通过含烃岩石的组合处理和随后的注水从所述岩石开采烃的系统和方法 |
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| 申请号 | CN201680005581.5 | 申请日 | 2016-01-12 | 公开(公告)号 | CN107407142A | 公开(公告)日 | 2017-11-28 |
| 申请人 | BP北美公司; | 发明人 | 詹姆斯·尼尔; 斯潘塞·泰勒; 曾煌; 艾伦·皮特斯; 焦万纳·博卡拉登; 约翰·V·布尔伦; 艾恩·拉尔夫·科林斯; 安德鲁·里斯; | ||||
| 摘要 | 本 发明 提供了一种用于开采储集层内的 烃 的方法，所述方法包括(a)将 水 性溶液注入到所述储集层中。所述水性溶液包括水和热激活的化学物质。所述热激活的化学物质是脲、脲衍 生物 或 氨 基 甲酸 酯或氨基 甲酸盐 。所述热激活的化学 试剂 在等于或高于不到200℃的 阈值 温度 的温度下热激活。此外，所述方法包括(b)在(a)期间或之后，将所述水性溶液中的所述热激活的化学物质在等于或高于所述阈值温度的温度下热激活，以在所述储集层中产生二 氧 化 碳 并产生氨、胺和烷醇胺中的至少一者。此外，所述方法包括(c)对(b)中的热激活做出响应提高所述 地层 的水 润湿性 。另外，所述方法还包括(d)在(a)、(b)和(c)后用水对所述储集层进行注水。 | ||||||
| 权利要求 | 1.一种用于开采地层中储集层内的烃的方法，所述储集层具有环境温度和环境压力，所述方法包括： |
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| 说明书全文 | 通过含烃岩石的组合处理和随后的注水从所述岩石开采烃的系统和方法 [0001] 与相关申请的交叉引用 [0002] 本申请要求2015年1月13日提交的题为“通过含烃岩石的组合处理和注水从所述岩石开采烃的系统和方法”(Systems and Methods for Producing Hydrocarbons from Hydrocarbon Bearing Rock via Combined Treatment of the Rock and Waterflooding)的美国临时专利申请系列号62/102,713的利益，所述临时专利申请整体通过参考并入本文。 [0003] 关于联邦资助的研究或开发的陈述 [0004] 不适用。 技术领域背景技术[0006] 在许多储集层中，原始原油地质储量(OIP)分多个阶段回收。在通常被称为“初次”开采的初始阶段中，固有的储集层压力足以驱动油从地下储集层进入生产井。通常，仅有一部分原始OIP通过这种方法开采，通常开采所述原始OIP的至多约20％。通常被称为“二次”开采的下一个开采阶段依靠可替选的开采技术(除了固有储集层压力之外的)来回收更多的原始OIP。 [0007] 注水是一种类型的二次回收技术，其利用在储集层中钻出的多个井。所述井可以包括在储集层中钻出的多个水平间隔的竖直取向的井，和/或在储集层中钻出的多个水平间隔的水平取向的井。通过一个或多个井将水在压力下注入到储集层中，每个所述井被称为“注水”井。水提高储集层压力，并且当水通过地层移动时，它将油从孔隙置换出来。置换出的油被推动或清扫通过地层，并进入一个或多个其他井，其各自被称为“生产”井。在生产井中收集的烃和任何水，通过自然流动或人工抬升(即使用或不使用人工抬升)被开采到表面。注水可用于回收额外的油，通常高达额外30％的原始OIP。在这个时间点后，继续注水的成本相对于开采的油的价值通常变得不经济。因此，在储集层被广泛注水后，多达50％的原始OIP可能保留在储集层中。一般来说，注水作为回收技术被用于轻油(32°-40°API比重)、中油(20°-32°API比重)和一些粘稠油类例如重油(低于22°API比重)和沥青(低于10°API比重)。 [0008] 热回收技术特别适合于回收粘稠油类例如重油和沥青。这些技术利用热能来加热烃，降低烃的粘度并松动地层内的烃，由此能够提取并开采所述烃。水蒸气辅助重力驱油(SAGD)操作是用于回收粘稠烃的一种示例性类型的热技术。SAGD操作通常利用在储集层中钻出并且位置接近储集层底部的两个竖直间隔的水平井。将水蒸气通过被称为“注入”井的上方水平井注入到储集层中，以形成延伸到所述水平注入井周围和上方的储集层中的“水蒸气腔”。来自于所述水蒸气的热能降低了储集层中粘稠烃的粘度，由此提高了所述烃的移动性并使它们能够在重力下通过所述地层向下流动。所述移动的烃排入到被称为“开采”井的下方水平井中。在所述开采井中收集所述烃并通过自然流动或人工抬升(即使用或不使用人工抬升)将其开采到表面。 [0009] 用于回收粘稠烃的另一种热技术是“热”注水操作，也被称为热水注入操作。在常规或“冷”注水中，液态水被注入到储集层中并且在注入之前不提高其温度，因此它通常在低于或等于储集层的环境温度的温度下被注入到储集层中，而在“热”注水中，在注入之前提高所述液态水的温度，因此它通常在高于储集层的环境温度的温度下注入到储集层中(例如在注入到储集层中之前将水加热)。所述热水提供了向储集层添加热能的附加益处，这降低了烃的粘度，从而允许烃更容易向开采井移动。因此，热注水常用于回收粘稠油类，而冷注水常用于轻油和中油。 [0010] 发明简述 [0011] 本文中公开了用于开采地层中储集层内的烃的方法的实施方式。所述储集层具有环境温度和环境压力。在一个实施方式中，所述方法包括(a)在所述储集层处于所述环境温度的情况下，将水性溶液注入到所述储集层中。所述水性溶液包含水和热激活的化学物质。所述热激活的化学物质是脲、脲衍生物或氨基甲酸酯或氨基甲酸盐。所述热激活的化学试剂在等于或高于不到200℃的阈值温度的温度下热激活。此外，所述方法包括(b)在(a)期间或之后，将所述水性溶液中的所述热激活的化学物质在等于或高于所述阈值温度的温度下热激活，以在所述储集层内产生二氧化碳并产生氨、胺和烷醇胺中的至少一者。此外，所述方法包括(c)对(b)中的热激活做出响应提高所述地层的水润湿性。此外，所述方法包括(d)在(a)、(b)和(c)后用水对所述储集层进行注水。 [0012] 本文中公开了用于从含烃岩石回收烃的方法的实施方式。在一个实施方式中，所述方法包括(a)向所述岩石施加水性溶液。所述水性溶液包含水和热激活的化学物质。所述热激活的化学物质是脲、脲衍生物或氨基甲酸酯或氨基甲酸盐。所述热激活的化学试剂在等于或高于不到200℃的阈值温度的温度下热激活。此外，所述方法包括(b)在(a)期间或之后，将所述水性溶液中的所述热激活的化学物质在等于或高于所述阈值温度的温度下热激活，以在所述岩石内产生二氧化碳并产生氨、胺和烷醇胺中的至少一者。此外，所述方法包括(c)对(b)中的热激活做出响应提高所述岩石的水润湿性。此外，所述方法包括(d)在(a)、(b)和(c)后用水冲洗所述岩石。 [0013] 本文中描述的实施方式包含旨在解决与某些现有装置、系统和方法相关的各种不同缺点的特点和优点的组合。前面已相当宽泛地概述了本发明的特点和技术优点，以便可以更好地理解后面的本发明的详细描述。对于本领域技术人员来说，上面描述的各种不同特征以及其他特点，在阅读了下面的详细描述并参考附图后，将变得显而易见。本领域技术人员应该认识到，所公开的概念和特定实施方式可以作为基础，容易地用于改良或设计其他结构，用于执行与本发明相同的目的。本领域技术人员还应该认识到，这些等同的结构并不背离在随附的权利要求书中提出的本发明的精神和范围。 [0014] 附图简述 [0015] 为了详细描述本发明的优选实施方式，现在将参考附图，在所述附图中： [0016] 图1是符合本文中描述的原理，用于从地层开采烃的系统的实施方式的示意性横截面侧视图； [0017] 图2是符合本文中描述的原理，使用图1的系统开采图1的储集层中的粘稠烃的方法的实施方式的图示； [0018] 图3是图1的系统的示意性横截面侧视图，示出了按照图2的方法通过将水性溶液注入到图1的储集层中而形成的装载区； [0019] 图4是图1的系统的示意性横截面侧视图，示出了按照图2的方法通过将热水或水蒸气注入到图1的储集层中而形成的热腔，以热激活所述水性溶液中的化学试剂； [0020] 图5是符合本文中描述的原理，使用图1的系统开采图1的储集层中的粘稠烃的方法的实施方式的图示； [0021] 图6是反应的脲的量随温度变化的图示； [0022] 图7是根据实施例2，从使用包含不同浓度的脲的不同水蒸气处理的合成油砂样品回收的原始原油地质储量(OIP)的百分率的图示；并且 [0023] 图8是用包含5wt％脲的水蒸气处理随后施加冷水的实施例2的合成的油砂样品之一的图像。 [0024] 优选实施方式的详细描述 [0025] 下面的讨论针对各种不同的示例性实施方式。然而，本领域技术人员应该理解，本文中公开的实例具有广泛应用，并且任何实施方式的讨论仅仅意味着对该实施方式进行举例，并且不打算表明本公开、包括权利要求书的范围受限于该实施方式。 [0026] 在整个下面的描述和权利要求书中使用了某些术语来指称特定特点或部件。正如本领域技术人员应该认识到的，不同的人可能用不同名称指称相同的特点或部件。本文件不打算在名称而不是功能不同的部件或特点之间进行区分。绘制的图不必定是按比例的。本文中示出的某些特点和部件可能在比例上夸大或采取多少有些示意的形式，并且为清晰和简明起见，常规元件的某些细节可能未被示出。 [0027] 在下面的讨论和权利要求书中，术语“包括”和“包含”以开放方式使用，因此应该被解释为意味着“包括但不限于……”。此外，术语“偶联”打算意味着间接或直接的连接。因此，如果第一装置偶联到第二装置，则连接可以通过直接连接，或通过经其他装置、部件和连接的间接连接。此外，当在本文中使用时，术语“轴向”通常意味着沿着或平行于中央轴线(例如主体或端口的中央轴线)，而术语“径向”通常意味着垂直于所述中央轴线。例如，轴向距离是指沿着或平行于中央轴线测量的距离，并且径向距离意味着垂直于中央轴线测量的距离。在描述和权利要求书中对上或下的任何指称是出于清晰的目的，其中“上”、“上部”、“向上”或“上游”意味着朝向井眼的表面，并且“下”、“下部”、“向下”或“下游”意味着朝向井眼的末端，不论所述井眼取向如何。 [0028] 由于现有的烃(例如轻质原油)储量大为减少并且对烃产品的需求持续上升，推动了开发最大化回收和开采的原始OIP的量的技术。注水操作提供了一种用于提高回收的原始OIP的百分率，最高达到原始OIP的额外30％的二次回收技术。此外，热回收技术例如SAGD和热注水提供了改进粘稠油类例如重油和沥青的回收的技术。然而，单独的这些操作可能产生低于所需的开采得率。例如，在冷注水操作后，多达50％的原始OIP可能保留在储集层中；并且在适合于粘稠油类回收的基于热的操作例如SAGD和热注水后，多达40％的原始OIP可能保留在储集层中。然而，正如将在下面更详细描述的，本文中描述的系统和方法的实施方式提供了提高从储集层回收的原始OIP的量的潜力。 [0029] 现在参考图1，示出了通过将一种或多种化学试剂装载到储集层105，热激活储集层105中的所述化学试剂，然后进行注水操作，从地层100开采烃、包括轻油、中油和粘稠油类(例如沥青和重油)的系统10的实施方式。从表面5向下移动，地层100包括上部固结冠岩覆盖层或区域101、中间岩石层或区域102和下部固结岩下伏层或区域103。层101、103由总体不可渗透的地层材料(例如石灰岩)形成。然而，层102由总体多孔的可渗透的地层材料(例如砂岩)形成，因此能够在其中储存烃并允许流体通过其流动和渗透。具体来说，层102含有烃的储集层105(图1中深色的储集层105)。 [0030] 系统10包括注入井120和生产井130。每个井120、130分别从配置在表面5处的井口端120a、130a，通过覆盖层101和储集层105，分别延伸到邻近下伏层103的井底端120b、130b。在这个实施方式中，井120、130是水平间隔和竖直取向的。每个井120、130的延伸通过层102和储集层105的部分衬有穿孔或开槽的内衬，因此对储集层105是开放的。尽管图1仅仅示出了一个注入井120和一个开采井130，但系统10可以包括多个注入井120和/或多个开采井130。此外，尽管在这个实施方式中注水井120、130是竖直取向的，但在其他实施方式中，注水井(例如井120、130)可以是水平间隔的并包含水平区段。 [0031] 现在参考图2，示出了使用系统10从储集层105(或储集层105的一部分)开采烃的方法200的实施方式。在这个实施方式中，并且正如将在下面更详细描述的，在开始开采操作之前向储集层105装载包含一种或多种化学试剂的水性溶液。将所述化学试剂在储集层105内热激活，以提高地层100的水润湿性，这提供了在随后的注水操作中提高从井130开采烃的产量的潜力。由于所述化学试剂在水性溶液中注入，因此方法200特别适合用于对水表现出天然渗透性的储集层，并且通常独立于所述储集层的天然润湿性。 [0032] 尽管方法200的实施方式可用于开采在储集层环境条件(储集层环境温度和压力)下具有任何粘度的烃，包括但不限于轻质烃、重质烃、沥青等，但方法200的实施方式可以为开采API比重低于30°的油提供特别优势。一般来说，在储集层环境条件下粘度高于10,000cP的粘稠烃在储集层内是不动的，并且通常不能使用常规的原位回收方法经济地开采。 [0033] 始于方法200的框201，选择用于注入到储集层105中的一种或多种化学试剂。所述化学试剂的目的是对热能做出响应提高储集层105中地层岩石的水润湿性。因此，特定化学试剂的选择至少部分是基于它在热激活后提高地层100的水润湿性的能力。不受这一或任何特定理论限制，据信化学试剂提高储集层(例如储集层105)的润湿性的能力取决于各种不同因素，包括但不限于所述化学试剂或其产物可以将储集层中原生水的pH改变到接近等电点的值，使得吸附在岩石表面上的极性组分可以被更容易地解吸附的程度，所述化学试剂或其产物与岩石表面上的有机碱或酸的反应性，所述化学试剂或其产物是否可以促进气泡在岩石表面上的形成以促进吸附的烃从岩石表面解吸附，所述化学试剂或其产物的反应性是否产生能够与岩石表面上的官能团反应的化合物，等等。可以用各种不同的化学试剂试验来自于目标地层的岩芯和/或油样品，以便于框201中的选择。在这个实施方式中，每种选择的化学试剂是水溶性的，使得它可以在水性溶液中注入到储集层105中，正如将在下面更详细描述的。在本文描述的实施方式中，每种选择的化学试剂优选地表现出在25℃和1atm压力下在水性溶液中至少0.01g/ml的溶解度，更优选地在25℃和1atm压力下在水性溶液中至少0.05g/ml的溶解度。各种不同化学试剂的成本和可获得性也可影响框201中的选择。 [0034] 尽管各种不同的化学化合物可用作化学试剂，但在本文描述的实施方式中，在框201中选择的一种或多种化学试剂是水溶性的热激活的化学物质，其可以单独地、与一种或多种其他化学试剂或化合物或其组合一起使用。此外，在框201中选择的每种热激活的化学物质是在低于阈值温度的温度下在储集层105中以及表面处无反应性或基本上无反应性，但在高于或等于阈值温度的温度下分解、离解或反应以产生或释放一种或多种提高储集层岩石的水润湿性的化合物的化学物质，所述化合物例如：(a)增强储集层岩石的水润湿性的一种或多种气体(例如二氧化碳气体、氨气等)；(b)一种或多种碱性或酸性化合物，其可以分别与烃储集层中天然存在的酸或碱反应以改变储集层岩石的表面电荷，从而减少极性化合物(例如烃、天然或注入的表面活性剂等)的吸附并提高储集层岩石的水润湿性；(c)可以改变地层岩石表面的电荷以提高储集层岩石的水润湿性的一种或多种碱性或酸性化合物； (d)表面活性剂或类似表面活性剂的化合物；或(e)上述化合物的组合。因此，阈值温度在本文中也可以被称为“活化”或“触发”温度。此外，当在本文中使用时，短语“基本上不可分解的”和“基本上不反应的”，是指化学物质在按照下面更详细描述的框202制备的处于储集层环境温度下的水性溶液中，在储集层中的烃存在下，在低于阈值温度的温度下，在24小时时间段内的转化率(通过分解、反应、水解、离解或其组合)低于1mol％。应该认识到，所述热激活的化学物质在等于或高于阈值温度的温度下的分解、离解或反应可以是直接或间接热驱动的。 [0035] 在本文描述的实施方式中，在框201中被选为化学试剂的每种热激活的化学物质是脲、脲衍生物或氨基甲酸酯或氨基甲酸盐(例如氨基甲酸铵、氨基甲酸胺和氨基甲酸烷醇胺)。在本文描述的实施方式中，“脲衍生物”包括但不限于1-甲基脲、1-乙基脲、1,1-二甲基脲、1,3-二甲基脲、1,1-二乙基脲和双(羟甲基)脲。正如本领域中已知的，氨基甲酸酯是式R1R2NC(O)2R3的化学化合物，其中R1、R2、R3各自独立地选自烷基、烷醇基、苯基、苯甲基、羟基或氢。氨基甲酸酯或氨基甲酸盐通过将二氧化碳注入到氨、胺或烷醇胺的水性溶液中或通过将醇与脲反应来形成。由二氧化碳注入到氨水中产生的氨基甲酸盐通常称为“氨基甲酸铵”；由二氧化碳注入到胺水性溶液中产生的氨基甲酸酯通常被称为“氨基甲酸胺”；并且由二氧化碳注入到烷醇胺水性溶液中产生的氨基甲酸酯通常被称为“氨基甲酸烷醇胺”。为了获得适合的水溶性，在本文描述的实施方式中，作为任何烷基或烷醇基团的任何R1、R2、R3优选分别为C1-C2烷基或C1-C2烷醇基。 [0036] 脲和脲衍生物是水溶性的并且在低于80℃的温度下一般无反应性，但在约80℃的阈值温度下在水存在下经历水解反应，产生二氧化碳和氨。二氧化碳和氨各自以气相与液相——气态二氧化碳与液态二氧化碳(二氧化碳平衡更加向气相迁移)和气态氨与液态氨——之间的平衡存在。选择的氨基甲酸酯或氨基甲酸盐也是水溶性的，并且在低于20-50℃的温度下一般无反应性(对于不同氨基甲酸酯或氨基甲酸盐来说可以变化)，但在约20-50℃的阈值温度下在水存在下经历水解反应，产生二氧化碳以及取决于用于合成所述氨基甲酸酯或氨基甲酸盐的化合物而产生氨、胺和烷醇胺中的至少一者。例如，在水存在下氨基甲酸铵的水解产生二氧化碳和氨，在水存在下氨基甲酸胺水性溶液的水解产生二氧化碳和胺，在水存在下氨基甲酸烷醇胺的水解产生二氧化碳和烷醇胺。在每种情况下，所述二氧化碳和氨、胺或烷醇胺(取决于所述氨基甲酸酯或氨基甲酸盐)各自以气相与液相——气态二氧化碳与液态二氧化碳(二氧化碳平衡更加向气相迁移)、气态氨与水性溶液中的液态氨(对于氨基甲酸铵的水解来说)、气态胺与水性溶液中的液态胺(对于氨基甲酸胺的水解来说)和气态烷醇胺与水性溶液中的液态烷醇胺(对于氨基甲酸烷醇胺的水解来说)——之间的平衡存在。正如将在下面更详细描述的，由上述水解反应得到的二氧化碳、氨、胺和烷醇胺提高储集层105中的地层岩石的水润湿性。 [0037] 现在移动到框202，将选择的化学试剂与盐水(即盐在水中的溶液)混合以形成水性溶液。所述盐水优选地具有不损坏储集层105中的地层岩石的组成(例如盐浓度和组成)。一般来说，这可以通过使用本领域中已知的方法，用从储集层105回收的岩芯样品进行注入性能试验来进行。所述水性溶液中每种化学试剂的浓度可以随着各种不同因素而变，但优选为至少约0.01wt％，并小于或等于在储集层环境条件下(即在储集层105的环境温度和压力下)所述化学试剂在盐水中的溶解性限度。在本文描述的实施方式中，所述水性溶液中每种化学试剂(例如脲)的浓度优选地在1.0至20.0wt％之间。 [0038] 仍参考图2，在框203中，确定用包含所述化学试剂的水性溶液装载或注入储集层105的参数。一般来说，注入参数可以通过本领域中已知的任何适合的手段，例如通过进行注入性试验来确定。所述注入参数包括但不限于所述水性溶液被注入到储集层105中时的压力、温度和流速。所述水性溶液的注入压力优选地足够高以便能够注入到储集层105中(即所述压力高于储集层105的环境压力)，并低于覆盖层101的破裂压力。一般来说，所述水性溶液的注入压力可以高于、低于或等于储集层105的破裂压力。为了开采API比重低于30°的粘稠油类，注入压力优选地低于所述粘稠油类的排替压力，以便于将所述化学试剂递送到地层水。所述水性溶液的注入温度优选地高于所述水性溶液的凝固点并低于40℃，并且更优选地高于所述水性溶液的凝固点并低于阈值温度。应该认识到，表面5处的环境温度可能高于储集层105的环境温度，因此，储存在表面5处的水性溶液可能具有比储集层105的环境温度更高的温度(即储存在表面5处的水性溶液的注入温度可能高于储集层105的环境温度)。然而，正如上面提到的，即使在这些情况下，所述水性溶液的注入温度优选地也高于所述水性溶液的凝固点并低于40℃。 [0039] 现在移动到框204，按照在框203中确定的注入参数用水性溶液装载或注入储集层105。由于水性溶液在储集层105处于其环境温度下时注入到储集层105中，因此按照框204的水性溶液注入在本文中可以被称为储集层105的“冷”装载。在框204中的储集层105的冷装载期间，可以随时间利用井120、130之一、井120、130两者或其组合，将水性溶液注入到储集层105中。所述水性溶液优选地单独通过注入井120，同时通过井120、130两者，或同时通过井120、130两者并随后单独通过井120，注入到储集层105中。应该认识到，由于在框204中将水性溶液注入到储集层105中在框206、207中分别的注水和相关的开采之前，因此在框 204中可以通过井120、130之一将水性溶液注入到储集层中，同时形成井120、130中的另一个(例如钻井)。然后，在井120、130中的第二个井形成后，可以将水性溶液仅仅通过井120、 130中的第一个井、仅仅通过井120、130中的第二个井或同时通过井120、130两者注入。一般来说，可以通过在如框203中所确定的可接受的压力范围内可控地改变注入压力，将所述水性溶液连续、间歇或脉冲地注入到储集层105中。脉冲改变水性溶液的注入压力提供了改进水性溶液在储集层105中的分布和促进储集层105扩张的可能性。应该认识到，这些注入选项中的任一者或多者可以单独地或与其他注入选项组合地进行。 [0040] 在开采井130不被用于水性溶液注入的实施方案中，优选地将开采井130维持在低于储集层105的环境压力的压力下(例如使用泵)，以产生压力差和相关的驱动力，用于流体(例如原生水和/或注入的水性溶液)迁移到开采井130中。将流体泵出开采井130以维持较低压力，也能够对从周围地层101流入到开采井130中的流体进行化学分析和监测，这可以提供关于水性溶液通过储集层105的迁移和储集层105被水性溶液饱和的洞察。 [0041] 一般来说，框204中的水性溶液体积和注入持续时间取决于各种不同因素，包括但不限于待装载的储集层105的体积(即整个储集层105相比于储集层105的一部分)、对水的渗透性、含水饱和度和最高注入压力。 [0042] 简单参考图3，示出了按照框204注入水性溶液后的储集层105和地层100。在图3中，所述水性溶液用附图标记“110”表示。注入的水性溶液110形成装载区111，其径向向外并沿着从其将溶液110注入到储集层105的井120、130纵向延伸。 [0043] 正如前面描述的，选择的化学试剂是热激活的化学物质，其在低于阈值温度的储集层105中(1)不可分解或基本上不可分解，并且(2)无反应性或基本上无反应性。因此，如果所述储集层的环境温度低于阈值温度，则所述水性溶液中的化学试剂在注入后基本上不分解或反应，或以其他方式改变储集层105中的水润湿性。 [0044] 再次参考图2，在框205中，在框204中装载储集层105之后，将所述水性溶液中的热激活的化学物质热“激活”或“触发”。一般来说，可以通过(a)如果储集层105的环境温度等于或高于阈值温度的话，储集层105本身的热能；或(b)如果储集层105的环境温度低于阈值温度的话，添加到储集层105的热能，将所述热激活的化学物质热激活或触发。因此，如果储集层105的环境温度等于或高于所述热激活的化学物质的阈值温度，则水性溶液中的化学物质将在注入到储集层105中之后在储集层105的环境温度下分解、离解或反应，以产生或释放一种或多种如上所述提高储集层岩石的水润湿性的化合物。然而，如果储集层105的环境温度不等于或高于所述热激活的化学物质的阈值温度，则在框205中向储集层105添加热能，以将储集层105的温度提高到等于或高于所述热激活的化学物质的阈值温度的温度，由此能够使所述水性溶液中的热激活的化学物质分解、离解或反应(在高于储集层105的环境温度的高温下)，以产生或释放一种或多种如上所述提高储集层岩石的水润湿性的化合物。 [0045] 一般来说，如果储集层105的温度低于阈值温度，可以使用向储集层105添加热能的任何适合的手段，将储集层105的温度提高到等于或高于所述热激活的化学物质的阈值温度。然而，在本文描述的实施方式中，在框205中优选地通过将水蒸气注入到储集层105中(例如SAGD操作)和/或将热的液态水注入到储集层105中(例如热注水操作)，向储集层105添加热能。 [0046] 简单参考图4，对于框205中热注水和水蒸气注入以提高储集层105的温度两者来说，分别将热水或水蒸气通过注入井120注入到储集层105中。在注入到储集层105中之后，所述热水或水蒸气通过储集层105径向向外并沿着注入井120纵向渗透，由此形成热腔140。来自于热腔140的热能将储集层105和装载区111的温度升高到(i)高于储集层105的环境温度并且(ii)等于或高于水性溶液中的热激活的化学物质的阈值温度的高温。在储集层105的温度等于或高于所述阈值温度之后，水性溶液中的热激活的化学物质分解、离解或反应，以产生或释放一种或多种如上所述提高储集层岩石的水润湿性的化合物。还应该认识到，来自于热腔140的热能和相伴的高温降低了储集层105中的粘稠烃的粘度。 [0047] 正如前面描述的，在这个实施方式中，在框201中选择的热激活的化学物质是：(1)脲或脲衍生物，其在热激活(即在等于或高于80℃的温度下)后在水性溶液中经历水解，以产生二氧化碳和氨；(2)氨基甲酸酯或氨基甲酸盐(例如氨基甲酸铵、氨基甲酸胺和氨基甲酸烷醇胺)，其在热激活(即在等于或高于20-50℃的温度下)后在水性溶液中经历水解，以产生二氧化碳以及氨、胺和烷醇胺中的至少一者；或其组合。所述二氧化碳气体提高储集层105中地层岩石的水润湿性。此外，所述二氧化碳气体提高储集层105中的压力，这提供了增强储集层105中烃的移动的可能性。所述氨、胺和烷醇胺也提高储集层105中地层岩石的水润湿性。此外，所述氨、胺和烷醇胺与烃中的有机酸反应，以原位形成表面活性剂，这提供了将烃特别是粘稠油类乳化以形成水包油乳液，由此降低油类粘度并进一步提高烃移动的可能性。 [0048] 再次参考图2，在框205中热激活所述化学试剂之后和框206中的注水之前，可以任选地使用浸泡期，为所述化学试剂的反应/分解产物与储集层105中的地层岩石和烃的相互作用提供充足时间。在使用浸泡期的实施方式中，所述浸泡期优选地在1至30天之间。在其他实施方式中，不使用浸泡期，并且方法100直接从框205前进到框206。 [0049] 仍参考图2，在对所述热激活的化学物质(例如脲)进行热激活后，在框206中进行注水操作。一般来说，框206中的注水操作可以是冷或热注水操作。在符合框206的注水操作中，将水在压力下通过注入井120注入到储集层105中。水提高储集层105中的压力，并且当水通过储集层105移动时，它将烃从孔隙驱替出来。在本文描述的实施方式中，通过由热激活的化学物质的热激活引起的储集层105的水润湿性的提高，来改进烃的驱替。具体来说，在框205中的储集层105的处理之后，框206中处理过的储集层105的注水引起储集层105中附着于岩石/地层表面的烃的“成珠”或“卷起”。得到的烃小滴更容易被水推动或清扫通过储集层105并进入开采井130。所述在开采井130中收集的烃和任何水按照框207通过自然流动或人工抬升(即使用或不使用人工抬升)被开采到表面。 [0050] 一般来说，框206中的注水操作可以使用任何适合类型的水来进行。在本文描述的实施方式中，用于注水操作(例如框206中)的水优选地具有不损坏储集层105中的地层岩石的组成(例如盐浓度和组成)。一般来说，这可以通过使用本领域中已知的方法，使用从储集层105回收的岩芯样品进行注入性能试验来确定。此外，在本文描述的实施方式中，在所述注水操作中使用的水优选地具有如例如美国专利号7,987,907和8,439,111中所述定制和调整的盐度(即溶解的固体和离子含量)，每个所述专利整体通过参考并入本文。在某些实施方式中，被注入以执行框206中的注水的水具有高于200ppm并低于5,000ppm的总溶解固体(TDS)。在其他实施方式中，在注水操作(例如框206中)中使用的水包含具有相对低的多价阳离子含量和低于或等于50,000ppm的总溶解固体(TDS)的盐水。例如，在某些这样的实施方式中，多价阳离子含量低于300ppm或低于100或低于50ppm。应该认识到，用于所述注水的水可以任选地包含聚合物、聚合物前体、延迟作用聚合物或其组合。此外，框206中的注水操作任选地通过周期性地注入水然后注入气体来进行，例如作为水气交替(WAG)操作的一部分。 [0051] 现在参考图5，示出了使用系统10从储集层105(或储集层105的一部分)开采烃的另一种方法300的实施方式。方法300与前面描述的方法200基本上相同，区别在于在这个实施方式中，在开始开采操作之前用包含一种或多种化学试剂和纳米粒子的水性溶液来装载储集层105。将所述化学试剂在储集层105中热激活。从所述化学试剂的热激活得到的产物与纳米粒子相组合，提高储集层105中地层岩石的水润湿性，在原位形成泡沫，通过水包油乳液的形成降低烃的粘度，并提高地层内的压力，由此在随后的注水操作中加速烃的移动和从井130的开采。由于所述化学试剂在水性溶液中注入，因此方法300特别适用于对水表现出天然渗透性的储集层，并且通常独立于所述储集层的天然润湿性。 [0052] 尽管方法300的实施方式可用于开采在储集层环境条件(储集层环境温度和压力)下具有任何粘度的烃，包括但不限于轻油、中油和粘稠油类(例如重油和沥青)，但方法300的实施方式特别适合于开采在储集层环境条件下API比重低于30°的烃。一般来说，在储集层环境条件下粘度高于10,000cP的粘稠烃在储集层内是不动的，并且通常不能使用常规的原位回收方法经济地开采。 [0053] 始于方法300的框301，选择用于注入到储集层105中的一种或多种化学试剂。框301与前面描述的方法200的框201相同。具体来说，所述化学试剂的目的是对热能做出响应提高储集层105中地层岩石的水润湿性。因此，特定化学试剂的选择至少部分是基于它在热激活后提高目标地层的水润湿性的能力。如前所述，不受这一或任何特定理论限制，据信化学试剂提高储集层的润湿性的能力取决于各种不同因素，包括但不限于所述化学试剂或其产物可以将储集层中原生水的pH改变到接近等电点的值，使得吸附在岩石表面上的极性组分可以被更容易地解吸附的程度，所述化学试剂或其产物与岩石表面上的有机碱或酸的反应性，所述化学试剂或其产物是否可以促进气泡在岩石表面上的形成以促进吸附的烃从岩石表面解吸附，所述化学试剂或其产物的反应性是否产生能够与岩石表面上的官能团反应的化合物，等等。可以用各种不同的化学试剂试验来自于目标地层的岩芯和/或油样品，以便于框301中的选择。在这个实施方式中，每种选择的化学试剂是水溶性的，使得它可以在水性溶液中注入到储集层105中，正如将在下面更详细描述的。在本文描述的实施方式中，每种选择的化学试剂优选地表现出在25℃和1atm压力下在水性溶液中至少0.01g/ml的溶解度，更优选地在25℃和1atm压力下在水性溶液中至少0.05g/ml的溶解度。各种不同化学试剂的成本和可获得性也可影响框301中的选择。 [0054] 尽管各种不同的化学化合物可用作化学试剂，但在本文描述的实施方式中，在框301中选择的一种或多种化学试剂是水溶性的热激活的化学物质，其可以单独地、与一种或多种其他化学试剂或化合物或其组合一起使用。此外，在框301中被选择用作化学试剂的每种热激活的化学物质是在低于阈值温度的温度下在储集层105中以及表面处无反应性或基本上无反应性，但在高于或等于阈值温度的温度下分解、离解或反应以产生或释放一种或多种提高储集层岩石的水润湿性的化合物的化学物质，所述化合物例如：(a)增强储集层岩石的水润湿性的一种或多种气体(例如二氧化碳气体、氨气等)；(b)一种或多种碱性或酸性化合物，其可以分别与烃储集层中天然存在的酸或碱反应以改变储集层岩石的表面电荷，从而减少极性化合物(例如烃、天然或注入的表面活性剂等)的吸附并提高储集层岩石的水润湿性；(c)可以改变地层岩石表面的电荷以提高储集层岩石的水润湿性的一种或多种碱性或酸性化合物；(d)表面活性剂或类似表面活性剂的化合物；或(e)上述化合物的组合。因此，阈值温度在本文中也可以被称为“活化”或“触发”温度。此外，当在本文中使用时，短语“基本上不可分解的”和“基本上不反应的”，是指化学物质在按照下面更详细描述的框202制备的处于储集层环境温度下的水性溶液中，在储集层中的烃存在下，在低于阈值温度的温度下，在24小时时间段内的转化率(通过分解、反应、水解、离解或其组合)低于1mol％。应该认识到，所述热激活的化学物质在等于或高于阈值温度的温度下的分解、离解或反应可以是直接或间接热驱动的。 [0055] 在本文描述的实施方式中，在框301中选择的每种热激活的化学物质是脲、脲衍生物或氨基甲酸酯或氨基甲酸盐(例如氨基甲酸铵、氨基甲酸胺和氨基甲酸烷醇胺)。如前所述，脲和脲衍生物是水溶性的并且在低于80℃的温度下一般无反应性，但在约80℃的阈值温度下在水存在下经历水解，产生二氧化碳和氨，两者各自以气相与液相之间的平衡存在。此外，如前所述，选择的氨基甲酸酯或氨基甲酸盐也是水溶性的，并且在低于20-50℃的温度下一般无反应性，但在约20-50℃的阈值温度下在水存在下经历水解反应，产生二氧化碳以及取决于用于合成所述氨基甲酸酯或氨基甲酸盐的化合物而产生氨、胺和烷醇胺中的至少一者。所述二氧化碳和氨、胺或烷醇胺(取决于所述氨基甲酸酯或氨基甲酸盐)各自以气相与液相之间的平衡存在。由上述水解反应得到的二氧化碳、氨、胺和烷醇胺提高储集层 105中的地层岩石的水润湿性。 [0056] 现在移动到框302，将选择的化学试剂与盐水(即盐在水中的溶液)混合以形成水性溶液。所述盐水优选地具有不损坏储集层105中的地层岩石的组成(例如盐浓度和组成)。一般来说，这可以通过使用本领域中已知的方法，用从储集层105回收的岩芯样品进行注入性能试验来测定。所述水性溶液中每种化学试剂的浓度可以随着各种不同因素而变，但优选为至少约0.01wt％，并小于或等于在储集层环境条件下(即在储集层105的环境温度和压力下)所述化学试剂在盐水中的溶解性限度。在本文描述的实施方式中，所述水性溶液中每种化学试剂(例如脲)的浓度优选地在1.0至20.0wt％之间。 [0057] 与前面描述的方法200不同，在这个实施方式中，在框302中向含有选择的化学试剂的水性溶液添加多个纳米粒子。每个纳米粒子优选地具有1.0纳米至1.0微米之间、更优选地1.0纳米至100.0纳米之间的尺寸或直径。此外，所述水性溶液中纳米粒子的浓度优选地在10至10,000ppmw之间。在这个实施方式中，框302中添加到所述水性溶液的纳米粒子优选地由无机或聚合材料制成。一般来说，可以使用任何适合类型的无机或聚合纳米粒子。适合的无机纳米粒子的实例包括但不限于金属氧化物纳米粒子(例如二氧化硅、氧化锌等)、碳酸盐纳米粒子(例如碳酸钙等)、碳纳米粒子、二氧化钛纳米粒子、氧化铝纳米粒子、碳纳米管和包含功能化的碳材料(例如石墨、石墨烯等)的纳米粒子。聚合纳米粒子的实例包括但不限于聚苯乙烯纳米粒子。 [0058] 在本文描述的实施方式中，每个纳米粒子优选地具有部分水润湿和部分油润湿的外表面，并且优选地水润湿比油润湿略微更多。可以使用涂层来实现所述外表面的所需程度的水润湿和油润湿(例如75％水润湿和25％油润湿的外表面)。例如，如果制成给定纳米粒子的材料是油润湿的，则该纳米粒子可以用水润湿的材料部分包被，使得所述纳米粒子的外表面是部分油润湿(即所述纳米粒子的暴露部分是油润湿的)和部分水润湿的(即所述纳米粒子的包被部分是水润湿的)。正如上面提到的，每个纳米粒子的外表面优选为混合润湿的(即部分水润湿和部分油润湿的)，但优选地水润湿比油润湿更多。因此，对于由油润湿材料制成的纳米粒子来说，每个纳米粒子的至少50％的总外表面积、更优选地每个纳米粒子的50-75％的总外表面积包含水润湿材料或被其包被(例如亲水性涂层)；并且对于由水润湿材料制成的纳米粒子来说，每个纳米粒子的少于50％的总外表面积、更优选地每个这样的纳米粒子的25-50％的总外表面积包含油润湿材料或被其包被(例如疏水性涂层)。一般来说，可以向所述纳米粒子施加任何适合的水润湿或油润湿涂层。一种示例性的涂层材料是具有能够与二氧化硅反应形成疏水性涂层的不同官能团的硅烷。一般来说，可以控制二氧化硅-硅烷比率来调节所述处理过的二氧化硅的疏水程度。其他可能的涂层材料包括但不限于长链胺、钛酸盐等。正如将在下面更详细讨论的，具有混合润湿的外表面的纳米粒子有助于使在框305中原位形成的水包气泡沫和水包油乳液稳定。 [0059] 在框302中，可以任选地向所述水性溶液添加一种或多种表面活性剂。所述水性溶液中表面活性剂的浓度优选地在10至10,000ppmw之间。一般来说，可以使用任何适合的表面活性剂。适合的表面活性剂的实例包括但不限于烷基磺酸盐、烷基醚硫酸盐、TritonTM系列非离子型表面活性剂等。正如将在下面更详细描述的，所述表面活性剂有助于使在框305中原位形成的水包气泡沫和水包油乳液稳定，并降低纳米粒子被保留在地层岩石表面上的可能性。 [0060] 仍参考图5，在框303中，确定用所述水性溶液装载或注入储集层105的参数。在框303中，注入参数以与前面对方法200的框203所描述的相同的方式来确定。所述水性溶液的注入压力优选地足够高以便能够注入到储集层105中(即所述压力高于储集层105的环境压力)，并低于覆盖层101的破裂压力。一般来说，所述水性溶液的注入压力可以高于、低于或等于储集层105的破裂压力。为了开采粘稠油类(例如与含有粘稠油类的储集层相关联使用)，注入压力优选地低于所述粘稠油类的驱替压力。所述水性溶液的注入温度优选地高于所述水性溶液的凝固点并低于40℃，并且更优选地高于所述水性溶液的凝固点并低于阈值温度。应该认识到，表面5处的环境温度可能高于储集层105的环境温度，因此，储存在表面5处的水性溶液可能具有比储集层105的环境温度更高的温度(即储存在表面5处的水性溶液的注入温度可能高于储集层105的环境温度)。然而，正如上面提到的，即使在这些情况下，所述水性溶液的注入温度优选地也高于所述水性溶液的凝固点并低于40℃。 [0061] 现在移动到框304，按照在框303中确定的注入参数用水性溶液装载或注入储集层105。由于水性溶液在储集层105处于其环境温度下时注入到储集层105中，因此按照框304的水性溶液注入在本文中可以被称为储集层105的“冷”装载。在框304中的储集层105的冷装载期间，可以随时间利用井120、130之一、井120、130两者或其组合，将水性溶液注入到储集层105中。所述水性溶液优选地单独通过注入井120，同时通过井120、130两者，或同时通过井120、130两者并随后单独通过注入井120，注入到储集层105中。应该认识到，由于在框 304中将水性溶液注入到储集层105中在框306、307中分别的注水和相关的开采之前，因此在框304中可以通过井120、130之一将水性溶液注入到储集层中，同时形成井120、130中的另一个(例如钻井)。在井120、130中的第二个井形成后，可以将水性溶液仅仅通过井120、 130中的第一个井、仅仅通过井120、130中的第二个井或同时通过井120、130两者注入。一般来说，可以通过在如框303中所确定的可接受的压力范围内可控地改变注入压力，将所述水性溶液连续、间歇或脉冲地注入到储集层105中。脉冲改变水性溶液的注入压力提供了改进水性溶液在储集层105中的分布和促进储集层105扩张的可能性。应该认识到，这些注入选项中的任一者或多者可以单独地或与其他注入选项组合地进行。 [0062] 在开采井130不被用于水性溶液注入的实施方案中，优选地将开采井130维持在低于储集层105的环境压力的压力下(例如使用泵)，以产生压力差和相关的驱动力，用于流体(例如原生水和/或注入的水性溶液)迁移到开采井130中。将流体泵出开采井130以维持较低压力，也能够对从周围地层101流入到开采井130中的流体进行化学分析和监测，这可以提供关于水性溶液通过储集层105的迁移和储集层105被水性溶液饱和的洞察。 [0063] 进行框304中水性溶液的注入直至储集层105(或储集层105的待装载部分)被充分填充。理想情况下，将水性溶液注入到储集层105中，直至储集层105(或储集层105的待装载部分)中可用于水的总孔隙体积装满所述水性溶液。然而，在实践中，归因于例如非常大的体积、排替效率和/或清扫效率，这实现起来极为困难、高成本和/或耗时。因此，在本文描述的实施方式中，在框304中注入到储集层105中的水性溶液的体积优选地至少等于储集层105(或储集层105的待装载部分)中原生水的孔隙体积。储集层(或储集层的待装载部分)中原生水的孔隙体积可以使用本领域中已知的技术来计算。一般来说，框304中的注入持续时间取决于待装载的储集层105的体积(即整个储集层105相比于储集层105的一部分)、对水的渗透性、含水饱和度和最高注入压力。 [0064] 在框304中将水性溶液注入到储集层105中之后，所述水性溶液以与前面描述并在图3中示出的装载区111相同的方式形成装载区，其径向向外并沿着从其将水性溶液注入到储集层105中的井120、130纵向延伸。所述装载区定义了储集层105的原生水已被所述水性溶液替换(或至少部分替换)的体积。正如前面描述的，选择的化学试剂是热激活的化学物质，其在低于阈值温度的储集层105中(1)不可分解或基本上不可分解，并且(2)无反应性或基本上无反应性。因此，如果所述储集层的环境温度低于阈值温度，则所述水性溶液中的化学试剂在注入后基本上不分解、离解或反应，或以其他方式改变储集层105中的粘稠烃。 [0065] 再次参考图5，在框305中，在框304中冷装载储集层105之后，将所述水性溶液中的热激活的化学物质热“激活”或“触发”。一般来说，可以通过(a)如果储集层105的环境温度等于或高于阈值温度的话，储集层105本身的热能；或(b)如果储集层105的环境温度低于阈值温度的话，添加到储集层105的热能，将所述热激活的化学物质热激活或触发。因此，如果储集层105的环境温度等于或高于所述热激活的化学物质的阈值温度，则水性溶液中的化学物质将在储集层105的环境温度下开始分解、离解或反应，以产生或释放一种或多种如上所述提高储集层岩石的水润湿性的化合物。然而，如果储集层105的环境温度不等于或高于所述热激活的化学物质的阈值温度，则在框305中向储集层105添加热能直至等于或高于所述热激活的化学物质的阈值温度的温度，由此能够使所述水性溶液中的热激活的化学物质分解、离解或反应(在高于储集层105的环境温度的高温下)，以产生或释放一种或多种如上所述提高储集层岩石的水润湿性的化合物。 [0066] 一般来说，可以使用向储集层105添加热能的任何适合的手段，将储集层105的温度提高到等于或高于所述热激活的化学物质的阈值温度。然而，在本文描述的实施方式中，在框305中优选地通过将水蒸气注入到储集层105中(例如SAGD操作)和/或将热的液态水注入到储集层105中(例如热注水操作)，向储集层105添加热能。 [0067] 对于框305中热注水和水蒸气注入以提高储集层105的温度两者来说，分别将热水或水蒸气通过注入井120注入到储集层105中。在注入到储集层105中之后，所述热水或水蒸气通过储集层105径向向外并沿着注入井120纵向渗透，由此形成热腔例如图4中示出的热腔140。来自于所述热腔的热能将储集层105和装载区的温度升高到(i)高于储集层105的环境温度并且(ii)等于或高于水性溶液中的热激活的化学物质的阈值温度的高温。在储集层105的温度等于或高于所述阈值温度之后，水性溶液中的热激活的化学物质分解、离解或反应，以产生或释放一种或多种如上所述提高储集层岩石的水润湿性的化合物。还应该认识到，来自于热腔的热能和相伴的高温降低了储集层105中的粘稠烃的粘度。 [0068] 正如前面描述的，在这个实施方式中，在框301中选择的热激活的化学物质是：(1)脲或脲衍生物，其在热激活(即在等于或高于80℃的温度下)后在水性溶液中经历水解，以产生二氧化碳和氨；(2)氨基甲酸酯或氨基甲酸盐(例如氨基甲酸铵、氨基甲酸胺和氨基甲酸烷醇胺)，其在热激活(即在等于或高于20-50℃的温度下)后在水性溶液中经历水解，以产生二氧化碳以及氨、胺和烷醇胺中的至少一者。所述二氧化碳气体提高储集层105中地层岩石的水润湿性。此外，所述二氧化碳气体提高储集层105中的压力，这提供了增强储集层105中烃的移动的可能性。所述氨、胺和烷醇胺也提高储集层105中地层岩石的水润湿性。此外，所述氨、胺和烷醇胺与烃中的有机酸反应，以原位形成表面活性剂，这提供了将烃特别是粘稠油类乳化以形成水包油乳液，由此降低油类粘度并进一步提高烃移动的可能性。 [0069] 在方法200、300中，所述二氧化碳气体以及氨气、胺气体和烷醇胺气体分散在水性溶液中以形成泡沫。由于所述泡沫包含分散在水性溶液中的气体，因此它在本文中也被称为“水包气”泡沫。因此，方法200、300导致在储集层105内(即在原位)形成水包气泡沫，这可以与在储集层外形成水包气泡沫并随后将其注入到储集层中相区分。在方法200中，不存在使所述水包气泡沫稳定的物质，因此泡沫通常不稳定并快速坍塌。然而，在方法300中，混合润湿的纳米粒子使储集层105内的水包气泡沫稳定。具体来说，所述混合润湿的纳米粒子将其自身排列在每个气体囊与周围的水之间的界面处、即气体-水界面处，每个纳米粒子的外表面的水润湿部分将其自身定位在水内，并且每个纳米粒子的外表面的油润湿部分将其自身定位在气体内的水的外部。因此，每个气体囊本质上被多个混合润湿的纳米粒子包围并封闭在其中——所述纳米粒子的混合润湿的外表面促进所述纳米粒子在气体-水界面处的定位。 [0070] 在方法300中，所述混合润湿的纳米粒子也使由热激活的化学物质的激活产生的水包油乳液(即烃在水性溶液中的乳液)稳定。具体来说，所述混合润湿的纳米粒子将其自身排列在每个油滴与周围的水之间的界面处、即油-水界面处，每个纳米粒子的外表面的水润湿部分将其自身定位在水内，并且每个纳米粒子的外表面的油润湿部分将其自身定位在油内。因此，每个油滴本质上被多个混合润湿的纳米粒子包围并封闭在其中——所述纳米粒子的混合润湿的外表面促进所述纳米粒子在油-水界面处的定位。 [0071] 如前所述，一种或多种表面活性剂可以任选地包含在框302中形成的水性溶液中，并在框304中注入到储集层105中。在水性溶液中包含表面活性剂的实施方式中，所述表面活性剂使水包气泡沫和水包油乳液稳定。此外，所述表面活性剂起到减少纳米粒子在地层岩石表面上的不想要的滞留的作用。具体来说，所述纳米粒子可能由于静电吸引而被吸引到地层岩石(例如带电荷的纳米粒子可能被吸引到带相反电荷的地层岩石的表面)。然而，保留在或附着到地层岩石表面的任何纳米粒子通常不可用于使水包气泡沫和水包油乳液稳定。因此，纳米粒子在地层岩石表面上的滞留通常是不合需要的。然而，包含在水性溶液中的表面活性剂至少部分包被地层岩石表面，从而减少和/或阻止了纳米粒子在地层岩石表面上的附着。起到包被地层岩石表面作用的表面活性剂通常被牺牲，因为它们不再可用于帮助使水包气泡沫和水包油乳液稳定。因此，成本较低的表面活性剂可能是优选的。 [0072] 再次参考图5，在框305中热激活所述化学试剂之后和框306中的注水之前，可以任选地使用浸泡期，为所述化学试剂的反应/分解产物与储集层105中的地层岩石和烃的相互作用提供充足时间。在使用浸泡期的实施方式中，所述浸泡期优选地在1至30天之间。在其他实施方式中，不使用浸泡期，并且方法300直接从框305前进到框306。 [0073] 仍参考图5，在对所述热激活的化学物质进行热激活后，在框306中进行注水操作。框306中的注水操作与前面描述的框206中方法200的注水操作相同。也就是说，框306中的注水操作可以是冷或热注水操作。此外，将水在压力下通过注入井120注入到储集层105中。 所述水提高储集层105中的压力，并且当水通过储集层105移动时，它将烃从孔隙驱替出来。 在本文描述的实施方式中，通过由热激活的化学物质的热激活引起的储集层105的水润湿性的提高，来改进烃的驱替。具体来说，在框305中的储集层105的处理之后，框306中处理过的储集层105的注水引起储集层105中附着于岩石/地层表面的烃的“成珠”或“卷起”。得到的烃小滴更容易被水推动或清扫通过储集层105并进入开采井130。所述在开采井130中收集的烃和任何水按照框307通过自然流动或人工抬升(即使用或不使用人工抬升)被开采到表面。 [0074] 一般来说，框206中的注水操作可以使用任何适合类型的水来进行。在本文描述的实施方式中，用于注水操作(例如框206中)的水优选地具有不损坏储集层105中的地层岩石的组成(例如盐浓度和组成)。一般来说，这可以通过使用本领域中已知的方法，使用从储集层105回收的岩芯样品进行注入性能试验来确定。此外，在本文描述的实施方式中，在所述注水操作中使用的水优选地具有如例如美国专利号7,987,907和8,439,111中所述定制和调整的盐度(即溶解的固体和离子含量)，每个所述专利整体通过参考并入本文。在某些实施方式中，被注入以执行框306中的注水的水具有高于200ppm并低于5,000ppm的总溶解固体(TDS)。在其他实施方式中，在注水操作(例如框206中)中使用的水包含具有相对低的多价阳离子含量和低于或等于50,000ppm的总溶解固体(TDS)的盐水。例如，在某些这样的实施方式中，多价阳离子含量低于300ppm或低于100或低于50ppm。应该认识到，用于所述注水的水可以任选地包含聚合物、聚合物前体、延迟作用聚合物或其组合。此外，框206中的注水操作可以任选地通过周期性地注入水然后注入气体来进行，例如作为水气交替(WAG)操作的一部分。 [0075] 在方法300的实施方式中被纳米粒子稳定化的水包气泡沫提供了提高开采量的可能性。具体来说，在常规注水操作期间，在储集层中可以在注入和开采井之间形成水通道。这些水通道定义了注入的水从注入井通过储集层流向开采井的优选路径。配置在所述水通道内的烃被清扫并携带到开采井，然而，水通道外的烃通常被留在地层中。由于这些水通道和相关的优选路径减少了储集层被注入的水清扫的体积，因此它们不合需要地引起减产。 然而，在本文中描述的方法300的实施方式中，被纳米粒子稳定化的水包气泡沫具有比注入的水的粘度更高的粘度并填充储集层中的水通道。因此，所述水包气泡沫对水通道外部的至少一些注入的水施力，从而有效地增加被注水操作清扫的储集层105的体积，这提供了在框307中提高产量的可能性。 [0076] 在方法300的实施方式中被纳米粒子稳定化的水包油乳液也提供了提高产量的可能性。具体来说，所述水包油乳液降低储集层中烃的粘度，从而在框306中的注水操作期间增强烃的移动。 [0077] 以所描述的方式，本文中描述的实施方式(例如系统10和方法200、300)可用于开采地下储集层中的烃，包括轻油、中油和粘稠油类(例如沥青和重油)。尽管这些实施方式可用于回收和开采在储集层环境条件下具有任何粘度的烃，但它特别适用于回收和开采在储集层环境条件下具有低于30°的API比重的粘稠烃。 [0078] 在图2和5中，框201-207和301-307分别被显示为执行一次。然而，方法200、300分别的框204-207和304-307(即装载储集层105、对化学试剂进行热激活、进行注水操作和开采烃)可以以循环方式重复，以进一步提高开采和最终回收的烃的量。此外，框201-207和301-307中的任一者或多者可以执行超过一次以提高烃开采。例如，在方法300的框306、307期间，可能形成定义用于在框306期间注入的水的优选路径的水通道，潜在地减少烃开采。 在方法300中被纳米粒子稳定化的水包气泡沫对所述水通道外部的至少一些注入的水施力以增加被注水操作清扫的储集层105的体积，由此提供了在框307中提高产量的可能性。为了继续和/或增加水包气泡沫的原位形成以维持和/或增加被注水操作清扫的储集层105的体积，框304、305可以与框306、307并行地重复(即与框306、307的执行同时地重复框304、 305)，或者框304-307可以串联地重复(即如图5中所述框304-307一个接一个地重复)。 [0079] 在方法2和5中分别示出的方法200、300的实施方式中，分别在框204、205和框304、305中将储集层105用水性溶液处理，然后分别在框206、306中进行注水操作。然而，在其他实施方式中，在一种或多种注水操作后对储集层(例如储集层105)进行处理(即将储集层用水性溶液冷装载，并对热激活的化学物质进行热激活)。在这些实施方式中，在注水操作后处理储集层提供了至少部分关闭和减少在以前的注水操作期间在储集层中形成的水通道的可能性。例如，在一个实施方式中，将以前注水的储集层用包含一种或多种热激活的化学试剂和本文中针对方法300所描述的纳米粒子(任选地含有表面活性剂)的水性溶液处理。 接下来，通过下述方式对热激活的化学试剂进行热激活：(a)如果储集层的环境温度等于或高于阈值温度的话，储集层本身的热能；或(b)如果储集层105的环境温度低于阈值温度的话，添加到储集层105的热能。 [0080] 在所述热激活的化学物质是脲、脲衍生物或氨基甲酸酯或氨基甲酸盐的实施方式中，由热激活产生的二氧化碳气体提高储集层105中地层岩石的水润湿性。此外，所述二氧化碳气体提高储集层105中的压力，这提供了增强储集层105中烃的移动的可能性。从热激活产生的氨、胺和烷醇胺也提高储集层105中地层岩石的水润湿性。此外，所述氨、胺和烷醇胺与烃中的有机酸反应以原位形成表面活性剂，这提供了将烃、特别是粘稠油类乳化以形成水包油乳液，从而降低油的粘度并进一步提高烃移动的可能性。此外，如前所述，二氧化碳气体以及氨、胺和烷醇胺气体分散在水性溶液中以原位形成水包气泡沫，其被所述水性溶液中包含的混合润湿的纳米粒子和任何任选的表面活性剂稳定。通过表面活性剂(原位形成的表面活性剂和/或水性溶液中任选的表面活性剂)形成的水包油乳液也被所述水性溶液中包含的混合润湿的纳米粒子和任何任选的表面活性剂稳定。水性溶液中包含的任何任选的表面活性剂可以减少纳米粒子在地层岩石表面上的不想要的滞留。原位形成的水包气泡沫填充在以前的注水操作期间在储集层中形成的水通道。 [0081] 在对所述热激活的化学物质进行热激活之后，进行注水操作(冷或热注水操作)。所述水提高储集层中的压力，并且当水通过储集层移动时，它将烃从孔隙排替出来。所述烃排替通过提高储集层中地层岩石的水润湿性来增强。此外，被纳米粒子稳定化的水包气泡沫通过填充水通道并对所述水通道外部的至少一些注入的水施力，从而有效地增加被注水操作清扫的储集层体积，提供了增加开采的可能性。此外，在实施方式中，被纳米粒子稳定化的水包油乳液通过降低储集层中烃的粘度，提供了增加开采的可能性。 [0082] 尽管图2和5中分别示出的方法200、300在包括用于开采地下储集层105中的烃的注入井和开采井120、130的井系统10的背景中描述，但总的来说，本文中描述的方法(例如方法200、300)的实施方式可以与其他类型的回收技术相结合使用。例如，本文中描述的实施方式可用于从岩石分离、剥脱和回收烃。在一个实施方式中，将包含烃的岩石用前面针对方法200、300描述的包括一种或多种热激活的化学试剂的水性溶液进行处理。接下来，通过向处理过的岩石添加热能以将处理过的岩石的温度提高到等于或高于水性溶液中热激活的化学物质的阈值温度，将所述热激活的化学试剂激活。在所述热激活的化学物质是脲、脲衍生物或氨基甲酸酯或氨基甲酸盐的实施方式中，从所述热激活产生的二氧化碳气体提高岩石的水润湿性。从所述热激活产生的氨、胺和烷醇胺也提高岩石的水润湿性。此外，所述氨、胺和烷醇胺与烃中的有机酸反应以原位形成表面活性剂，这提供了将烃、特别是粘稠油类乳化，形成水包油乳液，从而降低油类粘度并进一步提高所述烃移动的可能性。 [0083] 在对所述热激活的化学物质(例如脲)进行热激活后，将所述处理过的岩石用冷水冲洗或清洗，这将烃从岩石排替出来。通过由热激活的化学物质的热激活引起的处理过的岩石的水润湿性的提高，来改进烃的排替。具体来说，水引起岩石中附着于岩石表面的烃的“成珠”或“卷起”。得到的烃小滴更容易被水从岩石推动或清扫，由此从岩石分离和剥脱烃。 [0084] 在其他实施方式中，将包含烃的岩石用本文中针对方法300描述的包括一种或多种热激活的化学试剂和纳米粒子(任选地含有表面活性剂)的水性溶液进行处理。接下来，通过向处理过的岩石添加热能以将处理过的岩石的温度提高到等于或高于水性溶液中热激活的化学物质的阈值温度，将所述热激活的化学试剂激活。在所述热激活的化学物质是脲、脲衍生物或氨基甲酸酯或氨基甲酸盐的实施方式中，从所述热激活产生的二氧化碳气体提高岩石的水润湿性。从所述热激活产生的氨、胺和烷醇胺也提高岩石的水润湿性。此外，所述氨、胺和烷醇胺与烃中的有机酸反应以原位形成表面活性剂，这提供了将烃、特别是粘稠油类乳化以形成水包油乳液，由此降低油类粘度并进一步提高所述烃移动的可能性。以与前面描述的相同的方式，水性溶液中的混合润湿的纳米粒子使岩石中形成的水包气泡沫以及水包油乳液(即烃在水性溶液中的乳液)稳定。此外，所述水性溶液中包含的任何任选的表面活性剂帮助使岩石中的水包气泡沫和水包油乳液稳定，并减少纳米粒子在岩石表面上的不想要的滞留。 [0085] 在对所述热激活的化学物质进行热激活后，将所述处理过的岩石用冷水冲洗或清洗，这将烃从岩石排替出来。通过由热激活的化学物质的热激活引起的处理过的岩石的水润湿性的提高，来改进烃的排替。具体来说，水引起岩石中附着于岩石表面的烃的“成珠”或“卷起”。得到的烃小滴更容易被水从岩石推动或清扫，由此从岩石分离和剥脱烃。此外，被纳米粒子稳定化的水包气泡沫和水包油乳液提供了提高烃从岩石的回收的可能性。具体来说，被纳米粒子稳定化的水包气泡沫具有高于用于冲洗岩石和填充岩石中的水通道的水的粘度的粘度。因此，所述水包气泡沫对水通道外部的至少一些水施力，从而有效地增加被水清扫的岩石体积，这为提高产量提供了可能性。被纳米粒子稳定化的水包油乳液降低岩石中烃的粘度，从而提高了当用水冲洗岩石时烃的移动。在热激活所述化学试剂之后和用水冲洗/清洗岩石之前，可以任选地使用浸泡期，为所述化学试剂的反应/分解产物与岩石中的烃的相互作用提供充足时间。在使用浸泡期的实施方式中，所述浸泡期优选地在1至30天之间。在其他实施方式中，不使用浸泡期，并且在热激活所述化学试剂后立即用水冲洗/清洗岩石。 [0086] 为了进一步说明本文中公开的各种不同说明性实施方式，提供了下面的实施例。 [0087] 实施例1 [0088] 如上所述的某些热激活的化学物质在水性溶液中，在加热(即热激活)后经历水解反应并产生气体和/或液体。在这些装载在地层中的热激活的化学物质的热激活后气体的产生，提高了地层内的压力并增强烃在地层中的移动。脲是一种在热激活后在水性溶液中经历水解以产生二氧化碳和氨的示例性的热激活的化学物质。所述二氧化碳和氨以气相与液相之间的平衡存在。进行了实验以分析脲的热激活和相关的水解。每个实验在总腔室体积为～400cm3的不锈钢反应容器中进行。在容器中安装有 内衬，以避免不锈钢壁与包含脲的水性溶液之间的任何反应。安装一系列压力传感器以测量每个实验期间反应容器内的压力。为了获得稳定的温度，将所述反应容器置于烤箱中。 [0089] 对于每个实验来说，对约60cm3包含预定浓度的脲(5wt％脲、10wt％脲、15wt％脲3 和20wt％脲)的水性溶液的样品进行称重(即确定60cm 包含脲的水性溶液的重量)并进料到反应容器中。用10psig下的氮气(N2)替换反应容器中的空气。然后将烤箱温度逐渐升高到特定的预定的靶温度(50℃、80℃、100℃和150℃)，然后长时间保持在所述靶温度下，直至在反应容器中观察到很少或没有压力提高(即达到平衡压力)。接下来，允许反应器冷却至环境温度，然后确定水中的脲、溶解二氧化碳(CO2)和氨(NH3)以及气相中的二氧化碳(CO2)的浓度。 [0090] 作为用于比较目的的基线，并且为了调查在10℃下是否发生脲的任何水解，将含有预定浓度的脲(10wt％脲)的水性溶液的瓶子在冰箱中，在10℃下保持8个月，然后确定水中的脲、溶解二氧化碳(CO2)和氨(NH3)以及气相中的二氧化碳(CO2)的浓度。 [0091] 图6示出了当以前面描述的方式将反应容器中各自包含10wt％脲的水性溶液样品加热(至50℃、100℃和150℃)时，反应的脲的wt％随温度(在10℃、50℃、100℃和150℃下)的变化。图6中示出的实验结果表明，水性溶液中的脲的水解强烈依赖于温度，并且水性溶液中脲的水解可以在所述水性溶液被加热至高于约50℃时热触发。 [0092] 下面的表1说明了当以前面描述的方式将具有不同浓度的脲(5wt％脲、10wt％脲、15wt％脲和20wt％脲)的水性溶液样品加热至150℃时，在反应容器内测量到的平衡压力和反应(通过水解)的脲的wt％。表2中示出的实验结果表明，由脲的反应(通过水解)造成的压力提高(平衡/最终压力与初始的10psig压力之间的差)强烈依赖于脲的浓度——水性溶液中脲的浓度越高，压力增加最大。此外，表1中示出的实验结果表明，水性溶液中所有或基本上所有的脲都反应(通过水解)。 [0093] 表1 [0094] [0095] 下面的表2说明了当以前面描述的方式将具有不同浓度的脲(5wt％、10wt％、15wt％和20wt％)的水性溶液样品加热(至50℃、80℃、100℃和150℃)时，反应(通过水解)的脲的wt％、由脲的反应产生的气体体积和允许反应进行的时间。表2中示出的实验结果表明，脲在环境温度下在水性溶液中非常稳定，并且此外，在水性溶液被加热至一定温度之前，水性溶液中的脲不发生水解。例如，将包含浓度为10wt％的脲的水性溶液样品加热至50℃几天，没有气体产生。在10℃下维持8个月的包含浓度为10wt％的脲的水性溶液样品没有表现出脲的反应(即没有发现脲浓度的降低)。 [0096] 表2 [0097] [0098] “4 标准条件”是273K和1巴(绝对)。 [0099] 5脲的分解wt％低于100％的实验根据时间任意停止并且不必定指示平衡。 [0100] 实施例2 [0101] 进行了实验以评估用脲处理合成油砂对采油的影响，具体来说，将具有不同的被称为原始原油地质储量(OIP)的原始油量的合成油砂样品用水蒸气处理。将选择的具有10％原始OIP的合成油砂样品用水蒸气和不同浓度的脲的组合进行处理。将用具有5wt％脲浓度的水蒸气处理的一个合成油砂样品用冷水冲洗以模拟冷注水操作。测量从每个合成油砂样品回收的油的量。 [0102] 图7说明了从每种合成油砂样品回收的油的百分率随原始OIP和水蒸气组成的变化。总的来说，结果表明，通过水蒸气回收油强烈依赖于原始OIP。当原始OIP为10％时，从用水蒸气(不含任何脲)处理的合成油砂样品回收的油基本上为零。然而，当向水蒸气添加脲时，从具有10％原始OIP的合成油砂样品回收的油随脲的浓度而增加。例如，用包含10wt％脲的水蒸气处理的10％原始OIP的合成油砂样品的油回收率提高到约5％。此外，对于用包含10wt％脲的水蒸气处理然后用冷水冲洗的10％原始OIP的合成油砂样品来说，油回收率显著提高到约30％。当在用包含10wt％脲的水蒸气处理后向该合成油砂样品施加冷水时，如图8中所示观察到“卷起”现象。该样品中油的“卷起”表明砂的表面已变得强烈水润湿，从而说明由脲处理引起的润湿性变化可能是油回收率显著提高的机制。 [0103] 尽管已示出并描述了优选的实施方式，但本领域技术人员可以对其作出修改而不背离本文中的范围或教示。本文描述的实施方式仅仅是示例性的而不是限制性的。本文中描述的系统、装置和方法的许多改变和修改是可能的，并且在本发明的范围之内。例如，各种不同部件的相对维度、制造各种不同部件的材料和其他参数可以改变。因此，保护范围不限于本文中描述的实施方式，而是仅受权利要求书限制，其范围应该包括权利要求书的主题内容的所有等同物。除非另有明确陈述，否则方法权利要求中的步骤可以以任何顺序进行。在方法权利要求中，在步骤之前的标识符例如(a)、(b)、(c)或(1)、(2)、(3)的叙述，不打算并且不规定所述步骤的特定顺序，而是用于简化随后对这些步骤的指称。 |
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