生产油和/或气的系统和方法 |
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| 申请号 | CN200880113664.1 | 申请日 | 2008-10-29 | 公开(公告)号 | CN101842549A | 公开(公告)日 | 2010-09-22 |
| 申请人 | 国际壳牌研究有限公司; | 发明人 | S·伯格; | ||||
| 摘要 | 一种用于从地下 地层 (200)生产油和/或气的系统，包括：分散于地层之上的第一井阵列(202)；分散于地层之上的第二井阵列(204)；其中第一井阵列包括将混溶性强化油采收制剂注入地层中的装置，而第二井阵列包括在第一时间段内从地层生产油和/或气的装置；和其中第二井阵列包括将修复剂注入地层中的装置，而第一井阵列包括在第二时间段内从地层生产混溶性强化油采收制剂的装置。 | ||||||
| 权利要求 | 1.一种用于从地下地层生产油和/或气的系统，包括： |
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| 说明书全文 | 生产油和/或气的系统和方法技术领域[0001] 本公开内容涉及生产油和/或气的系统和方法。 背景技术[0002] 强化油采收(EOR)可以用于增大世界范围的油田中的油采收。存在3种主要类型的EOR(热、化学物质/聚合物和气体注入)可用于增大从储层的油采收，超出通过常规方法可以实现的，从而可能延长油田寿命和增大油采收率。 [0003] 热强化采收通过向储层加入热量而发挥作用。最广泛实施的形式是蒸汽驱油，其降低油的粘度使得它可以流向生产井。化学驱油通过降低截留残余油的毛细管力而增加采收。聚合物驱油增大了注入水的驱扫效率。混注以与化学驱油相似的方式发挥作用。通过注入与油混溶的流体，可以采收截留的残余油。 [0004] 参考图1，其中描述了现有技术系统100。系统100包括地下地层102、地下地层104、地下地层106和地下地层108。生产设施110在地面提供。井112穿过地层102和104，和在地层106中终止。在114处显示地层106的一部分。油和气通过井112从地层106中产出至生产设施110。气体和液体互相分离，气体储存在气体储存装置116中和液体储存在液体储存装置118中。 [0005] 美国专利NO.5,826,656公开了一种用于通过穿入地面的至少一口井从水驱油后的载油地下地层采收水驱残余油的方法，该方法包括：将可与油混溶的溶剂通过已完成的用于将可与油混溶的溶剂注入载油地层的较低部分中的井注入载油地下地层的水驱剩余载油较低部分中；持续将可与油混溶的溶剂注入载油地层的较低部分中至少一周的时间段；重新完成用于从载油地层的较高部分生产一定量的可与油混溶的溶剂和一定量的水驱残余油的井；和从载油地层的较高部分生产一定量的可与油混溶的溶剂和水驱残余油。所述地层之前可以是已经进行过水驱油和可与油混溶的溶剂驱油的。可将溶剂通过水平井注入和可通过多个已完成的用于从载油地层的较高部分生产油和溶剂的井采收溶剂和油。美国专利No.5,826,656全文经此引用并入本文。 [0006] 共同待审的美国专利申请公开No.2006/0254769(公开日为2006年11月16日，代理人案卷号为TH2616)公开了一种系统，包括：从地下地层采收油和/或气的装置，所述油和/或气包含一种或多种硫化合物；将来自采收的油和/或气的至少一部分硫化合物转化成二硫化碳制剂的装置；和将至少一部分二硫化碳制剂释放入地层中的装置。美国专利申请公开No.2006/0254769全文经此引用并入本文。 [0007] 美国专利No.5,062,970公开了适合于强化油采收的表面活性剂组合物，所述表面活性剂组合物包含60∶40-10/90重量比的a)(o，m)-和/或(o，p)-二烷基苯碱性磺酸盐和b)聚烷氧基苯基醚碱性磺酸盐。美国专利No.5,062,970全文经此引用并入本文。 [0008] 在美国专利No.3,943,160、美国专利No.3,946,812、美国专利No.4,077,471、美国专利No.4,216,079、美国专利No.5,318,709、美国专利No.5,723,423、美国专利No.6,022,834、美国 专利No.6,269,881、和Wellington等人 的“Low Surfactant Concentration EnhancedWaterflooding”，Society of Petroleum Engineers，1995中描述了用于强化烃采收的其它组合物和方法，上述所有文献经此引用并入本文。 [0009] 本领域需要用于强化油采收的改进系统和方法。本领域还需要使用溶剂例如通过降低粘度、化学作用和混相驱油而强化油采收的改进系统和方法。本领域还需要用于溶剂混相驱油的改进系统和方法。本领域还需要在混相驱油之后用于回收溶剂的改进系统和方法。发明内容 [0010] 在一个方面，本发明提供一种用于从地下地层生产油和/或气的系统，包括：分散于地层之上的第一井阵列；分散于地层之上的第二井阵列；其中第一井阵列包括将混溶性强化油采收制剂注入地层中的装置，而第二井阵列包括在第一时间段内从地层生产油和/或气的装置；和其中第二井阵列包括将修复剂注入地层中的装置，而第一井阵列包括在第二时间段内从地层生产混溶性强化油采收制剂的装置。 [0011] 在另一个方面，本发明提供一种用于生产油和/或气的方法，包括：在第一时间段内由第一井将二硫化碳制剂注入地层中；在第一时间段内由第二井从地层生产油和/或气；在第二时间段内由第二井将修复剂注入地层中；和在第二时间段内由第一井从地层生产二硫化碳制剂。 [0012] 本发明包括以下的一个或更多个优点： [0013] 使用溶剂强化从地层采收烃的改进系统和方法。 [0014] 使用含混溶性溶剂的流体强化从地层采收烃的改进系统和方法。 [0015] 用于二次烃采收的改进组合物和/或技术。 [0016] 强化油采收的改进系统和方法。 [0017] 使用混溶性溶剂强化油采收的改进系统和方法。 [0018] 使用可与油就地混溶的化合物强化油采收的改进系统和方法。 [0020] 图1描述了油和/或气生产系统。 [0021] 图2a描述了井分布。 [0022] 图2b和2c描述了强化油采收过程期间图2a的井分布。 [0023] 图3a-3c描述了油和/或气生产系统。 具体实施方式[0024] 图2a： [0025] 参考图2a，其中描述了在一些实施方案中的井阵列200。阵列200包括井组202(用水平线表示)和井组204(用斜线表示)。 [0026] 井组202中的每口井与井组202中的相邻井之间具有水平距离230。井组202中的每口井与井组202中的相邻井之间具有垂直距离232。 [0027] 井组204中的每口井与井组204中的相邻井之间具有水平距离236。井组204中的每口井与井组204中的相邻井之间具有垂直距离238。 [0028] 井组202中的每口井与井组204中的相邻井之间具有距离234。井组204中的每口井与井组202中的相邻井之间具有距离234。 [0029] 井组202中的每口井可以被井组204中的4口井所围绕。井组204中的每口井可以被井组202中的4口井所围绕。 [0030] 水平距离230是约5-1000米，或约10-500米，或约20-250米，或约30-200米，或约50-150米，或约90-120米，或约100米。 [0031] 垂直距离232可以是约5-1000米，或约10-500米，或约20-250米，或约30-200米，或约50-150米，或约90-120米，或约100米。 [0032] 水平距离236可以是约5-1000米，或约10-500米，或约20-250米，或约30-200米，或约50-150米，或约90-120米，或约100米。 [0033] 垂直距离238可以是约5-1000米，或约10-500米，或约20-250米，或约30-200米，或约50-150米，或约90-120米，或约100米。 [0034] 距离234可以是约5-1000米，或约10-500米，或约20-250米，或约30-200米，或约50-150米，或约90-120米，或约100米。 [0035] 井阵列200可以具有约10-1000口井，例如井组202中约5-500口井，和井组204中约5-500口井。 [0036] 井阵列200可以看成是井组202和井组204作为一片土地上间隔的垂直井的俯视图。井阵列200可以看成是井组202和井组204作为地层内间隔的水平井的截面侧视图。 [0037] 可通过任意已知的方法用井阵列200完成从地下地层采收油和/或气。适合的方法包括海底生产、地面生产、初次、二次或三次生产。对用于从地下地层采收油和/或气的方法的选择不是关键的。 [0038] 图2b： [0039] 参考图2b，其中描述了在一些实施方案中的井阵列200。阵列200包括井组202(用水平线表示)和井组204(用斜线表示)。 [0040] 在一些实施方案中，将混溶性强化油采收剂注入井组204中，和由井组202采收油。如图所示，混溶性强化油采收剂具有注入分布208，和油采收分布206产出至井组202。 [0041] 可以将混溶性强化油采收剂注入井组202中，和可以由井组204采收油。如图所示，混溶性强化油采收剂具有注入分布206，和油采收分布208产出至井组204。 [0042] 井组202可用于注入混溶性强化油采收剂，和井组204可用于在第一时间段内从地层产生油和/或气；随后井组204可用于注入混溶性强化油采收剂，和井组202可用于在第二时间段内从地层产生油和/或气，其中第一时间段和第二时间段构成周期。 [0043] 可进行多个周期，其包括在注入混溶性强化油采收剂和从地层生产油和/或气之间交替井组202和204，其中在第一时间段内一个井组可以用于注入和另一个井组可以用于生产，和随后在第二时间段内将它们切换。 [0044] 周期可以是约12小时-1年，或约3天-6个月，或约5天-3个月。每个周期可增加时间，例如每个周期可以比上一个周期长约5-10％，例如长约8％。 [0045] 可在周期开始时注入混溶性强化油采收剂或含混溶性强化油采收剂的混合物，和可在周期结束时注入不混溶性强化油采收剂或含不混溶性强化油采收剂的混合物。周期开始可以是周期开始的10-约80％、周期开始的20-约60％或周期开始的25-约40％，和周期结束可以是周期的剩余部分。 [0046] 图2c： [0047] 参考图2c，其中描述了在一些实施方案中的井阵列200。阵列200包括井组202(用水平线表示)和井组204(用斜线表示)。 [0048] 可以将混溶性强化油采收剂注入井组204中，和可以由井组202采收油。如图所示，混溶性强化油采收剂具有注入分布208，该注入分布208具有与产出至井组202的油采收分布206的重叠210。 [0049] 可以将混溶性强化油采收剂注入井组202中，和可以由井组204采收油。如图所示，混溶性强化油采收剂具有注入分布206，该注入分布206具有与产出至井组204的油采收分布208的重叠210。 [0050] 为了从注入分布206将混溶性强化油采收剂回收返回井组202，可以在已经完成由井组204采收油之后，将修复剂注入井组204中。适合的修复剂在下文进行讨论。 [0051] 图3a和3b： [0052] 参考图3a和3b，其中描述了在本发明的一些实施方案中的系统300。系统300包括地下地层302、地下地层304、地下地层306和地下地层308。设备310可以在地面上进行提供。井312穿过地层302和304，和在地层306中有开孔。地层306的部分314可任选为断裂的和/或穿孔的。在初次生产中，油和气可以从地层306生产进入部分314中，进入井312中，和向上运行至设施310。随后，设施310使气体和液体分离，所述气体可以送至气体处理装置316，所述液体可以送至液体储存装置318。设施310还包括混溶性强化油采收制剂储存装置330。如图3a中所示，混溶性强化油采收制剂可按向下的箭头所示沿井312向下泵送和泵送至地层306中。可留下混溶性强化油采收制剂以在地层中浸泡约1小时-15天，例如约5-50小时。 [0053] 浸泡过后，如图3b中所示，随后可以生产混溶性强化油采收制剂以及油和/或气返回井312到设施310。设施310可以用于分离和/或再循环混溶性强化油采收制剂，例如通过使制剂沸腾、冷凝、将其过滤或使其反应，随后将制剂再次注入井312中，例如通过重复图3a和3b中所示的浸泡周期约2-5次。 [0054] 在一些实施方案中，可在低于地层断裂压力下、例如为断裂压力约40-90％下将混溶性强化油采收制剂泵送至地层306中。 [0055] 图3a中所示的向地层306中注入的井312可表示井组202中的井，和图3b中所示的从地层306生产的井312可表示井组204中的井。 [0056] 图3a中所示的向地层306中注入的井312可表示井组204中的井，和图3b中所示的从地层306生产的井312可表示井组202中的井。 [0057] 为了从地层306将混溶性强化油采收剂回收返回至井312，可以在已经完成从地层306采收油之后，将修复剂注入另一个相邻井(未显示)中。适合的修复剂在下文进行讨论。 [0058] 图3c： [0059] 参考图3c，其中描述了在本发明的一些实施方案中的系统400。系统400包括地下地层402、地层404、地层406和地层408。生产设施410可以在地面上进行提供。井412穿过地层402和404，和在地层406处有开孔。地层的部分414可任选为断裂的和/或穿孔的。当油和气体从地层406产出时，其进入部分414，和通过井412向上运行至生产设施410。可分离气体和液体，可将气体送至气体储存装置416和可将液体送至液体储存装置 418。生产设施410可以能够生产和/或储存混溶性强化油采收制剂，所述混溶性强化油采收制剂可在生产/储存装置430中产出和储存。可将来自井412硫化氢和/或其它含硫化合物送至混溶性强化油采收制剂的生产/储存装置430。混溶性强化油采收制剂可沿井432向下泵送至地层406的部分434。混溶性强化油采收制剂穿过地层406以辅助产出油和气体，和随后可使混溶性强化油采收制剂、油和/或气全部产出至井412、至生产设施410。随后可例如通过使制剂沸腾、冷凝、将其过滤或使其反应而再循环混溶性强化油采收制剂，之后将制剂再次注入井432中。 [0060] 在一些实施方案中，可将一定量的混溶性强化油采收制剂或与其它组分混合的混溶性强化油采收制剂注入井432中，随后注入另一组分(例如空气；气体或液体形式的水；与一种或多种盐、聚合物和/或表面活性剂混合的水；二氧化碳；其它气体；其它液体；和/或它们的混合物)以驱使混溶性强化油采收制剂或与其它组分混合的混溶性强化油采收制剂通过地层406。 [0061] 在一些实施方案中，生产油和/或气的井412可以表示井组202中的井，和用于注入混溶性强化油采收制剂的井432可以表示井组204中的井。 [0062] 在一些实施方案中，生产油和/或气的井412可以表示井组204中的并，和用于注入混溶性强化油采收制剂的并432可以表示井组202中的井。 [0063] 为了从地层406将混溶性强化油采收剂回收返回至井432，可以在已经完成从地层406和井412采收油之后，将修复剂注入井412中。适合的修复剂在下文进行讨论。 [0064] 修复剂： [0066] 在一个实施方案中，适合的修复剂包括含水表面活性剂溶液。适合的含水表面活性剂溶液公开在美国专利No.3,943,160、美国专利No.3,946,812、美国专利No.4,077,471、美国专利No.4,216,079、美国专利No.5,318,709、美国专利No.5,723,423、美 国 专 利 No.6,022,834、美 国 专 利No.6,269,881 和 Wellington等 人 的“Low SurfactantConcentration Enhanced Waterflooding”，Society of PetroleumEngineers，1995中，上述所有文献经此引用并入本文。 [0067] 使地层中保留的剩余混溶性强化油采收剂流动可能是困难的，这归因于混溶性强化油采收剂的粘度和地层的孔中流体的毛细管效应。本文使用的“毛细管力”指流体和至少一部分地层之间的吸引力。在一个实施方案中，毛细管力可以通过增大地层内的压力而克服。在其它实施方案中，毛细管力可以通过减少地层中流体之间的界面张力而克服。降低地层中毛细管力的能力可能取决于多种因素，包括但不限于地层的温度、地层中水的盐度和地层中混溶性强化油采收剂的组成。 [0068] 用于回收地层中保留的剩余混溶性强化油采收剂的方法可以包括将水源(例如盐水、蒸汽)、气体、聚合物、单体或它们的任意组合加入地层，以强化混溶性强化油采收剂的流动。 [0069] 在一个实施方案中，地层可以用水驱处理。水驱可以包括通过注射井将水注入一部分地层中。水驱至少一部分地层可以水润湿一部分地层。地层的水润湿部分可以通过已知方法进行加压，和水/混溶性强化油采收剂混合物可以利用一个或多个生产井进行收集。但水层可能不能与混溶性强化油采收剂层有效混合。差的混合效率可能是由于水和混溶性强化油采收剂之间高的界面张力。 [0070] 可以通过利用可使混溶性强化油采收剂流至一个或多个生产井的聚合物和/或单体处理地层而强化从地层的生产。聚合物和/或单体可以降低地层的孔中水相的流动性。水流动性的降低可以允许混溶性强化油采收剂更容易流动通过地层。聚合物可以包括但不限于聚丙烯酰胺、部分水解的聚丙烯酰胺、聚丙烯酸酯、烯属共聚物、生物聚合物、羧甲基纤维素、聚乙烯基醇、聚苯乙烯磺酸盐、聚乙烯基吡咯烷酮、AMPS(2-丙烯酰胺-2-甲基丙烷磺酸盐)或它们的组合。烯属共聚物的实例包括丙烯酸和丙烯酰胺、丙烯酸和月桂基丙烯酸酯、月桂基丙烯酸酯和丙烯酰胺的共聚物。生物聚合物的实例包括黄原胶和瓜尔豆胶。在一些实施方案中，聚合物可以在地层中原位交联。在其它实施方案中，聚合物可以在地层中原位生成。在采收中使用的聚合物和聚合物制备描述于美国专利No.6,427,268、美国专利No.6,439,308、美国专利No.5,654,261、美国专利No.5,284,206、美国专利No.5,199,490和美国专利No.5,103,909中，上述所有专利经此引用并入本文。 [0071] 在一个实施方案中，可以向地层中提供修复剂。在一个实施方案中，修复组合物可以包含一种或多种非离子型添加剂(例如醇、乙氧基化醇、非离子型表面活性剂和/或糖基酯)和一种或多种阴离子型表面活性剂(例如硫酸盐、磺酸盐、乙氧基化硫酸盐和/或磷酸盐)。 [0072] 在一个实施方案中，修复剂中可以使用脂族非离子型添加剂。本文使用的术语“脂族”指碳和氢原子的直链或支链。在一些实施方案中，脂族非离子型添加剂的脂族部分可以具有10-24的平均碳数。在一些实施方案中，脂族非离子型添加剂的脂族部分可以具有12-18的平均碳数。在一些实施方案中，脂族非离子型添加剂可以包含支链脂族部分。脂族非离子型添加剂的支链脂族部分可以具有16-17的平均碳数。在一些实施方案中，脂族非离子型添加剂的支链脂族基团可以含有小于约0.5％的脂族季碳原子。在一个实施方案中，每个脂族非离子型添加剂的支链平均值为约0.1-2.5。在其它实施方案中，每个脂族非离子型添加剂的支链平均值为约0.7-2.5。 [0073] 在一个实施方案中，脂族非离子型添加剂可以是长链脂族醇。本文使用的术语“长链”指平均碳数为10-30的碳链。长链脂族醇(例如长链伯醇)可以进行商购(例如Shell Chemical Co.，Houston，Tex.生产的Neodol(R)醇)。在一些实施方案中，长链脂族醇可以通过多种通常已知的方法制得。长链脂族醇的平均碳数可以是10-24。在一些实施方案中，长链脂族醇的平均碳数可以是12-18。在其它实施方案中，长链脂族醇的平均碳数可以是16-17。在一个实施方案中，长链脂族醇的一部分可以是支化的。支化长链脂族醇可以通过支链烯烃的加氢甲酰化制得。 [0074] 在一个实施方案中，修复剂中可以使用脂族阴离子型表面活性剂。在一些实施方案中，脂族阴离子型表面活性剂的脂族部分的平均碳数可以是10-24。在一些实施方案中，脂族阴离子型表面活性剂的脂族部分的平均碳数可以是12-18。在其它实施方案中，脂族阴离子型表面活性剂的脂族部分的平均碳数可以是16-17。 [0075] 修复剂可以通过组合(例如混合)非离子型添加剂(例如脂族非离子型添加剂)与适合量的阴离子型表面活性剂(例如脂族阴离子型表面活性剂)进行制备。在一个实施方案中，修复剂可以包含脂族阴离子型表面活性剂和脂族非离子型添加剂。在一些实施方案中，组合物中脂族阴离子型表面活性剂的量可以大于总组合物的约40wt％。在一个实施方案中，修复剂中脂族阴离子型表面活性剂的量可以是总组合物的约60-90wt％。组合物中脂族阴离子型表面活性剂的量可以是组合物总重量的约80-90wt％。组合物中脂族非离子型添加剂的量可以小于组合物总重量的约60wt％。组合物可以包含的脂族非离子型添加剂的量为组合物总重量的约10-40wt％。在一些实施方案中，脂族非离子型添加剂的量可以是组合物总重量的约10-20wt％。组合物的剩余部分可以包括但不限于水、低分子量醇、有机溶剂、烷基磺酸酯、芳基磺酸酯、盐水或它们的组合。低分子量醇包括但不限于甲醇、乙醇、丙醇、异丙基醇、叔丁基醇、仲丁基醇、丁基醇、叔戊基醇或它们的组合。有机溶剂包括但不限于甲基乙基酮、丙酮、低级烷基溶纤剂、低级烷基卡必醇或它们的组合。 [0076] 修复剂中使用的脂族非离子型添加剂和脂族阴离子型添加剂的脂族部分可以具有相同的平均碳数、支链和/或季碳数。作为替代，修复剂中使用的脂族非离子型添加剂的碳数、支链或季碳原子数可以不同于其中使用的阴离子型表面活性剂。在一个实施方案中，脂族阴离子型表面活性剂和脂族非离子型添加剂的平均碳数都可以是16-17。在一些实施方案中，脂族阴离子型表面活性剂和脂族非离子型添加剂都可以具有支链脂族基团。在其它实施方案中，可以使平均碳数为16-17的脂族阴离子型表面活性剂与平均碳数为10-24的脂族非离子型添加剂组合。在一些实施方案中，脂族非离子型添加剂和脂族阴离子型表面活性剂都可以具有支链脂族基团。在其它实施方案中，支链脂族非离子型添加剂可以含有主要是乙基和甲基的支链。在一些实施方案中，支链脂族阴离子型表面活性剂上的支链可以是甲基。 [0077] 在一个实施方案中，组合物可以包含脂族阴离子型表面活性剂与一种或多种糖基表面活性剂的组合。糖基表面活性剂包括由长链脂族酯组成的表面活性剂。在一个实施方案中，糖基表面活性剂由耦连至酯的羰基的长链脂族部分与耦连至酯的氧部分的糖组成。糖基表面活性剂包括但不限于：失水山梨糖醇单月桂酸酯，失水山梨糖醇单棕榈酸酯，失水山梨糖醇单硬脂酸酯，失水山梨糖醇单油酸酯，失水山梨糖醇倍半油酸酯，失水山梨糖醇三油酸酯，聚氧乙烯(20)失水山梨糖醇单月桂酸酯，聚氧乙烯(20)失水山梨糖醇单棕榈酸酯，聚氧乙烯(20)失水山梨糖醇单硬脂酸酯，聚氧乙烯(20)失水山梨糖醇单油酸酯，聚氧乙烯(20)失水山梨糖醇三油酸酯，或它们的组合。其它糖基表面活性剂包括糖基醚和糖基乙氧基化醚。 [0078] 在一些实施方案中，组合物中脂族阴离子型表面活性剂的量可以大于总组合物的约40wt％。组合物可以包含的脂族阴离子型表面活性剂的量为总组合物的约50-90wt％。组合物中脂族阴离子型表面活性剂的量可以是组合物总重量的约80-90wt％。组合物中糖基表面活性剂的量可以小于组合物总重量的约60wt％。组合物可以包含的糖基表面活性剂的量为组合物总重量的约10-50wt％。在一些实施方案中，糖基表面活性剂的量可以是组合物总重量的约10-20wt％。组合物的剩余部分可以包括但不限于水、低分子量醇、有机溶剂、烷基磺酸酯、芳基磺酸酯、盐水或它们的组合。低分子量醇包括但不限于甲醇、乙醇、丙醇、异丙基醇、叔丁基醇、仲丁基醇、丁基醇、叔戊基醇或它们的组合。有机溶剂包括但不限于甲基乙基酮、丙酮、低级烷基溶纤剂、低级烷基卡必醇或它们的组合。 [0079] 在一个实施方案中，组合物可以包含脂族非离子型添加剂、脂族阴离子型表面活性剂和一种或多种糖基表面活性剂。在一些实施方案中，脂族非离子型添加剂的一部分脂族基团可以是支化的。在其它实施方案中，脂族阴离子型表面活性剂的一部分可以是支化的。 [0080] 修复剂可以在至少一部分地层中与混溶性强化油采收剂相互作用。与混溶性强化油采收剂相互作用可以降低地层中混溶性强化油采收剂与一种或多种流体的界面张力。在其它实施方案中，修复剂可以降低混溶性强化油采收剂与上覆地层/下伏地层之间的界面张力。降低界面张力可以允许至少一部分混溶性强化油采收剂流动通过地层。 [0081] 可以基于地层中存在的混溶性强化油采收剂向地层中提供一定量的修复剂。但修复剂的量可能太小而不能利用已知输送技术(例如泵)准确输送至地层。为利于将少量修复剂输送至地层，可以使修复剂与水和/或盐水组合以产生可注入流体。注入地层100中的修复剂的量可以小于可注入流体总重量的0.5wt％。在一些实施方案中，提供至地层的修复剂的量可以小于可注入流体总重量的0.3wt％。在一些实施方案中，提供至地层的修复剂的量可以小于可注入流体总重量的0.1wt％。在其它实施方案中，提供至地层的修复剂的量可以小于可注入流体总重量的0.05wt％。 [0082] 修复剂可以与地层中的至少一部分混溶性强化油采收剂相互作用。修复剂与混溶性强化油采收剂的相互作用可以降低混溶性强化油采收剂和地层之间的至少一部分界面张力。至少一部分修复剂/混溶性强化油采收剂/流体的混合物可以流动至生产井。从生产井150获得的产品可以包括但不限于修复剂的组分(例如长链脂族醇和/或长链脂族酸盐)、甲烷、一氧化碳、水、混溶性强化油采收剂、氨、沥青质或它们的组合。在已经将修复剂加入地层之后，从地层100的混溶性强化油采收剂生产可以增加大于约50％。 [0083] 修复剂与地层中至少一部分混溶性强化油采收剂的相互作用可以降低混溶性强化油采收剂和地层之间的至少一部分界面张力。降低至少一部分界面张力可以使至少一部分混溶性强化油采收剂流动通过地层。但使至少一部分混溶性强化油采收剂流动可能不是在经济可行的速率下。在一个实施方案中，在用修复剂处理地层之后，可以将聚合物通过注射井注入地层中，以强化至少一部分混溶性强化油采收剂通过地层的流动。适合的聚合物包括但不限于Ciba SpecialtyAdditives(Tarrytown，N.Y.)生产的CIBA(R)ALCOFLOOD(R)、Tramfloc Inc.(Temple，Ariz.)生产的Tramfloc(R)和Chevron PhillipsChemical Co.(The Woodlands，Tex.)生产的HE(R)聚合物。混溶性强化油采收剂、修复剂和聚合物之间的相互作用可以强化地层中剩余的至少一部分混溶性强化油采收剂至生产井的流动。 [0084] 在一些实施方案中，修复剂可以包括无机盐(例如碳酸钠(Na[2]CO[3])、氯化钠(NaCl)或氯化钙(CaCl[2]))。添加无机盐可以有助于修复剂分散在整个混溶性强化油采收剂/水混合物中。强化修复剂分散可以降低混溶性强化油采收剂和水界面之间的相互作用。降低的相互作用可降低混合物的界面张力和提供流动性更好的流体。 [0085] 替代实施方案： [0086] 在一些实施方案中，可以将油和/或气从地层采收入井中，和使其流过井和出油管线至设施。在一些实施方案中，可以通过使用试剂例如蒸汽、水、表面活性剂、聚合物驱油物质和/或混溶剂例如二硫化碳制剂和/或二氧化碳的强化油采收强化来自地层的油和/或气的流动。 [0087] 在一些实施方案中，从地层采收的油和/或气可能含有硫化合物。硫化合物可以包括硫化氢、硫醇、二硫化氢之外的硫化物和二硫化物、或杂环硫化合物例如噻吩、苯并噻吩或取代和缩合的环二苯并噻吩、或它们的混合物。 [0088] 在一些实施方案中，可将来自地层的硫化合物转化成二硫化碳制剂。可通过任意已知的方法将至少一部分硫化合物转化成二硫化碳制剂。适合的方法可包括使硫化合物氧化反应成硫和/或二氧化硫，和使硫和/或二氧化硫与碳和/或含碳化合物反应以形成二硫化碳制剂。用于将至少一部分硫化合物转化成二硫化碳制剂的方法的选择不是关键的。 [0089] 在一些实施方案中，适合的混溶性强化油采收试剂可以是二硫化碳制剂。二硫化碳制剂可以包括二硫化碳和/或二硫化碳衍生物，例如硫代碳酸酯、黄原酸酯和它们的混合物；和任选的一种或多种以下物质：硫化氢、硫、二氧化碳、烃和它们的混合物。 [0090] 在一些实施方案中，2006年4月19日提交的代理人案卷号为TH2616、序列号为11/409,436的共同待审美国专利申请中公开了生产二硫化碳制剂的适合方法。序列号为 11/409,436的美国专利申请经此引用全文并入本文。 [0091] 在一些实施方案中，适合的混溶性强化油采收试剂包括二硫化碳、硫化氢、二氧化碳、辛烷、戊烷、LPG、C2-C6脂族烃、氮、柴油、石油溶剂、石脑油溶剂、沥青溶剂、煤油、丙酮、二甲苯、三氯乙烷、或两种或更多种前述物质的混合物、或本领域中已知的其它混溶性强化油采收试剂。在一些实施方案中，适合的混溶性强化油采收试剂是与地层中的油初次接触混溶性的或多次接触混溶性的。 [0092] 在一些实施方案中，适合的不混溶性强化油采收试剂包括气体或液体形式的水、空气、两种或更多种前述物质的混合物、或本领域中已知的其它不混溶性强化油采收试剂。在一些实施方案中，适合的不混溶性强化油采收试剂与地层中的油不是初次接触混溶性的或多次接触混溶性的。 [0093] 在一些实施方案中，可以从产出的油和/或气中回收注入地层中的不混溶性和/或混溶性强化油采收试剂，和将其再次注入地层中。 [0094] 在一些实施方案中，在注入任何的强化油采收试剂之前地层中存在的油的粘度为至少约100厘泊，或至少约500厘泊，或至少约1000厘泊，或至少约2000厘泊，或至少约5000厘泊，或至少约10,000厘泊。在一些实施方案中，在注入任何的强化油采收试剂之前地层中存在的油的粘度为至多约5,000,000厘泊，或至多约2,000,000厘泊，或至多约 1,000,000厘泊，或至多约500,000厘泊。 [0095] 释放至少一部分混溶性强化油采收试剂和/或其它液体和/或气体可使用任意已知的方法完成。一种适合的方法是将混溶性强化油采收制剂注入单独井的单独导管中，浸泡二硫化碳制剂，和随后与气体和/或液体一起泵出至少一部分二硫化碳制剂。另一适合的方法是将混溶性强化油采收制剂注入第一井中，和由第二井与气体和/或液体一起泵出至少一部分二硫化碳制剂。用于注入至少一部分混溶性强化油采收制剂和/或其它液体和/或气体的方法的选择不是关键的。 [0096] 在一些实施方案中，可以在至多为地层断裂压力的压力下将混溶性强化油采收制剂和/或其它液体和/或气体泵送入地层中。 [0097] 在一些实施方案中，可以将混溶性强化油采收制剂混于地层中的油和/或气中以形成可由井采收的混合物。在一些实施方案中，可以将一定量的混溶性强化油采收制剂注入井中，随后注入另一组分以驱动碳制剂穿过地层。可以使用例如空气、液体或蒸气形式的水、二氧化碳、其它气体、其它液体、和/或它们的混合物以驱动混溶性强化油采收制剂穿过地层。 [0098] 在一些实施方案中，在注入地层中之前可以加热混溶性强化油采收制剂以降低地层中流体例如重油、链烷烃、沥青质等的粘度。 [0099] 在一些实施方案中，可以使用加热后的流体或加热器在地层中加热混溶性强化油采收制剂和/或使之沸腾以降低地层中流体的粘度。在一些实施方案中，可以使用加热后的水和/或蒸汽以加热地层中的混溶性强化油采收制剂和/或使之气化。 [0100] 在一些实施方案中，可以使用加热器在地层中加热混溶性强化油采收制剂和/或使之沸腾。2003年10月24日提交的代理人案卷号为TH2557、序列号为10/693,816的共同待审美国专利申请中公开了一种适合的加热器。序列号为10/693,816的美国专利申请经此引用全文并入本文。 [0101] 在一些实施方案中，可以将生产的油和/或气输送至炼厂和/或处理设施。可处理油和/或气以生产商业产品，例如运输燃料如汽油和柴油、民用燃料油、润滑剂、化学品和/或聚合物。处理方法可包括蒸馏和/或分馏油和/或气以生产一种或多种馏分油馏分。在一些实施方案中，可对油和/或气、和/或一种或多种馏分油馏分进行下列一种或多种处理：催化裂化、加氢裂化、加氢处理、焦化、热裂化、蒸馏、重整、聚合、异构化、烷基化、共混和脱蜡。 [0102] 示例性实施方案： [0103] 在本发明的一个实施方案中，公开了用于从地下地层生产油和/或气的系统，包括：分散于地层之上的第一井阵列；分散于地层之上的第二井阵列；其中第一井阵列包括将混溶性强化油采收制剂注入地层中的装置，而第二井阵列包括在第一时间段内从地层生产油和/或气的装置；和其中第二井阵列包括将修复剂注入地层中的装置，而第一井阵列包括在第二时间段内从地层生产混溶性强化油采收制剂的装置。在一些实施方案中，第一井阵列中的井在离第二井阵列中的一个或多个相邻井10米-1千米的距离处。在一些实施方案中，地下地层在水体下方。在一些实施方案中，所述系统还包括在已将混溶性强化油采收制剂释放入地层中之后将不混溶性强化油采收制剂注入地层中的装置。在一些实施方案中，所述系统还包括选自二硫化碳制剂、硫化氢、二氧化碳、辛烷、戊烷、LPG、C2-C6脂族烃、氮、柴油、石油溶剂、石脑油溶剂、沥青溶剂、煤油、丙酮、二甲苯、三氯乙烷和它们的混合物的混溶性强化油采收制剂。在一些实施方案中，所述系统还包括选自气体或液体形式的水、空气和它们的混合物的不混溶性强化油采收制剂。在一些实施方案中，第一井阵列包括5-500口井，和第二井阵列包括5-500口井。在一些实施方案中，所述系统还包括含有二硫化碳制剂的混溶性强化油采收制剂。在一些实施方案中，所述系统还包括用于生产二硫化碳制剂的装置。在一些实施方案中，地下地层包含粘度为100-5,000,000厘泊的油。在一些实施方案中，第一井阵列包括地层中的混溶性强化油采收制剂分布，和第二井阵列包括地层中的油采收分布，所述系统还包括在混溶性强化油采收制剂分布和油采收分布之间的重叠。 [0104] 在本发明的一个实施方案中，公开了一种用于生产油和/或气的方法，包括：在第一时间段内由第一井将二硫化碳制剂注入地层中；在第一时间段内由第二井从地层生产油和/或气；在第二时间段内由第二井将修复剂注入地层中；和在第二时间段内由第一井从地层生产二硫化碳制剂。在一些实施方案中，所述方法还包括从油和/或气中回收如果存在的二硫化碳制剂，和随后将至少一部分回收的二硫化碳制剂注入地层中。在一些实施方案中，注入二硫化碳制剂包括以与以下物质的混合物形式将至少一部分二硫化碳制剂注入地层中：一种或多种烃、二硫化碳之外的硫化合物、二氧化碳、一氧化碳或它们的混合物。在一些实施方案中，所述方法还包括在将二硫化碳制剂注入地层中之前或当二硫化碳制剂在地层中时，加热二硫化碳制剂。在一些实施方案中，在当二硫化碳注入开始之前测量，二硫化碳制剂在高于初始储层压力0-37,000千帕的压力下注入。在一些实施方案中，地下地层包括0.0001-15达西的渗透性，例如0.001-1达西的渗透性。在一些实施方案中，在注入二硫化碳制剂之前，在地下地层中存在的任意油的硫含量为0.5-5％，例如1-3％。在一些实施方案中，所述方法还包括将至少一部分采收的油和/或气转化成选自运输燃料例如汽油和柴油、民用燃料油、润滑剂、化学品和/或聚合物的材料。在一些实施方案中，修复剂包含水和表面活性剂。在一些实施方案中，修复剂包含水和水中溶解的聚合物。在一些实施方案中，所述方法还包括：在第三时间段内由第一井将水注入地层中；和在第三时间段内由第二井从地层中生产修复剂。 [0105] 在本发明的一个实施方案中，公开了一种用于生产油和/或气的方法，包括：在第一时间段内由第一井将混溶性强化油采收制剂注入地层中；在第一时间段内由第二井从地层生产油和/或气；在第二时间段内由第二井将修复剂注入地层中；和在第二时间段内由第一井从地层生产混溶性强化油采收制剂。在一些实施方案中，第一和第二时间段构成周期，所述周期为12小时-1年。在一些实施方案中，所述方法还包括在第一时间段之后和第二时间段之前的一段时间内，由第一井将不混溶性强化油采收制剂注入地层中，以推动混溶性强化油采收制剂通过地层。在一些实施方案中，所述方法还包括在第二时间段之后的一段时间内，由第二井将水注入地层中，以推动修复剂通过地层。在一些实施方案中，产生的油和/或气包含硫化合物，所述方法还包括将至少一部分硫化合物转化成混溶性强化油采收制剂。在一些实施方案中，混溶性强化油采收制剂包含二硫化碳制剂。在一些实施方案中，所述方法还包括加热混溶性强化油采收制剂。在一些实施方案中，修复剂包含水和表面活性剂。 |
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