CN104870744A - 用于生产油的方法 - Google Patents

Abstract

重油或沥青通过如下方式采收：通过将包含氨和质量含气率为大于0至小于0.7的蒸汽的油采收配制剂或其组分注入包含总酸值为至少0.1的油或沥青的地下含油地层，并在将油采收配制剂或其组分注入地层中之后由地层生产油或沥青。

Description

用于生产油的方法

技术领域

本发明涉及一种用于生产油的方法。特别地，本发明涉及一种用于生产具有可测量的总酸值的重油或沥青。

背景技术

重油或沥青的大型矿床存在于世界上的一些区域中。这些矿床提供了获取大量油的机会，然而，重油或沥青的性质使得采收油困难。相比于轻质原油，重油和沥青含有更多高分子量的烃类，如沥青质和树脂，这使得重油/沥青比轻质原油更加粘性。相比于低粘度的原油，粘性的重油或沥青原油更难以从地下地层调动和生产，因为粘性原油不易于流动。

已使用加热以提高由地下含重油和沥青的地层生产油。施加至地层内的重油或沥青的热量降低重油或沥青的粘度，因此地层中适当位置处的油可更自由地流动并被调动以用于生产。

蒸汽驱为通常用于将热量提供至地下含重油和沥青的地层的一种方法。通过延伸进入地层中的注入井将蒸汽注入含重油或沥青的地下地层中，蒸汽与地层中适当位置处的油接触以加热油，从而调动油以用于由地层生产。蒸汽将冷凝的显热和潜热提供给地层中的油，以降低油的粘度。此外，从蒸汽冷凝的水可与地层中的油形成水包油乳液，其中所述乳液具有与水相同数量级且显著小于油本身的粘度，其中水包油乳液可被调动以用于由地层生产。降低粘度的油和水包油乳液随后由地层生产。

蒸汽驱可通过如下方式实现：通过一个或多个注入井将蒸汽注入重油或沥青地下地层达一段时间，以降低接近注入井筒(wellbore)的油的粘度，然后停止注入蒸汽，并通过用于将蒸汽注入地层中的井从地层泵送降低粘度的油。当油生产减弱时，可重新开始蒸汽注入，以加热地层中更多的油，之后进一步生产。蒸汽驱也可通过如下方式实现：通过一个或多个垂直注入井将蒸汽连续注入含重油或沥青的地下地层中，并通过一个或多个垂直生产井从地层连续生产油。

蒸汽辅助重力泄油(“SAGD”)为一种用于从含重油或沥青的地下地层生产重油或沥青的方法，其利用重力结合蒸汽引起的沥青或重油的粘度降低，以由地层采油。钻孔成对的注入井和生产井，使得井的与地层的含油部分接触的部分水平延伸通过地层，其中成对的注入井和生产井的水平延伸部分平行排列，生产井的水平延伸部分位于注入井的水平延伸部分下方距离2-10米。蒸汽通过注入井注入地层中，从而加热围绕注入井的沥青或重油，以降低它们的粘度，并形成相对于地层中的沥青或重油具有降低的粘度的水包油乳液。降低粘度的沥青或重油和水包油乳液被调动并向生产井下落，所述生产井生产被调动的油和乳液。

当进行SAGD过程时，形成从注入井向上延伸至地层中的蒸汽室。当蒸汽注入地层中时，沥青或重油被调动并向生产井排放，从而在地层中留下被释放的孔隙空间，所述被释放的孔隙空间由注入地层中的另外的蒸汽填充。当蒸汽注入地层中时，其穿过蒸汽室而接触在蒸汽室边缘处的新的沥青或重油，调动所述新的沥青或重油以用于从生产井生产。

专利申请公布WO 2009/108423 A1公开了一种改进使用SAGD过程从地下地层采收沥青的方法，其中将蒸汽和挥发性胺、蒸汽和挥发性胺和氨，或高质量蒸汽(质量含气率(vapor quality)为至少0.7)和氨注入地层中。挥发性胺、挥发性胺加上氨，或与高质量蒸汽组合的氨穿过蒸汽室而接触在蒸汽室边缘处的沥青。挥发性胺和/或氨可能与沥青中的环烷酸反应而形成油乳化的皂。这些皂可与冷凝水组合而形成低粘度水包油乳液，所述低粘度水包油乳液可排放至生产井以用于从地层采收。

在SAGD过程中从注入井将蒸汽，或高质量蒸汽和氨，胺，或胺加上氨的组合注入地层中不会调动蒸汽室中所有的沥青或重油。未被采收的显著量的残余油留在蒸汽室内适当的位置处。

对基于蒸汽的沥青或重油采收过程的改进是希望的。特别地，改进残余油的采收的对用于采收沥青或重油的基于蒸汽的过程的改进是希望的。

发明内容

在一方面，本发明涉及一种用于生产油的方法，其包括将包含氨和蒸汽的油采收配制剂注入包含总酸值(“TAN”)为至少0.1的油或沥青的地下含油地层中，其中所述蒸汽具有大于0至小于0.7的质量含气率；以及在将油采收配制剂注入地层中之后从地层生产油或沥青。在一方面，所述方法还包括如下步骤：在含油地层中形成蒸汽室、将所述油采收配制剂注入地层中的蒸汽室中，以及在将所述油采收配制剂注入地层中之后从蒸汽室采收残余油。

在另一方面，本发明涉及一种用于生产油的方法，其包括将质量含气率大于0至小于0.7的蒸汽注入包含TAN为至少0.1的油或沥青的含油地层中；将氨注入含油地层中以接触蒸汽并形成包含氨和质量含气率大于0至小于0.7的蒸汽的油采收配制剂；使所述油采收配制剂与地层中的油接触；以及在使油与所述油采收配制剂接触之后从地层生产油。

附图说明

图1示出了可用于实施本发明的方法的油生产系统。

图2示出了可用于实施本发明的方法的油生产系统。

图3示出了可用于实施本发明的方法的加工设施。

图4示出了可用于实施本发明的方法的油生产系统，其显示了被注入含油地层中的油采收配制剂。

图5示出了可用于实施本发明的方法的油生产系统，其显示了从地层生产油。

图6示出了可用于实施本发明的方法的油生产系统。

具体实施方式

本发明涉及一种提高从含有重油或沥青的地下地层采收油的方法。可将包含氨和低质量蒸汽(特别是质量含气率小于0.7的蒸汽)的油采收配制剂注入地层中，在将油采收配制剂注入地层中之后，可从地层生产油。油采收配制剂中氨和低质量蒸汽的组合在低质量蒸汽的液相水性冷凝物部分中产生氢氧化铵，从而在油采收配制剂注入地层中时氢氧化铵存在于油采收配制剂中。氢氧化铵可与注入井紧邻处的沥青或重油中的石油酸(例如环烷酸)反应而形成油乳化皂，所述油乳化皂促进具有来自蒸汽的冷凝水的水包油乳液的形成，其中所述水包油乳液相对于地层中的沥青或重油具有显著降低的粘度和界面张力。蒸汽也可将显热和潜热提供给注入井紧邻处的沥青或重油，以降低注入井紧邻处的沥青或重油的粘度。降低粘度的沥青或重油和水包油乳液可在地层中被调动，以用于由地层生产。

或者，本发明的方法可包括将低质量蒸汽(特别是质量含气率小于0.7的蒸汽)和气体氨或液氨分别注入含重油或沥青的地层(其中重油或沥青具有至少0.1的TAN)中，并在注入井紧邻处混合注入的蒸汽和氨。由于液相水与氨的相互作用，低质量蒸汽和氨的混合物产生或含有氢氧化铵，其中氢氧化铵可与注入井紧邻处的沥青或重油中的石油酸反应而形成油乳化皂，所述油乳化皂促进水包油乳液的形成，所述水包油乳液相比于地层中的重油或沥青粘性更小且具有更低的界面张力，并且被调动以用于从地层生产。蒸汽也将显热和潜热提供给注入井紧邻处的沥青或重油，以降低粘度并调动沥青或重油以用于生产。被调动的油和水包油乳液可由地层生产。

本发明的方法适用于相对于常规SAGD过程而改进在SAGD过程中油的采收。如上所述，显著量的油作为残余油留在SAGD过程中形成的蒸汽室中。SAGD通常无法采收地层中的初始沥青或重油的约45％。

在常规SAGD过程中，将高质量的蒸汽通过蒸汽室注入蒸汽室的边缘，在所述边缘处，蒸汽接触沥青，冷却并将显热和潜热提供至蒸汽室边缘处的沥青，从而降低粘度并调动沥青以用于生产。被调动的沥青下落至生产井，当其从地层移出时使蒸汽室扩张。由高质量蒸汽提供给蒸汽室边缘处的沥青的热量的大部分为潜热，所述潜热不被提供至留在蒸汽室中的残余油，因为当蒸汽经过蒸汽室时，蒸汽为干燥的。因此，蒸汽室中的显著量的残余油不会通过将高质量的蒸汽注入地层中而被调动以用于生产。

WO 2009/108423 A1公开了一种通过将高质量的蒸汽和氨、氨和胺，或胺的混合物注入地下沥青地层中而在SAGD过程中改进沥青的采收的方法。当高质量的蒸汽和氨在过程中使用时，WO 2009/108423的方法不促进蒸汽室中的残余油的大量采收。当高质量的蒸汽经过蒸汽室时，其为干燥的，且无法提供冷凝的潜热以降低残余油的粘度。此外，由于诱发乳液的氢氧化铵不会通过氨与液相水的反应而在蒸汽室中形成，因此避免了蒸汽室中的残余油的移动的水包油乳液的生产。当高质量蒸汽经过蒸汽室时，其为干燥的，不足的液相水冷凝物在蒸汽室中存在以与注入的氨形成足以产生可采收的量的残余油的水包油乳液的氢氧化铵。

本发明的方法可促进从蒸汽室采收残余油。不同于WO2009/108423中公开的过程，当油采收配制剂或分别注入的氨和低质量蒸汽的混合物注入地层中时，氢氧化铵存在于注入井的紧邻处，因此在SAGD过程中存在于蒸汽室中。由于在将油采收配制剂注入地层中之前在油采收配制剂中存在足够量的水冷凝物以与氨反应而形成氢氧化铵，或者在将分别注入地层的氨和低质量蒸汽混合之时存在足够量的水冷凝物以与氨反应而形成氢氧化铵，因此氢氧化铵存在于注入井紧邻处和蒸汽室中。氢氧化铵可与蒸汽室中的残余油的石油酸反应而形成油乳化皂，所述油乳化皂促进具有低质量蒸汽的水冷凝物的低粘度水包油乳液的形成。水包油乳液由于其低粘度和低界面张力而可被调动以用于由地层生产。

本发明的方法也适用于相对于常规周期蒸汽吞吐(CSS)过程改进CSS过程中的油采收。此外，本发明的方法也适用于相对于常规垂直蒸汽驱(VSD)过程改进VSD过程中的油采收。

本发明的方法中所用的油采收配制剂包含氨和蒸汽，其中所用的蒸汽具有低质量，具体地，蒸汽具有小于0.7的质量含气率。如本文所用，“质量含气率”定义为作为蒸气的饱和流体的质量分数。质量含气率根据如下等式定义：χ＝[m_蒸气/(m_蒸气+m_液体)]，其中χ为质量含气率，m为质量(每个m以相同单位测得)。不是饱和流体的流体(如压缩流体和过热流体)不具有所定义的质量含气率。蒸汽的质量含气率可根据本领域普通技术人员已知的常规方法由蒸汽的温度和压力计算。油采收配制剂的蒸汽可具有小于0.7，或大于0至小于0.7，或0.05至0.65，或0.25至0.6的质量含气率。

油采收配制剂的氨优选为气态无水氨。或者，油采收配制剂的氨可包含于含有至多30wt％的蒸汽，或至多20wt％的蒸汽，或至多10wt％的蒸汽，或至多5wt％的蒸汽的气态氨-蒸汽混合物中(在与油采收配制剂的低质量蒸汽混合之前)。或者但较不优选地，氨可为加压无水氨液体，或可包含于含有至多35质量％的氨的氨水溶液中。

油采收配制剂可含有有效形成足够的氢氧化铵的氨：所述氢氧化铵与油中的石油酸反应，以形成足以调动地层中的油的一部分的量的一种或多种表面活性剂。油采收配制剂可包含0.001wt％至90wt％的氨。优选地，油采收配制剂中的氨的量为有效形成足够的氢氧化铵的最小量或接近有效形成足够的氢氧化铵的最小量，由此使由油采收配制剂提供至地层以用于调动油的蒸汽量和热能达到最大，其中所述氢氧化铵与油中的石油酸反应，以形成足以调动地层中的油的一部分的量的一种或多种表面活性剂。在本发明的方法的该实施方案中，油采收配制剂可含有百万分之50份(ppm)至50,000ppm的氨(以重量计)，或100ppm至10,000ppm的氨(以重量计)。

本发明的方法中所用的油采收配制剂可含有除了低质量蒸汽和氨之外的组分。油采收配制剂可含有阴离子表面活性剂或非离子表面活性剂，所述阴离子表面活性剂或非离子表面活性剂可在接触地层中的沥青或重油时形成油乳化皂，从而促进具有来自油采收配制剂的冷凝水的低粘度水包油乳液的形成，并由此调动沥青或重油以用于由地层生产。油采收配制剂中所用的阴离子表面活性剂或非离子表面活性剂在用于油采收配制剂的蒸汽的温度下为稳定的。可在油采收配制剂中使用的阴离子表面活性剂可选自由如下组成的高温稳定表面活性剂的组：α烯烃磺酸盐/酯化合物、内烯烃磺酸盐/酯化合物、支化烷基苯磺酸盐/酯化合物、环氧丙烷硫酸盐/酯化合物、环氧乙烷硫酸盐/酯化合物、环氧乙烷-环氧丙烷硫酸盐/酯化合物，和它们的共混物。胺化合物可不存在于油采收配制剂中，油采收配制剂可不含胺化合物。在本发明的方法的一个实施方案中，油采收配制剂可基本上由氨和质量含气率小于0.7的蒸汽组成。

油采收配制剂可通过混合氨和质量含气率小于0.7，或质量含气率大于0至小于0.7，或为0.05至0.65，或0.25至0.6的低质量蒸汽而制得。在将油采收配制剂引入井以用于注入含有沥青或重油的地下地层中之前，氨和低质量蒸汽可接触并混合而形成油采收配制剂。或者，在将氨和低质量蒸汽引入井以用于注入含有沥青或重油的地下地层中时，氨和低质量蒸汽可接触和混合，或者在将油采收配制剂注入地层中之前，氨和低质量蒸汽可在注入井内接触和混合。

在另一实施方案中，氨和低质量蒸汽可分别注入含有沥青和重油的地下地层中，并混合而在注入井紧邻处形成油采收配制剂。在本发明的方法的一个实施方案中，注入井可在位于地层中的一定位置处具有从井口延伸至井中的穿孔或开口的导管(低质量蒸汽可通过所述穿孔或开口注入)，并在位于地层中的一定位置处具有从井口延伸至井中的穿孔或开口的分开的导管(氨可通过所述穿孔或开口注入地层中)，其中蒸汽注入地层中所通过的穿孔或开口和氨注入地层中所通过的穿孔或开口设置于井中，以确保蒸汽和氨在通过井注入地层中时混合在一起。在一个实施方案中，用于将蒸汽注入地层中的井中的穿孔或开口或一组穿孔或开口以及用于将氨注入地层中的井中的穿孔或开口或一组穿孔或开口设置为沿着地层内的注入井的一部分交替。

在本发明的方法中，将油采收配制剂或其组分引入含油地层中。含油地层包含油，所述油在与油采收配制剂接触和混合之后可从地层分离和生产。含油地层的油为TAN为至少0.1的重油或沥青。如本文所用，“TAN”指如可通过ASTM方法D664所测定，每克重油或沥青的表示为毫克(“mg”)KOH的沥青或重油的总酸值。

包含于含油地层中的油可在地层条件下(特别地，在地层的温度范围内的温度下)具有至少1mPa s(1cP)，或至少10mPa s(10cP)，或至少100mPa s(100cP)，或至少1000mPa s(1000cP)，或至少10000mPa s(10000cP)的动态粘度。包含于含油地层中的油可在地层温度条件下具有1至10000000mPa s(1至10000000cP)的动态粘度。通常，地层中的重油或沥青可具有至少100mPa s(100cP)，或至少500mPa s(500cP)，或至少1000mPa s(1000cP)的动态粘度。

含油地层为地下地层。地下地层可包含选自多孔矿物基质、多孔岩石基质，以及多孔矿物质基质和多孔岩石基质的组合的一种或多种多孔基质材料，其中多孔基质材料可以以在地表下50米至6000米，或100米至4000米，或200米至2000米的深度位于表土下方。地下地层可为海底地下地层。

多孔基质材料可为固结的基质材料，其中形成基质材料的岩石和/或矿物质的至少大部分，优选基本上全部为固结的，使得岩石和/或矿物质形成块体，其中当油、油采收配制剂、水或其他流体通过所述块体时，基本上全部的岩石和/或矿物质为固定的。当油、油采收配制剂、水或其他流体通过时，岩石和/或矿物质的至少95wt％或至少97wt％或至少99wt％可为固定的，使得由于油、油采收配制剂、水或其他流体的通过而移出的任意量的岩石或矿物质材料不足以使地层对通过地层的油、油采收配制剂、水或其他流体的流动不渗透。或者，多孔基质材料可为未固结的基质材料，其中形成基质材料的岩石和/或矿物质的至少大部分或基本上全部为未固结的。地层可具有0.0001至15达西，或0.001至1达西的渗透率。地层的岩石和/或矿物质多孔基质材料可包含砂岩和/或碳酸盐，所述碳酸盐选自白云石、石灰岩和它们的混合物，其中石灰岩可为微晶或结晶石灰岩和/或白垩。

含油地层中的油可位于地层的多孔基质材料内的孔隙中。含油地层中的油可例如通过毛细力、通过油与孔隙表面的相互作用、通过油的粘度，或通过油与地层中的水之间的界面张力，从而在地层的多孔基质材料内的孔隙中固定。

含油地层也可包含水，所述水可位于多孔基质材料内的孔隙中。地层中的水可为原生水、来自二次或三次采油过程水驱的水，或它们的混合物。含油地层中的水可设置为将石油固定于孔隙内。油采收配制剂与地层中的油和水的接触可调动地层中的油，以通过降低地层中的水和油之间的界面张力并通过降低地层中的油的粘度而从地层内的孔隙中释放油的至少一部分，从而由地层生产和采收。

在一些实施方案中，含油地层可包含未固结的砂和水。含油地层可为油砂地层。油砂地层的未固结的油砂材料可具有约0Pa的拉伸强度。在一些实施方案中，油可占油/砂/水混合物的约1wt％至约16wt％之间，砂可占油/砂/水混合物的约80wt％至约85wt％之间，且水可占油/砂/水混合物的约1wt％至约16wt％之间。砂可涂布有水层，且油位于围绕润湿的砂粒的空隙空间中。

现在参照图1和2，示出了可用于实施根据本发明的方法的SAGD过程的一个或多个实施方案的油生产系统100。油生产系统100包括含油地层105，所述含油地层105可包括位于表土102下的含油部分104、106和108。油生产系统100可包括第一井132和第二井112，油采收配制剂或其组分可通过所述第一井132注入地层105中，油、水和任选的气体可通过所述第二井112生产。油生产系统也可包括水储存设施116、氨储存设施118、油采收配制剂储存设施130、油储存设施134和气体储存设施136。

油生产系统100也可包括处理设施110。处理设施110可包括水处理系统120和分离单元122。现在参照图3，水处理系统120可包括水提纯单元202，所述水提纯单元202包括一个或多个颗粒过滤器204(其可包括超滤膜)、一个或多个离子过滤单元206(如纳滤膜单元和/或反渗透膜单元)，和/或用于从水中去除离子的一个或多个离子交换系统208。源水可通过管线212进入水提纯单元202，并行进通过用于从源水中去除悬浮固体的颗粒过滤器204，然后行进通过用于从水中去除离子(特别是多价阳离子)的离子过滤单元206和/或离子交换系统208。水处理系统也可包括锅炉210，所述锅炉210经由管线214有效流体联接至水提纯单元202，以从水提纯单元接收经提纯的水。锅炉210可构造为由水提纯单元所产生的经提纯的水产生质量含气率大于0至小于0.7，或为0.05至0.65，或0.25至0.6的低质量蒸汽，其中蒸汽可经由管线216从水处理系统120输出。

处理设施110的分离单元122可设计为分离由地层生产的油、气和水相。分离单元122可包括2-相分离器230和分水器232。分离单元122的2-相分离器230可通过导管234有效流体联接至第二井，以接收通过第二井由地层生产的油、气和水溶液。生产的油和水溶液可在2-相分离器230中与生产的气体分离，其中经分离的生产的气体可通过导管236从2-相分离器和分离单元122输出。生产的油和水溶液可经由导管238从2-相分离器230提供至分水器232。生产的油可在分水器中与水溶液分离，其中可将诸如破乳剂和/或盐水溶液的分离助剂通过入口240提供至分水器，以根据从含有油相和水相的流体中分离油相和水相的领域的技术人员已知的方法协助从水溶液中分离生产的油。生产的油可通过导管242从分水器232和分离单元122输出，水溶液可通过导管244从分水器232和分离单元122输出。

再次参照图1和2，第一井132和第二井112从地面140延伸至地下含油地层105的含油部分104、106和108中的一个或多个中。第一井132的地面下部分142和第二井的地面下部分144可横贯地层105的一个或多个含油部分。第二生产井112的地面下部分144可位于第一注入井132的地面下部分142的下方。第一和第二井132和112的分别的地面下部分142和144可分别设置为相对于第一和第二井132和112的从地面140延伸至井的分别的地面下部分142和144的部分146和148为横向。第一井132的地面下部分142和第二井112的地面下部分144可水平延伸通过地层，第二井112的水平延伸的地面下部分144可平行于且低于第一井132的水平延伸的地面下部分142延伸。

第一井132的水平地面下部分142与第二井112的水平地面下部分144之间的垂直间距可为2米至150米，或5米至100米。第一井132的水平地面下部分142和第二井112的水平地面下部分144可具有25米至2000米，或50米至1000米，或100米至500米的长度。第二井112的水平地面下部分144优选如第一井132的水平地面下部分142一样长，或者比所述水平地面下部分142更长。

如图1所示，第一井132的地面下部分142的前端部分(toe section)150可与第二井的地面下部分144的后端部分(heel section)152对齐。或者，如图2所示，第一井132的地面下部分142的后端部分154可与第二井112的地面下部分144的后端部分152对齐。再次参照图1和2，尽管井132和112显示为具有由垂直到水平的急剧直角过渡，但在一些实施方案中，井132和112可具有例如具有平滑弯曲半径的由垂直到倾斜至水平的平滑过渡。

现在参照图1、2和3，在本发明的方法中，将包含氨和质量含气率为大于0至小于0.7的蒸汽的油采收配制剂或其组分通过第一注入井132注入包含重油或沥青的含油地层105的一个或多个含油部分104、106或108。可将油采收配制剂从油采收配制剂储存设施130提供至第一井132，所述油采收配制剂储存设施130经由导管129有效流体联接至第一井，以将油采收配制剂提供至第一井。可通过将源水经由导管212由水储存设施116提供至处理设施110的水处理单元120而将蒸汽提供至油采收配制剂储存设施130，其中颗粒和离子在水提纯单元202中从源水中去除，且质量含气率为大于0至小于0.7的蒸汽在锅炉210中形成，并经由导管216提供至油采收配制剂储存设施。氨可经由导管160从氨储存设施118提供至油采收配制剂储存设施130。或者，质量含气率为大于0至小于0.7的蒸汽可由锅炉210直接提供至第一井132，且氨可由氨储存设施直接提供至第一井132，以接近第一井或在第一井内形成油采收配制剂，或者作为分别的组分注入地层中，并在第一井的紧邻处在地层中混合而形成油采收配制剂(在此情况中，可从系统排除油采收配制剂储存设施130)。包含于注入地层中的油采收配制剂中或者注入地层中以形成油采收配制剂的氨的量可为油采收配制剂的0.001wt％至90wt％，或者以油采收配制剂的重量计可为百万分之50(ppm)(以重量计)至50,000ppm。

油采收配制剂或其组分可通过第一井132的地面下部分142注入地层105中。第一井132的地面下部分142可沿着部分142的长度具有穿孔或开口，油采收配制剂或其组分可通过所述穿孔或开口注入地层中。

油采收配制剂或其组分可在足以将油采收配制剂或其组分引入地层中的压力下注入地层中。油采收配制剂或其组分可在注入点处的地层的初始压力以上的压力下注入地层中，并可在地层的初始压力以上直至地层的断裂压力的压力下，或甚至在地层的断裂压力以上的压力下注入。在本发明的方法的一个实施方案中，油采收配制剂可在地层压力以上至比地层的初始压力高37,000kPa的压力下注入地层中。

当将油采收配制剂注入地层105中时，油采收配制剂可与地层内的油接触和混合。如果油采收配制剂的组分中的一种或多种分别注入，则油采收配制剂的组分可在第一注入井132紧邻处接触和混合而形成油采收配制剂，所述油采收配制剂随后可与地层中的油接触和混合。油采收配制剂与地层中的油接触可例如通过使用油采收配制剂中的蒸汽的冷凝的显热和潜热加热油而降低油的粘度。油采收配制剂与地层中的油接触也可通过与存在于油采收配制剂的低质量蒸汽中的水或由油采收配制剂的低质量蒸汽冷凝的水的接触而引起水包油乳液的形成，所述水包油乳液具有与水相同数量级的粘度。由于氨与存在于低质量蒸汽中的水或由低质量蒸汽冷凝的水接触而导致的存在于油采收配制剂中的氢氧化铵可与油反应而形成油乳化皂，所述油乳化皂可提高水包油乳液的形成。

地层中的油可通过与油采收配制剂接触而被调动以用于生产。相对于初始存在于地层中的油，通过与油采收配制剂的蒸汽的热能交换而产生的油粘度的降低以及低粘度水包油乳液的形成可调动由油采收配制剂接触的油。被调动的降低粘度的油和水包油乳液可被释放而向第二生产井112下落，油和乳液可从所述第二生产井112而由地层生产。

本发明的方法可包括在地层205中形成蒸汽室170；将油采收配制剂或油采收配制剂的组分注入蒸汽室170中；以及在将油采收配制剂或油采收配制剂的组分注入蒸汽室中之后从蒸汽室采收残余油。蒸汽室170可通过将蒸汽通过第一井132和第二井112注入地层中达第一时间段而形成。在该第一时间段内注入的蒸汽优选为质量含气率为至少0.9的高质量干燥蒸汽。在第一时间段内注入的蒸汽降低第一井132和第二井112紧邻处的油的粘度。在第一时间段之后，可从第二井132停止蒸汽注入，降低粘度的油可由第二井132生产。蒸汽可通过第二井再次注入，以降低地层中更多的油的粘度，然后另外的降低粘度的油可由第二井采收。通过第一和第二井132和112注入蒸汽，以及由第二井112生产油可以此方式继续，直至蒸汽室170在地层中形成。相对于存在于蒸汽室边界处的地层中和蒸汽室外部的地层的部分中的油的量，蒸汽室中具有降低量的油(“残余油”)。

油采收配制剂或其组分可通过第一井132的地面下部分142注入蒸汽室170中。油采收配制剂可接触蒸汽室170中的残余油，并相对于地层中的油如上所述调动所述残余油。油采收配制剂适于调动蒸汽室中的残余油，因为蒸汽为含有显著量的冷凝水的低质量含气率蒸汽，所述冷凝水含有氢氧化铵，当所述氢氧化铵接触残余油时，氢氧化铵形成油乳化皂，其中所述冷凝水可随后形成水包油乳液，所述水包油乳液被调动以用于由地层生产。被调动的残余油可从蒸汽室170下落至第二井112以用于由地层生产。

油采收配制剂的一部分可通过蒸汽室170传送至蒸汽室的界面，且地层的部分在蒸汽室的外部。油采收配制剂的所述部分可调动蒸汽室界面处和蒸汽室外部的地层的部分处的油，以用于如上所述由地层生产。被调动的“界面”油可从界面下落至第二井112以用于由地层生产。

被调动的油、水和任选的气体可通过常规油生产过程通过第二井112由地层生产。井112可包括用于由地层生产油的常规机构，包括提升泵、提升气体和/或用于将气体注入地层中以由地层生产油、水和任选的气体的压缩机。

现在参照图1、2和3，通过第二井由地层生产的油、水和气体可被处理和分离。第二井112可经由导管234有效流体联接至分离单元122的2-相分离器230。如上所述，生产的油、生产的气体和水溶液可在分离单元122中分离。经分离的生产的油可经由导管242由分离单元的分水器232提供至油储存设施134。经分离的生产的气体可经由导管236由分离单元122的2-相分离器230提供至气体储存设施136。经分离的水溶液可经由导管244由分水器232提供至水储存设施116。

本发明的方法也可在周期蒸汽吞吐(“CSS”)油采收过程中使用。现在参照图4和5，显示了根据本发明的方法的使用用于根据CSS过程的注入和生产的单个井的油生产系统。系统300可在一些方面类似于参照图1和2如上所述的具有图2的水处理系统的系统100。因此，可参照图1、2和3理解系统300，其中相同的数字用于表示不再次详细描述的相同的部件。

如图4所示，包含氨和低质量蒸汽的油采收配制剂或其组分可通过井312注入地层105中。油采收配制剂可经由导管302从油采收配制剂储存设施130提供至井312，其中氨可经由导管160从氨储存设施118提供至油采收配制剂储存设施130，且蒸汽可经由导管216从水处理系统120提供至油采收配制剂储存设施，所述水处理系统120包括水提纯系统和锅炉，所述锅炉用于从经由导管212从水储存设施116提供的水产生质量含气率为大于0至小于0.7的蒸汽。或者，油采收配制剂的组分可从氨储存设施118和处理设施110的水处理系统120分别提供至井312，以在井之处、在井内，或在注入地层中时混合，如上所述。

油采收配制剂或其组分可通过井312注入地层105中，以与地层中的重油或沥青接触和混合，如箭头314所示。油采收配制剂可如上所述通过加热重油或沥青而在接触时降低重油或沥青的粘度，并由此调动油以用于从地层采收。油采收配制剂也可通过形成油乳化皂而引起水包油乳液的形成，并由此形成和调动水包油乳液以用于由地层生产，所述油乳化皂通过氢氧化铵与油或沥青中的石油酸反应而产生。

油采收配制剂或其组分可通过井312注入地层中达第一时间段，之后可停止油采收配制剂或其组分的注入。在停止油采收配制剂或其组分的注入之后，可使油采收配制剂渗入地层中。

然后，如图5所示，被调动的油、水和任选的气体可通过井312从地层生产。被调动的油、水和任选的气体可如箭头316所示被抽吸通过地层，以用于从井生产。井312可包括用于由地层生产油的常规机构，包括提升泵、提升气体和/或用于将气体注入地层中以由地层生产油、水和任选的气体的压缩机。

由井312生产的油、水、提高的油采收配制剂和气体可在处理设施110中分离并储存，如上所述。

根据本发明的方法的CSS过程的一个实施方案中，在将油采收配制剂注入地层中，并随后由地层采收被调动的油、水和任选的气体之前，质量含气率为至少0.7或至少0.9的高质量蒸汽可通过井312注入地层105中，以与地层中的重油或沥青接触、混合和渗透而调动重油或沥青，然后被调动的油可通过井312采收。可在将油采收配制剂注入地层中，使油采收配制剂与地层中的沥青或重油接触、混合和渗透以调动地层中的油，以及由井(油采收配制剂通过所述井注入地层中)采收被调动的油之前，可进行将高质量蒸汽注入地层中，使高质量蒸汽与沥青或重油接触、混合和渗透以调动油，以及由井采收被调动的油的循环达一次、两次或更多次。在使用高质量蒸汽的CSS油采收之后如上所述的油采收配制剂的使用能够采收地层中的残余油。

本发明的方法也可在垂直蒸汽驱(“VSD”)油采收过程中使用。现在参照图6，示出了可用于实施根据本发明的方法的垂直蒸汽驱(VSD)过程的一个或多个实施方案的油生产系统400。系统可在一些方面类似于对于图1和2和如图3所示的水处理系统如上所述的系统100。因此，可参照图1、2和3理解系统400，其中相同的数字用于表示不再次详细描述的相同的部件。

如图6所示，包含氨和低质量蒸汽的油采收配制剂或其组分可通过第一井432注入地层105中。油采收配制剂可经由导管129从油采收配制剂储存设施130提供至第一井432，其中氨可经由导管160从氨储存设施118提供至油采收配制剂储存设施130，且蒸汽可经由导管216从水处理系统120提供至油采收配制剂储存设施，所述水处理系统120包括水提纯系统和锅炉，所述锅炉用于从经由导管212从水储存设施116提供的水产生质量含气率为大于0至小于0.7的蒸汽。或者，油采收配制剂的组分可从氨储存设施118和水处理系统120分别提供至第一井432，以在第一井之处、在第一井内，或在注入地层105中时混合，如上所述。

油采收配制剂或其组分可通过第一井432注入地层105中，以与重油或沥青接触和混合，如上所述，并由此调动油以从地层采收。油采收配制剂可如上所述通过加热重油或沥青而在接触时降低重油或沥青的粘度，并由此调动油以用于从地层105采收。油采收配制剂也可通过形成油乳化皂而引起水包油乳液的形成，并由此形成和调动水包油乳液以用于由地层生产，所述油乳化皂通过氢氧化铵与油或沥青中的石油酸反应而产生。

可通过将更多的油采收配制剂进一步引入地层中或通过在将油采收配制剂注入地层中之后将油不可溶混的驱动流体引入地层中，从而如箭头414和416所示将被调动的油从第一井432推动经过地层105至第二井412。

油不可溶混的驱动流体可通过第一井432引入地层105中，以朝向第二井412推动或驱替被调动的油以用于生产。油不可溶混的驱动流体可构造为驱替被调动的油通过地层105。合适的油不可溶混的驱动流体不与地层105中的油一次接触混相或多次接触混相。油不可溶混的驱动流体可选自水性聚合物流体、水、在低于其最小混相压力的压力下的二氧化碳、在低于其最小混相压力的压力下的氮气、空气，以及前述中的两种或更多种的混合物。

用于水性聚合物流体中的合适的聚合物可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、烯键式共聚物、生物聚合物、羧甲基纤维素、聚乙烯醇、聚苯乙烯磺酸酯、聚乙烯基吡咯烷酮、AMPS(2-丙烯酰胺-2-甲基丙烷磺酸酯)、它们的组合等。烯键式共聚物的例子包括丙烯酸和丙烯酰胺的共聚物、丙烯酸和丙烯酸月桂酯的共聚物、丙烯酸月桂酯和丙烯酰胺的共聚物。生物聚合物的例子包括黄原胶、瓜尔胶、海藻酸酯，以及海藻酸和它们的盐。在一些实施方案中，聚合物可在地层105中原位交联。在其他实施方案中，聚合物可在地层105中原位产生。

油不可溶混的驱动流体可储存于油不可溶混的驱动流体储存设施420中，并从油不可溶混的驱动流体储存设施420提供以引入地层105中，所述油不可溶混的驱动流体储存设施420可经由导管422有效流体联接至第一井432。引入地层105中的油不可溶混的驱动流体的量应该足以驱动被调动的油通过地层的至少一部分。

如果油不可溶混的驱动流体为液相，则油不可溶混的驱动流体可具有与在地层温度条件下被调动的油的粘度至少相同量级的粘度，以使得油不可溶混的驱动流体能够将被调动的油驱动通过地层105至第二井412。油不可溶混的配制剂可在地层温度条件下或在25℃下具有至少0.8mPa s(0.8cP)，或至少10mPa s(10cP)，或至少50mPas(50cP)，或至少100mPa s(100cP)，或至少500mPa s(500cP)，或至少1000mPa s(1000cP)，或至少10000mPa s(10000cP)的粘度。如果油不可溶混的驱动流体为液相，则优选地，油不可溶混的驱动流体可具有比在地层温度条件下被调动的油的粘度大至少一个数量级的粘度，因此，油不可溶混的驱动流体可以以活塞流将被调动的油驱动通过地层，从而最小化或抑制通过油不可溶混的配制剂的驱动塞的被调动的油的指进。

油采收配制剂和油不可溶混的驱动流体可以以交替段塞通过第一井432引入地层105中。例如，可将油采收配制剂通过第一井432引入地层105中达第一时间段，之后可将油不可溶混的驱动流体通过第一井引入地层中达第一时间段之后的第二时间段，之后可将油采收配制剂通过第一井引入地层中达第二时间段之后的第三时间段，之后可将油不可溶混的驱动流体通过第一井引入地层中达第三时间段之后的第四时间段。可将所需那样多的油采收配制剂和油不可溶混的驱动流体的交替段塞通过第一井引入地层中。

可通过将油采收配制剂和任选的油不可溶混的驱动流体引入地层中而调动油，以用于经由第二井412由地层105生产，其中通过经由第一井432将油采收配制剂和任选的油不可溶混的驱动流体引入地层中，将被调动的油如箭头416所示驱动通过地层，以用于由第二井生产。

被调动的油、水和任选的气体可通过常规油生产过程通过第二井412由地层105生产。井412可包括用于由地层生产油的常规机构，包括提升泵、提升气体和/或用于将气体注入地层中以由地层生产油、水和任选的气体的压缩机。由地层生产的油、水和气体可如上所述处理、分离和储存。

在根据本发明的方法的VSD过程的一个实施方案中，第一井432可用于将油采收配制剂和任选的随后的油不可溶混的驱动流体引入地层105中，第二井412可用于由地层生产油、水和任选的气体达第一时间段；然后第二井412可用于将油采收配制剂和任选的随后的油不可溶混的驱动流体引入地层105中，且第一井432可用于由地层生产油、水和任选的气体达第二时间段，其中第一和第二时间段构成一个循环。可进行多个循环，所述多个循环包括在将油采收配制剂和任选的随后的油不可溶混的驱动流体引入地层105中以及由地层生产油、水和任选的气体之间交替第一井432和第二井412，其中一个井为引入，另一个井为生产达第一时间段，然后它们转换达第二时间段。一个循环可为约12小时至约1年，或约3天至约6个月，或约5天至约3个月。油采收配制剂可在循环开始时引入地层中，油不可溶混的驱动流体可在循环结束时引入。在一些实施方案中，循环的开始可为一个循环的首先10％至约80％，或一个循环的首先20％至约60％，一个循环的首先25％至约40％，循环的最后可为循环的剩余部分。

在根据本发明的方法的VSD过程的一个实施方案中，高质量蒸汽通过第一井432注入，油从第二井412生产，或者在将油采收配制剂注入地层中并随后由地层采收被调动的油之前，进行交替注入高质量蒸汽和分别由第一和第二井生产油的一个或多个循环。高质量蒸汽具有至少0.7的质量含气率，并可具有至少0.9，或至少0.95，或至少0.97的质量含气率。高质量蒸汽可由水处理系统120提供，其中可调节锅炉210的操作条件以产生高质量蒸汽。高质量蒸汽可通过第一井432注入地层105中，以与地层中的重油或沥青接触和混合而调动重油或沥青，然后被调动的油可通过第二井412采收。在注入高质量蒸汽之后，可将如上所述的油不可溶混的驱动流体注入地层中，以将被调动的油驱动通过地层105以用于通过第二井412生产。在将油采收配制剂注入地层中并伴随着从地层采收油之前，可将高质量蒸汽和油不可溶混的驱动流体的交替段塞通过第一井412注入地层中，并同时通过第二井432生产油。任选地，在将油采收配制剂注入地层中并伴随着从地层采收油之前，可将高质量蒸汽和油不可溶混的驱动流体的交替段塞的循环经由第一和第二井注入地层中，并同时通过第二和第一井生产油。在注入高质量蒸汽并伴随着从地层生产被调动的油之后将油采收配制剂注入地层中可促进从地层采收残余油，其中残余油为如下的油：其留在地层中，未通过将高质量蒸汽注入地层中并由高质量蒸汽生产调动的油所调动或采收。

本发明很好适于获得所述目的和优点以及其中固有的那些。如上公开的特定实施方案仅为说明性的，本发明可以以对受益于本文教导的本领域技术人员显而易见的不同但等同的方式进行修改和实施。此外，除了如以下权利要求书所述之外，不旨在限制本文所示的构造或设计的细节。因此明显的是，如上公开的特定示例性实施方案可进行改变、组合或修改，且认为所有这种变化均在本发明的范围之内。本文示例性公开的发明可适当地在不存在未在本文具体公开的任何要素和/或本文公开的任何任选的要素的情况下实施。尽管组合物和方法以术语“包含”、“含有”或“包括”各种组分或步骤进行描述，但组合物和方法也可基本上“由各种组分和步骤组成”或“由各种组分和步骤组成”。如上公开的所有数字和范围可一定量地变化。每当公开具有下限和上限的数字范围时，落入范围内任何数字和任何包括的范围被具体公开。特别地，本文公开的数值的每个范围(具有“约a至约b”或等同地“大约a至b”或等同地“大约a-b”的形式)应理解为陈述在数值的更广范围内涵盖的每个数字和范围。而且，除非专利权人另外明确清楚限定，否则权利要求书中的术语具有它们的一般普通含义。此外，权利要求书中所用的不定冠词“一种”或“一个”在本文限定为意指一种(个)或超过一种(个)其提出的要素。如果在本说明书和可以以引用方式并入本文的一个或多个专利或其他文献中存在词语或术语使用上的任何冲突，则应该采用与本说明书一致的定义。

Claims (16)

1.一种用于生产油的方法，其包括：

将包含氨和蒸汽的油采收配制剂注入包含总酸值为至少0.1的油或沥青的地下含油地层中，其中所述蒸汽具有大于0至小于0.7的质量含气率；和

在将所述油采收配制剂注入地层中之后由地层生产油或沥青。

2.根据权利要求1所述的方法，其中所述油采收配制剂的蒸汽具有0.05至0.65的质量含气率。

3.根据权利要求1或权利要求2所述的方法，其中所述油采收配制剂不含胺，且在不存在胺的情况下将所述油采收配制剂注入地层中。

4.根据权利要求1或权利要求2-3中任一项所述的方法，其还包括：

在含油地层中形成蒸汽室；和

将所述油采收配制剂注入地层中的蒸汽室中。

5.根据权利要求4所述的方法，其还包括在将油采收配制剂注入地层中之后从所述蒸汽室采收残余油。

6.根据权利要求5所述的方法，其中经由井将所述油采收配制剂注入所述蒸汽室中，并经由井从所述蒸汽室采收残余油。

7.根据权利要求1所述的方法，其中：

经由第一井将所述油采收配制剂注入地层中，其中所述第一井的至少一部分横贯地层的一部分；且

经由第二井由地层生产油或沥青，其中所述第二井横贯地层的一部分。

8.根据权利要求7所述的方法，其还包括：

在地层中形成蒸汽室；和

经由第一井将所述油采收配制剂注入地层中的蒸汽室中。

9.根据权利要求7所述的方法，其中将所述第二井的地面下部分设置于地层中的第一井的地面下部分的下方。

10.根据权利要求9所述的方法，其中设置于地层中的第一井的地面下部分的下方的第二井的地面下部分设置为相对于第二井的从地面延伸至第二井的地面下部分的一部分为横向，且第一井的地面下部分设置为相对于第一井的从地面延伸至第一井的地面下部分的一部分为横向。

11.根据权利要求10所述的方法，其中所述第一井的地面下部分和所述第二井的地面下部分水平延伸通过地层，且所述第二井的地面下部分基本上平行于所述第一井的地面下部分延伸。

12.根据权利要求1或权利要求2-11中任一项所述的方法，其中所述油采收配制剂包含氢氧化铵。

13.根据权利要求1所述的方法，其还包括在将所述油采收配制剂注入地层中之前混合氨和蒸汽以形成油采收配制剂的步骤，其中与氨混合的蒸汽具有大于0至小于0.7的质量含气率。

14.根据权利要求1所述的方法，其还包括在将油采收配制剂注入地层中之前，将质量含气率为至少0.7的蒸汽注入地层中，随后从地层生产油。

15.根据权利要求14所述的方法，其中所述蒸汽具有至少0.95的质量含气率。

16.一种用于生产油的方法，其包括：

将质量含气率为大于0至小于0.7的蒸汽注入包含总酸值为至少0.1的油或沥青的含油地层中；

将氨注入含油地层中以接触地层内的蒸汽并形成包含氨和蒸汽的油采收配制剂，其中所述蒸汽具有大于0至小于0.7的质量含气率；

使所述油采收配制剂与地层中的油接触；和

在使油与所述油采收配制剂接触之后，由地层生产油。