СПОСОБ УЛУЧШЕННОГО ГРАВИТАЦИОННОГО ДРЕНИРОВАНИЯ В УГЛЕВОДОРОДНОМ ПЛАСТЕ
METHOD OF IMPROVED GRAVITATIONAL DRAINAGE IN HYDROCARBON FORMATION

Данное изобретение относится к способу улучшенного гравитационного дренирования в углеводородном пласте. В частности, но не исключительно изобретение относится к способу более эффективного использования технологий гравитационного дренирования, например, гравитационного дренирования при закачке пара (SAGD), в пластах со слоистыми коллекторами (т.е. имеющими переслаивающиеся слои породы, такие как глинистый сланец).
Гравитационное дренирование при закачке пара (SAGD) является технологией, используемой при повышении нефтеотдачи для извлечения битума, тяжелой или сверхтяжелой нефти из подземного пласта. Оно обычно включает бурение двух параллельных горизонтальных скважин с одной, расположенной примерно в 4-6 метрах над другой. Верхняя скважина представляет собой нагнетательную скважину, выполненную с возможностью закачки пара высокого давления в пласт для нагревания нефти и уменьшения ее вязкости. Нагретая нефть затем более легко стекает к нижней скважине под действием силы тяжести. Нижняя скважина представляет собой добывающую скважину, которая собирает нагретую нефть и любую воду, образующуюся в результате конденсации нагнетаемого пара, и транспортирует их к поверхности. В большинстве случаев устройство искусственного подъема, например, электропогружной центробежный насос (ESP), будет использоваться, чтобы помочь течению флюидов к поверхности.Однако классическая технология SAGD рассчитана на сравнительно мощные и однородные залежи для экономически целесообразного дренирования. Залежь, которая разделена на два или более слоя, отделенных горизонтальными (или субгоризонтальными) барьерами породы (например, глинистого сланца), скорее всего не будет являться разрабатываемой экономично при традиционной технологии SAGD, поскольку это потребует бурения двух скважин в каждом слое залежи, по одной нагнетательной и добывающей скважине для каждого.
Поэтому задачей настоящего изобретения является создание способа улучшенного гравитационного дренирования, который предусматривает решение вышеупомянутых проблем.
В соответствии с первым аспектом настоящего изобретения предлагается способ улучшенного гравитационного дренирования в углеводородном пласте, включающий: бурение добывающей скважины вдоль практически горизонтального продуктивного слоя залежи; бурение перфорационной скважины над добывающей скважиной, либо в продуктивном слое, либо в слое, отделенном от продуктивного слоя барьером для флюидов; перфорация пласта, непосредственно примыкающего к перфорационной скважине, для создания пути перемещения флюидов к продуктивному слою или внутри него; стимулирование гравитационного дренирования через путь перемещения флюидов; и добыча флюидов, собранных в добывающей скважине.
Варианты осуществления настоящего изобретения таким образом предлагают способ улучшенного гравитационного дренирования, который можно применять к пластовым залежам для более экономичного их дренирования, поскольку флюидам дают возможность перемещаться между (обычно субгоризонтальными) слоями, через пути перемещения флюидов, созданные перфорациями, тем самым снижая количество индивидуальных скважин, которые требуется пробурить. Тот факт, что требуется бурить меньшее число скважин, также уменьшает время между началом проекта и началом добычи, тем самым экономя затраты и делая залежи более низкого качества более экономически привлекательными. В том случае, когда перфорации создаются в единственном слое, стадия перфорации пласта, непосредственно примыкающего к перфорационной скважине, может помочь ускорить стадию стимулирования гравитационного дренирования путем, например, ускорения транспортировки пара в залежь, чтобы тем самым быстрее нагреть флюиды в залежи.
Пласт может включать пластовую (т.е. стратифицированную) залежь, имеющую несколько слоев с промежуточными барьерами для флюидов. Пласт может быть представлен, например, пластом нефтеносного песка или пластом карбонатной породы. Барьеры для флюидов могут включать практически непроницаемую породу, брекчию, глинистый сланец, ил (т.е. наклонные гетеролитные слои, IHS), или аргиллиты. Например, барьеры для флюидов могут включать сочетание относительно тонких слоев ила, которые совокупно формируют барьер толщиной 0,5-2 м. Хотя в некоторых случаях барьеры для флюидов могут простираться по всему горизонтальному простиранию залежи, в других случаях барьеры для флюидов могут присутствовать только в определенной области залежи и могут включать один или несколько разрывов.
Перфорационная скважина может располагаться рядом (например, настолько близко, насколько это практически осуществимо) с барьером для флюидов, так что стадия перфорации пласта, непосредственно примыкающего к перфорационной скважине, создает пути перемещения флюидов через барьер для флюидов. На практике, перфорационная скважина может быть расположена приблизительно в пределах 1 м от барьера для флюидов. Перфорационная скважина может быть расположена внутри, над и/или под барьером для флюидов, и перфорации могут быть направлены (вниз или вверх) через перфорационную скважину, чтобы пройти через барьер для флюидов.
Некоторые варианты осуществления могут дополнительно включать стадию перфорации пласта, непосредственно примыкающего к добывающей скважине, перед добычей флюидов, собранных в добывающей скважине. Данная стадия может осуществляться перед обсаживанием добывающей скважины, после того, как она пробурена, либо специально, либо непреднамеренно, через или под барьером для флюидов возле подошвы продуктивной зоны, чтобы создать пути перемещения флюидов вниз в добывающую скважину.
Стадия перфорации пласта может включать создание перфораций, имеющих пространственную частоту вдоль перфорационной скважины примерно 0,1-2 или 1-5 перфораций на фут (0,3048 м). Перфорации могут быть созданы вдоль одного или нескольких общих радиусов. Например, там где перфорационная скважина расположена между верхним и нижним барьером для флюидов, перфорации могут быть созданы как вверх, так и вниз в любом месте вдоль перфорационной скважины.
Заявители считают, что будет возможно пробить барьеры для флюидов (например, слои глинистого сланца) до приблизительно 2 м толщины.
Множество добывающих скважин может быть пробурено в продуктивном слое (например, отстоящих друг от друга по горизонтали). Также может быть пробурено множество перфорационных скважин (например, отстоящих друг от друга по горизонтали).
Добывающие скважины могут быть расположены ниже по вертикали перфорационных скважин или могут быть с поперечным смещением (например, в положении посередине между соседними перфорационными скважинами), но на большей глубине, чем перфорационные скважины.
В вариантах осуществления изобретения используемая технология гравитационного дренирования может включать одну или несколько модификаций SAGD, с использованием растворителя, с использованием электричества и с использованием тепла. Таким образом, стадия стимулирования гравитационного дренирования может включать нагнетание пара, растворителя, электричества или тепла в пласт. Стадия стимулирования гравитационного дренирования может осуществляться с помощью одного или нескольких инжекторов.
Перфорационные скважины или другие выбранные скважины могут использоваться в качестве инжекторов для распространения пара/растворителя/электричества/тепла в залежь. Перфорационные скважины, не используемые в качестве инжекторов, не будут использоваться для распространения пара и т.п., но перфорации, отходящие от этих скважин, будут оставаться в качестве путей перемещения флюидов для пара и т.п. и битума для перемещения через барьер для флюидов (в вертикальном направлении). Дополнительные инжекторы могут быть созданы в одном или нескольких слоях залежи. Инжекторы в одном слое могут быть выровнены по вертикали или смещены по горизонтали относительно инжекторов в другом слое и/или перфорационных скважин и/или добывающих скважин. Множество инжекторов может быть создано в одном или каждом слое (например, отстоящих друг от друга по горизонтали).
В некоторых вариантах осуществления добывающая скважина может включать объединенные нагнетательную и добывающую скважину (которая часто именуется одиночной скважиной SAGD) для дополнительного сокращения требуемого числа отдельных скважин.
В частном варианте осуществления пласт включает первый верхний слой залежи, второй нижний слой залежи и промежуточный барьер для флюидов. Перфорационная скважина (которая может служить в качестве нагнетательной скважины) пробуривается в верхнем слое, и добывающая скважина пробуривается в нижнем (продуктивном) слое. Нагнетательная скважина может быть пробурена в нижнем слое, над добывающей скважиной, с образованием стандартной конфигурации SAGD в нижнем слое. В качестве альтернативы, инжектор может быть объединен с добывающей скважиной с образованием конструкции одиночной скважины SAGD. Перфорации формируются через промежуточный барьер для флюидов, непосредственно примыкающий к перфорационной скважине. Пар/растворитель/электричество или тепло могут далее вводиться через инжектор в перфорационную скважину и в верхний слой. Такое нагнетание стимулирует углеводороды (например, битум/тяжелую нефть) в верхнем слое понижать вязкость и стекать вниз под действием силы тяжести, таким образом, что они будут перемещаться через перфорации в барьере для флюидов и в нижнюю скважину, где они будут собираться и транспортироваться к поверхности с помощью добывающей скважины. Считается, что силы тяжести будет достаточно, чтобы позволить флюидам стекать в нижнюю скважину. Однако при необходимости давление в слоях залежи можно изменить так, чтобы способствовать гравитационному дренированию. Следует понимать, что пар/растворитель/электричество или тепло также могут вводиться через нагнетательную скважину или конструкцию одиночной скважины SAGD также для расплавления углеводородов в нижнем слое.
Следует понимать, что может быть необходима оценка для определения оптимального пространственного расположения скважин и оптимального времени ввода в действие каждого инжектора в верхних слоях пласта относительно нижних слоев. В частности, при оптимизации расположения скважины будет необходимо учитывать предварительное нагревание скважины, например, нагревание нефтеносного песчаного пласта между инжектором и добывающей скважиной путем циркуляции пара. Если барьер для флюидов расположен между инжектором и добывающей скважиной так, что они находятся на расстоянии друг от друга, существенно большем 5 м, тогда могут потребоваться дополнительная добывающая и/или нагнетательная скважина. Кроме того, давление нагнетания в каждом инжекторе и возможные последовательности запуска и остановки могут определяться для оптимизации эффективности добычи (например, если на практике трудно достичь непрерывного противотока пара (вверх) и добываемого флюида (вниз) через пути перемещения флюидов, созданные перфорациями) и обеспечения эффективного транспорта флюидов из верхних слоев вниз к добывающим скважинам у подошвы залежи.
Стадия перфорации пласта, непосредственно примыкающего к перфорационной скважине, может осуществляться в открытом стволе скважины (т.е. после того, как перфорационная скважина была пробурена, но перед тем, как перфорационная скважина была обсажена). В качестве альтернативы, стадия перфорации пласта, непосредственно примыкающего к перфорационной скважине, может осуществляться после того, как перфорационная скважина была обсажена, так что перфорации созданы через хвостовик и в пласт. В некоторых вариантах осуществления хвостовик может включать противопесочный фильтр или щелевой хвостовик.
Стадия перфорации пласта может осуществляться с помощью перфорирующего инструмента (например, скважинного перфоратора или погружного пневмоударника). Каждая перфорация может быть создана с помощью взрывного заряда.
Следует отметить, что общепринятая практика перфорации включает установку скважинного перфоратора внутрь металлической обсадной колонны или колонны-хвостовика и создания перфораций через необходимые промежутки, чтобы соединить ствол скважины с залежью. Перфорации могут быть созданы путем «кумулятивного перфорирования» или «пулевого перфорирования». Традиционное кумулятивное перфорирование включает воспламенение заряда, которое создает высокоскоростную струю высокого давления, движущуюся в радиальном направлении наружу, создавая отверстие в обсадной колонне/хвостовике, цементе и пласте. Энергия, высвобожденная из взрывного заряда, рассеивается различным образом, в том числе на удаление материала и деформацию обсадной колонны/хвостовика, цемента и пласта. Высвобождение энергии также может происходить в виде звуковых волн, волн давления и упругой деформации держателя перфоратора и стенки обсадной колонны/хвостовика. Пулевое перфорирование включает в себя использование закаленной стальной пули или снаряда, которые выталкиваются вперед взрывным зарядом с образованием канала через обсадную колонну/хвостовик, цемент и пласт. Пуля и связанные осколки породы внедряются в конце канала, и по этой причине кумулятивное перфорирование часто является предпочтительным, хотя любой способ можно использовать в вариантах осуществления настоящего изобретения.
В вариантах осуществления изобретения перфорации могут быть созданы в открытом стволе перфорационных скважин, до установки трубы-хвостовика в горизонтальном участке скважины. Создание перфораций в открытом стволе скважины дает много преимуществ. Во-первых, энергия, высвобождаемая из перфорационного заряда, не теряется на перфорацию хвостовика (поскольку хвостовик отсутствует во время перфорации). Это позволяет использовать максимальное количество энергии взрыва для увеличения глубины проникновения, и/или отводить максимум доступной энергии для удара и пробивания аргиллитов, глинистых сланцев или других барьеров для флюидов, которые препятствуют потоку пара и углеводородов и, в конечном счете, понижают эффективность извлечения гравитационным дренированием. Таким образом, данный способ обеспечивает дополнительное увеличение глубины проникновения по сравнению с перфорированием сначала через хвостовик, до перфорирования пласта. Во-вторых, перфорации могут быть созданы без ущерба для способности хвостовика бороться с поступлением песка в скважину (поскольку перфорации создаются перед установкой хвостовика). Это позволяет создавать перфорации в любом радиальном направлении, что может быть особенно полезно для перфорирования зон нефтеносных песков со сланцевыми барьерами для флюидов, расположенными вертикально выше или ниже нагнетательной скважины. В-третьих, перфорации могут быть созданы, не влияя на несущую способность конструкции хвостовика. Добавление перфораций в хвостовик понижает несущую способность конструкции хвостовика, чего можно избежать за счет перфорирования до установки хвостовика.
Для того, чтобы перфорация открытого ствола скважины была результативной, обрушение битума и песка в открытый ствол скважины должно быть минимальным после создания перфорации. Битум будет иметь тенденцию удерживать зерна песка вместе, поскольку битум находится в очень вязком состоянии (например, 100000 сП (100 Па·с)) в условиях невскрытого пласта (например, 10°C, 2500 кПа) и включает 75-85% (по объему) порового пространства. Более того, успехи отрасли в бурении через рыхлые нефтеносные песчаные пласты и установка хвостовиков 1000 м длины свидетельствуют о хорошей устойчивости открытого ствола скважины и предполагают, что открытый ствол скважины может оставаться в ненарушенном состоянии после перфорации. В случае, если происходит некоторое обрушение, может быть применена процедура очистки открытого ствола скважины.
Таким образом, способ может дополнительно включать очистку перфорационной скважины после или в ходе осуществления стадии перфорации пласта. Например, перфорирующий инструмент может быть оснащен чистящим устройством, предназначенным для очистки скважины, поскольку перфорирующий инструмент работает «от носка к пятке скважины». В качестве альтернативы, процедура очистки (например, обычная проработка) может осуществляться после того, как перфорирование завершено, и перфорирующий инструмент извлечен из скважины.
В некоторых вариантах осуществления перфорирующий инструмент может оставаться в перфорационной скважине после создания перфораций. В этом случае перфорационная скважина может не использоваться для горизонтального распространения пара или добываемых флюидов, но перфорации могут сохраняться как пути перемещения флюидов для вертикального перемещения пара и добываемых флюидов через барьер для флюидов из одного слоя в следующий (т.е. пар или другая форма инжекции могут вводиться через инжектор, который не предусмотрен в перфорационной скважине).
Инжектор может быть представлен открытым стволом перфорационной скважины. В качестве альтернативы, перфорационная скважина может быть обсажена перфорированным или щелевым хвостовиком или аналогичным хвостовиком (например, хвостовиком, включающим клапаны, позволяющие пару быть закачанным в пласт) для образования инжектора. Следует отметить, что размещение такого хвостовика может помочь обеспечить и/или поддерживать устойчивость ствола скважины, а также позволяет осуществлять нагнетание пара и т.п. в пласт.
Конкретные варианты осуществления настоящего изобретения будут описаны ниже со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых:
На фиг.1A представлен вид сбоку, иллюстрирующий два слоя залежи в нефтеносном песчаном пласте с выровненными по вертикали инжекторами, созданными в каждом слое, и выровненной по вертикали добывающей скважиной, пробуренной в нижний слой, при этом верхние инжекторы связаны с перфорациями, созданными в промежуточном барьере глинистого сланца между слоями, таким образом, что флюид может стекать вниз к нижележащей добывающей скважине;
На фиг.1B представлен вид в поперечном разрезе по линии А-А на фиг.1A, показывающий серию из двух выровненных по горизонтали рядов вертикально выровненных инжекторов, перфораций и добывающих скважин, проиллюстрированных на фиг.1A;
На фиг.2 представлен вид в поперечном разрезе альтернативной конфигурации, где ряды из двух горизонтально выровненных инжекторов в верхнем слое выполнены с возможностью подачи флюидов через связанные перфорации в центральную добывающую скважину в слое ниже, при этом инжектор также создается в слое ниже;
На фиг.3 представлен вид в поперечном разрезе дополнительной конфигурации, в которой ряды из двух горизонтально выровненных инжекторов в верхнем слое выполнены с возможностью подачи флюидов через связанные перфорации в центральную объединенную нагнетательную и добывающую скважину в нижележащем слое;
На фиг.4 представлен вид в поперечном разрезе другой конфигурации, которая фактически включает конфигурацию, показанную на фиг.3, с дополнительным слоем залежи сверху, имеющим дополнительные инжекторы и связанные перфорации, выровненные по вертикали с аналогичными в слое непосредственно ниже;
На фиг.5 представлен вид сбоку, аналогичный представленному на фиг.1A, но где дополнительный слой залежи залегает над верхним слоем на фиг.1A, и инжекторы в теперь среднем слое дополнительно связаны с верхним рядом перфораций, чтобы позволить флюиду стекать вниз из дополнительного слоя залежи вверху; и
На фиг.6 представлен вид сбоку, аналогичный представленному на фиг.1A, но где присутствует только единственный нижний слой, и инжектор выполнен с возможностью создания перфораций через нагнетательную колонну труб и непосредственно примыкающий нефтеносный песчаный пласт таким образом, чтобы уменьшить время разогрева после начала фазы SAGD.
Со ссылкой на фиг.1A и 1B проиллюстрирован способ улучшенного гравитационного дренирования (например, SAGD) в нефтеносном песчаном пласте 10, включающем два практически горизонтальных слоя залежи (L1, L2) в соответствии с первым вариантом осуществления настоящего изобретения. Как показано, пласт 10 содержит подстилающий слой породы 12 ниже более глубокого (продуктивного) слоя залежи L2, слой глинистого сланца 14, образующий промежуточный барьер для флюидов между более глубоким слоем залежи L2 и менее глубоким слоем залежи L1, и верхний слой породы 16 над менее глубоким слоем залежи L1.
Способ включает бурение добывающей скважины 22 в более глубоком слое залежи L2 и бурение перфорационной скважины 20 в менее глубоком слое залежи L1. Нагнетательная скважина 24 также пробуривается в более глубоком слое залежи L2, над добывающей скважиной 22.
Перфорационная скважина 20 проходит через менее глубокий слой залежи L1 менее чем в 1 м над слоем глинистого сланца 14. После того, как перфорационную скважину 20 обсаживают хвостовиком (не показан), перфорирующий инструмент (не показан) вставляют в перфорационную скважину 20 и создают серию перфораций 26, проходящих вниз через хвостовик, пласт 10 и слой глинистого сланца 14. Каждая перфорация 26 тем самым создает путь перемещения флюидов из менее глубокого слоя залежи L1 в более глубокий слой залежи L2.
Как показано на фиг.1B, перфорационная скважина 20, перфорации 26, нагнетательная скважина 24 и добывающая скважина 22 выровнены по вертикали, и аналогичная конфигурация обеспечивается во множестве рядов, отстоящих друг от друга по горизонтали вдоль пласта 10.
После того, как перфорации 26 созданы в каждой из перфорационных скважин 20, перфорирующий инструмент извлекают, и скважина служит в качестве инжектора. Пар 30 далее нагнетают в пласт 10 через перфорационные скважины 20 и нагнетательные скважины 24. Пар 30 может закачиваться одновременно через каждую скважину или нагнетание может быть поэтапным для максимального эффекта и результативности. Пар 30 будет подниматься и распространяться наружу из каждого инжектора внутри каждого слоя залежи L1, L2. В данном способе пар 30 приведет к снижению вязкости углеводородов (например, битума) в нефтеносном песчаном пласте 10 и перемещению их главным образом вниз, под действием силы тяжести. В результате, углеводороды в менее глубоком слое залежи L1 будут перемещаться через перфорации 26 в слой глинистого сланца 14 и в более глубокий слой залежи L2, где они будут собраны и транспортированы к поверхности с помощью добывающей скважины 22.
На фиг.2 представлена альтернативная конфигурация, которая аналогична показанной на фиг.1B, но где ряды из двух выровненных по горизонтали перфорационных скважин 20 в менее глубоком слое залежи L1 расположены таким образом, что вызывают течение флюидов через связанные перфорации 26 к центральной добывающей скважине 22 (посередине между двумя перфорационными скважинами 20) в более глубоком слое залежи L2 ниже. Как и ранее, нагнетательная скважина 24 создана над каждой добывающей скважиной 22 в более глубоком слое залежи L2.
На фиг.3 представлена дополнительная конфигурация, которая аналогична приведенной на фиг.2, но где добывающие скважины объединены с нагнетательными скважинами в более глубоком слое залежи L2 с образованием объединенной нагнетательной/добывающей скважины 32.
На фиг.4 представлена другая конфигурация, которая по существу включает конфигурацию, показанную на фиг.3 с дополнительным слоем залежи L0, который является менее глубоким, чем слой залежи L1, и отделен от слоя залежи L1 дополнительным слоем глинистого сланца 34, имеющим дополнительные перфорационные скважины 20 и связанные перфорации 26, выровненные по вертикали с аналогичными в слое залежи L1 непосредственно ниже. Как показано, дополнительные перфорационные скважины 20 служат в качестве инжекторов для закачивания пара 30 в дополнительный слой залежи L0, для расплавления в нем битума и предоставления ему возможности течь через слой залежи L1 и в слой залежи L2, где он транспортируется к поверхности с помощью нагнетательных/добывающих скважин 32.
На фиг.5 показан вид сбоку, аналогичный представленному на фиг.1A, но где дополнительный слой залежи L0, который является менее глубоким, чем слой залежи L1, отделен от слоя залежи L1 дополнительным слоем глинистого сланца 34 как на фиг.4. Однако, в этом случае скважины не пробуриваются в дополнительный слой залежи L0. Вместо этого, в слое залежи L1 через перфорационные скважины 20 создаются перфорации 26, направленные как вверх, так и вниз. В этом случае перфорации 26 образованы путем вставления перфорирующего инструмента (не показан) в открытый ствол перфорационных скважин 20 (перед тем, как их обсаживают) и использования перфорирующего инструмента для создания перфораций 26, направленных как вверх, так и вниз через пласт 10. Поскольку в перфорационных скважинах 20 отсутствует хвостовик, перфорации 26 могут распространяться дальше в пласт 10 для перфорирования как слоя глинистого сланца 14 ниже слоя залежи L1, так и слоя глинистого сланца 34 выше слоя залежи L1. Хотя это не показано, пар может закачиваться в пласт 10 через перфорационные скважины 20 и/или нагнетательные скважины 24, чтобы расплавить битум в нефтеносных песках и позволить ему стекать вниз из слоя залежи L0, через слой залежи L1 и в слой залежи L2, откуда он транспортируется к поверхности с помощью добывающей скважины 22.
Поскольку большее количество энергии может быть передано для образования более глубоких перфораций 26, когда они создаются в открытом стволе скважины, варианты осуществления изобретения могут быть экономически применимыми, даже если встречаются относительно мощные слои глинистого сланца и/или если имеется несколько относительно тонких слоев залежи, залегающих вместе в напластовании.
После того, как перфорирующие инструменты могут быть извлечены из скважин, скважины могут быть обсажены и использованы в качестве инжекторов. Однако, если перфорирующие инструменты нельзя легко извлечь из скважин, они могут оставаться в скважинах, и перфорации могут сохраняться в качестве вертикальных каналов перемещения для нагнетаемых веществ (например, пара) и добываемых флюидов, но сама скважина не будет использоваться для нагнетания или для распределения добываемых флюидов.
На фиг.6 показан вид сбоку, аналогичный представленному на фиг.1A, но где присутствует только более глубокий слой залежи L2, и перфорации 26 пробиты вниз через нагнетательную скважину 24 (после того, как она была обсажена) и в нефтеносный песчаный пласт 10 над добывающей скважиной 22. Перфорации 26 эффективны при обеспечении возможности нагнетаемому пару более быстро и эффективно проникать в слой залежи L2, тем самым сокращая время разогрева после начала фазы гравитационного дренирования (например, SAGD), и также уменьшая тем самым задержку по времени, перед тем как углеводороды начнут стекать в добывающую скважину 22. Такая методика перфорации может сочетаться со стандартным разогревом за счет циркуляции пара, пропитки растворителем или другими способами. Следует отметить, что фаза предварительного нагрева обычно осуществляется до того, как может начаться гравитационное дренирование (например, SAGD), чтобы способствовать созданию гидравлической связи между инжектором и добывающей скважиной для того, чтобы расплавленный битум мог более легко достигать добывающей скважины. За счет перфорации пласта перед фазой разогрева, средство разогрева (например, пар или пропитка растворителя) может проникать более эффективно и более эффективно распространяться внутри пласта между двумя скважинами, чтобы сократить эффективное расстояние между добывающей скважиной и инжектором. Иначе говоря, перфорации служат для увеличения зоны контакта между нагнетаемым паром/растворителем и пластом между инжектором и добывающей скважиной, чтобы углеводороды в этой зоне могли быстрее увеличивать подвижность.
Некоторые варианты осуществления изобретения включают установление стандартной схемы SAGD в нижнем слое пластовой залежи, либо с использованием стандартной конфигурации добывающая скважина/нагнетательная скважина, либо путем использования системы одиночной скважины SAGD. Один или несколько вышележащих слоев в пласте затем дренируются за счет их гидравлической связи с нижележащим слоем залежи путем бурения перфорационной скважины непосредственно выше (или ниже) барьера для флюидов и перфорации через барьер для флюидов. Если перфорации направлены вниз, перфорационные скважины также могут использоваться в качестве инжекторов.
Специалистам будет понятно, что в вышеупомянутые варианты осуществления могут быть внесены различные модификации в пределах объема настоящего изобретения, как определяется формулой изобретения.