CN102037211A - 基本恒定组成气体生产的油田管理 - Google Patents

Abstract

提供了从富含有机物岩层向地表设备生产烃流体的方法。该方法可包括原位加热富含有机物岩层以造成地层烃的热解，和通过两个或多个井从富含有机物岩层生产产出液。该产出液至少部分由位于富含有机物岩层的地层烃的热解而产生。此外，产出液包含不可凝结流体或气体，其合在一起具有在一段时间内以大于5％的比率变化的平均沃泊指数。该方法也包括控制两个或更多个井中一个或多个的生产，以使两个或更多个井的产出液的组合产生组合气流，其平均沃泊指数在所述一段时间内以小于5％的比率变化。该组合流包含可燃烃流体。

Description

基本恒定组成气体生产的油田管理

相关申请的声明

本申请要求2008年5月23日提交的美国临时专利申请号61/128,664的权益。该申请名称为“Field Management for Substantially Constant Gas Generation”，在此引入其全部作为参考。

发明领域

本发明涉及从地下地层回收烃的领域。更具体地，本发明涉及从富含有机物岩层原位回收烃流体，该富含有机物岩层包括如油页岩层、煤层和焦油砂层。本发明也涉及在从富含有机物岩层生产烃流体期间提供基本恒定的气体组成(composition)的方法。

背景技术

已知某些地质地层包含有机物，被称为“干酪根”。干酪根是固体含碳物质。当干酪根被埋于岩层时，该混合物被称为油页岩。无论该矿物实际是不是学术上的页岩，即从致密粘土形成的岩石，其都是真实的。

干酪根暴露于热一段时间后经历分解。加热后，干酪根分子分解，以产生油、气和含碳焦炭。也可生成少量水。油、气和水流体在该岩石基体内变得可以流动，而含碳焦炭保持基本上不动。

油页岩层被发现于遍及世界的不同地区，包括美国。特别地，在怀俄明州、科罗拉多州和犹他州发现了这样的地层。油页岩层往往存在于相对浅的深度，并且通常的特征在于有限的渗透性。一些人认为油页岩层是这样的烃沉积物，其还没有经历认为是形成常规油和气储量所需的多年热和压力。

干酪根产生流动烃的分解速率取决于温度。充分转化可能需要一般超过270℃(518℉)的温度经过数月的过程。在较高的温度下，充分转化可能在较短时间内发生。当干酪根被加热到必要温度时，化学反应将形成固体干酪根的较大分子断裂成较小分子的油和气。该热转化过程被称为热解或干馏。

从油页岩层提取油已经尝试了许多年。在地表开采和干馏近地表油页岩已超过一个世纪。1862年，James Young开始加工苏格兰油页岩。该产业持续约100年。在其他国家也已通过地表开采进行商业油页岩干馏。这些国家包括澳大利亚、巴西、中国、爱沙尼亚、法国、俄罗斯、南非、西班牙、约旦和瑞典。然而，近年来实践大多已经停止，因为其被证实为不经济或因为废页岩处理上的环境限制。(参见T.F.Yen和G.V.Chilingarian，″Oil Shale″Amsterdam，Elsevier，第292页，在此引入其全部内容作为参考)。进一步，地表干馏需要油页岩的开采，其限制对极浅地层的具体应用。

在美国，自20世纪早期就已知西北部科罗拉多州存在油页岩沉积物。尽管研究项目已在该地区时不时地进行，但是还没有进行真正的商业开采。大多数关于油页岩生产的研究在20世纪后半期实施。该研究主要是针对页岩油地质学、地球化学和地表设备中的干馏。

1947年，美国专利号2,732,195被授予Fredrik Ljungstrom。该专利，名称为“Method of Treating Oil Shale and Recovery of Oil and Other Mineral Products Therefrom”，提出以高温向油页岩层原位应用热量。该原位加热的目的是蒸馏烃并将它们开采至地表。在此引入′195 Ljungstrom专利其全部作为参考。

Ljungstrom创造了短语“供热通道(heat supply channels)”以描述钻入地层的井眼。该井眼接收向周围油页岩传热的电热导体。因此，供热通道用作早期热注入井。热注入井中的电热元件被置于沙或水泥或者其他导热材料内，以使热注入井将热量传入周围油页岩，同时防止流体流入。根据Ljungstrom，在一些应用中将地下“集合体(aggregate)”加热到500℃至1,000℃之间。

随着热注入井，流体生产井也在热注入井附近完井。随着在热量传导进入集合体或岩石基体后干酪根热解，通过邻近生产井回收产生的油和气。

Ljungstrom通过Swedish Shale Oil Company应用其从加热的井眼进行热传导的方法。建立了从1944年运行至20世纪50年代的全规模工厂。(参见G.Salamonsson，″The Ljungstrom In Situ Method for Shale-Oil Recovery，″2^nd Oil Shale and Cannel Coal Conference，v.2，Glasgow，Scotland，Institute of Petroleum，London，第260-280页(1951)，在此引入其全部内容作为参考)。

已经提出了另外的原位方法。这些方法一般包括向地下油页岩层注入热和/或溶剂。热量可以是加热的甲烷(参见美国专利号3,241,611，J.L.Dougan)、烟气或过热蒸汽(参见美国专利号3,400,762，D.W.Peacock)的形式。热量也可以是电阻加热、电介质加热、射频(RF)加热(美国专利号4,140,180，其被转让给位于伊利诺斯州芝加哥的ITT Research Institute)或氧化剂注入的形式，以支持原位燃烧。在一些情况下，在该基岩中产生人为的渗透性以助于热解流体在加热后的运动。渗透性产生的方法包括开采、碎石化、水力压裂(参见美国专利号3,468,376，M.L.Slusser和美国专利号3,513,914，J.V.Vogel)、爆炸压裂(参见美国专利号1,422,204，W.W.Hoover等)、热压裂(参见美国专利号3,284,281，R.W.Thomas)和蒸汽压裂(参见美国专利号2,952,450，H.Purre)。

已公开在同一井内堆叠的导电断面或电极间运行交流电或射频电能以加热地下地层。参见名称为“Method and Apparatus for Electrical Heating of Oil-Bearing Formations”的美国专利号3,149,672；名称为“Method and Apparatus for Electrically Heating a Subsurface Formation”的美国专利号3,620,300；名称为“In Situ Oil Shale Process”的美国专利号4,401,162；和名称为“Method for In Situ Heating of Hydrocarbonaceous Formations”的美国专利号4,705,108。名称为“Electrical Method and Apparatus for the Recovery of Oil”的美国专利号3,642,066提供了通过在不同井中运行交流电在地下地层内进行电阻加热的描述。其他描述了在井眼中建立有效电极的方法。参见名称为“Electrode Well Method and Apparatus”的美国专利号4,567,945；和名称为“Method for Increasing the Production of Petroleum From a Subterranean Formation Penetrated by a Wellbore”的美国专利号5,620,049。

名称为“In Situ Electrolinking of Oil Shale”的美国专利号3,137,347描述了这样的方法：电流流过连接两个井的断面，以得到始于大部分周围地层的电流。地层的加热最初由于地层的体积电阻而发生。F.S.Chute和F.E.Vermeulen，Present and Potential Applications of Electromagnetic Heating in the In Situ Recovery of Oil，AOSTRA J.Res.，v.4，第19-33页(1988)描述了重油中试试验，其中应用“电预热(electric preheat)”在两个井间通过电流，以降低粘度并为随后蒸气驱在井间建立连通通道。

1989年，美国专利号4,886,118被授予Shell Oil Company。该专利，名称为“Conductively Heating a Subterranean Oil Shale to Create Permeability and Subsequently Produce Oil”，公开了“[c]ontrary to the implications of...prior teachings and beliefs...the presently described conductive heating process is economically feasible for use even in a substantially impermeable subterranean oil shale(与...在先的教导和看法的暗示相反...目前描述的传导性加热工艺对于甚至在基本上不可渗透的地下油页岩中的应用来说是经济上可行的)”(第6栏，In.50-54)。虽然该公开存在，但要注意的是，如果有的话，除Ljungstrom的以外很少的商业原位页岩油操作已出现。′118专利提出控制各热注入井周围岩石内的热传导率，以提供均衡的热前缘。在此引入′118 Shell专利其全部作为参考。

在名称为“Methods of Treating a Subterranean Formation to Convert Organic Matter into Producible Hydrocarbons”的共有专利出版物WO 2005/010320和名称为“Hydrocarbon Recovery from Impermeable Oil Shales”的专利出版物WO 2005/045192中可找到油页岩干馏和页岩油回收后的另外过程。在此引入这两个专利出版物的背景和技术公开内容作为参考。

对页岩油生产的改良方法存在需求。此外，对控制组合气流中气体组成的改良方法存在需求，该组合气流产自页岩油开采区的产出液。进一步，对从产自页岩油生产操作的烃气体生成电流的方法存在需求。更进一步，对在产生的气体中维持基本恒定组成的方法存在需求，其中该气体具有当产自原位加热时随时间变化的性质。

发明概述

本文所述方法对提高从富含有机物岩层的烃流体收率具有多种益处，该富含有机物岩层如含固体烃或重烃的地层。各种实施方式中，该益处可包括增加烃流体从富含有机物岩层的生产，以及为回收操作提供电能来源，如油页岩生产操作。

首先提供从富含有机物岩层向地表设备生产烃流体的方法。富含有机物岩层包含地层烃，如固体烃或重烃。一方面，富含有机物岩层是油页岩层。

该方法包括原位加热富含有机物岩层，以造成地层烃的热解，然后通过两个或更多个井从富含有机物岩层生产产出液。产出液至少部分由位于富含有机物岩层的地层烃的热解产生。产出液具有可凝结(液体)和不可凝结(气体)组分。

不可凝结的气体部分可被分离为气流。该气流可包含可燃的烃流体。进一步，该气流可具有这样的沃泊指数(Wobbe Index)值：一段时间内随地层被加热和生产以大于5％的比率变化。测量气流变化的这段时间一般多于6个月，并可能多于1年。沃泊指数值可以是日平均值、周平均值或一些其他时间段内取的平均值。换句话说，沃泊指数值可构成如沃泊指数评估的日平均值或周平均值。

该方法也包括控制自两个或更多个井中一个或多个的生产，以使两个或更多个井的产出液组合产生其沃泊指数值在一段时间内以小于5％的比率变化的气流。

一方面，两个或更多个井包括至少第一组井、第二组井和第三组井。第一组井可包含与第二组井或第三组井相比数量不同的井。优选地，第一组井在第一个启动时间开始生产烃流体，第二组井在第二个随后的启动时间开始生产，而第三组井在第三个随后的启动时间开始生产。第一启动时间和第二启动时间之间的时间表示第一增量，而第二启动时间和第三启动时间之间的时间表示第二增量。第一增量和第二增量可以是相同长度的时间或可以是不同长度的时间。

也提供应用产自烃开采区原位转化过程的气体的方法。一个实施方式中，该方法包括在生产产出液的开采区操作。可由开采区内富含有机物岩层的地层烃热解生产产出液。富含有机物岩层优选包含油页岩，此时产出液包含页岩油。

开采区可被分为多个部分。各部分可有两个或更多个生产井。生产井将产出液生产至地表。处理设备位于地表。

该方法包括从各部分内的富含有机物岩层递增地生产产出液。来自各部分的产出液包括不可凝结的部分，该部分包含气流。可将递增部分的气流组合，形成组合气流。该部分的生产被调节，以使组合气流中二氧化碳和氢气的组成基本保持在限定范围内。

该方法也包括选择燃气轮机。燃气轮机被设计为接收可燃气流，该可燃气流具有这样的组成：包含限定范围内的二氧化碳和氢气。燃气轮机被设置为向发电机提供能量。该方法进一步包括使气流经过燃气轮机，以从燃气轮机向发电机提供能量。一方面，发电机向井下加热元件提供电流。其也可提供电流以支持开采区的地表生产设备。

一个实施方式中，该方法也包括调节产自第一部分的烃流体的产率，以改变组合气流内二氧化碳和氢气的摩尔百分率。或者，调节产率以提供组合气流中选定的二氧化碳-氢气摩尔比。

从各产出液获得组合气流的步骤可通过以下得到：将各产出液分离为液流和气流，然后在地表设备中将从各产出液分离的气流组合，形成组合气流。可选地，获得组合气流的步骤可通过以下得到：混合各产出液，然后在地表设备将混合的产出液分离为至少组合液流和组合气流。任一情况中，液流和气流均包含可燃的烃流体。

本文提供从开采区富含有机物岩层生产烃流体的另一种方法。优选地，开采区是页岩油开采区。一个实施方式中的方法包括将开采区分成三个或更多个生产区。各生产区优选具有两个或更多个生产井。该方法也包括在第一生产区原位加热富含有机物岩层。加热的目的是造成第一生产区中地层烃的热解。

该方法进一步包括从第一生产区生产烃流体。以第一产率通过两个或更多个生产井完成生产。此外，该方法包括在后续的生产区递增地原位加热富含有机物岩层，以造成各后续生产区的地层烃热解。

该方法也包括通过两个或更多个生产井从各后续的生产区递增地生产烃流体。将产出液输送至地表处理设备。一方面，从后续的生产区递增地生产烃流体包括将后续生产区之间的生产启动间隔至少三个月。

该方法进一步包括控制一个或多个生产区的产率。可通过控制所选后续生产区各井的产率完成控制产率。目的是基本匹配开采区流体处理设备的能力。一方面，匹配处理设备的能力意为维持基本恒定的烃产率。

附图简述

为了能更好地理解本发明，在此附上一些附图、图表、曲线图和流程图。然而要注意的是，附图仅图解了本发明选定的实施方式，因此不要理解为范围的限定，对于本发明可承认其他同等有效的实施方式和应用。

图1是示例性烃开采区的三维等视轴图。开采区包括限定地下地层的富含有机物岩石基体。

图2A-2B表示统一的流程图，示范一个实施方式中油和气从富含有机物岩层原位热回收的一般方法。

图3是示例性油页岩层的横截面侧视图，该油页岩层位于或连接于地下水含水层和地层沥滤操作。

图4提供示例性加热井样式的平面图。显示两层加热井围绕各生产井。

图5是柱状图，比较模拟原位干馏过程前后的1吨Green River油页岩。

图6是图解烃开采区的图。该开采区已被细分。在开采区显示了地表处理设备的工艺流程图。

图7是流程图，示范一个实施方式中从富含有机物岩层向地表设备生产烃流体的步骤。

图8是几种从实验室加热科罗拉多州油页岩产生的气体物质的曲线图。左侧y-轴表示经过12小时实验产生的所测气体物质的mol.％浓度，包括CO₂、H₂、甲烷、乙烷和CO。x-轴表示时间，并以小时的形式表示。

图9是显示烃开采区的气体生产的曲线图。分解气体生产以mol.％作时间的函数表示气体组成。时间被划分成对于开采区不同的井或井组递增的启动时间。

图10是以图9中气体生产的mol.％显示累积气体组成的曲线图。作时间的函数显示累积气体组成。时间被划分成如图9所示相同的启动时间增量。

图11显示烃开采区的平面图。开采区被细分成多个递增的生产区。

图12表示流程图，示范一个实施方式中应用产自原位转化过程的气体的步骤。

图13是流程图，示范一个实施方式中优化烃开采区处理设备的步骤。

一些实施方式详述

定义

如本文所用，术语“烃(一个或多个)”指这样的有机物：分子结构包含键合氢的碳。烃也可包含其他元素，例如但不限于卤素、金属元素、氮、氧和/或硫。

如本文所用，术语“烃流体”指气体或液体烃或烃的混合物。例如，烃流体可包括地层条件下、处理条件下或环境条件下(15℃和1atm压强)为气体或液体的烃或烃的混合物。烃流体可包括，如油、天然气、煤层甲烷、页岩油、热解油、热解气、煤的热解产物和其他气态或液态的烃。

如本文所用，术语“产出液(produced fluids)”和“产出液(production fluids)”指从地下地层去除的液体和/或气体，该地下地层包括如富含有机物岩层。产出液可既包含烃流体又包含非烃流体。产出液可包含但不限于热解页岩油、合成气、煤的热解产物、二氧化碳、硫化氢和水(包括蒸汽)。产出液可既包含烃流体又包含非烃流体。

如本文所用，术语“可凝结烃”意为那些在约25℃和1个大气绝对压下凝结成液体的烃。可凝结烃可包括具有碳数大于4的烃混合物。

如本文所用，术语“不可凝结”意为在约25℃和1个大气绝对压下不凝结成液体的那些化学物质。不可凝结的物质可包括不可凝结烃和不可凝结的非烃物质，如二氧化碳、氢气、一氧化碳、硫化氢和氮气。不可凝结烃可包括碳数小于5的烃。

如本文所用，术语“重烃”指在环境条件(15℃和1atm压强)下具有高粘度的烃流体。重烃可包括高粘度烃流体，如重油、焦油和/或沥青。重烃可包含碳和氢，以及较低浓度的硫、氧和氮。另外的元素也可以微量存在于重烃。重烃可由API(美国石油学会)比重分类。重烃一般具有约20度以下的API比重。重油，例如一般具有约10-20度的API比重，但焦油一般具有约10度以下的API比重。重烃的粘度在约15℃一般大于约100厘泊。

如本文所用，术语“固体烃”指在地层条件下以基本固体形式被天然发现的任何烃物质。非限制性实例包括干酪根、煤、不纯石墨、沥青岩和天然矿物蜡。

如本文所用，术语“地层烃”指富含有机物岩层包含的重烃和固体烃。地层烃可以是但不限于干酪根、油页岩、煤、沥青、焦油、天然矿物蜡和沥青岩。

如本文所用，术语“焦油”指一般在15℃具有粘度大于约10,000厘泊的粘性烃。焦油的比重一般大于1.000。焦油可具有小于10度的API比重。“焦油砂”指其中具有焦油的地层。

如本文所用，术语“干酪根”指固体不可溶烃，其主要包含碳、氢、氮、氧和硫。

如本文所用，术语“沥青”指可充分溶于二硫化碳的非晶态固体或粘性烃物质。

如本文所用，术语“油”指含有可凝结烃混合物的烃流体。

如本文所用，术语“地下”指存在于地球表面下的地质地层。

如本文所用，术语“富含烃地层”指含烃大于微量的任何地层。例如，富含烃地层可包括这样的部分：以体积上大于百分之五的水平包含烃。位于富含烃地层的烃可包括，如油、天然气、重烃和固体烃。

如本文所用，术语“富含有机物岩石”指具有固体烃和/或重烃的任何岩石基体。岩石基体可包括但不限于沉积岩、页岩、粉砂岩、砂、沉积石英岩、碳酸盐和硅藻土。富含有机物岩石可包含干酪根。

如本文所用，术语“地层”指任何限定的地下区域。地层可包含一个或多个含烃层、一个或多个非含烃层、任何地质层的上覆岩层和/或任何地质层的下伏岩层。“上覆岩层”和/或“下伏岩层”是目的地层上方或下方的地质物质。

上覆岩层或下伏岩层可包含一种或多种不同类型的基本不可渗透的物质。例如，上覆岩层和/或下伏岩层可包含砂岩、页岩、泥岩或潮湿/紧密碳酸盐(即不含烃的不可渗透碳酸盐)。上覆岩层和/或下伏岩层可包括相对不可渗透的含烃层。一些情况下，上覆岩层和/或下伏岩层可渗透。

如本文所用，术语“富含有机物岩层”指含有富含有机物岩石的任何地层。富含有机物岩层包括，如油页岩层、煤层和焦油砂层。

如本文所用，术语“热解”指通过应用热断裂化学键。例如，热解可包括通过单独加热或结合氧化剂加热使化合物转变为一种或多种其他物质。热解可包括通过氢原子的加入改变化合物的性质，该氢原子可从分子氢、水、二氧化碳或一氧化碳得到。热量可被传递到部分地层，引起热解。

如本文所用，术语“水溶性矿物”指可溶于水的矿物。水溶性矿物包括：例如，苏打石(碳酸氢钠)、碱灰(碳酸钠)、碳钠铝石(NaAl(COs)(OH)₂)或其组合。充分溶解可能需要加热的水和/或非中性pH的溶液。

如本文所用，术语“地层水溶性矿物”指被天然发现于地层的水溶性矿物。

如本文所用，术语“下沉”指地球表面相对于地表初始海拔的向下运动。

如本文所用，术语层的“厚度”指层横截面上限和下限之间的距离，其中距离测量正交于横截面的平均倾斜。

如本文所用，术语“热压裂(thermal fracture)”指地层中由部分地层和/或地层内流体膨胀或收缩直接或间接引起而产生的压裂，该膨胀或收缩又是由地层和/或地层内流体温度的上升/下降，和/或加热造成的地层内流体压力的增强/减弱引起。热压裂可蔓延到或形成于明显冷于加热区的相邻区域。

如本文所用，术语“水力压裂(hydraulic fracture)”指至少部分蔓延进入地层的压裂，其中通过加压流体向地层的注入而产生压裂。尽管使用术语“水力压裂”，但在此本发明不限于用于水力压裂。本发明适用于以本领域技术人员认为适当的任何方式产生的任何压裂。压裂可通过注入支撑剂材料人为地保持开放。水力压裂可以是基本水平方向、基本垂直方向或沿任何其他平面定向。

如本文所用，术语“井眼”指通过向地下钻眼或插入管道造成的地下井。井眼可具有基本圆形的横截面或其他横截面形状(如椭圆形、正方形、长方形、三角形或其他规则或不规则形状)。如本文所用，术语“井”，当指地层开口时，可与术语“井眼”交替使用。

如本文所用，术语“启动时间”指开采区内井组产出液开始的时间。

所选具体实施方式的说明

本文结合某些具体的实施方式说明本发明。然而，就以下详述针对具体的实施方式或具体的应用来说，其仅意为示例，而非意为限制本发明的范围。

如本文所述，本发明的一些实施方式包括或含有关于原位回收天然资源方法的应用。可从包含富含有机物岩石的地层回收天然资源，该地层包括，如油页岩层。富含有机物岩石可包含地层烃，如干酪根、煤或重烃。本发明的一些实施方式中，天然资源可包括烃流体，该烃流体包括：例如，如页岩油的地层烃热解产物。本发明的一些实施方式中，天然资源也可包括水溶性矿物，该水溶性矿物包括：如苏打石(碳酸氢钠或2NaHCO₃)、碱灰(碳酸钠或Na₂CO₃)和碳钠铝石(NaAl(CO₃)(OH)₂)。

图1表示示例性油页岩开采区10的透视图。显示开采区10的地表12。地表12下方是各种地下地层20。地层20包括：例如，富含有机物岩层22和其下方的非富含有机物岩层28。示例性富含有机物岩层22包含地层烃(如：例如，干酪根)和可能有价值的水溶性矿物(如：例如，苏打石)。

要理解的是，代表性地层22可以是任何富含有机物岩层，包括：例如含煤或焦油砂的岩石基体。此外，构成地层22的岩石基体是可渗透的、可半渗透的或不可渗透的。本发明在这样的页岩油开采区特别有利：最初具有非常有限的流体渗透性或没有有效的流体渗透性。

为进入地层22并从其中回收天然资源形成多个井眼。首先，沿开采区12外围显示一些井眼14。这些井眼14原被设计用作加热井。加热井提供热量，以热解富含有机物岩层22中的烃固体。一些实施方式中，为加热井14提供15至25英尺的井间距。热解过程随后，可将外围井眼14转变为水注入井。选定的注入井14用向下的箭头“I”表示。

以所谓的“行列驱井(line drive)”排列显示示例性井眼14。然而，如关于图4更完全地论述，可提供不同的其他排列。本文公开的发明不限于加热井或水注入井的排列或选择方法。

在开采区10的井眼14内侧显示另外的井眼16。其表示生产井。生产井的代表性井眼16相对于地表12在方向上基本上是垂直的。然而，要理解的是，一些或所有生产井井眼16可偏离成钝角甚至水平方向。选定的生产井16用向上的箭头“P”表示。

图1的排列中，各井眼14和16在油页岩层22中完成。该完井可以是裸眼井或下套管井。生产井16的完井也可包括从其中发出的有支撑或无支撑的水力压裂。生产之后，这些内侧井眼16中一些可转变为水生成井。

图1的视图中，仅8个井眼14显示为注入井，并且仅8个井眼16显示为生产井。但是，要理解的是，油页岩开采项目中，很可能钻挖大量另外的井眼14和16。生产井井眼16的位置可以相对接近，间隔10英尺至多达300英尺。可选地，井眼可间隔30至200英尺或50至100英尺。

一般地，也在浅深度完成井眼14，实际垂直深度200至5,000英尺。可选地，可在深度1,000至4,000英尺或1,500至3,500英尺完成井眼。一些实施方式中，目标是原位干馏的油页岩地层在地表下大于200英尺或可选地地表下大于400英尺的深度。可选的实施方式中，目标是原位干馏的油页岩层在地表下大于500、1,000或1,500英尺的深度。可选的实施方式中，目标是原位干馏的油页岩层在地表下200至5,000英尺之间、可选地1,000至4,000英尺之间、1,200至3,700英尺之间或1,500至3,500英尺之间的深度。

在转变为水注入井和油生产井和/或水溶性矿物溶液生产井之前，可选择井眼14和16的某些初始功能。一方面，以指定的顺序安排井眼14和16，用作两种、三种或四种不同用途。可将适当的工具和设备相继地于井眼14和16中置入和移除，以用作不同用途。

图1中也示例性显示产出液处理设备60。装备处理设备60，以接收通过一个或多个管道或流线76从富含有机物岩层22产出的流体。流体处理设备60可包括适用于接收和分离从加热地层22产生的油、气和水的设备。流体处理设备60可进一步包括用于分离溶解的水溶性矿物和/或迁移的污染物质的设备，该迁移的污染物质包括：例如，从富含有机物岩层16回收的产出水中溶解的有机污染物、金属污染物或离子污染物。如果热解在没有氧气或空气下进行，污染物质可包括芳香烃。其可包括：例如，苯、甲苯、二甲苯和三甲苯。污染物也可包括聚芳香烃，如蒽、萘、

和芘。金属污染物可包括含砷、铬、汞、硒、铅、钒、镍、钴、钼或锌的物质。离子污染物质可包括：例如，硫酸盐、氯化物、氟化物、锂、钾、铝、氨和硝酸盐。其他物质如硫酸盐、氨、铝、钾、镁、氯化物、氟化物和酚类也可存在。如果应用了氧气或空气，污染物质也可包括酮类、醇类和氰化物。进一步，存在的具体迁移污染物质可包括上述物质的任何子集或组合。

为了回收油、气和水溶性矿物钠(或其他)，可采取一系列步骤。图2表示流程图，示范一个实施方式中从富含有机物岩层原位热回收油和气的方法200。要理解的是，图2中一些步骤的顺序可以改变，并且该步骤顺序仅为示例。

首先，鉴定油页岩开采区10。方框210显示该步骤。油页岩开采区包括油页岩(或其他富含有机物岩石)地层22。可选地，油页岩层22包含苏打石或其他矿物钠。

可通过以下鉴定油页岩层22内的目标开采区10：检测或模拟油页岩的深度、厚度和有机丰富度，以及评估地层22相对于其他岩石类型的位置、结构特征(如断层、背斜或向斜)或水文地质单元(即含水层)。这通过以下完成：建立和解释地图和/或深度、厚度、有机丰富度的模型以及其他来自可用检测和资料的数据。这可能包括进行地质学地表勘测、研究岩层露头(outcrops)、进行地震勘测和/或钻挖井眼以从地下岩石获得岩芯样本。

一些油田(或矿场，气田，field)中，地层烃，如油页岩，可在多于一个地下地层中存在。一些情况下，富含有机物岩层可能被无烃的岩层或者另外的具有微小或没有商业价值的岩层隔断。因此，在烃开采中，油田操作人员可能需要进行如下分析：目标是哪个地下富含有机物岩层或应以哪种顺序将其开采。

可基于不同因素选择富含有机物岩层进行开采。一种这样的因素是地层中含烃层的厚度。较大的生产层厚度可能意味较大的烃流体潜在体积产量。各含烃层可能具有变化的厚度，该厚度取决于：例如，含地层烃层形成的条件。因此，一般会选择富含有机物岩层22进行处理，如果该地层包含至少一个含地层烃层，该含地层烃层具有足以进行产出烃流体的经济生产的厚度。

如果紧密排列在一起的若干层的厚度足以进行产出液的经济生产，也可选择富含有机物岩层22。例如，地层烃的原位转化方法可包括选择和处理富含有机物岩层内的层，其具有大于约5米、10米、50米、或者甚至100米的厚度。在这种方式下，向富含有机物岩层上方和下方形成的层的热损失(作为总注入热的部分)可能小于源自地层烃薄层的热损失。然而本文所述的方法也可包括选择和处理这样的地层：可包括基本没有地层烃的层或地层烃的薄层。

也可考虑一个或多个富含有机物岩层的丰富度。对于油页岩层，丰富度一般是干酪根含量的函数。可应用多种数据由岩层露头或岩芯样本确定油页岩层的干酪根含量。该数据可包括有机碳含量、含氢指数和改良的Fischer检测(Fischer Assay)分析。Fischer检测是标准方法，其包括1小时内将含地层烃层样本加热至约500℃，收集来自加热样本的产出液，以及量化产出液的量。

丰富度可取决于多种因素，包括含地层烃层形成的条件、层中地层烃的含量和/或层中地层烃的成分。薄且富含地层烃的层能比厚很多、较少含地层烃的层产生明显更有价值的烃。当然期望从厚且丰富的地层生产烃。

也可通过岩石样本、岩层露头或地下水流的研究评估地下渗透性。此外，可评估开采区与地下水源的连通性。可基于地层基体的渗透性或多孔性选择富含有机物岩层进行开采，即使地层厚度相对较薄。相反，如果其呈现与地下水垂直连续性，可否决该富含有机物岩层。

当选择地层进行开采时，也可将石油工程师已知的其他因素并入考虑。该因素包括感知的生产层深度、厚度的连续性和其他因素。例如，地层中岩石的有机含量或丰富度也会影响最终的体积产量。

其次，在整个目标开采区10形成多个井眼14、16。方框215中示意性显示该步骤。对于方框215的井眼形成步骤的目标，最初仅需要完成部分井眼。例如，项目开始时需要热注入井，此时还不需要大量烃生产井。一旦转化开始，可引入生产井，如加热4至12个月后。

加热富含有机物岩层的目的是热解至少部分固体地层烃，产生烃流体。可通过将富含有机物岩层(或该地层内的加热区)升高至热解温度原位热解固体地层烃。某些实施方式中，可将地层的温度缓慢地升高通过热解温度范围。例如，原位转化方法可包括加热至少部分富含有机物岩层，以小于每天选定量(例如，约10℃、5℃；3℃、1℃、0.5℃或0.1℃)的速率升高该区域平均温度至约270℃以上。进一步的实施方式中，可加热该部分以使所选区域的平均温度可小于约375℃；或一些实施方式中，小于约400℃。

可加热地层以使地层内温度达到(至少)初始热解温度，即热解开始发生的温度范围下限的温度。热解温度范围可变化，其取决于地层内地层烃的种类、加热方法和热源的分布。例如，热解温度范围可包括约270℃至约900℃之间的温度。可选地，可将地层目标区域整体加热到300℃至600℃之间。可选的实施方式中，热解温度范围可包括约270℃至约500℃之间的温度。

要理解的是，石油工程师会为井眼14、16建立最佳深度和排列的策略，其取决于预期储层特征、经济限制和工作进度限制。此外，工程人员会确定哪个井眼14会用作初始地层22加热。该选择步骤由方框220表示。

关于热注入井，有多种方法将热应用到富含有机物岩层22。除非权利要求中特别如此陈述，本文公开的方法不限于所用的加热技术。由方框225大体表现加热步骤。

将富含有机物岩层22加热到足以热解至少部分油页岩的温度，以使干酪根转换为烃流体。转化步骤由方框230在图2中表示。可将产生的液体和烃气体精制为这样的产品：其类似于普通商业石油产品。该液体产品包括运输燃料，如柴油、喷气燃料和石脑油。产生的气体包括轻烷烃、轻烯烃、H₂、CO₂、CO和NH₃。

优选地，对于原位方法，方框225和230的加热和转化步骤发生在一段漫长的时间里。一方面，加热时间段为3至4个月或多年。可选地，可将地层加热1至15年，可选地3至10年、1.5至7年或2至5年。同样作为方框230的可选部分，可将地层22加热到足以使至少部分苏打石转化为碱灰的温度，如果存在的话。在这方面，用于催熟油页岩和回收油和气的热量也会使苏打石转化为碳酸钠(碱灰)，有关的矿物钠。本文述及苏打石(碳酸氢钠)转化为碱灰(碳酸钠)的方法。

一些生产过程包括富含有机物岩层的原位加热，在从富含有机物岩层基本去除地层水溶性矿物前该富含有机物岩层含有地层烃和地层水溶性矿物。本发明的一些实施方式中，不需要在原位加热前部分、基本或完全去除水溶性矿物。

油页岩向烃流体的转化会在原本基本不可渗透的地层22岩石中产生渗透性。例如，由于热应用引起的加热部分中热压裂的形成，渗透性可增加。随加热部分的温度上升，水可因蒸发而被去除。蒸发的水可从地层中脱离和/或除去。此外，加热部分的渗透性也可增加，其为烃流体由加热部分中至少一些地层烃热解而以可观的规模产生的结果。

一个实施方式中，在加热富含有机物岩层前，富含有机物岩层具有小于1毫达西、可选地小于0.1或甚至0.01毫达西的初始总渗透性。通过传导加热选定区域时，富含有机物岩层22加热部分中选定区域的渗透性可迅速增加。例如，热解至少部分富含有机物岩层可使该部分中选定区域的渗透性增加至约1毫达西，可选地大于约10毫达西、50毫达西、100毫达西、1达西、10达西、20达西或50达西。因此，该部分中选定区域的渗透性可增加约10、100、1,000、10,000或100,000倍以上。

关于加热步骤225，可以任选地压裂富含有机物岩层22，以助于热传递或随后的烃流体生产。方框235中显示任选的压裂步骤。可通过热应用在地层中产生热压裂而完成压裂。热压裂可发生在进行加热的直接区域和较冷的邻近区域。邻近区域的热压裂是由于压裂的蔓延和较热区域膨胀引起的拉应力。因此，通过加热富含有机物岩石和转化干酪根为油和气，渗透性不仅由于流体形成和蒸发而增加，而且通过热压裂形成而增加。增加的渗透性有助于地层中的流体流动和自干酪根产生的烃流体的生产。

可选地，可应用被称为水力压裂的方法。水力压裂是油和气回收领域中已知的方法，其中在井眼中将注入流体加压至超过地层压裂压力，由此扩展地层内的压裂平面以缓解井眼中产生的压力。水力压裂可用于在部分地层22中产生附加的渗透性，和/或用于为加热提供平面源。

名称为“Methods of Treating a Subterranean Formation to Convert Organic Matter into Producible Hydrocarbons”的国际专利出版物WO 2005/010320述及水力压裂的一种应用，在此引入其全部作为参考。该国际专利出版物教导了导电压裂加热油页岩的应用。通过形成井眼，然后水力压裂井眼周围的油页岩层，构建加热元件。用导电材料装填压裂，该导电材料形成加热元件。煅烧的石油焦是示例性的适当传导材料。优选地，以垂直方向从水平井眼延伸生成压裂。可通过导电压裂从各井脚跟到脚趾传导电流。电路可通过另外的水平井完成，该水平井在近脚趾交叉一个或多个垂直压裂，以提供相反的电极性。WO 2005/010320的方法建立了“原位烘炉(in situ toaster)”，其通过电热的应用人为地催熟油页岩。热传导将油页岩加热到高于约300℃的转化温度，造成人为的成熟。

国际专利公开WO 2005/045192教导了可供选择的加热方法，其在油页岩层中应用加热流体循环。WO 2005/045192的方法中，超临界加热的石脑油可通过地层中的压裂循环。这意为通过以下加热油页岩：通过紧密排列的水力压裂组循环浓集炽热的烃蒸气。一方面，水平地形成并常规地支撑压裂。保持压裂温度320℃-400℃高达5至10年。蒸发的石脑油由于其在加热温度的高体积热容量、易用性和相对低的降解率可成为优选的加热介质。WO 2005/045192的方法中，随着干酪根成熟，流体压力会推动生成的油到达加热的断面，在那将用循环的烃蒸气将其生产。

作为烃流体生产过程200的部分，某些井眼16可被指定为油和气的生产井。由方框240述及该步骤。直到确定干酪根已得到充分干馏，使地层22的油和气稳定流动，油和气的生产才能开始。在一些情况下，直到热注入井14(方框230)已运转数周或数月的时间，才能钻挖专用生产井。因此，方框240可包括另外的生产井眼16的形成。其他实例中，将选定的加热井转变为生产井。

指定某些井眼16为油和气生产井后，从该井眼16生产油和/或气。方框245显示油和/或气的生产过程。在该阶段(方框245)，任何水溶性矿物如苏打石和转化的碱灰可能仍基本以油页岩床中细微散布的晶体或小球残留于富含有机物岩层22，而没有被生产。然而，一些苏打石和/或碱灰可溶于地层中热转化期间产生的水(方框235)。因此，产出液不仅可包含烃流体，而且可包含含有水溶性矿物的水流体。这种情况下，可在地表产出液处理设备60将产出液分离为烃流体和水流体。然后，可从水流中回收水溶性矿物和任何迁移的污染物质，如以下更完全论述。

方框250表示油和气回收方法100中可选的下一步。在此，指定某些井眼14为水或水流体注入井。优选其在生产井停止运转后进行。

用于注入井的水流体是水与其他物质(species)的溶液。水可构成“盐水(brine)”，并可包含溶解的以下无机盐：元素周期表第I和II族元素的氯化物、硫酸盐和碳酸盐。有机盐也可存在于水流体。可选地水可以是含有其他物质的淡水。其他物质可存在以改变pH。可选地，其他物质可反映出苦咸水的可用性，该苦咸水没有被预期从地下沥滤的物质饱和。优选地，从一些或全部最初用于热注入或油和/或气生产的井眼中选择用于水注入井的井眼。但是，方框250所述步骤的范围包括钻挖另外的井眼14以用作专用水注入井。注入井用于产生高压限。

其次，可通过水注入井将水或水流体注入，并进入油页岩层16。方框255显示该步骤。水可以是蒸汽或加压热水的形式。可选地，注入的水可以是冷的，并随其接触先前加热的地层而变热。注入过程可进一步引发压裂。该过程可在距离水注入井眼一定距离的含苏打石的间隔产生指状洞穴和角砾区，例如达200英尺以上。一方面，可维持如氮气的气顶在各“洞穴(cavern)”顶端，以防止垂直增长。

随着指定某些井眼14为水注入井，设计工程师也可将某些井眼16指定为水生成井。方框260显示该步骤。这些井可与用于之前产烃的井相同。水生成井可用于生成溶解水溶性矿物和其他物质的水溶液，其他物质包括：如，迁移的污染物质。例如，该溶液可能是主要溶解碱灰的溶液。方框265显示该步骤。可选地，单独的井眼可既用于注入水然后又用于随后回收矿物钠溶液。因此，方框265包括这样的选择：应用相同的井眼16以用于水的注入及水或水溶液的生产(方框265)。

多于一种用途的井眼的应用有助于降低项目成本和/或减少进行某些作业所需要的时间。例如，一个或多个生产井也可用作注入井，随后将水注入富含有机物岩层。可选地，一个或多个生产井也可用作水生成井，随后穿过富含有机物岩层循环水溶液以沥滤出迁移的污染物质。

在其他方面，生产井(某些情况下，加热井)可最初用作脱水井(例如，加热开始前和/或加热最初开始时)。此外，某些情况下，脱水井可随后用作生产井(某些情况下，加热井)。如此，可安置和/或设计脱水井，以使该井可随后用作生产井和/或加热井。可安置和/或设计加热井，以使该井可随后用作生产井和/或脱水井。可安置和/或设计生产井，以使该井可随后用作脱水井和/或加热井。同样，注入井可以是最初用于其他用途(如，加热、生产、脱水、检测等)的井，并且注入井可随后用于其他用途。同样，检测井可以是最初用于其他用途(如，加热、生产、脱水、注入等)的井。最终，检测井可随后用于其他用途，如水生产。

图3中一个实施方式显示穿过页岩油地层的水循环。图3表示烃开采的油田300。油田300内可见示例性油页岩层22的横截面视图。在油页岩层22中描述4个独立的油页岩层区域23、24、25和26。其在区域25和26中包含油页岩区37。

地层22位于或连接于地下含水层和地层沥滤操作。含水层在地表12下方，并被分为上含水层30和下含水层32。上含水层30和下含水层32中间是弱透水层31。可见地层22的某些区域既是含水层或弱透水层又是油页岩区域。

显示一对井34、36向下垂直穿过含水层30、32。其中一个井用作水注入井34，而另一个用作水生成井30。这种方式下，穿过至少下含水层32将水循环38。紧密的页岩层位于含水层30、32下方。

图3概略地显示穿过被加热的油页岩体37的水循环38，其位于或连接于下含水层32，并源自之前回收烃流体的位置。通过水注入井34引入水推动水进入之前加热的油页岩37，并且将水溶性矿物和迁移的污染物质冲入水生成井36。然后在水处理设备(未显示)中处理水，其中可将水溶性的矿物(如，苏打石或碱灰)和迁移的污染物从水流中基本去除。可通过以下的应用去除迁移的污染物质：例如，吸附材料、反渗透、化学氧化、生物氧化、热石灰软化和/或离子交换。这些方法的实例分别在本领域中已知。示例性吸附材料可包括活性炭、粘土或漂白土。

一方面，操作人员可计算烃生产完成后油页岩层的孔体积。然后操作人员会将与一个孔体积相等量的水循环，主要目的是产生溶解的碱灰和其他水溶性矿物钠的水溶液。然后操作人员可将与2个、3个、4个乃至5个另外的孔体积相等量的水循环，目的是沥滤出任何残留的水溶性矿物和其他非水物质，包括：例如，残留的烃和迁移污染物质。产出水贯穿水处理设备处理。方框270中示范注入水，然后生成注入水和沥滤物质的步骤。

将水再注入油页岩体37，并重复地层沥滤。意图将该水沥滤继续，直到迁移污染物质的水平在之前加热的油页岩区域37中为环境可接受的水平。其可能需要地层沥滤的1次循环、2次循环、5次循环或更多次循环，其中单次循环指注入和产生约1孔体积的水。

可处理注入的水，以增加迁移污染物质和/或水溶性矿物的溶解性。调节可包括酸或碱的添加以调节溶液pH。然后可将产生的水溶液从富含有机物岩层采出至地表以处理。

优选在已经由成熟的富含有机物岩石生产了烃流体的基本部分后完成穿过油页岩体37的水循环。一些实施方式中，可将循环步骤(方框270)延迟至烃流体生产步骤(方框245)后。可将循环或“沥滤”延迟，以使从加热步骤生成的热量更深入地迁移进入周围未成熟的富含有机物岩石区，以使周围未成熟的富含有机物岩石区中的苏打石转化为碱灰。可选地，可将沥滤延迟，以使从加热步骤生成的热量，在周围未成熟的富含有机物岩石区中产生渗透性。进一步，可基于碳酸氢钠、碱灰的现行和/或预测市场价将沥滤延迟。

水溶性矿物的去除可表示水溶性矿物的去除程度，其发生于本领域已知的任何商业溶解开采操作。水溶性矿物的基本去除可近似为去除大于某种水溶性矿物总量的5个重量百分数，该特定水溶性矿物存在于富含有机物岩层中目标是烃流体生产的区域。可选的实施方式中，原位加热富含有机物岩层以热解地层烃可在下列之前开始：从富含有机物岩层中去除大于3个重量百分数、可选地7个重量百分数、10个重量百分数或13个重量百分数的地层水溶性矿物。

水溶性矿物可含钠。水溶性矿物也可包含苏打石(碳酸氢钠)、碱灰(碳酸钠)、碳钠铝石(NaAl(COs)(OH)₂)或其组合。部分或完全去除水溶性矿物后，可将至少一些水溶液再注入地下地层，在那其可以被隔离。该地下地层可以与原富含有机物岩层相同或不同。假如符合国家环境标准(state environmental standards)，可将其他循环水放入本地流域或附近河流。

产生矿物钠溶液(方框265)的步骤可包括在地表设备处理含有水溶性矿物的水溶液，以去除其中部分水溶性矿物。该处理步骤可包括通过改变水溶液的温度引起沉淀而去除水溶性矿物。地表处理可在地表设备中通过与CO₂反应使碱灰转化为碳酸氢钠(苏打石)。

在生成苏打石前加热油页岩以产生油和气的影响是使苏打石转化为更可回收的形式(碱灰)，并且提供有助于其随后回收的渗透性。一旦干馏的油产生，水溶性矿物回收就可发生，或者可将其遗留数年以进行后续回收。如果需要，易在地表将碱灰转化回苏打石。该转化可容易实现使这两种矿物有效地互换。

热解和水循环过程期间，通过建立外围区域可控制烃流体和迁移污染物质的移动，其中地层温度维持低于热解温度。优选地，地层温度维持低于原位水的冻结温度。本领域公知地下冻结的应用以稳定弱固结土或为流体流动提供屏障。Shell Exploration and Production Company已经在若干专利中论述了用于油页岩生产的冻结壁的应用，包括美国专利号6,880,633和美国专利号7,032,660。Shell的′660专利在原位页岩油生产期间应用地下冻结以防范地下水流动和地下水污染。公开所谓冻结壁应用的另外的专利是美国专利号3,528,252、美国专利号3,943,722、美国专利号3,729,965、美国专利号4,358,222和美国专利号4,607,488。

可通过将制冷剂穿过外围井循环，充分降低岩层22的温度而形成冻结壁。这又防止存在于油田外围的干酪根热解以及油和气的向外迁移。冻结壁也可造成沿外围地层中的天然水冻结。这有助于防止热解流体迁移进入油田外的地下水。

一旦烃的生产开始，也可通过注入井16和生产井14的选择性安置而得到烃和迁移污染物质的迁移控制，以使流体流出加热区最小化。一般地，其包括在加热区外围安置注入井，从而造成压力梯度，其防止加热区内的流动离开该区域。注入井可注入水、蒸汽、CO₂、加热的甲烷或推动裂解的干酪根流体向内流向生产井的其他流体。

要理解的是，在实际油页岩开采区10可能有多个水注入井34和水生成井36。此外，该系统可包含一个或多个被置于油田选定点的监测井39。可在油页岩加热阶段、页岩油生产阶段、沥滤阶段期间或这些阶段的任意组合期间应用监测井39，以监测迁移污染物质和/或水溶性矿物。进一步，可将监测井39配置一个或多个测量井眼中流体的温度、压力和/或性质的设备。在一些情况下，生产井也可用作监测井，或被以其他方式装置。

如上所述，几种不同类型的井可用于富含有机物岩层的开采，包括：例如，油页岩油田。例如，可通过加热井的应用完成富含有机物岩层的加热。加热井可包含：例如，电阻加热元件。公开应用电阻加热器原位生产油页岩的早期专利是美国专利号1,666,488。′488专利在1928被授予Crawshaw。自1928，已提出井下电加热器的多个设计。示例性设计存在于美国专利号1,701,884、美国专利号3,376,403、美国专利号4,626,665、美国专利号4,704,514和美国专利号6,023,554。

一方面，可通过在多个井眼中提供电阻管或材料形成电阻加热器。然后将导电颗粒材料置于两个或三个相邻井眼之间，电流在井眼间流过。穿过井眼流过电流造成电阻热最初从井眼中的细长管路或电阻颗粒材料产生。另一方面，电阻热最初从注入地层相邻井眼间的导电材料产生。电流流过两井眼间的导电材料，以使电能转化为热能。任一实例中，热能通过热传导传向地层，以加热富含有机物岩石。

电阻器的应用不同于电介质加热。电阻器的应用中，电流流过电阻材料，该电阻材料消耗电能成为热能。电介质加热中，高频震荡电流引发邻近物质中的电流，并引起其加热。

共有美国专利申请号61/109.369也具有指导性。该申请于2008年10月29日提交，名称为“Electrically Conductive Methods for Heating a subsurface Formation to Convert Organic Matter into Hydrocarbon Fluids”。该申请教导置于富含有机物岩层中并具有不同电阻性质的两种或更多种材料的应用。电流流过地层中的材料，产生电阻热。原位安置的材料提供电阻热，而没有在井眼附近产生热点。在此引入该专利申请其全部作为参考。

可期望按预先计划的井网排列油页岩油田中的加热井和生产井。例如，可以按多种样式排列加热井，包括但不限于三角形、正方形、长方形及其他多边形。该样式可包括正多边形以助于均衡加热穿过至少部分地层，其中安置了加热井。该样式也可以是行列驱井网。行列驱井网一般包括第一加热井线性阵列、第二加热井线性阵列和在第一和第二加热井线性阵列之间的生产井或生产井线性阵列。可同样将注入井置于单元重复性井网中。该井网可类似于或不同于加热井所应用的井网。

可安排加热井的阵列，以使各加热井之间的距离小于约70英尺(21米)。可用加热井加热部分地层，所述加热井与烃地层的边界基本平行地安置。可选的实施方式中，可安排加热井的阵列，以使各加热井之间的距离可小于约100英尺，或50英尺，或30英尺。不考虑加热井的排列或加热井之间的距离，某些实施方式中，安置在富含有机物岩层中的加热井与生产井的比例可大于约5、8、10、20或更多。

加热井间散布的一般是一个或多个生产井。一个实施方式中，各生产井由至多一层加热井包围。其可包括这样的排列：如具有生产井和加热井交替行的5点、7点或9点阵列。另一个实施方式中，两层加热井可包围一个生产井，但加热井交错排列，由此存在无障碍的途径以使大部分流动远离另外的加热井。流动和储备模拟可用于评估原位产生的烃流体当它们从其原点至生产井迁移时的途径和温度进程。

图4提供示例性加热井排列的平面图，该排列应用多于一层加热井。结合由页岩油开采区400的烃生产，应用加热井排列。图4中，加热井排列应用加热井第一层410，其由加热井的第二层420包围。第一层中的加热井410以431被提及，而第二层中的加热井420以432被提及。

井层410和420的中心显示生产井440。要注意的是，井第二层420中的加热井432偏移于井第一层410中的加热井431，与生产井440相对。目的是为已转化的烃提供流动路径，其最小化了加热井第一层410中邻近加热井的路径。这又最小化了烃从井第二层420流至生产井440时从干酪根转化的烃的第二次裂解。

也可这样排列两层410、420中的加热井431、432，以使大部分由第二层420中各加热井432的热量产生的烃能迁移至生产井440，而基本上不通过第一层410中的加热井431附近。可进一步这样排列两层410、420中的加热井431、432，以使大部分由第二层420中各加热井432的热量产生的烃能迁移至生产井440，而没有穿过大幅增加地层温度的区域。

图4的示例性排列中，第一层410和第二层420各限定了5点井网。但要理解的是，可应用其他井网，如3点或6点井网。任何情况中，将组成加热井第一层410的多个加热井431围绕生产井440安置，并且将组成加热井第二层420的第二个多个加热井432围绕第一层410安置。

在一些情况下，可能需要应用这样的井网：使其在某个方向，尤其在被确定为提供最有效热传导性的方向延伸。热对流可受不同因素影响，如地层中的层面和应力。例如，热对流可在垂直于地层上最小水平主应力的方向更加有效。在一些情况下，热对流可在平行于地层上最小水平主应力的方向更加有效。可以如下实践延伸：例如，行列驱井网或点法井网。

关于页岩油油田的开采，可能需要根据步骤225和230穿过地下的热量进程均衡。然而，由于各种原因，尽管加热井和生产井常规排列，地下地层中地层烃的加热和成熟可能没有均衡地进行。油页岩性质和地层结构的异质性可引起某些局部地区更多产或更少产。此外，由于油页岩加热和成熟而发生的地层断裂可导致优选途径的不均匀分布，从而向某些生产井增加流动，向其他生产井减少流动。不均匀的流体成熟可能是不期望的情况，因为某些地下区域可能获得比所需更多的热能，而其他区域获得比所需更少的热能。这又导致产出液不均匀的流动和回收。可能降低产出油的质量、总产率和/或最终回收。

为检测不均匀流动的情况，可将生产井和加热井配备传感器。传感器可包括测量温度、压力、流速和/或成分信息的装置。可通过简单规则或输入详细模拟处理这些传感器的数据，得到关于如何调节加热井和生产井以改善地下性能的决策。可通过控制背压或在井上节流调节生产井的性能。也可通过控制能量输入调节加热井性能。传感器读数有时也可暗含井或井下设备的机械问题，需要将其修理、替换或丢弃。

一个实施方式中，应用来自两个或更多个井的流速、成分、温度和/或压力数据，作为计算机运算法则的输入，以控制加热速率和/或产率。井上或井附近未测量的情况然后被评估并用于控制井。例如，基于井组的热量、流动和成分数据评估原位压裂行为和干酪根成熟。另一个实例中，基于压力数据、井温度数据和估定的原位应力评估井整体。相关实施方式中，通过如下减少传感器的数量：用仪器仅装备井子集，并应用该结果内插、计算或评估未装备仪器的井中的情况。某些井可具有有限的传感器组(例如，仅井口温度和压力)，而其他井具有更大的传感器组(例如，井口温度和压力、井底温度和压力、产品组成、流速、电信号、套管张力等)。

如上所述，有向富含有机物岩层应用热量的多种方法。例如，一种方法可包括置于井眼中或井眼外的电阻加热器。该种方法包括电阻加热元件在下套管井眼和无套管井眼的应用。电阻加热包括将电直接经过传导材料，从而电阻损耗使其加热传导材料。其他加热方法包括井下燃烧器、原位燃烧、射频(RF)电能或微波能量的应用。还有其他方法包括将热流体注入油页岩层，直接将其加热。热流体可以或不可循环。本方法不限于所用的加热技术，除非权利要求中如此陈述。

R.Sierra和S.M.Farouq AIi，″Promising Progress in Field Application of Reservoir Electrical Heating Methods″，Society of Petroleum Engineers Paper No.69709(2001)提供了对重油储层应用电加热方法的评论。在此引入该文献的全部内容作为参考。

本发明所述方法的某些实施方式中，井下燃烧器可用于加热目标油页岩区。专利文献中已述及各种设计的井下燃烧器，应用于油页岩和其他主要的固体烃沉积物。实例包括美国专利号2,887,160；美国专利号2,847,071；美国专利号2,895,555；美国专利号3,109,482；美国专利号3,225,829；美国专利号3,241,615；美国专利号3,254,721；美国专利号3,127,936；美国专利号3,095,031；美国专利号5,255,742；和美国专利号5,899,269。井下燃烧器通过可燃燃料(一般为天然气)和氧化剂(一般为富氧空气)向井眼地下位置的运输而运行。燃料和氧化剂在井下反应生热。一般通过向地表运输，但有可能通过注入地层去除燃烧气体。时常地，井下燃烧器应用管-中-管排列，以向井下运输燃料和氧化剂，然后通过环道去除烟气回到地表。一些井下燃烧器生成火焰，而其他井下燃烧器可不生成火焰。

井下燃烧器比电加热方法具有优势，归因于减少的基础设施成本。在这方面，不需要昂贵的发电厂和配电系统。此外，具有增加的热效率，因为避免了电能产生期间本身经历的能量损失。

由于各种设计问题，井下燃烧器的应用几乎不存在。井下燃烧器设计问题包括温度控制和熔化限制。在这方面，火焰温度可使管状和燃烧器硬件过热，并通过熔化、热应力、拉伸强度的严重损失或蠕变造成其失效。某些一般具有高铬含量的不锈钢，在延伸期能承受高达～700℃的温度。(参见例如H.E.Boyer and TX.Gall(eds.)，Metals Handbook，″Chapter 16：Heat-Resistant Materials″，American Society for Metals，(1985))。火焰的存在能在燃烧器和燃烧起周围的地层中造成热点。这是因为来自火焰的发光部分辐射传热递。然而，一般的气体火焰能产生高达约1,650℃的温度。燃烧器结构的材料必须足以承受这些热点的温度。因此该加热器比没有火焰的类似加热器更加昂贵。

对于井下燃烧器应用，传热可以以几种方式中一种发生。其包括传导、对流和辐射方法。辐射传热以明火特别强烈。此外，烟气由于CO₂和水分含量可具有腐蚀性。难熔金属或陶瓷的应用可有助于解决这些问题，但一般具有更高的成本。在温度超过900℃下具有可接受强度的陶瓷材料一般是高氧化铝含量的陶瓷。其他可用的陶瓷包括氧化铬、氧化锆和氧化镁基陶瓷。

井下燃烧器管-中-管排列的传热也可引起困难。向下行进的燃料和气体会与向上行进的热烟气热交换。井中没有高度绝缘的最小空间，因此一般预测有明显的传热。这种交叉热交换随着燃料和空气预热能导致更高的火焰温度。此外，交叉热交换能限制燃烧器下游热的输送，因为热烟气可迅速失去热能至上升的较冷烟气。

共有美国专利申请号61/148,388提供了改良的井下燃烧器。该申请于2008年4月18日提交，并且名称为“Downhole Burner Wells for In Situ Conversion of Organic-Rich Formations”。在此引入关于改良井下燃烧器井的教导作为参考。

井下燃烧器的应用是井下热量产生的另一种形式的选择，被称为蒸汽产生。井下蒸汽产生中，井中燃烧器用于使置于井眼的水沸腾，以注入地层。以下已述及井下热技术的应用：F.M.Smith，″A Down-Hole Burner-Versatile Tool for Well Heating，″25^th Technical Conference on Petroleum Production，Pennsylvania State University，第275-285页(1966年10月19-21日)；H.Brandt，W.G.Poynter和J.D.Hummell，″Stimulating Heavy Oil Reservoirs with Downhole Air-Gas Burners，″World Oil，第91-95页(1965年9月)；和C.I.DePriester和A.J.Pantaleo，″Well Stimulation by Downhole Gas-Air Burner，″Journal of Petroleum Technology，第1297-1302页(1963年12月)。

例如通过热解在富含有机物岩层内加热地层烃的过程可产生流体。热量产生的流体可包括地层中蒸发的水。此外，加热干酪根的操作产生热解流体，其趋向于在加热下扩展。产生的热解流体可不仅包括水，而且包括：例如，烃、碳的氧化物、氨、分子氮和分子氢。因此，随地层加热部分的温度增加，加热部分内的压力也可由于增加的流体产生、分子扩张和水蒸发而增加。所以，一些结果存在于油页岩层地下压力和热解期间产生的流体压力之间。这进而表明可监测地层压力，以观察干酪根转化过程的进展。

富含有机物岩层加热部分的压力取决于其他储层特征。其可包括：例如，地层深度、与加热井的距离、富含有机物岩层中地层烃的丰富度、加热程度和/或与生产井的距离。

油页岩油田的开采人员可期望在开采期间监测地层压力。可在多个不同位置确定地层中的压力。该位置可包括但不限于，井口和井眼中的不同深度。一些实施方式中，可在生产井测量压力。可选的实施方式中，可在加热井测量压力。还有另一些实施方式中，可在专用监测井井下测量压力。

加热富含有机物岩层至热解温度范围的过程不仅会增加地层温度，而且也会增加地层渗透性。热解温度范围应在富含有机物岩层中已经产生基本渗透性前达到。最初没有渗透性可阻止产出液自地层热解区的传送。这种情况下，由于热量最初从加热井传递到富含有机物岩层，富含有机物岩层的流体压力可增加至趋近于加热井。流体压力的增加可由下列引起：例如，地层中至少一些地层烃热解期间流体的产生。

可选地，允许由热解流体或地层中所产生的其他流体的膨胀产生的压力增加。其假设生产井开放路径或其他压力降还不存在于地层中。一方面，可允许流体压力增加到或高于岩层静应力。该实例中，当流体压力等于或超过岩层静应力时，含烃地层的压裂可形成。例如，压裂可从加热井至生产井形成。由于产出液通过生产井生成，加热部分中压裂的形成可减少该部分的压力。

一旦富含有机物岩层中热解开始，流体压力可取决于不同因素变化。这些因素包括例如，烃的热膨胀、热解流体的形成、转化率和产出液从地层的抽取。例如，随地层内流体形成，孔内流体压力可增加。于是从地层产出液的去除可减少地层近井眼区域内的流体压力。

某些实施方式中，可减少至少部分富含有机物岩层的质量，这是由于例如，地层烃的热解和烃流体从地层产生。如此，至少部分地层的渗透性和多孔性会增加。任何有效地从油页岩或其他固体烃原料生产油和气的原位方法会在原本极低渗透性的岩石中产生渗透性。如果没有采出产自干酪根的流体，通过大量必须容纳的膨胀说明其发生的程度。图5中说明了该观点。

图5提供柱状图，比较模拟原位干馏过程前50和后51的1吨Green River油页岩。于2,400psi和750℉在具有总有机碳含量22wt.％和Fisher检测42加仑/吨的油页岩上实施该模拟过程。转化前，存在总量16.5ft³的岩石基体。该基体包含埋于页岩中的8.4ft³的矿物53，即，白云石、石灰石等；和8.1ft³的干酪根54。转化的结果是，原料膨胀为27.3ft³ 55。其表现为8.4ft³的矿物56(与转化前相同的量)、6.6ft³的烃液体57、9.4ft³的烃蒸气58和2.9ft³的焦炭59。可见，转化过程中发生大量的体积膨胀。这进而增加了岩石结构的渗透性。

优选在地层中存在的苏打石或其他水溶性矿物的任何溶解开采前进行油和气的热回收。溶解开采可在岩层中产生大空隙和在油页岩开采区中产生塌陷角砾岩。这些空隙和角砾区可造成油页岩的原位和开采回收问题，进一步增加支撑柱的应用。

一些实施方式中，由原位转化过程产生的烃流体的组成和特性可变化，取决于：例如，富含有机物岩层中的情况。控制富含有机物岩层中选定区域的热量和/或加热速率可增加或减少选定产出液的生产。

一个实施方式中，可通过测量至少一种富含有机物岩层特性确定操作条件。可将测量的特性输入计算机执行程序。也可将被选定从地层生产所产出液的至少一种特性输入计算机执行程序。可运行该程序，由至少一种或多种测量特性确定一组操作条件。也可设置该程序为由至少一种选定产出液的特性确定这组操作条件。这种情况下，可设置确定的这组操作条件以增加选定产出液从地层的生产。

某些加热井的实施方式可包括与任何加热井连接的操作系统，如通过绝缘导线或其他类型的配线。可将操作系统配置与加热井对接。操作系统可接收来自加热井代表加热井温度分布的信号(如电磁信号)。此外，可进一步设置操作系统本地或远程地控制加热井。例如，操作系统可通过改变与加热井连接的设备的参数改变加热井温度。因此，操作系统可监测、改变和/或控制至少部分地层的加热。

加热富含有机物岩层的温度(和平均温度)可变化，取决于：例如，与加热井的接近度、地层导热性和热扩散性、发生的反应类型、地层烃类型和富含有机物岩层中水的存在。在油田中建立监测井的位点上，可直接在井眼中进行温度测量。进一步，在加热井上，相当容易了解直接包围的地层的温度。但是，需要向地层中间的温度传感器和加热井中的位点插入温度。

根据本发明所述生产方法的一方面，可应用数值模拟模型计算富含有机物岩层中的温度分布。数值模拟模型可通过已知数据点的插入和地层传导性的假定计算地下温度分布。

数值模拟模型也可包括评估在估定温度分布下富含有机物岩层中形成的流体的多种特性。例如，形成流体的多种特性可包括但不限于，地层中形成的流体的累积体积、流体粘度、流体密度和地层中形成的流体的成分。该模拟可用于评估商业规模操作或小规模油田试验的性能。例如，基于但不限于以下评估商业规模开采的性能：可产自研究规模操作的产品总体积。

一些实施方式包括从富含有机物岩层生产至少部分烃流体。可通过生产井生产烃流体。生产井可以是下套管井或无套管井，并通过本领域已知方法钻挖和完成。由于关于原位热解过程预期经历极高的地层温度，可能需要替换为耐热的井下设备。例如，部分套管柱可能需要由陶瓷制成。

产生的烃流体可包含热解油组分(或可凝结烃组分)和热解气组分(或不可凝结组分)。由地层产生的可凝结烃将一般包含链烷烃(石蜡，paraffins)、环烷烃、单芳烃和双芳烃作组分。该凝结烃也可包含其他组分，如三芳烃和其他烃物质。在一些情况下，不可凝结烃部分与可凝结烃部分的比率可大于每桶液体700标准立方英尺气体。该比率有时被称为气油比或GOR。可选的实施方式中，不可凝结烃部分与可凝结烃部分的比率可大于每桶液体1,000、1,500或2,000标准立方英尺气体。

除了烃油和气组分，产出液可包括非烃流体。示例性非烃流体包括：例如，水、二氧化碳(CO₂)、硫化氢(H₂S)、氢气(H₂)、氨(NH₃)和/或一氧化碳(CO)。原位加热操作中，预期非烃流体的组成随时间变化。例如，在油页岩体热解早期，产生的气体组成可具有高CO₂摩尔分数和低H₂摩尔分数。随热解继续，产生的气体组成变化为其中CO₂浓度低且H₂浓度高。烷烃物质(如甲烷和乙烷)可于中间时间在热解气中呈最大浓度。(参见例如″Isothermal Decomposition of Colorado Oil Shale″，DOE/FE/60177-2288)。

预期该现象会在整个商业原位页岩油开采的进程中发生，其可进行3至10年或更长。此外，预期气态烃物质的相对比率会在整个油田开采的进程中变化，该烃物质包括甲烷、乙烷、乙烯、丙烷、异丙烷和丙烯。

随时间改变的热解气组分的组成可包括气流中一个或多个物质的平均浓度，该浓度在6个月时间或1年时间内以大于5个摩尔百分率变化。可选的实施方式中，气流中一个或多个物质的平均浓度在6个月时间或1年时间内可能以大于10、15或20个摩尔百分率变化。可选的实施方式中，气流中一个或多个物质的平均浓度在2年时间或更长时间内可能以大于5、10、15或20个摩尔百分率变化。某些实施方式中，浓度改变的物质可以是甲烷、二氧化碳、氢气或其组合。平均浓度可以是：例如，日、周或月平均浓度。

可选的实施方式中，热解气组分的平均沃泊指数在1年时间内可能以大于5、10、15或20个百分率变化。可选的实施方式中，气流的平均沃泊指数在2、3或5年时间内可能以大于5、10、15或20个百分率变化。平均浓度可以是例如沃泊指数评估值的日、周或月平均。

油和气资源的生产中，可能需要将产生的烃用作电能的来源，以用于正在进行的操作。其可用于油和气资源自油页岩的开采。例如，当电阻加热器用于关于原位加热和随后的页岩油生产时，需要大量能量。通过将产生的气体输入燃气轮机提供所需的能量，其又为电力如井下电加热元件产生能量。不用于油田的额外电能可被输入电网和销售。

应用产生的气体生成电能的缺陷是必须小心控制其组成。控制是必要的，从而使效力最大化，并因此不损坏轮机或造成轮机失火。此外，控制气体组成可防止额外污染物的产生(如NO_x)。

燃气轮机通过燃烧运行，利用热量运转发电机。燃料的燃烧行为是重要的。可考虑的燃烧参数包括热值、比重、绝热火焰温度、燃烧限度、自燃温度、自燃延迟时间和火焰速度。所有这些参数一起决定燃料的品质。

燃料品质的一种测量标准是沃泊指数。控制燃料沃泊指数达到目标值可使涡轮设计简化并增加性能的优化。需要保持气体原料沃泊指数在以下范围：例如，±20％或更理想的±10％。

沃泊指数一般用于比较如设备中不同组成燃气的燃烧能量输出。如果两种燃料具有相同沃泊指数，那么对于给定的阀门设置能量输出也相同。一般，允许高达5％的沃泊指数变化，因为其对于消费者来说不明显。可通过下式表示沃泊指数：

$I_W=\frac{V_C}{\sqrt{G_S}}$

其中：I_W是沃泊指数，

V_C是热值(或卡值)，以及G_S是气体比重。

文字上，可将上式转化为沃泊指数＝热值除以气体比重的平方根。

相关的量度标准是改良的沃泊指数(“MWI”)。可应用下式计算MWI：

其中：MWI是改良的沃泊指数，LHV是以单位BTU/SCF表示的气体燃料的较低热值，其中BTU是英制热量单位(British Thermal Unit)，SCF是单位标准立方英尺，

SG是气体燃料相对于空气的比重，T_气体是以兰金(Rankine)度数表示的气体燃料温度。

从开采区产生的气流的沃泊指数取决于气流的组成。从页岩油开采产生的气流包含大量惰性气体。例如，产自油页岩热解过程的不可凝结烃流体除轻烃之外包含大量二氧化碳(CO₂)、一氧化碳(CO)和氢气(H₂)。但是，如上所述，这些组分的浓度会在整个原位加热生产操作过程中变化。因此，生产方法的某些实施方式中，通过地表设备中的分离或添加调节燃气的CO₂含量，以优化轮机性能。

完全去除或不含CO₂是不必要的。确实，通过增大质量流而保持火焰温度在所需范围内，气体原料或“轮机燃料”中的惰性气体能促进能量产生。此外，如CO₂的惰性气体能降低火焰温度，从而减少NO_x污染物的产生。可能也需要低-BTU燃料的特定氢气含量，以达到适当的燃烧特性。通过在地表设备中的分离或添加调节燃气的H₂含量，以优化轮机性能。专利文献(如，美国专利号6,684,644和美国专利号6,858,049)已述及应用低BTU燃料在非页岩油地表设备中调节H₂含量，在此引入其全部内容作为参考。

全部产生的气体组成中预期的变化呈现处理难题，尤其是产生的气体或其部分在燃气轮机中燃烧的情况下。这是因为维持稳定操作时，具有特定燃烧器的燃气轮机难以适应原料气组成中的巨大变化。总体上，燃气轮机是高优化的机器。例如，燃气轮机制造商一般设定优选的压力或压力范围输送燃气轮机原料气流，以在燃气轮机燃烧器中燃烧。如果燃气轮机原料气流以设定压力范围外被输送到燃气轮机，那么燃气轮机会经受不稳定的运行，降低的效力和/或增加的环境控制组分排放。因此，下列是有用的：进行富含有机物岩层原位加热操作，以在燃气轮机的目标压力范围内提供原料气。

作为另一个实例，一般将现代燃气轮机装备低排放燃烧器以符合现代环境规定。这些燃烧器具有固定的几何结构，一般地，一组这样的圆孔，其具有极小弹性，不能适应燃气组成的巨大变化。因此，需要从产出液得到气流，该气流甚至在热解气体组分的组成随时间变化的情况下仍具有基本恒定的组成。

具有基本恒定状态的组成的气体可指给定燃气轮机在维持充分稳定的操作性能时可应用范围的燃气组成。例如，具有基本恒定状态组的气体可被给定的燃气轮机应用，而没有经过不可接受的燃烧动力学，包括压力波动，该压力波动可导致由火焰熄灭引起的不可靠性，最终造成轮机的停止。进一步，具有基本恒定状态的气体可被给定的燃气轮机应用，而没有生成超出特定目标或环境规定的排放(如，NO_x、CO等)。进一步，具有基本恒定组成的气体能够被给定的燃气轮机应用，以使轮机可运行而不需要频繁检修或替换其内部部件，其可能由组件磨损或疲劳——这是由于过度燃烧动力学——或者组件损坏——这是由于在非被设计为高温的位置火焰回火或火焰抛锚，所述高温由这类事故引起——引起。进一步，具有基本恒定状态的气体可被应用，而不需要停止轮机以便将燃烧组件用被设计为适应与初始燃气组成不同的燃气组成的组件替换。另外该组件替换必须符合燃气组成的燃料注入端口几何结构，以达到被提供到燃烧区的燃气的必要压力比。可选地，可能有必要改变燃烧器稀释空气孔的几何结构，以在燃烧和稀释之间提供适当的空气分流。

其他因素可影响燃气轮机操作。其包括流速、压力比和温度。例如，如果燃料组成变化，并且因此改良的沃泊指数变化，那么向轮机提供足量的燃料能量(以维持加载)所需的压力比将变化。然而，具体燃烧器几何结构所需的压力比由燃烧器的气体机械设计设置，其一般是固定的几何结构。因此，燃气组成的任何变化会迫使燃烧器在其最佳设计点外运行。总而言之，气体原料的变化可导致轮机周期性停机以大幅检修及部件替换，使轮机再优化。其一般是高成本操作，既在直接成本又在损失运行时间方面。因此，需要最小化此检修的需要。

提供了改良的从富含有机物岩层向地表设备生产烃流体的原位方法，其为燃气轮机原料流提供基本恒定的气体组成和/或沃泊指数。优选地，富含有机物岩层是油页岩层。一个实施方式中的方法提供井或井组的交错启动时间。可选地或此外，调整开采区中井或井组间的流速。可选地或此外，调整开采区选定区域中井的数量。结果是产生气流的气体组成和/或沃泊指数在某个时间段里基本维持在指定范围内。

图7显示流程图，示范生产烃流体的方法700的步骤。方法700首先包括原位加热富含有机物岩层。方框710显示该步骤。操作710的目的是造成富含有机物岩层中烃的热解。

地层可以是：例如，重烃地层或固体烃地层。地层的具体实例包括油页岩层、焦油砂层或煤层。存在于这类地层的具体地层烃可包括油页岩、干酪根、煤和/或沥青。固体烃地层可含有干酪根。

固体烃如干酪根的热解产生烃流体。烃流体从富含有机物岩层产生，作为产出液。通过方框720显示该步骤。通过两个或更多个生产井得到生产步骤720过程中生成的产出液。生产井将产出液从富含有机物地层运送到地表。优选提供地表设备(如图6中设备60)以分离和处理产出液。

产生的烃流体可包括可凝结烃部分(如液体)和不可凝结烃部分(如气体)。可与非烃流体一起另外生成产出液的烃流体。示例性非烃流体包括：例如，水、二氧化碳(CO₂)、硫化氢(H₂S)、氢气(H₂)、氨(NH₃)和/或一氧化碳(CO)。

可通过降低温度和/或升高压力从不可凝结组分中分离可凝结组分。其在如图6所示设备60的地表设备中进行。可应用由环境空气或可用水冷却的热交换器实现温度降低。可通过离心或往复式压缩机升高压力。可选地，可通过与之前冷却的已生产的烃流体热交换或利用可用水冷却热产出液。可选地或结合地，扩散-膨胀设备可用于从气流中凝结出液体。完全的流体分离可包括冷却和/或压力改变几个阶段。

当降低温度或升高压力时，除可凝结烃外，水可从气体中脱离。可通过重力沉降器或离心分离机将液态水与可凝结烃分离。破乳剂可用于辅助水分离。

方法700中另外的步骤是从产出液得到不可凝结流体的组合流，即气体。方框730显示该步骤。可以以不同的方式从产出液得到不可凝结气体的组合流。例如，所有来自步骤720的产出液可以在地表设备中聚集并组合。从那里，组合流体可经过分离器以分离包含不可凝结气体流的流体。可选地，可分离来自选定生产井组的产出液，然后混合收集的气体。在任何事件中，得到不可凝结气体的组合流，以形成组合气流730。

来自步骤730中聚集的组合气流的气体包含可燃烃流体。需要这些可燃烃流体部分用于能量产生。更具体地，需要该可燃烃流体在开采区用于能量产生。产生的能量可用于：例如，驱动井下电加热元件。其可通过使组合气流经过燃气轮机完成。

如述，出现了这样的问题：用于能量产生的燃气轮机一般被设计为在气体组成指定范围内处理气体。另一方面，用于生产步骤720的不同井的气体具有基本在各生产井整个进程中变化的组成。原位加热操作期间，产出液的组成随时间变化。确实，预期产出液流速和流体组成均由于加热在一段时间内改变。例如，油页岩体热解早期，产生的气体组成可具有高CO₂摩尔分数和低H₂摩尔分数。随热解继续，产生的气体组成发生改变，以使CO₂浓度降低且H₂浓度升高。烷烃物质(如甲烷和乙烷)可于中间时间在热解气体中呈最大浓度。

本方法的一个实施方式中，得自各生产井的气体部分具有平均沃泊指数值，该值在一段时间内以大于5％的比率变化。可选地，平均沃泊指数值可在一段时间内以大于10％的比率变化。产生的气体组成的变化意味沃泊指数也在变化。该段时间可以是：例如，6个月。可选地，该段时间可以是1年。还有可选地，该时间段可以是2、3或4年或更长。平均浓度可以是日、周或月平均浓度。

要注意的是，平均时间将取决于多个因素。其可包括组成监测的频率和轮机设计，即轮机处理不合规定气体的能力。一般，优选较短的平均时间，因为即便与轮机规定相对短时间的偏差都可能有问题。

图8提供了几种从实验室加热科罗拉多州油页岩生成的气体物质的曲线图描述。该图基于来自F.P.Miknis，P.J.Conn和T.F.Turner，″Isothermal Decomposition of Colorado Oil Shale″，DOE/FE/60177-2288(DE87009043)的数据。该实验由以下组成：加热科罗拉多州油页岩样本并将其维持在恒定的温度368℃至少12小时的时间在。

图8中左侧“y”轴802以所测气体物质的mol.％表示浓度，包括7.5小时内生成的CO₂ 810、H₂ 820、甲烷830、乙烷-840和CO 850。右侧“y”轴806以单位BTU/SCF表示沃泊指数。线860表示沃泊指数值。基于气体中的非硫物质计算这些值860。以BTU/SCF表示的较低热值和对空气的比重用于沃泊指数计算。

“x”轴804表示时间，并且以单位小时表示。图中数据表示通过对测量的累积组成求微分得到的值，从而得到瞬时物质浓度的评估。

如图所示，最初(0-2小时)产生的气体主要是CO₂ 810。CO₂ 810的分数在70mol.％至40mol.％CO₂范围内，带有较少量甲烷830(12-18mol.％)和乙烷840(2-6mol.％)。随着时间的推移，氢气820的生产增加，并且CO₂ 810的生产几乎相应减少。接近7.5小时时间终点时，CO₂ 810的浓度已降至约4mol.％，而氢气820的浓度已升至超过70mol.％。

图8中，虽然程度较小，烃物质也在7.5小时时间内变化。甲烷830的浓度从最初低约12mol.％变化至在4小时的高约22mol.％，然后到7.5小时，降回至约10mol.％。乙烷840的浓度从最初低约2-3mol.％变化至在4.5小时的高约8mol.％，然后到7.5小时，降回至约5mol.％。

随时间变化的组成导致沃泊指数860的巨大变化。值860最初为约210BTU/SCF，并在7.5小时稳定增长至约890BTU/SCF。该数据也表明由加热和热解油页岩产生的气体会是相对低BTU的气体，包括最初大量的CO₂ 810。

图8所示数据是气体组成随加热油页岩的时间潜在变化的示例。当然，由于庞大的体积和较低的原位温度例如270-350℃，商业操作的时间规模会是大幅加长的时间段。较低温度的应用表明实际上不可能迅速加热大体积岩石和增加关于地下较低平均温度应用的效力。例如，其可进行1至3年，在商业油页岩开采中获得显著的烃生产，该生产取决于能量输入、加热速率、目标地层密度、目标地层厚度、加热井距和加热井几何结构。进一步，其可进行6至10年或更长，以基本将油页岩中的干酪根转化为商业原位加热油页岩开采中可生产的流体烃，该生产再次取决于前述的特定开采参数。

显而易见的是，由原位加热操作产生的气体的沃泊指数会在整个油田进程中波动。更具体地，得自步骤730的组合气流的沃泊指数会发生变化。因此，需要调节生产实践，以使得自步骤730的组合气流的沃泊指数在一段时间内以小于10％或更优选5％的比率变化。因此，方法700也包括控制两个或更多个生产井中一个或多个的生产，由此两个或更多个井的产出液的组合形成这样的组合气流：其沃泊指数在该段时间内以小于5％的比率变化。其以方框740表示。

控制生产的步骤740可包括控制两个或更多个井的启动时间。例如，第一组井可在第一时间开始生产，而第二组井在随后的第二时间开始生产。一方面，在生产开始前以相同时间段加热第一和第二组井的各地层部分。可选地，在从第一组井开始生产前以第一时间长度加热第一组井的地层，而在从第二组井开始生产前以第二时间长度加热第二组井的地层，第二时间长度比第一时间长度更长。在后者的情况中，第二组井的加热温度优选低于第一组井地层中应用的加热温度，虽然不是必要的。

控制生产740可进一步包括控制两个或更多个井的产率。例如，可能需要增加第二新组井的产率，以调节组合气流的整体沃泊指数。其可用于组合气流CO₂含量过低和/或H₂含量过高的情况。可选地，需要减少第二新组井的产率，以调节组合气流的整体沃泊指数。其可用于组合气流的CO₂含量过高和/或H₂含量过低的情况。

任何情况中，计算机模拟可用于辅助确定最佳控制。其意思是可进行计算机模拟以评估在指定时间段内两个或更多个井的产率和启动时间对总气体组成的影响。

如果油田操作人员愿意在出售前从甲烷(及其他可燃烃)简单分离出二氧化碳、氢气和其他非燃气，改变气体组成不成为问题。可通过化学反应方法、物理溶解方法将二氧化碳和其他所谓酸性气体(如H₂S)从产生的烃气体去除。

化学反应方法一般包括使气流与胺水溶液在高压和/或低温下接触。其造成酸性气体物质与胺化学反应并进入溶液。通过升高温度和/或降低压力，化学反应可逆，并且浓缩的酸性气体流可被回收。可选的化学反应方法包括热碳酸盐溶液，一般为碳酸钾。将热碳酸盐溶液再生，并通过用蒸汽接触溶液使浓缩的酸性气体流回收。物理溶解方法一般包括使气流与乙二醇在高压和/或低温下接触。与胺方法相似，降低压力或升高温度使溶剂再生并回收酸性气体。某些胺或乙二醇可能对所去除的酸性气体物质类型具有或多或少的选择性。

酸性气体的去除也可以通过蒸馏塔的应用完成。该蒸馏塔可包括中间冻凝段，其中允许冻凝的CO₂和H₂S粒子形成。冻凝粒子和液体的混合物向下落入汽提段，而较轻的烃气体冲出并在塔内上升。可在塔顶端提供精馏段，以进一步促进上部气流的净化。可在美国专利号3,724,225；4,511,382；4,533,372；4,923,493；5,120,338和5,956,971找到该方法和相关方法的另外细节。

可通过去除全部或部分氢气(H₂)减少气流的氢气含量，或通过去除全部或部分非氢气物质(如，CO₂、CH₄等)增加气流的氢气含量。可应用低温浓缩、变压或变温吸附或选择性扩散膜完成分离。如果需要额外的氢气，可通过典型水转移反应重整甲烷而制成氢气。

尽管有这些分离或去除技术，还是优选组合气流730本身就具有较一致的组成。一致的组成有助于油田操作人员适当地安排地表设备。处理设备的安排需要确定化学品的循环量、循环速度、用于再生的能量输入和气体-化学品接触设备的尺寸和类型。接触设备可包括填充或多盘逆流塔。可选地，可应用一系列紧凑、顺流的接触容器。各容器的最佳安排高度取决于气体自地层产生的速率和气流中酸性气体的浓度。此外，一致的气体组成有助于燃气轮机的设计和运转。

如述，步骤730中聚集的组合气流的气体包含可燃烃流体。除将烃流体的气体物质售入电网外或取而代之，需要应用至少部分来自产生的烃气体的能量以维持油田运转。换句话说，优选至少一些气体用于开采区本身的能量产生。例如，部分产生的电能可用于向电加热元件提供能量，该能量又用于加热地层。但是，预期产生的气体组成整体的变化存在处理问题，尤其在产生的气体或其部分在燃气轮机中燃烧的情况下。这是因为维持稳定运转时，带有特定燃烧器的燃气轮机不能适应原料气体组成的巨大变化。

燃气轮机包括燃烧装置，即燃烧器。一般，燃烧器包含这样的喷嘴或注射器：用于注入气体原料然后使原料与空气或含氧流体混合。然后产生的混合物在进入燃气轮机的轮机部分前燃烧，产生热燃烧产物流。从热燃烧产物流提取能量。

如上更完全所述，一般为特定气体组成或组成范围设计气体燃烧器及其注射器，其中燃气轮机会稳定运转且最有效。如果气体组成变化超出设计范围，那么燃气轮机会经受不稳定和低效运转，可靠性降低和/或环境控制物质的排放增加，该物质包括：例如，氮氧化物(NO_x)、一氧化碳(CO)和/或硫(如，硫氧化物(SO_x))排放。其会造成用于轮机修理的停工期。该问题可通过步骤70所示的控制方法解决。

再次述及方法700，方法700的一方面，地表设备包括燃气轮机。然后方法700可进一步包括使步骤730的组合气流经过燃气轮机形成燃气轮机排气流。图7方框750显示该步骤。

可配置燃气轮机，自燃气轮机排气流向一个或多个发电机提供能量。然后可应用发电机，向步骤710的加热操作或从富含有机物岩层生产烃流体的其他功能提供能量。发电机也可用于提供能量以运行开发区生产及维持工作人员所需的电设备和灯具。

如果730所述组合气流的组成没有在740得以控制，那么可能必须在页岩油开采整个进程中安装不同的燃气轮机，以适应气体组成的变化。也观察到页岩油开采区的烃生产可能BTU含量低。此外，燃气轮机具有有限的符合NO_x排放规定的原料组成范围。这些事实连同存在异常大百分率的CO₂一起意味着可能需要特殊设计的轮机系列。因此，需要安排生产油田的不同区域或改变井或井组间的产率，从而当不同区域的气流在步骤730组合时，其产生更恒定的组成。

为更完全理解控制产率的步骤740，提供图9和10。首先，图9提供这样的曲线图：将不同时间开始的各不同气流900的组合制图。时间由图9的x轴上的时间段I、时间段II、时间段III等表示。各气流900可被视为步骤730所述制成组合气流的单独气流之一。更具体地，各不同气流900由其主要组成气体物质表示，该气体物质在从步骤720得到的产出液中分离出不可凝结气体组分后产生。

图9中，沿“y”轴以单独组分表示气流900。主要单独组分是：

-910表示的二氧化碳(CO₂)；

-920表示的氢气(H₂)；和

-930表示的甲烷(CH₄)。

气体组分910、920、930以mol.％表示。气体含量910、920、930共同表示单独气流900组成的组成的实质部分。当然要理解的是，形成气流900的不可凝结组分会包含除二氧化碳910、氢气920和甲烷930外的组分。该组分可包括：例如，氨、一氧化碳、硫化氢和氮气。该组分也可包括其他轻烷烃或轻烯烃，如乙烷或丙烯。但是，组分910、920和930表示这样的组分的主要部分：将从产出液的分离步骤730，尤其从页岩油生产操作中回收的组分。

在页岩油开采区井的整个进程经过中，热解期间产生的气体910、920、930的相对分数会改变。例如，最初加热油页岩层时，产生高mol.％的二氧化碳910。相反，产生相对低mol.％的氢气920。随地层温度上升和热解进行，二氧化碳910的相对mol.％减少，而氢气920的相对mol.增加。此外，甲烷的相对mol.％至少一段时间内显著增加。

气体组成如图9所示，是时间的函数。沿“x”轴显示时间并根据时间段I、时间段II、时间段III等细分时间。各“时间段(Time)”表示通过热解和生产开始开采部分油田的启动时间。以周或月测量时间段增量，目的是评估气流组成和建立启动。因此，根据油田开采中不同的启动时间显示单独的气流900。

图9的实例中，可见各时间段二氧化碳910的初始百分率为约70％。产生的氢气920的初始百分率为约5％。当然，甲烷930的初始百分率仅为约15％，因为热解和生产过程刚刚开始。没有显示气流900组分的剩余10％，因为这些组分被视为无意义。但是，要注意的是初始乙烷组分本身可为约5％。

如果开采区所有井同时被引入生产以响应地层热解，那么步骤720产生的生产流的气体组成会根据图9所示各时间段增量中任一个发生变化。在页岩油开采背景下，其意思是生产早期油田初始气体生产会具有高相对百分率的二氧化碳910，到油田进程后期具有低相对百分率的二氧化碳910。相反，生产早期油田初始气体生产会具有相当低相对百分率的氢气920，到油田进程后期具有较高相对百分率的氢气920。此外，预期气体烃物质的相关部分在整个油田开采进程中变化，虽然不是很多，所述气体烃物质包括甲烷、乙烷、乙烯、丙烷、异丙烷和丙烯。

提出以连续方式在线引入开采油田的不同部分，该方式如控制生产740的一种方式。其产生混合气体组成，该混合气体组成在所选油田进程中提供某种平均气体组成。这种方式下，可应用单独的燃气轮机设计。图9示范该原理。

图9中，在指定时间段里引入井系列或井集合。以沿“x”轴的增量设定这些时间段。增量可以是：例如，2个月、6个月、10个月、12个月或其他时间增量。在时间段II引入井时，在时间段I引入生产的井(一个或多个)会继续生产。同样，在时间段III引入新井时，在时间段I和时间段II引入生产的井(一个或多个)会继续生产，等等。最终，早期时间过程中引入井的生产会逐渐停止，但随新的生产时间段开始会引入新井。

优选在一个时间段增量引入生产的井(一个或多个)随后续启动时间段开始而继续生产。一方面，以4个月增量确定启动时间段，并且将开采区分成10组井。这表明在开采区提供10个时间段，并且在40个月的过程中将井递增地引入生产。当然，生产会随多个井或井组采竭而进行长于40个月。其仅为实例。同样注意的是，在油田进程一开始和结束时，井启动和完成时间的管理具有有限的可用性，因为较少的井组成可平均。

另一个实例中，可为开采区生产过程确定20个启动时间段，表示20个不同的生产井组的单独启动时间段。可由3个月的增量划分启动时间段。这种方式下，在60个月或5年的过程中将开采区井递增地引入生产。关于如何划分开采区和多久引入新生产井组在油田操作人员的选择内。

控制生产740的任何安排中，分配于生产井组的井数量可变。因此，例如，可为开采区生产过程确定20个启动时间段，表示20个不同生产井组“G_n”的单独启动时间。可将生产井组指定为G₁、G₂、G₃、……G₁₈、G₁₉和G₂₀。形成早期井组的井数量——即G₁和G₂，和形成末期井组的井数量——即G₁₉和G₂₀，可能仅有2个或3个井。同时，中间井所含的井数量——即G₃、……G₁₈，可有5个或6个井。通过在井组G_n间改变井数量，得到更好的步骤730中组合气流的总平均气体组成。

再次具体述及图9，可见各组分910、920、930的mol.％在整个时间进程中改变。这是真实的，因为井(一个或多个)在各个时间被引入。图9中，显示5个不同的启动时间段，并且在各时间段开始后组分910、920和930的各气体组成以恒定的方式改变。实践中，会在开采区应用多个启动时间段，如10、15、20或25个启动。油田中商业原位加热操作的进程可进行：例如，3至10年。

图10是另一个绘制气流900组成的曲线图。该实例中，气流900被组合以表示累积气流1000。气流1000的组成再次由三种主要组分组成。其为：

-1010表示的二氧化碳(CO₂)；

-1020表示的氢气(H₂)；和

-1030表示的甲烷(CH₄)。

气体组成1010、1020、1030以mol.％表示。气体含量1010、1020、1030表示各时间段中来自多个气流900的累积气体组分。更具体地，气体含量1010、1020、1030表示随额外的井组在增加的启动时间段被引入生产分别来自组分910、920、930的累积气体含量。

图10中，累积气流1000沿“y”轴显示为时间的函数。沿“x”轴显示时间，并划分为关联图9所示时间段的启动时间段。显示时间段I至V。然而，再次要理解的是，实际页岩油开采中，一般应用多个额外时间段，其与开采区中所提供的细分区域或井组有关。

图9和10中可见，随着各启动时间段在线引入新井或井组，相应热解而产生的气体物质910、920、930的相对百分率发生改变。但是，气体物质1010、1020、1030的累积百分率保持在更窄的范围内。例如，二氧化碳1010的累积mol.％在时间段II开始从25％变化至50％；氢气1020的累积mol.％保持在20％和40％之间；以及甲烷1030的累积mol.％在40％和60％之间。

要注意的是，这些百分率仅具有示例性。图9和10没有反映出实际油田数据。同时，其基于图8所示实验产生的数据确实反映出可靠的比率。

可见，通过如图9和10的启动时间段所示递增地加热和生产井或井组，气流1000的组成保持在特定范围内。于是可选择或调节燃气轮机以符合该范围。

优选地，各时间段表示生产区井组被引入生产线的点。要理解的是，开采区形成的生产区数量越多，气体组成的累积范围越窄。因此，操作人员可联系步骤740确定如何最佳化细分开采区，以及何时将新井或井组引入生产线。此外，各井组的井数量可变。

气体组合流1000的恒定性可以沃泊指数表示。本方法的一方面，随时间得自步骤730的组合气流具有平均沃泊指数，该平均沃泊指数在油田开采的大体时间中以不大于5％的比率变化。可每日、每周或每月计算平均数。一方面，油田开采的时间段为1年。任何情况下，安排递增生产区域的尺寸、启动时间段的频率和各井组中的井数量，从而提供基本恒定沃泊指数的气流以用于轮机。其又导致开采区整个进程中组合气流740更加恒定的沃泊指数。

另一方面，步骤740中通过安排各生产区中井产率进一步维持了沃泊指数的恒定。这种情况下，操作人员可监测组合气流730中的气体组成。如果一种具体组分的组成过高，那么可降低主要生产该组分的一个或多个生产区的流速。例如，如果累积气流1000的二氧化碳含量对于选定燃气轮机过高，那么可降低具有后续启动时间段的区域的流速。另一方面，如果累积气流1000的二氧化碳含量过低，那么可降低新近引入生产线的生产区的流速。这种方式下，轮机效力被最优化，轮机停机进行设备改革的需要被最小化。

要注意的是，可采用多种方法确定产物流所产的气体组成。例如，可周期性获取气体样本，并通过气相色谱(GC)进行评价。可用在线GC或特殊传感器如监测H₂或CO₂的传感器进行更有限的组成分析。可采用其他方法，如密度测量和热值测量。

为示范将开采区细分为单独的生产区或井组，提供图11。图11显示开采区1100的布局。将开采区1000分成20个独立的生产区1150。为示例性目的，将生产区1150编号为1至20。递增开采开采区1000，意为流体生产会在各生产区1150顺序开始。例如，加热和流体生产可以1至12个月的增量开始，如4个月增量。

各生产区1150有多个井。一些井是加热井1110，而其他井是生产井1120。任选地，注入井(未显示)也用于辅助维持地层压力并驱使热解流体流向生产井。图11的排列中，在以“1”和“2”表示的生产区中显示示例性井1110、1120。其余生产区1150(即区域3至20)中井1110、1120还未形成和完成。因此，本文公开的其中一些方法的显著性益处是不需要同时完成和准备生产区中的多个井。

可以图9和10各自的启动时间段表示图11各生产区1150。因此，例如时间段1可表示生产区1生产开始的时间；时间段2可表示生产区2生产开始的时间；等等。这种方式下，整个开采区110的井的生产交错，或被递增提供。因此，不同生产区的组合气流730的组成随时间平均在有限范围内。

可将开采区1100分成更小的生产区。示例性区域1和2显示15个生产井1120。但是，可将开采区1100的生产区分成更小的井簇1110、1120，致力于提供气体组成的更细平均。此外，经过第一和最后开采的生产区可能比中间生产区包含少的生产井。

同样注意的是，不同生产区之间启动时间增量不需要相同。例如，生产区1和生产区2之间启动时间增量可以是5个月；生产区2和生产区3之间启动时间增量可以是4个月；生产区3和生产区4之间启动时间增量可以是4个月；以及后续生产区之间启动时间增量可以仅为3个月。其有助于最小化随新生产区被引入生产线对气体组成的影响。此外，如以下进一步所述，可调节各生产区井的产率，以维持组合气流的组成在有限的范围内。

再次述及图6，图6说明了烃开采区70。烃开采区70应用原位热解，将固体烃或重烃转化为烃流体。通过主生产线76将流体引入开采区70的地表，作为产出液85。

图6的安排中，将烃开采区70细分为多个生产区72。将生产区72分别编号为“1”至“10”。这些号码“1”至“10”与部分开采区递增地进行加热和生产的时间段有关。因此，例如，在第一时间段加热和生产生产区“1”，在第二时间段加热和生产生产区“2”，等等。可如上所述将这些递增的时间段隔开。此外，这些时间段期间的生产会重叠，从而可得到具有平均组成范围的生产区72组合气流。

各生产区72有多个加热井和多个生产井。图6没有分别显示这些井。但要理解的是，各生产区72中加热井和生产井的数量和安排是设计者对于油田操作人员的选择问题，由维持最终组合气流的基本恒定气体组成和/或沃泊指数的目标指导。

各生产区72在其指定时间段产生产出液85。生产出油管74将产出液85从各生产区72运送至主生产线76和产出液处理设备60。在出油管74中提供阀门75以控制生产和流速。可在邻近阀门75处提供传感器或仪表(未显示)以监测流速。

可通过控制生产区72的启动时间段进行方法700的控制步骤740。通过控制何时将生产区72引入生产线，产生了平均效果，该效果提供了更加一致的组成范围，尤其对于气态CO₂和H₂组分，其趋向于具有基本随时间变化的分数。可选地，可通过控制生产区72中各生产井或井组的产率进行控制步骤740。可选地可通过调节阀门75或其他阀门(未显示)进行控制步骤740。可响应由监测得到的数据从选定的井或选定的生产区72调节产率。因此，如果实例中出现累积气体组成66的氢气含量过高，那么可降低更成熟区域的流速。

产出液85产自地下地层，该地下地层为烃开采区70的部分。地下地层84可以是任何具有富含有机物岩层的地下地层。富含有机物岩层可以是：例如，重烃地层或固体烃地层。该地层的具体实例可包括油页岩层、焦油砂层或煤层。存在于该地层的具体地层烃可包括油页岩、干酪根、煤和/或沥青。

产出液85可包括本文所述的任何产出液。产出液85一般包含水、不可凝结烃烷烃物质(如甲烷、乙烷、丙烷、正丁烷、异丁烷)、不可凝结烃烯烃物质(如乙烯、丙烯)、由(烷烃、烯烃、芳香烃和聚芳烃等)组成的可凝结烃物质、CO₂、CO、H₂、H₂S和NH₃。通过主生产线76将不可凝结和可凝结流体一起从各出油管74输送到地表设备60。

也可通过在地表设备60监测和调节产出液76中的组分进行方法700的控制步骤740。在这方面，于地表处理设备60中分离产出液85的组分。提供了关于地表处理设备60的工艺流程图，以示范产出液85的处理。

处理可包括使产出液骤冷至温度低于300℉、200℉乃至100℉。62显示骤冷。然后，分离过程开始。更具体地，从不可凝结组分分离产出液85的可凝结组分。可凝结组分包括油64和水65，而不可凝结组分表示气体66。分离在示例性处理设备60油分离器63中进行。

分离后，在气体处理单元67处理不可凝结组分66。目的是去除额外的水68和硫物质，包括：例如，硫化氢。硫化氢或其他含硫化合物从气流66的去除产生了富H₂S流体69。可将该富H₂S流体69在例如硫回收设备(未显示)中进一步处理。可选地，可将该富H₂S流体69注入煤层、深含水层、基本采竭的压裂致密气区、基本采竭的油页岩区、矿物钠采竭的油页岩区或其组合，作为酸性气体注入过程的部分。

硫化氢或其他含硫化合物的去除产生脱硫气流89。气体处理单元67可去除至少部分存在于气体66中的含硫化合物，以使脱硫气流89具有少于5mol.％的含硫化合物。可选地，可减少存在于脱硫气流89中的含硫化合物，以使脱硫气流89具有少于1mol.％或少于1,000ppm的含硫化合物。硫化氢或其他含硫化合物的去除应当减少或防止硫氧化物(例如，SO₂)的形成，该硫氧化物是环境控制化合物。

优选地，进一步处理表示不可凝结组分的气体66，以从脱硫气流89中去除部分较重组分。较重组分可包括丙烷和丁烷。该分离在气体设备81中进行，形成液态石油气(LPG)80，用于销售。由此在83提供分离的组合燃气轮机原料流。

根据本文某些方法，燃气轮机原料流83也用于产生电能82。将燃气轮机原料流83输送至发电设备88。为了本公开的目的，燃气轮机原料流83表示方法700的组合气流730，并且发电设备88包含步骤750的燃气轮机。但要理解的是，组合气流730可能是分离的产物，以产生气流66。此外，本发明不受以下方式的限制：除非某个要求中如此陈述，否则可得到燃气轮机原料流83。

通过本文所述方法中任何方法，电能82可用作加热地下地层的能量来源。例如，在向位于加热井——如地下地层中完成的加热井87——中的电阻加热元件84供电前，可以高压向变压器86提供电能82，例如132kV，并使其降至较低压，例如6,600V。这种方式下，可从产出液85的不可凝结组分生成加热地下地层所需的部分能量。一个实施方式中，产生的电能占用于加热富含有机物岩层的热量的60％以上。可选的实施方式中，产生的电能占用于加热富含有机物岩层的热量的70、80或90％以上。可将产生的电能中一些售予第三方，包括：例如，电力公司。一些实施方式可包括在选定的非高峰需求时间从供电商买电，以满足电阻加热元件84的能量需要。

一些实施方式中的方法也可应用除电阻加热方法外的加热方法。在该情况下，可在加热炉中燃烧部分气流，以加热过程流体。然后加热的过程流体或其衍生物可用于加热富含有机物岩层。可选地，加热的过程流体可在加热独立流体中用作传热流体，其用于加热富含有机物岩层。

本文方法的一些实施方式中，可监测产出液85、不可凝结组分66或燃气轮机原料流83任一种，以确定气流状况。例如，可监测燃气轮机原料流83的一种或多种特性。一个实施方式中，在气流在燃气轮机的燃烧器中基本燃烧前监测气流。可监测的示例性特性可以包括一种或多种特性，其选自气体组成、温度、热值、比重、沃泊指数、改良的沃泊指数、露点、燃烧限度、火焰速度及其组合。

作为具体实例，可监测不同开采区72的燃气轮机原料流83组成，以获得惰性或高热值组分的含量。例如，如果高热值组分气体的含量过高，其可能表明应当降低某个生产区的流速。可选地，如果惰性气体组分象CO₂的含量过低，其可能表明应当提高某个生产区的流速。可响应由监测接收到的数据将一个或多个额外井引入生产线或脱离生产线，以调节CO₂或其他高热值组分的含量。可选地，可通过将燃气轮机原料流83与指定的预混合气体储备混合而改变气体组成。

响应于监测，可通过添加或混合来自地表独立气体储备(未显示)的气体改性燃气轮机原料流83的组成。该气体储备可包含以下其中一种或多种：C₂和更高级的烃；C₃和更高级的烃；二氧化碳；惰性气体，如氢气、乙烷、乙烯、丙烷及其组合。该气体储备可来自除产出液外的其他来源。向燃气轮机原料流83添加该组分可用于提高燃气轮机原料流83的火焰速度，调节原料流83的燃烧率，稳定燃气轮机(其为发电设备88的部分)中的燃烧，或其组合。

本发明的一些实施方式中，可改变燃气轮机原料流83的组成，以控制一个或多个气流操作参数。其可在例如气体处理设备67上进行。一个实施方式中，可通过将预混合的气体储备与气流66或89混合而调节燃气轮机原料流83的组成。气体储备可包括甲烷或气态烃的混合物，该混合物包括来自除产出液76外来源的混合气流。一些应用中，改变气流组成包括向分离的气流66、脱硫气流89或过程气流83添加氢气、甲烷、乙烷、乙烯、二氧化碳或其组合。这些组分的添加可用于提高气流的火焰速度，调节气流的燃烧率，稳定燃气轮机中的燃烧，或其组合。

进一步的实施方式中，可通过重整气流66中的至少部分甲烷以生成氢气，改变过程气流83的组成。尤其其可用于这样的情况：输入发电设备88燃气轮机燃烧器的气体原料83包含大量CO₂，从而需要额外的氢气以维持燃气轮机燃烧器中基本稳定的火焰速度。其也可在例如气体处理设备67中进行。一些实施方式中，也可与甲烷一起重整其他烃化合物——如乙烷和/或丙烷。可通过不同的重整结构提高燃气轮机原料的氢气含量。一个实施方式中，在重整前将至少部分甲烷从脱硫气流89中去除。在单独的处理设备中重整去除的甲烷以生成氢气，并且在气流89输送至燃气轮机前将生成的氢气与过程气流89组合。可选地，将至少部分甲烷在线重整，此时其存在于气流，而不需要去除甲烷和在单独的重整设备中生成氢气。任一情况下，可控制重整为氢气的部分甲烷，以维持选定的操作参数，包括：例如随时间基本恒定的沃泊指数。

关于本文的不同方法，可通过调节一个或多个位于地表处理设备60的油-气分离器63的压力或温度可选地改变组合气流83的组成。该压力或温度调节会因此改变分离器63的废气66的组成。处理设备60可包括几个阶段的油-气分离器，一般在递减压力下。对于相似温度下的分离器系列，初始较高压分离器的废气(例如，甲烷和氢气较多)会比随后低压分离器的废气(丙烷和二氧化碳较多)轻。因此，燃气轮机原料流83可由下列组成：至少第一油-气分离器的第一分离器气体和第二油-气分离器的第二分离器气体的混合气。进一步，该方法可包括通过调节组成第一气流的第一分离器气体和第二分离器气体的相对含量改变气流组成。

也可通过汽-液提取技术的应用改变燃气轮机原料流83的组成。其也可在例如气体处理设备67或气体设备81中进行。该技术中，可将气流与液体接触，以允许下列传质：气流中具有液流优选溶解性的某些组分——一般为较重的组分，从气流移出并溶解于液流，从而改变所产生气流83的组成。接触可用于：例如，通过降低较重组分的含量提高气流的H₂含量。本领域已知多种方式进行汽-液提取，包括：例如，应用化学或物理吸附过程中的汽提盘或填充柱，进行液流与蒸气或气流接触。一般，在接触前冷却气流以提高溶解性。也可增大压力以提高溶解性。

可能需要燃气轮机原料流83的组成适于满足燃气轮机排气流中目标NO_x浓度。已知NO_x的形成受燃烧区中的火焰温度和氮气(N₂)停留时间影响。因此，可通过降低燃烧区温度和/或存在于燃烧区的N₂量减少NO_x的产生。一个实施方式中，可通过降低气流的氮气含量改变燃气轮机原料流83的组成。一个实施方式中，可通过提高气流的惰性气体含量改变燃气轮机原料流83的组成，以减少燃气轮机中NO_x的产生。该实施方式中，可通过提高组合气流83的CO₂含量增加惰性气体的浓度。该实施方式中，通到燃气轮机的原料流83惰性气体含量可以在10-60mol.％之间。

可应用另外的NO_x减少技术替代或结合前述方法。某些实例中，前述技术致力于减少NO_x的产生，但有另外的方法用于减少燃气轮机排气流中存在的NO_x。例如，可通过使燃气轮机排气流与氨(NH₃)处理流接触从燃气轮机排气流中去除产生的NO_x。可从这样的流体中可选地获得氨处理流：完全或部分从产出液得到的流体。一个实施方式包括从产出液分离NH₃形成NH₃处理流，并且将该NH₃处理流注入燃气轮机排气流，从而将燃气轮机排气流中的部分NO_x组分转化为，N₂。一些实施方式中，NH₃处理流含有50mol.％以上NH₃的组成。可选的实施方式中，NH₃处理流含有90mol.％以上NH₃的组成。

本文也提供了应用从原位转化过程产生的气体的方法1200。图12显示一个实施方式中的方法1200。方法1200包括将开采区分成多个生产区(areas或sections)。这显示在方框1210。各区域具有两个或更多个生产井。

方法1200也包括在开采区原位加热富含有机物岩层。方框1220显示该步骤。如同图7的步骤710，加热步骤1220的目的是造成地层中地层烃的热解。例如，烃可能是含有干酪根的固体烃。

地层烃的热解产生烃流体。烃流体作为产出液从富含有机物岩层产生。通过方框1230显示该步骤。由于位于富含有机物岩层的地层烃的热解，至少部分地生成产出液。生产1230最初通过第一区域内的两个或更多个生产井发生。

一个实例中，从热解或转化的干酪根生成产出液。如此，产出液将既包括可凝结组分又包括不可凝结组分。在地表处理设备(如设备60)中从可凝结组分中最终分离不可凝结组分，形成气流。不可凝结组分既包括烃流体又包括非烃流体，如二氧化碳和氢气。

此外，方法1200包括从各另外区域中的富含有机物岩层中生成产出液。开采区的各另外区域具有两个或更多个生产井，该生产井也生成不可凝结组分。如上所述，递增地引入另外区域的生产，方框1270所示。

方法1200包括下一步骤：从产出液得到可燃气体的组合流。方框1240显示该步骤。进行该步骤1240中，混合来自第一和另外区域的不可凝结烃流体。步骤1240可通过组合主生产线76中相关区域的产出液，输送该流体至地表处理设备60，然后在地表设备中分离从步骤1230和1270的烃流体完成。或者，可通过首先从各区域分离产出液的可凝结和不可凝结组分，然后混合不可凝结组分进行步骤1240。

方法1200也包括选择燃气轮机，方框1250所示。设计燃气轮机以接收这样的组合气流：含有有限范围内的二氧化碳和氢气的组成。例如，二氧化碳的累积mol.％可从30％至50％变化，而氢气的累积mol.％可在20％至40％之间变化。最佳范围会是生产特定型和轮机特定型。

方法1200进一步包括使气流穿过燃气轮机，从燃气轮机向发电机提供能量。这显示在方框1260。一方面，气流穿过燃气轮机，形成输入发电机的燃气轮机排气流。发电机向井下加热元件提供电流。其也可供电以支持地表生产或处理设备。

回到方框1270，建立和控制第一和各另外区域的生产，以使组合气流中二氧化碳和氢气物质的浓度基本保持在燃气轮机的限定范围内。该步骤1270可包括限制各另外区域生产启动间的时间增量。该步骤1270也可包括选择各区域中要进行生产的井的数量和完成的方式。

一方面，方法1200进一步包括调节产自第一区域的烃流体的产率，以改变气流中二氧化碳和氢气的mol.百分率。此外，方法1200可进一步包括同时以不同产率从开采区第一区域、第二区域和第三区域生产烃流体。周期性调节产率，以维持气流中二氧化碳和氢气的mol.百分率在所需范围内。此外，可调节第二区域和第三区域中生产井的启动时间，以进一步维持二氧化碳和氢气的mol.百分率在所需范围内。

该方法也可包括从燃气轮机发电。任选地，燃气轮机是联合循环能量设备的部分。这样的实施方式中，该方法可包括在组合气流穿过燃气轮机，并且燃烧气流后，将燃烧的燃气轮机排气流输入蒸汽炉，从而向蒸汽炉提供热量，在蒸汽炉中产生蒸汽。取决于产生方法，可以低、中或高压蒸汽流产生蒸汽。低压蒸汽一般在压力低于150psig；中压蒸汽一般在150-250psig的范围内；以及高压蒸汽一般超过250psig。

一个实施方式中，将至少部分蒸汽，尤其其中使用高压蒸气的，输送至富含有机物岩层，以助于加热地层。较低压的蒸汽——包括一些情况下，例如中压蒸汽，也可通过注入用于地层加热。一些实施方式中，尤其其中蒸汽是低或中压的蒸汽轮机排气流的，蒸汽流可用于在处理产出液或其衍生物中的过程加热。蒸汽可用的示例性过程包括：(1)重烃或酸性气体吸附流体的再生中，(2)蒸馏系统的再沸器中，或(3)酸性气体固体吸附系统的再生和微量污染物的去除。进一步的实例包括膜分离、低温蒸馏和变压吸附。可选地，第一燃气轮机排气流其本身可用于在处理产出液或其衍生物中的过程加热。

联合循环操作中，然后可将产生的蒸汽输入设置为向发电机提供能量的汽轮机。发电机可以是燃气轮机所用的相同发电机或不同发电机。不同的实施方式中，蒸汽炉可以是补充燃烧废热锅炉或可不包括补充锅炉原料流。

本文提供另一方法，以从页岩油开采区的富含有机物岩层生产烃流体。图13流程图显示一个实施方式中的方法1300。

一方面，方法1300包括将开采区分成三个或更多个生产区，方框1310所示。各生产区优选具有两个或更多个生产井。

方法1300也包括在第一生产区原位加热富含有机物岩层，方框1320所示。加热的目的是造成第一生产区中地层烃的热解。

同样，方法1300包括从第一生产区生产烃流体，方框1330所示。通过两个或更多个生产井以第一产率完成生产。

此外，方法1300包括在后续生产区相继原位加热富含有机物岩层，以造成各后续生产区中地层烃的热解，方框1340所示。

同样，方法1300包括通过相应的两个或更多个生产井从后续生产区生产烃流体，方框1350所示。一方面，从后续生产区生产烃流体包括以至少3个月间隔后续生产区间的生产启动。各生产区之间，间隔不需要为相同的时间段增量。

方法1300进一步包括控制一个或多个生产区的产率，方框1360所示。可通过控制所选后续生产区中各井的产率或通过控制各生产区的速率完成控制产率。目的是基本匹配开采区处理设备的能力。在这方面，如果处理设备过大，那么该设备被超建。其构成时间和资金的浪费。另一方面，如果处理设备过小而不能处理开采区的生产，其表示失去时机。

上述方法可能对于科罗拉多州皮申斯盆地(Piceance Basin)的烃回收有优势。一些人评估在美国西部的一些油页岩沉积中每地表英亩可回收高达一百万桶油。一项研究评估皮申斯盆地油页岩层含苏打石部分中的油页岩资源就地为4000亿桶页岩油。总体上，多达1万亿桶页岩油可能单独存在于皮申斯盆地。

本发明的某些特征被以数字上限组和数字下限组述及。应当理解的是，除非另有所述，这些界限的任意组合形成的范围均在本发明范围内。虽然根据美国惯例，从属权利要求其中一些具有独立从属性，但该从属权利要求中任一项的各个特征可与从属于相同独立权利要求(一个或多个)的其他从属权利要求中一项或多项的各个特征结合。

尽管显然在此所述的本发明是为了实现上述益处和优势，但是要理解的是本发明可易于修正、修改和改变而不背离其精神。

Claims (40)

1.一种从富含有机物岩层向地表设备生产烃流体的方法，包括：

原位加热所述富含有机物岩层以造成地层烃的热解；

通过两个或更多个井从所述富含有机物岩层生产产出液，所述两个或更多个井中每一个生产这样的流体，其：

至少部分由于位于所述富含有机物岩层的所述地层烃热解而产生，并且

包含不可凝结气体，所述不可凝结气体具有在一段时间内以大于5％的比率变化的沃泊指数值；

从所述产出液得到组合气流，所述组合气流包含可燃的烃流体；以及

控制所述两个或更多个井的生产，以使所述两个或更多个井的所述产出液的组合形成这样的组合气流，其具有在所述一段时间内以小于5％的比率变化的沃泊指数值。

2.权利要求1所述的方法，其中所述地层烃包括重烃或固体烃。

3.权利要求1所述的方法，其中所述富含有机物岩层是油页岩层。

4.权利要求3所述的方法，其中所述一段时间为至少6个月。

5.权利要求3所述的方法，其中所述沃泊指数值构成沃泊指数评估的日平均值或周平均值。

6.权利要求3所述的方法，其中控制生产包括控制所述两个或更多个井的启动时间。

7.权利要求6所述的方法，其中所述两个或更多个井至少包括第一组井、第二组井和第三组井。

8.权利要求7所述的方法，其中所述第一组井包含与所述第二组井或所述第三组井不同数量的井。

9.权利要求7所述的方法，其中所述第一组井在第一启动时间开始生产，所述第二组井在随后第二启动时间开始生产，并且所述第三组井在再随后第三启动时间开始生产。

10.权利要求9所述的方法，其中：

所述第一启动时间和所述第二启动时间之间的时间表示第一增量；

所述第二启动时间和所述第三启动时间之间的时间表示第二增量；以及

所述第一增量和所述第二增量是不同长度的时间。

11.权利要求7所述的方法，其中所述第一组井和第二组井中各井在各自第一和第二启动时间开始前被加热相同的一段时间。

12.权利要求7所述的方法，其中所述第一组井在从所述第一组井开始生产产出液前被加热第一长度的时间，所述第二组井在从所述第二组井开始生产产出液前被加热第二长度的时间，所述第二长度的时间比所述第一长度的时间长。

13.权利要求6所述的方法，其中控制启动时间包括进行计算机模拟，以评估在所述一段时间内所述两个或更多个井的生产对组合气流组成的影响。

14.权利要求3所述的方法，其中控制生产包括控制所述两个或更多个井的产率。

15.权利要求3所述的方法，

其中所述地表设备包括燃气轮机；并且

所述方法进一步包括使所述组合气流通过所述燃气轮机，形成燃气轮机排气流，所述燃气轮机被设置为向发电机提供能量。

16.权利要求15所述的方法，进一步包括：

在所述组合气流通过所述燃气轮机前调节所述组合气流的所述组成，其通过：(i)添加来自气体储备的甲烷，(ii)添加来自气体储备的二氧化碳，(iii)去除二氧化碳，(iv)添加来自气体储备的氢气，(v)去除氢气，(vi)去除乙烷，(vii)去除丙烷，或者(viii)其组合。

17.权利要求15所述的方法，进一步包括：

在所述组合气流通过所述燃气轮机前通过添加二氧化碳、氢气、乙烷、乙烯、丙烷或其组合中的任一种来调节所述组合气流的所述组成，以提高火焰速度，调节燃烧率或稳定所述组合气流的燃烧。

18.权利要求15所述的方法，其中：

所述加热步骤包括通过电阻加热器的应用加热所述富含有机物岩层；以及

至少部分由所述发电机驱动所述电阻加热器。

19.权利要求15所述的方法，其中所述组合气流组成足以满足所述燃气轮机排气流中的目标NO_x浓度。

20.权利要求3所述的方法，进一步包括：

监测所述两个或更多个井的所述产出液中所述不可凝结气体的所述组成；以及

其中控制所述两个或更多个井的生产包括响应由所述监测接收的数据而调节产率。

21.权利要求6所述的方法，进一步包括：

监测所述两个或更多个井的所述产出液中所述不可凝结气体的所述组成；以及

其中控制所述两个或更多个井的生产包括通过从气体储备向所述组合气流添加选定的一种或多种惰性气体物质来调节所述组合气流的所述组成。

22.权利要求3所述的方法，其中在控制所述两个或更多个井的生产下：

所述组合气流中CO₂的浓度一般在25和50mol.％之间的范围内；以及

所述组合气流中H₂的浓度一般在20和40mol.％之间的范围内。

23.一种应用产自烃开采区中原位转化过程的气体的方法，包括：

在开采区中操作，其中将由位于所述开采区内富含有机物地层中的地层烃的热解而生产产出液；

将所述开采区分成多个区域，各区域具有两个或更多个生产井；

选择燃气轮机，所述燃气轮机被设计为接收二氧化碳和氢气的浓度在限定范围内的可燃气流，并且所述燃气轮机被设置为向发电机或向蒸汽炉提供能量；

在一段时间内在各区域中从所述富含有机物岩层递增地生产产出液，其中将所述产出液输送至地表处理设备；以及

从所述产出液得到组合气流，所述组合气流具有在所述一段时间内基本保持在所述燃气轮机的限定范围内的二氧化碳和氢气的浓度，并且所述组合气流进一步包含可燃烃。

24.权利要求23所述的方法，其中通过以下得到所述组合气流：

在地表设备将所述各产出液分离成液流和气流；以及

将从所述各产出液分离的所述气流组合，形成组合气流。

25.权利要求23所述的方法，其中通过以下得到所述组合气流：

混合所述各产出液；以及

在地表设备将所述混合的产出液至少分离成组合液流和组合气流。

26.权利要求23所述的方法，其中：

所述地层烃包含油页岩；和

所述产出液包含页岩油。

27.权利要求26所述的方法，进一步包括：

使所述组合气流通过所述燃气轮机，形成燃气轮机排气流。

28.权利要求27所述的方法，其中：

所述组合气流包含硫化氢；以及

所述方法进一步包括在所述组合气流通过所述燃气轮机前从所述组合气流去除至少部分所述硫化氢。

29.权利要求27所述的方法，进一步包括：

在所述组合气流通过所述燃气轮机前调节所述组合气流的所述组成，其通过如下进行：(i)添加来自气体储备的甲烷，(ii)添加来自气体储备的二氧化碳，(iii)去除二氧化碳，(iv)添加来自气体储备的氢气，(v)去除氢气，(vi)去除乙烷，(vii)去除丙烷，或者(viii)其组合。

30.权利要求26所述的方法，进一步包括：

调节产自所述开采区至少一个区域的所述产出液的所述产率，以维持所述组合气流中二氧化碳和氢气的浓度在所述限定范围内。

31.权利要求26所述的方法，进一步包括：

同时以不同产率从所述开采区第一区域、第二区域和第三区域生产所述产出液；以及

在一段时间内调节产自所述第一区域、所述第二区域和所述第三区域的所述产出液的产率，以维持二氧化碳和氢气的浓度在限定范围内。

32.权利要求31所述的方法，其中：

所述组合气流中二氧化碳的浓度一般在25和50mol.％之间的范围内；以及

所述组合气流中氢气的浓度一般在20和40mol.％之间的范围内。

33.权利要求26所述的方法，进一步包括：

选择所述第二区域和所述第三区域内生产井的启动时间，以进一步维持二氧化碳和氢气的浓度在所述限定范围内。

34.一种在页岩油开采区从富含有机物岩层生产烃流体的方法，包括：

将所述开采区分成多个生产区；

在所述开采区的第一生产区原位加热所述富含有机物岩层，以造成地层烃的热解；

以第一产率通过两个或更多个生产井从所述第一生产区生产烃流体；

相继在各后续生产区原位加热所述富含有机物岩层，以造成各后续生产区中地层烃的热解；

从各后续生产区递增地生产烃流体，各后续生产区包含两个或更多个生产井；

从所述烃流体得到气流；以及

控制一个或多个后续生产区的产率，以基本匹配所述开采区流体处理设备的能力。

35.权利要求34所述的方法，其中匹配处理设备的能力意为维持所述开采区基本恒定的烃产率。

36.权利要求34所述的方法，其中从各后续生产区递增地生产烃流体包括以至少3个月间隔各后续生产区之间的生产启动。

37.权利要求34所述的方法，其中控制产率包括控制一个或多个选定后续生产区中各井的产率。

38.权利要求34所述的方法，其中：

所述地表设备包括燃气轮机，其被设置为向发电机提供能量；以及

所述方法进一步包括使所述气流通过所述燃气轮机，形成燃气轮机排气流。

39.权利要求34所述的方法，其中递增地生产烃流体包括控制各后续生产区中两个或更多个生产井的启动时间。

40.权利要求39所述的方法，其中所述启动时间间隔至少6个月。

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