CN103773349B - 适用于低渗透油藏的活性水驱油方法 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及一种适用于低渗透油藏的活性水驱油方法，主要解决现有技术中低渗透油藏注入性能差、驱油效率低的问题。本发明通过采用含0.01~1.0wt%聚氧乙烯聚氧丙烯醚烷基苯磺酸盐阴非表面活性剂注入水溶液为活性水的驱油方法，在驱油温度40~100℃、总矿化度（TDS）>200毫克/升注入水条件下，使地下脱水原油与活性水接触，将岩心中的原油充分驱替出来的技术方案，较好地解决了该问题，可用于低渗透油藏的三次采油生产中。

Description

适用于低渗透油藏的活性水驱油方法
技术领域
本发明涉及一种适用于低渗透油藏的活性水驱油方法。
背景技术
低渗透砂岩油藏具有巨大的资源潜力和相对较大的勘探与开发难度，是目前国内外石油地质和石油工程专家们关注的焦点。我国特有的以陆相沉积为主的含油气盆地中，普遍发育有物性较差的低渗透储层，并蕴藏着大量的丰富的石油资源。据国土资源部与国家发改委新一轮石油资源评价，全国石油资源量为1086亿吨（不含台湾和南海），其中低渗透资源为537亿吨，占总资源量的49%；全国累积探明石油地质储量287亿吨，其中低渗透资源为141亿吨，占49.2%，石油剩余资源量799亿吨，其中低渗透资源为431亿吨，占剩余石油资源总量的60%。低渗透油田被称为低渗透、低产能、低丰度的“三低”油田，目前采收率只有20%左右，远低于中、高渗透油藏的采收率（水驱、化学驱可达60%左右），目前在中、高渗透油藏已成功推广应用的聚合物驱大幅度提高采收率的技术，由于其注入压力高而无法在低渗透油藏应用。
表面活性剂驱被认为是可以较大幅度提高采收率、适用范围广、最具发展前景的一种化学剂。表面活性剂驱油技术就是将表面活性剂加入到注入水中，通过降低油水界面张力提高洗油能力来改善驱油效率的一种提高采收率方法。根据加入表面活性剂量以及地下形成的体系性质，表面活性剂驱油方法可分为活性水驱、胶束溶液驱和微乳液驱。表面活性剂驱油首先是由前苏联提出的，于1966年在阿塞拜疆油田3口注入井开展了现场试验，后来在其他10多个油田也开展了小规模的试验，试验区油层最低渗透率在150×10-3μm2以上，属中高渗透油层，结果是随着注采井距的增大提高采收率效果越来越好，当井距在300m以上时，采收率增值为3%~8%，由于成本的制约该技术并未得到推广。对低渗透油藏而言，由于油层启动压力梯度的存在，即使在经济极限井网密度条件下，油层动用程度仍然很低，为此，2002年大庆油田在外围低渗透油田开展了注活性水降压增注试验，2003年在外围低渗透油田和喇、萨、杏油田表外储层开展注活性水驱油试验，其目的是使油水界面张力大大降低，减小相间表面的作用，活化、分散滞留油块或剥离粘附的油膜，借助流动孔隙度的增加，提高油层的流动渗透率，达到降低启动压力、提高注水波及体积和驱油效率的效果。实践证明，活性水驱能够大幅度提高已投入开发区块的原油采收率，并且使一部分在目前经济技术条件下不能动用的储量有效投入开发。
目前驱油用表面活性有阴离子表面活性剂如石油磺酸盐、烷基磺酸盐、烯基磺酸盐和木质素磺酸盐等，复配表面活性剂大多为阴离子表面活性剂和非离子表面活性剂的复配物，并且在使用中加入助剂碱，以便降低油/水界面张力。中国专利CN86107891 、CN02103698、 CN02103697等报道了以烷基苯磺酸盐复配表面活性剂体系应用于提高原油采收率，由于驱油体系为复配化合物，实际应用会出现色谱分离等问题；中国专利CN 1528853、CN 1817431、CN 1066137等相继报道了双酰胺型阳离子型、含氟阳离子型及含吡啶基阳离子双子表面活性剂，但由于阳离子具有吸附损耗大、成本高等缺点。Kraft等考察了在水质矿化度高达220 g/L的条件下，5%聚氧乙烯醚烷基羧甲基钠的微乳体系相态、相变温度(PIT)规律和界面张力，结果表明，该表面活性剂在95℃下3周内基本不分解，吸附损失0.4 mg/g，且无明显的色谱分离，但由于表面活性剂使用量大、成本高，微乳液驱油作为三次强化采油受到了限制。
阴非离子表面活性剂近年来一直是三次采油(EOR)领域研究的热点之一，由于其分子结构中将两种不同性质的非离子基团和阴离子基团设计在同一个表面活性剂分子中，使其兼具阴离子和非离子表面活性剂的优点，优势互补，界面性能优良，可以在很宽的浓度范围内使得油水界面张力保持超低值，有利于降低渗透油藏的注入压力，具有良好的注入性能。针对低渗透油藏，我们理应寻求一种在地层温度下结构稳定，并能与原油形成10-2～10-4mN/m超低界面张力，有效提高原油采收率的活性水驱油体系。本发明所述的正是这种适用于低渗透油藏的含聚氧乙烯聚氧丙烯醚烷基苯磺酸盐阴非表面活性剂的活性水溶液制备方法及其在三次采油中的应用。
发明内容
本发明所要解决的技术问题是现有技术中低渗透油藏注入性能差、驱油效率低的问题，提供适用于低渗透油藏的活性水驱油方法。该方法将含聚氧乙烯聚氧丙烯醚烷基苯磺酸盐阴非表面活性剂的活性水溶液为驱油剂用于驱油过程中，具有注入性能好、在地层温度下驱油效率高的优点。
为了解决上述技术问题，本发明采用的技术方案如下：一种适用于低渗透油藏的活性水驱油方法，将活性水驱油剂在驱油温度40~100℃、总矿化度>200毫克/升注入水条件下，使地下脱水原油与驱油剂接触，将岩心中的原油充分驱替出来，其中所述的活性水驱油剂为含0.01~1.5wt%聚氧乙烯聚氧丙烯醚苯磺酸盐阴非表面活性剂注入水溶液，聚氧乙烯聚氧丙烯醚苯磺酸盐的分子通式为：
（a）
或
（b）
式中：R1为C1～C20的烷基，R2为H或C1～C6的烷基，R3为C1～C30的烷基 ，M为选自碱金属中的任意一种金属离子或铵基，m为乙氧基团EO的加合数，n为丙氧基团PO的加合数，其取值范围为1～20中的任意一个整数，x、y和z为磺酸基团的个数，其取值范围为（x+y）或z的数值为1~5。
上述技术方案中，驱油温度优选范围为60～90℃；所述的注入水总矿化度优选为总矿化度为300～1500毫克/升、水型为NaHCO3型； M优选方案为钾和钠，更优选方案为选自钠；R1优选方案为选自C4～C16的烷基，更优选方案为选自C8～C12的烷基；R2优选方案为H或C1～C4的烷基；R3优选方案为C6～C24的烷基，更优选方案为选自C8～C18的烷基；m、n优选方案为2～10中的任意一个整数，更优选方案为3～8中的任意一个整数；（x+y）或z的数值为1~2。
更优选的技术方案为，所述的驱油温度为60～90℃。更优选的技术方案为，所述的注入水的总矿化度（TDS）为500～1200毫克/升、水型为NaHCO3型。更优选的技术方案为，所述的聚氧乙烯聚氧丙烯醚烷基苯磺酸盐阴非表面活性剂活性水的浓度为0.2~0. 5wt%。更优选的技术方案为，所述碱金属为钾；R1为C6～C12的烷基；R2为H或C1～C3的烷基；R3为C8～C20的烷基；m、n为3～8中的任意一个整数；(x+y）或z的数值2。
此驱油方法具体包括以下步骤：
（1）将岩心恒温烘干至恒重，测量岩心的平均直径及岩心长度，称量岩心干重，测定岩心的气测渗透率；以上述注入水饱和岩心，计算其孔隙体积，于一定驱油温度下，以原油饱和岩心，记录饱和原油的体积。其中，岩心渗透率范围为0.1~100×10-3µm2。
(2) 将所需量的聚氧乙烯聚氧丙烯醚烷基苯磺酸盐加入注入水中，室温至60℃搅拌0.5～3小时，得到所需的活性水驱油剂，测定其与江苏油田沙7脱水原油的油水界面张力。以质量份数计，聚氧乙烯聚氧丙烯醚烷基苯磺酸盐浓度为0.01~1.5wt%。
（3）于40~100℃温度下，以脱水原油饱和岩心，记录饱和原油的体积；再以一定的速度泵入注入水，驱至不再出油为止，计算水驱提高原油的采收率，转注0.1~1pv(岩心孔隙体积)步骤(2)合成的活性水驱油剂后，水驱至含水99%以上，计算在水驱基础上提高原油采收率的百分数。以质量百分比计，聚氧乙烯聚氧丙烯醚烷基苯磺酸盐浓度为0.05~1.0wt%
上述技术方案中，（1）步骤中岩心气测渗透率范围优选为1~50×10-3µm2；（2）步骤中以质量百分比计，聚氧乙烯聚氧丙烯醚烷基苯磺酸盐的用量优选范围为0.03～1.0%；（3）步骤中活性水驱油剂注入PV数优选为0.3~0.6；以质量百分比计，聚氧乙烯聚氧丙烯醚烷基苯磺酸盐的用量优选范围为0.2～0.6%。
本发明所制备的活性水驱油剂中的聚氧乙烯聚氧丙烯醚烷基苯磺酸盐表面活性剂，由于非离子和阴离子基团设计在同一分子内，避免了以往油田中采用阴离子和非离子表面活性剂复配体系使用中产生的色谱分离，同时其分子结构中含有乙氧基（丙氧基）非离子基团和磺酸根阴离子基团，使其兼具阴离子表面活性剂的耐温性能和非离子表面活性剂的耐盐优点，从而赋予了该表面活性剂优良的抗温耐盐性能；聚氧乙烯聚氧丙烯醚烷基苯磺酸盐表面活性剂具有较低的临界胶束浓度cmc，低于传统阴离子表面活性剂1~2个数量级，因而使得该表面活性剂的使用浓度范围宽，可解决油田现场使用过程中因表面活性剂浓度逐步下降而导致的界面张力上升问题，使得表面活性剂在井下运移过程中，即使浓度较低仍可保持超低的油水界面张力，从而能够提高驱油效率；另外，该表面活性剂还具有强乳化性, 遇油后很快形成油水混相乳状液，并使油水界面张力降至超低值, 从而降低油层孔隙中毛细管束缚力, 提高水相渗透率和油水微乳液的运移速度，降低了低渗透油藏的注入压力。
采用本发明的适用于低渗透油藏的活性水驱油方法，可用于地层温度60~90℃、矿化度300～1500毫克/升的NaHCO3型江苏油田沙7区块注入水和原油，以质量百分比计，用量为0.03～1.0wt% 聚氧乙烯聚氧丙烯醚烷基苯磺酸盐，测定了该活性水溶液与江苏油田沙7区块脱水原油之间的动态界面张力值，可达10-2～10-4mN/m的超低界面张力，经物理模拟驱替试验室内评价，该驱油剂能在水驱基础上提高原油采收率可达7.0%，取得了较好的技术效果。
附图说明
图1为岩心驱替试验流程图。
图1中，1为ISCO泵，2为原油，3为注入水，4为活性水，5为六通阀，6为岩心夹持器，7为加热装置，8为加围压，9为取样装置，10为六通阀，11为压力表。
下面通过实施例对本发明作进一步阐述。
具体实施方式
【实施例1】
（1）将洗完油的沙7区块天然岩心恒温烘干至恒重，测量岩心的平均直径及岩心长度，称量岩心干重，测定岩心的气测渗透率；以上述注入水饱和岩心，测试其孔隙体积；以沙7区块脱水原油饱和岩心，记录饱和原油的体积，结果如表1所示。岩心气测渗透率用HKGP-3型致密岩心气体渗透率孔隙度测定仪测定。
表1
(2) 称取壬基苯酚聚氧乙烯（m=3）聚氧丙烯醚（n=3）甲基苯磺酸钠（x+y=1）入注入水（TDS 1200mg/L）中，于30℃搅拌2小时，得到1.0wt%活性水驱油剂母液，以同样矿化度的注入水稀释至不同浓度，测定表面活性剂溶液与江苏油田沙7脱水原油（地层原油粘度为3.51mpa.s）的油水界面张力，测试温度为85℃，结果见表2所示。界面张力由美国德克萨斯大学生产的TX500型旋转滴界面张力仪测定。
表2
浓度wt% 0.03 0.05 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 1.0
界面张力mN/m 0.0235 0.0064 0.0008 0.0021 0.0037 0.0068 0.0054 0.0087 0.0132
（3）于85℃温度下，以0.2ml/min的速度泵入注入水，驱至采出液含水达98%以上，计算水驱提高原油的采收率，转注0.5pv(岩心孔隙体积)步骤(2)合成的0.3wt%壬基苯酚聚氧乙烯（m=3）聚氧丙烯醚（n=3）甲基苯磺酸钠（x+y=1）活性水驱油剂后，水驱至含水99%以上，计算在水驱基础上提高原油采收率的百分数，结果见表3所示。采用的岩心模拟驱油实验流程如图1所示。
表3
岩心号 1-1 1-2 1-3
注入水/PV 5 5 5
活性水/PV 0.5 0.5 0.5
后续水驱/PV 20 20 20
水驱提高采收率/% 44.5 48.5 49.9
活性水驱提高采收率/% 1.9 2.8 3.5
后续水驱提高采收率/% 2.8 3.1 2.9
合计提高采收率/% 4.7 5.9 6.4
总采收率/% 49.2 54.4 56.3
活性水初始注入压力/MPa 1.51 0.86 0.95
活性水终止注入压力/MPa 1.36 0.71 0.76
压力降低百分数/% 10.0 17.2 20.3
【实施例2】
（1）同【实施例1】（1），岩心基本数据及原油饱和度见表4所示。
表4
(2) 称取十二烷基苯酚聚氧乙烯（m=2）聚氧丙烯醚（n=10）苯磺酸钠（x+y=2）入注入水（TDS 1000mg/L）中，于室温搅拌2.5小时，得到1.0wt%活性水驱油剂母液，以注入水稀释至不同浓度，测定其与江苏油田沙7脱水原油（地层原油粘度为3.51mpa.s）的油水界面张力，测试温度为70℃，结果见表5示。界面张力由美国德克萨斯大学生产的TX500型旋转滴界面张力仪测定。
表5
浓度wt% 0.03 0.05 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 1.0
界面张力mN/m 0.0354 0.0102 0.0011 0.0023 0.0043 0.0036 0.0065 0.0034 0.0081
（3）同【实施例1】（3），不同之处为驱油温度70℃，活性水为0.4wt%的十二烷基苯酚聚氧乙烯（m=2）聚氧丙烯醚（n=10）苯磺酸钠（x+y=2）注入水溶液，注入量为0.3pv，结果见表6示。
表6
岩心号 2-1 2-2 2-3
注入水/PV 5 5 5
活性水/PV 0.5 0.5 0.5
后续水驱/PV 20 20 20
水驱提高采收率/% 49.3 55.4 56.5
活性水驱提高采收率/% 1.6 2.3 2.4
后续水驱提高采收率/% 2.4 2.5 2.3
合计提高采收率/% 4.0 4.8 4.7
总采收率/% 53.3 60.2 61.2
活性水初始注入压力/MPa 1.53 0.92 0.89
活性水终止注入压力/MPa 1.36 0.77 0.73
压力降低百分数/% 11.1 16.3 18.0
【实施例3】
（1）同【实施例1】（1），岩心基本数据及原油饱和度见表7示。
表7
(2) 称取辛基苯酚聚氧乙烯（m=6）聚氧丙烯醚（n=2）丁基苯磺酸钠（x+y=1）入注入水（TDS 1500mg/L）中，于40℃搅拌1小时，得到1.0wt%活性水驱油剂母液，以注入水稀释至不同浓度，测定其与江苏油田沙7脱水原油的油水界面张力，结果见表8所示。界面张力由美国德克萨斯大学生产的TX500型旋转滴界面张力仪测定。
表8
浓度wt% 0.03 0.05 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 1.0
界面张力mN/m 0.0435 0.0053 0.0023 0.0012 0.0032 0.0021 0.0054 0.0055 0.0067
（3）同【实施例1】（3），不同之处为活性水为0.6wt%的辛基苯酚聚氧乙烯（m=6）聚氧丙烯醚（n=2）丁基苯磺酸钠（x+y=1）注入水溶液，结果见表9所示。
表9
岩心号 3-1 3-2 3-3
注入水/PV 5 5 5
活性水/PV 0.5 0.5 0.5
后续水驱/PV 20 20 20
水驱提高采收率/% 45.3 48.2 47.8
活性水驱提高采收率/% 2.3 3.6 3.8
后续水驱提高采收率/% 2.9 3.3 3.2
合计提高采收率/% 5.2 6.9 7.0
总采收率/% 50.5 55.1 54.8
活性水初始注入压力/MPa 1.42 0.96 0.89
活性水终止注入压力/MPa 1.22 0.74 0.69
压力降低百分数/% 14.3 23.3 22.5
【实施例4】
（1）同【实施例1】（1），岩心基本数据及原油饱和度见表10所示。
表10
(2) 称取辛醇聚氧乙烯（m=2）聚氧丙烯醚（n=8）丁基苯磺酸钠（z=1）入注入水（TDS 500mg/L）中，于30℃搅拌2小时，得到1.0wt%活性水驱油剂母液以注入水稀释至不同浓度，测定其与江苏油田沙7脱水原油（地层原油粘度为3.51mpa.s）的油水界面张力，测试温度为60℃，结果见表11所示。界面张力由美国德克萨斯大学生产的TX500型旋转滴界面张力仪测定。
表11
浓度wt% 0.03 0.05 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 1.0
界面张力mN/m 0.0677 0.0189 0.0034 0.0007 0.0056 0.0034 0.0035 0.0046 0.0086
（3）同【实施例1】（3），不同之处为驱油温度60℃，活性水为0.2wt%的辛醇聚氧乙烯（m=2）聚氧丙烯醚（n=8）丁基苯磺酸钠（z=1）注入水溶液，注入量为0.6pv，结果见表12所示。
表12
岩心号 4-1 4-2 4-3
注入水/PV 5 5 5
活性水/PV 0.5 0.5 0.5
后续水驱/PV 20 20 20
水驱提高采收率/% 44.8 49.5 48.6
活性水驱提高采收率/% 1.3 2.1 2.0
后续水驱提高采收率/% 2.2 2.2 2.1
合计提高采收率/% 3.5 4.3 4.1
总采收率/% 48.3 53.8 52.7
活性水初始注入压力/MPa 1.52 0.86 0.88
活性水终止注入压力/MPa 1.41 0.71 0.75
压力降低百分数/% 7.2 17.4 11.2
【实施例5】
（1）同【实施例1】（1），岩心基本数据及原油饱和度见表13所示。
表13
(2) 称取十八醇聚氧乙烯（m=6）聚氧丙烯醚（n=2）苯磺酸钾（z=1）入注入水（TDS 300mg/L）中，于60℃搅拌0.5小时，得到1.0wt%活性水驱油剂母液，以注入水稀释至不同浓度，测定其与江苏油田沙7脱水原油（地层原油粘度为3.51mpa.s）的油水界面张力，测试温度为90℃，结果见表14所示。界面张力由美国德克萨斯大学生产的TX500型旋转滴界面张力仪测定。
表14
浓度wt% 0.03 0.05 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 1.0
界面张力mN/m 0.0456 0.0076 0.0053 0.0032 0.0008 0.0016 0.0023 0.0045 0.0078
（3）同【实施例1】（3），不同之处为驱油温度90℃，活性水为0.5wt%的十八醇聚氧乙烯（m=6）聚氧丙烯醚（n=2）苯磺酸钾（z=1）注入水溶液，注入量为0.3pv，结果见表15所示。
表15
岩心号 5-1 5-2 5-3
注入水/PV 5 5 5
活性水/PV 0.5 0.5 0.5
后续水驱/PV 20 20 20
水驱提高采收率/% 47.9 51.7 53.8
活性水驱提高采收率/% 2.3 2.7 2.5
后续水驱提高采收率/% 2.6 3.1 3.0
合计提高采收率/% 4.9 5.8 5.5
总采收率/% 52.8 57.5 59.3
活性水初始注入压力/MPa 1.53 1.06 0.99
活性水终止注入压力/MPa 1.39 0.90 0.85
压力降低百分数/% 9.1 15.1 14.1
【实施例6】
（1）同【实施例1】（1），岩心基本数据及原油饱和度见表16所示。
表16
(2) 称取二十二醇聚氧乙烯（m=8）聚氧丙烯醚（n=2）乙基苯磺酸钠（z=2）入注入水（TDS 1200mg/L）中，于30℃搅拌3小时，得到1.0wt%活性水驱油剂母液，以注入水稀释至不同浓度，测定其与江苏油田沙7脱水原油（地层原油粘度为3.51mpa.s）的油水界面张力，测试温度为85℃，结果见表17所示。界面张力由美国德克萨斯大学生产的TX500型旋转滴界面张力仪测定。
表17
浓度wt% 0.03 0.05 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 1.0
界面张力mN/m 0.0678 0.0357 0.0045 0.0023 0.0013 0.0009 0.0034 0.0026 0.0064
（3）同【实施例1】（3），不同之处为驱油温度80℃，活性水为0.3wt%的二十二醇聚氧乙烯（m=8）聚氧丙烯醚（n=2）乙基苯磺酸钠（z=2）注入水溶液，注入量为0.3pv，结果见表18所示。
表18
岩心号 6-1 6-2 6-3
注入水/PV 5 5 5
活性水/PV 0.5 0.5 0.5
后续水驱/PV 20 20 20
水驱提高采收率/% 46.7 49.9 50.7
活性水驱提高采收率/% 1.9 2.7 3.1
后续水驱提高采收率/% 2.0 2.2 1.9
合计提高采收率/% 3.9 4.9 5.0
总采收率/% 50.6 54.8 55.7
活性水初始注入压力/MPa 1.38 1.13 1.09
活性水终止注入压力/MPa 1.21 0.96 0.91
压力降低百分数/% 12.3 15.0 16.5
【比较例1】
同【实施例1】，不同之处以十八烷基苯磺酸钠替代壬基苯酚聚氧乙烯（m=3）聚氧丙醚烯（n=3）甲基苯磺酸钠（x+y=1），其余相同，岩心基本数据及原油饱和度见表19所示，不同浓度的油水界面张力结果见表20所示，岩心驱替试验结果见表21所示。
表19
表20
浓度wt% 0.03 0.05 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 1.0
界面张力mN/m 5.235 4.176 2.867 1.325 0.568 0.135 0.096 0.087 0.078
表21
岩心号 7-1 7-2 7-3
注入水/PV 5 5 5
活性水/PV 0.5 0.5 0.5
后续水驱/PV 20 20 20
水驱提高采收率/% 48.5 53.1 53.8
活性水驱提高采收率/% 1.5 2.1 2.5
后续水驱提高采收率/% 0.5 0.6 0.5
合计提高采收率/% 2.0 2.7 3.0
总采收率/% 50.5 55.8 56.8
活性水初始注入压力/MPa 1.57 0.82 0.74
活性水终止注入压力/MPa 1.54 0.79 0.69
压力降低百分数/% 1.9 3.6 6.8

Claims (10)

1.一种适用于低渗透油藏的活性水驱油方法，将活性水驱油剂在驱油温度40~100℃、总矿化度（TDS）>200毫克/升注入水条件下，使地下脱水原油与驱油剂接触，将岩心中的原油充分驱替出来，其中所述的活性水驱油剂为含0.01~1.5wt%聚氧乙烯聚氧丙烯醚烷基苯磺酸盐阴非表面活性剂注入水溶液，聚氧乙烯聚氧丙烯醚烷基苯磺酸盐的分子通式为：
（a）
或
（b）
式中：R1为C1～C20的烷基，R2为H或C1～C6的烷基，R3为C1～C30的烷基 ，M为选自碱金属中的任意一种金属离子或铵基，m为乙氧基团EO的加合数，n为丙氧基团PO的加合数，其取值范围为1～20中的任意一个整数，x、y和z为磺酸基团的个数，其取值范围为（x+y）或z的数值为1~5。
2.根据权利要求1所述的适用于低渗透油藏的活性水驱油方法，其特征在于所述的驱油温度为50～95℃。
3.根据权利要求1所述的适用于低渗透油藏的活性水驱油方法，其特征在于所述的注入水的总矿化度（TDS）为300～1500毫克/升、水型为NaHCO3型。
4.根据权利要求1所述的适用于低渗透油藏的活性水驱油方法，其特征在于所述的聚氧乙烯聚氧丙烯醚烷基苯磺酸盐阴非表面活性剂活性水的浓度为0.1~0. 6wt%。
5.根据权利要求1所述的适用于低渗透油藏的活性水驱油方法，其特征在于所述碱金属为钠或钾；R1为C4～C16的烷基；R2为H或C1～C4的烷基；R3为C6～C24的烷基；m、n为2～10中的任意一个整数；(x+y)或z的数值1~2。
6.根据权利要求5所述的适用于低渗透油藏的活性水驱油方法，其特征在于所述碱金属为钠；R1为C8～C12的烷基；R3为C8～C18的烷基；m、n为3～8中的任意一个整数。
7.根据权利要求2所述的适用于低渗透油藏的活性水驱油方法，其特征在于所述的驱油温度为60～90℃。
8.根据权利要求3所述的适用于低渗透油藏的活性水驱油方法，其特征在于所述的注入水的总矿化度（TDS）为500～1200毫克/升、水型为NaHCO3型。
9.根据权利要求4所述的适用于低渗透油藏的活性水驱油方法，其特征在于所述的聚氧乙烯聚氧丙烯醚烷基苯磺酸盐阴非表面活性剂活性水的浓度为0.2~0. 5wt%。
10.根据权利要求5所述的适用于低渗透油藏的活性水驱油方法，其特征在于所述碱金属为钾；R1为C6～C12的烷基；R2为H或C1～C3的烷基；R3为C8～C20的烷基；m、n为3～8中的任意一个整数；(x+y）或z的数值2。
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