CN104520532B - 用于生产和分离油的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种用于生产和分离油的方法。将水性流体引入含油地层中，所述水性流体具有至多0.15M的离子含量和200ppm至10,000ppm的总溶解固体含量。在将所述水性流体引入地层中之后，由地层生产油和水。将破乳剂和总溶解固体含量大于10,000ppm的盐水溶液与由地层生产的油和水混合。然后从油、水、破乳剂和盐水溶液的混合物中分离油。
Description
技术领域
本发明涉及一种用于从含烃地层生产烃类的方法。特别地，本发明涉及一种用于从含烃地层生产烃类和水，并使烃类与水分离的方法。
背景技术
存在于含油地层中的油的仅一部分可由于地层的自然压力而采收。由所述“一次”采收而采收的油通常为地层中的油的5％至35％。已开发提高油采收的方法以将可从含油地层中采收的油的量增加至大于在一次采收中采收的油的量。
水驱广泛用于二次采收的方法，在水驱中，水通过注射井注入含油地层，以将油调动和驱动通过地层以从生产井中生产，所述二次采收用于将自地层采收的油的量增加超过一次采收。近来，使用具有低盐度的水的水驱已用于相对于在常规的更高盐度的水驱中采收的油量增加自地层采收的油量。低盐度水可代替常规用于二次采收中的水驱的更高盐度的水使用，或者低盐度水可在常规的更高盐度的水驱之后使用，以相比于在三次采收过程中的初始水驱的油采收递增增加油采收。
用于低盐度水驱中的低盐度水具有比存在于地层中的原生水更低的离子强度，所述低盐度水通常具有0.15M或更低的离子强度，具有200份/百万份(“ppm”)至10,000ppm的总溶解固体(“TDS”)含量和比原生水的多价阳离子含量更小的多价阳离子含量。将低盐度水注入地层中可通过双层膨胀而降低地层中的孔隙内油与地层的离子结合，从而导致岩石对烃类的吸附能力的降低。这通过使地层的孔隙表面更加水润湿且油润湿减小而增加了地层中油的移动性，从而允许移动的油从其所处的孔隙中移出，并被驱动至用于由地层生产的生产井。
在使用水驱的提高的油采收过程中，油和水以及通常气体一起从地层生产。油、水和气体在分离器中分离，以从生产的水和气体中回收油。游离水通过相分离而从油中分离和去除。然而，油的至少一部分和水的一部分可在乳状液中紧密混合。乳状液可在聚结器中处理，所述聚结器通过使乳状液中(油包水乳状液中)的水或乳状液中(水包油乳状液中)的油聚结和相分离，从而协助破乳。随后可分别回收分离的相。
通过低盐度水驱剂提高的油采收过程分离从含油地层中生产的油和水的改进方法是所需的。
发明内容
在一方面，本发明涉及一种用于从含油地层生产油的方法，其包括：
将水性流体引入含油地层中，所述水性流体具有至多0.15mol/1的离子强度和200ppm至10,000ppm的总溶解固体含量；
在将所述水性流体引入地层中之后，从所述地层生产油和水；
将总溶解固体含量为至少10,000ppm的盐水溶液和破乳剂与由地层生产的油和水混合；以及
从油、水、盐水溶液和破乳剂的混合物中分离油。
在另一方面，本发明涉及一种用于分离由含油地层生产的油和水的方法，在所述含油地层中已引入离子浓度为至多0.15M且总溶解固体含量为200ppm至10,000ppm的水性流体，所述方法包括如下步骤：
将总溶解固体含量大于10,000ppm的盐水溶液和破乳剂与由地层生产的油和水的至少一部分混合；以及
从油、水、破乳剂和盐水溶液的混合物中分离油。
在另一方面，本发明涉及一种用于生产油的方法，其包括：
将水性流体引入含油地层中，所述水性流体具有至多0.15M的离子强度和200ppm至10,000ppm的总溶解固体含量；
在将所述水性流体引入地层中之后，经由生产井由地层生产油和水；
在生产井处或在生产井内将破乳剂引入由地层生产的油和水中，以形成生产的油、生产的水和破乳剂的混合物；
将总溶解固体含量大于10,000ppm的盐水溶液与生产的油、生产的水和破乳剂的混合物的至少一部分混合；以及
从油、水、破乳剂和盐水溶液的混合物中分离油。
附图说明
图1为可用于本发明的方法中的离子过滤器的图示。
图2为可用于本发明的方法中的离子过滤器的图示。
图3为可用于本发明的方法中的离子过滤器的图示。
图4为可用于本发明的方法中的油生产和分离系统的图示。
图5为可用于本发明的方法中的油和水分离单元的图示。
图6为可用于本发明的方法中的油和水分离单元的图示。
图7为可用于本发明的方法中的油和水分离单元的图示。
图8为可用于本发明的方法中的油和水分离单元的图示。
图9为可用于本发明的方法中的油生产和分离系统的图示。
图10为可用于本发明的方法中的用于生产油的井网的图示。
图11为可用于本发明的方法中的用于生产油的井网的图示。
图12为用于分离油和水的时间轴的图。
具体实施方式
已发现，当使用低盐度水驱剂提高的油采收过程时，从与油一起生产的水中分离生产的油出现问题。特别地，已发现，当使用低盐度水驱剂提高的油采收过程时，由含油地层生产的油和水的至少一部分形成难破乳的乳状液。相比于使用常规的更高盐度的水驱而形成的油/水乳状液，所述难破乳的乳状液明显更难以破乳和分离。
本发明涉及对所述问题的认识以及对降低或消除难破乳的油/水乳状液的方法的应用。在一方面，本发明涉及一种方法，其中盐水溶液和破乳剂与油和水的难破乳的乳状液混合，从而增加油/水混合物的盐度以分散(loosen)油-水乳状液，使得油和水可更易于分离。然后分离和回收油和水。油和水的难破乳的乳状液可由含油地层生产，其中使用低盐度水驱剂提高的油采收。
在另一方面，本发明涉及一种方法，其中将低盐度水性流体引入含油地层中，其中所述低盐度水性流体具有至多0.15M的离子强度和200ppm至10,000ppm的总溶解固体含量。在将所述低盐度水性流体引入地层中之后，油和水由地层生产。将总溶解固体含量为至少10,000ppm的盐水溶液与由地层生产的油和水的至少一部分混合，以提高水和油的分离，然后从油、水和盐水溶液的混合物中分离油。
在另一方面，本发明涉及一种方法，其中将低盐度水性流体引入含油地层中，其中所述低盐度水性流体具有至多0.15M的离子强度和200ppm至10000ppm的总溶解固体含量；在将所述低盐度水性流体引入地层中之后经由生产井由地层生产油和水；以及在生产井处或在生产井内将破乳剂引入由地层生产的油和水中，以形成生产的油、生产的水和破乳剂的混合物。将总溶解固体含量大于10,000ppm的盐水溶液与生产的油、生产的水和破乳剂的混合物的至少一部分混合，以提高水和油的分离，并从生产的油、生产的水、破乳剂和盐水溶液的混合物中分离油。
提供用于引入含油地层中的低盐度水性流体具有200ppm至10,000ppm的TDS含量，并具有至多0.15M的离子强度。所述低盐度水性流体可具有500ppm至7,000ppm，或1000ppm至5,000ppm，或1,500ppm至4,500ppm的TDS含量。所述低盐度水性流体可具有至多0.1M，或至多0.05M，或至多0.01M的离子强度，并可具有0.01M至0.15M，或0.02M至0.125M，或0.03M至0.1M的离子强度。如本文所用的离子强度由如下等式限定
其中I为离子强度，c为离子i的摩尔浓度，z为离子i的化合价，且n为测量溶液中的离子数。
所述低盐度水性流体可具有比存在于含油地层中的原生水的离子强度更小的离子强度，和/或比存在于含油地层中的原生水的多价阳离子浓度更小的多价阳离子浓度，和/或比存在于含油地层中的原生水的二价阳离子浓度更小的二价阳离子浓度。低盐度水性流体的离子强度/原生水的离子强度的分数可小于1，或可小于0.9，或可小于0.5，或可小于0.1，或可为0.01直至但不包括1，或0.05至0.9，或0.1至0.8。低盐度水性流体的多价阳离子含量/原生水的多价阳离子含量的分数可小于1，或可小于0.9，或可小于0.5，或可小于0.1，或可为0.01直至但不包括1，或0.05至0.9，或0.1至0.8。低盐度水性流体的二价阳离子含量/原生水的二价阳离子含量的分数可小于1，或小于0.9，或小于0.5，或小于0.1，或为0.01直至但不包括1，或0.05至0.9，或0.1至0.8。
低盐度水性流体可具有相对低的多价阳离子含量和/或相对低的二价阳离子含量。低盐度水性流体可具有至多200ppm，或至多100ppm，或至多75ppm，或至多50ppm，或至多25ppm，或1ppm至200ppm，或2ppm至100ppm，或3ppm至75ppm，或4ppm至50ppm，或5ppm至25ppm的多价阳离子浓度。低盐度水性流体可具有至多150ppm，或至多100ppm，或至多75ppm，或至多50ppm，或至多25ppm，或1ppm至100ppm，或2ppm至75ppm，或3ppm至50ppm，或4ppm至25ppm，或5ppm至20ppm的二价阳离子浓度。
低盐度水性流体可由天然源提供。低盐度水性流体可由诸如蓄水层、湖、由含油地层生产的水，或江的天然源提供，所述天然源包含含有200ppm至10,000ppm总溶解固体的水。低盐度水性流体可通过加工来自诸如蓄水层、湖、由含油地层生产的水，或江的天然源的水而提供，其中来自所述天然源的水具有0ppm至200ppm的TDS含量，和其中可通过将一种或多种盐(例如NaCl和/或CaCl2)添加至水中而将水的TDS含量调节至200ppm至10,000ppm。
或者，可通过加工盐水源水以制得低盐度水性流体，从而提供低盐度水性流体或其至少一部分。如果通过加工盐水源水而制得的低盐度水性流体要具有200ppm至10000ppm的TDS含量，则待加工的盐水源水可具有大于10,000ppm的TDS含量，或者如果通过加工盐水源水而制得的低盐度水性流体要具有200ppm至5000ppm的TDS含量，则盐水源水可具有大于5000ppm的TDS含量。待加工的盐水源水可具有至少5000ppm，或至少10,000ppm，或至少15,000ppm，或至少17,500ppm，或至少20,000ppm，或至少25,000ppm，或至少30,000ppm，或至少40,000ppm，或至少50,000ppm，或10,000ppm至250,000ppm，或15,000ppm至200,000ppm，或17,500ppm至150,000ppm，或20,000ppm至100,000ppm，或25,000ppm至50,000ppm的TDS含量。待加工的盐水源水可选自蓄水层水、海水、半咸水、由含油地层生产的水、如下所述的来自油、水和盐水溶液的混合物的水(在从混合物中分离油之后，在使生产的油与生产的水分离而形成所述的油、水和盐水溶液的混合物)，以及它们的混合物。
现在参照图1，可通过使盐水源水111与离子过滤器113接触，以加工如上所述的具有大于10,000ppm的TDS含量或具有大于5,000ppm的TDS含量的盐水源水，从而制得用于引入含油地层中的低盐度水性流体的至少一部分。可使源水111的一部分通过离子过滤器113，以形成相对于源水111具有降低的盐度的经处理的水115，其中所述经处理的水可具有小于10,000ppm，更优选200ppm至10,000ppm，最优选200ppm至5,000ppm的TDS含量。经处理的水115的至少一部分可用作引入含油地层中的低盐度水性流体的至少一部分。
源水的一部分可能不通过离子过滤器113，以形成相对于源水具有增加的盐度的渗余物117。所述渗余物可具有至少15,000ppm，或15,000ppm至250,000ppm的TDS含量。渗余物117的至少一部分可用作用于分离生产的油和水的盐水溶液的至少一部分，如下文进一步详细描述。
如果渗透物具有小于200ppm的TDS含量，则可处理所述渗透物以将TDS含量调节至200ppm至5,000ppm的范围。可将渗余物117的一部分添加至渗透物，以将TDS含量调节至200ppm至5,000ppm的范围。
离子过滤器113可为使用离子分离膜单元的膜基系统，所述离子分离膜单元选自纳滤膜单元、反渗透膜单元和它们的组合。纳滤膜单元可由有效用于优先或选择性地从源水中去除多价离子(包括二价离子)的一个或多个纳滤膜组成，因此，经处理的水可相比于进料至一个或多个纳滤膜的源水含有小于80％，或小于90％，或小于95％的多价离子，且渗余物可相对于源水含有相应增加的多价离子。纳滤膜单元的一个或多个纳滤膜也可适当减少进料至一个或多个纳滤膜的源水的一价离子含量，其中经处理的水可相比于进料至一个或多个纳滤膜的源水含有小于20％，或小于30％，或小于50％，或小于70％的一价离子，且渗余物可相对于源水含有相应增加的一价离子。纳滤膜可由带电的聚合物材料(例如具有羧酸官能团、磺酸官能团、胺官能团或酰胺官能团)形成，所述带电的聚合物材料包括聚酰胺、乙酸纤维素、哌嗪或取代的哌嗪膜，其中膜的薄的离子识别层支撑于更厚的多孔材料上，所述更厚的多孔材料夹在所述识别层与背衬材料之间。可用于离子过滤器13中的纳滤膜单元中的片材形式或螺旋缠绕形式的合适的市售纳滤膜包括但不限于可得自GEOsmonics,Inc.，5951Clearwater Drive，Minnetonka，MN 55343，United States的SEASOFT8040DK、8040DL和SEASAL DS-5；可得自Dow FilmTec Corp.，5239W.73rd St.，Minneapolis，MN，55345，United States的NF200系列和NF-55、NF-70和NF-90；可得自Desalination Systems,Inc.，760Shadowridge Dr.，Vista，CA，92083，United States的DS-5和DS-51；可得自Hydranautics，401Jones Road，Oceanside，CA 92508，United States的ESNA-400；以及可得自Fluid Systems,Inc.，16619Aldine Westfield Road，Houston，TX77032，United States的TFCS。
可用于离子过滤器113中的反渗透膜单元可由有效用于从源水中去除基本上全部离子(包括一价离子)的一个或多个反渗透膜组成，因此，经处理的水可相比于进料至一个或多个反渗透膜的源水含有小于85％，或小于90％，或小于95％，或小于98％的离子，且渗余物可相对于源水含有相应增加的离子。反渗透膜可为螺旋缠绕或中空纤维模块，并可为由单个聚合物材料制得的不对称膜(如不对称乙酸纤维素膜)，或为由第一和第二聚合物材料制得的薄膜复合材料膜(如经交联的芳族聚酰胺以及聚砜)。可用于离子过滤器113中的反渗透膜单元中的合适的市售反渗透膜包括但不限于可得自GE Osmonics的AG8040F和AG8040-400；可得自Dow FilmTec Corp.的SW30系列和LF；可得自Desalination Systems,Inc.的DESAL-11；可得自Hydranautics的ESPA；可得自Fluid Systems,Inc.的ULP；以及可得自TriSep Corp.,93S.La Patera Lane,Goleta,CA 93117,United States的ACM。
通常，当过滤盐水源水111以降低源水的TDS含量并产生经处理的水115时，必须在离子过滤器113上施加压力以克服膜上的渗透压。在离子过滤器113上施加的压力可为至少2.0MPa，或至少3.0MPa，或至少4.0MPa，并可为至多10.0MPa，或至多9.0MPa，或至多8.0MPa，并可为2.0MPa至10.0MPa，或3.0MPa至9.0MPa。在离子过滤器113中的纳滤膜上施加的压力相对于在反渗透膜上施加的压力可在压力范围的较低部分中。在离子过滤器113的纳滤膜单元上施加的压力可为2.0MPa至6.0MPa，且在离子过滤器113的反渗透膜单元上施加的压力可为4.0MPa至10.0MPa。如果离子过滤器113由串联组合的膜单元(纳滤、反渗透或上述两者)组成，则在膜单元的每个膜上施加的压力可比前一个膜单元小至少0.5MPa，因为需要更小的压力来克服在前的膜单元的渗透物的渗透压。
现在参照图2，离子过滤器113可由串联设置的第一离子膜单元119和一个或多个第二离子膜单元121组成，其中每个离子膜单元可为纳滤膜单元或反渗透膜单元。如上所述的具有大于10,000ppm或大于5,000ppm的TDS含量的盐水源水111可与第一离子膜单元119接触，以使盐水源水的至少一部分通过第一离子膜单元，从而形成相对于盐水源水具有降低的TDS含量的渗透物123，其中渗透物可具有至少1,000ppm，或至少2,500ppm，或至少5,000ppm，或至少7,000ppm，或至少10,000ppm的TDS含量。盐水源水的一部分可能不通过第一离子膜单元119，以形成相对于源水具有增加的盐度的一次渗余物125。渗透物123可依次与第二离子膜单元121中的每一个接触，以使渗透物的至少一部分通过第二离子膜单元中的每一个，从而形成相对于渗透物和盐水源水具有降低的盐度的经处理的水115，其中经处理的水可具有小于10,000ppm，优选200ppm至5,000ppm的TDS含量。经处理的水115的至少一部分可用作引入含油地层中的低盐度水性流体的至少一部分。
渗透物123的一部分可能不通过一个或多个第二离子膜单元121中的每一个，以形成一个或多个二次渗余物127。一次渗余物125、二次渗余物127中的一个或多个，或者一次渗余物125和二次渗余物127中的一个或多个的组合可用作来自离子过滤器113的渗余物117，其中渗余物117相对于源水111具有增加的盐度，并可具有至少15,000ppm，或15,000ppm至250,000ppm的TDS含量。渗余物117的至少一部分可用作用于分离生产的油和水的盐水溶液的至少一部分，如下文进一步详细描述。
如果渗透物具有小于200ppm的TDS含量，则可处理所述渗透物以将TDS含量调节至200ppm至5,000ppm的范围内。可将一次渗余物或二次渗余物中的一个或多个的一部分添加至渗透物，以将TDS含量调节至200ppm至5,000ppm的范围。
现在参照图3，离子过滤器113可由并联设置的第一离子膜单元129和第二离子膜单元131组成，其中所述第一离子膜单元可由一个或多个纳滤膜或一个或多个反渗透膜，或它们的组合组成，所述第二离子膜单元可由一个或多个纳滤膜、一个或多个反渗透膜，或它们的组合组成。如上所述的盐水源水111的一部分133可与第一离子膜单元129接触，盐水源水部分的一部分133可通过第一离子膜单元129，以形成相对于盐水源水111具有降低的TDS含量的第一渗透物135。第一渗透物135可具有小于10,000ppm，或小于7,000ppm，或小于5,000ppm，或1,000ppm至5,000ppm的TDS含量。盐水源水部分的一部分133可能不通过第一离子膜单元129，以形成具有比盐水源水111更大的TDS含量的第一渗余物137。第一渗余物137可具有至少15,000ppm，或至少20000ppm，或至少25,000ppm，或至少30,000ppm，或至少40,000ppm，或至少50,000ppm的TDS含量。盐水源水111的一个单独的部分139可与第二离子膜单元131接触，盐水源水部分139的一部分可通过第二离子膜单元131，以形成相对于盐水源水111具有降低的TDS含量的第二渗透物141。所述第二渗透物可具有小于10,000ppm，或小于7,000ppm，或小于5,000ppm，或200ppm至5,000ppm的TDS含量。盐水源水部分139的一部分可能不通过第二离子膜单元131，以形成TDS含量为至少15,000ppm，或至少20,000ppm，或至少25,000ppm，或至少30,000ppm，或至少40,000ppm，或至少50,000ppm的第二渗余物143。第一和第二渗透物135和141的至少一部分可组合而形成TDS含量小于10,000ppm，或小于7,000ppm，或小于5,000ppm，或200ppm至10,000ppm，或500ppm至5,000ppm的经处理的水115，其中经处理的水115的至少一部分可用作引入含油地层中的低盐度水性流体。第一渗余物137、第一渗余物137的一部分、第二渗余物143、第二渗余物143的一部分、第一渗余物137和第二渗余物143的组合，或第一渗余物137和第二渗余物143的部分的组合可用作用于分离生产的油和水的盐水溶液的至少一部分，如下文进一步详细描述。
在一个实施例中，第一离子膜单元129可由一个或多个纳滤膜组成，第二离子膜单元131可由一个或多个反渗透膜组成。通过第二离子膜单元131的第二渗透物141可具有小于200ppm的TDS，前提是第二离子膜单元131的一个或多个反渗透膜从盐水源水111中去除基本上全部的总溶解固体。通过纳滤膜的第一渗透物135可在其中具有足够的一价离子，以具有至少200ppm，或至少500ppm，或至少1,000ppm的TDS含量，使得组合的第一和第二渗透物具有至少200ppm但小于10,000ppm的TDS含量。如果组合的第一和第二渗透物具有小于200ppm的TDS含量，则可将第一渗余物或第二渗余物的一部分添加至组合的第一和第二渗透物中，以将TDS含量调节至在200ppm至5,000ppm的范围内。
在本发明的方法中，可将低盐度水性流体引入含油地层中，所述低盐度水性流体可由天然源提供，或者可通过加工TDS含量大于10,000ppm或大于5,000ppm的源水而提供，如上所述。含油地层可由多孔基质材料、油和原生水组成。含油地层包含油，在将所述低盐度水性流体引入地层中之后，所述油可由所述地层分离和生产。
地层的多孔基质材料可由选自如下的一种或多种多孔基质材料组成：多孔矿物质基质、多孔岩石基质，以及多孔矿物质基质和多孔岩石基质的组合。地层可包含一种或多种矿物质，所述矿物质具有净的负电子表面电荷，从而在地层条件(温度、压力、pH和盐度)下产生负ζ电势。当使用低盐度水性流体作为油采收试剂时，增加地层中具有负ζ电势的矿物质的量与增加的油采收相关。当在本文在ζ电势的上下文中使用时，“地层条件”定义为地层的温度和压力，以及地层中的水的pH和盐度。地层温度可为5℃至275℃，或50℃至250℃；地层压力可为1MPa至100MPa；地层中的水的pH可为4至9，或5至8；地层水的盐度可为2000ppm至300000ppm的TDS含量。“ζ电势”可由电泳迁移率测量计算，其中电流经由电极通过水性悬浮体，所述水性悬浮体基本上由地层矿物质胶体粒子组成，并确定胶体移动的方向和速度。一种或多种地层矿物质的ζ电势可为-0.1至-50mV，或-20至-50mV。地层可包含至少0.1％，或至少1％，或至少10％，或至少25％，或1％至60％，或5％至50％，或10％至30％的具有负ζ电势的至少一种矿物质。可使用对地面地层岩石的X-射线衍射测量、表面电荷滴定和流动电势测量来确定地层中的这种矿物质的量。
地层的岩石和/或矿物质多孔基质材料可由砂岩和/或碳酸盐组成，所述碳酸盐选自白云石、石灰岩和它们的混合物，其中石灰岩可为微晶或结晶石灰岩。如果地层由多孔碳酸盐岩石组成，则地层可含有少量白垩，或者白垩可不存在于地层中，因为含有显著量的白垩的含油地层可能不特别易于通过使用低盐度水驱剂来采收油。
具有负ζ电势的可形成矿物质多孔基质材料的矿物质可为粘土或过渡金属化合物。可形成矿物质多孔基质材料的至少一部分的具有负ζ电势的粘土包括蒙皂石粘土、蒙皂石/伊利石粘土、蒙脱石粘土、伊利石粘土、伊利石/云母粘土、叶蜡石粘土、海绿石粘土，和高岭石粘土。可形成矿物质多孔基质材料的至少一部分的具有负ζ电荷的过渡金属化合物矿物质包括碳酸盐和氧化物，例如氧化铁、菱铁矿和斜长石。
多孔基质材料可为固结的基质材料，其中形成基质材料的岩石和/或矿物质的至少大部分，优选基本上全部为固结的，使得岩石和/或矿物质形成块体，其中当油、低盐度水性流体或其他流体通过所述块体时，基本上全部的岩石和/或矿物质为固定的。当油、低盐度水性流体或其他流体通过时，岩石和/或矿物质的优选至少95wt.％或至少97wt.％或至少99wt.％为固定的，使得由于油、低盐度水性流体或其他流体的通过而移出的任意量的岩石或矿物质材料不足以使地层对流动通过地层的油、低盐度水性流体或其他流体不渗透。或者，多孔基质材料可为未固结的基质材料，其中形成基质材料的岩石和/或矿物质的至少大部分或基本上全部为未固结的。由固结的矿物质基质、未固结的矿物质基质或其组合形成的地层可具有0.00001至15达西，或0.001至1达西的渗透率。
含油地层可为地下地层。地下地层可由上述的一种或多种多孔基质材料组成，其中多孔基质材料可以以在上覆地层下50米至6,000米，或100米至4,000米，或200米至2,000米的深度位于表土下方。地下地层可为海底地层。
包含于含油地层中的油可在地层条件下(特别地，在地层的温度范围内的温度下)具有至少1mPa·s(1cP)，或至少10mPa·s(10cP)，或至少100mPa·s(100cP)，或至少1000mPa·s(1000cP)的粘度。包含于含油地层中的油可在地层温度条件下具有1至100,000mPa·s(1至100,000cP)，或1至10,000mPa·s(1至10,000cP)，或1至5,000mPa·s(1至5,000cP)，或1至1,000mPa·s(1至1000cP)的粘度。
含油地层中的油可位于地层的多孔基质材料内的孔隙中。含油地层中的油可例如通过毛细力、通过油与孔隙表面的相互作用、通过油的粘度，或通过油与地层中的水之间的界面张力，从而在地层的多孔基质材料内的孔隙中固定。
含油地层也可由水组成，所述水可位于多孔基质材料内的孔隙中。地层中的水可为原生水、来自二次或三次采油过程水驱的水，或它们的混合物。含油地层中的原生水可具有至少500ppm，或至少1,000ppm，或至少2,500ppm，或至少5,000ppm，或至少10,000ppm，或至少25,000ppm，或500ppm至250,000ppm，或1,000ppm至200,000ppm，或2,000ppm至100,000ppm，或2,500ppm至50,000ppm，或5,000ppm至45,000ppm的TDS含量。含油地层中的原生水可具有至少200ppm，或至少250ppm，或至少500ppm的多价离子含量，并可具有200ppm至40,000ppm，或250ppm至20,000ppm，或500ppm至15,000ppm的多价离子含量。含油地层中的原生水可具有至少150ppm，或至少200ppm，或至少250ppm，或至少500ppm，或150ppm至35,000ppm，或200ppm至20,000ppm，或250ppm至15,000ppm的二价离子含量。
含油地层中的水可设置为将油固定于孔隙内。将低盐度水性流体引入地层中可调动地层中的油的至少一部分，以用于通过从地层内的孔隙中释放油的至少一部分而由地层生产和采收。相比于在将低盐度水性流体引入地层中，并使低盐度水性流体与地层接触(这可调动油以用于由地层生产)之前的地层表面，将低盐度水性流体引入地层中可使地层表面的至少一部分更加水润湿，且油润湿减少。
含油地层103应该为易于通过如下方式生产油的地层：将包含低盐度水的水性流体注入地层中，随后由地层生产和采收油。易于通过低盐度水驱剂提高的油采收过程生产油的含油地层可为油润湿或混合润湿的，但不是水润湿的，其中地层中的孔隙表面的显著部分用油润湿而不是用油润湿或混合润湿的地层中的水润湿。优选地，地层具有大于-0.3，更优选大于0，最优选大于0.3，或-0.3至1.0的如通过Amott-Harvey润湿性测试测得的Amott-Harvey润湿性指数，并具有小于110°，或小于70°，或0°至110°的接触角。地层也优选含有显著量的原油储量(oil-in-place)，所述原油储量的一部分可通过使用低盐度水性流体调动而采收，因此地层优选具有小于0.3的初始水饱和度(SWi)。
可通过如下方式确定用于低盐度水性流体提高的油采收的地层的适合性：对由地层提取的岩心(core)栓进行常规的岩心流动测试，其中低盐度水用作注入物，其中使用来自地层的油和原生水或盐度匹配地层原生水盐度的水以可相比的初始水饱和度使岩心栓饱和。
现在参照图4，显示了用于实施本发明的方法的系统200。所述系统包括延伸至诸如上述的含油地层205中的第一井201和第二井203。含油地层205可由位于上覆地层213下方的一个或多个地层部分207、209和211组成，所述一个或多个地层部分207、209和211由诸如上述的多孔材料基质形成。提供如上所述的低盐度水性流体。低盐度水性流体可由水性流体储存设施215提供，所述水性流体储存设施215经由导管219流体地可操作地联接至第一注入/生产设施217。第一注入/生产设施217可流体地可操作地联接至第一井201，所述第一井201可设置为从第一注入/生产设施217延伸至含油地层205中。低盐度水性流体可从第一注入/生产设施217流动通过第一井以被引入地层205中(例如地层部分209中)，其中第一注入/生产设施217和第一井或者第一井本身包括用于将低盐度水性流体引入地层中的机构。或者，低盐度水性流体可从水性流体储存设施215直接流动至第一井201以用于注入地层205中，其中第一井包括用于将低盐度水性流体引入地层中的机构。位于第一注入/生产设施217、第一井201，或上述两者中的用于经由第一井201将低盐度水性流体引入地层205中的机构可由泵221组成，所述泵221用于将低盐度水性流体递送至第一井中的穿孔或开口，低盐度水性流体可通过所述穿孔或开口而被引入地层中。
低盐度水性流体可例如通过如下方式被引入地层205中：通过将低盐度水性流体泵送通过第一井至地层中，从而通过第一井201将低盐度水性流体注入地层中。将低盐度水性流体引入地层中的压力可为地层中的瞬时压力直至地层的破裂压力或超过地层的破裂压力。可将低盐度水性流体注入地层中的压力可为地层的破裂压力的20％至95％，或40％至90％。或者，低盐度水性流体可在至少地层的破裂压力的压力下注入地层中，其中低盐度水性流体在地层破裂条件下注入。
经由第一井201引入地层205中的低盐度水性流体的体积可为0.001至5孔隙体积，或0.01至2孔隙体积，或0.1至1孔隙体积，或0.2至0.9孔隙体积，其中术语“孔隙体积”指可被第一井201与第二井203之间的低盐度水性流体清扫的地层的体积。孔隙体积可易于通过本领域技术人员已知的方法确定，例如通过建模研究或者通过将具有包含于其中的示踪物的水从第一井201注射通过地层205至第二井203。
由于低盐度水性流体被引入地层205中，因此低盐度水性流体扩散至地层中，如箭头223所示。当引入地层205时，低盐度水性流体接触地层的多孔基质材料的表面，并可将所述表面改变为更加水润湿，且油润湿减小。将低盐度水性流体引入地层可调动地层中的油，以用于由地层生产。低盐度水性流体可例如通过如下方式调动地层中的油：降低将石油保留在地层中的孔隙中的毛细力、降低石油在地层中的孔隙表面上的可润湿性，和/或降低地层中的孔隙中的石油与水之间的界面张力。
可通过进一步引入更多的低盐度水性流体或者通过在将低盐度水性流体引入地层中之后将油不可溶混的配制剂引入地层中，从而将被调动的油和低盐度水性流体从第一井201推动经过地层205至第二井203。在完成将低盐度水性流体引入至地层中之后，可将油不可溶混的配制剂通过第一井201引入地层205中，以朝向第二井203推动或者替换油和低盐度水性流体以用于生产。
油不可溶混的配制剂可配置为替换通过地层205的油和低盐度水性流体。合适的油不可溶混的配制剂不与地层205中的油一次接触混相或多次接触混相。油不可溶混的配制剂可选自水性聚合物流体、气体或液体形式的水、在低于其最小混相压力的压力下的二氧化碳、在低于其最小混相压力的压力下的氮气，以及前述中的两种或更多种的混合物。
用于水性聚合物流体中的合适的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、烯键式共聚物、生物聚合物、羧甲基纤维素、聚乙烯醇、聚磺苯乙烯、聚乙烯基吡咯烷酮、AMPS(2-丙烯酰胺-2-甲基丙烷磺酸酯)、它们的组合等。烯键式共聚物的例子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。生物聚合物的例子包括黄原胶和瓜尔豆胶。在一些实施方案中，聚合物可在地层205中原位交联。在其他实施方案中，聚合物可在地层205中原位产生。
油不可溶混的配制剂可储存于油不可溶混的配制剂储存设施225中，并从油不可溶混的配制剂储存设施225提供以引入地层205中，所述油不可溶混的配制剂储存设施225可经由导管227流体地可操作地联接至第一注入/生产设施217。第一注入/生产设施217可流体地可操作地联接至第一井201，以将油不可溶混的配制剂提供至第一井，从而引入地层205中。或者，油不可溶混的配制剂储存设施225可直接流体地可操作地联接至第一井201，以将油不可溶混的配制剂提供至第一井，从而引入地层205中。第一注入/生产设施217和第一井201，或者第一井本身可包括用于经由第一井201将油不可溶混的配制剂引入地层205中的机构。用于经由第一井201将油不可溶混的配制剂引入地层205中的机构可由泵或压缩机组成，所述泵或压缩机用于将油不可溶混的配制剂递送至第一井中的穿孔或开口，油不可混溶的配制剂可通过所述穿孔或开口而被注入地层中。用于经由第一井201将油不可溶混的配制剂引入地层205中的机构可为用于经由第一井201将低盐度水性流体注入地层中的泵221。
油不可溶混的配制剂可例如通过如下方式被引入地层205中：通过将油不可溶混的配制剂泵送通过第一井至地层中，从而通过第一井201将油不可溶混的配制剂注入地层中。油不可溶混的配制剂通过第一井201注入地层205中的压力可为至多地层的破裂压力或超过地层的破裂压力，或为地层的破裂压力的20％至99％，或30％至95％，或40％至90％，或大于地层的破裂压力。
在通过第一井将油采收配制剂引入地层中之后经由第一井201引入地层205中的油不可溶混的配制剂的量可为0.001至5孔隙体积，或0.01至2孔隙体积，或0.1至1孔隙体积，或0.2至0.6孔隙体积，其中术语“孔隙体积”指可被第一井与第二井之间的油不可溶混的配制剂清扫的地层的体积。引入地层205中的油不可溶混的配制剂的量应该足以推动被调动的油和低盐度水性流体通过地层的至少一部分。如果油不可溶混的配制剂为气相，则相比于就在引入油不可溶混的配制剂之前引入地层中的低盐度水性流体的体积，在将低盐度水性流体引入地层中之后引入地层205中的油不可溶混的配制剂的体积可为至少10或至少20，或至少50体积的气相油不可溶混的配制剂，以就在引入气相油不可溶混的配制剂之前引入地层中的每体积的低盐度水性流体计。
如果油不可溶混的配制剂为液相，则油不可溶混的配制剂可具有与在地层温度条件下被调动的油的粘度至少相同量级的粘度，以使得油不可溶混的配制剂能够将被调动的油推动通过地层205至第二井203。油不可溶混的配制剂在地层温度条件下或在25℃下具有至少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1,000mPa·s(1000cP)，或至少10,000mPa·s(10,000cP)的粘度。如果油不可溶混的配制剂为液相，则优选地，油不可溶混的配制剂可具有比在地层温度条件下被调动的油的粘度大至少一个量级的粘度，因此，油不可溶混的配制剂可以以活塞流将被调动的油推动通过地层，从而使通过油不可溶混的配制剂的驱动段塞使被调动的油的指进达到最小或抑制所述指进。
低盐度水性流体和油不可溶混的配制剂可以以交替段塞通过第一井201引入地层中。例如，可将低盐度水性流体通过第一井201引入地层205中达第一时间，之后可将油不可溶混的配制剂通过第一井引入地层中达第一时间之后的第二时间，之后可将低盐度水性流体通过第一井引入地层中达第二时间之后的第三时间，之后可将油不可溶混的配制剂通过第一井引入地层中达第三时间之后的第四时间。可将所需那样多的交替段塞的低盐度水性流体和油不可溶混的配制剂通过第一井引入地层中。
可通过将低盐度水性流体和任选的油不可溶混的配制剂通过第一井201引入地层中，从而调动油以经由第二井203由地层205生产，其中被调动的油从第一井201被驱动通过地层，以从第二井203生产，如箭头229所示。低盐度水性流体的至少一部分可从第一井201通过地层205至第二井203，以连同被调动的油一起由地层生产。也可通过将低盐度水性流体和任选的油不可溶混的配制剂经由第一井201引入地层中，从而调动除了低盐度水性流体之外的水和/或气体，以用于经由第二井203由地层205生产。
在将低盐度水性流体和任选的油不可溶混的配制剂经由第一井201引入地层205之后，可经由第二井203由地层采收和生产油。用于在将低盐度水性流体引入地层中之后由地层205采收和生产油的机构可位于第二井处。在将低盐度水性流体引入地层中之后，用于由地层采收和生产油的机构也可由地层采收和生产低盐度水性流体的至少一部分、其他水和/或气体。用于采收和生产油、低盐度水性流体、其他水和/或气体的位于第二井203出的机构可由泵233组成，所述泵233可位于第二注入/生产设施231中和/或第二井203内。泵233可通过第二井203中的穿孔由地层205抽取油、低盐度水性流体的至少一部分、其他水和/或气体，以将油、低盐度水性流体的至少一部分、其他水和/或气体递送至第二注入/生产设施231。
或者，用于由地层205采收和生产油、低盐度水性流体的至少一部分、其他水和/或气体的机构可由压缩机234组成，所述压缩机234可位于第二注入/生产设施231中。压缩机234可经由导管236流体地可操作地联接至气体储存罐241，并可压缩来自气体储存罐的气体以通过第二井203注入地层205中。压缩机可将气体压缩至足以驱动经由第二井203由地层生产油、低盐度水性流体、其他水和/或气体的压力，其中适当的压力可通过本领域技术人员已知的常规方法确定。可从与由地层生产油、低盐度水性流体、其他水和/或气体的井位不同的第二井203上的位置将压缩气体注入地层中，例如，压缩气体可在地层部分211处注入地层中，而油、低盐度水性流体、其他水和/或气体在地层部分209处由地层生产。
油、低盐度水性流体的至少一部分、其他水和/或气体可如箭头229所示由地层205抽取，并在第二井203向上产生至第二注入/生产设施231。油可从气体和水性混合物中分离，所述水性混合物由低盐度水性流体的生产部分和由地层生产的其他地层水(例如原生水、流动水或来自油采收水驱的水)组成。生产的油可在分离单元235中从生产的水性混合物和生产的气体中分离，所述分离单元位于第二注入/生产设施231中，并在一个实施方案中可操作地流体联接至用于由地层采收和生产油、水性混合物的组分和/或气体的机构233。
TDS含量大于10,000ppm，或为15,000ppm至250,000ppm的盐水溶液可经由导管273从盐水溶液储存设施247提供至分离单元235，以用于与生产的油和生产的水性混合物和任选的生产的气体混合。盐水溶液可具有至少15,000ppm，或至少20,000ppm，或至少25,000ppm，或至少30,000ppm，或至少40,000ppm，或至少50,000ppm，或大于10,000ppm至250,000ppm，或15,000ppm至200,000ppm，或20,000ppm至150,000ppm，或30,000ppm至100,000ppm的TDS含量。盐水溶液可选自海水、半咸水，或由地层生产并从由地层生产的油和/或气体中分离的生产水。或者，盐水溶液可由如上所述的通过使盐水源水与离子过滤器接触而产生的渗余物117的至少一部分、一次渗余物125和/或二次渗余物127，或第一渗余物137和/或第二渗余物143(如图1-3所示)组成。如上所述的离子过滤器113可经由导管275流体地可操作地连接至盐水溶液储存设施247，以将渗余物117、125、127、137和/或143作为盐水溶液的至少一部分提供至盐水溶液储存设施247。
破乳剂也可从破乳剂储存设施271中提供至分离设施235，所述破乳剂储存设施271可经由导管240流体地可操作地连接至分离单元。可将破乳剂提供至分离设施235，以用于与生产的油、生产的水和盐水溶液以及任选的生产的气体混合，从而促进生产的油和生产的水的分离。
破乳剂可选自戊基树脂；丁基树脂；壬基树脂；酸-或碱催化的酚醛树脂；苯酚-丙烯酸酯酐聚乙二醇树脂(phenol-acrylate anhydride polyglycol resin)；氨基甲酸酯；聚胺；聚酯胺；磺酸酯；二环氧化物；多元醇；酯和多元醇酯(包括脂肪酸三醇酯、己二酸三醇酯和富马酸三醇酯)；戊基树脂、丁基树脂、壬基树脂、酸-或碱催化的酚醛树脂、脂肪酸、聚胺、二环氧化物和多元醇的乙氧基化和/或丙氧基化的化合物；以及它们的组合，所述破乳剂可分散于载体溶剂中，所述载体溶剂选自二甲苯、甲苯、重芳族石油脑、异丙醇、甲醇、2-乙氧基己醇、柴油，以及它们的组合。可通过进行瓶内试验而选择用于分离由地层205生产的油和水的合适的破乳剂，所述瓶内试验为本领域技术人员已知的用于选择有效分离原油和水的破乳剂的常规测试。市售破乳剂包括来自National Chemical Supply，4151SW 47thAve.，Davie，FL，33314，United States的EB-Series，和来自Baker PetroliteCorporation，12645W.Airport Blvd.，Sugar Land，TX 77478，United States的Tretolite破乳剂。
现在参照图5，显示了可用于本发明的方法中的分离单元235。分离单元235可由2相分离器301和分水器303组成。2相分离器可为用于从液相分离气相的常规2相分离器，其中2相分离器可为竖直、水平或球形分离器，并可为高压分离器(5.2MPa-34.4MPa；750-5000psi)、中压分离器(1.6MPa-5.2MPa；230-750psi)或低压分离器(0.07MPa-1.6MPa；10-230psi)。可将生产的油、生产的水和生产的气体305从第二井提供至2相分离器301。气体可通过相分离而在2相分离器301中与生产的油和生产的水分离，经分离的气体可通过导管243从2相分离器中去除。如图4所示，经分离的气体可从分离器235提供至气体储存设施241，所述气体储存设施241可通过导管243流体地可操作地连接至分离器。再次参照图5，生产的油和生产的水可通过相分离在2相分离器301中与气体分离，可将经分离的生产的油和生产的水的混合物从2相分离器提供至分水器303，所述分水器303可通过导管307流体地可操作地连接至2相分离器。
可通过密度分离以及使用盐水溶液和破乳剂破乳而在分水器303中分离生产的油和生产的水。分水器303可为常规分水器。如上所述，盐水溶液可通过导管273从盐水溶液储存设施247(图4)提供至分离单元235，其中盐水溶液可提供至分离单元的分水器303。而且，如上所述，破乳剂可通过导管240从破乳剂储存设施271(图4)提供至分离单元235，其中破乳剂可提供至分离单元的分水器303。如果希望或必要，可在形成盐水溶液、油和水的混合物之后在分水器303中进行另外的破乳步骤，以进一步使乳状液不稳定，并从水中分离油。例如，可加热盐水溶液、油和水的混合物以使乳状液不稳定，或者可将混合物静电脱水。
破乳剂和盐水溶液可以以足够的量提供至分水器303，以有利于分水器中存在的任何水包油或油包水乳状液的快速破乳，从而促进分水器中油和水的快速清洁的分离。盐水溶液可以以足够的量提供至分水器303，以将生产的水的TDS含量增加至大于由生产井203生产的水相的TDS含量，增加至至少5,000ppm，或至少10,000ppm，或至少15,000ppm，或至少20,000ppm，或至少25,000ppm，或至少30,000ppm，或大于10,000ppm至100,000ppm，或15,000ppm至50,000ppm，或20,000ppm至40,000ppm，或50,000ppm至250,000ppm。或者，可将盐水溶液添加至分水器303中的生产的油和生产的水混合物中，使得盐水溶液为生产的油和生产的水混合物的2vol.％至40vol.％，或为生产的油和生产的水混合物的5vol.％至33vol.％，或为生产的油和生产的水混合物的10vol.％至25vol.％。可将破乳剂添加至生产的油、生产的水和盐水溶液混合物中，使得破乳剂以2ppm至200ppm，或10ppm至100ppm的量存在。或者，可将破乳剂溶液添加至生产的油、生产的水和盐水溶液混合物中，使得破乳剂溶液为生产的油、生产的水和盐水溶液的混合物的0.05vol.％至5vol.％，或0.1vol.％至2vol.％，其中所述破乳剂溶液可含有0.1wt.％至5wt.％，或0.5wt.％至2.5wt.％，或1wt.％至2wt.％的一种或多种破乳剂化合物。
相比于在无盐水溶液的情况下生产的油、生产的水和破乳剂的混合物分离成分立的相所需的时间，生产的油、生产的水和破乳剂的混合物包括盐水溶液可显著减少油和水的乳状液分离成油和水的分立的相所需的时间。相比于无盐水溶液的情况下的相同混合物，生产的油、生产的水和破乳剂的混合物包括盐水溶液可将油和水的乳状液分离成分立的相所需的时间减少了至少1/2，或至少2/3，或至少3/4，或至少4/5，或至少9/10。因此，相比于在无盐水溶液的情况下分离和反乳化生产的油、生产的水和破乳剂所需的分水器的体积，在使用盐水溶液时，分水器的体积可减小了至少1/2，或至少2/3，或至少3/4，或至少4/5。
生产的油可从分水器303中分离，且如图4所示，生产的油可从分离单元235提供至油储存罐237。分离单元235的分水器303(图5)可通过导管239流体地可操作地连接至油储存罐237，所述导管239用于将经分离的生产的油从分水器303提供至油储存罐237。
生产的水可经由导管309从分水器中分离。生产的水可如上所述提供至离子过滤器，以产生经处理的水和盐水溶液。经处理的水可提供至水性流体储存设施215，以用于再引入至地层中，如上所述。盐水溶液可提供至盐水溶液储存设施247，以用于将另外的生产的油和生产的水破乳。
如图6所示，除了2相分离器301和分水器303之外，分离单元235可另外包括游离水分离器311。游离水分离器311可为常规游离水分离器。气体243可如上所述在2相分离器中与生产的油和生产的水分离，可将生产的油和生产的水提供至游离水分离器311。已相分离的油313和水315可从游离水分离器311中分离并去除。存在于乳状液317中的油和水可从游离水分离器311通过至分水器303。盐水溶液273和破乳剂240可在分水器303中与乳状液混合，以使乳状液中的油和水相分离。如果希望或必要，可在形成盐水溶液、破乳剂、油和水的混合物之后在分水器303中进行另外的破乳步骤，以进一步使乳状液不稳定，并从水中分离油。例如，可加热盐水溶液、破乳剂、油和水的混合物以使乳状液不稳定，或者可将混合物静电脱水。从乳状液中分离的油339可从分水器303中分离，与从游离水分离器311中分离的油313组合，并经由导管239(图4)提供用于在油储存罐237中储存。从分水器303中的乳状液中分离的水318可与从游离水分离器311中分离的水315组合。组合的水309可如上所述提供至离子过滤器，以用于分离成低盐度的经处理的水和盐水溶液。低盐度的经处理的水可由离子过滤器提供至水性流体储存设施215，以用于再引入至地层中，如上所述。盐水溶液可由离子过滤器提供至盐水溶液储存设施247，以用于将另外的生产的油和生产的水破乳。
或者，如图7所示，分离单元235可由3相分离器401组成。3相分离器401可为用于分离气体、油和水的常规3相分离器。可将生产的油、生产的水和生产的气体305从生产井提供至3相分离器401。可在3相分离器401中通过相分离而分离气体、油和水。经分离的气体可通过导管243从3相分离器中去除。如图4所示，经分离的气体可从分离器235提供至气体储存设施241，所述气体储存设施241通过导管243流体地可操作地连接至分离器。再次参照图7，可将盐水溶液273和破乳剂240提供至3相分离器，以将存在于3相分离器中的油和水乳状液破乳，并产生液体油相和液体水相。如果希望或必要，可在形成盐水溶液、破乳剂、油和水的混合物之后在3相分离器中进行另外的破乳步骤，以进一步使乳状液不稳定，并从水中分离油。例如，可加热盐水溶液、破乳剂、油和水的混合物以使乳状液不稳定，或者可将混合物静电脱水。液体油相可经由导管239从3相分离器中分离，所述导管239可流体地可操作地连接至油储存罐237(图4)。液体水相可通过导管309从3相分离器中分离，所述导管309可流体地可操作地连接至如上所述的离子过滤器，以分离成低盐度的经处理的水和盐水溶液。低盐度的经处理的水可由离子过滤器提供至水性流体储存设施215(图4)，以用于再引入至地层中。盐水溶液可提供至盐水溶液储存设施247，以用于将另外的生产的油和生产的水破乳。
或者，如图8所示，分离单元235可由2相分离器301、混合罐505和分水器303组成，其中所述2相分离器301为用于从生产的油和生产的水中分离气体的机构，所述混合罐505为用于使盐水溶液和破乳剂与生产的油和生产的水接触的机构，所述分水器303为用于使生产的油与生产的水分离的机构。生产的油、生产的水和气体可经由导管305从第二井提供至分离单元235，其中生产的油、生产的水和气体可提供至2相分离器301。2相分离器301可从生产的油和生产的水中分离气体，如上所述。生产的油和生产的水可经由导管507从2相分离器301提供至混合罐505。混合罐505可为用于混合液体的任何常规机构，例如机械搅拌混合罐。盐水溶液可通过导管273从盐水溶液储存设施247(图4)提供至混合罐505，且破乳剂可通过导管240从破乳剂储存设施271(图4)提供至混合罐。盐水溶液、破乳剂、生产的油和生产的水可在混合罐505中混合，然后经由导管509从混合罐提供至分水器303。生产的油可如上所述在分水器303中与生产的水分离，其中经分离的生产的油239可提供至油储存罐237，生产的水309可如上所述提供至离子过滤器。
再次参照图4，在本发明的一种方法的一个实施方案中，第一井201可用于将低盐度水性流体和任选的油不可溶混的配制剂注入地层205中，第二井203可用于从如上所述的地层生产和分离油、水和任选的气体达第一时间，且第二井203可用于将低盐度水性流体和任选的油不可溶混的配制剂注入地层205中，以调动地层中的油并驱动被调动的油经过地层至第一井，第一井201可用于由地层生产和分离油、水和气体达第二时间，其中第二时间在第一时间之后。第二注入/生产设施231可包括诸如泵251的机构，所述机构通过导管253流动地可操作地连接水性流体储存设施215，并流体地可操作地联接至第二井203，以将低盐度水性流体经由第二井引入地层205中。泵251或压缩机也可通过导管255流动地可操作地联接至油不可溶混的配制剂储存设施225，以在经由第二井将低盐度水性流体引入地层中之后经由第二井203将油不可溶混的配制剂引入地层205中。第一注入/生产设施217可包括诸如泵257或压缩机258的机构，以用于经由第一井201由地层205生产油、水和气体。第一注入/生产设施217也可包括通过导管260流体地可操作地连接至机构257的分离单元259，以用于分离生产的油、生产的水和生产的气体，其中分离单元259可类似于如上所述的分离单元235。盐水溶液储存设施247可通过导管272流体地可操作地连接至分离单元259，以将盐水溶液提供至分离单元259，破乳剂储存设施271可通过导管262流体地可操作地连接至分离单元259，以将破乳剂提供至分离单元259。分离单元259可通过导管261流体地可操作地联接至液体储存罐237，用于在液体储存罐中储存生产的分离的油；分离单元259可通过导管265流体地可操作地联接至气体储存罐241，用于在气体储存罐中储存生产的气体；分离单元259可流体地可操作地联接至离子过滤器，所述离子过滤器用于从分离的生产的水生产低盐度的经处理的水和盐水溶液。
第一井201可用于将低盐度水性流体和任选的随后的油不可溶混的配制剂引入地层205中，第二井203可用于由地层生产和分离油、水和气体达第一时间；然后第二井203可用于将低盐度水性流体和任选的随后的油不可溶混的配制剂引入地层205中，且第一井201可用于由地层生产和分离油、水和气体达第二时间，其中第一和第二时间构成一个循环。可进行多个循环，所述多个循环包括在将低盐度水性流体和任选的随后的油不可溶混的配制剂引入地层205中以及由地层生产和分离油、水和气体之间交替第一井201和第二井203，其中一个井为引入，另一个井为生产和分离达第一时间，然后它们转换达第二时间。一个循环可为约12小时至约1年，或约3天至约6个月，或约5天至约3个月。低盐度水性流体可在循环开始时引入地层中，油不可溶混的配制剂可在循环最后时引入。在一些实施方案中，循环的开始可为一个循环的首先10％至约80％，或一个循环的首先20％至约60％，一个循环的首先25％至约40％，循环的结束可为循环的剩余部分。
现在参照图9，在本发明的一种方法的一个替代实施方案中，可将破乳剂引入生产井中，并连同油和水一起生产，所述生产井可为第一井201或第二井203。当将破乳剂引入生产井中并从生产井生产时，无需将破乳剂添加至分离单元235或259。本发明的该实施方案的方法可如上所述，不同的是将破乳剂引入生产井中，可无需将破乳剂添加至分离单元235或259以将生产的油和水破乳。当由第一井201生产油和水时，破乳剂可经由导管279从破乳剂储存设施271提供至位于第一井201处的泵送机构以注入第一井201中。破乳剂可经由固定至第一井中的生产或注射管道外部的注射管线而注入第一井201中，以立即递送至井口下游，或者通过将破乳剂泵送至第一井的管道生产套管环空中而注入第一井201中，以立即递送至井口下游，或者通过将破乳剂注入第一井内的生产歧管中而注入第一井201中。当由第二井203生产油和水时，破乳剂可经由导管277从破乳剂储存设施271提供至位于第二井203处的泵送机构以注入第二井中。破乳剂可经由固定至第二井中的生产或注射管道外部的注射管线而注入第二井203中，以立即递送至井口下游，或者通过将破乳剂泵送至第二井的管道生产套管环空中而注入第二井203中，以立即递送至井口下游，或者通过将破乳剂注入第一井内的生产歧管中而注入第二井203中。
破乳剂可为如上所述的破乳剂溶液，其含有0.1wt.％至5wt.％，或0.5wt.％至2.5wt.％，或1wt.％至2wt.％的如上所述的一种或多种破乳剂化合物。破乳剂溶液可以以如下的量注入生产井中，所述量足以在由生产井生产的破乳剂溶液、油和水的混合物中提供0.05vol.％至5vol.％，或0.1vol.％至2vol.％破乳剂溶液。
生产的破乳剂可与生产的油和生产的水的混合物一起提供至分离单元235或259，以协助使生产的油与生产的水分离。可将盐水溶液添加至分离单元235或259中的生产的油、生产的水和破乳剂的混合物，以引起生产的油和生产的水快速分离成分离的相，如上所述。如果希望，可将另外的破乳剂添加至分离单元235或259中的生产的油、生产的水、生产的破乳剂和盐水溶液的混合物中，以协助使生产的油与生产的水分离。
现在参照图10，示出了井的阵列600。阵列600包括第一井组602(由水平线表示)和第二井组604(由斜线表示)。在本发明的方法的一些实施方案中，上述方法的第一井可包括显示为阵列600中的第一井组602的多个第一井，上述方法的第二井可包括显示为阵列600中的第二井组604的多个第二井。
第一井组602中的每个井可距离第一井组602中的相邻的井水平距离630。水平距离630可为约5至约5,000米，或约7至约1,000米，或约10至约500米，或约20至约250米，或约30至约200米，或约50至约150米，或约90至约120米，或约100米。第一井组602中的每个井可距离第一井组602中的相邻的井竖直距离632。竖直距离632可为约5至约5,000米，或约7至约1,000米，或约10至约500米，或约20至约250米，或约30至约200米，或约50至约150米，或约90至约120米，或约100米。
第二井组604中的每个井可距离第二井组604中的相邻的井水平距离636。水平距离636可为约5至约5,000米，或约7至约1,000米，或约10至约500米，或约20至约250米，或约30至约200米，或约50至约150米，或约90至约120米，或约100米。第二井组604中的每个井可距离第二井组604中的相邻的井竖直距离638。竖直距离638可为约5至约5,000米，或约7至约1,000米，或约10至约500米，或约20至约250米，或约30至约200米，或约50至约150米，或约90至约120米，或约100米。
第一井组602中的每个井可距离第二井组604中的相邻的井距离634。第二井组604中的每个井可距离第一井组602中的相邻的井距离634。距离634可为约5至约5,000米，或约7至约1000米，或约10至约500米，或约20至约250米，或约30至约200米，或约50至约150米，或约90至约120米，或约100米。
第一井组602中的每个井可由第二井组604中的四个井围绕。第二井组604中的每个井可由第一井组602中的四个井围绕。
在一些实施方案中，井的阵列600可具有约10至约1,000个井，例如第一井组602中的约5至约500个井和第二井组604中的约5至约500个井。
在一些实施方案中，如俯视图看出，井的阵列600可具有第一井组602和第二井组604，所述第一井组602和第二井组604为在一块土地上间隔的直井。在一些实施方案中，如地层的横截面侧视图看出，井的阵列600可具有第一井组602和第二井组604，所述第一井组602和第二井组604为在地层内间隔的水平井。
现在参照图11，示出了井的阵列700。阵列700包括第一井组702(由水平线表示)和第二井组704(由斜线表示)。阵列700可为相对于图10中的阵列600如上所述的井的阵列。在本发明的方法的一些实施方案中，上述方法的第一井可包括显示为阵列700中的第一井组702的多个第一井，上述方法的第二井可包括显示为阵列700中的第二井组704的多个第二井。
可将低盐度水性流体和任选的随后的油不可溶混的配制剂注入第一井组702中，且油、水和气体可从第二井组704生产和分离。如所示，低盐度水性流体和任选的油不可溶混的配制剂可具有注入剖面706，油、水和气体可从具有采收剖面708的第二井组704生产。
可将低盐度水性流体和任选的随后的油不可溶混的配制剂注入第二井组704中，且油、水和气体可从第一井组702生产。如所示，低盐度水性流体和任选的油不可溶混的配制剂可具有注入剖面708，油、水和气体可从具有采收剖面706的第一井组702生产。
第一井组702可用于注入低盐度水性流体和任选的随后的油不可溶混的配制剂，第二井组704可用于由地层生产油、水和气体达第一时间；然后第二井组704可用于注入低盐度水性流体和任选的随后的油不可溶混的配制剂，且第二井组702可用于由地层生产油、水和气体达第二时间，其中第一和第二时间构成一个循环。在一些实施方案中，可进行多个循环，所述多个循环包括在注入低盐度水性流体和任选的随后的油不可溶混的配制剂以及由地层生产油、水和气体之间交替第一和第二井组702和704，其中一个井组为注入且另一个井组为生产达第一时间，然后它们转换达第二时间。
为了便于更好地理解本发明，给出一些实施方案的某些方面的如下实施例。如下实施例不应被解读为限制或限定本发明的范围。
实施例
确定盐水溶液相对于低盐度水的分离效果。用200ml的来自地层的水将200ml的来自含油地层的轻质原油乳化，其中水具有6042ppm的总溶解固体含量和0.11M的离子强度。将所得乳状液分成两个150ml部分。将75ml的具有6042ppm的TDS含量和0.11M的离子强度的低盐度水添加至乳状液部分中的一个中，将75ml的具有77,479ppm的TDS含量和1.54M的离子强度的盐水溶液添加至另一乳状液部分中。将具有低盐度水的乳状液部分分成2个样品，将具有盐水溶液的乳状液部分分成2个样品。将DROP乳化剂在甲苯中的1％溶液2ml添加至具有低盐度水的乳状液样品中的一个中，并添加至具有盐水溶液的乳状液样品中的一个中。然后通过振动而混合样品中的每一个。在振动之后，监测每个样品以确定从水相中分离油相所需的时间。结果示于图12中。如图12所示，含有盐水溶液和破乳剂的样品比含有低盐度地层水和破乳剂的样品达到最终相分离快大约4倍，而含有低盐度地层水和盐水溶液而无破乳剂的样品未能分成分离的相。
本发明很好适于获得所述目的和优点以及其中固有的那些。如上公开的特定实施方案仅为说明性的，本发明可以以对受益于本文教导的本领域技术人员显而易见的不同但等同的方式进行修改和实施。此外，除了如以下权利要求书所述之外，不旨在限制本文所示的构造或设计的细节。尽管系统和方法以术语“包含”、“含有”或“包括”各种组分或步骤进行描述，但组合物和方法也可“基本上由各种组分和步骤组成”或“由各种组分和步骤组成”。每当公开具有下限和上限的数字范围时，落入范围内任何数字和任何包括的范围被具体公开。特别地，本文公开的数值的每个范围(具有“a至b”或等同地“a至b”的形式)应理解为陈述在数值的更广范围内涵盖的每个数字和范围。每当公开仅具有具体下限、仅具有具体上限，或具有具体上限和下限的数值范围时，所述范围也可包括“约”指定下限和/或指定上限的任何数值。而且，除非专利权人另外明确清楚限定，否则权利要求书中的术语具有它们的一般普通含义。此外，权利要求书中所用的不定冠词“一种”在本文限定为意指一种或超过一种其提出的要素。
Claims (10)
1.一种用于生产油的方法，其包括：
使总溶解固体含量为至少10,000ppm的源水与离子过滤器接触，所述离子过滤器由串联设置的第一离子膜单元和一个或多个第二离子膜单元组成；
将所述源水的一部分通过所述第一离子膜单元，以形成相对于所述源水具有降低盐度的渗透物，并同时使所述源水的至少一部分不通过所述第一离子膜单元，以形成相对于所述源水具有增加盐度的一次渗余物；
将所述渗透物的一部分通过一个或多个第二离子膜单元，以形成相对于所述渗透物具有降低盐度的经处理的水，并同时使所述渗透物的至少一部分不通过所述一个或多个第二离子膜单元，以形成相对于所述渗透物具有增加盐度的一个或多个二次渗余物；
使用所述经处理的水作为注入含油地层中的水性流体的至少一部分，所述水性流体具有至多0.15M的离子强度和200ppm至10,000ppm的总溶解固体含量；
在将所述水性流体引入地层中之后，由地层生产油和水；
将破乳剂和总溶解固体含量大于10,000ppm的盐水溶液与由地层生产的油和水的至少一部分混合，其中所述盐水溶液的至少一部分为所述一次渗余物、二次渗余物中的一个或多个或一次渗余物和二次渗余物中的一个或多个的组合；和
从油、水、破乳剂和盐水溶液的混合物中分离油。
2.根据权利要求1所述的方法，其中所述盐水溶液具有至少15,000ppm，或至少20,000ppm，或至少25,000ppm，或至少30,000ppm，或至少40,000ppm，或至少50,000ppm的总溶解固体含量。
3.根据权利要求1或2所述的方法，其中所述盐水溶液选自海水或由地层生产的生产水。
4.根据权利要求1或2所述的方法，其中将0.2直至1孔隙体积的低盐度水性流体引入地层中。
5.根据权利要求1或2所述的方法，其还包括在将所述低盐度水性流体引入地层中之后将驱动流体引入地层中的步骤。
6.根据权利要求1或2所述的方法，其中所述含油地层还包含具有二价离子浓度的原生水，其中所述低盐度水性流体具有二价离子浓度，且其中所述水性流体的二价离子浓度小于所述原生水的二价离子浓度。
7.根据权利要求1或2所述的方法，其中由地层生产的水包含用由地层生产的油的至少一部分乳化的水和与未破乳的由地层生产的油可分离的游离水，且由地层生产的油包含用由地层生产的水的至少一部分乳化的油和与未破乳的由地层生产的水可分离的游离油，所述方法还包括在将盐水溶液与由地层生产的油和水混合之前从乳化的油和乳化的水中分离游离水和游离油的步骤。
8.根据权利要求1或2所述的方法，其中所述源水选自：海水，由地层生产的水，在从混合物中分离油之后来自油、水和盐水溶液的混合物的水，以及它们的组合。
9.根据权利要求1或2所述的方法，其中所述离子过滤器中的离子膜单元为纳滤膜单元、反渗透膜单元或正向渗透膜单元。
10.根据权利要求1或2所述的方法，其还包括在使所述源水与所述离子过滤器接触之前将所述源水加压至2.0MPa(300psia)至9.0MPa(1,300psia)的压力的步骤。
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