CN103821484A - 油田储层的预调节 - Google Patents

Abstract

本发明描述了用于在开采石油产品之前预调节包括重油和/或沥青的油田储层的技术。可以将预调节剂注入到包含在油田储层中的流动水膜中。该预调节剂在开采石油产品之前预调节该储层。

Description

油田储层的预调节

本申请是2007年12月12日提交的国际申请号为：PCT/CA2007/002249、国际公布号为：WO2008/070990的发明专利申请进入中国后的申请号为200780051254.4的发明名称为“油田储层的预调节”的分案申请，上述PCT申请的全部内容引入本文作为参考。

相关申请的交叉引用

本申请要求2006年12月13日提交的且标题为“Bulk ReservoirUpgrading Through Utilisation of Slow Minority Phase Reagent-Carrying FluidFloods（通过利用含有缓慢少数相试剂的流体注入的总储层提质加工）”的待审查美国临时专利申请序列号60/869,886以及2006年12月13日提交的且标题为“Hydrate Process for Enhanced Recovery of Heavy Oil and Tar SandBitumen from Reservoirs（从储层提高重油和焦油砂沥青的采收的水合方法）”的待审查美国临时专利申请序列号60/869,888的优先权，该两篇申请的全部内容通过引用并入本文。

技术领域

本发明涉及提高石油产品的采收。

背景

目前，使用原地技术来从深度大于约70米的油砂矿床中提取重油或沥青。露天开采这些矿床是不经济的。取决于所使用的特定方法和操作条件，原地方法能够产生约10%到60%原始体积的适当的油（oil in place）。所产生的油通常由溶解气和在表面条件下具有大于约1000cP（厘泊）的粘度的低API（美国石油协会）重力油组成。重油或沥青被采出到地面，且常常用溶剂（例如稀释剂或气体凝析物）稀释，以促进将产品管道输送到地面设施，例如用于提质加工和转化为合成原油的重油质量改善装置(heavy oilupgrader)。合成原油是能够用于常规原油炼油厂以转化为汽油、煤油和其他石油化工产品的增值产品。

常规提质加工在地面的炼油厂进行，且可以使用诸如减粘裂化、热裂化或催化方法如加氢裂化和加氢处理的方法，以减小油的平均分子量，增加氢含量，减少硫含量和氮含量以及将油的组成调制成所需的产品流。已经提出了用于储层的提质加工的类似的方法，其中将催化剂和采收方法结合，以实现对油田本身的这些有益改变。实例包括THAI方法（即“水平段注空气(toe-to-heel air injection”的首字母缩写词)和CAPRI方法（使用催化剂的THAI的变型）。

采收重油或沥青的常规技术通常是热采收方法或非热采收方法。周期注蒸汽（cyclic steam stimulation，CSS）是热采收方法的一个实例。在该方法的第一阶段中，将一定量的高压蒸汽通过注入井（injection well）注入到油砂地层中，以加热沥青。一般将蒸汽在储层的破裂压力以上的压力下注入，所以在注入过程中在储层中形成蒸汽破裂。在第二任选的阶段中，使储层“浸泡”，在此期间，蒸汽冷凝并将蒸汽的潜热释放至地层，因此进一步加热油砂。在第三阶段，注入井被切换到开采井(production well)，且包括蒸汽、冷凝蒸汽、流动沥青和气体的储层流体被开采到地面。开采阶段在获得经济的沥青采收率时一直持续下去。在沥青率变得太低而使得该方法不经济时，该井被切换为注入，且第一阶段再次开始。这些阶段在该方法具有经济性的情况下重复许多周期。该CSS方法依赖于作为重油和沥青采收的主要驱油机制的地层再压实、溶解气驱动和重力泄油。与CSS相关的主要成本是蒸汽产生、水处理（water handling）和净化（treatment）以及再循环。

热采收方法的另一个实例是蒸汽辅助重力泄油（SAGD）。通常，在重油或沥青储层中打钻基本上相互平行的两个水平井，其中一个井竖直地位于第二井之上。上部井是注入井，而下部井是开采井。蒸汽通过上部井被注入，并形成在储层内增长的汽相室。注入的蒸汽到达消耗蒸汽室(depletion steamchamber)的边缘，并将潜热输送至周围的油砂。油砂内的油被加热，且因此它的粘度降低。该油在蒸汽室内和沿着蒸汽室边缘在重力的作用下向开采井排出。储层流体，即加热的油和冷凝物，进入开采井，并通过自然压力或通过泵被推动到地面。在该方法的初始阶段，蒸汽室竖直地增长。在该室到达储层的顶部之后，它可能横向增长，然而来自蒸汽的热能够损失到储层的富油层(oil-rich zone)的上边界中存在的页岩和其他材料中。通常，SAGD的主要投资和运行成本在于蒸汽产生和水处理、净化和再循环设施。

SAGD的一个变型是蒸汽与天然气驱（Steam and Gas Push，SAGP）方法。在SAGP中，将蒸汽和不可冷凝的气体共同注入到储层中，且该不可冷凝的气体在蒸汽室的顶部形成绝缘层。这能够降低至盖层（cap rock）的热损失并改进采收方法的热效率。该井的结构与标准的SAGD结构相同。还有其他的使用蒸汽与不同井结构来采收重油和沥青的方法实例。

一种非热采收方法被称为冷采（CP）。在CP技术中，新鲜石油（live oil）的粘度（即，具有伴生溶解气的油的粘度）通常足够低，并且由于溶解气驱动，驱动压力梯度足够大，使得油与气泡和可能的储层基质材料（例如砂或淤泥）能够被开采到地面。该油常常作为具有从粘性油基质中放出的气泡的泡沫状油相被开采。

蒸气萃取（vapor extraction，VAPEX）是另一种非热采收技术，其涉及将汽化的溶剂注入到重油矿床中。注入的溶剂进入蒸汽室并流入到该室的边缘。在边缘处，该溶剂冷凝并与油混合，稀释油并降低油的粘度，使得油能够在重力泄油的作用下流入到开采井。与SAGD类似，开采井位于注入井和在注入井以上产生的蒸汽室下面。

概述

本发明涉及提高石油产品的采收。一般而言，在一个方面，本发明特征在于一种提高从包括重油或沥青中的至少一种的油田储层（oilfield reservoir）中采收石油产品的方法。将包含预调节剂的水注入到油田储层内的流动水膜（mobile water film）中。在从油田储层开采石油产品之前，用预调节剂预调节油田储层。

本发明的实施方案可以包括下列特征中的一个或多个。包含预调节剂的水能够被注入到储层中的富油层中。包含预调节剂的水能够在足够低的压力下被注入，使得重油或沥青基本上不被注入的水所移动。能够让预调节剂在开采之前在富油层内渗透和反应规定的时间。包含预调节剂的水能够在第一部位（first location）通过第一井被注入，而水能够经由第二井在第二部位从储层中被开采出，以推动预调节剂在从第一部位到第二部位的方向上移动。在预调节储层之后，可以通过使用冷采或热采收方法或二者从储层中采收石油产品。

预调节油田储层可以包括改变储层中的油的粘度，且在一个实例中，预调节剂是具有适中水溶性的有机溶剂。试剂的实例包括甲乙酮、甲基丙基酮和甲基叔丁基醚。

预调节油田储层可以包括用溶解气使重油或沥青有活力（enlivening）。预调节剂可以是在采收方法条件下分解产生气体的水溶性试剂。在一个实例中，预调节剂是柠檬酸，且采收方法条件是热采收条件。在一个实施方案中，注入包含预调节剂的水包括注入包含羧酸的第一水溶液，以及注入包含水溶性碳酸盐矿物的第二水溶液。

预调节油田储层可以包括在储层内产生阻挡层。该阻挡层可以是被定位成限制富油层和水层之间的界面的高粘性油阻挡层。在一个实例中，预调节剂是被选择用来促进储层中的一部分的润湿性变化的烷基酚试剂。在另一个实例中，预调节剂包含被选择用来促进非烃的结合的金属离子或多齿配体有机化合物。在又一个实例中，预调节剂是被选择用来与储层中的油形成环烷酸钙的可溶性钙盐。

预调节油田储层可以包括将储层的润湿性从水湿（water wet）改变为油湿（oil wet）储层。预调节剂可以是能够通过官能团吸附于矿物表面的水溶性试剂和/或可以是包括能够破裂矿物结合水膜的包含疏水性组分的水溶性试剂。在一个实例中，预调节剂是苯酚。

将包含预调节剂的水注入到流动水膜中可以包括通过第一井注入包含第一预调节剂的第一水溶液，以及通过第二井注入包含第二预调节剂的第二水溶液。第一预调节剂与第二预调节剂原地反应，以产生反应性组分的区域。在一个实例中，第一预调节剂是富含可溶性硫化物的溶液，第二预调节剂是富含金属的溶液，且反应性组分的区域是产生限制流体流动的阻挡层的不溶性金属硫化物的区域。在另一个实例中，第一预调节剂是水溶性碳酸盐，第二预调节剂是可溶性酸，且反应性组分的区域包括二氧化碳。

预调节油田储层可以包括促进或减低（demoting）生物过程。在一个实例中，预调节油田储层包括抑制硫酸盐还原菌（sulphate-reducing bacteria），且预调节剂是钼酸钠。在另一个实例中，预调节油田储层包括抑制硝酸盐还原菌，且预调节剂是氯酸钠。在又一个实例中，预调节油田储层涉及抑制产甲烷菌，且预调节剂是溴乙烷磺酸。

预调节油田储层可以涉及在储层内促进水合物形成（hydrate formation），且预调节剂可以是水合物促进剂（hydrate promoting agent）。示例性的预调节剂包括甲烷、乙烷、丙烷、正丁烷、异丁烷和二氧化碳。在一个实施方案中，预调节剂进一步包括水合物抑制剂。可以在注入之前加热包含预调节剂的水。

预调节储层可以包括改变储层的渗透率。在一个实例中，预调节剂被选择用于促进碳酸盐溶解。在其他实例中，预调节剂是白云石化剂（dolomitization agent）或脱白云石化剂（de-dolomitization agent）。预调节储层可以包括降低储层的渗透率，且预调节剂可以是粘土矿物溶胀剂。在另一个实例中，预调节储层包括保持储层的渗透率，且预调节剂是粘土矿物稳定剂。

预调节储层可以包括防止水合物形成，且预调节剂可以是水合物抑制剂。在另一个实施方案中，预调节储层可以包括腐蚀包含在储层中的硅酸盐晶粒(silicate grain)，且预调节剂可以是腐蚀剂。在又一个实施方案中，预调节剂可以是被选择用于在后面的热采收条件下促进硅酸盐形成和降低储层区域中的渗透率以控制水流（water flow）的硅酸钠溶液。

在一些实施方案中，预调节可以涉及改变储层的性质。例如，预调节可以包括改变储层的磁性，且预调节剂可以具有磁性。在另一个实例中，预调节储层可以包括改变储层的电性质（electrical property），且预调节剂可以是被选择用于提高储层的导电性的盐溶液。在又一个实例中，预调节储层可以包括改变储层的地震性质（seismic property）。

在一些实施方案中，在后来的采收石油产品的过程期间，可以从储层中采出水，并且分析水以确定是否存在预调节剂。可以根据分析来确定蒸汽室的位置。在另一个实例中，可以根据分析来确定沿着井眼的开采区域（location of production）。

预调节储层可以包括促进二氧化碳螯合，且预调节剂可以是富含钙的盐水。预调节储层可以包括增强裂缝渗透率（fracture permeability），且预调节剂可以是支撑剂。储层可以被预调节以减少或消除油-水乳液形成，且预调节剂可以是破乳剂。储层可以被预调节，以产生对原地燃烧的阻挡层，且预调节剂可以是阻燃剂。在另一个实例中，预调节储层可以加速用于采收方法的原地燃烧，且预调节剂可以是氧化剂。

在一些实施方案中，预调节剂可以被选择用来在后来的热采收条件下热分解，以由此产生二次试剂（secondary agent）。该二次试剂预调节储层。在一个实例中，预调节剂是草酸，草酸在蒸汽辅助重力泄油采收条件下产生二氧化碳的二次试剂。在该实例中，预调节储层包括用二氧化碳使重油或沥青有活力。在另一个实例中，预调节剂是三价铁的过渡金属羧酸盐，其在蒸汽辅助重力泄油采收条件下产生氧化铁的二次试剂。在该实例中，预调节储层包括在储层内形成一个或多个阻挡层区域。

预调节剂可以是羧酸，且预调节储层可以包括减低粘土流动性（claymobility）。在一些实施方案中，然后可以通过露天开采从储层中开采石油产品。

通常，在另一个方面，本发明特征在于一种提高从包括重油或沥青中的至少一种的油田储层中采收石油产品的方法。将包含预调节剂的水溶液注入到包含在油田储层中的流动水膜中。让预调节剂与一种或多种组分原地反应，以产生反应系统的组分，由该反应系统的组分获得了活性二次试剂。在从储层开采石油产品之前，用活性二次试剂预调节油田储层。

本发明的实施方案可以包括下列特征中的一个或多个。预调节剂可以是水溶性硫酸盐，所述水溶性硫酸盐通过在热采收条件下与包含在储层中的烃反应而经受热化学硫酸盐还原，以生成包含硫化物离子的组分。可以将包含金属离子的第二水溶液注入到储层的流动水膜中。金属离子能够与硫化物离子反应，以生成是固体金属硫化物相的活性二次试剂。用活性二次试剂预调节油田储层可以包括用固体金属硫化物相形成一个或多个阻挡层区域。

通常，在另一个方面，本发明特征在于一种从重油或沥青储层中采收石油产品的系统。该系统包括注入井和开采井，注入井被钻至位于重油或沥青储层的富油层内的深度，开采井被钻至比注入井低的深度并位于重油或沥青储层的富油层内。该系统进一步包括包含预调节剂的水溶液源，其中注入井被构建成在从储层开采石油产品之前将水溶液注入到富油层中的流动水膜中，使得储层被预调节剂预调节。该系统进一步包括蒸汽源，其中注入井被构建成将蒸汽注入到富油层中，以在预调节之后产生蒸汽辅助重力泄油（SAGD）采收条件。开采井被构建成在SAGD采收条件下开采石油产品。在另一个实施方案中，蒸汽源能够用于周期注蒸汽（CSS）开采，而非SAGD。

通常，在另一个方面，本发明特征在于提高从包括重油或沥青中的至少一种的油田储层中采收石油产品的方法。将包含第一预调节剂的第一水溶液注入到在第一深度的包含在油田储层中的流动水膜中。将包含第二预调节剂的第二水溶液注入到在第二深度的流动水膜中。在从油田储层中开采石油产品之前，用第一预调节剂预调节油田储层的第一层，并用第二预调节剂预调节油田储层的第二层。

通常，在另一个方面，本发明特征在于一种提高从包括重油或沥青中的至少一种的油田储层中采收石油产品的方法。将包含第一预调节剂的第一水溶液注入到在第一部位的包含在油田储层中的流动水膜中。将包含第二预调节剂的第二水溶液注入到在第二部位的流动水膜中。在从储层开采石油产品之前，从油田储层开采水，以控制第一水溶液和第二水溶液的移动，使得第一预调节剂和第二预调节剂能够原地一起反应并预调节储层。

本发明的实施方案可以包括下列特征中的一个或多个。第一水溶液和第二水溶液能够被注入到储层的富油层中。第一预调节剂可以是氯化钡，第二预调节剂可以是硫酸钠，且两种预调节剂可以原地反应产生硫酸钡结垢(scale)。在另一个实例中，第一预调节剂可以是富含可溶性硫化物的溶液，第二预调节剂可以是富含金属的溶液，且两种预调节剂可以原地反应产生包含不溶性金属硫化物的区域。在又一个实例中，第一预调节剂可以是水溶性碳酸盐，第二预调节剂可以是可溶性酸，且两种预调节剂可以原地反应产生包含二氧化碳的区域。

通常，在另一个方面，本发明特征在于提高从包括重油或沥青中的至少一种的油田储层中采收石油产品的方法。将包含预调节剂的水在第一部位注入到位于油田储层的富油层之上的流动水层中。在第二部位从储层开采出水，以控制预调节剂通过水层并进入附近的油层的移动。在从油田储层中开采石油产品之前，用预调节剂预调节储层。预调节剂被选择用于在水层附近产生高粘性油相，且预调节储层包括在储层的水层和富油层之间产生阻挡层。

通常，在另一个方面，本发明特征在于一种处理污染物的方法。将包含水溶性污染物的水在低压下注入到包含在油田储层中的流动水膜中。油田储层包括重油或沥青中的至少一种。该污染物在重油或沥青中螯合，或者保持在水膜中，并原地储存。在一个实例中，污染物是放射性核素。水可以被注入到储层的富油层中。

通常，在另一个方面，本发明特征在于一种提高从油田储层中采收石油产品的方法。预调节剂被注入到包含在油田储层中的流动水膜中。油田储层包括重油或沥青中的至少一种。在从油田储层开采石油产品之前，用预调节剂预调节储层。

本发明的实施方案可以包括下列特征中的一个或多个。预调节剂可以被包含在载流流体(carrier fluid)中。载流流体的一个实例是水。在其他实例中，载流流体是水溶性流体。预调节剂可以被注入到储层的富油层中。

本发明的实施方案可以不包括下列优点或可以包括下列优点中的一些。用于预调节重油或沥青储层的所述技术可以显著地增加采收率。在一些例子中，重油和沥青可以通过改进的采收来更经济地开采。例如与常规的SAGD采收相比，由于减少注入水、蒸汽或热和相关的能源成本的降低，所以开采还可以是更经济的。石油产品可以在减少一般与热采收方法有关的二氧化碳和其他温室气体排放的情况下开采。开采的石油产品可以具有减低的粘度（reduced viscosity）和/或改进的化学组成。石油产品可以从薄产油层(payzone)或与水饱和的储层段相邻的层采收。

一个或多个实施方案的细节在附图和以下说明中阐明。其他特征可以从说明书、附图和权利要求中了解到。

附图说明

图1是重油或沥青储层的一部分的横截面示意图。

图2是显示预调节储层和开采石油产品的示例性方法的流程图。

图3是经历冷采的储层的横截面示意图。

图4A是储层模拟模型中的初始粘度分布的图示。

图4B是储层模拟模型中的初始油饱和度分布的图示。

图5A是显示用水性试剂预调节的效果的储层模拟模型中的粘度分布的图示。

图5B是预调节之后(post preconditioning)储层中的油饱和度分布的图示。

图6是显示对于有和没有预调节的储层模拟模型的经时采油量(oilproduction)的图。

图7A是经历常规SAGD方法的储层的横截面示意图。

图7B是在储层的预调节之后经历SAGD方法的储层的横截面示意图。

图8是在预调节以形成高粘性流体阻挡层之后的储层的横截面示意图。

图9是显示了用水合物促进剂预调节储层的方法的流程图。

在各个附图中的相同的参考标记表示相同的元件（element）。

详述

描述了提高从包括重油和/或沥青的油田储层中回收石油产品的技术、装置和系统。将包含预调节剂的水注入到油田储层的流动水膜中。在从储层中开采石油产品之前，用试剂预调节油田储层。先前可能已经从储层中开采了石油产品，在该情况下，预调节在试图采收储层内的任何剩余石油产品之前进行。流动水膜是用于将预调节剂移动到储层并通过储层的机制。流动水膜存在于重油或沥青储层的富油层。与常规的目的是将油转移到开采井的注水不同，不是将水注入到储层以便将油从注水井转移到开采井，而是在保持油基本上和大部分不移动的足够低的压力下，将预调节剂输送到储层。在其他实施方案中，在顶水层(top water zone)、中水层(middle water zone)或底水层(bottom water zone)中的流动水能够用作预调节剂的输送机制，这将在下文进一步描述。

在其它实施方案中，载流流体可以是除水以外的适当的流体，其中在该载流流体内的预调节剂被引入到重油或沥青储层中的流动水膜中，或位于重油或沥青储层其他地方的流动水层中。在又一个实施方案中，预调节剂可以直接被注入，即，不在载流流体内。虽然水或其他载流流体通常在低压下被注入，以便基本上不会使油移动，但在其他实施方案中，包含预调节剂的溶液能够在较高的压力下被注入，该较高的压力能够使油移动并且还在开采之前提供了如本文所述的预调节效果。

在大多数情况下，当将预调节方法应用于沥青和重油储层时，水膜润湿矿物表面，且储层大部分或部分地是水湿的。对于油湿的储层，该水作为潜在连接水(potentially connected water)位于孔隙内。如果初始水饱和度高于束缚水饱和度（其中水变得不能移动的水饱和度），那么预调节剂仍然可以在油湿的储层中接种。储层的润湿状态不会影响所述技术的应用。

参照图1，示出了水湿的油田储层100的一部分的横截面示意图。储层100包括重油和/或沥青的富油层104。重油和沥青储层一般包括流动间隙水，该流动间隙水在本文被称为流动水膜。框（box）108显示了富油层104的一部分的放大示意图，在本实例中，富油层104包括储层砂110，储层砂110有时被称为油砂或焦油砂。在所示水湿的油砂储层中，存在水膜112，其覆盖储层砂110的颗粒的表面。重油或沥青114存在于储层砂110之间的孔隙空间中。富油层，就像该术语在整个申请中所使用的，是指重油或沥青储层中的层，其中孔隙空间含有按体积计仅仅约10%和30%之间的水。一般，在富油层中，水被包含在流动水膜中。

重油和沥青储层可以包括顶水层、中水层和/或底水层。在所示的示例性储层100中，存在顶水层和底水层；顶水层102位于富油层104之上，而底水层106位于富油层104下面。在另一个实例中，储层可以包括位于富油层内的中水层。通常，顶水层、中水层或底水层是指具有等于或大于按体积计的50%的孔隙空间的水饱和度的层。

为了清楚，通常，沥青是在地面条件下具有大于约10,000cP的粘度的重油。本文所使用的术语烃是指仅包括碳和氢的化学定义的组分。术语非烃是指除了氢和碳以外含有诸如硫、氮或氧的一种或多种杂原子或一种或多种金属的化学定义的组分。重油和沥青通常富含烃和非烃。油是指富含在开采时在地面产生原油或沥青的化学定义的烃和非烃的地下液体石油材料。石油产品在本文用于表示油和气体，其中气体可以包括甲烷、氢气和其他天然气。

在原地自然温度和压力下，重油和沥青具有比常规轻油明显更高的粘度。当尝试从油田储层中采收石油产品时，粘性力能够占支配地位，且采收主要是在开采下的储层中流体流动性的函数。流体流动性是在储层中的新鲜石油的有效渗透率与在储层条件下的新鲜石油粘度（含有溶解气的油或沥青）的比率。有效油渗透率是油相的相对渗透率和储层的绝对渗透率的乘积。流体流动性随着有效渗透率增加或粘度降低而升高。例如，常规重油采收技术升高储层温度来降低油粘度，以由此增加流体流动性。

不象轻油储层，非常粘性的油储层的水流动性通常是重油和沥青的流动性的许多倍，由于在天然储层条件下在水和油的粘度之间存在显著差别。作为示例性的实例，在油砂储层中在天然储层条件下的水的粘度是约1cP，与之相比，在阿尔伯塔冷湖（Cold Lake）附近的冷湖矿床中发现的沥青的粘度能够大于100,000cP。在阿尔伯塔的Fort McMurray附近的阿萨巴斯卡（Athabasca）矿床中发现的沥青的粘度在天然储层条件下能够远高于1,000,000cP。

储层的富油层中的水的相对渗透率可以是非常低的，例如低于0.01。然而，在储层条件下水和油的粘度的相对差可以是约10³到10⁶。因此，水流动性保持明显大于重油和沥青储层的富油层中的油流动性。即，

k_ro/μ_ro<<k_rw/μ_rw

其中：

k_ro是储层相对于油的相对渗透率；

μ_ro是油的动态粘度；

k_rw是储层相对于水的相对渗透率；以及

μ_rw是水的动态粘度。

当(k_rw*μ_o)/(k_ro*μ_w)增加时，水透过富油层的效率增加。对于在油层中具有有效流动水的储层，该比率可以达到10⁴，但该比率大于1的任何储层将具有超过油流动的优先水流动。

如本文所述，通过在水中提供预调节剂（如以上所解释的，由于低沥青流动性，该预调节剂在重油或沥青储层中可流动），可以将预调节剂完全分散于储层的区域。预调节剂能够通过溶解、分散、悬浮、夹带或其组合或以其他方式被包含在水中。预调节剂-水溶液然后被引入到储层内的流动水层中。引入水的特定部位，例如间隙水膜、底层、中层或顶层或其组合，可以根据被引入的预调节剂和寻求获得的预调节效果而改变。

用水性预调节剂预调节重油或沥青储层

参看图2，流程图显示了预调节重油或沥青储层以提高石油产品的采收的示例性方法200。在第一步中，选择一个或多个井位来设置一个或多个注水井（步骤202）。该第一步可以是任选的。在一些实施方案中，例如，如果储层先前受到注水以通过常规方法采收一些石油产品，那么可以使用现有的注入井和/或开采井。

如果要进行第一步，那么选择设置注水井的部位可以至少部分地基于储层内的渗透率、粘度或油组成变化的知识。组成的分子水平变化能够代表总沥青组成和因此代表粘度。最适合于评价储层内的流体性质的实际化合物组(compound suite)可以随着储层内的油生物降解水平和油组成而改变。生物降解水平和油组成可以通过使用寻找在所考虑的应用的粘度范围内显示了可再现的组成改变的化合物组的标准地球化学规程和数据分析程序来确定。

由储层芯或切割部分的溶剂提取沥青获得的油或沥青分子指印与校准组的离心提取或以其他方式提取的原始沥青(raw bitumen)的类似分析组比较，允许由地球化学测量结果估计死油（没有溶解气的油）粘度。对机械采收的油或沥青使用直接物理粘度测量或者地球化学代理粘度（geochemicalproxy viscosity）的储层的粘度分布因此能够以仪表刻度分辨率(meter scaleresolution)获得。可以使用该高分辨率粘度log与渗透率log来评价储层内的特定区域的油和水的流动性比率，并因此用于估计使水性预调节剂移动通过储层的能力。可以根据此消息决定在何地设置注入井。

另外，可以使用粘度log来确定在储层预调节之后应该使用何种类型的采收方法，即冷采或热采方法。注入井设置还可以根据所选择的方法而改变，这在以下参照图3至图5进行进一步描述。

除了注入水溶液以外，可以使用从储层中泵出水的一个或多个开采井来影响储层内的水溶液的移动。使用一个或多个井来从储层中泵出水以便在储层内推动水溶液在某些方向上流动的实例在下文关于图3至图5进行论述。

一个或多个井在选定的井位处被钻进地层中（步骤204）。再次说明，该步骤是任选的，因为可以使用现有的注入井或开采井。一个或多个井可以是被垂直地、水平地、多边地、倾斜地或其任何组合钻孔的，或者是任何大位移井（extended reach well）。通常，不需要井增产方法，例如酸压裂，然而，在一些实施方案中，可以进行井的增产措施。优选地，当钻井时，避免地层损害以保持储层的注水能力(water injectivity)。

选择一种或多种特定的预调节剂以便在水溶液中注入到储层（步骤206）。在一个实施方案中，可以至少部分地根据与高分辨率渗透率log即油流动性log结合的如上所述的高分辨率粘度log来选择待被注入的一种或多种预调节剂和井位。

为了说明，设想了这样一个实例，其中油粘度与储层渗透率log的组合获得了指示流动性最大的油是在储层的顶部（例如，在加拿大西部的重油和沥青储层中的通常情况）的油流动性log。在该实例中，在用预调节剂如水溶性有机溶剂（例如甲基丙基酮）的溶液处理之后，预期储层的至少一部分中的沥青地下粘度落在冷采范围内。在具有垂直粘度梯度的储层中，最可能的是，朝向储层的顶部，粘度和流动性将最容易达到冷采范围，但根据待实施的所需方法，可以使用预调节来降低顶部或底部或任何地方或整个储层的粘度。因此，可以相应地选择预调节剂，即，来改变粘度，并且可以使用储层模拟来最佳地设置井，以便于预调节剂注入和后来的采收方法。可以用来便于如本文所述的测定的储层模拟软件的一个实例是可从ComputerModeling Group Ltd.of Calgary,Alberta,Canada获得的STARS^TM软件，但可以使用其他储层模拟软件应用程序。

与此形成对照，如果在另一实例中油粘度和储层渗透率log的组合获得的油流动性log指示储层中甚至流动性最大的油也需要热力采收，那么可以选择不同的预调节剂。例如，如下文进一步论述的，可以选择柠檬酸试剂来使储层有活力，以在预调节之后使用SAGD来提高采收。可以使用储层模拟来最佳地设置井，以便于预调节剂注入和后来的采收方法。然而，在本实例中，如果所选择的后来的采收方法是SAGD而非冷采，那么井设置将相应地是不同的。

选择预调节剂的一个重要因素是寻求获得的预调节效果。即，取决于与改变储层的化学或物理性质相比，预调节是否改变油的化学或物理性质，预调节剂的选择将不同，举出几个例子来说明。

选择包含预调节剂的水将被注入的流速和注入的持续时间（步骤208）。流速和持续时间可以根据运转因素（operational factor）来确定，所述运转因素例如：地层的注入能力（即，储层对水的有效渗透率）；所需的注入剂的量；可用于预调节的时间；以及预调节储层所需的注入剂的体积。可以使用储层模拟来确定储层中预调节剂的容量覆盖率(volumetric coverage)。例如，水膜“孔隙体积”是指替换注入水溶液所针对的储层区中的所有水膜所需要的注入剂的体积。在一些实施方案中，包含在水溶液中的预调节剂被吸收或分配到油中，且因此，可以引入附加体积的注入流体，以进一步增加被吸收到油中的预调节剂的量。根据实验或储层模拟，能够通过注入剂的一种水膜孔隙体积来实现的对储层的改质可以被估计并用于校准引入一种或多种其他水膜孔隙体积所预期的效果。

在选定的流速下将包含预调节剂的水注入到储层中达选定的持续时间（步骤210）。在一些实施方案中，使用多于一个注入井来注入水和预调节剂。另外，如上所述和在下文进一步详细论述的，可以采用用于从储层中泵出水的一个或多个开采井来实现水溶液在储层内的移动。在一个实例中，如在下文进一步描述的，通过第一井注入包含第一预调节剂的水，并通过第二井注入包含第二预调节剂的水。

被注入到储层中的水的压力应该足够高，使得实现将水注入到储层中。这可以通过在注入井的钻孔位置的目前储层压力来设定。压力可以高于该值，然而，目的是渗透水膜，而不使油移动。相比之下，在常规注水中，压力和流速明显更高，因为目的是将油移向开采井。类似地，相比于目的是在采收方法之前预调节储层的本文所述的技术，在热采收方法过程中的蒸汽注入是在更高压力和流速下，因为目的是采收油。通常，注入包含预调节剂的水溶液的压力范围和储层压力有关系。在一些实施方案中，注入压力可以是在从储层压力到储层的破裂压力的范围内。应该注意的是，本文所述的预调节剂中许多可以具有积极的预调节效果(positive preconditioning effect)，即使在预调节过程中发生一些油移动。

注入的水的温度可以是在使得该注入水在储层压力下处于液态的条件下。在一些实例中，该范围是约4℃到在储层压力下的液体的沸点或饱和温度。饱和压力和饱和温度是液相和汽相共存的条件。当选择注入温度时，不同预调节剂在水中的溶解度应该被考虑，因为溶解度能够随温度而改变。

再次参看图2，在被注入到储层的水中提供的预调节剂可以被给予“浸泡期”，以便在整个储层移动（migrate）和实现所需的预调节效果（步骤212）。浸泡期的持续时间可以根据被引入到储层中的预调节剂、储层特性和寻求获得的预调节效果而改变。在一些实例中，浸泡期持续数周或甚至数月。然后，可以开始从储层中开采石油产品（步骤214）。取决于需要被开采的石油产品和所注入的预调节剂，可以使用用于从重油或沥青储层中采收的一种或多种不同的技术，其包括常规冷采技术或热辅助技术，例如CSS或SAGD。

在一些实施方案中，可以将第一水性预调节剂注入到富油层的第一层中，例如较低的区域，并且可以将第二水性预调节剂（可能在以后的时间）注入到富油层的第二层中，例如较高的区域。也就是说，富油层的预调节可以被定制用于富油层内的不同区域，以考虑到各区域的不同性质。在其他实例中，第一层的预调节效果可以对第二层的预调节效果具有影响。即，第一层的预调节是在预调节第二层的方法中的一个步骤。如本文将所示的，所述技术为储层的定制预调节提供了显著灵活性。

一旦理解将预调节剂输送到重油或沥青储层的方法，如上所述，具有许多该方法的实施方案。取决于所寻求的所需的预调节效果，水性预调节剂的注入部位可以改变，预调节剂的类型可以改变，并且此后所开采的石油产品可以改变。下面描述了一些示例性实施方案，然而，应该理解，可以存在其他实施方案，且本文描述的那些实施方案是说明性的而不是限制性的。

实施例1-改变储层中的油或沥青的粘度

在一个实施方案中，选择被注入到重油或沥青储层的流动水膜中的水性预调节剂来改变储层中的油的粘度。该预调节剂可以从水中分配到储层内的油中，减低了油的粘度，且因此促进了在冷采或热采收条件下采收的速度和效率。在一些实施方案中，被引入到储层的油饱和层中的水性预调节剂可以是从水膜中分配到油相中的水溶性有机溶剂，例如酮、醇或醚，它们能够降低油粘度。一些其他实例包括甲基丙基酮（MPK）、甲乙酮、甲基叔丁基醚（MTBE）。其他实例包括在水溶液中的二氧化碳、二硫化碳和硫化氢，它们能够作为溶剂分配到油中并降低粘度。储层模拟可以用来确定井的设置、流速、持续时间和储层中的预调节剂容量覆盖率的程度。

一些示例性预调节剂的物理性质在下表1中给出。

表1.示例性试剂的物理性质

现在参看图3，在一个实施方案中，改变储层的粘度的预调节剂可以用来在冷采之前预调节储层。在该实例中，基于实验数据或储层模拟，以及关于富油层104已知的信息，例如油流动性log，确定储层中的粘度随着深度增加而增加，而油的流动性随着深度增加而降低。进一步确定（例如通过储层模拟），在预调节储层之后，基本上全部的富油层104的粘度将是在冷采的范围内，即对于在20℃下的死油，低于约50,000cP。井眼(well bore)302显示了没有对冷采处理进行预调节的情况下已经被钻孔的示例性的井。即，在井眼302的深度和在该井以上的储层的粘度是在冷采的范围内。井眼304显示了在预调节储层的情况下能够被钻孔并用于冷采的示例性的井。即，在预调节储层之后，在井眼304的深得多的深度以及井眼304以上的粘度将是在冷采范围内。井眼304能够用于将包含在水溶液内的预调节剂引入到富油层104。在浸泡期之后，于是相同的井眼304能够用于冷采。

本实施例举例说明了预调节储层以改变粘度的有利效果。在预调节后可供用于冷采的油的体积显著大于没有预调节的情况。因此，不用借助于成本更高的处理技术如热采方法，就能够提取额外的油。

在一些实施方案中，可以在距注入井的一定距离钻孔开采井。由开采井可以将水从储层中泵出，从而将注入的包含预调节剂的水溶液推动至开采井的方向并且实现预调节剂在储层内的移动。

储层模拟模型实施例

现在参看图4A-6，将描述使用储层模拟模型的实施例来说明用改变粘度的预调节剂预调节重油或沥青储层的有益效果。在该实例中，所使用的储层模拟模型具有代表阿萨巴斯卡油砂储层的性质的性质。水平渗透率在从约678mD到4156mD的范围内。孔隙率在从几乎零到约0.34的范围内。油饱和度在从约0.43到0.96的范围内。

参看图4A和图4B，示出了储层的初始粘度分布和初始油饱和度。初始油粘度在整个储层中是几乎均匀的，并且是约368,000cP。水平注入井和开采井以用于SAGD的典型井对构型(well pair configuration)来描述（视为延伸入页面的点）。

在热采收操作过程中，将蒸汽注入到注入井和包括沥青、冷凝物和气体的热流体中，从开采井流出。在井的附近，该模型的模拟栅格间距在井间方向上是约1.3m（水平）×1.1m（垂直）。在该模型的侧缘，栅格在井间方向上是约3.3m（水平）×1.1m（垂直）。整个储层模拟模型的井间和垂直方向分别是约200m和35m（附图不按比例）。注入压力设定为2500kPa。

图5A和5B示出了在用粘度改性剂（viscosity modifying agent）预调节储层八个月后储层模拟模型中的粘度和油饱和度。在该实例中，该预调节剂是MPK的水溶液。如在图5A中所示，在八个月的浸泡期之后围绕注入井的储层区域的油的粘度在侧向和垂直方向上均显著低于初始粘度。在围绕井的区域中粘度降低的原因是MPK的溶解，MPK经由流动水膜在水溶液中被运输通过该区域，并且从水中被吸收到周围的油中，降低了油的粘度。粘度越低，沥青的流动性越高，且开采井的石油开采率（petroleum production rate）越高。

参看图5B，在八个月浸泡期之后的油饱和度的改变几乎不能认出。这与包含MPK试剂的水的注入的低压性质一致，允许预调节剂进入并穿过储层的富油层，进入富油层的水中，且富油层中的油很少或没有移动。

图6是显示由两种SAGD采收方法获得的累积油采收曲线（在标准条件“SC”下）的图。虚线表示在不进行预调节的情况下的油采收。实线表示在八个月浸泡期之后的油采收。在其他方面，所有储层条件、流体性质和井设置在对应于该两种采收曲线的两个模型中是相同的。结果清楚地显示，油开采率能够通过用粘度改性剂预调节储层来改进。例如，在开采4.5年时，预调节过的储层比非预调节过的储层具有多约15-20%的采收的累积沥青。这种开采率和采收的增加能够具有显著的经济效益并减少被注入到储层内以获得任何采收目标的蒸汽（热）量，这进而减少了温室气体的排放。MPK可以通过蒸馏在地面被回收，并再用于预调节其他地方的储层。

实施例2-用增加的溶解气使储层石油有活力

在另一个实施方案中，预调节剂是在“采收方法条件下”分解以产生使储层内的油“有活力”的气体的水溶性试剂。即，用溶解气不饱和的油具有大于气体饱和的油的粘度。在该实施方案中，寻求获得的预调节效果是将溶解气反添加到储层中，以进一步使油“有活力”并且对储层再加压。由预调节剂产生的气体能够将溶解气驱动能力加到油中，从而促进热采或冷采。可以使用储层模拟来确定井的设置、流速、持续时间和储层中的预调节剂容量覆盖率的程度。

在一个实施方案中，“采收方法条件”是指通常在SAGD或CSS热采收条件下存在的条件。参看图7A，示出了经历常规SAGD处理的储层的横截面示意图。元件702表示开采井眼的横截面图，其中井眼延伸入页面中。元件704表示蒸汽注入井眼的横截面图，其中井眼延伸入页面中。由注入的蒸汽产生的蒸汽室用元件706表示。如在常规SAGD方法中典型的那样，蒸汽室706至少初始呈在垂直方向上伸长的形状。

为了举例说明的目的，描述用于模拟在储层条件下采收方法对选定的预调节剂的影响的实验。将在水溶液中的选定的预调节剂样品在经历SAGD处理的储层中，在通常存在于接近蒸汽室（例如蒸汽室706）的边缘的储层部分中的温度和压力条件下，在密封压力容器中加热。在一个这样的实验中，预调节剂是柠檬酸，它溶于水中以形成水溶液。采收方法条件是在约205摄氏度（℃）下的SAGD条件。柠檬酸每分子具有作为羧酸存在的三个羧基，且在液体水的存在下在205℃下在约73小时的实验中转化为气体二氧化碳（CO2）和丙烷。最终操作压力在约205℃下是约990psi（68巴）。

约5g的柠檬酸，作为50毫升的10%溶液，产生了在容器内形成的顶部空间中的约1.16升的CO2。相对少量的甲烷和丙烷，分别约1500ppm（百万分率）和300ppm，也被发现存在于顶部空间气体中，这也促进了粘度减低，因为这些气体也溶在储层油中。

衡量该CO₂产生的体积，从1立方米的10%柠檬酸溶液中可以产生23,200升的二氧化碳。这种体积的气体在被吸收时能够急剧地改变油流体性质，减低了粘度。当在采收方法时间表上快速发生了柠檬酸的转化时，储层中的局部压力增加可以是大的，并将油流推动到开采井。

通过从用于将预调节剂注入到储层的井中选择注入点，使得仅仅沥青储层的较低部分被预调节，储层模拟表明，扩大的SAGD蒸汽室趋向于增宽而非通过储层快速垂直地上升，增加了总的可采收的沥青。参看图7B，包含柠檬酸的水溶液能够在任何蒸汽注入之前使用注入井704来引入到储层中。井708和710是任选能够用于从储层中泵出水和从而在箭头712和714的方向上牵引水溶液的开采井或控制井(control well)。储层的较低部分从而用柠檬酸进行预调节，以便使油有活力。随后，当通过井704注入蒸汽来开始SAGD处理且柠檬酸预调节过的储层部分局部产生二氧化碳而增加压力和减低油粘度时，蒸汽室716往往横向增长遍及储层的较大部分，而非以垂直方式快速上升。有利地，更大体积的油被SAGD操作所压紧，且从而可采收。

观察到，蒸汽室优先移动到预调节层，因为那里的油流动性更高，且流动由气体产生方法促进。通过预调节所获得的油的粘度越低，油的开采率越高。这意味着，蒸汽耗竭室(steam depletion chamber)在储层中增长更快。因为通过井设置和压力控制可以在某种程度上控制预调节剂的注入方向，所以可以控制预调节剂渗透的层。因此，可以控制油粘度降低的层，且与没有与预调节剂相互作用的油或储层相比，该油将更快速地从预调节过的储层部分被开采。对于已经通过产生气体的预调节剂赋予活力的油储层的部分，油粘度是更低的，且其他溶解气也提供了作为油开采的驱动机制的溶解气驱动能力。这导致蒸汽室形状，该蒸汽室形状发展到其中预调节剂接触油或储层或油和储层二者的层中。

在其他实施方案中，诸如廉价且可从市场上买到的草酸二水合物的其他羧酸可以用作预调节剂。然而，某些酸如琥珀酸可能在SAGD条件下更耐分解，且因此在SAGD方法的预调节中不优选，但可以具有预调节储层以便于更高温度采收方法（例如原地燃烧）的价值。作为实例，在另一个实验中，在SAGD条件下在205℃下加热5.0g草酸二水合物和50毫升的水3天导致草酸转化为包含二氧化碳（1.25mol CO₂/mol草酸二水合物(oxalic aciddehydrate)）、甲烷（0.56mol/mol草酸二水合物）和一些游离分子氢的气体。所有这些气体能够溶到油中，从而减低了粘度，并且该转化方法产生了储层再加压，因为由冷凝的固相和液相产生了气体。因此，气体产生有助于使油有活力并且支持由储层额外采出包括油的储层流体。对于需要氢来改进油品质的任何原地方法，游离氢的产生可以是有利的。

产生气体的试剂（gas producing agent）可以根据可获得性和反应性来选择。柠檬酸和草酸是廉价的、可得到的和环境友好的选择。柠檬酸和其他酸还具有附加益处，实验表明，当进行柠檬酸预调节的注入时，细粒流动性（在开采过程中从储层中分离并且能够潜在地堵塞孔喉而引起地层损害和限制流动的包括粘土的矿物细颗粒）能够显著减低，在后来的采收方法过程中减少了地层损害。在一些储层如富含碳酸盐矿物的储层中，还发生了矿物溶解，增加了储层的渗透率。

在一些实施方案中，羧酸的碱金属盐或碱土金属盐可以在水溶液中被注入到储层中，以降低相对于羧酸本身的CO₂产生温度。作为使油有活力的方法的结果，热采方法（例如SAGD、CSS或蒸汽注入（SF））可以在减低的温度下操作，这意味着更低的热损失，进而意味着更高的热效率，减小了环境影响并具有经济优点。操作压力也能够被降低，意味着更小的设施规格用于蒸汽产生，这能够具有经济效益。

依靠溶解气驱动作为油采收的主要驱动机制的方法使用基于柠檬酸的预调节剂可以改进采收。如上所述，柠檬酸将溶解气反加入到重油或沥青中。在后来的热采收过程中，在油被加热之后，溶解气的溶解度降低，且它从溶液中出来，并在储层的孔隙空间中形成气泡。因为储层压力由于开采而下降，所以不仅由于更多气体从溶液中出来，而且由于膨胀，气泡体积增长了。在膨胀过程中，气泡通常朝开采井的方向推动储层中的油，开采井是储层中的低压点。

如上所述，储层模拟指出，由柠檬酸水膜注入产生的CO₂能够分配到沥青或油中并减低油粘度，从而促进采收。增加的溶解气可以作为驱动机制进一步提高采收。试剂的选择性放置可以用于选择性地增加油流动性（例如横向）并用于促进蒸汽室在优选的方向上（例如侧向而非向上）移动。增加的蒸汽室的侧向增长优选主要地是垂直增长，尤其是当蒸汽室接近油层的顶部时，因为这使得损失到油层以上的盖层(caprock)的热更少并且能够使得方法的热效率更高。

可用于以上实施方案的示例性预调节剂的物理性质在下表2中示出。

表2.示例性试剂的物理性质

在其他实施方案中，为了用二氧化碳气体来使油或沥青有活力以允许冷采，不使用羧酸的热降解，从一个注入井注入羧酸或盐酸水溶液可以与后来的或先前的从相同的或其他的井注入水溶性碳酸盐矿物结合，以便在储层的所需位置产生二氧化碳，以便用气体来使油或沥青有活力。

实施例3-产生阻挡层

在一些实施方案中，预调节剂可以被选择为通过添加反应剂来固定、结合或凝胶化油。所需的预调节效果是固定油，以便构成可能控制储层中的水流的阻挡层，通常来自顶水层或底水层。在一个实例中，预调节剂可以是通过将磷酸酯与铝化合物混合而形成磷酸酯的铝盐的液体磷酸铝盐胶凝剂。如果该方法通过该两种反应剂（即磷酸酯和铝盐）和活化剂的连续流动水膜注入来进行，那么可以产生固定油层。对于顶水层或底水层，该方法尤其有效。还可以使用在与油接触时沉淀沥青烯或环烷酸钙的其他水溶性组分，例如注入的具有高浓度钙的溶液（例如氯化钙溶液）。作为另一个实例，可以将以增加粘度的方式影响原油的流变性的化合物或混合物用作预调节剂。

参照图8，在一些实施方案中，将水性预调节剂注入到重油或沥青储层的顶水层中，例如顶水层102中。顶水可以是现在包括水的古气体盖层(paleo-gas cap)。预调节剂在顶水层中被输送，并接触位于油柱顶部（即，富油层104的顶部）或其附近的油。在所示实例中，通过井眼802注入水性预调节剂。距注入井眼802一定距离的第二井眼804用于从储层中泵出水，并且由此沿箭头806的方向牵引注入的水溶液。如果开采井已经被钻进富油层104，那么还可以使用水采(water production)来将调节注水(conditioning flood)向下牵引至储层。

一种或多种预调节剂被选择用来例如通过沉淀、交联或相分离而促进高粘性油相形成，或者用来改变边界层的润湿性以降低水流，即，通过使储层油润湿。阻挡层808从而能够在油层的顶部产生，在该区域中产生了高粘度密封或流动阻挡层。这能够用作钻井至富油层104并且以富油层104为目标的冷采收或热采收方法的预调节步骤，例如用于将与水层的界面或者气体、蒸汽或热的损失限制至顶水层。

能够在上述实施方案中使用的一些示例性预调节剂包括用于提高边界层的润湿性变化的烷基酚；促进结合油中的非烃的金属离子或多齿配体有机化合物；以及能够从酸性重油中沉淀环烷酸盐的可溶性钙盐，或者在高温热前缘接近改造的边界层时有利于油的低温氧化和交联的氧化剂，例如氯酸盐或高氯酸盐。

实施例4-改变储层的润湿性

在一个实施方案中，预调节剂被选择用来改变储层的润湿性。润湿性是指与储层的矿物表面接触的储层中的相。通常，在天然状态下，储层表面被水润湿。改变储层的润湿性使得油直接接触储层矿物表面（即油湿），能够有助于极性石油相例如树脂和沥青烯吸着至矿物表面上。这能够改善油品质和减低粘度，或者改变毛细管力平衡，使得在现在的油湿储层部分中水流被限制。这在控制来自顶水层或底水层的水流方面可能是重要的。改变润湿性还可以具有通过将石油非烃沉积和吸附到矿物表面来增加API重力和降低所开采的石油的粘度的效果。

改变润湿性的试剂所需的性质包括水溶性；经由官能团或其他极性部位吸附到矿物表面的能力；以及破坏矿物结合水膜和有助于油或沥青吸附到矿物表面上的分子的疏水性组分。经由流动水注入到储层中的预调节剂优先地溶解在间隙水膜中，在间隙水膜中预调节剂移动到岩石表面并将润湿性改变为油湿。这允许极性和高分子量材料吸附到矿物表面上并且在开采过程中保持住，允许改进的品质的、较低粘度的、较高API重力的油移动到开采井。

可以用于改变润湿性的预调节剂的实例包括(苯)酚、C1-C3烷基(苯)酚和天然存在且更环境友好的多元酚。这些预调节剂具有从约1到70范围内的油-水分配系数（Kow），这意味着，更大的浓度的预调节剂能够溶于与油处于平衡的水相中；该材料将强烈地吸附到矿物表面，使岩石改变为油湿。这些化合物显示了高达180mL/gm的储层水和矿物之间的固体-流体分布系数（Kd），表明强烈地吸附到矿物表面上。

作为实例，进行下述实验，该实验举例说明了预调节剂润湿性对沥青储层样品的效果。该实验使用机械设备进行，该机械设备允许用户通过在储层条件下将沥青和/或水推动流过油砂样品而进行采收方法的物理模型实验。油提取和物理模型设备详细地描述在加拿大专利申请第2,578,319号中。该物理模型设备允许将液体试剂应用于油砂样品，以便在评价预调节剂对可能的采收方法的效果之前预调节样品。该样品可以被加热或冷却，以模拟包括气/液/固转化的天然存在于储层中的相变、油或水粘度改变、润湿性改变和气体/水、水合物形成以及溶剂添加的效果。

在本实验中，将原地具有初始油和水分布的冷冻油砂芯样品放入该设备内，且使之融化。然后轻轻地压缩，以使样品返回到储层状态。然后使包含预调节剂的注入水缓慢地在几小时或几天内流过样品。在适当的一段时间之后，使沥青从储层样品流出，并分析沥青的粘度和化学组成。

以下表3示出了当将三种示例性预调节剂引入到单独的油砂样品中时获得的实验结果。一种试剂，苯酚，改变样品润湿性，而两种有机溶剂（MPK和MTBE）分配到芯样品中的油中并减低该油的粘度。在实验期间，将225g油砂样品的等份试样压缩至储层条件。在物理模型设备中，在样品的顶部上添加20ml的量的水溶液，该水溶液代表了约等于样品残留水膜中的水量的三倍的水量（即，三倍孔隙膜体积）并且包括饱和水溶性的示例性预调节剂。使用压力梯度，将该水溶液轻轻地注入通过油砂样品孔隙系统，此后，在环境温度下将内容物静置约3小时。然后操作该设备，通过在该样品上施加压力梯度来模拟采收方法。从模拟的采收方法中收集油和水，并且测定其粘度和化学组成。

表3.实验结果

表3中的第二栏指出了在85℃下进行的采收方法过程中油开始流动时施加于样品上的负荷。第三栏指出了采收的油量。第四栏、第五栏和第六栏分别显示了在20℃、50℃和80℃的温度下测定的采收的油的粘度。

第一排显示了当预调节剂是甲基丙基酮（MPK）的水溶液时的结果，该预调节剂改变油粘度。第二排显示了当预调节剂是甲基叔丁基醚（MTBE）的水溶液时的结果，该预调节剂改变油粘度。第三排显示了当预调节剂是苯酚的水溶液时的结果，该预调节剂影响样品的润湿性，以在采收过程中促进极性化合物保留在岩石样品中，并因此降低粘度。为了比较的目的，第四排显示了当油砂样品保持未被处理时的结果。

如以上实验结果所说明的，在用苯酚、MPK或MTBE预调节剂预调节之后，采收的油量显著地增加。增加采收的原因能够至少部分归因于预调节过程对粘度的影响，该预调节过程涉及溶剂从水（MTBE、MPK）分配到油中和润湿性改变以及溶剂分配（苯酚）。粘度相对于对照样品显著减低，尤其是在较低温度下。如果死油的粘度在20℃下低于约50,000cP，那么能够进行重油或沥青储层的冷采。通过将苯酚或MPK或MTBE用作预调节剂，如果由于高粘度（在20℃下180000cP）通过冷采法在另外的情况下不能采收的油的粘度在预调节之后低于冷采所需的阈值，那么该油能够通过冷采法开采。在本实施例中，使用MTBE或MPK或苯酚预注入(preflood)，非冷采石油通过预调节转化为冷采石油。

可以在上述实施方案中使用的示例性预调节剂，即MPK和苯酚的典型物理性质，在下面表4中示出。

表4.示例性试剂的物理性质

可以使用储层模拟来确定井设置、流速、持续时间和储层中的预调节剂容量覆盖率的程度。注入改变润湿性的预调节剂的井可以是被钻孔用于设置开采井的观测井(observation well)或评价井、实际的注入井和开采井本身或者特意钻孔用于引入预调节剂水溶液的井。

实施例5-改变油的化学或物理性质

在一个实施方案中，预调节剂被选择用来改质储层中的油。即，寻求获得的预调节效果是对油的开采前(pre-production)的改质。术语改质是指油的化学或物理性质的有益改变。作为说明性的实例，改质可以包括粘度减低、API重力的增加和/或硫含量的减少。在该实施方案中，使用储层模拟，在选定的部位将预调节剂注入到储层中，以确定井的设置以及流速、持续时间和储层中的预调节剂容量覆盖率的程度。注入预调节剂的井能够是被钻孔用于设置开采井的观测井或评价井或者实际的注入井和开采井本身。

实施例6-注入多种预调节剂

在一些实施方案中，通过流动水膜将两种预调节剂注入到储层中。在一段时间之后，预调节剂之一与油相互作用，以产生另一种组分，该组分能够与第二预调节剂反应，并随后产生当储层受到热采收处理（例如SAGD或CSS）时就积极地参与改质油的物质。然后能够将改质过的且较低粘性的油开采到开采井。

在其他实施方案中，通过流动水将两种预调节剂从单独的井注入。在一个实施方案中，从储层中泵出水的开采井能够通过增加或降低压力控制水运动，使得通过另一井推动的注水被引导成沿有利的方向。预调节剂彼此相互作用，以产生反应性组分的壁（wall）。通过用化学或物理方法提高油品质（例如增加API重力和/或减低粘度）或者产生阻挡层以限制或引导油流或水流，反应性组分可以积极地影响采收方法。在一个实例中，矿物沉淀形成阻挡层通过从第一井注入氯化钡和从第二井注入硫酸钠以在两种注入的界面形成作为流体流的阻挡层的硫酸钡结垢来完成。

在其他实施方案中，经由顶水或底水，两种反应剂能够从单井连续地流动，以例如用于堵塞来自顶水或底水的水流。例如，在储层的顶部或底部从第一井注入富含可溶性硫化物的溶液以及从第二井注入富含适当选定的金属的溶液能够形成不溶性金属硫化物矿物的壁，所述壁能够参与采收方法，例如用作阻挡层元件(barrier element)。有机阻挡层的形成还可以通过注入形成凝胶的聚合物溶液和促进形成凝胶的溶液来实现。相互作用的溶液的注入可以按序地从同一井或同时从不同井进行，以便控制人工阻挡层的所需部位。在第一井中注入水溶性碳酸盐和在第二井中注入可溶性酸能够在储层内的界定部位形成二氧化碳产生的前缘。

实施例7-微生物

在一些实施方案中，在从重油或沥青储层开采之前，将水性预调节剂引入到水膜中，以促进所需的微生物活性和/或降低不希望的微生物活性。在一些实施方案中，预调节剂可以是一种或多种微生物，所述微生物包括作为几个例子提到的细菌、古生菌、病毒、酵母或真菌。在其他实施方案中，预调节剂可以是营养物例如含有磷、钾和氮的盐溶液，以促进微生物通过储层移动和增加微生物活性率。在一些实施方案中，预调节剂可以被选择用来改变油层或水层的化学性质，以有利于后来的重油至天然气如甲烷、二氧化碳或氢气的生物转化。天然气然后可以在地面被开采或者在储层中用于维持压力。

预调节剂可以是促进或降低特定生物过程的营养物或改性剂，且能够被注入到重油或沥青储层的流动水膜中。这种预调节剂的实例包括作为提高生物活性和促进生物体移动到有益营养物预调节过的储层中的典型营养物的磷酸铵。生物失去动力剂(biological demotivational agent)的实例可以包括抑制硫酸盐还原菌的钼酸钠（或其他六价阳离子）和抑制硝酸盐还原细菌的氯酸钠。产甲烷菌能够用溴乙烷磺酸、对氨基苯甲酸的N-取代衍生物和几种其他化合物来抑制。

在一些实施方案中，在储层的第一层中可以使用通过流动水膜的营养物的预调节流，以提高产生气体例如二氧化碳和甲烷的生物活性。可以将不同的预调节剂如溴乙烷磺酸引入到储层的第二层中，使得在第二层中产甲烷作用被降低和氢气的产生被促进。在第二层中产生的氢气可以通过在第一层中产生的气体冲到开采井。以上实施例举例说明使用本文所述的技术不同地改变富油层内不同层的能力。

与使用水注入技术将微生物、营养物和氧气引入至高水饱和层的常规微生物强化采油（microbial enhanced oil recovery，MEOR）技术形成对照，将预调节剂引入至储层的富油层中的流动水膜中。作为另一个显著的差别，常规MEOR在重油或沥青储层中无效。作为对照，本文所述的技术涉及在重油和沥青储层中的用途。本文所述的技术实际上能够用于使预调节剂通过流动水膜移动，以便在进行常规MEOR之前预调节储层，使得储层中的一个或多个特定层中的后来的微生物活性能够被调节为促进或降低特定生物中间过程(biological sub-process)。在一个实施方案中，如果预调节剂的预调节效果能够将储层改质为适于常规MEOR的条件，那么在预调节之后可以进行常规MEOR。

实施例8-促进水合物形成

在一些实施方案中，所需的预调节效果是在储层开采之前促进水合物形成。虽然在常规采收方法中，已经付出了努力来避免在储层和/或井眼内的水合物形成，但如在下文进一步论述的，本文所述的预调节效果能够具有提高油采收的效果。在这些实施方案中，预调节剂被选择用来促进水合物形成。

参看图9，流程图示出了用水合物促进水性试剂（hydrate promotingwater-borne agent）预调节富油层的示例方法。任选地，可以选择（步骤902）和钻孔（步骤904）用于注入预调节剂的一个或多个井位。然而，作为替代，可以使用一个或多个现有的井眼。将水合物促进水性试剂引入到储层的流动水膜中（步骤906）。任选地，可以将水溶液的温度升高至稍高于储层温度，使得水溶液初始在水膜内可流动。当注入的水溶液冷却和储层压力增加（例如通过主动和被动加压之一或二者）时，在水膜中形成水合物。在将足够的包含水合物促进剂的水溶液注入到储层中时，注入井被关闭，并让储层在适于水合物形成的条件下浸泡。在浸泡期间，该水溶液和地层水形成为冰冻水合物（步骤908）。

由于体积膨胀效应，水合物相的产生能够局部地重排储层基质颗粒(matrix grain)，因此松开了紧密结合的油和局部增加了渗透率。在浸泡期之后，该井然后被切换为开采（步骤910），且储层压力被显著地降低，使得水合物分解。一个脉冲(pulse)的溶解气将产生，且因此压力梯度与释放气体的减低粘度的能力一起有利于油向开采井移动。在开采降低至经济率(economic rate)以下时，如果另一注入-浸泡-开采周期被认为是经济的（决定步骤912的“是”分支），那么该方法可以在步骤906再次开始。

如上所述，该方法的物理机制包括：水合物的形成；水合物的膨胀，其导致颗粒重排和致密油(tight oil)的松开和潜在增强的孔隙率和渗透率；从水合物逸出气体，其产生了促进油流动至开采井眼的溶解气驱动；以及已松动的油(mobilized oil)向开采井眼的重力泄油。在开采阶段中，压力首先在最靠近井眼的地方降低，并随时间在整个储层中降低（向上放出）。作为响应，溶解气气泡在井的邻近在水合物的最内层放出，首先推动油向开采井流动。当压力径向向外降低时，溶解气在该径向壳体中放出，并且有助于将流体移向井眼。流动并没有被促进向外远离井眼，因为具有冷冻水合物和超出该径向外壳的几乎不动的沥青，它只有在压力减低波通过该储层之后才移动。

有利地，该方法可以用单井进行，但可以使用多个井。在注入期间可以使用单井注入预调节剂混合物和在开采期期间开采储层流体。

在一些实施方案中，水合物冷冻区域的温度可以通过注入加热的流体来升高，从而在开采期间促进水合物分解。在其他实施方案中，可以将化学试剂如甲醇注入到储层中以促进水合物分解。在开采率降低至不经济值之后，可以将相同或不同组成的水性水合物促进剂再次注入到储层中，直到达到目标压力，任选地浸泡，以引起水合物的再形成，此后在压力降低时再次对该井进行开采。在该方法的一个实施方案中，没有浸泡期。即，在注入后，直接将井切换为开采模式。

在一些实施方案中，预调节剂混合物根据以下条件中的一个或多个来选择：地层水饱和度、盐度和组成、以及环境温度和储层的压力。还可以选择预调节剂混合物来促进储层和减低粘度油相中的水合物形成和/或促进储层中的重油的相分离和流动油相的开采的提升。

在一些实施方案中，该方法可以被优化用于包含不同等级油和水藏量的储层，使得可变的水盐度例如不阻碍系统的和弥漫性的水合物形成。溶剂注入顺序和部位的优化可以通过使用储层模拟工具来进行。

所选定的预调节剂可以包括在储层条件下产生水合物的任何适当的气体混合物。适合的预调节剂包括但不限于甲烷、乙烷、丙烷、正丁烷或异丁烷和二氧化碳以及水的混合物。在其他实施方案中，可以将盐或其他添加剂加入到注入的预调节剂中，以便进一步控制水合物形成条件并且在水合物形成之前允许水合物形成溶液进一步移动到地层中。

在另一个实施方案中，在预调节剂中可以包括较高分子量的有机分子以控制相特性。例如，特定的烃和非烃混合物可以被包含在预调节剂中，以促进储层中的水合物和重油的选择性相特性，提高油相的开采。这可以包括促进多个油-溶剂液相的形成，用于开采最流动的相。在另一个实例中，可以将甲烷、乙烷、丙烷或二氧化碳与水合物抑制剂如烷基酮（例如MPK）或高级醇（例如丁醇或戊醇）一起以适当比例加入到含水预调节剂混合物中，使得这些较高分子量组分经时分配到地层的油中，在水相中留下易于转为水合物(hydrate prone)的气体/水混合物，该混合物然后在通过溶剂吸取来同时减低油粘度时形成水合物。在一些实施方案中，将预调节剂与一种或多种醇脂肪酸酯或其它热响应化学品的任何一种或组合混合。该组合可以最初防止水合物形成特性，且在这些添加剂在储层中水解为油溶性醇和酸之后，在来自水解反应的疏水性分子分配到油相之后促进水合物形成，从而在水相中留下更易于转为水合物的混合物。

例如，由乙酸、甲酸、丙酸或更高级类似羧酸的非卤化或卤化衍生物形成的烷基酯或芳基酯的添加物可以与预调节剂一起注入到地层中。这些组分最初防止水合物形成。然而，在浸泡期间，组分在储层条件下在由取代基、储层温度和水化学性质决定的水解速率下水解为游离酸和醇。所形成的醇和酸分配到油相中，且跟着发生水合物形成。对于低分子量酸如醋酸，所生成的酸分配到油中是无效的，但与碳酸盐矿物反应从水中除去了酸，形成了促进水合物形成的二氧化碳。可以根据酸卤化的程度和类型以及形成酯的组分的性质来选择酯的水解速率。

为了在接近井眼区域保持溶剂蒸气相，可以轻微加热预调节剂以防止水合物在接近井眼区域形成，因为注入物温度的约0-15℃（优选2-5℃）轻微增高能够显著增高水合物形成的压力。该方法从而可以容易地通过注入物温度来控制。在其中存在消耗室的以后的循环中，加热的溶剂混合物的温度可以被控制，使得它具有足够的热来防止在接近井眼区域形成水合物，然而在流动至室边缘时冷却，使得在室边缘以及在超出室边缘的流动水膜中容易形成水合物。

所述方法的主要应用是在具有流动水膜的储层或者具有注水能力且在适于形成水合物的压力和温度下的储层中。如前所述，一些重油和沥青储层在富油层中具有流动水膜。

作为说明性的实例，考虑在1000kPa和10℃下的重油砂储层。如果将0.88摩尔分数甲烷和0.12摩尔分数丙烷在水溶液中的预调节剂混合物被注入到具有流动水膜的储层中，那么储层以压力增加响应。在充分的注入后，在注入井周围的区域压力升高，且给定注入的预调节剂气体的组成，水合物刚好在1600kPa以上形成。因此，具有一个其中形成水合物的在注入井周围的层。一旦水合物形成，且尤其如果预调节剂气体/水溶液注入变得困难，则该井切换为开采且井底(bottom-hole)压力降低至低于在储层温度下的水合物起始压力（hydrate onset pressure）。结果，水合物分解，溶解气气泡形成，并且油相向开采井移动。在最佳条件下，油用过量的丙烷和潜在的沥青烯沉淀稀释降低了油粘度，进一步有助于油流动至开采井。

如前所述，用于促进水合物形成的上述技术能够通过低压注水法将预调节剂注入到储层中。然而，在其它实施方案中，其中预调节剂是气体或气体混合物，预调节剂气体可以作为气体被注入到储层中，其中气体将使最流动的相移动，即流动水膜。通常，整个水膜不被移动，且气体与水膜一起在以前由水膜占据的区域中产生双相流。气体注入之后可以是水注入，然后使膜空间中的气体移动并用水填充该空间。在其他实施方案中，预调节剂作为结合的泡沫状气体/水注入物被注入。

其它实施例

以下是能够被注入到重油或沥青储层的富油层的流动水膜中的预调节剂的其他实施例。在这些实施例中，描述了寻求获得的预调节类型以及能够使用的预调节剂的类型和用于说明性目的的一些示例性预调节剂。

改变渗透率的试剂（permeability altering agent）

在一些实施方案中，水性预调节剂是在油开采之前作为预调节步骤改变储层的渗透率的改变渗透率的试剂。例如，可以使用酸如盐酸水溶液或者络合剂如EDTA来促进碳酸盐溶解。这些预调节剂溶解矿物如碳酸盐并且打开孔喉以增加渗透率，使得流体流量在石油开采过程中增加。渗透率的任何增加在冷采收或热采收下均是有利的。增加储层渗透率至达西范围是优选的，使得在开采过程中的油和气体流速增加。

在一些实施方案中，预调节剂是白云石化剂或脱白云石化剂。脱白云石化预调节剂的实例包括螯合剂，例如柠檬酸、酒石酸、丙二酸、草酸和其他能够攻击（attack）白云石并在储层中产生高渗透率路径的酸。可选地，可能需要减低在储层的特定区域中的渗透率以控制水。在沉淀碳酸盐和减弱渗透率的情况下，水性预调节剂可以包括富含钙或钡的流体和单独注入的二氧化碳或碳酸钠溶液。

粘土矿物稳定剂或溶胀剂

在一些实施方案中，水性预调节剂可以是粘土矿物稳定剂或可选地粘土矿物溶胀剂。可以使用粘土矿物稳定剂来限制富含粘土的储层中，例如在Peace River油砂的一部分中的细粒移动，以防止在开采过程中孔隙堵塞和保持高的储层渗透率。具有可以使用的许多商业的粘土稳定剂的实例，例如通过将二烯丙基二甲基氯化铵与二氧化硫聚合所制备的预调节剂。当溶于水性载流流体时，共聚物可以有效防止粘土溶胀和/或细粒移动。在另一个实例中，低分子量羧酸如柠檬酸可以有效用于限制粘土流动。

这适用于油砂储层的露天开采，因为油砂矿石样品的预调节能够减低在后来的露天处理过程中的粘土流动性。因此，在采矿活动和分离沥青与砂的地面处理之前，可开采的油砂资源还可以经由勘探和观测钻孔，从油砂的这种预调节水膜注入中受益。这有助于解决与细粒在油砂尾矿池中的沉降有关的后来的细粒控制问题。还可以进行其他改变，以通过在采矿之前将适当的预调节剂注入到油砂矿中来改进分离沥青和砂的物理方法的效率。

在另一个实施方案中，可以使用促进在含粘土的储层中粘土溶胀的水性预调节剂来减低储层渗透率。一些水溶性非离子型表面活性剂如聚氧乙烯脱水山梨醇单油酸酯能够以这种方式起作用。粘土溶胀能够被提高以减低其中流被理想地阻止的储层区域例如在邻近顶水层、底水层或中水层的区域中的渗透率，以减小这些水层对采收方法的影响。在这些情况下，预调节剂注水可以经由顶水层或底水层或者经由流动水膜来进行。

气体水合物防止组分

在一些实施方案中，所需的预调节效果是防止在储层中形成气体水合物。在该实施方案中，被引入到流动水膜中的水性试剂可以是甲醇或不能有效地分配到油相中的另一高水溶性醇或二醇。这些试剂是水合物抑制剂。预调节剂优选地在尝试VAPEX或溶剂辅助的热采收技术之前被引入。

常规VAPEX技术面临的一些主要问题包括：在储层和井眼中形成水合物；建立注入井和开采井之间的初始连通的困难；以及沥青烯堵塞储层中的孔隙空间。油田规模的VAPEX中试的结果表明，该方法遭受水合物问题和非常低的沥青采收。

VAPEX溶剂通常由甲烷和丙烷的混合物组成。关键的溶剂是丙烷，当与沥青混合时，丙烷不仅通过稀释而且通过部分沥青烯沉淀来减低沥青的粘度。添加甲烷以减低丙烷的分压，以便减低油相中的丙烷的浓度，以防止沥青烯沉淀，因为沥青烯颗粒的聚集体能够潜在地堵塞孔隙并降低地层的渗透率。如果在储层中没有产生边界明确的溶剂室，那么没有机会进行在该室的边缘下的油的重力泄油，且VAPEX不能从储层中开采油。通常，在储层中具有很高的水合物形成的可能性，这理想地应被避免。

在过去已经尝试了多种井模拟技术，其中溶剂已被注入到烃储层中，以防止或分解水合物。例如，已经使用了用于原地沥青和重油开采的循环溶剂方法，其中在压力下将减低粘度的溶剂（viscosity reducing solvent）注入到储层中。在其他已知的井模拟技术中，通过井眼将消泡剂、破乳剂、稳定剂或乳化剂注入到储层中。这些方法涉及在井眼内和井眼周围的井模拟，且不是在多达数百米的井间距离内预调节储层的如本文所述的大规模储层预调节方法。此外，这些技术通常仅仅与蒸汽注入法结合才是有用的，且因此不用于VAPEX，并且没有表明在VAPEX过程中防止水合物形成。

机械式(mechanically)改变储层的试剂

在其他实施方案中，所需的预调节效果是腐蚀和减弱硅酸盐晶粒或攻击碳酸盐，从而减低了在CSS或其他采收方法过程中压裂所需的能量。在这些实施方案中，水性预调节剂可以是腐蚀剂，例如将会蚀刻硅酸盐的氢氧化钠水溶液，或者能够攻击碳酸盐的强酸。

可选地，在热采收方法之前增加硅酸钠溶液水膜注入可以在热采收过程中促进硅酸盐形成和加固储层，或者导致孔隙堵塞，这能够用作控制水流的渗透率减低策略。

稳定的注入物

在其他实施方案中，水性预调节剂可以是具有显著水溶性且在温和的热条件下在自然储层温度下在数天到数月的期间在储层中水解出来的羧酸或卤代羧酸的酯。预调节剂从而提供了能够用作冷采技术的减低粘度的溶剂的油溶性醇，并且留下了可以是在后来的热采收方法过程中的二氧化碳产生剂（generator）的羧酸。在一个实例中，预调节剂是柠檬酸酯。

第二类预调节剂可以是在热采收下由注入稳定的前体的热分解产生的那些预调节剂。例如，草酸在SAGD条件下产生二氧化碳。可以使用其他预调节剂，以在热采收条件下热分解产生例如固体过渡金属氧化物相，它可以用于堵塞孔隙，形成阻挡层或者用作储层中的反应剂。实例包括由水溶性过渡金属盐的热采收热前缘（thermal recovery heat front）导致的热分解所形成的过渡金属氧化物。水溶性过渡盐的实例包括三价铁的过渡金属羧酸盐，例如乳酸铁、酒石酸铁或柠檬酸铁，它们在SAGD条件下分解产生氧化铁。

在其他实施方案中，第三类化合物包括能够与原油、地层水或储层矿物反应以形成在储层中产生活性预调节剂的反应系统中的一种组分的预调节剂。一个实例是水溶性硫酸盐（例如硫酸钾）溶液的引入，众所周知，水溶性硫酸盐溶液在约200℃的热采收条件下通过与烃反应而进行热化学硫酸盐还原（TSR），以通过与重油反应而产生硫化物离子。如果已经注入适当的含金属离子的溶液，那么所形成的硫化物离子可以沉淀金属硫化物。固体金属硫化物相可以用于堵塞孔隙，形成阻挡层或者用作采收方法的储层中的反应剂。

改变储层的电性质（electrical property）、地震性质或磁性的预调节剂

在一些实施方案中，所需的预调节效果是能够使用地面或井中磁力测定来获得储层的改进的地球物理学分辨率或者精确的井钻孔导航。在这种实施方案中，水性预调节剂可以具有磁性，且实例包括与多齿羧酸或其他络合剂络合以确保水溶性的磁铁矿纳米颗粒，例如纳米磁铁矿或磁铁矿。磁场能够用于帮助储层中的预调节剂和水的定向流动。地面磁力测定能够用于通过储层磁场的热改变来评价蒸汽室的位置。

在一些实施方案中，选择预调节剂来改变储层的电性质。例如，预调节剂可以是盐水（例如溶于水的氯化钠）以增加储层的导电性，以能够电磁加热储层来改进热采方法的油采收。可选地，导电性改变可以用作测井工具，以使用基于表面电磁或导电性的测井工具来更精确地评价储层形状和蒸汽室位置。

在其他实施方案中，预调节剂被选择用来改变储层的地震性质。在一个实例中，预调节剂是高密度的溴化锌水溶液，并能够局部改变储层的密度性能，且从而改变地震信号，使得能够更精确地使用地震来监控开采过程中的储层。

蒸汽室或开采定位跟踪（Production Allocation Tracking）

在一个实施方案中，预调节剂可以被选择用来提供蒸汽室跟踪的示踪剂注入(tracer flood)。通过将特定的盐加入到预定位置的储层中，所开采的水的组成可以用于估计（通过分析所开采的水）热采收方法过程中的蒸汽室的位置，或者用于估计沿着井眼何地存在开采。因此，通过用是这样一种盐如氯化钾以使得朝着SAGD井对的趾端(toe)或冷采水平井的方向被引入到流动水膜中的预调节剂预调节储层，并且通过在井的跟部附近注入不同的预调节剂如溴化钠溶液，可以通过分析所开采的水组成来实现跟踪，以确定在何地进入井眼开采和在热采收操作中在何地蒸汽室是活性的。

促进储层和注入的流体反应的预调节剂

在一些实施方案中，预调节效果包括注入只有在其与储层流体（通常是油）反应时才变得有活性的组分。例如，水性预调节剂可以是水溶性硫酸盐（例如硫酸钾），并且可以被注入，以在热采收方法中通过有许多文献记载的热化学硫酸盐还原或TSR（即，高于约140℃）方法，经由烃和硫酸盐在高温下的反应，在储层中形成硫化物。该硫化物能够用于与也被注入到储层中的金属离子反应，以产生金属硫化物，它能够具有作为采收方法的一部分的有益效果，或者能够形成硫化氢，硫化氢能够使被开采的任何油有活力和因此改进采收。

促进二氧化碳螯合的预调节剂

预调节剂可以被选择用来通过促进二氧化碳与碳酸盐或硅酸盐的反应而促进二氧化碳螯合。二氧化碳的持久的螯合能够促使低溶解度相如方解石沉淀。这通常受到储层中的钙可用性的限制。水性预调节剂可以是富含钙的盐水，例如氯化钙溶液。

再加压剂

在一些实施方案中，所需的预调节效果是对储层再加压。预调节剂可以是产生气体的预调节剂，例如羧酸如柠檬酸或草酸，或者爆炸物例如硝胺或者RDX（六氢-1,3,5-三硝基-1,3,5-三嗪），所述预调节剂在储层中分解以产生使油有活力和减低粘度的气体，例如二氧化碳，氮气，烷烃如甲烷、乙烷或丙烷，或氢气。

产生新生的(neo-generated)支撑剂的预调节剂

在一些实施方案中，所需的预调节效果是提高通过储层中的水力压裂产生的压裂。例如，在一些采收方法中，例如CSS，或者在从压裂储层如阿尔伯塔的碳酸盐Devonian Grosmont地层中开采重油和沥青时，压裂渗透率的提高是有利的。在这些实施方案中，预调节剂可以是支撑剂，例如矿物颗粒或粘性粘合剂。水性预调节剂通过流动水膜被引入至天然的或产生的压裂中。在一个实例中，储层用水溶性磷酸酯预调节，且然后用包含铝化合物的连续注入来预调节，以便形成磷酸酯的铝盐。这导致了凝胶化，且如果随后开始储层的水力压裂，那么可以更有效地产生支撑压裂。

在预开采储层中安置破乳剂

在一些实施方案中，需要用破乳剂来预调节储层，以在重油或沥青开采过程中减少或消除代价高的油-水乳液形成。在这些实施方案中，预调节剂可以是水溶性的基于聚氧化亚烷基的化合物或者水溶性醇。文献中破乳剂化学品的实例有许多并包括：烷基酚、乙氧基化烷基酚、聚氧烷基化烷基酚树脂（polyoxyalkylated alkyl phenol resin）、聚烷基树脂、烷基酚树脂、烷基酚-醛树脂、烷氧基化烷基酚-醛树脂、聚氧化(polyoxylated)烷基酚-醛缩合物、低聚胺烷氧基化物、烷氧基化羧酸酯、乙氧基化醇、丙烯酸酯-表面活性剂的共聚物、丙烯酸酯-树脂的共聚物、丙烯酸酯-烷基芳族胺的共聚物、羧酸-多元醇的共聚物、烷氧基化丙烯酸酯或甲基丙烯酸酯与乙烯基化合物的共聚物或三元共聚物、单胺烷氧基化物或低聚胺烷氧基化物的缩合物、二羧酸和氧化烯嵌段共聚物、水溶性烷基硫酸盐、烷基磺酸盐、烷基芳族磺酸盐、乙氧基化烷基磺酸盐、膦酸烷基酯、烷基季铵、烷基胺氧化物、烷氧基化聚亚烷基多胺（oxyalkylated polyalkylene polyamine）、聚亚烷基二醇、聚亚烷基二醇醚、丙烯酸烷基酯、聚丙烯酸酯、烷基丙烯酰胺、烷基氨基烷基丙烯酰胺、聚丙烯酰胺或各种破乳剂物质的共混物。此外，某些化学品已知增强破乳剂的性能。存在许多种破乳剂增强剂，例如醇、芳族化合物、羧酸、氨基羧酸、亚硫酸氢盐、氢氧化物、硫酸盐、磷酸盐、多元醇及其混合物。如本文所论述的，廉价的羧酸如柠檬酸和草酸对于沥青和重油储层具有许多有益的预调节效果。

在其他实施方案中，同样的方法可以用于用腐蚀抑制剂或结垢抑制剂、蜡抑制剂或其他防止污垢问题的试剂来预调节储层。在开采之前安置预调节剂可以大大增加它们的效率。

促进或降低不同层内的原地燃烧的预调节剂

在一些实施方案中，所需的预调节效果是分离顶水层或底水层，或者在储层内界定一个室，以有利于原地燃烧。原地燃烧通常用作一些重油和沥青采收方法的一部分。将空气或氧注入到加热的储层中，且油自发燃烧，产生了热和气体，以促进油移动到开采井。燃烧前沿（fire front）的控制是重要的，且在一些方法如THAI方法（采用水平开采井的趾端到跟部（toe-to-heel）原地燃烧方法），焦炭形成层和不完全燃烧优选用于提供空气流至开采井的阻挡层。

在一个实施方案中，原地燃烧的阻挡层可以通过将水溶液引入到包含作为预调节剂的水溶性阻燃剂的流动水膜中来促进，所述水溶性阻燃剂例如磷酸铵、氨基磺酸铵、硅酸钠、硼酸钠、硼酸、溴化苯酚或其他水溶性溴化或卤化有机化合物。

在一些实施方案中，预调节剂可以被选择用来加速需要加速的层中的原地燃烧。在这些实施方案中，预调节剂可以是水溶性氧化剂，例如碱金属氯酸盐、高氯酸盐或过氧化物。当空气供应受限时，这能够有助于防止油的阻塞孔隙的部分氧化而形成焦炭。储层的这种预调节能够更直接控制燃烧前沿。

在一些实施方案中，储层可以在各层中（即富油层内的层）被预调节。即，第一层可以充满有促进有效燃烧的预调节剂，且第二层可以充满有促进焦炭形成和不完全燃烧的预调节剂。

原地废物处理

沥青和重油储层中的水膜提供了能够安全地用作许多有毒化学品的储存库的大容量化学还原环境。如果存在粘性油，那么粘性油能够用作被注入到流动水膜中的有机物质的分配接受器(partitioning receptor)。储层从而可以起着废物处理罐的作用，其中通过用低压水注入将污染物引入到流动水膜中，污染物被螯合至固定油相中。污染物的实例包括油污染的水或普通废水。

来自核工业的许多放射性核素在氧化条件下是可移动的，但在被还原条件下是不能移动的。一些放射性核素如锝难以固定为固态，因为它们的水溶性很高。包含粘性油的储层是储存初始水溶性放射性废物的良好场所，因为它们按地质时标(geological timescale)被密封；它们是在注入后能够将放射性核素固定为水不溶性还原形式的还原环境，且在沥青储层中，它们在天然储层条件下具有减低的流体流动性。

已经描述了几种用于提高重油或沥青的采收的技术的不同实施方案。共同特征是将重油或沥青储层内的流动水膜用作将一种或多种预调节剂输送到储层中的一个或多个特定区域以提供所需的预调节效果的机制。一旦储层已经用预调节剂预调节，就能够开始开采。开采可以采出以前不能回收的重油和沥青。在其他实施方案中，开采是要采出使用预调节剂通过转化由重油或沥青原地产生的石油产品，例如经由生物改质过程开采天然气如甲烷或氢气。

应理解，实施方案并不限于所述的特定系统或方法，其当然可以改变。还应理解，本文所使用的术语仅为了描述特定实施方案的目的，且并不期望是限制性的。如在本说明书中所使用的，单数形式“一（a）”、“一（an）”和“该（the）”包括复数指示物，除非文中另外清楚指出。

已经描述了许多实施方案。然而，应理解，可以进行各种变更，而不偏离本发明的主旨和范围。因此，其他实施方案是在本申请的范围内。

Claims (3)

1.一种处理污染物的方法，其包括：

将包含水溶性污染物的水在低压下注入到包含在油田储层中的流动水膜中，其中油田储层包括重油或沥青中的至少一种；以及

储存在重油或沥青中螯合的污染物。

2.如权利要求1所述的方法，其中所述污染物包括放射性核素。

3.如权利要求1所述的方法，其中所述水被注入到储层的富油层中。

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