CN103867169A - 气溶性表面活性剂用于二氧化碳驱油流度控制中的方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及气溶性表面活性剂用于二氧化碳驱油流度控制中的方法，步骤如下：将气溶性表面活性剂与超临界二氧化碳按质量分比为0.1%～1.5%的比例混合均匀，混合时的压力为7～20MPa，温度为40℃～90℃，然后注入油藏中；本发明首次将气溶性表面活性剂应用于二氧化碳驱油中，选用的气溶性表面活性剂在水及超临界二氧化碳中均具有一定的溶解度，采用该类表面活性剂进行地下起泡控制二氧化碳流度时，其注入方式可以选用水相携带注入地下，也可以选用超临界二氧化碳相携带注入地下，从而使得其既能够适用于低渗透油藏二氧化碳驱油过程中的流度控制，又能适用于常规油藏以及高渗透油藏二氧化碳驱油过程中的流度控制。

Description

气溶性表面活性剂用于二氧化碳驱油流度控制中的方法

技术领域

本发明涉及气溶性表面活性剂用于二氧化碳驱油流度控制中的方法，属于二氧化碳驱油助剂技术领域。

背景技术

近年来，由于人类对煤、石油、天然气等化石燃料的过度依赖，工业和人类生活过程中产生的温室气体排放量日益增加，由此导致的温室效应正在严重威胁着人类赖以生存的环境。在人类排放的温室气体中，65%以上为二氧化碳，这些二氧化碳中又有大约69%是与能源供应和使用相关。如何既能实现温室气体的减排，又能满足人类日益增长的能源需求成为国际社会面临的一个重大问题。CCUS（Carbon Capture，Utilization and Storage）即碳捕获、利用与封存技术，是CCS（Carbon Capture and Storage）技术新的发展趋势，即把生产过程中排放的二氧化碳进行提纯，继而投入到新的生产过程中，可以循环再利用，而不是简单地封存，与CCS相比，可以将二氧化碳资源化，能产生经济效益，更具有现实操作性。目前中国的首要任务是保障发展，CCS技术建立在高能耗和高成本的基础上，该技术在中国的大范围推广与应用是不可取的，中国当前应当更加重视拓展二氧化碳资源性利用技术的研发。为此，中国国家科学技术部制定了《“十二五”国家碳捕集利用与封存科技发展专项规划》，该规划指出CCUS是应对全球气候变化的重要技术选择，世界主要国家均将CCUS技术作为抢占未来低碳竞争优势的重要着力点，发展和储备CCUS技术将为我国低碳绿色发展和应对气候变化提供技术支撑。

二氧化碳驱油技术是一种将二氧化碳作为驱油剂注到油藏中，利用注入的二氧化碳能够降低原油粘度、改善油水流度比、使原油体积膨胀、增加油藏能量的特性，实现提高油气开采效率的一种三次采油技术，该技术是CCUS的最佳方案之一。

然而，在二氧化碳驱油技术进行现场应用时，由于二氧化碳具有较低的粘度和密度，在驱替过程中会发生粘性指进和重力分异现象。粘性指进使注入的二氧化碳绕过被驱替的原油而窜流，降低了波及效率，当地层中存在裂缝时，这种现象会更加严重。因此，改善注气效果的关键环节是控制二氧化碳的流度，减缓气窜。

目前，常用的控制二氧化碳流度的技术有水气交替注入技术、泡沫驱技术。其中，水气交替注入技术能够利用注入水降低二氧化碳的相对渗透率，从而降低它的流动特性，以控制气体的指进，改善波及状况。但是，对于低渗透油藏会存在注水井吸水能力差，注水压力高，甚至存在“注不进”现象。泡沫驱技术由于泡沫自身所具有的“堵大不堵小，堵水不堵油”的性质被用于控制二氧化碳流度。但是，常规泡沫驱所采用的起泡剂一般为水溶性表面活性剂，注入方式多为起泡剂溶液和二氧化碳气体段塞式注入，当其用于低渗透油藏时也会存在由于注水注不进去导致起泡剂溶液无法注入的情况，从而无法采用泡沫流体来控制二氧化碳流度。另外，由于常规泡沫驱所采用的起泡剂为水溶性表面活性剂，当泡沫在地层中破灭后，由于二氧化碳会在重力分异作用下上浮，导致气液分离，无法形成泡沫再生，难以实现深部封窜，从而达不到有效控制二氧化碳流度的目的。

发明内容

本发明针对现有技术的不足，提供一种气溶性表面活性剂用于二氧化碳驱油流度控制中的方法。该技术可以进一步推动二氧化碳驱油技术在我国大规模的应用，实现二氧化碳驱油过程中对二氧化碳流度的有效控制，扩大其波及体积，提高其驱油效果，为实现二氧化碳减排和利用的双赢奠定基础。

本发明技术方案如下：

一种气溶性表面活性剂用于二氧化碳驱油流度控制中的方法，步骤如下：

将气溶性表面活性剂与超临界二氧化碳按质量分比为0.1%～1.5%的比例混合均匀，混合时的压力为7～20MPa，温度为40℃～90℃，然后注入油藏中；

或者，

将气溶性表面活性剂与水按体积百分比0.1%～5%的比例在常温常压下混合均匀，制得气溶性表面活性剂溶液；然后将气溶性表面活性剂溶液与超临界二氧化碳交替分别注入油藏中，气溶性表面活性剂与超临界二氧化碳的注入质量比为1：（1～3）；

所述气溶性表面活性剂在温度30℃～90℃、压力7Mpa～20MPa条件下的超临界二氧化碳中的溶解度为0.2wt%～2.5wt%，在水中的浊点温度为60℃～90℃。

根据本发明优选的，所述的气溶性表面活性剂为含有亲二氧化碳基团的气溶性表面活性剂。

根据本发明进一步优选的，所述亲二氧化碳基团为聚氧乙烯基团、聚氧丙烯基团、聚六氟氧丙烯或硅氧烷。

最优的，所述的气溶性表面活性剂为脂肪醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚或壬基酚聚氧乙烯醚。

根据本发明优选的，所述气溶性表面活性剂与超临界二氧化碳按质量百分比为0.3%的比例混合，混合压力为10MPa，温度为50℃。

根据本发明优选的，所述气溶性表面活性剂与水按体积百分比为0.5%的比例混合。

根据本发明优选的，所述气溶性表面活性剂与超临界二氧化碳的注入质量比为1:2。

本发明选取的气溶性表面活性剂具有以下特点：

能够适度溶解于超临界二氧化碳中，并且在水相中也具有一定的溶解度，该类表面活性剂无论以溶解于水中的方式注入地层中，与后续注入的超临界二氧化碳气体形成的泡沫，还是以溶解于超临界二氧化碳中的方式注入地层中，与后续注入的水形成的泡沫，均具备一定的稳定性及封堵的有效性；并且该类表面活性剂对环境无污染，价格廉价，适合大规模应用。

有益效果

1、本发明首次将气溶性表面活性剂应用于二氧化碳驱油中，选用的气溶性表面活性剂在水及超临界二氧化碳中均具有一定的溶解度，采用该类表面活性剂进行地下起泡控制二氧化碳流度时，其注入方式可以选用水相携带注入地下，也可以选用超临界二氧化碳相携带注入地下，从而使得其既能够适用于低渗透油藏二氧化碳驱油过程中的流度控制，又能适用于常规油藏以及高渗透油藏二氧化碳驱油过程中的流度控制；

2、本发明选用的气溶性表面活性剂在超临界二氧化碳中具有一定的溶解度，因而采用该类表活剂进行二氧化碳流度控制时，由于在泡沫运移过程中泡沫破灭后，溶解有一定浓度气溶性表面活性剂的超临界二氧化碳上浮过程中会与地层水接触后再次起泡，从而提高该类泡沫的破灭再生性能，能够实现二氧化碳的深部流度控制。

附图说明

图1为实施例1所述的基于气溶性表面活性剂的低渗透油藏二氧化碳驱流度控制流程图；

1、高压储罐；2、地面注入设施；3、注入井；4、低渗透油藏。

图2为实施例2所述的基于气溶性表面活性剂的普通及高渗透油藏二氧化碳驱流度控制流程图；

5、储水罐；6、地面注入设施；7、注入井；8、地面注入设施；9、高压储罐；10、油藏。

图3为实施例3所述的基于气溶性表面活性剂的超临界二氧化碳泡沫破灭-再生示意图；

11、泡沫；12、近井地带；13、超临界二氧化碳；14、水；15、油藏深部区域。

图4为实施例3的整个实验过程中各阶段的岩心入口的稳定压力的柱状图；

图5为实施例4的整个实验过程中各阶段的岩心入口的稳定压力的柱状图；

图6为实施例5的非均质岩心的渗透率分布示意图；

图7为实施例5气溶性表面活性剂为2EH-PO5-EO9的实验过程中各阶段的岩心入口的压力随注入过程的变化曲线；

图8为实施例5表面活性剂为SDS的实验过程中各阶段的岩心入口的压力随注入过程的变化曲线。

具体实施方式

下面结合说明书附图及实施例对本发明的技术方案做进一步说明，但本发明所保护范围不限于此。

原料来源

实施例1、实施例2、实施例3和实施例5～9所述脂肪醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚购自美国陶氏化学公司，结构式如下：

其中：m=5～15，n=4～5。

实施例4所述壬基酚聚氧乙烯醚，购自美国陶氏化学公司，结构式如下：

其中：n=5～25。

实施例1

一种气溶性表面活性剂用于二氧化碳驱油流度控制中的方法，步骤如下：

将脂肪醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚与超临界二氧化碳按质量百分比为0.3%的比例混合均匀，混合时的压力为10MPa，温度为50℃，然后按现有常规技术注入低渗透油藏中。

图1是实施本实施例方法的低渗透油藏二氧化碳驱流度控制流程图，包括：高压储罐1、地面注入设施2、注入井3、低渗透油藏4。将脂肪醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚溶解于高压储罐1所储存的超临界二氧化碳中，然后利用地面注入设施2将携带有气溶性表面活性剂的超临界二氧化碳通过注入井3注入到低渗透油藏4中。与低渗透油藏4中的水接触后生成泡沫，从而利用泡沫的封堵性能进行二氧化碳流度的控制；图3为二氧化碳驱油流度控制方法中脂肪醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚所具有的良好的泡沫破灭再生性能示意图，包括：泡沫11、近井地带12、超临界二氧化碳13、水14、油藏深部区域15。油藏中产生泡沫11后，在泡沫向油藏深部区域15运移过程中，由于泡沫破灭后，超临界二氧化碳13会在重力分异的作用下上浮。由于气溶性表面活性剂在超临界二氧化碳中具有一定的溶解度，因此在超临界二氧化碳13上浮过程中，与地层水接触后会产生泡沫，完成了泡沫的再生，进入下一个泡沫破灭、再生的循环过程，并且在后续超临界二氧化碳和水溶液不断补充的基础上，该循环不断向远井地带推移，明显提高了二氧化碳对整个地层的波及面积。因而能够对油藏深部区域的二氧化碳流度进行控制，这也是本发明所提出的二氧化碳驱油流度控制方法优于常规泡沫流度控制方法的所在之处。

由于脂肪醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚含有若干环氧丙烷和环氧乙烷嵌段，使得其具有一定的亲二氧化碳分子的特性。另外，由于二氧化碳的临界温度为31.1℃，临界压力为7.38MPa，而油藏温度和压力都在其临界温度和临界压力以上，即二氧化碳在油藏中均处于超临界状态。由于超临界二氧化碳兼有气体和液体的双重特性，密度高于通常气体，接近液体，因而具有常规液态溶剂的强度；粘度与气体近似，比液体粘度大大降低，具有较好的流度性。因此，与常规泡沫相比，避免了无法注水导致表面活性剂不能进入地层的缺陷，并且可以利用注入的超临界二氧化碳与地层水接触产生泡沫来实现对二氧化碳流度的控制。

实施例2

一种气溶性表面活性剂用于二氧化碳驱油流度控制中的方法，步骤如下：

将脂肪醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚与水按体积百分比为0.5%的比例在常温常压下混合均匀，制得气溶性表面活性剂溶液；然后将气溶性表面活性剂溶液与超临界二氧化碳交替分别注入低渗透油藏中，脂肪醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚与超临界二氧化碳的注入质量比为1:2。

图2是实施本实施例方法的普通渗透率油藏二氧化碳驱流度控制流程图，包括：储水罐5、地面注入设施6、注入井7、地面注入设施8、高压储罐9、油藏10；将脂肪醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚溶解于储水罐5中，利用地面注入设施6通过注入井7将携带有气溶性表面活性剂的水溶液注入到油藏10中，然后通过地面注入设施8将高压储罐9中的超临界二氧化碳注入到油藏10中，两个段塞交替注入，在油藏10中接触产生泡沫，实现对二氧化碳流度的控制；；图3为二氧化碳驱油流度控制方法中脂肪醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚所具有的良好的泡沫破灭再生性能示意图，包括：泡沫11、近井地带12、超临界二氧化碳13、水14、油藏深部区域15。油藏中产生泡沫11后，在泡沫向油藏深部区域15运移过程中，由于泡沫破灭后，超临界二氧化碳13会在重力分异的作用下上浮。由于气溶性表面活性剂在超临界二氧化碳中具有一定的溶解度，因此在超临界二氧化碳13上浮过程中，与地层水接触后会产生泡沫，完成了泡沫的再生，进入下一个泡沫破灭、再生的循环过程，并且在后续超临界二氧化碳和水溶液不断补充的基础上，该循环不断向远井地带推移，明显提高了二氧化碳对整个地层的波及面积。因而能够对油藏深部区域的二氧化碳流度进行控制，这也是本发明所提出的二氧化碳驱油流度控制方法优于常规泡沫流度控制方法的所在之处。

由于脂肪醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚含有若干环氧丙烷和环氧乙烷嵌段，使得其具有一定的亲二氧化碳分子的特性。另外，由于二氧化碳的临界温度为31.1℃，临界压力为7.38MPa，而油藏温度和压力都在其临界温度和临界压力以上，即二氧化碳在油藏中均处于超临界状态。由于超临界二氧化碳兼有气体和液体的双重特性，密度高于通常气体，接近液体，因而具有常规液态溶剂的强度；粘度与气体近似，比液体粘度大大降低，具有较好的流度性。因此，与常规泡沫相比，避免了无法注水导致表面活性剂不能进入地层的缺陷，并且可以利用注入的超临界二氧化碳与地层水接触产生泡沫来实现对二氧化碳流度的控制。

实施例3

气溶性表面活性剂用于二氧化碳驱油流度控制中的方法的性能实验：

实验条件：

（1）模拟油藏温度：50℃；

（2）实验用水：油田现场注入水；

（3）二氧化碳：纯度99.9%，青岛天源气体制造有限公司生产；

（4）实验岩心：人工胶结圆柱型岩心（φ2.5×30cm），渗透率0.5×10^-3μm²；

（5）气溶性表面活性剂：脂肪醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚，n=5，m=9（2EH-PO₅-EO₉）；

（6）压力变送器：EMERSON过程控制有限公司生产，量程50MPa，精度0.1%FS；；

（7）双柱塞计量泵（驱替液体）：A Teledyne Technologies Company生产，型号100DX，柱塞体积102.93ml，流量精度±0.3%，压力精度±0.5%。

实验目的：

模拟特低渗透油藏注二氧化碳开采过程中，考察在注二氧化碳发生气窜后采用脂肪醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚类气溶性表面活性剂进行二氧化碳流度控制的效果。

实验步骤：

（1）实验岩心抽真空，饱和水；

（2）对已饱和水的岩心进行模拟注水开发，水的注入速度为1mL/min，监测岩心入口压力；

（3）进行模拟注二氧化碳开发，二氧化碳的注入速度为1mL/min，监测岩心入口压力；

（4）入口压力稳定后，注入溶解有质量分数0.3%的2EH-PO₅-EO₉的二氧化碳，注入速度1mL/min，注入量为1个PV（即1倍的岩心孔隙体积）；监测岩心入口压力；

（5）进行模拟注二氧化碳开发，二氧化碳的注入速度为1mL/min，监测岩心入口压力。

实验结果与分析：

通过记录整个实验过程中各阶段的岩心入口的稳定压力（如图4所示），来分析利用二氧化碳携带气溶性表面活性剂注入到特低渗透油藏进行二氧化碳流度控制的效果。

通过图4可以看出，在渗透率为0.5×10^-3μm²的特低渗透油藏中，进行注水开发时，30cm的岩心，注入速度为1mL/min时，其注入压力达到了21MPa；注二氧化碳过程中，由于超临界二氧化碳的低粘度，易流动等特性，使得其注入压力降至5.2MPa，但是正是由于超临界二氧化碳的低粘度导致其发生了气窜；然后注入溶解有气溶性表面活性剂的二氧化碳1个PV，在注入过程中压力缓慢上升，最高入口压力达到11.7MPa，说明在该过程中已经出现了注入的二氧化碳中所携带的表面活性剂与岩心中的水接触形成泡沫，产生了封堵效果，导致入口压力上升；继续注入二氧化碳过程中，其入口压力最高可以达到29MPa，并且能够稳定一段时间，并且在该阶段过程中，能够在岩心出口端产出物中观察到致密的泡沫，说明该种利用二氧化碳携带气溶性表面活性剂注入地层中进行二氧化碳流度控制的方法是可行的。

实施例4

气溶性表面活性剂用于二氧化碳驱油流度控制中的方法的性能实验：

实验条件：

（1）模拟油藏温度：50℃；

（2）实验用水：油田现场注入水；

（3）二氧化碳：纯度99.9%，青岛天源气体制造有限公司生产；

（4）实验岩心：人工胶结圆柱型岩心（φ2.5×30cm），渗透率0.5×10^-3μm²；

（5）气溶性表面活性剂：壬基酚聚氧乙烯醚，n=15（TX-15）；

（6）压力变送器：EMERSON过程控制有限公司生产，量程50MPa，精度0.1%FS；；

（7）双柱塞计量泵（驱替液体）：A Teledyne Technologies Company生产，型号100DX，柱塞体积102.93ml，流量精度±0.3%，压力精度±0.5%。

实验目的：

模拟特低渗透油藏注二氧化碳开采过程中，考察在注二氧化碳发生气窜后采用壬基酚聚氧乙烯醚类气溶性表面活性剂进行二氧化碳流度控制的效果。

实验步骤：

（1）实验岩心抽真空，饱和水；

（2）对已饱和水的岩心进行模拟注水开发，水的注入速度为1mL/min，监测岩心入口压力；

（3）进行模拟注二氧化碳开发，二氧化碳的注入速度为1mL/min，监测岩心入口压力；

（4）入口压力稳定后，注入溶解有质量分数0.25%的TX-15的二氧化碳，注入速度1mL/min，注入量为1个PV（即1倍的岩心孔隙体积），监测岩心入口压力；

（5）进行模拟注二氧化碳开发，二氧化碳的注入速度为1mL/min，监测岩心入口压力。

实验结果与分析：

通过记录整个实验过程中各阶段的岩心入口的稳定压力（如图5所示），来分析利用二氧化碳携带气溶性表面活性剂注入到特低渗透油藏进行二氧化碳流度控制的效果。

如图5所示，在利用壬基酚聚氧乙烯醚类气溶性表面活性剂进行二氧化碳流度控制时，也能够观测到类似与脂肪醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚类气溶性表面活性剂的二氧化碳流度控制效果，但是由于TX-15中所含有的聚氧乙烯基团个数明显多于2EH-PO₅-EO₉，从而导致其亲二氧化碳性更强，亲水性相对较弱，从而使得其进入岩心中起泡性能较弱，但是仍能够起到很明显的二氧化碳流度控制效果。

实施例5

气溶性表面活性剂用于二氧化碳驱油流度控制中的方法的性能实验：

实验条件：

（1）模拟油藏温度：50℃；

（2）实验用水：油田现场注入水；

（3）二氧化碳：纯度99.9%，青岛天源气体制造有限公司生产；

（4）实验岩心：三维人工压制方岩心（4.5×4.5×30cm），为非均质岩心，渗透率分布如图6所示；

（5）气溶性表面活性剂：脂肪醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚，n=5，m=9（2EH-PO₅-EO₉）；

（6）常规表面活性剂：十二烷基硫酸钠（SDS）；

（7）压力变送器：EMERSON过程控制有限公司生产，量程50MPa，精度0.1%FS；；

（8）双柱塞计量泵（驱替液体）：A Teledyne Technologies Company生产，型号100DX，柱塞体积102.93ml，流量精度±0.3%，压力精度±0.5%。

实验目的：

模拟普通非均质油藏注二氧化碳开采过程中，采用水相携带表面活性剂，水气交替注入，地层中起泡，考察在注二氧化碳发生气窜后采用泡沫进行调剖时，重力分异作用对泡沫流度控制性能的影响，证明在重力分异作用影响下脂肪醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚类气溶性表面活性剂的泡沫再生性能明显优于常规表面活性剂。

实验步骤：

（1）实验岩心抽真空，饱和水；

（2）对已饱和水的岩心进行模拟注水开发，水的注入速度为1mL/min，监测岩心入口压力；

（3）进行模拟注二氧化碳开发，二氧化碳的注入速度为1mL/min，监测岩心入口压力；

（4）入口压力稳定后，注入溶解有质量分数0.5%的2EH-PO₅-EO₉的水溶液0.5PV，注入速度1mL/min，然后再注入0.5PV二氧化碳，注入速度1mL/min，然后继续注入溶解有质量分数0.5%的2EH-PO₅-EO₉的水溶液0.5PV，注入速度1mL/min，再注入0.5PV二氧化碳，注入速度1mL/min，监测整个注入过程岩心入口压力；

（5）进行模拟注二氧化碳开发，二氧化碳的注入速度为1mL/min，监测岩心入口压力；

（6）将表面活性剂换成SDS，重复步骤（1）～（5）。

实验结果与分析：

通过记录整个实验过程中各阶段的岩心入口的压力，绘制岩心入口压力随注入过程的变化曲线（如图7、图8所示），来对比分析在重力分异作用下气溶性表面活性剂与常规表面活性剂的优劣。

图7中气溶性表面活性剂为2EH-PO₅-EO₉，图8中表面活性剂为常规表面活性剂SDS（十二烷基硫酸钠）。对比图7和图8可以明显看出，在交替注入表面活性剂水溶液和二氧化碳气体后，继续持续进行二氧化碳驱替时，图7中的压力曲线持续升高，并且最终维持在将近15MPa，而图8中的后续二氧化碳驱替时压力曲线先是逐渐升高至13MPa，但是未维持较长时间就出现压力降落，说明中间注入的表面活性剂SDS在岩心中起泡产生泡沫后所起到的流度控制作用稳定时间较短，泡沫破灭后在后续二氧化碳持续注入下无法实现再次起泡，而气溶性表面活性剂2EH-PO₅-EO₉则能够在后续二氧化碳的持续注入下利用二氧化碳的携带作用在运移过程中再次起泡，从而维持较为稳定的泡沫流度控制作用。

实施例6

一种气溶性表面活性剂用于二氧化碳驱油流度控制中的方法，步骤如下：

将脂肪醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚与超临界二氧化碳按质量百分比为0.1%的比例混合均匀，混合时的压力为7MPa，温度为40℃，然后按现有常规技术注入低渗透油藏中。

实施例7

一种气溶性表面活性剂用于二氧化碳驱油流度控制中的方法，步骤如下：

将脂肪醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚与超临界二氧化碳按质量百分比为1.5%的比例混合均匀，混合时的压力为20MPa，温度为90℃，然后按现有常规技术注入低渗透油藏中。

实施例8

一种气溶性表面活性剂用于二氧化碳驱油流度控制中的方法，步骤如下：

将脂肪醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚与水按体积百分比为0.1%的比例在常温常压下混合均匀，制得气溶性表面活性剂溶液；然后将气溶性表面活性剂溶液与超临界二氧化碳交替分别注入低渗透油藏中，脂肪醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚与超临界二氧化碳的注入质量比为1:1。

实施例9

一种气溶性表面活性剂用于二氧化碳驱油流度控制中的方法，步骤如下：

将脂肪醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚与水按体积百分比为5%的比例在常温常压下混合均匀，制得气溶性表面活性剂溶液；然后将气溶性表面活性剂溶液与超临界二氧化碳交替分别注入低渗透油藏中，脂肪醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚与超临界二氧化碳的注入质量比为1:3。

Claims (7)

1.一种气溶性表面活性剂用于二氧化碳驱油流度控制中的方法，其特征在于，步骤如下：

将气溶性表面活性剂与超临界二氧化碳按质量分比为0.1%～1.5%的比例混合均匀，混合时的压力为7～20MPa，温度为40℃～90℃，然后注入油藏中；

或者，

将气溶性表面活性剂与水按体积百分比0.1%～5%的比例在常温常压下混合均匀，制得气溶性表面活性剂溶液；然后将气溶性表面活性剂溶液与超临界二氧化碳交替分别注入油藏中，气溶性表面活性剂与超临界二氧化碳的注入质量比为1：（1～3）；

所述气溶性表面活性剂在温度30℃～90℃、压力7Mpa～20MPa条件下的超临界二氧化碳中的溶解度为0.2wt%～2.5wt%，在水中的浊点温度为60℃～90℃。

2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述的气溶性表面活性剂为含有亲二氧化碳基团的气溶性表面活性剂。

3.如权利要求2所述的方法，其特征在于，所述亲二氧化碳基团为聚氧乙烯基团、聚氧丙烯基团、聚六氟氧丙烯或硅氧烷。

4.如权利要求3所述的方法，其特征在于，所述的气溶性表面活性剂为脂肪醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚或壬基酚聚氧乙烯醚。

5.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述气溶性表面活性剂与超临界二氧化碳按质量百分比为0.3%的比例混合，混合压力为10MPa，温度为50℃。

6.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述气溶性表面活性剂与水按体积百分比为0.5%的比例混合。

7.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述气溶性表面活性剂与超临界二氧化碳的注入质量比为1:2。

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