CN105308261A

CN105308261A - 油采收系统和方法

Info

Publication number: CN105308261A
Application number: CN201480034770.6A
Authority: CN
Inventors: S·N·米拉姆; J·J·弗里曼; E·W·特格拉
Original assignee: Shell Internationale Research Maatschappij BV
Current assignee: Shell Internationale Research Maatschappij BV
Priority date: 2013-06-18
Filing date: 2014-06-16
Publication date: 2016-02-03
Also published as: RU2016101183A3; RU2652774C2; WO2014204849A1; AU2014281764B2; RU2016101183A; BR112015031556A2; US20140367097A1; AU2014281764A1; CA2914051A1; US9399904B2

Abstract

提供了一种用于从载油地层采收油的系统和方法。将油采收制剂与蒸汽或热水一起引入包含重油、超重油或沥青的地下载油地层，和从所述地层产出油，所述油采收制剂包含至少15mol％的二甲基硫醚和与液体石油组合物首次接触混溶。

Description

油采收系统和方法

技术领域

本发明涉及从地下地层采收油的系统和方法，特别地，本发明涉及从地下地层强化油采收的方法。

背景技术

全球大量的油位于包含重油和沥青的地层中。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。包含重油和沥青的地层可存在于地表至大于2000米深处。通过原位提取(其中在地层中钻井以提取油)可采收这种地层中处于75米或更深处的重油或沥青。

从包含重油或沥青的地层原位提取油通常受重油或沥青粘度阻碍。通常，包含重油或沥青的地层中的油的粘度足够大，以至于油不能容易地流到井中用于产出。

已经提供热方法用于从包含重油或沥青的地层原位提取油，其中通过加热地层中的油来降低地层中油的粘度，由此使地层中的油流动用于经由井从地层产出。蒸汽用于在一些热方法中提供热量用于降低包含重油或沥青的地层中油的粘度。蒸汽辅助重力泄油技术(SAGD)、循环蒸汽强化法(CSS)和立式蒸汽驱动技术(VSD)是常用的热方法，用于通过用注入地层的蒸汽加热地层以降低地层中重油或沥青的粘度。

溶剂与蒸汽组合使用以强化包含重油或沥青的地层中油的流动用于从地层中产出。低分子量烃与蒸汽组合使用以原位降低沥青粘度和强化从包含沥青的地层中采收烃。例如，US专利No.6,662,872提供用于通过共同注入蒸汽和C₁-C₈正烃(例如甲烷、乙烷、丙烷、丁烷、戊烷、己烷、庚烷或辛烷)降低地层中沥青的粘度和强化它的采收的方法，和US专利No.6,708,759提供用于降低地层中沥青的粘度和强化它的采收的方法，其部分要求共同注入蒸汽和包含低分子量链烷烃的液相冷凝油。包含芳族烃的较高分子量烃也与蒸汽组合使用以从载油地层中采收重质粘性油如沥青。例如，美国专利No.4,280,559公开了一种方法，其中将蒸汽注入粘性载油地层，采收烃，然后将包含低浓度的低分子量链烷烃的烃溶剂、优选为轻质石脑油、汽油和/或芳族溶剂(包括苯、甲苯或二甲苯)注入地层，接着是二次蒸汽注入，和然后从地层采收烃。美国专利No.3,838,738还公开了通过在注入井和产出井之间的地层流路中注入蒸汽和芳族烃，使用芳族烃如苯和甲苯与蒸汽组合从包含沥青的地层中采收沥青，其中芳族烃在流路中气化，和气化的烃冷凝和与沥青混合，由此使沥青流动用于通过产出井从地层中产出。其它溶剂如二硫化碳或卤代烃也用于与蒸汽组合以使粘性重油如沥青原位流动用于从重载油地层中产出。美国专利No.3,838,738还公开了二硫化碳可与蒸汽一起使用以使沥青流动用于从包含沥青的地层产出，和美国专利No.3,822,748公开了二硫化碳或卤代烃可以用作石油混溶流体与蒸汽在小于121℃(250°F)的蒸汽温度下使沥青流动用于从焦油砂地层产出。

但当用于从包含重油或沥青的地层中采收油时，与蒸汽组合使用使粘性油流动用于产出的溶剂每一种都附带有困难。部分重油或沥青、特别是重油或沥青的沥青质馏分不溶于低分子量烃，特别是链烷烃和最特别是正链烷烃或低分子量链烷烃。因此，使用低分子量烃溶剂与蒸汽组合来从包含重油或沥青的地层中提取油：1)在地层中原位留下了大部分不溶于溶剂的油，降低了收率；和2)通过在地层内沉淀沥青质潜在地阻止了地层中可产出油的流动。当用作溶剂与蒸汽结合以从包含重油或沥青的地层提取油时，较重质烃如芳族烃、轻质石脑油和汽油与重油和沥青更易混溶和不会从重油或沥青中沉淀沥青质，但由于它们较高的气化温度，需要大量的能量来分离这些溶剂与产出的油。使用轻质分子量烃或较重质烃作为溶剂用于与蒸汽组合来从包含重油或沥青的地层原位流动和采收油在经济上是不切实际的，这是因为溶剂(特别是较重质烃)的成本和可获得性都是难以承受的。

尽管与重油或沥青混溶，但二硫化碳不是特别适合用于与蒸汽组合从包含重油或沥青的地层原位采收油，原因在于：1)二硫化碳在蒸汽的存在下易于水解形成硫化氢和二氧化碳，由此使地层变酸和酸化；和2)它比油和水更重，和落入地层底部。卤代烃也与重油和沥青混溶，但不是特别适合用于与蒸汽组合从包含重油或沥青的地层原位采收油，原因在于卤代烃使油加氢处理催化剂中毒，因此需要在处理采收的油之前从采收的油中完全除去，和因为卤代烃是导致突变的。

因此，希望提供一种用于从包含重油或沥青的地层采收油的改进的方法和系统。

发明内容

在一个方面，本发明涉及一种用于产出油的方法，其包括:

提供包含至少15mol％二甲基硫醚的油采收制剂，其中所述油采收制剂与液相石油首次接触混溶；

提供温度至少80℃的蒸汽或热水；

将蒸汽或热水和所述油采收制剂一起引入地下载油地层，所述地下载油地层包含在25℃下动态粘度为至少1000mPa·s(1000cP)和根据ASTMD6822测定在15.5℃(60°F)下API重度为最多20°的原油，其中所述油采收制剂包含至少15wt％的一起引入所述地层的经组合的蒸汽和所述油采收制剂；

在所述地层中使蒸汽或热水和所述油采收制剂与油接触；和

在将蒸汽或热水和所述油采收制剂引入所述地层之后从所述地层中产出油。

在另一方面，本发明涉及一种系统，其包括：

油采收制剂，所述油采收制剂包含至少15mol％的二甲基硫醚，其中所述油采收制剂与液相石油首次接触混溶；

温度至少85℃的蒸汽或热水；

用于将所述油采收制剂和蒸汽或热水一起引入地下载油地层的机构，所述地下载油地层包含在25℃下粘度为至少1000mPa·s(1000cP)和在15.5℃(60°F)下API重度为最多20°的油；和

用于在将所述油采收制剂和蒸汽或热水引入所述地层之后从所述地下载油地层中产出油的机构。

附图说明

附图仅以举例而非限定方式描述了本发明教导的一种或多种实施方案。在图中，相同标记指相同或相似的元素。

图1描述了可以用于实施本发明方法的油产出系统。

图2描述了可以用于实施本发明方法的油产出系统。

图3描述了可以用于实施本发明方法的处理设备。

图4描述了可以用于实施本发明方法的油产出系统，其描述了将油采收制剂注入载油地层。

图5描述了可以用于实施本发明方法的油产出系统，其描述了从地层产出油。

图6描述了可以用于实施本发明方法的油产出系统。

图7的图给出了在30℃使用各种溶剂从油砂采收石油。

图8的图给出了在10℃使用各种溶剂从油砂采收石油。

图9的图给出了增加二甲基硫醚浓度对西非含蜡原油的粘度降低效果。

图10的图给出了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11的图给出了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

本发明涉及利用蒸汽或热水和包含至少15mol％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，其中将油采收制剂与蒸汽或热水一起引入所述地层。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油首次接触混溶。

引入所述地层的蒸汽或热水向所述地层提供热量，使得其中的油粘性较低。油采收制剂可具有非常低的粘度，从而一旦将油采收制剂与蒸汽或热水引入所述地层，混溶的油采收制剂可与它接触的油完全混合，以产生相对于在所述地层中初始位置的油具有显著降低的粘度的混合物。油采收制剂可在所述地层内通过与油采收制剂一起引入所述地层的蒸汽或热水提供的热量来气化，从而油采收制剂可渗入所述地层以与其中的油接触，和当冷凝和与油混合时通过降低油的粘度使油流动。降低粘度的混合物可以流动以移动通过地下地层，其中流动的混合物可以从所述地层产出，由此从所述地层采收油。

油采收制剂的二甲基硫醚(本文也称为“DMS”)特别适合用作溶剂用于当与蒸汽或热水一起引入所述地层时使所述地层中的粘性油流动。DMS具有相对较低的气化温度和当将DMS和蒸汽或热水引入所述地层时可以气化。DMS与包括低分子量链烷烃、渣油和沥青质的油的所有部分混溶和当接触油时不会使部分油沉淀，从而使油的所有部分均可以从所述地层中采收。DMS不会通过沉淀油的馏分损害所述地层的可渗透性。DMS可与产出的油一起产出，和由于DMS的低气化温度，它可容易地从产出的油中回收。此外，不像二硫化碳，DMS不容易在可向所述地层提供蒸汽或热水和DMS组合的温度下或所述地层内的温度下水解。DMS还是相对无毒性的。

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“操作流体连接”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流体流动。该定义中所用的“流体流动”指气体或液体的流动；该定义中所用的术语“直接流体流动”是指在两个定义的元件之间的液体或气体流直接在两个定义的元件之间流动；和该定义中所用的术语"间接流体流动"是指当液体或气体在两个定义的元件之间流动时，在两个定义的元件之间的液体或气体流可被引导通过一个或多个额外元件以改变液体或气体的一个或多个方面。在间接流体流动中可改变的液体或气体的方面包括物理特征，例如气体或液体的温度或压力、液体和气体之间的流体状态和/或气体或液体的组成。如本文定义的"间接流体流动"排除通过液体或气体的一种或多种元素的化学反应如氧化或还原改变两个定义的元件之间气体或液体的组成。

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，其还可以包含硫、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15mol％的二甲基硫醚。油采收制剂可包含至少20mol％、或至少30mol％、或至少50mol％、或至少75mol％、或至少90mol％、或至少99mol％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。一种或多种助溶剂可为与二甲基硫醚形成共沸混合物的化合物。一种或多种助溶剂可为当从所述地层产出油和油采收制剂时从所述地层中采收和当分离DMS和油时与油分离的化合物，例如，可为气化温度接近或处于DMS气化温度的化合物，和特别为从所述地层采收和与DMS一起与从所述地层产出的油分离的与DMS形成共沸混合物的化合物。可包含在油采收制剂中的可与DMS形成共沸混合物的助溶剂化合物为戊烷、异戊烷、2-甲基-2-丁烯和异戊二烯。油采收制剂可包含至少15mol％的DMS和选自戊烷、异戊烷、2-甲基-2-丁烯和异戊二烯的一种或多种化合物。

略不优选地，油采收制剂还可以包含不与DMS形成共沸混合物的一种或多种其它助溶剂化合物。一种或多种其它助溶剂可以选自邻二甲苯、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、石脑油溶剂、沥青溶剂、煤油和二甲醚。

提供用于本发明方法或系统的油采收制剂与液态石油组合物、优选任何液态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％的渣油的液相石油。油采收制剂可与烃类组合物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℃的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。油采收制剂在20℃下的密度可为最多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至少1255Pa或至少1340Pa。

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，将油采收制剂与温度至少80℃的蒸汽或热水一起引入地下载油地层中，和本发明的系统包括地下载油地层。地下载油地层包含原油和可包含未固结沙子、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至少75米、或至少100米、或至少500米、或至少1000米、或至少1500米深处。地下载油地层的渗透性可为0.00001-15达西、或0.001-5达西、或0.01-1达西。地下地层可为海底地层。

地下载油地层包含的油当与油采收制剂接触和混合后可从所述地层分离和产出。在油采收制剂与蒸汽或热水引入所述地层时产生的地层压力和温度条件下，载油地层的原油与油采收制剂首次接触混溶，和还在标准温度和压力条件下与油采收制剂首次接触混溶。载油地层的原油为重油、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°。

在将油采收制剂和蒸汽或热水引入地下载油地层之前，在地层温度条件下(特别是在地层温度范围内的温度下)所述地层中所包含原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原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原油的粘度可为1000-10000000mPa·s(1000-10000000cP)、或5000-1000000mPa·s(5000-1000000cP)、或10000-500000mPa·s(10000-500000cP)。载油地层中所包含原油在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原油至少部分或基本上对所述地层中至少部分石油的不流动负责。

载油地层中所包含的原油可包含大量的高分子量烃。载油地层中所包含的原油可包含至少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原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。沙子可为在所述地层中与油和水混合的未固结沙子。原油可构成1-20wt％的油/沙子/水混合物；沙子可构成80-85wt％的油/沙子/水混合物；和水可构成1-20wt％的油/沙子/水混合物。沙子可涂覆有一层位于润湿沙粒周围空隙空间中的水和油。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和2，其中描述了可以根据本发明方法用于实施蒸汽辅助重力泄油(SAGD)方法的一个或多个实施方案的油产出系统100。油产出系统100包括载油地层105，其可包含位于上覆地层102下方的载油部分104、106和108。油产出系统100可以包括通过其可将油采收制剂或其组分和蒸汽一起注入地层105的第一井132，和通过其可产出油、水和至少部分油采收制剂的第二井112。油产出系统还可以包括水储存设备116、油采收制剂储存设备130和油储存设备134。

油产出系统100还可以包括处理设备110。处理设备110可以包括水处理系统120和分离装置122。现在参照图3，水处理系统120可包括：水纯化装置202，其包括一个或多个可包括超滤膜的微粒过滤器204；一个或多个离子过滤装置206如纳米过滤膜装置和/或反渗透装置；和/或一个或多个用于从水中除去离子的离子交换系统208。水源水可以通过管线212进入水纯化装置202和行进通过微粒过滤器204用于从水源水除去悬浮的固体，和然后行进通过离子过滤装置206和/或离子交换系统208用于从水中除去离子，特别是多价阳离子和硫酸根离子。水处理系统还可以包括经由管线214操作流体连接至水纯化装置202以从水纯化装置接收经纯化的水的锅炉210。可设置锅炉210以由通过水纯化装置产生的经纯化的水产生蒸气品质为0.7-1.0的高品质蒸汽，或产生蒸气品质为大于0.3至小于0.7的低品质蒸汽，其中蒸汽可经由管线216从水处理系统120输出。

可设计处理设备110的分离装置122以分离从所述地层产出的油、水和至少部分油采收制剂。分离装置122可包括水分器230和闪蒸或蒸馏装置232。分离装置122的水分器230可通过管线234操作流体连接至第二井以经由第二井接收由所述地层产出的油、水和油采收制剂。在水分器230中可分离产出的油和产出的油采收制剂与产出的水，其中经分离的产出的水可通过管线244从水分器和分离装置122输出。油/水分离助剂如破乳剂和/或盐水溶液可通过入口240提供至水分器以有助于分离产出的油和产出的油采收制剂与产出的水。产出的油和产出的油采收制剂可经由管线238从水分器230提供至闪蒸或蒸馏装置232。在闪蒸或蒸馏装置中可分离产出的油采收制剂与产出的油，其中闪蒸或蒸馏装置可在40-80℃的温度和/或在0.01-0.09MPa的降低压力下操作以分离油采收制剂与产出的油。产出的油采收制剂可以包括产出的油的组分，该组分的沸点处于或接近DMS沸点或与DMS形成共沸混合物，如上所述。产出的油可通过管线242从闪蒸或蒸馏装置232和分离装置122输出，和产出的油采收制剂可通过管线236从闪蒸或蒸馏装置232和分离装置122输出。

返回参考图1和2，第一井132和第二井112从地表140延伸至地下载油地层105的一个或多个载油部分104、106和108。第一井132的地下部分142和第二井112的地下部分144可穿过地层105的一个或多个载油部分。第二产出井112的地下部分144可位于第一注入井132的地下部分142的下方。第一井132的地下部分142和第二井112的地下部分144可分别相对于第一井132的部分146和第二井112的部分148横向设置，部分146和部分148从地表140延伸至每个井各自的地下部分142和144。第一井132的地下部分142和第二井112的地下部分144可水平延伸通过所述地层，和第二井112水平延伸的地下部分144可基本上平行于第一井132水平延伸的地下部分142和在其下方。

第一井132的水平地下部分142和第二井112的水平地下部分144之间的垂直间距可为2-150米或5-100米。第一井132的水平地下部分142和第二井112的水平地下部分144的长度可为25-2000米、或50-1000米、或100-500米。第二井112的水平地下部分144优选与第一井132的水平地下部分142一样长或更长。

如图1所示，第一井132的地下部分142的趾(toe)段150可与第二井的地下部分144的后跟(后跟)段152对齐。替代地，如图2所示，第一井132的地下部分142的后跟段154可与第二井112的地下部分144的后跟段152对齐。再次参考图1和2，尽管给出了井132和112由垂直到水平的突然直角过渡，但是在一些实施方案中井132和112可具有由垂直偏移至水平的平滑过渡，例如具有平滑的弯曲半径。

现在参照图1、2和3，在本发明方法中，将包含至少15mol％DMS的油采收制剂与蒸汽一起通过第一注入井132引入包含重油或沥青的载油地层105的一个或多个载油部分104、106或108。通过经第一井132中的一个或多个穿孔将油采收制剂和蒸汽注入地层105中可将油采收制剂和蒸汽引入所述地层中。可将油采收制剂提供至第一井132用于由油采收制剂储存设备130引入所述地层，所述油采收制剂储存设备130经由管线129操作流体连接至第一井以将油采收制剂提供至第一井。通过管线212将水源水从水储存设备116提供至处理设备110的水处理装置120，可将蒸汽提供至第一井132用于与油采收制剂一起引入所述地层，其中在水纯化装置202中从水源水除去微粒和离子，在锅炉210中由经纯化的水形成蒸汽，和经由管线216将蒸汽提供至第一井。

将油采收制剂与蒸汽一起引入所述地层中，其中油采收制剂占一起引入所述地层的组合的油采收制剂和蒸汽总重量的至少5wt％。油采收制剂可占一起引入所述地层的组合的油采收制剂和蒸汽总重量的至少15wt％、或至少20wt％、或5-80wt％、或10-75wt％。应该将足够的蒸汽与油采收制剂一起引入所述地层以气化油采收制剂中的至少部分DMS或提供足够的热量来使油采收制剂中的至少部分DMS超临界。可将足够的蒸汽引入所述地层中以加热一部分地层和由此降低所述地层中一部分油的粘度，其中由蒸汽提供的热量可为显热和潜热。

可通过第一井132的地下部分142将油采收制剂和蒸汽共同注入地层105。第一井132的地下部分142可具有沿着部分142的长度的穿孔或开孔，可通过这些孔将油采收制剂和蒸汽注入所述地层。

可在足够的压力下将油采收制剂和蒸汽注入地层105以将油采收制剂和蒸汽引入所述地层。可在高于注入处所述地层初始压力的压力下将油采收制剂注入所述地层，和可在刚好高于所述地层初始压力至高达蒸汽临界压力(22.1MPa)或高达DMS临界压力(5.7MPa)的压力下注入。

可在瞬时地层压力下在足以气化DMS或使DMS超临界的温度下可将油采收制剂和蒸汽注入地层105，其中组合的油采收制剂和蒸汽的温度可通过控制蒸汽温度来控制。蒸汽温度可通过如本领域常规的那样从锅炉产生希望温度的蒸汽来控制。蒸汽温度可控制为100-350℃、或200-300℃、或最多300℃、或最多250℃、或最多225℃。

根据本领域已知的DMS的温度和压力相图，可控制引入所述地层的组合的油采收制剂和蒸汽的温度和压力，从而可使油采收制剂的DMS作为蒸气或作为超临界流体引入所述地层。DMS可作为蒸气引入所述地层以强化油采收制剂渗透至所述地层，或DMS可作为超临界流体引入所述地层以改进油采收制剂扫过所述地层。

当油采收制剂和蒸汽注入地层105时，油采收制剂和蒸汽可与所述地层中的油接触。使油采收制剂和蒸汽与所述地层中的油接触可通过用蒸汽冷凝的显热和潜热加热油和通过DMS与油接触和混合以降低油的粘度来降低油的粘度。

通过与引入所述地层的油采收制剂和蒸汽接触可使所述地层的油流动用于产出。通过与蒸汽热交换和/或通过与油采收制剂、特别是DMS混合来降低油粘度，可相对于初始存在于所述地层的油使与蒸汽和油采收制剂接触的油流动。流动的粘度降低的油可被释放进入第二产出井112，由该井可从所述地层产出流动的油。包含DMS的部分油采收制剂也可以作为与流动的油的混合物从所述地层产出。

在本发明方法的一个实施方案中，可将蒸汽或蒸汽与油采收制剂的组合引入所述地层以在地层105中形成蒸汽室170，和在形成蒸汽室后，可将油采收制剂和蒸汽通过蒸汽室引入所述地层以使油流动和从所述地层采收油。蒸汽室可通过将蒸汽或油采收制剂与蒸汽一起通过第一井132和第二井112注入所述地层而形成。由水处理系统提供的用于注入所述地层以形成蒸汽室的蒸汽优选为具有0.7-1.0、优选0.85-1.0的蒸气品质的高品质蒸汽，以向所述地层提供大量热能以降低第一和第二井周围地层中油的粘度。任选与油采收制剂一起注入的蒸汽降低了紧邻第一井132和第二井112的油的粘度。注入可从第二井112停止和粘度降低的流动的油可从第二井产出。蒸汽和任选的油采收制剂可在采收流动的油之后再次通过第二井112注入以使所述地层中更多的油粘度降低和流动，然后可从第二井采收额外的粘度降低的流动的油。通过第一井132和第二井112任选与油采收制剂一起注入蒸汽和从第二井产出流动的油可以该方式持续进行直到在所述地层中形成蒸汽室170。之后，可通过第一井132将油采收制剂和蒸汽一起注入所述地层和可从第二井产出流动的油。

可控制通过第一井注入蒸汽室170的组合的油采收制剂和蒸汽的温度和压力以将油采收制剂中的DMS以蒸气相提供至所述地层，同时从水处理系统提供蒸气品质为0.7-1.0的蒸汽用于作为高品质蒸汽引入所述地层。高品质蒸汽可基本上作为蒸气通过蒸汽室170和在蒸汽室边缘处在油/蒸汽室界面处冷凝，以在蒸汽室边缘处向油提供蒸汽冷凝的潜热和由此使油流动。来自油采收制剂的DMS也可以基本上作为蒸气通过蒸汽室和穿过蒸汽室的边缘以在蒸汽室外冷凝和与油混合，由此降低油的粘度和使油流动。通过蒸汽和通过与油采收制剂混合而流动的油可通过所述地层用于通过第二井从所述地层产出，通过与蒸汽和油采收制剂接触扩大了蒸汽室和暴露更多油用于产出。

本发明方法还可以包括：在地层105中形成蒸汽室170；将油采收制剂与蒸汽一起引入蒸汽室170；和在将油采收制剂与蒸汽一起引入蒸汽室之后从蒸汽室采收残油。蒸汽室170可通过如上所述在第一时间段将蒸汽或蒸汽与油采收制剂的组合注入所述地层而形成。相对于存在于蒸汽室边界处的地层和蒸汽室外的部分地层中的油量，所形成的蒸汽室中的油量(“残油”)减少。

可在第二时间段通过第一井132的地下部分142将油采收制剂与蒸汽一起注入蒸汽室170，其中在第一时间段结束后第二时间段开始。可控制通过第一井注入蒸汽室170的组合的油采收制剂和蒸汽的温度和压力以将油采收制剂中的DMS作为超临界流体提供至所述地层，同时从水处理系统任选提供蒸气品质为0.3至小于0.7的蒸汽用于作为低品质蒸汽引入所述地层。如上所述，油采收制剂可接触蒸汽室170中的残油和使所述残油流动，其中超临界DMS的密度大于蒸气相DMS和可比蒸气相DMS更有效地扫过蒸汽室用于与蒸汽室中的残油接触和混合。低品质蒸汽可将冷凝的潜热提供至所述残油，同时降低所述残油的粘度和使所述残油流动。流动的残油可由蒸汽室170进入第二井112用于从所述地层产出。

流动的油、水和油采收制剂可通过常规油产出方法由第二井112从所述地层产出。井112可以包括用于从所述地层产出油的常规机构，包括提升泵、提升用气体和/或压缩机，这些机构用于将气体注入所述地层以从所述地层产出油、水和油采收制剂。

通过第二井112从所述地层产出的油、水和油采收制剂可被处理和分离。第二井112可经由管线234操作流体连接至分离装置122的水分器230。如上所述，产出的油、产出的油采收制剂和产出的水可在分离装置122中分离。经分离的产出的油可经由管线242从分离装置的闪蒸或蒸馏装置232提供至油储存设备134。经分离的产出的水可经由管线244从分离装置122的水分器230提供至水储存设备116。经分离的油采收制剂可经由管线236从闪蒸或蒸馏装置232提供至油采收制剂储存设备130。

经分离的产出的油采收制剂可与蒸汽一起再次引入所述地层以使更多的油流动用于从所述地层采收，由此循环油采收制剂通过所述地层。经分离的产出的油采收制剂可包括相对于初始引入所述地层的油采收制剂的额外烃。沸点接近DMS的沸点或与DMS形成共沸混合物的烃可在闪蒸或蒸馏中与产出的油分离。特别地，戊烷、异戊烷、2-甲基-2-丁烯和异戊二烯可与DMS从产出的油分离。

本发明方法还可用于循环蒸汽强化(“CSS”)油采收方法。现在参照图4和5，其中给出了根据本发明方法按照CSS方法利用单一井用于注入和产出的油产出系统。系统300在某些方面与上文参考图1和2所述的具有图3处理设备的系统100类似。因此，可参考图1、2和3来理解系统300，其中相同的数字用于表示相同的组件，这些组件不再详细描述。

现在参照图4，可提供温度至少80℃的蒸汽或热水和包含至少15mol％DMS的油采收制剂。油采收制剂和蒸汽或热水可通过井312一起注入地层105。油采收制剂可经由管线302从油采收制剂储存设备130提供至井312。蒸汽可经由管线216从水处理系统120提供至井312，水处理系统120包括水纯化系统和锅炉，用于由水储存设备116提供的水产出温度至少80℃或80-100℃的蒸汽或水。

如箭头314所示，油采收制剂和蒸汽或热水可通过井312一起注入地层105以与所述地层中的油接触和混合。如上所述，油采收制剂当与油接触时可降低油的粘度，和由此使油流动用于从所述地层采收。如上所述，蒸汽或热水通过将热能提供至油也可以降低油的粘度，使油流动用于从所述地层采收。

在第一时间段油采收制剂和蒸汽或热水可通过井312注入所述地层，之后可停止注入油采收制剂和蒸汽或热水。在停止将油采收制剂和蒸汽或热水注入所述地层之后，可允许油采收制剂浸入所述地层以与其中的油混合、降低油的粘度和使油流动。在停止将油采收制剂和蒸汽或热水注入所述地层之后，可允许蒸汽在所述地层中冷凝和/或可允许热水浸入所述地层以将热能提供至其中的油来降低油的粘度和使油流动。

然后，如图5所示，可在第二时间段将流动的油、水和油采收制剂通过井312从所述地层产出，其中在第一时间段结束后和优选在已经允许油采收制剂和任选的热水浸入所述地层和已经允许蒸汽在所述地层中冷凝后，第二时间段开始。如箭头316所述，流动的油、水和油采收制剂可通过所述地层抽出用于从所述井产出。井312可以包括用于从所述地层产出油的常规机构，包括提升泵、提升用气体和/或压缩机，这些机构用于将气体注入所述地层以从所述地层产出油、水和油采收制剂。

如上所述，从井312产出的油、水和油采收制剂可在处理设备110中分离和储存。如上所述，经分离的产出的油采收制剂可再次与蒸汽或热水一起引入所述地层。

在根据本发明方法的CSS方法的一个实施方案中，在将油采收制剂注入所述地层和随后从中采收流动的油、水和油采收制剂之前，蒸气品质为至少0.7或至少0.9的高品质蒸汽可通过水处理系统产出和提供用于通过井312注入地层105以与所述地层中的油接触、混合和浸泡以使油流动，和然后可通过井312采收流动的油。将高品质蒸汽循环注入所述地层；使高品质蒸汽与油接触、混合和浸泡以使油流动，和从井采收流动的油可进行两次或更多次，之后将油采收制剂与蒸汽或热水一起注入所述地层；使油采收制剂和蒸汽或热水与所述地层中的油接触、混合和浸泡以使所述地层中的油流动；和通过将油采收制剂和蒸汽或热水注入所述地层的井采收流动的油。如上所述，在使用高品质蒸汽的CSS油采收之后，一起使用油采收制剂和蒸汽或热水能够采收所述地层中的残油。

本发明方法还可以用于立式蒸汽驱动(“VSD”)油采收方法。现在参照图6，描述了油产出系统400，该系统可以用于根据本发明方法实施立式蒸汽驱动(VSD)方法的一个或多个实施方案。该系统在某些方面可类似于上文参照图1和2所述的系统100和图3中所示的处理设备110。因此，可参考图1、2和3理解系统400，其中相同数字用于表示相同组件，这些组件不再详细描述。

现在参照图6，提供包含至少15mol％DMS的油采收制剂和温度至少80℃的蒸汽或热水用于通过第一井432引入地层105。油采收制剂可经由管线129从油采收制剂储存设备130提供至第一井432，和蒸汽或热水可经由管线216从水处理系统120提供至第一井，水处理系统120包括水纯化系统和锅炉，用于由水储存设备116提供的水产出温度至少80℃的蒸汽或水。

如上所述，可将油采收制剂和蒸汽或热水一起通过第一井432引入地层105以与油接触和混合，和由此使油流动用于从所述地层采收。如上所述，当接触时蒸汽或热水可通过将热能提供至油来降低油的粘度，和由此使油流动用于从地层105采收。如上所述，油采收制剂可通过与油混合来降低油的粘度，由此使油流动用于从所述地层产出。蒸汽或热水也可以提供热能用于在所述地层中气化油采收制剂的DMS，其中气化的DMS可渗入地层和然后冷凝和与所述地层中的油混合以使油流动。

经由第一井432引入地层105的油采收制剂和蒸汽或热水的体积可以为0.001-10孔隙体积、或0.01-5孔隙体积、或0.1-2孔隙体积、或0.2-1孔隙体积，其中术语“孔隙体积”是指在第一井432和第二井412之间可由油采收制剂和蒸汽或热水扫过的地层的体积。孔隙体积可由本领域技术人员已知的方法容易地确定，例如通过模拟研究或通过从第一井432注入具有其中含有示踪剂的水通过地层105至第二井412来确定。

通过进一步引入更多的油采收制剂和蒸汽或热水至所述地层，或通过在将油采收制剂和蒸汽或热水注入所述地层之后将油不可混溶驱动流体引入所述地层，可推动流动的油从第一井432穿过地层105至第二井412，如箭头414和416所示。

油不可混溶驱动流体可通过第一井432引入地层105以促使或以其它方式驱替流动的油至第二井412用于产出。可设置油不可混溶驱动流体以驱替流动的油通过地层105。适合的油不可混溶驱动流体不与地层105中的油首次接触混溶或多次接触混溶。油不可混溶驱动流体可选自含水聚合物流体、水、压力低于其最小可混溶压力的二氧化碳、压力低于其最小可混溶压力的氮、空气和前述两种或更多种的混合物。

用于含水聚合物流体的适合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、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、褐藻酸酯以及褐藻酸和它们的盐。在一些实施方案中，聚合物可在地层105中原位交联。在其它实施方案中，聚合物可异地产生和然后以水溶液注入地层105。

油不可混溶驱动流体可储存在可经由管线422操作流体连接至第一井432的油不可混溶驱动流体储存设备420中和从中提供用于引入地层105。引入地层105的油不可混溶驱动流体的量应该足以驱动流动的油穿过至少部分地层，和优选为至少0.2孔隙体积或至少0.5孔隙体积或至少1孔隙体积，该孔隙体积在第一井432和第二井412之间测量。

如果油不可混溶驱动流体为液相，则油不可混溶驱动流体的粘度可至少与在地层温度条件下流动的油的粘度相同量级，以使油不可混溶驱动流体驱动流动的油穿过地层105至第二井412。油不可混溶制剂在25℃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)、或至少10000mPa·s(10000cP)。如果油不可混溶驱动流体为液相，则优选油不可混溶驱动流体的粘度可比在地层温度条件下流动的油的粘度大至少一个数量级，从而油不可混溶驱动流体可驱动流动的油以活塞流穿过所述地层，以最小化和抑制流动的油指进穿过油不可混溶制剂的驱动活塞。

可将油采收制剂与蒸汽或热水一起和油不可混溶驱动流体以交替段塞通过第一井432引入地层105中。例如，在第一时间段可将油采收制剂与蒸汽或热水一起通过第一井432引入地层105中，之后在第一时间段之后的第二时间段可将油不可混溶驱动流体通过第一井引入所述地层中，之后在第二时间段之后的第三时间段可将油采收制剂与蒸汽或热水一起通过第一井引入所述地层中，之后在第三时间段之后的第四时间段可将油不可混溶驱动流体通过第一井引入所述地层中。如所希望的，可将油采收制剂与蒸汽或热水一起和油不可混溶驱动流体的多个交替段塞通过第一井引入所述地层中。

通过将油采收制剂与蒸汽或热水一起和任选的油不可混溶驱动流体引入所述地层中，可使油流动用于通过第二井412从地层105产出，其中通过将油采收制剂与蒸汽或热水一起和任选的油不可混溶驱动流体通过第一井432引入所述地层中，如箭头416所示，驱动流动的油通过所述地层用于从第二井产出。

流动的油、水和油采收制剂可通过常规油产出方法通过第二井412从地层105产出。井412可以包括用于从所述地层产出油的常规机构，包括提升泵、提升用气体和/或压缩机，这些机构用于将气体注入所述地层以从所述地层产出油、水和油采收制剂。如上所述，从所述地层产出的油、水和油采收制剂可被处理、分离和储存。产出的和经分离的油采收制剂可与蒸汽或热水一起再次引入所述地层，油采收制剂循环通过所述地层降低了用于从所述地层采收油的油采收制剂的总量。

在根据本发明方法的VSD方法的一个实施方案中，在第一时间段，第一井432可用于将油采收制剂与蒸汽或热水一起及任选随后的油不可混溶驱动流体引入地层105，和第二井412可用于从所述地层产出油、水和油采收制剂；然后，在第二时间段，第二井412可用于将油采收制剂与蒸汽或热水一起及任选随后的油不可混溶驱动流体引入地层105，和第一井432可用于从所述地层产出油、水和油采收制剂；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432和第二井412在将油采收制剂与蒸汽或热水一起及任选随后的油不可混溶驱动流体引入地层105中和从所述地层产出油、水和油采收制剂之间交替，其中在第一时间段一个井引入和另一个井产出，然后在第二时间段将它们切换。该周期可为约12小时-约1年、或约3天-约6个月、或约5天-约3个月。在周期初可将油采收制剂与蒸汽或热水一起引入所述地层中，和在周期末时可将油不可混溶驱动流体引入。在一些实施方案中，周期初可为周期的前10-约80％、或周期的前20-约60％、或周期的前25-约40％，和周期末可为周期的剩余部分。

在根据本发明方法的VSD方法的一个实施方案中，可建立在第一井432和第二井412之间的流体流路，之后将包含至少15mol％DMS的油采收制剂与蒸汽或热水一起引入所述地层，这是因为所述地层的未固结沙子和粘性原油可阻止将油采收制剂和蒸汽或热水注入所述地层。通过将蒸汽注入所述地层或通过水力压裂可在地层105中建立流体流路。如果在地层105中从第一井432开始的注入路径位于所述地层的水饱和区域，可注入蒸汽以建立流体流路。可利用蒸汽使位于水饱和区域的任何沥青基或其它烃材料流动，以打开流体流路。替代地或结合将蒸汽注入地层105，水力压裂可用于建立从第一井432至所述地层的流体流路，特别是在所述地层的烃饱和区域，其中第一井可以包括用于水力压裂所述地层的机构。可根据公知的水力压裂技术进行水力压裂。一旦在地层105中建立了流体流路，可将支撑剂注入所述流路以防止所述流路封闭，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用作支撑剂，其中支撑剂可具有宽粒度分布以防止所述地层中的焦油砂材料流入和封闭流体流路。

然后可通过第一井432将油采收制剂与蒸汽或热水一起引入地层105进入已建立的流路。油采收制剂中的DMS可由于蒸汽或热水提供的热能而气化，和从流路向上移动进入所述地层，其中它可能冷凝和与油混合以降低油的粘度和由此使油流动。流动的油可进入流路和沿着流路被驱动用于从第二井412产出。在一个实施方案中，如上所述，油采收制剂与蒸汽或热水一起和油不可混溶制剂的交替段塞从第一井注入流路，其中油不可混溶制剂可沿着流路驱动流动的油用于从第二井产出。

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℃下用溶剂提取泥岩沼泽河开采的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所述油砂的混溶性以确定利用溶剂从所述油砂提取的烃分数。测得泥岩沼泽河开采的油砂的沥青含量为11wt％，作为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。准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。将每个油砂样品称重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的流体的颜色变为淡棕色。

使用旋转式蒸发器汽提除去提取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观察到基本无重量损失，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7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8给出了在10℃下提取的类似图线。图7-8和表1表明对于从油砂材料回收沥青来说二甲基硫醚与最好的已知流体(邻二甲苯、氯仿、二硫化碳、二氯甲烷和四氢呋喃)相当，并且明显好于戊烷和乙酸乙酯。

通过SARA分析评价在30℃下通过各种溶剂提取的沥青样品以确定沥青的饱和物、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)仍具有优异的混溶性特性。

数据表明对于从油砂采收沥青来说二甲基硫醚通常与公认非常好的沥青提取流体一样好，并且与饱和物、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。样品称重，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℃并混合以确保二甲基硫醚在样品中均匀混合。使用闭杯流变仪使用流变仪中的PZ39转子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，因为蜡形成足够慢可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9、10和11分别给出了表3、4和5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。

测量的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、特别是高沥青质含量高粘度的加拿大沥青基原油的粘度是有效的。

实施例3

测量在通过水驱从地层岩芯采收油之后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中所示组成的盐水使两种5.02cm长的Berea砂岩岩芯(岩芯直径为3.78cm和渗透性为925-1325mD)饱和。

表7盐水组成

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

在利用盐水饱和岩芯之后，用具有上表3中所示特征的中东沥青基原油驱替盐水以用油使岩芯饱和。

通过在压力下向岩芯加入盐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盐水和随后加入DMS从岩芯采收的油量。初始通过在压力下向岩芯加入盐水从岩芯驱替油。在加入盐水期间将1MPa的约束压力应用于岩芯，和将流入岩芯的盐水流量设为0.05ml/min。在用盐水从岩芯驱替油期间，将岩芯维持在50℃的温度。在用盐水从岩芯驱替油期间，从岩芯产出和收集油直到观察不到更多的油产出(24小时)。在利用盐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。单独收集在向岩芯加入DMS期间从岩芯驱替的油，以与通过向岩芯加入盐水驱替的油分开。

通过盐水驱替和通过DMS驱替从每种岩芯收集的油样品利用二氯甲烷提取分离水，和分离的有机层经硫酸钠干燥。在从每种油样品分离的干燥的有机层蒸发挥发物之后，称量通过向岩芯加入盐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轻质化合物的损失。表8给出了通过盐水驱替和随后通过DMS驱替从每种岩芯产出的油量。

表8

如表8中所示，在通过利用盐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—采收在水驱之后留在岩芯中的油的约60％。

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造或设计的细节。因此，很明显可对上文所公开的特定说明性实施方案进行改变、组合或调整，并且所有这些改变均被认为在本发明的范围内。本文说明性公开的发明可在不存在未在本文具体公开的任何要素和/或在本文公开的任选要素下适合地实施。尽管以“包括”或“包含”各组分或步骤的方式描述组合物和方法，但组合物和方法也可以基本由各组分和步骤组成或由各组分或步骤组成。上文所公开的所有的数值和范围可按一定的量变化。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(“从约a至约b”或等价的“约a-b”的形式)均应理解为包括较宽数值范围内所包含的每个数值和范围。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要素的一个或多个。如果在本说明书和本文可能通过参考引入的一个或多个专利或其它文件所用的词语或术语中存在任何冲突，应该采用与本说明书一致的定义。

Claims

1.一种采收石油的方法，其包括：

提供温度至少85℃的蒸汽或热水；

将蒸汽或热水和所述油采收制剂一起引入地下载油地层，所述地下载油地层包含在25℃下动态粘度为至少1000mPa·s(1000cP)和根据ASTM方法D6822测定在15.5℃(60°F)下API重度为最多20°的原油，其中所述油采收制剂包含至少15wt％的一起引入所述地层的经组合的蒸汽或热水和油采收制剂；

在所述地层中使蒸汽或热水和所述油采收制剂与油接触；和

在将蒸汽或热水和所述油采收制剂引入所述地层之后，从所述地层产出油。

2.权利要求1的方法，其中通过经由延伸至所述地层的第一井注入将蒸汽或热水和所述油采收制剂引入所述地层。

3.权利要求1或2的方法，其中经由所述第一井从所述地层产出油。

4.权利要求1或2的方法，其中经由延伸至所述地层的第二井从所述地层产出油。

5.权利要求4的方法，其中在所述地层中第二井位于第一井的下方。

6.权利要求1的方法，其中所述油采收制剂包含至少75mol％DMS。

7.权利要求1-6任一项的方法，其中所述油采收制剂还包含选自戊烷、异戊烷、2-甲基-2-丁烯和异戊二烯的一种或多种化合物。

8.权利要求1-7任一项的方法，其中在至少第一时间段和第二时间段提供蒸汽，其中第二时间段在第一时间段之后，其中在第一时间段提供的蒸汽的蒸气品质为0.7-1.0，和其中在第二时间段提供的蒸汽的蒸气品质为0.3-小于0.7，其中在第一时间段期间将在第一时间段提供的蒸汽与所述油采收制剂一起引入所述地层和在第二时间段将在第二时间段提供的蒸汽与所述油采收制剂一起引入所述地层。

9.一种系统，其包括：

油采收制剂，所述油采收制剂包含至少15mol％的二甲基硫醚(DMS)，其中所述油采收制剂与液相石油首次接触混溶；

温度至少85℃的蒸汽或热水；

地下载油地层，所述地下载油地层包含在25℃下粘度为至少1000mPa·s(1000cP)和在15.5℃(60°F)下API重度为最多20°的原油；

用于将所述油采收制剂和蒸汽或热水一起引入所述地层的机构；和

用于在将所述油采收制剂和蒸汽或热水引入所述地层之后从所述地层中产出油的机构。

10.权利要求9的系统，其中所述油采收制剂还包含选自戊烷、异戊烷、2-甲基-2-丁烯和异戊二烯的一种或多种化合物。

11.权利要求9或10的系统，其中所述油采收制剂包含至少75mol％的DMS。

12.权利要求9-11任一项的系统，其中用于将所述油采收制剂引入所述地层的机构位于延伸至所述地层的第一井。

13.权利要求的系统12，其中用于从所述地层产出油的机构位于延伸至所述地层的第一井。

14.权利要求12的系统，其中用于从所述地层产出油的机构位于延伸至所述地层的第二井。

15.权利要求14的系统，其中在所述地层中第二井位于第一井的下方。

16.权利要求9-15任一项的系统，还包括用于产出蒸汽的锅炉，其中所述锅炉操作流体连接至用于将所述油采收制剂和蒸汽一起引入所述地层的机构。