CN102971491A - 重烃沉积物的热活化 - Google Patents

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Abstract

本发明提供了一种用于通过来自在上方区域中热处理活化油的热能来向在上面的烃区域下面的底部区域施加热处理的方法。底部区域自身可以是进行热采油EOR的烃区域。而且，人们能够经济地对低活化度的油层进行热采油处理，并有例如底层水区域的下面区域。将具有比蒸汽更大的密度的气体和蒸汽引入下面的区域中将使得底层水移动，并在蒸汽和底层水之间产生气体隔离层，从而使得向上传递的热量最大和活化粘性油，从而大大降低了向底层水的热损失，从具有在下面的底层水的薄载油区域进行生产的经济性提高，否则该薄载油区域通过其它已知热采油EOR处理将并不经济。

Description

重烃沉积物的热活化
技术领域
本发明涉及一种用于将热能量有效引入在底部区域上面的重烃区域中的方法。更特别是，蒸汽、气体或它们的组合物引入底部区域，用于接触和向上传递热量，并用于刺激上面的重烃。在一个实施例中，底部区域是水区域，引入气体将用于驱动水径向离开引入点，并在更重的注入气体上面注入蒸汽。注入的蒸汽冷凝和通过重力而向下泄油，同时相关的非冷凝气体积累在引入点周围，从而产生在热能量和周围热沉或取样区域之间的隔离层。结果是热量升高至上面的热沉中，从而减小通向下面水区域的热损失。气体和蒸汽能够通过井下燃烧器就地形成。在另外的实施例中，底部区域是烃区域，蒸汽用于底部区域的刺激以及用于将热量向上传递给上面的烃区域。
背景技术
已知在初次采油处理不再可行之后从地下含烃地层中进行烃的强化热采油(EOR)。粘性的重油(包括沥青沉积物)可能对于地面开采太深，并使用就地方法。
热方法包括例如就地燃烧和蒸汽驱动，它们使用刺激或注入井和生产井的各种装置。在一些技术中，注入和生产井可以使用两种工作方式。其它技术包括循环蒸汽吞吐(CSS)、就地燃烧和蒸汽辅助重力泄油(SAGD)。SAGD使用紧密连接的大致平行井、水平延伸的蒸汽注入井形成蒸汽腔室，用于在基本平行和水平延伸的生产井中活化重油以采油。热就地方法通常用于油砂，该油砂较重且具有粘性，具有8-10°API的重量和10000至300000cp范围的粘性。非热方法包括稠油出砂冷采(CHOPS)，其中，砂与重油共同生产，油通常有在500至15000cp范围的粘性。在阿尔伯塔省，能源资源保护委员会(ERCB)通过重量来认为或将重油分类为ERCB原油密度(见指示17，http://www.ercb.ca/docs/documents/directives/Directive017.pdf，自2009年10月起，“在15℃下920千克每立方米(kg/m3)或更大的天然沥青井和重油井密度)。大约0.92的该具体比重等效于大约22.3API或更重，而具有大约1.0的具体比重的沥青具有大约10的API重度。
当重油层在水区域上面，且水形成地层的底层(通常称为底层水区域)时，就地技术将更加受限制，这部分是因为水区域的巨大热沉。在开采中包含水区域的一种开采方法由加拿大蚬壳有限公司和加拿大阿尔伯塔省油砂技术研究管理局(AOSTRA)在70年代后期和80年代中在加拿大阿尔伯塔和平河租地中实施。该方法称为压力循环蒸汽驱动(PCSD)。PCSD利用蒸汽注入来加热在油砂下面的底层水区域。一旦在井之间建立了连通，就开始连续蒸汽注入，且通过控制注入和生产速率来交替地升压和吹出油藏层(见阿尔伯塔省油砂技术研究管理局，AOSTRA油砂、沥青、重质油技术手册，埃德蒙顿，1989)。加拿大蚬壳有限公司在他们2009年向加拿大阿尔伯塔省能源资源保护委员会(ERCB)的卡西项目申请中提出了资源开采可选方案的历史回顾。蚬壳有限公司介绍到：“蒸汽在高注入速率和压力下注入底部水区域中(25m厚油层的最低4m至6m)。在生产井中的生产速率在低速周期和高速周期之间变化。这导致在低生产速率过程中的高油层压力和在高生产速率过程中的低油层压力的循环。预计蒸汽将压入油层的上部部分中，沥青将通过重力泄油来生产。在大规模开发阶段中将不会实现这些预期，且发现开采并不经济。”
申请人了解到CSS技术随后用于继续开采该资源。在这种情况下，CSS仍然面临困难。通常，上部注入井(用于注入蒸汽和形成蒸汽腔室，用于活化油)和底部生产井将用于采集加热的和活化的油。生产井布置成高于油砂地层的底部大约5m，注入井又高于生产井大约5m。生产井的位置(高于底部大约5m)已知是用于避免或延迟从取样区域或底层水区域穿透的结构。这也导致失去了开采低于厚度可能仅为15至25m区域5m区域的可能性。这种和其它薄产油带仍然开发不足。
申请人相信，地面蒸汽生产的费用(只是损失至水区域的较大热沉)导致该方法的中止。
下面的水区域的另一公知问题是水锥进(coning)的趋势。流动性更好的水优先进入生产井，从而排除油层。
而且，在热采油中，传递给上盖岩层的热量通常成为令人遗憾的能量损失。
申请人相信，就地处理由于能量损失且由于下方水的拖累而迄今为止没有成功地适应。而且，一些地层将刺激限制为冷生产，例如在松散砂中的重油，该冷生产可能布置在对于SAGD太窄的产油带中。
需要改进的技术，它开采更多资源，并有良好的经济性。
发明内容
在一个实施例中，提供了一种用于地下地层的热采油方法，它包括将热能引入底部区域，该底部区域在上部区域中的第一油层的下面。通过底部区域向上传递的热能将从下面加热该第一油层。加热的油变得可活化，以准备从上部区域来生产。
在另一实施例中，底部区域可以通过基本防渗层(例如帽岩或页岩层)而与上部区域隔离。因此，热能通过传导而传递给上部区域，且由上部区域进行的生产为常规方式，或者使用驱动来帮助活化油的生产。
在另一实施例中，底部区域自身是与上部的第一油层隔离的第二油层。由上部区域接收的热能对于来自在底部区域中进行的热采油的盖岩层来说是热损失。
多种已知方法可以用于将热能引入底部区域，包括SAGD装置、蒸汽注入、就地蒸汽产生和井下燃烧器。
在另一实施例中，提供了热采油EOR的方法，它包括：将气体和蒸汽引入包含底层水的底部区域，该底部区域和底层水都在上部区域中的油层的下面。较重的气体和较轻的蒸汽通过重力而分离以便分层，从而形成在蒸汽层下面的气体隔离层。因此，蒸汽与底层水的基本无限热沉隔离，其中，蒸汽将它的热能的大部分向上传递给上面的油层。如上所述，该热能加热油，降低它的粘性，并使得油活化用于生产。当底部区域与上部区域连通时，蒸汽也用于驱动活化的油通向与蒸汽的引入位置侧向间隔开的一个或多个生产井。在底部区域中的底层水逐渐径向向外驱动，从而形成碗形界面或颠倒锥体，从而使得越来越大面积的上部区域暴露于热能中。当蒸汽冷凝时，更大密度的冷凝水使得它向下通过气体层落向下面的底层水。在一个实施例中，一个或多个生产井完成于油层中。在另一实施例中，监测温度、浓度或气体中的一个或多个，用于检测油活化的位置或程度，且一个或多个生产井因此完成于油已经被活化的油层中。生产井能够在活化情况变化时重新完成于不同高度。
在另一实施例中，第一和第二油层中的一个或两个是重油层。在另一实施例中，油层是油砂层。在另一实施例中，油层是油砂层，该油砂层对于使用SAGD的常规开采方法来说太薄。在另一实施例中，作为热能源，气体和蒸汽由井下燃烧器的操作而引入底部区域中。在另一实施例中，井下燃烧器产生高温的热CO2气体，蒸汽通过热气体和水的相互作用而产生，水从就地的底层水或注入的水中选择。
附图说明
图1表示根据第一实施例在底部水区域中完成的热注入井的示意图；
图2表示在底部水区域中的热注入井，形成气体/水隔离层以及优化的热刺激和活化；
图3A至3C表示随着时间推移或者不同间距的各种完成情况，用于优化活化油的开采；
图4表示在地下区域中的热处理的示意图，用于传递来自该处理的热能，以便在用于热采油EOR的上部烃区域中接收；
图5表示在底部烃区域中的热采油EOR和该处理的热能在用于热采油EOR的上部烃区域处接收的示意图；
图6A表示具有在底部烃区域中的蒸汽热采油EOR(例如SAGD)和该SAGD的热能在用于热采油EOR的上部烃区域处接收的另一实施例的示意图；以及
图6B表示在第一下伏岩层中进行的另一热处理的示意图，该第一下伏岩层在第二和底部烃区域(用于热采油EOR的第二热处理)以及第三和上方的上部烃区域(用于热采油EOR)。
具体实施方式
在广义实施例中，热能的热量被引入底部区域，用于将热量传递给具有第一油层的上部区域，该第一油层受益于加热的地层，包括适用于强化热采油(EOR)的重油。底部区域能够是下伏岩层，甚至包括水或底部区域，或者能够是进行热采油EOR的另一区域。
在一个实施例中，该第一油层是由于某种原因而不适合SAGD的重油区域，包括太窄或太浅以至于不能容纳平行的注入井和生产井，它能够受益于这里所述的热刺激。一个这种形式的地层是利用具有砂的冷重油生产(或CHOPS)来进行生产的地层。在普通的CHOPS中，油与地层砂共同生产，同时在砂地层中形成“虫孔”，这使得更多油能够到达生产井。如申请人所知的机理，在生产井附近通常使用渐进空腔泵来产生低压区域。溶解气将相变化成蒸气，并使得油和砂流化，该油和砂流入低压区域并进行生产。在加拿大的阿尔伯塔，砂、虫孔和流化的共同作用产生地层中的原始油的3％至8％之间。而且，申请人相信，通常在地层的上部部分中虫孔的存在能够显示蒸气强化开采使用的不当，因为虫孔能够引导蒸汽优先地离开目标油。
不过，申请人注意到，通过使得温度增加几度来产生泡沫油驱动而引入附加因素是迄今为止在CHOPS生产中未知的。这里，刺激泡沫油驱动(SFOD)可用于具有合适储油层条件的未开采油场或耗尽油场。该处理能够提高和延长虫孔发展的寿命。SFOD处理通过使得目标储油层从下面加热来刺激第一油层，热量从下伏岩层或底部区域来接收。这在上面的目标地层中产生了大致线性的连续温度升高，这加强了溶解气从液体油/水相中的释放。将热能传递给储油层的下伏岩层底部的任何来源都将促进该处理。溶解气通过升高温度而受到刺激，以便脱离流体状态，从而提高了对于主要温度驱动的原始驱动和开采机理。这里，当热采油EOR方案已经用于底部区域中时，废热将驱动在上部区域中的处理。
当上面的重油储油层响应该热传递时，将产生泡沫油驱动，该泡沫油流过虫孔网络进入生产井的收集***中。当产生空隙度，且高透过性槽道(虫孔)的网络膨胀时，将产生穿透，该穿透产生网络。经过一段时间，生产转变成自由流动重力泄油开采。虫孔网络在处理使得油活化时产生，从而产生空隙度，该空隙度提供了用于绕过未开采的油以流入生产井的路线。
将SFOD用于耗尽的CHOPS储油层将延长油场的寿命，从而导致采油增加。为了优化优点，某些地质和储油层条件能够规定为该地层是用于下伏岩层热刺激的候选。理想的是，底部区域是能够支承热采油EOR方案的第二油层，它将通过底部的不可透过层或盖岩层而与上部区域的第一油层分离。目标区域是适合支持泡沫油驱动的区域。
参考图4，人们能够看见利用下伏岩层热量来热刺激上面的目标地层的总体实施例。该上面或上部区域10包含适用于CHOPS生产的第一重油层，该第一重油层在底部区域12上面。热量从热源14提供给底部区域12，例如使用从蒸汽注入井注入的蒸汽、就地蒸汽产生或者使用更大能量源(例如由操作井下燃烧器产生的能量源，用于加热燃气和蒸汽地层。一种形式的井下燃烧器在PCT文献WO2010/081239中提出，该WO2010/081239的公开日为2010年7月22日，用于产生蒸汽和燃气。特别是，当上部区域10通过基本不可透过的岩层或层16而与底部区域12隔离时，由在底部区域12中进行的处理产生的热能Q通过传导而向上传递，在本例中传递至上部区域10中。在上部区域10中的重油20进行活化，例如通过SFOD，并在上部区域10中完成的生产井22处进行生产。在底部区域12中，水或乳剂能够在需要时利用在底部区域12中在与热源14侧向间开的位置处完成的开采井24来除去。
参考图5，人们能够看见另一实施例，该另一实施例利用下伏岩层热量来用于第一热刺激上面的目标或上部区域10，同时在底部区域12中进行第二热刺激。在上部区域10中的第一油层布置在底部区域12的第二油层的上面。热量提供给底部区域12，在本实施例中该底部区域12也是接收热刺激的烃区域。在该实施例中，热量通过SAGD装置来提供，该SAGD装置具有至少蒸汽注入井和生产井，用于热刺激和从底部区域12来生产。底部区域12可以适合SAGD，包括具有充分的厚度和地质条件。当不适合时，例如由于最小间距需要等而被认为太薄或太浅以至于不能接收普通的SAGD注入和生产井时，这些因素利用热源14来减轻，该热源14例如蒸汽注入、就地蒸汽产生或者使用更大能量源，例如井下燃烧器的能量源。一种形式的井下燃烧器在PCT文献WO2010/081239中提出，该PCT文献WO2010/081239的公开日为2010年7月22日，授予Schneider等。成蒸汽注入器形式的热源14能够是垂直或水平蒸汽注入器，或者是一个或多个水平就地蒸汽产生器，该蒸汽产生器横过与一个或多个垂直或水平的生产井24连接的区域，该生产井24布置成用于从底部区域12收集活化油。不管在底部区域中用于热强化采油的装置如何，否则将损失的热能Q这时通过加热上部区域10而回收，在本实施例中该上部区域10是上部重油区域。
由在底部区域12中进行的处理产生的热能通过传导而经过基本不可透过层16传递至上面的重油上部区域10中。在上部区域10中的重油20被活化并由此生产。活化的油、水、油或乳剂能够在需要时使用在底部区域12中完成的生产井或开采井24(与热源14间开)而除去。
参考图6A，人们能够看见包括普通实施例的多个其它实施例，与图5的实施例类似，其中，热源14例如SAGD通过水平蒸汽注入井30来刺激油36的热活化，用于通过水平生产井31来开采，该注入井30和生产井31都在底部区域12中完成。来自热源14或注入井30的蒸汽34向上部区域10提供热量Q1，用于活化油20，用于在水平生产井31中收集。残余废热或热能Q1向上传导，用于在上部区域10中的重油20的第二刺激。
参考图6B，人们能够看见，多个区域能够使用在下面区域中的热源的多种组合来进行刺激。如图6B中所示，第一和最深的热能Q2的源44是例如在授予Schneider等人的WO2010/081239中所述的井下燃烧器和蒸汽产生处理。来自该最深处理的热量Q2由上面的第二底部区域12来接收。由底部区域12接收的热量Q2通过位于底部区域12中的第二热能Q1的源14(例如蒸汽热采油EOR处理)来补充。蒸汽热采油EOR处理能够包括具有水平注入井30和水平生产井31的SAGD。来自第二热源14的热能Q1和来自第一热源44的残余热量Q2由第三上部区域10接收用于热采油EOR。
底层水区域
如图1中所示，在另一实施例中，油层或上部区域在包含底层水112的下面区域(例如下面的底层水区域113)的上面并与该下面区域连通，这是在加拿大的阿尔伯塔的一些区域的特征。
重油层最受益于这里所述的实施例，包括通常使用上述热方法和非热方法常用的开采油的形式。底层水区域113可接近，并完成有用于将热的不可冷凝气体引入水区域中的装置。术语不可冷凝的意思是气体在地层条件下不能冷凝。术语“引入”包括在一点处(例如注入井114)注入至地层中或者在地层中的一点处产生，例如在位于地层中的井下工具115处。不可冷凝气体能够是包括燃烧产物(例如二氧化碳CO2)的热气体，该热气体例如通过井下燃烧器热引入，或者在井下形成。注入压力(Pinj)将大于在底层水区域中的压力(Pbw)，且在底层水区域113中的压力Pbw将大于在重油层中的压力Poil。压力管理能够帮助驱动和避免活化油的重力泄油。
在初始原地温度条件下，重油120的活动性较差。因此，重油120首先形成低透过性屏障，且注入底层水区域113中的热气体117使得水112从引入点(例如注入井114)径向和侧向移动，从而产生碗状界面或上升热气体117的倒锥体。热气体给予足够能量，以便从水区域113中的水112或注入的水产生蒸汽116。水引入以便与热气体混合，或者由热气体加热原生水或底层水，从而产生蒸汽。蒸汽116和热气体117流出至底层水区域113中。
当热气体是CO2时，在相同井下压力和温度条件下，热气体的密度比蒸汽的密度大几倍。而且，热CO2通过储油层的活动性比蒸汽更小。因此，蒸汽116将与热气体117或CO2重力分离并分层，更重的CO2向下移动，蒸汽向上移动。CO2形成在底层水112和蒸汽116之间的隔离层119。
因此，蒸汽116升高以便与上面的重油载有区域110接触，由于水的蒸发潜热，因此当蒸汽冷凝时将热能Q优先传递给该上面的上部区域110，因此向底层水112的热损失减少。当蒸汽冷凝成水时，水的更大密度使得它向下透过CO2层并加入或混合至底层水112中。
因此，热能Q向上面的重油层110的传递最大，向底层水区域113中的底层水112的热沉损失的热量最小。相反，在现有技术的PCSD和普通蒸汽驱动处理中，引入的热量设计成流向底层水。
如图2中所示，活化的油120在蒸汽或气体驱动下朝着生产井122移动。
在初始地层条件下，重油可能非常粘稠，具有的粘度直到几十万厘泊(cp)，且使用普通装置将难处理、不可运动和不可开采。相反，水的粘度小于1cp。使用蒸汽116和热气体117层的实施例时，具有隔离层119，热量Q这时有效传递给上部区域110的重油层。在蒸汽冷凝温度下，重油粘度能够降低多个幂级，降至几百或几十厘泊，从而利用已知的生产井技术可以开采。当重油层中的重油活动性增加时，蒸汽继续在重油层中有效引向更高和甚至更大的径向范围。
如图2中所示，一个或多个生产井122或者一排生产井122从上部区域110中的、与注入井114(该注入井114在底部区域113中完成)间开的位置处开采活化的重油120。可以有多种生产方案，且这些方案能够在活化的周期中变化。
如图3A、3B和3C中所示，在一个实施例中，生产井完成于重油层或上部区域110中。水的活动性能够比油大超过100倍，且实际上水有无限的储备，因此人们通常避免在底层水区域113中完成井，以避免在生产的流体中有较高的水部分，而且，人们通常在重油层中的足够高处完成井，以避免水锥进。
在一个实施例中，人们能够追踪井孔温度，并完成或穿孔生产井122，以便根据油的活动性或热型面而使得穿孔130置于油层内。井122能够重新完成(图3B、3C)，以便当经过一段时间热型面变化时使得穿孔130布置在井122中的更高处。用于检测在生产井122附近的油活动性的变化的可选装置包括中子测井或测量气体效果。
在另一实施例中，人们将在油区域110中较高地穿孔，并依赖于底部水驱动来将活化的油向上推向生产井122。在另一方案中，人们可以在油区域110的中部穿孔，并依赖于水平压力梯度来将油推向生产井。在还一方案中，人们可以周期性地操作热气体和蒸汽产生器注入器。在注入停止之后，全部蒸汽将最终冷凝，CO2将移动至油区域的顶部，从而形成气体帽。在这种情况下，人们可以再在油区域110中的底部穿孔，并依赖于气体帽来驱动油至生产井。在地层或储油层消耗的不同阶段可以使用任意方案。
注入井114能够注入热气体、热气体和水(作为水或蒸汽)、或者导致产生热气体和蒸汽的组分。
用于在井下以蒸汽和热燃气形式(主要是CO、CO2和H2O)产生热的一种方法和装置在申请人的、用于井下蒸汽产生和强化热采油(EOR)的装置和方法的共同待审专利申请中提出。井下蒸汽产生器在加拿大的申请日为2010年1月14日，系列号为2690105，在美国公开为US2010/0181069A1(公开日为2010年7月22日)，这两篇文献都整个被本文参引。
在申请人的共同待审的井下蒸汽产生器和EOR中，井下燃烧器组件与主油管柱流体连接，并定位在目标区域内。燃烧器组件通过使得燃料和氧化剂在足以熔化储油层的温度下燃烧而产生燃烧空腔，或者以其它方式产生空腔。然后，燃烧器组件继续稳态燃烧，以便产生和维持热燃气，用于流入和透入目标区域，以便产生气体驱动前锋。水注入目标区域，燃烧空腔的仰孔用于产生蒸汽驱动前锋。这里，燃烧器组件可以位于目标区域处的加套管井孔中，燃烧器组件具有高温套管密封件，用于密封在井下燃烧器和加套管井孔之间的套管环路，且还具有用于将水注入在套管密封件上面的目标区域内的装置。高温套管密封件能够穿过套管的变形部分，并可重复使用，而基本不受到热循环的影响。
能够形成燃烧腔室，从而在足以使得目标区域的地层熔化的温度下操作燃烧器组件。然后，保持稳态燃烧，用于使得燃料和氧维持低于化学当量的燃烧，从而产生热燃气(主要是CO、CO2和H2O)，该热燃气进入和透过目标区域。热燃气产生气体驱动前锋，并加热在燃烧空腔和井孔附近的目标区域。沿着燃烧腔室上面的套管环路将水添加给目标区域将使得水注入在井孔附近的目标区域的上部部分中，用于侧向透过。注入水的侧向运动冷却井孔防止热燃气加热，并减小了向井孔附近地层的热损失。水进一步侧向透过目标区域和转变成蒸汽。在目标区域中的蒸汽和热燃气形成蒸汽和气体驱动前锋。
在上下文中申请的底层水移动方案时，在本发明的实施例中，使用井下燃烧器和就地产生蒸汽都是满足产生热气体(该热气体包含CO2)和产生蒸汽116的目的，或是通过使得来自井下燃烧器的能量和底层水反应，或是通过井下燃烧器的能量和添加的水反应。人们能够预计，当使用添加的水时，例如通过套管环路，底层水将越来越离开注入井。
在另一实施例中，还由图1以图形表示，在上部区域110中的第一油层处在并不载有烃的下伏岩层或其它底部区域(例如底层水区域113)的上面。底部区域可进入，且装置114完成为用于将不可冷凝气体117引入底部区域中。再有，术语“不可冷凝”的意思是气体在地层条件下不可冷凝。不可冷凝气体还有比蒸汽更高的密度。不可冷凝气体能够包括燃烧产物，例如二氧化碳CO2，它将在热状态下引入或在井下形成，例如通过井下燃烧器。不可冷凝气体117还能够是其它可用气体，例如氮气(N2)。二氧化碳和N2比蒸汽116更重，并将聚集或形成在注入蒸汽116下面的隔离气泡或层119。例如，当更重气体是CO2时，气体即使在热状态下(例如燃烧、蒸汽产生或注入)的密度也比蒸汽的密度大几倍。而且，CO2穿过地层的活动性比蒸汽更差。
因此，蒸汽116将与CO2分离，更重的CO2向下移动，蒸汽向上移动。CO2形成在下面区域和上面的蒸汽之间的隔离气泡或层。因此，蒸汽116升高，以便接触上面的重油载有区域110，从而当蒸汽116冷凝时将水的蒸发潜热Q传递给该区域，且热量向下面区域113或底层水112的损失减小。当水从蒸汽/重油界面冷凝时，它的更大密度使得它向下透过CO2层落向底部区域，且当为底层水区域113时将加入或与底层水112混合。
有利的是，工业产生的CO2(例如指定用于碳捕获、储存或封存的CO2)能够从地面注入，用于在底部层处形成气泡或隔离层119，且使得蒸汽116浮在其上，用于向上面的区域110传递热量Q。
权利要求书(按照条约第19条的修改)
1.一种从油层中热采油的方法，所述方法包括：
将热能引入底部区域，所述底部区域位于包含第一油层的上部区域的下面；
在所述上部区域处接收来自所述底部区域的热能，并使用所述热能用于；
使得第一油层的油热活化，用于在所述上部区域中完成的一个或多个生产井处开采。
2.根据权利要求1所述的方法，其中，在所述上部区域处接收热能之前，还包括通过传导从所述底部区域向所述上部区域传递热能。
3.根据权利要求1或2所述的方法，其中，将热能引入底部区域包括注入蒸汽。
4.根据权利要求1或2所述的方法，其中，将热能引入底部区域包括操作井下燃烧器，以产生蒸汽和燃气。
5.根据权利要求1或2所述的方法，其中，将热能引入底部区域包括就地产生蒸汽。
6.根据权利要求1～5任一项所述的方法，其中，所述上部区域通过基本不可透过层与所述底部区域隔离。
7.根据权利要求6所述的方法，其中，所述底部区域是第二油层。
8.根据权利要求7所述的方法，其中，将热能引入底部区域还包括：将蒸汽引入底部区域中以使第二油层中的油热活化，并用于在一个或多个生产井处开采，所述一个或多个生产井与热能引入的位置侧向间隔开，并在所述底部区域中完成。
9.根据权利要求8所述的方法，其中，将热能引入底部区域还包括：
在所述底部区域中提供蒸汽辅助重力泄油SAGD装置，所述SAGD装置具有至少一个蒸汽注入井和至少一个生产井；
从所述至少一个蒸汽注入井引入蒸汽；
热活化在所述第二油层中的油；
在所述至少一个生产井处从所述第二油层中采油，由此，在所述上部区域处接收热能还包括接收来自所述底部区域的残余热能。
10.根据权利要求1～9任一项所述的方法，其中，所述底部区域包括底层水区域，所述方法还包括：
将气体和蒸汽引入在油层下面的所述底部区域，用于向所述底部区域引入热能，气体的密度大于蒸汽的密度；
使得至少一些气体与蒸汽进行重力分离，用于在蒸汽和底层水之间形成气体隔离层，用于向上传递预定部分的热能；
热活化上部区域中的油，以在一个或多个生产井处开采，所述一个或多个生产井与引入热能的位置侧向间隔开，并在所述上部区域中完成。
11.一种从油层中热采油的方法，所述方法包括：
将气体和蒸汽引入位于油层下面的底部区域，用于向所述底部区域引入热能，所述气体的密度大于蒸汽的密度；
使得至少一些气体与蒸汽进行重力分离，用于在蒸汽下面形成气体隔离层，并向上传递预定部分的热能；
热活化油，用于在一个或多个生产井处开采，所述一个或多个生产井与引入点侧向间隔开。
12.根据权利要求11所述的方法，其中，油层在底层水的上面，且使得至少一些气体与蒸汽进行重力分离在蒸汽和底层水之间形成隔离层。
13.根据权利要求12所述的方法，还包括将水从冷凝蒸汽排入底层水中。
14.根据权利要求12或13所述的方法，还包括使得底层水移动，用于形成气体和蒸汽的倒置锥体，所述倒置锥体与底层水隔离。
15.根据权利要求11～14任一项所述的方法，还包括使得热活化的油移动，用于在一个或多个生产井处开采。
16.根据权利要求15所述的方法，其中，气体和蒸汽的引入使得热活化的油移动。

Claims (15)

1.一种从油层中热采油的方法，所述方法包括：
将热能引入底部区域，所述底部区域位于包含第一油层的上部区域的下面；
在所述上部区域处接收来自所述底部区域的热能，并使用所述热能；
使得第一油层的油热活化，用于在所述上部区域中完成的一个或多个生产井处开采。
2.根据权利要求1所述的方法，其中，将热能引入底部区域包括注入蒸汽。
3.根据权利要求1所述的方法，其中，将热能引入底部区域包括操作井下燃烧器，以产生蒸汽和燃气。
4.根据权利要求1所述的方法，其中，将热能引入底部区域包括就地产生蒸汽。
5.根据权利要求1～4任一项所述的方法，其中，所述上部区域通过基本不可透过层与所述底部区域隔离。
6.根据权利要求5所述的方法，其中，所述底部区域是第二油层。
7.根据权利要求6所述的方法，其中，将热能引入底部区域还包括：将蒸汽引入底部区域中以使第二油层中的油热活化，并用于在一个或多个生产井处开采，所述一个或多个生产井与热能引入的位置侧向间隔开，并在所述底部区域中完成。
8.根据权利要求7所述的方法，其中，将热能引入底部区域还包括：
在所述底部区域中提供蒸汽辅助重力泄油SAGD装置，所述SAGD装置具有至少一个蒸汽注入井和至少一个生产井；
从所述至少一个蒸汽注入井引入蒸汽；
热活化在所述第二油层中的油；
在所述至少一个生产井处从所述第二油层中采油，由此，在所述上部区域处接收热能还包括接收来自所述底部区域的残余热能。
9.根据权利要求1～8任一项所述的方法，其中，所述底部区域包括底层水区域，所述方法还包括：
将气体和蒸汽引入在油层下面的所述底部区域，用于向所述底部区域引入热能，气体的密度大于蒸汽的密度；
使得至少一些气体与蒸汽进行重力分离，用于在蒸汽和底层水之间形成气体隔离层，用于向上传递预定部分的热能；
热活化上部区域中的油，以在一个或多个生产井处开采，所述一个或多个生产井与引入热能的位置侧向间隔开，并在所述上部区域中完成。
10.一种从油层中热采油的方法，所述方法包括：
将气体和蒸汽引入位于油层下面的底部区域，用于向所述底部区域引入热能，所述气体的密度大于蒸汽的密度；
使得至少一些气体与蒸汽进行重力分离，用于在蒸汽下面形成气体隔离层，并向上传递预定部分的热能；
热活化油，用于在一个或多个生产井处开采，所述一个或多个生产井与引入点侧向间隔开。
11.根据权利要求10所述的方法，其中，油层在底层水的上面，且使得至少一些气体与蒸汽进行重力分离在蒸汽和底层水之间形成隔离层。
12.根据权利要求11所述的方法，还包括将水从冷凝蒸汽排入底层水中。
13.根据权利要求11或12所述的方法，还包括使得底层水移动，用于形成气体和蒸汽的倒置锥体，所述倒置锥体与底层水隔离。
14.根据权利要求10～13任一项所述的方法，还包括使得热活化的油移动，用于在一个或多个生产井处开采。
15.根据权利要求14所述的方法，其中，气体和蒸汽的引入使得热活化的油移动。
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