CN102076930A - 用于提高烃类采收的方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种用于提高从地下储藏中采收烃类的方法。所述方法可以包括：将第一流体通过第一装置注射到所述储藏中的第一水平井中；由位于所述第一井下方的第二水平井生产烃类；将第二流体注射到与所述第一井和所述第二井中的每一个横向偏移的第三井中，同时继续由所述第二井生产烃类；以及当所述第二井与所述第三井流体连通时，选择停止向所述第一井的注射。所述第一流体和所述第二流体可以包括蒸汽、二氧化碳、氧气及其组合。当所述第一井中的压力增大至第一注射压力时，可以选择停止向所述第一井中的注射。

Description

用于提高烃类采收的方法

技术领域

本发明的实施方式一般性地涉及用于提高从地下储藏中采收烃类的方法。

背景技术

原油根据其粘度和密度而被分为几类或几级。具有高粘度和高密度的原油可能更难以从储藏中产出至地表。具体地，超重原油需要增强的用于生产的原油采收技术。在如下描述中，一般性术语“原油”包括烃类，诸如超重原油以及不太粘的原油。

世界上大部分潜在原油储藏都是重油或超重原油形式，诸如委内瑞拉的Orinoco Belt、加拿大的油砂和北阿拉斯加的Ugnu Reservoir。近年来，利用增强的热采收技术或溶剂基技术开采一些现有储藏，从而获得20％至25％的采收效率。最常见的热技术是蒸汽注射，通过这项技术，将蒸汽的热焓通过冷凝转移到原油上。加热降低了原油的粘度，从而允许重力泄油和集油。由此，如果可以保持该温度接近注射蒸汽的温度，那么原油的采收很高。可以使用公知的方法诸如循环蒸汽吞吐(CSS)、驱井注射(驱油)和蒸汽辅助重力泄油(SAGD)来采收上述潜在储备中的原油。

CSS方法利用单竖井。将蒸汽由地表的蒸汽发生器注射到井中。然后，在用蒸汽浸泡储藏所选定量的时间后，将原油从同一井中提出。当产量下降时，仅仅重复这个过程。此外，可能需要泵将被加热的原油抽吸到地表。如果这样，每次注射蒸汽时通常移走泵，并且在注射后移动泵。

驱油(Drive)方法利用竖井(也被称驱井或注射井)和横向间隔的近井(也被称为生产井)。将蒸汽从地表的蒸汽发生器连续注射到驱井中，从而加热周围储藏中的原油。然后，蒸汽前缘将被加热的原油驱动至用于生产的生产井中。

SAGD方法利用两个水平井，一个井放置另一个上方并与之平行。上部井被称为注射井，下部井被称为生产井。每个井都可以具有带狭缝的衬里。将蒸汽连续注射到上部井中，以加热周围储藏中的原油。在重力的协助下，蒸汽使原油流动并泄到下部井中。然后，将原油从下部井中产出至地表。

这些方法都具有一些优缺点。因为潜在储藏的数量增加以及这些储藏的操作条件的复杂性增加，所以仍需要更有效的、更增强的原油采收技术和方法。

发明内容

本发明涉及一种由地下储藏生产原油的组合的蒸汽辅助重力泄油和驱油方法。一个实施方式包括使用井下蒸汽发生器或者其他井下混合装置以增加原油生产。进一步的实施方式包括使用过量的二氧化碳和氧气以增加原油采收。

附图说明

为了可以详细地了解本发明上述各方面，可以参照各实施方式对以上简述的本发明的各实施方式进行更具体的描述，其中的一些被示于附图中。然而，请要注意附图仅仅示出了本发明的典型实施方式，因此不应被认为限制本发明的范围，因为本发明可以允许其他等同有效的实施方式。

图1是SAGD操作。

图2是驱油操作。

图3是SAGD操作和驱油操作的比较。

图4是SAGD/驱油/DHSG操作。

图5是SAGD、驱油和组合操作的比较。

图6是过量的二氧化碳和氧气被引入SAGD/驱油操作的效果比较。

图7是过量的二氧化碳被引入SAGD/驱油/DHSG操作的效果比较。

图8是SAGD操作中注射井间隔的效果比较。

图9是SAGD/驱油/DHSG操作中原油粘度的效果比较。

图10是二氧化碳的密度-温度图。

具体实施方式

本发明的各实施方式一般性地涉及用于提高从储藏中采收原油的方法。根据一个实施方式，提供了使用SAGD和驱油操作的组合，其中使用井下蒸汽发生器(DHSG)或其他井下混合装置，过量二氧化碳和过量氧气。正如本文所阐述的，本发明将被描述为涉及DHSG。然而，要注意，本发明的各方面并不限于使用DHSG，可同样适用于使用其他类型的井下混合装置。为了更好地理解本发明及其使用方法的新颖性，此后将参照附图。

图1表示SAGD操作10。SAGD操作10是一种被用于通过如下生产低流动性原油的方法：将原油的粘度足够降低，以致该原油通过重力顺着蒸汽膛(steam chest)19的侧面下泄到位于储藏底部的生产井13。SAGD操作10包括位于生产井13上方的注射井11，每个井都包括水平轨道。各井水平轨道间的距离取决于储藏的条件可以在宽范围内变化。在一个实施方式中，SAGD注射井11和生产井13之间的距离范围为约26英尺至约38英尺。在另一实施方式中，各井间的距离范围为约15英尺至约50英尺。在SAGD操作10中产生的排泄原油15全部流入生产井13中。DHSG17(以下更充分地讨论)可以被布置在注射井11的跟部(heel)。SAGD操作10的优点通常包括加速的原油生产的初始速率。

如图1所示，紧挨着注射井11水平轨道的周围以及生产井13水平轨道的上方的原油饱和度(S_oil)在约0至约9％的范围内。原油饱和度随着离SAGD操作10的距离增加而逐步增加；该范围包括最接近井11和13的约9％至最远离井11和17的约75％。而且，由约0至约30％的原油饱和度范围在地层顶部(相对于底部)延伸更远离SAGD操作10，从而形成向下倾斜的饱和度曲线。重力泄油造成这种倾斜的饱和度曲线，因为排泄的原油15由高位指向生产井13位于的较低位置。

图2表示驱油操作20。驱油操作20是一种被用于生产较高流动性的原油的方法，其中，被注射到储藏中的蒸汽可以行进一段距离，形成蒸汽膛29，并通过从蒸汽膛29的重力分凝(gravity segregation)和朝向位于储藏底部的生产井25的原油热水溢流(通过在储藏中蒸汽的冷凝形成)的组合来生产原油。驱油操作20包括与生产井25横向间隔开的驱动井或注射井23，每个井都包括水平轨道。在另一实施方式中，注射井23仅包括垂直轨道。各井之间的横向距离根据储藏的条件可以在宽范围内变化。在一个实施方式中，驱油注射井23和生产井25之间的横向距离小于约500英尺。在另一实施方式中，各井之间的横向距离范围为约500英尺至约700英尺。DHSG 27可以被布置在注射井23的跟部。驱油操作20的优点通常包括增加的最终原油产量。

如图2所示，紧挨着注射井23周围的温度在约239至262摄氏度的范围内，其形成了由注射井23的水平轨道向生产井25的生产轨道延伸的热梯度。在地层的顶部附近，温度的热梯度逐步减小，并且在地层的底部附近甚至更快地减小。温度范围包括最接近注射井23的约262摄氏度至最接近生产井25的低于约28摄氏度。地层中最低的温度是在生产井25的垂直轨道内，即低于约52摄氏度。根据各井的条件以及向各井中的注射流体的温度，温度范围可以高于和低于28-262摄氏度范围。

DHSG被设计为产生、排出并向井中注射高温蒸汽以及其他气体(诸如二氧化碳和过量氧气)。位于DHSG中的燃烧器被用于燃烧燃料并加热流体(诸如水)，这些流体由地表供应到燃烧器中。DHSG具有在井下而非在地表产生蒸汽和其他气体的优点。这个优点通过实施例得以证实，在实施例中，地层包含介于地表和储藏之间的永久冻结带或者储藏位于冰冷的海底下，由地表注射的热气体可能使永久冻结带融化或者使底部沉淀物中的气体水化层融化，这使得它们以及周围的地层膨胀并且可能导致钻井坍塌。如果并不关注永久冻结带的融化或者热损耗，那么所讨论的若干种流体可以在井下混合装置(诸如静态混合器)中混合。

二氧化碳当被注射到原油储藏中时可能是对蒸汽非常有益的添加剂。高浓度的二氧化碳可以加快SAGD操作的初始产油量并且可以帮助在SAGD或驱油操作中更快地产出原油。二氧化碳还可用于冷却DHSG中的燃烧器。最后，根据原油储藏的条件，液态二氧化碳非常易溶于较低温原油。

氧气对于一些热增强的原油采收操作也是非常有益的添加剂。过量的氧气可以使DHSG附近的任何热的残留原油燃烧，并且消除不易溶于原油的任何一氧化碳，产生非常易溶于较冷原油中的二氧化碳，以及防止可能堵塞地层的焦炭产生。另外，氧气可以使储藏中的原油燃烧而产生额外的能量，并且可以使储藏中的水产生蒸汽。

图3表示SAGD操作30和驱油操作35的原始原油地质储量(OOIP)采收的比较结果。驱油操作35包括在驱油注射井和生产井之间的165英尺间隔。SAGD操作30的初始产油速率高于驱油操作35，这是因为原油是热的，具有低粘度，并且与在驱油操作35中的驱油井和生产井相比在注射井和生产井之间移动距离短。SAGD操作30的产油量与驱油操作相比至多头8至11年的产量要高。在这个时间段中，各个操作可以生产约30至40％的OOIP。8-11年以后，驱油操作的最终产油量高于SAGD操作30，这是因为SAGD操作30的最终产量受原油顺着蒸汽膛19的边缘向下泄的速率以及SAGD操作30中生产井13附近的几乎水平液流的限制，如图1所示。在约15年后，驱油操作35可以生产约70-80％的OOIP，而SAGD操作30可以生产约50-60％的OOIP。对于不太粘的原油，SAGD操作30开始生产的原油可能比驱油操作35要少，这是因为较近间隔的注射井和生产井快速获得高蒸汽/原油比(SOR)。在一个实施方式中，SOR的阈值是递增的5∶1比值。该递增的SOR可适用于特定时间段，例如用于每月。因此，根据特定储藏的条件，可能有益的是：将两种类型的操作组合同时利用DHSG以及二氧化碳和氧气。

首先，描述组合的SAGD/驱油/DHSG操作的一个实施例。SAGD段具有水平注射井以及被设置在该注射井下方的水平生产井；驱油段具有与SAGD井横向间隔分开的水平注射井。组合的操作可以从经由第一DHSG向SAGD注射井注射蒸汽开始。在另一实施方式中，组合的操作可以从经由第一DHSG向SAGD注射井中注射二氧化碳开始。在另一实施方式中，氧气可以与蒸汽和/或二氧化碳一起被注射到SAGD注射井中。因为二氧化碳可以通过储藏中原油的氧化和/或从储藏中的其他气体中萃取而快速生成，所以它可以循环利用并且需要很少的附加二氧化碳。此外，循环的二氧化碳可以收集来自储藏中的显著量的天然气以及由储藏中的反应而生成的一氧化碳和氢气。这种循环气体混合物可以作为DHSG的燃料，并且可以供应整个操作所需要的大量能量。SAGD生产井的生产可以在向SAGD注射井中注射后开始。在第一选定量的时间后，第二DHSG可以在驱油注射井处被启动，蒸汽通过所述驱油注射井注射。在另一实施方式中，二氧化碳被注射到驱油注射井中。在另一实施方式中，二氧化碳与蒸汽一起被注射到驱油注射井中。被注射的二氧化碳可以在由蒸汽形成的热前缘之前移动，并且在蒸汽加热原油之前降低储藏中原油的粘度。因此，原油的粘度通过加热和稀释二者降低。在另一实施方式中，氧气可以与蒸汽和/或二氧化碳一起注射到驱油注射井中。当来自驱油注射井中的蒸汽以及(如果添加的话)二氧化碳和/或氧气与SAGD生产井建立流体连通时，SAGD注射井可以被选择地关井。在一个实施方式中，在来自驱油注射井中的流体与SAGD生产井建立流体连通之后，SAGD注射井在该SAGD注射井中的压力达到特定阈值诸如SAGD注射井的初始注射压力(如下进一步讨论)时可以关井。一旦向SAGD注射井中的注射停止，可以继续操作驱油注射井，直到SOR达到特定阈值，例如递增的5∶1比值。根据储藏的条件，二氧化碳可以为液态，并且非常易溶于较低温的原油中。根据这个组合方法，SAGD/驱油/DHSG操作与其他方法相比能够生产更多的原油并能够加快初始生产速率。

如下将讨论组合的SAGD/驱油/DHSG操作的另一实施方式。第一流体可以经由DHSG注射到SAGD注射井中。SAGD注射井可以包括初始注射压力。在一个实施方式中，初始注射压力为1500磅每平方英寸(psi)。SAGD生产井的生产可以在向SAGD注射井中注射之后开始。SAGD生产井包含体积极限和压力极限，其中该体积帮助保持SAGD生产井中的生产压力。在一个实施方式中，SAGD生产井具有800psi的井底生产压力。第二流体可以经由DHSG注射到驱油注射井中。驱油注射井也可以包括初始注射压力。在一个实施方式中，驱油注射井的初始注射压力为1750psi。随着SAGD生产井生产继续进行，SAGD注射井中的井底压力可能降低，直到达到SAGD生产井的生产压力极限。在驱油注射井和SAGD生产井之间建立流体连通之后，SAGD注射井中的井底压力可以通过来自驱油注射井的初始注射压力提高，这是因为由SAGD生产所生产的液体的量是有限的。在SAGD注射井中的井底压力提高回到其初始注射压力时，SAGD注射井可以被选择性关井。在另一实施方式中，在SAGD注射井中的井底压力提高到高于其初始注射压力时，SAGD注射井可以被选择性关井。最后，驱油注射井中的井底压力最后可以降低至SAGD生产井的生产压力极限。第一流体和第二流体可以包括蒸汽、二氧化碳、氧气或其组合。

图4表示SAGD/驱油/DHSG操作40的一个实施方式。操作40包括具有布置在生产井43上方的注射井42的第一SAGD操作41、具有布置在生产井47上方的注射井46的第二SAGD操作45以及横向布置在第一SAGD操作41和第二SAGD操作45之间的驱油注射井49。各井包括水平轨道。DHSG 44类似地布置在注射井42、46和49的跟部。如图所示，由SAGD操作41到SAGD操作45(其中驱油注射井49布置在这两个操作之间)横跨地层的原油饱和度小于约15％。在生产井43和47下方，原油饱和度在约23％至约60％的范围内。操作40中的原油饱和度更低，其包括与图1所示的单一SAGD操作10相比更大的区域。

在一个实施方式中，一种用于增大从地下储藏中采收烃类的方法可以包括两个SAGD操作和一个驱油操作。SAGD操作可以横向间隔分开，并且每个操作包括SAGD注射井和SAGD生产井。可以将流体注射到第一SAGD注射井中。烃类的生产可以从布置在第一注射井下方的第一SAGD生产井开始。可以将第二流体注射到第二SAGD注射井中。烃类的生产可以从布置在第二注射井下方的第二SAGD生产井开始。可以将蒸汽注射到与SAGD操作横向偏移并布置在SAGD操作之间的驱油井，同时继续由各生产井生产烃类。当来自驱油井的蒸汽分别到达各个生产井时，可以停止向SAGD注射井中注射。第一和第二流体可以包括蒸汽、二氧化碳、氧气或其组合。DHSG可被布置在每个SAGD注射井和驱油井中。在另一实施方式中，二氧化碳和/或氧气可以与蒸汽一起被注射到驱油井中。在另一实施方式中，二氧化碳和/或蒸汽可以在SAGD注射井和驱油井中的井下(采用DHSG)产生。

在另一实施方式中，一种用于增大从地下储藏中采收烃类的方法可以包括：经由DHSG在第一初始注射压力下将第一流体注射到第一SAGD注射井中。可以经由DHSG在第二初始注射压力下将第二流体注射到第二SAGD注射井中。第一和第二SAGD生产井的生产可以分别在第一生产压力和第二生产压力下开始。SAGD注射井的井头压力可以降低至相关SAGD生产井的生产压力。可以在第三初始注射压力下将第三流体注射到驱油注射井中。在一个实施方式中，在驱油注射井和第一SAGD生产井之间建立流体连通之后，第一SAGD注射井可以被选择性关井，因为不再需要该井。在另一实施方式中，在驱油注射井和SAGD生产井的每一个之间建立流体连通之后，相关SAGD注射井的每一个可以被选择性关井。在第一或第二SAGD注射井的井头压力分别大于或等于其初始注射压力时，第一或第二SAGD注射井可以被选择性关井。第一、第二和第三流体可以包括蒸汽、二氧化碳、氧气或其组合。

图5表示以下比较结果：(1)SAGD操作51，包括布置在生产井上方的注射井；(2)驱油操作53，包括与生产井横向间隔165英尺的注射井；(3)SAGD/水平驱油操作55，包括注射井布置在生产井上方的SAGD操作和与SAGD井横向间隔165英尺的驱油注射井，其中驱油注射井包括水平轨道；和(4)SAGD/垂直驱油操作57，包括注射井布置在生产井上方的SAGD操作，和与SAGD各井横向间隔165英尺的驱油注射井，其中驱油注射井仅包括垂直轨道。供应的蒸汽包含5.65摩尔％的二氧化碳。该图表明，在3至6年后，由SAGD/水平驱油操作55和SAGD/垂直驱油操作57二者加快的初始生产量在15-25％OOIP产量的范围内。该图还表明了，在约10年后，采用SAGD/驱油操作55和57生产的油是单独采用SAGD操作51的两倍多，即约75-85％OOIP产量比35-45％OOIP产量。该图进一步表明，SAGD/垂直驱油操作57比SAGD/水平驱油操作55产油更快；垂直注射井的蒸汽可以更快达到SAGD生产井的事实促成了这个结果。在一个实施例中，可能需要四个垂直驱油注射井来注射与一个水平驱油注射井相同的蒸汽，由此每个垂直井的生产量可能更低。

图6示出了向SAGD/驱油操作中引入过量二氧化碳和过量氧气的效果，其中具有和不具有DHSG或其他井下混合装置。第一操作61是其中SAGD操作和驱油操作之间间隔330英尺的SAGD/驱油操作，其包括采用真空绝缘管来使用蒸汽以减少蒸汽的冷凝。第二操作63是其中SAGD操作和驱油操作之间间隔330英尺的SAGD/驱油操作，其包括采用真空绝缘管来使用蒸汽和20摩尔％的二氧化碳以减少蒸汽的冷凝。第三操作65是其中SAGD操作和驱油操作之间间隔330英尺的SAGD/驱油/DHSG操作，其包括使用蒸汽、20摩尔％的二氧化碳和5摩尔％的氧气。如图所示，第三操作65(采用氧气和二氧化碳操作DHSG)加快了原油的生产。过量的二氧化碳可以作为DHSG燃烧器的冷却剂。第二操作63表明，如果利用真空绝缘管添加额外的二氧化碳15年，会生产约80％的OOIP。通过第一操作61采用真空绝缘管仅使用蒸汽在类似时间段内生产约38％的OOIP。与图5相比，第三操作65(即间隔330英尺的SAGD/驱油操作，并且使用20摩尔％的过量二氧化碳和5摩尔％氧气)表明，原油与SAGD/水平驱油操作55(具有165英尺的间隔并且使用5.65摩尔％的二氧化碳)一样快的速率生产。因此，当向DHSG中引入过量二氧化碳和氧气时，可以使用较少的注射对。

图7表示在SAGD/驱油操作(其中SAGD和驱油操作之间间隔330英尺)中由DHSG或其他井下混合装置注射过量二氧化碳和氧气的效果。第一操作71仅包括5.65摩尔％的二氧化碳，即没有额外的氧气。第二操作73包括5.65摩尔％的二氧化碳，在驱油操作中的5摩尔％的氧气和在SAGD操作中的3摩尔％的氧气。第三操作75包括15.65摩尔％的二氧化碳和5摩尔％的氧气。第四个操作77包括25.65摩尔％的二氧化碳和5摩尔％的氧气。第五个操作79包括35.65摩尔％的二氧化碳和5摩尔％的氧气。如图所述，增加二氧化碳的浓度和额外氧气导致加快的原油生产。初始生产可能延迟，这是因为DHSG采用不含额外氧气但包含一氧化碳的化学计量火焰启动，使得直到原油被加热至足够热以消耗氧气的温度，氧气才被注入。当引入过量二氧化碳时，延迟减少，并且原油生产加快。第五操作79分别在第二操作73和第一个操作71之前若干年就关井了，这是因为，由于添加过量二氧化碳和氧气而快速达到了高SOR阈值。

以上实施例表明了，采用过量二氧化碳和氧气可以加快SAGD/驱油操作的生产。结果，可以增大SAGD井和SAGD/驱油井之间的井间隔，从而需要更少的钻井。过量二氧化碳由于其非常易溶于未经加热的原油中而有益。如果原油的温度小于80℉并且储藏中的压力保持高于800psi，那么二氧化碳在原油中的溶解度可以甚至更高。在这些操作条件下，二氧化碳是致密液体，其非常易溶于原油中，并且像在更高压力和温度下的超临界二氧化碳一样起作用。此外，过量氧气因为有助于减少一氧化碳、产生二氧化碳、提供额外蒸汽并且防止焦炭性能而有益。

图8表示SAGD注射井和生产井之间间隔的效果。第一间隔81包括在注射井和生产井之间的22英尺间隔。第二间隔83包括在注射井和生产井之间的28英尺间隔。第三间隔85包括在注射井和生产井之间的33英尺间隔。第四间隔87包括在注射井和生产井之间的43英尺间隔。如图所示，当注射井和生产井间隔43英尺时，2年后，初始生产延迟最明显。这个延迟随着各井更靠近而减小，这在开始操作那年就产生了。根据这个实施例，各井间的最佳间隔是28英尺。

图9表示当使用SAGD/驱油/DHSG操作时原油粘度的效果，其中所述操作中，SAGD和驱油操作之间具有330英尺间隔，并且SAGD的注射井和生产井之间具有28英尺间隔。第一操作91采用粘度为126,000厘泊的原油进行。第二操作93采用粘度为238,000厘泊的原油进行。第三操作95采用粘度为497,000厘泊的原油进行。第四操作97采用粘度为893,000厘泊的原油进行。如图所示，粘度为126,000厘泊和497,000厘泊的原油之间的生产几乎没有差别。较低粘度的原油导致生产约3年后原油生产快速增加，其中头2-4年小于约10％OOIP产量至第5年后约40％OOIP产量。如果原油包含893,000厘泊的粘度，那么所有各井之间的间隔可能需要更小。相反，原油的粘度越低，所有各井之间的间隔可以更大。

图10表示二氧化碳的密度-温度图。二氧化碳在较低储藏压力(诸如低于1000psi)和温度(低于88℉)下可以是致密液体。如图所示，二氧化碳在低于88℉的温度范围内可以是液态100，并且具有约1.2至约0.7克/立方厘米的密度范围。二氧化碳的临界点110(即二氧化碳变化成气态的温度和压力)为约88℉和约1,100psi。二氧化碳的气态115可以在低于约88℉下存在，其中密度小于0.2可/立方厘米。在低粘度原油中，二氧化碳可以混溶在原油中，即使它不是超临界的。在高粘度原油中，二氧化碳比任意其他气体更易溶于原油中，其可以改善SAGD/驱油/DHSG操作的性能。液态二氧化碳可能对较冷的储藏，诸如在永久冻结带下发现的那些储藏(如图10的阴影带120所示，温度介于约45和约80℉之间)，非常有益。

尽管上述针对本发明的各实施方式，但是可以在未脱离本发明基本范围的条件下来设计本发明的其他以及进一步的实施方式，本发明的范围以所附权利要求书为准。

Claims (26)

1.一种用于提高从地下储藏中采收烃类的方法，所述方法包括：

将第一流体注射到所述储藏中的第一水平井中，其中所述第一流体通过第一装置注射到所述第一井中；

由位于所述第一井下方的第二水平井生产烃类；

将第二流体注射到与所述第一井和所述第二井中的每一个横向偏移的第三井中，同时继续由所述第二井生产烃类；以及

当所述第二井与所述第三井流体连通时，选择性停止向所述第一井的注射。

2.如权利要求1的方法，其中，所述第一装置是井下蒸汽发生器。

3.如权利要求1的方法，其中，所述第一流体包括蒸汽。

4.如权利要求3的方法，其中，所述第一流体还包括二氧化碳和氧气。

5.如权利要求1的方法，其中，所述第二流体包括蒸汽。

6.如权利要求5的方法，其中，所述第二流体还包括二氧化碳和氧气。

7.如权利要求1的方法，其中，所述第二流体通过第二装置注射到所述第三井中。

8.如权利要求1的方法，还包括在所述第三井中采用第二装置产生二氧化碳。

9.如权利要求8的方法，其中，所述第二装置是井下蒸汽发生器。

10.如权利要求1的方法，还包括循环使用在所述储藏和所有井中产生的二氧化碳。

11.如权利要求1的方法，其中，当所述第二井与所述第三井流体连通时选择性停止向所述第一井的注射包括，当所述第一井的压力达到向所述第一井中的初始注射压力时将所述第一井关井。

12.如权利要求1的方法，其中，当所述第二井与所述第三井流体连通时选择性停止向所述第一井的注射包括，当所述第一井的压力升高到高于向所述第一井中的初始注射压力时将所述第一井关井。

13.如权利要求1的方法，还包括当所述第二井与所述第三井流体连通时，使所述第一井中的压力增加。

14.如权利要求1的方法，其中，所述储藏位于低温带地下。

15.如权利要求1的方法，还包括：

将第三流体注射到在所述储藏中的第四水平井中；

由位于所述第四井下方的第五水平井生产烃类；

当所述第五井与所述第三井流体连通时，选择性停止向所述第四井的注射。

16.如权利要求15的方法，其中，所述第三井与所述第四井和所述第五井横向偏移。

17.如权利要求15的方法，其中，所述第三井被布置在所述第一井和所述第四井之间。

18.一种用于提高从地下储藏中采收烃类的方法，所述方法包括：

将蒸汽注射到所述储藏中的第一水平井中；

由位于所述第一井下方的第二水平井生产烃类；

将蒸汽、二氧化碳和氧气注射到与所述第一井和所述第二井中的每一个横向偏移的第三井中，同时继续由所述第二井生产烃类；以及

当所述第二井与所述第三井流体连通时，选择性停止向所述第一井的注射。

19.如权利要求18的方法，其中，在通过所述蒸汽加热所述烃类之前，用所述二氧化碳稀释所述储藏中的所述烃类。

20.如权利要求18所述的方法，其中，所述蒸汽通过第一装置注射到所述第一井中。

21.如权利要求20的方法，其中，所述第一装置是井下蒸汽发生器。

22.如权利要求18的方法，其中，将所述蒸汽、二氧化碳和氧气通过第二装置注射到所述第三井中。

23.如权利要求22的方法，其中，所述第二装置是井下蒸汽发生器。

24.如权利要求18的方法，还包括，在将蒸汽注射到所述第一井中的同时，注射二氧化碳和氧气中的至少一种。

25.如权利要求18的方法，还包括，二氧化碳和蒸汽中的至少一种通过原油与所述氧气的燃烧在所述储藏中和所述第三井中井下产生。

26.一种用于提高从地下储藏中采收烃类的方法，所述方法包括：

将第一流体在第一注射压力下注射到所述储藏中的第一井中；

由位于所述第一井下方的第二井在第一生产压力下生产烃类，其中所述第一注射压力大于所述第一生产压力；

将第二流体在第二注射压力下注射到第三井中，其中所述第二注射压力大于所述第一注射压力；

在所述第二井与所述第三井流体连通时，增大所述第一井中的井底压力；

当所述第二井与所述第三井流体连通之后，当所述第一井中的所述井底压力增大至所述第一注射压力时，选择性停止向所述第一井的注射。

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