专利名称：生产油和/或气的系统和方法
技术领域：
本发明涉及生产油和/或气的系统和方法。
背景技术：
强化油采收(EOR)可在世界范围内用来增加油田的油采收。存在三种主要类型的E0R,即热、化学品/聚合物和气体注入，它们可用来增加贮层的油采收，使之超过传统方法可能达到的采油量，从而有可能延长油田寿命和提高油采收率。热强化采收通过对贮层加热来起作用。最广泛应用的形式为蒸汽驱，其降低了油的粘度从而油可流向生产井。化学驱油通过降低截留残油的毛细管力和/或降低油与水之间的界面张力而增加油采收。聚合物驱油提高注入水的驱扫效率。可混溶物注入通过产生比油本身更容易流向生产井的注入剂和油的混合物而起作用。 参考图1，其中描述了现有技术的系统100。系统100包括地下地层102、地下地层104、地下地层106和地下地层108。在地面提供生产设施110。井112穿过地层102和104，和终止于地层106。部分地层106在114处表示。油和气由地层部分114通过井112产生至生产设施110。气体和液态相互之间分离，气体贮存在气体贮存设备116中和液体贮存在液体存贮设备118中。美国专利US 6，022，834公开了一种浓缩的表面活性剂配制剂和从地下油层采收残油的方法，和更具体为一种碱性表面活性剂驱油方法，该方法可导致注入材料与残油之间超低的界面张力，其中所述浓缩的表面活性剂配制剂在浓度高于、等于或低于其CMC浓度下供给，所述专利还提供了通过天然存在的有机酸性组分与注入的碱性材料之间的反应原位形成表面活性材料，所述表面活性材料用来增加采油效率。美国专利US 6，022，834在此全文引入作为参考。美国专利US 5，068，043公开了一种用于从含酸性油的贮层采收油的含水碱驱方法，所述方法包括向注入的碱性水溶液中添加化学计量过量的碱性材料和一定种类和数量的预先形成的辅助表面活性剂材料，后者将增加所述溶液的盐度，从而在与贮层内的油接触时，将形成盐度要求能够最小化其与油之间界面张力的表面活性剂体系。美国专利US5，068，043在此全文引入作为参考。公开于2009年8月6日的美国专利申请公开US 2009/0194276公开了确定表面活性剂微乳液体系最优盐度类型和最优盐度的系统和方法。表面活性剂/聚合物驱油的最优盐度类型和最优盐度由芯驱油实验确定，从而多个多相流参数如影响油采收率的相对渗透性和相截留等将影响最优盐度类型和最优盐度的确定。所确定的最优盐度优选对应于最高的油采收率。美国专利申请公开US 2009/0194276在此全文引入作为参考。公开于2009年8月6日的美国专利申请公开US 2009/0194281公开了在由地层水后冲洗驱油的表面活性剂/聚合物驱油中导致最高油采收率的最优盐度曲线。由芯驱油实验确定的最优盐度可以用于表面活性剂段塞。在向贮层注入表面活性剂段塞之前和之后立即注入缓冲段塞以保护表面活性剂段塞不发生劣化，其中所述缓冲段塞具有与表面活性剂段塞相同或大致相同的盐度。较低的盐度可以用于后冲洗驱油中，而地层水可以为任何盐度。美国专利申请公开US2009/0194281在此全文引入作为参考。本领域中需要强化油采收的改进系统和方法。本领域中还需要应用碱性表面活性剂聚合物(ASP)驱油的改进系统和方法，例如通过增加注入剂的粘度、降低注入剂与油之间的界面张力、利用注入剂和油形成乳液、和/或其它化学效应进行。本领域中还需要ASP驱油的改进系统和方法。
发明内容
在一个方面，本发明提供一种从地下地层生产油和/或气的方法，所述方法包括在地下地层中定位合适的贮层；建立贮层模型；用实验室数据填充模型；模拟贮层以确定基于所注入的流体和所产生的流体的流体置换；基于用模型进行的一系列灵敏度分析确定用于待注入流体的最优流体混合物；在地层中钻探第一井；向第一井中注入最优流体混合 物；在地层中钻探弟_■井；和由弟_■井生广油和/或气。本发明的优点包括如下一个或多个用ASP驱油强化地层烃采收的改进系统和方法。用含ASP驱油的流体强化地层烃采收的改进系统和方法。用于二次和/或三次烃采收的改进组合物和/或技术。用于强化油采收的改进系统和方法。应用ASP驱油的强化油采收的改进系统和方法。应用与水相比具有增加的粘度和降低的界面张力的化合物的强化油采收的改进系统和方法。
图I描述了油和/或气的生产系统。图2a描述了井的分布。图2b和2c描述了在强化油采收过程中图2a的井的分布。图3描述了油和/或气生产系统。图4描述井的分布。图5描述了原油和盐水的混合物。图6描述了原油和盐水的混合物。图7描述了芯驱油实验的结果。图8描述了芯驱油实验的结果。图9描述了芯驱油实验的结果。图10描述了小试ASP驱油的模拟。图11描述了表面活性剂的最优盐度与皂的最优盐度间的关系。图12描述了以盐度为基准皂与表面活性剂的分配。图13描述了井日志的结果。图14描述了单井化学示踪剂测试的油田数据。图15描述了单井化学示踪剂测试的油田数据。
图16描述了小试ASP驱油的模拟。
具体实施例方式附图2a :下面参考附图2a，其中描述了在一些实施方案中的井阵列200。阵列200包括井组202 (由横线表示)和井组204 (由斜线表示)。阵列200定义了由矩形封闭的开采区。阵列200定义了系统的内部。在阵列200外部可以设置多个封堵井250。井组202中的每个井与井组202中的相邻井具有水平距离230。井组202中的每个井与井组202中的相邻井具有垂直距离232。
井组204中的每个井与井组204中的相邻井具有水平距离236。井组204中的每个井与井组204中的相邻井具有垂直距离238。正如图2a所示，水平距离230和水平距离236均指纸上从左至右的距离，而垂直距离232和垂直距离238均指纸上从上至下的距离。实际上，阵列可以由垂直于地表的垂直井、平行于地表的水平井、或相对于地表以一些其它角度例如30-60度倾斜的井组成。井组202中的每个井与井组204中的相邻井之间的距离为234。井组204中的每个井与井组202中的相邻井之间的距离为234。在一些实施方案中，井组202中的每个井被井组204中的四个井所包围。在一些实施方案中，井组204中的每个井被井组202中的四个井所包围。在一些实施方案中，水平距离230为约25-1000米，或约30-500米，或约35-250米，或约40-100米，或约45-75米，或约50-60米。在一些实施方案中，垂直距离232为约25-1000米，或约30-500米，或约35-250米，或约40-100米，或约45-75米，或约50-60米。在一些实施方案中，水平距离236为约25-1000米，或约30-500米，或约35-250米，或约40-100米，或约45-75米，或约50-60米。在一些实施方案中，垂直距离238为约25-1000米，或约30-500米，或约35-250米，或约40-100米，或约45-75米，或约50-60米。在一些实施方案中，距离234为约15-750米，或约20-500米，或约25-250米，或约30-100米，或约35-75米，或约40-50米。在一些实施方案中，井阵列200可以具有约10-1000 口井，例如在井组202中有约5-500 口井，和在井组204中有约5-500 口井。任选地，可以提供约2-1000 口封堵井250，例如约5-500 口，或约10-200 口。在一些实施方案中，井阵列200被看作是在一块土地上间隔的垂直井的井组202和井组204的俯视图。在一些实施方案中，井阵列200被看作是地层内间隔的水平井的井组202和井组204的剖面侧视图。用井阵列200从地下地层采收油和/或气可以通过任何已知的方法来完成。合适的方法包括水下开采、地面开采、一次、二次或三次开采。对于用于从地下地层采收油和/或气的方法的选择并不关键。在一些实施方案中，用封堵井250封堵油和/或气和/或强化油采收试剂可以通过任何已知的方法来实现。合适的方法包括向封堵井250中泵送水、蒸汽、所产生的原生水、海水、二氧化碳、天然气或其它气态或液态烃、氮气、空气、盐水或其它液体或气体。在另一个实施方案中，封堵井250可以用来形成冻结壁障。在美国专利US7，225，866中公开了一种合适的冻结壁障，该专利在此全文引入作为参考。对于用封堵井250封堵油和/或气和/或强化油采收试剂所使用的方法的选择并不关键。在一些实施方案中，油和/或气可以从地层采收入井中，并流过井和流动管线进入设施内。在一些实施方案中，利用ASP混合物例如水、碱、表面活性剂和聚合物的混合物的强化油采收可用于增强油和/或气从地层中的流动。附图2b :下面参考附图2b，其中描述了在一些实施方案中的井阵列200。阵列200包括井组202 (用横线表示)和井组204 (由斜线表示)。围绕井阵列200提供任选的封堵井250。
在一些实施方案中，向井组204中注入ASP混合物，和从井组202中采收油。如图所示，ASP混合物具有注入曲线208，而在井组202中产生油采收曲线206。在一些实施方案中，向封堵井250中注入封堵试剂。如图所示，封堵试剂具有围绕每一个封堵井250的注入曲线。封堵试剂可用于驱使ASP混合物和/或油和/或气进入产出井组202。在一些实施方案中，ASP混合物注入井组202中，和由井组204采收油。如图所示，ASP混合物具有注入曲线206，而油采收曲线208产生至井组204。在一些实施方案中，封堵试剂注入封堵井250中。如图所示，封堵试剂具有围绕每一个封堵井250的注入曲线。封堵试剂可用于驱使ASP混合物和/或油和/或气进入产出井组204。在一些实施方案中，井组202可用来注入ASP混合物，和井组204可用来在第一时间段内由地层生产油和/或气；然后井组204可用来注入ASP混合物，和井组202可用来在第二时间段内由地层生产油和/或气，而第一和第二时间段形成一个周期。在一些实施方案中，ASP混合物或包含ASP混合物的混合物可以在周期开始时注入，和在周期结束时可以注入任选添加有聚合物的水以推动ASP混合物进入生产井。在一些实施方案中，周期开始阶段可以为周期的初始10-约80%，或周期的初始20-约60%，周期的初始25-约40%，而周期结束时段为周期的剩余部分。在一些实施方案中，任选添加有聚合物的水可以被用作封堵试剂并注入到封堵井250 中。在一些实施方案中，注入到地层的ASP混合物可以从采出的油和/或气中回收,并且重新注入到地层中。在一些实施方案中，在注入任何强化油采收试剂之前在地层中存在的油的粘度为至少约5厘泊，或至少约10厘泊，或至少约25厘泊，或至少约50厘泊，或至少约75厘泊，或至少约90厘泊。在一些实施方案中，在注入任何强化油采收试剂之前在地层中存在的油的粘度为至多约125厘泊，或至多约200厘泊，或至多约500厘泊，或至多约1000厘泊。附图2c :下面参考附图2c，其中描述了在一些实施方案中的井阵列200。阵列200包括井组202 (用横线表示)和井组204 (用斜线表示)。封堵井250位于阵列200的外部以形成围绕阵列200的周边。在一些实施方案中，向井组204中注入ASP混合物，和从井组202中采收油。如图所示，ASP混合物的注入曲线208与油采收曲线206具有重叠210，而油采收曲线206产生至井组202。在一些实施方案中，向封堵井250中注入封堵试剂。如图所示，封堵试剂具有围绕每一个封堵井250的注入曲线。封堵试剂可用于驱使ASP混合物和/或油和/或气进入产出井组202。经过足够的时间段后，封堵试剂注入曲线可以与注入曲线208和油采收曲线206中的一个或多个重叠，从而强化油采收试剂被封堵在阵列200内；和/或使油和/或气封堵在阵列200内；和/或使封堵试剂产出至井组202。在一些实施方案中，向井组202中注入ASP混合物，和从井组204中采收油。如图所示，ASP混合物的注入曲线206与油采收曲线208具有重叠210，而油采收曲线208产生至井组204。在一些实施方案中，向封堵井250中注入封堵试剂。如图所示，封堵试剂具有围绕每一个封堵井250的注入曲线。封堵试剂可用于驱使ASP混合物和/或油和/或气进入产出井组204。经过足够的时间段后，封堵试剂注入曲线可以与注入曲线208和油采收曲线206中的一个或多个重叠，从而强化油采收试剂被封堵在阵列200内；和/或使油和/或气封堵在阵列200内；和/或使封堵试剂产出至井组204。
释放至少一部分ASP混合物和/或其它液体和/或气体可以通过任何已知的方法来实现。一种合适的方法为向第一井中注入ASP混合物，和通过第二井与所述气体和/或液体一起泵送出至少一部分ASP混合物。对于用来注入至少一部分ASP混合物和/或其它液体和/或气体的方法的选择并不关键。在一些实施方案中，可以在高达地层压裂压力的压力下将ASP混合物和/或其它液体和/或气体泵送入地层。在一些实施方案中，ASP混合物可以与地层中的油和/或气混合以形成可由井采收的混合物。在一些实施方案中，可以将一定量的ASP混合物注入井中，随后注入另一组分以驱使ASP混合物穿过地层。例如，为液态或气态形式的水、含有溶解的聚合物以增加其粘度的水、二氧化碳、其它气体、其它液体和/或它们的混合物可用来驱使ASP混合物穿过地层。在一些实施方案中，可以注入约0. I-5孔体积的ASP混合物，例如可以注入约0. 2-2孔体积、或约0. 3-1孔体积的ASP混合物。ASP混合物注入后可以接着注入约2_10孔体积的聚合物水混合物，例如约3-8孔体积的聚合物水混合物。聚合物水混合物注入后可以接着注入约1-10孔体积的水。附图3:下面参考附图3，其中描述了在本发明的一些实施方案中的系统400。系统400包括地下地层402、地层404、地层406和地层408。在地面上提供生产设施410。井412穿过地层402和404，并且在地层406处有开孔。部分地层414可以任选压裂和/或开孔。当油和气由地层406产出时，它们进入部分414并沿井412上行进入生产设施410。可以将气体和液体分离，和可以将气体送至气体贮存设备416中，和将液体送至液体贮存设备418中。生产设施410能够混合、产生和/或贮存ASP混合物，ASP混合物可以在生产/贮存设备430中产生和贮存。ASP混合物向下泵入井432，至地层406的部分434。ASP混合物穿过地层406以辅助生产油和气，然后ASP混合物、油和/或气可以全部产出至井412，到达生产设施410。然后ASP混合物可以循环，例如通过应用油-水重力分离器、离心机、破乳剂、沸腾、冷凝、过滤和现有技术中已知的其它分离方法，然后将ASP混合物重新注入井432中。可以提供带有注入机构452的封堵井450和带有注入机构462的封堵井460，以在封堵井450和封堵井460之间封堵ASP混合物。注入机构452和462可用来注入封堵试剂，如产生冻结壁的冷冻剂、或液体或气体如水、与增粘剂混合的水、与碱混合的水、与表面活性剂混合的水、二氧化碳、天然气、其它C1-C15烃、氮气或空气、或它们的混合物。在一些实施方案中，一定量的ASP混合物或与其它组分混合的ASP混合物可以注入到井432中，接着注入另一种组分以驱使ASP混合物或与其它组分混合的ASP混合物穿过地层406，例如气态或液态的水、与一种或多种盐、聚合物、碱和/或表面活性剂混合的水；二氧化碳；其它气体；其它液体；和/或它们的混合物。在一个实施方案中，可以将约0. 1-2例如约0. 25-1孔体积的ASP混合物注入井432中。然后将约0. 5-10例如约1-5孔体积的粘度约为ASP混合物粘度25%以内如约10% 以内的聚合物-水混合物注入井432中。然后将约1-10孔体积的水注入井432。在一些实施方案中，生产油和/或气的井412为井组202中井的代表，和用于注入ASP混合物的井432是井组204中井的代表。在一些实施方案中，生产油和/或气的井412是井组204中井的代表，和用于注入ASP混合物的井432是井组202中井的代表。附图4:附图4描述了设计ASP驱的方法500。方法500包括确定表面活性剂502的最优盐度、确定皂504的最优盐度、确定由于添加了聚合物506的混合物粘度、为ASP驱建立包括地层、化学品和油特性的模型508、关联模型与已知数据510、和应用模型设计ASP驱512。对于每一步的进一步细节描述如下。ASP方法是两种较早的化学驱油技术即表面活性剂-聚合物驱和碱驱的组合。在这些方法中，所注入的化学品的任务是双重的首先，降低油水之间的界面张力以释放被毛细管力截留的油；和其次，当必要时，通过加入聚合物增加水的粘度而稳定所述置换。在表面活性剂-聚合物驱的情况下，界面张力的降低通过注入表面活性剂来实现。而在碱驱的情况下，碱(例如NaOH或Na2CO3提高了盐水的pH值,这反过来会造成原油载带的油酸阜化，从而原位产生通常称为“皂”的天然表面活性剂。虽然注入的表面活性剂(在下文中简称为"表面活性剂〃)与原位产生的表面活性剂(称为"皂")在化学上明显不同，但它们具有统一的性能，即它们界面活性取决于环境如盐度。除了恒定的外部条件，存在最优的盐水盐度，在该最优盐水盐度下表面活性剂或皂最大程度地降低了油-水界面张力。在较低盐度("低于最优状态")或在较高盐度("高于最优状态")下，界面张力的降低较小。在低于最优状态下，表面活性剂和皂有利于分配入盐水相；在高于最优状态下，它们有利于分配入油相；只有在接近它们各自的最优盐度时，它们才能产生第三个单独的“微乳相”，该相与油相和水相之间均表现出极低的界面张力。最优盐度对于表面活性剂来说是特定的；皂的最优盐度通常明显要低于典型的注入表面活性剂。可以设计ASP混合物使得化学段塞的最优盐度接近或等于注入水的实际盐水盐度，从而实现低的油-水界面张力。高或低的盐度将使得表面活性剂或皂不能有效地被推动进入生产井(低于最优情况)或被分配进入固定的油中，即被保留在油中，因此被损失掉(闻于最优情况)。ASP混合物可以包括作为一个段塞一起注入的碱、表面活性剂和聚合物。在该段塞中，碱和表面活性剂通常以(稍微)不同的速度移动表面活性剂分配入任何残余油中和进行基质吸附，而碱通过皂化、碳酸盐沉淀和可能与基质交换反应而被消耗。在注入后，ASP段塞的相行为低于或接近最优状态。然后，在碱与原油接触后，皂化过程降低了产皂区域的最优盐度，从而使局部的相行为变化为高于最优状态。结果建立了最优盐度在化学段塞前端高于最优至化学段塞后端低于最优的梯度，该梯度限制了化学段塞并限制了分散稀释。这种固有梯度可以通过贮层扩展，从而在原则上通过贮层移动最优界面活性区，导致没有油剩下。确定表面活性剂相的最优盐度为了确定表面活性剂的化学相行为，可以应用具有不同碱和氯化纳浓度的一系列样品，例如试管。一个这样的例子处于零碱浓度，如附图5所示由该样品可以推断出纯表面活性剂溶液的最优盐度。可以推断产生单独乳液相的试管处于或接近最优盐度，从而界面张力的降低为最大值。确定阜相的最优盐度为了确定皂的化学相行为，基本按照与确定表面活性剂相同的程序，只是有点复杂。皂是碱或更具体的氢氧化物与油酸的反应产品。因而，所产生皂量取决于加入到盐水中的碱量。但加入碱还增加盐度，因此不能研究与高皂浓度组合的低盐度下的行为。应用碳酸钠作碱时，控制皂化的平衡反应的最简单形式为含水反应Na2CO3 — 2Na++C032 (式 I)
_] CO,1" + HaO 分 HCO/' + Or (式 2)和皂化反应HA0+ OH铃A" + fcO (式3)在式3中，HA。代表油载酸，A—代表皂。由于HAjOIT分别存在于油和水中，据理解后一反应在油和水的界面处发生。决定于油的“总酸值”(TAN)即测量油中酸的摩尔浓度的量，需要不同量的碱实现完全皂化。比较碳酸盐和酸的摩尔浓度可以表明在给定的油和盐水混合物中是否发生了明显程度的皂化。确定聚合物溶液的粘度为了确定聚合物溶液的粘度，可以使具有不同盐度的样品具有添加于其中的给定体积的聚合物，和然后确定样品的粘度。通常，增加盐度将会导致较低粘度，而增加聚合物的体积将会导致较高粘度。在一个实施方案中，ASP混合物的流度比与地层中的油匹配。通常，ASP混合物和油的流度比是粘度的函数。因此，向ASP混合物中加入聚合物直到该混合物的粘度与油类似。在一个实施方案中，ASP混合物的粘度值在油粘度值的50%以内，例如在20%以内或在10%以内。建立模型简而言之，模型为ASP方法的两相(水和油)多组分(表面活性剂、酸、皂、聚合物、含水化学品)的描述，包括盐水化学、化学品的组成依赖分配、吸附和粘度调整。
模型包括两个液相(水和油)和一个固定的固相，其中表面活性剂和阜依据盐度与最优盐度的比在两个液相之间分配。上面讨论的ASP混合物的一个中心特征在于由高于最优行为(富皂区)转换为低于最优行为(富表面活性剂区)。由于在贮层内给定位置处皂与表面活性剂浓度比发生变化，因此必须为最优盐度。表面活性剂和皂各自的最优盐度作为可以通过实验确定的输入参数。表面活性剂和皂均允许作为局部化学品浓度(相组成)的函数在水和油之间分配。这种分配决定了表面活性剂和皂的流动。分配模型的基础是随着局部组成分别为低于最优或高于最优表面活性剂和皂强烈分配入水或油中的定性观察。但在最优盐度处，表面活性剂和皂以等份分配入水和油中。由于ASP驱可能领先表面活性带高于最优及在所述带内低于最优，分配系数的真实性质可能不太相关。 在模型中提供了界面张力关联。该关联假定在最优盐度处获得用户定义的最小界面张力。另外，在高的皂与表面活性剂浓度比处，由于皂而建立了最小界面张力。最后，如果总表面活性剂浓度(即表面活性剂和皂浓度的总和)为或高于临界胶束浓度，则只能实现最小界面张力。当皂和表面活性剂的总浓度降低时，界面张力逐渐接近未调整的油-水值。该模型具有粘度模型，其中考虑了粘度对水中聚合物质量分数和有效盐度的依赖。皂化程度取决于局部碱浓度。因此，跟踪该浓度以及影响皂产生的酸和其它组分的浓度是ASP模型的特征。为了避免模拟时间过长，反应物的个数可以尽可能少，包括前面所描述的皂化方程式。ASP驱油和ASP模型的复杂性以及必要的模型简化要求模型产生的预测有效。为此，可以进行详细的一维模拟，并将所得的化学品和生产曲线与其它模型或其它已知数据进行比较。随后，实验的ASP芯驱数据可以与历史数据匹配，以使模型与所述芯驱产生的数据关联。然后应用现场实验和由贮层获得的工业规模数据进一步改进该模型。设计ASP混合物一旦已经成功地设计了模型并针对给定的油田或地层设置了参数，则该模型可用来确定ASP混合物的组分。在给定的多个参数和复合化学的复杂性下，一个合适的起始点可能是前面应用的ASP混合物化学，或者应用上面讨论的由实验室实验确定的最优混合物化学。由此，混合物的盐度可能发生改变，同时表面活性剂的浓度、聚合物的浓度以及碱的浓度均可能发生改变。模型可能需要借助附加的实验室测试和实验进行进一步标定，从而适当地模拟变化的盐度、表面活性剂浓度、聚合物浓度和/或碱浓度。在一个实施方案中，可以首先完成表面活性剂浓度的灵敏度分析以实现最优表面活性剂浓度，随后对碱进行相同的分析，然后再对聚合物进行分析。但顺序并不关键。通常，增加的油采收与获得最优混合物的化学品的成本相比。替代方案在一些实施方案中，所产生的油和/或气可以输送至炼厂和/或处理设备中。可以处理油和/或气以生产工业产品如运输燃料如汽油和柴油、加热用油、润滑剂、化学品和/或聚合物。处理可以包括精馏和/或分馏所述油和/或气以产生一个或多个馏分油馏分。在一些实施方案中，油和/或气和/或一个或多个馏分油馏分可以经历如下一种或多种方法催化裂化、加氢裂化、加氢处理、焦化、热裂化、蒸馏、重整、聚合、异构化、烷基化、共混和脱蜡。实施例从设计合适的ASP配制剂到油田实际小试这一路线用于评价和验证在大型砂岩贮层中ASP项目的可行性。实验室工作和模型标定需要一套实验室实验来量化ASP配制剂的行为。开始时，单独分析表面活性剂混合物的相行为和聚合物粘度行为。随后，将这两者在芯驱油实验中组合以研究给定组合的油采收，并标定流动模拟用于随后预测。相行为实验 为了这一目的，可以认为表面活性剂混合物由两种独立的物质组成所生产的注入表面活性剂和原位产生的石油皂。虽然从原则上讲这两者具有明显不同的分子结构，但它们均具有降低原油和盐水之间界面张力的能力(虽然在不同的盐水盐度下)，假定所有其它热力学性质由贮层决定。给定表面活性剂达到最低界面张力时的盐度称为它的最优盐度。低的界面张力促进油-盐水乳液相的产生，而这反过来又可用作达到最优盐度的证据。与界面活性一起，表面活性剂在油、盐水和乳液相间的分配取决于盐度在最优盐度下，表面活性剂分配入乳液相；在低于最优盐度(低于最优情况)的盐度下，表面活性剂主要分配入盐水；在高于最优盐度(高于最优情况)的盐度下，表面活性剂主要分配入油中。石油皂源于天然存在的石油酸，它们通过加入碱如氢氧化钠或碳酸钠提高盐水的碱度(PH)而被皂化。但这种有意皂化与无意的盐度升高(钠浓度)结合起来有可能使产生的石油皂的环境高于最优，即在降低油-水界面张力方面不够有效。这种相互依赖意味着简单的碱驱可能很难控制。另一方面，生产的表面活性剂可以针对所需要的最优盐度进行调节。虽然源于工业化学合成，但这些分子明显比石油皂成本更高，因为后者只需要注入碱的成本。另外，生产的表面活性剂的主要损失机理是吸附到贮层岩石上。已知具有不同最优盐度的表面活性剂混合物表现出组合的最优盐度，该组合的最优盐度遵循简单的浓度决定的混合原则。利用这种额外的自由度，可以设计ASP配制剂，这种设计利用石油皂的潜能(如果存在的话)，同时通过选择生产的表面活性剂来保证最优相行为。作为附加的好处，碱的存在降低了生产的表面活性剂被吸附的倾向，从而降低了该贵重组分的需要量。单独的石油皂的最优盐度行为可以由试管实验确定，其中油和盐水以不同比例混合，和随后碱以变化的浓度加入。一套这样的试管在图5中给出，由其可以推断出特定原油的石油皂的最优盐度为约0. 22mol/l Na+。对于针对这种特定原油所选择的生产的表面活性剂混合物进行独立但类似的分析，结果数值为0.76mol/l Na+。图6给出了按体积比50/50应用油和盐水进行的碱扫描。盐水包含0. 3被％的生产的表面活性剂混合物。基于在1.25wt%Na2C03&度下存在大的乳液相，可以推断表面活性剂和石油皂的组合的最优盐度为0. 31mol/l Na+，即在石油皂和生产的表面活性剂混合物各自的值之间。芯驱油实验在验证了最优相行为之后，在芯驱油实验中测试ASP配制剂以证明其释放和移动残余油的能力。这些实验提供了有关化学组分吸附特性以及(内部)聚合物驱油的置换稳定性的信息。图7至图9给出了在直径为5cm和长为30cm的地表砂石芯上实施的芯驱油实验数据。在该实验中驱油顺序如下2. 2PV水驱；0. 3PV ASP驱；2. 6PV聚合物驱。ASP配制剂由0. 3wt%生产的表面活性剂、lwt%Na2C03和27mPa. s的聚合物溶液组成。聚合物驱也具有27mPa. s的粘度。注入泵压力以及流出油馏分和采收因子在图7中给出，其中清楚表明在注入
2.6PV-3. 4PV时的油带采收，在结束时，98%的初始存在油已经被采收。将此与碳酸盐_碳酸氢盐流出物流度和pH(图8)以及流出物表面活性剂浓度和粘度(图9)比较，结果表明虽然该油带的前半段作为“净”油开采，但后半段被乳化并含有ASP化学品。碳酸盐转化为碳酸氢盐，对应这一转化观察到在约3PV (图8)时碳酸氢盐浓度暂时增加，这让人想到在多孔介质中发生了两种化学过程石油酸的皂化和粘土交换。在该模拟中，这些由以下小组反应表示I.碳酸盐-碳酸氢盐平衡C0广+ H2O钤HCO3' + 0H" 2.石油酸(HA0)皂化为皂(A_) =HA0 +0H"钤 A +H2O3.钠交换粘土键合氢Na+ +H+ +OH" Na++ H2O这组反应被认为是足够的，除非在pH值低于8下的行为必须精确复制，则将需要包括碳酸离解反应，或者如果盐水硬度(即Ca2+和Mg2+的浓度)足够大以至于沉积碳酸盐。流出物的表面活性剂浓度(图9)允许通过表面活性剂的突破时间确定表面活性剂的吸附特性。对于本工况，发现低至2 yg/g的最大吸附量(单位量多孔介质的表面活性剂量)，这代表非常干净的地表芯。该模拟模型没有复制实验确定的流出物表面活性剂浓度的量级。这很有可能是由于如下事实即只测量了水载表面活性剂，而较大部分的表面活性剂预期在乳液或油相中产生。但我们的模拟没有模拟乳液相，而是应用了简化的相行为最优盐度(参考图11)按下式由热力学混合规则计算popt (R) = Pa1/_/ Ps1/(_其中p_代表最优盐度，其作为石油皂(pA)和表面活性剂(Ps)的各自的最优盐度的函数，和比值R=(皂的摩尔数)/ (表面活性剂的摩尔数)。随后假定石油皂和表面活性剂的油-水分配系数遵循如下类型的指数定律K(p,R)= ~—其模仿了由Liu等(Liu等，2006)提出的函数关系。它满足条件K (P_ (R)，R) =1，即在最优盐度下在油和水之间平均分配(参考图12)。小试虽然从原则上讲在实验室内很好理解，但在油田内有关ASP的实施仍存在明显的不确定性。在成功的芯驱油实验后，在三个油田(两个砂岩、一个碳酸盐)实施了一系列单井化学示踪剂测试，以验证和证实在地下所选ASP配制剂的有效性。同时，已经开发了用于模式驱油ASP小试的目标和设计。进行计算机模拟以预测不同小试构造的注入压力、液体流量和流出物浓度。一系列单井化学示踪剂测试
单井化学示踪剂测试(SWCT)提供了由井孔以外延伸入贮层几米的体积内确定固定油饱和的手段。实际上，在SWCT期间，将一种化学示踪剂作为确定段塞注入井中，和随后原位开始反应成为另一种化学示踪剂。所注入的化学品和原位产生的化学品具有不同的分配特性及因此取决于主要油饱和的不同转化特性。因此，在短暂的停止期后，在注入段塞恢复生产后，它们在不同时间到达。对它们所获得的流出物浓度曲线的解释得到残余油饱和。理想地，每个浓度曲线表现出单个最大值。两个曲线的最大值之间的分离涉及通过明确解析式表示的残余油饱和。与该理想状况的偏离可能是由于以下原因引起，例如差的井整体性、或在停止期间化学品段塞的任何地下重排，例如井孔错流或流体飘移。因此，对于实施SWCT的井的选择标准包括例如良好的井整体性以及短的单区孔间距和与工作井的安全距离以避免任何干扰。实际上，应用现有的具有高水含量的生产井可能意味着不能同样良好地满足所有的选择标准。图13给出了由SWCT测试的PDO砂岩贮层内的井的贮层描述日志。与所考虑的该油田中大多数其它备选井一样，所选井的特征为探入多个贮层的30m包覆丝网完整间隔。在SWCT期间记录的压力和流量数据以及流出物示踪剂浓度曲线分别在图14和图15 中给出。图14给出了在SWCT期间各流动时段3000m3水驱后为短的孔清除开采；30m3含1被％甲酸乙酯(EtF)作为注入的化学示踪剂和0.5wt%正丙醇(NPA)以标记该段塞的化学示踪剂段塞；120m3水段塞，该水段塞将化学品驱至离井孔3m ;两天的停业期，在此期间EtF部分水解形成乙醇(EtOH) ；1. 2天的恢复生产期。另外，30m3和120m3的段塞均用0. 25wt%甲醇(MeOH)标记。对图15中所示的流出物示踪剂浓度曲线的扫视揭示了与上述理想状况的明显偏离。包括化学示踪剂反应输送模型在内的贮层模拟表明，通过井孔的三个单独地质层间的错流是所观察到的效果的主要原因。在前期运行的停止PLT中不明显的这种错流的发生是在示踪剂注入阶段各层动态加压的结果总的可压缩性越低和层的范围越小，则在注入阶段其平均压力增加越快。这可能导致穿过层的平均压差在停业期间通过井孔错流而迅速平衡。对于上面讨论的三层模型的特定情况，错流需要达到图15中所示的匹配
6.5m厚的层外约IOm3的量，和5. Om厚的层外4m3量，两者均进入最顶部13. 5m厚的层(参考图13)。在13. 5m的层中的残余油饱和度为34%，和在其它两层中均为20%，所得到的最优数字拟合对应于体积平均值28%，这与针对该贮层的预期一致。在该最初“基线” SWCT之后，向井中注入420m3预先确定的ASP配制剂，随后进行60m3的锥形聚合物驱和420m3的水驱。随后，在相同的井内实施第二次SWCT，以测量残余油饱和度，并由此评价ASP配制剂的效率。据认为该实验获得1%的残余油饱和度(不确定范围为0-6%)。这种几乎完全的解饱和与实验的芯驱油结果完全符合，表明贮层条件已经在实验室中合适地得到了复制。对三个不同油田中总共五个井实施类似的程序，即首先为基线SWCT，然后为ASP注入阶段和接着为另一次SWCT。这些井中的前两个位于相对重油的高品质砂岩贮层 ’另两个井位于中油高品质砂岩贮层的两个不同地层中；第五个井位于致密的碳酸盐贮层中。在目标在相同油田的相同地层且相互距离只有430m的前两个井中，第二个井接收较小的ASP段塞(44m3)、随后是聚合物驱油(131m3)、短的锥形聚合物驱油(20m3)和最后长的水驱(830m3)。虽然该第二井的基线SWCT导致与第一井类似的残余油饱和度(25%)，但据认为最终的SWCT获得23%的油饱和度。尽管ASP段塞明显缩短，但从实验芯驱油结果来看，这种明显不足的解饱和还是很意外的。但在更深入的分析之前，不能令人信服的是局部贮层的不均匀性和不稳定的流体置换造成水基化学示踪剂段塞渗透通过高粘度的ASP段塞和聚合物驱，从而实际上SWCT再次产生明显超过ASP处理所能达到的原始残余油饱和度。在化学示踪剂段塞回收期间所记录的同时产生稀释碱和聚合物支持了这一假设。因此，可以判断该SWCT技术不适合确定小型(工业规模)EOR处理的效率，这一经验对随后实验设计来说值得注意。仍需对后者进行结果分析。模式驱油实验虽然单井化学示踪剂实验系列提供了选定ASP配制剂对于地下解饱和有效性的证据，但它不能通过设计证实所述ASP方法在典型的驱油应用中的耐用性在整个模式驱油持续期间化学品在地下的稳定性；油带的形成及其稳定置换；易受贮层不均匀性影响；在无不可控贮层压裂条件下ASP段塞和聚合物驱油的最大可持续注入流量；这些段塞的最优工业体积。除了这些与地下相关的不确定性外，对于地面ASP注入方案的设计仍存在很大的挑战接近产出井和在生产设备处碳酸盐垢或二氧化硅垢的形成；在非常低的油水界 面张力下乳化油的开采；所涉及的化学品的供应链和处理。这一工作的主要标准为最大化数据获取如石油吸水、解饱和和采收因子；对井或设备故障的耐受性；乳化和污垢形成的量化和减轻；代表性的地质设置；可行的小试持续时间。已经确认的风险包括生产井附近被ASP化学品污染和不可控的压裂。基于以上所述，边长为75mX75m的可反转五点模式(一个中心注入井被四个顶点生产井包围)被认为是最好的折衷办法。另外，如果需要，该模式允许通过将顶点生产井转化为注入井并在围绕原始小试模式的更大距离处钻探出四个新的顶点生产井而将小试扩展为更大的模式规模。应用通过上述芯驱油实验标定过的贮层模拟模型，已经由现行的“历史-匹配”细格化油田模型开始进行ASP预测模拟。注入和生产流量结果示于图16中，而预期的流出物浓度曲线示于图10中。总的持续时间为I. 5年，大约半年花在了 ASP注入和聚合物驱油上，而剩余时间用于随后的水驱阶段。经过一年的小试操作后油带的产生基本完成。假定化学品穿透发生在0. 3-0. 4年后，则预期一部分油带将以乳化状态采出，虽然表面活性剂的浓度相对较小。这是由于在单个可反转五点模式中存在采出物流稀释，并且这对于油田范围的ASP实施来说并不典型。示例性实施方案在本发明的一个实施方案中，公开了一种从地下地层生产油和/或气的方法，包括在地下地层中定位合适的贮层；建立贮层模型；用实验室数据填充模型；模拟贮层以确定基于所注入的流体和所产生的流体的流体置换；基于用模型进行的一系列灵敏度分析确定用于待注入流体的最优流体混合物；在地层中钻探第一井；向第一井中注入最优流体混合物；在地层中钻探第二井；和由第二井生产油和/或气。在一些实施方案中，第一井相距第二井25米-I公里。在一些实施方案中，最优流体混合物包含水、表面活性剂、聚合物和碱。在一些实施方案中，所述方法还包括在已经将最优流体混合物释放入地层之后向地层中注入水基混合物的机构。在一些实施方案中，用实验室数据填充模型还包括确定最优流体混合物中表面活性剂的最优盐度。在一些实施方案中，用实验室数据填充模型还包括确定通过最优流体混合物中的碱与地层中的油反应形成的皂的最优盐度。在一些实施方案中，钻探第一井还包括钻探包括5-500 口井的第一井阵列，和其中钻探第二井还包括钻探包括5-500 口井的第二井阵列。在一些实施方案中，用实验室数据填充模型还包括基于添加到混合物中的聚合物的体积确定最优流体混合物的粘度。在一些实施方案中，所述方法还包括在注入混合物之前混合最优流体混合物。在一些实施方案中，在注入最优流体混合物之前，所述地下地层包含粘度为0. 5-250厘泊的油。在一些实施方案中，第一井包括在地层中的ASP混合物曲线，和第二井包括在地层中的油采收曲线，所述方法还包括ASP混合物曲线与油采收曲线之间的重叠。在一些实施方案中，用实验室数据填充模型还包括用来自地层的包含地层油的芯样品实施芯驱油实验。在一些实施方案中，用模型实施一系列灵敏度分析包括改变混合物中每种组分并确定所述每种组分的最优值。在一些实施方案中，地层中的油具有第一粘度，和最优流体混合物具有第二粘度，第一粘度在第二粘度的75厘泊以内。在一些实施方案中，地层中的油具有第一粘度，和最优流体混合物具有第二粘度，第二粘度为第一粘度的约25-200%。在一些实施方案中，第二井产生最优流体混合物及油和/或气。在一些实施方案中，所述方法还包括从油和/或气中回收如果存在的最优流体混合物，和然后任选将至少一部分所回收的最优流体混合物重新注入地层中。在一些实施方案中，最优流体混合物的注入压力比注入开始之前测量的初始贮层压力高0-37，OOOkPa。在一些实施方案中，地下地层具有0. 0001-15达西的渗透性，例如0. 001-1达西的渗透性。在一些实施方案中，所述方法还包括将至少一部分所采收的油和/或气转化为选自如下的材 料运输燃料如汽油和柴油、加热用油、润滑剂、化学品和/或聚合物。本领域熟练技术人员将会理解，在不偏离其实质和范围的情况下，对于所公开的本发明的实施方案、构造、材料和方法可能有多种改进和变化。因此，下文所附权利要求的范围及其功能等效物不应受这里所公开和描述的特定实施方案限制，因为它们在本质上只是示例性的。
权利要求
1.一种从地下地层生产油和/或气的方法，包括在地下地层中定位合适的贮层；建立贮层模型；用实验室数据填充模型；模拟贮层以确定基于所注入的流体和所产生的流体的流体置换；基于用模型进行的一系列灵敏度分析确定用于待注入流体的最优流体混合物；在地层中钻探第一井；向第一井中注入最优流体混合物；在地层中钻探第二井；和由第二井生产油和/或气。
2.权利要求I的方法，其中第一井相距第二井25米-I公里。
3.权利要求1-2—项或多项的方法，其中最优流体混合物包含水、表面活性剂、聚合物和碱。
4.权利要求1-3—项或多项的方法，还包括在已经将最优流体混合物释放入地层之后向地层中注入水基混合物的机构。
5.权利要求1-4一项或多项的方法，其中用实验室数据填充模型还包括确定最优流体混合物中表面活性剂的最优盐度。
6.权利要求1-5—项或多项的方法，其中用实验室数据填充模型还包括确定通过最优流体混合物中的碱与地层中的油反应形成的皂的最优盐度。
7.权利要求1-6—项或多项的方法，其中钻探第一井还包括钻探包括5-500 口井的第一井阵列，和其中钻探第二井还包括钻探包括5-500 口井的第二井阵列。
8.权利要求1-7—项或多项的方法，其中用实验室数据填充模型还包括基于添加到混合物中的聚合物的体积确定最优流体混合物的粘度。
9.权利要求1-8—项或多项的方法，还包括在注入混合物之前混合最优流体混合物。
10.权利要求1-9一项或多项的方法，其中在注入最优流体混合物之前，所述地下地层包含粘度为O. 5-250厘泊的油。
11.权利要求I -10 —项或多项的方法，其中第一井包括在地层中的ASP混合物曲线，和第二井包括在地层中的油采收曲线，所述方法还包括ASP混合物曲线与油采收曲线之间的重叠。
12.权利要求1-11一项或多项的方法，其中用实验室数据填充模型还包括用来自地层的包含地层油的芯样品实施芯驱油实验。
13.权利要求12的方法，其中用模型实施一系列灵敏度分析包括改变混合物中每种组分并确定所述每种组分的最优值。
14.权利要求1-13—项或多项的方法，其中地层中的油具有第一粘度，和最优流体混合物具有第二粘度，第一粘度在第二粘度的75厘泊以内。
15.权利要求1-14一项或多项的方法，其中地层中的油具有第一粘度，和最优流体混合物具有第二粘度，第二粘度为第一粘度的约25-200%。
16.权利要求1-15—项或多项的方法，其中第二井产生最优流体混合物及油和/或气。
17.权利要求1-16—项或多项的方法，还包括从油和/或气中回收如果存在的最优流体混合物，和然后任选将至少一部分所回收的最优流体混合物重新注入地层中。
18.权利要求1-17—项或多项的方法，其中最优流体混合物的注入压力比注入开始之前测量的初始贮层压力高0-37，OOOkPa。
19.权利要求1-18—项或多项的方法，其中地下地层具有O.0001-15达西的渗透性，例如O. 001-1达西的渗透性。
20.权利要求1-19 一项或多项的方法，还包括将至少一部分所采收的油和/或气转化为选自如下的材料运输燃料如汽油和柴油、加热用油、润滑齐U、化学品和/或聚合物。
全文摘要
一种从地下地层生产油和/或气的方法，所述方法包括在地下地层中定位合适的贮层；建立贮层模型；用实验室数据填充模型；模拟贮层以确定基于所注入的流体和所产生的流体的流体置换；基于用模型进行的一系列灵敏度分析确定用于待注入流体的最优流体混合物；在地层中钻探第一井；向第一井中注入最优流体混合物；在地层中钻探第二井；和由第二井生产油和/或气。
文档编号G06G7/48GK102763118SQ201180010305
公开日2012年10月31日 申请日期2011年1月18日 优先权日2010年1月20日
发明者W·M·斯托尔 申请人:国际壳牌研究有限公司