CN101568616A - 石油的提取 - Google Patents

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Abstract

本发明的实施例公开了一种从包含有关联生产井的地下油层中提取石油的方法，该方法包括使所述地下油层中的石油与包含有聚乙烯醇的处理液制剂相接触，并通过所述生产井收集已经与所述处理液制剂相接触的石油。应用可选与其他材料结合的聚乙烯醇，能够从所述地下油层中提取石油，尤其是那些中等粘度油或高粘度油。

Description

石油的提取
技术领域
本发明涉及石油的提取，尤其涉及、但不限于从包括沥青的地下油层中提取中油和相对重油。
背景技术
通过一种经济的方法从地下油层中提取相对较难提取的石油是石油工业中的一个不断发展的挑战，该相对较难提取的石油如包括沥青的中等粘度油至高粘度油。本发明的目的是解决该问题。
发明内容
一方面，本发明提供了一种从包含关联生产井的地下油层中提取石油的方法，该方法包括如下步骤：
(i)使所述地下油层中的石油在所述生产井上游的位置处和一种处理液制剂相接触，其中所述处理液制剂包括聚合物材料AA，所述聚合物材料AA包括从其聚合物主链上伸出的-O-基团(moiety)；和
(ii)通过所述生产井收集已经与所述处理液制剂相接触的石油。
通过所述聚合物材料能够使大量的石油形成稳定的油珠，从而所述处理液制剂能够适当地提高与之相接触的石油的速率。因此在与所述处理液制剂相接触后，所述石油由水中适当地含有油珠的悬浊液和/或乳化液组成。
接触之前，所述油层包括彼此互相隔离的油区。例如，石油可陷于孔隙(pore)或其他中空(hollow)区域中，且与其他陷于孔隙或其他中空区域中的石油相隔离。优选地，在本方法中，所述处理液制剂用于与存在于至少两个(优选为大量，如超过100个)相隔离油区中的石油相接触(并适当增加石油的移动速率)。因此，所述处理液制剂优选不仅仅用于与所述油层内的独立的大片石油相接触。在和所述处理液制剂初始接触后，所述石油优选不沿预定路径，如人造路径移动。
在通过其他方法从所述油层中提取一部分石油后，也可用本方法提取剩余石油。
在一些实施例中，本方法包括一个包括使所述油层中的石油与所述处理液制剂相接触步骤，以及另一个包括使所述油层与另一种不同的制剂相接触步骤。继与另一种不同的制剂接触之后还有一个步骤，该步骤包括使所述油层中的石油与所述处理液制剂相接触。该后续步骤可以重复进行一次或多次。在一个实施例中，所述另一种不同的制剂可包括蒸汽。
尽管所述处理液制剂在靠近所述生产井的位置处可以接触更多的石油，但是所述油层中石油和所述处理液制剂的初始接触适于发生在距离所述生产井上游至少5米，优选地至少10米，最好至少50米，甚至至少100米的位置处。且该初始接触适于发生在地平面下至少10米，优选地至少20米的距离处。
在与所述油层中的石油接触之前，所述处理液制剂至少已移动了10米，优选地至少20米。
在与所述处理液制剂初始接触之后，石油应移动至少10米，优选地至少20米，最好至少50米才到达所述生产井。
所述包含有将要提取的石油的地下油层最好为天然存在的多孔介质。所述油层的渗透率小于20达西(Darcy)，优选地小于10达西。且该渗透率应至少为2毫达西，最好为至少4毫达西。在一个实施例中，该渗透率的范围可以为5-20毫达西。在另一个实施例中，该渗透率的范围可以为0.1-10达西，最好为2-6达西。
在与所述处理液制剂接触之前，所述油层中的石油在储层温度(reservoirtemperature)下和剪切速率为100s-1时测得的黏度至少为100厘泊(cp)，优选地至少为250厘泊，最好为至少500厘泊。该黏度还可以高至200,000厘泊，甚至10,000,000厘泊。
在与所述处理液制剂接触之前，所述油层中的石油在25℃和剪切速率为100s-1时测得的黏度至少为100厘泊，优选地至少为200厘泊，最好为至少400厘泊，甚至为至少800厘泊，特别地为1200厘泊。在某些情况下，该黏度可大于5000厘泊，甚至可大于50,000厘泊。
前文提到的黏度(以及其它这里提到、且未作特别说明的黏度)可以利用装备有锥状和平板传感器的流变仪Anton PAAR(安东帕)MCR 300测得。
所述处理液制剂在至少100磅/平方英寸(Psi)的压力下导入所述油层中。该压力最好小于20,000磅/平方英寸。
在即将导入所述油层时，所述处理液制剂的温度至少应为环境温度。优选地，该即将导入时的温度应高于环境温度，该即将导入时的温度应比环境温度高5℃，最好高10℃。所述处理液制剂即将导入时的温度与导入位置处的储层温度之间的比值至少为0.5，优选地至少为0.7，最好至少为0.9。优选地，所述处理液制剂即将导入时的温度与初始接触该处理液制剂的位置处的储层温度大致相同。优选地，所述处理液制剂即将导入时的温度范围为1℃-200℃，最好为1℃-100℃。
所述处理液制剂以至少0.5升/秒的速度导入所述油层，优选地为0.75升/秒，最好为1升/秒。
所述处理液制剂导入所述油层的持续时间基本上超过至少1小时，优选地超过12小时，最好超过1天，特别地超过至少1周。
本方法优选地包括通过注入井将所述处理液制剂导入所述油层中。在一些实施例中，可将所述处理液导入多个注入井中，最好至少三个，且最好基本上同时导入。
所述注入井可以是竖直井、斜井或水平井。
优选地，所述处理液制剂与所述油层中石油的初始接触促使石油沿第一方向移动，在所述初始接触之前这些石油并不沿所述第一方向移动。优选地，所述油层中石油的初始接触促使被接触石油的移动速度增大。例如，接触之前石油被截留因此基本上是静止不动的(石油的分子运动除外)。接触之后，石油被促使移动，因此其移动速度也将增加。尤其在接触之后，石油基本上是在与之相结合的处理液制剂的移动速度下移动。在某些情况下，重力的作用可使石油向所述生产井移动。在这种情形下，石油可既在重力作用下和所述处理液制剂施加的力的共同作用下向所述生产井移动。在其他实施例中，仅有一个力促使石油向所述生产井移动时，该力由所述处理液制剂提供。
优选地，所述处理液用于向所述生产井运输石油(例如，凭借提供给石油的、将石油导入所述油层的压力)。
所述地下油层包括大量生产井，通过该生产井可收集与所述处理液制剂接触的石油。
所述生产井可以是竖直井、斜井、水平井、多边井和分支井。
优选地，所述处理液制剂的黏度在其通过所述油层期间不会增加(除了由于所述处理液制剂的温度发生变化时或所述处理液制剂开始与石油相结合时)。优选地，所述处理液制剂在通过所述油层期间不会胶化。优选地，在通过所述油层期间，不会向所述油层中导入任何材料(如化学材料)以促使所述处理液制剂交联和/或胶化。优选地，所述处理液制剂的组分不会在通过所述油层期间交联。优选地，在通过所述油层期间，所述处理液制剂的分子之间不会形成共价键。
步骤(ii)中收集的材料包括石油和所述处理液制剂。一段时间后收集的材料中的石油和所述处理液制剂各自的数量将发生改变。最初时，收集的材料包括体积相对较大的石油；之后随着对所述油层中石油的提取，石油在所述处理液制剂中的比例减少了。在本方法的一些阶段中，收集的材料包括重量百分比大于5％，优选地大于10％，最好大于20％，特别地大于30％的石油。
步骤(ii)收集的材料中包括重量百分比小于1％，甚至小于0.75％的所述聚合物材料AA。
步骤(ii)收集的材料中包括重量百分比大于30％，大于40％或大于50％的水。
在步骤(ii)的收集之后，本发明还包括促使石油与所述处理液制剂至少一部分分离的步骤。
在其中一个实施例中，通过所述生产井收集的材料在分离之前可被运输，例如通过管道运输至理想场所。
所述处理液制剂在25℃和100s-1下的黏度大于0.5厘泊，优选地大于1厘泊，最好大于1.2厘泊，特别地大于1.5厘泊。所述处理液制剂在上述条件下的黏度优选地不大于10厘泊，不大于5厘泊时更佳，最好不大于2厘泊。
优选地，所述处理液制剂和所述石油相接触后，形成了一种表现剪切稀化(shear thinning)特性的混合物。
所述处理液制剂包括重量百分比至少为70％，优选地至少为80％，最好至少为85％，特别地至少为95％的水。该水的重量百分比小于99.8％，优选小于99.6％。所述处理液制剂优选地包括重量百分比为90％-99.8％的水，最好为95％-99.8％，特别地为98％-99.8％。
所述处理液制剂优选地包括重量百分比至少为0.2％，优选地至少为0.3％，特别地至少为0.4％的所述聚合物材料AA。所述制剂优选地包括重量百分比小于5％，优选地小于3％，最好小于2％，特别地小于1％的所述聚合物材料AA。
在优选的实施例中，所述处理液制剂包括重量百分比为98.0％-99.6％的水和重量百分比为4.0％-2.0％的所述聚合物材料AA。
所述处理液制剂使用的水来源于任何近便的水源。该水可以是来源于前述水源的饮用水，地表水，海水，地下水、去离子水和过滤水。所述水优选为盐溶液，例如海水或来源于盐溶液的像海水一样的水。此处涉及的水，指的是包含有组分的水，例如，像海水中的天然存在的添加剂。
所述处理液制剂中包含的活性材料(如用于促进石油向所述生产井移动的材料)总量的重量百分比至少为0.2％，优选地至少为0.3％，特别地至少为0.4％。所述处理液制剂中包含的活性材料总量的重量百分比小于5％，优选地小于3％，最好小于2％，特别地小于1％。
除所述聚合物材料AA和水之外，所述处理液制剂还包括一种或多种附加材料，所述一种或多种附加材料用于增强表面活性，影响所述制剂的PH值，或所述附加材料包括用于在所述处理液制剂内部增加涡流的不溶微粒。
除所述聚合物材料AA和水之外，所述处理液制剂还包括一种或多种附加材料，所述处理液制剂包括的一种或多种附加材料选自于水溶硅酸盐(水玻璃)，纳米粒子，可溶气体，PH修正剂，表面活性剂和不溶液态羟，所述不溶液态羟可选择被乳化。
所述处理液制剂包括一种用于在所述处理液制剂内部增加涡流的材料，这种材料包括非对称粒子，优选为非对称纳米粒子。包括非对称微粒的处理液制剂导入，如注入所述油层之后，初始时所述微粒主要沿中心最快的流线被带下。鉴于所述微粒的不对称分布和所述液流的分布，所述微粒将向外迁移至在所述地下油层中形成的孔隙(pore)入口和通道的表面。因此在所述液流的外缘，所述微粒将通过直接接触、摩擦和间接涡流影响等结合而搅动陷于油层界面中的石油。在这点上，当所述微粒旋转时，漩涡传播至旁支的外缘。当该旁支被迫进入高速液流时，所述漩涡突然消失，只剩下自由漩涡来搅动所述石油表面。
在所述处理液制剂中包含非对称微粒提供了一种方法，凭借该方法使第一方向的液流具有相对该第一方向的侧向分支和横向分支，且此类附加分支可促使石油从难以接近砂/石和石油的界面的位置处剥离。
典型地，如果孔隙入口的平均直径范围为2微米至60微米，容纳在该孔隙入口中的石油难以提取。所述油层的渗透率的范围为20毫达西至22达西，优选为100毫达西至10达西，最好为500毫达西至5达西。所述油层优选为加固的，但并不必须如此。
所述微粒的尺寸最好是经过挑选的，且其平均直径小于所述孔隙入口直径的八分之一。所述微粒的最大尺寸范围为50纳米(nm)至5000纳米，优选为80纳米至300纳米，最好为100纳米至250纳米。
所述微粒优选为刚体，因为这样可使其效果最优。
所述微粒最好为上述纳米微粒。这种微粒可由自组成聚合物组成，或这种微粒包括碳基纳米微粒或硅基纳米微粒。
所述处理液制剂包括10ppm至1000ppm所述微粒，其中“ppm”指的是按重量计时的百万分之几。
所述用于增加涡流的材料和/或非对称微粒，在上述的各种类型的所述处理液制剂中将发生效用。本发明由此扩大到了一种从包含有关联生产井的地下油层中提取石油的方法，该方法包括：
(a)使所述地下油层中的石油在所述生产井上游的位置处和一种处理液制剂相接触，其中所述处理液制剂包括上述用于增加涡流的微粒；
(b)通过所述生产井收集已经与所述处理液制剂相接触的石油。
优选地，所述处理液制剂中的所述聚合物材料AA由重量百分比至少为90％，优选地至少为95％，最好至少为98％，特别地至少为99％的活性材料组成。在首选的实施例中，所述处理液制剂中最好的活性材料(如表面活性材料)为聚合物材料AA。
所述聚合物材料AA最好在25℃时可溶于水。优选地，所述处理液制剂中的聚合物材料AA可全部或部分溶化，以形成溶液或悬浊液。
专利申请人不希望被任何理论所限制，所述聚合物材料AA可被吸附在微粒或石油表面，这样就阻止了被覆盖的微粒之间的附聚。所述聚合物材料AA最好是不具有疏水部分，如疏水端和亲水部分，如离子端的常规表面活性剂，因此可以相信，所述被覆盖的微粒的构成优选地不包括与石油相互作用的疏水部分，和例如与水相互作用的亲水部分。
所述聚合物材料AA的聚合物主链优选地包括碳原子，所述碳原子优选地为-CH2-基团的一部分。优选地，所述聚合物主链的重复单元包括C-C键，优选地包括C-C单键。优选地，所述聚合物材料AA包括含有-CH2-基团的重复单元。优选地，所述聚合物主链不包括-O-基团，例如在亚羟基聚合物，如聚乙二醇中发现的-C-O-基团。所述聚合物主链优选地不是由芳香基团组成，例如在聚醚砜中发现的苯环。所述聚合物主链优选地不包括-S-基团。所述聚合物主链优选地不包括氮原子。所述聚合物主链优选地包括碳原子，尤其是C-C单键形式的碳原子。
所述处理液制剂包括聚乙烯醇和聚乙烯脂。
所述-O-基团最好直接结合到所述聚合物主链上。
所述聚合物材料AA包括平均至少10个，优选地至少50个从聚合物主链上伸出的-O-基团。所述-O-基团优选地为所述聚合物材料AA的重复单元的一部分。
优选地，所述-O-基团直接结合到所述聚合物材料AA的聚合物主链的碳原子上，因此所述聚合物材料AA包括具有如下分子式的基团(作为重复单元的一部分)：
Figure A20078004069600121
其中，G1和G2为所述聚合物主链的其他部分，G3为从所述聚合物主链上伸出的另一个基团，优选地，G3代表氢原子。
优选地，所述聚合物材料AA包括如下基团：
Figure A20078004069600122
所述基团III优选为重复单元的一部分。所述基团III为一种共聚物的一部分，该共聚物包括一种重复单元，该重复单元包括一种与基团III的类型不同的部分。优选地，摩尔百分比至少为60％、优选地至少80％摩尔，最好90％摩尔的聚合物材料AA包括一种重复单元，该重复单元包括基团III(优选地由基团III组成)。优选地，所述聚合物材料AA必需包括一种重复单元，该重复单元包括基团III(优选地由基团III组成)。
优选地，摩尔百分比为60％，优选80％摩尔，最好90％摩尔，甚至基本上全部的所述聚合物材料AA包括乙烯基基团。
优选地，氧原子的自由键可与R10基相结合(这样从聚合物材料AA的聚合物主链上伸出的基团的分子式为-O-R10)，该氧原子为从聚合物材料AA的聚合物主链上伸出的-O-基团中的氧原子(优选地为基团II和基团III中的氧原子)。优选地R10基的数目少于10个，少于5个更佳，最好少于3个或少于碳原子的数目。该R10基仅包括碳原子、氢原子或氧原子。R10基优选地为氢原子和烷基碳酰基，甚至为甲基碳酰基团。优选地，所述聚合物材料AA中的-O-R10基团为羟基或醋酸基。
所述聚合物材料AA包括多个，最好是大量不同的官能团，该官能团(包含有上述-O-基团)为羟基和醋酸基。所述聚合物材料最好包括至少一些基团，该基团中R10代表羟基。优选地，至少30％，最好至少50％，甚至至少80％的R10基团为羟基。所述聚合物材料AA优选地包括大量所述聚合物主链伸出的羟基，且同样包括大量所述聚合物主链输出的醋酸基。
所述聚合物材料AA中，醋酸基数量与羟基数量的比值范围为0至3，优选为0.1至2，最好为0.1至1。该比值优选地小于0.5，最好小于0.4。在首选的实施例中，该比值范围为0.1至0.45，优选为0.1至0.4，最好为0.1至0.3，甚至为0.1至0.25，特别地为0.12至0.20。
优选地，氧原子的几乎每个自由键的分子式都为-O-R10，该氧原子为聚合物材料AA的聚合物主链伸出的-O-基团中的氧原子，其中每个-O-R10基都是羟基或醋酸基。
优选地，所述聚合物材料AA包括乙烯醇基团，尤其是沿所述聚合物材料的聚合物主链重复出现的乙烯醇基团。所述聚合物材料AA优选包括乙酸乙烯酯基团，尤其是沿所述聚合物材料的聚合物主链重复出现的乙酸乙烯酯基团。
聚乙烯醇一般通过水解聚乙烯酸制成。所述聚合物材料AA包括0-100％的，优选5％-95％的，最好60％-95％的，甚至70％-95％的，特别地80％-90％的水解聚乙烯酸。
所述聚合物材料AA的平均分子量(Mn)为至少10000，优选为至少50000，最好为至少75000。数量平均分子量(Mn)小于500000，最好小于400000。所述聚合物材料AA优选为聚乙烯聚合物，该聚合物材料AA也可以为共聚物。
所述聚合物材料AA优选为聚乙烯醇聚合物或聚乙烯醇共聚物。
优选地，所述聚合物材料AA包括至少一种乙烯醇共聚物/乙烯酸共聚物，该乙烯醇共聚物/乙烯酸共聚物包括大于5％，优选地大于30％，最好大于65％，甚至大于80％的乙烯醇基团。
所述聚合物材料AA为无规共聚物或嵌段共聚物。
另一方面，本发明还提供了一种应用处理液制剂以改善地下油层中与所述油层关联的生产井上游位置处的石油活动性，以助于石油从所述油层流入所述生产井的方法，其中所述处理液制剂包括聚合物材料AA，所述聚合物材料AA包括从其聚合物主链伸出的-O-基团。
再一方面，本发明还提供了一种包括关联生产井的地下油层，所述地下油层包括所述生产井上游位置处的处理液制剂，所述处理液制剂包括聚合物材料AA，所述聚合物材料AA包括从其聚合物主链上伸出的-O-基团。
所述地下油层优选地包括处于所述地下油层中的注入井的下游位置处的所述处理液制剂。
所述石油微粒优选地被所述聚合物材料AA所限定。所述地下油层优选地包括散布在水中的石油微粒，所述石油微粒优选地被所述处理液制剂中的聚合物材料所限定。所述地下油层包括靠近所述油层中注入井位置处的处理液制剂，在所述注入井的下游所述地下油层包括处理液制剂和石油的混合物，尤其是前述散布有石油微粒的混合物。优选地，靠近所述注入井的所述处理液制剂中的石油浓度小于所述注入井下游的所述处理液制剂中的石油浓度。靠近所述注入井的所述处理液制剂中的石油浓度的重量百分比小于5％，最好小于1％，也可以几乎为0。
本文描述的任何发明或实施例中的任何方面的任何特征，均可与对本文描述的任何发明或实施例中的任何方面的任何特征所作的必要修正或变通相结合。
附图说明
作为范例，下面将参照附图描述本发明的具体实施例，其中：
图1为地下油层的横截面示意图；
图2为处理液制剂在地下油层的孔隙中移动的示意图；
图3为模拟应用处理液制剂从地下油层中提取石油的装置的示意图；
图4-7为注入井和/或生产井的简图；
图8-10为各种注入井/生产井之间的结合示意图；
图11和图12为两种重油的提取工艺图。
具体实施方式
如图1所示，地下油层2包括水平的注入井4，所述注入井4在竖直方向上与生产井6相隔离，在注入井4和生产井6之间存在有油层8。油层8包括中油或重油，如API(American Petroleum Institute，美国石油协会)标准为约小于30°和/或在25°时测得的黏度大于1000厘泊的中油或重油。油层2的渗透率为1达西-6达西。
油层2中的石油具有许多不同的存在形式。例如，存在于所述油层里的岩石中的相对较大孔隙内的离散油珠，此外还有松散地吸附在岩石表面的石油，以及还有存在于岩石微细管中的石油。
为了从所述油层2中提取石油，需要将一种处理液通过注入井4注入油层，这样处理液就能够像箭头10所示那样进入油层中。
上述处理液包括具有重量百分比为0.1％-2％的聚乙烯醇的水溶液，该聚乙烯醇水溶液可根据下面示例1的描述制备。
进入油层后，该处理液将在重力作用下缓慢地向下移动并渗透到油层中。在其移动时，该制剂能够从任何与之接触的石油中剥离少量石油，并能够使石油扩散和/或使石油乳化。
如图2所示，处理液20在直径大约为10微米的孔隙22中流动。该液体的流动为层流，因此该液体最外层(如24，26)的流速最大。所以，当该液体流经石油时，例如流经吸附在岩石表面的石油时，可从岩石表面带走石油层。此外当该液体流经油珠时可从油珠中带走石油，更进一步地，当该液体在岩石微细管的开口处与石油接触时，可从该微细管中剥离石油。
因此，该处理液可以逐渐地侵蚀与之接触的油区。
而且，该处理液能够使前述受侵蚀的/被剥离的石油扩散和/或乳化，特别地，聚乙烯(乙烯醇)能够覆盖该石油的微粒，因而能够阻止这些微粒结合并使得这些微粒在水中扩散。
下面示例为上面描述的机制提供了更进一步的资料和例证。
石油与所述处理液接触之后形成的液体混合物继续在重力的影响下向下移动，于是该液体可以与更多的石油接触，并使更多的与之接触的石油被包裹/乳化。最后，该含有石油的处理液流入生产井6中，并利用标准工艺取出。
该含有石油的处理液可通过管道被输送到远方，如精炼厂。到达目的地后，可从该含有石油的处理液中分离出石油。仅仅使该含有石油的液体沉淀，即可达到分离石油的目的。另外，也可在靠近所述生产井的位置处进行前述的石油分离操作。这样，还可反复使用该处理液以从油层2中提取更多的石油。
下面的示例1描述了处理液的制备。示例2描述了一个简单的试验，以说明如何通过上述处理液侵蚀/剥离石油。示例3模拟石油的提取。
示例1-处理液的制备
通过缓慢搅拌一定数量的水，并在搅拌好的水中添加88％的一定数量的分子量为180000的水解聚乙烯(乙烯醇)，以制备重量百分比为10％的聚乙烯(乙烯醇)溶液。将该悬浮液搅拌1小时，然后在60℃下加热该悬浮液直至其中的悬浮颗粒溶解且该溶液变为透明。然后将该溶液冷却至小于5℃，使用前在该温度下保存该溶液。
通过使用自来水稀释该重量百分比为10％的溶液，制备重量百分比为0.5％-2％的聚乙烯醇溶液。
示例2-说明侵蚀/剥离和扩散的试验
在容量为1升的玻璃烧杯中加入400毫升的重油，接着再加入400毫升的由示例1制备的重量百分比为1％的聚乙烯醇溶液。将该配置好的物体置于环境温度中，并间隔一段时间观察一次。
通过观察可知，一段时间后，石油在油-水界面处逐渐被剥离，然后进入水层。利用吸液管从进入有石油的水层中萃取样品，在显微镜下观察该样品，发现该样品包括散布在处理液中的非常小的油珠。
示例3-石油提取的模拟
目的是利用填砂模型和类似的提取液模拟从地下油层中提取石油，该类似的提取液(displacement fluids)即本文描述的处理液和一种基准盐溶液。这里使用了一种温控填砂模型装置，通过由计算机控制的高精度泵系统，利用挑选的测试液体从该填砂装置中提取石油。全部提取测试都在46℃下进行。从提取的石油的测定来估计相对效率，并作为注入测试液体的孔隙容积的功能。
用于研究的模拟储层的性能为：温度46℃，渗透率2达西-6达西，孔隙度35％-40％。这些条件都通过填砂模型来模拟，该填砂模型由将按尺寸分类的玻璃珠填充在以46℃的温度保持在烤炉里的钢衬垫中构成。玻璃珠选用波特玻璃微珠(Potters Ballotini beads)。将玻璃微珠填充在下文描述的装置中后，填砂模型的孔隙度为41％+/-0.5％，对盐溶液的渗透率为3.7达西+/-1达西。
测试了两种测试石油。在46℃时，1号测试石油的黏度为220厘泊，2号测试石油的黏度为924厘泊。两种测试石油的含水率均小于0.2％。使用前，对两种石油通过0.45微米或0.2微米的过滤器进行真空过滤以去除固体颗粒。尽管从两种石油中滤除了少量的固体，过滤后的石油的黏度与过滤前的石油的黏度之间的差别在3％的范围内。
测试的其中一种提取液为一种模拟的地层盐溶液，该盐溶液被用作基准液。该盐溶液包括大约百万分之50000(5000ppm)能够完全溶解的固体，其中主要为氯化钠(大约为1摩尔/分米3)。该盐溶液在46℃和剪切速率为107s-1时的黏度为0.92厘泊，该值由装备有双口聚焦圆筒传感器(double gap concentric cylindersensor)的流变仪Bohlin Gemini 150确定。使用前，通过0.45微米的过滤器对盐溶液样品进行真空过滤，并在70℃下对盐溶液样品排气。
测试的处理液包括含有重量百分比为0.5％的聚乙烯(乙烯醇)的前述盐溶液，该聚乙烯(乙烯醇)在示例1中制备。该盐溶液和该聚乙烯(乙烯醇)可以共存。该处理液在46℃和剪切速率为105s-1时的黏度为1.14厘泊，该值由前述的流变仪Bohlin Gemini 150确定。
图3所示提供了一种填砂模型装置。该装置包括12英寸(30厘米)的填砂模型30，填砂模型30中填充有上述玻璃珠，该填砂模型在46℃时竖直封装在一套实验室烤炉(未图示)内。ISCO公司的型号为100DX的双筒泵机组用于在额定流速下充满该填砂模型，并用测试液提取该填砂模型内的液体。其中一个筒42用于注入盐溶液、处理液和用于清洗系统的清洗剂，第二个筒44专门用于注入过滤后的原油。为了将液体预热至储层温度，该两个筒均为温控筒。提取后的流出液被收集在单筒收集器52内。该装置还包括双通转向阀46，温度计34、压力计36和隔离阀48，50。为使绝对体积最小，所有管道均应保持最小长度。为了能够持续监测填砂模型的温度、压差和提取液的流速，整个装置由计算机控制。为了最大限度地提高可重现性和减少错误，采用了精密的人工流速控制和自动流速控制。压差、黏度和流速用于根据达西定律计算表面渗透率。
该填砂模型通过“湿法”填充工艺制备，“湿法”填充工艺包括将基于盐溶液的玻璃微珠浆在真空下填充在钢管中。为了精确地填满钢管，玻璃微珠的质量由填砂模型的体积和粒子密度确定。填砂模型的孔隙度由通过填充前和填充后填砂模型的重量变化而修正的密度确定。这种工艺保证了盐溶液的饱和度和包括填砂模型的渗透率、孔隙度及工作性能的可重现性。填充玻璃微珠后，填砂模型对盐溶液的渗透率就确定了。
每个填砂模型均被盐溶液浸透后，利用筒44使盐溶液被不断流过填砂模型的原油带走，直到将该盐溶液提取完为止。这样可以得到在盐溶液最低残留饱和度下浸透了原油的填砂模型。一旦到达该阶段，填砂模型对原油的渗透率就确定了，之后所有的填砂模型在46℃时能够维持最少7天。
为测试原油的提取，采用的方法是利用处理液或基准液从浸透有石油的填砂模型中提取石油，直到石油被提取完为止。所有石油和处理液都收集在单管量筒中，提取的石油的质量由热重力测量法确定，热重力测量法已将管道内的潜在损耗考虑在内。这使得可以通过质量守恒原理确定管道内的残油比例。
实际步骤包括两种形式的测试。第一，利用基准液提取石油，直到提取完为止，之后利用不断注入的处理液代替盐溶液。监测流出液以测试处理液(后盐溶液提取测试)能够提取更多石油的能力。第二套测试不包括盐溶液提取阶段，从计时零点就开始(零起点测试)注入处理液。
后续盐溶液提取测试的步骤如下：
(i)制备浸透了石油的填砂模型；
(ii)用基准盐溶液提取石油，直到提取完为止
a.提取速率：0.75毫升/分
b.持续监测压差
c.记录石油提取完时的孔隙容积数目。
(iii)以0.75毫升/分的速率持续注入基准溶液，直到注入全部15个孔隙容积(PV，pore volume)并确保石油已提取完。
(iv)对于之后的孔隙容积，将注入速率增大到5毫升/分，以确保已不能再产生更多的石油。
从流出液分析报告中确定提取的石油数量，并确保已不能再产生更多的石油。
(v)用处理液代替基准液，并持续注入15个孔隙容积的石油。
a.提取速率：0.75毫升/分；
b.持续监测压差；
c.记录石油提取完时的孔隙容积数目；
d.从流出液分析中确定提取的石油量
1号石油完成两次上述后续盐溶液提取测试步骤，2号石油完成三次上述后续盐溶液提取测试步骤。1号石油完成计时零点测试，零起点测试仅包括步骤(v)。
结果
1号测试石油和2号测试石油的测试结果如表1-4所示。所有石油比例参照原油地质储量(OIP，Original Oil In Place)。对于后续盐溶液提取测试(表1和表2)，表中显示了5个孔隙容积的基准盐溶液提取的石油数量。这个数据可与注入15个孔隙容积的处理液之后提取的额外石油的数量相比较。对于1号石油和2号石油，显示了5个孔隙容积的盐溶液提取的石油的数据，该数据为通过注入超出该注入体积的盐溶液，也没有更多石油可被提取时得到的数据。
对于没有使用基准溶液的零起点测试，显示了通过1个孔隙容积的处理液提取的石油。显示了一个孔隙容积的处理液提取的石油的数据，该数据为注入该注入体积的处理液，产生出能够提取出的石油的90％时的数据。在一个孔隙容积阶段之后，继续提取石油，显示了在15个孔隙容积阶段时生产的额外石油的数量。
表1.1号石油的后续盐溶液提取
Figure A20078004069600201
从表1可知，与只使用盐溶液提取的石油相比，处理液提取了更多的石油。有趣的是，由处理液(测试液)生产的额外12.9％的石油是通过注入的多于15个孔隙容积的处理液逐渐持续提取的。实际上，石油产生并未随着停止注入处理液而停止，且当测试液停止后，在15个孔隙容积内仍能提取少量石油。
表2.2号石油的后续盐溶液提取
Figure A20078004069600202
由表2可知，尽管与1号石油相比，利用盐溶液提取的2号石油略少一些，26ml比33.8ml，但2号石油的提取数据与1号石油的提取数据类似。利用处理液(测试液)可以提取10％的额外的2号石油。和1号石油一样，在利用处理液提取期间，石油产生实际上并没有停止。
表3.石油提取-1号石油的零起点测试
Figure A20078004069600211
1号石油的计时零点数据的主要特征(表3)是，利用处理液(测试液)提取的石油比例与在后续盐溶液提取测试中仅利用盐溶液提取的石油比例类似，如＞51％(见表1)。然而，对于处理液而言，只利用1个孔隙容积的提取液提取的石油，就与利用5个孔隙容积的基准盐溶液提取的石油数量相同。从理论上说，其原因可能是与盐溶液相比，处理液的增强的表面张力减弱了处理液的性能。但不可能是由于石油和处理液之间增大的黏度差异所引起的，这是因为处理液的黏度值仅略高于基准盐溶液的黏度值。
在计时零点测试中，注入了超过1个孔隙容积所需的处理液，提取了51％的石油。与后续盐溶液提取测试相同，逐渐增加注入量，可从填砂模型中缓慢滤取出更多的石油。
数据显示出如果从计时零点就开始使用处理液，提取效率将明显增长。
因此，综上所述，如果在注入盐溶液后再使用处理液(由盐溶液配制)来提取石油，可使石油生产总量得到增长。测试指出该增长可以达到石油地质储量的11％。
此外，与注入盐溶液的预期值相比，使用处理液可使石油生产速度提高。测试指出该速度增长的因数为5，这也表明了处理液的使用量的减少。
如图4-7所示，本文所述处理液制剂可以注入各种类型的注入井中。例如，可以注入竖直井100，斜井102或水平井104中。该处理液制剂可用于通过各种类型的生产井以提高石油产量，例如竖直井100，斜井102，水平井104，多边井106和分支井108。
该处理液制剂可用于在下面矩阵所包含的生产井和注入井的结合类型中提取石油。
  生产井→注入井↓   竖直井和或斜井   水平井   多边井   分支井
  竖直井和或斜井   √   √   √   √
  水平井   √   √   √   √
上述结合的范例如图8-10所示。图8显示了竖直的注入井100a和竖直的生产井100b之间的液流。图9显示了水平的注入井104a和水平的生产井104b之间的液动。图10显示了竖直的注入井100和水平的生产井104之间的液流。
本文描述的处理液制剂可以在环境温度下或高温时注入井中。本文描述的处理液制剂可以和其他液体和/或处理液结合使用。例如，提取重油时需要依次注入所述处理液制剂(如处理液)和蒸汽或易混合气体。如图11-15所示，举例说明了下述工艺：
图11-向注入井120中注入加热的处理液，并从生产井130中提取石油。或者，可在环境温度下注入处理液。
图12-第一步，像图11所示的实施例那样注入加热的处理液，然后停止，并接着注入蒸汽。然后，交替注入处理液和/或蒸汽。或者，交替注入易混合气体和处理液。
或者，可以使用由示例1所述的聚乙烯(乙烯醇)的水溶液组成的处理液，该液体包括至少一种如下所述的添加剂：
(a)可溶于水的硅酸盐-可以选用碱金属硅酸盐(如混合的硅酸钠/硅酸钾，或硅酸钠和/或硅酸钾)，以使溶液具有基础的PH值(如9-11)。M2O(其中M指的是金属)和SiO2的比率可大于2.0。硅酸盐的浓度的可达到2％的重量百分比。硅酸盐具有两个作用：作为缓冲，保持恒定的PH值以使表面张力最小；通过从储层盐溶液中去除硬离子而改善聚乙烯(乙烯醇)的效能，从而减小岩石表面对聚乙烯(乙烯醇)的吸附作用。
(b)纳米粒子-具有刚性结构的难溶纳米粒子。该粒子优选为硅基和难溶硅酸盐。在处理液制剂中包含纳米粒子产生引起涡流的微粒，从而有助于通过多孔介质混合和移动被处理液制剂限制的石油，避免堵塞多孔介质的孔隙。该纳米粒子还影响热传导的强化。
(c)水溶气-通过将气体溶解在处理液中以生成一种活性溶液。该气体最好为二氧化碳或二氧化氮。使用这些气体有利于混合和/或降低粘度，从而使得传输机制增强。
(d)PH修正剂-可用于调节PH值，从而使聚乙烯(乙烯醇)的PH值最优以达到理想效果。
(e)表面活性剂-可用于与聚乙烯(乙烯醇)结合。
在一些实施例中，可特意制造泡沫以堵塞地下油层中的高渗透性区域，并增强流动的一致性。
本发明并不限于前述实施例中描述的细节。本发明还囊括了由本说明书(包括任一条从属权利要求，摘要和附图)公开的技术特征延伸而来的任何一个新发明或任何一个新组合，或由本说明书(包括任一条从属权利要求，摘要和附图)公开的任何方法或过程延伸而来的任何一个新发明或任何一个新组合。

Claims (27)

1、一种从包括关联生产井的地下油层中提取石油的方法，该方法包括如下步骤：
(i)使所述地下油层中的石油在所述生产井上游的位置处和一种处理液制剂相接触，其中所述处理液制剂包括聚合物材料AA，聚合物材料AA包括从其聚合物主链伸出的-O-基团；和
(ii)通过所述生产井收集已经与所述处理液制剂相接触的石油。
2、根据权利要求1所述的方法，所述石油为陷于孔隙或其他中空区域中的石油，且与其他陷于孔隙或其他中空区域中的石油相隔离。
3、根据权利要求1或2所述的方法，所述油层中的石油和所述处理液制剂的初始接触发生在距离所述生产井上游至少5米的位置处。
4、根据前述任一项权利要求所述的方法，所述包含有将要提取的石油的地下油层为天然存在的多孔介质。
5、根据前述任一项权利要求所述的方法，所述油层的渗透率小于20达西Darcy。
6、根据前述任一项权利要求所述的方法，在与所述处理液制剂接触之前，所述油层中的石油在储层温度和100s-1的剪切速率下测得的黏度至少为100厘泊cp。
7、根据前述任一项权利要求所述的方法，所述处理液制剂即将导入时的温度与导入位置处的储层温度之间的比值至少为0.5。
8、根据前述任一项权利要求所述的方法，所述处理液制剂以至少0.5升/秒的速度导入所述油层。
9、根据前述任一项权利要求所述的方法，所述处理液制剂导入所述油层的持续时间超过至少1小时。
10、根据前述任一项权利要求所述的方法，所述方法包括通过注入井将所述处理液制剂导入所述油层中。
11、根据前述任一项权利要求所述的方法，所述处理液用于向所述生产井运输石油。
12、根据前述任一项权利要求所述的方法，步骤(ii)收集的材料中包括重量百分比小于1％的聚合物材料AA。
13、根据前述任一项权利要求所述的方法，步骤(ii)收集的材料中包括重量百分比大于30％的水。
14、根据前述任一项权利要求所述的方法，所述处理液制剂在25℃和100s-1下的黏度大于0.5厘泊且不大于10厘泊。
15、根据前述任一项权利要求所述的方法，所述处理液制剂包括重量百分比至少为70％且小于99.6％的水。
16、根据前述任一项权利要求所述的方法，所述处理液制剂包括重量百分比至少为0.2％且小于5％的所述聚合物材料AA。
17、根据前述任一项权利要求所述的方法，所述处理液制剂中包含的活性材料总量的重量百分比至少为0.2％且小于3％。
18、根据前述任一项权利要求所述的方法，所述处理液制剂中的所述聚合物材料AA由重量百分比至少为90％的活性材料组成。
19、根据前述任一项权利要求所述的方法，所述聚合物材料AA包括基团
Figure A2007800406960003C1
20、根据前述任一项权利要求所述的方法，所述聚合物材料AA中，醋酸基数量与羟基数量的比值范围为0.1～2。
21、根据前述任一项权利要求所述的方法，所述聚合物材料AA包括60％-95％的水解聚乙酸乙烯酯。
22、根据前述任一项权利要求所述的方法，所述聚合物材料AA为聚乙烯醇聚合物或聚乙烯醇共聚物。
23、根据前述任一项权利要求所述的方法，所述处理液制剂包括至少一种附加材料，所述附加材料用于增强表面活性，影响所述制剂的PH值，或所述附加材料包括用于在所述处理液制剂内部增加涡流的不溶微粒。
24、根据权利要求23所述的方法，所述附加材料包括纳米微粒。
25、一种应用处理液制剂以改善地下油层中与所述油层关联生产井上游位置处的石油的流动性，以助于石油从所述油层流入所述生产井的方法，其中所述处理液制剂包括聚合物材料AA，所述聚合物材料AA包括从其聚合物主链伸出的-O-基团。
26、一种包括关联生产井的地下油层，所述地下油层包括处于所述生产井上游位置处的处理液制剂，所述处理液制剂包括聚合物材料AA，所述聚合物材料AA包括从其聚合物主链伸出的-O-基团。
27、根据权利要求24所述的地下油层，所述地下油层包括处于所述地下油层中的注入井的下游位置处的所述处理液制剂。
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