CN105555906A - 采油方法 - Google Patents

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CN105555906A CN201480051223.9A CN201480051223A CN105555906A CN 105555906 A CN105555906 A CN 105555906A CN 201480051223 A CN201480051223 A CN 201480051223A CN 105555906 A CN105555906 A CN 105555906A
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Abstract

用于从被至少一个注入井穿透的储层中采收原油的方法，所述方法包括：将包含在含水基液中的锌盐溶液的含水驱替液从所述注入井注入到所述储层中，其中所述含水基液具有200至250,000ppmv（按所述含水基液的体积计每百万份的份数）的总溶解固体（TDS）浓度，以及在标准温度和压力下1.00至2.00厘泊（cP）的粘度；并且其中所述含水驱替液具有10至3,750ppmv的溶解锌浓度。

Description

采油方法
本发明涉及将锌盐的水溶液注入储层以便从中采收原油的方法。
长期以来已知道由于储层的天然能量，从含油储层仅能采收一部分油。所谓的二次采油技术用于从储层中采收额外的油，其最简单的方法是通过用另一介质（通常为水或气体）直接置换。
“水驱法（water-flooding）”是最成功和广泛采用的二次采油方法之一。通常在压力下经注入井将水注入到储集岩中，朝向生产井驱动油穿过岩石。水驱法中使用的水可以是高盐度水，例如海水、河口水、含水层水或产出水（在生产设施中从油和天然气中分离的水）。
水驱法中使用的水也可以是低盐度水。因此，国际专利申请号WO/2008/029124教导了当注入水具有200至12,000ppmv的总溶解固体含量并且注入水的多价阳离子含量与砂岩岩石中所含原生水的多价阳离子含量之比小于1时，来自包含含油砂岩岩层的储层的采油率得以提高（与注入高盐度水相比）。
US5,123,488涉及其中使用两个水平井从地层油储层中移除烃质流体的用于改善驱替效率的方法。将与地层中所含烃质流体不混溶的第一液体注入到较低的水平井中。该第一液体具有大于该烃质流体的比重，这使得烃质流体在地层中向上驱替。随后，将比重大于第一液体的第二液体注入到较低的水平井中。这使得第一液体和烃质流体朝向第二水平井向上驱替。随后，通过上方的水平井从该地层中取出烃质流体。合适的驱替液体据称包括海水、半咸水、盐水溶液及其混合物。还教导了氯化锌和溴化锌可用于形成盐溶液。US5,123,488的表1列举了合适的高密度流体的实例，包括：具有2、4、8、12和70（饱和）重量%的浓度（对应于1.0167、1.0350、1.0715、1.1085和1.9620的20℃下的比重）的ZnCl2溶液；具有2至26（饱和）重量%的浓度（对应于1.0144和1.2025范围内的20℃下的比重）的氯化钠盐水；具有2至24（饱和）重量%的浓度（对应于1.0110和1.1623范围内的20℃下的比重）的氯化钾盐水；和具有2至40（饱和）重量%的浓度（对应于1.0148和1.3957范围内的20℃下的比重）的氯化钙盐水。因此US5,123,488的方法依赖于第一和第二不混溶液体的高密度以便在储层中向上驱替烃质流体。
令人惊讶地，现在已经发现，可以通过向储集岩中注入包含在含水基液中的锌盐溶液的含水驱替液来降低含油储集岩（特别是砂岩岩石）的剩余油饱和度，其中该含水基液（向其中计量加入锌盐以形成含水驱替液）具有200至250,000ppmv的总溶解固体浓度，并且所得含水驱替液具有低浓度的溶解锌。所述剩余油饱和度的降低是与在不存在外加锌盐的情况下（即并未向所述含水基液中计量加入锌盐）使用所述含水基液的水驱相比较。“低浓度的溶解锌”指的是该含水驱替液具有例如最高0.375重量%（3,750ppm）的溶解锌浓度，和优选至少0.001重量%（10ppm）的溶解锌浓度。令人惊讶地，还已经发现采油率增量随着所述含水驱替液的离子强度与所述含水驱替液中溶解锌的摩尔浓度之比的提高（并随着溶解氯与溶解锌的摩尔比的提高）而提高。
由此，根据本发明，提供了一种用于从被至少一个注入井穿透的储层中采收原油的方法，所述方法包括：
由注入井将包含在含水基液中的锌盐溶液的含水驱替液注入到储层中，其中含水基液具有200至250,000ppmv的总溶解固体（TDS）浓度，以及在标准温度和压力下1.00至2.00厘泊（cP）的粘度；并且其中该含水驱替液具有10至3,750ppmv的溶解锌浓度。
单位“ppmv”等价于单位“毫克/升”。
优选地，该含水基液在标准温度和压力下具有1.000至1.210g/cm3的密度。在下文中更详细地讨论含水基液与含水驱替液的密度。
该含水基液的粘度和密度在国际纯粹与应用化学联合会（IUPAC）的“标准温度和压力”（STP）下定义，即273.15K的温度和100kPa的绝对压力。为了避免疑问，优选在不存在任何溶解气体的情况下测定该含水基液的粘度。
不希望被任何理论所束缚，据信在该含水驱替液中的溶解锌释放了原油的附加组分，所述附加组分通过用不存在溶解锌的含水基液对储层进行水驱并不会以不同方式从该储集岩的孔隙中释放。因此，“释放油墙（bankofreleasedoil）”朝向生产井驱扫（swept）穿过该储层。术语“释放油墙”是本领域技术人员公知的，并且是指其中油饱和率由于应用了改进的采油方法而得以提高的一部分储层。由此，本发明的方法的优点在于在生产井处采收增量的油。
在任意特定锌浓度下实现的采油率增量似乎随着该含水基液的盐度（TDS浓度）的提高而提高。因此优选的是，用于形成该含水驱替液的含水基液具有至少1,000ppmv、更优选至少5,000ppmv、再更优选至少10,000ppmv、再更优选至少20,000ppmv、特别是至少30,000、例如至少50,000或至少100,000ppmv的TDS浓度。
优选地，存在于该含水基液中的溶解固体包括选自以下的离子：第IA族金属阳离子（优选钠或钾阳离子及其混合物）、第IIA族金属阳离子（优选钙或镁阳离子及其混合物）、卤素阴离子（优选氟、氯或溴阴离子及其混合物）、硫酸根阴离子、硝酸根阴离子、碳酸氢根阴离子、碳酸根阴离子或有机酸阴离子。存在于该含水基液中的溶解固体优选包含一种或多种这些阳离子和一种或多种这些阴离子的混合物。可以溶解在该含水基液中的优选的有机酸阴离子包括C1至C6有机酸阴离子，例如甲酸根、乙酸根、丙酸根、草酸根或丙二酸根阴离子。优选地，该含水基液中至少90%、更优选至少95%、特别是至少98%的溶解离子选自第IA族金属阳离子、第IIA族金属阳离子和卤素阴离子（基于离子强度）。优选地，该含水基液中至少70%、优选至少75%的溶解离子选自钠阳离子、钾阳离子、氯阴离子和溴阴离子（基于离子强度）。优选地，该含水基液中至少50%、更优选至少60%、例如至少65%的溶解离子是钠阳离子和氯阴离子（基于离子强度）。离子强度I在本文中定义为：
其中ci是离子i的摩尔浓度（mol.dm-3），zi是该离子的电荷数，并且对溶液中的所有离子计算总和（基于溶解固体为游离离子形式的假设）。
可以用作含水基液的合适的水包括海水、河口水、半咸水、产出水（在生产设施中从由含油储层制得的流体中分离的水）、脱盐水（已经从中移除至少一部分溶解固体的水）、含水层水和淡水如湖水和河水。如果需要的话，水的混合物可以用作含水基液。优选地，该含水基液是海水、产出水或其混合物。通常，这些水仅含有痕量的锌，优选小于10ppmv、例如小于5ppmv的锌浓度。如果需要的话，该含水基液可以包含水混溶性助溶剂，例如C1至C4醇，优选甲醇或乙醇、酮，例如丙酮、或二醇，例如乙二醇。优选地，助溶剂以小于5体积%、特别是小于1体积%的量存在于该含水基液中。为了避免疑问，本文中提到的ppm浓度基于溶剂（即水和用于形成该含水基液的任何任选助溶剂）的总体积。
当要避免注入硫酸根阴离子时（由于形成矿物质结垢或储层酸化的风险），该含水基液优选包含硫酸根减少的水。硫酸根减少的含水基液可以通过以下方法制得：使具有高硫酸根浓度的进料水，例如海水、河口水、半咸水、产出水或含水层水与选择性排除硫酸根阴离子并同时允许单价离子如钠和氯离子经由其穿过的纳滤膜接触，由此产生硫酸根阴离子浓度低于进料水的渗透液和硫酸根阴离子浓度高于进料水的渗余液。
该含水驱替液包含锌盐在含水基液中的溶液，这种溶液通过将锌盐计量加入到该含水基液中来形成。通常，该锌盐以提供10至3,750ppmv的在所得含水驱替液中的溶解锌浓度的量计量加入到含水基液中。
合适地，该含水驱替液在注入到储层中之前具有最多3,750ppmv，优选最多3,000ppmv，更优选最多2,500ppmv，再更优选最多2,000ppmv，还更优选最多1,250ppmv，特别地最多1,000ppmv，例如最多750ppmv的溶解锌浓度。合适地，该含水驱替液的溶解锌浓度在注入到该储层中之前为至少10ppmv，优选至少40ppmv，再更优选至少75ppmv，特别地至少100ppmv。优选地，该含水驱替液的溶解锌浓度在注入到储层中之前为40至1,250ppmv，更优选为125至1,000ppmv，例如为150至500ppmv。
溶解锌浓度的下限是当锌盐计量加入到含水基液中时从储集岩中释放和驱替增产的油所需的最小锌浓度，并可以由例如实验室岩心驱替研究来确定。
已经发现，采用本发明的方法实现的采油率增量随着提高的含水驱替液的离子强度与含水驱替液中溶解锌的摩尔浓度之比而提高。含水驱替液中离子强度与溶解锌的摩尔浓度之比优选为至少5:1，更优选至少10:1，再更优选至少100:1，例如，至少1,000:1（基于溶解固体（包括溶解锌）为游离离子形式的假设）。
还已经发现，采用本发明的方法实现的采油率增量随着含水驱替液中提高的溶解氯离子与溶解锌的摩尔比而提高。含水驱替液中溶解氯对溶解锌的摩尔比优选为至少5:1，更优选至少10:1，再更优选至少100:1，例如至少1,000:1。
优选地，计量加入到含水基液中以形成含水驱替液的锌盐可以是卤化锌（优选氯化锌、溴化锌或碘化锌）、水溶性非螯合羧酸锌（优选乙酸锌或乳酸锌）、硫酸锌、亚硝酸锌、硝酸锌、氢氧化锌或碱式碳酸锌。氢氧化锌和碱式碳酸锌可以通过添加酸来变得可溶于含水基液。当要避免注入硫酸根阴离子时（由于形成矿物质结垢或储层酸化的风险），优选不向该含水基液中计量加入硫酸锌。
不希望被任何理论所束缚，优选的是从该含水驱替液中省去锌的螯合剂，如乙二胺四乙酸（EDTA），因为据信螯合的锌物类在释放增量原油方面不那么有效。
本领域技术人员将理解，溶解锌在注入储层前或在储层中在水溶液中存在的形式可以取决于pH。不希望被任何理论所束缚，已经发现锌盐的不溶形式可以在中性或弱碱性pH下从水溶液中沉淀。同样据信，此类不溶性锌盐从溶液中沉淀时的pH可以根据用于制备含水驱替液的含水基液的组成而改变。不溶性锌盐从含水驱替液中沉淀时的pH可以使用例行实验容易地确定。如果需要的话，将含水驱替液的pH调节至在将含水驱替液注入到注入井中之前可溶形式的锌盐存在于含水驱替液中的值。通常，在酸性pH下减轻不溶性锌盐沉淀的风险。因此，在添加锌盐之前或之后，可以将酸加入到含水基液中。或者，酸和锌盐可以同时加入到含水基液中。为了便于调节pH，优选在添加该锌盐之前将酸加入到含水基液中。通常，酸在含水驱替液中的浓度为小于0.5重量%，优选小于0.25重量%，更优选小于0.1重量%，例如小于0.05重量%或小于0.025重量%。由于腐蚀管道和井下设备以及溶解储层中存在的酸溶性材料如碳酸盐胶结物的风险，应当避免使用过量的酸。因此优选的是，该含水驱替液的pH保持高于3的值和低于7的值，例如高于4的值和低于6.5的值。
优选地，该酸是质子酸。合适的质子酸包括盐酸、氢溴酸、氢氟酸、硝酸、硫酸、氨基磺酸，以及有机酸如甲酸、乙酸和丙酸。酸的混合物可用于调节该含水基液的pH。该酸优选以水溶液形式使用。盐酸优选用于调节含水基液的pH，因为这容易以浓缩水溶液形式获得，例如5重量%的水溶液。当合意的是注入具有低硫酸根阴离子浓度的含水驱替液时，优选避免使用硫酸来调节含水基液的pH。
所述含水驱替液穿过的储集岩优选是与油和水缔合的砂岩岩石，无论包含在孔隙中还是在晶粒之间等等。本领域技术人员将理解，注入的含水驱替液将最终缓冲至与储集岩缔合的水（原生水，任何含水层水和任何预先注入的水）的pH。通常，与砂岩储层的储集岩缔合的水的pH为4至8。
该储层的砂岩岩石可以以最多50重量%，例如1至30重量%的量包含除石英之外的矿物。该矿物可以是粘土，特别是蒙脱石类型（如蒙脱土）、叶蜡石类型、高岭土类型、伊利石类型、海绿石类型和绿泥石类型的粘土。优选地，该粘土在从地层中采收原油的条件下是非膨胀的。可以存在于砂岩岩石中的其它矿物的实例包括过渡金属化合物，如氧化物和碳酸盐，例如氧化铁、菱铁矿和斜长石。该砂岩岩石中矿物的平均量可以使用碾碎的地层岩石通过X-射线衍射来测定。
当该含油储层的砂岩岩石含有膨胀粘土，特别是蒙脱石粘土时，可能需要含水驱替液的相对高的TDS来稳定该粘土，由此减轻地层损害的风险。由此，当砂岩岩石含有足以导致地层损害的一定量的膨胀粘土时（例如，大于12重量%的量的膨胀粘土），用于制备含水驱替液的含水基液优选具有8,000ppmv的总溶解固体浓度（TDS）。当砂岩岩石包含不会导致明显的地层损害的量的膨胀粘土时（例如小于12重量%的量的膨胀粘土，例如小于10重量%），用于制备含水驱替液的含水基液可以具有低至200ppmv的TDS。
已经发现，与不存在外加锌盐的情况下使用含水基液水驱相比，本发明的方法中使用的含水驱替液可以提高储集岩对水的渗透率或降低渗透率下降。通常，在使用具有至少5,000ppmv的TDS的含水驱替液进行水驱后，与不存在外加锌盐的情况下使用含水基液的水驱相比时，该储层对水的渗透率提高至少4%，优选至少7%，特别为至少10%。当该含水驱替液具有小于5,000ppmv，例如小于3,000ppmv的TDS时，根据储层的砂岩岩石中膨胀粘土的量，含水驱替液可以提高该储集岩对水的渗透率或降低其渗透率下降。当该含水驱替液具有小于5,000ppmv，例如小于3,000ppmv的TDS时，优选储层的砂岩岩石包含小于12重量%，例如小于10重量%的量的膨胀粘土。
增产采油量（incrementaloilproduction）百分数在本文中定义为：
[(Sor-Sor 1)/(Soi–Sor)]×100
其中Sor是用含水基液实现的剩余油饱和度，Sor 1是用含水驱替液实现的剩余油饱和度，且Soi是初始油饱和度。
通常，可以使用本发明的方法实现的增产采油量比用不存在外加锌盐的含水基液对该储层进行水驱时所实现或预期要实现的增产采油量高至少1%，优选至少3%，更优选至少5%，特别是至少7.5%，例如至少10%。
该储层包含至少一个储集岩的含油层，并优选具有穿透该含油层的至少一个注入井和至少一个生产井。通常，该注入井和生产井是直井。直井在本文中定义为与垂线的偏差小于65度（o），优选小于45o，例如小于25o的井。
在一个优选实施方案中，注入井和生产井可以是大位移井或水平井，条件是这些井不是来自共同垂直井眼的侧钻井（sidetrackwell）。由此，生产井不会覆盖注入井，并且含水驱替液不会在朝向生产井的储集岩的含油层中向上驱替原油。大位移井在本文中定义为与垂线的偏差为65o至80o的井。水平井在本文中定义为与垂线的偏差大于80o的井。
储集岩的含油层中含水驱替液的表观速度在距离注入井大于20英尺的径向距离处通常为0.015至10英尺/天（0.0045至3米/天），更通常为1至4英尺/天（0.3至1.2米/天）。注入井与生产井之间的井间间距L通常为1000至8000英尺（304.8至2438.4米）。因此，释放油墙和含水驱替液可能花费几个月或几年穿透（breakthrough）进入到生产井中。由此，在开始向储层中注入含水驱替液与在生产井处采收增量的油之间存在延迟。
该含水驱替液可以连续地注入到储层中，或以受控孔隙体积（PV）的段塞（slug）形式注入到储层中。受控孔隙体积的段塞可以具有“极低”或“低”的孔隙体积。
“极低孔隙体积段塞”指的是具有小于0.35，优选小于0.3，例如0.05至0.3的孔隙体积，特别是0.1至0.25的孔隙体积的含水驱替液的注入量。
“低孔隙体积段塞”指的是具有0.35至小于1，优选0.4至0.9PV，还更优选0.4至0.8PV，特别是0.4至0.7PV，例如0.4至0.6PV的孔隙体积的含水驱替液的注入量。
不希望被任何理论所束缚，据信含水驱替液的“极低孔隙体积段塞”可以通过与和储集岩缔合的水（原生水、任何含水层水和任何预先注入的水的一种或多种）混合和与随后注入的含水驱动液混合在该储层中被稀释。
可以选择含水驱替液的“极低孔隙体积段塞”中溶解锌的初始浓度，以使得稀释的段塞具有至少10ppmv，优选至少40ppmv，更优选至少75ppmv，特别是至少100ppmv的溶解锌浓度。建模研究可用于确定对于不同尺寸的极低孔隙体积段塞的最佳溶解锌初始浓度。如果需要的话，在含水基液中的锌盐浓缩水溶液的极低孔隙体积段塞可以从注入井注入到储层中，接着注入不含任何外加锌盐或含有非实质量的外加锌盐的含水驱动液（例如，含水驱动液具有小于10ppmv或小于5ppmv的溶解锌浓度），由此通过经由与和储集岩缔合的水混合以及与含水驱动液混合来稀释浓缩溶液，从而在该储层中生成具有10至3,750ppmv范围内的所需溶解锌浓度的含水驱替液。在锌盐的浓缩溶液中溶解锌的浓度通常大于3,750ppmv，优选大于4,000ppmv，特别是大于5,000ppmv，例如大于7,500ppmv。锌盐的浓缩水溶液中溶解锌的浓度优选小于25,000ppm，更优选小于15,000ppmv，特别是小于10,000ppmv。
不希望被任何理论所束缚，据信含水驱替液的“低孔隙体积段塞”不会明显与和储集岩缔合的水（原生水、任何含水层水和任何预先注入的水）混合或与任何随后注入的含水驱动液混合，使得基本未稀释的含水驱替液的离散段塞移动穿过该储层，直到含水驱替液穿透进入到生产井中。
不希望被任何理论所束缚，据信可能存在锌到储层的损失。当含水驱替液连续地或以低孔隙体积段塞形式注入该储层，并随后注入含水驱动液时，优选选择锌浓度的下限以便从显著部分的储层波及区（sweptregion）中释放和驱替增量原油，例如，储层的波及区的至少25%，优选至少50%，例如至少75%。取决于井间距离，可以选择锌浓度的下限，以使得含水驱替液能够从储层的整个波及区有效地实现采油率增量。
如果存在小于300米的相对小的井间间距（如在陆地上可能发生的那样），优选注入高孔隙体积的含水驱替液或甚至在储层的整个寿命期间连续地向注入井中注入含水驱替液。含水驱替液的“高孔隙体积”指的是1至20PV，优选1.1至10.0PV，更优选1.2至5.0PV，例如1.5至2.0PV的量。
当存在大于1千米，例如大于2千米的相对大的井间间距时（如可能发生在近海储层中那样），注入含水驱替液的低孔隙体积段塞或极低孔隙体积段塞可能是优选的。
当向储层中注入“高孔隙体积”的含水驱替液时，设想的是在该储层中，在含水驱替液中溶解锌的浓度在达到相对恒定值之前由于锌到储层的损失而最初可能下降。由此，在该储层中在该含水驱替液中溶解锌的浓度可能取决于多个参数，包括初始溶解锌浓度、锌到储层的损失速率、由储层获取锌的速率、储层温度和含水驱替液穿过储层传播的速率。
当向储层中注入含水驱替液的“低孔隙体积段塞”或“极低孔隙体积段塞”时，将从该储层的生产井中采收增量的油，条件是传播的含水驱替液的段塞中的锌浓度保持处于或高于锌浓度的下限一段足以供该段塞从注入井的近井眼区域移开并深入该储层的时间。
优选的是，溶解锌在传播的含水驱替液的段塞中在注入井与生产井之间的井间距离L的至少30%，优选至少50%，更优选至少75%，特别是100%的储层中位置处保持可测。在含水驱替液段塞中溶解锌的存在可以通过分析由位于注入井和生产井之间的所选井间距离处的观察井（也称为“监视”井）所产生的水或由建模研究来确定。在溶解锌在100%的井间距离处在传播的段塞中保持可测的情况下，通过分析由生产井所产生的水来确定溶解锌的存在。
对于含水驱替液的低孔隙体积段塞，优选的是递增地或连续地提高计量加入到含水基液中以形成段塞的锌盐量。因此，由于锌沿着段塞中的扩散梯度而扩散，在含水驱替液段塞前部损失到储层中的任何锌得到了补充。不希望被任何理论所束缚，这确保了段塞前部处的溶解锌浓度保持高于溶解锌浓度的下限（优选地，至少直到该段塞的前部已经到达井间距离的30%），导致了向段塞前部的清晰边沿（sharpedge）。由此，在将段塞注入储层之前，该段塞初始部分中的溶解锌浓度可以处在等于或接近于溶解锌浓度下限的值，溶解锌浓度在从段塞前部向尾部移动时提高至等于或接近于锌浓度上限的值。或者，计量加入到含水基液中以形成段塞的锌盐量可以递增或连续地减少。由此，在将段塞注入储层之前，流体初始部分中的溶解锌浓度可以处在等于或接近于溶解锌浓度上限的值，溶解锌浓度在从段塞前部向尾部移动时降低至等于或接近于溶解锌浓度下限的值。不希望被任何理论所束缚，段塞初始部分中的高溶解锌浓度确保段塞前部保持高于溶解锌浓度的下限，而不考虑锌到储层浓度的任何损失（优选地，至少直到该段塞的前部已经到达井间距离的30%）。由于这导致了含水驱替液段塞的清晰前部，这也是有利的。锌浓度的“接近于下限”指的是在该下限的1,000ppmv以内，优选在500ppmv以内，更优选在250ppmv以内，特别是在100ppmv以内。锌浓度的“接近于上限”指的是在该上限的2,750ppmv以内，优选在2,000ppmv以内，特别是在1,000ppmv以内。
溶解锌浓度的提高或降低可以以多种方式实现，如在两个或更多个步骤，例如两个至四个步骤中递增地实现。或者，低孔隙体积段塞中的溶解锌浓度可以连续地提高或降低，例如以线性方式。
当低孔隙体积段塞的溶解锌浓度递增地提高或降低时，该段塞将包含多个部分，例如两个至四个部分，其分别具有相继更高或更低的溶解锌浓度。低孔隙体积段塞的这些部分通常各自具有0.05至0.3，优选0.1至0.2的孔隙体积。要理解的是，低孔隙体积段塞的这些部分的尺寸可以相等或不同。本领域技术人员将理解，低孔隙体积段塞的部分中溶解锌的浓度、低孔隙体积段塞的部分的尺寸以及低孔隙体积段塞的部分的数量可以各自独立地改变。
术语“孔隙体积”在本文中用于指注入井与生产井之间的“驱扫孔隙体积”。“驱扫孔隙体积”是对注入井与生产井之间所有流道取平均的被驱替液驱扫过的孔隙体积。当经由具有两个或更多个相关生产井的注入井向储层中注入驱替液时，术语“孔隙体积”指的是该注入井与两个或更多个生产井之间的驱扫孔隙体积。注入井与（一个或多个）相关生产井之间的驱扫孔隙体积可以通过本领域技术人员已知的方法容易地确定。由此，驱扫孔隙体积可以通过以下方法确定：使具有包含在其中的惰性示踪剂的高盐度水由注入井穿过地层至（一个或多个）生产井。还可以使用建模研究来确定驱扫孔隙体积。这些建模研究采用已向其中导入储层的静态地质模型的储层模拟器。通过以下方法获得该静态地质模型：输入地震成像数据和岩石物理数据（如储集岩的孔隙率和渗透率、矿物学数据、储层的初始水饱和度、以及储层的初始油饱和度），由此生成显示该储集岩的层、圈闭和任何断层的储层的三维（3-D）模型并且并入与该储层的一个或多个层相关的岩石物理数据。随后将（一个或多个）注入井与（一个或多个）生产井的位置与附加流体性质如该储集岩对油和水的相对渗透率一起输入到储层模拟器中。储层模拟器随后用于建模经由注入井向储层中注入流体、流体移动穿过该储层的一个或多个层，特别是含油层，以及经由生产井由该储层生产流体。该储层模拟器模型还可以使用四维（4-D）地震成像数据——即在开始由该储层产油后一个或多个时间点获得的地震成像数据进行升级。通过对包含示踪剂的注入流体由注入井向（一个或多个）生产井的移动建模，该储层模拟器可用于确定注入井与一个或多个生产井之间的驱扫孔隙体积。该驱扫孔隙体积不同于使用注入井与（一个或多个）生产井之间（一个或多个）含油层的体积和储集岩孔隙率确定的孔隙体积，因为驱扫孔隙体积考虑了对流动的阻挡，如储集岩渗透率的降低。
如上所述，将锌盐计量加入到含水基液中以形成含水驱替液。该锌盐可以以粉末形式计量加入到含水基液中，例如使用计量料斗系统。该粉末优选储存在干燥惰性气体如氮气的覆盖层下以减少与粉末处理或与粉末水化相关的风险。通常，该粉末包含锌盐的粒子，所述粒子的平均粒径为100微米至5毫米。
或者，可以将锌盐的浓缩溶液（下文中称为“浓缩液”）计量加入到含水基液中，例如，使用计量泵系统。该浓缩液适宜地具有至少10,000ppmv，优选至少15,000ppmv的锌盐浓度，例如20至75重量%，优选30至70重量%，例如40至70重量%的浓度。浓缩液中锌盐浓度的上限是该浓缩液储存条件下的饱和浓度。该浓缩液适宜地储存在注入位点处的容器中。取决于锌盐的浓度，该浓缩液可能是腐蚀性的。因此，合意的是由耐腐蚀钢材如具有最低10.5重量%的铬含量的钢合金来形成该容器。或者，该容器的内表面可以具有由耐腐蚀材料形成的内衬或涂层，所述耐腐蚀材料例如金属（如钛）或聚合物材料。该浓缩液可以使用淡水作为溶剂来制备，条件是将该浓缩液计量加入到含水基液中时形成的含水驱替液具有除锌之外至少200ppmv的溶解固体浓度。该浓缩液还可以使用高盐度水作为溶剂来制备，例如具有1,000至50,000ppmv的TDS浓度的水。该浓缩液的pH优选为酸性以减少该浓缩液储存过程中不溶性锌盐沉淀的风险。当锌盐是氢氧化锌或碱式碳酸锌时，至关重要的是向水中加入酸以酸化水并溶解由此形成浓缩液的锌盐。
当含油储层的砂岩岩石含有足以导致地层损害的一定量的膨胀粘土并且将锌盐以浓缩液形式计量加入到含水基液中时，所得含水驱替液优选具有除锌之外大于8,000ppmv的溶解固体浓度。
可以适宜地控制计量加入到含水基液中的粉末或浓缩液的量以便例如保持含水驱替液中的锌浓度等于或接近于目标浓度，例如在目标浓度的±10%以内。或者，可以按照预先确定的浓度曲线递增或连续地提高或降低计量加入到含水基液中的粉末或浓缩液的量。粉末或浓缩液向含水基液中的计量加入优选是自动的，例如，使用由计算机控制的计量系统。该粉末或浓缩液优选计量加入到注入位点处的注入集管（injectionheader）。
可以设想，当粉末计量加入到含水基液中时，在将含水驱替液注入储层之前，锌盐粒子将充分溶解在含水基液中。
在将含水驱替液注入储层后，可以将含水驱动液注入以驱扫含水驱替液（以及由此驱扫释放油墙）穿过该储层至生产井或保持储层中的压力。通常，这种含水驱动液不含有任何外加的锌盐或含有非实质量的外加锌盐。该含水驱动液优选具有小于10ppmv，特别是小于5ppmv的溶解锌浓度。该含水驱动液可以适宜地是海水、河口水、半咸水、产出水、含水层水、淡水（例如河水或湖水）或脱盐水。当要避免注入硫酸根阴离子时，该含水驱动液可以是硫酸根减少的水，例如，硫酸根减少的海水。该含水驱动液优选是用于制备含水驱替液的含水基液。
当含水基液具有至少20,000ppmv，优选至少30,000ppmv，特别是至少50,000ppmv，例如至少100,000ppmv的TDS时，优选的是该含水驱动液具有的密度比含水基液高不到0.100g/cm3，优选高不到0.050g/cm3，更优选高不到0.010g/cm3。为了避免疑问，可以设想该含水驱动液还可以具有与含水基液相同的密度或低于含水基液的密度，例如比含水驱替液的密度低最多0.250g/cm3的密度。
本发明的方法中使用的含水驱替液可以任选含有一种或多种提高采油率中使用的常规添加剂，因为这些添加剂可以进一步改善来自该储层的采油率。但是，为了避免疑问，在基本不存在此类常规添加剂的情况下用本发明的方法来实现采油率增量，例如，当含水驱替液含有小于1重量%，特别是小于0.5重量%的此类常规添加剂时。
适宜地，任选的常规添加剂可以是增粘添加剂，例如，水溶性增粘聚合物（如聚丙烯酰胺或多糖）或粘弹性表面活性剂。任选添加剂还可以是充当润湿剂、分散剂或乳化剂的常规表面活性剂。
当含水驱替液含有增粘聚合物时，优选该聚合物不具有任何阴离子官能团或任何螯合官能团，因为这些可能从含水驱替液中除去溶解锌。当含水驱替液含有表面活性剂（粘弹性表面活性剂或常规表面活性剂）时，优选该表面活性剂是非离子表面活性剂，或者是具有阳离子头基的表面活性剂。由此，本领域技术人员将理解，由于锌皂沉淀的风险，应当避免具有阴离子头基的表面活性剂。
在不存在增粘添加剂的情况下，含水驱替液的粘度接近于含水基液的粘度。通常，当在标准温度和压力（STP）下测量时，未增粘的含水驱替液具有1.00至2.00厘泊（cP），优选1.00至1.50cP，特别是1.00至1.25cP，例如1.00至1.15cP的粘度。但是，在含水驱替液用于含气水（WIG）驱的情况下（其中向含水驱替液中加入气体如二氧化碳或甲烷），其粘度可以降低至小于1.00cP的值。由此，为了避免疑问，含水驱替液的粘度在不存在任何溶解气体的情况下在STP下测得。当含水驱替液用于WIG驱时，使用本发明的方法实现或预测实现的增产采油量与其中在不存在外加锌盐的情况下将气体添加到含水基液中的WIG驱相关。
在不存在增粘添加剂的情况下，在储层条件下含水驱替液的粘度通常为0.30至2.00厘泊（cP），优选0.30至1.50cP，例如0.30至1.00cP。由于溶解在注入流体中的气体（例如烃气体和/或二氧化碳），在储层条件下含水驱替液的粘度可能低于1.00cP。此外，由于储层的相对高的温度，含水驱替液的粘度在储层条件下可能低于1.00cP。
增粘添加剂可以任选添加到含水驱替液中，以使其粘度更接近地匹配储集岩中所含原油的粘度。通常，所得增粘的含水驱替液在储层条件下具有1至40cP，优选2至30cP，特别是3至30cP的粘度。通常，所得增粘的含水驱替液在标准温度和压力下（在不存在溶解气体的情况下测定）具有大于2cP，优选大于3cP，例如3至40cP的粘度。
可以设想，任何随后注入的含水驱动液可以任选含有常规表面活性剂或增粘添加剂，如增粘聚合物或粘弹性表面活性剂。
通常，含水基液在标准温度和压力下具有小于1.210g/cm3，优选小于1.200g/cm3，更优选小于1.150g/cm3，最优选小于1.100g/cm3，特别是小于1.050g/cm3，例如小于1.030g/cm3的低密度。通常，该基液在标准温度和压力下具有至少1.000g/cm3，优选1.005g/cm3，更优选至少1.010g/cm3的密度。含水基液优选在标准温度和压力下具有1.005至1.200g/cm3，例如1.005至1.150g/cm3或1.005至1.100g/cm3的密度。通常，该含水驱替液（含有外加锌盐）的密度比含水基液的密度高不到0.010g/cm3。通常，增粘的含水驱替液（含有外加锌盐和增粘添加剂）的密度比含水基液的密度高不到0.050g/cm3。
在本发明的方法中，含水驱替液优选在压力下注入到与生产井隔开的至少一个注入井中，以使得含水驱替液通入该储层的至少一个含油层中。含水驱替液穿过该储层的含油层从储集岩中驱替原油，并迫使被驱替的原油在其前方并朝向生产井（由生产井采油）。注入井与生产井优选在横向方向上隔开，即不覆盖。
但是，含水驱替液也可以用于其中井穿透储层的至少一个含油层且该井既用作注入井又用作生产井的方法，也就是说，将含水驱替液注入该井，随后将该井投入到生产（在该行业中称为“吞吐（huffandpuff）”法）。
取决于储层压力，该含水驱替液的注入压力可以为10,000至100,000kPa绝压（100至1,000巴绝压）。优选在高于储层压力和低于储集岩的破裂压力的压力下将含水驱替液注入储层。该注入压力适宜地为低于破裂诱导压力（fractureinductionpressure）至少1000kPa。
本发明的方法可以在二次采油模式中使用，其可以在开始由该储层产油时（省略一次采油）或在储层的自然压力下的一次采油后发生。或者，本发明的方法可以在三次采油模式中使用（例如在用高盐度水或低盐度水水驱后）。
本领域技术人员将理解，在二次采油模式中，流体从注入井注入地层以保持地层中的压力并朝向生产井驱扫原油。在二次采油过程中将含水驱替液（含有溶解的锌盐）注入储层的优点在于已经配制含水驱替液以便从储集岩的孔隙中释放额外的油。因此，可能存在更长的从生产井采收无水原油的周期，由此推迟了水的渗透。此外，即使在水渗透后，与使用含水基液作为注入水相比仍将存在提高的采油率，并可能存在更少的水产出。同样，与使用含水基液作为注入水相比，对于给定体积的产出流体也会存在更少的水产出（更高的油/水比）。如果在开始从储层采油时采用本发明的方法，这些优点也适用。
本领域技术人员将理解，在三次采油中，停止原始流体的注入，并将不同的流体注入储层以提高采油率。由此，在三次采油过程中注入储层的流体是含水驱替液（含有溶解的锌盐），并且在二次采油过程中已经预先注入地层的流体可以是不含锌盐或含有非实质量的锌盐的水，例如自然存在水平的溶解锌，如小于10ppmv，特别是小于5ppmv。通常，预先注入的水可以是海水、河口水、半咸水、产出水、含水层水、河水、湖水、脱盐水或其混合物。
可以存在一个注入井和一个生产井，但是优选存在超过一个注入井和超过一个生产井。在该或各注入井与该或各生产井之间可以存在许多不同的空间关系。注入井可以位于生产井周围。或者注入井可以为两行或更多行，生产井位于各行之间。这种构造称为“井网驱替（patternflood）”，并且本领域技术人员将知道如何操作注入井，以便在水驱处理过程中（二次或三次采油）实现最大采油率。当含水驱替液经由具有两个或更多个相关联的生产井的注入井注入储层，含水驱替液的孔隙体积将是注入井与两个或更多个生产井的驱扫体积。本领域技术人员将理解，根据注入井及其相关联的生产井的空间排布，含水驱替液可以在不同的时间渗透到各生产井中。
具有溶解于其中的锌盐的含水驱替液特别适用于其中与储集岩缔合的油具有至少15°，优选至少20°，更优选至少30°的美国石油学会（API）比重度（例如30至50的API比重度）的储层。通常，与储集岩缔合的油具有溶解于其中的气体。
现在将参考下列实施例来阐述本发明。
岩心驱替设备
下列研究采用在最高75℃的温度、20巴表压（2MPa表压）的孔隙压力和60巴表压（6MPa表压）的封闭压力的非储层条件（在本领域中称为“简化条件”）下运行的岩心驱替设备。该岩心驱替设备使用不含气流体（deadfluid）（在试验条件下不具有溶解气体的油和盐水）。
岩心制备
岩心栓（coreplug）样品（标称3"长×1.5"直径）用于该研究。
但是，本领域技术人员将理解，也可以使用不同尺寸的岩心栓样品。首先将该样品复原，也就是说，用可混溶的溶剂（例如甲醇和甲苯）清洗该样品，使得它们尽可能接近于“水湿”条件。在清洗后，将该样品放入静液压岩心夹持器中，通过使高盐度盐水在背压下流经岩心栓，由此用高盐度盐水饱和样品。在吞吐大约10倍孔隙体积的盐水后，将样品从静液压岩心夹持器中取出，使用下面描述的程序在各样品中建立初始水饱和度。在下表1中给出了高盐度盐水的组成。
初始水饱和度的（S wi ）的获取
至关重要的是，各岩心栓样品具有典型的初始水饱和度（Swi）值。各样品的初始水饱和度通过受限多孔板去饱和技术，使用强的非润湿性气体氮气来实现。该技术是本领域技术人员公知的，在本文中不再赘述。一旦获取初始水饱和度，将样品装载到静液压岩心夹持器中并在背压下用精制油饱和。随后进行分散试验（下文中讨论）以证实所获取的Swi的值。
岩心样品的老化
随后将岩心栓样品装载到岩心夹持器中并将压力和温度缓慢升高至试验条件。
随后经由0.5PV的甲苯段塞通过原油在试验条件下可混溶地驱替该精制油。由此，在注入原油前将甲苯段塞注入该样品。甲苯与精制油和原油均可混溶，因此能够使精制油容易地被原油驱替。在跨越岩心样品的压差稳定后，使用本领域技术人员公知的技术测量原油粘度和岩心样品对原油的有效渗透率。该岩心样品随后在原油中老化一周。在老化期间，一旦原油被置换，随后立即开始进行岩心样品的水驱。最少注入一倍孔隙体积的原油，并且使用足够量的原油来实现跨越样品的恒定压降（压差）。
岩心驱替试验方法
所有岩心驱替在非稳态条件下使用本领域技术人员公知的程序来进行。
使用高盐度盐水进行二次水驱。该盐水以标称4毫升/小时的典型注入速率（其是在储层中水驱的典型前缘推进速率）注入到岩心样品中。在注入盐水的过程中，记录跨越样品的压差并测量由该样品产出的油量。通过使用已经向其中装入多个样品瓶的容积取样器收集由该岩心样品产出的流出物来测定产油量。随后可以测定各样品瓶中所含的油质量以及由此测定由岩心样品产出的油的总质量。产出的油的总体积随后可以由油的密度来计算。
继续用高盐度盐水进行水驱，直到压差、以及产油量读数达到平衡。当在从岩心样品中取出的流出物中不再观察到油时，视为达到了平衡。随后使用本领域技术人员公知的技术测量在剩余（残留）油饱和度下岩心栓样品对水的渗透率。
在使用包含溶解在低盐度含水基液中的锌盐的含水驱替液的岩心驱替试验中，以与采用高盐度盐水的二次水驱相同的注入速率运行使用低盐度水的三次水驱。该三次水驱持续进行，直到压差以及产油量读数达到平衡。随后测量在剩余（残留）油饱和度下岩心栓样品对水的渗透率。使用低盐度水的三次水驱随即后接使用含水驱替液的附加三次水驱，所述含水驱替液通过将锌盐添加到低盐度水中来制备。使用该含水驱替液的三次水驱也持续进行，直到压差以及产油量读数达到平衡。
在使用包含溶解在高盐度基液中的锌盐的驱替液的岩心驱替试验中，省略低盐度基液水驱。以与采用高盐度盐水的二次水驱相同的注入速率运行三次水驱，该三次水驱使用通过将锌盐添加到高盐度盐水中制备的试验含水驱替液。采用试验含水驱替液的三次水驱也持续进行，直到压差以及产油量读数达到平衡。
在岩心驱替工序过程中，收集油和产出的含水流出物的样品并测定在不同的水驱条件下产出的油量。
在水驱工序结束时，通过分散试验（如下所述）测定岩心样品的最终油饱和度，由此在水驱工序过程中确保有效的质量平衡。
分散试验
在制备岩心样品和岩心驱替研究的不同阶段使用分散试验。分散试验的目的是测量在不同实验阶段该岩心样品中的流体体积。例如，对处于100%水饱和度的岩心样品进行的分散试验将提供该岩心样品的孔隙体积和孔隙率，对在初始水饱和度（Swi）下或在剩余油饱和度（Sor）下的岩心样品进行的分散试验将提供这些饱和度值的量度。由此，分散试验结果提供在岩心驱替研究过程中获得的容积数据的质量保证。
在分散试验中，位于岩心样品孔隙空间中的未掺杂流体可以被掺杂流体可混溶地驱替，或者位于岩心样品孔隙空间中的掺杂流体可以被未掺杂流体驱替。由此，未掺杂的含水流体可以被“碘化物”掺杂的含水流体可混溶地驱替（或反之亦然），而未掺杂的油质流体可以被“碘癸烷”掺杂的油质流体可混溶地驱替（或反之亦然）。掺杂的油质流体可以是掺杂的精制油。通过取得流出物的样品经时测定可混溶驱替的流体（流出物）的密度。当取得流出物的各个样品时，将流出物样品的密度归一化至掺杂流体的密度（ρ样品=ρ流出物/ρ掺杂流体）并将归一化的密度对从岩心中驱替的流出物的体积绘图。随后由流出物样品中存在的驱替流体的体积来计算岩心样品中移动流体（含水或油质流体）的体积。由此，可以由流出物样品的密度和体积推导移动流体的体积。当驱替流体的归一化密度为0.5时，该岩心样品的孔隙空间中移动流体的体积也就是从岩心样品中驱替的流出物的体积。
当对100%水饱和度下的岩心样品进行分散试验时，使用含水流体，并且该试验给出岩心样品的总孔隙体积的值。
当使用初始水饱和度Swi下的岩心样品进行分散试验时，该岩心样品的孔隙体积的一部分被移动油相占据，孔隙体积的剩余部分被不移动的水相占据。该分散试验因此使用碘癸烷掺杂的油（油质流体）作为驱替液。因此，在Swi下岩心样品的孔隙空间中的含水流体体积为：
含水流体体积=总孔隙体积–油的体积。
当使用剩余油饱和度Sor下的岩心样品进行分散试验时，该岩心样品的孔隙体积的一部分被移动的含水相占据，孔隙体积的剩余部分被不移动的油相占据。该分散试验因此使用碘化物掺杂的含水流体。因此，在Sor下岩心样品的孔隙空间中的油体积为：
油体积=总孔隙体积–含水流体体积。
因此，只要岩心样品的总孔隙体积已经确定，岩心样品中残留的油的体积就可以确定。
如上所述，在岩心驱替工序过程中，收集产出的油和产出的含水流出物的样品，并测定在不同水驱条件下产出的油的体积。
随后由下式计算增产采油量百分数：
[(Sor-Sor 1)/(Soi–Sor)]×100。
由下式计算Soi（初始油饱和度）：
Soi=(烃孔隙体积)/总孔隙体积。
由使用初始水饱和度Swi下的岩心样品进行的分散试验来测定烃孔隙体积。由分散试验测定总孔隙体积，其中该岩心样品的所有孔隙体积均被水充满，即在获取Swi之前。
随后由二次水驱过程中产出的油的体积计算剩余油饱和度Sor：
Sor=Soi–[由二次水驱产出的油/总孔隙体积]。
使用三次水驱过程中产出的油的体积确定Sor1：
Sor 1=Sor-[在三次水驱中产出的油/总孔隙体积]。
产出的油的总量与岩心的最终剩余油饱和度（如由分散试验所测定的那样）进行比较以确保水驱过程中有效的质量平衡。
表1：试验中使用的盐水组成
流体1 (人造海水) 流体2 (低盐度水) 流体3 (高盐度盐水)
盐 mg/L (ppmv) mg/L (ppmv) mg/L (ppmv)
NaHCO3 191.4 6.3 202.4
CaCl2·2H2O 1467.1 48.1 46463.0
MgCl2·6H2O 10639.8 349.0 25395.0
KCl 724.6 23.8 0.0
NaCl 23478.1 770.1 147111.5
总溶解固体 30489 1000 194304
实施例1
使用上述试验方法，用储层岩心1在简化条件（72℃的温度和20巴表压的压力）下进行岩心驱替试验。储层岩心1是具有通过X-射线衍射测得的78.5重量%的石英含量和10.2重量%的总粘土含量的砂岩岩石。将通过向流体2（表1的低盐度水）中加入100ppmv的氯化锌形成的含水驱替液注入该岩心，随后是使用流体1（表1的人造海水）的二次水驱和使用流体2的三次水驱。结果显示在下表2中。可以看出，与使用流体1的基线二次水驱和与使用流体2的三次水驱相比存在采油率增量。
表2
流体 增产油量 (%) Cl/Zn摩尔比 离子强度与Zn摩尔浓度之比 渗透率，K，(mD) 超过二次水驱的渗透率提高%*
使用流体1的二次水驱 不适用 ∞ ∞ 2.61 不适用
使用流体2的三次水驱 4.2% ∞ ∞ 2.70 3
使用流体2+100 ppmv ZnCl2的三次水驱 0.8% 26.0:1 27.9:1 3.23 24
*[(三次水驱后的渗透率-二次水驱后的渗透率)/二次水驱后的渗透率]×100。
实施例2
用储层岩心2在72℃的温度和20巴表压的压力下进行简化条件岩心驱替试验。储层岩心2是具有通过X-射线衍射测得的78.3重量%的石英含量和9.6重量%的总粘土含量的砂岩岩石。将通过向流体2（表1的低盐度水）中加入200ppmv的氯化锌形成的含水驱替液注入该岩心，随后是使用流体1的二次水驱和使用流体2的三次水驱。结果显示在下表3中。可以看出，与使用流体1的基线二次水驱和与使用流体2的三次水驱相比存在采油率增量。
表3
流体 增产油量(%) Cl/Zn摩尔比 离子强度与Zn摩尔浓度之比 渗透率，K，(mD) 超过二次水驱的渗透率提高%*
使用流体1的二次水驱 不适用 ∞ ∞ 6.03 不适用
使用流体2的三次水驱 0.12% ∞ ∞ 6.46 7
使用流体2 + 200 ppmv ZnCl2的三次水驱 1.96% 14.0:1 14.4:1 6.45 7
*[(三次水驱后的渗透率-二次水驱后的渗透率)/二次水驱后的渗透率]×100。
实施例3
用储层岩心3在72℃的温度和20巴表压的压力下进行简化条件岩心驱替试验。储层岩心3是具有通过X-射线衍射测得的81.6重量%的石英含量和7.4重量%的总粘土含量的砂岩岩石。使用流体1（表1的人造海水）的二次水驱后接使用含有1000ppmv的氯化锌的流体1的三次水驱。结果显示在下表4中。可以看出，与使用流体1的基线二次水驱相比存在采油率增量。
表4
流体 增产油量(%) Cl/Zn摩尔比 离子强度与Zn摩尔浓度之比 渗透率，K， (mD) 超过二次水驱的渗透率提高%*
使用流体1的二次水驱 不适用 ∞ ∞ 7.09 不适用
使用流体1 + 1000 ppmv ZnCl2的三次水驱 3.1% 75.7:1 82.9:1 9.28 31
*[(三次水驱后的渗透率-二次水驱后的渗透率)/二次水驱后的渗透率]×100。
实施例4
用储层岩心4在55℃的温度和20巴表压的压力下进行在简化条件下的岩心驱替试验。储层岩心4是具有通过X-射线衍射测得的79.6重量%的石英含量和10.8重量%的总粘土含量的砂岩岩石。使用流体3（表1的高盐度盐水）的二次水驱后接使用含水驱替液的三次水驱，所述含水驱替液通过向流体3中加入400ppmv的氯化锌来形成。结果显示在下表5中。可以看出，与使用流体3的基线二次水驱相比存在采油率增量。
表5
流体 增产油量 (%) Cl/Zn摩尔比 离子强度与Zn摩尔浓度之比 渗透率，K， (mD) 超过二次水驱的渗透率提高%*
使用流体3的二次水驱 不适用 ∞ ∞ 2.42 不适用
使用流体3+ 400ppmv ZnCl2的三次水驱 3.8% 1160.4:1 1310.5:1 3.03 25
*[(三次水驱后的渗透率-二次水驱后的渗透率)/二次水驱后的渗透率]×100。
实施例5至7
使用上述试验方法，分别用储层岩心5至7在20巴表压的压力下和在40、55和72℃的渐增温度下进行在简化条件下的岩心驱替试验。储层岩心5至7取自相同的砂岩储层，并在物理和化学性质方面尽可能接近地匹配。该岩心具有通过X-射线衍射测得的78重量%至90重量%的石英含量和5至9重量%的总粘土含量。对于各岩心驱替，使用流体1（表1的人造海水）的二次水驱后接使用含有1000ppmv的氯化锌的流体1的三次水驱。结果显示在下表6至8中。可以看出，对于各岩心驱替试验观察到增量的油。
表6–储层岩心5的岩心驱替试验（在40℃的温度下）
流体 增产油量 (%) 渗透率，K，(mD) 超过二次水驱的渗透率提高%*
使用流体1的二次水驱 不适用 13.7 不适用
使用流体1 + 1000 ppmv ZnCl2的三次水驱 2.1 2.3
*[(三次水驱后的渗透率-二次水驱后的渗透率)/二次水驱后的渗透率×100。
表6–储层岩心6的岩心驱替试验（在55℃的温度下）
流体 增产油量 (%) 渗透率，K，(mD) 超过二次水驱的渗透率提高%*
使用流体1的二次水驱 不适用 12.1 不适用
使用流体1 + 1000 ppmv ZnCl2的三次水驱 2.1 9.1
*[(三次水驱后的渗透率-二次水驱后的渗透率)/二次水驱后的渗透率×100。
表7–储层岩心7的岩心驱替试验（在72℃的温度下）
流体 增产油量 (%) 渗透率，K，(mD) 超过二次水驱的渗透率提高%*
使用流体1的二次水驱 不适用 8.3 不适用
使用流体1 + 1000 ppmv ZnCl2的三次水驱 2.3 17.8
*[(三次水驱后的渗透率-二次水驱后的渗透率)/二次水驱后的渗透率×100。

Claims (29)

1.从被至少一个注入井穿透的储层中采收原油的方法，所述方法包括：
将包含在含水基液中的锌盐溶液的含水驱替液从所述注入井注入到所述储层中，其中所述含水基液具有200至250,000ppmv（按所述含水基液的体积计每百万份的份数）的总溶解固体（TDS）浓度，以及在标准温度和压力下1.00至2.00厘泊（cP）的粘度；并且其中所述含水驱替液具有10至3,750ppmv的溶解锌浓度。
2.如权利要求1中所要求保护的方法，其中所述储层被至少一个注入井和至少一个生产井穿透，并经由所述生产井从所述储层中采油。
3.如权利要求1中所要求保护的方法，其中，在向所述储层中注入所述含水驱替液后，所述注入井由注入切换为生产，并经由所述注入井从所述储层中采油。
4.如前述权利要求任一项中所要求保护的方法，其中将所述含水驱替液以二次采油模式或以三次采油模式注入到所述储层中。
5.如前述权利要求任一项中所要求保护的方法，其中所述含水基液中至少90%，优选至少95%，特别是至少98%的溶解固体选自第IA族金属阳离子、第IIA族金属阳离子和卤素阴离子（按所述含水基液的离子强度计）。
6.如前述权利要求任一项中所要求保护的方法，其中所述含水基液具有至少1,000ppmv，优选至少10,000ppmv的总溶解固体浓度。
7.如前述权利要求任一项中所要求保护的方法，其中所述含水基液具有在标准温度和压力下的1.000至1.210g/cm3的密度。
8.如前述权利要求任一项中所要求保护的方法，其中所述含水基液以小于5体积%，特别是小于1体积%的量包含水混溶性助溶剂。
9.如前述权利要求任一项中所要求保护的方法，其中所述含水基液包含硫酸根减少的水。
10.如前述权利要求任一项中所要求保护的方法，其中所述含水驱替液通过在所述储层的注入位点处将锌盐以下列形式计量加入到所述含水基液中来形成：（a）干燥粉末或（b）包含浓度为20至75重量%的所述锌盐的水溶液的浓缩液，条件是在所述含水驱替液中溶解固体的浓度除溶解锌之外为至少200ppmv。
11.如权利要求10中所要求保护的方法，其中计量加入到所述含水基液中的所述锌盐是卤化锌、水溶性非螯合羧酸锌、硫酸锌、亚硝酸锌、硝酸锌、氢氧化锌或碱式碳酸锌。
12.如权利要求10或11中所要求保护的方法，其中在添加所述锌盐之前或之后将酸添加到所述含水基液中。
13.如权利要求10或11中所要求保护的方法，其中将酸和所述锌盐同时加入到所述含水基液中。
14.如权利要求12或13中所要求保护的方法，其中所述含水驱替液的pH保持高于3的值和低于7的值，例如，高于4的值和低于6.5的值。
15.如前述权利要求任一项中所要求保护的方法，其中所述含水基液中至少50重量%，更优选至少60重量%的溶解固体是钠阳离子和氯阴离子（按所述含水基液的离子强度计）。
16.如权利要求15中所要求保护的方法，其中所述含水驱替液中溶解氯离子与溶解锌的摩尔比为至少5:1，优选至少10:1，特别是至少100:1。
17.如前述权利要求任一项中所要求保护的方法，其中所述含水驱替液的离子强度与溶解锌的摩尔浓度之比为至少5:1，优选至少10:1，特别是至少100:1（基于所述溶解固体为游离离子的形式）。
18.如前述权利要求任一项中所要求保护的方法，其中所述含水驱替液以0.35至小于1PV，更优选0.4至0.9PV，还更优选0.4至0.8PV，再更优选0.4至0.7PV，例如0.4至0.6PV或0.5至0.6PV的低孔隙体积量注入到所述储层中。
19.如前述权利要求任一项中所要求保护的方法，其中所述含水驱替液具有10至1000ppmv，更优选50至750ppmv，例如100至500ppmv的溶解锌浓度。
20.如前述权利要求任一项中所要求保护的方法，其中将增粘的含水驱替液注入到所述储层中，其中所述增粘的含水驱替液通过将增粘剂和锌盐计量加入到所述含水基液中或通过将增粘剂计量加入到所述含水驱替液中来形成，并且所得增粘的含水驱替液在储层条件下具有1至40cP，优选1.5至30cP，特别是3至30cP的粘度。
21.如权利要求2中所要求保护的方法，其中将含水驱动液注入到所述储层中以驱扫所述含水驱替液穿过所述储层至所述生产井。
22.如权利要求21中所要求保护的方法，其中所述含水基液具有至少20,000ppmv的TDS，并且所述含水驱动液具有比所述含水基液高不到0.199g/cm3的密度。
23.从被至少一个注入井穿透的储层中采收原油的方法，其中所述储层包含具有与岩石缔合的原油和水的多孔且可渗透岩石，所述方法包括：
（a）将锌盐在含水基液中的浓缩溶液以小于0.35PV，优选以0.05至0.3PV的极低孔隙体积量从所述注入井注入到所述储层中，其中所述含水基液具有200至250,000ppmv（按所述含水基液的体积计每百万份的份数）的总溶解固体（TDS）浓度，以及在标准温度和压力下1.00至2.00厘泊（cP）的粘度，并且所述浓缩水溶液中溶解锌的浓度为大于3750ppmv且小于25,000ppmv，优选在5,000至10,000ppmv的范围中；和
（b）注入不含任何外加锌盐的含水驱动液，由此通过用所述含水驱动液和用与所述储集岩缔合的水进行稀释，从而在所述储层中形成具有10至3,750ppmv的溶解锌浓度的含水驱替液。
24.如权利要求23中所要求保护的方法，其中所述含水基液如权利要求5、6、7、8、9或15任一项中所限定的那样。
25.如权利要求23或24中所要求保护的方法，其中所述含水驱替液如权利要求16、17或18任一项中所限定的那样。
26.如前述权利要求任一项中所要求保护的方法，其中所述含水驱替液含有一种或多种提高采油率中使用的常规添加剂。
27.如权利要求26中所要求保护的方法，其中任选的常规添加剂是增粘添加剂，例如水溶性增粘聚合物或粘弹性表面活性剂。
28.如权利要求27中所要求保护的方法，其中所述含水驱替液含有增粘聚合物，并且所述聚合物不具有任何阴离子官能团或任何螯合官能团。
29.如权利要求26中所要求保护的方法，其中所述含水驱替液含有表面活性剂，所述表面活性剂是非离子表面活性剂或是具有阳离子头基的表面活性剂。
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