可混溶溶剂增强的油采收的制作方法

本公开的实施方案涉及使用可混溶溶剂增强或改进油采收的系统和方法。

背景技术：

据估计，全球地层石油储量高达1.5万亿桶。使用这一数字，由于常规开采方法(一次和二次)通常提取储层中原始地层石油的三分之一，估计常规开采后剩余油的残余油饱和度约为1.0万亿桶。通常被归为三次采出计划的若干增强油采收(eor)的技术即以该资源为目标。过去，工业上已使用化学、热和可混溶技术。这些eor技术通常涉及注入溶解于水中的化学化合物、注入蒸汽或注入可与地层石油混溶的气体。

要使用的eor技术的选择还取决于其它考虑因素，例如深度、温度和地层剩余油量。eor项目的大量设计阶段都花在寻找工艺和注入方案的组合上，这相对于实施特定技术的成本，将最大化油采收。目前使用的大多数注入材料的性质与储层中的烃有很大不同。这些性质上的差异会降低提取效率。

因此，需要新的和改进的增强或改进的油采收技术。

技术实现要素：

在一个实施方案中，增强或改进油采收的方法包括通过注入井将可混溶注入流体注入含烃储层中以置换烃，其中可混溶注入流体包含可与含烃储层中的烃混溶的未分馏的烃混合物；在注入可混溶注入流体后，通过注入井将流动性控制流体注入含烃地层中；以及通过采出井采出置换的烃。

附图简要说明

图1是根据一个实施方案的含烃储层的剖视图。

图2是根据一个实施方案的含烃储层的剖视图。

图3是根据一个实施方案的含烃储层的平面图。

图4是根据一个实施方案的含烃储层的平面图。

图5是根据一个实施方案的流体采收系统的平面图。

具体实施方式

本公开的实施方案包括用于增强或改进含烃储层的残余烃的油采收的可混溶注入流体。作为一种成本有效的方法，可混溶注入流体包括天然存在的本地可得组分。可混溶注入流体有助于减少和/或消除残余烃的界面张力以增强或改进油采收。

在一个实施方案中，可混溶注入流体可包含未分馏的烃混合物，例如y级天然气液(在本文中称为y级ngl)。y级ngl的粘度与储层油相似，与粘度通常比储层油低得多的烃气体相比，这产生良好的吹扫效率。如果y级ngl以小体积(也称为“段塞(slugs)”)注入储层中与水段塞交替作为降低注入流体流动性的一种手段，则可进一步改进吹扫效率。y级ngl是低成本的可混溶溶剂，其是可混溶溶剂增强或改进烃采收的优秀候选者。

y级ngl是包含乙烷、丙烷、丁烷、异丁烷和戊烷+的未分馏的烃混合物。戊烷+包括戊烷、异戊烷和/或重量更重的烃，例如含有c5到c8+中的至少一种的烃化合物。戊烷+可包括例如天然汽油。

通常，y级ngl是从页岩井采出并且输送到集中设备的脱甲烷化烃流的副产物。y级ngl可本地来源于分离设备、天然气厂和/或炼油厂并且通过卡车或管道输送到使用点。y级ngl在其未分馏或天然状态下(在某些压力和温度下，例如在250-600psig范围内，在井口或环境温度下)没有专门的市场或已知用途。y级ngl必须经过处理才能证明其真实价值。

y级ngl组合物可定制为在各种条件下以液体形式处理。由于y级ngl的乙烷含量影响蒸气压，乙烷含量可以根据需要进行调整。根据一个实施例，y级ngl可被处理成具有低乙烷含量，例如3-12％范围内的乙烷含量，以允许y级ngl在低压储存容器中以液体形式输送。根据另一实施例，y级ngl可被处理成具有高乙烷含量，例如38-60％范围内的乙烷含量，以允许y级ngl在高压管道中以液体形式输送。

y级ngl不同于液化石油气(“lpg”)。一个区别在于lpg是主要包含丙烷的分馏产物，或包含丙烷和丁烷的分馏产物的混合物。另一个区别在于lpg是一种分馏的烃混合物，而y级ngl是一种未分馏的烃混合物。另一个区别在于lpg是通过分馏系统在分馏设备中产生，而y级ngl可从分离设备、天然气厂和/或炼油厂获得。又一个区别在于lpg是组成完全相同的纯净产品，而y级ngl可具有可变组成。

在未分馏状态下，y级ngl并非ngl纯度产物，也不是通过合并一种或多种ngl纯度产物形成的混合物。ngl纯度产物被定义为具有至少90％的一种类型碳分子的ngl流。五种公认的ngl纯度产物是乙烷(c2)、丙烷(c3)、正丁烷(nc4)、异丁烷(ic4)和天然汽油(c5+)。必须将未分馏的烃混合物送到分馏设备，在那里它被低温冷却并通过由一系列称为脱乙烷器、脱丙烷器和脱丁烷器的蒸馏塔组成的分馏系统，以从未分馏的烃混合物中分馏出ngl纯度产物。每个蒸馏塔产生ngl纯度产物。液化石油气是仅包含丙烷的ngl纯度产物，或者两种或更多种ngl纯度产物(例如丙烷和丁烷)的混合物。因此，液化石油气是分馏的烃或分馏的烃混合物。

在一个实施方案中，y级ngl包含30-80％(例如40-60％，例如43％)的乙烷、15-45％(例如20-35％，例如27％)的丙烷、5-10％(例如7％)的正丁烷、5-40％(例如10-25％，例如10％)的异丁烷和5-25％(例如10-20％，例如13％)的戊烷+。以液体体积计，甲烷通常少于1％、例如少于0.5％。

在一个实施方案中，y级ngl包括脱水的脱硫井口气体冷凝组分，其在100华氏度(℉)下的蒸气压不超过约600psig，其中以液体体积计，芳烃低于约1wt％，并且烯烃低于约1％。可用于本文所述方法和系统的材料和流通常包括熔点低于约0华氏度(℉)的烃。

在一个实施方案中，y级ngl可与增粘剂、非离子表面活性剂和/或交联剂混合。y级ngl可与非离子表面活性剂混合以产生泡沫。增粘剂、非离子表面活性剂和/或交联剂可与增溶流体混合，用于随后与y级ngl的混合。增溶流体可包括分馏或精制的烃，例如c3、c4、c5、c6、c7、c8、c9和其混合物。增溶流体可包括c3+烃，包括丙烷、丁烷、戊烷、石脑油、甲苯、柴油、天然汽油和其任何组合。

在一个实施方案中，可混溶注入流体可包含未分馏的烃混合物，所述混合物包含天然气液、冷凝物(包括芳烃)和痕量的水、二氧化碳和/或硫化氢(也统称为l级)。混合物中的天然气液包括乙烷、丙烷、丁烷、异丁烷和戊烷+。戊烷+包括戊烷、异戊烷和/或重量更重的烃，例如含有c5到c35的烃化合物。戊烷+可包括例如天然汽油。

图1是根据一个实施方案设置在含烃储层250上方的地面110上的增强或改进的油采收系统100的示意图。含烃储层250位于若干地层下方。具体来说，第一地下地层220设置在第二地下地层230上方，第二地下地层230设置在第三地下地层240上方。第一、第二和第三地下地层设置在含烃储层250上方。

注入井200和采出井210钻穿并穿过第一、第二和第三地下地层220-240，并终止于含烃储层250中。注入设备位于地面110上，并且包括一个或多个储罐145，储罐145通过管线140连接到一个或多个注入泵130，以通过管线120将流体注入到注入井200中。采出设备位于地面110上，并包括一个或多个分离器160，分离器160通过管线150接收从采出井210采出的流体。分离器160从采出流体中分离液体和气体。分离出的液体通过管线170储存在一个或多个储罐180中，并且分离出的气体通过管道190输送出去。

在一个实施方案中，增强或改进油采收的方法包括将可混溶注入流体260和流动性控制流体270交替注入含烃储层250中。所述方法包括在可混溶注入流体260保持与含烃储层250中的液态烃可混溶的压力下，通过注入井200注入加压的、限定体积的可混溶注入流体260(例如从储罐145供应的y级ngl)，并注入含烃储层250中。所述方法进一步包括在注入可混溶注入流体260之后，通过注入井200注入加压的、限定体积的流动性控制流体270(例如从储罐145供应的水、二氧化碳和/或氮)，并注入含烃储层250中。

在一个实施方案中，可混溶注入流体260可与流动性控制流体270(例如水、二氧化碳和/或氮)混合，并同时注入含烃储层250中，随后仅注入流动性控制流体270(例如水、二氧化碳和/或氮)。所述方法可包括交替进行可混溶注入流体260和流动性控制流体270(例如水、二氧化碳和/或氮)的加压的、限定体积的混合物的注入与仅加压的、限定体积的相同或不同的流动性控制流体270(例如水、二氧化碳和/或氮)的注入。

在一个实施方案中，在含烃储层250内注入与流动性控制流体270混合的可混溶注入流体260可与仅注入相同或不同的可混溶注入流体260交替进行，以抑制或防止可混溶注入流体260从注入井200穿透到采出井210。

交替和/或混合体积的可混溶注入流体260和流动性控制流体270将含烃储层250中的残余油移动和置换到采出井210。移动的油、可混溶的注入流体260、流动性控制流体270和/或其它储层流体(统称为“采出流体”)通过采出井210被采出到地面110，并通过管线150被引导到分离器160中，通过管线170被引导到储罐180中，并被引导到管道190。在分离器160中分离的气体被送到管道190，而分离出的液体(例如液态烃和水)被储存在储罐180中。

流动性控制流体270可用于抑制可混溶注入流体260在含烃储层250内的流动性，以防止可混溶注入流体260从注入井200快速穿透到采出井210。减缓可混溶注入流体260到达采出井210所需的时间增加了可混溶注入流体260移动和置换含烃储层250中的残余油的时间以提高采收效率。

图2是根据一个实施方案设置在含烃储层250上方的地面110上的增强或改进的采收系统100的示意图。含烃储层250位于若干地层下方。具体来说，第一地下地层220设置在第二地下地层230上方，第二地下地层230设置在第三地下地层240上方。第一、第二和第三地下地层设置在含烃储层250上方。

注入设备位于地面110上，并且包括一个或多个储罐145，储罐145通过管线140连接到一个或多个注入泵130，以通过管线120将流体注入到注入井200中。采出设备位于地面110上，并且包括一个或多个分离器160，分离器160通过管线150接收从采出井210采出的流体。分离器160从采出流体中分离液体和气体。分离出的液体通过管线170储存在一个或多个储罐180中，并且分离出的气体通过管道190输送出去。

在一个实施方案中，增强或改进油采收的方法包括将可混溶注入流体260注入含烃储层250中，然后将流动性控制流体270注入含烃储层250中。加压体积的可混溶注入流体260(例如从储罐145供应的y级ngl)沿注入井200向下泵送，并在可混溶注入流体260保持与含烃储层250中的液态烃可混溶的压力下注入含烃储层250中。在注入可混溶注入流体260之后，将加压体积的流动性控制流体270(例如从储罐145供应的水、二氧化碳和/或氮)向下泵送至注入井200并注入含烃储层250中。

在一个实施方案中，可混溶注入流体260可与流动性控制流体270(例如水、二氧化碳和/或氮)混合，并同时注入含烃储层250中，随后仅注入流动性控制流体270(例如水、二氧化碳和/或氮)。所述方法可包括将可混溶注入流体260和流动性控制流体270(例如水、二氧化碳和/或氮)的加压的、限定体积的混合物注入含烃储层250中，并且然后仅注入加压的、限定体积的相同或不同的流动性控制流体270(例如水、二氧化碳和/或氮)。

在一个实施方案中，在注入与流动性控制流体270混合的可混溶注入流体260之后，可在含烃储层250内仅注入相同或不同的可混溶注入流体260，以抑制或防止可混溶注入流体260从注入井200穿透到采出井210。

流动性控制流体270可用于抑制可混溶注入流体260在含烃储层250内的流动性，以防止可混溶注入流体260从注入井200快速穿透到采出井210。减缓可混溶注入流体260到达采出井210所需的时间增加了可混溶注入流体260移动和置换含烃储层250中的残余烃的时间以提高采收效率。

可混溶注入流体260最初将含烃储层250中的残余烃移动和置换到采出井210。流动性控制流体270同时和/或随后将含烃储层250中的残余烃以及可混溶注入流体260移动和置换到采出井210。移动的油、可混溶注入流体260、流动性控制流体270和/或其它储层流体(统称为“采出流体”)通过采出井210被采出到地面110，并通过管线150被引导到分离器160中，通过管线170被引导到储罐180中，并被引导到管道190。在分离器160中分离的气体被送到管道190，而分离出的液体(例如液态烃和水)被储存在储罐180中。

图3是井阵列400的平面图，所述井阵列400可用于实施本文公开的增强或改进油采收的方法。井阵列400包括第一井组410(以有内部图案表示)，其偏离第二井组420(以无内部图案表示)。第一井组410可用作图1和2中所示的注入井200，而第二井组420可用作图1和2中所示的采出井210。或者，第二井组420可用于注入，而第一井组410可用于从含烃储层250采出。第一和/或第二井组410、420可具有约2个井到约500个井。与第二井组420相比，第一井组410可具有相同数量、更多数量或更少数量的井。

图4是井阵列500的平面图，所述井阵列500可用于实施本文公开的增强或改进的油采收方法。井阵列500包括第一井510(以有内部图案表示)，其偏离第二井组520(以无内部图案表示)并设置在第二井组520之间。第一井510可用作图1和2中所示的注入井200，而第二井组520可用作图1和2中所示的采出井210。或者，第二井组520可用于注入，而第一井510可用于从含烃储层250采出。第二井组520可具有约2个井到约500个井。

可混溶注入流体260注入含烃储层250中的时间段可等于、大于或小于流动性控制流体270注入含烃储层250中的时间段。注入含烃储层250中的可混溶注入流体260的总体积(或限定体积)可等于、大于或小于注入含烃储层250中的流动性控制流体270的总体积(或限定体积)。流动性控制流体270可为液体或气体。流动性控制流体可包括水、二氧化碳、氮或其任何组合。

在一个实施方案中，注入井200可以是垂直井或水平井。在一个实施方案中，采出井210可以是垂直井或水平井。在一个实施方案中，第一井组410和/或第二井组420、520可以全部是垂直井、全部是水平井、或者是垂直井和水平井的组合。

在一个实施方案中，在注入可混溶注入流体260和/或流动性控制流体270之前，含烃储层250中的烃的粘度可为约5厘泊到约100,000厘泊。在一个实施方案中，在注入可混溶注入流体260和/或流动性控制流体270之前，含烃储层250的渗透率可为约0.0001达西(darcies)到约10达西。在一个实施方案中，可混溶注入流体260和/或流动性控制流体270的注入压力可为约0psi(或流体的排出压力)到约10,000psi。

在一个实施方案中，可混溶注入流体260可包括y级ngl、二氧化碳、氮或其任何组合。在一个实施方案中，二氧化碳和/或氮可注入管线120或管线140中，并与从储罐145供应的可混溶注入流体260(例如y级ngl)混合，以注入含烃储层250中。在一个实施方案中，二氧化碳和/或氮可与储罐145中的可混溶注入流体260(例如y级ngl)预混合，以注入含烃储层250中。

在一个实施方案中，可混溶注入流体260和/或流动性控制流体270可通过注入井200注入含烃储层250中，与其同时(同步)采出流体通过采出井210被采收回地面，同时维持含烃储层250内的压力和/或温度，在所述压力和/或温度下，可混溶注入流体260保持与含烃储层250中的液态烃可混溶。在一个实施方案中，含烃储层250内的压力和/或温度高于可混溶注入流体260的露点，在所述压力和/或温度下，可混溶注入流体260保持与含烃储层250中的液态烃可混溶。

在一个实施方案中，可混溶注入流体260可与增粘剂、非离子表面活性剂和/或交联剂混合。增粘剂可包括磷酸酯、氨基甲酸胺、铝皂、椰油胺(c12-c14)、癸二酰氯、油(c18)胺、甲苯-2,4-二异氰酸酯、甲苯-2,6-二异氰酸酯和其任何组合。非离子表面活性剂可与可混溶注入流体混合以产生泡沫。交联剂可包括有机金属络合物交联剂。交联剂可包括硼。

在一个实施方案中，增溶流体可与增粘剂、非离子表面活性剂和/或交联剂混合，以增溶增粘剂、非离子表面活性剂和/或交联剂，用于随后与可混溶注入流体260混合。增溶流体可包括分馏或精制的烃，例如c3、c4、c5、c6、c7、c8、c9和其任何组合。增溶流体可包括c3+烃，例如丙烷、丁烷、戊烷、石脑油、甲苯、柴油、天然汽油和其任何组合。

在一个实施方案中，含烃储层250可以是先前处理过的储层。在一个实施方案中，含烃储层250可以是先前破裂的储层。在一个实施方案中，含烃储层250可以是具有高结构起伏(例如陡倾结构或地层)的破裂的碳酸盐储层。

图5示出了用于获得y级ngl的流体采收系统900的一个实施方案，所述y级ngl可与增强或改进的油回收系统100中的任一种一起使用。如图5所示，烃流从第一烃储层910通过第一井口920采出到地面，在那里采出的烃流被现场分离器930现场闪蒸分离成湿气流(也称为天然气流)和液体流。天然气流通过管道被输送到例如区域天然气处理设备940，在那里它被进一步处理，并且液体流被输送到现场储存，例如在那里它被出售到市场。

天然气流进入天然气处理设备940，在那里它被脱水并净化掉co2、h2s和n2。经脱水和净化的天然气流然后膨胀且冷却以冷凝出天然气液。这些天然气液(“ngl”)是未分馏的烃混合物，称为y级ngl、原料混合物或未分馏的ngl。剩余气流被输送到管道，例如在那里它被出售到市场。

未分馏的烃混合物是已在天然气处理设备940处从天然气流冷凝的液体混合物。冷凝过程是膨胀和冷却天然气流以冷凝出未分馏的烃混合物的结果，所述过程也被称为天然气流的脱甲烷。因此，未分馏的烃混合物是脱甲烷化烃流的天然副产物。

然后，未分馏的烃混合物通过管道被输送到例如目标储层，作为可混溶注入流体260与增强或改进的油采收系统100中的任一种一起使用。可混溶注入流体260可使用上述方法和系统通过第二井口950注入第二含烃储层970中(例如通过图1和2中所示的注入井200注入含烃储层250中)。

虽然前述内容涉及某些实施方案，但是在不脱离本公开的基本范围的情况下，可以设计其它和额外实施方案。