三次矿物油开采用驱替组合物的用途。
[0065]在使用配制剂(F)作为三次矿物油开采用驱替组合物的情况下，优选除至少10重量％粗甘油(CG)之外额外包含水和任选的氯化钠和/或氯化钙以及任选的其他添加剂的配制剂(F)，其中所述浓度相应地适用上文描述。
[0066]此外，已发现本发明的配制剂(F)可用作堵塞矿物油藏中的高渗透性区域的配制剂。因此，本发明还提供了配制剂(F)作为用于堵塞矿物油藏中的高渗透性区域的组合物的用途。在使用配制剂(F)作为用于堵塞矿物油藏中的高渗透性区域的组合物的情况下，优选具有至少80重量％粗甘油(CG)浓度的配制剂(F)。
[0067]本发明的配制剂(F)有利地用于温度为0-180°C的矿物油藏中。特别优选将配制剂(F)用于油藏温度(Td)低于60°C的矿物油藏中。尤其优选将配制剂(F)用于油藏温度(Td)为0-40°C，更优选2-30°C的矿物油藏中。因此，本发明还提供了配制剂(F)作为由矿物油藏开采矿物油用组合物在油藏温度低于60°C，优选0-40°C，更优选2-30°C的矿物油藏中的用途。
[0068]配制剂(F)能平衡驱替前缘的剖面(也称为调剖)。因此，本发明还提供了配制剂(F)作为用于平衡矿物油藏的驱替前缘剖面的组合物的用途。
[0069]本发明的配制剂(F)在温度变化时不形成凝胶。当温度升高时，配制剂(F)的粘度降低；当温度降低时，配制剂(F)的粘度增大。
[0070]本发明的配制剂(F)可通过简单方法制备，例如通过将液体组分简单混合，和任选通过将固体组分溶于液体组分中。
[0071]如果配制剂(F)包含水，则可使用完全软化的水、自来水、海水、部分软化的海水或由矿物油藏中采出的水(称为油藏或地层水)。如果配制剂(F)包含无机盐，则优选使用海水或地层水。
[0072]未稀释的粗甘油(CG)在20°C温度下的粘度为700_1200mPa.S，且比常规驱替中所用的驱替水粘度高得多。配制剂(F)的粘度特别取决于粗甘油(CG)和水的浓度。粗甘油(CG)的浓度越高，则配制剂(F)的粘度越高。反之，配制剂(F)的粘度随水含量的提高而降低，即配制剂(F)的水浓度越高，则配制剂(F)的粘度越低。因此，通过改变上述浓度，可调节配制剂(F)的粘度。
[0073]本发明配制剂(F)的另一优点在于，配制剂(F)的粘度随温度的降低而增大。可调节配制剂(F)的粘度，以使得其比存在于油藏中的地层水高10-100倍。就本发明而言，地层水还应理解为意指可在先前步骤中(例如在二次采油工艺期间)注入油藏中的驱替水。由于配制剂(F)的较高粘度、可能相关的高密度，具有低得多的粘度和密度的地层水被有效地驱替，其结果是实现驱替前缘的调剖和驱动滞流区中的矿物油。
[0074]配制剂(F)可以以大体积量，例如500-50000m3的量注入矿物油藏中。
[0075]由于配制剂(F)的粘度在高温下降低，已发现有利地使用具有高于油藏温度(Td)的温度(Tf)的配制剂(F)。
[0076]在温度(Tf)下，配制剂(F)的粘度低于温度(Td)下的粘度。因此，配制剂(F)可深深侵入矿物油藏中，且尤其填充其中已被冲洗的区域(即具有高渗透性的区域)。在矿物油藏中，配制剂(F)冷却，其结果是配制剂(F)的粘度增大且配制剂(F)的流度显著降低。
[0077]粗甘油(CG)易溶于水中，其结果是粗甘油(CG)的浓度较快地降低，尤其是在边缘或驱替前缘。在体积区的核心区域中，配制剂(F)的流度要低得多，理想地基本为O。
[0078]由地下矿物油藏开采矿物油的方法:
[0079]本发明还提供了一种从具有油藏温度Td且钻有至少一个注入井和至少一个采出井的地下矿物油藏中三次开采矿物油的方法，所述方法至少包括如下步骤:
[0080]i)将驱替组合物经由至少一个注入井注入所述矿物油藏中，其中使用具有高于温度Td的温度T 配制剂(F)作为驱替组合物；
[0081]ii)在所述矿物油藏中冷却获自步骤i)的驱替组合物；和
[0082]iii)将其他驱替组合物经由至少一个注入井注入所述矿物油藏中并经由至少一个采出井抽出矿物油。
[0083]本发明的矿物油开采方法为用于三次矿物油开采的方法，即其在一次矿物油开采由于油藏的自生压力而终止之后且必须通过注入水和/或蒸汽(二次开采)或通过注入聚合物水溶液(三次开采)而维持油藏压力的情况下使用。
[0084]对本发明方法中所用的配制剂(F)而言，相应地适用上文就配制剂(F)用途所述的描述和优选情形。
[0085]配制剂(F)在由地下矿物油藏中开采矿物油的方法中的应用允许减少采出水淹，并提高从矿物油藏的油采收率水平。
[0086]本发明的方法所具有的优点在于，即使在低温油藏中，也能借助配制剂(F)选择性堵塞高渗透性区域。所述方法甚至能堵塞已冷却(例如借助水驱替)的油藏中的冲洗岩石区域。井眼(注入井)与配制剂(F)的流度由于粘度增大而降低的区域之间的距离可根据本发明的方法，特别是通过注入矿物油藏中的配制剂(F)的粗甘油(CG)量和温度Tf调节。这实现了高渗透性区域的有效堵塞、减少了采出水淹且提高了油采收率水平。
[0087]在优选实施方案中，本发明的方法用于油藏温度Td低于60°C，更优选0_40°C，尤其是2-30 °C的矿物油藏中。
[0088]所述油藏可为所有类型的油藏，例如轻油或重油的那些。在本发明的一个实施方案中，所述油藏为重油油藏，即包含API度小于22.3° API的矿物油的油藏。
[0089]配制剂(F)的最佳应用区域为所谓的包含中或低粘度油的“成熟”油藏。
[0090]用作驱替组合物的配制剂(F)的粘度主要取决于所用的粗甘油(CG)浓度和油藏温度。其应与存在于矿物油藏中的矿物油的粘度匹配且可更精确地借助驱替组合物流度(Mw)与矿物油流度(Mo)之比(A)确定:
[0091]A = Mw/Mo = (krw/ μ w) / (krw/ μ ο)
[0092]krw—矿物油藏对驱替组合物的相对渗透率，
[0093]kro—矿物油藏对矿物油的相对渗透率，
[0094]μ O—矿物油粘度，
[0095]μ w—驱替组合物的粘度。
[0096]此处，μ w是指驱替组合物在矿物油藏条件下的粘度。理想地，对驱替组合物的粘度(在矿物油藏条件下)加以调节以获得〈I的A值。在〈I下，本领域技术人员预期发生油的活塞状驱替。在一些情况下，特别是对高粘度油而言，由于必须使用不现实的高注入压力，无法获得驱替组合物流度(Mw)和矿物油流度(Mo)的最佳比例(A)。因此还必须使用>1的A值。然而，即使驱替组合物粘度的较小增大往往也会提高矿物油产量。
[0097]在优化包含粗甘油(CG)的驱替组合物性能的情况下，进入公式A = Mw/Mo的驱替组合物粘度Uw)为在油藏中冷却后的粘度(最终粘度)。渗透率以达西测定。粘度以mPa.s测定。
[0098]一旦二次开采工艺中的开采经历过度水淹或者记录到所谓的水突破，就可使用本发明的方法。当从采出井中抽出包含基于从采出井中抽出的混合物总重量为大于70重量％，特别是大于90重量％油藏水的混合物时，通常存在该情况。在水突破的情况下，水经由高渗透性区域由注入井流向采出井。然而，高渗透性区域并非必然由于水驱替形成，而是也可天然存在于地层中。此外，渗透性区域可已在本发明方法之前的工艺步骤中形成。
[0099]对本发明方法的准备而言，可有利地测量注入井区域中的温度并确定受驱替影响的区域中的油藏温度范围。确定矿物油藏中的温度范围的方法原则上是本领域技术人员所已知的。温度分布通常通过测量地层中特定位置处的温度并结合模拟计算而进行，且模拟计算考虑各种因素，包括引入地层中的热量和从地层中取出的热量。或者，各区域也可通过其平均温度表征。本领域技术人员清楚，所述温度范围的分析仅仅是地层中实际条件的近似。
[0100]在本发明的方法期间，注入井和采出井之间区域中的矿物油藏高渗透性区域由于经由至少一个注入井注入配制剂(F)而堵塞。
[0101]工艺步骤i)
[0102]根据本发明，将至少一种配制剂(F)用于该目的。也可依次注入具有不同组成的两种或更多种配制剂(F)。
[0103]根据本发明，将配制剂(F)经由一个