодаря теплопередаче только от одного источника тепла.

В определенных вариантах осуществления изобретения из пласта добывают пластовые флюиды, включая флюиды, полученные в результате пиролиза. По мере увеличения температуры пласта может уменьшаться количество конденсирующихся углеводородов в добытых пластовых флюидах. При высоких температурах из пласта может добываться в основном метан и/или водород. При нагревании содержащего углеводороды пласта по всему диапазону температур пиролиза, при приближении к верхнему пределу диапазона температур пиролиза, из пласта могут добываться только небольшие количества водорода. После исчерпания всего доступного водорода обычно из пласта может добываться минимальное количество флюидов.

После пиролиза углеводородов, в пласте все еще может присутствовать большое количество углерода и некоторое количество водорода. Значительная часть углерода, остающегося в пласте, может быть добыта из пласта в виде синтез-газа. Получение синтез-газа может происходить во время этапа 3 нагревания, изображенного на фиг. 1. Этап 3 может включать в себя нагревание содержащего углеводороды пласта до температуры, достаточной для получения синтез-газа. Например, синтез-газ может вырабатываться в диапазоне температур примерно от 400°С до примерно 1200°С; примерно от 500°С до примерно 1100°С или примерно от 550°С до примерно 1000°С. Когда флюид для получения синтез-газа вводят в пласт, температура нагретой части пласта определяет состав синтез-газа, получаемого в пласте. Полученный синтез-газ можно извлекать из пласта через добывающую скважину или добывающие скважины.

Полная энергоемкость флюидов, добываемых из содержащего углеводороды пласта, может оставаться сравнительно постоянной на всем протяжении процесса пиролиза и получения синтез-газа. При протекании пиролиза при сравнительно низких температурах, значительная часть добываемого флюида может представлять собой конденсирующиеся углеводороды, которые отличаются высокой энергоемкостью. Тем не менее, при более высоких температурах пиролиза меньшая часть пластового флюида может представлять собой конденсирующиеся углеводороды. Из пласта может добываться больше неконденсирующихся пластовых флюидов. Энергоемкость на единицу объема добываемого флюида может немного уменьшаться при получении преимущественно неконденсирующихся пластовых флюидов. При получении синтез-газа энергоемкость на единицу объема для полученного синтез-газа значительно уменьшается по сравнению с энергоемкостью флюида, полученного в результате пиролиза. Тем не менее, объем полученного синтез-газа во многих примерах значительно увеличивается, компенсируя тем самым уменьшенную энергоемкость.

На фиг.2 показан схематический вид варианта осуществления части системы тепловой обработки in situ, предназначенной для обработки содержащего углеводороды пласта. Система тепловой обработки in situ может содержать барьерные скважины 100. Барьерные скважины используют для образования барьера вокруг области обработки. Барьер препятствует течению флюида в область обработки и/или из нее. Барьерные скважины включают в себя, помимо прочего, водопонижающие скважины, скважины создания разряжения, коллекторные скважины, нагнетательные скважины, скважины для заливки раствора, замораживающие скважины или их комбинации. В некоторых вариантах осуществления изобретения барьерные скважины 100 представляют собой водопонижающие скважины. Водопонижающие скважины могут удалять воду и/или препятствовать проникновению воды в часть пласта, которую будут нагревать, или в нагреваемый пласт. В варианте осуществление изобретения на фиг.2 показаны барьерные скважины 100, расположенные только вдоль одной стороны источников 102 тепла, но обычно барьерные скважины окружают все источники 102 тепла, используемые или планируемые к использованию для нагревания области обработки пласта.

Источники 102 тепла расположены, по меньшей мере, в части пласта. Источники 102 тепла могут представлять собой нагреватели, такие как изолированные проводники, нагревательные устройства с проводником в трубе, беспламенные горелки, беспламенные распределенные камеры сгорания и/или природные распределенные камеры сгорания. Источники 102 тепла могут также представлять собой нагреватели других типов. Источники 102 тепла подводят теплоту, по меньшей мере, к части пласта с целью нагревания углеводородов в пласте. Энергия может подаваться к источнику 102 тепла по линиям 104 питания. Линии 104 питания могут конструктивно различаться в зависимости от типа источника тепла или источников тепла, используемых для нагревания пласта. Линии 104 питания для источников тепла могут передавать электричество для электрических нагревателей, могут транспортировать топливо для камер сгорания или могут перемещать жидкий теплоноситель, циркулирующий в пласте. В некоторых вариантах осуществления изобретения электричество для процесса тепловой обработки in situ может поставляться атомной электростанцией или атомными электростанциями. Использование атомной энергии может позволить уменьшить или полностью исключить выбросы диоксида углерода в ходе процесса тепловой обработки in situ.

Добывающие скважины 106 используются для извлечения пластового флюида из пласта. В некоторых вариантах осуществления изобретения добывающая скважина 106 может содержать источник тепла. Источник тепла, расположенный в добывающей скважине, может нагревать одну или несколько частей пласта в самой добывающей скважине или рядом с ней. В некоторых вариантах осуществления процесса тепловой обработки in situ количество теплоты, подводимой к пласту от добывающей скважины, на метр добывающей скважины меньше количества теплоты, подводимой к пласту от источника тепла, который нагревает пласт, на метр источника тепла.

В некоторых вариантах осуществления изобретения источник тепла в добывающей скважине 106 позволяет извлекать из пласта паровую фазу пластовых флюидов. Подвод теплоты к добывающей скважине или через добывающую скважину может: (1) препятствовать конденсации и/или обратному потоку добываемого флюида, когда такой добываемый флюид перемещается в добывающей скважине близко к покрывающему слою, (2) увеличить подвод теплоты в пласт, (3) увеличить темп добычи для добывающей скважины по сравнению с добывающей скважиной без источника тепла, (4) препятствовать конденсации соединений с большим количеством атомов углерода (С6 и больше) в добывающей скважине и/или (5) увеличить проницаемость пласта у добывающей скважины или рядом с ней.

Подземное давление в пласте может соответствовать давлению флюида в пласте. Когда температура в нагретой части пласта увеличивается, то давление в нагретой части может увеличиваться в результате увеличенной выработки флюидов и испарения воды. Управление скоростью извлечения флюидов из пласта может позволить управлять давлением в пласте. Давление в пласте может быть определено в нескольких различных местах, например рядом с добывающими скважинами или у них, рядом с источниками тепла или у них или у контрольных скважин.

В некоторых содержащих углеводороды пластах добыча углеводородов из пласта сдерживается до тех пор, пока, по меньшей мере, некоторое количество углеводородов пласта не подверглось пиролизу. Пластовым флюид можно добывать из пласта тогда, когда качество пластового флюида соответствует выбранному уровню. В некоторых вариантах осуществления изобретения выбранный уровень качества определяется плотностью в градусах АНИ, которая составляет, по меньшей мере, примерно 20°, 30° или 40°. Запрет на добычу до тех пор, пока, по меньшей мере, часть углеводородов не подверглась пиролизу, может увеличить переработку тяжелых углеводородов в легкие углеводороды. Запрет на добычу в начале может минимизировать добычу тяжелых углеводородов из пласта. Добыча значительных объемов тяжелых углеводородов может потребовать дорогого оборудования и/или уменьшения срока эксплуатации производственного оборудования.

После достижения температур пиролиза и разрешения добычи из пласта давление в пласте можно изменять с целью изменения и/или управления составом добываемых пластовых флюидов с целью регулирования процента конденсирующегося флюида относительно неконденсирующегося флюида в пластовом флюиде и/или с целью регулирования плотности в градусах АНИ добываемого пластового флюида. Например, уменьшение давления может привести к добыче большей доли конденсирующегося компонента флюидов. Конденсирующийся компонент флюидов может содержать больший процент олефинов.

В некоторых вариантах осуществления процесса тепловой обработки in situ давление в пласте может поддерживаться достаточно высоким для содействия добыче пластового флюида с плотностью более 20° в градусах АНИ. Поддержание повышенного давления в пласте может препятствовать оседанию пласта во время тепловой обработки in situ. Поддержание повышенного давления может способствовать добыче паровой фазы флюидов из пласта. Добыча паровой фазы из пласта может позволить уменьшить размеры коллекторных труб, используемых для транспортировки флюидов, добытых из пласта. Поддержание повышенного давления может уменьшить или исключить необходимость сжатия пластовых флюидов на поверхности с целью транспортировки флюидов по трубам до установок обработки.

Неожиданно оказалось, что поддержание повышенного давления в нагретой части пласта может позволить добывать большие количества углеводородов улучшенного качества и со сравнительно малой молекулярной массой. Давление может поддерживаться таким, что добытый пластовый флюид содержит минимальное количество соединений, в которых углеродное число превышает выбранное углеродное число. Выбранное углеродное число может составлять самое большее 25, самое больше 20, самое большее 12 или самое большее 8. Некоторые соединения с большим углеродным числом могут быть в пласте захвачены паром и могут быть извлечены из пласта с паром. Поддержание повышенного давления в пласте может препятствовать захвату паром соединений с большим углеродным числом и/или полициклических углеводородных соединений. Соединения с большим углеродным числом и/или полициклические углеводородные соединения могут оставаться в пласте в жидкой фазе в течение длительного времени. Это длительное время создает достаточный период времени для пиролиза соединений с целью получения соединений с меньшим углеродным числом.

Пластовый флюид, извлекаемый из добывающих скважин 106, может быть перекачен по коллекторному трубопроводу 108 до обрабатывающих установок 110. Также пластовые флюиды могут быть добыты из источников 102 тепла. Например, флюид может быть добыт из источника 102 тепла с целью регулирования давления в пласте рядом с источниками тепла. Флюид, добытый из источников 102 тепла, может быть перекачен по трубе или трубопроводу до коллекторного трубопровода 108, или добытый флюид может быть перекачен по трубе или трубопроводу непосредственно к обрабатывающим установкам 110. Обрабатывающие установки 110 могут содержать блоки сепарации, блоки проведения реакций, блоки обогащения, топливные ячейки, турбины, контейнеры для хранения и/или другие системы и блоки, предназначенные для обработки добытых пластовых флюидов. В обрабатывающих установках, по меньшей мере, из части углеводородов, добытых из пласта, можно получать транспортное топливо. В некоторых вариантах осуществления изобретения транспортное топливо может представлять собой реактивное топливо, такое как JP-8.

В определенных вариантах осуществления изобретения нагреватель с ограничением температуры применяют для тяжелой нефти (например, для обработки сравнительно проницаемых пластов или пластов битуминозных песков). Нагреватель с ограничением температуры может обеспечивать сравнительно низкую температуру Кюри и/или малый диапазон фазовых переходов, так что максимальная средняя рабочая температура нагревателя составляет менее 350°С, 300°С, 250°С, 225°С, 200°С или 150°С. В одном варианте осуществления изобретения (например, для пластов битуминозных песков) максимальная температура нагревателя составляет менее примерно 250°С для предотвращения образования олефина и получения других продуктов крекинга. В некоторых вариантах осуществления изобретения максимальная температура нагревателя, составляющая более 250°С, используется для получения более легких углеводородных продуктов. Например, максимальная температура нагревателя может быть примерно равна или меньше 500°С.

Нагреватель может нагревать объем пласта, прилегающий к добывающей скважине (область, расположенная рядом с добывающей скважиной) так, что температура флюида в добывающей скважине и в объеме, прилегающем к добывающей скважине, меньше температуры, приводящей к ухудшению свойств флюида. Источник тепла может быть расположен в добывающей скважине или рядом с добывающей скважиной. В некоторых вариантах осуществления изобретения источник тепла является нагревателем с ограничением температуры. В некоторых вариантах осуществления изобретения два или несколько источников тепла могут подводить теплоту в объем. Теплота от источника тепла может уменьшить вязкость сырой нефти в добывающей скважине или рядом с ней. В некоторых вариантах осуществления изобретения теплота от источника тепла делает флюиды подвижными в добывающей скважине или рядом с ней и/или улучшает поток флюидов к добывающей скважине. В некоторых вариантах осуществления изобретения уменьшение вязкости сырой нефти позволяет осуществить или улучшить газлифтную добычу тяжелой нефти (приблизительно нефть плотностью самое большее 10° АНИ) или нефти с промежуточным значением плотности (приблизительно нефть плотностью от 12° до 20° АНИ) из добывающей скважины. В некоторых вариантах осуществления изобретения начальная плотность нефти в пласте в градусах АНИ составляет самое большее 10°, самое большее 20°, самое большее 25° или самое большее 30°. В некоторых вариантах осуществления изобретения вязкость нефти в пласте составляет, по меньшей мере, 0,05 Па·с (50 сП). В некоторых вариантах осуществления изобретения вязкость нефти в пласте составляет, по меньшей мере, 0,10 Па·с (100 сП), по меньшей мере, 0,15 Па·с (150 сП) или, по меньшей мере, 0,20 Па·с (200 сП). Для осуществления газлифтной добычи нефти, вязкость которой превышает 0,05 Па-с, необходимо использовать большие количества природного газа. Уменьшение вязкости нефти в пласте в добывающей скважине или рядом с ней до значений вязкости, равных 0,05 Па·с (50 сП), 0,03 Па·с (30 сП), 0,02 Па·с (20 сП), 0,01 Па·с (10 сП) или менее (до 0,001 Па·с (1 сП) или меньше) снижает количество природного газа, необходимого для подъема нефти из пласта. В некоторых вариантах осуществления изобретения нефть уменьшенной вязкости добывают другими способами, такими как откачивание.

Темп добычи нефти из пласта может быть увеличен благодаря увеличению температуры в добывающей скважине или рядом с ней, что уменьшает вязкость нефти в пласте в добывающей скважине или рядом с ней. В определенных вариантах осуществления изобретения темп добычи нефти из пласта увеличивают в 2 раза, 3 раза, 4 раза или больше, или до 20 раз по сравнению со стандартной холодной добычей, при которой не производят внешнего нагревания пласта во время добычи. Улучшенная добыча нефти с использованием нагревания области рядом с добывающей скважиной может быть более экономически оправдана для определенных пластов. Темп добычи для пластов, для которых темп холодной добычи приблизительно составляет от 0,05 м³ / (день на метр длины скважины) до 0,20 м³ / (день на метр длины скважины), может быть значительно улучшен с использованием нагревания, предназначенного для уменьшения вязкости в области рядом с добывающей скважиной. В некоторых пластах используются добывающие скважины длиной до 775 м, до 1000 м или до 1500 м. Например, используются добывающие скважины длиной от 450 м до 775 м, от 550 м до 800 м или от 650 м до 900 м. Таким образом, для некоторых пластов может быть достигнуто значительное увеличение добычи. Нагревание области рядом с добывающей скважиной может быть использовано в пластах, в которых темп холодной добычи не находится в диапазоне от 0,05 м³ / (день на метр длины скважины) до 0,20 м³ / (день на метр длины скважины), но нагревание таких пластов может быть экономически неоправданным. Более высокие темпы холодной добычи не могут быть значительно увеличены благодаря нагреванию области рядом со скважиной, а более низкие темпы добычи не могут быть увеличены до экономически используемого значения.

Использование нагревателя с ограничением температуры для уменьшения вязкости нефти в добывающей скважине или рядом с ней снимает проблемы, связанные с нагревателями без ограничения температуры и с нагреванием нефти в пласте, происходящим благодаря участкам местного перегрева. Одна возможная проблема состоит в том, что нагреватели без ограничения температуры могут вызвать закоксовывание нефти в добывающей скважине или рядом с ней, если нагреватель перегреет нефть из-за своей слишком высокой температуры. Более высокие температуры в добывающей скважине также могут вызвать кипение соляного раствора в скважине, что может привести к образованию в скважине накипи. Нагреватели без ограничения температуры, температура в которых достигает больших значений, также могут нанести ущерб другим компонентам скважины (например, ситам, используемым для регулирования песка, насосам или клапанам). Участки местного перегрева могут появиться из-за участков пласта, расширяющихся от нагревателя или сжимающихся к нагревателю. В некоторых вариантах осуществления изобретения нагреватель (или нагреватель с ограничением температуры, или другой тип нагревателя без ограничения температуры) содержит участки, расположенные ниже из-за провисания нагревателя на больших расстояниях. Эти низко расположенные участки могут находиться в тяжелой нефти или битуме, которые собираются в нижних частях скважины. В этих нижних частях нагреватель может стать причиной развития участков местного перегрева из-за закоксовывания тяжелой нефти или битума. Стандартный нагреватель без ограничения температур может перегреться в этих участках местного перегрева, формируя, таким образом, неравномерное распределение тепла вдоль длины нагревателя. Использование нагревателя с ограничением температуры может препятствовать перегреву нагревателя на участках местного перегрева или нижних участках и может способствовать более равномерному нагреванию вдоль длины скважины.

В определенных вариантах осуществления изобретения флюиды в сравнительно проницаемом пласте, содержащем тяжелые углеводороды, добывают так, что в пласте реакции пиролиза углеводородов протекают слабо или не протекают вообще. В определенных вариантах осуществления изобретения сравнительно проницаемый пласт, содержащий тяжелые углеводороды, представляет собой пласт битуминозных песков. Например, пласт может являться пластом битуминозных песков, таким как пласт Athabasca битуминозных песков, расположенный в провинции Альберта, Канада, или пластом карбонатных пород, таким как пласт Grosmont карбонатных пород, расположенный в провинции Альберта, Канада. Флюиды, добываемые из пласта, являются подвижными флюидами. Добыча из пласта битуминозных песков подвижных флюидов может быть более экономически выгодной по сравнению с добычей подвергшихся пиролизу флюидов. Добыча подвижных флюидов может также увеличить общее количество углеводородов, добытых из пласта битуминозных песков.

На фиг.3-6 показан вид сбоку вариантов осуществления изобретения, направленных на добычу подвижных флюидов из пластов битуминозных песков. На фиг.3-6 нагреватели 116 содержат, по существу, горизонтальные участки нагревания, расположенные в углеводородном слое 114 (как показано, нагреватели содержат участки нагревания, которые входят в страницу и выходят из нее). Углеводородный слой 114 может быть расположен под покрывающим слоем 112. На фиг.3 показан вид сбоку одного варианта осуществления изобретения, предназначенного для добычи подвижных флюидов из пласта битуминозных песков со сравнительно тонким углеводородным слоем. На фиг.4 показан вид сбоку одного варианта осуществления изобретения, предназначенного для добычи подвижных флюидов из углеводородного слоя, толщина которого превосходит толщину углеводородного слоя, показанного на фиг.3. На фиг.5 показан вид сбоку одного варианта осуществления изобретения, предназначенного для добычи подвижных флюидов из углеводородного слоя, толщина которого превосходит толщину углеводородного слоя, показанного на фиг.4. На фиг.6 показан вид сбоку одного варианта осуществления изобретения, предназначенного для добычи подвижных флюидов из пласта битуминозных песков, слой углеводородов которого содержит глинистый пропласток.

На фиг.3 нагреватели 116 расположены в углеводородном слое 114 в соответствии с чередующейся треугольной схемой. На фиг.4, 5 и 6 нагреватели 116 расположены в углеводородном слое 114 в соответствии с чередующейся треугольной схемой, которая повторена по вертикали с целью охвата большей части углеводородного слоя или всего углеводородного слоя. На фиг. 6 чередующаяся треугольная схема нагревателей 116 в углеводородном слое 114 повторяется, не прерываясь глинистым пропластком 118. На фиг.3-6 нагреватели 116 могут быть расположены на одинаковом расстоянии друг от друга. В вариантах осуществления изобретения, показанных на фиг.3-6, количество вертикальных рядов нагревателей 116 зависит от таких факторов, как, помимо прочего, требуемое расстояние между нагревателями, толщина углеводородного слоя 114 и/или количество и расположение глинистых пропластков 118. В некоторых вариантах осуществления изобретения нагреватели 116 расположены в соответствии с другими схемами. Например, нагреватели 116 могут быть расположены в соответствии с шестиугольными схемами, квадратными схемами или прямоугольными схемами.

В вариантах осуществления изобретения, показанных на фиг.3-6, нагреватели 116 подводят тепло, которое делает подвижными углеводороды (уменьшает вязкость углеводородов) углеводородного слоя 114. В некоторых вариантах осуществления изобретения нагреватели 116 подводят тепло, которое уменьшает вязкость углеводородов углеводородного слоя 114 до значения, меньшего примерно 0,50 Па·с (500 сП), меньшего примерно 0,10 Па·с (100 сП) или меньшего примерно 0,05 Па·с (50 сП). Расстояние между нагревателями 116 и/или тепловая мощность нагревателей могут быть выбраны и/или регулироваться таким образом, чтобы уменьшать вязкость углеводородов в углеводородном слое 114 до нужных значений. Теплота, подводимая нагревателями 116, может регулироваться таким образом, чтобы в углеводородном слое 114 процесс пиролиза протекал слабо или не протекал вообще. Наложение теплоты от нагревателей может создать один или несколько путей дренажа (например, путей для потока флюидов) между нагревателями. В определенных вариантах осуществления изобретения рядом с нагревателями 116 расположены добывающие скважины 106А и/или добывающие скважины 106В, так что теплота от нагревателей накладывается на добывающие скважины. Наложение теплоты от нагревателей 116 на добывающие скважины 106А и/или добывающие скважины 106В создает один или несколько путей дренажа от нагревателей к добывающим скважинам. В определенных вариантах осуществления изобретения сближаются один или несколько путей дренажа. Например, пути дренажа могут сближаться у самого низко расположенного нагревателя или рядом с ним и/или пути дренажа могут сближаться у добывающих скважин 106А и/или добывающих скважин 106В. Подвижные флюиды углеводородного слоя 114 стремятся течь в направлении самых нижних нагревателей 116 добывающих скважин 106А и/или добывающих скважин 106В углеводородного слоя из-за действия силы тяжести и перепадов теплоты и давления, созданных действием нагревателей и/или добывающих скважин. Пути дренажа и/или сближающиеся пути дренажа дают возможность добывающим скважинам 106А и/или добывающим скважинам 106В добывать подвижные флюиды в углеводородном слое 114.

В определенных вариантах осуществления изобретения проницаемость углеводородного слоя 114 достаточна для того, чтобы подвижные флюиды текли к добывающим скважинам 106А и/или добывающим скважинам 106В. Например, проницаемость углеводородного слоя 114 составляет, по меньшей мере, 0,1 дарси, по меньшей мере, примерно 1 дарси, по меньшей мере, примерно 10 дарси или, по меньшей мере, примерно 100 дарси. В некоторых вариантах осуществления изобретения отношение (К_v/К_h) проницаемости углеводородного слоя 114 по вертикали и по горизонтали принимает сравнительно большое значение. Например, отношение (К_v/К_h) для углеводородного слоя 114 может составлять примерно от 0,01 до примерно 2, примерно от 0,1 до примерно 1 или примерно от 0,3 до примерно 0,7.

В определенных вариантах осуществления изобретения флюиды добывают с помощью добывающих скважин 106А, расположенных рядом с нагревателями 116 в нижней части углеводородного слоя 114. В некоторых вариантах осуществления изобретения флюиды добывают с помощью добывающих скважин 106В, расположенных ниже и приблизительно на середине между нагревателями 116 в нижней части углеводородного слоя 114. По меньшей мере, часть добывающих скважин 106А и/или добывающих скважин 106В может быть расположена в углеводородном слое 114 по существу горизонтально (как показано на фиг.3-6, добывающие скважины содержат горизонтальные участки, которые входят и выходят из страницы). Добывающие скважины 106А и/или добывающие скважины 106В могут быть расположены близко к нижней части нагревателей 116 или к самым нижним нагревателям.

В некоторых вариантах осуществления изобретения добывающие скважины 106А расположены в углеводородном слое 114, по существу, непосредственно под самыми нижними нагревателями. Добывающие скважины 106А могут быть расположены под нагревателями 116 в нижней точке схемы, согласно которой размещены нагреватели (например, в нижней точке треугольной схемы, по которой размещены нагреватели, показанные на фиг.3-6). Расположение добывающих скважин 106А, по существу, непосредственно под самыми нижними нагревателями может позволить эффективно добывать подвижные флюиды из углеводородного слоя 114.

В определенных вариантах осуществления изобретения самые нижние нагреватели расположены на расстоянии примерно от 2 м до примерно 10 м от низа углеводородного слоя 114, примерно от 4 м до примерно 8 м от низа углеводородного слоя или примерно от 5 м до примерно 7 м от низа углеводородного слоя. В определенных вариантах осуществления изобретения добывающие скважины 106А и/или добывающие скважины 106В расположены на таком расстоянии от самых нижних нагревателей 116, чтобы позволить теплоте от нагревателей накладываться на добывающие скважины и чтобы препятствовать коксообразованию у добывающих скважин. Добывающие скважины 106А и/или добывающие скважины 106В могут быть расположены на расстоянии от ближайшего нагревателя (например, от самого нижнего нагревателя), которое составляет, самое большее, ³/₄ от расстояния между нагревателями в схеме, согласно которой они расположены (например, треугольной схеме, согласно которой размещены нагреватели, показанные на фиг.3-6). В некоторых вариантах осуществления изобретения добывающие скважины 106А и/или добывающие скважины 106В могут быть расположены на расстоянии от ближайшего нагревателя, которое составляет самое большее 2/3, самое большее 1/2 или самое большее 1/3 от расстояния между нагревателями в схеме, согласно которой они размещены. В определенных вариантах осуществления изобретения добывающие скважины 106А и/или добывающие скважины 106В расположены на расстоянии, составляющем примерно от 2 м до примерно 10 м от самых нижних нагревателей, примерно от 4 м до примерно 8 м от самых нижних нагревателей или примерно от 5 м до примерно 7 м от самых нижних нагревателей. Добывающие скважины 106А и/или добывающие скважины 106В могут быть расположены на расстоянии, составляющем примерно от 0,5 м до примерно 8 м от низа углеводородного слоя 114, примерно от 1 м до примерно 5 м от низа углеводородного слоя или примерно от 2 м до примерно 4 м от низа углеводородного слоя.

В некоторых вариантах осуществления изобретения, по меньшей мере, некоторые из добывающих скважин 106А расположены, по существу, непосредственно под нагревателями 116 рядом с глинистым пропластком 118, как показано на фиг.6. Добывающие скважины 106А могут быть расположены между нагревателями 116 и глинистым пропластком 118 с целью добычи флюидов, которые текут и собираются над глинистым пропластком. Глинистый пропласток 118 может представлять собой непроницаемый барьер в углеводородном слое 114. В некоторых вариантах осуществления изобретения толщина глинистого пропластка 118 составляет примерно от 1 м до примерно 6 м, примерно от 2 м до примерно 5 м или примерно от 3 м до примерно 4 м. Добывающие скважины 106А, расположенные между нагревателями 116 и глинистым пропластком 118, могут осуществлять добычу флюидов из верхней части углеводородного слоя 114 (над глинистым пропластком), а добывающие скважины 106А, расположенные в углеводородном слое ниже самых нижних нагревателей, могут осуществлять добычу флюидов из нижней части углеводородного слоя (ниже глинистого пропластка), как показано на фиг.6. В некоторых вариантах осуществления изобретения в углеводородном слое может присутствовать два или более глинистых пропластков. В таком варианте осуществления изобретения добывающие скважины расположения у каждого глинистого пропластка или рядом с ними с целью добычи флюидов, текущих и собирающихся над глинистыми пропластками.

В некоторых вариантах осуществления изобретения глинистые пропластки 118 разрушаются (высыхают) в случае, когда нагреватели 116 нагревают глинистый пропласток с обеих сторон. При разрушении глинистого пропластка 118 проницаемость глинистого пропластка увеличивается, и глинистый пропласток позволяет флюидам протекать через него. Когда флюиды способны протекать через глинистый пропласток 118, добывающие скважины, расположенные над глинистым пропластком, могут не понадобиться для добычи, так как флюиды могут течь к добывающим скважинам, расположенным у низа углеводородного слоя 114 или рядом с ним, где и осуществляется добыча флюидов.

В определенных вариантах осуществления изобретения самые нижние нагреватели над глинистым пропластком 118 расположены на расстоянии примерно от 2 м до примерно 10 м от глинистого пропластка, примерно от 4 м до примерно 8 м от низа глинистого пропластка или примерно от 5 м до примерно 7 м от глинистого пропластка. Добывающие скважины 106А могут быть расположены на расстоянии, равном примерно от 2 м до примерно 10 м от самых нижних нагревателей над глинистым пропластком 118, примерно от 4 м до примерно 8 м от самых нижних нагревателей над глинистым пропластком или примерно от 5 м до примерно 7 м от самых нижних нагревателей над глинистым пропластком. Добывающие скважины 106А могут быть расположены на расстоянии, равном примерно от 0,5 м до примерно 8 м от глинистого пропластка 118, примерно от 1 м до примерно 5 м от глинистого пропластка или примерно от 2 м до примерно 4 м от глинистого пропластка.

В некоторых вариантах осуществления изобретения в добывающие скважины 106А и/или добывающие скважины 106В подают тепло, как показано на фиг. 3-6. Подача теплоты в добывающие скважины 106А и/или добывающие скважины 106В может поддержать и/или улучшить подвижность флюидов в добывающих скважинах. Теплота, подведенная в добывающие скважины 106А и/или добывающие скважины 106В, может наложиться на теплоту от нагревателей 116 с целью создания пути движения флюидов от нагревателей к добывающим скважинам. В некоторых вариантах осуществления изобретения добывающие скважины 106А и/или добывающие скважины 106В могут содержать насос, предназначенный для перемещения флюидов на поверхность пласта. В некоторых вариантах осуществления изобретения вязкость флюидов (нефти) в добывающих скважинах 106А и/или добывающих скважинах 106В снижают с использованием нагревателей и/или нагнетания разбавителя (например, используя трубу в добывающих скважинах для нагнетания разбавителя).

В определенных вариантах осуществления изобретения тепловая обработка in situ сравнительно проницаемого пласта, содержащего углеводороды (например, пласта битуминозных песков), включает в себя нагревание пласта до температур легкого крекинга. Например, пласт может быть нагрет до температур примерно от 100°С до 260°С, примерно от 150°С до примерно 250°С, примерно от 200°С до примерно 240°С, примерно от 205°С до примерно 230°С, примерно от 210°С до 225°С. В одном варианте осуществления изобретения пласт нагревают до температуры, примерно равной 220°С. В одном варианте осуществления изобретения пласт нагревают до температуры, примерно равной 230°С. При температурах легкого крекинга флюиды в пласте отличаются уменьшенной вязкостью (относительно изначальной вязкости при начальной температуре пласта), что позволяет флюидам течь в пласте. Уменьшенная вязкость при температурах легкого крекинга может представлять собой постоянное уменьшение вязкости, так как углеводороды проходят ступенчатое изменение вязкости при температурах легкого крекинга (в сравнении с нагреванием до температур придания подвижности, что может только временно уменьшить вязкость). Флюиды, являющиеся результатом легкого крекинга, могут отличаться сравнительно малой плотностью в градусах АНИ (например, самое большее примерно 10°, примерно 12°, примерно 15° или примерно 19° АНИ), но их плотности в градусах АНИ выше, чем плотности в градусах АНИ флюида из пласта, не являющегося результатом легкого крекинга. Плотность флюида из пласта, не являющегося результатом легкого крекинга, может составлять 7° АНИ или менее.

В некоторых вариантах осуществления изобретения нагреватели в пласте работают на полной мощности с целью нагревания пласта до температур легкого крекинга или более высоких температур. Работа на полной мощности может быстро увеличить давление в пласте. В определенных вариантах осуществления изобретения флюиды добывают из пласта для того, чтобы поддержать давление в пласте ниже заранее заданного давления при увеличении температуры пласта. В некоторых вариантах осуществления изобретения заранее заданное давление является давлением гидроразрыва пласта. В определенных вариантах осуществления изобретения заранее заданное давление составляет примерно от 1000 кПа до примерно 15000 кПа, примерно от 2000 кПа до примерно 10000 кПа или примерно от 2500 кПа до примерно 5000 кПа. В одном варианте осуществления изобретения заранее заданное давление составляет примерно 10000 кПа. Поддержание значения давления так близко к значению давления гидроразрыва пласта насколько возможно может минимизировать количество добывающих скважин, необходимых для добычи флюидов из пласта.

В определенных вариантах осуществления изобретения обработка пласта включает в себя поддержание температуры на уровне температур легкого крекинга или близко к этим температурам (как описано выше) на всем протяжении фазы добычи, при этом давление поддерживают на уровне ниже давления гидроразрыва пласта. Количество теплоты, поданной в пласт, можно уменьшить или полностью исключить с целью поддержания температуры на уровне температур легкого крекинга или близко к этим температурам. Нагревание до температур легкого крекинга при одновременном поддержании температуры ниже температур пиролиза или близко к этим температурам (например, ниже примерно 230°С) препятствует коксообразованию и/или более высокому уровню проведения реакций. Нагревание до температур легкого крекинга при более высоких значениях давлений (например, давлений близких, но не превосходящих давление гидроразрыва пласта) сохраняет добытые газы в жидкой нефти (углеводородах) в пласте и увеличивает выделение водорода в пласте с более высокими парциальными давлениями водорода. Нагревание пласта только до температур легкого крекинга также позволяет использовать меньшее количество энергии по сравнению с нагреванием пласта до температур пиролиза.

Флюиды, добытые из пласта, могут содержать флюиды, являющиеся результатом легкого крекинга, подвижные флюиды и/или флюиды, являющиеся результатом пиролиза. В некоторых вариантах осуществления изобретения добытая смесь, содержащая эти флюиды, добывается из пласта. Добытая смесь может иметь свойства, которые можно оценить (например, свойства, которые можно измерить). Свойства добытой смеси определяются рабочими условиями в обрабатываемом пласте (например, температура и/или давление в пласте). В определенных вариантах осуществления изобретения с целью получения нужных свойств в добытой смеси рабочие условия можно изменять, выбирать и/или поддерживать. Например, свойства добытой смеси могут позволять легко транспортировать эту смесь (например, перемещать по трубопроводу без добавления разбавителя или смешивания с другим флюидом).

Примерами свойств добытой смеси, которые можно измерять и использовать для оценки добытой смеси, являются, помимо прочего, свойства жидкого углеводорода, такие как плотность в градусах АНИ, вязкость, стабильность асфальтена (П-значение) и бромное число. В определенных вариантах осуществления изобретения рабочие условия выбирают, изменяют и/или поддерживают с целью получения плотности добываемой смеси в градусах АНИ, составляющей, по меньшей мере, примерно 15°, по меньшей мере, примерно 17°, по меньшей мере, примерно 19° или, по меньшей мере, примерно 20°. В определенных вариантах осуществления изобретения рабочие условия выбирают, изменяют и/или поддерживают с целью получения вязкости (измеряемой при давлении в 1 атм и температуре 5°С) добываемой смеси, составляющей, самое большее, примерно 400 сП, самое большее, примерно 350 сП, самое большее, примерно 250 сП или, самое большее, примерно 100 сП. В качестве примера, исходная вязкость в пласте составляет больше примерно 1000 сП или, в некоторых случаях, больше примерно 10⁶ сП. В определенных вариантах осуществления изобретения рабочие условия выбирают, изменяют и/или поддерживают с целью получения стабильности асфальтена (П-значения) добываемой смеси, составляющей, по меньшей мере, примерно 1,1, по меньшей мере, примерно 1,2 или, по меньшей мере, примерно 1,3. В определенных вариантах осуществления изобретения рабочие условия выбирают, изменяют и/или поддерживают с целью получения бромного числа добываемой смеси, составляющего, самое большее, примерно 3%, самое большее, примерно 2,5%, самое большее, примерно 2% или, самое большее, примерно 1,5%.

В определенных вариантах осуществления изобретения смесь добывают из одной или нескольких добывающих скважин, расположенных у низа обрабатываемого углеводородного слоя или рядом с указанным низом. В других вариантах осуществления изобретения смесь добывают из других участков обрабатываемого углеводородного слоя (например, из верхней части слоя или его средней части).

В одном варианте осуществления изобретения пласт нагревают до температуры в 220°С или 230°С, при этом давление в пласте поддерживают на уровне менее 10000 кПа. Смесь, добытая из пласта, может отличаться несколькими нужными свойствами, например плотность в градусах АНИ составляет, по меньшей мере, 19°, вязкость равна, самое большее, 350 сП, П-значение составляет, по меньшей мере, 1,1, а бромное число равно, самое большее, 2%. Такую добытую смесь можно транспортировать по трубопроводу без добавления разбавителей или смешивания с другим флюидом. Эту смесь можно добывать из одной или нескольких добывающих скважин, расположенных у низа обрабатываемого углеводородного слоя или рядом с указанным низом.

В некоторых вариантах осуществления изобретения после того как температура пласта достигла температур легкого крекинга, давление в пласте уменьшают. В определенных вариантах осуществления изобретения давление в пласте уменьшают при температурах, превышающих температуры легкого крекинга. Уменьшение давления при более высоких температурах позволяет, с помощью легкого крекинга и/или пиролиза, перерабатывать больше углеводородов пласта в более качественные углеводороды. Тем не менее, то что перед уменьшением давления температуре пласта дают возможность достичь более высоких значений, может увеличить количество добываемого углекислого газа и/или количества кокса в пласте. Например, в некоторых пластах коксование битума (при давлениях выше 700 кПа) начинается при температуре, примерно равной 280°С, и достигает наибольшей скорости при температуре, примерно равной 340°С. При давлениях, меньших примерно 700 кПа, скорость коксообразования в пласте минимальна. То что перед уменьшением давления температуре пласта дают возможность достичь более высоких значений, может уменьшить количество углеводородов, добываемых из пласта.

В определенных вариантах осуществления изобретения температура в пласте (например, средняя температура пласта), при уменьшенном давлении в пласте, выбирается таким образом, чтобы сбалансировать один или несколько факторов. К этим рассматриваемым факторам можно отнести: качество добываемых углеводородов, количество добываемых углеводородов, количество добываемого углекислого газа, количество добываемого сероводорода, степень коксообразования в пласте и/или количество добываемой воды. Для оценки результатов обработки пласта с применением процесса тепловой обработки in situ можно использовать экспериментальные оценки, использующие образцы из пласта, и/или смоделированные оценки, основанные на свойствах пласта. Эти результаты могут быть использованы для определения выбранной температуры или температурного диапазона с точки зрения момента, когда надо уменьшать давление в пласте. Также на определение выбранной температуры или температурного диапазона могут влиять такие факторы, как, например, условия углеводородного или нефтяного рынка и другие экономические факторы. В определенных вариантах осуществления изобретения выбранная температура находится в диапазоне примерно от 275°С до примерно 305°С, примерно от 280°С до примерно 300°С или примерно от 285°С до примерно 295°С.

В определенных вариантах осуществления изобретения среднюю температуру в пласте оценивают на основе исследования добытых из пласта флюидов. Например, среднюю температуру в пласте можно оценить на основе исследования флюидов, добытых для поддержания давления в пласте на уровне ниже давления гидроразрыва пласта.

В некоторых вариантах осуществления изобретения как индикаторы средней температуры в пласте используются значения изомерного сдвига углеводородов (например, газов), добытых из пласта. Для оценки изомерного сдвига одного или нескольких углеводородов и связи значений изомерных сдвигов углеводородов со средней температурой в пласте могут быть использованы экспериментальные исследования и/или моделирование. Оцененная зависимость изомерных сдвигов углеводородов и средней температуры может далее быть использована на месте для оценки средней температуры в пласте с помощью отслеживания изомерных сдвигов одного или нескольких углеводородов во флюидах, добытых из пласта. В некоторых вариантах осуществления изобретения давление в пласте уменьшают, когда отслеживаемый изомерный сдвиг углеводородов достигает заранее заданного значения. Заранее заданное значение изомерного сдвига углеводородов может быть выбрано на основе выбранной температуры или температурного диапазона в пласте с целью уменьшения давления в пласте и на основе оцененной зависимости между изомерным сдвигом углеводородов и средней температурой. Примерами изомерных сдвигов углеводородов, которые можно оценивать, включают в себя, например, зависимость процентного отношения n-бутан-δ¹³ C₄ от процентного отношения пропан-δ¹³ С₃, зависимость процентного отношения n-пентан-δ¹³ C₅ от процентного отношения пропан-δ¹³ С₃, зависимость процентного отношения n-пентан-δ¹³ C₅ от процентного отношения n-бутан-δ¹³ C₄ и зависимость процентного отношения i-пентан-δ¹³ C₅ от процентного отношения i-бутан-δ¹³ C₄. В некоторых вариантах осуществления изобретения изомерный сдвиг углеводородов в добытых флюидах используется как индикатор степени произошедшей в пласте переработки (например, степени пиролиза).

В некоторых вариантах осуществления изобретения массовые проценты насыщенных углеводородов во флюидах, добытых из пласта, используются как индикаторы средней температуры в пласте. Для оценки зависимости массовых процентов насыщенных углеводородов от средней температуры в пласте могут быть использованы экспериментальные исследования и/или моделирование. Например, SARA (насыщенные углеводороды, ароматические углеводороды, смолы и асфальтены) исследования (иногда называемые исследованием Асфальтен/Парафин/Гидратные осадки) могут быть использованы для оценки массовых процентов насыщенных углеводородов в образце флюидов из пласта. В некоторых пластах массовые проценты насыщенных углеводородов линейно зависят от средней температуры в пласте. Зависимость между массовыми процентами насыщенных углеводородов и средней температурой далее можно использовать на месте для оценки средней температуры в пласте, отслеживая массовые проценты насыщенных углеводородов во флюидах, добытых из пласта. В некоторых вариантах осуществления изобретения давление в пласте уменьшают тогда, когда отслеживаемый массовый процент насыщенных углеводородов достигает заранее заданного значения. Заранее заданное значение массового процента насыщенных углеводородов может быть выбрано на основе выбранной температуры или температурного диапазона в пласте, нужных для уменьшения давления в пласте, и на основе зависимости между массовым процентом насыщенных углеводородов и средней температурой.

В некоторых вариантах осуществления изобретения массовые проценты n-С₇ во флюидах, добытых из пласта, используются как индикаторы средней температуры в пласте. Для оценки зависимости массовых процентов n-С₇ от средней температуры в пласте могут быть использованы экспериментальные исследования и/или моделирование. В некоторых пластах массовый процент n-С₇ линейно зависит от средней температуры в пласте. Зависимость между массовым процентом n-С₇ и средней температурой далее можно использовать на месте для оценки средней температуры в пласте, отслеживая массовый процент n-C₇ во флюидах, добытых из пласта. В некоторых вариантах осуществления изобретения давление в пласте уменьшают тогда, когда отслеживаемый массовый процент n-С₇ достигает заранее заданного значения. Заранее заданное значение массового процента n-С₇ может быть выбрано на основе выбранной температуры или температурного диапазона в пласте, нужных для уменьшения давления в пласте, и на основе зависимости между массовым процентом n-С₇ и средней температурой.

Давление в пласте можно уменьшить с помощью добычи флюидов (например, флюидов, являющихся результатом легкого крекинга, и/или подвижных флюидов) из пласта. В некоторых вариантах осуществления изобретения давление уменьшают до значения, при котором флюиды закоксовываются в пласте, что делается с целью предотвращения коксообразования при температурах пиролиза. Например, давление уменьшают до значения, меньшего примерно 1000 кПа, меньшего примерно 800 кПа, или меньшего примерно 700 кПа (например, около 600 кПа). В определенных вариантах осуществления изобретения выбранное давление составляет, по меньшей мере, примерно 100 кПа, по меньшей мере, примерно 200 кПа или, по меньшей мере, примерно 300 кПа. Давление может быть уменьшено для предотвращения коксообразования в пласте асфальтенов или других углеводородов с большой молекулярной массой. В некоторых вариантах осуществления изобретения давление могут поддерживать на уровне ниже давления, при котором вода проходит жидкую фазу при скважинных температурах (температурах пласта), что делается для предотвращения реакций жидкой воды и доломитов. После уменьшения давления в пласте температура может быть увеличена до температур пиролиза с целью начала проведения пиролиза и/или обогащения флюидов в пласте. Являющиеся результатом пиролиза и/или обогащения флюиды можно добывать из пласта.

В определенных вариантах осуществления изобретения количество флюидов, добытых при температурах ниже температур легкого крекинга, количество флюидов, добытых при температурах легкого крекинга, количество флюидов, добытых до уменьшения давления в пласте, и/или количество добытых флюидов, являющихся результатом пиролиза или обогащения, можно изменять с целью регулирования качества и количества флюидов, добытых из пласта, и общей добычи углеводородов из пласта. Например, добыча большего количества флюида на ранних этапах обработки (например, добыча флюидов до уменьшения давления в пласте) может увеличить общую добычу углеводородов из пласта, но уменьшить общее качество (снижая общую плотность в градусах АНИ) флюида, добытого из пласта. Общее качество уменьшается, так как добывается больше тяжелых углеводородов из-за добычи большего количества флюидов при низких температурах. Добыча меньшего количества флюидов при низких температурах может увеличить общее качество флюидов, добытых из пласта, но может снизить общую добычу углеводородов из пласта. Общая добыча может быть меньше, так как в пласте происходит больше коксообразования в случае добычи меньшего количества флюидов при низких температурах.

В определенных вариантах осуществления изобретения пласт нагревают с помощью нагревателей, при этом используют изолированные ячейки нагревателей (ячейки или участки пласта, которые не связаны течением флюида). Изолированные ячейки могут быть созданы с использованием больших промежутков между нагревателями в пласте. Например, большие промежутки между нагревателями могут быть использованы в вариантах осуществления изобретения, изображенных на фиг.3-6. Эти изолированные ячейки могут быть получены на ранних этапах нагревания (например, при температурах, меньших температур легкого крекинга). Так как одни ячейки изолированы от других ячеек в пласте, давления в изолированных ячейках высоки, и из изолированных ячеек добывают больше жидкостей. Таким образом, больше жидкостей можно добыть из пласта и можно достичь большего уровня общей добычи углеводородов. На более поздних этапах нагревания тепловой перепад может связать изолированные ячейки, и давление в пласте упадет.

В определенных вариантах осуществления изобретения тепловой перепад в пласте модифицирован так, что в верхней части углеводородного слоя или рядом с ней формируется газовая шапка. Например, тепловой перепад, созданный нагревателями 116, изображенными на фиг.3-6 и соответствующими показанным там вариантам осуществления изобретения, может быть модифицирован с целью создания газовой шапки у покрывающего слоя 112 углеводородного слоя 114 или рядом с ним. Газовая шапка может толкать жидкости или приводить их в движение по направлению к низу углеводородного слоя, так что из пласта можно добыть больше жидкостей. Формирование in situ газовой шапки может быть более эффективно по сравнению с введением в пласт находящегося под давлением флюида. Сформированная in situ газовая шапка создает усилие даже через пласт, при этом не происходит образования каналов или языков обводнения, которые могут уменьшить эффективность введения находящегося под давлением флюида, или упомянутые каналы и языки обводнения будут небольшими.

В определенных вариантах осуществления изобретения количество и/или расположение добывающих скважин в пласте изменяют исходя из вязкости пласта. Большее или меньшее количество добывающих скважин может располагаться в зонах пласта с различными вязкостями. Вязкости зон можно оценить до расположения в пласте добывающих скважин, до нагревания пласта и/или после нагревания пласта. В некоторых вариантах осуществления изобретения большее количество добывающих скважин расположено в зонах пласта, которые отличаются меньшими вязкостями. Например, некоторые пласты, верхние части или зоны пласта могут отличаться меньшими вязкостями. Таким образом, большее количество добывающих скважин может быть расположено в верхних зонах. Расположение добывающих скважин в зонах пласта с меньшей вязкостью позволяет лучше регулировать давление в пласте и/или добывать из пласта более качественную (лучше обогащенную) нефть.

В некоторых вариантах осуществления изобретения зоны пласта, в которых оценки вязкости оказались различными, нагреваются с разной скоростью. В определенных вариантах осуществления изобретения зоны пласта с большей вязкостью нагреваются с большей скоростью по сравнению с зонами меньшей вязкости. Нагревание зон большей вязкости с более высокими скоростями быстрее делает эти зоны подвижными и/или обогащает их, так что они могут «догнать» по вязкости и/или качеству медленнее нагреваемые зоны.

В некоторых вариантах осуществления изобретения расстояние между нагревателями изменяют с целью обеспечения различных скоростей нагревания в зонах пласта с различными вязкостями. Например, более плотное расположение нагревателей (меньше расстояния между нагревателями) может быть использовано в зонах с более высокими вязкостями, что нужно для нагревания этих зон с большими скоростями. В некоторых вариантах осуществления изобретения добывающая скважина (например, по существу, вертикальная добывающая скважина) расположена в зонах с более плотным расположением нагревателей и большими вязкостями. Добывающая скважина может использоваться для извлечения флюидов из пласта и сбрасывания давления в зонах большей вязкости. В некоторых вариантах осуществления изобретения одно или несколько, по существу, вертикальных отверстий или добывающих скважин расположены в зонах большей вязкости, чтобы дать возможность флюидам перетекать в зоны большей вязкости. Перетекающие флюиды могут добываться из пласта через добывающие скважины, расположенные рядом с низом зон большей вязкости.

В определенных вариантах осуществления изобретения добывающие скважины расположены в более чем одной зоне пласта. Начальная проницаемость зон может быть различной. В определенных вариантах осуществления изобретения начальная проницаемость первой зоны составляет, по меньшей мере, примерно 1 дарси, а начальная проницаемость второй зоны составляет, самое большее, примерно 0,1 дарси. В некоторых вариантах осуществления изобретения начальная проницаемость первой зоны составляет примерно от 1 дарси до примерно 10 дарси. В некоторых вариантах осуществления изобретения начальная проницаемость второй зоны составляет примерно от 0,01 дарси до примерно 0,1 дарси. Зоны могут быть отделены друг от друга, по существу, непроницаемым барьером (начальная проницаемость которого составляет, самое большее, примерно 10 дарси или менее). Расположение добывающей скважины в обеих зонах дает возможность зонам сообщаться (проницаемость) друг с другом и/или выравнивает давление в зонах.

В некоторых вариантах осуществления изобретения между зонами с разными начальными проницаемостями и разделенными, по существу, непроницаемым барьером выполнены отверстия (например, по существу вертикальные отверстия). Соединение зон с помощью отверстий позволяет зонам сообщаться (проницаемость) друг с другом и/или выравнивает давление в зонах. В некоторых вариантах осуществления изобретения отверстия в пласте (такие как отверстия сброса давления и/или добывающие скважины) дают возможность газам или флюидам малой вязкости подниматься по ним. При подъеме газов или флюидов малой вязкости флюиды в отверстиях могут конденсироваться или их вязкость может увеличиться, так что флюиды опускаются вниз в отверстиях для дальнейшего обогащения в пласте. Таким образом, отверстия могут функционировать в качестве тепловых труб при передаче теплоты от нижних частей к верхним частям, где конденсируются флюиды. Стволы скважины могут быть герметизированы и уплотнены рядом с покрывающим слоем или у него с целью предотвращения перемещения пластового флюида на поверхность.

В некоторых вариантах осуществления изобретения после уменьшения и/или прекращения нагревания пласта добыча флюидов продолжается. Пласт могут нагревать в течение выбранного промежутка времени. Например, пласт могут нагревать до тех пор, пока его температура не достигнет выбранного среднего значения. Добыча из пласта может быть продолжена после выбранного промежутка времени. Продолжение добычи может позволить получить большее количество флюида из пласта, так как флюиды перемещаются по направлению к низу пласта и/или флюиды обогащаются при прохождении участков местного перегрева пласта. В некоторых вариантах осуществления изобретения горизонтальная добывающая скважина расположена у низа пласта (или зоны пласта) или рядом с ним, что сделано для добычи флюидов после уменьшения и/или прекращения нагревания.

В определенных вариантах осуществления изобретения первоначально добытые флюиды (например, флюиды, добытые при температурах, меньших температуры легкого крекинга), флюиды, добытые при температурах, равных температуре легкого крекинга, и/или другие вязкие флюиды, добытые из пласта, смешиваются с разбавителем с целью получения флюидов с низкими вязкостями. В некоторых вариантах осуществления изобретения разбавитель содержит добытые в пласте обогащенные флюиды или флюиды, являющиеся результатом пиролиза. В некоторых вариантах осуществления изобретения разбавитель содержит обогащенные флюиды или флюиды, являющиеся результатом пиролиза, которые были добыты в другой части пласта или добыты в другом пласте. В определенных вариантах осуществления изобретения количество флюидов, добытых при температурах, меньших температур легкого крекинга и/или количество флюидов, добытых при температурах, равных температуре легкого крекинга, которые смешиваются с обогащенными флюидами из пласта, регулируют с целью получения флюида, который можно транспортировать и/или который можно использовать в нефтеперерабатывающем устройстве. Смешиваемые количества могут быть так отрегулированы, чтобы флюид отличался химической и физической стабильностью. Поддержание химической и физической стабильности флюида позволяет транспортировать флюид, уменьшать процессы предварительной обработки в нефтеперерабатывающем устройстве и/или уменьшать или исключать необходимость регулирования процессов нефтепереработки для компенсации флюида.

В определенных вариантах осуществления изобретения с целью добычи флюидов с выбранными свойствами регулируют пластовые условия (например, давление и температуру) и/или добычу флюида. Например, пластовые условия и/или добычу флюида регулируют с целью добычи флюидов с выбранной плотностью в градусах АНИ и/или выбранной вязкостью. Выбранную плотность в градусах АНИ и/или выбранную вязкость можно получить, смешивая флюиды, добытые при различных пластовых условиях (например, смешивая флюиды, добытые при различных температурах во время обработки, как описано выше). В качестве примера, пластовые условия и/или добычу флюида можно регулировать с целью добычи флюидов с плотностью в градусах АНИ, равной примерно 19°, и вязкостью, составляющей примерно 0,35 Па·с (350 сП) при температуре 19°С.

В некоторых вариантах осуществления изобретения пластовые условия и/или добычу флюида так регулируют, что вода (например, связанная вода) повторно сжижается в области обработки. Повторное сжижение воды в области обработки сохраняет теплоту конденсации в пласте. Кроме того, наличие жидкой воды в пласте увеличивает подвижность жидких углеводородов (нефти) пласта. Жидкая вода может смочить породу или другие слои в пласте, что происходит благодаря тому, что вода занимает поры или угловые места слоев и создает гладкую поверхность, которая позволяет жидким углеводородами легче перемещаться по пласту.

В определенных вариантах осуществления изобретения помимо процесса тепловой обработки in situ для обработки пластов битуминозных песков используют процесс вытеснения (например, процесс нагнетания пара, такой как циклическое нагнетание пара, процесс гравитационного дренажа с паром (ГДП), процесс нагнетания разбавителя, процесс гравитационного дренажа с паром и парообразным разбавителем или процесс нагнетания углекислого газа). В некоторых вариантах осуществления изобретения для создания в пласте зон высокой проницаемости (или зон нагнетания), чтобы осуществить процесс вытеснения, используют нагреватели. Нагреватели могут быть использованы для создания в пласте подвижной конфигурации или сети добычи, что позволит флюидам течь через пласт в ходе процесса вытеснения. Например, нагреватели могут быть использованы для создания путей дренажа между нагревателями и добывающими скважинами, что нужно для процесса вытеснения. В некоторых вариантах осуществления изобретения нагреватели используются для подачи теплоты во время процесса вытеснения. Количество теплоты, подводимой нагревателями, может быть мало по сравнению с подводом теплоты от процесса вытеснения (например, подводом тепла при нагнетании пара).

В некоторых вариантах осуществления изобретения в ходе процесса тепловой обработки in situ создается или получается рабочий флюид in situ. Полученный in situ рабочий флюид может перемещаться по пласту и передвигать подвижные углеводороды от одной части пласта до другой части пласта.

В некоторых вариантах осуществления изобретения в случае, если за процессом тепловой обработки in situ следует процесс вытеснения, процесс тепловой обработки in situ может подводить в пласт меньшее количество теплоты (например, при использовании большего расстояния между нагревателями). Процесс вытеснения может быть использован для увеличения количества теплоты, подведенной в пласт, с целью компенсации теплоты, недополученной от нагревания.

В некоторых вариантах осуществления изобретения для обработки пласта и добычи углеводородов из пласта используют процесс вытеснения. В ходе процесса вытеснения из пласта может быть добыто небольшое количество присутствующей в пласте нефти (например, менее 20% добычи присутствующей в пласте нефти). Процесс тепловой обработки in situ может быть использован после процесса вытеснения с целью увеличения добычи нефти, присутствующей в пласте. В некоторых вариантах осуществления изобретения процесс вытеснения предварительно нагревает пласт для процесса тепловой обработки in situ. В некоторых вариантах осуществления изобретения пласт обрабатывают с использование процесса тепловой обработки in situ по прошествии значительного времени после обработки пласта в ходе процесса вытеснения. Например, процесс тепловой обработки in situ используют через 1 год, 2 года, 3 года или через больший период времени после обработки пласта в ходе процесса вытеснения. Процесс тепловой обработки in situ может быть использован для пластов, которые не использовались после процесса вытеснения, так как дальнейшая добыча углеводородов с использованием процесса вытеснения невозможна и/или экономически не оправдана. В некоторых вариантах осуществления изобретения пласт остается, по меньшей мере, до некоторой степени нагретым после процесса вытеснения, даже после значительного промежутка времени.

В некоторых вариантах осуществления изобретения нагреватели используют для предварительного нагревания пласта для процесса вытеснения. Например, нагреватели могут быть использованы для создания в пласте приемистости для рабочего флюида. Нагреватели могут создавать в пласте зоны большой подвижности (или зоны нагнетания) для процесса вытеснения. В определенных вариантах осуществления изобретения нагреватели используются для создания приемистости в пластах с небольшой начальной приемистостью или ее отсутствием. Нагревание пласта может создать в пласте подвижную конфигурацию или сеть добычи флюида, что позволит флюидам течь через пласт в ходе процесса вытеснения. Например, нагреватели могут быть использованы для создания сети добычи флюида между горизонтальным нагревателем и вертикальной добывающей скважиной. Нагреватели, используемые для предварительного нагревания пласта для процесса вытеснения, также могут использоваться для подачи теплоты во время процесса вытеснения.

На фиг.7 показан вид сверху варианта осуществления изобретения, предназначенного для предварительного нагревания с использованием нагревателей для реализации процесса вытеснения. Нагнетательные скважины 120 и добывающие скважины 106 являются, по существу, вертикальными скважинами. Нагреватели 116 являются длинными, по существу, горизонтальными нагревателями, расположенными так, что они проходят вблизи нагнетательных скважин 120. Нагреватели 116 пересекают шаблоны, согласно которым расположены вертикальные скважин, проходя на небольшом расстоянии от вертикальных скважин.

Вертикальное расположение нагревателей 116 относительно нагнетательных скважин 120 и добывающих скважин 106 зависит, например, от проницаемости пласта по вертикали. В пластах, имеющих, по меньшей мере, некоторую проницаемость по вертикали, нагнетаемый пар поднимается в пласте в верхнюю часть проницаемого слоя. В таких пластах нагреватели 116 могут быть расположены рядом с низом углеводородного слоя 114, как показано на фиг.9. В пластах с очень плохой проницаемостью по вертикали может быть использовано более одного горизонтального нагревателя, при этом нагреватели будут расположены, по существу, друг над другом или нагреватели расположены на различных глубинах в углеводородном слое (например, схемы расположения нагревателей показаны на фиг.3-6). Расстояние по вертикали между горизонтальными нагревателями в таких пластах может соответствовать расстоянию между нагревателями и нагнетательными скважинами. Нагреватели 116 расположены вблизи нагнетательных скважин 120 и/или добывающих скважин 106, так что нагреватели подводят достаточное количество энергии, чтобы обеспечить экономически эффективные скорости потока для процесса вытеснения. Расстояние между нагревателями 116 и нагнетательными скважинами 120 или добывающими скважинами 106 может изменяться, чтобы обеспечить экономическую эффективность процесса вытеснения. Длительность предварительного нагревания также может изменяться с целью обеспечения экономической эффективности процесса.

В определенных вариантах осуществления изобретения флюид нагнетают в пласт (например, рабочий флюид или окисляющий флюид) для перемещения углеводородов по пласту от первого участка ко второму участку. В некоторых вариантах осуществления изобретения углеводороды перемещаются от первого участка ко второму участку через третий участок. На фиг.8 показан вид сбоку варианта осуществления изобретения с использованием, по меньшей мере, трех участков обработки в пласте битуминозных песков. Углеводородный слой 114 может быть разделен на три или более участков обработки. В определенных вариантах осуществления изобретения углеводородный слой 114 включает в себя три различных типа участков обработки: участок 121А, участок 121В и участок 121C. Участок 121C и участки 121А отделены участками 121В. Участок 121C, участки 121А и участки 121В могут находиться в пласте на расстоянии друг от друга по горизонтали. В некоторых вариантах осуществления изобретения одна сторона участка 121C прилегает к краю области обработки пласта или необрабатываемый участок пласта остается по одну сторону от участка 121C, до тех пор пока на противоположной стороне необрабатываемого участка не будет сформирована такая же или другая схема.

В определенных вариантах осуществления изобретения участки 121А и 121C нагревают в течение одного и того же времени или примерно в течение одного и того же времени до аналогичных температур (например, температур пиролиза). Участки 121А и 121C могут быть нагреты для придания подвижности и/или проведения пиролиза углеводородов в участках. Подвижные и/или являющиеся результатом пиролиза углеводороды могут быть добыты (например, с помощью одной или нескольких добывающих скважин) из участка 121А и/или участка 121C. Участок 121В может быть нагрет до меньших температур (например, температур придания подвижности). Через участок 121В углеводороды могут добываться в небольших количествах или не добываться совсем. Например, участки 121А и 121C могут быть нагреты до средней температуры, равной примерно 300°С, а участок 121В может быть нагрет до средней температуры, равной примерно 100°С, и в участке 121В добывающие скважины не функционируют.

В определенных вариантах осуществления изобретения нагревание и добыча углеводородов из участка 121C создают приемистость для флюида в этом участке. После создания приемистости для флюида в участке 121C, в этот участок может быть закачан флюид, такой как рабочий флюид (например, пар, вода или углеводороды) и/или окисляющий флюид (например, воздух, кислород, обогащенный кислород или другие окислители). Флюид может быть закачан через нагреватели 116, добывающую скважину и/или нагнетательную скважину, расположенную в участке 121C. В некоторых вариантах осуществления изобретения нагреватели 116 продолжают подводить теплоту одновременно с нагнетанием флюида. В других вариантах осуществления изобретения нагреватели 116 могут быть выключены, или их мощность уменьшена до нагнетания флюида или во время нагнетания.

В некоторых вариантах осуществления изобретения подача окисляющего флюида, такого как воздух, в участок 121C приводит к окислению углеводородов в этом участке. Например, закоксованные углеводороды и/или нагретые углеводороды в участке 121C могут окисляться в случае, когда температура углеводородов превышает температуру воспламенения. В некоторых вариантах осуществления изобретения обработка участка 121C нагревателями формирует закоксованные углеводороды, по существу, равномерной пористости и/или, по существу, равномерной приемистости, так что нагревание участка можно регулировать в случае, когда в участок нагнетают окисляющий флюид. Окисление углеводородов в участке 121C поддержит среднюю температуру участка или увеличит среднюю температуру участка до более высоких значений (например, примерно до 400°С или выше).

В некоторых вариантах осуществления изобретения нагнетание окисляющего флюида используют с целью нагревания участка 121C, а второй флюид нагнетают в пласт после окисляющего флюида или вместе с ним, что делается для получения в участке рабочих флюидов. Во время нагнетания воздуха излишний воздух и/или продукты окисления могут быть удалены из участка 121C через одну или несколько добывающих скважин. После поднятия температуры пласта до нужного значения, в участок 121C может быть закачан второй флюид, предназначенный для взаимодействия с коксом и/или углеводородами и создания рабочего флюида (например, синтез-газа). В некоторых вариантах осуществления изобретения второй флюид содержит воду и/или пар. Реакции второго флюида с углеродом в пласте могут являться эндотермическими реакциями, которые охлаждают пласт. В некоторых вариантах осуществления изобретения окисляющий флюид добавляют со вторым флюидом, чтобы одновременно с эндотермическими реакциями в участке 121C происходило некоторое нагревание. В некоторых вариантах осуществления изобретения участок 121C может быть обработан в ходе альтернативных этапов добавления окислителя с целью нагревания пласта и дальнейшего добавления второго флюида с целью создания рабочих флюидов.

Созданные в участке 121C рабочие флюиды могут включать в себя пар, углекислый газ, угарный газ, водород, метан и/или являющиеся результатом пиролиза углеводороды. Высокая температура в участке 121C и создание рабочего флюида в участке может увеличить в нем давление, так что рабочие флюиды перемещаются из этого участка в прилегающие участки. Увеличенная температура участка 121C также может осуществлять передачу теплоты участку 121В с помощью кондуктивной и/или конвективной теплопередачи от потока флюида (например, углеводородов и/или рабочего флюида) в участок 121В.

В некоторых вариантах осуществления изобретения углеводороды (например, углеводороды, добытые из участка 121C) являются частью рабочего флюида. Закачанные углеводороды могут содержать, по меньшей мере, некоторое количество являющихся результатом пиролиза углеводородов, таких как являющиеся результатом пиролиза углеводороды из участка 121C. В некоторых вариантах осуществления изобретения пар или вода являются частью рабочего флюида. Наличие пара или воды в рабочем флюиде может быть использовано для регулировки температур в пласте. Например, пар или вода могут быть использованы для поддержания низких температур в пласте. В некоторых вариантах осуществления изобретения вода, закачанная в качестве рабочего флюида, в пласте превращается в пар из-за более высоких температур в пласте. Превращение воды в пар может быть использовано для снижения температур в пласте или поддержания более низких температур.

Флюиды, закачанные в участок 121C, могут течь по направлению к участку 121В, как показано стрелками на фиг.8. Перемещение флюида по пласту осуществляет конвективную передачу тепла через углеводородный слой 114 в участки 121В и/или 121 А. Кроме того, некоторое количество теплоты может кондуктивно передаваться между участками через углеводородный слой.

Нагревание нижнего уровня в участке 121В придает подвижность углеводородам в участке. Закачанный флюид может перемещать подвижные углеводороды в участке 121В через этот участок по направлению к участку 121А, как показано стрелками на фиг.8. Таким образом, закачанный флюид толкает углеводороды из участка 121C через участок 121В к участку 121А. Подвижные углеводороды могут быть обогащены в участке 121А благодаря его более высоким температурам. Являющиеся результатом пиролиза углеводороды, которые перемещаются в участок 121А, также могут быть дополнительно обогащены в этом участке. Обогащенные углеводороды можно добывать через добывающие скважины, расположенные в участке 121А.

В некоторых вариантах осуществления изобретения, по меньшей мере, некоторая часть углеводородов в участке 121В делается подвижной и выходит из участка для нагнетания флюида в пласт. Некоторые пласты могут отличаться высокой нефтенасыщенностью (например, пласт Grosmont отличается высокой нефтенасыщенностью). Высокая нефтенасыщенность соответствует низкой газовой проницаемости пласта, что может препятствовать течению флюида через пласт. Таким образом, придание подвижности и вытекание (извлечение) некоторого количества нефти (углеводородов) из пласта может создать газовую проницаемость для закачанных флюидов.

Предпочтительно, чтобы флюиды в углеводородном слое 114 могли перемещаться горизонтально от точки нагнетания, так как проницаемость битуминозных песков обычно больше по горизонтали, чем по вертикали. Более высокая горизонтальная проницаемость дает возможность закачанному флюиду предпочтительно перемещать углеводороды между участками по сравнению с перетеканием флюидов по вертикали, которое происходит благодаря действию в пласте силы тяжести. Обеспечение достаточного давления флюидов с помощью закачанного флюида может обеспечить перемещение флюидов в участок 121А с целью обогащения и/или добычи.

В определенных вариантах осуществления изобретения объем участка 121В больше объема участка 121А и/или участка 121С. Объем участка 121В может быть больше объемов других участков, так что большее количество углеводородов добывают при меньшем потреблении энергии в пласте. Так как меньше теплоты передают в участок 121В (участок нагревают до меньших температур), имеющий больший объем, то в участке 121В уменьшается общее потребление энергии на единицу объема. Требуемый объем участка 121В может зависеть от таких факторов, как, помимо прочего, вязкость, нефтенасыщенность и проницаемость. Кроме того, степень коксообразования в участке 121В намного меньше благодаря более низким температурам, так что меньшее количество углеводородов закоксовывается в пласте в случае, когда участок 121В имеет больший объем. В некоторых вариантах осуществления изобретения меньшая степень нагревания участка 121В дает возможность осуществлять меньшие капитальные затраты, так как в нагревателях, используемых в участке 121В, могут быть применены материалы, рассчитанные на меньшие температуры (более дешевые материалы).

Некоторые пласты с небольшой приемистостью или отсутствием начальной приемистости (такие, как карстовые пласты или карстовые слои в пластах) могут содержать узкие каверны в одном или нескольких слоях пластов. Узкие каверны могут представлять собой каверны, наполненные вязкими флюидами, такими как битум или тяжелая нефть. В некоторых вариантах осуществления изобретения пористость каверн составляет, по меньшей мере, примерно 20 единиц пористости, по меньшей мере, примерно 30 единиц пористости или, по меньшей мере, примерно 35 единиц пористости. Пористость пласта может составлять самое большее 15 единиц пористости, самое большее 10 единиц пористости или самое большее 5 единиц пористости. Узкие каверны препятствуют нагнетанию пара или других флюидов в пласт или в слои с узкими кавернами. В определенных вариантах осуществления изобретения карстовый пласт или карстовые слои пласта обрабатывают с помощью процесса тепловой обработки in situ. Нагревание этих пород или слоев может уменьшить вязкость флюидов в узких кавернах и даст возможность вытекания флюидов (например, придает флюидам подвижность).

В определенных вариантах осуществления изобретения обрабатывают только карстовые слои пласта с помощью процесса тепловой обработки in situ. Другие некарстовые слои пласта могут быть использованы в качестве уплотнений, нужных для процесса тепловой обработки in situ.

В некоторых вариантах осуществления изобретения после процесса тепловой обработки in situ карстового пласта или карстовых слоев используют процесс вытеснения. В некоторых вариантах осуществления изобретения для предварительного нагревания карстового пласта или карстовых слоев используют нагреватели, что делается с целью создания приемистости пласта.

В определенных вариантах осуществления изобретения карстовый пласт или карстовые слои нагревают до температур, меньших температуры разложения породы (например, доломита), в пласте (например, температур, самое большее равных примерно 400°С). В некоторых вариантах осуществления изобретения карстовый пласт или карстовые слои нагревают до температур, превосходящих температуру разложения доломита в пласте. При температурах, превосходящих температуру разложения доломита, доломит может разложиться, в результате чего получается углекислый газ. Разложение доломита и получение углекислого газа может создать проницаемость в пласте и придать подвижность вязким флюидам пласта. В некоторых вариантах осуществления изобретения полученный углекислый газ поддерживается в пласте с целью формирования в пласте газовой шапки. Углекислому газу могут дать возможность подняться до верхних частей карстовых слоев с целью формирования газовой шапки.

В некоторых вариантах осуществления изобретения используют нагреватели для получения и/или поддержания в пласте газовой шапки, которая нужна для процесса тепловой обработки in situ и/или процесса вытеснения. Газовая шапка может вытеснять флюиды из верхних частей в нижние части пласта и/или из одних частей пласта в части пласта с меньшими давлениями (например, части с добывающими скважинами). В некоторых вариантах осуществления изобретения части пласта с газовой шапкой не нагревают совсем или нагревают не сильно. В некоторых вариантах осуществления изобретения после формирования газовой шапки уменьшают мощность нагревателей в газовой шапке или их совсем выключают. Меньшее нагревание в газовой шапке может уменьшить потребление энергии в пласте и увеличить эффективность процесса тепловой обработки in situ и/или процесса вытеснения. В некоторых вариантах осуществления изобретения добывающие скважины и/или нагревательные скважины, распложенные в части пласта с газовой шапкой, могут быть использованы для нагнетания флюида (например, пара) с целью поддержания газовой шапки.

В некоторых вариантах осуществления изобретения фронт добычи процесса вытеснения следует позади фронта нагревания процесса тепловой обработки in situ. В некоторых вариантах осуществления изобретения фронт добычи дополнительно нагревают с целью добычи из пласта большего количества флюидов. Дальнейшее нагревание позади фронта добычи также может поддержать газовую шапку позади фронта добычи и/или поддержать качество фронта добычи процесса вытеснения.

В определенных вариантах осуществления изобретения процесс вытеснения используют до процесса тепловой обработки in situ пласта. В некоторых вариантах осуществления изобретения процесс вытеснения используют для придания подвижности флюидам первого участка пласта. Далее подвижные флюиды могут быть вытолкнуты во второй участок с помощью нагревания первого участка с использованием нагревателей. Флюиды можно добывать из второго участка. В некоторых вариантах осуществления изобретения флюиды во втором участке подвергают пиролизу и/или обогащают с использованием нагревателей.

В пластах с низкой проницаемостью процесс вытеснения может быть использован для создания «газовой подушки» или депрессионной зоны до проведения процесса тепловой обработки in situ. Газовая подушка может препятствовать быстрому увеличению давления до значения давления гидроразрыва пласта во время проведения процесса тепловой обработки in situ. Газовая подушка может обеспечивать путь выхода или просачивания газов на ранних этапах нагревания во время проведения процесса тепловой обработки in situ.

В некоторых вариантах осуществления изобретения процесс вытеснения (например, процесс нагнетания пара) используют для придания подвижности флюидам до проведения процесса тепловой обработки in situ. Нагнетание пара может быть использовано для получения углеводородов (нефти) из породы или другого слоя пласта. Нагнетание пара может придать подвижность нефти без значительного нагревания породы.

В некоторых вариантах осуществления изобретения нагнетание флюида (например, пара или углекислого газа) может расходовать теплоту в пласте и охлаждать пласт в зависимости от давления в пласте. В некоторых вариантах осуществления изобретения закачанный флюид используют для рекуперации теплоты из пласта. Рекуперированная теплота может быть использована для обработки флюидов на поверхности и/или для предварительного нагревания других частей пласта с использованием процесса вытеснения.

Примеры

Далее приведены примеры, не ограничивающие изобретение.

Моделирование для битуминозных песков

Для моделирования нагревания пласта битуминозных песков, в котором нагревательные скважины расположены согласно схеме, показанной на фиг.3, было использовано STARS моделирование. Длина горизонтальной части нагревателей в пласте битуминозных песков составляет 600 м. Скорость нагревания нагревателей составляет примерно 750 Вт/м. Добывающая скважина 106В, показанная на фиг.3, была использована при моделировании в качестве добывающей скважины. Забойное давление в горизонтальной добывающей скважине поддерживалось на уровне примерно 690 кПа. Свойства пласта битуминозных песков были основаны на свойствах битуминозных песков Athabasca. Входные свойства пласта битуминозных песков включают в себя следующее: начальная пористость равна 0,28; начальная нефтенасыщенность равна 0,8; начальная насыщенность водой равна 0,2; начальная газонасыщенность равна 0,0; начальная проницаемость по вертикали равна 250 мД; начальная проницаемость по горизонтали равна 500 мД; начальное отношение Kv/Kh равно 0,5; толщина углеводородного слоя равна 28 м; глубина углеводородного слоя равна 587 м; начальное пластовое давление равно 3771 кПа; расстояние между добывающей скважиной и нижней границей углеводородного слоя равно 2,5 м; расстояние между самыми верхними нагревателями и покрывающим слоем равно 9 м; расстояние между нагревателями равно 9,5 м; начальная температура углеводородного слоя равна 18,6°С; вязкость при начальной температуре равна 53 Па·с (53000 сП); и коэффициент содержания газа в нефти (КСГН) в песке равен 50 стандартным кубическим футам/стандартный баррель. Нагреватели представляли собой нагреватели постоянной мощности, при этом наибольшая температура на поверхности песка равна 538°С, а мощность нагревателя равна 755 Вт/м. Диаметр нагревательной скважины равен 15,2 см.

На фиг.10 показано распределение температуры в пласте после 360 дней, данные получены с использованием STARS моделирования. Наиболее горячие точки расположены на нагревателях 116 или рядом с ними. Распределение температуры показывает, что части пласта между нагревателями имеют более высокую температуру по сравнению с другими частями пласта. Эти более теплые части придают большую подвижность флюидам между нагревателями и создают пути для потока флюидов в пласте, нужные для перетекания вниз по направлению к добывающим скважинам.

На фиг.11 показано распределение насыщенности нефтью в пласте после 360 дней, данные получены с использованием STARS моделирования. Насыщенность нефтью показана по шкале от 0,00 до 1,00, где 1,00 обозначает 100% насыщенность нефтью. Шкала насыщенности нефтью показана на боковой панели. Насыщенность нефтью после 360 дней несколько ниже у нагревателей 116 и добывающей скважины 106В. На фиг.12 показано распределение насыщенности нефтью в пласте после 1095 дней, данные получены с использованием STARS моделирования. После 1095 дней насыщенность нефтью уменьшается по всему пласту, при этом больше всего насыщенность нефтью уменьшается рядом с нагревателями или между ними. На фиг. 13 показано распределение насыщенности нефтью в пласте после 1470 дней, данные получены с использованием STARS моделирования. Распределение насыщенности нефтью на фиг.13 показывает, что нефть стала подвижной и течет по направлению к нижним частям пласта. На фиг.14 показано распределение насыщенности нефтью в пласте после 1826 дней, данные получены с использованием STARS моделирования. Насыщенность нефтью стала малой в большинстве участков пласта, при этом наибольшая насыщенность нефтью остается у низа пласта или рядом с ним - в частях, расположенных под добывающей скважиной 106В. Это распределение насыщенности нефтью показывает, что большая часть нефти в пласте была добыта из пласта в течение этих 1826 дней.

На фиг.15 показано распределение температуры в пласте после 1826 дней, данные получены с использованием STARS моделирования. Распределение температуры в пласте является сравнительно равномерным, за исключением участков у нагревателей 116 и в крайних (угловых) частях пласта. Распределение температур показывает, что между нагревателями и добывающей скважиной 106В был сформирован путь движения флюидов.

На фиг.16 показана зависимость темпа 122 (баррелей в день) добычи нефти (левая ось) и темпа 124 (кубических футов в день) добычи газа (правая ось) от времени (в годах). Графики добычи нефти и добычи газа показывают, что на ранних этапах добычи (0-1,5 года) нефть добывают при одновременной небольшой добыче газа. Нефть, добытая в это время, с большой долей вероятности является более тяжелой подвижной нефтью, не прошедшей пиролиз. После примерно 1,5 лет резко возрастает добыча газа, а добыча нефти резко падает. Темп добычи газа резко падает после примерно 2 лет. Далее добыча нефти медленно растет до максимального значения добычи, достигаемого в районе примерно 3,75 лет. Далее добыча нефти медленно уменьшается по мере исчерпания нефти в пласте.

С помощью STARS моделирования было вычислено отношение извлеченной энергии (энергоемкость добытых нефти и газа) и затраченной энергии (теплота, поступающая в пласт), и после примерно 5 лет оно оставило примерно 12 к 1. Был вычислен процент добытой нефти относительно общего количества нефти в пласте, и он составил примерно 60% после примерно 5 лет. Таким образом, добыча нефти из пласта битуминозных песков с использованием варианта осуществления с нагревателем и схемы расположения добывающих скважин, которая показана на фиг.3, может приводить к высоким процентам добычи нефти и большим значениям отношения извлеченной энергии к затраченной энергии.

Пример битуминозных песков

Для моделирования процесса тепловой обработки in situ пласта битуминозных песков было использовано сочетание STARS моделирования и экспериментального исследования. Условия нагревания при экспериментальном исследовании были определены из пластового моделирования. Экспериментальное исследование включало в себя нагревание ячейки битуминозных песков из пласта до выбранной температуры и дальнейшее уменьшение давления в ячейке (продувка) до 100 фунтов на квадратный дюйм. Процесс был повторен для нескольких различных значений температуры. При нагревании ячеек отслеживались свойства пласта и флюидов ячеек при одновременной добыче флюидов с целью поддержания значения давления меньше оптимального значения, равного 12МПа, до продувки, и при одновременной добыче флюидов после продувки (хотя в некоторых случаях давление может достигать больших значений, его значение быстро регулировали, и это не влияло на результаты экспериментов). На фиг.17-24 показаны результаты моделирования и экспериментов.

На фиг.17 показана зависимость массового процента природного битума в пласте (ПБП) (левая ось) и объемного процента ПБП (правая ось) от температуры (°С). В этих экспериментах термин ПБП означает количество битума, которое было в лабораторном резервуаре, при этом 100% означает начальное количество битума в лабораторном резервуаре. График 126 показывает переработку битума (связанную с массовым процентом ПБП). График 126 показывает, что переработка битума начинает быть значительной примерно при 270°С и заканчивается примерно при 340°С, и эта переработка практически линейно зависит от температуры во всем температурном диапазоне.

График 128 показывает баррели нефтяного эквивалента из добытых флюидов и добычу при продувке (которые связаны с объемным процентом ПБП). График 130 показывает баррели нефтяного эквивалента из добытых флюидов (которые связаны с объемным процентом ПБП). График 132 показывает добычу нефти из добытых флюидов (которая связана с объемным процентом ПБП). График 134 показывает баррели нефтяного эквивалента из добытых флюидов при продувке (которые связаны с объемным процентом ПБП). График 136 показывает добычу нефти при продувке (которая связана с объемным процентом ПБП). Как показано на фиг.17, объем добычи начинает значительно увеличиваться тогда же, когда начинается переработка битума - примерно при 270°С, при этом значительную часть нефти и баррелей нефтяного эквивалента (объем добычи) получают из добытых флюидов, а из продувки получают только небольшой объем.

На фиг.18 показана зависимость процента переработки битума (массовый процент ПБП) (левая ось) и массового процента нефти, газа и кокса (в виде массового процента ПБП) (правая ось) от температуры (°С). График 138 показывает переработку битума (связанную с массовым процентом ПБП). График 140 показывает добычу нефти из добытых флюидов, связанную с массовым процентом ПБП (правая ось). График 142 показывает коксообразование, связанное с массовым процентом ПБП (правая ось). График 144 показывает добычу газа из добытых флюидов, связанную с массовым процентом ПБП (правая ось). График 146 показывает добычу нефти из добытых при продувке флюидов, связанную с массовым процентом ПБП (правая ось). График 148 показывает добычу газа из добытых при продувке флюидов, связанную с массовым процентом ПБП (правая ось). На фиг. 18 показано, что коксообразование начинает увеличиваться примерно при 280°С и достигает максимума примерно при 340°С. Также на фиг.18 показано, что большую часть добытой нефти и газа получают из добытых флюидов, а из добытых при продувке флюидов получают только небольшую часть.

На фиг.19 показана зависимость плотности в градусах (°) АНИ (левая ось) для добытых флюидов, добытых при продувке флюидов, и оставшейся в пласте нефти с давлением (фунты на квадратный дюйм) (правая ось) от температуры (°С). График 150 показывает зависимость плотности добытых флюидов в градусах АНИ от температуры. График 152 показывает зависимость плотности добытых при продувке флюидов в градусах АНИ от температуры. График 154 показывает зависимость давления от температуры. График 156 показывает зависимость плотности нефти (битума) в пласте в градусах АНИ от температуры. На фиг. 19 показано, что плотность нефти в пласте в градусах АНИ остается сравнительно постоянной и примерно равной 10° АНИ и что плотность добытых флюидов и добытых при продувке флюидов в градусах АНИ немного увеличивается при продувке.

На фиг.20A-D показана зависимость коэффициента содержания газа в нефти (КСГН) в тысячах кубических футах на баррель (ось ординат) от температуры (°С) (ось абсцисс) для различных типов газа при низкотемпературной продувке (примерно 277°С) и высокотемпературной продувке (примерно 290°С). На фиг.20А показана зависимость КСГН от температуры для углекислого газа (СО₂). График 158 показывает КСГН для низкотемпературной продувки. График 160 показывает КСГН для высокотемпературной продувки. На фиг.20В показана зависимость КСГН от температуры для углеводородов. На фиг.20С показан КСГН для сероводорода (H₂S). На фиг.20D показан КСГН для водорода (Н₂). На фиг.20B-D коэффициенты КСГН приблизительно равны для случаев продувки при низкой и высокой температурах. Коэффициенты КСГН для СO₂ (показанные на фиг.20) различны для случаев продувки при низкой и высокой температурах. Причина различий в коэффициентах КСГН для СO₂ может состоять в том, что СO₂ был получен ранее (при низких температурах) в ходе водного разложения доломита и других карбонатных минералов и глин. При этих низких температурах вряд ли добывается какое-либо количество нефти, так что КСГН очень высок, так как знаменатель в отношении практически равен нулю. Другие газы (углеводороды, H₂S и Н₂) добывали одновременно с нефтью, так как все они получаются при обогащении битума (например, углеводороды, Н₂ и нефть), или потому, что они были получены при разложении минералов (таких, как пирит) в таком же диапазоне температур, как при обогащении битума (например, H₂S). Таким образом, когда вычисляли КСГН, то знаменатель (нефть) не равен нулю для углеводородов, H₂S и Н₂.

На фиг.21 показана зависимость выхода кокса (массовый процент) (ось ординат) от температуры (°С) (ось абсцисс). График 162 показывает кокс битума и керогена в виде массового процента от начальной массы в пласте. График 164 показывает кокс битума в виде массового процента от природного битума в пласте (ПБП). Фиг.21 показывает, что кокс керогена уже присутствует при температуре, равной примерно 260°С (самая низкая температура ячейки в эксперименте), а кокс битума начинает формироваться при температуре, примерно равной 280°С, и достигает максимума при температуре, примерно равной 340°С.

На фиг.22A-D показаны оценки изомерных сдвигов углеводородов во флюидах, добытых из экспериментальных ячеек, как функции температуры и переработки битума. На графиках с фиг.22A-D переработка битума и температура увеличиваются слева направо, при этом минимум переработки битума равен 10%, а максимум переработки битума равен 100%, минимальная температура составляет 277°С, а максимальная температура составляет 350°С. Стрелки на фиг. 22A-D показывают направление увеличения температуры и переработки битума.

На фиг.22А показан процент изомерного сдвига углеводорода n-бутан-δ¹³ C₄ (ось ординат) в зависимости от процента пропан-δ¹³ С₃ (ось абсцисс). На фиг.22В показан процент изомерного сдвига углеводорода n-пентан-δ¹³ C₅ (ось ординат) в зависимости от процента пропан-δ¹³ С₃ (ось абсцисс). На фиг.22С показан процент изомерного сдвига углеводорода n-пентан-δ¹³ C₅ (ось ординат) в зависимости от процента n-бутан-δ¹³ C₄ (ось абсцисс). На фиг.22D показан процент изомерного сдвига углеводорода i-пентан-δ¹³ C₅ (ось ординат) в зависимости от процента i-бутан-δ¹³ C₄ (ось абсцисс). На фиг.22A-D показано, что существует практически линейная зависимость между изомерными сдвигами углеводородов как для температуры, так и для переработки битума. Практически линейная зависимость может быть использована для оценки пластовой температуры и/или переработки битума при отслеживании изомерных сдвигов углеводородов во флюидах, добытых из пласта.

На фиг.23 показана зависимость массового процента (ось ординат) насыщенных углеводородов, полученная из SARA исследования добытых флюидов, от температуры (°С) (ось абсцисс). Логарифмическая зависимость массового процента насыщенных углеводородов от температуры может быть использована для оценки пластовой температуры при отслеживании процента по весу насыщенных углеводородов во флюидах, добытых из пласта.

На фиг.24 показана зависимость массового процента (ось ординат) n-С₇ для добытых флюидов от температуры (°С) (ось абсцисс). Линейная зависимость массового процента n-С₇ от температуры может быть использована для оценки пластовой температуры при отслеживании процента по весу n-С₇ во флюидах, добытых из пласта.

Пример предварительного нагревания с использованием нагревателей с целью увеличения приемистости, выполняемого до вытеснения паром

В примере используется вариант осуществления изобретения, показанный на фиг.7 и 9 и предназначенный для предварительного нагревания с использованием нагревателей до процесса вытеснения. Нагнетательные скважины 120 и добывающие скважины 106 являются, по существу, вертикальными скважинами. Нагреватели 116 являются длинными, по существу, горизонтальными нагревателями, расположенными так, что они проходят вблизи нагнетательных скважин 120. Нагреватели 116 пересекают схемы расположения вертикальных скважин, проходя на небольшом расстоянии от вертикальных скважин.

В этом примере выполнялись следующие условия:

(a) расстояние между нагревательными скважинами; s=330 футов;

(b) толщина пласта; h=100 футов;

(c) теплоемкость пласта; ρc=35 БТЕ/куб. фут ·°F;

(d) теплопроводность пласта; λ=1,2 БТЕ /фут·час·°Р;

(e) скорость электрического нагревания; q_h=200 Вт/фут;

(f) скорость нагнетания пара; q_s=500 баррелей/день;

(g) теплосодержание пара; h_s=1000 БТЕ/фунт;

(h) время нагревания; t=1 год;

(i) общее подведение тепла с помощью электрического нагревателя; Q_E = БТЕ/шаблон/год;

(j) радиус распространения тепла с помощью электрического нагревателя; r = фут;

и

(k) общее количество закачанной теплоты с помощью пара; Q_s = БТЕ/шаблон/год (БТЕ - Британская тепловая единица).

Нагревание с помощью электричества схемы с одной скважиной в течение года определяется следующим равенством:

где Q_E=(200 Вт/фут) [0,001 кВт/Вт] (1 год) [365 дней/год] [24 час/день] [3413 БТЕ/кВт·час]×(330 футов)=1,9733×10⁹ БТЕ/схема/год.

Нагревание с помощью пара схемы с одной скважиной в течение года определяется следующим равенством:

где Q_s = (500 баррелей/день) (1 год)[365 дней/год] [1000 БТЕ/фунт] [350 фунтов/баррель] = 63,875×10⁹ БТЕ/схема/год.

Таким образом, теплота, подведенная с помощью электрического нагревателя, разделенная на общее количество теплоты, выражается следующим равенством:

Следовательно, электрическая энергия является только небольшой частью общего количества теплоты, подведенной в пласт.

Фактическая температура области вокруг нагревателя описывается целой функцией экспоненциального типа. Из интегрального представления целой функции экспоненциального типа ясно, что примерно половина подведенной энергии практически равна примерно половине температуры нагнетательной скважины. Температура, требуемая для уменьшения вязкости тяжелой нефти, равна 500°F. Объем, нагреваемый до 500 °F электрическим нагревателем за один год, выражается следующим равенством:

Тепловое равновесие выражается следующим образом:

Таким образом, можно найти параметр r_E, который оказывается равным 10,4 фута. Для электрического нагревателя, работающего при температуре 1000°F, диаметр цилиндра, нагретого до половины этой температуры в течение одного года, составит примерно 23 фута. В зависимости от распределения проницаемости в нагнетательных скважинах, над одной скважиной, находящейся внизу пласта, могут быть расположены дополнительные горизонтальные скважины и/или периоды электрического нагревания могут быть увеличены. Для периода нагревания, равного десяти годам, диаметр области, нагретой примерно до 500°F, будет составлять примерно 60 футов.

Если весь пар был закачан равномерно в нагнетательные устройства пара на глубину более 100 футов за период времени в один год, то эквивалентный объем пласта, который может быть нагрет до 500°F, находится из следующего равенства:

Решение относительно параметра r_s дает значение r_s, равное 107 футам. Этого количества теплоты будет достаточно для нагревания примерно 3/4 схемы до 500°F.

Пример добычи нефти из битуминозных песков

Для моделирования процесса тепловой обработки in situ пласта битуминозных песков было использовано сочетание STARS моделирования и экспериментальных исследований. Эксперименты и моделирование были использованы для определения зависимости добычи нефти (измеренной в виде объемного процента нефти в пласте (битума в пласте)) от плотности в градусах АНИ добытого флюида, на что влияет давление в пласте. Эксперименты и моделирование также были использованы для определения зависимости эффективности добычи (процент добытой нефти (битума)) от температуры при различных давлениях.

На фиг.25 показана зависимость добычи нефти (объемный процент битума в пласте) от плотности в градусах АНИ (°), которая определялась давлением (МПа) в пласте. Как показано на фиг.25, добыча нефти уменьшается при увеличении плотности в градусах АНИ и увеличении давления до некоторого значения (примерно 2,9 МПа в этом эксперименте). При давлении, превосходящем это значение, добыча нефти и плотность в градусах АНИ уменьшается при увеличении давления (примерно до значения в 10 МПа в этом эксперименте). Таким образом, может быть целесообразно регулировать давление в пласте, чтобы оно было меньше выбранного значения с целью получения большей добычи нефти, а также нужной плотности добытого флюида в градусах АНИ.

На фиг.26 показана зависимость эффективности (%) добычи флюидов от температуры (°С) при различных давлениях. Кривая 166 показывает зависимость эффективности добычи от температуры при 0 МПа. Кривая 168 показывает зависимость эффективности добычи от температуры при 0,7 МПа. Кривая 170 показывает зависимость эффективности добычи от температуры при 5 МПа. Кривая 172 показывает зависимость эффективности добычи от температуры при 10 МПа. Как ясно из этих кривых, увеличение давления уменьшает эффективность добычи в пласте при температурах пиролиза (температурах, превышающих примерно 300°С в этом эксперименте). Влияние давления может быть уменьшено при уменьшении давления в пласте при более высоких температурах, как ясно из кривой 174. Кривая 174 показывает зависимость эффективности добычи от температуры при давлении, равном 5 МПа, до температуры примерно составляющей 380°С, после чего давление уменьшают до 0,7 МПа. Как ясно из кривой 174, эффективность добычи может быть увеличена при уменьшении давления даже при более высоких температурах. Влияние более высоких давлений на эффективность добычи может быть уменьшено при уменьшении давления до переработки углеводородов (нефти) в пласте в кокс.

В свете настоящего описания специалистам в рассматриваемой области могут быть ясны дополнительные модификации и альтернативные варианты осуществления различных аспектов настоящего изобретения. Соответственно это описание рассматривается только с иллюстративной точки зрения и с целью обучения специалистов в рассматриваемой области общему способу осуществления этого изобретения. Ясно, что показанные и описанные здесь формы изобретения надо рассматривать как предпочтительные в настоящее время варианты осуществления изобретения. Показанные и описанные здесь элементы и материалы могут быть заменены, части и способы могут быть изменены, и некоторые признаки изобретения могут быть использованы независимо, что ясно специалисту в рассматриваемой области после понимания описания настоящего изобретения. В описанные здесь элементы могут быть внесены изменения, которые не выходят за пределы объема и сущности изобретения, которые описаны в прилагаемой формуле изобретения. Кроме того, ясно, что описанные здесь независимые признаки могут быть объединены в некоторых вариантах осуществления изобретения.

Группа изобретений относится к добыче углеводородов, водорода и/или других продуктов из различных подземных пластов, таких как пласты, содержащие углеводороды, например пласты битуминозных песков с использованием нагрева пластов. Обеспечивает повышение эффективности добычи за счет возможности регулирования нагрева пластов. Сущность изобретений: осуществляют нагревание, по меньшей мере, участка углеводородного слоя в пласте с помощью нескольких нагревателей, расположенных в пласте; регулируют нагревание так, что средняя температура, по меньшей мере, большей части участка достигает значения, находящегося в интервале от 200°С до 240°С, в результате чего обеспечивают легкий крекинг, по меньшей мере, некоторого количества углеводородов в участке; поддерживают давление в пласте в пределах примерно 1 МПа до давления гидроразрыва пласта; и добывают из пласта, по меньшей мере, некоторое количество углеводородов, являющихся результатом легкого крекинга, причем до нагревания в пласте формируют газовую шапку для препятствия быстрому увеличению давления во время тепловой обработки до давления гидроразрыва, поддержания качества фронта добычи процесса вытеснения и обеспечения возможности уменьшения мощности нагревателей в упомянутой газовой шапке. Упомянутым способом нагрева обеспечивают изготовление транспортного топлива. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 26 ил.

1. Способ обработки пласта битуминозных песков, в котором:
нагревают по меньшей мере участок углеводородного слоя в пласте с помощью нескольких нагревателей, расположенных в пласте;
регулируют нагревание так, что средняя температура по меньшей мере большей части участка достигает значения, находящегося в интервале от 200°С до 240°С, в результате чего происходит легкий крекинг по меньшей мере некоторого количества углеводородов в участке;
поддерживают давление в пласте в пределах примерно 1 МПа до давления гидроразрыва пласта; и
добывают из пласта по меньшей мере некоторое количество углеводородов, являющихся результатом легкого крекинга, причем до нагревания в пласте формируют газовую шапку для препятствия быстрому увеличению давления во время тепловой обработки до давления гидроразрыва, поддержания качества фронта добычи процесса вытеснения и обеспечения возможности уменьшения мощности нагревателей в упомянутой газовой шапке.

2. Способ по п.1, в котором средняя температура составляет от 205°С до 230°С или от 210°С до 225°С.

3. Способ по любому из пп. 1 и 2, в котором обеспечивают работу нагревателей, по существу, на полной мощности до тех пор, пока средняя температура части пласта не достигнет значения, находящегося в диапазоне от 200°С до 240°С.

4. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором поддерживают давление в пласте на уровне, меньшем давления гидроразрыва пласта посредством извлечения из пласта по меньшей мере некоторого количества флюидов.

5. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором давление гидроразрыва пласта составляет примерно от 2000 кПа до примерно 15000 кПа.

6. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором вязкость жидких углеводородов из добытых флюидов составляет, самое большее, 350 сПз, самое большее, 250 сПз или, самое большее, 100 сПз, при этом вязкость измеряют при давлении в 1 атм и температуре, равной 5°С.

7. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором плотность жидких углеводородов из добытых флюидов в градусах АНИ составляет от 7° до 19°.

8. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором плотность жидких углеводородов из добытых флюидов в градусах АНИ составляет, по меньшей мере, 15°, вязкость равна, самое большее, 350 сПз, при этом вязкость измеряют при давлении в 1 атм и температуре, равной 5°С, П-значение составляет, по меньшей мере, 1,1, при этом П-значение определяют согласно способу ASTM D7060, и бромное число равно, самое большее, 2%, при этом бромное число определяют согласно способу ASTM D1159 для углеводородной части добытых флюидов с температурой кипения, меньшей 246°С.

9. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором изменяют количество подвижных углеводородов, добытых из пласта, и/или углеводородов, являющихся результатом легкого крекинга и добытых из пласта с целью изменения качества флюидов, добытых из пласта, и/или изменения общей добычи углеводородов из пласта.

10. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором регулируют температуру и давление, по меньшей мере, в части пласта таким образом, что:
а) по меньшей мере, большая часть углеводородов пласта является результатом легкого крекинга;
б) давление в части пласта меньше давления гидроразрыва этой части пласта, и
в) по меньшей мере, некоторое количество углеводородов в части пласта образует флюид, который содержит углеводороды, являющиеся результатом легкого крекинга, и который можно добывать через добывающую скважину.

11. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором добытые флюиды используют для получения транспортного топлива.

12. Транспортное топливо, изготовленное с использованием способа по п.11.