CN104066925A - 从稠油油田采油的提高油采收率方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及用于含有大量流动水的高粘油藏的提高油采收率方法。一种方法包括将二硫化碳配制剂或流体经由第一井注入地层，并用该二硫化碳流体从地层驱替流动水。然后用二硫化碳流体使高粘原油增溶，由此产生流动油的混合物。接着将流动油的混合物驱往第二井，随后从第二井采出。
Description
发明领域
本发明涉及提高油采收率方法，特别是从含有大量流动水的油藏中开采高粘原油。
发明背景
提高油采收率(EOR)用于增加全球含烃岩层的油采收率。基本上有三大类EOR方法：热、化学/聚合物和气体注入，其各自可以在全球用于提高油藏油采收率超过常规的烃类抽提方法可能的采收率。这些方法还可以延长油藏寿命或者提高总的原油采收率因子。
简单地说，热EOR通过对含烃油藏施加热量来起作用。最广泛的热EOR实施形式采用蒸汽，其用来降低油的粘度以使得油能够自由流向邻近的生产井。另一方面，化学EOR需要使油藏充满化学试剂或溶剂，该试剂或溶剂设计用于减小捕集残油的毛细管力并由此增加烃类开采。聚合物EOR需要使含烃油藏充满聚合物，该聚合物增加烃类开采并提高注入流体的波及效率。也称作混溶注入的气体注入有些类似化学EOR来起作用，其中包括注入可与油混溶的气体使被捕集的残油流动以便采收。
然而，在含有大量流动水的极稠油藏中，常规EOR技术不能有效地使油流动并采出，因此油藏未有采出或者采出低于理想水平。在稠油油藏中形成流动水的至少一个原因在于该油藏经历过一段时间的生物降解。这导致初始在原处的油的体积缩小以及油的总粘度增大且其总的API比重减小。归因于油收缩而出现的孔隙体积一般将被水占据，例如来自相邻含水层的水。随着时间过去，水饱和度逐渐增大到超过原生的水饱和度(即，地层中捕集的不可流动的水)，由此大量的流动水填充可及的孔隙体积。然而，稠油因其高粘度而致流动性仍然很低。
稠油油藏还典型地遇到初始油饱和度低的问题，其中很少量的高粘原油能够被采出，相反采出大量的流动水。例如用热EOR不能有效地开采这些油藏，因为热能几乎完全被流动水吸收。因此，热EOR不是在经济上可行的选项。
发明概述
一方面，本发明涉及采油的方法，其包括将二硫化碳流体置入包含油和流动水的地层，其中该地层油在20℃下的粘度至少为1000cP；用该二硫化碳流体驱替地层中的流动水；使该二硫化碳流体与地层中的油接触以产生由溶剂和地层油的混合物组成的流动油；驱替该流动油穿过地层；以及从地层中采出该驱替的流动油。
另一方面，本发明涉及从含有油和流动水的地层中采油的方法，其包括：将溶剂置入地层，该地层初始的总的水饱和度比地层的原生水饱和度至少高10％；用该溶剂驱替地层中的流动水以便使地层中的油暴露于该溶剂下；以及使暴露的油与溶剂接触以产生由溶剂和地层油的混合物组成的流动油。
本发明的特征和优点在阅读下面的优选实施方案的描述之后将是本领域技术人员容易明白的。
附图简要说明
为了说明本发明的某些方面而包含下列附图，不应当将其看作排他的实施方案。如同本领域技术人员将会想到的，所公开的主题在形式和功能上有相当大的变型、改变、组合及等价物，并且具有本文的益处。
图1显示按照一种或多种实施方案从地下油藏开采烃类的系统。
图2a显示按照一种或多种实施方案的布井系统。
图2b显示按照一种或多种实施方案在示例性的提高油采收率工艺过程中的图2a布井系统。
图3a和3b显示线图，其表明油的粘度一般地如何随油与诸如二硫化碳的溶剂的相互作用而降低。
图4显示按照一种或多种实施方案在示例性的提高油采收率工艺过程中地层的视图。
图5a、5b和5c显示演进模型，其描绘溶剂如何与含有高粘原油和流动水的地层相互作用。
图6显示按照一种或多种实施方案，采用示例性提高油采收率工艺的注入和采出的示例性方法时间表。
详述
本发明涉及提高油采收率方法，特别是从含有大量流动水的油藏中开采高粘原油。存在于油藏中的流动水证实在热EOR应用中是不利的，但是令人惊讶地在本文公开的方法中是主要优点。当溶剂或其他混溶的的提高油采收率试剂注入地层以使稠油流动时，流动水被驱替，由此提供溶剂与稠油接触并混溶的通路和足够的地层体积。据认为溶剂使油增溶化，从而产生显示出比未增溶的油更低粘度的溶剂和油的混合物。该混合物则能够用标准驱油方法有效流动和回收。
参照图1，显示的是用于从地下含烃地层、例如油藏中开采烃类(例如油和/或气)的系统100。特别地，可以配置系统100以从第一地层102、第二地层104、第三地层106和/或第四地层108中的一个或多个抽提烃类。如图所示，一般在地面提供开采设施110，井112从地面延伸，穿过第一和第二地层102、104，最终在第三地层106内终止。第三地层106可以包括一个或多个相邻的地层区段114，从中可以开采烃类或其他流体并经由井112输送至开采设施110。气体和液体在开采设施110彼此分离，抽提的气体储存在气体储罐116而抽提的液体储存在液体储罐118。
参照图2a，显示的是按照一种或多种实施方案的示例性的井阵列200的俯视图。在一些实施方案中，阵列200所描绘并在下文叙述的每一口井可以实质上类似于上文参照图1所描述的井112。如图所示，阵列200包括第一井组202(由水平的阴影线表示)和第二井组204(由斜的阴影线表示)。在一些实施方案中，井阵列200可以包括在约10口井至约1000口井之间的总数。例如，井阵列200可以包括来自第一井组202的约5口井至约500口井，来自第二井组204的约5口井至约500口井。
可以使第一井组202中的每口井与第一井组202中任何相邻的井以第一侧向距离230和第二侧向距离232布置。第一和第二侧向距离230、232一般地可以互相正交。同样，可以使第二井组204中的每口井与第二井组204中任何相邻的井以第一侧向距离236和第二侧向距离238布置，其中第一和第二侧向距离236、238一般地也可以互相正交。此外，第一井组202中的每口井与任何相邻的属于第二井组204的井可以构成第三距离234。因此，第二井组204中的每口井与任何相邻的属于第一井组202的井也构成第三距离234。
在一些实施方案中，第一井组202中的每口井可以被四口独立的属于第二井组204的井围绕。同样，第二井组204中的每口井可以被四口独立的属于第一井组202的井围绕。在一些实施方案中，第一和第二侧向距离230、232可以是约5米至约1000米，例如约10米至约500米、约20米至约250米、约30米至约200米、约50米至约150米、约90米至约120米、或者约100米。类似地，在一些实施方案中，第一和第二侧向距离236、238可以是约5米至约1000米，例如约10米至约500米、约20米至约250米、约30米至约200米、约50米至约150米、约90米至约120米、或者约100米。此外，第三距离234可以是约5米至约1000米，例如约10米至约500米、约20米至约250米、约30米至约200米、约50米至约150米、约90米至约120米、或者约100米。
虽然上文将图2a叙述成描绘井阵列200的俯视图，其中第一和第二井组202、204为垂直设置的井，但是图2a可以同样且不限制地说明阵列200的截面侧视图而不脱离本公开的范围。例如，图2a可以换之说明阵列200的截面侧视图，其中将第一和第二井组202、204描绘成地层内水平设置的井。因此，将会认识到无论第一和第二井组202、204垂直或水平设置还是二者组合，本文公开的系统和方法都可以同等地起作用。
可以通过任何已知方法实现采用井阵列200从地层采油。合适的方法包括海底开采、地面开采、一次、二次或三次采油等。在一些实施方案中，如上参照图1所述，可以将油从地层102、104、106、108采入井112，并且流过井112至加工用的开采设施110。在一些实施方案中，为了增加油从地层102、104、106、108流出，可以采用甚至需要提高油采收率(EOR)技术。本文所述的示例性EOR技术在从显示相当数量的极稠原油和大量流动水的油藏中采油可以是尤其有用的。
存在于地层102、104、106、108中的油可以具有20℃下至少约100厘泊(cP)、至少约500cP、至少约1000cP、至少约2000cP、至少约5000cP、或至少约10,000cP的粘度。在另外的实施方案中，存在于地层102、104、106、108中的油可以具有20℃下至多约10,000,000cP、至多约5,000,000cP、至多约2,000,000cP、至多约1,000,000cP、或至多约500,000cP的粘度。如同能够认识到的，在较高粘度下，稠油要么几乎不可流动，要么完全不可流动的，只能通过诸如本文所述那些的积极的EOR技术有效使其移动。
在一些实施方案中，可以通过将溶剂置入地层102、104、106、108，例如通过井将溶剂注入地层，降低稠油的高粘度。在一种或多种实施方案中，该溶剂可以是一般可与高粘原油混溶并且能够与油混合、使其增溶和流动以便更快更有效回收的混溶的提高油采收率试剂。在一种或多种实施方案中，该溶剂可以是一般可与高粘原油混溶并且可以驱替地层中的水以便接触地层内的油的混溶的提高油采收率试剂。该混溶的提高油采收率试剂可以包括但不限于二硫化碳配制剂或流体。该二硫化碳配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、其混合物、等等。在另外的实施方案中，二硫化碳配制剂可以进一步包括以下的一种或多种：硫化氢、硫、二氧化碳、烃类、及其混合物。二硫化碳配制剂可以包含至少30mol％、或至少50mol％、或至少75mol％、或至少90mol％二硫化碳，以及可以基本上由二硫化碳组成。其他合适的混溶的提高油采收率试剂或溶剂可以包括但不限于硫化氢、二氧化碳、辛烷、戊烷、液化石油气、C2-C6脂族烃、氮气、柴油、溶剂油、石脑油溶剂、沥青溶剂、煤油、丙酮、二甲苯、三氯乙烷、前述两种或多种的混合物、或者如同本领域已知的其他混溶的提高油采收率试剂或溶剂。在一些实施方案中，合适的溶剂或混溶的提高油采收率试剂与地层中的高粘原油可初次接触混溶或可多次接触混溶。
实施例
为了促进更好的理解油的增溶，给出下列实施例。将会认识到下列实施例决不应理解为限制或者限定本发明的范围。简单参照图3a和3b，显示的是示例性的线图，其分别表明一般地油的粘度如何随其与诸如二硫化碳(CS2)的溶剂的相互作用而降低。图3a所示的第一幅图描绘取自Camp Hill,Texas,USA油藏的油的测试。如图所示，油藏中油的大致温度约为20℃，当二硫化碳的体积分数为0时显示约1000cP的粘度。然而，随着二硫化碳的体积分数增大，油的粘度逐渐降低。例如，0.2(20％)二硫化碳体积分数下，油在20℃下显示约30-40cP的粘度，这使得油相当可流动并且更易抽提。
图3b所示的第二幅图描绘取自Peace River,Alberta,Canada油藏的油的测试。如图所示，油藏中油的大致温度约为20℃，当二硫化碳的体积分数为0时显示约10,000,000cP的粘度。然而，随着二硫化碳的体积分数增大，油的粘度逐渐降低。例如，0.3(30％)二硫化碳体积分数下，油在20℃下显示约100cP的粘度，其对于诸如水驱之类的一些EOR技术可以充分流动。
本文公开的示例性方法可以尤其适合含有大量流动水的油藏中的稠油(即粘度非常高的原油)回收。含有大量流动水的油藏可以包括如下地层：其中地层的初始总的水饱和度(总的水饱和度＝流动水饱和度+原生水饱和度)的量大于地层中原生水饱和度的量。在一些实施方案中，为了称得上具有大量流动水的地层，初始总的水饱和度比原生水饱和度大至少10％或更多。本文使用的地层中的“水饱和度”按照其常规定义使用，例如，水所占据的地层孔隙体积的百分比(总的水饱和度(％)＝[总的水体积/孔隙体积]*100；原生水饱和度(％)＝[原生水体积/孔隙体积]*100)。流动水为诸如二硫化碳的溶剂提供进入地层的通路从而进入以接触地层中的油。操作中，注入的溶剂驱替流动水，这让该溶剂随后接触驱替流动水所暴露出的油，与其混合，渗入其中并使其增溶。所得的溶剂和油的混合物将显示降低的粘度，并且因此表现得像占据较大体积的“轻质”油而不是剩余的稠油。初始在地层中的流动水的体积在流动水驱替后为收集不那么粘稠的混合物提供充足的地层体积。
在一些实施方案中，溶剂和流动水的各自粘度在相同数量级上，由此为水的有利驱替和诸如二硫化碳配制剂或流体的溶剂的相应进入作准备。例如，取决于环境压力和温度，二硫化碳的粘度可以是约0.2cP至约0.3cP。另一方面，在环境压力和温度下水的粘度可以是约0.7cP至约1.1cP。因此，溶剂能够将流动水排开同时接触油并使其增溶。
在一种或多种实施方案中，溶剂可以与稠油混合或合并直至溶剂和油的混合物在20℃下达到约1000cP或更低的粘度。为了实现这一点，可以使溶剂与稠油接触以形成包含溶剂和油的混合物的流动的油，该混合物可以含有至少10vol％、或至少20vol％、或至少30vol％、或至少40vol％、或至少50vol％、或大于50vol％的溶剂。在一些实施方案中，利用诸如但不限于水/聚合物驱替、混溶的/非混溶的驱替、溶剂和水交替驱、溶剂(或其他可混溶流体)回流、及其组合的一种或多种驱油方法，则可以驱替流动的油以便采出。如同下文将更详细论述的那样，实际开采工艺可以包括可能在不同时间周期的溶剂注入、溶剂在油中浸泡以及接着注入一种或多种驱逐流体(chase fluids)的多段时期。
继续参照图2a的情况下现在参照图2b，显示的是按照公开的一种或多种实施方案用一种或多种示例性EOR技术处理的井阵列200。在一些实施方案中，可以将溶剂(例如二硫化碳)注入第二井组204，由此产生注入剖面(profile)208。可以配置注入的溶剂以驱替相当数量的地层所含的流动水，并且要么使地层脱水，经由第一井组202采出流动水，要么简单地排开流动水以使得溶剂能够接触稠油。在接触到包括驱替地层中的流动水所暴露出的油在内的地层中的油后，注入的溶剂使地层中捕集的更粘稠的油增溶和流动，以使得它可以经由第一井组202回收，如同得到的采油剖面206所描绘的。在一种或多种实施方案中，接着可以将诸如其他混溶的或非混溶的提高油采收率试剂、配制剂或混合物的驱逐流体注入第二井组204，由此也产生注入剖面208。在一些实施方案中，注入驱逐流体以使溶剂和增溶/流动的油朝着第一井组202移动或者将它们驱替以便采出。
在一种或多种实施方案中，驱逐流体的特征可以在于配置用于驱替流动的油和过量溶剂穿过地层的非混溶的提高油采收率试剂。该非混溶的提高油采收率试剂可以进一步配置用于减小地层孔隙中水相的流动性，如同能够认识的，这可以容许溶剂更容易流动穿过地层。该非混溶的提高油采收率试剂可以包括但不限于水性聚合物流体、单体、表面活性剂、气态或液态的水、二氧化碳、氮气、空气、前述两种或多种的混合物、或者本领域已知的其他非混溶的提高油采收率试剂。合适的聚合物可以包括但不限于聚丙烯酰胺、部分水解的聚丙烯酰胺、聚丙烯酸酯、烯属共聚物、生物聚合物、羧甲基纤维素、聚乙烯醇、聚苯乙烯磺酸盐、聚乙烯吡咯烷酮、AMPS(2-丙烯酰胺-2-甲基丙烷磺酸盐)、它们的组合、等等。烯属共聚物的实例包括丙烯酸和丙烯酰胺的共聚物、丙烯酸和丙烯酸月桂酯的共聚物、丙烯酸月桂酯和丙烯酰胺的共聚物。生物聚合物的实例包括黄原胶和瓜尔胶。在一些实施方案中，可以使聚合物在地层中原位交联。在另外的实施方案中，可以使聚合物在地层中原位生成。此外，在一些实施方案中，合适的非混溶的提高油采收率试剂与地层中的油不可初次接触混溶或不可多次接触混溶。
在一些实施方案中，可以在第一时间段将溶剂连续注入第一井组202。在第一时间段以后，在第二时间段可以从第二井组204采出油、气和/或流动水。在另外的实施方案中，在第一时间段以后，在第二时间段可以将一种或多种驱逐流体注入第一井组202。在第一时间段期间，或者在第二时间段期间，或者在第一和第二时间段两者期间，或者在包括第一时间段和第二时间段之后的一段时间并且可以包括第一和/或第二时间段内的一段时间的第三时间段，可以从第二井组204采出油和/或气。然而，将会认识到，注入和采出工艺可以通过第一或第二井组202、204进行而不脱离本公开的范围。
第一、第二和第三时间段可以是预定长度的时间，它们一起可以描述成一个完整周期。在一些实施方案中，示例性的周期可以持续约12小时至约1年。然而，在另外的实施方案中，示例性的周期可以持续约3天至约6个月，或者约5天至约3个月。在一种或多种实施方案中，每个连续周期可以在时间上比前一周期延长。例如，每个连续周期可以比前一周期长约5％至约10％。在至少一种实施方案中，连续周期可以比前一周期长约8％。
在一些实施方案中，可以进行多个周期，其包括在注入溶剂和/或驱逐流体与从地层采出油、气和/或流动水之间交替井组202、204。例如，在第一时间段一个井组可以注入而另一井组可以产出，接着在第二时间段可以将它们调换。
在一些实施方案中，可以在周期开始时注入溶剂，可以在周期结束时注入驱逐流体或液体(flood)。在一种或多种实施方案中，周期的开始可以是周期的前10％至约80％、周期的前20％至约60％、或周期的前25％至约40％。周期的结束可以简单地为特定周期的剩余部分。
现在参照图4，显示的是用于从含烃地层如油藏中开采烃类(即油和/或气)的另一系统400。该系统400在一些方面可以类似于上文参照图1描述的系统100。因此，参照图1可以最好地理解系统400，其中同样的数字用于指示同样的部件，它们不会再详细描述。地层102、104、106、108中的一个或多个可以含有高粘原油和大量流动水。最初可以经由诸如计算机建模、分析模型、芯样测试、地震研究等的已知技术将关注的特定地层确定为开采候选。在一种或多种实施方案中，开采设施110可以进一步包括生产储罐402，系统400可以进一步包括第二井404。与第一井112类似，第二井404延伸穿过第一和第二地层102、104，最终在第三地层106内终止，被一个或多个相邻的地层区段406围绕。将会认识到每口井112、402的相邻地层区段114和406分别可以任选地经过压裂和/或钻孔以提高采出。
在一些实施方案中，第二井404可以代表属于第一井组202的井，而第一井112可以代表属于第二井组204的井，如同上文参照图2a和2b说明的。然而，在另外的实施方案中，第二井404可以代表属于第二井组204的井，而第一井112可以代表属于第一井组202的井。
生产储罐402可以配置用于储存注入地层102、104、106、108的混溶的和/或非混溶的提高油采收率试剂和/或配制剂(即，溶剂、驱逐流体等)。在一种或多种实施方案中，生产储罐402与第二井404结合连通，配置用于为其提供注入的溶剂和/或驱逐流体。然而，在另外的实施方案中，生产储罐402可以与第一井112结合连通，配置用于为其提供注入的溶剂和/或驱逐流体。在另外的实施方案中，生产储罐402可以与第一和第二井112、402都结合连通，配置用于为二者提供注入的溶剂和/或驱逐流体而不脱离本公开的范围。
在一种或多种实施方案中，可以将溶剂配制剂或流体向下泵入第二生产井404并且注入第三地层106的相邻地层区段406。诸如二硫化碳配制剂或流体的溶剂驱替地层106内所含的流动水，由此暴露能够与流入溶剂接触的稠油矿床。溶剂与地层106中存在的稠油接触后，溶剂和油变得混溶，产生包含溶剂和油的混合物的“流动的”油，其显示与“轻质油”相当的降低的粘度。该流动的油可以比最初的重稠原油容易得多地从地层抽提。
简单地参照图5a、5b和5c，显示的是描绘溶剂如何与含有高粘原油和大量流动水的地层502相互作用的演进模型。图5a描绘含烃地层502，其具有初始在原位的稠油层504、流动水层506以及饱和原生水层508。原生水508可能实际上在地层502中不动。图5b描绘溶剂510的注入，该溶剂有效地驱替地层502的流动水506(图5a)。在一种或多种实施方案中，注入的溶剂为二硫化碳配制剂或流体。
由于溶剂510与稠油504相互作用，生成溶剂510和油504的混合物512。该混合物512将显示出比稠油504低的粘度，由此使混合物512流动以便采出(例如采出流动的油)。此时，例如采用一种或多种已知的驱油方法(例如水/聚合物驱替、混溶的非混溶的驱替等)，可以经由相邻的井采出溶剂和油的混合物512。
然而，在另外的实施方案中，在预定量的时间可以容许溶剂510浸入稠油504并使其增溶，由此产生粘度与轻质油相当的包含油和溶剂的混合物的流动油514，如图5c所示。在一些实施方案中，容许溶剂510浸入稠油504直至流动的油514达到约1000cP或更小的粘度(20℃下测定)。在另外的实施方案中，注入溶剂510或者容许其浸入稠油504直至包含油和溶剂的混合物的流动油514含有至少10vol％、或至少20vol％或至少30vol％的溶剂。此时，例如采用一种或多种已知的驱油方法(例如水/聚合物驱替、混溶的非混溶的驱替等)，可以经由相邻的井采出该流动的油。
再次参照图4，经由第二井404连续泵入溶剂可以驱替混合物512、514(图5b和5c)穿过第三地层106，如箭头所示，最终到达第一井112以采出至开采设施110。然而，在另外的实施方案中，溶剂流可以后跟同样经由第二井404注入第三地层106的相邻地层区段406的一种或多种驱逐流体(例如混溶的/非混溶的提高油采收率试剂、盐水、等)。该注入的驱逐流体可以配置用于提高溶剂流及溶剂和油的混合物在各自穿过地层106时的驱替稳定性。
继续参照图2a、2b和4的情况下现在参照图6，显示的是按照所公开的一种或多种实施方案得示例性的注入和采出方法或模式(pattern)600。该示例性的模式600可以提供第一井组202的示例注入和采出时机(如上端的时间表所示)以及第二井组204的示例注入和采出时机(如下端的时间表所示)的举例说明。如图所示，注入溶剂由棋盘形图案表示，注入驱逐流体由对角线图案表示，空白部分代表从地层产出油、气和/或流动水。
在一些实施方案中，时间620处，在时间段602将溶剂段塞(solvent slug)注入第一井组202，同时在时间段603从第二井组204产出油、气和/或水。接着可以在时间段605将溶剂段塞注入第二井组204，同时在时间段604从第一井组202产出油、气和/或水。井组202和204的注入/产出循环可以持续任何数目的周期，例如约5个周期至约25个周期。
在一些实施方案中，时间630处，由于在时间620期间已经产出油、气和/或水，地层中可能存在空腔。在时间630期间，只有空腔前缘可能充满溶剂段塞，接着用驱逐流体将该溶剂段塞推动穿过地层。例如，可以在时间段606将溶剂段塞注入第一井组202，然后在时间段608将驱逐流体注入第一井组202，同时可以在时间段607从第二井组204产出油、气和/或水。在一种或多种实施方案中，接着可以在时间段609将溶剂段塞注入第二井组204，然后可以在时间段611将驱逐流体注入第二井组204，同时可以在时间段610从第一井组202产出油、气和/或水。井组202和204的这种注入/产出循环可以持续任何数目的周期，例如约5个周期至约25个周期。
在一些实施方案中，时间640处在第一井组202和第二井组204之间可能存在明显的水力连通。在一种或多种实施方案中，可以在时间段612将溶剂段塞注入第一井组202，然后在时间段614将驱逐流体注入第一井组202，同时可以在时间段615从第二井组204产出油、气和/或水。只要理想的话，例如只要从第二井组204产出油、气和/或水，在从第二井组204产出油、气和/或水的同时将溶剂和驱逐流体注入第一井组202的循环可以继续。
在一些实施方案中，时间段602、603、604和/或605可以是约6小时至约10天，例如约12小时至约72小时，或约24小时至约48小时。在一些实施方案中，从时间620直至时间630，时间段602、603、604和/或605各自可以延长。然而，在另外的实施方案中，从时间520直至时间630，时间段602、603、604和/或605各自可以相对不变持续约5个周期至约25个周期，例如约10个周期至约15个周期。
在一些实施方案中，时间段606为时间段606和时间段608合计长度的约10％至约50％，例如约20％至约40％，或约25％至约33％。在一些实施方案中，时间段609为时间段609和时间段611合计长度的约10％至约50％，例如约20％至约40％，或约25％至约33％。在一些实施方案中，时间段606和时间段608的合计长度为约2天至约21天，例如约3天至约14天，或约5天至约10天。在一些实施方案中，时间段609和时间段611的合计长度为约2天至约21天，例如约3天至约14天，或约5天至约10天。在一些实施方案中，时间段612和时间段614的合计长度为约2天至约21天，例如约3天至约14天，或约5天至约10天。
再次参照图4，在开采设施110中将油与溶剂、流动水和/或驱逐流体分离之后，接着可以处理溶剂配制剂以便再循环并放回生产储罐402。处理溶剂配制剂以便再循环可以包括沸腾、冷凝、过滤和/或使溶剂反应。此外，可以将采出的油和/或气输送至精炼和/或处理设备。可以加工油和/或气以生产化学制品，例如运输用燃料如汽油和柴油、加热用燃料、润滑剂、化学品和/或聚合物。加工可以包括蒸馏和/或分馏油、气和/或水以生产一种或多种馏分。在一些实施方案中，可以使油、气、和/或水、和/或一种或多种馏分经历下述的一种或多种工艺：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。
将会认识到本文公开的实施方案可以适合在含有大量流动油的地层中开采高粘原油。然而，对含有相当数量轻质油还存在大量流动水，但是用常规EOR技术不能有效开采的地层，可以有效应用这些相同的实施方案。
因此，本发明非常适合于实现所提及的目的和优点以及其本身固有的那些目的和优点。上文所公开的特定实施方案只是说明性的，因为可以用受益于本文教导的本领域技术人员所显见的不同但等价的方式调整和实施本发明。此外，除了如下权利要求中所描述的以外，不应限制这里所给出的结构或设计的细节。本文说明性公开的发明适宜地可以在缺少任何本文未特别公开的要素和/或任何本文公开的非必要的要素的情况下进行实施。虽然组成和方法均描述为“包含”、“含有”或“包括”各组分或步骤，但所述组成和方法还可以基本上由各组分和步骤“组成”或者由它们“组成”。上文所公开的所有数值和范围均可以在一定程度上改变。每当公开具有下限和上限的数值范围时，落在所述范围内的任何数值或任何所包含的范围得到具体公开。具体地，本文所公开的每一个数值范围(其形式为“约a至约b”或等价的“约a至b”或等价的“约a-b”)应理解为阐明了包括在较宽值范围内的每一个数值和范围。另外，权利要求中的术语具有它们明白的普通含义，除非专利权人已经清楚且明确地另有定义。此外，权利要求中所用的不定冠词“一”或“一个”在本文指其引入的一种或多于一种的要素。如果在本说明书中的用词或术语与可能通过引用并入本文的一篇或多篇专利或其他文献中的用词或术语存在任何冲突，则应该采用与本说明书中一致的定义。
Claims (17)
1.采油的方法，其包括：
将二硫化碳流体置入包含油和流动水的地层，其中该地层油在20℃下的粘度至少为1,000厘泊；
用该二硫化碳流体驱替地层中的流动水；
使该二硫化碳流体与地层中的油接触以产生由溶剂和地层油的混合物组成的流动油；
驱替该流动油穿过地层；以及
从地层中采出该驱替的流动油。
2.权利要求1的方法，其中驱替流动水包括从地层采出流动水。
3.权利要求1或2的方法，其中驱替流动水包括使流动水与置入地层的二硫化碳流体接触。
4.权利要求1或权利要求2-3任一项的方法，其中该地层油在20℃下的粘度为1,000,000厘泊或至少5,000,000厘泊或更高。
5.权利要求1或权利要求2-4任一项的方法，其中该二硫化碳流体与油混合直至溶剂和油的混合物含有至少10vol％或至少20vol％的二硫化碳流体。
6.权利要求1或权利要求2-5任一项的方法，其中使二硫化碳流体与地层油接触进一步包括使油的粘度降低至20℃下小于1,000厘泊。
7.权利要求1或权利要求2-6任一项的方法，其中驱替该流动油穿过地层进一步包括将包含水性聚合物溶液或二氧化碳的一种或多种驱逐流体(chase fluids)置入地层。
8.权利要求6或7的方法，其进一步包括以交替顺序重复将二硫化碳流体和一种或多种驱逐流体置入地层。
9.权利要求1或权利要求2-8任一项的方法，其进一步包括鉴别包含油和流动水的地层。
10.权利要求1或权利要求2-9任一项的方法，其中所述地层为地表下地层，通过将二硫化碳流体经由第一井注入地层而使二硫化碳流体置入该地表下地层，驱替流动油穿过地层朝向第二井，经由第二井从地层采出油。
11.从含有油和流动水的地层中采油的方法，其包括：
将溶剂置入地层，该地层初始的总的水饱和度比地层中的原生水饱和度至少高10％；
用该溶剂驱替地层中的流动水以便使地层中的油暴露于该溶剂下；以及
使暴露的油与溶剂接触以产生由溶剂和地层油的混合物组成的流动油。
12.权利要求11的方法，其进一步包括从地层采出该流动油。
13.权利要求11的方法，其进一步包括：
驱替该流动油穿过地层；和
从地层采出该驱替的流动油。
14.权利要求13的方法，其中驱替该流动油穿过地层进一步包括将包含水性聚合物流体或二氧化碳的一种或多种驱逐流体置入地层。
15.权利要求12或权利要求13-14任一项的方法，其中地层中的油在20℃下的粘度至少为1,000,000厘泊或至少5,000,000厘泊。
16.权利要求15的方法，其中使地层中的油与溶剂混合以使油的粘度降低至20℃下约1,000厘泊或更小。
17.权利要求12或权利要求13-16任一项的方法，其中溶剂与暴露出的油接触直至流动油含有至少10vol％的溶剂。
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
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