用于生产油和/或气的系统和方法与流程

用于生产油和/或气的系统和方法本申请为分案申请，其母案申请的申请号为200980128127.9，申请日为2009年6月25日，发明名称为“用于生产油和/或气的系统和方法”。技术领域本发明涉及用于生产油和/或气的系统和方法。

背景技术：
可通过强化油采收(EOR)增大全球范围的油气田中的油采收。可使用现有的三种主要类型的EOR(加热、注入化学物质/聚合物和注气)以从储层增大油采收，此外还可通过常规方法(尽可能的延长油气田的寿命和增大油采收因子)以实现这个目的。热强化采收通过向储层加入热量而发挥作用。最广泛实施的方式是蒸汽驱油，它降低油的粘度以使其可流向生产井。化学驱油通过降低截留残油的毛细管力强化采收。聚合物驱油增大注入的水的驱扫效率。混注按照与化学驱油相似的方式发挥作用。通过注入与油混溶的流体，可采收截留的残油。参考图1，其中图示了现有技术系统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。在地表提供生产设备110。井112穿过地层102和104和终止于地层106中。在114显示了地层106的一部分。通过井112到达生产设备110从地层106生产油和气。分离气体和液体，将气体储存在气体储存器116中和将液体储存在液体储存器118中。美国专利号5,826,656公开了用于从载有水驱油的被至少一个井从地表穿透的地下地层采收水驱残油的方法，该方法包括：通过用于 将与油混溶的溶剂注入载油地层的下部的完井将与油混溶的溶剂注入载油地下地层的载有水驱残油的下部；在等于至少一周的时段内持续将与油混溶的溶剂注入载油地层的下部中；重新完成用于从载油地层的上部产出一定量的与油混溶的溶剂和水驱残油的井；和从载油地层的上部产出一定量的与油混溶的溶剂和水驱残油。所述地层可以已经早期被水驱和与油混溶的溶剂驱过。可通过水平井注入溶剂，和可通过用于从载油地层的上部产出油和溶剂的多个完井采收溶剂和油。美国专利号5,826,656在此全文引入作为参考。共同待审美国专利申请公开No.2006/0254769(公开于2006年11月16日，和代理人案号为TH2616)公开了一种系统，所述系统包括：从地下地层采收油和/或气的机构，其中所述油和/或气包含一种或多种烃；将所采收的油和/或气中的至少一部分烃转化为二硫化碳制剂的机构；和向地层中释放至少一部分二硫化碳制剂的机构。美国专利申请公开No.2006/0254769在此全文引入作为参考。共同待审PCT专利申请公开WO2008/141051(公开于2008年11月20日，和代理人案号为TH3276)公开了一种由地下地层生产油和/或气的系统，所述系统包括：地层上面的井；将强化油采收制剂注入地层的机构，其中所述强化油采收制剂包含二甲醚；和从地层中生产油和/或气的机构。共同待审PCT专利申请公开WO2008/141051在这此作为参考全文引用。本领域需要用于强化油采收的改进系统和方法。本领域还需要使用溶剂(例如通过减粘、化学作用和混相驱油)以强化油采收的改进系统和方法。本领域还需要用于溶剂混相驱油的改进系统和方法。

技术实现要素：
在一个方面，本发明提供一种从地下地层生产油和/或气的系统，所述系统包括：地层上面的井；将强化油采收制剂注入地层的机构，所述强化油采收制剂包含醚，所述醚包含2-20个碳；和从地层中生产油和/或气的机构。在另一方面，本发明提供一种生产油和/或气的方法，所述方法包括由第一井向地层中注入醚制剂；和由第二井从地层中生产油和/或气。在另一方面，本发明提供一种方法，所述方法包括：从地层中采收碳源；将至少一部分碳源转化为合成气；将至少一部分合成气转化为醚；和将至少一部分醚注入地层中。本发明的优点包括以下的一个或多个：使用溶剂从地层强化烃采收的改进系统和方法。使用含可混溶溶剂的流体从地层强化烃采收的改进系统和方法。用于二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。使用可混溶溶剂以强化油采收的改进系统和方法。使用在适当位置中与油混溶的化合物以强化油采收的改进系统和方法。用于处理所产生的气的改进系统和方法。减少或取消点火炬或再注入所产生的气的改进系统和方法。用于转化气体为液体的改进系统和方法。用于由地层采收和输送油和气的改进系统和方法。用于保持地层压力的改进系统和方法。用于保持生产速率的改进系统和方法。用于增加贮层寿命的改进系统和方法。附图说明图1图示了油和/或气生产系统。图2a图示了井分布图。图2b和2c图示了在强化油采收过程期间图2a的井分布图。图3a-3c图示了油和/或气生产系统。图4图示了油和/或气生产方法。图5图示了EOR试剂的生产方法。具体实施方式井间隔参考图2a，图示了在一些实施方案中的井200的阵列。阵列200包括井组202(用水平线表示)和井组204(用斜线表示)。井组202中的每个井与井组202中的相邻井之间存在水平距离230。井组202中的每个井与井组202中的相邻井之间存在垂直距离232。井组204中的每个井与井组204中的相邻井之间存在水平距离236。井组204中的每个井与井组204中的相邻井之间存在垂直距离238。井组202中的每个井与井组204中的相邻井之间存在距离234。井组204中的每个井与井组202中的相邻井之间存在距离234。在一些实施方案中，井组202中的每个井被井组204中的4个井围绕。在一些实施方案中，井组204中的每个井被井组202中的4个井围绕。在一些实施方案中，水平距离230是约5-1000米、或约10-500米、或约20-250米、或约30-200米、或约50-150米、或约90-120米、或约100米。在一些实施方案中，垂直距离232是约5-1000米、或约10-500米、或约20-250米、或约30-200米、或约50-150米、或约90-120米、或约100米。在一些实施方案中，水平距离236是约5-1000米、或约10-500米、或约20-250米、或约30-200米、或约50-150米、或约90-120米、或约100米。在一些实施方案中，垂直距离238是约5-1000米、或约10-500米、或约20-250米、或约30-200米、或约50-150米、或约90-120米、或约100米。在一些实施方案中，距离234是约5-1000米、或约10-500米、 或约20-250米、或约30-200米、或约50-150米、或约90-120米、或约100米。在一些实施方案中，井200的阵列可以含有约10-1000井，例如井组202中约1-500井和井组204中约1-500井。在一些实施方案中，在井200的阵列的俯视图中，井组202和井组204是一块土壤中间隔的垂直井。在一些实施方案中，在井200的阵列的剖面侧视图中，井组202和井组204是地层中间隔的水平井。参考图2b，图示了在一些实施方案中的井200的阵列。阵列200包括井组202(用水平线表示)和井组204(用斜线表示)。在一些实施方案中，将可混溶强化油采收试剂注入井组204中，和从井组202采收油。如图所示，可混溶强化油采收试剂具有注入分布208，和油采收分布206产生至井组202。在一些实施方案中，将可混溶强化油采收试剂注入井组202中，和从井组204采收油。如图所示，可混溶强化油采收试剂具有注入分布206，和油采收分布208产生至井组204。在一些实施方案中，在第一时段内，井组202可用于注入可混溶强化油采收试剂，和井组204可用于从地层中生产油和/或气；随后在第二时段内，井组204可用于注入可混溶强化油采收试剂，和井组202可用于从地层中生产油和/或气，其中第一时段和第二时段构成周期。在一些实施方案中，可进行多个周期，其包括在注入可混溶强化油采收试剂和从地层中生产油和/或气之间交替井组202和204，其中在第一时段内一个井组注入和另一个生产，和随后在第二时段将它们进行切换。在一些实施方案中，周期可以是约12小时-1年、或约3天-6月、或约5天-3月。在一些实施方案中，各周期可随时间延长，例如各周期可以比前一个周期长约5-10%，例如长约8%。在一些实施方案中，可在周期初始时注入可混溶强化油采收试剂或含可混溶强化油采收试剂的混合物，和在周期结束时注入不可混溶强化油采收试剂或含不可混溶强化油采收试剂的混合物。在一些实施 方案中，周期初始时段可以是周期的前10-80%、或周期的前20-60%、周期的前25-40%，和结束时段可以是周期的剩余时间。参考图2c，图示了在一些实施方案中的井200的阵列。阵列200包括井组202(用水平线表示)和井组204(用斜线表示)。在一些实施方案中，将可混溶强化油采收试剂注入井组204中，和从井组202采收油。如图所示，可混溶强化油采收试剂具有注入分布208，其与产生至井组202的油采收分布206重叠210。在一些实施方案中，将可混溶强化油采收试剂注入井组202中，和从井组204采收油。如图所示，可混溶强化油采收试剂具有注入分布206，其与产生至井组204的油采收分布208重叠210。强化油采收方法可以已知的任何方法使用井200的阵列从地下地层采收油和/或气。适合的方法包括海底生产、海面生产、一次、二次或三次生产。用于从地下地层采收油和/或气的方法的选择不是关键的。在一些实施方案中，可以将油和/或气从地层中采收入井中，和使其流过井和管线至设备。在一些实施方案中，通过使用试剂例如蒸汽、水、表面活性剂、聚合物驱油物质和/或可混溶剂例如二甲醚制剂、二乙醚制剂或二氧化碳，可通过强化油采收以增大来自地层的油和/或气的流量。可使用任意已知的方法释放至少一部分可混溶强化油采收试剂和/或其它液体和/或气体。一种适合的方法是将可混溶强化油采收制剂注入单独井的单独导管中，浸泡醚制剂，和随后与气体和/或液体一起泵出至少一部分醚制剂。另一适合的方法是将可混溶强化油采收制剂注入第一井中，和通过第二井与气体和/或液体一起泵出至少一部分二硫化碳制剂。用于注入至少一部分可混溶强化油采收制剂和/或其它液体和/或气体的方法的选择不是关键的。在一些实施方案中，可以在高至地层断裂压力的压力下将可混溶强化油采收制剂和/或其它液体和/或气体泵送入地层中。在一些实施方案中，可以将可混溶强化油采收制剂混于地层中的 油和/或气中以形成可从井中采收的混合物。在一些实施方案中，可以将一定量的可混溶强化油采收制剂注入井中，随后注入另一组分以驱动制剂穿过地层。可以使用例如空气、液体或蒸气形式的水、二氧化碳、氮气、醇、其它气体、其它液体、和/或它们的混合物以驱动可混溶强化油采收制剂穿过地层。在一些实施方案中，在注入地层中之前可以加热可混溶强化油采收制剂以降低地层中流体例如重油、链烷烃、沥青质等的粘度。在一些实施方案中，可以使用加热流体或加热器在地层中加热和/或煮沸可混溶强化油采收制剂以降低地层中流体的粘度。在一些实施方案中，可以使用加热的水和/或蒸汽以加热和/或气化地层中的可混溶强化油采收制剂。在一些实施方案中，可以使用加热器在地层中加热和/或煮沸可混溶强化油采收制剂。2003年10月24日提交的代理人案卷号为TH2557的共同待审的序列号为10/693,816的美国专利申请中公开了一种适合的加热器。序列号为10/693,816的美国专利申请在此全文引入作为参考。图3a-3b：参考图3a和3b，图示了在本发明一些实施方案中的系统300。系统300包括地下地层302、地下地层304、地下地层306和地下地层308。在地表提供设备310。井312穿过地层302和304，和在地层306中有开孔。地层306的部分314可以是任选断裂的和/或穿孔的。在初次生产期间，从地层306产出的油和气进入部分314中，进入井312中，和向上运行至设备310。随后设备310分离出气体和液体，气体送至气体处理器316和液体送至液体储存器318。设备310还包括可混溶强化油采收制剂储存器330。如图3a中所示，可以按照图示向下的箭头向下至井312中泵送可混溶强化油采收制剂和泵送入地层306中。可以留置可混溶强化油采收制剂以在地层中浸泡约1小时-15天，例如约5-50小时。在浸泡时段之后，如图3b中所示，随后产出可混溶强化油采收制 剂和油和/或气回到井312中，送至设备310。设备310可用于分离和/或再循环可混溶强化油采收制剂(例如通过煮沸、冷凝或过滤所述制剂或使之反应或者用水萃取)，随后将所述制剂再次注入井312中(例如通过重复图3a和3b中所示的浸泡周期约2-5次)。在一些实施方案中，可以在低于地层断裂压力(例如为断裂压力的约40-90%)下将可混溶强化油采收制剂泵送入地层306中。在一些实施方案中，图3a中所示的用于注入地层306中的井312可以代表井组202中的井，和图3b所示的从地层306产出的井312可以代表井组204中的井。在一些实施方案中，图3a中所示的用于注入地层306中的井312可以代表井组204中的井，和图3b所示的从地层306产出的井312可以代表井组202中的井。图3c:参考图3c，图示了在本发明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。在地表提供生产设备410。井412穿过地层402和404，和在地层406中有开孔。部分地层414可以是任选断裂的和/或穿孔的。从地层406产出的油和气进入部分414中，和经过井412向上运行至生产设备410。可以分离气体和液体，和可将气体送至气体储存器416和将液体送至液体储存器418。生产设备410可产出和/或储存可混溶强化油采收制剂，可以在生产/储存器430中产出和储存该可混溶强化油采收制剂。可将来自井412的二甲醚、二乙醚和/或其它醚送至可混溶强化油采收制剂生产/储存器430。可以沿井432将可混溶强化油采收制剂向下泵送至地层406的部分434。可混溶强化油采收制剂穿过地层406以辅助生产油和气，和随后可混溶强化油采收制剂、油和/或气可以全部生产至井412并送至生产设备410。随后可以再次循环可混溶强化油采收制剂，例如通过煮沸、冷凝或过滤所述制剂或使之反应或用水萃取并随后将所述制剂再次注入井432中。在一些实施方案中，可以将一定量的可混溶强化油采收制剂或可 混溶强化油采收制剂与其它组分的混合物注入井432中，随后注入其它组分以驱动可混溶强化油采收制剂或可混溶强化油采收制剂与其它组分的混合物穿过地层406，所述其它组分包括例如：空气；气态或液态的水；与一种或多种盐、聚合物和/或表面活性剂混合的水；二氧化碳；氮气；醇；其它气体；其它液体；和/或它们的混合物。在一些实施方案中，生产油和/或气的井412代表井组202中的井，和用于注入可混溶强化油采收制剂的井432代表井组204中的井。在一些实施方案中，生产油和/或气的井412代表井组204中的井，和用于注入可混溶强化油采收制剂的井432代表井组202中的井。图4参考图4，图示了在本发明的一些实施方案中的方法500。方法500包括：由方格图表示的注入可混溶强化油采收制剂；由斜线图表示的注入不可混溶强化油采收制剂；和由空白图表示的从地层中生产油和/或气。顶部时间线显示了用于井组202的注入和生产的时限，同时底部时间线显示了用于井组204的注入和生产的时限。在一些实施方案中，在时刻520，在时段502内将可混溶强化油采收制剂注入井组202中，同时在时段503内从井组204生产油和/或气。随后，在时段505内将可混溶强化油采收制剂注入井组204中，同时在时段504内从井组202生产油和/或气。该用于井组202和204的注入/生产循环可以持续多个周期，例如约5-25周期。在一些实施方案中，在时刻530，由于在时刻520期间已产出油和/或气可能在地层中产生空腔。在时刻530期间，可能仅在空腔的前缘部分填充有可混溶强化油采收制剂，随后用不可混溶强化油采收制剂推动该可混溶强化油采收制剂通过地层。可以在时段506内将可混溶强化油采收制剂注入井组202中，随后可以在时段508内将不可混溶强化油采收制剂注入井组202中，同时可以在时段507内从井组204生产油和/或气。随后，可以在时段509内将可混溶强化油采收制剂注入井组204中，接着可以在时段511内将不可混溶强化油采收制剂注 入井组204中，同时可以在时段510内从井组202生产油和/或气。该用于井组202和204的注入/生产循环可以持续多个周期，例如约5-25周期。在一些实施方案中，在时刻540，在井组202和井组204之间可以存在明显的水力连通。可以在时段512内将可混溶强化油采收制剂注入井组202中，接着可以在时段514内将不可混溶强化油采收制剂注入井组202中，同时可以在时段515内从井组204生产油和/或气。向井组202注入可混溶强化油采收制剂和不可混溶强化油采收制剂同时从井组204生产油和/或气的循环可以持续所需的尽可能长的时间，例如只要能从井组204生产油和/或气。在一些实施方案中，时段502、503、504和/或505可以是约6小时-10天，例如约12-72小时、或约24-48小时。在一些实施方案中，各时段502、503、504和/或505的时长可以从时刻520延长至时刻530。在一些实施方案中，各时段502、503、504和/或505可从时刻520至时刻530持续约5-25周期，例如约10-15周期。在一些实施方案中，时段506为时段506和时段508的组合时长的约10-50%，例如约20-40%，或约25-33%。在一些实施方案中，时段509为时段509和时段511的组合时长的约10-50%，例如约20-40%,或约25-33%。在一些实施方案中，时段506和时段508的组合时长为约2-21天，例如约3-14天，或约5-10天。在一些实施方案中，时段509和时段511的组合时长为约2-21天，例如约3-14天，或约5-10天。在一些实施方案中，时段512和时段514的组合时长为约2-21天，例如约3-14天，或约5-10天。在一些实施方案中，可以将生产的油和/或气输送至炼厂和/或处理设备。可处理油和/或气以生产商业产品，例如运输燃料如汽油和柴油、民用燃料油、润滑剂、化学品和/或聚合物。处理方法可包括蒸馏 和/或分馏油和/或气以生产一种或多种蒸馏馏分。在一些实施方案中，可对油和/或气、和/或一种或多种蒸馏馏分进行下列一种或多种处理：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。强化油采收试剂在一些实施方案中，可以利用甲醇和/或一种或多种甲醇衍生物从地层中采收油和/或气，所述甲醇衍生物如二甲醚、乙酸、甲醛、和烯烃、其它醚如甲基叔丁基醚(MTBE)、乙基叔丁基醚(ETBE)、叔戊基甲基醚(TAME)和类似物、二甲氧基甲烷、多二甲氧基甲烷、和其它由甲醇产生的化学产品，以下称为甲醇化合物。甲醇化合物可以包括二甲醚。在一些实施方案中，可以利用如下物质从地层中采收油和/或气：氮气；二醇类，如单乙二醇、二乙二醇、三乙二醇和四乙二醇；乙醇、甲醇或其它醇；缩醛；多元醇、甲基异丁基醇、丙酸丁酯、乙酸甲酯、乙酸乙酯、乙酸叔丁酯、或其它酯；甲基乙基酮、甲基异丁基酮、或其它酮；和/或一种或多种甲醇衍生物如二甲醚和碳酸二甲酯，和/或一种或多种乙醇衍生物如二乙醚和碳酸二乙酯。在一些实施方案中，来自地层的烃可以转化为二甲醚制剂。可以应用任何已知方法将至少一部分烃转化为二甲醚制剂。合适的方法可能包括在高温和适中压力下使蒸汽和天然气经含还原态镍的催化剂反应，从而产生合成气，其中所述天然气可能含有C1-C6化合物，如C1-C4化合物。可以将合成气产品送至甲醇反应器来产生甲醇，甲醇可以脱水产生二甲醚制剂。用于将至少一部分烃转化成二甲醚制剂的方法的选择不是关键的。美国专利No.7,168,265、7,100,692和7,083,662公开了由天然气制备二甲醚。美国专利No.7,168,265、7,100,692和7,083,662在此全文引入作为参考。在一些实施方案中，适合的可混溶强化油采收试剂可以为二甲醚制剂。二甲醚制剂可以包含二甲醚和/或二甲醚衍生物和/或前体例如 甲醇和它们的混合物；和任选的如下的一种或多种：二氧化碳、C1-C6烃、水、氮气和它们的混合物。在一些实施方案中，适合的可混溶强化油采收试剂包括二甲醚、硫化氢、二氧化碳、辛烷、戊烷、LPG、C2-C6脂族烃、氮气、柴油、石油溶剂、石脑油溶剂、沥青溶剂、煤油、丙酮、二甲苯、三氯乙烷、或两种或更多种前述试剂的混合物、或本领域中已知的其它可混溶强化油采收试剂。在一些实施方案中，适合的可混溶强化油采收试剂是与地层中的油初次接触可混溶的或多次接触可混溶的。图5：参考图5，图示了可混溶强化油采收试剂的生产方法600。起始于602，得到碳源。合适的碳源包括所产生的天然气、原油、沥青、油页岩、焦油砂、焦炭、煤、和动物或植物脂肪、或其它本领域已知的碳源。碳源的选择不是很关键。在604处，通过本领域的任何已知方法将碳源转化为合成气。将甲烷转化为合成气的一种适合的方法在美国专利公开US2004/0256116中进行了公开，其在此全文引入作为参考。用于将碳源转化成合成气的方法的选择不是关键的。在606处，合成气被转化成醇，例如甲醇。将合成气转化为醇的一种适合的方法在美国专利公开US2004/0256116中进行了公开，其在此全文引入作为参考。用于将合成气转化成醇的方法的选择不是关键的。在608处，醇被转化成醚，例如乙醇转化为乙基醚、甲醇转化为甲基醚、或甲醇和乙醇的混合物转化为甲基乙基醚。将一种或多种醇转化为醚的一种适合的方法为催化精馏，该方法在美国专利公开US2004/0204614中进行了公开，其在此全文引入作为参考。将乙醇转化为二乙醚的合适方法在JP63310841、JP63253043和JP60215642中进行了公开，它们在此全文引入作为参考。将醇转化为醚的其它合适方法在美国专利No.5,684,213、5,750,799和6,740,783；美国专利申请公开No.2004/0034255、2004/0064002、2006/0020155、 2006/0135823、2006/0224012、2007/0066855和2007/0078285；和国际公开WO2006/041253和2008/026887中进行了公开，它们在此全部全文引入作为参考。用于将醇转化成醚的方法的选择不是关键的。在610处，将醚注入地层以辅助采收油和/或气。注入液体和气体的合适方法在上面进行了公开，并且在本领域中是已知的。用于注入醚的方法的选择不是关键的。在一些实施方案中，606和608可以组合，此时在单独方法中将合成气转化为醚。将合成气转化为醚的合适方法在以下文献中进行了公开：美国专利No.5,218,003、5,908,963、6,069,180、6,191,175和6,458,856；美国专利申请公开No.2005/0038129、2006/0020155和2007/0078285；国际公开WO99/21814；欧洲专利申请No.0324475、0409086、0483609;和英国专利申请No.2253623；它们全部在此全文引入作为参考。用于转化合成气为醚的方法的选择不是关键的。在一些实施方案中，方法600可以输入从局部地层所产生的天然气、原油、或其它碳源，所述局部地层例如向其中注入醚的相同地层。在一些实施方案中，方法600可以跳过步骤602和604，和可以输入由玉米、甘蔗、纤维素或本领域已知的其它糖源产生的乙醇。在一些实施方案中，在608处产生的合适醚包括具有约2-20个碳的醚，例如约3-10个碳、或约4-8个碳。合适的醚包括二甲醚、甲基乙基醚、二乙醚、二丙醚、甲基丙基醚、乙基丙基醚(伯或仲醚)、二丁醚(伯或仲或叔醚)、二戊醚、叔戊基甲基醚(TAME)、乙基叔丁基醚(ETBE)、甲基叔丁基醚(MTBE)和本领域已知的具有约2-20个碳的其它醚。在一些实施方案中，工艺步骤608可以产生醚和一种或多种副产品如醇、水、二氧化碳、氮气和可能的其它液体和/或气体。这些副产品也可以与醚以混合物的形式注入或者作为不可混溶的强化油采收试剂推动醚通过地层。在一些实施方案中，合适的不可混溶的强化油采收试剂包括气态或液态的水、空气、氮气、或前述的两种或多种的混合物、或本领域 已知的其它不可混溶强化油采收试剂。在一些实施方案中，合适的不可混溶强化油采收试剂与地层中的油首次接触不可混溶或多次接触不可混溶。在一些实施方案中，注入到地层中的不可混溶和/或可混溶强化油采收试剂可以从所产生的油和/或气中回收，和再注入地层中。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0.01厘泊，或至少约0.1厘泊，或至少约0.5厘泊，或至少约1厘泊，或至少约2厘泊，或至少约5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可以高达约500厘泊，或高达约100厘泊，或高达约50厘泊，或高达约25,000厘泊。示意性实施方案：在本发明的一个实施方案中，公开了一种用于从地下地层中生产油和/或气的系统，所述系统包括：地层上面的井；将强化油采收制剂注入地层的机构，所述强化油采收制剂包含醚，所述醚包含2-20个碳；和从地层中生产油和/或气的机构。在一些实施方案中，所述系统还包括与第一井有一定距离的第二井，其中从地层中生产油和/或气的机构位于第二井中。在一些实施方案中，用于注入的机构位于井中，和其中从地层中生产油和/或气的机构位于井中。在一些实施方案中，地下地层在水体下方。在一些实施方案中，所述系统还包括用于在强化油采收制剂已经释放入地层中之后向地层中注入不可混溶的强化油采收制剂的机构。在一些实施方案中，强化油采收制剂还包含如下物质中的一种或多种：硫化氢、二硫化碳、二氧化碳、一氧化碳、辛烷、戊烷、LPG、丙烷、C2-C6脂族烃、氮气、柴油、石油溶剂、石脑油溶剂、沥青溶剂、煤油、丙酮、二甲苯、三氯乙烷、缩醛、二醇、多元醇、酯、酮、羟醛、醇、氨、胺、和它们的混合物。在一些实施方案中，所述系统还包括选自如下的不可混溶强化油采收制剂：气态或液态的水、空气、氮气、甲烷、和它们的混合物。在一些实施方案中，所述井包括5-500个井的井阵列。在一些实施方案中，从地层中生产油和/ 或气的机构位于井内。在一些实施方案中，所述系统还包括用于从地层中生产碳源的机构。在一些实施方案中，所述系统还包括从碳源生产合成气的机构。在一些实施方案中，所述系统还包括从合成气直接或利用醇中间体生产醚的机构。在一些实施方案中，所述系统还包括与井相邻的用于生产醚的机构。在本发明的一个实施方案中，公开了一种生产油和/或气的方法，所述方法包括由第一井向地层中注入醚制剂；和由第二井从地层中生产油和/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醚制剂，然后将至少一部分所回收的醚制剂注入地层中。在一些实施方案中，注入醚制剂包括以与如下一种或多种物质的混合物的形式向地层中注入至少一部分醚制剂：不同于所述醚的烃、二氧化碳、一氧化碳、氮气或它们的混合物。在一些实施方案中，注入醚制剂包括以混合物形式向地层中注入至少一部分醚制剂，其中所述混合物包含5-90wt%的醚。在一些实施方案中，所述方法还包括在将醚制剂注入地层前或者在地层内加热所述醚制剂。在一些实施方案中，所述醚制剂的注入压力高于初始贮层压力0-37,000kPa，在醚注入开始前测量。在一些实施方案中，所述醚制剂注入的贮层的贮层温度为至少100℃，例如至少250℃，在醚注入开始前测量。在一些实施方案中，所述地下地层的渗透率为0.0001-15达西，例如渗透率为0.001-1达西。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、民用燃料油、润滑剂、化学品和/或聚合物。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/或气转化为醚，和将所述醚注入地下地层中。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醚制剂，和然后将所述醚制剂例如通过管线、容器、压力容器或急冷容器输送至其它位置。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/或气转化为醚，和然后将醚制剂例如通过管线、容器、压力容器或急冷容器输送至其它位置。在一些实施方案中，地下地层包含API为10-100的油。在一些实施方案中，注入醚制剂包括 注入醚制剂和水的混合物。在一些实施方案中，水还包含用于增加混合物粘度的水溶性聚合物。在一些实施方案中，所述方法还包括在离岸结构中由包含合成气、甲醇或它们的混合物的初始材料生产醚制剂。在一些实施方案中，所述方法还包括用醚制剂降低地层中油的泡点。在一些实施方案中，所述方法还包括用醚制剂增加地层中油的膨胀系数。在一些实施方案中，所述方法还包括用醚制剂降低地层中油的粘度。在本发明的一个实施方案中，公开了一种方法，所述方法包括：从地层中采收碳源；将至少一部分碳源转化为合成气；将至少一部分合成气转化为醚；和将至少一部分醚注入地层中。本领域技术人员将理解到在不偏离本发明所公开的实施方案、结构、材料和方法的精神和范围的前提下，可对它们进行多种调整和变化。因此，本文所附权利要求的范围和它们的等价功能变换不应局限于本文描述和图示的具体实施方案，实际上这些具体实施方案仅用于举例说明本发明。