专利名称:地下矿物油蕴藏的扩增收采法的制作方法
本发明是关于地下矿物里蕴藏的扩增收采方法，做法是在进行热水与/或、蒸气堵法时，有选择性地及可逆地减低渗透性。
蒸气堵法和热水堵法都是EOR方法(EOR＝石油扩增收采法)，用来获取蕴藏的矿物油，主要用于生产较重质石油或焦油。为了要达至一良好的最后收采率，堵介质(蒸气或水)对油的淌度比率必须降低。这步骤是在热水堵法和蒸气堵法中进行是利用堵介质的热量来加热蕴藏物。由于增加温度使油的粘度下降得比堵介质的粘度为大，这就可改进淌度比率和达至增加最终收采到的蕴藏石油量的效果。
在蒸气堵和热水堵的理想情况下，加了热的地带会在蕴藏中均匀扩散，而堵介质会均匀地将石油排出至生产油井。但是，实际应用上，情形永远不是这样，因为沉积层并不均匀，并包括了有不同特性的地层、也可能被渗透性嵌入物所分离。渠道会因此形成部分的堵介质会在其中流动得较快而过早地抵达生产井。这种情形是要防止的;如根据美国发明专利第4，250，963号，用蒸气与一陪伴的单体(例如苯代乙据)进行;苯乙烯可在低于120℃，在热流前端聚合形成聚苯乙烯。这方法和很多类似的聚合方法的缺点，就是聚合过程是不可逆的意思是石油积聚层将会在这一点更加闭塞。
根据美国发明专利第4，232，741号，有一非常复杂过程，利用产生氮气物质，一表面活性物质，一PH控制系统和一释出酸液物质来在地下地层一有利处生产出泡沫，也同样地阻塞地层孔道。此等复杂方法除了在大部份仍未明的地下构造难于进行外，泡沫结构也会造成不可逆性阻塞，持续性会与泡沫存在期一样长。在泡沫分解后，地下构造又变成可渗透性，渠道之形成又再出现。
形成渠道之另一原因，也就是无法有效采得蕴藏石油的原因是，水气的密度比油低得多，造成蒸气的前舌有进占蕴油层上部的倾向，及以狭窄手指形状到达生产井。根据加拿大发明专利第1，080，614号，预防方法是将注射入的水蒸气(一般带有或多或少的水)，分隔为气相与液相，再将液相注入高于气相的结构层内。除了器材的额外开支外，这里的气相也有上游与液相竞争的倾向，造成堵介质再次避开蕴油层的底部。假如这蕴油层并不均匀，在通常情况下气相形成难于预料的手指状，而跑在液相前，来形成渠道。
与这相对比的是，现在已可发现一可将石层内最高渗透性地点的渗透性，有选择性地及有可逆性地降低，来作为一生产地下蕴藏的石油的方法。将石块对堵介质的渗透性减低，能与降低堵介质对油的淌度比率均等，其结果是导致最后可收采到的石油量增加。
因此，本发明的题目实际上就是一增加收采地下石油蕴藏的石油增产方法，运用有选择地及可逆的减低渗透性和热水堵法及/或蒸气堵法，而液/气的注射(最少间作性地)进石层是经过一或多个钻孔，这堵介质内藏有在石层温度时，几乎不溶于水或不溶于油的一或多样物质的活跃份量，但在热水或水蒸气里，此物质就很容易溶化，同时，此物质的熔点是高于石层的温度;此物质与热水或水蒸气共同穿插于石层内，并以固态沉淀的形式，暂时地及可逆地、并最好是在一个前进得最迅速的温度前锋处收缩石层内的孔道，直至后期到来的堵介质将此固体溶解或蒸发掉(这样的总效用就是将温度前锋向四方八面同化)。
根据本发明的过程，一种熔点比石层温度高的物质(通常高于80℃)，会很容易溶解于堵介质热水内或在蒸气内有挥发性，但又几乎不溶于石层的原本温度，会透过注射井与热堵介质一起被迫进石层内，运输至温度前锋处，在那里冷却及固体化，就是起结晶作用，来减少堵介质在这地区的渗透性。在后来流到堵介质内，此物质又会根据其特性，溶化或是升华，然后堵介质与溶化了或蒸发了的物质又再次飘流，直至此物质在温度前锋处再度沉淀为止。此物质的固态沉淀和相伴的堵介质对石层的渗透性的减少是暂时性和可逆的;在石层内的堵介质内，将不断变易于沉淀及再溶或蒸发两极点间，而堵介质每次都为温度前锋点带来新物质供应。
最终能收采到的石油是由大面积有效的容积堵没效率Ev和于当地有效的排代程度Ed所决定。首先是先描述根据本发明，可增加堵没效率的物理方法。
如果前述任何一个原因，堵介质形成一渠道或指状时，在指状中向前流的堵介质不单会比较在较慢被堵没的石层中的堵介质为多，而且指状内也带有较多物质，因为这是由堵介质所带来，而指状内堵介质的前进也比温度前锋快很多。越多物质在前锋沉淀，渗透性就越为减低，堵介质的速度也就越慢和供应给那部份石层作为加热和推动温度前锋的热能也就越低。本发明的做法可减慢这部份石层的温度前锋快速前进速度。石层的其他部份，即那些由开始时就有较低渗透性或因为井的位置编排不理想而造成位于主流方向之外的堵介质、也于这段时间内缓慢前进。它们都获得追赶机会，使得在这自我调节的过程中，温度前锋的速度整体来说变得一样。
与此类似的效果更在很广泛的面积内发生，亦因此增加了容积堵没效率Ev、方法是将一般堵介质达不到的石层部份的石油，都包抱及收采出来，也可在孔道中作地区性的增加排代程度Ed这地区性现象可在热水堵法中，特别明显表现出来，因在这里那未如理想的低排代程度，可大为改进。已知的是当油和水这两相液体在石层中并肩流动时，流过的孔道有些是带油、一些是带水。根据本发明的方法，这热堵介质与所溶解或蒸发的物质，同样地先流经带水的孔道;但是由于只有此等孔道会因固体沉淀收缩而受到温度前锋冷却，热堵介质便被迫改道去带油孔道，由是从中收采到石油。因此，排代程度Ed也增加了。后至的堵介质再次拾起这些固体，将之带至更远处。
根据本发明，过程中的堵介质可以是水或水蒸气或是两者的混合体。一般来说，热水的注入温度是80℃至300℃，以150℃至250℃较好，水蒸气的注入温度是大约110至380℃，最好是大概200℃至350℃，水及水蒸气的混合体的温度大约是150℃至350℃，也可以用水蒸气与冷凝液或各质素的湿蒸气的混合体。这里描述的“水”和“热水”等各词包括与水蒸气及蒸气冷凝液一起的小小滴，淡水和各如石层内不同咸度的水(盐份每立方米由0至300公斤)。
假如目的是要减低此热水的堵介质的渗透性，可用一在冷水中有低溶化度的物质，尤其是一在20℃时，溶化度是低于3kg/m3的，并在热水中是有高溶化度的，尤其是一在200℃时，可溶化度是高于5kg/m3的，及在油中是有低溶化度的，尤其是一在20℃时，可溶化度是低于3kg/m3的。它的溶点是高于在层的温度，通常是高于3kg/m3的。它的熔点是高于石层的温度，通常是高于80℃，尤其是会高于150℃，而在石层的情况下，在温度及化学上，这都已是足够稳定的。
此等可溶于热水的物质的例子有刚性的芳香多羟基化合物，例如，2，6-二羟荼或1，5-二羟荼，取代的或非取代的二、三或四-对一羟苯基链烷或链烯类或它们的衍生物、白金精，或微溶的氨基酸，例如酪氨酸，特别推荐的是1，5-二羟荼。
如果目的是要减低对堵介质(水蒸气)的渗透性的话，可用一熔点高于石层温度的物质，一般是在120℃以上，尤其是200℃以上，而它在一与其蒸气压相适应的温度时，又会在某种程度上以气体状态出现。例如，在300℃时，此物质有0.01巴以上的蒸气压，特别是高于0.03巴，而同样地，它于冷水及油中有低溶化度，又在石层状态下有适当的温度稳定性和化学稳定性。此等可升华化合物的例子有多核心的刚性分子结构的化合物，例如，9，10-蒽醌或吖啶酮。
本发明的过程既可用于以热水及溶于热水的物质来排代石油，也可用由以水蒸气及挥发于水蒸气的物质，来排代石油。由于水蒸气堵法一般是注射湿蒸气，就可能同时注入一挥发性物质及一可溶化于水蒸气的热水部份的物质，与及相继地或一同地注入此两种物质。在蒸气冷凝的前线，当进行气态转变为固态时，这挥发性物质就会产生减低渗透性的效用。与此同时，溶于热水的物质，在热水变冷区沉淀出来，直至其被随后的热水所溶解，带至更远处。一部分的热水是来自湿蒸气的水，一部分是来自气相的冷凝，并有可能携带部分注入的水及石层的水。
本发明的过程对热水堵法的效用，有改进堵没效率Ev及改进排代程度Ed;对于水蒸气堵法方面，对有形成舌状及压倒的危险，在一厚石层的上部形成水蒸气渠道，本发明可改进容积堵没效率Er。本发明的过程可用于适宜用热力收取的石油蕴藏，尤其是对于密度在11°至25°API、粘度在20至100，000mpas的石油，及孔隙率高于15%及渗透性高于0.05×10-12m2的蕴油石。
由于温度前锋向产油并移动的速度比堵介质前锋慢了不少，只要送进物质，本过程是可随意用于堵没法开始时或中途。
这物质是以0.0002至0.3公斤物质/公斤堵介质的浓度和堵介质一起被注入的。如不停注入这物质，浓度都会是0.0002至0.05公斤物质/公斤堵介质;如是非继续性地注入这物质来建立物质供应，浓度则会是0.002至0.3公斤物质/公斤堵介质。这物质也可以饱和溶液的状态注入。
本发明是用减低率R来表明渗透性的减低，它就是物质饱和后的渗透性对开始时的渗透性的比例。
应用于本过程和来达到减低渗透性所需的物质不多。从例一、列表二可以见到，如A物质的物质饱和点是0.64%孔隙体积(PV)，减低率是0.45，如物质的饱和点是0.84%PV，减低率是0.22;如物质的饱和点是1.37%PV，减低率就是0.04。这就是说，只需将A物质以固态沉淀出0.64%孔隙体积的份量，就足够将渗透性减至一半左右(0.45)。如果0.84%PV是填上物质渗透性将只有原来的22%;如1.37%PV是填上物质，渗透性就只有原来的4%。
例二示范相似地从一可用水蒸气升华的物质来减低渗透性。在试验中虽然在没有物质时，压力差别也下降，但这是由于水蒸气的粘度比水低;又在1.8PV之后再无法量度了。根据本发明做试验，随着B物质沉淀于孔隙间，岩心入口与岩心出口点的压力差别变得更大，而蒸气相对石块的渗透性也下降。对石层来说，蒸气相的渗透性减低就是淌度比率M的下降，主要作用就是大面积地增加堵没效率。
例一与例二指出可以注物质入蕴油石来减低水相或蒸气相的对石的渗透性、例三与例四则示范减低石层的渗透性是可逆的，沉淀了的物质可被驱散及运输至更远处。在例三里A物质在100℃被部份提所提到的减低率R已编列于附表五，而准确性正如图一所示的，与例一附表二的饱和了A物质的减低率都是在曲线量度准确性之内。例四显示出在174℃时，以1.4PV的水堵没后，减低率是0.92，同时A物质完全溶化，可由钻岩心处移去。减低率并不符合理论上的应得值1，原因之一是度容忍度，另一原因是岩心样本中的粘土矿物质的收缩及胀大，会可能造成结构变化。
例五及例六显示出本发明的热水堵法，更可在蕴油石块中减低渗透性及增加收采到的油。如附表8及10所显示常规的不加物质的热水堵法所得的石油排代程度Ed是0.34，0.35和0.33;用根据发明的堵法并加用A物质Ed是0.46，0.42和0.42;用根据本发明的堵法并加用C物质，Ed是0.46和0.49;用根据本发明的堵法并加用D物质Ed是0.45及0.47。这数字表明用A物质及用C和D物质时，可收采到的油有显著增加。由减低渗透性和淌度比率M的综合改进对大面积的堵没效率的改进是可以推理得到的，而代排程度Ed在增加收采石油方面所扮演的角色，却可以直接用堵没实验设施表达出来。
例七显示出用本发明方法，对含油的钻岩心，进行水蒸气堵法，这含油的钻岩心并含有一在蒸气中有效的物质，岩心出口与入口两端的压力差别和比较试验相比是增加了。这增大了的压力差别相当于减低了的渗透性，即是在大面积的石层中增大了堵没效率，不过这无法在一组小的钻岩心上表现出来，而只能在真正油田试验引证。附表十一的数据显示，在注入气态物质B时，对整体能收采到的油的其他因素，如排代程度Ed，都没有不良影响。
例一水溶相中的渗透性的减低在堵塞试验中作石层模型的，是切割成圆柱形的Valeudis砂岩岩心，孔隙率是大约23%，渗透性是09至2.5×10-12m2，直径是3.9Cm，长度是50Cm。每一岩心都被放进一钢管中，和在两上可抗高温的水泥混剂，然后在钢管两端焊上凸缘。再将这样准备好的岩心抽真空，用二氧化碳堵塞，再次抽真空，然后注入除去离子的水至饱和点。在20℃的温度下，泵进除去离子的水经过岩心时，同时量度两端的压力差别。这岩心在开始时的渗透性可用这资料及达尔绥方程式计算出来。
将一岩心放置入一抗压缩，可调节温度的堵水设备内，其内有温度量度仪、维持压力活门及压力仪表于出入口处，并在压力下将温度提升至150℃。将除去离子的水预先在流动层加热器中加热至150℃，再将之泵遇一温度调校在150℃的物质缸。物质缸内有玻璃棉，其内附着A物质，它的有用物理特点都记录在附表一里。
附表一A物质化学成份1，5-2羟萘熔点265℃密度1.50×103公斤/立方米于蒸馏水中的溶度温度(℃) 20 60 100 150 160 170180 200 250溶度(公斤/立方米) 2.46 1.12 2.8 10 13 1721 33 100将在150℃饱和了的A物质溶液注入岩心内。在注入相等于最少一孔隙体积(1PV)的液体后，暂停注射，将岩心冷却至20℃。接着，A物质开始以固体状态，在孔隙间沉淀，产生欲达到的孔隙充塞度。最后，再次量度在20℃的渗透性。根据本发明，量度渗透性的减低是用减低率R表达，这就是物质饱和后的渗透性对开始时的渗透性的比率。将本过程用其他相似的岩心，用各饱和了的A物质溶液，在160℃、170℃及180℃重覆试验。
实验结果都编列于附表二。可从物质在冷却前后的溶度差别求出遣留在1PV(以%体积表达的饱和度Ss)的固态物质。
附表二无塞渗透性的减低作为石中孔隙饱和度(以A物质充塞)的函数过程。
物质 没有 A A A A堵水温度(℃) 150 150 160 170 180堵塞体积(PV) 1.2 1.2 1.1 1.1 1.0冷却时间(小时) 24 50 24 20 48开始时的渗透性量度注入速度(10-9m3S-1) 49.4 47.2 48.6 28.1 50.0压力差别(巴) 0.14 0.08 0.14 0.10 0.09渗透性(10-12m2) 1.48 2.47 1.45 1.17 2.32饱和充塞后的渗透性量度注入速度(10-9m3S-1) 48.6 50.0 33.3 28.3 33.3压力差别(巴) 0.14 0.19 0.44 0.65 1.35(渗透性(10-12m2) 1.45 1.10 0.32 0.18 0.10减低率R 0.98 0.45 0.22 0.16 0.04饱和度Ss(%PV) 0 0.64 0.84 1.10 1.37PV孔隙体积减低率R物质饱和后的渗透性与开始时的渗透性的比率饱和度Ss以PV的%来表示的物质饱和程度。
例二
于蒸气相的渗透性的减低用如例一所述的钻岩心，是圆柱形的，6Cm直径，60Cm长度，由Valendis砂岩组成。安于钢管内的岩心被抽真空，用二氧化碳堵塞，再被抽真空和注入脱了离子的水至饱和点。以固定速度泵离了离子的水进入堵水设施内的流动层加热器。以蒸发作用产生275℃的饱和水蒸气。物质池内有可升华物质B附于玻璃棉内。与B物质有关的物理资料已记录在附表三。
附表三B物质化学成份9，10蒽醌熔点286℃密度1.44×103公斤/立方米温度(℃) 100 180 200 220 245 275蒸气压(微巴) 0.002 0.73 2.4 6.7 2.3 85将由物质缸出来的、在275℃时饱和了的B物质的饱和水蒸气注射入钻岩心。将代表渗透性的岩心出入口两端的压力变化记录下来。
同样细节但没有B物质，作一相似实验以兹比较。
结果如附表四所显示。
附表四水蒸气对石块的渗透性的减低物质 没有 B温度(℃) 275 275注入速度(10-9m3S-1) 18.1 18.2
水蒸气前锋移动速度(106ms-1) 13.6 13.9水蒸气运输容量(公斤/公斤) - 0.0127物质饱和度Ss(%PV) - 1.9压力差别(巴)-注入容量之函数 0.5PV 0.06 0.070.8PV 0.05 0.081.0PV 0.03 0.081.2PV 0.02 0.081.5PV 0.01 0.121.8PV 低于0.01 0.22例三降低渗透性之可逆性在例一中，在160℃的温度下，注满物质的饱和溶液的钻岩心会被冷却，然后用100℃的热水堵水。每次堵了一PV的体积后，这系统会被冷却至20℃，测量当20℃的水流过岩心时的两端压力差别，从而计算出渗透性。从部份洗提后的最后所得的渗透性与开始时的渗透性比例，可以得出减低率。
结果都编列于附表五。
附表五堵没体积(PV水) 0 1 2堵水温度(℃) - 100 100开始时渗透性(10-12m2) 1.45 1.45 1.45注入速度(10-9m3s-1) 33.3 33.3 33.3压力差别(巴) 0.44 0.25 0.16渗透性(10-12m2) 0.317 0.558 0.872
减低率R 0.22 0.38 0.60饱和度Ss(%PV) 0.84 0.65 0.46例四降低渗透性的完全可逆性在例一中，在170℃的温度下，注满A物质的饱和溶液的钻岩心，会被冷却，然后用174℃的水堵水至1.4PV体积。跟着测量计算在20℃时的渗透性。
结果编列于附表六。
附表六堵没体积(PV水) 0 1.4堵水温度(℃) - 174开始时渗透性(10-12m2) 1.17 1.17注入速度(10-9m3s-1) 28.3 28.3压力差别(巴) 0.65 0.11渗透性(10-12m2) 0.18 1.08减低率 0.16 0.92饱和度Ss(%PV) 1.10 0跟着测量岩心中残留物质，发觉并无可测到的A物质残留。
例五用热水堵法收采钻岩心内石油如例一，切割成圆柱形的Valeudis砂岩钻岩心，直径6Cm，长度60Cm，孔隙率23%，渗透性0.9至2.5×1012m2，被安放于钢管内，用二氧化碳清洗、再注满脱了离子的水。接着，在50℃及平均压力30至35巴，类似天然蕴藏的条件下用原油堵塞这原油在20℃的粘度是1，200mPaS，在44℃时是210mPaS，在80℃时是71mPaS;密度在20℃时是0.938，在44℃时是0.889。开始时时的原油饱和度，达到87%至92%孔隙体积。
在每一情形下，都将一饱含油的钻岩心安放于一可抗压力，可调节温度的堵水设施内。预先在流动层加热器内加热至180℃的脱了离子的水，会被泵过一恒温180℃的物质缸，内有附于玻璃棉内的A物质或C物质，在流经物质缸的过程中，会产生一饱和了A物质或C物质的溶液，溶液被注入钻岩心内。
A物质的溶解资料已记录在例一附表一内。附表七重新列出C物质的有关物理资料。
附表七C物质化学成份铬氨酸熔点317℃密度1.46×103kg/m3在蒸馏水中的溶解度温度(℃) 20 40 60 80 100 180溶度(kg/m3) 0.3 0.68 1.4 2.7 5.0 30温度前锋在岩层中的前进，已在刚叙述过的堵水设施中摹拟出来，在堵水实验开始的时候，安放在一钢管内的钻岩心是在一恒温180℃的加热室之外的，它的温度是21℃，在堵水过程中，附于钢管内的岩心会缓慢地以固定速度，被推进加热室。每次温度前锋都在加热室入口处。用测温器测量记录整节岩心的温度变化情况。
用一分隔器收集从岩心流出的液体，而在流出1.8至2.2PV后，量度产生出来的油的体积。附表八内有三个不加物质的比较试验，三个用A物质的堵水试验及二个加C物质的堵水试验的结果。
附表八热水堵法下的油的代排程度的改进物质 没有 没有 没有 A A A C C开始时油的体积 3.32 3.32 3.50 3.40 3.49 3.53 3.27 3.20(10-6m3)开始时油的饱和 0.87 0.87 0.91 0.90 0.91 0.92 0.85 0.84度Soi开始时岩心温度 21 21 21 21 21 21 21 21(℃)堵水温度(℃) 180 180 180 180 180 180 180 180热水运输容量 - - - 20.5 20.5 20.5 29.7 29.7(kg/m3)注入速度 8.58 8.48 8.56 7.94 7.92 7.67 6.58 6.89(10-9m3s-1)前锋速度 7.08 7.25 6.94 7.08 6.94 5.56 5.58 5.28(10-6ms-1)计算得的物质饱 - - - 2.5 2.5 3.0 3.9 4.3和度Ss(%PV)注入体积(PV) 1.9 1.8 1.9 1.8 1.8 2.2 1.8 1.8产生的油的体积 1.12 1.15 1.16 1.55 1.47 1.49 1.49 1.56(10-6m3)残留的油饱和度 0.58 0.57 0.61 0.49 0.53 0.53 0.46 0.43Sor油的代排程度Ed 0.34 0.35 0.33 0.46 0.42 0.42 0.46 0.49
例六用热水堵法从钻岩心收采石油用D物质的收采油试验是用例五的同样方法，同样的钻岩心及原油进行。试验条件，是尽量维持与例五同样的情况;只是堵塞钻岩心时用低的平均压力20至25巴。附表八重登D物质的有关物理资料，附表十内有一不用物质的比较测试结果及两个用D物质的堵水试验结果。
附表九D物质化学成份4，4′-二羟基二苯熔点275℃密度1.25在蒸馏水中跟在模拟蕴藏的水中的溶解度温度(℃) 20 40 60 80 100 200在蒸馏水内的溶解度 0.034 0.106 0.245 0.512 1.470+60(公斤/立方米)在模拟蕴藏的水内的 0.024 0.054 0.119 0.295 0.940溶解度实验数据质1.3
附表十用热水堵法时的石油排代改进程度物质 没有 D D开始时油的体积(10-6m3) 3.35 3.35 2.75开始时油的饱和度Soi0.88 0.875 0.88开始时岩心温度(℃) 21 21 21堵水温度(℃) 180 180 180热水运输容量(kg/m3) - 32.0 32.0注入速度(10-9m3s-1) 7.67 8.83 5.72前锋速度(10-9m3s-1) 6.54 6.67 6.94计算出的物质饱和度Ss(%PV) - 3.7 2.7注入体积(PV) 1.8 2.1 1.6产生的油的体积(10-6m3) 1.13 1.5 1.30残留的油的饱和度Sor0.58 0.48 0.45残留的油的代排程度Ed 0.34 0.45 0.47例七饱和了油的钻岩心的水蒸气堵法如例五所述一样准备钻岩心及其与原油的饱和度。
用堵水设施的流动层加热器蒸发脱了离子的水，产生24.5℃的饱和水蒸气，而当其在流经温度控制在24.5℃的物质缸时，将之充饱可升华的B物质，再将之注入饱和了油的钻岩心内。在石层内温度前锋的推进，就是用刚描述的方法模拟的。在堵试开始时，安装于钢管内的钻岩心的温度是21℃，同时是位于温度控制在24.5℃的堵水设施的加热室外。在堵塞过程中，将岩心以固定速度缓慢推进加热室内。在每一情况下，温度前锋都是在加热室的入口。
这个用B物质的水蒸气堵法试验在只作了轻微改变的情况下重覆，同时，更进行一个不用B物质的比较试验。试验结果编列于附表11。
附表十一饱和了油的钻岩心的水蒸气堵法物质 没有 B B开始时油的饱和度Soi0.87 0.91 0.87开始时岩心的温度(℃) 21 21 21堵塞温度(℃) 24.5 24.5 24.5水蒸气的运输容量(kg/m3) - 0.0061 0.0061注入速度(10-9m3s-1) 20.5 21.8 23.3水蒸气前锋速度(10-6ms-1) 5.56 5.83 6.67计算出的物质饱和度Ss(%PV) - 2.6 2.42.0PV之后的压力差别(巴) 1.5 4.8 3.03.0PV之后的压力差别(巴) 0.4 1.1 1.43.8PV之后的压力差别(巴) 0.2 0.9 0.9水蒸气突破时的注入体积(PV) 5.8 5.9 5.5排代程度Ed 0.75 0.76 0.73残留的油的饱和度Sor0.22 0.22 0.2权利要求
1.用热水和/或水蒸气堵法的有选择性的、可逆的减低渗透性方法来进行的一个收采地下石油过程，包括最少间中地将热水和/或水蒸气，通过一或多个注射钻孔，注入石层，以作为-携带-活跃剂量的-或多样在岩层温度只些微溶解于水或油的物质的堵介质，但此物质在热水或水蒸气中却有高度溶解性或挥发性，而其熔点却高于石层的温度，又与热水或水蒸气流过石层，有选择性地在温度前锋移动的最快之处，以固态沉淀，暂时性地及可逆地收窄石层中孔道，直至后至的淹介质再次将固体溶解挥发掉，带来将温度前锋平面地及垂直面地相同化的效果。
2.按权利要求
1所述的过程，其内的堵介质是热水。
3.按权利要求
1所述的过程其内的堵介质是水蒸气。
4.按权利要求
1所述的过程，其内的堵介质是热水跟水蒸气的混合物。
5.按权利要求
1，2，或4所述的过程，其内溶于热水的物质是1，5-二羟萘。
6.按权利要求
1，2，或4所述的过程，其内溶于热水的物质是4，4′-2羟2苯。
7.按权利要求
1，3，或4所述的过程，其内在水蒸气中有挥发性的物质是9、10-蒽醌。
8.按权利要求
1-7，或所述的过程，其内有效份量物质，被继续地或非继续地，以0.0002至0.3公斤物质/公斤堵介质的浓度，加进堵介质中。
9.按权利要求
1至8所述的过程，其内有效份量介质，被继续地，以0.0002至0.5公斤物质/公斤堵介质浓度加入堵介质中。
10.按权利要求
1至8所述的过程，其内有效份量物质，被继续地或非继续地，以0.002至0.3公斤物质/公斤堵介质的浓度，加进堵介质中。
专利摘要
一个增加收采地下石油蕴藏的过程，在热水与/或水蒸汽的堵介质内，加进一或多样在石层温度只微溶于水或油的物质，但此物质在热堵介质内，有高度溶解性或挥发性，而其熔点也高于石层温度。这些物质与热堵介质一起流过石层，优先地在最快移动的温度前锋处，以固态沉淀，暂时性地及可逆地收缩石层中孔道，直至固体被后至的热堵介质所溶解或蒸发，带来将温度前锋平面地及垂直面地相同化的效果。
文档编号E21B43/17GK85101901SQ85101901
公开日1987年2月4日 申请日期1985年4月1日
发明者海涅曼Dr·HeinzKonig 申请人:林茨化工股份公司导出引文BiBTeX, EndNote, RefMan