或多个注入井注入矿物油藏中。在配制剂(F)注入之后，可任选进一步水驱替以将配制剂(F)进一步驱替至矿物油藏中。就本发明而言，进一步的水驱替是指在注入配制剂(F)之后立即注入水体积以使配制剂(F)到达所需的地下矿物油藏位置处。然而，由于配制剂(F)的低粘度，这并非是绝对必需的。在一个实施方案中，在工艺步骤i)之后不进一步驱替。
[0104]为了实施该方法，在矿物油藏中钻入至少一个采出井和至少一个注入井。油藏通常具有数个注入井和数个采出井。
[0105]油藏温度可通过使用本发明的方法改变，通常至少改变注入井和采出井之间的区域。
[0106]在工艺步骤i)中，将一种或多种驱替组合物经由至少一个注入井注入矿物油藏中。
[0107]优选地，在工艺步骤i)中注入矿物油藏中的配制剂(F)的Tf比Td高至少5°C，优选至少15°C，更优选至少20°C，尤其是比Td高至少25°C。也可使用具有更高温度T D的配制剂(F)。然而，温度Tf优选低于配制剂(F)在矿物油藏中压力条件下的沸点。配制剂(F)在油藏中的最终粘度取决于配制剂(F)的浓度和油藏温度。配制剂(F)的最终粘度应理解为意指配制剂(F)在油藏条件(可能的话，在冷却后)的粘度。Tf和Td相差越大，则配制剂(F)侵入油藏就越深(对给定的Td而言)。温度对粘度的效应示于图3中。
[0108]所用配制剂(F)的温度取决于油藏温度TD。为了满足上述温度条件，可能必须在注入前加热配制剂(F)。这可借助可设置于地面上或者注入井中的合适加热元件进行。配制剂(F)的加热降低了配制剂(F)的粘度。因此，配制剂(F)可更远地侵入矿物油藏中，且特别地填充其中的高渗透性区域。在深深侵入油藏中之后，配制剂(F)冷却且配制剂(F)的粘度增大。这也提高了调剖效率和油采收率水平。
[0109]在注入前加热配制剂(F)的目的如下:
[0110]-将配制剂(F)深深地注入油藏中，
[0111]-将热量注入油藏中，
[0112]-有助于配制剂(F)的泵送。
[0113]当将配制剂(F)用作驱替组合物时(例如在开发具有较均匀渗透性的油藏的情况下)，配制剂(F)的最终浓度根据公式(A)定义，且在不预热下将配制剂(F)注入油藏中。
[0114]工艺步骤ii)
[0115]在工艺步骤ii)中，用作驱替组合物的配制剂(F)在矿物油藏中冷却。这优选由于配制剂(F)将热量释放给周围岩层、地层水和可能的话矿物油而实现。
[0116]在优选实施方案中，配制剂(F)在工艺步骤ii)冷却至如下程度:TF比Td高不超过10°C。如上所述，配制剂(F)的粘度由于冷却而提高，其结果是配制剂(F)的流度降低且高渗透性区域被堵塞。
[0117]在实施工艺步骤iii)之前，可向矿物油藏中注入用于堵塞高渗透性区域的其他组合物。该用于堵塞高渗透性区域的其他组合物不同于工艺步骤i)和ii)中的配制剂(F)。所述用于堵塞高渗透性区域的其他组合物的注入可在配制剂(F)冷却之前或之后进行。
[0118]合适的用于堵塞高渗透性区域的其他组合物为在矿物油藏条件下具有高粘度的配制剂(Fl)。所述用于堵塞高渗透性区域的其他组合物优选在矿物油藏中形成凝胶墙。
[0119]因此，所述用于堵塞高渗透性区域的其他组合物与在工艺步骤i)中注入的配制剂(F)隔开。因此，在工艺步骤iii)中注入其他驱替组合物防止了配制剂(F)随后被例如水驱替稀释。这使得配制剂(F)与所述其他驱替组合物隔开。
[0120]作为用于堵塞高渗透性区域的其他组合物，特别优选包含10-40重量％粗甘油(CG), 0.1-40重量％纤维素醚和2-40重量％尿素的配制剂(Fl)，其中重量百分比各自基于配制剂(Fl)的总重量。在油藏温度的作用下，配制剂(Fl)形成粘度远高于粗甘油(CG)粘度的凝胶。
[0121]作为用于堵塞温度低于60°C的油藏中的高渗透性区域的其他组合物，也可使用已知的基于尿素、氯化铝和乌洛托品的无机含水混合物。
[0122]配制剂(Fl)在矿物油藏中的条件下形成凝胶。
[0123]在工艺步骤ii)结束和配制剂(Fl)注入之后，可等待1-3天。为了促进在配制剂(Fl)中形成凝胶，这是有利的。
[0124]工艺步骤iii)
[0125]在工艺步骤iii)中，将一种或多种其他驱替组合物注入矿物油藏中并继续经由至少一个采出井采出矿物油。所用的其他驱替组合物可例如为氮气、二氧化碳、水和包含本领域技术人员已知的常规添加剂(如增稠剂和表面活性剂)的水，优选水或包含添加剂的水。
[0126]所述“其他驱替组合物”可为主要用于驱替矿物油(水驱替、聚合物驱替、粗甘油驱替)的常规驱替组合物。为了提高产量，步骤i)中所用的配制剂(F)在油藏条件下的流度(最终流度)应小于矿物油的流度，且小于步骤iii)中所用的其他驱替组合物的流度。步骤iii)中的其他驱替组合物的流度应小于或等于油藏中的矿物油流度。这能有效驱替矿物油且最少中断i)的配制剂(F)填充的油藏区域。i)的配制剂(F)的流度通过粗甘油浓度和盐含量控制，而iii)的配制剂(F)的流度例如通过相应的增稠剂浓度控制。粘度(流度)对所研宄的粗甘油浓度的依赖性示于图3中。
[0127]因此，本发明还提供了一种方法，其中工艺步骤i)中所用的配制剂(F)在油藏条件下的流度(最终流度)小于矿物油的流度，且小于工艺步骤iii)的其他驱替组合物的流度；工艺步骤iii)的其他驱替组合物的流度小于或等于矿物油的流度。
[0128]就此而言，术语“矿物油”当然并不意指单相油，而是意指包含油和地层水且由矿物油藏中采出的常规乳液。
[0129]其他驱替组合物的注入导致在注入井和采出井之间的区域中形成矿物油被驱替的区域。
[0130]工艺步骤iii)中的采油可通过常规方法实施，例如通过将一种或多种其他驱替组合物经由至少一个注入井注入矿物油藏中，并经由至少一个采出井抽出矿物油。
[0131]作为其他驱替组合物，优选使用具有比步骤i)中所用配制剂(F)更低的粗甘油(CG)浓度的配制剂(F)。因此，本发明还提供了一种方法，其中步骤iii)中所用的其他驱替组合物为具有比步骤i)中所用配制剂(F)更低的粗甘油(CG)浓度的配制剂(F)。
[0132]步骤iii)中所用的配制剂(F)优选包含比步骤i)中所用配制剂(F)少至少10重量％的粗甘油(CG)。
[0133]在工艺步骤iii)中经由其注入其他驱替组合物的至少一个采出井可为已用于在步骤i)中注入配制剂(F)的注入井。也可在工艺步骤iii)中经由其他合适的注入井注入所述其他驱替组合物。
[0134]矿物油开采当然也可借助本领域技术人员已知的其他方法继续实施。例如，所用的其他驱替组合物也可为含硅酸盐物质或增稠聚合物的水溶液(三次开采)。这些可为合成聚合物，例如聚丙烯酰胺或含丙烯酰胺的聚合物。此外，也可使用生物高分子，例如多糖。
[0135]在工艺步骤iii)之后，也可再一次实施工艺步骤i)、ii)和iii)。这可定期实施，例如一年一次。一般而言，当在工艺步骤iii)由采出井开采矿物油中记录到水突破时，重复本发明的方法。更特别地，当在工艺步骤iii)的矿物油开采中达到临界采出水淹时，重复该方法。当采出水淹高于70-90重量％时，通常存在该情况。这意味着从采出井中抽出包含70-90重量％油藏水的混合物，基于从采出井中抽出的混合物总重量。
[0136]
[0137]本发明的矿物油开采方法具有如下优点。存在于配制剂(F)中的组分是可生物降解的且是非常生态安全的。本发明的矿物油开采方法能有效驱替矿物油，且能通过可能堵塞矿物油藏中的渗透性区域和通道而调节驱替剖面，其结果是防止快速水突破。这也可在离注入井较大距离处实现。此外，本发明的方法廉价，尤其是通过使用粗甘油(CG)，且即使在具有较低温度的矿物油藏中也能有效调剖。
[0138]借助下文工作实施例和附图详细阐述本发明。
[0139]图1:包含水和甘油的配制剂(F)的密度对甘油浓度的依赖性；
[0140]图2:包含水和甘油的配制剂(F)的沸点对甘油浓度的依赖性；
[0141]图3:包含水和甘油的配制剂(F)的粘度对甘油浓度的依赖性；
[0142]图4:在开始本发明方法之前矿物油藏区域