CN110295878B - 用于在致密油油藏中执行压裂和提高石油采收率的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及用于在致密油油藏中执行压裂和提高石油采收率的方法，具体地，涉及一种从油藏采收石油的方法。该方法包括：通过井筒将CO2引入油藏中，所述井筒的井底压力大于油藏的破裂压力以在油藏内形成裂缝，而且该井底压力大于CO2与石油之间的最小混相压力以形成混相带；停止通过井筒引入CO2第一时间段，以使井底压力降低至低于破裂压力且大于最小混相压力；再次引入CO2以将井底压力维持在低于破裂压力且大于最小混相压力，以维持混相带；关闭井筒以促使CO2穿过油藏沿着远离井筒的方向驱替；以及从油藏采收石油。
Description
技术领域
本文公开涉及提高石油采收率，特别涉及用于在致密油油藏中执行压裂和提高石油采收率的方法。
背景技术
从目标地层一次采油期间，该地层的油藏驱动源自天然机制，例如，将石油向下驱入油井的天然水、天然气在油藏顶部的膨胀、最初溶解于原油中的气体的膨胀，以及油藏中的石油从上部移动至油井所在的下部时所引起的重力泄油。
天然油藏驱动减弱后，实施二次采油方法。二次采油方法通常依靠向油藏中供应外部能量，例如以注入流体的形式，以增加油藏压力，从而用人造驱动替代或增加天然油藏驱动。
水力压裂是一种油井增产技术，在该技术中，采用加压液体(例如，水)来压裂油藏。该技术涉及在高压下将压裂流体(主要为水，含有沙子或其他支撑剂)注入井筒，以在油藏的深岩地层中形成裂缝。当液压从油井中排出时，小颗粒的支撑剂使裂缝张开。
二氧化碳(CO2)最近被用作压裂液来刺激油藏。探索使用CO2作为压裂液的研究表明，它的使用有可能减少石油生产过程中的用水量。
传统的CO2压裂工艺往往比较复杂，产生的裂缝相对于用水基压裂液进行水力压裂时形成的裂缝较小。进一步，传统的CO2压裂需要进行返排步骤，在该步骤中，至少一部分注入油藏中的CO2经由井筒回收。在该返排步骤期间，存在有这样的风险，即支撑剂可能会流出油藏，返排至井筒。进一步，在CO2与液压流体(例如，水)相混合的CO2压裂期间，大量的CO2需要经由蒸发、再捕获、固-液分离以及油气分离进行回收。因此，在传统的CO2压裂中，CO2的利用效率低，而处理时间及资金成本高。
CO2驱油是在低于地层压裂压力的压力条件下将CO2注入目标地层以刺激石油生产的过程。在水力压裂与CO2驱油之间，钻井井口需要换成生产井口。
与CO2驱油相类似，CO2吞吐是三步过程，由以下组成：将CO2注入油藏，将CO2浸泡在油藏内，并从油藏开采石油。CO2吞吐通常在二次采油技术例如水力驱油(例如，用水进行)的实施之后进行。在CO2吞吐的注入步骤中，CO2通常在非混相条件注入以驱替井筒附近的流动流体并给油井排油区加压。在浸泡步骤中，CO2可与油藏中的石油相互作用并溶解在该石油中。这种相互作用通常导致油藏中的石油发生膨胀，并降低石油的粘度。在开采步骤中，通过降低井筒压力使油井恢复生产，由此将混合有CO2的石油吸入井筒。虽然CO2吞吐可能是有效的提高石油采收率(EOR)技术，然而，其在其他二次采油技术实施之后才应用通常需要额外的资金成本并导致低效率。
发明内容
根据一些实施方式，提供了从油藏采收石油的方法。该方法包括：通过井筒将CO2引入油藏中，所述井筒的井底压力大于油藏的破裂压力以在油藏内形成裂缝，而且该井底压力大于CO2与石油之间的最小混相压力以形成混相带；停止通过井筒引入CO2第一时间段，以使井底压力降低至低于破裂压力且大于最小混相压力；再次引入CO2以将井底压力维持在低于破裂压力且大于最小混相压力，以维持混相带；关闭井筒以促使CO2穿过油藏沿着远离井筒的方向驱替；以及从油藏采收石油。
根据一些实施方式，从油藏采收石油包括，将额外的CO2通过井筒引入油藏中，以将混相带穿过油藏朝着用于采收石油的生产井驱替，井底压力在额外CO2的引入期间低于最小混相压力。
根据一些实施方式，从油藏采收石油包括，一旦所计算的井底压力低于最小混相压力，采收来自井筒的混相带流中的石油。
根据一些实施方式，将CO2引入油藏中包括，将支撑剂注入裂缝中，以在井底压力降低至低于破裂压力时防止裂缝闭合。
根据一些实施方式，该方法进一步包括关闭井筒第二时间段，以促使额外的CO2穿过油藏沿着远离井筒的方向驱替。
根据一些实施方式，该方法进一步包括重复引入额外CO2的步骤以及关闭井筒一段时间的步骤，以促进混相带的驱替。
根据一些实施方式，生产井与井筒间隔开。
根据一些实施方式，第一时间段在约30分钟至约3小时的范围。
根据一些实施方式，第二时间段在约2天至约4周的范围。
根据一些实施方式，第二时间段在约1周至约4周的范围。
根据一些实施方式，在将CO2引入油藏期间，井底压力在约25MPa至约50MPa的范围。
根据一些实施方式，CO2与石油之间的最小混相压力在约20MPa至约30MPa的范围。
根据一些实施方式，在将CO2通过井筒再次引入油藏期间，井底压力在约25MPa至约40MPa的范围。
根据一些实施方式，CO2包括液态CO2。
根据一些实施方式，CO2是超临界CO2。
对于本领域的普通技术人员而言，在阅读以下关于某些示例性实施方式的描述后，其他方面及特征将是明显的。
附图说明
包括在本文中的附图是为了说明本说明书的制品、方法以及装置的各种示例。在附图中：
图1是传统CO2压裂及再循环工艺的框图；
图2是根据一个示例性实施方式的整合CO2压裂及CO2驱油的工艺的框图，其中，CO2以高压注入以压裂地层，并提高石油采收率；
图3是根据一个示例性实施方式的CO2压裂工艺的CO2注入步骤的示意图，其中，CO2注入石油油藏中以在石油油藏内形成裂缝；
图4是根据一个示例性实施方式的CO2压裂工艺的支撑剂注入步骤的示意图，其中支撑剂被注入到石油油藏中的裂缝中；
图5是根据一个示例性实施方式的CO2压裂工艺的后续CO2注入步骤的示意图，其中在支撑剂注入步骤之后CO2随后被注入到石油油藏中；
图6是根据一个示例性实施方式的CO2压裂工艺的浸泡步骤的示意图，其中，油井被关闭，且CO2在压力梯度下在1-10周的时间段内流动远离井筒；以及
图7是根据一个示例性实施方式的CO2压裂工艺的CO2驱油步骤的示意图，其中连续注入CO2以将石油驱替至生产井。
具体实施方式
下文将对各种方法进行描述，以提供各要求保护的实施方式的示例。下文所述的实施方式都不限制任何要求保护的实施方式，且任何要求保护的实施方式可包括与下文所述的方法不同的方法。所要求保护的实施方式并不限于具有下文所描述的任何一种方法的所有特征的方法，或其并不限于下文所述的多种或所有方法的共同特征。
本文所使用的程度术语(例如，“约”以及“大致”)指的是被修饰术语的合理偏离量，从而使得最终结果不显著改变。这些程度术语应被理解为包括被修饰项的至少±5％或至少±10％的偏差，前提是该偏差不会否定其所修饰的词的意义。
本文所使用的术语“包括”及其衍生词旨在表示开放式术语，其规定所描述特征、元件、组分、基团、整数和/或步骤的存在，但不排除其他未述特征、元件、组分、基团、整数和/或步骤的存在。上述情况也适用于具有类似意义的词，例如术语“包含”、“具有”及其衍生词。
本文所使用的术语“由……组成”及其衍生词旨在表示封闭式术语，其规定所描述特征、元件、组分、基团、整数和/或步骤的存在，但排除了其他未述特征、元件、组分、基团、整数和/或步骤的存在。
本文所使用的术语“基本上由……组成”旨在规定所描述特征、元件、组分、基团、整数和/或步骤的存在，以及不实质性影响特征、元件、组分、基团、整数和/或步骤的基本特性及新特性的那些特征、元件、组分、基团、整数和/或步骤的存在。
本文所使用的术语“关闭”旨在规定暂时地关闭井筒以限制气体和/或液体穿过井筒流至地表，带有随后再次打开井筒的目的。
本文所使用的术语“致密油”旨在规定低孔隙度(例如，<15％)和低渗透率(例如，<1mD)的含石油地层(例如但不限于页岩或致密砂岩)中的轻质原油。
在本文中，提到了使用“CO2”来压裂油层并从其中的致密油油藏采收以及开采致密油。应该注意的是，术语“CO2”被普遍采用，其可指代液态CO2或超临界CO2，这取决于注入流体的流速和/或压力以及取决于CO2的使用的期望结果(例如，采油速率、裂缝的尺寸及分散、目标地层的组成等等)。进一步的，还应该注意的是，包含CO2和/或具有与CO2相类似的物理特性的任何合适流体(以液态形式或超临界形式)可用于本文所描述的方法中，以形成裂缝并提高石油采收率(EOR)。
本文所描述的方法涉及从致密油油藏中采收以及开采致密油。为了避免传统CO2压裂及CO2驱油中的复杂操作，以及为了降低支撑剂返排入井筒的风险，本文所描述的方法基于传统CO2压裂及CO2驱油建立以形成用于从致密油油藏中高效地采收以及开采致密油的整合工艺。该整合去除了传统CO2压裂期间所需的CO2返排步骤，并因此可以减少与CO2返排相关联的不利效果。进一步的，与分离的传统CO2压裂工艺以及CO2驱油工艺相比，本文所描述的整合方法可以降低执行CO2压裂以及CO2驱油所需的CO2量。
本文所描述的方法包括浸泡步骤，在该步骤中，井筒被关闭且在支撑剂注入之后注入石油油藏中的CO2被保留以在一段时间内浸入石油油藏的地层(如下文所述)。浸泡步骤可以有利于CO2渗透入地层中并改善与其中原油的接触以降低原油的粘度，由此改善其流动性。
在本文所描述的方法中，注入CO2以增加目标地层内的压力，并增强CO2与其中石油的接触及混合。由于CO2在高压(例如，高于地层的破裂压力的压力)下注入，因此CO2可以与地层内的石油相混溶。CO2与地层内的石油相混溶可以降低目标地层中的石油的界面张力以及粘度。
本文所描述的方法可以采用间歇和脉冲CO2注入。间歇和脉冲CO2注入可以有利于在目标地层中打开(例如，形成)并扩展微裂缝。因此，间歇和脉冲CO2注入可以增加CO2压裂所影响的油藏的面积(即体积或空间)。
参照附图，图1是传统CO2压裂及再循环工艺100的示意图。传统上，CO2压裂及再循环工艺100始于CO2压裂步骤101。如先前所述，在CO2压裂步骤101期间，以液态或超临界形式的CO2通过井筒注入目标油藏中。以高于目标油藏中含油地层的破裂压力的压力将CO2注入目标油藏中，以在地层内诱发压裂(例如，在目标地层中形成裂缝)。
在地层中形成裂缝之后，停止注入CO2并在支撑剂注入步骤102将支撑剂(例如，沙子)注入至油藏以渗入裂缝中并防止裂缝的闭合。
在支撑剂注入步骤102之后，返排步骤103包括收集注入油藏中的CO2的至少一部分。为了使返排步骤103发生，井筒的井口应该从注入口改为生产口。
在步骤104中，将CO2从井筒(例如通过管道)输送到CO2-固体分离设施，例如在此处除去固体(步骤105)。在步骤106中，油和液态水与CO2分离，并通过例如基于气体膜分离的工艺从CO2中除去甲烷，所述工艺可以持续不超过约12天。在步骤107中，收集CO2以进行再循环。在步骤108中，在步骤108重新使用CO2。上述工艺通常生成纯度大于98％的CO2。
参考图2，其中示出了根据本申请的一个实施方式的用CO2压裂石油油藏并执行提高石油采收率技术的方法200的示意图。方法200包括在步骤202进行CO2压裂，在步骤204注入支撑剂，随后在步骤206注入CO2，在步骤208进行CO2浸泡，在步骤210进行CO2驱油。下面将更详细地描述这些步骤中的每一个。
图3提供了CO2压裂步骤202的示意图，其中CO2(由附图标记306表示)被引入(例如注入)到具有待采收的油的油藏308中以在油藏308中形成裂缝310和微裂缝314。具体地，井筒302被示出为从地表穿过不可渗透的岩层315钻探到油藏308以从油藏308采油。井筒306为注入器(例如井口)304提供导管以将CO2306注入到油藏308中。
随着CO2306被注入到油藏308中，井底压力(P井底)增加，直到P井底超过油藏308内的破裂压力(P破裂)。当P井底超过P破裂时，在油藏308中形成裂缝310和微裂缝314。P井底可以从初始油藏压力(在约15MPa至约30MPa的范围内)增加至约60MPa。P破裂通常在约35MPa和约50MPa的范围内。
裂缝310通常在井筒302处开始形成并且延伸到远离井筒302的油藏308中。通常，裂缝310的尺寸(例如，直径或横截面积)沿其长度减小。因此，微裂缝314通常从裂缝310延伸并且通常具有比裂缝310更小的尺寸(例如，直径或横截面积)。
在一些实施方式中，P破裂通常超过CO2306与油藏308中的油之间的最小混相压力(MMP)。如此，在注入CO2306并且在P井底超过P破裂后，在与井筒302相邻的油藏308内形成混相带312。在混相带312中，CO2306和石油彼此混溶。在混相带312中的石油和CO2306的混合物通常具有比混相带312外的油藏中的石油更低的粘度，因此混相带312通常可以更容易地在油藏308内朝向与井筒302间隔开的生产井移动(如下面进一步描述的)。此外，混相带312内的CO2306与原油的混合可以降低与油藏308中的原油有关的界面张力并且可以提高CO2306的驱替效率。最小混相压力可以在约20MPa至约30MPa的范围内。
在一些实施方式中，CO2306的注入可以与另一种流体(例如水)的注入交替进行，并且另一种流体可以将油驱扫向生产区。
在其他实施方式中，CO2306的注入可以是间歇的和/或脉冲式的。CO2306的间歇和/或脉冲注入可能有利于油藏308中的微裂缝314的打开(例如形成)和延伸。CO2306的间歇和/或脉冲注入还可以增加CO2306压裂所影响的油藏308的大小(即体积)。例如，相对于未使用CO2306的间歇和/或脉冲注入形成的混相带312的尺寸，CO2306的间歇和/或脉冲注入还可以增加混相带312的尺寸。
应该注意的是，在CO2压裂过程中，井底温度应保持在低于约31℃，因为CO2在低于该温度下保持液态。另外，在31℃下的液态CO2可以产生足够的裂缝宽度以使支撑剂流过其中产生的裂缝。
现在参考图4，其中示出了根据本申请的另一实施方式的将支撑剂316引入油藏308的示意图。支撑剂316由CO2306输送穿过井筒302到达裂缝310。支撑剂316通常聚积在裂缝310和微裂缝314内，并且随着油藏308内的压力降低到P破裂以下保持裂缝310和微裂缝314打开。
在一些实施方式中，支撑剂在接近或高于MMP的压力下输送穿过井筒302并进入油藏308的裂缝310中。
支撑剂的示例包括但不限于：沙子、合成支撑剂(例如，聚合物基支撑剂等)。
支撑剂浓度取决于注入速度和油藏深度。支撑剂浓度通常在约5％至约35％的范围内变化。30-50和40-60的支撑剂的小目粒度(mesh size)有利于实现低渗透油藏的高裂缝导流能力。
在井筒302附近的支撑剂316可以被驱动离开井筒302而朝向油藏308中的裂缝310，由此避免支撑剂316在井筒302附近沉积，这可能导致井筒302的损坏。
图5示出了根据一个实施方式的方法200的后续CO2注入步骤206的示意图。在支撑剂注入步骤204之后，CO2注入步骤206通过短暂地停止将CO2306通过井筒注入油藏而开始。停止CO2306注入可用于可控地将井筒的井底压力降低至小于破裂压力并大于最小混相压力。CO2306注入的停止可以持续约30分钟至约3小时的时间段。然后将CO2306注入通过井筒302重新引入以保持油藏308内的石油和CO2306的悬浮状态(例如，保持混相带312)。后续CO2注入步骤206可以促进支撑剂316进一步迁移到深部地层的裂缝中。后续CO2注入步骤206还可以有助于裂缝310的膨胀并且改善具有油藏308的岩石的渗透率。
在后续CO2注入步骤206期间，CO2306可以以约1.1-约5.5吨/分钟的速率注入以维持支撑剂316在裂缝310中的悬浮。注入速率可能取决于油藏渗透率、井的类型、裂缝宽度、微裂缝的发展和/或泵送条件。后续CO2注入步骤206通常抑制可能在返排期间发生的地层损坏(如在现有技术工艺中发生的那样)，并且可以促进在油藏308中形成较大的裂缝310。因此，在后续CO2注入步骤206期间，P井底保持在CO2306与油藏308的原油之间的MMP之上，但在P破裂之下。将P井底保持在MMP之上可以降低油藏308中原油的界面张力和粘度，并因此提高通过油藏308的CO2分子扩散率。
应该注意的是，在其它实施方式中，可以向方法200增加返排步骤(未示出)以特别地促进支撑剂316在裂缝310和微裂缝314内的沉积。在该实施方式中，CO2306可以通过井筒302返排并且流出井口(例如，注入器304)进入管汇系统(未示出)，然后以低于P破裂但高于之前的P井底的压力重新引入到油藏308中。
当P油藏高于MMP时，可实现CO2306与油藏内的石油之间的混溶。油藏内石油的中等和较高分子量的碳氢化合物通常蒸发到CO2306中，并且一部分注入的CO2306溶解到石油中。石油和CO2306之间的这种传质可以使两相完全混溶而没有任何界面，并且可以有助于形成过渡带(未示出)，该过渡带在前方(例如，过渡带的远离井筒302而靠近生产井的部分)与石油混溶，并且在后方(例如，过渡带的靠近井筒302的部分)与CO2306混溶。
图6示出了根据一个实施方式的方法200的浸泡步骤208的示意图。在CO2注入步骤206之后，高压区域(例如，高于MMP的压力)存在于井筒302中以及与井筒302相邻的油藏308的至少一部分中。在CO2注入步骤206之后，注入器304关停并且井筒302关闭。井筒302与油藏308之间产生的压力梯度迫使受困在油藏308中的CO2在远离井筒302并朝向生产井326的方向上扩散通过油藏308(参见图7)。
在通常持续约2天至约4周的时间段内，随着CO2306膨胀进入油藏308，P井底逐渐减小。当P油藏减少时，裂缝310和微裂缝314可能趋于闭合。
在上述压力梯度的驱动下，CO2306从井筒302穿过油藏308的移动可以将油藏308中的石油沿远离井筒302并朝向生产井326的方向驱替。此外，在步骤208开始时超过MMP的P油藏可能有利于混合CO2306和混相带312中的石油。此外，在步骤208开始时超过MMP的P油藏对于更普遍地降低油藏308内的石油的粘度也可能是有益的。
图7示出了根据一个实施方式的方法200的CO2驱油步骤210的示意图。
在浸泡步骤208之后，可以通过P井底＝P井口+Phh-Pf由P井口计算得到P井底。Phh是由液柱静压头引起的压力，Pf是由摩阻引起的压力损失。当P井底低于MMP时，混相带312的尺寸和其中的混合可以被认为是最大化的。此时，可以采收油藏308内的石油(例如，该井可以投入生产)。
在CO2驱油步骤210期间，一个实施方式是CO2306通过井筒302连续地注入到油藏308中以从油藏308驱替采收的石油324。采收的石油324穿过射孔322进入生产井326。在该实施方式中，注入井筒302的CO2306的压力(例如，P井底)保持在低于MMP。因此，在步骤210期间注入油藏308的CO2306不会实现与油藏308的原油的混溶。因此在步骤210期间混相带312的尺寸不会增大。相反，在步骤210期间CO2306的注入在油藏308中建立非混相带318。非混相带318主要是CO2306，并推动混相带312穿过油藏308朝向生产井326以进行采收。另外，由于在步骤210期间后续注入CO2306，裂缝310和微裂缝314普遍扩张。这可以进一步提高来自油藏308的石油的波及面积和驱替效率。
在步骤210期间，井筒302可以用作注入井以连续注入CO2306，从而将油藏308内的石油驱替至生产井326。CO2306连续注入井筒302的结果是可以进一步扩大微裂缝314。
在CO2驱油步骤210的一些实施方式中，可以通过控制P井口和CO2306的注入速率来逐步优化和减小P井底，以维持混相带312并且促进生产井326的石油开采。
在其它实施方式(未示出)中，井筒302可以间歇地用作注入井和生产井。例如，可以首先如前所述使用井筒302以形成CO2306和油藏308内原油的混合物(混相带312)并且在生产井326处开采石油。当采油速度减小并低于临界值时，P井底可能会进一步降低以增加P井底和P油藏之间的压力梯度和采油速度。在此过程中，可以关停相邻的CO2注入井以充分利用CO2的膨胀效应和地层压力并减少CO2的指进现象。由于油粘度通常比CO2的粘度高得多，因此注入的CO2往往渗透并绕过油藏中的石油并在其接触区形成手指状图案。这种现象被称为粘性指进，其倾向于减少石油采收率。此时，可以关闭井筒302，并且可以将CO2注入相邻井(例如，生产井326)中。当P油藏达到预期压力时，停止通过相邻井的CO2注入，并重新打开井筒302进行生产。在生产过程中，可以关停相邻井。
当生产期间P油藏再次减少时，可以再次注入CO2(例如，通过相邻井)以增加地层压力。后续CO2注入之后可以再次进行浸泡步骤(未示出)，以促进注入的CO2和原油的有效混合，从而用于下一次生产。这个过程可以重复多次。
实施例
实施例1
本文描述的整合CO2压裂及驱油的方法在延长油田上坪5油层组长8段(Chang 8of Shangping 5 formation in Yanchang Oil Field)进行了试验。
试验表明，该区域CO2-原油混合物的MMP在22-24MPa范围内。在水平井的CO2压裂中，将70吨液态超临界CO2注入油藏的每一层。然后，在后续步骤中，将100吨CO2注入油藏。
由于该水平井有8个压裂段，初始CO2流体总量为约540吨，其中有435m3沙子作为支撑剂。750吨CO2进一步以1.1-5.5吨/分钟的速度注入。在注入之后，该井被关闭用于浸泡阶段。
本实施例中油层的破裂压力为35-45MPa，而压裂时的井底压力为38-48MPa，其高于CO2和原油的MMP。关闭时的井口压力为27.2MPa。在一周的浸泡期后，该井被投入生产，并且相邻井被关闭。结果表明，采油速率相对于相邻井提高了35-50％。
实施例2
整合CO2压裂及驱油的工艺也用在垂直井中，即延长油田长6油层中的黄69-2井(huang 69-2 well in Chang 6 formation in Yanchang Oil Field)。在该实施例中，将90吨流态的超临界CO2注入井中，以55m3沙子作为支撑剂进行CO2压裂。在此次注入之后，又注入了75吨额外的CO2来驱油并维持悬浮在油井裂缝中的支撑剂。在此之后，该井被关闭以浸泡6.2小时。在浸泡结束时，将60吨CO2注入井中。这种间歇和脉冲式的CO2注入可能会增强地层中微裂缝的扩张。
油层的破裂压力在25-35MPa范围内，而井底压力在28-38MPa范围内。此时，井口压力为22.6MPa。然后将井关闭，并在浸泡5天后开始采油。油井性能表明，与相邻井相比，产油量提高了41-100％。
虽然以上描述提供了一个或多个方法的实施例，但是应该理解，其他方法可以在本领域技术人员所解释的权利要求的范围内。
Claims (15)
1.从油藏采收石油的方法，该方法包括：
通过井筒将CO2引入油藏中以实现第一井底压力，所述第一井底压力大于油藏的破裂压力以在油藏内形成裂缝，而且该第一井底压力大于CO2与石油之间的最小混相压力以在油藏中形成混相带，所述混相带包含至少一部分CO2和至少一部分待采收的石油；
停止通过井筒将CO2引入油藏第一时间段，以可控地使所述第一井底压力降低至第二井底压力，所述第二井底压力低于破裂压力且大于最小混相压力；
再次引入CO2至油藏中以将所述第二井底压力维持在低于破裂压力且大于最小混相压力，以维持油藏中的混相带；
关闭井筒第二时间段，在该第二时间段期间，保持井底压力低于破裂压力且大于最小混相压力以促使CO2穿过油藏沿着远离井筒的方向驱替；以及
从油藏采收石油。
2.根据权利要求1所述的方法，其中，从油藏采收石油包括：将额外的CO2通过井筒引入油藏中，以将混相带穿过油藏朝着用于采收石油的生产井驱替，井底压力在额外CO2的引入期间低于最小混相压力。
3.根据权利要求1所述的方法，其中，从油藏采收石油包括，一旦所计算的井底压力低于最小混相压力，则采收来自井筒的混相带流中的石油。
4.根据权利要求1-3任一项所述的方法，其中，将CO2引入油藏中包括：将支撑剂注入裂缝中以在井底压力降低至低于破裂压力时防止裂缝闭合。
5.根据权利要求1-4任一项所述的方法，进一步包括关闭井筒第三时间段，以促使额外的CO2穿过油藏沿着远离井筒的方向驱替。
6.根据权利要求5所述的方法，进一步包括，重复引入额外CO2的步骤以及关闭井筒另一段时间的步骤，以促进混相带的驱替。
7.根据权利要求2所述的方法，其中，所述生产井与所述井筒间隔开。
8.根据权利要求1-7任一项所述的方法，其中，第一时间段在约30分钟至约3小时的范围。
9.根据权利要求1-8任一项所述的方法，其中，第二时间段在约2天至约4周的范围。
10.根据权利要求1-9任一项所述的方法，其中，第二时间段在约1周至约4周的范围。
11.根据权利要求1-10任一项所述的方法，其中，在将CO2引入油藏期间，井底压力在约25MPa至约50MPa的范围。
12.根据权利要求1-11任一项所述的方法，其中，CO2与石油之间的最小混相压力在约20MPa至约30MPa的范围。
13.根据权利要求1-12任一项所述的方法，其中，在将额外的CO2通过井筒引入油藏期间，井底压力在约25MPa至约40MPa的范围。
14.根据权利要求1-13任一项所述的方法，其中，CO2包括液态CO2。
15.根据权利要求1-14任一项所述的方法，其中，CO2是超临界CO2。
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