CN101449027B - 生产油和/或气体的系统和方法 - Google Patents
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Abstract
一种从地下地层生产油和/或气体的系统，所述系统包括：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可混溶的强化油采收制剂注入地层中的装置，同时第二井阵列包括在第一时间段内从地层(306)生产油和/或气体的装置；和其中第二井阵列包括将可混溶的强化油采收制剂注入地层(306)中的装置，同时第一井阵列包括在第二时间段内从地层(306)生产油和/或气体的装置。
Description
相关申请
本申请要求了同时待审的2006年5月22日提交的美国申请60/747,908的优先权。美国申请60/747,908全文在此通过参考引入。
技术领域
本公开内容涉及生产油和/或气体的系统和方法。
背景技术
在世界范围的油田中，强化的油采收(EOR)可用于增大油采收。可使用超出通过常规方法可实现的3种主要类型的EOR(热、化学/聚合物和气体注入)从储层增大油采收-这可延长油田的寿命和提高油采收因子。
热强化采收通过将热量加入储层起作用。应用最广的方式是蒸汽驱油，其降低了油的粘度从而使油可流向生产井。化学驱油通过降低截留残余油的毛细管力增大采收。聚合物驱油改进了注入的水的驱扫效率。混注以与化学驱油相同的方式起作用。通过注入可与油混溶的流体，可采收被截留的残余油。
参考图1，图中图示了现有技术的系统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。在地面提供生产装置110。井112穿过地层102和104，和在地层106中终止。地层106的一部分表示为114。从地层106生产的油和气体通过井112到达生产装置110。气体和液体彼此分离，气体储存在气体储存器116中，和液体储存在液体储存器118中。
美国专利No.5,826,656公开了一种用于通过至少一个井从地面穿入水驱油后的载油地下地层采收水驱残余油的方法，该方法通过：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载水驱残余油的较低部分中；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等于一周的时间；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。所述地层之前可以已经经历过水驱油和可与油混溶的溶剂驱油。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全文在此通过参考引入。
同时待审的美国专利申请公布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，所述系统包括：从地下地层采收油和/或气体的装置，所述油和/或气体包含一种一种或多种硫化合物；将来自采收的油和/或气体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。美国专利申请公布No.2006/0254769全文在此通过参考引入。
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)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。
发明内容
在一个方面，本发明提供从地下地层生产油和/或气体的系统，该系统包括：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可混溶的强化油采收制剂注入地层中的装置，同时第二井阵列包括在第一时间段内从地层生产油和/或气体的装置；和其中第二井阵列包括将可混溶的强化油采收制剂注入地层中的装置，同时第一井阵列包括在第二时间段内从地层生产油和/或气体的装置。
在另一个方面中，本发明提供生产油和/或气体的方法，所述方法包括：在第一时间段内将二硫化碳制剂由第一井注入地层中；和随后在第二时间段内将不可混溶的强化油采收制剂由第一井注入地层中，以推动二硫化碳制剂通过地层；和由第二井从地层生产油和/或气体。
在另一个方面中，本发明提供生产油和/或气体的方法，所述方法包括：在第一时间段内将可混溶的强化油采收制剂由第一井注入地层中；在第一时间段内由第二井从地层生产油和/或气体；在第二时间段内将可混溶的强化油采收制剂由第二井注入地层中；和在第二时间段内由第一井从地层生产油和/或气体。
本发明的优点包括以下的一个或多个：
使用溶剂强化从地层采收烃的改进系统和方法。
使用含可混溶溶剂的流体强化从地层采收烃的改进系统和方法。
用于二次烃采收的改进组合物和/或技术。
强化油采收的改进系统和方法。
使用可混溶溶剂强化油采收的改进系统和方法。
使用可与适当位置的油混溶的化合物强化油采收的改进系统和方法。
附图说明
图1图示了油和/或气体生产系统。
图2a图示了井分布。
图2b和2c图示了强化油采收过程期间图2a的井分布。
图3a-3c图示了油和/或气体生产系统。
图4图示了油和/或气体生产方法。
具体实施方式
在一些实施方案中，参考图2a，其中图示了井阵列200。阵列200包括井组202(用水平线表示)和井组204(用斜线表示)。
井组202中的每个井与井组202中的相邻井之间具有水平距离230。井组202中的每个井与井组202中的相邻井之间具有垂直距离232。
井组204中的每个井与井组204中的相邻井之间具有水平距离236。井组204中的每个井与井组204中的相邻井之间具有垂直距离238。
井组202中的每个井与井组204中的相邻井之间具有距离234。井组204中的每个井与井组202中的相邻井之间具有距离234。
在一些实施方案中，井组202中的每个井被井组204中的4个井所围绕。在一些实施方案中，井组204中的每个井被井组202中的4个井所围绕。
在一些实施方案中，水平距离230为约5至约1000米、或约10至约500米、或约20至约250米、或约30至约200米、或约50至约150米、或约90至约120米、或约100米。
在一些实施方案中，垂直距离232为约5至约1000米、或约10至约500米、或约20至约250米、或约30至约200米、或约50至约150米、或约90至约120米、或约100米。
在一些实施方案中，水平距离236为约5至约1000米、或约10至约500米、或约20至约250米、或约30至约200米、或约50至约150米、或约90至约120米、或约100米。
在一些实施方案中，垂直距离238为约5至约1000米、或约10至约500米、或约20至约250米、或约30至约200米、或约50至约150米、或约90至约120米、或约100米。
在一些实施方案中，距离234为约5至约1000米、或约10至约500米、或约20至约250米、或约30至约200米、或约50至约150米、或约90至约120米、或约100米。
在一些实施方案中，井阵列200可包括约10至约1000井，例如井组202中约5至约500井和井组204中约5至约500井。
在一些实施方案中，井阵列200被看成是井组202和井组204作为一片土地上间隔的垂直井的俯视图。在一些实施方案中，井阵列200被看成是井组202和井组204作为地层中间隔的水平井的截面侧视图。
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/或气体。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/或气体的方法的选取不是关键的。
在一些实施方案中，可将油和/或气体从地层采收到井中，和通过井以及出油管线流至设备中。在一些实施方案中，使用试剂例如蒸汽、水、表面活性剂、聚合物驱油剂和/或可混溶试剂例如二硫化碳制剂或二氧化碳的强化油采收可用于增强来自地层的油和/或气体的流动。
在一些实施方案中，从地层采收的油和/或气体可包括硫化合物。硫化合物可包括硫化氢、硫醇、硫化物和二硫化氢之外的二硫化物，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。
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。适合的方法可包括将硫化合物氧化成硫和/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。对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取不是关键的。
在一些实施方案中，适合的可混溶的强化油采收剂可以是二硫化碳制剂。二硫化碳制剂可包括二硫化碳和/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。
在2006年4月19日提交的序列号为11/409,436、代理人案卷号为TH2616的同时待审的美国专利申请中公开了在一些实施方案中适合生产二硫化碳制剂的方法。序列号为11/409,436的美国专利申请全文在此通过参考引入。
在一些实施方案中，参考图2b，其中图示了井阵列200。阵列200包括井组202(用水平线表示)和井组204(用斜线表示)。
在一些实施方案中，将可混溶的强化油采收剂注入井组204中，和从井组202采收油。如图所示，可混溶的强化油采收剂具有注入分布208，和产生至井组202的油采收分布206。
在一些实施方案中，将可混溶的强化油采收剂注入井组202中，和从井组204采收油。如图所示，可混溶的强化油采收剂具有注入分布206，和产生至井组204的油采收分布208。
在一些实施方案中，井组202可用于注入可混溶的强化油采收剂，和井组204可用于在第一时间段内从地层产生油和/或气体；随后井组204可用于注入可混溶的强化油采收剂，和井组202可用于在第二时间段内从地层产生油和/或气体，其中第一时间段和第二时间段构成周期。
在一些实施方案中，可进行多个周期，其包括交替井组202和204用于注入可混溶的强化油采收剂和从地层生产油和/或气体，其中在第一时间段内一个井组用于注入和另一个井组用于生产，和随后在第二时间段内将它们切换。
在一些实施方案中，一个周期可以是约12小时至约1年、或约3天至约6月或约5天至约3月。在一些实施方案中，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％至约10％，例如长约8％。
在一些实施方案中，可在周期开始时注入可混溶的强化油采收剂或含可混溶的强化油采收剂的混合物，和可在周期结束时注入不可混溶的强化油采收剂或含不可混溶的强化油采收剂的混合物。在一些实施方案中，周期开始可以是周期的前10％至约80％、周期的前20％至约60％或周期的前25％至约40％，和周期结束可以是剩余的周期。
在一些实施方案中，适合的可混溶的强化油采收剂包括二硫化碳、硫化氢、二氧化碳、辛烷、戊烷、LPG、C2-C6脂族烃、氮气、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化合物的混合物，或本领域中已知的其它可混溶的强化油采收剂。在一些实施方案中，适合的可混溶的强化油采收剂与地层中的油是首次接触可混溶或多次接触可混溶的。
在一些实施方案中，适合的不可混溶的强化油采收剂包括气体或液体形式的水、空气、或两种或更多种前述化合物的混合物，或本领域中已知的其它不可混溶的强化油采收剂。在一些实施方案中，适合的不可混溶的强化油采收剂与地层中的油不是首次接触可混溶或多次接触可混溶的。
在一些实施方案中，注入地层中的不可混溶和/或可混溶的强化油采收剂可以从所生产的油和/或气体回收和再次注入地层中。
在一些实施方案中，在注入任意强化油采收剂之前在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，在注入任意强化油采收剂之前在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。
在一些实施方案中，参考图2c，其中图示了井阵列200。阵列200包括井组202(用水平线表示)和井组204(用斜线表示)。
在一些实施方案中，将可混溶的强化油采收剂注入井组204中，和从井组202采收油。如图所示，可混溶的强化油采收剂具有注入分布208，和产生至井组202的油采收分布206，其中注入分布208与油采收分布206在210处重叠。
在一些实施方案中，将可混溶的强化油采收剂注入井组202中，和从井组204采收油。如图所示，可混溶的强化油采收剂具有注入分布206，和产生至井组204的油采收分布208，其中注入分布206与油采收分布208在210处重叠。
可通过任意已知的方法释放至少一部分可混溶的强化油采收剂和/或其它液体和/或气体。一种适合的方法是将可混溶的强化油采收制剂注入单个井的单个导管中，使二硫化碳制剂浸泡，和随后随气体和/或液体泵送出至少一部分二硫化碳制剂。另一种适合的方法是将可混溶的强化油采收制剂注入第一井中，和由第二井随气体和/或液体泵送出至少一部分可混溶的强化油采收制剂。对用于注入至少一部分可混溶的强化油采收制剂和/或其它液体和/或气体的方法的选取不是关键的。
在一些实施方案中，可在高至地层断裂压力的压力下将可混溶的强化油采收制剂和/或其它液体和/或气体泵送至地层中。
在一些实施方案中，可混溶的强化油采收制剂可在地层中与油和/或气体混合以形成可从井采收的混合物。在一些实施方案中，可将一定量的可混溶的强化油采收制剂注入井中，随后通过另一组分驱使该制剂穿过地层。例如空气、液体或气体形式的水、二氧化碳、其它气体、其它液体和/或它们的混合物可用于驱使可混溶的强化油采收制剂穿过地层。
在一些实施方案中，在被注入地层中之前，可加热可混溶的强化油采收制剂以降低地层中流体例如重油、石蜡、沥青质等的粘度。
在一些实施方案中，可当可混溶的强化油采收制剂在地层中时使用加热过的流体或加热器对其进行加热和/或使其沸腾，以降低地层中流体的粘度。在一些实施方案中，加热过的水和/或蒸汽可用于加热和/或气化地层中的可混溶的强化油采收制剂。
在一些实施方案中，可当可混溶的强化油采收制剂在地层中时使用加热器对其进行加热和/或使其沸腾。在2003年10月24日提交的序列号为10/693,816、代理人案卷号为TH2557的同时待审的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的美国专利申请全文在此通过参考引入。
在本发明的一些实施方案中，参考图3a和3b，其中图示了系统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设在地面上。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可任选被断裂和/或穿孔。在初次生产中，从地层306生产油和气体进入部分314中，进入井312中，和向上流动至设备310。随后，设备310分离出送至气体处理器316的气体和送至液体储存器318的液体。设备310还包括可混溶的强化油采收制剂储存器330。如图3a中所示，可混溶的强化油采收制剂可按图示向下的箭头沿井312向下泵送和泵送至地层306中。可留下可混溶的强化油采收制剂以在地层中浸泡约1小时至约15天，例如约5至约50小时。
浸泡过后，如图3b中所示，随后产生可混溶的强化油采收制剂和油和/或气体返回井312到设备310。设计设备310以分离和/或再循环可混溶的强化油采收制剂，例如通过使制剂沸腾、冷凝、过滤或反应，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至约5次。
在一些实施方案中，可在低于地层断裂压力下，例如在断裂压力的约40％至约90％下，将可混溶的强化油采收制剂泵送至地层306中。
在一些实施方案中，图3a中所示的注入地层306中的井312可表示井组202中的井，和图3b中所示的从地层306产出的井312可表示井组204中的井。
在一些实施方案中，如图3a中所示注入地层306中的井312可表示井组204中的井，和如图3b中所示的从地层306产出的井312可表示井组202中的井。
在本发明的一些实施方案中，参考图3c，其中图示了系统400。系统400包括地下地层402、地层404、地层406和地层408。生产装置410设在地面上。井412穿过地层402和404，和在地层406中有开孔。地层的部分414可任选被断裂和/或穿孔。当油和气体从地层406产出时，其进入部分414，和通过井412向上流动至生产装置410。可分离气体和液体，和可将气体送至气体储存器416，和可将液体送至液体储存器418。生产装置410可生产和/或储存可混溶的强化油采收制剂，所述可混溶的强化油采收制剂可在生产/储存器430中产出和储存。可将来自井412的硫化氢和/或其它含硫化合物送至可混溶的强化油采收制剂的生产/储存器430。可将可混溶的强化油采收制剂沿井432向下泵送至地层406的部分434。可混溶的强化油采收制剂穿过地层406以辅助产出油和气体，和随后可使可混溶的强化油采收制剂、油和/或气体产出至井412至生产装置410。随后可例如通过使制剂沸腾、冷凝、过滤或反应，之后将制剂再次注入井432中，再循环可混溶的强化油采收制剂。
在一些实施方案中，可将一定量的可混溶的强化油采收制剂或与其它组分混合的可混溶的强化油采收制剂注入井432中，随后注入利用另一组分(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)以驱使可混溶的强化油采收制剂或与其它组分混合的可混溶的强化油采收制剂通过地层406。
在一些实施方案中，正在产出油和/或气体的井412表示井组202中的井，和正用于注入可混溶的强化油采收制剂的井432表示井组204中的井。
在一些实施方案中，正在产出油和/或气体的井412表示井组204中的井，和正用于注入可混溶的强化油采收制剂的井432表示井组202中的井。
在本发明的一些实施方案中，参考图4，其中图示了方法500。方法500包括如方格图案所示注入可混溶的强化油采收制剂；如斜线图案所示注入不可混溶的强化油采收制剂；和如白色图案所示从地层生产油和/或气体。
顶部时间轴显示了井组202的注入和生产时间，同时底部时间轴显示了井组204的注入和生产时间。
在一些实施方案中，在时间520处，将可混溶的强化油采收制剂在时间段502内注入井组202中，同时在时间段503内从井组204产出油和/或气体。随后，将可混溶的强化油采收制剂在时间段505内注入井组204中，同时在时间段504内从井组202产出油和/或气体。井组202和204的这个注入/生产循环可持续多个周期，例如约5至约25个周期。
在一些实施方案中，在时间530处，地层中可能存在由于在时间520期间已产出油和/或气体引起的空穴。时间530期间，只有空穴前缘可能填充有可混溶的强化油采收制剂，可混溶的强化油采收制剂随后被不可混溶的强化油采收制剂推动通过地层。可将可混溶的强化油采收制剂在时间段506内注入井组202中，随后可将不可混溶的强化油采收制剂在时间段508内注入井组202中，同时可在时间段507内从井组204产出油和/或气体。随后，可将可混溶的强化油采收制剂在时间段509内注入井组204中，随后可将不可混溶的强化油采收制剂在时间段511内注入井组204中，同时可在时间段510内从井组202产出油和/或气体。井组202和204的这个注入/生产循环可持续多个周期，例如约5至约25个周期。
在一些实施方案中，在时间540处，在井组202和井组204之间可存在明显的水力连通。可将可混溶的强化油采收制剂在时间段512内注入井组202中，随后将不可将可混溶的强化油采收制剂在时间段514内注入井组202中，同时在时间段515内可从井组204产出油和/或气体。周期性将可混溶和不可混溶的强化油采收制剂注入井组202中同时从井组204产出油和/或气体可持续所需长度的时间，例如只要从井组204产出油和/或气体即可。
在一些实施方案中，时间段502、503、504和/或505可以为约6小时至约10天，例如约12小时至约72小时或约24小时至约48小时。
在一些实施方案中，可增大每个时间段502、503、504和/或505从时间520直至时间530。
在一些实施方案中，每个时间段502、503、504和/或505可持续从时间520至时间530约5至约25个周期，例如约10至约15个周期。
在一些实施方案中，时间段506为时间段506和时间段508组合长度的约10％至约50％，例如约20％至约40％或约25％至约33％。
在一些实施方案中，时间段509为时间段509和时间段511组合长度的约10％至约50％，例如约20％至约40％或约25％至约33％。
在一些实施方案中，时间段506和时间段508的组合长度为约2天至约21天，例如约3天至约14天，或约5天至约10天。
在一些实施方案中，时间段509和时间段511的组合长度为约2天至约21天，例如约3天至约14天，或约5天至约10天。
在一些实施方案中，时间段512和时间段514的组合长度为约2天至约21天，例如约3天至约14天，或约5天至约10天。
在一些实施方案中，可将所产出的油和/或气体输送至炼油和/或处理设备。可加工油和/或气体以生产商业产品例如运输燃料例如汽油和柴油、加热燃料、润滑剂、化学品和/或聚合物。加工可包括蒸馏和/或分馏油和/或气体以生产一种或多种蒸馏馏分。在一些实施方案中，可使油和/或气体、和/或一种或多种蒸馏馏分经历下列工艺中的一种或多种：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。
具体实施方式：
在本发明的一个实施方案中，公开了一种从地下地层生产油和/或气体的系统，所述系统包括：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可混溶的强化油采收制剂注入地层中的装置，同时第二井阵列包括在第一时间段内从地层生产油和/或气体的装置；和其中第二井阵列包括将可混溶的强化油采收制剂注入地层中的装置，同时第一井阵列包括在第二时间段内从地层生产油和/或气体的装置。在一些实施方案中，第一井阵列中的井与第二井阵列中的一个或多个相邻井之间的距离为10米-1千米。在一些实施方案中，地下地层在水体之下。在一些实施方案中，所述系统还包括在已将可混溶的强化油采收制剂释放至地层中之后将不可混溶的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以下物质的可混溶的强化油采收制剂：二硫化碳制剂、硫化氢、二氧化碳、辛烷、戊烷、LPG、C2-C6脂族烃、氮气、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。在一些实施方案中，所述系统还包括选自以下物质的不可混溶的强化油采收制剂：气体或液体形式的水、空气和它们的混合物。在一些实施方案中，第一井阵列包括5-500个井，和第二井阵列包括5-500个井。在一些实施方案中，所述系统还包括含二硫化碳制剂的可混溶的强化油采收制剂。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可混溶的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，所述系统另外包括可混溶的强化油采收制剂分布和油采收分布之间的重叠。
在本发明的一个实施方案中，公开了一种生产油和/或气体的方法，所述方法包括：在第一时间段内将二硫化碳制剂由第一井注入地层中；和随后在第二时间段内将不可混溶的强化油采收制剂由第一井注入地层中，以推动二硫化碳制剂通过地层；和由第二井从地层生产油和/或气体。在一些实施方案中，所述方法还包括从油和/或气体回收如果存在的二硫化碳制剂，和随后将至少一部分回收后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将至少一部分二硫化碳制剂与一种或多种以下物质混合注入地层中：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，将二硫化碳制剂在二硫化碳注入开始之前测量的高于初始储层压力0-37,000千帕的压力下注入。在一些实施方案中，地下地层的渗透性为0.0001-15达西，例如0.001-1达西。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后的油和/或气体转化成选自下列物质的材料：运输燃料例如汽油和柴油、加热燃料、润滑剂、化学品和/或聚合物。
在本发明的一个实施方案中，公开了一种生产油和/或气体的方法，所述方法包括：在第一时间段内将可混溶的强化油采收制剂由第一井注入地层中；在第一时间段内由第二井从地层生产油和/或气体；在第二时间段内将可混溶的强化油采收制剂由第二井注入地层中；和在第二时间段内由第一井从地层生产油和/或气体。在一些实施方案中，第一和第二时间段构成一个周期，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时间段内由第一井将不可混溶的强化油采收制剂注入地层中，以推动可混溶的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时间段内由第二井将不可混溶的强化油采收制剂注入地层中，以推动可混溶的强化油采收制剂通过地层。在一些实施方案中(所产出的油和/或气体包含硫化合物)，另外包括将硫化合物转化成可混溶的强化油采收制剂。在一些实施方案中，可混溶的强化油采收制剂含二硫化碳制剂。在一些实施方案中，所述方法还包括例如使用地层中的加热器加热可混溶的强化油采收制剂。
本领域技术人员将领会到，在不偏离所公开的本发明的实施方案、构造、材料和方法的精神和范围的前提下，可对所公开的本发明的实施方案、构造、材料和方法进行调整和改变。因此，本文描述和图示的特定实施方案不用于限定所附权利要求和它们的功能等价的范围，因这些特定实施方案在本质上仅仅是示例性的。
Claims (2)
1.一种生产油或气体的方法，所述方法包括：
在第一时间段内由第一井将二硫化碳注入地层中，随后在第二时间段内由第一井注入不可混溶的强化油采收制剂，所述不可混溶的强化油采收制剂选自气体或液体形式的水、空气和它们的混合物；
在第一时间段内和第二时间段内由第二井从地层生产油或气体；
在第三时间段内由第二井将二硫化碳注入地层中，随后在第四时间段内由第二井注入不可混溶的强化油采收制剂，所述不可混溶的强化油采收制剂选自气体或液体形式的水、空气和它们的混合物；
在第三时间段内和第四时间段内由第一井从地层生产油或气体。
2.权利要求1的方法，其中第一和第二时间段构成一个周期，所述周期为12小时-1年。
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