的示意图；
[0143]图5:在实施工艺步骤i)之后矿物油藏区域的示意图；
[0144]图6:在配制剂(F)冷却(工艺步骤ii))之后矿物油藏区域的示意图；
[0145]图7:在注入用于堵塞高渗透性区域的其他组合物(配制剂(Fl))之后矿物
[0146]油藏区域的示意图。
[0147]在图4-7中，附图标记定义如下:
[0148]I注入井
[0149]2,3,4 采出井
[0150]5高渗透性区域(冲洗区域)
[0151]6在冷却前填充有配制剂(F)的临近区域
[0152]7在冷却后填充有配制剂(F)的区域
[0153]8凝胶墙
[0154]图1显示了包含甘油和水的配制剂(F)的密度(在20°C下)对甘油含量的依赖性。纵坐标(Y轴)上绘制的是密度⑶，以g/cm3计。横坐标(X轴)上绘制的是甘油浓度(Ccly)，以重量％计。
[0155]图2显示了在标准压力下，包含甘油和水的配制剂(F)的沸点对甘油含量的依赖性。纵坐标(Y轴)上绘制的是沸点(Ts)，以。C计。横坐标(X轴)上绘制的是甘油浓度(Ccly)，以重量％计。
[0156]图3显示了包含甘油和水的配制剂(F)的粘度(在不同温度下)对甘油含量的依赖性。纵坐标(Y轴)上绘制的是粘度(Vise)，以mPa *s计。横坐标(X轴)上绘制的是甘油浓度(Cely)，以重量％计。
[0157]图4显示了驱替数年后的矿物油藏，其具有非均匀的渗透率。区域5表示注入井I和采出井4之间的高渗透性区域。井I和4之间的水力连通非常好。在区域5之外，存在处于油藏中的包含矿物油(称为滞止油)的区域。在区域5中，预期油藏温度为20°C。将包含85重量％粗甘油(CG)和15重量％水的配制剂(F)经由注入井I注入。
[0158]配制剂(F)的温度(Tf)首先对应于地面上的环境/储存温度，且为15°C。在该温度下，配制剂(F)的粘度为10mPa.S。矿物油粘度(在油藏条件下)为40mPa.S。
[0159]为了在注入矿物油藏之前以受控方式降低配制剂(F)的粘度，将配制剂(F)在地面上加热至40°C。这将配制剂(F)的粘度降至1mPa *s。随后，将配制剂(F)经由注入井I注入。低粘度配制剂(F)沿先前在二次采油期间驱替水的流道前进。这使得配制剂(F)填充注入井I的临近区域6 (图5)。
[0160]配制剂(F)的低粘度允许其较深地侵入区域5中。在配制剂(F)在油藏中在低油藏温度(Td)冷却之后，临近区域6中的配制剂(F)的粘度增大至70-80mPa*s，并形成区域7(参见图6)。配制剂(F)在区域7中形成高水力阻力。
[0161]随后实施工艺步骤iii)，并将其他驱替组合物(例如水)经由注入井注入(参见图6)。由于区域7中的高水力阻力，所述其他驱替组合物采用其他流道(由弯箭头表示)。因此，高渗透性区域5外部的矿物油被驱替且可经由采出井2和3抽出。
[0162]图8显示了另一实施方案。在该情况下，在配制剂(F)冷却且形成区域7之前或之后，不立即注入其他驱替组合物(例如水)。相反，首先注入其他组合物以堵塞高渗透性区域。由于油藏温度低，优选使用基于尿素、氯化铝和乌洛托品的配制剂。该地层在注入井的临近区域中胶凝化。将较小部分的该配制剂经由注入井注入。所述配制剂在区域7和注入井之间的矿物油藏中形成高粘度凝胶墙8。这保护区域7以免被随后所用的其他驱替组合物(例如水)稀释。这将区域7的动力性能/运动和区域7中的粗甘油(CG)的稀释降至最低。
[0163]随后，经由注入井I注入其他驱替组合物，例如水或增稠的水。最佳的是所述其他驱替组合物(后驱替组合物)的粘度远低于区域7中的粗甘油(CG)的最终粘度，且等于或稍高于矿物油粘度。因此，存在于高渗透性区域5外部的矿物油被驱替且可经由采出井2和3抽出。
[0164]还可在配制剂(F)冷却之前，将配制剂(Fl)注入矿物油藏中。
[0165]该实施例描述了在具有显著非均匀渗透性的“成熟”油藏的开发中实施所述方法的变型。将配制剂(F)注入油藏中(步骤i))的主要目的是调节驱替剖面。
[0166]所述方法的另一重要应用领域是将配制剂(F)主要用于驱替矿物油。在这种情况下，用配制剂(F)驱替油藏(此时，所述方法限于步骤i))。为此，使用常规技术。
【主权项】
1.一种从具有油藏温度T 1)且钻入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，其至少包括如下工艺步骤: 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Tf的配制剂(F)作为所述驱替组合物； ?)在所述矿物油藏中冷却获自步骤i)的驱替组合物；和 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； 所述配制剂(F)包含具有如下组成的粗甘油(CG):80-90重量％甘油、10-20重量％水、0-10重量％无机盐和0-1重量％有机化合物，其中重量百分比各自基于粗甘油(CG)的总重量。
2.根据权利要求1的方法，其中配制剂(F)包含至少10重量％的粗甘油(CG)，基于配制剂(F)的总重量。
3.根据权利要求1或2的方法，其中配制剂(F)包含10-99重量％粗甘油(CG)、1-90重量％水和0-20重量％至少一种无机盐，其中重量百分比各自基于配制剂(F)的总重量。
4.根据权利要求1或2的方法，其中配制剂(F)包含至少80重量％，优选至少90重量％，更优选至少99重量％的粗甘油(CG)，其中重量百分比各自基于配制剂(F)的总重量。
5.根据权利要求1-4中任一项的方法，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。
6.根据权利要求1或2的方法，其中油藏温度TD低于60°C。
7.根据权利要求1-6中任一项的方法，其中在步骤ii)中将所述驱替组合物冷却至比油藏温度Td高不超过10°C的温度。
8.根据权利要求1-7中任一项的方法，其中油藏温度T0为0-400C，更优选为2-30°C。
9.根据权利要求1-8中任一项的方法，其中在注入所述矿物油藏中之前，将在步骤i)中用作驱替组合物的配制剂(F)加热以达到温度TF。
10.根据权利要求1-9中任一项的方法，其中在步骤i)或步骤ii)之后，将其他组合物注入所述矿物油藏中以堵塞高渗透性区域。
11.根据权利要求1-10中任一项的方法，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)。
12.根据权利要求10或11的方法，其中用于堵塞高渗透性区域的其他组合物为包含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，其中重量百分比各自基于该配制剂的总重量。
【专利摘要】本发明涉及一种从具有油藏温度TL且钻入至少一个注入井和至少一个采出井的地下石油油藏中三次开采石油的方法，其至少包括如下方法步骤：i)将驱替剂经由至少一个注入井注入所述石油油藏中，其中使用具有高于温度TL的温度TF的配制剂(F)作为所述驱替剂；ii)在所述石油油藏中冷却获自步骤i)的驱替剂；和iii)将其他驱替剂经由至少一个注入井注入所述石油油藏中并经由至少一个采出井抽出石油；其中所述配制剂(F)包含具有如下组成的粗甘油(R)：80-90重量％甘油、10-20重量％水、0-10重量％无机盐和0-1重量％有机化合物，其中重量％相对于粗甘油(R)的总重量。
【IPC分类】C11C3-00, C09K8-58, C10L1-02
【公开号】CN104718271
【申请号】CN201380033184
【发明人】V·施特勒, A·利乌伯夫, V·库夫史诺夫
【申请人】温特沙尔控股有限公司, 俄罗斯科学院西伯利亚分院石油化学研究所
【公开日】2015年6月17日
【申请日】2013年7月1日
【公告号】CA2876087A1, EP2870216A1, WO2014005993A1