CN116438277A - 使用致密二氧化碳组合物强化采油的方法 - Google Patents

使用致密二氧化碳组合物强化采油的方法 Download PDF

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Abstract

一种从含烃地下地层强化采油的方法包括从延伸至地层的生产井中提取烃，识别地层中的高渗透性条痕，并且将来自生产井的致密CO2组合物注入高渗透性条痕。致密CO2组合物包括致密CO2和可溶于致密CO2的增稠剂。增稠剂包括共聚物。所述方法包括，将致密CO2组合物注入高渗透性条痕，将水性处理流体注入地层。在将水性处理流体注入含烃地层期间，致密二氧化碳组合物可以封堵高渗透性条痕，以将至少一部分水性处理流体转移到含烃地下地层的旁路区域。将水性处理流体注入含烃地层可以将含烃地层中的烃驱向生产井。

Description

使用致密二氧化碳组合物强化采油的方法
相关申请的交叉引用
本申请要求于2020年11月13日提交的美国申请17/097,537的优先权，该申请名称为“使用致密二氧化碳组合物强化采油的方法”，其全部内容通过引用的方式并入本文中。
技术领域
本公开通常涉及从含烃地下地层生产烃，更具体地，涉及使用致密二氧化碳组合物从含烃地下地层强化采油的方法。
背景技术
在地下资源井钻井中，一次采油方法仅能回收储层中约15％的原油。二次采油方法，如水驱，可以在储层中额外产生30％或更多的原油地质储量(OOIP)。在水驱采油过程中，注入流体从与生产井间隔的注入井注入到地下地层中。注入的水置换地下地层中所含的烃，并将这些烃驱向生产井，以增加地下地层中这些烃的产量。与这种采油机制相关的主要问题之一是注入流体在高渗透性区域中的窜流。注入流体通过高渗透性区域的窜流会导致地层区域和大量烃被绕过，从而导致波及系数较低。
在生产井中，大量产出水的管理是石油行业面临的主要挑战，如果不加以控制，可能会导致操作困难。这些操作困难包括管道腐蚀、细粒迁移到生产井以及加速弃井。据估计，水约占从采油井采出的液体总量的64％，这导致每年花费400多亿美元来处理这一庞大的水量。地下地层中的高渗透性区域可能会导致产水。特别是，地层高渗透性区域可以从地层含水区域中输送原生水，或为生产井水驱强化采油过程中注水流体的突破提供途径。
发明内容
在石油和天然气工业中，一直需要处理地下地层中的高渗透性区域的组合物和方法。特别地，一直需要通过处理来自注入井的高渗透性区域以提高水驱波及系数并增加烃产量，从而强化从含烃地下地层采油的组合物和方法。此外，还一直需要用于通过从生产井封堵高渗透性区域来减少从含烃地下地层中产水的组合物和方法。
致密二氧化碳(CO2)可代替水性处理流体作为处理高渗透性区域的主要封堵剂，以在水驱过程中改变注入剖面或减少或阻止生产井从高渗透性区域的产水。致密二氧化碳是指由于处于导致二氧化碳处于液相或超临界相的温度和压力下而密度增加的二氧化碳。然而，致密二氧化碳本身可能不具有足够的黏度来有效地封堵高渗透性区域或阻止来自其他地层流体或处理流体的流动，这可能导致二氧化碳在生产井处的突破。
本公开涉及通过注入包括致密二氧化碳和增稠剂的致密二氧化碳组合物来处理高渗透性区域的方法。所述增稠剂是一种环境友好的CO2增稠剂，它易溶于致密CO2，并且能够在地下地层的典型注入条件下将致密CO2的黏度提高几个数量级。一旦注入，黏度增加的致密CO2组合物会封堵高渗透性区域的孔隙、裂缝或两者以减少或阻止其他流体例如水性处理流体或水通过高渗透性区域。本公开涉及强化采油以提高从含烃地下地层中回收烃例如原油的方法，包括从注入井将致密CO2组合物注入高渗透性区域，然后在从生产井收集烃的同时进行水驱过程。本公开还涉及通过将致密CO2组合物从生产井注入高渗透性区域来减少生产井处的产水的方法。本公开的方法可以强化烃的采收，减少从地下地层产生的水，或两者兼而有之，同时为CO2提供有益的地下用途，以帮助减少大气中的CO2。使用致密CO2代替水也有助于减少用水，从而改善自然水资源的保护。
根据本公开的一个或多个方面，一种从含烃地下地层强化采油的方法可以包括从延伸到含烃地下地层中的生产井中提取(withdrawing)烃；识别含烃地下地层中的高渗透性条痕；将致密二氧化碳组合物从注入井注入到所述含烃地下地层中的高渗透性条痕中。所述致密二氧化碳组合物包括致密二氧化碳和可溶于所述致密二氧化碳的增稠剂，所述增稠剂包括共聚物，所述共聚物是单体的聚合反应产物，所述单体包括：至少一种烯基醚或二烯基醚单体；至少一种丙烯酸酯或甲基丙烯酸酯单体；至少一种结构单体；和至少一种烯丙基酯单体；和在将所述致密二氧化碳组合物注入所述高渗透性条痕之后，将水性处理流体从注入井注入含烃地下地层。在将水性处理流体注入含烃地层期间，致密二氧化碳组合物可以封堵高渗透性条痕，以将至少一部分水性处理流体转移到含烃地下地层的旁路区域。将水性处理流体注入含烃地层可以将含烃地层中的烃驱向生产井。
本发明的实施例的额外的特征和优点将在下面的具体实施方式中予以阐述，并且部分地从那些描述中对本领域技术人员而言将变得显而易见，或者通过实践所描述的实施例(包括下面的具体实施方式、权利要求书以及附图)而被认识。
附图简要说明
结合以下附图，可以最好地理解本公开的具体实施方案的以下具体实施方式，其中相同的结构用相同的附图标记表示，并且其中：
图1示意性地描绘了根据本公开所示和描述的一个或多个实施方案，从包括一个或多个高渗透性区域的含烃地下地层强化采油；
图2示意性地描绘了根据本公开所示和描述的一个或多个实施方案，将致密CO2组合物从注入井注入到图1中的含烃地下地层的第一高渗透性区域；
图3示意性地描绘了根据本公开所示和描述的一个或多个实施方案，将致密CO2组合物从注入井注入到图2的含烃地下地层的第二高渗透性区域；
图4示意性地描绘了根据本公开所示和描述的一个或多个实施方案，在用致密CO2组合物处理高渗透性区域之后，水驱可以强化图1中含烃地下地层的采油；
图5示意性地描绘了根据本公开所示和描述的一个或多个实施方案，从生产井到具有高渗透性区域的含烃地下地层中的烃生产，导致从地层中提取的流体含水率高；
图6示意性地描绘了根据本公开所示和描述的一个或多个实施方案，将致密CO2组合物从图5的生产井注入到第一高渗透性区域；
图7示意性地描绘了根据本公开所示和描述的一个或多个实施方案，将致密CO2组合物从从图5的生产井注入到含烃地下地层的第二高渗透性区域；
图8示意性地描绘了根据本公开所示和描述的一个或多个实施方案，在将致密CO2组合物注入到高渗透性区域之后，从含烃地下地层生产烃；
图9图示了根据本公开中所示和所述的一个或多个实施方案，在2000磅/平方英寸(psi)(13790kPa)的压力下，致密CO2组合物中具有不同浓度的增稠剂的致密CO2组合物(x轴)，致密CO2组合物的黏度(y轴)；
图10图示了根据本公开中所示和所述的一个或多个实施方案，在2500磅/平方英寸(psi)(17237kPa)的压力下，致密CO2组合物中具有不同浓度的增稠剂的致密CO2组合物(x轴)，致密CO2组合物的黏度(y轴)；
图11图示了根据本公开中所示和所述的一个或多个实施方案，岩心样品进行岩心驱替实验的实验装置；
图12图示了根据本公开中所示和所述的一个或多个实施方案，岩心样品的压降(y轴)与注入岩心样品的流体体积(x轴)的关系图，对于碳酸盐岩岩心样品，采用图11所示的岩心驱替实验装置，先注水，然后是致密CO2组合物，然后是第二次注水；以及
图13以图形方式描绘了岩心样品上的压降(y轴)与注入岩心样品的流体体积(x轴)的关系，其中碳酸盐岩岩心样本注入了不包括增稠剂的非增稠致密CO2。
详细描述
本公开的实施方案涉及使用和应用致密二氧化碳组合物以从含烃地下地层强化采油(EOR)和减少从含烃地下地层产水的方法。参考图1至图4，示意性地描绘了从含烃地下地层100强化采油的方法的一个实施方案。强化采油的方法可包括从延伸到含烃地下地层110中的生产井110中提取烃，识别含烃地下地层100中的一个或多个高渗透性区域130、132，并将致密二氧化碳组合物142(致密CO2组合物)从注入井120注入到含烃地下地层100的高渗透性区域130、132。致密CO2组合物142可包括致密CO2和可溶于致密CO2的增稠剂。所述增稠剂包括共聚物，所述共聚物是单体的聚合反应产物，所述单体包括：至少一种烯基醚或二烯基醚单体；至少一种丙烯酸酯或甲基丙烯酸酯单体；至少一种结构单体；和至少一种烯丙基酯单体。所述方法还包括在将致密CO2组合物142注入到高渗透性区域130、132之后，将水性处理流体138从注入井120注入到含烃地下地层100。注入地层中的致密CO2组合物142可封堵高渗透性区域130、132，并可在注入水性处理流体138期间将至少一部分水性处理流体138转移到含烃地下地层100的旁路区域。向含烃地下地层注入水处理液138可将含烃地下地层100中的烃104推向生产井110。根据本公开的强化采油的方法可以提高水驱过程的波及系数以强化从含烃地下地层100中提取烃104。
现参考图5至图8，示意性地描绘了根据本公开的减少含烃地下地层100的产水的方法的一个实施方案。减少产水的方法可包括识别含烃地下地层100中的一个或多个高渗透性区域150、152并将来自生产井110的致密CO2组合物142注入每个高渗透性区域150、152。致密CO2组合物142可包括致密CO2和可溶于致密CO2的增稠剂。所述增稠剂可以包括共聚物，所述共聚物是单体的聚合反应产物，所述单体包括：至少一种烯基醚或二烯基醚单体；至少一种丙烯酸酯或甲基丙烯酸酯单体；至少一种结构单体；和至少一种烯丙基酯单体。所述方法还可以包括，在将致密CO2组合物142注入高渗透性区域150、152之后，通过生产井110从含烃地下地层100中提取烃104。致密CO2组合物142可以封堵高渗透性区域150、152中的孔隙、裂缝或两者，以减少或阻止水和其他水性流体从高渗透性区域150、152流入生产井110。所述方法可以减少含烃地下地层的产水，这可以提高烃生产过程的经济效率。
如前所述，本公开的方法可提高水驱的波及系数以强化采油以增加烃的产量或可减少从含烃地下地层的产水。此外，本公开的方法可以提供有益的CO2的地下利用。众所周知，CO2是造成温室效应和全球变暖的主要原因，将CO2注入地层有助于减少大气中的CO2量，从而有助于缓解高水平的全球变暖。与无水水力压裂操作类似，除了所公开方法的其他特征之外，使用致密CO2代替水也可以帮助减少烃生产过程中的水的使用，并因此改善水自然资源的保护。
如本公开中所使用的，术语“原油”是指从含烃地下地层中提取的液态烃。术语原油可包括从含烃地下地层中提取并经过脱盐处理的油。然而，原油不旨在包括将原油分离成各种烃类馏分所产生的流出物或通过一种或多种化学反应(例如裂化、加氢裂化、加氢处理、重整或其他提质反应)对原油进行提质处理所产生的流出物。
如本公开中所使用的，术语“含烃地下地层”是指地下地质区域，其包含可从地质区域中提取的烃，例如原油、烃气体或两者。术语“地下地层”或仅“地层”可指包含烃的地下地质区域或邻近含烃地层的地下地质区域，例如为了强化采油而进行处理的地下地质区域。
如本公开中所使用的，术语“原油地质储量”或“OOIP”可指在在地下地层或岩石样品生产烃之前，地下地层或岩石样品(如岩心样品)中所含的烃的总量。
如本公开中所使用的，术语“井上”是指井眼中朝向地表的方向。例如，相对于第二组件在井上的第一组件，相对于第二组件定位得更靠近井眼的表面。
如本公开中所使用的，术语“井下”是指深入地层并远离地表的方向。例如，相对于第二组件在井下的第一组件，相对于第二组件定位得更远离井眼的表面。
如本公开中所使用的，术语“高渗透性区域”是指对流体的渗透率至少为该地下地层周围部分渗透率的2倍的地下地层区域。高渗透性区域可包括具有更大孔隙度、更大孔径或两者的地下地层区域，以及地层中提供流经地层的流动路径的裂缝。
如本公开中所使用的，术语“致密二氧化碳”可以指非气态的二氧化碳，例如处于密度大于或等于10000摩尔每立方米的状态的二氧化碳并且可以包括液态二氧化碳或超临界二氧化碳，其温度和压力高于二氧化碳的临界点。在整个本公开中，缩写CO2可用于表示二氧化碳。
如本公开中所使用的，术语“超临界流体”指处于高于该物质临界点的温度和压力，但压力小于将该物质压缩成固体所需的压力的任何物质。物质的“临界点”是指温度和压力，超过这个温度和压力，该物质就不存在明显的液相和气相了。
现在参考图1，示意性地描绘了通过水驱从含烃地下地层100强化采油。生产井110可以从地表102向井下延伸到含烃地下地层100中。生产井110可以与含烃地下地层100流体连通以从含烃地下地层100中提取烃104。如前所述，一次采油方法，例如从生产井110的含烃地下地层100中提取烃104，仅能在含烃地下地层(油藏)中采收约15％的烃。二次采油方法和强化采油方法可用于进一步增加从含烃地下地层100中采收烃104。
水驱过程可以在含烃地下地层100中额外生产30％的原油地质储量。在水驱过程中，将注入井120钻入含烃地下地层100或邻近含烃地下地层100的地下地层中。注入井120与生产井110间隔10米至1000米，甚至大于1000米。水性处理流体134，例如水或含有一种或多种油田添加剂的水，可以从注入井120注入含烃地下地层100或注入与含烃地下地层100相邻的地下地层。注入的水性处理流体134可以流向生产井110并且可以置换含烃地下地层100中的烃104。注入的水性处理流体134可以将烃104驱向生产井110以强化烃104从含烃地下地层100中的采收。
与水驱强化烃采收相关的主要问题之一是注入的水性处理流体134在到含烃地下地层100的部分的高渗透性区域130、132的窜流。水性处理流体134在高渗透性区域130、132的窜流导致含烃地下地层100的区域被绕过，这些区域的大量烃被绕过，从而导致水驱处理的波及系数差。这会导致水驱过程在提高烃产量方面的有效性降低，并且会导致水资源的进一步消耗以补偿通过高渗透性区域130、132的水性处理流体134的损失。
在这种情况下，可以修改注入剖面以及降低高渗透性区域130、132的影响。用于在水驱过程中修改注入剖面的一些常规方法包括传统的化学技术，例如注入包含凝胶、聚合物、纳米颗粒或这些的组合的处理组合物。所有这些化学物质都使用水作为基液。这意味着将任何特定数量的选定化学品添加到水中，然后注入目标井以封堵高渗透性区域以及任何裂缝区域，从而改善注入剖面。然而，这些传统的基于化学的技术需要消耗更多的水并且会将凝胶、聚合物或纳米颗粒等化学物质引入地层。
含烃地下地层中的高渗透性区域也会对生产井产生影响。特别地，高渗透性区域可以增加从含烃地下地层中产生的流体的含水率。现在参考图5，示意性地描绘了从具有一个或多个高渗透性区域150、152的含烃地下地层100生产烃。生产井110可以向下延伸到含烃地下地层100中并且可以是可操作的以在含烃地下地层100和地表102之间提供流体流动通道，用于从含烃地下地层100生产烃104。
生产井110可以与含烃地下地层100中的一个或多个高渗透性区域150、152流体连通。与含烃地下地层100的其他渗透性较低的部分相比，高渗透性区域150、152可以以更高的速率将流体输送至生产井110。来自高渗透性区域150、152的所有烃都在生产井中产出之后，高渗透性区域150、152可能会被水性流体154，例如来自附近水区的原生水、来自附近注入井的水性处理流体或其他水源充满。高渗透性区域150、152可以将这些水性流体154输送到生产井110，在生产井110中水性流体154与烃104一起从含烃地下地层100的其他部分中产出。因此，这些来自高渗透性区域150、152的水性流体154可能会增加生产井110产出流体的含水率。
如果不加以控制，来自高渗透性区域150、152的水性流体引起的这种含水率增加会导致操作困难，例如但不限于管道腐蚀、细微迁移和加速弃井。如前所述，据估计，水约占从采油井采出的液体总量的64％，这导致每年花费400多亿美元来处理这一庞大的水量。为了更经济有效地生产烃，已经开发出了减少产水的技术。这些现有的减少产水的技术包括化学和机械解决方案。此类解决方案包括采用交联剂处理的聚合物凝胶、水泥挤压作业以及使用封隔器或塞子的机械隔离作业。这些方法中的每一种都有优点和局限性。
在本公开的方法中，使用致密CO2组合物作为主要封堵剂来封堵含烃地下地层中的高渗透性区域，代替水性处理流体和水泥或使用封隔器或塞子进行机械隔离。众所周知，CO2是造成温室效应和全球变暖的主要原因。将CO2注入地下岩石有助于减少大气中的CO2含量，从而有助于缓解全球变暖的严重程度。使用致密CO2代替水也有助于最大限度地减少水的使用，从而改善水资源的自然保护。然而，致密CO2本身可能不具有足够的黏度以阻止致密CO2被其他更粘稠的地层流体或处理流体置换。
在本公开的方法中，向高渗透性区注入致密CO2组合物，所述组合物包括致密CO2和增稠剂。所述增稠剂是一种高效、廉价、环保的增稠剂，在稀释浓度(浓度小于或等于1重量％)下易溶于致密CO2，可在实际条件下使致密CO2的黏度提高几个数量级以注入含烃地下地层。在本公开的方法中，由本文公开的致密CO2组合物提供的增稠的CO2被注入注入井120，该注入井120由于存在高渗透性区域或裂缝而性能较差。注入的致密CO2组合物具有增稠的黏度，可以封堵高渗透区的这些流动通道，并将后续注入的水性处理流体转移到先前绕过的地层区域。此外，致密CO2组合物可以从生产井110注入到与生产井110流体连通的高渗透性区域以减少生产井的产水。具有增稠黏度的致密CO2组合物可封堵高渗透性区域以减少或阻止原生水或水性处理流体流入生产井110。
致密CO2组合物可包括致密CO2和增稠剂，增稠剂可溶于致密CO2并可操作以增加致密CO2的黏度。致密CO2可以是非气态的CO2。致密CO2可以是密度大于或等于10000摩尔每立方米的CO2。致密CO2可以是液态或超临界CO2。超临界CO2是指温度大于或等于临界温度31℃、压力大于CO2临界压力7.3773兆帕(MPa)的CO2。在实施方案中，致密CO2可以是超临界CO2。致密CO2可包括从一种或多种化学过程回收的CO2，例如但不限于烃精炼过程(炼油厂)、从大气中提取、从化学气体供应商获得或其他CO2来源。在实施方案中，可对CO2加压以增加压力至大于或等于CO2的临界压力以增加CO2的密度。
增稠剂可包括共聚物和一种或多种共溶剂。共聚物可以是一种或多种单体的聚合反应产物，所述单体包括：至少一种烯基醚或二烯基醚单体；至少一种丙烯酸酯或甲基丙烯酸酯单体；至少一种结构单体；和至少一种烯丙基酯单体。在实施方案中，共聚物可以是线性嵌段共聚物。
烯基醚单体、二烯基醚单体或两者可包括在共聚物中，以起到水溶助剂的作用，从而提高共聚物在一种或多种共溶剂中的溶解度。烯基醚单体、二烯基醚单体或两者可包括但不限于乙烯基醚、二乙烯基醚、乙基丙烯醚、正丙基乙烯基醚中的一种或多种。在实施方案中，所述共聚物可包括选自二乙烯基醚、乙基丙烯基醚、正丙基乙烯基醚及其组合的至少一种二烯基醚单体。共聚物可包含一定量的烯基醚单体、二烯基醚单体或两者，其足以提高共聚物在水性共溶剂、CO2和其他溶剂中的溶解度。在实施方案中，共聚物可包括基于共聚物总重量的15重量％(wt.％)至35重量％的烯基醚或二烯基醚单体。
共聚物可包括至少一种丙烯酸酯单体、至少一种甲基丙烯酸酯单体或两者。可以包含丙烯酸酯单体、甲基丙烯酸酯单体或两者作为增黏单体，这可以提高增稠剂的增稠能力。不受任何特定理论的限制，据信丙烯酸酯单体、甲基丙烯酸酯单体或两者可在共聚物的分子链上提供增黏基团，其可与结构基团相互作用以增强共聚物的增稠效果。至少一种丙烯酸酯单体、至少一种甲基丙烯酸酯单体或两者可包括丙烯酸甲酯、丙烯酸乙酯、丙烯酸丁酯、甲基丙烯酸甲酯、甲基丙烯酸乙酯、甲基丙烯酸丁酯或它们的组合中的一种或多种。在实施方案中，至少一种丙烯酸酯单体、至少一种甲基丙烯酸酯单体或两者可选自丙烯酸甲酯、丙烯酸乙酯、丙烯酸丁酯、甲基丙烯酸甲酯、甲基丙烯酸乙酯、甲基丙烯酸丁酯和它们的组合。共聚物可包含足以提高共聚物的黏度增稠性能的量的丙烯酸酯单体、甲基丙烯酸酯单体或两者。在实施方案中，共聚物可包含基于共聚物总重量的45重量％至70重量％的丙烯酸酯单体、甲基丙烯酸酯单体或两者。
共聚物可包括一种或多种结构单体，其可包括长碳链或苯环结构，其通过各种分子内和分子间力与增黏的丙烯酸酯和甲基丙烯酸酯基团相互作用以建立黏度(增加黏度)。至少一种结构单体可包括丙烯酸长碳链酯、甲基丙烯酸长碳链酯、苯乙烯、甲基苯乙烯、苯、苯丙烯或它们的组合。至少一种结构单体可选自丙烯酸长碳链酯、甲基丙烯酸长碳链酯、苯乙烯、甲基苯乙烯、苯、苯丙烯和它们的组合。丙烯酸长碳链酯、甲基丙烯酸长碳链酯或两者可包括8个碳至18个碳的碳链长度。共聚物可以包括足够数量的结构单体，以增加黏度，从而增强共聚物的增稠性能。在实施方案中，共聚物可包括基于共聚物总重量的8重量％至20重量％的结构单体。
共聚物还可以包括烯丙基酯单体，其可以提供对CO2的亲和力以提高共聚物在致密CO2中的溶解度。至少一种烯丙基酯单体可包括烯丙基甲酯、烯丙基乙酯或它们的组合。在实施方案中，至少一种烯丙酯单体可包括碳酸烯丙基甲酯、碳酸烯丙基乙酯或它们的组合。共聚物可以包括一定量的烯丙基酯单体，该量足以提供共聚物在CO2(例如致密CO2)中的足够溶解度。在实施方案中，共聚物可以包括基于共聚物总重量的2重量％至12重量％的烯丙基酯单体。
基于增稠剂总重量，包括共聚物和共溶剂，增稠剂可包括5重量％至10重量％的烯基醚单体、二烯基单体或两者。基于增稠剂的总重量，包括共聚物和共溶剂，增稠剂可以包括15重量％至20重量％的丙烯酸酯单体、甲基丙烯酸酯单体或两者。基于增稠剂总重量，包括共聚物和共溶剂，增稠剂可包括3重量％至5重量％的结构单体。基于增稠剂总重量，包括共聚物和共溶剂，增稠剂可包括1重量％至3重量％的烯丙基酯单体。
如前所述，增稠剂可包括一种或多种共溶剂。可以包含共溶剂以提高共聚物在致密CO2中的溶解度。共溶剂也可以在聚合之前包括在反应混合物中以作为聚合反应的溶剂介质。共溶剂可以包括但不限于碳酸丙烯酯、碳酸烯丙基乙酯、碳酸二甲酯、白油、硅油、石油醚中的一种或多种，或它们的组合。共溶剂可以包括一种或多种选自碳酸丙烯酯、碳酸烯丙基乙酯、碳酸二甲酯、白油、硅油、石油醚及其组合的溶剂。基于增稠剂的总重量，包括共聚物和所有共溶剂，增稠剂可包括大于或等于50重量％的共溶剂、大于或等于60重量％的共溶剂、或甚至大于或等于70重量％的共溶剂。在实施方案中，基于增稠剂的总重量，包括共聚物和所有共溶剂，增稠剂可包含50重量％至80重量％的共溶剂、50重量％至75重量％的共溶剂或60重量％至70重量％的共溶剂。
增稠剂可包括至少一种与CO2相容的共溶剂，其可用于增加增稠剂在致密CO2中的溶解度。与CO2相容的共溶剂可包括碳酸丙烯酯、碳酸烯丙基乙酯、碳酸二甲酯或这些的组合。在实施方案中，增稠剂可包括碳酸丙烯酯、碳酸二甲酯或它们的组合作为与CO2相容的共溶剂。增稠剂可包括足以增加增稠剂在致密CO2中的溶解度的量的CO2相容的共溶剂。在实施方案中，基于增稠剂总重量，包括共聚物和所有共溶剂，增稠剂可以包括40重量％至65重量％的CO2相容共溶剂。
共溶剂可另外包括一种或多种油溶性共溶剂。油溶性共溶剂可包括但不限于白油、硅油、石油醚或它们的组合。在实施方案中，增稠剂可以包括一种或多种选自白油、硅油、石油醚和它们的组合的油溶性共溶剂。基于增稠剂的总重量，包括共聚物和所有共溶剂，增稠剂可包含10重量％至15重量％的油溶性共溶剂。
增稠剂可以通过聚合分散在共溶剂中的各种单体以产生包含分散在共溶剂中的共聚物的乳液来制备。在该方法的第一步中，单体可以分散在共溶剂中。CO2相容共溶剂和油溶性共溶剂以本公开中先前讨论的比例添加到保持在30℃至40℃的容器中，在搅拌的同时，烯基醚或二烯基醚单体、丙烯酸酯或甲基丙烯酸酯单体、结构单体和烯丙基酯单体可以根据前面讨论的比例依次加入。本公开的单体和共溶剂都是市售的。可以搅拌混合物直到单体完全溶解在共溶剂中。
然后可通过加入油溶性链转移剂和油溶性聚合引发剂、密封反应容器并将反应容器加热至90℃至100℃的反应温度来引发聚合反应。油溶性引发剂可包括偶氮二异丁腈、偶氮二异庚腈、过氧化苯甲酰或它们的组合。基于聚合混合物的总重量，油溶性引发剂可以以0.5重量％至1.0重量％油溶性引发剂的量添加。油溶性链转移剂可包括丁硫醇、十二烷基硫醇、十六烷基硫醇或它们的组合。基于聚合反应混合物的总重量，聚合反应混合物可包含0.5重量％至1.0重量％的油溶性链转移剂。可以先加入油溶性链转移剂，然后加入油溶性引发剂。添加这些组分并密封反应器容器后，反应器可以保持在90℃至100℃的反应温度和小于或等于0.4MPa的压力下反应8小时至12小时。在反应持续时间之后，可以将反应容器冷却至环境温度，其中反应容器的内容物是本公开的增稠剂。
本公开的增稠剂可以是共聚物在共溶剂中的乳液。增稠剂的共聚物的重均分子量可以为500000克/摩尔至800000克/摩尔。增稠剂可具有酸性pH。特别地，增稠剂的pH可以为5.0至8.0。增稠剂的比重可以为0.90至1.10。
增稠剂可以易溶于致密CO2(液体或超临界)中。例如，增稠剂在致密CO2中的溶解度可以使得1重量％的增稠剂在25摄氏度下在小于或等于3分钟内溶于致密CO2。不受任何特定理论的限制，据信CO2相容共溶剂和油溶性共溶剂对致密CO2具有亲和力，使得CO2相容共溶剂和油溶性共溶剂共溶剂迅速分散并溶解在致密CO2中，同时携带共聚物在致密CO2中快速分散。由于共聚物直接溶解在CO2相容性共溶剂和溶油性共溶剂的混合物中，据信共聚物的分子链可以处于预拉伸状态，使得分子链上的增溶基团和强亲CO2基团(例如由烯丙基酯单体提供的烯丙基酯基团)可以快速与致密CO2相互作用。在20℃至150℃的温度下，增稠剂可能很容易溶解在致密CO2中。在低于20℃的温度下，增稠剂在致密CO2中的溶解速度可能较慢，但仍可能溶解在致密CO2中。
当将增稠剂添加到CO2中以产生CO2组合物时，增稠剂可用于增加CO2的黏度。不受任何特定理论的限制，据信共聚物分子的结构基团(由结构单体提供)和丙烯酸酯基团(由丙烯酸酯和甲基丙烯酸酯单体提供)之间的分子间和分子内相互作用可导致增加致密CO2组合物黏度的增稠效应。本公开的致密CO2组合物可包括一定量的增稠剂，足以增加致密CO2组合物的黏度，但不至于使致密CO2组合物黏度的增加导致致密CO2注入其中的地下地层破裂。当添加到致密CO2中时，增稠剂的量可以足以使致密CO2组合物的黏度增加至不含增稠剂时致密CO2的黏度的100倍以上，或200倍以上。在实施方案中，增稠剂的量可以足以使致密CO2组合物的黏度增加至不含增稠剂时致密CO2的黏度的100至1300倍。
致密CO2组合物中增稠剂的量可能取决于具体应用和正在处理的地层的特性。致密CO2组合物的增稠剂浓度可足以增加致密CO2组合物的黏度以提高封堵效果，但不至于使致密CO2组合物的黏度导致地层破裂。基于致密CO2组合物的总重量，致密CO2组合物可包含大于或等于0.05重量％、大于或等于0.1重量％或甚至大于0.2重量％的增稠剂。当增稠剂的量小于0.05重量％时，增稠剂的浓度可能不足以增加致密CO2组合物的黏度，足以阻止致密CO2组合物从孔隙和裂缝中被冲走地层中的高渗透性区域。基于致密CO2组合物的总重量，致密CO2组合物可包含小于或等于3.0重量％、小于或等于1重量％、小于或等于0.5重量％、小于或等于0.3重量％或小于或等于0.2重量％的增稠剂。根据地层的性质，致密CO2组合物中增稠剂的浓度过大可能会增加致密CO2组合物的黏度到导致注入致密CO2组合物的地层破裂的程度。致密CO2组合物的余量可包括致密CO2。
可以通过在大于或等于CO2的临界压力和临界温度的压力和温度下提供致密CO2来制备致密CO2组合物。在保持致密CO2的压力和温度的同时，可以将增稠剂添加到致密CO2中并且可以将混合物混合足够长的时间以使增稠剂完全分散和溶解在致密CO2中以产生致密CO2组合物。在实施方案中，致密CO2和增稠剂可以混合大于或等于3分钟，或甚至大于或等于5分钟。
包含致密CO2和增稠剂的致密CO2组合物的黏度可大于不含增稠剂的致密CO2的黏度。致密CO2组合物的黏度可大于或等于50毫帕·秒(mPa·s)、大于或等于75毫帕·秒、或甚至大于或等于100毫帕·秒，其中黏度使用剑桥黏度计(Cambridge viscometerapparatus)测定。致密CO2组合物的黏度可以为小于或等于150毫帕·秒、小于或等于125毫帕·秒、或甚至小于或等于100毫帕·秒，其中黏度使用剑桥黏度计测定。致密CO2组合物的黏度可以为50毫帕·秒至150毫帕·秒、50毫帕·秒至125毫帕·秒或75毫帕·秒至150毫帕·秒。黏度低于约50毫帕·秒时，致密CO2组合物可能没有足够的黏度以保留在地层的孔隙中，并且可能至少部分地通过随后的注水或烃生产活动从地下地层的处理区域中被清除。黏度高于约150毫帕·秒时，致密CO2组合物可能会在注入地下地层期间导致地下地层破裂。
如前所述，包括致密CO2和增稠剂的致密CO2组合物可用于强化采油的方法中，以封堵含烃地下地层中的高渗透性区域，从而提高水驱方法的效率和有效性，从而增加含烃地下层的烃产量。再次参考图1，本公开的用于从含烃地下地层100强化油采收的方法可以包括从延伸到含烃地下地层100中的生产井110中提取烃104，并识别含烃地下层100中的一个或多个高渗透性区域130、132。参考图2和图3，用于强化油采收的方法包括将致密CO2组合物142从注入井120注入到含烃地下地层100的高渗透性区域130、132中。致密CO2组合物142可包括致密CO2和增稠剂，它们各自可具有本公开先前讨论的任何特征、组成或特性。特别地，增稠剂可溶于致密CO2并且可包括共聚物，所述共聚物是单体的聚合反应产物，所述单体包括至少一种烯基醚或二烯基醚单体、至少一种丙烯酸酯或甲基丙烯酸酯单体、至少一种结构单体和至少一种烯丙基酯单体。参考图4，在将致密CO2组合物142注入高渗透性区域130、132之后，强化采油的方法可以包括从注入井120将水性处理流体134注入含烃地下地层100。致密CO2组合物142注入致密CO2组合物142后，在将水性处理流体134注入含烃地下地层100期间，致密CO2组合物142可以封堵高渗透性区域区130、132以将至少一部分水性处理流体134转移到含烃地下地层100的绕过区域。在处理高渗透性区域130、132之后将水性处理流体134注入含烃地下地层100中可以将含烃地下地层100中的烃104驱向生产井110。
含烃地下地层100可以是其中通常发现烃沉积物的任何类型的岩层，并且本公开的方法不旨在限于含烃地下地层100的任何特定类型的岩层。在实施方案中，含烃地下地层100可以是碳酸盐岩、砂岩或它们的组合。
再次参考图1，高渗透性区域130、132可包括与地层的其余部分相比具有更大渗透率，例如更大孔隙度的含烃地下地层100的部分，或者可包括含烃地下地层100中的裂缝。在实施方案中，高渗透性区域130、132可与注入井120直接流体连通，使得流体可直接从注入井120流入高渗透性区域130、132，而无需首先穿过地层的另一部分。在实施方案中，高渗透性区域130、132可与水驱区域122流体连通，水驱区域122又可与注入井120流体连通。含烃地下地层100可包括一个或多个高渗透性区域130、132。尽管如图1至图4所示具有两个高渗透性区域130、132，应当理解，含烃地下地层100可具有一个、三个、四个或多于四个高渗透性区域130、132。用于识别和定位含烃地下地层100中的高渗透性区域130、132的方法可以包括分析从电缆测井工具获得的测井信息。高渗透性区域130、132也可以通过各种地层测绘技术来识别和定位，例如但不限于地震勘测或通过注入示踪化合物的地层测绘，示踪化合物的示例可以包括但不限于分子或纳米颗粒，它们可以是当它们穿过含烃地下地层100时被跟踪。可以考虑用于识别含烃地下地层100中的高渗透性区域130、132的其他已知技术。
现在参考图2和图3，一旦识别并定位了高渗透性区域130、132，就可以将致密CO2组合物142注入每个高渗透性区域130、132。注入致密CO2组合物142可包括在将致密CO2组合物注入高渗透性区域130、132之前，将与高渗透性区域130、132流体连通的注入井120的一部分与注入井120其他部分隔离。将与高渗透性区域130、132流体连通的注入井120的一部分与注入井120其他部分隔离可以包括在注入井120中安装一个或多个临时塞140。临时塞140可以安装和设置在与高渗透性区域130、132流体连通的注入井120的一部分的井下，或者在与高渗透性区域130、132流体连通的注入井120的一部分的井上和井下。参考图2，在实施方案中，临时塞140可以设置在正被处理的高渗透性区域130的井上和井下，以将与高渗透性区域130流体连通的注入井120的一部分与注入井120在井上和井下部分流体隔离。
每个临时塞140可以是组合物或机械装置，其能够在指定的持续时间内流体隔离井眼的一部分，并且能够从井眼移除以恢复流体连通。每个临时塞140可以是机械塞或其他机械装置，所述机械塞能够在特定的井下位置密封注入井120，然后一旦完成致密CO2组合物142的注入就被移除。可替换地或附加地，在实施方案中，每个临时塞140可以是临时凝胶塞，其可以包括胶凝聚合物，其在井下安装时产生半固体或固体塞。可以通过引入化学物质来分解或溶解胶凝形成的凝胶，从而将临时凝胶塞从注入井中移除聚合物或通过机械刺穿或移除临时凝胶塞。一旦将致密CO2组合物142注入到高渗透性区域130、132中，就可以从注入井120中移除临时塞140。
致密CO2组合物142可以通过已知方法从注入井120注入到高渗透性区域130、132中。在实施方案中，致密CO2组合物142可通过从井下注入井120的地表102延伸到流体连通的注入井120的部分的管道44从注入井120注入到高渗透性区域130、132中具有高渗透性区域130、132(注入井120的被临时塞140隔离的部分)。管道44可包括但不限于盘管、电缆、连接管柱或其他类型的管道。
可以在高渗透性区域130、132处的含烃地下地层100的温度下注入致密CO2组合物142。在实施方案中，致密CO2组合物142可以在20℃至250℃，例如25℃至200℃，或25℃至150℃的温度下注入高渗透性区域130、132中。致密CO2组合物142可以在大于CO2的临界压力的压力下注入高渗透性区域130、132，例如大于或等于7.3773兆帕的压力。可以在等于含烃地下地层100的地层压力的压力下将致密CO2组合物142注入高渗透性区域130、132。可以在从1000psi(6.9兆帕)到3000psi(20.7兆帕)的压力下将致密CO2组合物142注入高渗透区域130、132。将致密CO2组合物142注入高渗透性区域130、132的压力可小于导致地层破裂的压力。
致密CO2组合物可通过注入持续时间、注入体积或二者来表征，所述注入持续时间或注入体积足以充分封堵高渗透性区域130、132，以减少或阻止水性处理流体在随后的水驱期间流入高渗透性区域130、132。致密CO2组合物142可以注入每个高渗透性区域130、132持续0.5小时至24小时。注入到每个高渗透性区域130、132中的致密CO2组合物142的体积可足以封堵高渗透性区域130、132并将随后的处理流体转移到含烃地下地层100的其他部分。注入到每个高渗透性区域130、132中的致密CO2组合物142的体积可以取决于高渗透性区域130、132的孔隙度，其可以由高渗透性区域130、132的总孔隙体积来表征。在实施方案中，注入每个高渗透性区域130、132中的致密CO2组合物的体积可以是被处理的高渗透区的总孔隙体积(PV)的0.1至1.0倍或0.1至0.5倍。
将致密CO2组合物142注入高渗透性区域130、132可置换高渗透性区域130、132中的流体，例如含水地层流体、水性处理流体或其他流体。致密CO2组合物142也可以从高渗透性区域130、132向外渗透到高渗透性区域130、132周围的地层的孔隙中。由增稠剂提供的致密CO2组合物142增加的黏度可能足以阻止地层中的后续流体流动从高渗透性区域130、132置换致密CO2组合物142。因此，将致密CO2组合物142注入高渗透性区域130、132可降低高渗透性区域130、132中地层的渗透率，这可减少或阻止后续水驱步骤中的水性处理流体流入并且通过高渗透性区域130、132。注入的致密CO2组合物142可以降低高渗透性区域130、132中地层的渗透率大于或等于50％、大于或等于70％、大于或等于80％、大于或等于90％甚至大于或等于95％。在实施方案中，含烃地下地层100可以是碳酸盐岩，并且注入致密CO2组合物可以使碳酸盐岩的渗透率降低大于或等于50％、大于或等于70％、大于或等于80％，大于或等于90％，甚至大于或等于95％。注入具有增加的黏度的致密CO2组合物142不会压裂高渗透性区域130、132或致密CO2组合物142在其中流动的任何其他区域中的地层。由注入致密CO2组合物142引起的高渗透性区域130、132的渗透率降低可充当屏障以减少或阻止流体流入和通过高渗透性区域130、132并将后续处理流体转移到高渗透性区域130、132的其他区域含烃地下地层100，例如含烃地下地层100的旁路区域。
参考图2和图3，每个高渗透性区域130、132可以依次用致密CO2组合物142处理。参考图2，含烃地下地层100可包括第一高渗透性区域130和第二高渗透性区域132。如前所述，通过在第一高渗透性区域130的井上和井下安装临时塞140，第一高渗透性区域130可以与注入井120的其余部分和含烃地下地层100流体隔离。然后可将致密CO2组合物142注入第一高渗透性区域130以处理第一高渗透性区域130。在实施方案中，隔离第一高渗透性区域130的临时塞140可以在注入致密CO2组合物142之后从注入井120移除。在实施方案中，例如当第一高渗透性区域在第二高渗透性区域132的井下时，隔离第一高渗透性区域130的临时塞140可以留在注入井120中直到处理第二高渗透性区域132之后。
现在参考图3，在处理第一高渗透性区域130之后，第二高渗透性区域132可用致密CO2组合物142处理。通过在第二高渗透性区域132的井上和井下安装临时塞140，可以将与第二高渗透性区域132流体连通的注入井120的部分与注入井120的其余部分流体隔离。一旦第二高渗透性区域132被隔离，致密的CO2组合物142可被注入第二高渗透性区域132以封堵第二高渗透性区域132。在注入致密的CO2组合物142之后，然后可以移除隔离第二高渗透性区域132的临时塞140。可以对与注入井120流体连通的另外的高渗透性区域重复隔离、注入和移除隔离的过程，直到所有高渗透性区域都已被处理。
现在参考图4，在通过注入致密的CO2组合物142处理每个高渗透性区域130、132之后，可以开始或恢复水驱操作。在将致密CO2组合物142注入高渗透性区域130、132之后，强化采油的方法可以包括将水性处理流体134从注入井120注入含烃地下地层100。
水性处理流体134可以包括水。水性处理流体134中使用的水可以是含有添加剂或杂质的水溶液的形式。所述水包括淡水、海水、天然卤水、合成卤水、盐水、市政用水、井水、地层/原生水、采出水、苦咸水、蒸馏水、去离子水、原油脱盐过程中产生的水中的一种或多种，或这些的组合。盐可能存在于水中或掺入水中。盐可包括但不限于碱金属氯化物、氢氧化物或羧酸盐。在实施方案中，水中存在的盐可包括但不限于钠、钙、铯、锌、铝、镁、钾、锶、硅、锂、氯化物、溴化物、碳酸盐、碘化物、氯酸盐、溴酸盐、甲酸盐、硝酸盐、硫酸盐、磷酸盐、氧化物、氟化物及其组合。
在实施方案中，水性处理流体134可包括一种或多种油田添加剂以改变水性处理流体134的一种或多种性质。油田添加剂可包括但不限于一种或多种增粘剂、表面活性剂、稳定剂、pH控制剂、阻垢剂、聚合物、纳米颗粒、示踪化合物或它们的组合。考虑了通常用于注水过程的其他典型油田添加剂。
再次参考图4，水性处理流体134可以使用已知方法从注入井120注入到含烃地下地层100中。在实施方案中，水性处理流体134可通过管道从注入井120注入含烃地下地层100，管道例如但不限于连续油管、电缆、连接管柱或其他类型的管道。在实施方案中，水性处理流体134可从井眼套管本身注入。预期用于将水性处理流体134注入含烃地下地层100中的其他装置或方法。注入高渗透性区域130、132的致密CO2组合物142可提供阻挡高渗透性区域130、132并将至少一部分水性处理流体134转移到含烃地下地层100的旁路区域136中的屏障在将水性处理流体134注入含烃地下地层100的过程中。
注入到含烃地下地层100中的水性处理流体134通常可以从注入井120流向生产井110。水性处理流体134流入含烃地下地层100可以置换含烃地下地层100的旁路区域136中的烃。流入含烃地下地层100的旁路区域136的水性处理流体134可对烃流体施加压力以提供驱动烃104朝向生产井110的原动力。当在注入井120注入水性处理流体134时，可以在生产井110生产烃104。本公开的方法可以包括从生产井110中提取烃104。
本公开的用于提高从含烃地下地层采油的方法可以进一步包括制备致密CO2组合物142。制备致密CO2组合物142可包括提供致密CO2，将增稠剂与致密CO2混合，以及将致密CO2和增稠剂混合足以使增稠剂完全溶解在致密CO2中的时间段以产生致密CO2组合物，如先前在本公开中讨论过。在实施方案中，致密CO2组合物可以在注入到注入井120之前立即在地表102制备。
如前所述，包含致密CO2和增稠剂的致密CO2组合物可用于通过将来自生产井的致密CO2组合物注入与生产井流体连通的高渗透性区域来减少生产井的产水。通过处理与生产井流体连通的高渗透性区域来减少产水可以降低成本并提高从含烃地下地层生产烃的经济效率。现在参考图5，本公开的用于减少从含烃地下地层100的产水的方法可包括识别含烃地下地层100中的一个或多个高渗透性区域150、152。参考图6和图7，用于减少产水的方法可以进一步包括将来自生产井110的致密CO2组合物142注入高渗透性区域150、152中的每一个。致密CO2组合物142可包括致密CO2和增稠剂，它们各自可具有本公开先前讨论的任何特征、组成或特性。特别地，增稠剂可溶于致密CO2并且可包含共聚物，所述共聚物是单体的聚合反应产物，所述单体包括至少一种烯基醚或二烯基醚单体、至少一种丙烯酸酯或甲基丙烯酸酯单体、至少一种结构单体和至少一种烯丙基酯单体。参考图8，在将致密CO2组合物142注入高渗透性区域150、152之后，减少产水的方法可以包括通过生产井110从含烃地下地层100中提取烃104。致密的CO2组合物可封堵高渗透性区域150、152中的孔隙、裂缝或两者以减少或阻止水从高渗透性区域150、152流入生产井110。除了这些方法的其他特征之外，这可以减少从含烃地下地层100的产水并且可以提高从生产井110生产烃的经济效率。
如前所述，含烃地下地层100可以是通常在其中发现烃沉积物的任何类型的岩层，并且本公开的方法不旨在限于含烃地下地层100的任何特定类型的岩层形成。在实施方案中，含烃地下地层100可以是碳酸盐岩、砂岩或它们的组合。
再次参考图5，高渗透性区域150、152可包括与地层的其余部分相比具有更大渗透率例如更大孔隙度的含烃地下地层100的部分，或者可包括含烃地下地层100中的裂缝。高渗透性区域150、152可与生产井110直接流体连通，使得流体可直接从高渗透性区域150、152流入生产井110，而无需首先穿过地层的其他部分。含烃地下地层100可包括与生产井110流体连通的一个或多个高渗透性区域150、152。尽管如图5至图8中所示具有两个高渗透性区域150、152，但应理解，含烃地下地层100可具有一个、三个、四个或多于四个的高渗透性区域150、152。高渗透性区域150、152可以与含烃地下地层100中的一个或多个水区域(未示出)流体连通，例如但不限于包含原生水的水区域或一个或多个水驱区域122(图1)。当未处理时，与生产井110流体连通的这些高渗透性区域150、152可提供使来自水区域的原生水、来自水驱区域122的水性处理流体或两者流向生产井110的流动路径，这增加了生产井110的产水。
识别和定位高渗透性区域150、152可以包括分析从有线测井工具获得的测井信息，或者通过地层测绘技术识别高渗透性区域150、152，如先前在本公开中关于图1至图4所讨论的。
现在参考图6和图7，一旦高渗透性区域150、152已经被识别和定位，致密CO2组合物142可以从生产井110注入高渗透性区域150、152中的每一个。注入致密CO2组合物142可以包括在将致密CO2组合物注入到高渗透区150、152中之前，将与高渗透区150、152流体连通的生产井110的一部分与生产井110其他部分隔离。隔离与正在处理的高渗透性区域150、152流体连通的生产井110的部分可包括在生产井110中安装一个或多个临时塞140。临时塞140可以安装和设置在与高渗透性区域150、152流体连通的生产井110的部分的井下，或者在与高渗透区流体连通的生产井110的部分的井上和井下。参考图6，在实施方案中，临时塞140可以设置在正被处理的高渗透区150的井上和井下，以将与高渗透性区域150流体连通的生产井110的部分与生产井中110的井上部分和井下部分流体隔离。
如前所述，每个临时塞140可以是能够在指定的持续时间内流体隔离井眼的一部分并且能够从井眼移除以恢复流体连通的组合物或机械设备。每个临时塞140可以是机械塞，例如能够在特定井下位置密封生产井110的封隔器或其他机械装置，或者如前所述的临时凝胶塞。可以通过引入化学物质以破坏或溶解由胶凝聚合物形成的凝胶，或者通过机械地刺穿或移除临时凝胶塞，从生产井110移除临时凝胶塞。一旦将致密的CO2组合物142注入到高渗透性区域150、152中，就可以从生产井110中移除临时塞140。
致密CO2组合物142可以通过已知方法从生产井110注入到高渗透性区域150、152中。致密CO2组合物142可以通过管道44从生产井110注入到每个高渗透性区域150、152中，管道44从井下生产井110的表面102延伸到生产井110与高渗透性区域150、152流体连通的部分(生产井110被临时塞140隔离的部分)。管道44可包括但不限于盘管、电缆、连接管柱或其他类型的管道。将致密CO2组合物142注入到高渗透性区域150、152中不会使高渗透性区域150、152破裂。
致密CO2组合物142可以在高渗透性区域150、152处的含烃地下地层100的温度下注入。在实施方案中，致密CO2组合物142可以在20℃至250℃的温度下，例如25℃至200℃，或25℃到150℃，注入到高渗透区150、152中。致密CO2组合物142可以在大于CO2的临界压力的压力下，例如大于或等于7.3773兆帕的压力下注入到高渗透性区域150、152中。可以在等于含烃地下地层100的地层压力的压力下将致密CO2组合物142注入高渗透性区域150、152。可以在从1000psi(6.9兆帕)到3000psi(20.7兆帕)的压力下将致密CO2组合物142注入高渗透性区域150、152。将致密CO2组合物142注入高渗透性区域150、152的压力可小于导致地层破裂的压力。
致密CO2组合物142的注入可以通过注入持续时间、注入体积或二者来表征，所述注入持续时间和/或注入体积足以充分封堵高渗透性区域150、152以减少或阻止水性流体154在随后的烃生产期间从高渗透性区域150、152流入生产井110。致密CO2组合物142可以从生产井110注入到每个高渗透性区域150、152中，注入持续时间为0.5小时至24小时。注入到每个高渗透性区域150、152的致密CO2组合物142的体积可以足以封堵高渗透性区域150、152，以减少或阻止水性流体从高渗透性区域150、152流入生产井110。注入到每个高渗透性区域150、152中的致密CO2组合物142的体积可以取决于高渗透性区域150、152的孔隙度，其可以由高渗透性区域150、152的总孔隙体积来表征。在实施方案中，注入每个高渗透性区域150、152中的致密CO2组合物的体积可以是被处理的高渗透区的总孔隙体积(PV)的0.1至1.0倍或0.1至0.5倍。
将致密CO2组合物142注入高渗透性区域150、152可置换高渗透性区域150、152中的流体，例如含水地层流体、水性处理流体或其他流体。致密CO2组合物142也可以从高渗透性区域150、152向外渗透到高渗透性区域150、152周围的地层的孔隙中。由增稠剂提供的致密CO2组合物142的增加的黏度可以足以阻止地层中随后的流体流动将致密CO2组合物从高渗透性区域150、152置换。因此，将致密CO2组合物142注入到高渗透性区域130、132中可以降低高渗透性区域150、152中的地层的渗透性。由致密CO2组合物引起的渗透性降低可以减少或阻止水性处理流体从高渗透性区域150、152进入生产井110。注入的致密CO2组合物142可以降低高渗透性区域150、152中地层的渗透率大于或等于50％、大于或等于70％、大于或等于80％、大于或等于90％甚至大于或等于95％。在实施方案中，含烃地下地层100可以是碳酸盐岩，并且注入致密CO2组合物可以使碳酸盐岩的渗透率降低大于或等于50％、大于或等于70％、大于或等于80％，大于或等于90％，甚至大于或等于95％。注入具有增加的黏度的致密CO2组合物142不会压裂高渗透性区域150、152或致密CO2组合物142在其中流动的任何其他区域中的地层。由致密CO2组合物142的注入引起的高渗透区150、152的渗透率降低可以用作屏障以减少或阻止流体流入并通过高渗透性区域150、152，并且减少或阻止水性流体从高渗透性区域150、152流入生产井110，从而减少来自生产井110的产水。
参考图6和图7，每个高渗透性区域150、152可以依次用致密CO2组合物142处理。参考图6，含烃地下地层100可包括第一高渗透性区域150和第二高渗透性区域152。如前所述，通过在第一高渗透性区域150的井上和井下安装临时塞140，可以将第一高渗透性区域150与生产井110的其余部分流体隔离。然后可将致密CO2组合物142注入第一高渗透性区域150以处理第一高渗透性区域150。在实施方案中，隔离第一高渗透性区域150的临时塞140可以在注入致密CO2组合物142之后从生产井110移除。在实施方案中，例如当第一高渗透性区域150在第二高渗透性区域152的井下时，隔离第一高渗透性区域150的临时塞140可以留在生产井110中直到处理完第二高渗透性区域152。
现在参考图7，在处理第一高渗透性区域150之后，可以用致密CO2组合物142处理第二高渗透性区域152。通过在第二高渗透性区域152的井上和井下安装临时塞140，与第二高渗透性区域152流体连通的生产井110的部分可以与生产井110的其余部分流体隔离。一旦第二高渗透性区域152被隔离，致密CO2组合物142可被注入第二高渗透性区域152以封堵第二高渗透性区域152。在注入致密的CO2组合物142之后，然后可以移除隔离第二高渗透性区域152的临时塞140。对于与生产井110流体连通的另外的高渗透区，可以重复隔离、注入和移除隔离的过程，直到所有的高渗透区域150、152已经用致密CO2组合物处理或注入。
再次参考图8，本公开的用于减少来自含烃地下地层100的产水的方法可以包括从生产井110提取烃104。注入到高渗透性区域150、152中的致密CO2组合物142可以降低高渗透性区域150、152的渗透性，这可以提供阻挡高渗透性区域150、152的屏障，以减少或阻止水性流体的流动，例如但不限于原生水、水性处理流体或其他水性流体，通过高渗透性区域150、152到达生产井110。这减少了在生产井110处产生的水的体积。因此，与在处理高渗透性区域150、152之前产生的流体相比，由生产井110产生的流体可以包括来自含烃地下地层100的更大比例的烃104。
本公开的用于减少来自含烃地下地层的产水的方法还可以包括制备致密CO2组合物142。制备致密CO2组合物142可包括提供致密CO2，将增稠剂与致密CO2混合，以及将致密CO2和增稠剂混合足以使增稠剂完全溶解在致密CO2中以产生致密CO2组合物，如先前在本公开中讨论过。在实施方案中，致密CO2组合物可以在注入到注入井120之前立即在地表102制备。
实施例
根据本公开的致密CO2组合物和使用致密CO2组合物提高从含烃地下地层采油的方法的各种实施方案将通过以下实施例进一步阐明。这些实施例本质上是说明性的，不应理解为限制本公开的主题。
实施例1和2：增稠剂在致密二氧化碳中的溶解度
在实施例1和2中，目的是评估增稠剂在不同CO2相中的溶解度，并研究增稠剂在不同条件下与CO2的相容性。实施例1和2的溶解度测试提供了增稠剂与CO2随时间的稳定性的指示。在本公开的所有实施例中，使用的增稠剂是由位于中国北京的北京爱普聚合科技有限公司制造的干式压裂液减摩剂和增稠剂：APFR-2。通过在实施例1中在1500psi(10342kPa)的压力下和在实施例2中在2500psi(17237kPa)的压力下将增稠剂与CO2结合来评估增稠剂的溶解度。对于实施例1和2中的每一个，将等于最终组合物的2体积％的已知体积的增稠剂在真空和环境温度下装入高压/高温(HPTP)室中。然后在实施例1中以1500psi和在实施例2中以2500psi将CO2注入HPHT池中。HPHT池配备有搅拌器，从而可以在实验条件下进行混合。
对于实施例1，溶解度测试是在1500psi和25℃下进行的。根据CO2相图，CO2在这些条件下处于超临界相。在实施例1中，观察到增稠剂可溶于致密的超临界CO2，并且形成了两种流体的单相。对于实施例2，溶解度测试是在2500psi和25℃下进行的。在这些条件下，CO2处于超临界状态。在实施例2中，观察到增稠剂可溶于致密的超临界CO2并且形成超临界CO2和增稠剂的单相。实施例1和2表明增稠剂可溶于超临界致密CO2。特别地，实施例1和2表明增稠剂能够在与油田条件非常相似的条件(压力)下溶解在超临界致密CO2中，例如在含烃地下地层中遇到的压力。
对比例3和4：致密CO2的黏度
对于对比例3和4，在没有增稠剂的情况下，分别在2000psi(13790kPa)和2500psi(17237kPa)的压力下测定致密CO2的黏度。使用剑桥黏度计进行黏度测量。对比例3和4的压力和黏度测量值显示在表1，并在图9和10中用图形表示。对比例3在图9中用参考编号902表示，对比例4在图10中用参考编号1002表示。
实施例5-9：包括增稠剂的致密二氧化碳组合物的黏度
对于实施例5-9，在致密CO2组合物中不同浓度的增稠剂和不同条件下评估致密CO2组合物的黏度。使用对比例3和4中讨论的剑桥黏度计在不同压力下进行黏度测量。表1中提供了实施例5-9中每一个的增稠剂浓度、压力和测得的黏度，并在图9和10中用图形表示。表1中的黏度以厘泊(cP)为单位提供。
表1对比例3和4以及实施例5-9的黏度数据
Figure BDA0004219080370000171
表1以及图9和图10中报告的结果表明，向致密CO2中添加增稠剂显著提高了致密CO2的黏度。加入增稠剂(实施例5-9)导致的CO2黏度增加是没有增稠剂的致密CO2(对比例3和4)黏度的1100至1250倍。黏度的增加是在油田条件下的典型压力下实现的，例如在含烃地下地层中遇到的压力。
实施例10：岩心驱替实验
在实施例10中，通过进行岩心驱替研究，评估了包括致密CO2和增稠剂的致密CO2组合物在增强采油工艺中的用途。岩心驱替实验中使用的岩心样品是初始渗透率为58.9毫秒(mD)的印第安纳石灰岩(碳酸盐岩)岩心。岩心样品的性质如下表2所示。
表2实施例10的岩心样品性质和岩心注水条件
性质 单位 值
岩石类型 N/A 印第安纳石灰岩
岩心样本长度 英寸/厘米 4.0/10.16
岩心样品直径 英寸/厘米 1.5/3.81
初始孔隙度 百分比 18
初始磁导率 毫秒(mD) 58.9
注入速率 毫升/分钟 5
围压 psi/kPa 2000/13790
现在参考图11，示意性地描绘了用于进行实施例10的岩心驱替实验的岩心驱替实验系统1100。所使用的岩心驱替实验系统1100是专门设计用于注入致密CO2的RPS-855-Z型岩芯驱油系统，由内华达州里诺市Coretest Systems，Inc.制造。岩心驱替实验系统1100包括岩心夹持器1102，所述岩心夹持器可操作以保持岩心样品1104并引导流体从上游端1103到下游端1105纵向穿过岩心样品1105。岩心夹持器1102可包括限制流体1106，该限制流体可操作以将岩心样品1104维持在模拟井下操作压力下，并阻止直接进入岩心样品1104的流体从岩心样品1104的径向向外通过。岩心夹持器1102可以包括压力调节系统1108，该压力调节系统可操作以调节岩心样品1104的压力。岩心驱替实验系统1100还可以包括高压泵1110、储水器1112、致密CO2成分储液器1114和馏分收集器1118，如图11所示。岩心驱替实验系统1100还可以包括位于岩心夹持器1102下游和馏分收集器1118上游的背压调节器1117，以控制系统中的背压。
对于实施例10，将每个岩心样品放置在岩心夹持器中，并在2000psi(13790kPa)的围压和5毫升/分钟的注入流速下用水淹没。限制压力是指芯塞样品被限制的压力。注入的水的体积相当于岩心样品总孔隙体积的2倍。在初始注水之后，在相同的围压下将一个等效孔隙体积的致密CO2组合物注入岩心样品中。致密CO2组合物包括2体积％的增稠剂和98体积％的超临界CO2的混合物。在注入致密CO2组合物之后，在相同的围压下，将等于岩心样品总初始孔隙体积3倍的第二阶段水注入岩心样品中。对于所有三个注入阶段(水1/致密CO2组合物/水2)，2000psi的围压和5ml/min的注入流速是相同的。对于第一注水阶段、致密CO2组合物注入阶段和第二注水阶段，测量岩心样品上的压降作为注入体积的函数。结果如图12所示。第一注水阶段由图12中的参考编号1202指示，致密CO2组合物注入阶段由图12的参考编号1104指示，并且第二注水阶段由参考编号1206指示。
参考图12，在注入致密CO2组合物(1204)期间，岩心样品上的压降增加了超过350psi(2417kPa)。在注入致密CO2组合物之后，随后的第二注水阶段(1206)的压降比第一注水阶段期间的压降(1202)大至少80psi(552kPa)，表明致密CO2组合物大大降低了岩心样品的渗透率。在注入致密CO2组合物之前和之后测量岩心样品的渗水性。将包含增稠剂的致密CO2组合物注射到石灰石岩芯样品中显著地将岩芯样品的渗透率从58.9mD降低至1.3mD。注入致密的二氧化碳组分后，岩石的渗透率降低了约45倍。
对比例11
在对比例11中，为了比较的目的，使用没有增稠剂的致密CO2对岩心样品进行岩心驱替。使用先前在实施例10中描述的岩心驱替实验装置1100进行对比例11的岩心驱替实验。对比例11的岩心驱替实验中使用的岩心样品是初始渗透率为58.9毫秒(mD)的印第安纳石灰岩(碳酸盐岩)岩心。岩芯样品的性质如表2所示。对于对比例11，将岩心样品置于岩心支架中，并在2000psi(13790kPa)的围压和5毫升/分钟的注入流速下用未增稠的致密CO2(不含增稠剂)淹没。
现在参考图13，图中描绘了作为比较例11的未增稠的致密CO2的体积的函数的芯样品上的压降。比较例11的岩心样品上的平均压降为0.15psi，这小于实施例10的第一水阶段注入的岩心样品的平均压降1.85psi。水的黏度大于未增稠的致密CO2(不含增稠剂)。因此，在没有增稠剂的情况下，致密CO2在封堵地层孔隙方面不如水有效，如图所示，对比例11的岩心样品上的压降与实施例10中第一注水阶段期间的岩心样品的压降相比有所降低。参考图12，将增稠剂添加到致密CO2中以形成致密CO2组合物大大增加了黏度，因此，与对比例11的未增稠的致密CO2相比，大大增加了实施例10的致密CO2组合物的封堵效果。
在本公开的第一方面中，一种从含烃地下地层强化采油的方法可以包括：从延伸到含烃地下地层中的生产井中提取烃；识别含烃地下地层中的高渗透性条痕；将来自注入井的致密二氧化碳组合物注入到所述含烃地下地层中的高渗透性条痕中，其中所述致密二氧化碳组合物可以包括致密二氧化碳和可溶于所述致密二氧化碳的增稠剂，所述增稠剂包括共聚物，所述共聚物是单体的聚合反应产物，所述单体包括：至少一种烯基醚或二烯基醚单体；至少一种丙烯酸酯或甲基丙烯酸酯单体；至少一种结构单体；和至少一种烯丙基酯单体；所述方法还包括在将所述致密二氧化碳组合物注入所述高渗透性条痕之后，将水性处理流体从注入井注入含烃地下地层，在将水性处理流体注入含烃地层期间，致密二氧化碳组合物可以封堵高渗透性条痕，以将至少一部分水性处理流体转移到含烃地下地层的旁路区域。将水性处理流体注入含烃地层可以将含烃地层中的烃驱向生产井。
本公开的第二方面可以包括第一方面，其中致密二氧化碳可以是超临界二氧化碳。
本公开的第三方面可包括第一方面或第二方面，其中所述增稠剂还可以包括至少一种共溶剂，所述共溶剂包括碳酸丙烯酯，碳酸烯丙基乙酯，碳酸二甲酯，白油，硅油，石油醚或它们的组合中的一种或多种。
本公开的第四方面可包括第一至第三方面中的任一方面，其中共溶剂可以包括至少一种包括至少一种二氧化碳相容性溶剂，所述溶剂选自碳酸丙烯酯、碳酸二甲酯或它们的组合，以及至少一种油溶性溶剂，所述油溶性溶剂选自白油、硅油、石油醚或它们的组合。
本公开的第五方面可以包括第四方面，其中增稠剂可包括45重量％至65重量％的二氧化碳相容性溶剂和10重量％至15重量％的油溶性溶剂。
本公开的第六方面可以包括第一至第五方面中的任一方面，其中共聚物可以是线性嵌段共聚物。
本公开的第七方面可包括第一至第六方面中的任一方面，其中至少一种结构单体可包括丙烯酸长碳链酯、甲基丙烯酸长碳链酯、苯乙烯、甲基苯乙烯、苯、苯丙烯，或它们的组合。
本发明的第八方面可包括第一至第七方面中的任一方面，其中烯基醚或二烯基醚单体至少可包括二乙烯基醚、乙基丙烯醚、正丙基乙烯基醚或它们的组合中的一种或多种。
本发明的第九方面可包括第一至第八方面中的任一方面，其中所述至少一种烯基醚或二烯基醚单体可包含二乙烯基醚、乙基丙烯醚、正丙基乙烯基醚或组合中的一种或多种，其中至少一种丙烯酸酯或甲基丙烯酸酯单体可包括丙烯酸甲酯、丙烯酸乙酯、丙烯酸丁酯、甲基丙烯酸甲酯、甲基丙烯酸乙酯、甲基丙烯酸丁酯中的一种或多种，或它们的组合。
本发明的第十方面可包括第一至第九方面中的任一方面，其中至少一个烯丙基酯单体可以包含烯丙基甲酯、烯丙基乙酯或它们的组合。
本公开的第十一方面可包括第一至第十方面中的任一方面，其中增稠剂可包含3重量％至5重量％的结构单体、5重量％至10重量％的烯基醚或二烯基醚单体，15重量％至20重量％的丙烯酸酯或甲基丙烯酸酯单体，以及1重量％至3重量％的烯丙基酯单体。
本公开的第十二方面可包括第一至第十一方面中的任一方面，其中增稠剂的共聚物的平均分子量为500000克/摩尔至800000克/摩尔。
本公开的第十三方面可以包括第一至第十二方面中的任一方面，其中增稠剂的pH可以为5.0至8.0。
本公开的第十四方面可以包括第一至第十三方面中的任一方面，其中增稠剂的比重可以为0.90至1.10。
本发明的第十五方面可以包括第一至第十四方面中的任一方面，其中1重量％的增稠剂在25摄氏度下在小于或等于3分钟内溶解在超临界二氧化碳中。
本公开的第十六方面可包括第一至第十五方面中的任一方面，其中致密二氧化碳组合物可包括基于致密二氧化碳组合物的总重量的0.05重量％至3.0重量％的增稠剂，例如基于致密二氧化碳组合物的总重量的0.1重量％至1重量％、0.1重量％至0.5重量％或0.1重量％至0.3重量％的增稠剂。
本公开的第十七方面可包括第一至第十六方面中的任一方面，其中增稠剂可使致密二氧化碳的黏度增加为不含增稠剂的致密二氧化碳的黏度的至少100倍。
本公开的第十八方面可包括第一至第十七方面中的任一方面，其中致密二氧化碳组合物的黏度可以为50毫帕·秒至150毫帕·秒。
本公开的第十九方面可包括第一至第十八方面中的任一方面，其中致密二氧化碳组合物可使碳酸盐岩的渗透率降低50％或以上。
本公开的第二十方面可包括第一至第十九方面中的任一方面，其中可在900磅/平方英寸至3000磅/平方英寸的压力下注入致密二氧化碳组合物。
本公开的第二十一方面可包括第一至第二十方面中的任一方面，其中可在20℃至150℃的温度下注入致密二氧化碳组合物。
本公开的第二十二方面可以包括第二十一方面，其中水性处理流体可以包含水。
本发明的第二十三方面可以包括第二十二方面，其中水可以包括淡水、海水、天然卤水、合成卤水、盐水、市政用水、井水、地层水、采出水、微咸水、蒸馏水、去离子水或它们的组合中的一种或多种。
本公开的第二十四方面可以包括第一到第二十三方面中的任一方面，其中水性处理流体可以包含一种或多种油田添加剂。
本公开的第二十五方面可以包括第二十四方面，其中油田添加剂可以包括一种或多种粘稠剂、表面活性剂、稳定剂、pH控制剂、阻垢剂、聚合物、纳米颗粒、示踪化合物或它们的组合。
本公开的第二十六方面可以包括第一到第二十五个方面中任一方面，包括从生产井中恢复烃的生产，其中在将所述致密二氧化碳组合物注入所述高渗透性条痕之前，将与所述高渗透性条痕流体连通的注入井的一部分与注入井的其他部分隔离。
本公开的第二十七方面可以包括第二十六方面，其中将与所述高渗透性条痕流体连通的注入井的一部分与注入井的其他部分隔离包括在所述注入井中安装一个或多个临时塞。
本公开的第二十八方面可以包括第二十七个方面，其中所述一个或多个临时塞可以设置在与高渗透性条痕流体连通的注水井的一部分的井下，或者设置在与高渗透性条痕流体连通的注水井的一部分的井上和井下。
本公开的第二十九方面可以包括第二十七方面或第二十八方面，其中所述一个或多个临时塞包括凝胶塞。
本公开的第三十方面可以包括第二十六至第二十九方面中任一方面，进一步包括，在注入所述致密二氧化碳组合物之后，从所述注入井的部分移除隔离物。
应注意，以下权利要求中的一项或多项使用术语“其中(where)”、“其中(wherein)”或“其中(in which)”作为过渡短语。应当指出，下列权利要求中的一个或多个使用术语“其中”作为过渡短语。为了定义本发明的目的，需要注意的是，该术语在权利要求书中作为开放式过渡短语引入，用于介绍结构的一系列特征的描述，并且应该以类似的方式解释为更常用的开放式前序术语“包括”。
应当理解，分配给属性的任何两个定量值可以构成该属性的范围，并且在本文中考虑了由给定属性的所有所述定量值形成的范围的所有组合。
在详细描述了本公开的主题并参考其具体实施例后，应注意，本文所公开的各种细节不应被视为暗示这些细节涉及作为本文所描述的各种实施例的基本组件的元件，即使在伴随本说明书的附图中的每一个中示出了特定元件的情况下也是如此。此外，很明显，在不脱离本公开的范围的情况下，修改和变化是可能的，包括但不限于所附权利要求中定义的实施例。更具体地，尽管本公开的一些方面在本文中被确定为优选的或特别有利的，但是可以想到，本公开不一定限于这些方面。

Claims (15)

1.一种从含烃地下地层强化采油的方法，所述方法包括：
从延伸到含烃地下地层中的生产井中提取烃；
识别含烃地下地层中的高渗透性条痕；
将致密二氧化碳组合物从注入井注入到所述含烃地下地层中的高渗透性条痕中，其中
所述致密二氧化碳组合物包括致密二氧化碳和可溶于所述致密二氧化碳的增稠剂，所述增稠剂包括共聚物，所述共聚物是单体的聚合反应产物，所述单体包括：
至少一种烯基醚或二烯基醚单体；
至少一种丙烯酸酯或甲基丙烯酸酯单体；
至少一种结构单体；和
至少一种烯丙基酯单体；和
在将所述致密二氧化碳组合物注入所述高渗透性条痕之后，将水性处理流体从注入井注入含烃地下地层，其中
在将水性处理流体注入含烃地层期间，致密二氧化碳组合物封堵高渗透性条痕，以将至少一部分水性处理流体转移到含烃地下地层的旁路区域；和
将水性处理流体注入含烃地层使含烃地层中的烃驱向生产井。
2.根据权利要求1所述的方法，其中所述致密二氧化碳是超临界二氧化碳。
3.根据权利要求1或2所述的方法，其中所述共溶剂包括至少一种选自碳酸亚丙酯和碳酸二甲酯的二氧化碳相容性溶剂；和
至少一种选自白油、硅油、石油醚或它们的组合的油溶性溶剂。
4.根据权利要求3所述的方法，其中所述增稠剂包括45重量％至65重量％的二氧化碳相容性溶剂和10重量％至15重量％的油溶性溶剂。
5.根据权利要求1-4中任一项的方法，其中所述增稠剂的共聚物的平均分子量为500000克/摩尔至800000克/摩尔，所述增稠剂的pH为5.0-8.0，比重为0.90-1.10，或其组合。
6.根据权利要求1-5中任一项的方法，其中1重量％的增稠剂在25摄氏度下在小于或等于3分钟内溶解在超临界二氧化碳中。
7.根据权利要求1-6中任一项所述的方法，其中所述致密二氧化碳组合物包括基于所述致密二氧化碳组合物的总重量的0.05重量百分比至3.0重量百分比的增稠剂。
8.根据权利要求1-7中任一项所述的方法，其中所述致密二氧化碳组合物的黏度为50毫帕·秒至150毫帕·秒。
9.根据权利要求1-8中任一项所述的方法，其中所述致密二氧化碳组合物使碳酸盐岩的渗透率降低50％或以上。
10.根据权利要求1-9中任一项所述的方法，其中所述致密二氧化碳组合物在900磅/平方英寸至3000磅/平方英寸的压力、20℃至150℃的温度或两种条件下注入。
11.根据权利要求1-10中任一项所述的方法，其中注入所述致密二氧化碳组合物包括：在将所述致密二氧化碳组合物注入所述高渗透性条痕之前，将与所述高渗透性条痕流体连通的注入井的一部分与注入井的其他部分隔离。
12.根据权利要求11所述的方法，其中将与所述高渗透性条痕流体连通的注入井的一部分与注入井的其他部分隔离包括在所述注入井中安装一个或多个临时塞。
13.根据权利要求12所述的方法，其中所述一个或多个临时塞设置在与高渗透性条痕流体连通的注入井的一部分的井下或者与高渗透性条痕流体连通的注入井的一部分的井上和井下两者。
14.根据权利要求11或12所述的方法，其中所述一个或多个临时塞包括凝胶塞。
15.根据权利要求11-14中任一项所述的方法，其中，在注入所述致密二氧化碳组合物之后，从所述注入井的一部分移除隔离。
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