CN105940080A - 用于提高原油产量的增产方法和系统 - Google Patents

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Abstract

从地下岩层中采收原位烃的方法，包括将一定量组成包含至少一种0.01质量％或更多的酮和50质量％或更多的水的流体注入到所述地下岩层中完成的注入井中；和通过所述地下岩层中完成的生产井生产至少一部分所注入量的流体和原位烃。烃采收体系，包括连接到形成在地下岩层中的井和与所述注入设备流体连通的储存容器的注入设备。所述容器包括所述至少一种酮和水。

Description

用于提高原油产量的增产方法和系统
发明领域
本发明致力于提高原油产量的增产方法和系统。
背景技术
多年来，在各种原油提取和采油(也称为“原油生产”)方法方面已经取得了巨大的进步，从引入了如水注入到地下含油地层的技术的改善的采油方法(也称为IOR)，到引入了如气体注入到地下含油地层的技术提高的采油(“EOR”)方法。
成熟EOR技术包括基于气体注入的方法、基于微生物的方法、基于化学品的方法、和基于热法的方法。热法和气体注入是两个商业上最常用的EOR技术。热法包括如蒸汽辅助重力排油(SAGD，Steam AssistedGravity Drainage)和周期注入蒸汽增产(CSS，Cyclic SteamStimulation)等技术。气体注入回收方法包括如CO2注入、氮气注入、和烃气体注入等技术。气体注入方法通常跟随在水注入方法之后，有时水注入和气体注入交替进行以改善扫油效率，并减轻因气体和原位油之间不利的流动性差异而造成的粘性指进以及因气体和该原油之间密度差异而造成的重力超覆的影响。这种方法有时被称为水气交替注入或WAG。
人们也已经对水辅助的生产方法进行了关注，即引入“添加剂”到注入水中(改变水的组成)从而改善或优化注水效率。这些增强的采油方法被称为化学驱油法。示例性的技术包括：碱-表面活性剂-聚合物驱油法、聚合物驱油法、表面活性剂驱油法、低盐度水注入、及它们的组合。在所有情况下，都是在注入前改变水的组成。例如，可以包括表面活性剂以降低与油之间的界面张力，从而在注水之后可以使残留的原油移动。可以添加聚合物基的凝胶以阻挡选择性水流流经高渗透(漏失)区。
除改善的采油方法和增强的采油方法外，人们已经应用了其它形式的技术以改善从挑战性资源处采油的经济性。示例性的技术包括：水平钻井、人工举升、和水力压裂。水平钻井导致储层与生产井之间的接触增加。人工举升被用来增加储层工作深度(drawdown)，允许烃化物更容易地流向生产井。类似于水平井，水力压裂被用来在直接与生产井相连的高渗透通道附近产生更多的表面积，从而允许烃化物更容易地流向生产井。水力压裂是一个复杂的方法，通常添加几十种化学品以优化支撑剂传输、支撑剂分布&沉降、以及钻井孔流动。通常需要高注入速率以有效压裂地层。这些高速率因摩擦导致沿井方向的显著压力下降。为了减缓该压力降，降低摩擦的化学品如聚丙烯酰胺或长链聚合物被添加到压裂液体中以降低井内的不稳定流动。水力压裂的另一个难点是有效地传输和分布支撑剂。广泛认可的是低粘度流体会产生更复杂、更有效连接到地层的压裂网络，但这些流体不能在地层深处有效地传输或分布支撑剂。因此，在压裂水中添加一定数量的其它化学品以辅助支撑剂传输。在该复杂方法中，可为不同的目的注入不同的化学品，包括盐酸、硫酸钠、氢氧化钠、甲醇、乙二醇单丁基醚、醇乙氧基化物、戊二醛、乙醇、石油馏出物、乙酸铵、聚丙烯酰胺、山梨糖醇四油酸酯、表面活性剂等。
工业界还正在调查从原本经济上有挑战性的地点处采油。例如，超致密渗透率储层通常被称为页岩储层。这些储层可包含处于油相、气相或两相的烃化物。这些储层中的烃化物可以或有可能不是实际包含在页岩中。在某些情况下，它们仅被包含在具有非常低渗透率的碳酸酯、硅质碎屑(siliciclastics)或其组合中。这类储层的共同特点是如何通常开发它们的方式。许多超致密体系或页岩储层都是使用如水平井和水力压裂等技术以提高井与地层的接触而经济地开发。Bakken地层(Bakken formation)是该超致密储层或地下含烃地层的一个实例。
由这种储层进行一次采油的原油生产速率通常显著下降，导致在相对短的时间内原油速率仅是起始生产速率的一小部分。许多情况下，在两到三年内，速率可降至远小于起始生产速率的10％。在一次采油过程中，采油还受到大的含水率(即所生产的水与所生产液体的总体积的比率)的阻碍，其在某些情况下可达到80％。
许多这些储层还倾向于至少储层的一些部分是油润湿(oil-wet)的或混合润湿的，其通过水相测量的油水界面和地层表面的接触角大于90度。这意味着有效从储层中采油的几个问题。第一，许多这些储层都是以水力方式增产地以保持压力、提高它们的生产潜能、并打开进入到地层其它部分的通道；但是该增产措施通常注入大量的水，其不能容易地吸收到油润湿或混合润湿的超致密地层中。这导致很多注入到地层中的潜在驱动能量仅被用于所注入的水而不是油的再生产。在所述储层的控制体积内给定压力降下的一次采油中，通过生产井会生产一定体积的流体，其对应于所述地层的可压缩性和控制体积内的流体。在相等的压力降下，如果某地下岩层比其它地下岩层因所述地层和地层中流体的性质而具有更高的含水率(water-cut)，则后者地层将产出更多的油，所有其它的相同。
许多情况下，地层的润湿性影响在该地层中的采收率。广泛接受的是更亲水的地层(即更加被水润湿的地层)通常比亲水性差得多的类似的地层(即强烈地油润湿的地层)更有利于水驱。这一点加上所发现的超致密油储层的超低渗透率部分地揭示了为什么多数主要是油润湿的或混合润湿的超致密油地层目前仅通过一次采油来开发，不像是通常的储层，几乎都使用IOR或EOR方法。
当前，可以同水力压裂液体一同注入一些化学品，但他们多数都浓度很低，对绝大多数地层的润湿性可能只具有最小的影响。研究者们使用基于表面活性剂的方法已经开始研究使用一定量的化学品来改变这些地层的润湿性的方法。这些基于表面活性剂的方法严重依赖于通过简单接合被连接到岩石的表面上的极性或极性-非极性烃组分而改变土壤材料的表观润湿性。表面活性剂虽然有效，但与其它化学品相比，也是昂贵的。它们还倾向于吸附到岩石表面，不一定会最有效地利用所述表面活性剂，且它们随着时间、剪切和温度有降解趋势。因此，用表面活性剂改变的表观润湿性会是暂时的。
因此，在整个工业界内需要一种能够更准确地确定从这些地层中采油的适当方法的方法，以及可最大化地从这些先前有挑战性的储层中采油的新体系和组合物。此外，工业界的一个挑战是改善烃采收的预测能力，包括发现表面化学、润湿性、毛细管压裂以及相对渗透性之间的关系。
概述
本发明涉及提高从含烃地下岩层中采油的方法，其中所述地层部分是油润湿至混合润湿的。所述技术还包括地层建模方法、从所述地层中采油的新的组合物、以及从所述地层中采油的新体系。
具体而言，根据本发明的一个实施方案，本发明涉及从含有原位烃的地下岩层中采收原位烃的方法，该方法包括步骤：将一定体积的、组成中包含至少一种0.01质量％或更多的酮和50质量％或更多的水的流体注入到地下岩层中完成的注入井中；并通过所述地下岩层中完成的生产井从地下岩层中生产至少部分所注入体积的流体及原位烃。
根据本发明的另一个实施方案，本发明涉及原位烃的采收体系，其包括：与含有原位烃的地下岩层相连的井；与所述井相连的注入设备；至少一个与所述注入设备流体连通的储存容器，其中所述至少一个储存容器包括至少一种酮，并且所述至少一个储存容器包含水。
根据本发明的另一个实施方案，本发明涉及改变含有原位烃的地下岩层的润湿性的方法，该方法包括步骤：将一定体积的、组成中包含至少一种0.01质量％或更多的酮和50质量％或更多的水的流体注入到地下岩层中完成的注入井中，其中所述地下岩层含有至少10质量％的碳酸盐岩(carbonate rock)，从而使地下岩层的碳酸盐岩与至少部分所注入体积的流体相接触；和允许所注入体积的流体在所述地下岩层中停留一段时间。
根据本发明的另一个实施方案，本发明涉及从含有原位烃的地下岩层中采收烃的方法，该方法包括步骤：建立计算模型以模拟向含有原位烃的地下岩层中注入酮和水；基于所述计算模型确定如何操作从所述地下岩层的采油过程；和由所述地下岩层中采收烃。
本发明其它应用范围由下面给出的详细说明显而易见。然而应理解的是所述详细说明和具体实施例虽然给出了本发明的优选实施方案，但只是示例性的，因为根据该详细说明，本发明精神和范围内的各种改变和修改对于本领域技术人员都是显而易见的。
附图简述
根据下面给出的详细说明和仅为示例性的并因此不限制本发明的附图，将可以更完整地理解本发明，其中：
图1是可施用本发明的含烃地下岩层的一个实例的示意图；
图2是解释油润湿和水润湿地层的一个示例；
图3是解释致密至超致密含烃地层的一个示例；
图4是用化学品段塞(slugs of chemicals)来激励的一个示例；和
图5给出了模拟模型的比较。
详细说明
现在将参考附图对本发明进行说明。
图1给出了用于从含烃地下岩层中采收烃的酮供给、注入和生产体系的一个实例。在含烃地下岩层(104)内钻井(102)。或者，可以使用现存的井(102)。所述井(102)可以是单井，同时作为注入和生产井用，或者该井可以是不同的注入和生产井。所述井(102)可以是常规的或定向钻孔的，从而到达所述地层(104)，如本领域普通技术人员所熟知的。
所述地层(104)可以是用常规水力压裂方法以液压方式增产，从而在地层中制造裂缝(106)。在注入过程中，或在循环注入阶段，通过用注入设备(108)将一定体积的流体通过井(102)注入到影响区(110)而刺激烃的生产。所述注入物可包括至少水和一种或多种酮，其分别被容纳在水罐(112)和酮罐(114)内。所注入的流体可以是水和一种或多种酮的混合物，如果需要，其可首先在混合罐(116)内混合。或者，绕过混合罐(116)并直接注入水和酮，所注入的流体可以是一段时间的水，然后是一段时间的酮。当然，应理解的是可以给单一罐提供供给水和一种或多种酮，或者可以给独立的罐提供各种将被注入的流体，如图1所示。
除所述的一种或多种酮外，如果需要，可包括其它添加剂如溶剂。各种添加剂可包含在所述酮罐(114)中，或独立的罐中，如图1所示，可包括多达n个罐以添加各种添加剂、水和一种或多种酮。
本发明的实施方案一般地涉及一类可改变地下岩层中岩石润湿性的化学品。该类化学品从环境、健康和安全的角度来讲更加安全，因其对环境是良性的、人员使用较为安全、并在运输和部署过程中产生灾难性事件的风险较低。该类化学品的主要组分是水和一种或多种酮。从运输、使用、健康、和环境角度来讲，水的固有健康、安全和环境(HSE)优势是显然的。类似地，与其它类化学品如芳香族溶剂相比，该类化学品是更安全的，其完全溶解于水并可以以包含水以降低HSE风险的混合物的形式运输和使用。本发明的化学品类型包括酮，在健康和安全角度上，基于已有的材料安全数据表(MSDS)，其通常被认为是比芳香溶剂更为安全的溶剂。虽然明显地不同于传统的芳香族溶剂，当被注入到含有原位烃和水的体系中时，汉森溶解度参数(HSPs)令人惊讶地有利于酮。
已知地层岩石的润湿状态会影响该岩石附近各种流体的流动特性。在多孔介质中，润湿状态通常被分成至少三类，水润湿、混合润湿、和油润湿。当然，润湿状态不像这三个明显不同类型所述的那么简单，而是随着时间、动力学状态和周围环境的历史而变化的、连续和复杂的状态范围。岩石的润湿性不是简单受岩石矿物学、孔隙结构、和热力学条件影响的状态函数，而是受众多因素特别涉及所述岩石附近流体的历史、状态、和化学强烈影响。例如，已经观察到润湿性强烈受邻近水相的pH和离子强度的影响，同时也强烈受邻近烃组成(特别是SARA分布分数、酸值、和碱值)的影响。作为邻近流体的函数，已知随着储层的改变(例如在生产或刺激过程中)润湿性随时间而演变。然而，因该多变量、超精细尺度问题的复杂性，对润湿性的基础控制仍知之甚少。有推测邻近烃体系的树脂和沥青质含量可显著影响润湿性。特别地，通常认可的是沥青质的含量越高，碳酸盐矿物体系倾向油润湿状态的趋势就越高。虽然对沥青质的定义有争议，但通常接受的是沥青质是在40/1的烷烃/原油比例下不溶于正戊烷(或正辛烷)但溶于甲苯中的组分。尽管沥青质包含各种复杂的分子，通常沥青质或者是分子量高，或者芳香性、或极性高。芳香族溶剂如甲苯是在实验室中用来将沥青质从实验设备和岩石样品上清除掉的常用化学试剂；然而，从健康和安全角度在受控制的实验室环境之外使用来讲，芳香族溶剂不是最环境友好的溶剂，也不是最安全的化学品。此外，芳香族溶剂倾向于具有较高的沸点(例如对于甲苯和二甲苯是约110-144℃@101KPa)，这会使其难于从原油中分离出来。
在用这些体系的实验中，已经观察到酮与水结合比单独使用水可有效地置换出更多的油。尽管对基础化学仍知之甚少，但认为也许当与烃或水化学相结合时，所述酮会影响体系中原本已经影响了岩石润湿性的的沥青质或树脂。有可能所述酮有效地溶解沥青质并允许水化学优先润湿岩石表面，将至少一部分岩石的润湿性从更加油润湿的状态改变成更加水润湿的状态。
前述化学体系的另一个优点在于酮如丙酮通常具有低于芳香族溶剂的沸点(即～57℃@101kPa，丙酮)。该性质结合酮如丙酮并不与水形成共沸物但高度溶于水的事实，使得它们很容易从所生产的含水和所生产的烃流中分离出来。
酮是包含非端基羰基C＝O基团的极性有机化合物。该酮的一种就是丙酮(CH3—CO—CH3)。酮的通式是：R1(CO)R2，其中R1和R2可以相同或不同并可以是支化的，且其中R1和R2的碳原子个数可以是1-5。虽然这些化合物在实验室中有时与甲苯结合使用以清洁样品和实验设备，但很少见其单独使用，因它们本身不如前述组合一样有效。因对与水结合的该类化学品在地下烃-水体系中的效用认知有限，之前还没有提出将该类化学品用于改变地下岩层中的润湿性。
现在公开的技术可特别用于通常用水力压裂技术刺激的超致密地层中。该技术是将至少部分所述地层的润湿性永久性地改变成更加水润湿态的经济有效的方法。改变润湿性可能不仅会导致对原油生产更加有利的相对渗透率曲线，其也会导致在储层中有额外的水吸入和保留，特别是在超致密、压裂储层的低渗透率部分。该额外的水保留会导致在相同的压力降低下有提高的原油生产，因为在储层中每一额外储存的地下水的体积都将大致相当于在给定压力降下产出的额外地下原油体积。
地下岩层位于覆岩层和下覆岩层之间，其主要是充当密封或流动抑制/障碍。所述地下岩层可以在底层材料中包含，除其它外，硅质碎屑和碳酸盐岩石、粘土、矿物质、原位烃、和有机材料。本技术所包含的地层材料是那些在地质层如致密储层中所发现的材料。该地层材料包括但不限于岩石和页岩地层，其包括穿插在无机组分之间的烃。
用于本技术的组合物是包括水和一种或多种酮的流体。可以添加其它化学品，例如表面活性剂或醇。在本技术的流体中，酮的浓度是至关重要的。最终，整个注入的流体中的酮浓度在0.01-50质量％范围内，水的浓度在50-99.99质量％范围内。这里质量百分比定义为物质(例如酮或水)的质量相对于整个混合物质量的百分比。
然而，所述流体的总量可多步注入以得到优选的质量％。例如，酮浓度大于0.1质量％或甚至大于10质量％的一定体积的流体可在其注入之后或之前注入一定体积酮浓度较低的流体。还旨在于本发明范围内在一定时间内注入纯酮，然后在另一时间内注入水。最终，优选在各注入步骤完成后，质量％在上述范围内。
所述酮可选自环己酮、丁酮、丙酮、异佛尔酮、或甲基异丁基酮中的一种或多种。在一个优选实施方案中，所述酮是丙酮。
使用丙酮的两个优点在于其相对便宜并通常比用于原油工业中的其它溶剂和化学品毒性更低。所述流体包含至少0.01体积％的酮。
使用本公开技术的一个方法包括将包含酮和水的流体注入到包含烃的地下岩层中。在一个实施方案中，所述包含酮和水的流体通过井被注入到含有烃的地下岩层中，所述注入剂被允许在地下岩层中停留一段时间，随后从该地下岩层采收原油。
在添加额外注入剂、开始进一步泵送、或回收所述流体前，所述注入剂可被留在所述地下岩层中至少3小时。在其它实施方案中，所述注入剂被允许停留1-3天、2-3周、或1-2个月。注入剂在地下岩层中停留的时间依赖于多个因素，包括所述地层是否是常规地层、致密地层或超致密地层。
所述注入过程可以是循环的或连续的。如果是循环的，包括注入和生产过程的循环可持续1周。在其它实施方案中，包括注入和生产过程的循环可持续1-2个月或1-2年。此外，可以使用含酮流体循环然后不含酮流体的循环。
优选，待注入的流体的酮浓度在0.01质量％和50质量％之间，水的浓度在50质量％和99.9质量％之间；然而，酮浓度大于0.01质量％或甚至大于10质量％的一定体积流体可在其注入之后或之前注入一定体积酮浓度较低或没有酮浓度的流体。
流体的注入和随后采油可在同一井或不同井中进行。
储层的孔隙度对表征所需流体的量、井的位置及识别本方法所能获得的效果很重要。术语孔隙度指孔隙体积相比于岩石总体积的百分比。高孔隙度意味着岩石每单位体积可包含更多的油。原油、气和水的饱和水平指的是被油或气占据的孔隙体积的百分比。20％的油饱和水平意味着20％的孔隙体积被油占据，而剩下的是气或水。
在油提取过程中，孔隙含量可能会因生产或影响储层的其它参数而改变。在本方法中，所述注入剂被注入到地下岩层中并停留在孔隙空间中一段时间，以将一部分的地下岩层的润湿性改变成更加水润湿的条件，从而从孔隙空间中释放油。本公开的流体导致储层中额外的水吸入和保留。该额外的水保留导致在相同压力降低下提高的原油生产，因为在储层中每额外储存的地下水的体积都将大致相当于在给定压力降下产出的额外地下原油体积。
在一些情况下，储层岩石或地下岩层与油之间的化学吸引力阻止从所述储层中的原油开采。该特性用术语“润湿性”描述。在一个实施方案中，所述地下岩层包括油润湿或混合润湿材料类型。油润湿被用来表示具有优先与油相而非水或气相接触的材料特性。油润湿材料优先吸收油并阻止提取。水润湿材料优先与水相而非油或气相相接触并在其表面上具有一水涂层薄膜。对于有效采油，到水润湿材料状态的中间态比强烈的油润湿状态更为理想。包括混合润湿材料的地下岩层包括具有中间润湿特性(即油水界面与岩石表面的接触角更接近90度而非0度或180度)的材料。本发明的组合物和方法有助于将油润湿、中间润湿、或混合润湿材料转变成水润湿材料，从而降低油在地下岩层或储层岩石上的附着。
图2显示了对图1的含烃地下岩层(104)的润湿性的进一步表征。润湿性是一种流体(302)在有其它可混溶流体的存在下，铺展于、或附着于固体表面/相(304)上的趋势。换言之，润湿性是指流体(302)与固相(304)之间的相互作用。在储层岩石或含烃地下岩层中，所述流体(302)可以是水或油或气，和所述固相是岩石矿物组合或基质(304)。润湿性用液-液界面(302)和固相(304)之间的接触角θ(306)定义。“润湿相”流体优选润湿固体岩石表面。润湿相流体通常具有低流动性，因岩石和流体之间的吸引力将所述润湿相流体吸入到岩石基质(304)的小孔隙中。
如果水优先润湿岩石表面，则通常储层岩石是水润湿(308)的。当角度θ(306)小于90度时，岩石是水润湿的。非润湿相流体不优先润湿岩石表面。如果油优先润湿岩石表面，则储层岩石是油润湿的。当角度θ(306)大于90度时，储层岩石(310)是油润湿的。中间润湿定义为当角度θ(306)为90度时。
另一种识别有可能成功从地下岩层中采油的方法是表征地层的渗透率特性。渗透率是对特定流体流经储层的流体流动的阻力的量度，且取决于地下岩层中孔隙的结构、连接性、和材料性质。渗透率在不同方向和不同区域可以是不同的。
图3是图1中描述的致密到超致密含烃地下岩层(104)的一个实例。致密到超致密地层的特点在于其渗透率或渗透率尺度(202)。在常规地层(204)中，孔喉尺寸相对较大，使得当孔隙高度相互连通时(208)，地层有利于烃流动。常规地层(204)与致密(210)或超致密(212)地层相比会具有相对高的渗透率。致密和超致密地层这二者也被称为非常规地层。
渗透率可以用达西定律(Darcy’s law)来定义，并通常带有单位m2、达西(D)、或毫达西(mD)。通常，常规地层(204)中的储层岩石可具有的渗透率为1mD至大于1,000mD。致密地层(210)可常具有典型渗透率为1μD–1mD的岩石，和超致密地层(212)可具有典型渗透率为1nD–1μD的岩石。一些储层具有超致密渗透率区域，其中局部渗透率可小于1μD，同时所述储层的整体平均渗透率可以介于1μD和1mD之间。一些储层可以在大部分地层具有典型渗透率低于1mD的超致密或致密渗透率区域，但所述地层的某些区域具有大于1mD，甚至大于1D的高渗透率，特别是自然压裂储层的情况。在一个实施方案中，流体被注入到至少90％的地层具有非刺激井测试渗透率低于1mD的地层中。
当储层具有低渗透率特性时，可以使用压裂技术以提供提高地层可注入性的方法。当储层具有低渗透率特性时，压裂技术也可被用作注入流体的方法。
本组合物和方法通过改变至少部分地下岩层的润湿性，并因此改变相对渗透率，而提高从地下岩层中生产原位烃的能力，即使当先前已经进行了压裂或同时进行压裂时。因此，本发明方法提高了在对储层进行其它采油方法之前、同时、或之后提取原位烃的能力。更具体而言，本公开的流体可在水力压裂过程之前、过程中、或之后、或者甚至在水力压裂处理的交替回合中注入。
本发明注入流体的注入压力优选高于初始储层压力，但不要求高于初始储层压力。
图4给出了在循环注入相(I-III)下含烃地下岩层(404)内注入体积的一种流体或多种流体的影响区域(402)。置于含烃地下岩层(404)中的井(406)可以是作为注入和生产井二者使用的单井，或者可由独立的注入和生产井组成。井(406)可以是常规的或定向钻孔的，通过其达到地层(404)。地层(404)可以是常规的或用常规水力压裂方法或供选择的压裂方法刺激的，由此在地层中造成裂缝。在循环注入过程中，通过压力将一定注入体积的流体(402)、或系列(循环)体积的流体(408&410)注入，来刺激烃生产，用影响区域(402)来代表，所述流体包括至少水(410)和酮(408)。这样注入的流体(402)可以是水(408)和酮(410)的共混物，或者序列上反之亦然。
所述酮可至少部分地从所生产的油和水流中分离出来并回收。该循环过程可涉及出售所述酮或将其用于另一个过程中、将其重新注入到同一个地下岩层中，或将其注入到另一个地下岩层中。
模拟地下岩层的方法
本公开的技术包括模拟将含酮和水的流体注入到含烃的地下岩层中方法。基于该模拟，可确定操作参数。这种参数包括但不限于：注入体积、比例、温度、压力、持续时间、频率、生产速率、注入或生产的时间、及生产压力。
该模型信息可来自流量计、测量所生产的或所注入体积的仪器、压力测量、组分测量、温度测量、和对具体储层所进行的其它测量。专门编程以描述包括水和酮的流体的注入的计算机连接到一个或多个明确的数据存储或传输介质(如硬盘驱动器或磁盘或到因特网或与远程数据存储介质相结合的计算机网络的连接)，并连接到或配备以分析从仪器测量储层的物理和具体特性所获得的数据(如储层本身的物理参数或注入流体和生产流体的物理参数)。该专门编程的计算机将实际上应用信息以调节采油过程，包括将液体、气体、或其它化学品注入到地下岩层中，并监控和物理管理捕获所生产的液体和气体的井或设备。
图5是给出了标准水力压裂后一次采油所代表的基础情况的刺激累积原油生产与本文所呈现的即时方法下随时间累积产油的比较。通过使用本文所述方法的单一刺激处理，预期会观察到约10％的性能提升。
如此描述了本发明，显见的是本发明可以以多种方法进行改变。这些改变被认为并不偏离本发明的精神和范围，对本领域技术人员显见的所有这些改动被旨在包括在下述权利要求的范围内。

Claims (29)

1.从含有原位烃的地下岩层中采收原位烃的方法，该方法包括步骤：
将一定体积的流体注入到所述地下岩层中完成的注入井中，所述流体的组成包含至少一种0.01质量％或更多的酮和50质量％或更多的水；和
通过在所述地下岩层中完成的生产井从所述地下岩层中产出原位烃和至少一部分注入体积的流体。
2.权利要求1的从地下岩层中生产原位烃的方法，所述方法进一步包括步骤：
将井设置在地下岩层中；和
在至少一部分所述地下岩层中诱发裂缝，其中诱生裂缝的表面积为至少0.1平方米。
3.权利要求2的从地下岩层中生产原位烃的方法，其中注入步骤发生在在地下岩层中诱发裂缝步骤之前、同时、或之后。
4.权利要求1-3的任一项的从地下岩层中生产原位烃的方法，在原位烃和至少一部分注入体积的流体和被从地下岩层中产出前，进一步包括允许注入体积的流体在地下岩层中停留一段时间的步骤。
5.权利要求1-4的任一项的从地下岩层中生产原位烃的方法，其中注入体积的流体包括水、至少一种酮、和至少一种表面活性剂。
6.权利要求1-5的任一项的从地下岩层中生产原位烃的方法，其中所述至少一种酮为丙酮。
7.权利要求1-6的任一项的从地下岩层中生产原位烃的方法，其中注入体积的流体的组成包括至少0.01质量％的酮。
8.权利要求1的从地下岩层中生产原位烃的方法，其中注入体积的流体的组成包括0.5-10质量％的酮和50-90质量％的水。
9.权利要求1-8的任一项的从地下岩层中生产原位烃的方法，其中注入步骤是循环的或连续的。
10.权利要求1-8的任一项的从地下岩层中生产原位烃的方法，其中注入体积的流体被连续注入到与所述地下岩层流体连通的第一注入井中，并且从与地下岩层流体连通的第二生产井产出原位烃。
11.权利要求1-10的任一项的从地下岩层中生产原位烃的方法，进一步包括将所述至少一种酮从所产出的注入体积的流体和原位烃中分离的步骤。
12.权利要求11的从地下岩层中生产原位烃的方法，进一步包括将被分离的酮重新注入到所述地下岩层中的步骤。
13.权利要求11的从地下岩层中生产原位烃的方法，其中所述一定体积的流体以液相进入到所述地下岩层中。
14.原位烃采收体系，包括：
与含有原位烃的地下岩层相连的井；
与所述井相连的注入设备；和
至少一个与所述注入设备流体连通的储存容器，
其中所述至少一个储存容器包含至少一种酮，并且其中所述的至少一个储存容器包含水。
15.权利要求14的原位烃采收体系，其中有多个储存容器，且所述多个储存容器中的至少一个包含至少一种酮且所述多个储存容器中的至少一个包含水。
16.权利要求14或15的原位烃采收体系，其中至少两个储存容器包括包含至少一种0.01质量％或更多的酮和50质量％或更多水的流体组成。
17.权利要求14-16的任一项的原位烃采收体系，其中至少两个储存容器包含水、至少一种酮、和至少一种表面活性剂。
18.权利要求14-17的任一项的原位烃采收体系，其中所述至少一种酮为丙酮。
19.权利要求14-18的任一项的原位烃采收体系，进一步包括与地下岩层流体连通的第二井，用于从所述地下岩层中采收原位烃。
20.改变含有原位烃的地下岩层润湿性的方法，该方法包括步骤：
将一定体积的流体注入到所述地下岩层中完成的注入井中，所述流体的组成包含至少一种0.01质量％或更多的酮和50质量％或更多的水，其中所述地下岩层包含至少10质量％的碳酸盐岩石，由此将至少一部分注入体积的流体与地下岩层的碳酸盐岩石相接触；和
允许注入体积的流体在所述地下岩层中停留一段时间。
21.权利要求20的改变地下岩层润湿性的方法，其中注入步骤发生在在地下岩层中诱发表面积大于0.1平方米的裂缝之前、同时、或之后。
22.权利要求20或21的改变地下岩层润湿性的方法，其中注入体积的流体的组成包含水、至少一种酮和至少一种表面活性剂。
23.权利要求20-22的任一项的改变地下岩层润湿性的方法，其中所述至少一种酮为丙酮。
24.权利要求20-23的任一项的改变地下岩层润湿性的方法，其中注入体积的流体的组成包含至少0.1质量％的酮。
25.权利要求20-24的任一项的改变地下岩层润湿性的方法，其中注入体积的流体的组成包含0.5-10质量％的酮和50-90质量％的水。
26.权利要求20-25的任一项的改变地下岩层润湿性的方法，其中注入步骤是循环的或连续的。
27.权利要求20-26的任一项的改变地下岩层润湿性的方法，其中注入一定体积的流体的步骤进一步包括将所述一定体积的流体以液相注入到所述地下岩层中。
28.从含原位烃的地下岩层中采收烃的方法，该方法包括步骤：
构建计算模型以模拟注入酮和水到含原位烃的地下岩层中；
基于所述计算模型确定如何操作从所述地下岩层中采油的过程；和
从所述地下岩层中采收烃。
29.权利要求28的从地下岩层中采收烃的方法，其中确定步骤进一步包括基于所述计算模型确定注入速率、注入温度、注入压力、注入时间、注入频率、生产速率、生产压力、生产时间、和/或生产频率。
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