CN102803648A - 生产油和/或气的系统和方法 - Google Patents
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Abstract
一种由地下地层生产油和/或气的方法，包括：定位位于含水层以上的具有油柱的合适地层;在所述油柱的顶部附近钻探至少一个水平生产井；进行初次生产以由所述油柱生产第一量流体；在所述水平生产井和所述油柱底部之间的位置钻探至少一个水平注入井；将与增稠剂混合的水注入所述水平注入井，同时通过所述水平生产井由所述油柱生产第二量流体。
Description
技术领域
本发明涉及用于生产油和/或气的系统和方法。
背景技术
强化油采收(EOR)可在世界范围内用来增加油田的油采收。存在三种主要类型的EOR，即热、化学品/聚合物和气体注入，它们可以用来增加贮层的油采收，使之超出传统方法所能实现的量，因此可能延长油田的寿命和提高油采收率。
热强化采收通过向贮层加热来工作。最广泛应用的形式为蒸汽驱油，它降低了油的粘度从而使油可向生产井流动。化学驱油通过降低截留残油的毛细管力和/或降低油与水之间的界面张力而增加油采收。聚合物驱油通过使油和注入剂的粘度和迁移率比更加匹配而提高注入水的驱油效率。可混溶物注入通过产生注入剂和油的混合物而起作用，所述混合物比油本身更容易流向生产井。
参考图1，其中描述了现有技术的系统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。在地面提供生产设备110。井112穿过地层102和104，并终止于地层106。部分地层106在114处表示。由地层部分114通过井112生产油和气至生产设备110。井112具有垂直部分112a和倾斜部分112b。气液相互分离，气体贮存于气体贮存装置116而液体贮存于液体贮存装置118中。
美国专利申请US2009/308609公开了一种系统，所述系统包括钻入地下地层的井；在井顶部的生产设备；与所述生产设备相连的水生产设施；其中所述水生产设施通过脱除一些离子和添加增大水粘度和/或增加地层烃采收的试剂而生产水，和将所述水注入到井中。美国专利申请公开US2009/308609在此全文引入作为参考。
美国专利申请公开US2008/194434公开了通过将水溶性聚合物加入矿物油沉积中而将所述聚合物用于三次矿物油生产中，其中所述水溶性聚合物以水溶性聚合物和至少一种水溶性聚合物稳定剂的分散体的形式应用。美国专利申请公开US2008/194434在此全文引入作为参考。
现有技术中需要强化油采收的改进系统和方法。现有技术中还需要应用聚合物驱油例如通过增加注入剂的粘度和/或其它化学效果来强化油采收的改进系统和方法。现有技术中还需要用于聚合物驱油的改进系统和方法。现有技术还需要用于利用水平生产设施和水平注入设施的聚合物驱油的改进系统和方法。现有技术中还需要增加含水层支撑的地层的油采收的改进系统和方法。现有技术中还需要增加在付费区/油柱顶部处具有水平完井的地层的油采收的改进系统和方法。
发明内容
在一个实施方案中，本发明提供一种从地下地层生产油和/或气的方法，包括：定位位于含水层以上的具有油柱的合适地层；在所述油柱的顶部附近钻探至少一个水平生产井；进行初次生产以由所述油柱生产第一量流体；在所述水平生产井和所述油柱底部之间钻探至少一个水平注入井；将与增稠剂混合的水注入所述水平注入井，同时通过所述水平生产井由所述油柱生产第二量流体。
本发明的优点包括如下一项或多项：
用聚合物驱油强化地层烃采收的改进系统和方法。
用含溶解聚合物的流体强化地层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。
强化油采收的改进系统和方法。
应用与水相比粘度增加的化合物进行强化油采收的改进系统和方法。
用水平生产设施和水平注入设施进行聚合物驱油的改进系统和方法。
增加含水层支撑地层的油采收的改进系统和方法。
增加在付费区/油柱顶部具有水平完井的地层的油采收的改进系统和方法。
附图说明
图1描述了油和/或气生产系统。
图2a和2b描述了井的分布。
图2c和2d描述了在强化油采收过程中图2a的井的分布。
图3描述了油和/或气生产系统。
具体实施方式
图2a：
下面参考附图2a，其中描述了在一些实施方案中的井阵列200。阵列200包括井组202(用横线表示)和井组204(用斜线表示)。
在一个实施方案中，井阵列200为垂直井。在另一个实施方案中，井阵列200为水平井。在更进一步的实施方案中，井阵列200可以以垂直和水平之间的任一角度倾斜。
阵列200定义了由矩形封闭的开采区。阵列200在区域220内，区域220在油柱或付费区内。区域220位于区域222之上，后者可以为含水层。
井组202中的每个井与井组202中的相邻井具有水平距离230。井组202中的每个井与区域222具有垂直距离232。
井组204中的每个井与井组204中的相邻井具有水平距离236。井组204中的每个井与区域222具有垂直距离238。
正如图2a所示，水平距离230和水平距离236均指纸上从左至右的距离，而垂直距离232和垂直距离238均指纸上从上至下的距离。实际上，阵列可以由垂直于地表的垂直井、平行于地表的水平井、或相对于地表以一些其它角度如30-60度倾斜的井组成。
井组202中的每个井与井组204中的相邻井之间的距离为234。井组204中的每个井与井组202中的相邻井之间的距离为234。
在一些实施方案中，井组202中的每个井位于井组204中的两个井的上方。在一些实施方案中，井组204中的每个井位于井组202中的两个井的下方。
在一些实施方案中，水平距离230为约25-1000米、或约30-500米、或约35-250米、或约40-100米、或约45-75米、或约50-60米。
在一些实施方案中，垂直距离232为约25-1000米、或约30-500米、或约35-250米、或约40-100米、或约45-75米、或约50-60米。
在一些实施方案中，垂直距离238为约5-500米、或约10-250米、或约15-125米、或约20-50米、或约25-75米、或约30-40米。
在一些实施方案中，垂直距离238为垂直距离232的约15-90%、或约25-75%、或约35-60%。
在一些实施方案中，水平距离236为约25-1000米、或约30-500米、或约35-250米、或约40-100米、或约45-75米、或约50-60米。
在一些实施方案中，距离234为约15-750米、或约20-500米、或约25-250米、或约30-100米、或约35-75米、或约40-50米。
在一些实施方案中，井阵列200可以具有约10-1000口井或用于发展需要的更多井，例如在井组202中有约5-500口井，和在井组204中有约5-500口井。
在一些实施方案中，井阵列200被看作是一块土地上间隔的垂直井的井组202和井组204的俯视图。在一些实施方案中，井阵列200被看作是地层内间隔的水平井的井组202和井组204的剖面侧视图。
利用井阵列200从地下地层采收油和/或气可以通过任何已知的方法来实施。合适的方法包括水下生产、地面生产、初次、二次或三次生产。对于从地下地层采收油和/或气所用方法的选择并不关键。
在一些实施方案中，油和/或气可以从地层采收入井中，和流过井和流动管线进入设施内。在一些实施方案中，应用聚合物混合物例如水和聚合物的混合物的强化油采收可用于增加来自地层的油和/或气的流量。
图2b:
下面参考图2b，其中给出了图2a中沿线a-a的剖面图。图2b给出了具有水平生产井202和水平注入井204的井阵列200。
井202和204位于含水层222上方的油柱220中。油柱220具有高度250，例如所述高度为约10-200m、或约20-100m、或约30-60m。
生产井202在油柱220和含水层222之间界面上方的高度232例如为约10-200m、或约20-100m、或约30-60m。
注入井204在油柱220和含水层222之间界面上方的高度238例如为约5-100m、或约10-50m、或约15-30m。
生产井202在注入井204上方的高度254例如为约5-100m、或约10-50m、或约15-30m。
在一些实施方案中，高度232为高度250的约70-100%，例如为约75-95%。
在一些实施方案中，高度238为高度250的约30-70%，例如为约35-65%、或约40-60%。
在一些实施方案中，高度254为高度250的约30-70%，例如为约35-65%、或约40-60%。
图2c：
下面参考附图2c，其中描述了在一些实施方案中的井阵列200。阵列200包括井组202(用横线表示)和井组204(用斜线表示)。
在一些实施方案中，将聚合物混合物注入井组204中，和从井组202采收油。如图所示，聚合物混合物具有注入曲线208，而油采收曲线206产生至井组202。
在一些实施方案中，将聚合物混合物注入井组202中，和从井组204采收油。如图所示，聚合物混合物具有注入曲线206，而油采收曲线208产生至井组204。
在一些实施方案中，聚合物混合物或包含聚合物的混合物可以在周期开始时注入，和在周期结束时可以注水以推动聚合物混合物进入生产井。聚合物注入可以跟在注水后一段时期，或者聚合物混合物可以为进入贮层的第一注入剂。
在一些实施方案中，注入地层的聚合物混合物可以从采出的油和/或气中回收，并且重新注入到地层中。
在一些实施方案中，在注入任何强化油采收试剂之前，地层中存在的油的粘度为至少约5厘泊，或至少约10厘泊，或至少约25厘泊，或至少约50厘泊，或至少约75厘泊，或至少约90厘泊。在一些实施方案中，在注入任何强化油采收试剂之前，地层中存在的油的粘度高达约125厘泊，或高达约250厘泊，或高达约500厘泊，或高达约1000厘泊，或高达约10,000厘泊。在一些实施方案中，所述油的粘度可以为约150-300厘泊。
在一些实施方案中，所注入的聚合物混合物的粘度可以为约10-200厘泊，例如约25-150厘泊、或约50-125厘泊。
在一些实施方案中，油柱220的水平渗透率可以大于约10毫-达西至高达约3达西、高达约5达西、或高达约10达西。在一些实施方案中，油柱220的垂直渗透率可以为水平渗透率的约0.3-0.7倍。
图2d:
下面参考附图2d，其中描述了在一些实施方案中的井阵列200。阵列200包括井组202(用横线表示)和井组204(用斜线表示)。
在一些实施方案中，将聚合物混合物注入井组204中，和从井组202采收油。如图所示，聚合物混合物的注入曲线208与油采收曲线206具有重叠210，其中所述油采收曲线206产生至井组202。
释放至少一部分聚合物混合物和/或其它液体和/或气体可以通过任何已知的方法来实施。一种合适的方法是向第一井中注入聚合物混合物，和通过第二井与气体和/或液体一起泵送出至少一部分聚合物混合物。用于注入至少一部分聚合物混合物和/或其它液体和/或气体的方法的选择并不关键。
在一些实施方案中，聚合物混合物和/或其它液体和/或气体可以在高达地层压裂压力的压力下泵送入地层。
在一些实施方案中，聚合物混合物可以与地层中的油和/或气混合以形成可从井采收的混合物。
在一些实施方案中，可以将一定量的聚合物混合物注入井中，随后紧跟着注入另一组分以迫使聚合物混合物穿过地层。例如液态或气态水、含有少量溶解聚合物以增加其粘度的水、二氧化碳、其它气体、其它液体和/或它们的混合物可用来迫使聚合物混合物穿过地层。
在一些实施方案中，可以注入约0.1-5孔体积的聚合物混合物，例如可以注入约0.2-2孔体积或约0.3-1孔体积的聚合物混合物。在注入聚合物混合物后，可以接着注入约0-10孔体积的水，例如约3-8孔体积的水。
附图3:
下面参考附图3，其中描述了在本发明的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。在地面上提供生产设备410。井412穿过地层402和404，并在地层406处沿其水平部分的长度具有开口。部分地层414可以任选压裂和/或穿孔。当油和气从地层406生产时，它们进入部分414，并沿着井412行进和然后向上到达生产设备410。气体和液体可以分离，和气体可以送至气体贮存装置416，和液体可以送至液体贮存装置418。生产设备410能够混合、生产和/或贮存聚合物混合物，所述聚合物混合物可以在生产/贮存装置430中生产和贮存。
聚合物混合物沿井432泵送向下和然后沿其水平部分至地层406的部分434。聚合物混合物穿过地层406，以辅助油和气的生产，和然后聚合物混合物、油和/或气均可以生产至井412到达生产设备410。然后聚合物混合物可以回收，例如应用油-水重力分离器、离心机、破乳剂、沸腾、冷凝、过滤、和现有技术已知的其它分离方法进行回收，然后将聚合物混合物重新注入井432中。
在一些实施方案中，可以将一定量的聚合物混合物或与其它组分混合的聚合物混合物注入井432中，随后注入另一组分以迫使聚合物混合物或与其它组分混合的聚合物混合物穿过地层406，所述另一组分例如气态或液态水、与一种或多种盐混合的水、其它液体和/或它们的混合物。
在一个实施方案中，可以向井432中注入约0.1-2例如约0.25-1孔体积的聚合物混合物。然后可以向井432中注入约0.5-10例如约1-5孔体积的聚合物-水混合物，其中所述聚合物-水混合物的粘度比第一聚合物混合物的粘度低至少约25%，例如比所述聚合物混合物的粘度低至少约50%。然后可以向井432中注入约1-10孔体积的水。
在一些实施方案中，生产油和/或气的井412是井组202中井的代表，和用于注入聚合物混合物的井432是井组204中井的代表。
聚合物混合物:
在本发明的一些实施方案中，用来增加驱油用流体混合物粘度的试剂可以为水溶性的或水可分散的高分子量聚合物。
在本发明的一些实施方案中，用来增加粘度和/或增加油采收的试剂可以包括如下一种或多种：
1)水解的聚丙烯酰胺，可作为Flopaam 3630S、Flopaam 3530S、Flopaam 3430S、Flopaam 3330S、Flopaam 3230S由SNF商购，作为Magnafloc 3336由Ciba商购，作为Alcoflood 1275A、Alcoflood1285REL、Praestol 2640SL和Spurefloc AF 1266商购；
2)聚乙烯基吡咯烷酮；
3)羟乙基纤维素；
4)纤维素硫酸酯；
5)瓜耳胶；
6)黄原胶；
7)硬葡聚糖；
8)聚丙烯酸聚合物；
9)烷基丙烯酰胺聚合物；
10)多糖聚合物；
11)丙烯酰胺和丙烯酸或丙烯酸钠的共聚物；
12)N-硫烃取代的丙烯酰胺；
13)生物多糖；
14)丙烯酰胺和丙烯酸钠的共聚物；
15)部分皂化的聚丙烯酰胺的溶液；
16)含约99-50wt%丙烯酰胺单元和约1-50wt%丙烯酸酯单元的共聚物；
17)包含高达约10mol%羧酸酯基团的聚丙烯酰胺；
18)90mol%或更多丙烯酰胺和10mol%或更少丙烯酸或丙烯酸盐的无规共聚物；
19)N-甲基-丙烯酰胺或N,N-二甲基丙烯酰胺的均聚物；
20)0.1-99.9mol%的丙烯酰胺和99.9-0.1mol%的N-甲基丙烯酰胺和/或N,N-二甲基丙烯酰胺的共聚物或三元共聚物；
21)聚(甲基丙烯酸甲酯)、聚(甲基丙烯酸乙酯)、聚(甲基丙烯酰胺)、聚(丙烯酸甲酯)、聚(丙烯酸乙酯)、聚(N-甲基甲基丙烯酰胺)和/或聚(N,N-二甲基丙烯酰胺)；
22)氮或磷作为季或阳离子原子的带有脂族、脂环族或芳族链的四元聚合物，其中三价或叔硫可以取代聚合物中的季氮或磷；
23)极性或在极性溶剂中通常可溶的聚合物；
在一些实施方案中，术语“聚丙烯酰胺”包括可以由丙烯酰胺或甲基丙烯酰胺重复单元组成的任何阳离子、阴离子、非离子或两性聚合物。所述聚丙烯酰胺可以为乙烯加成聚合物，和可以通过如丙烯酰胺均聚或丙烯酰胺与阳离子、阴离子和/或非离子共聚单体共聚等方法制备。合适的阳离子共聚单体包括二烯丙基二烷基铵卤化物、二烷基氨烷基(烷基)丙烯酸酯和二烷基氨烷基(烷基)丙烯酰胺的酸和季盐，例如氯甲烷、氯甲苯和二甲基氨基乙基丙烯酸酯、二甲基氨基乙基甲基丙烯酸酯、二甲基氨基乙基-丙烯酰胺、二甲基氨基乙基甲基丙烯酰胺和二乙基氨基乙基丙烯酸酯的二甲基硫酸酯季盐，例如二烯丙基二甲基氯化铵和二甲基氨基乙基丙烯酸酯的氯代甲烷季盐。阴离子共聚单体可以包括丙烯酸、甲基丙烯酸、及2-丙烯酰胺-2-甲基丙烷磺酸和它的盐，例如丙烯酸和丙烯酸钠。非离子共聚单体可以包括丙烯腈和烷基(甲基)丙烯酸酯如丙烯酸甲酯、甲基丙烯酸甲酯和丙烯酸乙酯。聚丙烯酰胺还可以以本领域熟练技术人员公知的方式由聚丙烯酰胺的后反应通过使聚丙烯酰胺与能够改变聚合物化学结构的试剂进行反应形成。聚丙烯酰胺的后反应可以包括利用酸或碱水解以产生水解的聚丙烯酰胺、曼尼希反应(任选接着进行季铵化作用以产生季铵化的曼尼希聚丙烯酰胺)、与羟胺(或其盐)反应以产生异羟肟酸化的聚丙烯酰胺。可以使用阳离子和阴离子聚丙烯酰胺。
在本发明的一些实施方案中，用来增加粘度的试剂包括含N-乙烯基内酰胺和不饱和酰胺的聚合物，例如N-乙烯基-2-吡咯烷酮，包括均聚物、共聚物和三元共聚物，如美国专利US 6,030,928中所公开的，该专利在此全文引入作为参考。在本发明的一些实施方案中，用来增加粘度的试剂包括可以加入到全部或部分注入水组合物中以增加其粘度的增稠剂，如聚合物增粘剂。
在一些实施方案中，所述试剂的重均分子量为约1×106-40×106，例如约5×106-30×106，或例如约4,000,000-7,000,000或约15,000,000-30,000,000。在一些实施方案中，所述分子量为约100,000或更大，例如约1,000,000或更大，如约10,000,000或更大。分子量可以应用现有技术中已知的商购仪器和技术通过光散射确定。
在一些实施方案中，所述试剂可以由多个公司出售，包括在Midland,Mich 的Dow Chemical Co.。一种试剂可以为Alcof lood.RTM.1235，为一种可由Tarrytown,N.Y.的Ciba SpecialtyChemi cals获得的水溶性聚合物增粘剂。
在一些实施方案中，所述试剂可以以总溶液的约0.001-1wt%的浓度添加到水中。
多孔介质如含油贮层中流体流动性的降低可以通过增加流体的粘度、降低多孔介质的渗透率、或组合以上两者来实现。当溶液流过贮层时，所述试剂可以增加水的粘度和/或降低贮层的渗透率。特定浓度的给定试剂实现这两个功能的程度可以非常粗略地为试剂的平均分子量的函数。贮层的渗透率越低，可以在不明显堵塞井孔下注入的试剂的平均分子量越小。但对于给定的地层，完全可能有两种相同平均分子量的部分水解的聚丙烯酰胺溶液，它们对流动性控制目的表现出完全不同的效率。当聚合物的分子量分布相对较窄时，正如有些聚合物那样，基本上所有聚合物在注入能力和流动性控制方面可能都有效。如果分子量分布较宽，正如有些聚合物那样，聚合物混合物中较低分子量分子将会负面影响流动性，而聚合物的较高分子量分子显示出凝胶类物质的存在，该凝胶类物质可能造成井孔堵塞。
在本发明的一些实施方案中，用来增加驱油水粘度的试剂在室温下达到至少约10厘泊的溶液粘度，和/或通过吸附在地层中的岩石上而降低岩石对驱油水的渗透性。
在一些实施方案中，可以依据粘度保持性能、多孔介质流动性能、高温、高盐度和高压条件来选择试剂。在一些实施方案中，含有试剂的溶液可能比海水至少粘五倍。
在一些实施方案中，试剂可以为水溶性的或水可分散的。在本发明的一些实施方案中，组合物包含用来增加粘度的试剂、含水流体和如下的一种或多种：表面活性剂、辅助表面活性剂、防腐剂、除氧剂、杀菌剂、和它们的任意组合。
在一些实施方案中，试剂和水的混合物可以在动态液体分散或泵送设备如离心泵中承受剪切力。所述混合物还可以在环路中泵送，从而它们多次流过离心泵直到获得想要的聚合物特性。动态分散和泵送设备可以为液体力学流动机器，例如单或多级旋转离心泵如径向离心泵。湍流状态是一种流动状态，其特征为单个流体颗粒速度的不规则变化。可以使混合物通过带有可获得水的静态切割装置，从而提供具有理想固体含量的颗粒凝胶固体的均匀浆液，而不会明显使试剂降级，例如降低其分子量。通过静态装置获得的凝胶浆液可以：(a)引入到贮罐中，在其中温和搅拌约1-4小时直到凝胶消失和试剂溶解，以在室温或稍低温如15-20℃下得到均匀的浓缩溶液，或者(b)可以将所述凝胶浆液连续进料到一系列的多个贮罐中，其中具有足够的总停留时间，以在最后一个贮罐中形成均匀的浓缩溶液。然后可以将所述均匀的浓缩溶液输送通过标准的静态混合器，利用可获得的水进行最后的稀释。
在一些实施方案中，所述试剂可以为在交联或支化剂如亚甲基二丙烯酰胺存在下和/或在链转移剂如异丙醇和乳酸存在下制备的聚合物。当交联剂的量增加时，所得的分散聚合物的含水组合物倾向于含有较大量的可水溶胀的聚合物。当交联剂的量减少时，所得的分散聚合物的含水组合物倾向于较少量的可水溶胀的聚合物。链转移剂倾向于降低聚合物分子量和获得水溶性聚合物，否则所述聚合物可能由于交联剂的存在而变为可水溶胀。本发明的含水组合物可以包含水溶性分散聚合物或水溶胀性分散聚合物或它们的混合物。
在一些实施方案中，所述试剂可以为聚合物如聚丙烯酰胺，其可以应用如下技术进行制备，如在溶液中、在油包水乳液中、油包水微乳液或水分散体如油包水乳液和油包水微乳液中聚合。聚丙烯酰胺颗粒可以通过如研磨或粉碎干聚丙烯酰胺的溶液聚合物料等方法来形成。可以应用喷雾干燥的聚丙烯酰胺颗粒，和可以通过喷雾干燥含聚丙烯酰胺的分散体、油包水乳液或油包水微乳液来形成。
在一些实施方案中，所述试剂可以为聚合物，通过使聚合物颗粒与水的移动物流接触而使其与水混合，从而得到以所述含水组合物的总重量计包含约0.01%或更多的分散聚合物的含水组合物，例如0.05%或更多，例如0.1%或更多，例如0.2%或更多。在一些情况下，以含水组合物的总重量计，所述含水组合物可以包含大于5wt%的分散聚合物，但在其它情况下，按相同基准，所述含水组合物包含约5%或更少的分散聚合物，例如约2%或更少，例如约1%或更少。
在本发明的一些实施方案中，用来增加水的粘度的试剂包括少但有效量的聚合物，用来在注入流体中产生理想的粘度或其它性能。基于地层特性和所述方法的预期性质和持续时间，可以选择所述试剂的类型和数量以经合适的时间间隔实现理想的效果。在一些实施方案中，以注入流体的重量计，所应用的试剂量将为约500-10,000ppm,例如约1,000-3,000ppm。通常，将选择经济实用的量和类型的聚合物，以在所需时间内产生想要的效果。
在本发明的一些实施方案中，包含至少一种水溶性聚合物的组合物可以通过以任何顺序组合至少一种水溶性聚合物来制备。以整个组合物计，所述水溶性聚合物的量可以为约200-10,000ppm，例如约250-500ppm。当所述组合物还包含含水流体时，所应用的含水流体将会包括或包含水，并且可以为最终组合物的约88-99.91wt%。所述组合物也可以包含其它溶剂、醇和/或盐。
在一些实施方案中，所述聚合物溶液可以包含浓度高达约5000ppm的聚合物。在这里，浓度的上限可能仅仅是由于粘度增加，而下限可能是基于应用大量多种稀释溶液的采收成本增加。由于这个原因，可能优选的是应用聚合物含量至多约3000ppm的溶液，例如聚合物含量为约2000-3000ppm。然后这些溶液在按本发明处理后被稀释到约300-2000ppm的应用要求浓度。
替代方案
在一些实施方案中，可以将生产的油和/或气输送至炼厂和/或处理设施中。可以处理油和/或气以生产商业产品如运输燃料如汽油和柴油、加热用油、润滑剂、化学品和/或聚合物。处理可以包括蒸馏和/或馏分蒸馏所述油和/或气，以生产一种或多种馏出物馏分。在一些实施方案中，所述油和/或气以及一种或多种馏出物馏分可以经受选自如下的一种或多种处理：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。
实施例
对于一组具有高渗透性和强底部含水层的中级重油贮层，针对可行的EOR技术进行了研究。通常这类贮层具有差的初次油采收。在油柱顶部钻探的水平生产井产生高的(工业)初始产油率。但这些水平井将迅速被水穿透，和随后的油产量具有高的水含量。油田特性对于EOR的应用提出了很大的挑战。这些挑战特性包括约40m的油柱、大且强的底部含水层、持续的高贮层压力(100bar)和中-高的油粘度(250-500cP)。
确认有三种EOR技术可增加最终油采收：原位燃烧、高压注汽和聚合物驱油。
原位燃烧(ISC)通常应用于不存在底部水的薄的、受限的和倾斜的砂岩中。蒸汽注入通常用于低贮层压力，但已经针对贮层压力为100bar进行了评估，产生较优的低热效率。为了增加方法的热效率，测试了组合蒸汽和气体注入的复杂方法。最后，聚合物通常用于粘度低于100cP的油。应用水平聚合物注入器可以实现充分的聚合物注入能力，这对于减少化学品损失入含水层来说是最优的设置。
从模拟的采收率增量、经济学、能量需求和CO2足迹以及褐色油田实施可行性方面比较了这些EOR方法。在这里，证明聚合物驱油是最好的选择。
油田描述
考查中的油田由几个单独的地貌平坦的载油积累(所谓的“高级贮层”)组成。贮层在地下900m的深度，和通常具有约100bar的初始压力。贮层流体为具有低气-油比(0.5v/v)且在贮层温度50℃下粘度为250-500cP的高度不饱和的20°API的中级重油。
主要生产单元包括在干旱大陆环境中沉积的风积砂。主要生产单元是块状砂岩单元，由于其相对均匀而没有进一步的地层划分。砂石是脆和疏松的，净平均孔隙率为27%，净平均水平渗透率大于5达西和垂直渗透率估计为水平渗透率的0.3-0.7倍。地层的顶部分被具有与所述地层类似特性的另一单元非整合地覆盖且极好地水力连通。因此将这两者认为是一个单一生产区。覆盖这两者的是品质较差的砂质和页岩质杂岩和形成顶部结构密封的白垩纪页岩。
早期开采由有限量的垂直井开始。后来，水平井以172m的间距钻探，之后井间距被缩小至平均86m。附图4给出了在开采10-12年之后钻探步调是如何增加的。这使得总产率明显增加，但水含量却保持较高，在80-95%之间。该高水含量是不利的油-水流度比、通常远离于唯一和下层的OWC、高的渗透率、区域性的大量基础含水层的综合效果。来自含水层的支撑使得在油田的寿命期间观察到只有10bar的有限的压力衰减。
迄今为止在油田中有170多口活井。水平生产井在贮层的顶部完成，以使其与含水层的距离最大化。水平完井的间隔通常为400-550m长，而主要完井类型是预钻孔衬管(PDL)和绕丝筛管(WWS)。最新的发展包括为井引入裸眼完井和可膨胀的区域流入断面(EZIP)，这提供了分隔完井间隔的设施。虽然有少量的井用沉入式电动泵(ESP)来完成，但摇臂泵是优选的人工升举设施。生产设备支撑进一步的贫油开发，包括收集设施、油-水分离、油脱水、采出水处理和采出水的深层含水层处理。
EOR的要求
评估了井间距的进一步降低，但发现这对最终采收率具有边际效益。因此需要考虑EOR技术。最初的筛选实践确认了原位燃烧(ISC)和高压蒸汽注入(HPSI)是适合于中级重油的可能采收方法。现有的平行水平井构造很容易转化为线性驱油构造。
依据可接受的筛选标准，油田的特性使得所考虑的三种方法中的任一种均不能容易地应用。研究开始集中于针对每种采油机理提出的挑战方面(表1)。
表1：在油田中EOR的挑战方面的概述
原位燃烧(ISC):
ISC可能是在油田中提出和尝试的一种最古老的EOR方法。但它花费了许多令人失望的油田经验才更好地懂得了成功ISC驱油的关键需求。ISC是一种置换方法，其要求好的注入能力以维持强有力的燃烧前沿。另外，当考虑ISC时，早期的氧穿透和差的驱油效率是应该考虑的主要因素。
在Suplacu de Barcau,Romania和印度西北的CambayBasin(Balol、Shantal、Lanwa和Becharaji)的工业成功项目是在薄的倾斜贮层中进行线性驱油，其中热辅助的重力排油导致良好的项目最终采收率。在油田中尚未实践在强的底部含水层存在下应用ISC开采厚度为40-60米的油柱。另外，这种系统的开发构造还很不明显。
研究方法
组建一个团队，其目标是考查和评定合适的EOR方法，证实技术和商业的可行性，并在合适时提出包括油田试验要求在内的成熟计划。所采用的工作流程是首先建立对每种EOR方法的基础理解，修改所述方法以应对油田的特定特征，发展国家开发计划及相应的预测，从而可以评估井、地面设施和操作要求。
按照对研究不同阶段合适的几个规模进行数字模拟。例如，对于ISC，在试验室规模下建立初始机理的模拟模型，以从试验数据中匹配和提取控制工艺参数(燃料沉积、空气需求、反应的化学计量和动力学)。接下来是2D概念模型规模模拟实践，以建立ISC模拟工作流程和完成对井间距、结构和所要求的注入流量的初步评估。随后，构造3D概念和3D地质区域模型，以适当考虑贮层特征和地形。将这些模型的预测放大至“油田规模”，以用于经济学级的筛选。风险和不确定性用围绕基础工况的简单采收范围来表示，应用区域模型通过灵敏度分析给出。按经济、采收率、采收率净增量、CO2足迹、能量需求和实施容易性对方法进行定级。
对于具有强底部含水层的中级重油贮层的EOR选择
原位燃烧法描述
油柱大于15m且具有强的底部含水层的贮层需要原位燃烧开发的替代概念。提出了顶部向下的燃烧驱油来解释重油中气体过载的倾向并平衡含水层。目的是迫使燃烧前沿向下并降低含水层流入。顶部向下燃烧与优化的含水层驱油组合是TAAD(热辅助含水层驱油)概念的基础。概括而言，阶段一是在贮层顶部通过注入空气而快速发展贮层顶部的热量(～2年)，使燃烧前沿顶部向下传播。阶段二的特征为产生热油边缘，其中在燃烧模型中贮层顶部填充有废气。
3D概念模型的第一次运行显示在该最后的TAAD阶段期间较差的采收率。TAAD阶段较差的性能与气体区的枯竭和气体区的再饱和有关。气体开采将使油边缘向气体区移动，使油作为残余饱和度锁住。另外产水量增加造成生产设备早期出水。成功的TAAD阶段的关键是平衡含水层和气顶的移除。为了稳定油边缘，提出注入气体(废气/惰性气)来维持气顶和压力，并由此在燃烧后控制油边缘。气体跟踪程序的优化表明将气体流量降低至先前空气注入流量的20%足以维持气顶。需要气体流量受限的生产方案来控制采气。总之，注入空气后，所产生的废气置换空气和降低注气流量以维持油边缘定位，从而可以控制热油边缘的开采。
除了较厚的油柱外，驱使ISC发展以顶部向下驱油，剩余贮层/原油特性筛选有利于ISC。原油粘度非常适合于ISC和燃烧管实验证明原油适合于稳定的HTO燃烧模式。在实验中沉积的焦炭与Prats关联非常好地匹配，以基于原油的API重度预测焦炭沉积。实验还清楚表明了需要人工点火来引发贮层中的燃烧。
ISC-TAAD挑战
在燃烧项目中空气注入流量是最重要的参数。首先，因为它控制着空气压缩要求和产出气体处理设施的容量，因此它强烈影响经济。其次，太低的注入流量可能会导致前沿消失或由于LTO反应而造成地层结焦。由于在相对厚油柱(>15m)中的顶部向下设计，所需的空气流量要比常规模型或线性驱动ISC方法高得多。这是因为相比于线性驱油设置中在薄贮层中燃烧的体积，需要多得多的空气来燃烧从顶部到底部的体积。对于这些贮层条件来说,使ISC起作用的挑战，不管是在技术上还是经济上，都是通过保持高的最终采收率而使所需的空气容量最小化。
除了“通常”的燃烧挑战即前沿控制、前沿消失和氧产生外，TAAD概念的特定挑战是在顶部向下驱油中的废气限制是采收方法成功的关键。应用3D模型研究在平坦的饼状贮层中可能的氧和废气限制问题，在所述平坦的饼状贮层中废气很易扩散，并发展为很强的过载。除非气体运动受限制，即受地貌局限性限制，否则顶部向下驱油的建立就不确定。研究了解决所述限制问题的多种选择，即专用放空井和注水。在减轻废气扩散方面这两者都不成功。放空井的存在对燃烧前沿的影响是巨大的。废气放空使燃烧区的厚度降低二分之一，从而明显降低了方案的驱油。这一发现对顶部向下ISC方法的可行性具有重要影响。如果在现存井中利用高GOR进行连续生产是不可能的，则为了不干扰ISC顶部向下过程，贮层中的所有现存井均必须封闭。因此，这里给出的ISC方法只适用于小的受限贮层。
ISC方案构造
对于ISC-TAAD的开发来说井的构造是最重要的。注入设施必须位于结构的顶部而生产设施位于油柱中间。基于3D中的敏感性研究，最优(经济和最终采收率)方案由2个约500m长的水平生产井和3个垂直空气注入井组成。两个水平生产设施间的距离为75m。附图5给出了单个ISC方案。侧视图给出了注入设施和生产设施间的深度差。需要注意的是在整个油田排布中，注入设施与生产设施间的比为3:1。
也考虑了单个水平注入设施的选项，因为它减少了井数并且将导致比垂直注入设施更好的驱油效率。但许多争议是反对这一点的。1)沿水平井燃烧前沿的人工点火是非常困难的。2)注入空气的一致性很难达到。3)缺少对燃烧前沿的控制。即使应用控制阀，也很难确定在生产井中哪个区造成氧的穿透。4)相比于常规的ISC项目，所提出的ISC策略已经增加了复杂性。只有一个全球报导的ISC项目中尝试了在水平井中注入，和在这里关键的促成者在于原油的自发点火。在这里我们建议用3个垂直注入设施替代一个水平注入井。
ISC 3D模拟和结果
为了对ISC产生更真实和可靠的预测，应用3D模型。为了评估3D几何结构对结果的影响，所有的模型特性均保持与2D模型相同。另外，还产生了利用真实地质特性的3D模型。
为了降低运行时间和模拟模型的复杂性，应用单一的反应手段(高温氧化)来模拟燃烧。该反应的动力学以实际燃烧管试验的匹配为基础。在所述模型中，基于实验获得的燃料沉积，在油柱中初始存在燃料(焦炭)。原油通过单组分油进行描述。反应速率通过依赖温度的Arrhenius类反应模拟。这种简化模型的缺点是不能合适地解释不同的燃烧状态(LTO、HTO)。因此，这个模型不能预测由于不当燃烧状态而发生的工艺故障，即由于LTO反应和注入空气物流的有关偏转而造成的严重结焦。对于筛选目的和首次验证ISC的可行性来说，这种限制是可接受的。
3D模拟的工作流程首先基于2D模型结果优化模拟运行。在这里，优化包括数值和地下工艺优化。CMG STARS平台的数值优化导致运行时间从超过3天缩短至只有几小时。然后接下来，只有几个优化的且最有前景的方案应用9点式半离散化方案进行运行，以检查格点定位效果。这些选择的相同运行还应用地质模型进行了运行。应用这些最终运行结果产生预测，以评估ISC潜能。
应用图6中给出的3个ISC方案的模拟产生全油田预测。将来自内部模型的生产曲线作为ISC生产井的代表。全油田预测以该内部模型生产曲线的放大为基础。不幸的是，由于模型的限制，必须应用概念模型进行模拟。因此应用0.85的驱油效率因子对(地质)不均匀性的预测进行校正。该因子以针对单一方案模拟的地质模型与概念模型结果之间的差异为基础。假定全高尺寸，从而可以排布12个水平生产设施，其中带有11排的3个注入设施。然后每一阶段空气总流量为1,320,000m3/天，假定每口井的空气流量分别为40,000m3/天。空气注入阶段为2.5年和气体跟踪持续7.5年，后者仅注入初始流量的20%。在项目结束时采收率增量为约18%，产生的累积空气-油比为2000m3/天。
高压蒸汽注入描述
类似于ISC开发，最优的HPSI开发也是顶部向下驱油。还评估了循环蒸汽刺激和SAGD策略，但顶部向下的HPSI清楚表明了所研究的贮层的最高潜能。顶部向下蒸汽驱油在图9中示意性地进行了描述。在这一概念中的关键是首先在底部井中作为预浸泡阶段(b)注入蒸汽。这建立了在底部和顶部井之间高流动性的热流体通道。在下一阶段(c)中，底部井转化为生产设施而顶部井转化为注入设施。顶部向下驱油建立起良好的驱油效率，其中重力排油是主要采收机理。
作为对HPSI基础工况的任选添加，评估了气体跟踪(d)，由此注入不凝气如废气。这样做的目的是减少蒸汽需求，和这样做增加了所述方法的能量效率。油柱中此刻的热油由于重力排油和气体压力支撑持续流入底部生产设施，调节气体注入流量以保证所产生流体的空隙置换和冷凝。但该选项可观的能量节约的代价是较低的采收率和增加的过程复杂性。
HPSI挑战
具有强底部含水层的贮层中蒸汽驱油的主要挑战是热效率，该热效率强烈地取决于贮层中的压力。贮层的历史性能表明贮层压力不能容易地通过含水层泵出(APO)而降低。作为结果，蒸汽温度很高(在90bar下300℃)和蒸汽潜热较低；这些效果组合起来由于增加了贮层热损失而降低了总的热效率。进一步的考虑是由于充气环和超过500m3/d/井的高注入流量在注入井中的井孔热损失，但在假定带有封隔器的完井和充气环时，我们计算的热损失是可接受的。贮层热损失影响了蒸汽室的横向生长。所提出的蒸汽开发的挑战是沿水平注入完成方向的蒸汽一致性。蒸汽流量、蒸汽品质和沿水平注入完成方向的流入可能需要曲线控制设施，如文丘里节流、间隔控制阀(ICV)或间隔控制设备(ICD)。目前的模拟工作没有表明强的曲线控制要求，但井的成本估算已经假定了井区段和多个滑套设备的热EZIP允许有限的控制流入设施。如果这一选项作为优选概念采用，则需要进一步分析。
HPSI方案构造
在图9中清楚给出了顶部向下蒸汽方案的井构造。一个方案由位于油柱顶部的一个水平井和位于沿油柱向下约半程处的两个水平井组成。在蒸汽预浸泡较低的生产井之后，顶部井为蒸汽注入设施，而位于油柱中的其它井被切换为油生产设施。图10给出了代表对称元素(EOS)的3D模型。在同一图中还描述了多个蒸汽方案。
HPSI 3D模拟和结果
图10中给出的3D模型应用2D模型建立。应用我们评估ISC时应用的相同地质模型将所述2D模型延伸至3D。考虑了三个顶部向下蒸汽驱油方案，这些方案由蒸汽发生容量的不同假设所控制：
·在基础工况方案中，每个方案中注入由锅炉产生的总量相当于2500m3/d冷水(CWE)的蒸汽，所述方案包括在顶点处的3个蒸汽注入设施(替换/转化的初次生产设施)、8个初次生产设施和10个热生产设施。随着蒸汽前沿从顶点向侧面和含水层传播，顶部(冷的)生产设施依次停止从而防止产生活蒸汽，和底部生产设施投入生产以捕集移动的油带。
·在覆盖方案中，假定蒸汽的总供应为6000m3/d CWE，相当于典型蒸汽共同发生设施的容量。在这种工况中，所有的顶部生产设施均被替换或转化为蒸汽注入设施，其对应于每种方案11个蒸汽注入设施和10个热注入设施。在注入设施周围形成多个蒸汽室，合并成如图9中示意性描述的连续穿过所述方案且向下生长的单个蒸汽室。
·进一步的方案采取基础工况，但在几年后切换为不凝气体，从而提供空隙置换和压力支撑，同时通过底部生产设施采收仍然热的流动油。这里我们考虑注入废气，所述废气为蒸汽发生器中CH4燃烧产生的CO2(11mol%)和N2(89mol%)的混合物。
由于蒸汽项目的能量挑战，大量努力都投入了优化这三个顶部向下的方案中。应用如下参数针对油采收率和能量效率(cOSR)对HPSI方法进行优化：
·在项目开始阶段，预浸泡对建立蒸汽室和底部生产设施间的热通道特别重要。因为这个原因，在基础工况中，所述分布中心的底部井用蒸汽预浸泡一年，之后开始顶部蒸汽注入，而后面的生产井不需要预浸泡。在覆盖工况中，所有的底部井同时进行预浸泡。
·在基础工况中由增长的蒸汽室的速度确定生产设施的井计时，其中所述增长的蒸汽室驱动油流向侧面和含水层。每个附加的底部生产设施应刚好在油带到达它之前投入使用，因为打开井太迟意味着使油逆着蒸汽驱油。实际上蒸汽室每18个月横向增长约86m(一个井间距)，这控制着新井频率。
·井深度。钻探的离OWC太近的热生产设施将增加水含量，而在油柱中将井钻得太高又会由于较薄的蒸汽室而损失一些置换效率。在OWC上方深度为18m或为原始油柱厚度的40%被认为是最优的。
·生产井位置在预先存在的水锥之间(其中油饱和度通常低于25s.u.的锥体内的位置不考虑)。
·生产设施采出速率为400-600m3/d是最优的。较低的速率会使油在井和含水层间隔离。而过高的速率会过度冷却生产井，造成水含量增大。
·注入设施的个数和蒸汽流量。在基础工况中，应用1、2或3个水平注入井在贮层性能方面没有明显的差异，但3个注入设施提供足够的冗余，和每个井的实际蒸汽流量刚好超过800m3/d CWE。在覆盖工况中，11个注入设施以每个井约550m3/d CWE的均匀流量操作。
·蒸汽品质。假定井下蒸汽品质为0.65，对于带有封隔器的高流量蒸汽注入完井来说这是真实的。
对于气体跟踪的HPSI工况，优化包括：
·注气开始。早期气体跟踪有利于能量效率，但以采油率为代价，反之亦然。在基础工况中，在HPSI过程达到其最大cOSR时开始注气。
·气体注入流量和曲线。需要总共20,000m3/d的废气来实现空隙置换，但发现在气体跟踪的第一年中，为了防止底部生产设施中由于蒸汽室崩塌导致的含水层浸入，75,000m3/d的较高气体注入流量是必须的。这种逐渐变小的流量曲线提供了与75,000m3/d的恒定流量近乎相同的采油量和cOSR，和它也受益于超过一年的延迟气体穿透和使气体通量降低1/4。
图11给出了对于无进一步操作工况(NFA)(棕色)、HPSI基础和覆盖工况(红色)和气体跟踪工况(橙色)方案的预测。所有方案均具有共同的5年的初次生产期和随后5年的填充式生产。蒸汽预浸泡在冷生产10年后开始，而顶部向下蒸汽驱油在第11年可以见到最初的油增产响应时开始。由于更强大的蒸汽注入政策，与基础工况相比，覆盖工况表现出明显的油采收加速。在蒸汽注入5年后开始气体跟踪，标志为第15年时cOSR(浅蓝线)急剧增大和采收曲线的斜率变平。HPSI和气体跟踪方案的油采收率和cOSR的定量结果在下表2中进行了总结。
表2基于3D地质元素对称模型预测的HPSI和气体跟踪方案的比较。
所有方案的项目寿命均短于20年，当作为蒸汽或气体所注入的能量量超过作为油采收的能量量时结束。HPSI采收率较高，相对于NFA工况达到了高于20%的STOIIP增量，这是由于在可渗透和相对均匀贮层中较好驱油效率的结果。但尽管对过程效率优化做了很大努力，最大cOSR仍低于0.14。考虑了时间效应的现值(PV)净采油因子反映了覆盖方案的加速采收，但实际上该增量被基础工况中附加的井成本以及将额外蒸汽容量转移到其它分布的可能性抵消。
在能量效率(OER高出40%)和净采收率方面，气体跟踪方案提供了相对于HPSI基础工况的改进。另一方面，对气体跟踪过程的详细分析表明它仅适用于地质封闭区域，倾向于早期气体穿透，和在气体处理和压缩设备方面需要附加的CAPEX。
聚合物注入描述
在中级重油贮层中聚合物驱油是我们评估的最后选项。为了提供稳定的置换，要求较高的聚合物溶液，但低的原位盐水盐度意味着所要求的聚合物浓度是可接受的。另外，强的渗透性使得可以延伸标准聚合物应用的粘度极限高于正常上限(即150cP)。余下的挑战是强的底部含水层的存在，因为高的贮层压力导致很难注入粘性聚合物。另外，相对较薄的油柱和相应的注入设施接近OWC意味着一些聚合物损失到含水层中，由此降低了驱油效率。提出了一种使含水层流入影响最小化的开发概念。所述开发利用了假定在油柱顶部的现有水平生产设施。这不同于ISC和HPSI概念，因为在后者中所有布井均需要重新钻探。在我们的概念中，在现有生产设施之间和在因此在现有的水锥之间钻探附加的水平注入设施。为了最小化聚合物损失到含水层中，在油柱内大约中途处钻探注入设施(图12)。在该概念中假定约100cP的溶液粘度。
聚合物的挑战
在中级重油中聚合物的开发不是一个简单的聚合物项目。首先，原油粘度在传统应用范围以外，因此需要高粘度聚合物段塞将原油推向生产设施。强的底部含水层流入保持高压且防碍注入能力。另外，由于底部含水层的存在，注入的聚合物可能会损失到含水层中。很明显将会有一些损失，但应该选择井的结构以使到含水层中的损失最小化和使采收率最大化。含水层流入本身也将使含水层水与聚合物溶液混合，从而稀释溶液和降低段塞粘度。解决和管理底部含水层是在这种贮层中成功聚合物驱油的关键。除了含水层，应用水平注入设施也面临许多挑战。井一致性是非常重要的；要求聚合物溶液在井中差不多均匀分布，以实现所述分布的良好驱油。聚合物驱油用于在较短间距下从贮层驱油，和因此基质注入是必要的。考虑到强的含水层，注入能力再次成为挑战。
聚合物方案构造
测试了多种井构造。在选择合适井构造中最重要的因素是在油柱中设置注入设施和井间距。评估的选项在图8中给出。理想地，注入设施应该设置在油水接触处，以使整个油柱暴露于聚合物(1)。但大量水柱的存在将会使聚合物损失于含水层中，从而降低了过程效率和增加了成本。建立第二构造以在含水层损失和油柱暴露于聚合物之间提供平衡(2)。设计第三种工况以尽可能地限制在含水层中的损失(3)。另外，含水层水将有助于将聚合物推向生产设施。但不是所有油均暴露于聚合物，和预期生产设施中聚合物的穿透很快发生。评估的最后一个选项是在生产设施下方在油柱中心处设置注入设施(4)。在该概念背后的理由是受益于生产设施产生的压力阱促使注入聚合物向上移动，和降低了聚合物损失到含水层中。另外，含水层水将会找到绕过聚合物段塞的更容易的通路，并在生产设施之间移动任何向上驱扫的油。
第二个概念是应用简单均匀的3-D盒式模型基于3D概念模拟进行选择。生产设施之间的间距与ISC和HPSI概念相同,即为75m。该短的井间距提供了在生产设施中对聚合物注入快的油响应。然后应用3D地质模型使所选的井构造通过优化实践。
聚合物3D模拟和结果
聚合物模拟模型以用于ISC和HPSI的模型为基础。应用相同的区域模型和所有原油特性均相同(图13)。向模型中加入聚合物相，在其中与水混合通过混合规则模拟。应用地质模型针对注入流量、聚合物粘度和注入的段塞尺寸优化所选择的概念(附图13中的概念2)。在这个工况中，最优聚合物粘度为约100cP，和对于500m长的水平井来说注入流量为500m3/天。最大注入压力设定为比初始贮层压力高1000kPa。聚合物方案的采收率增量为11%，生产明显加速(附图14)。然后应用优化的概念评估聚合物驱油的潜能，并与ISC和HPSI结果比较。
EOR方法的评估和对比
下面基于如下基准，我们给出了三种EOR采收方法(聚合物、高压蒸汽和ISC)的对比：
-采收率净增量
-能量效率和CO2足迹
-实施的简易性
-目标体积
-经济比较
采收率净增量及能量效率/CO2足迹
对于油柱厚度为45m的油田区域来说，由于每种分布均具有最高的采收率净增量，因此聚合物评定为最好(表3)。在这里我们按油能量比定义能量效率，其中OER=产油体积(m3)/消耗的能量(按总加热量的油当量表示)。我们评估能量效率时仅考虑了每种方法的主要能量需求，如空气压缩(ISC)、蒸汽发生(HPSI)或水注入(聚合物)。其中没有考虑提供给生产设施、运输等的能量。因此这是一个简单的计算，它提供的是相对评级。从我们所作的计算可以清楚看出，对于聚合物来说，能量效率和CO2足迹都是最好的。
有意思的是注意到预期HPSI具有最高的技术采收率增量，但一旦考虑了能量需求，这一优势就不存在了，并且三种EOR方法均具有近似相等的采收率净增量。
表3:采收率增量、采收率净增量、能量效率和CO2排放的概述
实施的简易性、对现有油田开发的影响和风险曲线
我们认为实施的简易性包括三个主要方面：对现有油田开发的影响、尺寸、复杂性和附加设施的成本及EOR方法的新颖性(表4)。只有聚合物选项应用了现有井，和在这方面明显超出其它两种方法。对于所有的开发概念来说，都必须建立新设备，这对EOR项目来说是典型的，但聚合物设备的范围不需要容纳高产量和高注入温度或高气体流量。新颖性的定级涉及该油田中所述方法的特定构造。所有方法均具有新颖方面。聚合物的开发依赖于在基质条件下在水平井中的聚合物注入，和另外聚合物注入很少用于中级重油(>100cP)。所有选项均面临强的底部含水层，而每种选项在井分布构造方面都要考虑这一点。
表4:三种EOR选项的实施简易性
目标体积
正如前面所讨论的，方案规模模拟已经放大至整个油田。通过这一实践，我们发现ISC的目标体积明显小于聚合物和蒸汽的目标体积。这涉及到我们提出的ISC开发的气体限制问题。只有六个最小的高度可以进行开发以防止废气在贮层内广泛分布的通道，其中所述通道将会干扰仍处于初次开发的贮层区域。
经济比较
为了比较的目的，我们已经应用了单位技术成本(UTC)，并且发现聚合物明显领先：UTC聚合物<UTC蒸汽<UTCISC。
在包括深含水层井源、注水&聚合物设施(聚合物处理、混合和分配)的三个选项中，聚合物具有最低的设备CAPEX。基于丰富的供应和不需要耗能清洁所产生的水而选择含水层水源。与传统的注水开发相比，只有聚合物设施是附加的。预期化学品的OPEX可能非常昂贵，因为需要高的聚合物段塞粘度来确保稳定的贮层置换，但贮层盐度低和高的贮层渗透率只能选择高分子聚合物。这些效果一起确定了可接受的聚合物浓度(2000ppm)，这限制了聚合物设施的尺寸和重复的化学品成本。
由于需要钻探新井即现有井不能重复应用，蒸汽和ISC选项的吸引力略差。具体地，ISC选项依赖于每种方案中3个注入井，因而具有高的钻探CAPEX。对于蒸汽选项，由于相对低的油-汽比和产生蒸汽的能量成本，每桶操作成本很高。
聚合物驱油--优选的EOR采收方法
根据前面的评估，很清楚聚合物开发在油田经济和实际应用方面评分最高。在采收率净增量方面，它与ISC和HPSI类似。我们提出的聚合物开发设想安装注水和聚合物设施，其中由深含水层供应井供水。该水是不可饮用的，但盐度足够低(TDS=7000mg/l)，适合于作为聚合物混合水。将在现有的生产设施之间按间距43m钻探多个新的水平注入井。由于生产设施-注入设施之间的井间距较近，在每个井内聚合物注入的持续时间较短，通常为6年。后来，废弃注入井和相邻的生产井，注入目标投向新的油田区域，从而开发阶段超过约20年。测量所有新注入井的流入曲线，和应用合适的曲线控制技术进行优化。
示例性实施方案：
在本发明的一个实施方案中，公开了一种由地下地层生产油和/或气的方法，包括：定位位于含水层以上的具有油柱的合适地层；在所述油柱的顶部附近钻探至少一个水平生产井；进行初次生产以由所述油柱生产第一量流体；在所述水平生产井和所述油柱底部之间钻探至少一个水平注入井；将与增稠剂混合的水注入所述水平注入井，同时通过所述水平生产井由所述油柱生产第二量流体。在一些实施方案中，所述水平生产井距所述水平注入井25-100m。在一些实施方案中，所述油柱包括从所述油柱顶部到所述油柱与所述油柱底部含水层之间界面的油柱高度；其中所述水平生产井位于由所述油柱顶部起所述油柱高度的20%以内。在一些实施方案中，所述方法还包括在与增稠剂混合的水已经释放入地层之后向所述地层注入水基混合物的机构。在一些实施方案中，所述油柱包括从所述油柱顶部到所述油柱与所述油柱底部含水层之间界面的油柱高度；其中所述水平注入井位于由所述油柱顶部起所述油柱高度的30-70%以内。在一些实施方案中，所述油柱包括从所述油柱顶部到所述油柱与所述油柱底部含水层之间界面的油柱高度；其中所述水平注入井和所述水平之间的距离为所述油柱高度的30-70%。在一些实施方案中，钻探至少一个水平生产井还包括钻探包括5-500口井的生产井阵列，和其中钻探至少一个水平注入井还包括钻探包括5-500口井的注入井阵列。在一些实施方案中，各生产井彼此之间的水平测量距离为约50-100m。在一些实施方案中，所述油柱具有约25-50m的垂直测量高度。在一些实施方案中，在注入所述水混合物之前，所述油柱包含粘度为50-250厘泊的油。在一些实施方案中，所述水平生产井包括在地层中的水混合物曲线，和所述水平注入井包括在地层中的油采收曲线，所述方法还包括所述水混合物曲线和所述油采收曲线之间的重叠。在一些实施方案中，第一水平生产井和第二水平生产井构成一对被水平生产井间距分开的相邻生产井，另外其中所述水平注入井位于所述水平生产井间距的约40-60%处。在一些实施方案中，所述增稠剂包括水溶性聚合物。在一些实施方案中，所述地层中的油具有第一粘度，和所述水混合物具有第二粘度，所述第一粘度在第二粘度的75厘泊以内。在一些实施方案中，所述地层中的油具有第一粘度，和所述水混合物具有第二粘度，所述第二粘度为所述第一粘度的约25-100%。在一些实施方案中，所述水平生产井生产水混合物及油和/或气。在一些实施方案中，所述方法还包括从油和/或气中回收如果存在的水混合物，和然后任选将至少一部分所回收的水混合物重新注入地层中。在一些实施方案中，所述水混合物的注入压力高于注入开始之前测量的初始地层压力0-37000kPa。在一些实施方案中，所述油柱包括0.0001-15达西的渗透率，例如0.001-1达西的渗透率。在一些实施方案中，所述方法还包括将至少一部分所采收的油和/或气转化为选自如下的材料：运输燃料如汽油和柴油、加热用油、润滑剂、化学品和/或聚合物。
在一个实施方案中，公开了一种由地下地层生产油和/或气的方法，包括：定位位于含水层以上的具有油柱的合适地层，和在所述油柱的顶部附近的至少两个水平生产井，所述油柱已经进行了初次生产以由所述油柱生产第一量流体；在所述水平生产井和所述油柱底部之间的垂直位置和两个水平生产井之间的水平位置钻探至少一个水平注入井；将与增稠剂混合的水注入所述水平注入井，同时通过所述水平生产井由所述油柱生产第二量流体。
本领域的熟练技术人员将会理解，在不偏离其实质和范围的情况下，对于所公开的本发明的实施方案、构造、材料和方法可能有多种改进和变化。因此，下文所附权利要求的范围及其功能等效物不应受这里公开和描述的特定实施方案所限制，因为它们在本质上只是示例性的。
Claims (21)
1.一种由地下地层生产油和/或气的方法，包括：
定位位于含水层以上的具有油柱的合适地层；
在所述油柱的顶部附近钻探至少一个水平生产井；
进行初次生产以由所述油柱生产第一量流体；
在所述水平生产井和所述油柱底部之间钻探至少一个水平注入井；
将与增稠剂混合的水注入所述水平注入井，同时通过所述水平生产井由所述油柱生产第二量流体。
2.权利要求1的方法，其中所述水平生产井距所述水平注入井25-100m。
3.权利要求的1-2一项或多项的方法，其中所述油柱包括从所述油柱顶部到所述油柱与所述油柱底部含水层之间界面的油柱高度；其中所述水平生产井位于由所述油柱顶部起所述油柱高度的20%以内。
4.权利要求1-3一项或多项的方法，还包括在与增稠剂混合的水已经释放入地层之后向所述地层注入水基混合物的机构。
5.权利要求的1-4一项或多项的方法，其中所述油柱包括从所述油柱顶部到所述油柱与所述油柱底部含水层之间界面的油柱高度；其中所述水平注入井位于由所述油柱顶部起所述油柱高度的30-70%以内。
6.权利要求的1-5一项或多项的方法，其中所述油柱包括从所述油柱顶部到所述油柱与所述油柱底部含水层之间界面的油柱高度；其中所述水平注入井和所述水平生产井之间的距离为所述油柱高度的30-70%。
7.权利要求1-6一项或多项的方法，其中钻探至少一个水平生产井还包括钻探包括5-500口井的生产井阵列，和其中钻探至少一个水平注入井还包括钻探包括5-500口井的注入井阵列。
8.权利要求7的方法，其中各生产井彼此之间的水平测量距离为约50-100m。
9.权利要求1-8一项或多项的方法，其中所述油柱具有约25-50m的垂直测量高度。
10.权利要求1-9一项或多项的方法，其中在注入所述水混合物之前，所述油柱包含粘度为50-250厘泊的油。
11.权利要求1-10一项或多项的方法，其中所述水平生产井包括在地层中的水混合物曲线，和所述水平注入井包括在地层中的油采收曲线，所述方法还包括所述水混合物曲线和所述油采收曲线之间的重叠。
12.权利要求7-11一项或多项的方法，其中第一水平生产井和第二水平生产井构成一对被水平生产井间距分开的相邻生产井，另外其中所述水平注入井位于所述水平生产井间距的约40-60%处。
13.权利要求12的方法，其中所述增稠剂包括水溶性聚合物。
14.权利要求1-13一项或多项的方法，其中所述地层中的油具有第一粘度，和所述水混合物具有第二粘度，所述第一粘度在所述第二粘度的75厘泊以内。
15.权利要求1-14一项或多项的方法，其中所述地层中的油具有第一粘度，和所述水混合物具有第二粘度，所述第二粘度为所述第一粘度的约25-100%。
16.权利要求1-15一项或多项的方法，其中所述水平生产井生产水混合物及油和/或气。
17.权利要求1-16一项或多项的方法，还包括从油和/或气中回收如果存在的水混合物，和然后任选将至少一部分所回收的水混合物重新注入地层中。
18.权利要求1-17一项或多项的方法，其中所述水混合物的注入压力高于注入开始之前测量的初始地层压力0-37000kPa。
19.权利要求1-18一项或多项的方法，其中所述油柱包括0.0001-15达西的渗透率，例如0.001-1达西的渗透率。
20.权利要求1-19一项或多项的方法，还包括将至少一部分所采收的油和/或气转化为选自如下的材料：运输燃料如汽油和柴油、加热用油、润滑剂、化学品和/或聚合物。
21.一种由地下地层生产油和/或气的方法，包括：
定位位于含水层以上的具有油柱的合适地层，和在所述油柱的顶部附近的至少两个水平生产井，所述油柱已经进行了初次生产以由所述油柱生产第一量流体；
在所述水平生产井和所述油柱底部之间的垂直位置和两个水平生产井之间的水平位置钻探至少一个水平注入井；
将与增稠剂混合的水注入所述水平注入井，同时通过所述水平生产井由所述油柱生产第二量流体。
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| PB01 | Publication | ||
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