CN101501295B - 用于生产油和/或气的方法 - Google Patents
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Abstract
一种用于生产油和/或气的方法，所述方法包括：在第一时段内由第一井向地层的裂缝、岩溶区和/或溶洞中注入可混溶强化油采收制剂；在第一时段内由第二井从所述裂缝、岩溶区和/或溶洞生产油和/或气；在第二时段内由第二井向所述裂缝、岩溶区和/或溶洞中注入可混溶强化油采收制剂；和在第二时段内由第一井从所述裂缝、岩溶区和/或溶洞生产油和/或气。
Description
相关申请
本申请要求2006年8月10日提交的美国临时专利申请60/822,014的优先权。本申请与2006年4月19日提交的代理人案卷号为TH2616的共同待审美国专利申请11/409,436、和2006年5月22日提交的代理人案卷号为TH 3086的共同待审美国专利申请60/747,908有关。美国专利申请60/822,014、11/409,436和60/747,908经此引用全文并入本文。
技术领域
本发明涉及用于生产油和/或气的方法。
背景技术
可通过强化油采收(EOR)增大全球范围的油气田中的油采收。可使用现有的三种主要类型的EOR(加热、注入化学物质/聚合物和注气)以从储层增大油采收，此外还可通过常规方法(尽可能的延长油气田的寿命和增大油采收因子)以实现这个目的。
热强化采收通过向储层加入热量而发挥作用。最广泛实施的方式是蒸汽驱油，它降低油的粘度以使其可流向生产井。化学驱油通过降低截留残油的毛细管力强化采收。聚合物驱油增大注入的水的驱扫效率。混注按照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，可采收截留的残油。
参考图1，其中图示了现有技术系统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。在地表提供生产设备110。井112穿过地层102和104和终止于地层106中。在114显示了地层106的一部分。通过井112到达生产设备110从地层106生产油和气。分离气体和液体，将气体储存在气体储存器116中和将液体储存在液体储存器118中。
美国专利号5,826,656公开了用于从载有水驱油的被至少一个井从地表穿透的地下地层采收水驱残油的方法，该方法包括：通过用于将与油混溶的溶剂注入载油地层的下部的完井将与油混溶的溶剂注入载油地下地层的载有水驱残油的下部；在等于至少一周的时段内持续将与油混溶的溶剂注入载油地层的下部中；重新完成用于从载油地层的上部产出一定量的与油混溶的溶剂和水驱残油的井；和从载油地层的上部产出一定量的与油混溶的溶剂和水驱残油。所述地层可以已经早期被水驱和与油混溶的溶剂驱过。可通过水平井注入溶剂，和可通过用于从载油地层的上部产出油和溶剂的多个完井采收溶剂和油。美国专利号5,826,656经此引用全文并入本文。
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(例如通过减粘、化学作用和混相驱油)以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，本发明提供用于从地下地层生产油和/或气的方法，所述方法包括：将强化油采收制剂注入地层中的第一井中；驱动油和/或气流向地层中的第二井；由第二井生产油和/或气；将采收试剂注入第二井中；驱动强化油采收制剂流向第一井；和由第一井产出强化油采收制剂。
在另一个方面，本发明提供用于生产油和/或气的方法，所述方法包括：在第一时段内由第一井向地层的裂缝、岩溶区和/或溶洞中注入可混溶强化油采收制剂；在第一时段内由第二井从所述裂缝、岩溶区和/或溶洞生产油和/或气；在第二时段内由第二井向所述裂缝、岩溶区和/或溶洞中注入可混溶强化油采收制剂；和在第二时段内由第一井从所述裂缝、岩溶区和/或溶洞生产油和/或气。
本发明的优点包括以下的一个或多个：
使用溶剂从地层强化烃采收的改进系统和方法。
使用含可混溶溶剂的流体从地层强化烃采收的改进系统和方法。
用于二次和/或三次烃采收的改进组合物和/或技术。
用于强化油采收的改进系统和方法。
使用可混溶溶剂以强化油采收的改进系统和方法。
使用与适当位置中的与油混溶的化合物以强化油采收的改进系统和方法。
附图说明
图1图示了油和/或气生产系统。
图2a图示了井分布图。
图2b和2c图示了在强化油采收过程期间图2a的井分布图。
图3a-3c图示了油和/或气生产系统。
图4图示了油和/或气生产方法。
图5图示了油和/或气生产系统。
图6图示了油和/或气生产系统。
具体实施方式
参考图2a，图示了在一些实施方案中的井200的排布。排布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中的相邻井之间存在水平距离230。井组202中的每个井与井组202中的相邻井之间存在垂直距离232。
井组204中的每个井与井组204中的相邻井之间存在水平距离236。井组204中的每个井与井组204中的相邻井之间存在垂直距离238。
井组202中的每个井与井组204中的相邻井之间存在距离234。井组204中的每个井与井组202中的相邻井之间存在距离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个井围绕。
在一些实施方案中，水平距离230是约5-约1000米、或约10-约500米、或约20-约250米、或约30-约200米、或约50-约150米、或约90-约120米、或约100米。
在一些实施方案中，垂直距离232是约5-约1000米、或约10-约500米、或约20-约250米、或约30-约200米、或约50-约150米、或约90-约120米、或约100米。
在一些实施方案中，水平距离236是约5-约1000米、或约10-约500米、或约20-约250米、或约30-约200米、或约50-约150米、或约90-约120米、或约100米。
在一些实施方案中，垂直距离238是约5-约1000米、或约10-约500米、或约20-约250米、或约30-约200米、或约50-约150米、或约90-约120米、或约100米。
在一些实施方案中，距离234是约5-约1000米、或约10-约500米、或约20-约250米、或约30-约200米、或约50-约150米、或约90-约120米、或约100米。
在一些实施方案中，井200的排布可以含有约10-约1000井，例如井组202中约5-约500井和井组204中约5-约500井。
在一些实施方案中，在井200的排布的俯视图中，井组202和井组204是一块土壤中间隔的垂直井。在一些实施方案中，在井200的排布的剖面侧视图中，井组202和井组204是地层中间隔的水平井。
可以任何已知的方法使用井200的排布从地下地层采收油和/或气。适合的方法包括海底生产、海面生产、一次、二次或三次生产。用于从地下地层采收油和/或气的方法的选择不是关键的。
在一些实施方案中，可以将油和/或气从地层采收入井中，和使其流过井和管线至设备。在一些实施方案中，通过使用试剂例如蒸汽、水、表面活性剂、聚合物驱油物质和/或可混溶剂例如二硫化碳制剂或二氧化碳，可通过强化油采收以增大来自地层的油和/或气的流量。
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。硫化合物可能包括硫化氢、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、苯并噻吩或取代和稠合环二苯并噻吩、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。
在一些实施方案中，适合的可混溶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。
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的共同待审的序列号为11/409,436的美国专利申请中公开了适合生产二硫化碳制剂的方法。序列号为11/409,436的美国专利申请经此引用全文并入本文。
参考图2b，图示了在一些实施方案中的井200的排布。排布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，将可混溶强化油采收试剂注入井组204中，和从井组202采收油。如图所示，可混溶强化油采收试剂具有注入分布208，和油采收分布206产生至井组202。
在一些实施方案中，将可混溶强化油采收试剂注入井组202中，和从井组204采收油。如图所示，可混溶强化油采收试剂具有注入分布206，和油采收分布208产生至井组204。
在一些实施方案中，在第一时段内，井组202可用于注入可混溶强化油采收试剂，和井组204可用于从地层生产油和/或气；随后在第二时段内，井组204可用于注入可混溶强化油采收试剂，和井组202可用于从地层生产油和/或气，其中第一时段和第二时段构成周期。
在一些实施方案中，可进行多个周期，其包括在注入可混溶强化油采收试剂和从地层生产油和/或气之间交替井组202和204，其中在第一时段内一个井组注入和另一个生产，和随后在第二时段将它们进行切换。
在一些实施方案中，周期可以是约12小时-约1年、或约3天-约6月、或约5天-约3月。在一些实施方案中，各周期可随时间延长，例如各周期可以比前一个周期长约5％-约10％，例如长约8％。
在一些实施方案中，可在周期初始时注入可混溶强化油采收试剂或含可混溶强化油采收试剂的混合物，和在周期结束时注入不可混溶强化油采收试剂或含不可混溶强化油采收试剂的混合物。在一些实施方案中，周期初始时段可以是周期的前10％-约80％、或周期的前20％-约60％、周期的前25％-约40％，和结束时段可以是周期的剩余时间。
在一些实施方案中，适合的可混溶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试剂的混合物、或本领域中已知的其它可混溶强化油采收试剂。在一些实施方案中，适合的可混溶强化油采收试剂是与地层中的油初次接触可混溶的或多次接触可混溶的。
在一些实施方案中，适合的不可混溶强化油采收试剂包括气体或液体形式的水、二氧化碳、氮、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可混溶强化油采收试剂。在一些实施方案中，适合的不可混溶强化油采收试剂与地层中的油初次接触不可混溶或多次接触不可混溶。
在一些实施方案中，可从产出的油和/或气中回收注入地层中的不可混溶和/或可混溶强化油采收试剂，和将其再次注入地层中。
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。
参考图2c，图示了在一些实施方案中的井200的排布。排布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，将可混溶强化油采收试剂注入井组204中，和从井组202采收油。如图所示，可混溶强化油采收试剂具有注入分布208，其与产生至井组202的油采收分布206重叠210。
在一些实施方案中，将可混溶强化油采收试剂注入井组202中，和从井组204采收油。如图所示，可混溶强化油采收试剂具有注入分布206，其与产生至井组204的油采收分布208重叠210。
可使用任意已知的方法释放至少一部分可混溶强化油采收试剂和/或其它液体和/或气体。一种适合的方法是将可混溶强化油采收制剂注入单独井的单独导管中，浸透二硫化碳制剂，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可混溶强化油采收制剂注入第一井中，和通过第二井与气体和/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可混溶强化油采收制剂和/或其它液体和/或气体的方法的选择不是关键的。
在一些实施方案中，可以在高至地层断裂压力的压力下将可混溶强化油采收制剂和/或其它液体和/或气体泵送入地层中。
在一些实施方案中，可以将可混溶强化油采收制剂混于地层中的油和/或气中以形成可从井中采收的混合物。在一些实施方案中，可以将一定量的可混溶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可混溶强化油采收制剂穿过地层。
在一些实施方案中，在注入地层中之前可以加热可混溶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。
在一些实施方案中，可以使用加热流体或加热器在地层中加热和/或煮沸可混溶强化油采收制剂以降低地层中流体的粘度。在一些实施方案中，可以使用加热的水和/或蒸汽以加热和/或气化地层中的可混溶强化油采收制剂。
在一些实施方案中，可以使用加热器在地层中加热和/或煮沸可混溶强化油采收制剂。2003年10月24日提交的代理人案卷号为TH2557的共同待审的序列号为10/693,816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的美国专利申请经此引用全文并入本文。
参考图3a和3b，图示了在本发明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。在地表提供设备310。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可以是任选断裂的和/或穿孔的。在初次生产期间，从地层306产出的油和气进入部分314中，进入井312中，和向上运行至设备310。随后设备310分离出气体和液体，气体送至气体处理器316和液体送至液体储存/处理器318。设备310还包括可混溶强化油采收制剂储存器330。如图3a中所示，可以按照图示向下的箭头向下至井312中泵送可混溶强化油采收制剂和泵送入地层306中。可以留置可混溶强化油采收制剂以在地层中浸透约1小时-约15天，例如约5-约50小时。
在浸透时段之后，如图3b中所示，随后产出可混溶强化油采收制剂和油和/或气回到井312中，送至设备310。设备310可用于分离和/或再循环可混溶强化油采收制剂(例如通过煮沸、冷凝或过滤所述制剂或使之反应)，随后将所述制剂再次注入井312中(例如通过重复图3a和3b中所示的浸透周期约2-约5次)。
在一些实施方案中，可以在低于地层断裂压力(例如为断裂压力的约40％-约90％)下将可混溶强化油采收制剂泵送入地层306中。
在一些实施方案中，图3a中所示的用于注入地层306中的井312可以代表井组202中的井，和图3b所示的从地层306产出的井312可以代表井组204中的井。
在一些实施方案中，图3a中所示的用于注入地层306中的井312可以代表井组204中的井，和图3b所示的从地层306产出的井312可以代表井组202中的井。
参考图3c，图示了在本发明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。在地表提供生产设备410。井412穿过地层402和404，和在地层406中有开孔。部分地层414可以是任选断裂的和/或穿孔的。从地层406产出的油和气进入部分414中，和经过井412向上运行至生产设备410。可以分离气体和液体，和可将气体送至气体储存器416和将液体送至液体储存器418。生产设备410可产出和/或储存可混溶强化油采收制剂，可以在生产/储存器430中产出和储存该可混溶强化油采收制剂。可将来自井412的硫化氢和/或其它含硫化合物送至可混溶强化油采收制剂生产/储存器430。可以沿井432将可混溶强化油采收制剂向下泵送至地层406的部分434。可混溶强化油采收制剂穿过地层406以辅助生产油和气和随后的可混溶强化油采收制剂，可以生产所有的油和/或气至井412并送至生产设备410。随后可以再次循环可混溶强化油采收制剂，例如通过煮沸、冷凝或过滤所述制剂或使之反应并随后将所述制剂再次注入井432中。
在一些实施方案中，可以将一定量的可混溶强化油采收制剂或可混溶强化油采收制剂与其它组分的混合物注入井432中，随后注入其它组分以驱动可混溶强化油采收制剂或可混溶强化油采收制剂与其它组分的混合物穿过地层406，所述其它组分包括例如：空气；气体或液体形式的水；二氧化碳；氮；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。
在一些实施方案中，生产油和/或气的井412代表井组202中的井，和用于注入可混溶强化油采收制剂的井432代表井组204中的井。
在一些实施方案中，生产油和/或气的井412代表井组204中的井，和用于注入可混溶强化油采收制剂的井432代表井组202中的井。
参考图4，图示了在本发明的一些实施方案中的方法500。方法500包括：由方格图表示的注入可混溶强化油采收制剂；由斜线图表示的注入不可混溶强化油采收制剂；和由空白图表示的从地层生产油和/或气。
顶部时间线显示了用于井组202的注入和生产的时限，同时底部时间线显示了用于井组204的注入和生产的时限。
在一些实施方案中，在时刻520，在时段502内将可混溶强化油采收制剂注入井组202中，同时在时段503内从井组204生产油和/或气。随后，在时段505内将可混溶强化油采收制剂注入井组204中，同时在时段504内从井组202生产油和/或气。该用于井组202和204的注入/生产循环可以持续多个周期，例如约5-约25周期。
在一些实施方案中，在时刻530，由于在时刻520期间已产出油和/或气可能在地层中产生空腔。在时刻530期间，可能仅在空腔的前缘部分填充有可混溶强化油采收制剂，随后用不可混溶强化油采收制剂推动该可混溶强化油采收制剂通过地层。可以在时段506内将可混溶强化油采收制剂注入井组202中，随后可以在时段508内将不可混溶强化油采收制剂注入井组202中，同时可以在时段507内从井组204生产油和/或气。随后，可以在时段509内将可混溶强化油采收制剂注入井组204中，接着可以在时段511内将不可混溶强化油采收制剂注入井组204中，同时可以在时段510内从井组202生产油和/或气。该用于井组202和204的注入/生产循环可以持续多个周期，例如约5-约25周期。
在一些实施方案中，在时刻540，在井组202和井组204之间可以存在明显的水力连通。可以在时段512内将可混溶强化油采收制剂注入井组202中，接着可以在时段514内将不可混溶强化油采收制剂注入井组202中，同时可以在时段515内从井组204生产油和/或气。向井组202注入可混溶强化油采收制剂和不可混溶强化油采收制剂同时从井组204生产油和/或气的循环可以持续所需的尽可能长的时间，例如只要能从井组204生产油和/或气。
在一些实施方案中，时段502、503、504和/或505可以是约6小时-约10天，例如约12小时-约72小时、或约24小时-约48小时。
在一些实施方案中，各时段502、503、504和/或505的时长可以从时刻520延长至时刻530。
在一些实施方案中，各时段502、503、504和/或505可从时刻520至时刻530持续约5-约25周期，例如约10-约15周期。
在一些实施方案中，时段506为时段506和时段508的组合时长的约10％-约50％，例如约20％-约40％，或约25％-约33％。
在一些实施方案中，时段509为时段509和时段511的组合时长的约10％-约50％，例如约20％-约40％，或约25％-约33％。
在一些实施方案中，时段506和时段508的组合时长为约2天-约21天，例如约3天-约14天，或约5天-约10天。
在一些实施方案中，时段509和时段511的组合时长为约2天-约21天，例如约3天-约14天，或约5天-约10天。
在一些实施方案中，时段512和时段514的组合时长为约2天-约21天，例如约3天-约14天，或约5天-约10天。
参考图5，图示了在本发明的一些实施方案中的系统600。系统600包括地下地层602、地层604、地层606和地层608。在地表提供生产设备610。井612穿过地层602和604，和在地层606有开孔。油和/或气可以被截留在地层606的上部中，所述地层606的上部可以含有圆顶结构614。油和气从可以含有圆顶614的地层606的上部产出后，它可在井612中向上流至生产设备610。可以分离气体和液体，和可以将气体送至气体储存器616和可以将液体送至液体储存器618。生产设备610可生产和/或储存强化油采收制剂，可以在生产/储存器630中生产和储存该强化油采收制剂。可以将来自井612的硫化氢和/或其它含硫化合物送至强化油采收制剂生产/储存器630。
沿井632将强化油采收制剂向下泵送至地层606的部分634。强化油采收制剂比圆顶614中的油和/或气密度更大，和对油和/或气产生浮力从而使其被截留在包括圆顶614的地层606的上部中。强化油采收制剂穿过地层606以辅助生产油和气，和可以生产所有的强化油采收制剂至井612并送至生产设备610。随后可再次循环强化油采收制剂，例如通过煮沸、冷凝或过滤或反应强化油采收制剂，随后将所述制剂再次注入井632中。
在已产出大部分油和/或气至井之后，在地层606中仍然有较大体积的强化油采收制剂。为回收强化油采收制剂，将不如强化油采收制剂密度大的气体或液体注入井612中，和从井632收强化油采收制剂。
在一些实施方案中，强化油采收制剂包括二硫化碳或二硫化碳制剂。在一些实施方案中，密度不太大的气体或液体包括二氧化碳、氮、或含二氧化碳或氮的混合物。
在一些实施方案中，可将一定量的强化油采收制剂或强化油采收制剂与其它组分的混合物注入井632中，随后注入另一组分以驱动强化油采收制剂或强化油采收制剂与其它组分的混合物穿过地层606，所述其它组分包括例如：空气；气体或液体形式的水；二氧化碳；氮；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。
在一些实施方案中，生产油和/或气的井612代表井组202中的井，和用于注入强化油采收制剂的井632代表井组204中的井。
在一些实施方案中，生产油和/或气的井612代表井组204中的井，和用于注入强化油采收制剂的井632代表井组202中的井。
参考图6，图示了在本发明的一些实施方案中的系统700。系统700包括地下地层702、地层704、地层706和地层708。在地表提供生产设备710。井712穿过地层702和704，和在地层706有开孔。地层706的一部分形成圆顶714，圆顶714可以截留液体和/或气体。地层706具有裂缝、岩溶区和/或溶洞707，所述裂缝、岩溶区和/或溶洞707提供从井712至井732或从井732至井712的低阻力流体通道。从地层706生产的液体和/或气体在井712中向上流至生产设备710。可以分离气体和液体，和可将气体送至气体处理/储存器716和可以将液体送至液体处理/储存器718。生产设备710可以生产和/或储存可混溶强化油采收制剂，可以在生产/储存器730中生产和储存该可混溶强化油采收制剂。可以将来自井712的硫化氢和/或其它含硫化合物送至可混溶强化油采收制剂生产/储存器730。
在第一步骤中，沿井732将可混溶强化油采收制剂向下泵送至地层706的部分734。可混溶强化油采收制剂穿过地层706以辅助从裂缝、岩溶区和/或溶洞707生产油和/或气，和随后可生产所有可混溶强化油采收制剂和油和/或气至井712中并送至生产设备710。随后可再次循环可混溶强化油采收制剂，例如通过煮沸、冷凝或过滤所述制剂或使之反应，随后将所述制剂再次注入井732中。
在第二步骤中，流动是相反的，和沿井712将可混溶强化油采收制剂向下泵送至地层706。可混溶强化油采收制剂穿过地层706以辅助从裂缝、岩溶区和/或溶洞707生产油和/或气，和随后可生产所有可混溶强化油采收制剂和油和/或气至井732中并送至生产设备710。随后可再次循环可混溶强化油采收制剂，例如通过煮沸、冷凝或过滤所述制剂或使之反应，随后将所述制剂再次注入井712中。
在一些实施方案中，在第三步骤中，将比地层706中的油和/或气密度更大的可混溶强化油采收制剂在井732的底部、靠近地层706和708的界面注入。可以调节可混溶强化油采收制剂的注入流量接近围绕裂缝、岩溶区和/或溶洞707的基岩中吸入所述制剂的流量。在靠近地层706和704的界面的圆顶714中从井712的顶部生产制剂和油和/或气。因为油和/或气不如制剂密度大，所以制剂对油和/或气产生浮力。油和/或气自然地浮在制剂上从在井732的注入点附近的低海拔位置至在井712产出。
在一些实施方案中，作为第四步骤，可以通过将不如制剂密度大的液体和/或气体注入井712的顶部回收可混溶强化油采收制剂，所述液体和/或气体驱动制剂向下到达井732的底部。随后可从井732产出制剂。
在一些实施方案中，作为第四步骤，可以通过将蒸汽和/或热水注入井712的顶部回收可混溶强化油采收制剂。热水和/或蒸汽蒸发储层中的制剂。随后可从井732有效产出蒸气形式的制剂。
在一些实施方案中，可混溶强化油采收制剂包括二硫化碳或二硫化碳制剂。在一些实施方案中，密度不太大的气体或液体包括二氧化碳、氮或含二氧化碳或氮的混合物。
在一些实施方案中，在第三步骤中，将不如地层706中的油和/或气密度大的可混溶强化油采收制剂在靠近地层706和704的界面的圆顶714中在井712的顶部注入。可以调节可混溶强化油采收制剂的注入流量接近围绕裂缝、岩溶区和/或溶洞707的基岩中吸入所述制剂的流量。从靠近地层706和708的界面的井732的底部处生产制剂和油和/或气。因为油和/或气比制剂密度更大，所以制剂导致油和/或气下沉。油和/或气自然地从在井712的注入点附近的高海拔位置下沉至制剂之下的井732的低海拔位置而进行产出。
在一些实施方案中，作为第四步骤，可以通过将比制剂密度更大的液体和/或气体注入井732的底部回收可混溶强化油采收制剂，所述液体和/或气体驱动制剂上浮至井712的顶部。随后可从井712产出制剂。
在一些实施方案中，第一步骤和第二步骤的周期可重复多次，例如直至从裂缝、岩溶区和/或溶洞707采收出大部分的油和/或气，和/或直至可混溶强化油采收制剂可在裂缝、岩溶区和/或溶洞707中相对自由地流动。
在一些实施方案中，1个第一步骤和1个第二步骤组成1个周期，而1个周期可以是约2天-约20天，例如约5天-约7天。在一些实施方案中，可存在约4-约20个第一步骤和第二步骤的周期。
在一些实施方案中，可以将一定量的可混溶强化油采收制剂或可混溶强化油采收制剂与其它组分的混合物注入井712和/或井732中，随后注入另一组分以驱动可混溶强化油采收制剂或可混溶强化油采收制剂与其它组分的混合物穿过地层706，所述另一组分包括：例如空气；气体或液体形式的水；二氧化碳；氮；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。
在一些实施方案中，生产油和/或气的井712代表井组202中的井，和用于注入可混溶强化油采收制剂的井732代表井组204中的井。在一些实施方案中，生产油和/或气的井712代表井组204中的井，和用于注入可混溶强化油采收制剂的井732代表井组202中的井。
在一些实施方案中，可以将生产的油和/或气输送至炼厂和/或处理设备。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蒸馏馏分。在一些实施方案中，可对油和/或气、和/或一种或多种蒸馏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。
在本发明的一个实施方案中，公开了一种用于从地下地层生产油和/或气的方法，所述方法包括：将强化油采收制剂注入地层中的第一井中；驱动油和/或气流向地层中的第二井；由第二井生产油和/或气；将采收试剂注入第二井中；驱动强化油采收制剂流向第一井；和由第一井产出强化油采收制剂。在一些实施方案中，第一井另外包括井的第一排布和第二井另外包括井的第二排布，其中井的第一排布中的井与井的第二排布中的一个或多个邻近的井之间的距离为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，强化油采收制剂包含可混溶强化油采收制剂，所述方法另外包括在已将可混溶强化油采收制剂注入地层中之后将不可混溶强化油采收制剂注入地层中的构件。在一些实施方案中，强化油采收制剂选自二硫化碳制剂、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。在一些实施方案中，不可混溶强化油采收制剂选自气体或液体形式的水、二氧化碳、氮、空气和它们的混合物。在一些实施方案中，井的第一排布包括5-500井，和井的第二排布包括5-500井。在一些实施方案中，强化油采收制剂包含二硫化碳制剂。在一些实施方案中，强化油采收制剂包含二硫化碳制剂，所述方法另外包括产出二硫化碳制剂。在一些实施方案中，地下地层含有的油的粘度为100-5,000,000厘泊。在一些实施方案中，强化油采收制剂比油和/或气密度更大。在一些实施方案中，强化油采收制剂比采收试剂密度更大。在一些实施方案中，采收试剂包含选自氮和二氧化碳的气体。在一些实施方案中，油和/或气浮于强化油采收制剂之上。在一些实施方案中，采收试剂浮于强化油采收制剂之上。
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，所述方法包括：在第一时段内由第一井向地层的裂缝、岩溶区和/或溶洞中注入可混溶强化油采收制剂；在第一时段内由第二井从所述裂缝、岩溶区和/或溶洞生产油和/或气；在第二时段内由第二井向所述裂缝、岩溶区和/或溶洞中注入可混溶强化油采收制剂；和在第二时段内由第一井从所述裂缝、岩溶区和/或溶洞生产油和/或气。在一些实施方案中，可混溶强化油采收制剂包含二硫化碳制剂。在一些实施方案中，注入可混溶强化油采收制剂包括向地层中注入二硫化碳制剂与一种或多种以下物质的混合物：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可混溶强化油采收制剂注入地层中之前或在地层中时加热所述制剂。在一些实施方案中，在比开始注入之前测得的初始储层压力高0-37,000千帕的压力下注入可混溶强化油采收制剂。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，在注入所述制剂之前于地下地层中存在的任意油的粘度为20-2,000,000厘泊，例如1000-500,000厘泊。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，所述方法还包括重复第一时段和第二时段直至制剂自由流过裂缝、岩溶区和/或溶洞。在一些实施方案中，所述方法还包括通过由第一井注入可混溶强化油采收制剂，在第三时段内使所述制剂吸入地层的基岩中。在一些实施方案中，所述方法还包括在第三时段内由第二井从地层的基岩中生产油和/或气。在一些实施方案中，所述方法还包括通过将采收试剂注入第二井中由第一井回收可混溶强化油采收制剂。
本领域技术人员将理解到在不偏离本发明所公开的实施方案、结构、材料和方法的精神和范围的前提下，可对它们进行多种调整和变化。因此，本文所附权利要求的范围和它们的等价功能变换不应局限于本文描述和图示的具体实施方案，实际上这些具体实施方案仅用于举例说明本发明。
Claims (28)
1.一种用于从地下地层生产油和/或气的方法，所述方法包括：
将包含二硫化碳制剂的强化油采收制剂注入地层中的第一井中；
驱动油和/或气流向地层中的第二井；
由第二井生产油和/或气；
将采收试剂注入第二井中；
驱动强化油采收制剂流向第一井；和
由第一井产出强化油采收制剂。
2.权利要求1的方法，其中所述第一井另外包括井的第一排布，和所述第二井另外包括井的第二排布，其中井的第一排布中的井与井的第二排布中的一个或多个邻近的井之间的距离为10米-1千米。
3.权利要求1的方法，其中所述地下地层在水体之下。
4.权利要求2的方法，其中所述地下地层在水体之下。
5.权利要求1-4的任一项的方法，其中所述强化油采收制剂包含可混溶强化油采收制剂，所述方法另外包括在已将可混溶强化油采收制剂注入地层中之后将不可混溶强化油采收制剂注入地层中的构件。
6.权利要求5的方法，其中所述不可混溶强化油采收制剂选自气体或液体形式的水、二氧化碳、氮、空气和它们的混合物。
7.权利要求1-4的任一项的方法，其中所述强化油采收制剂选自二硫化碳制剂、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。
8.权利要求2-4任一项的方法，其中所述井的第一排布包括5-500井，和所述井的第二排布包括5-500井。
9.权利要求1-4的任一项的方法，所述方法另外包括产出二硫化碳制剂。
10.权利要求1-4的任一项的方法，其中所述地下地层含有的油的粘度为100-5,000,000厘泊。
11.权利要求1-4的任一项的方法，其中所述强化油采收制剂比油密度更大。
12.权利要求1-4的任一项的方法，其中所述强化油采收制剂比采收试剂密度更大。
13.权利要求1-4的任一项的方法，其中所述采收试剂包括选自氮、二氧化碳、气体或液体形式的水、和它们的混合物的材料。
14.权利要求12的方法，其中所述油和/或气浮于所述强化油采收制剂上。
15.权利要求13的方法，其中所述采收试剂浮于所述强化油采收制剂上。
16.一种用于生产油和/或气的方法，所述方法包括：
在第一时段内由第一井向地层的裂缝、岩溶区和/或溶洞中注入包含二硫化碳制剂的可混溶强化油采收制剂；
在第一时段内由第二井从所述裂缝、岩溶区和/或溶洞生产油和/或气；
在第二时段内由第二井向所述裂缝、岩溶区和/或溶洞中注入包含二硫化碳制剂的可混溶强化油采收制剂；和
在第二时段内由第一井从所述裂缝、岩溶区和/或溶洞生产油和/或气。
17.权利要求16的方法，其中注入包含二硫化碳制剂的可混溶强化油采收制剂包括向地层中注入二硫化碳制剂与一种或多种以下物质的混合物：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。
18.权利要求16的方法，另外包括在将可混溶强化油采收制剂注入地层中之前或在地层中时加热所述制剂。
19.权利要求17的方法，另外包括在将可混溶强化油采收制剂注入地层中之前或在地层中时加热所述制剂。
20.权利要求16-19的任一项的方法，其中在比开始注入之前测得的初始储层压力高0-37,000千帕的压力下注入可混溶强化油采收制剂。
21.权利要求16-19的任一项的方法，其中所述地下地层的渗透性为0.0001-15达西。
22.权利要求16-19的任一项的方法，其中在注入所述制剂之前于地下地层中存在的任意油的粘度为20-2,000,000厘泊。
23.权利要求16-19的任一项的方法，另外包括将至少一部分采收的油和/或气转化成选自运输燃料、民用燃料油、润滑剂和/或聚合物的材料。
24.权利要求16-19的任一项的方法，另外包括将至少一部分采收的油和/或气转化成选自化学品的材料。
25.权利要求16-19的任一项的方法，另外包括重复第一时段和第二时段直至所述制剂自由流过裂缝、岩溶区和/或溶洞。
26.权利要求16-19的任一项的方法，另外包括通过由第一井注入可混溶强化油采收制剂，在第三时段内使所述制剂吸入地层的基岩中。
27.权利要求16-19的任一项的方法，另外包括在第三时段内由第二井从地层的基岩中生产油和/或气。
28.权利要求16-19的任一项的方法，另外包括通过将采收试剂注入第二井中由第一井回收可混溶强化油采收制剂。
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