CN1993534A - 油田改进的就地燃烧工艺 - Google Patents

油田改进的就地燃烧工艺 Download PDF

Info

Publication number
CN1993534A
CN1993534A CNA2005800264916A CN200580026491A CN1993534A CN 1993534 A CN1993534 A CN 1993534A CN A2005800264916 A CNA2005800264916 A CN A2005800264916A CN 200580026491 A CN200580026491 A CN 200580026491A CN 1993534 A CN1993534 A CN 1993534A
Authority
CN
China
Prior art keywords
well
horizontal segment
steam
water
producing well
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
CNA2005800264916A
Other languages
English (en)
Other versions
CN1993534B (zh
Inventor
康拉德·阿亚斯
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Archon Technologies Ltd
Original Assignee
Archon Technologies Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Archon Technologies Ltd filed Critical Archon Technologies Ltd
Publication of CN1993534A publication Critical patent/CN1993534A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN1993534B publication Critical patent/CN1993534B/zh
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells
    • E21B43/305—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells comprising at least one inclined or horizontal well
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
    • E21B43/243—Combustion in situ

Landscapes

  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Spray-Type Burners (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)

Abstract

一种从地下石油储层中在末端－跟部就地燃烧工艺中开采石油的方法，具有至少一个把氧化气体注入到地下储层的注入井和一个生产井，该生产井具有大体上水平段和连接所述水平段的大体上的垂直生产井，其中大体上水平段向着注入井延伸，该水平段具有在它与垂直生产井的连接点附近的跟部部分和在水平段相对的端部的末端部分。改进包括或者i)在生产井内提供管道，通过所述管道把蒸汽或水注入到水平段部分，这样蒸汽/水输送到末端部分，ii)除了氧化气体外把蒸汽/水注入到注入井内，或者iii)提供和执行步骤i)和ii)的全部。

Description

油田改进的就地燃烧工艺
技术领域
本发明涉及当从地下油藏中进行石油开采时通过利用水平生产井进行的末端到跟部就地燃烧工艺(toe-to-heel in situ combustion process)而提高安全性和采收率的工艺，例如美国专利5,626,191和6,412,557所公开的。
背景技术
美国专利5,626,19和6,412,557在这里并入它们的全部，上述专利公开了用于从地下油藏(100)中生产石油的就地燃烧工艺，该工艺利用了布置在油藏(100)中相对高的注入井(102)和在油藏(100)中相对低的全部生产井(103-106)。生产井具有水平段(107)，该水平段一般被定向为垂直于从注入井(102)扩散的、通常为直线的、并横向上垂直延伸的燃烧前沿。段(107)被定位在前进的燃烧前沿的路径上。空气，或其它氧化气体，例如富氧空气，通过井102被注入，该井102可以是垂直井、水平井或这样井的组合。美国专利5,626,19中的工艺被称作“THAITM”，是“末端到跟部空气注入”的缩写，美国专利6,412,557中的工艺被称作“CapriTM”，Archon技术有限公司拥有该商标，该公司是加拿大Alberta卡尔加里[加拿大西南部城市]Petrobank Energy and Resources Ltd.的一个子公司。
引起关注的是氧气进入水平井内时THAITM和CapriTM工艺的安全性，它有可能在油井内和极端高温的情况引起石油燃烧，而这将毁坏油井。如果注入速度保持的很低，这样的氧气突进将不会发生，然而，为了维持高的产油率和在燃烧前缘处高的氧气流量，高的注入速度是值得期待的。已经知道高的氧气流量能使燃烧保持在高温氧化(HTO)状态，达到高于350℃的温度，并把燃料基本上燃烧成二氧化碳。在低的氧气流量下，低温氧化(LTO)发生，而且温度不超过350℃。在LTO状态下，氧气变得包含到有机分子内，形成极性化合物，它稳定了有害的水-油乳液和因为形成了羧酸而加速了腐蚀。总之，使用相对低的氧化剂注入速度不是防止水平井中燃烧的可接受方法。
所需要的是在防止氧气进入水平井的同时增加氧化气体注入速度的方法。本发明提供了这样一种方法。
发明内容
THAITM和CapriTM工艺依赖于两种驱动油、水和燃烧气体进入水平井筒内以运送到地面的力。这些是重力泄油和压力。液体，主要是石油，在重力作用下排到井筒内，因为井筒被布置在油藏的较低区域内。液体和气体在压力梯度的作用下一起向下流动进入水平井筒内，该压力梯度是在油藏和井筒之间建立的。
在油藏预加热阶段，或启动程序，蒸汽通过延伸到井末端的管道在水平井内循环。蒸汽通过套管的环空流回地面。这个过程在沥青油藏内是必要的，因为可以进入油井内的冷油将非常粘而且流动不好，可能阻塞井筒。蒸汽也通过注入井循环，也注入到注入井和水平井末端之间的区域内的油藏中，以在开始向油藏内注入氧化气体之前加热油并增加它的流动性。
前面提到的专利表明，通过连续的氧化气体注入，一准垂直的燃烧前缘形成并从水平井的井末端方向向井跟部横向移动。因此，相对于燃烧区的位置，形成了油藏的两个区域。朝向末端方向，是主要由氧化气体充满的石油枯竭区域，在另一边是包括冷油或沥青的油藏区域。在较高的氧化剂注入速度下，油藏压力升高，可以超过燃料沉积速度，因此包含剩余氧气的气体可以被推入石油枯竭区域内的水平井筒。油和氧气一起在井筒内的结果是引起燃烧，和当达到高温时，或许超过1000℃时，可能发生爆炸。这可以给井筒带来不能挽回的损失，包括挡砂筛管的失效。为了安全和连续采油作业，必须避免氧气的存在和井筒温度超过425℃。
几种阻止氧气进入生产井的方法是基于减少油藏和水平井筒之间的压差。这些是：1.为了减少油藏压力而降低氧化气体的注入速度，和2.为了增加井筒压力而降低流体减少速度。这两种方法都导致采油速度的下降，这在经济上是有害的。传统的观点也认为，直接向井筒内注入流体将增加井筒压力，但对开采速度非常有害。
因此，为了克服现有技术的缺点，并增加从地下油藏开采烃的安全性和生产能力，在第一概括性实施例的本发明中包括了从地下油藏开采液体烃的工艺，该工艺包括步骤：
(a)提供至少一个注入井，该注入井用于把氧化气体注入到地下油藏；
(b)提供至少一个生产井，该生产井具有大体上水平段和连接于所述水平段的大体上的垂直生产井，其中大体上的水平段向着注入井延伸，该水平段具有在它与垂直生产井的连接点附近的跟部部分和在水平段相对的端部的末端部分，其中末端部分比跟部部分更接近注入井；
(c)通过注入井注入氧化气体以进行就地燃烧，这样，产生了燃烧气体，其中燃烧气体作为大体上垂直于水平段的前缘在从所述水平段的末端部分到跟部部分的方向上逐步地前进，而且流体排进所述水平段内；
(d)在生产井内提供用于把蒸汽、水或非氧化气体注入所述生产井的所述水平段部分的管道；
(e)把从包括蒸汽、水或非氧化气体的介质组中选出的介质注入到所述管道内，这样所述介质通过所述管道运输到接近所述水平段部分的所述末端部分处；和
(f)在生产井的水平段内从所述生产井开采烃。
在本发明另外的概括性实施例中，本发明包括从地下油藏开采液体烃的工艺，该工艺包括步骤：
(a)提供至少一个注入井，该注入井用于把氧化气体注入到地下油藏的上面部分；
(b)提供至少一个注入井，该注入井用于把蒸汽、非氧化气体或随后将被加热成蒸汽的水注入到地下油藏的下面部分；
(c)提供至少一个生产井，该生产井具有大体上水平段和连接于所述水平段的大体上的垂直生产井，其中大体上的水平段向着注入井延伸，该水平段具有在它与垂直生产井的连接点附近的跟部部分和在水平段相对的端部的末端部分，其中末端部分比跟部部分更接近注入井；
(d)通过注入井注入氧化气体以进行就地燃烧，这样，产生了燃烧气体，其中燃烧气体作为大体上垂直于水平段的前缘在从所述水平段的末端部分到跟部部分的方向上逐步地前进，而且流体排进所述水平段内；
(e)把介质注入所述注入井，其中所述介质从包括蒸汽、水或非氧化气体的介质组中选出；和
(f)在生产井的水平段内从所述生产井开采烃。
在本发明另外的实施例中，本发明包括通过注入井向储层注入介质的上述步骤和通过管道将介质注入水平段内的步骤。因此，在这个另外的实施例中，本发明包括从地下油藏开采液体烃的方法，该方法包括步骤：
(a)提供至少一个注入井，该注入井用于把氧化气体注入到地下油藏的上面部分；
(b)提供至少一个注入井，该注入井用于把蒸汽、非氧化气体或随后将被加热成蒸汽的水注入到地下油藏的下面部分；
(c)提供至少一个生产井，该生产井具有大体上水平段和连接于所述水平段的大体上的垂直生产井，其中大体上的水平段向着注入井延伸，该水平段具有在它与垂直生产井的连接点附近的跟部部分和在水平段相对的端部的末端部分，其中末端部分比跟部部分更接近注入井；
(d)在生产井内提供用于把蒸汽、水或非氧化气体注入所述生产井的所述水平段部分的管道；
(e)通过注入井注入氧化气体以进行就地燃烧，这样，产生了燃烧气体，其中燃烧气体作为大体上垂直于水平段的前缘在从所述水平段的末端部分到跟部部分的方向上逐步地前进，而且流体排进所述水平段内；
(f)把介质注入所述注入井，其中所述介质从包括蒸汽、水或非氧化气体的介质组中选出；和
(g)在生产井的水平段内从所述生产井开采烃。
如果介质是蒸汽，它被通过注入井或生产井中的管道二者之一或全部注入到油藏/储层中，在这种状态下，通常压力在7000Kpa。
作为选择，当注入的介质是水，这样的方法计划当把水供给到油藏时，水被加热以变成蒸汽。当水通过注入井和/或生产井中的管道二者之一或全部到达储层时，水可以在这样的输送过程中、或一旦离开注入井和/或生产井的管道进入储层时立即被加热成蒸汽。
附图说明：
附图1是THAITM就地燃烧工艺的示意图，其中的标记如下：
标志A代表重油或沥青油藏的顶部层位，而B代表这样油藏/储层的底部层位。
C代表垂直井，D显示了诸如空气之类的氧化气体通常的注入点。
E代表了把蒸汽或非氧化气体注入到油藏的通常位置。这是本发明的一部分。
F代表了部分射孔的水平井套管。流体进入套管，通常由穿过布置在水平井跟部的另一个管道(未示出)的天然气气举直接运输到地面。
G代表了放置在水平段内的管道。管道的开口端可以位于套管端部附近，如图所示，或者其它地方。管道可以是容易在套管内重新定位的“挠性油管”。这是本发明的一部分。
要素E和G是本发明的部分，蒸汽或非氧化气体可以在E和/或G处注入。E可以是单独井的部分，或可以是用于注入氧化气体的同一井的部分。这些注入井可以是垂直的、倾斜的或水平井或其它，每一个可以供应几个水平井。
例如，使用如美国专利5,626,191和6,412,557描述的一排平行的水平段，蒸汽、水或非氧化气体可以在水平段末端附近的水平段之间任何位置注入。
附图2是用作模型的油藏示意图。该示意图没有按照比例绘制。只是显示了“对称单元”。水平段之间的全部间距是50米，但是只有半油藏需要在STARSTM计算机软件中定义。这节约了计算时间。对称单元的全部尺寸是：
长度A-E是250米；宽度A-F是25米；高度F-G是20米。
井的位置如下：
氧化气体注入井J被布置在第一网格内距角A50米(A-B)的B点。水平井K的末端在A到F之间的第一网格内，它沿着油藏的长度偏离注入井J15米(B-C)。水平井K的跟部位于D点，距油藏的角E50米。水平井K的水平部分长135米(C-D)，并布置在油藏底部之上2.5米(A-E)的第三网格内。
注入井J在两个(2)位置射孔。H处的射孔是氧化气体的注入点，而I处的射孔是蒸汽或非氧化气体的注入点。水平段(C-D)50％被射孔并且在末端附近具有管道开口(未显示，见图1)。
具体实施方式
THAITM工艺的操作已经在美国专利5,626,19和6,412,557中进行了描述，这里简单回顾一下。氧化气体，典型地是空气、氧气、或富氧空气，被注入到油藏的上面部分。以前放置的焦炭消耗掉了氧气，因此只有没有氧气的气体在焦炭区之前接触石油。典型地600℃以及高达1000℃的燃烧气体温度是由焦炭燃料的高温氧化实现的。在可动油区域(MOZ)，这些热的气体和蒸汽把油加热到超过400℃，部分地裂解了石油、气化了一些组分并大大降低了石油粘度。石油中最重的组分，例如沥青质，残存在岩石上，当后来燃烧前缘到达这个位置时，它将构成焦炭燃料。在MOZ，在重力和井的低压力沉降作用下，气体和石油向下排放到水平井内。焦炭和MOZ区域侧向上沿着从水平井末端到跟部的方向移动。燃烧前缘后面的区域被标记为已燃区域。MOZ之前的是冷油。
随着燃烧前缘的前进，油藏的已燃区域耗尽了液体(油和水)，充满了氧化气体。对着这个已燃区域的水平井部分具有接收到氧气的危险，氧气将燃烧井内出现的石油，并产生极端高的井筒温度，而极端高的井筒温度将损害钢质套管，尤其还会损害用于允许流体进入但是阻挡住砂子的防砂筛管。如果防砂筛管失效，松散的油藏砂子将进入井筒，这样必须关井以进行彻底清理并用水泥塞进行补救。由于井筒内可以具有爆炸程度的油和氧气，这种作业非常困难而且危险。
为了量化流体注入水平井筒内的效果，进行了大量的该工艺的计算机数值模拟。以各种速度按照两种方法把蒸汽注入到水平井内：1.通过放置在水平井内的管道，和2.通过在水平井末端周围油藏底部附近延伸的单独的井。这两种方法减少了氧气进入井筒内的偏好，但是带来了令人吃惊并违反直觉的好处：石油采收率增加了，焦炭在井筒内的堆积减少了。因此，可以在保持安全操作的同时，使用更高的氧化气体注入速度。
据发现，把蒸汽加到油藏的两种方法都通过降低氧气进入水平井筒的趋势、提供了涉及THAITM工艺安全性的优势。它也使以更高氧化气体向油藏注入速度和更高采收率变得可行。
为了评价通过注入蒸汽或非氧化气体而降低水平井筒内压力的后果，进行了大量的THAITM工艺的计算机模拟。软件是由加拿大Alberta，Calgary计算机模型组提供的STARSTM就地燃烧模拟器。
表4.列出模型参数。
模拟器：SARTSTM 2003.13，计算机模型组有限公司
模型尺寸：
长250米，100个网格，eac
宽25米，20个网格
高20米，20个网格
网格尺寸为：2.5米×2.5米×1.0米(LWH)
水平生产井：
一个不连续的井，其水平段长度为135米，从网格26，1，3延伸到80，1，3。水平段末端偏移垂直空气注入器15米。
垂直注入井：
氧化气体(空气)注入点：20，1，1∶4(向上4个网格)
氧化气体注入速度：65,000立方米/天，85000立方米/天或100000立方米/天
蒸气注入点：20，1，19∶20(向下2个网格)
岩石/流体参数：
组份：水，沥青，改质物(upgrade)，甲烷，二氧化碳，一氧化碳/氮气，氧气，焦炭
非均质性：均质砂岩
渗透率：6.7达西(h)，3.4达西(v)
孔隙度：33％
饱和度：沥青80％，水20％，气体摩尔分数0.114
沥青粘度：在10℃下340,000厘泊。
沥青平均摩尔重量：550AMU
改质物(upgrade)粘度：在10℃下664厘泊
改质物(upgrade)平均分子量：330AMU
物理条件：
油藏温度：20℃
天然油藏压力：2600kPa
井底压力：4000kPa
化学反应：
1.1.0沥青——>0.42改质物(upgrade)+1.3375甲烷+20焦炭
2.1.0沥青+16氧^0.05——>12.5水+5.0甲烷+9.5二氧化碳+0.5一氧化碳/氮气+15焦炭
3.1.0焦炭+1.225氧——>0.5水+0.95二氧化碳+0.05一氧化碳/氮气
实施例：
实施例1
表1a显示的是以65,000立方米/天(标准温度和压力下)的速度把空气注入到垂直注入器(图1中的E)的模拟结果。在油藏底部井J的I点处注入零蒸气的情况不是本发明的部分。在65,000立方米/天的空气注入速度下，即使没有蒸汽注入也没有氧气进入水平井筒内，最高井筒温度从没超过目标值425℃。
然而，正如可以从下面的数据看出来的，与直觉预期相反，以5到10立方米/天(水当量)的程度在油藏比较低的点(附图1中的E)低程度的蒸汽注入为提高采收率提供了大大的好处。在注入的介质是蒸汽时，下面的数据提供了这样蒸汽的水当量的体积，因为否则确定供应蒸汽的体积就它依赖于蒸汽形成时所处地层的压力而言是很困难。当然，当水注入地层，随后在它向着地层移动过程中变成蒸汽，产生蒸汽的数量简单地是下面给出的水当量，它典型地是大约所供应水的体积的1000x的数量级(依赖于压力)。
                     表1a空气速度65,000立方米/天-在油藏底部注入蒸汽
  蒸汽注入速度立方米/天(水当量)   井最高温度℃   井筒中最大焦炭％   井筒中最大氧气％   沥青采收率％OOIP   平均油产量立方米/天
 *0510   410407380   907976   000   35.138.043.1   28.329.029.8
                             *不是本发明的部分
实施例2
表1b显示的是通过末端附近的内部油管G把蒸汽注入水平井内、且同时以65,000立方米/天(标准温度和压力下)的速度把空气注入到油藏上部的结果。最高井筒温度与注入蒸汽数量成相对比例的降低了，而油的采收率相对于零蒸汽的基准情况增加了。另外，沉积在井筒内的焦炭的最大体积比随着注入蒸汽数量的增长而减少了。这是有益的，因为井筒内的压降将较低，与在水平井末端没有蒸汽注入的井相比，同样压降下流体将流动地更容易。
                表1b空气速度65,000立方米/天-在井管道中注入蒸汽
  蒸汽注入速度立方米/天(水当量)   井最高温度℃   井筒中最大焦炭％   井筒中最大氧气％   沥青采收率％OOIP   平均油产量立方米/天
 *0510   410366360   908045   000   35.143.443.4   28.630.029.8
                             *不是本发明的部分
实施例3
在这个实施例中，空气注入速度增加到85,000立方米/天(标准温度和压力下)，导致如表2a所示的氧气突进。对于零蒸汽注入的基准情况，在井筒中显示8.8％的氧气浓度。最高井筒温度达到1074℃，焦炭沉积降低了井筒渗透率的97％。同时通过垂直注入井C(见附图1)在油藏底部注入12立方米/天(水当量)蒸汽的作业提供了零氧气突进、可接受的焦炭和好的采油率的极好结果，
              表2a空气速度85,000立方米/天-在油藏底部注入蒸汽
  蒸汽注入速度立方米/天(水当量)   井最高温度℃   井筒中最大焦炭％   井筒中最大氧气％   沥青采收率％OOIP   平均油产量立方米/天
 *0512   1074518414   978043   8.800 36.1 33.4
                               *不是本发明的部分
实施例4
表2b显示的是85,000立方米/天(标准温度和压力下)的空气和同时通过内部管道G把蒸汽注入井筒内的燃烧性能。再次需要10立方米/天(水当量)的蒸汽，以防止氧气突进和可接受的最高井筒温度。
                 表2b空气速度85,000立方米/天-在井管道中注入蒸汽
  蒸汽注入速度立方米/天(水当量)   井最高温度℃   井筒中最大焦炭％   井筒中最大氧气％   沥青采收率OOIP   平均油产量立方米/大
 *0   1074   100   8.8
  510   500407   9645   1.80 37.3 33.2
                        *不是本发明的部分
实施例5
为了进一步测试高的空气注入速度的效果，以100,000立方米/天的空气注入进行几次运行。表3a中的结果表明，在向油藏底部(即在附图1中的垂直井C-ref中的位置B-E)同时注入蒸汽的同时，需要20立方米/天的蒸汽以阻止氧气突进入水平段，与以85,000立方米/天的空气注入时仅需要10立方米/天的蒸汽(水当量)形成对比。
             表3a空气速度100,000立方米/天-在油藏底部注入蒸汽
  蒸汽注入速度立方米/天(水当量)   井最高温度℃   井筒中最大焦炭％   井筒中最大氧气％   沥青采收率％OOIP   平均油产量立方米/天
 *051020   139811511071425   10010010078   10.47.26.00 34.5 35.6
                                        *不是本发明的部分
实施例6
表3b显示了向井管道G(参见附图1)注入蒸汽、并以100,000立方米/天向油藏内注入空气的结果。同样在油藏底部注入蒸汽，为了防止氧气进入水平段，需要蒸汽的速度是20立方米/天(水当量)。
                  表3b空气速度100,000立方米/天-在井管道中注入蒸汽
  蒸汽注入速度立方米/天   井最高温度   井筒中最大焦炭   井筒中最大氧气   沥青采收率   平均油产量
(水当量) ℃ ％ ％ ％OOIP   立方米/天
 *051020   1398997745425   10010010038   10.46.03.80 33.9 35.6
                                *不是本发明的部分
总结
对固定数量的蒸汽注入，平均每天石油采收率随着空气注入速度的增加而增加。这不是意料之外的，因为驱替流体的体积增加了。然而，开采石油的总量随着空气速度的增加而减少是令人惊讶的。这发生在空气注入周期的使用期限内(燃烧前缘到达水平井跟部的时间内)。
尽管描述了公开并阐述了本发明的优选实施例，应当理解，本发明不限于这些特定的实施例。现在对那些本领域技术人员而言可以进行多种变化和改变。对于发明的限定，参考所附的权利要求。
 权利要求书
(按照条约第19条的修改)
1.一种从地下油藏开采液体烃的工艺，包括步骤：
(a)提供至少一个注入井，该注入井用于把氧化气体注入到所述地下油藏；
(b)提供至少一个生产井，该生产井具有大体上水平段和连接于所述水平段的大体上的垂直生产井，其中所述大体上水平段向着所述注入井延伸，该水平段具有在它与所述垂直生产井的连接点附近的跟部部分和在所述水平段相对的端部的末端部分，其中所述末端部分比所述跟部部分更接近所述注入井；
(c)通过所述注入井注入氧化气体以进行就地燃烧，这样，产生了燃烧气体，使得所述燃烧气体作为大体上垂直于水平段的前缘在从所述水平段的末端部分到跟部部分的方向上逐步地前进，而且流体排进所述水平段内；
(d)在所述生产井里面的所述垂直段和所述水平段的至少一部分内提供管道，该管道用于把蒸汽、水或非氧化气体沿所述生产井的所述水平段注入到在水平距离上靠近形成的燃烧前缘的所述生产井的所述水平段部分；
(e)把从包括蒸汽、水或非氧化气体的介质组中选出的介质注入到所述管道内，这样所述介质通过所述管道运输到接近所述水平段部分的所述末端部分处；和
(f)在所述生产井的水平段里从所述生产井开采烃。
2.如权利要求1所述的工艺，其中所述介质是水，所述水在供给到所述油藏时被加热以变成蒸汽。
3.如权利要求1所述的工艺，其中所述注入井是垂直井、倾斜井或水平井。
4.如权利要求1所述的工艺，所述注入所述介质的步骤还用作把所述水平井加压到一定压力，以允许把所述介质注入到地下油藏中。
5.如权利要求1所述的工艺，其中把非氧化气体单独或与蒸汽或水一起注入到所述管道内。
6.如权利要求1所述的工艺，其中所述管道的开口端在所述水平部分末端附近，以便允许把蒸汽或加热的非氧化气体输送到所述末端。
7.如权利要求1或6所述的工艺，其中所述管道被部分拉回或以其他方式重新定位，以沿着所述水平段改变蒸汽、水或非氧化气体的注入点。
8.如权利要求1所述的工艺，其中蒸汽、水或一种或多种非氧化气体被连续地或周期性地注入。
9.一种从地下油藏开采液体烃的工艺，包括步骤：
(a)提供至少一个注入井，该注入井用于把氧化气体注入到地下油藏的上面部分；
(b)所述至少一个注入井还适于把蒸汽、非氧化气体或随后将被加热成蒸汽的水注入到地下油藏的下面部分；
(c)提供至少一个生产井，该生产井具有大体上水平段和连接于所述水平段的大体上的垂直生产井，其中所述大体上水平段向着注入井延伸，该水平段具有在它与所述垂直生产井的连接点附近的跟部部分和在所述水平段相对的端部的末端部分，其中所述末端部分比所述跟部部分更接近所述注入井；
(d)通过所述注入井注入氧化气体以进行就地燃烧，这样，产生了燃烧气体，其中所述燃烧气体作为大体上垂直于水平段的前缘在从所述水平段的末端部分到跟部部分的方向上逐步地前进，而且流体排进所述水平段内；
(e)把介质注入所述注入井，其中所述介质从包括蒸汽、水或非氧化气体的介质组中选出；和
(f)在所述生产井的水平段内从所述生产井开采烃。
10.一种从地下油藏开采液体烃的工艺，包括步骤：
(a)提供至少一个氧化气体注入井，用于把氧化气体注入到地下油藏的上面部分；
(b)提供至少一个其它注入井，用于把蒸汽、非氧化气体或随后将被加热成蒸汽的水注入到地下油藏的下面部分；
(c)提供至少一个生产井，该生产井具有大体上水平段和连接于所述水平段的大体上的垂直生产井，其中所述大体上水平段向着所述注入井延伸，该水平段具有在它与所述垂直生产井的连接点附近的跟部部分和在所述水平段相对的端部的末端部分，其中所述末端部分比所述跟部部分更接近所述氧化气体注入井；
(d)通过所述氧化注入井注入氧化气体以进行就地燃烧，这样，产生了燃烧气体，其中所述燃烧气体作为大体上垂直于水平段的前缘在从所述水平段的末端部分到跟部部分的方向上逐步地前进，而且流体排进所述水平段内；
(e)把介质注入所述其它注入井，其中所述介质从包括蒸汽、水或非氧化气体的介质组中选出；和
(g)在所述生产井的水平段内从所述生产井开采烃。
11.如权利要求9或10所述的工艺，其中所述介质是水，所述水随后被加热以变成蒸汽，所述蒸汽通过所述注入井的远端提供给地层的所述下面部分。
12.一种从地下油藏开采液体烃的方法，包括步骤：
(a)提供至少一个注入井，该注入井用于把氧化气体注入到地下油藏的上面部分；
(b)所述至少一个注入井还适于把蒸汽、非氧化气体或随后将被加热成蒸汽的水注入到地下油藏的下面部分；
(c)提供至少一个生产井，该生产井具有大体上水平段和连接于所述水平段的大体上的垂直生产井，其中所述大体上水平段向着所述注入井延伸，该水平段具有在它与所述垂直生产井的连接点附近的跟部部分和在所述水平段相对的端部的末端部分，其中所述末端部分比所述跟部部分更接近所述注入井；
(d)在所述生产井里面的所述垂直段和所述水平段的至少一部分内提供管道，该管道用于把蒸汽、水或非氧化气体注入所述生产井的所述水平段部分；
(e)通过所述注入井注入氧化气体以进行就地燃烧，这样，产生了燃烧气体，其中所述燃烧气体作为大体上垂直于水平段的前缘在从所述水平段的末端部分到跟部部分的方向上逐步地前进，而且流体排进所述水平段内；
(f)把介质注入所述注入井和所述管道内，其中所述介质从包括蒸汽、水或非氧化气体的介质组中选出；和
(g)在所述生产井的水平段内从所述生产井开采烃。
13.如权利要求12所述的方法，其中所述介质是水，所述水在供给到油藏时被加热以变成蒸汽。
14.如权利要求12所述的方法，其中所述注入井是垂直井、倾斜井或水平井。
15.一种从地下油藏开采液体烃的方法，包括步骤：
(a)提供至少一个注入井，该注入井用于把氧化气体注入到地下油藏的上面部分；
(b)提供至少一个其它注入井，用于把蒸汽、非氧化气体或随后将被加热成蒸汽的水注入到地下油藏的下面部分；
(c)提供至少一个生产井，该生产井具有大体上水平段和连接于所述水平段的大体上的垂直生产井，其中所述大体上水平段向着所述注入井延伸，该水平段具有在它与所述垂直生产井的连接点附近的跟部部分和在所述水平段相对的端部的末端部分，其中所述末端部分比所述跟部部分更接近所述注入井；
(d)在所述生产井里面的所述垂直段和所述水平段的至少一部分内提供管道，该管道用于把蒸汽、水或非氧化气体注入所述生产井的所述水平段部分；
(e)通过所述注入井注入氧化气体以进行就地燃烧，这样，产生了燃烧气体，其中所述燃烧气体作为大体上垂直于水平段的前缘在从所述水平段的末端部分到跟部部分的方向上逐步地前进，而且流体排进所述水平段内；
(f)把介质注入所述其它注入井和所述管道内，其中所述介质从包括蒸汽、水或非氧化气体的介质组中选出；和
(g)在所述生产井的水平段内从所述生产井开采烃。
16.如权利要求15所述的方法，其中所述介质是水，所述水在供给到油藏时被加热以变成蒸汽。
17.如权利要求15所述的方法，其中所述注入井是垂直井、倾斜井或水平井。

Claims (13)

1.一种从地下油藏开采液体烃的工艺，包括步骤：
(a)提供至少一个注入井，该注入井用于把氧化气体注入到所述地下油藏；
(b)提供至少一个生产井，该生产井具有大体上水平段和连接于所述水平段的大体上的垂直生产井，其中所述大体上水平段向着所述注入井延伸，该水平段具有在它与所述垂直生产井的连接点附近的跟部部分和在所述水平段相对的端部的末端部分，其中所述末端部分比所述跟部部分更接近所述注入井；
(c)通过所述注入井注入氧化气体以进行就地燃烧，这样，产生了燃烧气体，使得所述燃烧气体作为大体上垂直于所述水平段的前缘在从所述水平段的末端部分到跟部部分的方向上逐步地前进，而且流体排进所述水平段内；
(d)在所述生产井内提供用于把蒸汽、水或非氧化气体注入所述生产井的所述水平段部分的管道；
(e)把从包括蒸汽、水或非氧化气体的介质组中选出的介质注入到所述管道内，这样所述介质通过所述管道运输到接近所述水平段部分的所述末端部分处；和
(f)在所述生产井的水平段内从所述生产井开采烃。
2.如权利要求1所述的工艺，其中所述介质是水，所述水在供给到油藏时被加热以变成蒸汽。
3.如权利要求1所述的工艺，其中所述注入井是垂直井、倾斜井或水平井。
4.如权利要求1所述的工艺，还在所述生产井内提供管道，以输送所述蒸汽、水或非氧化气体，其中所述注入井内的所述管道具有水平段。
5.如权利要求1所述的工艺，其中把非氧化气体单独或与蒸汽或水一起注入到所述管道内。
6.如权利要求1所述的工艺，其中所述管道的开口端在水平部分的末端附近，以便允许把蒸汽或加热的非氧化气体输送到所述末端。
7.如权利要求1所述的工艺，其中所述管道被部分拉回或以其他方式重新定位，以沿着所述水平段改变蒸汽、水或非氧化气体的注入点。
8.如权利要求1所述的工艺，其中蒸汽、水或一种或多种非氧化气体被连续地或周期性地注入。
9.一种从地下油藏开采液体烃的工艺，包括步骤：
(a)提供至少一个注入井，该注入井用于把氧化气体注入到地下油藏的上面部分；
(b)提供至少一个注入井，该注入井用于把蒸汽、非氧化气体或随后将被加热成蒸汽的水注入到地下油藏的下面部分；
(c)提供至少一个生产井，该生产井具有大体上水平段和连接于所述水平段的大体上的垂直生产井，其中所述大体上水平段向着所述注入井延伸，该水平段具有在它与所述垂直生产井的连接点附近的跟部部分和在所述水平段相对的端部的末端部分，其中所述末端部分比所述跟部部分更接近所述注入井；
(d)通过所述注入井注入氧化气体以进行就地燃烧，这样，产生了燃烧气体，其中所述燃烧气体作为大体上垂直于水平段的前缘在从所述水平段的末端部分到跟部部分的方向上逐步地前进，而且流体排进所述水平段内；
(e)把介质注入所述注入井，其中所述介质从包括蒸汽、水或非氧化气体的介质组中选出；和
(f)在所述生产井的水平段内从所述生产井开采烃。
10.如权利要求10所述的工艺，其中所述介质是水，所述水随后被加热以变成蒸汽，所述蒸汽通过所述注入井的远端提供给地层的所述下面部分。
11.一种从地下油藏开采液体烃的方法，包括步骤：
(a)提供至少一个注入井，该注入井用于把氧化气体注入到地下油藏的上面部分；
(b)提供至少一个注入井，该注入井用于把蒸汽、非氧化气体或随后将被加热成蒸汽的水注入到地下油藏的下面部分；
(c)提供至少一个生产井，该生产井具有大体上水平段和连接于所述水平段的大体上的垂直生产井，其中所述大体上水平段向着所述注入井延伸，该水平段具有在它与所述垂直生产井的连接点附近的跟部部分和在所述水平段相对的端部的末端部分，其中所述末端部分比所述跟部部分更接近所述注入井；
(d)在所述生产井内提供用于把蒸汽、水或非氧化气体注入所述生产井的所述水平段部分的管道；
(e)通过所述注入井注入氧化气体以进行就地燃烧，这样，产生了燃烧气体，其中所述燃烧气体作为大体上垂直于水平段的前缘在从所述水平段的末端部分到跟部部分的方向上逐步地前进，而且流体排进所述水平段内；
(f)把介质注入所述注入井，其中所述介质从包括蒸汽、水或非氧化气体的介质组中选出；和
(g)在所述生产井的水平段内从所述生产井开采烃。
12.如权利要求12所述的方法，其中所述介质是水，所述水在供给到油藏时被加热以变成蒸汽。
13.如权利要求12所述的方法，其中所述注入井是垂直井、倾斜井或水平井。
CN2005800264916A 2004-06-07 2005-06-07 油田改进的就地燃烧工艺 Expired - Fee Related CN1993534B (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US57777904P 2004-06-07 2004-06-07
US60/577,779 2004-06-07
PCT/CA2005/000883 WO2005121504A1 (en) 2004-06-07 2005-06-07 Oilfield enhanced in situ combustion process

Related Child Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN2011100497275A Division CN102128020A (zh) 2004-06-07 2005-06-07 油田改进的就地燃烧工艺

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN1993534A true CN1993534A (zh) 2007-07-04
CN1993534B CN1993534B (zh) 2011-10-12

Family

ID=35503116

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN2005800264916A Expired - Fee Related CN1993534B (zh) 2004-06-07 2005-06-07 油田改进的就地燃烧工艺
CN2011100497275A Pending CN102128020A (zh) 2004-06-07 2005-06-07 油田改进的就地燃烧工艺

Family Applications After (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN2011100497275A Pending CN102128020A (zh) 2004-06-07 2005-06-07 油田改进的就地燃烧工艺

Country Status (16)

Country Link
US (2) US20080066907A1 (zh)
KR (1) KR20070043939A (zh)
CN (2) CN1993534B (zh)
AR (2) AR050826A1 (zh)
AU (1) AU2005252272B2 (zh)
BR (1) BRPI0511304A (zh)
CA (1) CA2569676C (zh)
CU (1) CU20060240A7 (zh)
EC (2) ECSP067085A (zh)
GB (1) GB2430954B (zh)
HK (1) HK1109438A1 (zh)
MX (1) MXPA06014207A (zh)
PE (1) PE20060517A1 (zh)
RO (1) RO123558B1 (zh)
RU (1) RU2360105C2 (zh)
WO (1) WO2005121504A1 (zh)

Cited By (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102046919A (zh) * 2008-04-18 2011-05-04 国际壳牌研究有限公司 处理含烃地层的方法
CN102137986A (zh) * 2008-02-13 2011-07-27 亚康科技股份有限公司 用于利用现场燃烧来进行碳氢化合物回收的改进方法
CN102257241B (zh) * 2008-10-17 2014-04-09 亚康科技股份有限公司 用于原位石油改质与回收的井衬管分段以及原位改质与回收的方法
CN103748316A (zh) * 2011-07-13 2014-04-23 尼克森能源无限责任公司 用蒸汽和氧气的原位燃烧和分别注入的烃采收
CN104594865A (zh) * 2014-11-25 2015-05-06 中国石油天然气股份有限公司 一种可控反向火烧油层开采稠油油藏的方法
US9644468B2 (en) 2011-10-21 2017-05-09 Nexen Energy Ulc Steam assisted gravity drainage processes with the addition of oxygen
US9803456B2 (en) 2011-07-13 2017-10-31 Nexen Energy Ulc SAGDOX geometry for impaired bitumen reservoirs
CN112196505A (zh) * 2020-09-04 2021-01-08 中国石油工程建设有限公司 一种油藏原位转化制氢系统及其制氢工艺

Families Citing this family (20)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7493952B2 (en) * 2004-06-07 2009-02-24 Archon Technologies Ltd. Oilfield enhanced in situ combustion process
CA2569676C (en) * 2004-06-07 2010-03-09 Archon Technologies Ltd. Oilfield enhanced in situ combustion process
CA2492306A1 (en) * 2005-01-13 2006-07-13 Encana In situ combustion following primary recovery processes utilizing horizontal well pairs in oil sands and heavy oil reservoirs
RU2406819C2 (ru) * 2006-02-27 2010-12-20 Арчон Текнолоджиз Лтд. Способ извлечения жидких углеводородов из подземного пласта (варианты)
US7740062B2 (en) 2008-01-30 2010-06-22 Alberta Research Council Inc. System and method for the recovery of hydrocarbons by in-situ combustion
US7841404B2 (en) 2008-02-13 2010-11-30 Archon Technologies Ltd. Modified process for hydrocarbon recovery using in situ combustion
US7793720B2 (en) * 2008-12-04 2010-09-14 Conocophillips Company Producer well lugging for in situ combustion processes
US8132620B2 (en) 2008-12-19 2012-03-13 Schlumberger Technology Corporation Triangle air injection and ignition extraction method and system
US8176980B2 (en) * 2009-02-06 2012-05-15 Fccl Partnership Method of gas-cap air injection for thermal oil recovery
CA2692885C (en) * 2009-02-19 2016-04-12 Conocophillips Company In situ combustion processes and configurations using injection and production wells
CA2709241C (en) * 2009-07-17 2015-11-10 Conocophillips Company In situ combustion with multiple staged producers
CA2678347C (en) * 2009-09-11 2010-09-21 Excelsior Energy Limited System and method for enhanced oil recovery from combustion overhead gravity drainage processes
CA2729218C (en) * 2010-01-29 2016-07-26 Conocophillips Company Processes of recovering reserves with steam and carbon dioxide injection
CA2698454C (en) * 2010-03-30 2011-11-29 Archon Technologies Ltd. Improved in-situ combustion recovery process using single horizontal well to produce oil and combustion gases to surface
WO2012119076A2 (en) * 2011-03-03 2012-09-07 Conocophillips Company In situ combustion following sagd
RU2547848C2 (ru) * 2013-01-16 2015-04-10 Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" Способ разработки нефтяных низкопроницаемых залежей
CN103089230B (zh) * 2013-01-24 2015-10-14 中国石油天然气股份有限公司 一种溶剂辅助火驱重力泄油开采油藏的方法
RU2570865C1 (ru) * 2014-08-21 2015-12-10 Евгений Николаевич Александров Система для повышения эффективности эрлифта при откачке из недр пластового флюида
CN106246148B (zh) * 2016-08-01 2019-01-18 中嵘能源科技集团有限公司 一种采用连续管向水平井注空气的采油方法
CN111197474B (zh) * 2018-11-19 2022-06-03 中国石油化工股份有限公司 模拟稠油热采流场变化实验装置

Family Cites Families (22)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3448807A (en) * 1967-12-08 1969-06-10 Shell Oil Co Process for the thermal recovery of hydrocarbons from an underground formation
US3542129A (en) * 1968-03-28 1970-11-24 Texaco Inc Oil recovery of high gravity crudes
US3502372A (en) * 1968-10-23 1970-03-24 Shell Oil Co Process of recovering oil and dawsonite from oil shale
US3565174A (en) * 1969-10-27 1971-02-23 Phillips Petroleum Co Method of in situ combustion with intermittent injection of volatile liquid
US3727686A (en) * 1971-03-15 1973-04-17 Shell Oil Co Oil recovery by overlying combustion and hot water drives
US3794113A (en) * 1972-11-13 1974-02-26 Mobil Oil Corp Combination in situ combustion displacement and steam stimulation of producing wells
US4059152A (en) * 1974-09-23 1977-11-22 Texaco Inc. Thermal recovery method
US4031956A (en) * 1976-02-12 1977-06-28 In Situ Technology, Inc. Method of recovering energy from subsurface petroleum reservoirs
US4274487A (en) * 1979-01-11 1981-06-23 Standard Oil Company (Indiana) Indirect thermal stimulation of production wells
CA1206411A (en) * 1981-09-18 1986-06-24 Guy Savard Oil recovery by in situ combustion
US4460044A (en) * 1982-08-31 1984-07-17 Chevron Research Company Advancing heated annulus steam drive
US4598772A (en) * 1983-12-28 1986-07-08 Mobil Oil Corporation Method for operating a production well in an oxygen driven in-situ combustion oil recovery process
US4566537A (en) * 1984-09-20 1986-01-28 Atlantic Richfield Co. Heavy oil recovery
US4669542A (en) * 1984-11-21 1987-06-02 Mobil Oil Corporation Simultaneous recovery of crude from multiple zones in a reservoir
US4649997A (en) * 1984-12-24 1987-03-17 Texaco Inc. Carbon dioxide injection with in situ combustion process for heavy oils
CA2058255C (en) * 1991-12-20 1997-02-11 Roland P. Leaute Recovery and upgrading of hydrocarbons utilizing in situ combustion and horizontal wells
CA2096034C (en) * 1993-05-07 1996-07-02 Kenneth Edwin Kisman Horizontal well gravity drainage combustion process for oil recovery
US5626191A (en) * 1995-06-23 1997-05-06 Petroleum Recovery Institute Oilfield in-situ combustion process
US6412557B1 (en) * 1997-12-11 2002-07-02 Alberta Research Council Inc. Oilfield in situ hydrocarbon upgrading process
US6918444B2 (en) * 2000-04-19 2005-07-19 Exxonmobil Upstream Research Company Method for production of hydrocarbons from organic-rich rock
CA2569676C (en) * 2004-06-07 2010-03-09 Archon Technologies Ltd. Oilfield enhanced in situ combustion process
US7493952B2 (en) * 2004-06-07 2009-02-24 Archon Technologies Ltd. Oilfield enhanced in situ combustion process

Cited By (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102137986A (zh) * 2008-02-13 2011-07-27 亚康科技股份有限公司 用于利用现场燃烧来进行碳氢化合物回收的改进方法
CN102137986B (zh) * 2008-02-13 2014-05-07 亚康科技股份有限公司 用于利用现场燃烧来进行碳氢化合物回收的改进方法
CN102046919A (zh) * 2008-04-18 2011-05-04 国际壳牌研究有限公司 处理含烃地层的方法
CN102257241B (zh) * 2008-10-17 2014-04-09 亚康科技股份有限公司 用于原位石油改质与回收的井衬管分段以及原位改质与回收的方法
CN103748316A (zh) * 2011-07-13 2014-04-23 尼克森能源无限责任公司 用蒸汽和氧气的原位燃烧和分别注入的烃采收
CN103748316B (zh) * 2011-07-13 2017-06-16 尼克森能源无限责任公司 用蒸汽和氧气的原位燃烧和分别注入的烃采收
US9803456B2 (en) 2011-07-13 2017-10-31 Nexen Energy Ulc SAGDOX geometry for impaired bitumen reservoirs
US9644468B2 (en) 2011-10-21 2017-05-09 Nexen Energy Ulc Steam assisted gravity drainage processes with the addition of oxygen
CN104594865A (zh) * 2014-11-25 2015-05-06 中国石油天然气股份有限公司 一种可控反向火烧油层开采稠油油藏的方法
CN104594865B (zh) * 2014-11-25 2017-05-10 中国石油天然气股份有限公司 一种可控反向火烧油层开采稠油油藏的方法
CN112196505A (zh) * 2020-09-04 2021-01-08 中国石油工程建设有限公司 一种油藏原位转化制氢系统及其制氢工艺

Also Published As

Publication number Publication date
RU2360105C2 (ru) 2009-06-27
AU2005252272B2 (en) 2009-08-06
AR050826A1 (es) 2006-11-29
MXPA06014207A (es) 2007-05-04
WO2005121504A1 (en) 2005-12-22
ECSP067085A (es) 2007-02-28
GB0624477D0 (en) 2007-01-17
CN102128020A (zh) 2011-07-20
CA2569676A1 (en) 2005-12-22
BRPI0511304A (pt) 2007-12-04
GB2430954A (en) 2007-04-11
RU2007100150A (ru) 2008-07-20
KR20070043939A (ko) 2007-04-26
CN1993534B (zh) 2011-10-12
HK1109438A1 (en) 2008-06-06
CA2569676C (en) 2010-03-09
US20080169096A1 (en) 2008-07-17
PE20060517A1 (es) 2006-06-18
ECSP088779A (es) 2008-11-27
US20080066907A1 (en) 2008-03-20
RO123558B1 (ro) 2013-08-30
AU2005252272A1 (en) 2005-12-22
GB2430954B (en) 2008-04-30
CU20060240A7 (es) 2012-06-21
US7493953B2 (en) 2009-02-24
AR088545A2 (es) 2014-06-18

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN1993534A (zh) 油田改进的就地燃烧工艺
CN101427005B (zh) 从地下油层中提取液态碳氢化合物的方法
CN103061731B (zh) 用蒸汽和二氧化碳采出粘性烃的方法
CN101427006B (zh) 从地下油层中提取液态碳氢化合物的方法
CN102747997B (zh) 稠油油藏蒸汽辅助重力泄油后期转火驱开采方法
RU2539048C2 (ru) Способ добычи нефти при помощи внутрипластового горения (варианты)
CN103758495A (zh) 用于提高烃类采收的方法
CA2766844C (en) Heating a hydrocarbon reservoir
CN1888382A (zh) 一种深层低渗透油层稀油火驱水平井注气水平井采油工艺技术
CA3022404C (en) Moving injection gravity drainage for heavy oil recovery
CN106437657A (zh) 一种利用流体对油页岩进行原位改造和开采的方法
CN103939072B (zh) 液氧强刺激点火空气驱高温裂解混相气体复合驱油技术
WO2012095473A2 (en) Process for the recovery of heavy oil and bitumen using in-situ combustion
CN209067172U (zh) 油气井生产作业平台及生产系统
Vikhman et al. High Rate Hybrid Fracturing in South-Priobskoe Field
Miller et al. Air Injection Recovery of Cold-Produced Heavy Oil Reservoirs
CN117569786A (zh) 一种富油煤层焦油循环式萃取-驱替系统

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
REG Reference to a national code

Ref country code: HK

Ref legal event code: DE

Ref document number: 1109438

Country of ref document: HK

C14 Grant of patent or utility model
GR01 Patent grant
REG Reference to a national code

Ref country code: HK

Ref legal event code: GR

Ref document number: 1109438

Country of ref document: HK

CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee

Granted publication date: 20111012

Termination date: 20150607

EXPY Termination of patent right or utility model