CN104471187A - 石油采收方法和系统 - Google Patents

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CN104471187A CN201380038279.6A CN201380038279A CN104471187A CN 104471187 A CN104471187 A CN 104471187A CN 201380038279 A CN201380038279 A CN 201380038279A CN 104471187 A CN104471187 A CN 104471187A
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Abstract

提供一种用于从地层采收石油的系统和方法。将包含至少75mol％二甲基硫醚和与液体石油组合物首次接触混溶的油采收制剂引入包含重油、超重油或沥青的地下载油地层中，和从地层中产出石油。

Description

石油采收方法和系统
技术领域
本发明涉及从地下地层采收石油的方法，具体地，本发明涉及从地下地层强化油采收的方法。
背景技术
全球大量石油位于包含重油和沥青石油的地层中。不包括油页岩中的烃，已经估计出全球有1.3-1.5万亿立方米(8-9万亿桶)的重油和沥青。这些石油资源大部分包含在油砂中。油砂地层可出现在地表至深2000米以上处。通过露天开采油砂地层至深约75米处和从油砂中提出石油可从油砂采收石油。通过其中在地层中钻井以从中提取石油的原位提取，可采收处于75米深或更深处的油砂地层中的石油。
从油砂地层中原位提取石油通常受油砂中重油或沥青的粘度的阻碍。通常，油砂地层中石油的粘度足够大，以至于石油不容易流到井中用于产出。已经提供热方法用于通过加热油砂地层中的石油来降低地层中石油的粘度，由此强化了石油在地层中的流动和能够通过井从地层中产出石油。蒸汽辅助重力排油技术(SAGD)和循环蒸汽强化法(CSS)是热方法，用于通过用注入地层中的蒸汽加热地层以降低油砂地层中石油的粘度。
降低油砂地层中石油粘度的非热方法也已被用于从油砂地层中产出重油。VAPEX是非热油产出方法，其中将烃溶剂蒸气(如CH4-C4H10)注入油砂地层中以降低石油的粘度，当接触时使石油膨胀和稀释，由此能够产出稀释的油。当用于包含API重度大于20°的石油的地层中时，VAPEX方法最有效。美国专利No.3,838,738提供了将二硫化碳或甲苯蒸气作为溶剂与蒸汽一起注入油砂地层中的方法，其中溶剂蒸气在冷凝时与油砂地层中的沥青混合和使沥青流动。
虽然存在原位提取方法从较深的油砂地层提取石油，但相对于油砂地层中石油的总量，油砂开采从油砂地层产出的石油量是不成比例的。油砂地层中几乎80％的石油位于地层中对于油砂开采来说太深的位置处。然而，从油砂地层产出的石油仅41％是从这种地层产出的。剩余59％的石油是通过油砂开采从开采易达到的地层产出的，它仅占油砂地层中可获得的石油的20％。希望改进已存在的原位油砂提取方法。例如，希望原位提取方法增加从地层中的石油采收，同时最小化地层酸化、最小化由于在地层水中可溶造成的油采收试剂损失、降低提取溶剂的毒性、消除由于油采收试剂毒性所需要的地层清理和相对于目前的原位提取方法在经济上是有利的。
发明内容
在一个方面，本发明涉及一种用于采收石油的方法，包括：
提供包含至少75mol％二甲基硫醚和与液相石油首次接触混溶的油采收制剂；
将所述油采收制剂引入地下载油地层中，所述地下载油地层包含在25℃下动态粘度为至少1000mPa·s(1000cP)和API重度为最多20°的石油；
在所述地下地层中使所述油采收制剂与石油接触；和
在将所述油采收制剂引入所述地层中和使所述油采收制剂与石油接触之后从所述地层中产出石油。
在另一个方面，本发明涉及一种系统，包括：
油采收制剂，所述油采收制剂包含至少75mol％二甲基硫醚和与液相石油首次接触混溶；
地下载油地层，所述地下载油地层包含在25℃下动态粘度为至少1000mPa·s(1000cP)和API重度为最多20°的石油；
用于将所述油采收制剂引入所述地下载油地层中的机构；和
用于在将所述油采收制剂引入所述地下载油地层之后从所述地层产出石油的机构。
附图说明
根据本发明教导，附图仅以举例而非限制方式描述了一种或多种实施方案。在图中，类似标号指相同或相似的元素。
图1描述了本发明的石油产出系统。
图2描述了本发明的石油产出系统。
图3描述了本发明的石油产出系统。
图4的图为按照本发明的系统和方法用于产出石油的井分布。
图5的图为按照本发明的系统和方法用于产出石油的井分布。
图6的图表示在30℃下使用不同溶剂从油砂采收石油。
图7的图表示在10℃下使用不同溶剂从油砂采收石油。
图8的图表示增加二甲基硫醚浓度对西非含蜡原油的粘度降低效果。
图9的图表示增加二甲基硫醚浓度对中东沥青基原油的粘度降低效果。
图10的图表示增加二甲基硫醚浓度对加拿大沥青基原油的粘度降低效果。
具体实施方式
本发明涉及利用包含至少75mol％二甲基硫醚的油采收制剂从包含重油、超重油或沥青的地下载油地层强化油采收的方法和系统。油采收制剂与液相石油首次接触混溶，特别地与地下载油地层中的石油首次接触混溶。油采收制剂的粘度可非常低，从而当将油采收制剂引入地层中时，混溶油采收制剂可与其接触的石油完全混合以产出相比于初始处于地层中的石油粘度显著降低的混合物。可使粘度降低的混合物流动通过地下地层，其中可从地层产出流动的混合物，由此从地层采收石油。
本文使用的某些术语定义如下：
本文所用的“API重度”指由ASTM方法D6822确定的在15.5℃(60℉)下的API重度。
本文所用的“沥青质”定义为在标准温度和压力下不溶于n-庚烷和可溶于甲苯的烃。
本文所用的“流体操作连接”定义为两个或更多个元件间的连接，其中所述元件直接或间接连接以允许元件间直接或间接的流体流动。本文所用的术语“流体流动”指气体或液体的流动。
本文所用的“混溶”定义为两种或更多种物质、组合物或液体以任何比例混合而不会分为两个或更多个相的能力。
本文所用的“石油”定义为通常为液态的天然烃混合物，其也可以包含硫、氮、氧和金属的化合物。
本文所用的“渣油”指由ASTM方法D7169确定的沸程分布高于538℃(1000°F)的石油组分。
提供用于本发明方法或系统的油采收制剂包含至少75mol％的二甲基硫醚。油采收制剂可包含至少80mol％、或至少85mol％、或至少90mol％、或至少95mol％、或至少97mol％、或至少99mol％的二甲基硫醚。油采收制剂可包含至少75vol％、或至少80vol％、或至少85vol％、或至少90vol％、或至少95vol％、或至少97vol％、或至少99vol％的二甲基硫醚。油采收制剂可包含至少75wt％、或至少80wt％、或至少85wt％、或至少90wt％、或至少95wt％、或至少97wt％，或至少99wt％的二甲基硫醚。油采收制剂可基本上由二甲基硫醚组成，或可由二甲基硫醚组成。
提供用于本发明方法或系统的油采收制剂可包含一种或多种助溶剂，其与油采收制剂中的二甲基硫醚形成混合物。所述一种或多种助溶剂优选与二甲基硫醚混溶。所述一种或多种助溶剂可选自邻二甲苯、甲苯、二硫化碳、二氯甲烷、三氯甲烷、C3-C8脂族和芳族烃、天然气凝析油、硫化氢、柴油、煤油、二甲醚及它们的混合物。
提供用于本发明方法或系统的油采收制剂与液相石油组合物、优选任何液体石油组合物首次接触混溶。在液相或气相中油采收制剂可与包括重原油、超重原油和沥青的基本上所有原油首次接触混溶，和在液相或气相中与载油地层中的石油首次接触混溶。油采收制剂可与烃组合物首次接触混溶，所述烃组合物例如包含至少25wt％、或至少30wt％、或至少35wt％、或至少40wt％的具有由ASTM方法D7169确定的至少538℃(1000°F)沸点的烃的液相石油。油采收制剂可与烃类组合物如液相石油中的液相渣油和液相沥青质首次接触混溶。油采收制剂还可与包含小于5wt％的氧、小于10wt％的硫和小于5wt％的氮的C3-C8脂族和芳族烃首次接触混溶。
油采收制剂可与适度高或高粘度的石油首次接触混溶。油采收制剂可与在25℃下动态粘度为至少1000mPa·s(1000cP)、或至少5000mPa·s(5000cP)、或至少10000mPa·s(10000cP)、或至少50000mPa·s(50000cP)、或至少100000mPa·s(100000cP)、或至少500000mPa·s(500000cP)的石油首次接触混溶。油采收制剂可与在25℃下动态粘度为1000-5000000mPa·s(1000-5000000cP)、或5000-1000000mPa·s(5000-1000000cP)、或10000-500000mPa·s(10000-500000cP)、或50000-100000mPa·s(50000-100000cP)的石油首次接触混溶。
提供用于本发明方法或系统的油采收制剂优选具有低的粘度。油采收制剂可为在25℃温度下动态粘度为最多0.35mPa·s(0.35cP)、或最多0.3mPa·s(0.3cP)、或最多0.285mPa·s(0.285cP)的流体。
提供用于本发明方法或系统的油采收制剂优选具有相对低的密度。油采收制剂的密度可为最多0.9g/cm3或最多0.85g/cm3。
提供用于本发明方法或系统的油采收制剂可具有相对高的内聚能密度。提供用于本发明方法或系统的油采收制剂的内聚能密度可为300-410Pa或320-400Pa。
提供用于本发明方法或系统的油采收制剂优选为相对无毒的或无毒的。油采收制剂在96小时的水生毒性LC50(虹鳟鱼)可以大于200mg/l。油采收制剂在4小时的急性口服毒性LD50(小鼠和大鼠)可为535-3700mg/kg、急性皮肤毒性LD50(兔子)可以大于5000mg/kg和急性吸入毒性LC50(大鼠)可为40250ppm。
在本发明方法中，将油采收制剂引入地下载油地层中，和本发明的系统包括地下载油地层。地下载油地层包含石油和可包含非固结沙子、岩石、矿物和水。地下载油地层位于可从地表延伸至载油地层的上覆地层的下方。地下载油地层可位于地表下深至少75米、或至少100米、或至少500米、或至少1000米、或至少1500米处。地下载油地层的渗透性可为0.00001-15达西、或0.001-10达西、或0.01-5达西、或0.1-1达西。地下地层可为海底地层。
地下载油地层包含当与油采收制剂接触和混合后可从地层分离和产出的石油。在地层压力和温度条件下和在标准温度和压力条件下载油地层的石油与油采收制剂首次接触混溶。载油地层的石油为重油、超重油或沥青。重油的API重度为最多20°。超重油和沥青的API重度均为最多10°。
在地层温度条件下(特别是在地层温度范围内的温度下)载油地层中所包含的石油的动态粘度为至少1000mPa·s(1000cP)。在地层温度条件下载油地层中所包含的石油的动态粘度可为至少5000mPa·s(5000cP)、或至少10000mPa·s(10000cP)、或至少20000mPa·s(20000cP)、或至少50000mPa·s(50000cP)、或至少100000mPa·s(100000cP)。在地层温度条件下载油地层中所包含的石油的粘度为1000-10000000mPa·s(1000-10000000cP)、或5000-1000000mPa·s(5000-1000000cP)、或10000-500000mPa·s(10000-500000cP)。载油地层中所包含的石油在25℃下的动态粘度为至少1000mPa·s(1000cP)，和在25℃下的动态粘度可为至少5000mPa·s(5000cP)、或至少10000mPa·s(10000cP)、或至少20000mPa·s(20000cP)、或至少50000mPa·s(50000cP)、或至少100000mPa·s(100000cP)。在本发明方法和系统的实施方案中，载油地层中所包含的石油至少部分或基本上对地层中至少部分石油的不流动负责。
载油地层中所包含的石油可包含大量的高分子量烃。载油地层中所包含的石油可包含至少25wt％、或至少30wt％、或至少35wt％、或至少40wt％的具有由ASTM方法D7169测定的至少538℃(1000°F)的沸点的烃。载油地层中所包含的石油的沥青质含量可为至少1wt％、或至少5wt％、或至少10wt％。
地下载油地层还可包含沙子和水。沙子可为在地层中与石油和水混合的非固结沙子。石油可占石油/沙子/水混合物的1-20wt％；沙子可占石油/沙子/水混合物的70-90wt％；和水可占石油/沙子/水混合物的1-20wt％。沙子可涂覆一层水和位于浸湿沙粒周围的空隙空间中的石油。地下载油地层还可以包含少量气体如甲烷或空气。
现在参照图1，给出了用于实施本发明方法的本发明系统。在通过管线105流体操作连接到注射/产出设备103的油采收制剂储存设备101中可提供如上所述的油采收制剂。注射/产出设备103可流体操作连接到井107，它可从注射/产出设备103延伸至位于上覆地层117下方的如上所述包括一个或多个地层部分111、113和115的地下载油地层109。替代地，油采收制剂储存设备101可直接流体操作连接至井107用于通过井引入地层109中。如井107中的向下箭头所示，可使油采收制剂流过井而引入地层109如地层部分113中，其中注射/产出设备103和井107或井107本身包括用于将油采收制剂引入地层109中的机构。用于将油采收制剂引入地层109中的机构可包含括泵110，所述泵110用于将油采收制剂传送到井的穿孔或开孔中，其中油采收制剂可通过井的穿孔或开孔注入地层中。
为了将油采收制剂注入地下载油地层109中，可能有必要在地层中首先建立流体流路，因为非固结的沙子和地层的粘性石油可阻碍将油采收制剂注入地层中。通过将蒸汽注入地层109中或通过水力压裂可在地层中建立流体流路。如果从井到地层109的注射路径位于地层109的水饱和区域中，可注入蒸汽建立流体流路。所述井可具有用于将蒸汽注入地层中的机构，该机构可为用于将油采收制剂注入地层的相同机构。利用蒸汽可使位于水饱和区域中的任何沥青质或其它烃材料流动，从而打开流体流路。替代地，或与向地层109注入蒸汽结合，可利用水力压裂建立从井至地层的流体流路，特别是在地层的烃饱和区域中，其中所述井可以包括用于水力压裂地层的机构。根据公知的水力压裂技术可实施水力压裂。一旦在地层109中建立了流体流路，可将支撑剂注入所述流路中以防止流路闭合，其中所述井可具有用于将支撑剂注入已建立的流体流路的机构。沙砾和沙子或它们的混合物可被用作支撑剂，其中支撑剂可具有宽分布粒度以防止地层中的焦油砂材料流入和闭合流体流路。
可在本发明的系统中产生蒸汽用于引入地层109以建立流体流路。水罐135可通过管线139流体操作连接至注射/产出设备103以向位于注射/产出设备中的锅炉136提供水。锅炉136可产生蒸汽用于通过井107注入地层中。
可将蒸汽注入地层以建立流体流路的压力可为地层压裂压力的20-95％或40-90％。可将蒸汽注入地层的压力可为高于在开始注入蒸汽前测量的初始地层压力大于0至37MPa的压力。当将蒸汽注入地表下深75-200米的地层中时，可将蒸汽注入地层的压力可相对低以防止压垮地层的上覆地层。可在初始地层压力至高于初始地层压力8.2MPa(1200psi)的压力下将蒸汽注入位于地表下深75-200米的地层中。
将油采收制剂引入地层109中，例如在利用或不利用如上所述先前建立的流体流路下通过将油采收制剂泵送至地层中而注入地层中。可将一定量的油采收制剂引入地层中以形成石油和油采收制剂的流动混合物。引入地层的一定量油采收制剂可足以形成油采收制剂和石油的流动混合物，所述流动混合物可包含至少10vol％、或至少20vol％、或至少30vol％、或至少40vol％，或至少50vol％、或大于50vol％的油采收制剂。
在高于地层中瞬时压力的压力下可将油采收制剂引入地层中以促使油采收制剂流入地层。将油采收制剂引入地层中的压力可从地层中瞬时压力到高达但不包括地层压裂压力。可将油采收制剂注入地层的压力可为地层压裂压力的20-95％或40-90％。将油采收制剂注入地层的压力可为高于在开始注入前测量的初始地层压力大于0至37MPa的压力。当将油采收制剂注入地表下深75-200米的地层中时，可将油采收制剂注入地层的压力可相对低以防止压垮地层的上覆地层。可在初始地层压力至高于初始地层压力8.2MPa(1200psi)的压力下将蒸汽注入位于地表下深75-200米的地层中。
在本发明方法和系统的一个实施方案中，可将油采收制剂与蒸汽一起引入地层109中以提高在注射点周围地层中的温度从而降低石油粘度和由此促进油采收制剂和石油在地层中混合。在本发明系统和方法的实施方案中，可将蒸汽和油采收制剂通过井107一起注入地层109中。可将组合的一起注入的油采收制剂和蒸汽在上面针对将油采收制剂注入地层所述的压力下注入地层中。
当将携带或不携带蒸汽的油采收制剂引入地层109中时，油采收制剂如箭头119所示扩散入地层中。当引入地层109时，油采收制剂与地层中的部分石油接触并形成混合物。油采收制剂与地层中的石油首次接触混溶，其中当油采收制剂与石油混合时使地层中的至少部分石油流动。当油采收制剂与石油混合时，如通过相对于地层中的天然石油降低混合物的粘度、通过降低使石油保存在地层中的毛细管力、通过降低石油在地层中沙子表面上的湿润性、和/或通过使地层中的石油膨胀，可以使石油流动。
在将油采收制剂引入地层以与地层中的石油混合和使其流动后，可将油采收制剂留在地层中进行浸泡。可将油采收制剂留在地下地层中浸泡1小时-15天的时间，优选5-50小时。
如图2所示，在将油采收制剂引入地层109中和浸泡一段时间之后，可从地层109采收和产出石油。任选也可从地层109中采收和产出油采收制剂(优选与石油混合)，和任选还从地层109采收和产出气体和水。系统包括用于产出石油的机构和可包括用于在将油采收制剂引入地层之后如将油采收制剂完全引入地层之后从地层109产出油采收制剂、气体和水的机构。用于从地层109采收和产出石油及任选的油采收制剂、气体和水的机构可包括泵112，所述泵可位于注射/产出设备103中和/或井107内，从地层抽取石油及任选的油采收制剂、气体和水以将石油及任选的油采收制剂、气体和水送入设备103中。
如箭头121所示，可从地层部分113抽取优选为与油采收制剂的混合物和任选与水和地层气混合的石油，和产出返回井107至注射/产出设备103。可在分离装置123中分离石油与油采收制剂、水和气体。分离装置可包括用于分离气体与石油、油采收制剂和水的常规液体-气体分离器、用于分离水与石油和油采收制剂的常规烃-水分离器和用于分离油采收制剂与石油或石油和水的常规蒸馏塔。
为便于分离产出的油采收制剂与产出的石油，可通过选择性蒸馏分离产出的油采收制剂与石油，从而产出的油采收制剂包含源自地层产出的石油和不存在于初始油采收制剂中的C3-C8或C3-C6脂族和芳族烃。可以实施蒸馏使产出的油采收制剂的组成为原始油采收制剂加上至多25mol％的源自地层的C3-C8脂族和芳族烃，其中经分离的产出的油采收制剂包含至少75mol％的二甲基硫醚。
经分离的石油可由注射/产出设备103的分离装置123提供至液体储罐125，液体储罐125可通过管线127流体操作连接至注射/产出设备的分离装置。经分离的气体可由注射/产出设备103的分离装置123提供至气体储罐129，气体储罐129可通过管线131流体操作连接至注射/产出设备的分离装置。经分离的任选包含额外的源自由地层产出的石油的C3-C8或C3-C6烃的油采收制剂可由注射/产出设备的分离装置123提供至油采收制剂储存设备101，油采收制剂储存设备101可通过管线133流体操作连接至注射/产出设备的分离装置。替代地，经分离的任选包含源自由地层产出的石油的C3-C8或C3-C6烃的油采收制剂可由注射/产出设备103的分离装置123提供至用于通过井107再次注入地层的注射机构110，其中分离装置123可流体操作连接至注射机构110以将经分离的油采收制剂从分离装置123提供至注射机构110。经分离的水可从注射/产出设备103的分离装置123提供至水罐135，水罐135可通过管线137流体操作连接至注射/产出设备的分离装置。水罐135可流体操作连接至第一注射/产出设备103中的锅炉136用于产生蒸汽以与油采收制剂一起注入地层中。
在从地层109采收和产出至少部分石油和任选采收和产出注入地层的至少部分注油采收制剂之后，可将额外部分油采收制剂注入地层以使留在地层的至少部分石油流动用于采收和产出。相对于在注入额外部分油采收制剂之前注入的油采收制剂的量，可增加注入地层109的额外部分油采收制剂的量以增加由油采收制剂扫过的地层体积。在以如上所述的方式注入额外部分油采收制剂之后，可使留在地层中的额外部分石油流动、从井中采收和产出。如所希望的，可随后将额外部分油采收制剂注入地层中用于从地层进一步采收和产出石油。
现在参照图3，其中给出了用于实施本发明方法的本发明系统。所述系统包括如上所述的延伸至地下载油地层205的第一井201和第二井203。载油地层205可以包括位于上覆地层213下方的如上所述包含在25℃下动态粘度至少1000mPa·s(1000cP)和API重度最多20°的石油、非固结沙子和水的一个或多个地层部分207、209和211。提供如上所述的油采收制剂。油采收制剂可由通过管线219流体操作连接至第一注射/产出设备217的油采收制剂储存设备215提供。第一注射/产出设备217可流体操作连接至第一井201，它可从第一注射/产出设备217延伸至载油地层205。油采收制剂可从第一注射/产出设备217流过第一井被引入地层205如地层部分209中，其中第一注射/产出设备217和第一井或第一井本身包括用于将油采收制剂引入地层的机构。替代地，可从油采收制剂储存设备215直接提供油采收制剂至第一井201用于注入地层205中，其中第一井包括用于将油采收制剂引入地层中的机构。用于将油采收制剂通过第一井201引入地层205中的机构(位于第一注射/产出设备217、或第一井201或这两者中)可包括用于将油采收制剂传送至第一井中的穿孔或开孔的泵221或压缩机，通过所述第一井中的穿孔或开孔可将油采收制剂引入地层中。
如通过将油采收制剂通过第一井201泵送入地层而将油采收制剂通过第一井注入地层中，可将油采收制剂引入地层205中。可将油采收制剂通过第一井201注入地层205的压力可如上面针对使用单个井注射和产出所述。
在将油采收制剂注入地层之前，如上所述可在地层205中建立流体流路。在将油采收制剂引入地层205之前，可在第一井201和第二井203之间建立流体流路，其中可将蒸汽从第一井201和/或第二井203注入地层中以在井之间建立流体流路。水罐225可通过管线227流体操作连接至位于第一注射/产出设备217中的锅炉220以向锅炉220提供水用于产生蒸汽。锅炉220可产生蒸汽用于通过第一井201注入地层205中。水罐225可流体操作连接至位于第二注射/产出设备231中锅炉252以向锅炉252提供水用于产生蒸汽。锅炉252可流体操作连接至用于通过第二井203将蒸汽注入地层205的机构以通过第二井向地层提供加压蒸汽。可在上面针对从单个井注入蒸汽以建立流体流路所述的压力下通过第一井201和/或第二井203注射蒸汽以在地层205中建立流体流路。如上所述，可以通过第一井201和/或第二井203将如上所述的支撑剂注入在地层205中建立的流体流路中，以维持地层中的流体流路。
在本发明系统和方法的实施方案中，可通过第一井201将蒸汽和油采收制剂一起注入地层205。可在上面针对使用单个井将油采收制剂和蒸汽一起注入地层所述的压力下将一起注入的蒸汽和油采收制剂注入地层中。可将蒸汽和油采收试剂的混合物注入在地层205中建立的流体流路。可利用蒸汽沿着第一井201和第二井203之间的流路提高在地层中的温度以降低地层中石油粘度和由此促进油采收制剂和石油在地层中混合。
通过第一井201引入地层205的油采收制剂体积可为0.001-5倍孔隙体积、或0.01-2倍孔隙体积、或0.1-1倍孔隙体积、或0.2-0.6倍孔隙体积，其中术语“孔隙体积”指第一井201和第二井203之间可由油采收制剂扫过的地层体积。通过本领域技术人员已知的方法例如通过模拟研究或通过注入其中包含示踪剂的水通过地层205从第一井201至第二井203，可容易地确定孔隙体积。
当将油采收制剂引入地层205中时，油采收制剂如箭头223所述扩散入地层。当引入地层205中时，油采收制剂与地层中的部分石油接触和形成混合物。油采收制剂与地层205中的石油首次接触混溶，其中当油采收制剂与地层中的石油混合时可使石油流动。当油采收制剂与地层中的石油混合时可使石油流动，例如，通过相对于地层中的天然石油降低混合物的粘度、通过降低使石油保存在地层中的毛细管力、通过降低石油在地层中沙子表面上的湿润性、和/或通过使地层中的石油膨胀实现。
如果已在第一井201和第二井203之间的地层205中建立了流体流路，可使油采收制剂与邻近流路的地层中的石油混合以使石油流动和将流动的石油引入流路中，其中可沿着流路从第一井201通过地层至第二井203驱替油采收制剂和石油的混合物。当使更多的石油流动和从地层中移出时，流路可变宽，允许进一步产出邻近变宽的流路的石油。
在将油采收制剂引入地层中之后，通过进一步将更多油采收制剂或油不可混溶制剂引入地层中，可推动油采收制剂和石油的流动混合物和任何未混合油采收制剂穿过地层205从第一井201至第二井203。如果在第一井和第二井之间已经建立了流体流路，可推动油采收制剂和任何未混合油采收制剂的流动混合物沿着流体流路穿过地层。当推动未混合油采收制剂穿过地层和可能与邻近流体流路的石油接触、混合和使其流动时，任何未混合油采收制剂可与地层205中更多的石油混合和使其流动。
在将油采收制剂完全引入地层之后，可将油不可混溶制剂通过第一井201引入地层205中以促使或以其它方式驱替油采收制剂和石油的流动混合物以及任何未混合油采收制剂流向第二井203用于产出。如果已经在地层中建立了流体流路，可通过流体流路将油不可混溶制剂引入地层中以驱动流路中的流动石油至第二井。
可选择油不可混溶制剂以驱替油采收制剂和石油的流动混合物以及任何未混合油采收制剂通过地层205。适合的油不可混溶制剂不与地层中的石油首次接触混溶或多次接触混溶和优选与地层205中的石油不可混溶。油不可混溶制剂可选自含水聚合物流体、气体或液体形式的水、在低于其最小混溶压力的压力下的二氧化碳、在低于其最小混溶压力的压力下的氮、空气和前述两种或更多种的混合物。
用于含水聚合物流体用于或作为油不可混溶制剂的适合聚合物可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、乙烯共聚物、生物聚合物、羧基甲基纤维素、聚乙烯基醇、聚苯乙烯磺酸酯、聚乙烯基吡咯烷酮、AMPS(2-丙烯酰胺-2-甲基丙烷磺酸酯)和它们的组合等。乙烯共聚物的例子包括丙烯酸和丙烯酰胺、丙烯酸和丙烯酸月桂酯、丙烯酸月桂酯和丙烯酰胺的共聚物。生物聚合物的例子包括黄原胶、瓜尔胶、褐藻酸酯、褐藻酸和它的盐。在一些实施方案中，聚合物可在地层205中原位交联。在其它实施方案中，聚合物可在地层205中原位产生。
可将油不可混溶制剂存储在可通过管线228流体操作连接至第一注射/产出设备217的油不可混溶制剂储存设备247中和从中提供油不可混溶制剂用于引入地层205中。第一注射/产出设备217可流体操作连接至第一井201以向第一井直接提供油不可混溶制剂用于引入地层205。第一注射/产出设备217和第一井201或第一井本身可包括用于通过第一井201将油不可混溶制剂引入地层205中的机构。用于通过第一井201将油不可混溶制剂引入地层205的机构可包括用于将油不可混溶制剂传送至第一井中的穿孔或开孔的泵或压缩机，其中通过第一井中的穿孔或开孔可将油不可混溶制剂注入地层中。用于将油不可混溶制剂通过第一井201引入地层205中的机构可为用于将油采收制剂通过第一井201注入地层中的泵221。
可将油不可混溶制剂引入地层205中，如通过将油不可混溶制剂泵送通过第一井至地层中如至在地层中建立的流体流路中而将油不可混溶制剂通过第一井201注入地层中。可将油不可混溶制剂通过第一井201注入地层205中的压力可为至多但不包括地层压裂压力，或为地层压裂压力的20-99％、或30-95％、或40-90％。在本发明实施方案中，可在高于注入油不可混溶制剂之前测量的地层压力大于0至37MPa的压力下将油不可混溶制剂注入地层205中。
在将油采收制剂通过第一井201引入地层205中之后，通过第一井引入地层的油不可混溶制剂的量可为0.001-5倍孔隙体积、或0.01-2倍孔隙体积、或0.1-1倍孔隙体积、或0.2-0.6倍孔隙体积，其中术语“孔隙体积”指第一井和第二井之间可由油不可混溶制剂扫过的地层体积。引入地层205的油不可混溶制剂的量可足以驱动流动的石油/油采收制剂混合物和任何未混合油采收制剂穿过至少部分地层。如果油不可混溶制剂为液相，在将油采收制剂引入地层205中之后引入地层中的油不可混溶制剂的体积相对于在引入油不可混溶制剂之前紧接着引入地层的油采收制剂的体积按油不可混溶制剂与油采收制剂比可为0.1:1-10:1，更优选为1:1-5:1。如果油不可混溶制剂为气相，在将油采收制剂引入地层205中之后引入地层中的油不可混溶制剂的体积相对于在引入油不可混溶制剂之前紧接着引入地层的油采收制剂的体积可明显大于液相油不可混溶制剂，例如，相对于在引入气相油不可混溶制剂之前紧接着引入的单位体积油采收制剂为至少10、或至少20、或至少50体积的气相油不可混溶制剂。
如果油不可混溶制剂为液相，在地层温度条件下油不可混溶制剂的粘度与流动的石油/油采收制剂混合物的粘度可具有至少相同的量级以能够使油不可混溶制剂驱动流动的石油/油采收制剂的混合物穿过地层205至第二井203。在地层温度条件油不可混溶制剂的粘度可为至少0.8mPa·s(0.8cP)、或至少10mPa·s(10cP)、或至少50mPa·s(50cP)、或至少100mPa·s(100cP)、或至少500mPa·s(500cP)、或至少1000mPa·s(1000cP)。如果油不可混溶制剂为液相，在地层温度条件下优选油不可混溶制剂的粘度大于流动的石油/油采收制剂混合物的粘度至少一个数量级，因此油不可混溶制剂可驱动流动的石油/油采收制剂混合物以活塞流穿过地层，从而最小化和抑制流动的石油/油采收制剂混合物指进穿过油不可混溶制剂的驱动活塞。
可将油采收制剂和油不可混溶制剂以交替段塞通过第一井201引入地层中。例如，在第一时间段可将油采收制剂通过第一井201引入地层205中，之后在第一时间段之后的第二时间段可将油不可混溶制剂通过第一井引入地层中，之后在第二时间段之后的第三时间段可将油采收制剂通过第一井引入地层中，之后在第三时间段之后的第四时间段可将油不可混溶制剂通过第一井引入地层中。如所希望的，作为许多交替段塞可将油采收制剂和油不可混溶制剂通过第一井引入地层中。
通过将油采收制剂和任选的油不可混溶制剂引入地层中，可使石油流动用于从地层205通过第二井203产出，其中将油采收制剂和任选的油不可混溶制剂通过第一井201引入地层中，如箭头229所示，任选沿着流体流路驱动流动的石油通过地层用于从第二井产出。用于从地层205产出的流动石油可包括流动的石油/油采收制剂混合物。将油采收制剂通过第一井201引入地层，也可使水和/或气体流动用于从地层205通过第二井203产出。
在将油采收制剂通过第一井201引入地层205之后，可从地层通过第二井203采收和产出石油。系统可包括位于第二井用于在将油采收制剂引入地层205之后从地层采收和产出石油的机构，和可以包括位于第二井用于在将油采收制剂引入地层之后从地层采收和产出油采收制剂、油不可混溶制剂、水和/或气体的机构。位于第二井203用于采收和产出石油以及任选用于采收和产出油采收制剂、油不可混溶制剂、水和/或气体的机构可包括泵233，所述泵233可位于第二注射/产出设备231中和/或第二井203内。泵233可从地层205抽取石油和任选的油采收制剂、油不可混溶制剂、水和/或气体通过第二井203的穿孔以传送石油和任选的油采收制剂、油不可混溶制剂、水和/或气体至第二注射/产出设备231。
如箭头229所示可从地层205抽取任选与油采收制剂、油不可混溶制剂、水和/或气体混合的石油，和沿第二井203向上产出至第二注射/产出设备231。在位于第二注射/产出设备231的分离装置235中可分离石油与油采收制剂、油不可混溶制剂(如果有的话)、气体和/或水。分离装置235可包括用于分离气体与石油、油采收制剂、水和油不可混溶制剂的常规液体-气体分离器、用于分离石油和油采收制剂与水和油不可混溶制剂的常规烃-水分离器、用于分离油采收制剂与石油的常规蒸馏塔和任选用于分离液体油不可混溶制剂与水的分离器。如以上所讨论的，为了便于分离，可选择蒸馏条件以分离油采收制剂和石油，从而使油采收制剂包含源自石油的C3-C8或C3-C6脂族和芳族烃。
经分离的石油可由第二注射/产出设备231的分离装置235提供至液体储罐237，液体储罐237可通过管线239流体操作连接至第二注射/产出设备的分离装置235。如果有的话，经分离的气体可由第二注射/产出设备231的分离装置235提供至气体储罐241，气体储罐241可通过管线243流体操作连接至第二注射/产出设备231的分离装置235。经分离的产出的任选包含额外的C3-C8或C3-C6烃的油采收制剂可由第二注射/产出设备231的分离装置235提供至油采收制剂储存装置215，油采收制剂储存装置215可通过管线245流体操作连接至第二注射/产出设备231的分离装置235。可将经分离的产出的油采收制剂再次注入地层205中用于进一步使地层的石油流动和从地层采收石油。经分离的水可由第二注射/产出设备231的分离装置235提供至水罐225，水罐225可通过管线250流体操作连接至第二注射/产出设备231的分离装置235。任选地在通过过滤和/或超滤除去沉淀物和/或通过纳米过滤或反渗透使水去离子化之后，可将经分离的水提供至锅炉220或锅炉252用于产生蒸汽再次注入地层中。经分离的产出的油不可混溶制剂可由第二注射/产出设备231的分离装置235通过管线249提供至油不可混溶制剂储存设备247。经分离的产出的油不可混溶制剂可由油不可混溶制剂储存设备247提供用于再次注入地层中。
在本发明系统和方法的实施方案中，第一井201可用于将油采收制剂注入地层205以使地层中的石油流动和第二井203可用于在第一时间段从地层产出石油，和第二井203可用于将油采收制剂注入地层205中以使地层中的石油流动和第一井201可用于在第二时间段产出石油，其中第二时间段在第一时间段之后。第二注射/产出设备231可包括机构如泵251，所述泵251通过管线253流体操作连接至油采收制剂储存设备215，和所述泵251流体操作连接至第二井203以将油采收制剂通过第二井引入地层205中。替代地，油采收制剂储存设备215可直接流体操作连接至第二井203，其中第二井包括将油采收制剂注入地层的机构。如果将蒸汽与油采收制剂一起注入地层或在将油采收制剂引入地层之前利用蒸汽在地层中从第二井203至第一井201建立流体流路，第二注射/产出设备可包括锅炉252，锅炉252通过管线255流体操作连接至水罐225和流体操作连接至第二井，其中第二井包括将锅炉蒸汽任选与油采收制剂一起引入地层的机构。泵251或压缩机也可通过管线260流体操作连接至油不可混溶制剂储存设备247和流体操作连接至第二井203，以在将油采收制剂通过第二井203引入地层205之后将油不可混溶制剂通过第二井引入地层。第一注射/产出设备217可包括机构如泵257，所述泵257或压缩机258用于从地层205通过第一井201产出石油和任选的油采收制剂、油不可混溶制剂、水和/或气体。第一注射/产出设备217也可包括用于分离石油、油采收制剂、水、油不可混溶制剂和/或气体的分离装置259。分离装置259可包括用于分离气体与石油、油采收制剂、水和油不可混溶制剂的常规液体-气体分离器、用于分离石油和油采收制剂与水和油不可混溶制剂的常规烃-水分离器、用于分离油采收制剂(任选与源自产出石油的C3-C8或C3-C6脂族和芳族烃组合)与石油的常规蒸馏塔和任选用于分离液体油不可混溶制剂与水的分离器。
分离装置259可流体操作连接如下：通过管线261至液体储罐237用于在液体储罐中储存产出的石油；通过管线263流体操作连接至油采收制剂储存设备215用于在油采收制剂储存设备215中储存采收的油采收制剂；通过管线265至气体储罐241用于在气体储罐中储存产出的气体；通过管线267至油不可混溶制剂储存设备247用于储存采收的油不可混溶制剂；和通过管线268至水罐225用于在水罐中储存产出的水。
在第一时间段，第一井201可用于将携带或不携带蒸汽的油采收制剂引入地下地层205中和任选地在通过第一井引入油采收制剂之后将油不可混溶制剂引入地层205中，和第二井203可用于从地层产出石油；然后在第二时间段，第二井203可用于将携带或不携带蒸汽的油采收制剂注入地层205中和任选地在通过第二井引入油采收制剂之后将油不可混溶制剂引入地层205中，和第一井201可用于从地层产出石油，其中第一和第二时间段组成一个周期。可进行多个周期，包括使第一井201和第二井203在将油采收制剂引入地层205中及在引入油采收制剂之后任选将油不可混溶制剂引入地层中和从地层产出石油之间交替，其中在第一时间段一个井注射和另一个井产出，然后在第二时间段将它们切换。该周期可为约12小时-1年、或约3天-6个月、或约5天-3个月。在一些实施方案中，在周期初可将油采收制剂引入地层中，和在周期末时可将油不可混溶制剂引入。在一些实施方案中，周期初可为周期的最初10-约80％、或周期的最初20-约60％、或周期的最初25-约40％，和周期末可为周期的剩余部分。
现在参照图4，描述了井阵列300。井阵列300包括第一井组302(水平线表示)和第二井组304(斜线表示)。在本发明系统和方法的一些实施方案中，如上所述的系统和方法的第一井可包括作为井阵列300中第一井组302描述的多个第一井，和如上所述的系统和方法的第二井可包括作为井阵列300中第二井组304描述的多个第二井。
第一井组302中的每个井可距第一井组302中的相邻井水平距离330。水平距离330可为约5-1000米、或约10-500米、或约20-250米、或约30-200米、或约50-150米、或约90-120米、或约100米。第一井组302中的每个井可距第一井组302中的相邻井垂直距离332。垂直距离332可为约5-1000米、或约10-500米、或约20-250米、或约30-200米、或约50-150米、或约90-120米、或约100米。
第二井组304中的每个井可距第二井组304中的相邻井水平距离336。水平距离336可为约5-1000米、或约10-500米、或约20-250米，或约30-200米、或约50-150米，或约90-120米、或约100米。第二井组304中的每个井可距第二井组304中的相邻井垂直距离338。垂直距离338可为约5-1000米、或约10-500米、或约20-250米、或约30-200米、或约50-150米、或约90-120米、或约100米。
第一井组302中的每个井可距第二井组304中的相邻井距离334。第二井组304中的每个井可距第一井组302中的相邻井距离334。距离334可为约5-1000米、或约10-500米、或约20-250米、或约30-200米、或约50-150米、或约90-120米、或约100米。
第一井组302中的每个井可被第二井组304中的四个井围绕。第二井组304中的每个井可被第一井组302中的四个井围绕。
在一些实施方案中，井阵列300可具有约10-1000个井，如第一井组302中约5-500个井，和第二井组304中约5-500个井。
在一些实施方案中，井阵列300可被视为在一块地上分隔开的垂直井的第一井组302和第二井组304的俯视图。在一些实施方案中，井阵列300可被视为具有在地层内分隔开的水平井的第一井组302和第二井组304的地下地层的剖面侧视图，其中第二井组304包括位于第一井组302的第一井下方的第二井。
现在参照图5，描述了井阵列400。井阵列400包括第一井组402(水平线表示)和第二井组404(斜线表示)。井阵列400可为上面针对图4中井阵列300描述的井阵列。在本发明系统和方法的一些实施方案中，如上所述的系统和方法的第一井可包括作为井阵列400中的第一井组402描述的多个第一井，和如上所述的系统和方法的第二井可包括作为井阵列400中的第二井组404描述的多个第二井。
可将油采收制剂和任选的蒸汽及任选之后的油不可混溶制剂注入第一井组402中，和可从第二井组404采收和产出石油。如所描述的，油采收制剂可具有注射分布406，和从第二井组404产出的石油可具有油采收分布408。在本发明方法的实施方案中，可在第一井组402的一个或多个井和第二井组404的一个或多个井之间建立流体流路，和油采收分布可沿着所述流路。
可将油采收制剂和任选的蒸汽及任选之后的油不可混溶制剂注入第二井组404中，和可从第一井组402产出石油。如所描述的，油采收制剂可具有注射分布408，和从第一井组402产出的石油可具有油采收分布406。在本发明方法的实施方案中，可在第二井组404的一个或多个井和和第一井组402的一个或多个井之间建立流体流路，和油采收分布可沿着所述流路。
在第一时间段，第一井组402可用于注入油采收制剂和任选的蒸汽及任选之后的油不可混溶制剂，和第二井组404可用于从地层产出石油；然后在第二时间段，第二井组404可用于注入油采收制剂和任选的蒸汽及任选之后的油不可混溶制剂，和第一井组402可用于从地层产出石油，其中第一和第二时间段组成一个周期。在一些实施方案中，可进行多个周期，包括使第一井组402和第二井组404在注射油采收制剂和从地层产出石油和/气体之间交替，其中在第一时间段一个井组注射和另一个井组产出，然后在第二时间段将它们切换。
为有助于更好地理解本发明，给出了一些实施方案的某些方面的以下实施例。以下实施例不应该以任何方式限制或定义本发明的范围。
实施例1
基于相对于其它化合物二甲基硫醚与原油的混溶性，评价了二甲基硫醚作为油采收试剂的品质。通过在10℃和30℃下用溶剂提取油砂测量二甲基硫醚、乙酸乙酯、邻二甲苯、二硫化碳、氯仿、二氯甲烷、四氢呋喃和戊烷溶剂与Muskeg River开采的油砂的混溶性以确定通过溶剂从油砂提取的烃馏分。测量Muskeg River开采的油砂的沥青含量为11wt％，作为对于已知从油砂有效提取基本上全部沥青的溶剂—尤其是氯仿、二氯甲烷、邻二甲苯、四氢呋喃和二硫化碳的沥青提取收率值的平均值。制备每个提取温度每种溶剂的油砂样品用于提取，其中用于提取油砂样品的溶剂为二甲基硫醚、乙酸乙酯、邻二甲苯、二硫化碳、氯仿、二氯甲烷、四氢呋喃和戊烷。称量每个油砂样品和置于纤维素提取套管中，所述纤维素提取套管置于具有滴速控制阀门的夹套玻璃圆筒中的多孔聚乙烯承载圆盘上。然后在循环接触和排放实验中在经选择的温度(10℃或30℃)下用经选择的溶剂提取每个油砂样品，其中接触时间为15-60分钟。应用新鲜接触溶剂和重复循环提取直到从设备排出流体的颜色变为淡棕色。
使用旋转式蒸发器除去提取的流体中的溶剂和然后真空干燥以除去残余溶剂。采收的沥青样品都含有3-7wt％的残余溶剂。将残余固体和提取套管空气干燥、称重和然后真空干燥。真空干燥残余固体时基本上未观察到重量损失，这表明固体没有保留提取溶剂或容易流动的水。总体而言，提取后回收的固体或样品和套管的重量加上提取后回收的沥青的量除以初始油砂样品加上套管的重量得到关于提取的质量核算。经计算的样品百分比质量核算略高，这是因为回收的沥青值未校正3-7wt％的残余溶剂。表1中总结了提取实验结果。
图6的图线作为在30℃下应用的提取流体的函数给出了提取沥青收率的重量百分比，其中应用了回收沥青中残余提取流体的校正系数，和图7给出了没有校正系数时在10℃下提取的类似图线。图6-7和表1表明对于从油砂材料回收沥青二甲基硫醚与众所周知的流体邻二甲苯、氯仿、二硫化碳、二氯甲烷和四氢呋喃是相当的，和显著好于戊烷和乙酸乙酯。
通过SARA分析评价在30℃下从每个油砂样品提取的沥青样品以确定通过每种溶剂提取的沥青样品的饱和物、芳族烃、树脂和沥青质组成。表2给出了结果。
SARA分析表明对于从油砂提取沥青质来说，戊烷和乙酸乙酯比已知的高效沥青提取流体(二氯甲烷、二硫化碳、邻二甲苯、四氢呋喃和氯仿)要差很多。SARA分析还表明二甲基硫醚对于甚至最困难的烃(沥青质)具有优异的混溶性特性。
数据表明二甲基硫醚通常与用于从油砂采收沥青的公认非常好的沥青提取流体一样好，和与饱和物、芳族烃、树脂和沥青质高度相容。
实施例2
基于二甲基硫醚的原油粘度降低特性，评价了二甲基硫醚作为油采收试剂的品质。将具有明显不同的粘度特征的三种原油(非洲含蜡原油、中东沥青基原油和加拿大沥青基原油)与二甲基硫醚混合。在表3中提供了三种原油的一些特性。
制备了不含二甲基硫醚的每种原油的对照样品，和制备每种原油样品并与二甲基硫醚混合以制备包含增加的二甲基硫醚浓度的原油样品。将每种原油的每个样品加热至60℃以溶解其中的任何蜡和允许称量均匀的液体，称重，冷却过夜，然后与选定量二甲基硫醚混合。然后使原油/二甲基硫醚混合物样品加热至60℃和混合以确保二甲基硫醚在样品中均匀混合。使用流变仪和闭杯传感器组件测量每个样品的绝对(动态)粘度。在20℃、40℃、60℃和80℃下测量西非含蜡原油和中东沥青基原油每个样品的粘度，然后从80℃冷却后在20℃下再测一次，其中在20℃下进行第二次测量以测量不存在蜡时的粘度，因为蜡形成足够慢以允许在不存在蜡下在20℃下在测量粘度。在5℃、10℃、20℃、40℃、60℃和80℃下测量加拿大沥青基原油每个样品的粘度。下表4、5和6给出了每种原油的测量粘度。
图8、9和10分别给出了表4、5和6中的测量粘度的Log[Log(粘度)]对Log[温度°K]的图线，描述了增加二甲基硫醚浓度对降低原油样品粘度的效果。
测量粘度和图线表明在宽范围的初始原油粘度下二甲基硫醚对于显著降低原油粘度是有效的。
实施例3
在通过水驱从地层岩芯采收油之后，测量使用由二甲基硫醚组成的油采收制剂从岩芯增加的油采收以评价DMS作为第三油采收试剂的有效性。
利用具有表7中所示组成的卤水使两种5.02cm长的贝瑞亚砂岩岩芯(岩芯直径为3.78cm和渗透性为925-1325mD)饱和。
表7卤水组成
化学组分 CaCl2 MgCl2 KCl NaCl Na2SO4 NaHCO3
浓度(kppm) 0.386 0.523 1.478 28.311 0.072 0.181
在利用卤水饱和岩芯之后，用具有表3中所示特征的中东沥青基原油驱替卤水以用油使岩芯饱和。
通过在压力下向岩芯加入卤水和随后在压力下向岩芯加入DMS，从每种油饱和的岩芯采收油。按以下处理每种岩芯以确定通过加入卤水和随后加入DMS从岩芯采收的油量。初始通过在压力下向岩芯加入卤水从岩芯驱替油。在加入卤水期间将1MPa的约束压力应用于岩芯，和将流入岩芯的卤水流量设为0.05ml/min。在用卤水从岩芯驱替油期间，将岩芯维持在50℃的温度。在用卤水从岩芯驱替油期间，从岩芯产出和收集油直到没有观察到更多的油产出(24小时)。在利用卤水不能从岩芯驱替更多的油之后，通过在压力下向岩芯加入DMS从岩芯驱替油。以流量0.05ml/min向岩芯加入DMS，对于第一岩芯为32小时和对于第二岩芯为15小时。单独收集在向每个岩芯加入DMS期间从岩芯驱替的油，以与通过向岩芯加入卤水驱替的油分开。
通过卤水驱替和通过DMS驱替从每种岩芯收集的油样品与利用二氯甲烷提取的水分开，和在硫酸钠上干燥经分离的有机层。在从经分离的干燥的每种油样品的有机层蒸发挥发物之后，称量通过向岩芯加入卤水驱替的油量和通过向岩芯加入DMS驱替的油量。还从中东沥青基油的样品蒸发挥发物以能够校正在蒸发期间损失的轻质化合物。表8给出了通过卤水驱替和随后通过DMS驱替从每种岩芯产出的油量。
表8
如表8中所示，在通过利用卤水溶液水驱从岩芯采收油之后，DMS对于从地层岩芯采收增加的油量是很有效的—在水驱之后采收留在岩芯中的约60％的油。
本发明很好地适合于实现所述及其固有的目的和优点。以上公开的特定实施方案仅用作说明，因为本发明可以以不同但对受益于本文教导的本领域技术人员来说明显的等效方式进行调整和实施。此外，除了以下权利要求所述的，不限制本文所示的构建或设计的细节。尽管以“包括”或“包含”不同的组分或步骤的方式描述系统和方法，但组合物和方法还可以基本由不同的组分和步骤组成或由不同的组分或步骤组成。无论何时公开具有上限和下限的数值范围，均具体公开了落入该范围的任何数值和任何所包含的范围。特别地，本文公开的每个数值范围(“从a至b”或相当于“a-b”的形式)要被理解为在较宽数值范围内所包含的每个数值和范围。无论何时公开仅具有特定下限、仅具有特定上限或具有特定上限和特定下限的数值范围，该范围还包括“近似”特定下限和/或特定上限的任何数值。而且，权利要求的术语具有它们简单的通常含义，除非专利权人作出了明确清楚的定义。此外，权利要求中所用的不定冠词在本文中定义为其引入的元素的一个或多个。

Claims (26)

1.一种用于采收石油的方法，包括：
提供包含至少75mol％二甲基硫醚和与液相石油首次接触混溶的油采收制剂；
将所述油采收制剂引入地下载油地层中，所述地下载油地层包含在25℃下动态粘度为至少1000mPa·s(1000cP)和API重度为最多20°的石油；
在所述地下地层中使所述油采收制剂与石油接触；和
在将所述油采收制剂引入所述地层中和使所述油采收制剂与石油接触之后从所述地层中产出石油。
2.权利要求1的方法，其中所述地下地层位于地表下深至少75米处。
3.权利要求2的方法，其中所述地下地层位于地表下深75-200米处和在最多8.2MPa(1200psi)的压力下将所述油采收制剂引入所述地层中。
4.权利要求1-3任一项的方法，还包括将蒸汽引入所述地下地层中。
5.权利要求4的方法，其中将所述蒸汽与所述油采收制剂一起引入所述地层中。
6.权利要求1-5任一项的方法，其中经延伸至所述地层的第一井注射将所述油采收制剂引入所述地层中。
7.权利要求6的方法，其中经第一井从所述地层产出石油。
8.权利要求6的方法，其中经延伸至所述地层的第二井从所述地层产出石油。
9.权利要求8的方法，其中第二井位于所述地层中第一井的下方。
10.权利要求1-9任一项的方法，其中液相中的所述油采收制剂与所述地层中或来自所述地层的石油首次接触混溶。
11.权利要求1-10任一项的方法，其中所述油采收制剂与石油首次接触混溶，所述石油包含至少25wt％、或至少30wt％、或至少35wt％的具有由ASTM方法D7169测定的至少538℃的沸点的烃。
12.权利要求1-11任一项的方法，其中所述油采收制剂在25℃下的动态粘度为最多0.35mPa·s(0.35cP)或最多0.3mPa·s(0.3cP)。
13.权利要求1-12任一项的方法，其中所述油采收制剂在96小时的水生毒性LC50>200mg/1。
14.权利要求1-13任一项的方法，其中所述油采收制剂与石油一起从所述地层中产出。
15.权利要求1-14任一项的方法，其中在将所述油采收制剂引入所述地层中之前，通过将蒸汽注入所述地层中或通过水力压裂所述地层在所述地层中建立流体流路，和其中在所述流体流路中将所述油采收制剂引入所述地层中。
16.权利要求1-15任一项的方法，还包括在将所述油采收制剂引入所述载油地层中之后将油不可混溶制剂引入所述地层中的步骤。
17.一种系统，包括：
油采收制剂，所述油采收制剂包含至少75mol％二甲基硫醚和与液相石油首次接触混溶；
地下载油地层，所述地下载油地层包含在25℃下动态粘度为至少1000mPa·s(1000cP)和API重度为最多20°的石油；
用于将所述油采收制剂引入所述地下载油地层中的机构；和
用于在将所述油采收制剂引入所述地下载油地层之后从所述地层产出石油的机构。
18.权利要求17的系统，其中所述地下载油地层在地表下深至少75米处。
19.权利要求17或18的系统，其中所述油采收制剂与所述载油地层中或来自所述载油地层的石油首次接触混溶。
20.权利要求17-19任一项的系统，其中所述用于将所述油采收制剂引入所述地下载油地层的机构位于延伸至所述地下地层的第一井处。
21.权利要求20的系统，其中所述用于从所述地下载油地层产出石油的机构位于延伸至所述地下地层的第一井处。
22.权利要求20的系统，其中所述用于从所述地下载油地层产出石油的机构位于延伸至所述地下地层的第二井处。
23.权利要求22的系统，其中第二井位于所述地层中第一井的下方。
24.权利要求17-23任一项的系统，还包括用于产生蒸汽的锅炉和用于将所述蒸汽引入所述地下地层中的机构。
25.权利要求17-24任一项的系统，还包括用于水力压裂所述地下地层的机构。
26.权利要求17-25任一项的系统，还包括：
油不可混溶制剂；和
用于将所述油不可混溶制剂引入所述载油地层中的机构。
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