CN101427006A - 从地下油层中提取液态碳氢化合物的方法 - Google Patents
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Abstract
一种采用端部到跟部的火烧油层(in situ combustion)方法从地下油层中采收石油的改进方法，稀释剂(即烃凝析液)注入至水平井筒中，较佳地是注入在邻近于直－水平井组的端部处，或选择性地、或同时地注入在邻接的注入井中，以增进石油的流动性。
Description
技术领域
本发明涉及一种从地下油层中开采石油的安全高效的方法，该方法采用了水平生产井从端部到跟部火烧油层(toe-to-heel in situ combustion)方法，美国专利5,626,191和6,412,557中便公开了此类方法。具体来说，本发明涉及一种火烧油层方法，该方法中将一种稀释剂(即烃凝析液)注入用于火烧油层方法中的直-水平井组的端部。
背景技术
美国专利5626191号和6412557号整体并入本文，这两篇专利公开了利用注入井102和生产井103至106从地下油层100中生产石油的火烧油层方法，注入井102位于油层100相对较高位置，生产井103至106完全位于油层100的相对较低的位置。生产井具有水平井管107，水平井管107大致垂直于一条直线，并且正对着从注入井102蔓延出的燃烧前缘横向延伸，井管107位于前进的燃烧前缘的路径上。空气或者其它如富氧空气等氧化气体通过注入井102注入，注入井102可以是直井、水平井或这些井的结合体。。
美国专利5,626,191的方法称为“THAITM”，“THAITM”是“从端部到跟部空气注入(toe-to-heel air injection)”的英文首字母缩写。美国专利6,412,557的方法称为“CapriTM”，“CapriTM”是Archon Technologies Ltd.公司持有的商标，这个公司是加拿大艾博塔省卡尔加里塔的卡加利能源公司(Petrobank Energyand Resources Ltd.，Calgary，Alberta，Canada)的子公司。
在水平生产井中用端部到跟部的火烧油层方法从地下油层采收石油时，需要用一种以上的方法来提高生产率。
发明内容
本发明的一个较宽的实施例包括在水平生产井的端部到跟部的火烧油层方法中，将烃凝析液组成的稀释剂由位于端部的管道注入，该方法与目前使用的THAI和CAPPI方法相比，生产率更高，并且能在各方面节约生产成本。
烃凝析液一般是低密度、高API比重指数的烃，通常从天然气中产生。油层中的温度和压力决定了能否由蒸汽凝出液态的烃凝析液。
由于一些凝析液对压力敏感，所以自油层中生产出凝析液可能比较复杂。尤其如果在生产中油层压力变化，使油层温度降至露点以下，凝析液就可能从气体变为液体。如果气体产物多于液体产物，则可以通过注入液体保持油层压力和相应的温度。带有凝析液的气体产物称为湿气。凝析液的API比重指数通常为50度到120度。
在THAITM或CAPRITM原地提取碳氢化合物的方法中，向管道注入高API(API比重指数超过40度)的烃凝析液，带来的益处是不再需要蒸汽产生器或水处理设备，而这些设备通常在原地提取碳氢化合物的方法中是必备的。这不仅避免了必须将产生的一部分碳氢化合物转为加热蒸汽带来的消耗，还节省了因此不得不配备的蒸汽产生设备和污染控制设备，极大地节约了成本。由于液体形态的稀释剂易于购买，并且在包含THAI和CAPRI方法的现有技术中，液体形态的稀释剂与地面上提取来的碳氢化合物混合，用以更好地将碳氢化合物抽送至存储设备或炼油厂，所以加工操作成本也不会增加。
这种稀释剂溶解于水平井筒的液态石油中，降低液态石油的粘度，减小了水平井中的压降。稀释剂还减小了石油的密度，使石油受到气体提升时更易升至地面。
在端部至跟部火烧油层碳氢化合物采收方法中，通过水平生产井端部的管道以烃凝析液的形式加入稀释剂(最好是液体)可与任何注入蒸汽、水或者氧化气体的方法相结合完成，这些方法在2004年6月7日提交的美国专利临时申请60/577,779号和2005年6月6日提交的PCT申请PCT/CA2005/000883号中公开，它们在此处各自作为参考文献以整体形式并入。
相应的，在本发明方法的一个较宽实施例中，本发明包括从地下油层中提取液态碳氢化合物的方法，包括如下步骤：
(a)提供至少一个用以将氧化气体注入该地下油层的注入井；
(b)提供至少一个具有大致水平的水平井管的生产井和与该生产井连接的大致垂直的直生产井，其中大致水平井管向注入井延伸，水平井管具有跟部和端部，跟部位于其与直生产井连接处附近，端部位于水平井管的另一端，其中端部比跟部更接近注入井；
(c)通过注入井注入氧化气体进行火烧油层，产生的燃烧气体逐步前进形成与水平井管大致垂直的前缘，流体以从水平井管端部到跟部的方向流入水平井管；
(d)在生产井内提供管道，用来将烃凝析液注入生产井的水平井管部分；
(e)将烃凝析液注入管道，使之通过管道传输到水平井管部分的端部附近；及
(f)在生产井的水平井管中采收来自生产井的碳氢化合物。
在本发明的一个更宽的实施例中，本发明包括从地下油层中提取液态氢化物的方法，包括如下步骤：
(a)提供至少一个用以将氧化气体注入地下油层的上部的注入井；
(b)提供至少一个用以将烃凝析液注入地下油层的更低部分的注入井；
(c)提供至少一个具有大致水平的水平井管的生产井和与该生产井连接的大致垂直的直生产井，其中大致水平井管向注入井延伸，水平井管具有跟部和端部，跟部位于其与直生产井连接处附近，端部位于水平井管的另一端，其中端部比跟部更接近注入井；
(d)通过注入井注入氧化气体进行火烧油层，产生的燃烧气体逐步前进形成与水平井管大致垂直的前缘，流体以从水平井管端部到跟部的方向流入水平井管；
(e)将烃凝析液稀释剂注入注入井；及
(f)在生产井的水平井管中采收来自生产井的碳氢化合物。
在本发明的一个更进一步的实施例中，本发明包括以上所述的通过注入井向地层注入烃稀释剂和通过水平井管中的管道注入介质的步骤的结合。相应地，本发明的本实施例包括一从地下油层中提取液态碳氢化合物的方法，包括如下步骤：
(a)提供至少一个用以将氧化气体注入地下油层的上部的注入井；
(b)提供至少一个用以将烃稀释剂注入地下油层的更低部分的注入井；
(c)提供至少一个具有大致水平的水平井管的生产井和与该生产井连接的大致垂直的直生产井，其中大致水平井管向注入井延伸，水平井管具有跟部和端部，跟部位于其与直生产井连接处附近，端部位于水平井管的另一端，其中端部比跟部更接近注入井；
(d)在生产井内提供管道，用以将烃凝析液稀释剂注入生产井的水平井管部分；
(e)通过注入井注入氧化气体进行火烧油层，产生燃烧气体逐步前进形成与水平井管大致垂直的前缘，流体沿着从水平井管端部到跟部的方向流入水平井管；
(f)将烃凝析液稀释剂注入注入井和管道；及
(g)在生产井的水平井管中采收来自生产井的碳氢化合物。
此烃凝析液最好选自由以下凝析液组成的组，包括乙烷、丁烷、戊烷、庚烷、己烷、辛烷、更高分子量的烃或者它们的混合物，也可能是其它碳氢化合物稀释剂，如石脑油或者汽油等易挥发的碳氢化合物。
附图说明
图1是THAITM火烧油层方法的示意图，其中标号说明如下：
A代表重油或者沥青油层的顶层，B代表此类油层的底层。C代表直井，其上的D表示如空气等氧化气体大致的注入点。
E代表蒸汽或非氧化气体注入油层的大致位置。此为本发明的一部分。
F代表带有射孔的水平井套。流体进入井套中，随后通过另一个管道由天然气提升直接输送至表面，该另一个管道位于水平井(图中未示)的跟部。
G代表置于水平井管中的管道。管道的开口可位于井套一端的附近(如图所示)或者其它地方。该管道可以是挠性油管，便于在井套中重置。此为本发明的一部分。
E和G是本发明的一部分，蒸汽或者非氧化气体可在E和/或G点注入。E可为分层井的一部分，或者为分层井中用于注入氧化气体的部分。这些注入井可为直井、斜井、水平井或者其它类型，每个注入井可供几个水平井使用。
如美国专利5626191和6412557所述，可以使用平行的水平井管阵列，将蒸汽、水或者非氧化气体注入水平井的端部附近的各水平井管之间的任何位置。
图2为模拟油层的示意图，但未按比例绘制。只显示一个“井组单元”。各水平井管之间的完整距离为50米，为了节省时间，在STARSTM计算机软件中只定义半个油层。井组单元的整体尺寸为：
长(线段AE)250米，宽(线段AF)25米，高(线段FG)高20米。
各井的位置如下：
氧化气体注入井J置于B处，B位于第一井格块中，离顶点A 50米(即线段AB)；水平井K端部位于第一井格块的线段AF之间，并且沿着油层的长度自注入井J偏移15米(如线段BC所示)。水平井K跟部位于D，距油层的顶角(图中的点E)50米。水平井K的水平区段(线段CD)长135米，置于第三井格块中的油层基(线段AE所示)上方2.5米处。
注入井J在两处带有射孔。H处的射孔为氧化气体注入点，I处的射孔为蒸汽或非氧化气体注入点。水平井管(线段CD所示)的50％为射孔，水平井管还带有位于端部附近的管道开口(图2未示出，参见图1)。
图3为根据实施例7绘制的石油生产速率对产气中CO2速率的曲线图。
具体实施方式
THAITM方法的操作已在美国专利5626191和6412557描述，现简述如下。将氧化气体(通常是空气、氧气或者富氧空气)注入油层的上部。预先铺设的焦炭消耗了其中的氧气，这样只有无氧气体接触焦炭区域前的石油。焦炭燃料氧化产生高温，燃烧气体的温度一般达到600℃，甚至高达1000℃。在流动性石油带(mobile oil zone，MOZ)中，这些高温气体和蒸汽加热石油使其超过400℃，造成部分石油的裂解和某些组分汽化，大大地减低了石油粘度。如沥青等最重的石油组分被留在岩石上。之后，当燃烧前缘到达此区域时，这些残留的组分将构成焦炭燃料。在流动性石油带(MOZ)中，由于重力和钻井低压沉降的作用下，气体和石油向下流入水平井。焦炭带和流动性石油带(MOZ)沿着侧面由直井的端部移向跟部。燃烧前缘后面的区域为已燃烧区。在流动性石油带(MOZ)之前的是冷油。
由于燃烧前缘的推进，油层的已燃烧区中流体(油和水)被排空并充满了氧化气体，令位于已燃烧区对面的直井区域具有接收氧气的危险，这将燃烧井中的石油，产生极高的井筒温度，可能损坏管套尤其是砂筛。砂筛能允许流体进入井筒却阻挡砂子的进入。如果砂筛失效，松散的油层砂子将进入井筒。为了清洁和修补水泥塞就必须封堵井，但由于井筒中石油和氧气的浓度可能达到爆炸程度，此项操作困难而又危险。
为了量化流体注入水平井筒的效果，可以进行若干计算机数值模拟处理。蒸汽以下面两种方式按不同速率注入水平井中：1、通过置于水平井中的管道；2、通过一个从位于水平井端部附近的油层基周围延伸的分层井。这两种方法均减少了氧气进入井筒的趋势，并且带来惊奇且意外的效果：石油采收率变大而井筒中的碳堆积却减少了。因此，可以使用更高的氧化气体注入速率，并同时保持操作安全。
关于THAITM方法的安全性，业已发现向油层加入蒸汽的以上两种方法均具有减少氧化气体进入水平井筒的优点。这样可以采用更高氧化气体注入速率，同时得到更高石油采收率。
用THAITM方法进行大量的计算机模拟，可以评估注入蒸汽或非氧化气体使水平井筒压力减少的效果。软件STARSTM火烧油层模拟器(STARSTM In SituCombustion Simulator)由加拿大艾博塔省卡尔加里塔计算机模拟集团(Computer Modelling Group，Calgary，Alberta，Canada.)公司提供。
表4.模型参数表
模拟器：STARS TM 2003.13，
计算机模拟集团公司(Computer Modelling Group Limited)
模型尺寸：
每个长250m，100个井格块
宽25m，20个井格块
高20m，20个井格块
单个井格块尺寸：2.5m x 2.5m x 1.0m(长宽高).
水平生产井：
一个水平部分为135m的分离井从井格块26，1，3延伸至80，1，3
该端部自直空气注入器偏移15m
直注入井：
氧化气体(空气)注入点：20，1，1∶4(从上向下数第4个井格块)
氧化气体注入速率：65,000m3/天，或85,000m3/天或100,000m3/天
蒸汽注入点：20，1，19∶20(从下向上数第2个井格块)
岩石/流体参数
组分：水、沥青、升级石油，甲烷、CO2、CO/N2、氧气、焦炭
杂质：均质砂子
渗透性：6.7D(h)，3.4D(v)
孔隙度：33％
饱和度：沥青80％、水20％、气体摩尔分数0.114
沥青粘性：10℃.340000cP
沥青平均分子量：550AMU
升级石油粘性：10℃.664cP
升级石油平均分子量：330AMU
物理状态：
油层温度：20℃.
原生油藏压力：2600kPa.
井底压力：4000kPa.
反应式：
1.1.0沥青---->0.42升级石油+1.3375 CH4+20焦炭
2.1.0沥青+16 O2＾0.05----->12.5水+5.0 CH4+9.5 CO2+0.5 CO/N2+15焦炭
3.1.0焦炭+1.225 O2----->0.5水+0.95 CO2+0.05 CO/N2
实施例：
实施例1：
表1a表示以65000M3/天的空气注入速率(标准温度和压力)将空气注入直注入器(图1中E点所示)的模拟结果。本发明不涉及在井J中I点的油层基注入蒸汽为零的情景。当空气速率为65000M3/天时，没有氧气进入水平井筒，在零蒸汽注入量时也是如此，此时最高井筒温度不超过425℃。
但是出乎意料的是，从以下数据可以看出，蒸汽以5M3/天和10M3/天(水当量)的较少量在油层低点(图1中E点)注入时，提高了石油采收率。若注入介质为蒸汽，以下数据提供的是此蒸汽水当量的体积，否则很难确定所供蒸汽的体积，因为蒸汽与其所处油层的压力有关。当然，当水注入该油层并在进入油层过程中最后变为蒸汽时，产生的蒸汽量只是以下提供的水当量，通常是供水的体积的1000倍数量级左右(由压力决定)。
表1a：空气速率65000m3/天——在油层基注入蒸汽
蒸汽注入 井的最 井筒中 井筒中 沥青 平均石油
速率 高温度 最大焦炭量 最大氧气量 采收率 生产量
m3/天
(水当量) ℃. ％ ％ ％OOIP m3/天
*0 410 90 0 35.1 28.3
5 407 79 0 38.0 29.0
10 380 76 0 43.1 29.8
*非本发明的部分
实施例2
表1b表示通过临近端部的内管道G向水平井注入蒸汽的结果，油层的上部空气的注入速率为65000M3/天(标准温度和标准压力)。井筒最高温度的降低与注入的蒸汽量成比例。石油采收率相对于零蒸汽时的数值有所增加，沉积于井筒中焦炭的最大体积百分比随着注入蒸汽量的增加而减小。它带来了很好的效果，即在相同压力下，与水平井端部未注入蒸汽的井相比，井筒中的压降会减小，流体更易流动。
表1b. 空气速率65000m3/天 向井管注入蒸汽
蒸汽注入 井的最 井筒中最大 井筒中最大 沥青 平均石油
速率 高温度 焦炭量 氧气量 采收率 生产量
m3/天
(水当量) ℃. ％ ％ ％OOIP m3/天
*0 410 90 0 35.1 28.6
5 366 80 0 43.4 30.0
10 360 45 0 43.4 29.8
*非本发明的部分
实施例3
在本实施例中，空气注入速率增加到85000m3/天(标准温度和标准压力)，导致如表2a所示的氧气突破。在零蒸汽注入的例子中，井筒中的氧浓度为8.8％。井筒的最高温度达到1074℃。97％的沉积焦炭降低了井筒渗透率。在采油的同时，通过直注入井C(见图1)在油层基注入12m3/天(水当量)的蒸汽，大大优化了零氧气突破、焦炭量和采收率指标。
表2a：空气速率85000m3/天 向油层基注入蒸汽
蒸汽注入 井的最 井筒中最大 井筒中最大 沥青 平均石油
速率 高温度 焦炭量 氧气量 采收率 生产量
m3/天
(水当量) ℃. ％ ％ ％OOIP m3/天
*0 1074 97 8.8
5 518 80 0
12 414 43 0 36.1 33.4
*非本发明的部分
实施例4
表2b显示当空气速率为85000m3/天时，通过内管道G(见图1)注入蒸汽的燃烧性能。为了防止氧气突破和超过井筒耐受的最高温度，还需要注入10m3/天(水当量)的蒸汽。
表2b：空气速率85000m3/天向井筒注入蒸汽
蒸汽注入 井的最 井筒中最大 井筒中最大 沥青 平均石油
速率 高温度 焦炭量 氧气量 采收率 生产量
m3/天
(水当量) ℃. ％ ％ ％OOIP m3/天
*0 1074 100 8.8
5 500 96 1.8
10 407 45 0 37.3 33.2
*非本发明的部分
实施例5
为了进一步测试在各高空气注入速率下的不同效果，在气体注入量为100000m3/天的情况下进行几个试验。表3a中的结果表明，必须在油层基处(即图1中直井C中的B-E)同时以20m3/天(水当量)的速率注入蒸汽，以阻止氧气突破进入水平井管中；而在空气注入速率为85000m3/天时，达到同样的效果，蒸汽注入速率仅需要10m3/天(水当量)。
表3a：空气速率100000m3/天 向油层基注入蒸汽
蒸汽注入 井的最 井筒中 井筒中 沥青 平均石油
速率 高温度 最大焦炭量 最大氧气量 采收率 生产量
m3/天
(水当量) ℃. ％ ％ ％OOIP m3/天
*0 1398 100 10.4
5 1151 100 7.2
10 1071 100 6.0
20 425 78 0 34.5 35.6
*非本发明的部分
实施例6
表3b显示在向油层以100000m3/天注入空气的同时向井管G(见图1)注入蒸汽的结果。为了防止氧气进入水平井管，同时需要向油层基注入蒸汽，需要的蒸汽速率为20m3/天(水当量)。
表3a： 空气速率 100000m3/天 向油层基注入蒸汽
蒸汽注入 井的最 井筒中最大 井筒中最大 沥青 平均石油
速率 高温度 焦炭量 氧气量 采收率 生产量
m3/天
(水当量) ℃. ％ ％ ％OOIP m3/天
*0 1398 100 10.4
5 1151 100 7.2
10 1071 100 6.0
20 425 78 0 34.5 35.6
*非本发明的部分
实施例7
下面表4显示在生产石油的THAITM方法中，向单个直注入井与水平生产井的组合中注入氧气和非氧化气体组合物(即氮气和二氧化碳)的不同情形，比较数据由STARSTM火烧油层模拟器(STARSTM In Situ Combustion Simulator)软件获得，该软件是由加拿大艾博塔省卡尔加里塔计算机模拟集团(ComputerModelling Group)提供。除了模拟油层为100米宽和500米长之外，其它数据与以上六个实施例相同。每次测试蒸汽均以10m3/天的速率通过生产井水平部分的管道注入。
对比上述表4中行1和行2中可以看出，假设惰性气体为CO2，当行2中氧气和惰性气体减少50％，石油采收率还是与行1差不多。这意味着行2中气体压缩成本减少一半，而石油生产得更快。
从表4可以进一步看出，行1中注入注入井的氧气为17.85摩尔百分数，氮为67.15摩尔百分数，估计石油采收率为41m3/天。与之类似，行4的类似注入注入井的氧气为17.85摩尔百分数，二氧化碳为67.15摩尔百分数，石油生产率则是行1的3.3倍(136m3/天)。
表4进一步显示，如行6所示，注入相等量的氧气和CO2，若总注入体积为85000m3/天，石油采收率则增加至2.7倍。
表4中的行7表示了在空气中加入CO2作为注入气体所带来的效果。与行1相比，石油采收增加至1.7倍但无需增加压缩成本。这样的好处是不需要设置氧气分离设备。
图3所示为基于实施例7的石油生产速率与产气中CO2速率的曲线图，在火烧油层过程中，石油生产速率与产气中CO2速率之间密切相关。CO2的产率依赖于两个CO2源：注入的CO2和油层中焦炭燃烧产生的CO2。所以CO2会处于进入火烧油层和火烧油层中的两种情况下，它们彼此影响很大，甚至在具有不动油的油层中也是如此(本发明中即是如此)。
总结
当蒸汽注入量固定时，平均每天石油采收率随空气注入速率而增加。因于清扫流体的体积是增加的，所以这样的结果出人意料。令人惊讶的是，总的石油采收量却随着注入空气速率的增加而减少。此现象发生在空气注入阶段内(即燃烧前缘到达水平井跟部的时间)。另外，将二氧化碳注入直井和/或水平生产井可以提高生产速率。
虽然前面公开了本发明的内容，并描述了优选的实施例，但应当了解，本发明不仅限于这些特定实施例。对本领域的技术人员而言，本发明还可以有许多变化和修改。所述的权利要求对本发明进行了限定。
Claims (20)
1.一种从地下油层中提取液态碳氢化合物的方法，包括如下步骤：
(a)提供至少一个用以将氧化气体注入该地下油层的注入井；
(b)提供至少一个具有大致水平的水平井管的生产井和与该生产井连接的大致垂直的直生产井，其中该大致水平井管向该注入井延伸，该水平井管具有跟部和端部，所述的跟部位于其与该直生产井连接处附近，所述的端部位于该水平井管的另一端，其中所述的端部比所述的跟部更接近所述的注入井；
(c)通过该注入井注入氧化气体进行火烧油层，产生的燃烧气体逐步前进形成与该水平井管大致垂直的前缘，流体以从该水平井管端部到该跟部的方向流入该水平井管；
(d)提供管道在该生产井内、位于所述直井管和所述水平井管的至少一部分内，用以将烃凝析液注入所述生产井的所述水平井管部分，该生产井邻近燃烧前缘，该燃烧前缘形成在沿着所述生产井的所述水平井管的一段水平距离；
(e)将烃凝析液稀释剂注入所述管道，使所述凝析液通过所述管道传输到所述水平井管部分的所述端部附近；及
(f)在所述生产井的所述水平井管中采收来自该生产井的碳氢化合物。
2.根据权利要求1所述的方法，其中所述烃凝析液稀释剂选自由以下凝析液组成的组：乙烷、丁烷、戊烷、庚烷、己烷、辛烷、更高分子量的烃或者它们的混合物。
3.根据权利要求1所述的方法，其中所述的烃凝析液是萃取溶剂(VAPEX)。
4.根据权利要求1所述的方法，其中所述的注入井为直井、斜井或水平井。
5.根据权利要求1所述的方法，注入所述烃凝析液的上述步骤还用于向所述水平井施加压力使其达到允许所述介质注入该地下油层。
6.根据权利要求1所述的方法，注入所述烃凝析液的上述步骤包括在使所述凝析液以液体状态存在的温度和压力下注入该凝析液。
7.根据权利要求1所述的方法，注入所述烃凝析液的上述步骤包括在使所述凝析液以气体状态存在的温度和压力下注入该凝析液。
8.根据权利要求1所述的方法，其中将所述烃凝析液与介质结合注入所述管道，该介质选自由以下介质组成的组：蒸汽、水、非氧化气体或它们的混合物。
9.根据权利要求1所述的方法，其中该管道的开口端靠近该水平部分的端部，以将凝析液输送到该端部。
10.根据权利要求1或9所述的方法，其中该管道部分收回或重置，以改变沿水平井管凝析液的注入点的位置。
11.根据权利要求1所述的方法，其中所述凝析液以持续性或周期性地注入。
12.一种从地下油层中提取液态碳氢化合物的方法，包括如下步骤：
(a)提供至少一个用以将氧化气体注入地下油层的上部的注入井；
(b)所述至少一个注入井还适于将蒸汽、非氧化气体或随后用来加热蒸汽的水注入地下油层的更低部分；
(c)提供至少一个具有大致水平的水平井管的生产井和与该生产井连接的大致垂直的直生产井，其中该大致水平井管向该注入井延伸，该水平井管具有跟部和端部，所述的跟部位于其与该直生产井连接处附近，所述的端部位于该水平井管的另一端，其中所述的端部比所述的跟部更接近所述的注入井；
(d)通过该注入井注入氧化气体进行火烧油层，产生燃烧气体逐步前进形成与该水平井管大致垂直的前缘，流体以从该水平井管端部到该跟部的方向流入该水平井管；
(e)将烃凝析液注入所述的注入井；及
(f)在所述生产井的所述水平井管中采收来自该生产井的碳氢化合物。
13.一种从地下油层提取液态碳氢化合物的方法，包括如下步骤：
(a)提供至少一个用以将氧化气体注入地下油层的上部的注入井；
(b)提供至少一个用以将烃凝析液注入地下油层的更低部分的其它注入井；
(c)提供至少一个具有大致水平井管的生产井和与该生产井连接的大致垂直的直生产井，其中该大致水平井管向该注入井延伸，该水平井管具有跟部和端部，所述的跟部位于其与该直生产井连接处附近，所述的端部位于该水平井管的另一端，其中所述的端部比所述的跟部更接近所述的氧化气体注入井；
(d)通过该注入井注入氧化气体进行火烧油层，产生燃烧气体逐步前进形成与该水平井管大致垂直的前缘，流体以从该水平井管端部到该跟部的方向流入该水平井管；
(e)将烃凝析液注入所述其它注入井；及
(f)在所述生产井的所述水平井管中采收来自该生产井的碳氢化合物。
14.根据权利要求12或13所述的方法，其中所述烃凝析液选自由以下凝析液组成的组乙烷、丁烷、戊烷、庚烷、己烷、辛烷、更高分子量的烃或者它们的混合物。
15.一种从地下油层中提取液态碳氢化合物的方法，包括如下步骤：
(a)提供至少一个用以将氧化气体注入地下油层的上部的注入井；
(b)所述至少一个注入井还适于将蒸汽、非氧化气体或随后用来加热蒸气的水注入地下油层的更低部分；
(c)提供至少一个具有大致水平的水平井管的生产井和与该生产井连接的大致垂直的直生产井，其中该大致水平井管向该注入井延伸，该水平井管具有跟部和端部，所述的跟部位于其与该直生产井连接处附近，所述的端部位于该水平井管的另一端，其中所述的端部比所述的跟部更接近所述的注入井；
(d)提供管道在该生产井内、位于所述直井管和所述水平井管的至少一部分内，用以将烃凝析液注入所述生产井的所述水平井管部分；
(e)通过该注入井注入氧化气体进行火烧油层，产生燃烧气体逐步前进形成与该水平井管大致垂直的前缘，流体以从该水平井管端部到该跟部的方向流入该水平井管；
(f)将烃凝析液注入所述注入井和所述管道；及
(g)在所述生产井的所述水平井管中采收来自该生产井的碳氢化合物。
16.根据权利要求15所述的方法，其中所述烃凝析液选自由以下凝析液组成的组：乙烷、丁烷、戊烷、庚烷、己烷、辛烷、更高分子量的烃或者它们的混合物。
17.根据权利要求15所述的方法，其中所述的注入井为直井、斜井或水平井。
18.一种从地下油层提取液态碳氢化合物的方法，包括如下步骤：
(a)提供至少一个用以将氧化气体注入地下油层的上部的注入井；
(b)提供至少一个用以将蒸汽、非氧化气体或随后用来加热蒸气的水注入地下油层的更低部分的其它注入井；
(c)提供至少一个具有大致水平的水平井管的生产井和与该生产井连接的大致垂直的直生产井，其中该大致水平井管向该注入井延伸，该水平井管具有跟部和端部，所述的跟部位于其与该直生产井连接处附近，所述的端部位于该水平井管的另一端，其中所述的端部比所述的跟部更接近所述的注入井；
(d)提供管道在该生产井中、位于所述直井管和所述水平井管的至少一部分内，用以将烃凝析液气体注入所述生产井的所述水平井管部分；
(e)通过该注入井注入氧化气体进行火烧油层，产生燃烧气体逐步前进形成与该水平井管大致垂直的前缘，流体以从该水平井管端部到该跟部的方向流入该水平井管；
(f)将烃凝析液注入所述其它注入井和所述管道；及
(g)在所述生产井的所述水平井管中采收来自该生产井的碳氢化合物。
19.根据权利要求18所述的方法，其中所述烃凝析液选自由以下凝析液组成的组乙烷、丁烷、戊烷、庚烷、己烷、辛烷、更高分子量的烃或者它们的混合物。
20.根据权利要求18所述的方法，其中所述的注入井为直井、斜井或水平井。
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