專利名稱：生產(chǎn)油和/或氣的系統(tǒng)和方法
技術(shù)領(lǐng)域：
本發(fā)明涉及生產(chǎn)油和/或氣的系統(tǒng)和方法。
背景技術(shù)：
強化油采收(EOR)可在世界范圍內(nèi)用來增加油田的油采收。存在三種主要類型的E0R,即熱、化學(xué)品/聚合物和氣體注入，它們可用來增加貯層的油采收，使之超過傳統(tǒng)方法可能達(dá)到的采油量，從而有可能延長油田壽命和提高油采收率。熱強化采收通過對貯層加熱來起作用。最廣泛應(yīng)用的形式為蒸汽驅(qū)，其降低了油的粘度從而油可流向生產(chǎn)井?；瘜W(xué)驅(qū)油通過降低截留殘油的毛細(xì)管力和/或降低油與水之間的界面張力而增加油采收。聚合物驅(qū)油提高注入水的驅(qū)掃效率。可混溶物注入通過產(chǎn)生比油本身更容易流向生產(chǎn)井的注入劑和油的混合物而起作用。 參考圖1，其中描述了現(xiàn)有技術(shù)的系統(tǒng)100。系統(tǒng)100包括地下地層102、地下地層104、地下地層106和地下地層108。在地面提供生產(chǎn)設(shè)施110。井112穿過地層102和104，和終止于地層106。部分地層106在114處表示。油和氣由地層部分114通過井112產(chǎn)生至生產(chǎn)設(shè)施110。氣體和液態(tài)相互之間分離，氣體貯存在氣體貯存設(shè)備116中和液體貯存在液體存貯設(shè)備118中。美國專利US 6，022，834公開了一種濃縮的表面活性劑配制劑和從地下油層采收殘油的方法，和更具體為一種堿性表面活性劑驅(qū)油方法，該方法可導(dǎo)致注入材料與殘油之間超低的界面張力，其中所述濃縮的表面活性劑配制劑在濃度高于、等于或低于其CMC濃度下供給，所述專利還提供了通過天然存在的有機酸性組分與注入的堿性材料之間的反應(yīng)原位形成表面活性材料，所述表面活性材料用來增加采油效率。美國專利US 6，022，834在此全文引入作為參考。美國專利US 5，068，043公開了一種用于從含酸性油的貯層采收油的含水堿驅(qū)方法，所述方法包括向注入的堿性水溶液中添加化學(xué)計量過量的堿性材料和一定種類和數(shù)量的預(yù)先形成的輔助表面活性劑材料，后者將增加所述溶液的鹽度，從而在與貯層內(nèi)的油接觸時，將形成鹽度要求能夠最小化其與油之間界面張力的表面活性劑體系。美國專利US5，068，043在此全文引入作為參考。公開于2009年8月6日的美國專利申請公開US 2009/0194276公開了確定表面活性劑微乳液體系最優(yōu)鹽度類型和最優(yōu)鹽度的系統(tǒng)和方法。表面活性劑/聚合物驅(qū)油的最優(yōu)鹽度類型和最優(yōu)鹽度由芯驅(qū)油實驗確定，從而多個多相流參數(shù)如影響油采收率的相對滲透性和相截留等將影響最優(yōu)鹽度類型和最優(yōu)鹽度的確定。所確定的最優(yōu)鹽度優(yōu)選對應(yīng)于最高的油采收率。美國專利申請公開US 2009/0194276在此全文引入作為參考。公開于2009年8月6日的美國專利申請公開US 2009/0194281公開了在由地層水后沖洗驅(qū)油的表面活性劑/聚合物驅(qū)油中導(dǎo)致最高油采收率的最優(yōu)鹽度曲線。由芯驅(qū)油實驗確定的最優(yōu)鹽度可以用于表面活性劑段塞。在向貯層注入表面活性劑段塞之前和之后立即注入緩沖段塞以保護(hù)表面活性劑段塞不發(fā)生劣化，其中所述緩沖段塞具有與表面活性劑段塞相同或大致相同的鹽度。較低的鹽度可以用于后沖洗驅(qū)油中，而地層水可以為任何鹽度。美國專利申請公開US2009/0194281在此全文引入作為參考。本領(lǐng)域中需要強化油采收的改進(jìn)系統(tǒng)和方法。本領(lǐng)域中還需要應(yīng)用堿性表面活性劑聚合物(ASP)驅(qū)油的改進(jìn)系統(tǒng)和方法，例如通過增加注入劑的粘度、降低注入劑與油之間的界面張力、利用注入劑和油形成乳液、和/或其它化學(xué)效應(yīng)進(jìn)行。本領(lǐng)域中還需要ASP驅(qū)油的改進(jìn)系統(tǒng)和方法。

發(fā)明內(nèi)容
在一個方面，本發(fā)明提供一種從地下地層生產(chǎn)油和/或氣的方法，所述方法包括在地下地層中定位合適的貯層；建立貯層模型；用實驗室數(shù)據(jù)填充模型；模擬貯層以確定基于所注入的流體和所產(chǎn)生的流體的流體置換；基于用模型進(jìn)行的一系列靈敏度分析確定用于待注入流體的最優(yōu)流體混合物；在地層中鉆探第一井；向第一井中注入最優(yōu)流體混合 物；在地層中鉆探弟_■井；和由弟_■井生廣油和/或氣。本發(fā)明的優(yōu)點包括如下一個或多個用ASP驅(qū)油強化地層烴采收的改進(jìn)系統(tǒng)和方法。用含ASP驅(qū)油的流體強化地層烴采收的改進(jìn)系統(tǒng)和方法。用于二次和/或三次烴采收的改進(jìn)組合物和/或技術(shù)。用于強化油采收的改進(jìn)系統(tǒng)和方法。應(yīng)用ASP驅(qū)油的強化油采收的改進(jìn)系統(tǒng)和方法。應(yīng)用與水相比具有增加的粘度和降低的界面張力的化合物的強化油采收的改進(jìn)系統(tǒng)和方法。


圖I描述了油和/或氣的生產(chǎn)系統(tǒng)。圖2a描述了井的分布。圖2b和2c描述了在強化油采收過程中圖2a的井的分布。圖3描述了油和/或氣生產(chǎn)系統(tǒng)。圖4描述井的分布。圖5描述了原油和鹽水的混合物。圖6描述了原油和鹽水的混合物。圖7描述了芯驅(qū)油實驗的結(jié)果。圖8描述了芯驅(qū)油實驗的結(jié)果。圖9描述了芯驅(qū)油實驗的結(jié)果。圖10描述了小試ASP驅(qū)油的模擬。圖11描述了表面活性劑的最優(yōu)鹽度與皂的最優(yōu)鹽度間的關(guān)系。圖12描述了以鹽度為基準(zhǔn)皂與表面活性劑的分配。圖13描述了井日志的結(jié)果。圖14描述了單井化學(xué)示蹤劑測試的油田數(shù)據(jù)。圖15描述了單井化學(xué)示蹤劑測試的油田數(shù)據(jù)。
圖16描述了小試ASP驅(qū)油的模擬。
具體實施例方式附圖2a :下面參考附圖2a，其中描述了在一些實施方案中的井陣列200。陣列200包括井組202 (由橫線表示)和井組204 (由斜線表示)。陣列200定義了由矩形封閉的開采區(qū)。陣列200定義了系統(tǒng)的內(nèi)部。在陣列200外部可以設(shè)置多個封堵井250。井組202中的每個井與井組202中的相鄰井具有水平距離230。井組202中的每個井與井組202中的相鄰井具有垂直距離232。
井組204中的每個井與井組204中的相鄰井具有水平距離236。井組204中的每個井與井組204中的相鄰井具有垂直距離238。正如圖2a所示，水平距離230和水平距離236均指紙上從左至右的距離，而垂直距離232和垂直距離238均指紙上從上至下的距離。實際上，陣列可以由垂直于地表的垂直井、平行于地表的水平井、或相對于地表以一些其它角度例如30-60度傾斜的井組成。井組202中的每個井與井組204中的相鄰井之間的距離為234。井組204中的每個井與井組202中的相鄰井之間的距離為234。在一些實施方案中，井組202中的每個井被井組204中的四個井所包圍。在一些實施方案中，井組204中的每個井被井組202中的四個井所包圍。在一些實施方案中，水平距離230為約25-1000米，或約30-500米，或約35-250米，或約40-100米，或約45-75米，或約50-60米。在一些實施方案中，垂直距離232為約25-1000米，或約30-500米，或約35-250米，或約40-100米，或約45-75米，或約50-60米。在一些實施方案中，水平距離236為約25-1000米，或約30-500米，或約35-250米，或約40-100米，或約45-75米，或約50-60米。在一些實施方案中，垂直距離238為約25-1000米，或約30-500米，或約35-250米，或約40-100米，或約45-75米，或約50-60米。在一些實施方案中，距離234為約15-750米，或約20-500米，或約25-250米，或約30-100米，或約35-75米，或約40-50米。在一些實施方案中，井陣列200可以具有約10-1000 口井，例如在井組202中有約5-500 口井，和在井組204中有約5-500 口井。任選地，可以提供約2-1000 口封堵井250，例如約5-500 口，或約10-200 口。在一些實施方案中，井陣列200被看作是在一塊土地上間隔的垂直井的井組202和井組204的俯視圖。在一些實施方案中，井陣列200被看作是地層內(nèi)間隔的水平井的井組202和井組204的剖面?zhèn)纫晥D。用井陣列200從地下地層采收油和/或氣可以通過任何已知的方法來完成。合適的方法包括水下開采、地面開采、一次、二次或三次開采。對于用于從地下地層采收油和/或氣的方法的選擇并不關(guān)鍵。在一些實施方案中，用封堵井250封堵油和/或氣和/或強化油采收試劑可以通過任何已知的方法來實現(xiàn)。合適的方法包括向封堵井250中泵送水、蒸汽、所產(chǎn)生的原生水、海水、二氧化碳、天然氣或其它氣態(tài)或液態(tài)烴、氮氣、空氣、鹽水或其它液體或氣體。在另一個實施方案中，封堵井250可以用來形成凍結(jié)壁障。在美國專利US7，225，866中公開了一種合適的凍結(jié)壁障，該專利在此全文引入作為參考。對于用封堵井250封堵油和/或氣和/或強化油采收試劑所使用的方法的選擇并不關(guān)鍵。在一些實施方案中，油和/或氣可以從地層采收入井中，并流過井和流動管線進(jìn)入設(shè)施內(nèi)。在一些實施方案中，利用ASP混合物例如水、堿、表面活性劑和聚合物的混合物的強化油采收可用于增強油和/或氣從地層中的流動。附圖2b :下面參考附圖2b，其中描述了在一些實施方案中的井陣列200。陣列200包括井組202 (用橫線表示)和井組204 (由斜線表示)。圍繞井陣列200提供任選的封堵井250。
在一些實施方案中，向井組204中注入ASP混合物，和從井組202中采收油。如圖所示，ASP混合物具有注入曲線208，而在井組202中產(chǎn)生油采收曲線206。在一些實施方案中，向封堵井250中注入封堵試劑。如圖所示，封堵試劑具有圍繞每一個封堵井250的注入曲線。封堵試劑可用于驅(qū)使ASP混合物和/或油和/或氣進(jìn)入產(chǎn)出井組202。在一些實施方案中，ASP混合物注入井組202中，和由井組204采收油。如圖所示，ASP混合物具有注入曲線206，而油采收曲線208產(chǎn)生至井組204。在一些實施方案中，封堵試劑注入封堵井250中。如圖所示，封堵試劑具有圍繞每一個封堵井250的注入曲線。封堵試劑可用于驅(qū)使ASP混合物和/或油和/或氣進(jìn)入產(chǎn)出井組204。在一些實施方案中，井組202可用來注入ASP混合物，和井組204可用來在第一時間段內(nèi)由地層生產(chǎn)油和/或氣；然后井組204可用來注入ASP混合物，和井組202可用來在第二時間段內(nèi)由地層生產(chǎn)油和/或氣，而第一和第二時間段形成一個周期。在一些實施方案中，ASP混合物或包含ASP混合物的混合物可以在周期開始時注入，和在周期結(jié)束時可以注入任選添加有聚合物的水以推動ASP混合物進(jìn)入生產(chǎn)井。在一些實施方案中，周期開始階段可以為周期的初始10-約80%，或周期的初始20-約60%，周期的初始25-約40%，而周期結(jié)束時段為周期的剩余部分。在一些實施方案中，任選添加有聚合物的水可以被用作封堵試劑并注入到封堵井250 中。在一些實施方案中，注入到地層的ASP混合物可以從采出的油和/或氣中回收,并且重新注入到地層中。在一些實施方案中，在注入任何強化油采收試劑之前在地層中存在的油的粘度為至少約5厘泊，或至少約10厘泊，或至少約25厘泊，或至少約50厘泊，或至少約75厘泊，或至少約90厘泊。在一些實施方案中，在注入任何強化油采收試劑之前在地層中存在的油的粘度為至多約125厘泊，或至多約200厘泊，或至多約500厘泊，或至多約1000厘泊。附圖2c :下面參考附圖2c，其中描述了在一些實施方案中的井陣列200。陣列200包括井組202 (用橫線表示)和井組204 (用斜線表示)。封堵井250位于陣列200的外部以形成圍繞陣列200的周邊。在一些實施方案中，向井組204中注入ASP混合物，和從井組202中采收油。如圖所示，ASP混合物的注入曲線208與油采收曲線206具有重疊210，而油采收曲線206產(chǎn)生至井組202。在一些實施方案中，向封堵井250中注入封堵試劑。如圖所示，封堵試劑具有圍繞每一個封堵井250的注入曲線。封堵試劑可用于驅(qū)使ASP混合物和/或油和/或氣進(jìn)入產(chǎn)出井組202。經(jīng)過足夠的時間段后，封堵試劑注入曲線可以與注入曲線208和油采收曲線206中的一個或多個重疊，從而強化油采收試劑被封堵在陣列200內(nèi)；和/或使油和/或氣封堵在陣列200內(nèi)；和/或使封堵試劑產(chǎn)出至井組202。在一些實施方案中，向井組202中注入ASP混合物，和從井組204中采收油。如圖所示，ASP混合物的注入曲線206與油采收曲線208具有重疊210，而油采收曲線208產(chǎn)生至井組204。在一些實施方案中，向封堵井250中注入封堵試劑。如圖所示，封堵試劑具有圍繞每一個封堵井250的注入曲線。封堵試劑可用于驅(qū)使ASP混合物和/或油和/或氣進(jìn)入產(chǎn)出井組204。經(jīng)過足夠的時間段后，封堵試劑注入曲線可以與注入曲線208和油采收曲線206中的一個或多個重疊，從而強化油采收試劑被封堵在陣列200內(nèi)；和/或使油和/或氣封堵在陣列200內(nèi)；和/或使封堵試劑產(chǎn)出至井組204。
釋放至少一部分ASP混合物和/或其它液體和/或氣體可以通過任何已知的方法來實現(xiàn)。一種合適的方法為向第一井中注入ASP混合物，和通過第二井與所述氣體和/或液體一起泵送出至少一部分ASP混合物。對于用來注入至少一部分ASP混合物和/或其它液體和/或氣體的方法的選擇并不關(guān)鍵。在一些實施方案中，可以在高達(dá)地層壓裂壓力的壓力下將ASP混合物和/或其它液體和/或氣體泵送入地層。在一些實施方案中，ASP混合物可以與地層中的油和/或氣混合以形成可由井采收的混合物。在一些實施方案中，可以將一定量的ASP混合物注入井中，隨后注入另一組分以驅(qū)使ASP混合物穿過地層。例如，為液態(tài)或氣態(tài)形式的水、含有溶解的聚合物以增加其粘度的水、二氧化碳、其它氣體、其它液體和/或它們的混合物可用來驅(qū)使ASP混合物穿過地層。在一些實施方案中，可以注入約0. I-5孔體積的ASP混合物，例如可以注入約0. 2-2孔體積、或約0. 3-1孔體積的ASP混合物。ASP混合物注入后可以接著注入約2_10孔體積的聚合物水混合物，例如約3-8孔體積的聚合物水混合物。聚合物水混合物注入后可以接著注入約1-10孔體積的水。附圖3:下面參考附圖3，其中描述了在本發(fā)明的一些實施方案中的系統(tǒng)400。系統(tǒng)400包括地下地層402、地層404、地層406和地層408。在地面上提供生產(chǎn)設(shè)施410。井412穿過地層402和404，并且在地層406處有開孔。部分地層414可以任選壓裂和/或開孔。當(dāng)油和氣由地層406產(chǎn)出時，它們進(jìn)入部分414并沿井412上行進(jìn)入生產(chǎn)設(shè)施410?？梢詫怏w和液體分離，和可以將氣體送至氣體貯存設(shè)備416中，和將液體送至液體貯存設(shè)備418中。生產(chǎn)設(shè)施410能夠混合、產(chǎn)生和/或貯存ASP混合物，ASP混合物可以在生產(chǎn)/貯存設(shè)備430中產(chǎn)生和貯存。ASP混合物向下泵入井432，至地層406的部分434。ASP混合物穿過地層406以輔助生產(chǎn)油和氣，然后ASP混合物、油和/或氣可以全部產(chǎn)出至井412，到達(dá)生產(chǎn)設(shè)施410。然后ASP混合物可以循環(huán)，例如通過應(yīng)用油-水重力分離器、離心機、破乳劑、沸騰、冷凝、過濾和現(xiàn)有技術(shù)中已知的其它分離方法，然后將ASP混合物重新注入井432中?？梢蕴峁в凶⑷霗C構(gòu)452的封堵井450和帶有注入機構(gòu)462的封堵井460，以在封堵井450和封堵井460之間封堵ASP混合物。注入機構(gòu)452和462可用來注入封堵試劑，如產(chǎn)生凍結(jié)壁的冷凍劑、或液體或氣體如水、與增粘劑混合的水、與堿混合的水、與表面活性劑混合的水、二氧化碳、天然氣、其它C1-C15烴、氮氣或空氣、或它們的混合物。在一些實施方案中，一定量的ASP混合物或與其它組分混合的ASP混合物可以注入到井432中，接著注入另一種組分以驅(qū)使ASP混合物或與其它組分混合的ASP混合物穿過地層406，例如氣態(tài)或液態(tài)的水、與一種或多種鹽、聚合物、堿和/或表面活性劑混合的水；二氧化碳；其它氣體；其它液體；和/或它們的混合物。在一個實施方案中，可以將約0. 1-2例如約0. 25-1孔體積的ASP混合物注入井432中。然后將約0. 5-10例如約1-5孔體積的粘度約為ASP混合物粘度25%以內(nèi)如約10% 以內(nèi)的聚合物-水混合物注入井432中。然后將約1-10孔體積的水注入井432。在一些實施方案中，生產(chǎn)油和/或氣的井412為井組202中井的代表，和用于注入ASP混合物的井432是井組204中井的代表。在一些實施方案中，生產(chǎn)油和/或氣的井412是井組204中井的代表，和用于注入ASP混合物的井432是井組202中井的代表。附圖4:附圖4描述了設(shè)計ASP驅(qū)的方法500。方法500包括確定表面活性劑502的最優(yōu)鹽度、確定皂504的最優(yōu)鹽度、確定由于添加了聚合物506的混合物粘度、為ASP驅(qū)建立包括地層、化學(xué)品和油特性的模型508、關(guān)聯(lián)模型與已知數(shù)據(jù)510、和應(yīng)用模型設(shè)計ASP驅(qū)512。對于每一步的進(jìn)一步細(xì)節(jié)描述如下。ASP方法是兩種較早的化學(xué)驅(qū)油技術(shù)即表面活性劑-聚合物驅(qū)和堿驅(qū)的組合。在這些方法中，所注入的化學(xué)品的任務(wù)是雙重的首先，降低油水之間的界面張力以釋放被毛細(xì)管力截留的油；和其次，當(dāng)必要時，通過加入聚合物增加水的粘度而穩(wěn)定所述置換。在表面活性劑-聚合物驅(qū)的情況下，界面張力的降低通過注入表面活性劑來實現(xiàn)。而在堿驅(qū)的情況下，堿(例如NaOH或Na2CO3提高了鹽水的pH值,這反過來會造成原油載帶的油酸阜化，從而原位產(chǎn)生通常稱為“皂”的天然表面活性劑。雖然注入的表面活性劑(在下文中簡稱為"表面活性劑〃)與原位產(chǎn)生的表面活性劑(稱為"皂")在化學(xué)上明顯不同，但它們具有統(tǒng)一的性能，即它們界面活性取決于環(huán)境如鹽度。除了恒定的外部條件，存在最優(yōu)的鹽水鹽度，在該最優(yōu)鹽水鹽度下表面活性劑或皂最大程度地降低了油-水界面張力。在較低鹽度("低于最優(yōu)狀態(tài)")或在較高鹽度("高于最優(yōu)狀態(tài)")下，界面張力的降低較小。在低于最優(yōu)狀態(tài)下，表面活性劑和皂有利于分配入鹽水相；在高于最優(yōu)狀態(tài)下，它們有利于分配入油相；只有在接近它們各自的最優(yōu)鹽度時，它們才能產(chǎn)生第三個單獨的“微乳相”，該相與油相和水相之間均表現(xiàn)出極低的界面張力。最優(yōu)鹽度對于表面活性劑來說是特定的；皂的最優(yōu)鹽度通常明顯要低于典型的注入表面活性劑?？梢栽O(shè)計ASP混合物使得化學(xué)段塞的最優(yōu)鹽度接近或等于注入水的實際鹽水鹽度，從而實現(xiàn)低的油-水界面張力。高或低的鹽度將使得表面活性劑或皂不能有效地被推動進(jìn)入生產(chǎn)井(低于最優(yōu)情況)或被分配進(jìn)入固定的油中，即被保留在油中，因此被損失掉(聞于最優(yōu)情況)。ASP混合物可以包括作為一個段塞一起注入的堿、表面活性劑和聚合物。在該段塞中，堿和表面活性劑通常以(稍微)不同的速度移動表面活性劑分配入任何殘余油中和進(jìn)行基質(zhì)吸附，而堿通過皂化、碳酸鹽沉淀和可能與基質(zhì)交換反應(yīng)而被消耗。在注入后，ASP段塞的相行為低于或接近最優(yōu)狀態(tài)。然后，在堿與原油接觸后，皂化過程降低了產(chǎn)皂區(qū)域的最優(yōu)鹽度，從而使局部的相行為變化為高于最優(yōu)狀態(tài)。結(jié)果建立了最優(yōu)鹽度在化學(xué)段塞前端高于最優(yōu)至化學(xué)段塞后端低于最優(yōu)的梯度，該梯度限制了化學(xué)段塞并限制了分散稀釋。這種固有梯度可以通過貯層擴(kuò)展，從而在原則上通過貯層移動最優(yōu)界面活性區(qū)，導(dǎo)致沒有油剩下。確定表面活性劑相的最優(yōu)鹽度為了確定表面活性劑的化學(xué)相行為，可以應(yīng)用具有不同堿和氯化納濃度的一系列樣品，例如試管。一個這樣的例子處于零堿濃度，如附圖5所示由該樣品可以推斷出純表面活性劑溶液的最優(yōu)鹽度?？梢酝茢喈a(chǎn)生單獨乳液相的試管處于或接近最優(yōu)鹽度，從而界面張力的降低為最大值。確定阜相的最優(yōu)鹽度為了確定皂的化學(xué)相行為，基本按照與確定表面活性劑相同的程序，只是有點復(fù)雜。皂是堿或更具體的氫氧化物與油酸的反應(yīng)產(chǎn)品。因而，所產(chǎn)生皂量取決于加入到鹽水中的堿量。但加入堿還增加鹽度，因此不能研究與高皂濃度組合的低鹽度下的行為。應(yīng)用碳酸鈉作堿時，控制皂化的平衡反應(yīng)的最簡單形式為含水反應(yīng)Na2CO3 — 2Na++C032 (式 I)
_] CO,1" + HaO 分 HCO/' + Or (式 2)和皂化反應(yīng)HA0+ OH鈴A" + fcO (式3)在式3中，HA。代表油載酸，A—代表皂。由于HAjOIT分別存在于油和水中，據(jù)理解后一反應(yīng)在油和水的界面處發(fā)生。決定于油的“總酸值”(TAN)即測量油中酸的摩爾濃度的量，需要不同量的堿實現(xiàn)完全皂化。比較碳酸鹽和酸的摩爾濃度可以表明在給定的油和鹽水混合物中是否發(fā)生了明顯程度的皂化。確定聚合物溶液的粘度為了確定聚合物溶液的粘度，可以使具有不同鹽度的樣品具有添加于其中的給定體積的聚合物，和然后確定樣品的粘度。通常，增加鹽度將會導(dǎo)致較低粘度，而增加聚合物的體積將會導(dǎo)致較高粘度。在一個實施方案中，ASP混合物的流度比與地層中的油匹配。通常，ASP混合物和油的流度比是粘度的函數(shù)。因此，向ASP混合物中加入聚合物直到該混合物的粘度與油類似。在一個實施方案中，ASP混合物的粘度值在油粘度值的50%以內(nèi)，例如在20%以內(nèi)或在10%以內(nèi)。建立模型簡而言之，模型為ASP方法的兩相(水和油)多組分(表面活性劑、酸、皂、聚合物、含水化學(xué)品)的描述，包括鹽水化學(xué)、化學(xué)品的組成依賴分配、吸附和粘度調(diào)整。
模型包括兩個液相(水和油)和一個固定的固相，其中表面活性劑和阜依據(jù)鹽度與最優(yōu)鹽度的比在兩個液相之間分配。上面討論的ASP混合物的一個中心特征在于由高于最優(yōu)行為(富皂區(qū))轉(zhuǎn)換為低于最優(yōu)行為(富表面活性劑區(qū))。由于在貯層內(nèi)給定位置處皂與表面活性劑濃度比發(fā)生變化，因此必須為最優(yōu)鹽度。表面活性劑和皂各自的最優(yōu)鹽度作為可以通過實驗確定的輸入?yún)?shù)。表面活性劑和皂均允許作為局部化學(xué)品濃度(相組成)的函數(shù)在水和油之間分配。這種分配決定了表面活性劑和皂的流動。分配模型的基礎(chǔ)是隨著局部組成分別為低于最優(yōu)或高于最優(yōu)表面活性劑和皂強烈分配入水或油中的定性觀察。但在最優(yōu)鹽度處，表面活性劑和皂以等份分配入水和油中。由于ASP驅(qū)可能領(lǐng)先表面活性帶高于最優(yōu)及在所述帶內(nèi)低于最優(yōu)，分配系數(shù)的真實性質(zhì)可能不太相關(guān)。 在模型中提供了界面張力關(guān)聯(lián)。該關(guān)聯(lián)假定在最優(yōu)鹽度處獲得用戶定義的最小界面張力。另外，在高的皂與表面活性劑濃度比處，由于皂而建立了最小界面張力。最后，如果總表面活性劑濃度(即表面活性劑和皂濃度的總和)為或高于臨界膠束濃度，則只能實現(xiàn)最小界面張力。當(dāng)皂和表面活性劑的總濃度降低時，界面張力逐漸接近未調(diào)整的油-水值。該模型具有粘度模型，其中考慮了粘度對水中聚合物質(zhì)量分?jǐn)?shù)和有效鹽度的依賴。皂化程度取決于局部堿濃度。因此，跟蹤該濃度以及影響皂產(chǎn)生的酸和其它組分的濃度是ASP模型的特征。為了避免模擬時間過長，反應(yīng)物的個數(shù)可以盡可能少，包括前面所描述的皂化方程式。ASP驅(qū)油和ASP模型的復(fù)雜性以及必要的模型簡化要求模型產(chǎn)生的預(yù)測有效。為此，可以進(jìn)行詳細(xì)的一維模擬，并將所得的化學(xué)品和生產(chǎn)曲線與其它模型或其它已知數(shù)據(jù)進(jìn)行比較。隨后，實驗的ASP芯驅(qū)數(shù)據(jù)可以與歷史數(shù)據(jù)匹配，以使模型與所述芯驅(qū)產(chǎn)生的數(shù)據(jù)關(guān)聯(lián)。然后應(yīng)用現(xiàn)場實驗和由貯層獲得的工業(yè)規(guī)模數(shù)據(jù)進(jìn)一步改進(jìn)該模型。設(shè)計ASP混合物一旦已經(jīng)成功地設(shè)計了模型并針對給定的油田或地層設(shè)置了參數(shù)，則該模型可用來確定ASP混合物的組分。在給定的多個參數(shù)和復(fù)合化學(xué)的復(fù)雜性下，一個合適的起始點可能是前面應(yīng)用的ASP混合物化學(xué)，或者應(yīng)用上面討論的由實驗室實驗確定的最優(yōu)混合物化學(xué)。由此，混合物的鹽度可能發(fā)生改變，同時表面活性劑的濃度、聚合物的濃度以及堿的濃度均可能發(fā)生改變。模型可能需要借助附加的實驗室測試和實驗進(jìn)行進(jìn)一步標(biāo)定，從而適當(dāng)?shù)啬M變化的鹽度、表面活性劑濃度、聚合物濃度和/或堿濃度。在一個實施方案中，可以首先完成表面活性劑濃度的靈敏度分析以實現(xiàn)最優(yōu)表面活性劑濃度，隨后對堿進(jìn)行相同的分析，然后再對聚合物進(jìn)行分析。但順序并不關(guān)鍵。通常，增加的油采收與獲得最優(yōu)混合物的化學(xué)品的成本相比。替代方案在一些實施方案中，所產(chǎn)生的油和/或氣可以輸送至煉廠和/或處理設(shè)備中?？梢蕴幚碛秃?或氣以生產(chǎn)工業(yè)產(chǎn)品如運輸燃料如汽油和柴油、加熱用油、潤滑劑、化學(xué)品和/或聚合物。處理可以包括精餾和/或分餾所述油和/或氣以產(chǎn)生一個或多個餾分油餾分。在一些實施方案中，油和/或氣和/或一個或多個餾分油餾分可以經(jīng)歷如下一種或多種方法催化裂化、加氫裂化、加氫處理、焦化、熱裂化、蒸餾、重整、聚合、異構(gòu)化、烷基化、共混和脫蠟。實施例從設(shè)計合適的ASP配制劑到油田實際小試這一路線用于評價和驗證在大型砂巖貯層中ASP項目的可行性。實驗室工作和模型標(biāo)定需要一套實驗室實驗來量化ASP配制劑的行為。開始時，單獨分析表面活性劑混合物的相行為和聚合物粘度行為。隨后，將這兩者在芯驅(qū)油實驗中組合以研究給定組合的油采收，并標(biāo)定流動模擬用于隨后預(yù)測。相行為實驗 為了這一目的，可以認(rèn)為表面活性劑混合物由兩種獨立的物質(zhì)組成所生產(chǎn)的注入表面活性劑和原位產(chǎn)生的石油皂。雖然從原則上講這兩者具有明顯不同的分子結(jié)構(gòu)，但它們均具有降低原油和鹽水之間界面張力的能力(雖然在不同的鹽水鹽度下)，假定所有其它熱力學(xué)性質(zhì)由貯層決定。給定表面活性劑達(dá)到最低界面張力時的鹽度稱為它的最優(yōu)鹽度。低的界面張力促進(jìn)油-鹽水乳液相的產(chǎn)生，而這反過來又可用作達(dá)到最優(yōu)鹽度的證據(jù)。與界面活性一起，表面活性劑在油、鹽水和乳液相間的分配取決于鹽度在最優(yōu)鹽度下，表面活性劑分配入乳液相；在低于最優(yōu)鹽度(低于最優(yōu)情況)的鹽度下，表面活性劑主要分配入鹽水；在高于最優(yōu)鹽度(高于最優(yōu)情況)的鹽度下，表面活性劑主要分配入油中。石油皂源于天然存在的石油酸，它們通過加入堿如氫氧化鈉或碳酸鈉提高鹽水的堿度(PH)而被皂化。但這種有意皂化與無意的鹽度升高(鈉濃度)結(jié)合起來有可能使產(chǎn)生的石油皂的環(huán)境高于最優(yōu)，即在降低油-水界面張力方面不夠有效。這種相互依賴意味著簡單的堿驅(qū)可能很難控制。另一方面，生產(chǎn)的表面活性劑可以針對所需要的最優(yōu)鹽度進(jìn)行調(diào)節(jié)。雖然源于工業(yè)化學(xué)合成，但這些分子明顯比石油皂成本更高，因為后者只需要注入堿的成本。另外，生產(chǎn)的表面活性劑的主要損失機理是吸附到貯層巖石上。已知具有不同最優(yōu)鹽度的表面活性劑混合物表現(xiàn)出組合的最優(yōu)鹽度，該組合的最優(yōu)鹽度遵循簡單的濃度決定的混合原則。利用這種額外的自由度，可以設(shè)計ASP配制劑，這種設(shè)計利用石油皂的潛能(如果存在的話)，同時通過選擇生產(chǎn)的表面活性劑來保證最優(yōu)相行為。作為附加的好處，堿的存在降低了生產(chǎn)的表面活性劑被吸附的傾向，從而降低了該貴重組分的需要量。單獨的石油皂的最優(yōu)鹽度行為可以由試管實驗確定，其中油和鹽水以不同比例混合，和隨后堿以變化的濃度加入。一套這樣的試管在圖5中給出，由其可以推斷出特定原油的石油皂的最優(yōu)鹽度為約0. 22mol/l Na+。對于針對這種特定原油所選擇的生產(chǎn)的表面活性劑混合物進(jìn)行獨立但類似的分析，結(jié)果數(shù)值為0.76mol/l Na+。圖6給出了按體積比50/50應(yīng)用油和鹽水進(jìn)行的堿掃描。鹽水包含0. 3被％的生產(chǎn)的表面活性劑混合物?；谠?.25wt%Na2C03&度下存在大的乳液相，可以推斷表面活性劑和石油皂的組合的最優(yōu)鹽度為0. 31mol/l Na+，即在石油皂和生產(chǎn)的表面活性劑混合物各自的值之間。芯驅(qū)油實驗在驗證了最優(yōu)相行為之后，在芯驅(qū)油實驗中測試ASP配制劑以證明其釋放和移動殘余油的能力。這些實驗提供了有關(guān)化學(xué)組分吸附特性以及(內(nèi)部)聚合物驅(qū)油的置換穩(wěn)定性的信息。圖7至圖9給出了在直徑為5cm和長為30cm的地表砂石芯上實施的芯驅(qū)油實驗數(shù)據(jù)。在該實驗中驅(qū)油順序如下2. 2PV水驅(qū)；0. 3PV ASP驅(qū)；2. 6PV聚合物驅(qū)。ASP配制劑由0. 3wt%生產(chǎn)的表面活性劑、lwt%Na2C03和27mPa. s的聚合物溶液組成。聚合物驅(qū)也具有27mPa. s的粘度。注入泵壓力以及流出油餾分和采收因子在圖7中給出，其中清楚表明在注入
2.6PV-3. 4PV時的油帶采收，在結(jié)束時，98%的初始存在油已經(jīng)被采收。將此與碳酸鹽_碳酸氫鹽流出物流度和pH(圖8)以及流出物表面活性劑濃度和粘度(圖9)比較，結(jié)果表明雖然該油帶的前半段作為“凈”油開采，但后半段被乳化并含有ASP化學(xué)品。碳酸鹽轉(zhuǎn)化為碳酸氫鹽，對應(yīng)這一轉(zhuǎn)化觀察到在約3PV (圖8)時碳酸氫鹽濃度暫時增加，這讓人想到在多孔介質(zhì)中發(fā)生了兩種化學(xué)過程石油酸的皂化和粘土交換。在該模擬中，這些由以下小組反應(yīng)表示I.碳酸鹽-碳酸氫鹽平衡C0廣+ H2O鈐HCO3' + 0H" 2.石油酸(HA0)皂化為皂(A_) =HA0 +0H"鈐 A +H2O3.鈉交換粘土鍵合氫Na+ +H+ +OH" Na++ H2O這組反應(yīng)被認(rèn)為是足夠的，除非在pH值低于8下的行為必須精確復(fù)制，則將需要包括碳酸離解反應(yīng)，或者如果鹽水硬度(即Ca2+和Mg2+的濃度)足夠大以至于沉積碳酸鹽。流出物的表面活性劑濃度(圖9)允許通過表面活性劑的突破時間確定表面活性劑的吸附特性。對于本工況，發(fā)現(xiàn)低至2 yg/g的最大吸附量(單位量多孔介質(zhì)的表面活性劑量)，這代表非常干凈的地表芯。該模擬模型沒有復(fù)制實驗確定的流出物表面活性劑濃度的量級。這很有可能是由于如下事實即只測量了水載表面活性劑，而較大部分的表面活性劑預(yù)期在乳液或油相中產(chǎn)生。但我們的模擬沒有模擬乳液相，而是應(yīng)用了簡化的相行為最優(yōu)鹽度(參考圖11)按下式由熱力學(xué)混合規(guī)則計算popt (R) = Pa1/_/ Ps1/(_其中p_代表最優(yōu)鹽度，其作為石油皂(pA)和表面活性劑(Ps)的各自的最優(yōu)鹽度的函數(shù)，和比值R=(皂的摩爾數(shù))/ (表面活性劑的摩爾數(shù))。隨后假定石油皂和表面活性劑的油-水分配系數(shù)遵循如下類型的指數(shù)定律K(p,R)= ~—其模仿了由Liu等(Liu等，2006)提出的函數(shù)關(guān)系。它滿足條件K (P_ (R)，R) =1，即在最優(yōu)鹽度下在油和水之間平均分配(參考圖12)。小試雖然從原則上講在實驗室內(nèi)很好理解，但在油田內(nèi)有關(guān)ASP的實施仍存在明顯的不確定性。在成功的芯驅(qū)油實驗后，在三個油田(兩個砂巖、一個碳酸鹽)實施了一系列單井化學(xué)示蹤劑測試，以驗證和證實在地下所選ASP配制劑的有效性。同時，已經(jīng)開發(fā)了用于模式驅(qū)油ASP小試的目標(biāo)和設(shè)計。進(jìn)行計算機模擬以預(yù)測不同小試構(gòu)造的注入壓力、液體流量和流出物濃度。一系列單井化學(xué)示蹤劑測試
單井化學(xué)示蹤劑測試(SWCT)提供了由井孔以外延伸入貯層幾米的體積內(nèi)確定固定油飽和的手段。實際上，在SWCT期間，將一種化學(xué)示蹤劑作為確定段塞注入井中，和隨后原位開始反應(yīng)成為另一種化學(xué)示蹤劑。所注入的化學(xué)品和原位產(chǎn)生的化學(xué)品具有不同的分配特性及因此取決于主要油飽和的不同轉(zhuǎn)化特性。因此，在短暫的停止期后，在注入段塞恢復(fù)生產(chǎn)后，它們在不同時間到達(dá)。對它們所獲得的流出物濃度曲線的解釋得到殘余油飽和。理想地，每個濃度曲線表現(xiàn)出單個最大值。兩個曲線的最大值之間的分離涉及通過明確解析式表示的殘余油飽和。與該理想狀況的偏離可能是由于以下原因引起，例如差的井整體性、或在停止期間化學(xué)品段塞的任何地下重排，例如井孔錯流或流體飄移。因此，對于實施SWCT的井的選擇標(biāo)準(zhǔn)包括例如良好的井整體性以及短的單區(qū)孔間距和與工作井的安全距離以避免任何干擾。實際上，應(yīng)用現(xiàn)有的具有高水含量的生產(chǎn)井可能意味著不能同樣良好地滿足所有的選擇標(biāo)準(zhǔn)。圖13給出了由SWCT測試的PDO砂巖貯層內(nèi)的井的貯層描述日志。與所考慮的該油田中大多數(shù)其它備選井一樣，所選井的特征為探入多個貯層的30m包覆絲網(wǎng)完整間隔。在SWCT期間記錄的壓力和流量數(shù)據(jù)以及流出物示蹤劑濃度曲線分別在圖14和圖15 中給出。圖14給出了在SWCT期間各流動時段3000m3水驅(qū)后為短的孔清除開采；30m3含1被％甲酸乙酯(EtF)作為注入的化學(xué)示蹤劑和0.5wt%正丙醇(NPA)以標(biāo)記該段塞的化學(xué)示蹤劑段塞；120m3水段塞，該水段塞將化學(xué)品驅(qū)至離井孔3m ;兩天的停業(yè)期，在此期間EtF部分水解形成乙醇(EtOH) ；1. 2天的恢復(fù)生產(chǎn)期。另外，30m3和120m3的段塞均用0. 25wt%甲醇(MeOH)標(biāo)記。對圖15中所示的流出物示蹤劑濃度曲線的掃視揭示了與上述理想狀況的明顯偏離。包括化學(xué)示蹤劑反應(yīng)輸送模型在內(nèi)的貯層模擬表明，通過井孔的三個單獨地質(zhì)層間的錯流是所觀察到的效果的主要原因。在前期運行的停止PLT中不明顯的這種錯流的發(fā)生是在示蹤劑注入階段各層動態(tài)加壓的結(jié)果總的可壓縮性越低和層的范圍越小，則在注入階段其平均壓力增加越快。這可能導(dǎo)致穿過層的平均壓差在停業(yè)期間通過井孔錯流而迅速平衡。對于上面討論的三層模型的特定情況，錯流需要達(dá)到圖15中所示的匹配
6.5m厚的層外約IOm3的量，和5. Om厚的層外4m3量，兩者均進(jìn)入最頂部13. 5m厚的層(參考圖13)。在13. 5m的層中的殘余油飽和度為34%，和在其它兩層中均為20%，所得到的最優(yōu)數(shù)字?jǐn)M合對應(yīng)于體積平均值28%，這與針對該貯層的預(yù)期一致。在該最初“基線” SWCT之后，向井中注入420m3預(yù)先確定的ASP配制劑，隨后進(jìn)行60m3的錐形聚合物驅(qū)和420m3的水驅(qū)。隨后，在相同的井內(nèi)實施第二次SWCT，以測量殘余油飽和度，并由此評價ASP配制劑的效率。據(jù)認(rèn)為該實驗獲得1%的殘余油飽和度(不確定范圍為0-6%)。這種幾乎完全的解飽和與實驗的芯驅(qū)油結(jié)果完全符合，表明貯層條件已經(jīng)在實驗室中合適地得到了復(fù)制。對三個不同油田中總共五個井實施類似的程序，即首先為基線SWCT，然后為ASP注入階段和接著為另一次SWCT。這些井中的前兩個位于相對重油的高品質(zhì)砂巖貯層 ’另兩個井位于中油高品質(zhì)砂巖貯層的兩個不同地層中；第五個井位于致密的碳酸鹽貯層中。在目標(biāo)在相同油田的相同地層且相互距離只有430m的前兩個井中，第二個井接收較小的ASP段塞(44m3)、隨后是聚合物驅(qū)油(131m3)、短的錐形聚合物驅(qū)油(20m3)和最后長的水驅(qū)(830m3)。雖然該第二井的基線SWCT導(dǎo)致與第一井類似的殘余油飽和度(25%)，但據(jù)認(rèn)為最終的SWCT獲得23%的油飽和度。盡管ASP段塞明顯縮短，但從實驗芯驅(qū)油結(jié)果來看，這種明顯不足的解飽和還是很意外的。但在更深入的分析之前，不能令人信服的是局部貯層的不均勻性和不穩(wěn)定的流體置換造成水基化學(xué)示蹤劑段塞滲透通過高粘度的ASP段塞和聚合物驅(qū)，從而實際上SWCT再次產(chǎn)生明顯超過ASP處理所能達(dá)到的原始?xì)堄嘤惋柡投?。在化學(xué)示蹤劑段塞回收期間所記錄的同時產(chǎn)生稀釋堿和聚合物支持了這一假設(shè)。因此，可以判斷該SWCT技術(shù)不適合確定小型(工業(yè)規(guī)模)EOR處理的效率，這一經(jīng)驗對隨后實驗設(shè)計來說值得注意。仍需對后者進(jìn)行結(jié)果分析。模式驅(qū)油實驗雖然單井化學(xué)示蹤劑實驗系列提供了選定ASP配制劑對于地下解飽和有效性的證據(jù)，但它不能通過設(shè)計證實所述ASP方法在典型的驅(qū)油應(yīng)用中的耐用性在整個模式驅(qū)油持續(xù)期間化學(xué)品在地下的穩(wěn)定性；油帶的形成及其穩(wěn)定置換；易受貯層不均勻性影響；在無不可控貯層壓裂條件下ASP段塞和聚合物驅(qū)油的最大可持續(xù)注入流量；這些段塞的最優(yōu)工業(yè)體積。除了這些與地下相關(guān)的不確定性外，對于地面ASP注入方案的設(shè)計仍存在很大的挑戰(zhàn)接近產(chǎn)出井和在生產(chǎn)設(shè)備處碳酸鹽垢或二氧化硅垢的形成；在非常低的油水界 面張力下乳化油的開采；所涉及的化學(xué)品的供應(yīng)鏈和處理。這一工作的主要標(biāo)準(zhǔn)為最大化數(shù)據(jù)獲取如石油吸水、解飽和和采收因子；對井或設(shè)備故障的耐受性；乳化和污垢形成的量化和減輕；代表性的地質(zhì)設(shè)置；可行的小試持續(xù)時間。已經(jīng)確認(rèn)的風(fēng)險包括生產(chǎn)井附近被ASP化學(xué)品污染和不可控的壓裂?；谝陨纤?，邊長為75mX75m的可反轉(zhuǎn)五點模式(一個中心注入井被四個頂點生產(chǎn)井包圍)被認(rèn)為是最好的折衷辦法。另外，如果需要，該模式允許通過將頂點生產(chǎn)井轉(zhuǎn)化為注入井并在圍繞原始小試模式的更大距離處鉆探出四個新的頂點生產(chǎn)井而將小試擴(kuò)展為更大的模式規(guī)模。應(yīng)用通過上述芯驅(qū)油實驗標(biāo)定過的貯層模擬模型，已經(jīng)由現(xiàn)行的“歷史-匹配”細(xì)格化油田模型開始進(jìn)行ASP預(yù)測模擬。注入和生產(chǎn)流量結(jié)果示于圖16中，而預(yù)期的流出物濃度曲線示于圖10中?？偟某掷m(xù)時間為I. 5年，大約半年花在了 ASP注入和聚合物驅(qū)油上，而剩余時間用于隨后的水驅(qū)階段。經(jīng)過一年的小試操作后油帶的產(chǎn)生基本完成。假定化學(xué)品穿透發(fā)生在0. 3-0. 4年后，則預(yù)期一部分油帶將以乳化狀態(tài)采出，雖然表面活性劑的濃度相對較小。這是由于在單個可反轉(zhuǎn)五點模式中存在采出物流稀釋，并且這對于油田范圍的ASP實施來說并不典型。示例性實施方案在本發(fā)明的一個實施方案中，公開了一種從地下地層生產(chǎn)油和/或氣的方法，包括在地下地層中定位合適的貯層；建立貯層模型；用實驗室數(shù)據(jù)填充模型；模擬貯層以確定基于所注入的流體和所產(chǎn)生的流體的流體置換；基于用模型進(jìn)行的一系列靈敏度分析確定用于待注入流體的最優(yōu)流體混合物；在地層中鉆探第一井；向第一井中注入最優(yōu)流體混合物；在地層中鉆探第二井；和由第二井生產(chǎn)油和/或氣。在一些實施方案中，第一井相距第二井25米-I公里。在一些實施方案中，最優(yōu)流體混合物包含水、表面活性劑、聚合物和堿。在一些實施方案中，所述方法還包括在已經(jīng)將最優(yōu)流體混合物釋放入地層之后向地層中注入水基混合物的機構(gòu)。在一些實施方案中，用實驗室數(shù)據(jù)填充模型還包括確定最優(yōu)流體混合物中表面活性劑的最優(yōu)鹽度。在一些實施方案中，用實驗室數(shù)據(jù)填充模型還包括確定通過最優(yōu)流體混合物中的堿與地層中的油反應(yīng)形成的皂的最優(yōu)鹽度。在一些實施方案中，鉆探第一井還包括鉆探包括5-500 口井的第一井陣列，和其中鉆探第二井還包括鉆探包括5-500 口井的第二井陣列。在一些實施方案中，用實驗室數(shù)據(jù)填充模型還包括基于添加到混合物中的聚合物的體積確定最優(yōu)流體混合物的粘度。在一些實施方案中，所述方法還包括在注入混合物之前混合最優(yōu)流體混合物。在一些實施方案中，在注入最優(yōu)流體混合物之前，所述地下地層包含粘度為0. 5-250厘泊的油。在一些實施方案中，第一井包括在地層中的ASP混合物曲線，和第二井包括在地層中的油采收曲線，所述方法還包括ASP混合物曲線與油采收曲線之間的重疊。在一些實施方案中，用實驗室數(shù)據(jù)填充模型還包括用來自地層的包含地層油的芯樣品實施芯驅(qū)油實驗。在一些實施方案中，用模型實施一系列靈敏度分析包括改變混合物中每種組分并確定所述每種組分的最優(yōu)值。在一些實施方案中，地層中的油具有第一粘度，和最優(yōu)流體混合物具有第二粘度，第一粘度在第二粘度的75厘泊以內(nèi)。在一些實施方案中，地層中的油具有第一粘度，和最優(yōu)流體混合物具有第二粘度，第二粘度為第一粘度的約25-200%。在一些實施方案中，第二井產(chǎn)生最優(yōu)流體混合物及油和/或氣。在一些實施方案中，所述方法還包括從油和/或氣中回收如果存在的最優(yōu)流體混合物，和然后任選將至少一部分所回收的最優(yōu)流體混合物重新注入地層中。在一些實施方案中，最優(yōu)流體混合物的注入壓力比注入開始之前測量的初始貯層壓力高0-37，OOOkPa。在一些實施方案中，地下地層具有0. 0001-15達(dá)西的滲透性，例如0. 001-1達(dá)西的滲透性。在一些實施方案中，所述方法還包括將至少一部分所采收的油和/或氣轉(zhuǎn)化為選自如下的材 料運輸燃料如汽油和柴油、加熱用油、潤滑劑、化學(xué)品和/或聚合物。本領(lǐng)域熟練技術(shù)人員將會理解，在不偏離其實質(zhì)和范圍的情況下，對于所公開的本發(fā)明的實施方案、構(gòu)造、材料和方法可能有多種改進(jìn)和變化。因此，下文所附權(quán)利要求的范圍及其功能等效物不應(yīng)受這里所公開和描述的特定實施方案限制，因為它們在本質(zhì)上只是示例性的。
權(quán)利要求
1.一種從地下地層生產(chǎn)油和/或氣的方法，包括在地下地層中定位合適的貯層；建立貯層模型；用實驗室數(shù)據(jù)填充模型；模擬貯層以確定基于所注入的流體和所產(chǎn)生的流體的流體置換；基于用模型進(jìn)行的一系列靈敏度分析確定用于待注入流體的最優(yōu)流體混合物；在地層中鉆探第一井；向第一井中注入最優(yōu)流體混合物；在地層中鉆探第二井；和由第二井生產(chǎn)油和/或氣。
2.權(quán)利要求I的方法，其中第一井相距第二井25米-I公里。
3.權(quán)利要求1-2—項或多項的方法，其中最優(yōu)流體混合物包含水、表面活性劑、聚合物和堿。
4.權(quán)利要求1-3—項或多項的方法，還包括在已經(jīng)將最優(yōu)流體混合物釋放入地層之后向地層中注入水基混合物的機構(gòu)。
5.權(quán)利要求1-4一項或多項的方法，其中用實驗室數(shù)據(jù)填充模型還包括確定最優(yōu)流體混合物中表面活性劑的最優(yōu)鹽度。
6.權(quán)利要求1-5—項或多項的方法，其中用實驗室數(shù)據(jù)填充模型還包括確定通過最優(yōu)流體混合物中的堿與地層中的油反應(yīng)形成的皂的最優(yōu)鹽度。
7.權(quán)利要求1-6—項或多項的方法，其中鉆探第一井還包括鉆探包括5-500 口井的第一井陣列，和其中鉆探第二井還包括鉆探包括5-500 口井的第二井陣列。
8.權(quán)利要求1-7—項或多項的方法，其中用實驗室數(shù)據(jù)填充模型還包括基于添加到混合物中的聚合物的體積確定最優(yōu)流體混合物的粘度。
9.權(quán)利要求1-8—項或多項的方法，還包括在注入混合物之前混合最優(yōu)流體混合物。
10.權(quán)利要求1-9一項或多項的方法，其中在注入最優(yōu)流體混合物之前，所述地下地層包含粘度為O. 5-250厘泊的油。
11.權(quán)利要求I -10 —項或多項的方法，其中第一井包括在地層中的ASP混合物曲線，和第二井包括在地層中的油采收曲線，所述方法還包括ASP混合物曲線與油采收曲線之間的重疊。
12.權(quán)利要求1-11一項或多項的方法，其中用實驗室數(shù)據(jù)填充模型還包括用來自地層的包含地層油的芯樣品實施芯驅(qū)油實驗。
13.權(quán)利要求12的方法，其中用模型實施一系列靈敏度分析包括改變混合物中每種組分并確定所述每種組分的最優(yōu)值。
14.權(quán)利要求1-13—項或多項的方法，其中地層中的油具有第一粘度，和最優(yōu)流體混合物具有第二粘度，第一粘度在第二粘度的75厘泊以內(nèi)。
15.權(quán)利要求1-14一項或多項的方法，其中地層中的油具有第一粘度，和最優(yōu)流體混合物具有第二粘度，第二粘度為第一粘度的約25-200%。
16.權(quán)利要求1-15—項或多項的方法，其中第二井產(chǎn)生最優(yōu)流體混合物及油和/或氣。
17.權(quán)利要求1-16—項或多項的方法，還包括從油和/或氣中回收如果存在的最優(yōu)流體混合物，和然后任選將至少一部分所回收的最優(yōu)流體混合物重新注入地層中。
18.權(quán)利要求1-17—項或多項的方法，其中最優(yōu)流體混合物的注入壓力比注入開始之前測量的初始貯層壓力高0-37，OOOkPa。
19.權(quán)利要求1-18—項或多項的方法，其中地下地層具有O.0001-15達(dá)西的滲透性，例如O. 001-1達(dá)西的滲透性。
20.權(quán)利要求1-19 一項或多項的方法，還包括將至少一部分所采收的油和/或氣轉(zhuǎn)化為選自如下的材料運輸燃料如汽油和柴油、加熱用油、潤滑齊U、化學(xué)品和/或聚合物。
全文摘要
一種從地下地層生產(chǎn)油和/或氣的方法，所述方法包括在地下地層中定位合適的貯層；建立貯層模型；用實驗室數(shù)據(jù)填充模型；模擬貯層以確定基于所注入的流體和所產(chǎn)生的流體的流體置換；基于用模型進(jìn)行的一系列靈敏度分析確定用于待注入流體的最優(yōu)流體混合物；在地層中鉆探第一井；向第一井中注入最優(yōu)流體混合物；在地層中鉆探第二井；和由第二井生產(chǎn)油和/或氣。
文檔編號G06G7/48GK102763118SQ201180010305
公開日2012年10月31日 申請日期2011年1月18日 優(yōu)先權(quán)日2010年1月20日
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