Способ извлечения углеводородов из непроницаемых нефтеносных сланцев

010677 Эта заявка испрашивает приоритет по предварительной заявке США 60/516,779, зарегистрированной 3 ноября 2003 года. Область техники изобретения Это изобретение относится, в общем, к образованию в месте залегания и извлечению нефти и газа из подземных неподвижных источников, содержащих в значительной степени непроницаемые геологические формации, такие как нефтеносные сланцы. В частности, изобретение является комплексным способом экономичной разработки таких запасов, которые долго считались неэкономичными. Уровень техники изобретения Нефтеносные сланцы являются породами с низкой проницаемостью, которые содержат органический материал преимущественно в форме керогена, геологического предшественника нефти и газа. Известны обширные запасы нефтеносных сланцев по всему миру. В частности, имеются богатые и широко распространенные месторождения в районе Колорадо в США. Хорошее описание этого ресурса и попыток его вскрытия даны в "Oil Shale Technical Handbook, P. Nowacki (ed.), Noyes Data Corp. (1981)". Попытки добычи нефтеносных сланцев были преимущественно сконцентрированы на разработке недр и перегонке их на поверхности. Разработка недр и перегонка на поверхности, однако, требуют сложного оборудования и значительных трудозатрат. Более того, эти способы сопряжены с высокими накладными расходами, связанными с использованием сланцев приемлемым с экологической точки зрения образом. Как результат, эти способы никогда не считались конкурентоспособными по сравнению с открытым рынком нефти, несмотря на большой объем работ в 1960-80-е годы. Для преодоления ограничений способов разработки недр и перегонки на поверхности было предложено несколько способов на месте залегания. Эти способы включают нагнетание тепла и/или растворителя в подземные нефтеносные сланцы, в которых создавалась проницаемость, если она не имела место в целевой зоне. Способы нагревания включают нагнетание горячего газа (например, топочный газ, метан см. патент США 3241611, J.L. Dougan - или перегретый пар), электрическое резистивное нагревание или нагнетание окислителя для поддержания горения по месту залегания (см. патент США 3400762,D.W. Peacock и другие, и 3468376, M.L. Slusser и другие). Способы образования проницаемости включают разработку недр, разрушение породы, гидроразрыв (см. патент США 3513914, J.V. Vogel), разрушение взрывом (патент США 3284281, R.W. Thomas), разрушение паром (патент США 2952450,Н. Purre) и/или кустовое бурение. Эти и другие ранее предложенные способы на месте залегания никогда не считались экономичными из-за недостаточного подвода тепла (например, нагнетание горячего газа),недостаточной передачи тепла (например, радиальная передача тепла от скважин), собственной высокой стоимости (например, электрические способы) и/или слабого управления разрывами и распределением потоков (например, формируемая взрывом сеть разрывов и горение в месте залегания).Barnes и Ellington предприняли попытку реалистично взглянуть на экономические показатели перегонки по месту залегания нефтеносных сланцев в сценарии, в котором горячий газ нагнетается в созданные вертикальные разрывы (Quarterly of the Colorado School of Mines 63, 83-108 (Oct., 1968. Они полагают, что ограничивающим фактором является передача тепла в формацию, и более точно, область поверхности соприкосновения, через которую передается тепло. Они делают вывод, что размещение параллельных вертикальных разрывов является неэкономичным, даже более, чем горизонтальные разрывы или радиальное нагревание из скважин. Ранее предложенные способы на месте залегания были почти полностью сконцентрированы на ресурсах неглубокого залегания, где любые сделанные разрывы должны быть горизонтальными из-за низкого давления, оказываемого тонким перекрывающим слоем. Жидкие или плотные газовые теплоносители в значительной степени не подходят для ресурсов неглубокого залегания в связи с умеренной температурой быстрого пиролиза (270 С) и необходимых давлений жидкости или плотного газа, которые превосходят давление гидроразрыва. Любой нагнетаемый пар, который ведет себя почти как идеальный газ, является плохим теплоносителем. Для идеального газа увеличение температуры пропорционально уменьшает плотность, так что общее тепло на единицу нагнетаемого объема остается, по существу, неизменным. Однако патент США 3515213, М. Prats, и документ Barnes и Ellington рассматривают создание вертикальных разрывов, которые заключают в себе глубокие резервы. Ни один из этих источников, однако, не сообщает о желательности максимизации объемной производительности насосной скважины относительно нагнетаемого флюида, как это раскрыто в настоящем изобретении. Prats сообщает,что является предпочтительным использовать нефтерастворимый флюид, который является эффективным при выделении органических компонентов, тогда как Barnes и Ellington отмечают желательность нагнетания перегретых (2000F) газов. Пожалуй, наиболее близким к настоящему изобретению является патент Prats, который описывает в общих чертах способ преобразования сланцевой нефти по месту залегания, использующий сдвоенную вертикальную скважину для циркуляции пара, "летучих углеводородов нефтеносных сланцев" или преимущественно ароматических углеводородов, нагретых до 600F (315C), через вертикальные разрывы. Более того, Prats отмечает желательность того, чтобы флюид поддавался закачиванию при температуре 400-600F. Однако он не описывает ни рабочих подробностей, ни подробностей реализации, которые-1 010677 являются ключевыми для экономичного и оптимального применения. Действительно, Prats отмечает, что использование такой конструкции является менее предпочтительным, чем той, в которой осуществляется циркуляция флюида через проницаемый участок формации между двумя скважинами. В патенте США 2813583, J.W. Marx и другие, описан способ для извлечения неподвижных углеводородов посредством пара, циркулирующего через горизонтальные расклиненные разрывы при температуре 400-750F. Горизонтальные разрывы формируются между двумя вертикальными скважинами. Описано использование неводного нагревания, но температуры 800-1000F отмечены как необходимые,и, таким образом, пар или горячая вода отмечены как предпочтительные. Не рассматривались вопросы неорганических отложений и растворения формации при использовании воды, которых можно избежать при использовании углеводородного нагревающего флюида, как это раскрыто в настоящем изобретении. В патенте США 3358756, J. V.Vogel, описывается способ, подобный способу Marx, для извлечения неподвижных углеводородов посредством горячей циркуляции через горизонтальные разрывы между скважинами. Vogel рекомендует использование горячего бензола, нагнетаемого при 950F и извлекаемого по меньшей мере при 650F. Бензол, однако, является достаточно дорогим веществом, которое,возможно, придется покупать, вместо того, чтобы извлекать из образовавшихся углеводородов. Таким образом, даже низкие потери при отделении продаваемого продукта от бензола, т.е. когда низкий уровень бензола остается в продаваемом продукте, могут быть неприемлемыми. Средство для высококачественного и эффективного по стоимости отделения бензола от добываемых флюидов не описано. В патенте США 4886118, Van Meurs и другие, описан способ для добычи сланцевой нефти по месту залегания с использованием скважинных нагревателей при температуре 600 С. Патент описывает то, как нагревание и формация нефти и газа приводят к образованию проницаемости в изначально непроницаемых нефтеносных сланцах. В отличие от настоящего изобретения, скважинные нагреватели снабжают теплом только ограниченную поверхность (т.е. поверхность скважины), и поэтому очень высокие температуры и хорошая герметизация требуются для нагнетания достаточной тепловой энергии в формацию для довольно быстрого преобразования. Высокие локальные температуры препятствуют добыче нефти из скважин для нагнетания тепла, и поэтому необходим набор скважин только для добычи. Концепции патента Van Meurs расширены в патенте США 6581684, S.L. Wellington и другие. Ни один из патентов не рекомендует нагревание посредством циркуляции горячего флюида через разрывы. Несколько источников обсуждают оптимизацию условий перегонки на месте залегания для получения нефте- и газопродуктов с заданным составом. Ранним, но обширным источником является Ph.D. Thesis ofD.J. Johnson (Decomposition Studies of Oil Shale, University of Utah (1966, реферат которого может быть найден в журнальной статье "Direct Production of a Low Pour Point High Gravity Shale Oil", IEC ProductResearch and Development, 6 (1), 52-59 (1967). Среди других открытий Johnson открыл, что увеличение давления уменьшает содержание серы в добываемой нефти. Высокое содержание серы является ключевым дебетом в стоимости нефти. Подобные результаты были описаны позже в литературе А.K. BurnhamShales: ACS Symposium Series (1983. Совсем недавно патент США 6581684, S.L. Wellington и другие,дает корреляции для качества нефти как функции от температуры и давления. Эти корреляции предлагают умеренную зависимость от давления при низких давлениях (300 фунт/дюйм 2), но значительно меньшую зависимость при высоких давлениях. Таким образом, согласно Wellington при более высоких давлениях предпочтительное для настоящего изобретения управление давлением не влияет на процентное содержание серы. Wellington, в основном, предполагает скважинное нагревание сланцев. Добыча нефти и газа из керогенсодержащих пород, таких как нефтеносные сланцы, представляет три проблемы. Во-первых, кероген должен быть преобразован в нефть и газ, которые могут течь. Преобразование выполняется путем подвода достаточного количества тепла для того, чтобы пиролиз происходил за приемлемое время в достаточно большой зоне. Во-вторых, должна быть создана проницаемость в керогенсодержащих породах, которые могут иметь очень низкую проницаемость. И, в-третьих, переработанная горная порода не должна представлять собой чрезмерное экологическое или экономическое бремя. Настоящее изобретение обеспечивает способ, который экономичным образом решает все эти проблемы. Сущность изобретения В одном варианте осуществления изобретение является способом для преобразования на месте залегания и добычи нефти и газа из непроницаемых формаций глубокого залегания, содержащих неподвижные углеводороды, такие как нефтеносные сланцы, который содержит этапы: (а) разрыва зоны глубокой формации, создания множества, в основном, вертикальных, параллельных, расклиненных разрывов, (b) нагнетания под давлением нагретого флюида в одну часть каждого вертикального разрыва и извлечения нагнетенного флюида из другой части каждого разрыва для повторного нагревания и рециркуляции, (с) извлечения смешанных с нагнетенным флюидом нефти и газа, преобразованных посредством нагревания залежи, при этом нагревание также вызывает увеличение проницаемости углеводородной залежи, достаточной для того, чтобы позволить добытым нефти и газу течь в разрывы, и (d) отделения нефти и газа от нагнетенного флюида. Кроме того, раскрываются много улучшающих эффективность признаков, совместимых с описанным выше основным процессом.-2 010677 Краткое описание чертежей Настоящее изобретение и его преимущества будут лучше поняты со ссылкой на следующее детальное описание и прилагаемые чертежи, на которых фиг. 1 является блок-схемой, показывающей основные этапы настоящего способа по изобретению; фиг. 2 иллюстрирует вертикальные разрывы, созданные из вертикальных скважин; фиг. 3 иллюстрирует вид сверху одного из возможных размещений вертикальных разрывов, связанных с вертикальными скважинами; фиг. 4 иллюстрирует двойное завершение вертикальной скважины в два пересекающихся мелких разрыва; фиг. 5 А иллюстрирует использование горизонтальных скважин в соединении с вертикальными разрывами; фиг. 5 В иллюстрирует вид сверху того, как конфигурация на фиг. 5 является устойчивой к ступенчатым разрывам; фиг. 6 иллюстрирует горизонтальное нагнетание, добычу и перпендикулярное пересечение разрывающими скважинами параллельных вертикальных разрывов; фиг. 7 иллюстрирует соединение двух меньших вертикальных разрывов для создания пути потока между двумя горизонтальными скважинами; фиг. 8 иллюстрирует использование множества завершений в двойной горизонтальной скважине,пересекающей длинный вертикальный разрыв, создавая таким образом короткие пути потоков для нагретого флюида; фиг. 9 показывает смоделированное преобразование как функцию от времени для типичной зоны нефтеносных сланцев между двумя разрывами на расстоянии в 25 м при температуре 315 С и фиг. 10 показывает оценочный прогрев по длине разрыва для разного времени нагревания. Изобретение будет описано в связи с его предпочтительными вариантами осуществления. Однако в той части, в какой следующее подробное описание является специфическим для конкретного варианта осуществления или конкретного использования изобретения, оно предназначено быть только иллюстративным, не должно быть истолковано, как ограничивающее объем изобретения. Наоборот, оно предназначено предусмотреть все альтернативы, модификации и эквиваленты, которые могут быть включены в сущность и объем изобретения, как это определено формулой изобретения. Подробное описание предпочтительных вариантов осуществления Настоящее изобретение является способом образования по месту залегания и добычи нефти и газа из непроницаемых формаций глубокого залегания, содержащих неподвижные углеводороды, такие как,но не ограниченные ими, нефтеносные сланцы. Сначала оценивается и определяется фактическая непроницаемость формации так, чтобы предотвратить утечку нагревающего флюида в формацию и защитить от возможного загрязнения близлежащие водоносные горизонты. Изобретение включает преобразование по месту залегания нефтеносных сланцев или других неподвижных углеводородных источников с использованием нагнетания горячих (приблизительный диапазон температур на входе разрывов - 260-370 С в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения) жидкостей или паров, циркулирующих через плотно размещенные (10-60 м, больше или меньше) параллельные расклиненные вертикальные разрывы. Нагнетенные нагревающие флюиды в некоторых вариантах осуществления изобретения являются, главным образом, закритической "нафтой", получаемой как фракция сепарации/дистилляции добываемого продукта. Обычно этот флюид будет иметь средний молекулярный вес 70-210 атомных единиц массы. В качестве альтернативы нагревающий флюид может быть другими углеводородными флюидами или неуглеводородными, такими как насыщенный пар предпочтительно при давлении от 1200 до 3000 фунт/дюйм 2. Однако пар может привести к осложнениям, связанным с коррозией и неорганическими отложениями, и тяжелые углеводородные флюиды имеют тенденцию быть менее термически стабильными. Более того, такой флюид, как нафта, будет наверняка непрерывно вымывать скопление расклинивающего наполнителя (см. ниже), что со временем может привести к уменьшению проницаемости. Тепло кондуктивно передается в нефтеносные сланцы (нефтяные сланцы используются для иллюстративных целей), которые являются, по существу, не проницаемыми для потока. Образовавшиеся нефть и газ добываются совместно через нагревающие разрывы. Проницаемость, необходимая для обеспечения течения продукта в вертикальные разрывы, создается в породе образовавшимися нефтью и газом и тепловыми напряжениями. Полное преобразование 25-метровой зоны может произойти в течение 15 лет. Сравнительно низкие температуры процесса ограничивают образовавшуюся нефть от крекинга в газ и ограничивают получение СО 2 из карбонатов в нефтеносных сланцах. Главными целевыми ресурсами являются нефтеносные сланцы глубокого залегания (1000 футов), что допускает давления, необходимые для высокой теплоемкости нагнетаемых нагревающих флюидов. Такие глубины могут также препятствовать загрязнению грунтовых вод путем размещения ниже горизонтов с пресной водой. Дополнительно изобретение имеет несколько важных признаков. 1) Оно избегает высоких температур (400 С), которые вызывают образование СО 2 посредством разложения карбоната и пластичности пород, вызывающих сужение путей потоков.-3 010677 2) Поток и тепловая диффузия оптимизированы посредством транспортировки, большей частью,параллельно естественным плоскостям залегания в нефтеносных сланцах. Это достигается посредством конструкции вертикальных разрывов как путей для тепла и потоков. Теплопроводность в направлении,параллельном плоскостям залегания, на 30% выше, чем поперек плоскостей залегания. Таким образом,тепло передается в формацию из нагретого вертикального разрыва быстрее, чем из горизонтального разрыва. Более того, образование газа в нагретых зонах ведет к формированию горизонтальных разрывов,которые обеспечивают проницаемые пути. Эти вторичные разрывы обеспечат хорошие пути потоков для основных вертикальных разрывов (через пересечения), но этого может не произойти, если основные разрывы будут также горизонтальными. 3) Глубокие формации (1000 футов) являются предпочтительными. Глубина требуется для обеспечения достаточной вертикально-горизонтальной разности напряжений для обеспечения создания близко расположенных разрывов. Глубина также обеспечивает достаточное давление, так что нагнетенные теплонесущие флюиды сжимаются при требуемых температурах. Более того, глубина уменьшает влияние на окружающую среду путем размещения зоны пиролиза ниже водоносных горизонтов. Блок-схема на фиг. 1 показывает главные этапы способа настоящего изобретения. На этапе 1 залежи нефтеносных сланцев глубокого залегания (или другого углеводорода) подвергаются разрыву и расклиниванию. Расклиненные разрывы создаются как из вертикальных, так и горизонтальных скважин (фиг. 2 показывает разрывы 21, созданные из вертикальных скважин 22) с использованием известных способов разрыва, таких как приложение гидравлического давления (см., например, Hydraulic Fracturing; ReprintSeries No. 28, Society of Petroleum Engineers (1990. Разрывы являются предпочтительно параллельными и расположены на расстоянии 10-60 м один от другого и более предпочтительно на расстоянии 15-35 м друг от друга. Это обычно требует глубины, на которой вертикальное напряжение больше, чем минимальное горизонтальное напряжение, по меньшей мере на 100 фунт/дюйм 2, чтобы допустить создание множеств параллельных разрывов на упомянутом расстоянии без изменения ориентации последующих разрывов. Обычно эта глубина превышает 1000 футов. По меньшей мере два и предпочтительно по меньшей мере восемь параллельных разрывов используются для минимизации неэффективного расхода части нагнетенного тепла в конечных областях ниже требуемой температуры преобразования. Разрывы расклиниваются для поддержания путей потоков открытыми после того, как началось нагревание, которое вызовет тепловое расширение и увеличит напряжение закрытия. Расклинивание разрывов обычно выполняется путем нагнетания сортированного песка или разработанных частиц по длине разрыва с помощью разрывающего флюида. Разрывы должны иметь проницаемость в нижней границе потока по меньшей мере 200 Д и предпочтительно по меньшей мере 500 Д. В некоторых вариантах осуществления изобретения разрывы создаются с более высокой проницаемостью (например, путем вариации используемого расклинивающего наполнителя) на входном и/или выходном конце для обеспечения равномерного распределения нагнетенных флюидов. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения скважины, используемые для создания разрывов, также используются для нагнетания нагревающего флюида и извлечения нагнетенного флюида и продукта. Расположение разрывов, связанных с вертикальными скважинами, является чередующимся в некоторых вариантах осуществления изобретения для максимизации эффективности нагревания. Более того,чередование уменьшает наведенное напряжение для минимизации проницаемого расстояния между соседними разрывами, поддерживая при этом их параллельную ориентацию. Фиг. 3 показывает вид сверху такого распределения вертикальных разрывов 31. На этапе 2 фиг. 1 нагревающий флюид нагнетается в по меньшей мере один вертикальный разрыв и извлекается обычно из того же разрыва в месте, достаточно удаленном от точки нагнетания, для того,чтобы дать произойти необходимой передаче тепла формации. Флюид обычно нагревается с помощью наземных печей и/или в бойлерах. Нагнетание и извлечение производятся через скважины, которые могут быть горизонтальными или вертикальными и могут быть теми же скважинами, что использовались для создания разрывов. Некоторые скважины должны быть пробурены в соответствии с этапом 1 для создания разрывов. В зависимости от варианта осуществления, другие скважины могут быть пробурены в разрывы согласно этапу 2. Нагревающий флюид может быть сжатым паром вещества, которое является жидкостью в условиях наземной окружающей среды, предпочтительно имеющей объемную тепловую плотность 30000 кДж/м 3 и более предпочтительно 45000 кДж/м 3, что рассчитывается как разница между массовым теплосодержанием при температуре на входе в разрыв и 270 С, умноженная на массовую плотность при температуре на входе разрыва. Находящаяся под давлением нафта является примером такого предпочтительного нагревающего флюида. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения нагревающий флюид может быть фракцией в точке кипения добываемой сланцевой нефти. Когда бы ни использовался углеводородный нагревающий флюид, время теплового пиролизного полураспада должно быть определено при температуре разрыва предпочтительно по меньшей мере в 10 дней и более предпочтительно по меньшей мере в 40 дней. Замедлитель разложения или коксования может быть добавлен в циркулирующий нагревающий флюид, например толуол, тетралин, 1,2,3,4-тетрагидрохинолин или тиофен. Когда используются другие флюиды, а не пар, то экономика проекта требует возмещения расходов,-4 010677 принятого в практике, для повторного нагревания и рециркуляции. В других вариантах осуществления формация может нагреваться некоторое время одним флюидом, а затем может быть переведена на другой. Например, пар может быть использован во время начального этапа для минимизации издержек по импорту нафты до тех пор, пока формация не станет выдавать какой-либо углеводород. В качестве альтернативы смена флюидов может быть полезной для устранения отложений и засорений, которые могут образоваться в скважине или разрыве. Ключом к эффективному использованию циркулирующих нагревающих флюидов является поддержание путей потоков сравнительно короткими (200 м, в зависимости от свойств флюида), поскольку иначе флюид остынет ниже практической температуры пиролиза до его возвращения. Это приведет к тому, что секции каждого разрыва будут непродуктивными. Несмотря на то, что использование маленьких, коротких разрывов с множеством пересекающихся скважин может быть одним из решений этой проблемы, экономика диктует желательность создания больших разрывов и минимизацию количества скважин. Все следующие варианты осуществления рассматривают конструкции, которые делают возможными создание больших разрывов и одновременную поддержку доступности коротких путей потоков нагревающего флюида. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения, как показано на фиг. 4, путь потока в вертикальной скважине достигается с помощью двойного завершения вертикальной скважины 41, имеющей верхнее завершение 42, где нагревающий флюид нагнетается в формацию из внешнего кольцеобразного зазора скважины через перфорацию. Охлажденный флюид извлекается в нижнем завершении 43,где он доставляется обратно на поверхность через внутреннюю трубу 44. Вертикальные разрывы могут быть созданы как соединение двух или более "мелких" разрывов 45 и 46. Патент Prats описывает использование одного разрыва. Такой подход может упростить и ускорить завершения скважины путем простого уменьшения количества перфорационных отверстий, необходимых для процесса разрыва. Фиг. 5 А иллюстрирует вариант осуществления, в котором разрывы 51 расположены вдоль горизонтальных скважин 52 и пересекаются другими горизонтальными скважинами 53. Нагнетание флюида происходит через один набор скважин, а его возврат через другие. Как показано, скважины 53 могут вполне быть использованы для нагнетания горячего флюида в разрывы и скважины 52 могут быть использованы для возврата на поверхность охлажденного флюида для повторного нагревания. Скважины 53 сгруппированы в вертикальные пары, одна из каждой пары располагается сверху возвратной скважины 52, а другая снизу,обеспечивая, таким образом, более равномерное нагревание формации. Принцип вертикальных шахт требует очень маленького расстояния (00,5-1 акр), которое может быть неприемлемым с экологической точки зрения или просто по экономическим причинам. Использование горизонтальных скважин значительно уменьшает количество наземных трубопроводов и общей площади, занимаемой скважинами. Это преимущество над вертикальными скважинами можно видеть на фиг. 5 А, где изображена почти квадратная поверхность, которая будет иметь нагнетальные скважины вдоль одного края и возвратные скважины вдоль смежного края, но при этом внутренняя часть квадрата будет свободна от скважин. Входные и возвратные нагревательные линии разделены, что позволяет избежать проблем взаимного теплообмена сдвоенных завершений. На фиг. 5 А разрывы будут возможно образованы с использованием скважин 52,при этом разрывы будут созданы в значительной степени параллельными образующей горизонтальной скважине. Этот подход обеспечивает надежный поток даже со ступенчатыми разрывами, показанными на виде сверху на фиг. 5 В (т.е. прерывистые разрывы 54 из-за неточного выравнивания горизонтальных скважин относительно направления разрыва), которые легко могут возникнуть из-за недостаточных знаний о недрах. Фиг. 6 показывает вариант осуществления, в котором вертикальные разрывы 64 образованы почти перпендикулярно к горизонтальной скважине 61, используемой для создания разрывов, но не для нагнетания или возврата. Горизонтальная скважина 62 используется для нагнетания нагревающего флюида,который перемещается вниз по вертикальным разрывам, чтобы потом вытечь на поверхность через горизонтальную скважину 63. Показанные размеры являются типичными для одного варианта осуществления из многих. В этом варианте осуществления разрывы могут отстоять друг от друга на расстояние 25 м(показаны не все разрывы). В альтернативном варианте осуществления (не показан) скважины могут быть пробурены так, чтобы пересекать разрывы, по существу, под косыми углами. (Ориентация плоскостей разрывов определяется исходя из напряжения в сланцах.) Преимущество этого альтернативного варианта осуществления состоит в том, что пересечения скважин со слоями разрывов являются сильно эксцентрическими эллипсами, а не окружностями, что увеличивает площадь потока между скважинами и разрывами и, таким образом, улучшает циркуляцию тепла. Фиг. 7 иллюстрирует вариант осуществления настоящего изобретения, в котором два пересекающихся разрыва 71 и 72 продолжены и соединены между двумя горизонтальными скважинами. Нагнетание осуществляется в одну из скважин, и возврат осуществляется через другую. Соединение двух разрывов увеличивает вероятность того, что скважины 73 и 74 будут иметь необходимый соединяющий путь, лучше, чем разрыв только в одной скважине и попытка соединить или пересечь разрыв с другой скважиной. Фиг. 8 иллюстрирует вариант осуществления, представляющий сравнительно длинный разрыв 81,пройденный единственной горизонтальной скважиной 82 с двумя внутренними трубами (или внутренней-5 010677 трубой и внешним кольцеобразным зазором). Скважина имеет множество завершений (показано шесть),при этом каждое завершение сделано в одну трубу или в другую в перемежающейся последовательности. Одна из труб несет горячий флюид, а другая возвращает охлажденный флюид. В скважине установлены барьеры, чтобы изолировать секции нагнетания от возвратных секций скважины. Преимуществом этой конфигурации является использование единственной, и потенциально длинной, горизонтальной скважины с одновременным сохранением путей 83 потока для горячего флюида относительно короткими. Более того, конфигурация делает маловероятным то, что нарушение непрерывности разрыва или мест, где скважина находится в слабом соединении с разрывом, прекратят циркуляцию всего флюида. Для создания скважинных пересекающихся разрывов разрывы изолированы от давления бурового раствора, чтобы предотвратить проникновение бурового раствора в разрыв и нарушение его проницаемости. Герметизация разрыва возможна, поскольку целевая формация является, по существу, не проницаемой для потока, в отличие от обычных углеводородных резервуаров или естественно проницаемых нефтеносных сланцев. Флюид поступает в разрыв предпочтительно при температуре между 260-370 С, где верхняя температура ограничивает стремление формации к пластической деформации при высоких температурах и контролирует пиролитическое разложение нагревающего флюида. Нижняя граница является такой, чтобы преобразование происходило за приемлемое время. Скважины могут потребовать изоляции, чтобы позволить флюиду достичь разрыва без чрезмерной потери тепла. В предпочтительных вариантах осуществления изобретения поток строго не подчиняется закону Дарси на протяжении большей части области разрыва (т.е. 2-член уравнения Эргана вносит 25% в падение давления), что способствует более равномерному распределению потока в разрыве и подавляет образование каналов. Этот критерий влечет за собой выбор состава циркулирующего флюида и условий для придания высокой плотности и низкой вязкости и для выбора большого размера частиц расклинивающего наполнителя. Уравнение Эргана является хорошо известным отношением для расчета падения давления через уплотненный слой частиц: где Р является давлением, L является длиной,является пористостью,является плотностью флюида,является приведенной скоростью потока,является вязкостью флюида и d является диаметром частиц. В предпочтительных вариантах осуществления давление флюида в разрыве поддерживается на протяжении большей части времени на уровне 50% от давления открытия разрывов и более предпочтительно 80% от давления открытия разрывов с целью максимизации плотности флюида и минимизации стремления формации пластически деформировать и уменьшать пропускную способность разрыва. Давление может поддерживаться путем приложения давления нагнетания. На этапе 3 фиг. 1 полученные нефть и газ извлекаются смешанными с нагревающим флюидом. Несмотря на то, что сланцы изначально почти непроницаемы, эта ситуация меняется и проницаемость увеличится с повышением температуры формации из-за передаваемого из нагнетенного флюида тепла. Увеличение проницаемости вызывается расширением керогена по мере его преобразования в нефть и газ, в конце концов, вызывая маленькие разрывы в сланцах, которые позволяют нефти и газу перемещаться под приложенной разностью давлений в трубы возврата флюида. На этапе 4 нефть и газ отделяются от нагнетаемого флюида, что делается наиболее просто на поверхности. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения после достаточной добычи фракция сепарации или дистилляции из добытых флюидов может быть использована для составления нагнетаемого флюида. В более позднее время,наступление которого можно ожидать в районе 15 лет, добавление тепла можно остановить, что позволит тепловому равновесию выровнять температурный профиль, но, несмотря на это, нефтеносные сланцы могут продолжать образовывать и выдавать нефть и газ. По экологическим соображениям, мозаика из секций резервуара может быть оставлена непреобразованной для того, чтобы она служила опорами для ослабления оседания во время добычи. Ожидание того, что выше описанный способ преобразует весь кероген в течение 15 лет, основывается на модельных вычислениях. Фиг. 9 показывает смоделированное преобразование керогена (в нефть,газ и кокс) как функцию от времени для типичной зоны нефтеносных сланцев между двумя разрывами на расстоянии 25 м друг от друга, находившейся при температуре в 315 С. При условии 30 галлон/т средняя скорость добычи составит 56 баррель/день для нагреваемой зоны размером 100 м 100 м, при условии 70% извлечения. Оценочное количество циркулирующей нафты, требуемой для нагрева, составляет 2000 кг/мширины/день, что составит 1470 баррель/день для разрыва шириной 100 м. Фиг. 10 показывает оценочный прогрев разрыва для той же системы. Вход разрыва нагревается быстро, но требуется несколько лет, чтобы дальний конец нагрелся выше 250 С. Это поведение происходит из-за того, что циркулирующий флюид теряет тепло во время протекания через разрыв. Плоская кривая 101 показывает температуру вдоль разрыва до введения нагретого флюида. Кривая 102 показывает распределение температуры после 0,3 лет нагревания; кривая 103 - после 0,9 лет; кривая 104 - после 1,5 лет; кривая 105 - после 3 лет; кривая 106 - после 9 лет; кривая 107 - после 15 лет.-6 010677 Поведения нагревания, показанные на фиг. 9 и 10, были рассчитаны с помощью численного моделирования. В частности, тепловой поток в разрыве вычислен и прослежен и, таким образом, приводит к пространственной неравномерности температуры разрывов, поскольку нагнетенный горячий флюид остывает из-за потери тепла в формации. Скорость преобразования керогена смоделирована как реакция первого порядка с константой скорости в 7,34109 с-1 и энергией активации в 180 кДж/моль. Для показанного случая нагревающий флюид принят имеющим постоянную теплоемкость 3250 Дж/кгС и формация имеет теплопроводность 0,035 м 2/день. Вышеизложенное описание посвящено конкретным вариантам осуществления настоящего изобретения для целей его иллюстрации. Однако специалистам в данной области техники станет очевидно, что являются возможными множество модификаций и вариаций описанных здесь вариантов осуществления. Например, некоторые чертежи показывают единственный разрыв. Это сделано для упрощения иллюстрации. В предпочтительных вариантах осуществления изобретения по меньшей мере восемь параллельных разрывов используются из соображений эффективности. Аналогично, некоторые чертежи показывают нагретый флюид нагнетаемым в верхней точке разрыва и собираемым в нижней точке, что не является ограничением настоящего изобретения. Более того, поток может периодически изменять направление для более равномерного нагревания формации. Все такие модификации и вариации предназначены быть в объеме настоящего изобретения, как это определяется формулой изобретения. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ преобразования на месте залегания и добычи нефти и газа из непроницаемых формаций глубокого залегания, содержащих неподвижные углеводороды, включающий этапы, на которых:(a) разрывают давлением зону углеводородной формации, создавая множество, по существу, вертикальных расклиненных разрывов;(b) нагнетают под давлением нагретый флюид в первую часть каждого вертикального разрыва и извлекают нагнетенный флюид из второй части каждого разрыва для повторного нагревания и рециркуляции, при этом давление флюида, поддерживаемое в каждом разрыве, составляет по меньшей мере 50% от давления раскрытия разрывов, но меньше, чем давление раскрытия разрывов, нагнетенный флюид нагревают достаточно, чтобы температура флюида при достижении каждого разрыва была по меньшей мере 260 С, но не более чем 370 С, расстояние между первой и второй частью каждого разрыва составляет менее или равно 200 м;(c) извлекают смешанные с нагнетенным флюидом нефть и газ, преобразованные в зоне углеводородной формации вследствие нагревания зоны нагнетенным флюидом, при этом проницаемость формации увеличивается вследствие такого нагревания, позволяя тем самым течь нефти и газу в разрывы; и(d) отделяют нефть и газ от извлеченного нагнетенного флюида. 2. Способ по п.1, в котором углеводородная формация является нефтеносными сланцами. 3. Способ по п.1, в котором создают, по существу, параллельные разрывы. 4. Способ по п.3, в котором создают по меньшей мере восемь разрывов, расположенных, по существу, равномерно на расстоянии в диапазоне 10-60 м, при этом упомянутые разрывы расклинивают до достижения проницаемости по меньшей мере 200 Д. 5. Способ по п.1, в котором по меньшей мере одну скважину используют для создания разрывов,для нагнетания и для извлечения нагретого флюида из разрывов. 6. Способ по п.5, в котором все скважины являются вертикальными скважинами. 7. Способ по п.5, в котором все скважины являются горизонтальными скважинами. 8. Способ по п.5, в котором скважины, предназначенные для создания разрывов, также используют для нагнетания и извлечения. 9. Способ по п.5, в котором скважины для нагнетания и извлечения имеют множество завершений в каждом разрыве, по меньшей мере одно завершение используют для нагнетания нагретого флюида и по меньшей мере одно завершение используют для извлечения нагнетенного флюида. 10. Способ по п.9, в котором периодически меняют направление нагнетающих и возвращающих завершений для создания равномерного температурного профиля поперек разрыва. 11. Способ по п.5, в котором скважины, по существу, размещены в плоскости связанных с ними разрывов. 12. Способ по п.5, в котором плоскости разрывов, по существу, параллельны и скважины являются горизонтальными и, по существу, перпендикулярными плоскостям разрывов. 13. Способ по п.1, в котором нагнетенный флюид имеет объемную тепловую плотность по меньшей мере 30000 кДж/м 3, рассчитанную как разница между массовым теплосодержанием при температуре на входе в разрыв и 270 С, умноженная на массовую плотность при температуре на входе в разрыв. 14. Способ по п.13, в котором нагнетенный флюид является углеводородом. 15. Способ по п.14, где углеводород является нафтой. 16. Способ по п.14, где нагнетенный углеводородный флюид получают из извлеченной нефти и газа. 17. Способ по п.13, в котором нагнетенный флюид является водой.-7 010677 18. Способ по п.1, в котором нагнетенный флюид является насыщенным паром и давление нагнетания выбрано в диапазоне 1200-3000 фунт/дюйм 2, но не более чем давление раскрытия разрывов. 19. Способ по п.1, в котором глубина нагретой зоны формации составляет по меньшей мере 1000 футов. 20. Способ по п.1, в котором нагревание углеводородной формации продолжают, по меньшей мере,до создания в значительной степени постоянного распределения температуры поперек каждого разрыва. 21. Способ по п.1, в котором глубина нагретой зоны углеводородной формации ниже глубины самого низко лежащего водоносного горизонта и мозаику из секций углеводородной формации оставляют ненагретой для того, чтобы служить опорами для предотвращения оседания. 22. Способ по п.1, в котором давление флюида, поддерживаемое в каждом разрыве, составляет по меньшей мере 80% от давления раскрытия разрывов. 23. Способ по п.1, в котором поток нагнетенного флюида, не подчиняющийся закону Дарси, в основном, поддерживают на протяжении каждого разрыва в той степени, в которой квадрат скорости в уравнении Эргана вносит по меньшей мере 25% в падение давления, рассчитанное по такому уравнению. 24. Способ по п.5, в котором скважины, которые пересекают разрывы, бурят, в то время как разрывы поддерживают под давлением выше, чем давление бурового раствора. 25. Способ по п.1, в котором замедлитель разложения или коксования добавляют в нагнетенный флюид. 26. Способ по п.1, в котором углеводородная зона для разрыва залегает на глубине приблизительно 1000 футов или глубже относительно поверхности земли. 27. Способ по п.2, в котором зона нефтеносных сланцев для разрыва залегает на глубине приблизительно 1000 футов или глубже относительно поверхности земли. 28. Способ по п.9, в котором количество завершений в каждом разрыве составляет по меньшей мере три. 29. Способ по п.5, в котором каждый разрыв состоит из двух или более пересекающихся "мелких" разрывов. 30. Способ по п.5, в котором путь потока создают для нагнетания и для извлечения флюидов путем пересечения каждого разрыва одной или более, по существу, перпендикулярной к плоскости разрыва скважиной. 31. Способ по п.30, в котором разрывы, по существу, перпендикулярны направлению по меньшей мере одной скважины, использованной для их создания.