CN102947412B - 采油 - Google Patents
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Abstract
本公开的实施方案包括进行一个或多个从含油储层采油的采油循环。所述一个或多个采油循环可以包括向所述含油储层提供超临界二氧化碳流，向所述超临界二氧化碳流注入表面活性剂流，其中所述超临界二氧化碳与所述表面活性剂形成混合物，在所述含油储层内形成所述混合物在水中的乳液，以控制超临界二氧化碳在所述含油储层中的流动性，将所述表面活性剂的流量降低至降低的流量，同时维持所述超临界二氧化碳向所述含油储层的流量，并采收从所述含油储层置换出的油。
Description
技术领域
本公开的实施方案涉及采油；更具体来说，实施方案涉及用于采油的方法。
背景技术
从含油储层采油可以包括三个不同的阶段。在第一阶段，含油储层的自然压力和/或重力能够将油驱入井孔中，并与人工提升技术例如泵送相结合，将油带到表面。然而，对于某些含油储层，在第一阶段中仅能开采原始地质储量的约10％。
延长含油储层产油期的第二阶段，能够将采油增加至原始地质储量的20至40％。对于某些应用来说，第二阶段可以包括注水以置换出油并将其驱赶到生产井孔。在某些应用中，可以利用例如天然气的重新注入来维持和/或增加储层压力，因为在采油的同时通常产生天然气。
然而，由于大量容易开采的油已通过第一阶段和/或第二阶段被开采，因此开发了第三个不同的采油阶段。第三阶段可以被称为三次采油(Enhanced oil recovery)。三次采油技术为生产含油储层的更多原始地质储量提供了前景，因此进一步延长了含油储层的产油期。在世界范围内，不能通过第一采油阶段或第二采油阶段开采，并且可以成为三次采油技术的目标的地质储量，据估计为3770亿桶石油。三次采油可以包括注入水之外的其他流体，例如蒸汽、气体、碱、表面活性剂溶液、各种聚合物或二氧化碳(CO2)。
对于某些应用来说，流体可与含油储层中的烃类混溶。这种流体的注入可以帮助降低含油储层中存在的油的粘度，以增加油流动至生产钻井孔。
然而，可混溶的二氧化碳的注入可能伴有许多缺点。遇到的一个问题是含油储层的清扫(sweep)不良。当注入到含油储层中的二氧化碳由于二氧化碳的低粘度而流过阻力最小的路径(即更易渗透的区域)，从而绕过显著部分的含油储层以及位于其中的油时，可能发生清扫不良。此外，由于二氧化碳的低密度，注入的二氧化碳可能上升到地层顶部并“越过”部分地层，引起二氧化碳在生产井孔处的过早涌出，在含油储层内留下较少的二氧化碳与油相接触。
为了提高三次采油方法的有效性，已使用表面活性剂用于在地层中产生乳液。乳液能够产生约100至约1000倍的注入的二氧化碳的表观粘度，因此乳液能够抑制或减缓二氧化碳流动至阻力最低的路径中。换句话说，乳液可用于阻断二氧化碳能够快捷通过的含油储层体积，从而降低它通过高度可渗透的裂缝、裂隙或层的倾向性，并将二氧化碳导向以前未清扫的含油储层部分。因此，乳液能够帮助迫使二氧化碳驱赶含油储层的未枯竭部分中的可采烃类。
发明概述
本公开的一个或多个实施方案提供了用于采油的方法，并包括进行一个或多个从含油储层采油的采油循环。所述一个或多个采油循环可以包括向该含油储层提供超临界二氧化碳流，向该超临界二氧化碳流注入表面活性剂流，其中超临界二氧化碳与表面活性剂形成混合物，在含油储层内形成混合物在水中的乳液，以控制超临界二氧化碳在含油储层中的流动性，将表面活性剂的流量降低至降低的流量，同时维持该超临界二氧化碳向含油储层的流量，使得井底压力保持高于预定值，以及采收从含油储层置换出的油。
本公开的一个或多个实施方案包括进行一个或多个从含油储层采油的采油循环。该一个或多个采油循环可以包括向含油储层提供超临界二氧化碳流，向超临界二氧化碳流注入表面活性剂流，其中该超临界二氧化碳与表面活性剂形成混合物，在含油储层内形成混合物在水中的乳液，以控制超临界二氧化碳在含油储层中的流动性，将该表面活性剂的流量降低至降低的流量，同时维持超临界二氧化碳向含油储层的流量，使得该超临界二氧化碳的流速保持低于预定值，以及采收从含油储层置换出的油。
上面本公开的概述没有意图描述本公开的每个公开的实施方案或每种实施方式。下面的说明书更具体地示例说明性实施方案。在整个申请中的几个地方，通过实例的列举提供指导，所述实例可以以各种组合使用。在每种情况下，所叙述的列举仅用作代表性组，不应被解释为全部列举。
附图简述
图1是显示了注入的超临界二氧化碳的体积与时间的关系的图示。
图2是显示了注入的超临界二氧化碳的体积与时间的关系的图示。
详细描述
本公开提供了用于采油、例如三次采油的方法。一个或多个实施方案包括进行一个或多个从含油储层采油的采油循环。一个或多个采油循环包括向含油储层提供超临界二氧化碳流，向超临界二氧化碳流注入表面活性剂流，其中超临界二氧化碳与表面活性剂形成混合物，在含油储层内形成所述混合物在水中的乳液，以控制超临界二氧化碳在含油储层中的流动性，将表面活性剂的流量降低至降低 的流量，同时维持超临界二氧化碳向所述含油储层的流量，使得井底压力保持高于预定值；以及采收从含油储层置换出的油。
令人吃惊的是，发现将表面活性剂的流量降低至降低的流量并同时维持超临界二氧化碳的流量，不引起二氧化碳和表面活性剂在水中的稳定的乳液前缘(front)在含油储层内的偏离。换句话说，令人吃惊地发现，降低表面活性剂的流量不会引起乳液的稳定前缘崩溃和/或变得不足以控制二氧化碳的流动性。正如本文中所公开的，降低表面活性剂的流量可能是有利的，因为降低量的表面活性剂可用于一些采油应用。
本文中的图遵从下述编号规定，其中第一位或多位数字对应于绘图号，其余数字标明图中的要素。在不同图之间，类似的要素可以使用类似的数字来标明。例如，102可以指称图1中的要素“104”，类似的要素在图2中可以被指称为204。
一个或多个实施方案包括向含油储层提供超临界二氧化碳流。实施方案涉及采油、例如从含油储层采油。不同的含油储层可能具有各种不同温度；然而，一般来说，含油储层的温度可能在30摄氏度(℃)至95℃的范围内。
当在本文中使用时，术语“油”是指由各种不同分子量和结构的烃类以及其他有机化合物的复杂混合物组成的天然存在的液体，其存在于地表下的地质层、在本文中被称为含油储层中。“油”也是已知的并可称为石油和/或原油。
二氧化碳(CO2)根据其温度和压力可以以四种不同相存在。这四种相是固体、液体、气体和超临界流体。超临界流体是化合物、混合物或元素在高于其临界压力和临界温度的限定状态。超临界流 体可能在密度方面表现得像液体，同时在粘度方面表现得像气体。作为超临界流体的二氧化碳在高于6.9兆帕(MPa)的临界压力和31℃的临界温度下稳定。对于本公开的一个或多个实施方案来说，二氧化碳可以是作为液体和/或作为超临界流体的流体状态，并在本文中被称为“超临界二氧化碳”。
可以通过注入井例如井孔向含油储层提供超临界二氧化碳流。含油储层可以包括多个注入井。对于一个或多个实施方案来说，流向含油储层的超临界二氧化碳流可以处于800磅力每平方英寸至3000磅力每平方英寸的压力下。对于某些应用来说，可以以能够高于特定含油储层的可混溶压力的压力向含油储层提供超临界二氧化碳流。可混溶压力是指超临界二氧化碳与含油储层中的油混溶的最低压力。可混溶压力可以至少部分随着含油储层中油的化学组成和/或含油储层温度而变。
一个或多个实施方案包括向超临界二氧化碳流注入表面活性剂流，其中超临界二氧化碳与表面活性剂形成混合物。对于一个或多个实施方案来说，所述混合物可以具有10ppm至10,000ppm或优选100ppm至5,000ppm的表面活性剂浓度。
当在本文中使用时，表面活性剂或表面活性试剂是降低溶解有它的介质的表面张力，降低不混溶相的界面张力和/或使乳液稳定的物质。表面活性剂可以包括极性(亲水性)组成部分和非极性(疏水性)组成部分；由于这种双重性质，表面活性剂有时被称为两亲物。对于本公开的实施方案来说，表面活性剂可以以一种或多种浓度溶于超临界二氧化碳中。表面活性剂供应商例如The Dow Chemical Company、Sasol和Harcros Chemical，可以提供适合的表面活性剂。
表面活性剂根据其极性组成部分可以分成四类：非离子型表面活性剂，阳离子型表面活性剂，阴离子型表面活性剂和两性表面活性剂，后者可以被称为两性离子型表面活性剂。对于一个或多个实施方案来说，表面活性剂选自非离子型表面活性剂、阳离子型表面活性剂、阴离子型表面活性剂、两性表面活性剂及其组合。
非离子型表面活性剂在其天然状态下不形成离子键。然而，非离子型表面活性剂如果被例如去质子化或质子化，则可以形成离子键。当溶解在溶液中时，非离子型表面活性剂表现出表面活性剂性质。非离子型表面活性剂可以通过包括向具有末端极性基团例如-OH、-COOH、胺、酰胺等的长链烃类添加氧化乙烯的步骤来制备。该步骤包括引入乙氧基，其具有极性性质并与水形成氢键。非离子型表面活性剂的实例包括但不限于乙氧基化的脂族醇、聚氧乙烯、羧酸酯、聚乙二醇酯、失水山梨糖醇酯和乙氧基化的衍生物、脂肪酸的二醇酯、羧酰胺、单烷醇胺缩合物、基于氨、伯胺或仲胺的烷氧化物、聚氧乙烯脂肪酸酰胺、支链烷基酚烷氧基化物、直链烷基酚烷氧基化物和支链烷基烷氧基化物。除了氧化乙烯之外，其他环氧烷类(例如氧化丙烯、氧化丁烯等)也可以与或不与氧化乙烯一起或彼此组合使用。
阳离子型表面活性剂可表征为极性组成部分是带正电荷的。阳离子型表面活性剂可以包含无机阴离子以平衡电荷。阳离子型表面活性剂的实例包括但不限于季铵盐、鲸蜡基三甲基溴化铵、鲸蜡基氯化吡啶鎓、聚乙氧基化的牛油脂肪胺、苯扎氯铵、苯索氯铵、具有酰胺键的胺类、聚氧乙烯烷基胺类、脂环族胺类和2-烷基-1-羟乙基-2-咪唑啉类。
阴离子型表面活性剂可表征为极性组成部分是带负电荷的。负电荷可以用与阴离子型表面活性剂缔合的阳离子例如钠来平衡。阴离 子型表面活性剂包括但不限于硫酸盐、磺酸盐、乙氧基化的硫酸盐、丙氧基化的硫酸盐、乙氧基化的磺酸盐、丙氧基化的磺酸盐和磷酸盐。
两性表面活性剂在溶液中可以带负电荷、带正电荷或者是非离子性的，这取决于溶液的酸性和/或pH。两性表面活性剂可以包含两个不同符号的带电基团。例如，正电荷可以与铵相关，负电荷可以与羧酸盐、硫酸盐或磺酸盐相关。两性表面活性剂的实例包括但不限于甜菜碱类、羟基磺基甜菜碱类、氧化胺类和基于咪唑的羧酸盐类。
一个或多个实施方案包括在含油储层中形成超临界二氧化碳与表面活性剂的混合物在水中的乳液，以控制超临界二氧化碳在含油储层中的流动性。当在本文中使用时，术语“乳液”是指液体和/或超临界流体的液滴分散在液体中的体系。应该理解，在本公开的某些实施方案中，二氧化碳可以根据温度和压力以气体、液体或超临界流体存在。当在本文中使用时，“乳液”可以包括“泡沫”，后者是指气体分散在液体中的分散系。当在本文中使用时，泡沫和乳液可互换使用。
粘度比油或水低得多的二氧化碳，在某些区域中和方向上可能比其他物质移动得更快，从而产生粘性指进(finger)，显著部分的注入流体可能通过该指进流动。这些指进中的一些可能过早地到达生产井；降低了注入的二氧化碳和生产井的泵送容量两者的有效性。此外，水和二氧化碳的重力分离可能引起重力超覆，其中密度较高的水在含油储层的下层区域中流动或驻留，密度较低的二氧化碳在含油储层的上层区域中流动或驻留。乳液帮助减少可能至少部分由二氧化碳的相对较低的粘度和密度引起的粘性指进和/或重力超覆。此外，由于流体优先流入含油储层中渗透性高的区域，乳液可以极大增加在较高渗透性区域中的流动的局部阻力，从而将注入的流体引 向渗透性较低的区域，并提高在含油储层的更大部分中采油的清扫效率。
在一个或多个实施方案中，乳液可以由剪切流形成。例如，乳液可以由含油储层中出现的剪切流形成。乳液可以具有一定程度的稳定性，以用于在与含油储层相关的各种不同条件、包括但不限于含油储层中的温度、压力和化学条件下采油。乳液可以通过例如乳液前缘在整个含油储层内扩散。
在某些实施方案中，向超临界二氧化碳添加表面活性剂将被应用于含油储层，其中以前不含表面活性剂的超临界二氧化碳与包含水注入以交替顺序添加至所述含油储层中(该过程有时被称为WAG，水与气体交替循环)。由于本文中讨论的二氧化碳的指进或沟流(channeling)现象，具有高渗透性的区域在先前的不含表面活性剂的二氧化碳过程中可能已被更充分或优先地清扫。因此，由于以前应用二氧化碳的较低效率，具有低渗透性的区域将仍含有较多可开采的油。实质上，添加表面活性剂将在通过单独使用二氧化碳(无表面活性剂)/水循环清扫不良的区域中继续采油过程。
一个或多个实施方案包括将表面活性剂的流量降低至降低的流量，同时维持超临界二氧化碳向含油储层的流量，使得井底压力保持高于预定值。正如在本文中讨论的，令人吃惊地发现，将表面活性剂的流量降低至降低的流量同时维持超临界二氧化碳的流量，不会引起二氧化碳与表面活性剂在水中的稳定的乳液前缘在含油储层内的偏离。所述降低的流量可以具有表面活性剂原始流量的0wt.％或更高的值。例如，降低的流量可以具有表面活性剂原始流量的0wt.％、10wt.％或20wt.％的值。降低的流量可以具有表面活性剂原始流量的50wt.％或更低的值。例如，降低的流量可以具有表面活性剂原始流量的50wt.％、40wt.％或30wt.％的值。对于一个或多个实施方案来说，降低的流量可以具有表面活性剂原始流量的0wt.％至50wt.％的值。
在一个或多个实施方案中，将表面活性剂的流量降低至降低的流量可以以各种不同的方式进行。例如，降低表面活性剂在超临界二氧化碳中的流量可以在预定时间段内线性进行和/或在预定时间段内非线性进行。线性降低可以在预定时间段内进行，并可以包括以恒定速率将表面活性剂的流量从表面活性剂的流量降低、即减少至表面活性剂的降低的流量，例如，表面活性剂的流量可以被匀变降低至表面活性剂的降低的流量。非线性降低可以在预定时间段内进行，并可以包括以非恒定速率将表面活性剂的流量从表面活性剂的流量降低至表面活性剂的降低的流量。例如，可以将表面活性剂的流量逐步降低至表面活性剂的降低的流量。逐步降低表面活性剂的流量可以包括相同幅度的步幅、即表面活性剂流量的减少值，和/或具有不同幅度的步幅。此外，以非恒定速率降低表面活性剂的流量可以包括通过指数衰减率和/或另一种数学函数降低表面活性剂的流量。将表面活性剂的流量降低至表面活性剂的降低的流量，可以具有线性降低的部分和非线性降低的部分。例如，可以如波函数的下降部分所描述来降低表面活性剂的流量，其中波函数的下降部分包括线性下降部分和非线性下降部分。
如上所述，表面活性剂的流量可以逐渐降低。然而，表面活性剂的流量也可以立即降低。例如，可以将表面活性剂流通过的注入阀从开放状态重新定位至关闭状态，有效地停止表面活性剂向超临界二氧化碳流的流动，其中这样的降低可以被当作立即降低。
图1显示了在采油过程中产生的现场数据。图1显示了流向含油储层的超临界二氧化碳流，其用注入到含油储层中对于数据集102来说，在超临界二氧化碳注入体积的最小值之后，图1显示了超临界二氧化碳注入体积以线性方式增加。数据集102包括从502小时至1,000小时的部分，其中没有向超临界二氧化碳流注入表面活性剂。该结果是令人吃惊的，因为注入的超临界二氧化碳的体积不受表面活性剂减少的影响，正如在表面活性剂流被停止之前和表面活性剂流被停止之后，注入的超临界二氧化碳的体积的恒定增加率所显示的。
的超临界二氧化碳的体积随时间的变化来表示，单位为桶每天(bpd)，其中1桶约 为160升。数据集102包括从0小时至502小时的部分，其中表面活性剂(表面活性剂08-1015，The Dow Chemical Company)被注入到流向含油储层的超临界二氧化碳流中。以超临界二氧化碳计，表面活性剂浓度为1,200ppm(检查过的每一百万份中一份的相对比例)。数据集102显示了在超临界二氧化碳注入体积最小值之前的超临界二氧化碳注入体积。对于图1来说，在43小时至100小时的时间间隔中没有收集数据。然而，图1中的该部分据信形状类似于在图2中所示的数据集206的类似部分。对应于约50小时的时间的超临界二氧化碳注入体积的最小值，据认为至少部分是由前一个采油循环中注入的表面活性剂的残留效应造成的。然而，超临界二氧化碳注入体积的最小值可能在初始表面活性剂注入时出现。
对于数据集102来说，在超临界二氧化碳注入体积的最小值之后，图1显示了超临界二氧化碳注入体积以线性方式增加。数据集102包括从502小时至1,000小时的部分，其中没有向超临界二氧化碳流注入表面活性剂。该结果是令人吃惊的，因为注入的超临界二氧化碳的体积不受表面活性剂减少的影响，正如在表面活性剂流被停止之前和表面活性剂流被停止之后，注入的超临界二氧化碳的体积的恒定增加率所显示的。
数据集104显示了来自于与数据集102相同的采油过程、即相同的注入井和过程条件的另一个采油循环，其中对于该采油循环的前46小时没有注入表面活性剂(从0小时至46小时没有注入表面活性剂)。与数据集102类似，数据集104显示出对应于约50小时时间的超临界二氧化碳注入体积最小值，其被认为至少部分是由前一个采油循环中注入的表面活性剂的残留效应造成的。然而，与数据集102不同，在数据集104中，超临界二氧化碳注入体积以高得多的速率增加，即使在第46小时开始注入非离子型表面活性剂之后，其中以超临界二氧化碳计，表面活性剂浓度为1,200ppm。数据集104 指示了在超临界二氧化碳循环开始时完全缺少表面活性剂注入的采油循环，而与数据集104相反，数据集102指示了在整个过程中包含表面活性剂注入的采油循环，尽管与数据集102相关的表面活性剂注入在502小时处停止。
数据集108显示了对于在向含油储层注入任何表面活性剂之前的时间段，来自于与数据集102相同的采油过程、即相同的注入井和过程条件的超临界二氧化碳注入体积。数据集108显示，当在前一个采油循环期间没有注入表面活性剂时，使用了更大的超临界二氧化碳注入体积。
图2显示了在来自于本文讨论的采油过程、即相同的注入井和过程条件的另一个采油循环期间产生的现场数据。数据集206具有与数据集102类似的性质，包括在对应于约50小时时间的超临界二氧化碳注入体积最小值之前相对高的超临界二氧化碳注入体积，以及随后在表面活性剂流停止后注入的超临界二氧化碳的体积的线性增加。然而，对于数据集206来说，表面活性剂流在304小时处停止。数据集206也显示出注入的超临界二氧化碳体积不受表面活性剂减少的影响，因为在表面活性剂流停止之后注入的超临界二氧化碳体积的增加速率等于表面活性剂流停止之前注入的超临界二氧化碳体积的增加速率。同样，本文中讨论的数据集204指示了在超临界二氧化碳循环开始时完全缺少表面活性剂注入的采油循环，而与数据集204相反，数据集206指示了在整个第一部分超临界二氧化碳注入过程中包含表面活性剂注入的采油循环，尽管与数据集206相关的表面活性剂注入在304小时处停止。
同样地，数据集208显示，当在前一个采油循环期间没有注入表面活性剂时，使用了更大的超临界二氧化碳注入体积。
用于以给定速率注入超临界二氧化碳的压力可以是含油储层参数的函数，该参数包括但不限于渗透率、区域厚度和由井孔中的二氧化碳柱施加的井底压力。对于一个或多个实施方案来说，流向含油储层的超临界二氧化碳流处于1,400磅每平方英寸或以上的压力下。超临界二氧化碳流可以包括其他组分，例如但不限于氮气和甲烷。然而，以体积计，超临界二氧化碳流可以包含≥90％的二氧化碳。
正如本文中讨论的，一个或多个实施方案可以包括维持超临界二氧化碳向含油储层的流量，使得井底压力保持高于预定值。同样如在本文中讨论的，乳液前缘可以在整个含油储层中扩散。当乳液前缘扩散时，乳液可能破裂。例如，乳液可能崩溃和/或以另一种方式变得不足以控制二氧化碳的流动性。乳液破裂可能使含油储层内的流体流向含油储层中渗透性高的区域。流体向含油储层中渗透性高的区域的流动可能对应于含油储层井底压力的降低。井底压力可以被定义为在对应于井孔中的流体渗透含油储层之处的高度上的井孔中的压力。在给出被注入的流体/气体和注入条件的具体信息后，可以计算该压力，或者更常见情况下，该压力可以使用插入到井孔中所期望深度的压力表直接测量。
一个或多个实施方案可以包括维持流向含油储层的超临界二氧化碳流量，以使超临界二氧化碳的流速保持低于预定值。正如在本文中讨论的，乳液可能崩溃和/或以另一种方式变得不足以控制二氧化碳的流动性。这种崩溃或能力不足可以导致通过沟流的二氧化碳流量的增加。例如，崩溃或能力不足可能提供超临界二氧化碳的注入速率与时间关系的斜率的增加。对于各种不同采油应用来说，超临界二氧化碳流量可以具有不同的值。因此，流向含油储层的超临界二氧化碳流速将保持低的预定值，对于不同应用来说将具有不同的值。流速的预定值可以是质量流速、体积流速或摩尔流速。
一个或多个实施方案可以包括停止超临界二氧化碳流，停止表面活性剂的降低的流，以及用注水来水化含油储层。正如在本文中讨论的，可以维持流向含油储层的超临界二氧化碳的流量，以使井底压力保持高于预定值或使超临界二氧化碳的流速保持低于预定值。当井底压力达到或低于预定值，和/或超临界二氧化碳的流速超过预定值时，可以停止超临界二氧化碳流。此外，当井底压力达到或低于预定值，和/或超临界二氧化碳的流速超过预定值时，表面活性剂的降低的流如果存在的话，可以被停止。停止超临界二氧化碳流和如果存在的话停止表面活性剂的降低的流，在用注水进行水化含油储层之前进行。
注水可以通过供水总管(header)来提供。取决于应用，供水总管可以以等于、高于或低于超临界二氧化碳供应总管压力的压力下运行。加入水使含油储层水化。在超临界二氧化碳从井孔中被置换出之后，可以降低水压。对于一个或多个实施方案来说，注入到含油储层的超临界二氧化碳的孔体积与注入到含油储层的水的孔体积之比为至少1∶1，优选为3∶1，最优选为6∶1或更高。水化含油储层可能有助于提供含油储层处于适当的生产压力下，该生产压力可以随着不同含油储层而变。
在注水后，可以开始随后的采油循环。随后的采油循环可以包括前面采油循环的步骤。前面采油循环和/或随后的采油循环可以包含乳液稳定剂。适合的乳液稳定剂的实例以及它们在三次采油中的使用方法，包括在共同待决的题为“三次采油”(ENHANCED OIL RECOVERY)的美国专利申请中所公开的那些，所述美国专利申请具有案件编号69885和美国专利申请系列号__/__，__，在此以其全文通过引用并入本文中。
与前面的采油循环相同，随后的采油循环可以包括向含油储层提供超临界二氧化碳流和向超临界二氧化碳流注入表面活性剂流，其中超临界二氧化碳和表面活性剂形成混合物。随后的采油循环的表面活性剂流量可以具有与前面的采油循环的表面活性剂流量不同的值，或者随后的采油循环的表面活性剂流量可以具有与前面的采油循环的表面活性剂流量相同的值。
对于一个或多个实施方案来说，随后的采油循环的表面活性剂流量值可以(例如是)小于前面的采油循环的表面活性剂流量。例如，较低的值可以提供随后的采油循环的超临界二氧化碳和表面活性剂的混合物与前面的采油循环的超临界二氧化碳和表面活性剂的混合物相比具有更低的表面活性剂浓度，其中前面的采油循环的混合物具有100ppm至5,000ppm的表面活性剂浓度。
对于一个或多个实施方案来说，随后的采油循环的表面活性剂流量值可以(例如是)大于前面的采油循环的表面活性剂流量。例如，较高的值可以提供随后的采油循环的超临界二氧化碳和表面活性剂的混合物与前面的采油循环的超临界二氧化碳和表面活性剂的混合物相比具有更高的表面活性剂浓度，其中前面的采油循环的混合物具有100ppm至5,000ppm的表面活性剂浓度。
一个或多个实施方案包括采收从含油储层置换出的油。提供到含油储层的含有表面活性剂的超临界二氧化碳可以与油混合，或者可以起到推进通过储层的乳液前缘的作用，并从含油储层通过产油井与油重新合并。例如，提供到含油储层的高于其最低可混溶压力的超临界二氧化碳，可以用作溶剂。二氧化碳-表面活性剂混合物可以有效地使烃类组分即油流动，以降低油的粘度，以使它更容易地流向产油井以备开采，和/或它可以作为乳液前缘有效地清扫渗透性较低的区域。
Claims (10)
1.一种用于采油的方法，所述方法包括：
进行从含油储层采油的采油循环，其中每个所述采油循环包括：
向所述含油储层提供超临界二氧化碳流；
向所述超临界二氧化碳流注入表面活性剂流，其中所述超临界二氧化碳与所述表面活性剂形成混合物；
在所述含油储层内形成所述混合物在水中的乳液，以控制超临界二氧化碳在所述含油储层中的流动性；
将所述表面活性剂的流量顺序地在预定时间段内降低至降低的流量，同时维持所述超临界二氧化碳向所述含油储层的流量，使得井底压力保持高于预定值；以及
采收从所述含油储层置换出的油。
2.权利要求1的方法，其中所述表面活性剂可溶于所述超临界二氧化碳中，并且选自于非离子型表面活性剂、阳离子型表面活性剂、阴离子型表面活性剂、两性表面活性剂及其组合。
3.权利要求1的方法，其中所述混合物具有100ppm至5,000ppm的表面活性剂浓度。
4.权利要求1的方法，其中所述降低的流量具有所述表面活性剂的流量的0wt.％至50wt.％的值。
5.权利要求4的方法，其中降低所述表面活性剂的流量在预定时间段内线性进行。
6.权利要求4的方法，其中降低所述表面活性剂的流量在预定时间段内非线性进行。
7.权利要求1的方法，其中所述采油循环还包括：
停止所述超临界二氧化碳流；
停止所述表面活性剂的降低的流；以及
用注水来水化所述含油储层。
8.权利要求7的方法，其中随后的采油循环的表面活性剂流量具有与前面的采油循环的表面活性剂流量不同的值。
9.权利要求8的方法，其中随后的采油循环的表面活性剂流量值低于前面的采油循环的表面活性剂流量。
10.权利要求8的方法，其中注入到所述含油储层的超临界二氧化碳的孔体积与注入到所述含油储层的水的孔体积之比为至少1:1。
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