CN103965856B

CN103965856B - 用于驱油的聚表二元体系及驱油方法

Info

Publication number: CN103965856B
Application number: CN201310044439.XA
Authority: CN
Inventors: 沈之芹; 李应成; 马夏坪; 李斌
Original assignee: China Petroleum and Chemical Corp; Sinopec Shanghai Research Institute of Petrochemical Technology
Current assignee: China Petroleum and Chemical Corp; Sinopec Shanghai Research Institute of Petrochemical Technology
Priority date: 2013-02-05
Filing date: 2013-02-05
Publication date: 2017-07-14
Anticipated expiration: 2033-02-05
Also published as: CN103965856A

Abstract

本发明涉及一种用于驱油的聚表二元体系及驱油方法，主要解决现有技术中使用的复合驱油剂在强化采油过程中驱油效率差的问题。本发明通过采用一种用于驱油的聚表二元体系，所述聚表二元体系以重量份计，包括以下组分：（i）1份阴‑非离子表面活性剂；（ii）0.05～50份两性离子表面活性剂；（iii）0.5～50份低分子量聚合物的技术方案，较好地解决了该问题，可用于油田强化采油生产中。

Description

用于驱油的聚表二元体系及驱油方法

技术领域

本发明涉及一种用于驱油的聚表二元体系及驱油方法。

背景技术

近年来国内外针对低渗透油藏通过化学驱提高采收率的可行性研究表明，化学驱同样可以用于低渗油藏提高原油采收率，其中研究较多的是聚合物驱。低渗油藏由于低孔低渗的特点，存在启动压力梯度，因此聚合物驱对低渗油藏的适应性问题最主要的是聚合物的粘度及注入压力问题，而聚合物粘度主要由聚合物的相对分子质量及注入浓度决定的。1984年Ball和Pitt最早确定了聚合物能通过而不发生堵塞的条件，即油层孔隙半径与聚合物分子回旋半径比值α大于4。Ferrell指出烷基聚氧乙烯醇硫酸盐表面活性剂可以降低聚合物注入压力；Miller采用复合低浓度非离子表面活性剂使聚合物溶液的注入能力和流度性质得到改善。

对低渗油藏而言，表面活性剂具有降低界面张力、改变润湿性、引起乳化作用、减少岩石颗粒对油的吸附力，增加油在水中溶解度，降低原油的粘度，减少启动压力梯度，增加原油可流动性等作用。目前国内驱油用表面活性剂的筛选主要依据其降低油水界面张力的能力，而国外选择驱油用表面活性剂和助表面活性剂的依据是驱油体系和原油的相态行为：(1)形成大的中相微乳；(2)最佳含盐度下具有高的增溶参数；(3)不能出现层状液晶等粘稠相。1973年，Healy和Reed首先用三相图研究微乳体系，此后经Healy、Reed、Nelson、Pope、Huh的工作，建立了驱油效率与相特性的关联、增溶参数和界面张力的关联。虽然相态行为是基于微乳驱等浓表面活性剂驱开展的研究，但理论体系较为完整，所以国外高效表面活性剂驱油体系的筛选仍是以此为基础的。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，其中复合表面活性剂作为一类重要的表面活性剂在强化采油中亦有很多的的应用报道。如阴离子与非离子复配表面活性剂，在使用中往往需要加入助剂碱，以达到超低油/水界面张力，但由于非离子的耐温性能较差，往往在高温时即失去作用；中国专利CN1458219A公开了一种强化采油应用的表面活性剂/聚合物二元超低界面张力复合驱配方，其中使用的表面活性剂是石油磺酸盐或以石油磺酸盐为主剂加稀释剂的不同阴离子复配表面活性剂，其组份的重量百分比为石油磺酸盐50～100%，烷基磺酸盐0～50%，羧酸盐0～50%，烷基芳基磺酸盐0～35%，低碳醇0～20%，该面活性剂活性差、驱油效率低，表面活性剂体系过于复杂。

发明内容

本发明所要解决的技术问题之一是现有技术中使用的聚表二元体系在强化采油过程中驱油效率差的问题，提供一种新的聚表二元体系。该方法将含低分子量聚合物和阴-非离子及两性离子表面活性剂复合表面活性剂形成的聚表二元体系驱油剂用于驱油过程中，具有无碱、无腐蚀和积垢伤害、使用浓度低、在高温条件下驱油效率高的优点。

本发明所要解决的技术问题之二是采用上述技术问题之一所述聚表二元体系进行驱油的方法。

为了解决上述技术问题之一，本发明采用的技术方案如下：一种用于驱油的聚表二元体系，所述聚表二元体系以重量份计，包括以下组分：（i）1份阴-非离子表面活性剂；

（ii）0.05～50份两性离子表面活性剂；

（iii）0.5～50份低分子量聚合物；

所述阴-非离子表面活性剂具有如下式(1)的分子通式：

式(1)，

式中：R₁为C₈～C₃₀的烷基、由C₄～C₂₀烷基取代的苯基，m为丙氧基团PO的加合数，m=1～15，n为乙氧基团EO的加合数，n=1～30，R₂为C₁～C₅的亚烷基或取代亚烷基，Y为COOM或SO₃M，M为选自碱金属中的任意一种或铵基；所述低分子量聚合物的粘均分子量为300~1000万。

上述技术方案中，所述阴-非离子表面活性剂与所述两性离子表面活性剂的质量比优选1：0.1~1；所述低分子量聚合物优选改性聚丙烯酰胺，其由丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）两种单体共聚而成的，两种单体摩尔比优选为1～4∶1；所述改性聚丙烯酰胺的粘均分子量为500~900万；所述R₁更优选为C₁₂～C₂₄的烷基或由C₈～C₁₂烷基取代的苯基，优选m=2～8，优选n=1～12，R₂优选为C₁～C₃的亚烷基或羟基取代亚丙基；所述两性离子表面活性剂优选甜菜碱类两性离子表面活性剂；所述甜菜碱类表面活性剂优选自椰油酰胺基丙基甜菜碱、月桂酰胺基丙基甜菜、十二烷基甜菜碱、十六烷基甜菜碱中的至少一种；所述两性离子表面活性剂最优选自椰油酰胺基丙基甜菜碱或十六烷基甜菜碱。

本发明式（1）所示的组分，可以采用如式（2）所示的物质与Y-R₂－X（X表示Cl或Br）通过公知的williamson反应合成得到：

式（2）

而式（2）所示的物质可从市售渠道获得，或者采用本领域公知技术以R₁OH为起始剂在催化剂（例如氢氧化钾）存在下依次与所需量的环氧丙烷和所需量的环氧乙烷反应得到。

现以Y为SO₃M，以式（2）物质为烷基醇聚氧丙烯聚氧乙烯醚或烷基酚聚氧丙烯聚氧乙烯醚，Y-R₂－X为3-氯-2-羟基丙磺酸钠或2-氯乙烷磺酸钠的情况为例进一步说明式（1）组分的合成方法：将步骤(a)所合成的烷基醇或烷基酚聚氧丙烯聚氧乙烯醚按所需配比与3-氯-2-羟基丙磺酸钠或2-氯乙烷磺酸钠、碱金属氢氧化物和季铵盐催化剂混合，以甲苯为溶剂，在反应温度50～130℃，反应3～15小时得烷基醇或烷基酚聚氧丙烯聚氧乙烯醚磺酸盐；其中，烷基醇或烷基酚聚氧丙烯聚氧乙烯醚:3-氯-2-羟基丙磺酸钠或2-氯乙烷磺酸钠:碱金属氢氧化物:季铵盐催化剂的摩尔比为1∶(1～3)∶(1～4)∶(0.02～0.2)；季铵盐催化剂选自四丁基溴化铵、四丁基氯化铵、苄基三甲基氯化铵或十六烷基三甲基氯化铵中至少一种。

现以Y为COOM，以式（2）物质为烷基醇聚氧丙烯聚氧乙烯醚或烷基酚聚氧丙烯聚氧乙烯，Y-R₂－X为氯乙酸钠的情况为例进一步说明式（1）组分的合成方法：将步骤(a)所合成的烷基醇或烷基酚聚氧丙烯聚氧乙烯醚按所需配比与氯乙酸钠、碱金属氢氧化物及溶剂混合后，在反应温度50～120℃，反应3～15小时，反应结束后经后处理得烷基醇或烷基酚聚氧丙烯聚氧乙烯醚羧酸盐；其中，烷基醇或烷基酚聚氧丙烯聚氧乙烯醚:氯乙酸钠:碱金属氢氧化物的摩尔比为1∶(1～4)∶(1～5)，溶剂选自丙酮、苯、甲苯或二甲苯中的至少一种。

本发明所用甜菜碱类两性离子表面活性剂可以从市场购得，本领域技术人员也可以根据本领域公知合成手段合成得到。

上述技术方案中，所述改性聚丙烯酰胺由丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸两种单体采用水溶液聚合法而成，可以从市场购得，也可以通过常规的自由基共聚制得。无论嵌段共聚还是无规共聚，得到的产物均可用于本发明并达到本发明的目的。本发明实施例中的改性聚丙烯酰胺，是将丙烯酰胺与2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸两种单体按照摩尔比1~4∶1混合后以水为溶剂用常规自由基引发剂引发自由基聚合反应而得。

本发明聚表二元体系的关键有效成分是所述组分（i）、（ii）和（iii），本领域技术人员知道，为了便于运输和贮存或现场使用等方面考虑，可以采用各种供应形式，例如不含水的固态形式，或者含水的固态形式，或者含水的膏状形式，或者水溶液形式；水溶液形式包括用水配成浓缩液的形式，直接配成现场驱油所需浓度的驱油剂形式；其中，对水没有特殊要求，可以是去离子水，还可以是含无机矿物质的水，而含无机矿物质的水可以是自来水、油田地层水或油田注入水。

本发明聚表二元体系还可以含有本领域常用的泡沫剂、小分子有机物（例如DMSO等）、固体或液体碱（如氢氧化钠、碳酸钠、碳酸氢钠、二乙醇胺或三乙醇胺）等采油助剂。

上述技术方案中，所述聚表二元体系可以采用各种常规混合方法按照所需量各组分混合得到，用于驱油时按照所需浓度用水溶解得到驱油剂用于驱油；还可以根据所需驱油剂的浓度，将所述聚表二元体系中各组分分别溶解于水中得到驱油剂用于驱油。但从更容易短时间内获得均匀的驱油剂计，上述技术方案中所述聚表二元体系的制备优选包括以下步骤：

（1）将所需量的阴－非离子表面活性剂、两性离子表面活性剂、水及低碳醇加入混合容器中，其中低碳醇以重量计占水与低碳醇总重的10～90wt%；

（2）在25~100℃搅拌1～4小时；

（3）蒸去低碳醇，得到复合表面活性剂溶液；

（4）将步骤3）得到的复合表面活性剂溶液以及所需量的聚合物与水混合，搅拌1～4小时即可。

所述低碳醇选自C₁~C₅的脂肪醇，优选优选自甲醇、乙醇、正丙醇或异丙醇。上述制备中所用的水优选为去离子水或1~15%的无机盐水溶液，无机盐优选为氯化钠、氯化钾或混合无机盐。低碳醇以重量计占水与低碳醇总重的优选为15~50wt%。

为解决上述技术问题之二，本发明采用的技术方案如下：一种驱油方法，包括：（1）将所述聚表二元体系与所需量水混合得复合驱油剂使所述驱油剂中以重量计含所阴-非离子表面活性剂和所述两性离子表面活性剂总浓度为0.01~1.5wt%；（2）将所述复合驱油剂在驱油温度30~110℃、总矿化度>1000毫克/升油田地层水条件下与含油地层接触，将所述含油地层中的原油驱替出来。

上述技术方案中，所述驱油温度优选为50～90℃；所述水可以为自来水、河水、海水，油田地层水。优选的水是：油田地层水，总矿化度优选为1000～20000为毫克/升，更优选为5000～20000毫克/升。油田地层水的水型优选为NaHCO₃型。

本发明驱油方法，还可以包括本领域常用的水驱、聚合物驱，聚表碱三元复合驱、蒸汽驱及泡沫驱等。

本发明采用物理模拟驱替评价方法进行效果评价，具体评价方法为：

将岩心恒温烘干至恒重，测定岩心的气测渗透率；以上述产出水饱和岩心，计算其孔隙体积，于驱油温度下，以原油饱和岩心，记录饱和原油的体积，再以0.2ml/min的速度泵入地层水，驱至含水达99%，计算水驱提高原油的采收率，然后以0.2ml/min的速度转注0.1~1PV(岩心孔隙体积)步骤(2)驱油剂，以0.2ml/min的速度水驱至含水100%，计算在水驱基础上提高原油采收率的百分数。

本发明制备的阴-非离子与两性离子表面活性剂形成的复合表面活性剂，由于阴-非离子与两性离子表面活性剂复配后，即可呈现出粘度升高、表面活性的增加、临界胶束浓度的下降、增溶效应等优点。这是因为阴-非表面活性剂中的亲水基与两性离子表面活性剂中的正电荷存在静电吸引作用，可减少溶液表面同种电荷间的排斥作用，且二者的疏水基碳氢链间还有一定的疏水作用，促使不同表面活性剂分子采取更加紧密的排列方式，从而具有更高的表面活性，同时由于强烈的电性作用，两个表面活性剂可形成新的“缔合物”后，在溶液中更易形成胶束，从而减低了复配表面活性剂的临界胶束浓度；阴-非表面活性剂中的非离子聚醚基团的引入既可增加复配表面活性剂的亲水性，同时因为位阻效应减弱了复配剂之间的强烈相互作用以避免表面活性剂的液晶化、沉淀等现象的发生。复配表面活性剂中的两个表面活性剂均为离子型，复配剂亦表现出离子表面活性剂的特征，即优良的耐温性能。因此，该表面活性剂既具有优良的抗温性能，又具有优异的界面活性，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。低分子量的改性聚丙烯酰胺，在保证其注入性的同时，由于采用了2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸聚合单体，赋予该聚合物较好的耐温抗盐性能，使得聚合物在低渗透地层具有较好的耐剪切性能，保持一定的粘度，对非均质低渗透地层提高原油采收率具有较好的作用。

本发明实施例中，进行测试时涉及到的表面活性剂的浓度，均以测试液中含上述技术方案中式（1）表示的阴－非离子表面活性剂组分（i）和上述技术方案中所述的两性离子表面活性剂组分（ii）的总量计。

采用本发明的用作驱油剂的聚表二元体系及驱油方法，在无碱条件下，可用于地层温度50~90℃、矿化度5000～20000毫克/升的NaHCO₃型江苏油田沙7区块地层水和原油，以质量百分比计，用量为0.03～0.6wt% 复合表面活性剂与0.05～0.2wt%上述的低分子量改性聚丙烯酰胺形成驱油剂组合物，测定了该驱油剂组合物水溶液的表观粘度，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16.34%，取得了较好的技术效果。

附图说明

图1为模拟岩心驱替试验流程图。

图1中，1为平流泵，2为六通阀，3为中间容器，4为药剂罐，5为压力泵，6为六通阀，7为填砂管，8为量筒。

图2为二元聚表体系的油水界面张力随老化时间的变化图。

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)十八烷基聚氧丙烯（m=3）聚氧乙烯（n=10）醚羟基丙磺酸钠45份、十六烷基甜菜碱10份、50份乙醇和47份自来水依次加入混合容器中，升温至80℃搅拌3小时，减压蒸馏去除乙醇，得到所需的复合表面活性剂，其中十八烷基聚氧丙烯（m=3）聚氧乙烯（n=10）醚羟基丙磺酸钠与十六烷基甜菜碱总含量以质量百分比计占复合表面活性剂55.1%。

(2) 以江苏油田沙7地层水（TDS 15000mg/L）分别配制步骤(1)制备的复合表面活性剂和低分子量改性聚丙烯酰胺（M=700万）水溶液，搅拌3小时，再将两者混合得到一种均匀的聚表二元体系驱油剂，测定体系的粘度及与江苏油田沙7脱水原油的油水界面张力，测试温度为85℃，见表1所示。表观粘度由美国Brookfield公司的BROODFIELD I型粘度计测定，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。

(3) 将泥质人造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。以上述地层水饱和岩心，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。于80℃温度下，以沙7地层水驱至采出液含水达99%，计算水驱提高原油的采收率，转注0.3pv(岩心孔隙体积)步骤(2)合成的聚表二元体系驱油剂后，水驱至含水100%，计算在水驱基础上提高原油采收率的百分数，同时与注相同PV的低分子量聚合物相对比，见表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，采用的模拟岩心驱替试验流程如图1所示。将步骤(2)合成的聚表二元体系驱油剂装入20毫升安瓿瓶内，真空去氧去密封后放入80℃的烘箱内进行热稳定性性试验，测定不同老化时间后的油水界面张力见图2所示。

表1

驱油体系	0.3wt%S1	0.12wt%P1	0.3%wtS1+0.12wt%P1
				油水界面张力/ mN.m^-1	4.67×10^-4	/	6.90×10^-4
粘度/mPa·s	/	5.32	5.56
				提高采收率/%	/	11.89	16.34

注：表1中P1为低分子量改性聚丙烯酰胺（AM/AMPS摩尔比=2.5:1，M=700万）；S1为步骤(1)制备的复合表面活性剂。

【实施例2】

(1) 壬基苯酚聚氧丙烯（m=8）聚氧乙烯（n=6）醚乙磺酸钾30份、椰油酰胺基丙基甜菜碱15份、50份甲醇和57份去离子水依次加入混合容器中，升温至50℃搅拌3小时，减压蒸馏去除甲醇，得到所需的复合表面活性剂，其中壬基苯酚聚氧丙烯（m=8）聚氧乙烯（n=6）醚乙磺酸钾与椰油酰胺基丙基甜菜碱总含量以质量百分比计占复合表面活性剂45.3%。

(2) 以江苏油田沙7地层水（TDS 20000mg/L）分别配制步骤(1)制备的复合表面活性剂和低分子量改性聚丙烯酰胺（M=900万）水溶液，搅拌4小时，其余同【实施例1】(2)，结果见表2所示。

(3)采用55℃作为驱油温度，其余同【实施例1】(3)，结果见表2所示，热稳定性试验结果见图2所示。

表2

驱油体系	0.3wt%S2	0.05wt%P2	0.3%wtS2+0.05wt%P2
				油水界面张力/ mN.m^-1	8.95×10^-4	/	2.22×10^-3
粘度/mPa·s	/	3.56	3.49
				提高采收率/%	/	9.98	14.96

注：表2中P2为低分子量改性聚丙烯酰胺（AM/AMPS摩尔比=4:1 ，M=900万）；S2为步骤(1)制备的复合表面活性剂。

【实施例3】

(1) 二十二烷基聚氧丙烯（m=4）聚氧乙烯（n=2）醚乙磺酸钠25份、十六烷基甜菜碱5份、50份异丙醇和75份自来水依次加入混合容器中，升温至90℃搅拌2小时，减压蒸馏去除异丙醇，得到所需的复合表面活性剂，其中二十二烷基聚氧丙烯（m=4）聚氧乙烯（n=2）醚乙磺酸钠与十六烷基甜菜碱总含量以质量百分比计占复合表面活性剂29.8%。

(2) 以江苏油田沙7地层水（TDS 10000mg/L）分别配制步骤(1)制备的复合表面活性剂和低分子量改性聚丙烯酰胺（M=500万）水溶液，搅拌2小时，其余同【实施例1】(2)，结果见表3所示。

(3) 采用90℃作为驱油温度，注入0.2PV，其余同【实施例1】(3)，结果见表3所示，热稳定性试验结果见图2所示。

表3

驱油体系	0.05wt%S3	0.2wt%P3	0.05wt%S3+0.2wt%P3
				油水界面张力/ mN.m^-1	4.12×10^-4	/	5.77×10^-4
粘度/mPa·s	/	5.09	5.38
				提高采收率/%	/	10.01	13.98

注：表3中P1为低分子量改性聚丙烯酰胺（AM/AMPS摩尔比=1.3:1，M=500万）；S3为步骤(1)制备的复合表面活性剂。

【实施例4】

(1) 十二烷基苯酚聚氧丙烯（m=2）聚氧乙烯（n=1）醚羟基丙磺酸钠50份、月桂酰胺基丙基甜菜碱20份、50份乙醇和35份自来水依次加入混合容器中，升温至60℃搅拌3小时，减压蒸馏去除乙醇，得到所需的复合表面活性剂，其中十二烷基苯酚聚氧丙烯（m=2）聚氧乙烯（n=1）醚羟基丙磺酸钠与月桂酰胺基丙基甜菜碱总含量以质量百分比计占复合表面活性剂70.5%。

(2) 以江苏油田沙7地层水（TDS 10000mg/L）分别配制步骤(1)制备的复合表面活性剂和低分子量改性聚丙烯酰胺（M=600万）水溶液，搅拌3小时，其余同【实施例1】(2)，结果见表4所示。

(3) 采用70℃作为驱油温度，其余同【实施例1】(3)，结果见表4所示，热稳定性试验结果见图2所示。

表4

驱油体系	0.2wt%S4	0.12wt%P4	0.2wt%S4+0.12wt%P4
				油水界面张力/ mN.m^-1	7.32×10^-4	/	8.12×10^-4
粘度/mPa·s	/	5.14	5.37
				提高采收率/%	/	11.09	15.21

注：表4中P4为低分子量改性聚丙烯酰胺（AM/AMPS摩尔比=1.5:1 ，M=600万）；S4为步骤(1)制备的复合表面活性剂。

【实施例5】

(1) 二十二烷基聚氧丙烯（m=8）聚氧乙烯（n=2）醚乙酸钠20份、十六烷基甜菜碱5份、30份异丙醇和78份自来水依次加入混合容器中，升温至80℃搅拌2小时，减压蒸馏去除异丙醇，得到所需的复合表面活性剂，其中二十二烷基聚氧丙烯（m=8）聚氧乙烯（n=2）醚乙酸钠与十六烷基甜菜碱总含量以质量百分比计占复合表面活性剂25.2%。

(2) 以江苏油田沙7地层水（TDS 5000mg/L）分别配制步骤(1)制备的复合表面活性剂和低分子量改性聚丙烯酰胺（M=600万）水溶液，搅拌2小时，其余同【实施例1】(2)，结果见表5所示。

(3) 注入0.2PV，其余同【实施例1】(3)，结果见表5所示，热稳定性试验结果见图2所示。

表5

驱油体系	0.1wt%S5	0.1wt%P1	0.1wt%S5+0.1wt%P1
				油水界面张力/ mN.m^-1	2.23×10^-3	/	3.11×10^-3
粘度/mPa·s	/	4.87	4.76
				提高采收率/%	/	10.21	13.72

注：表5中P1为低分子量改性聚丙烯酰胺（AM/AMPS摩尔比=2.5:1，M=700万）；S5为步骤(1)制备的复合表面活性剂。

【实施例6】

除了以“十六烷基甜菜碱5份及椰油酰胺基丙基甜菜碱5份”替代“十六烷基甜菜碱10份”，其余同【实施例1】，结果见表6 、图2所示。

表6

驱油体系	0.3wt%S6	0.12wt%P1	0.3%wtS6+0.12wt%P1
				油水界面张力/ mN.m^-1	7.67×10^-4	/	9.12×10^-4
粘度/mPa·s	/	5.32	5.47
				提高采收率/%	/	11.56	15.87

注：表1中P1为低分子量改性聚丙烯酰胺（AM/AMPS摩尔比=2.5:1，M=700万）；S6为步骤(1)制备的复合表面活性剂。

【比较例1】

同【实施例1】配制“0.3wt%的十八烷基聚氧丙烯（m=3）聚氧乙烯（n=10）醚羟基丙磺酸钠+0.12wt%P1”替代“0.3%wtS1+0.12wt%P1” 聚表二元体系驱油剂，同【实施例1】操作，结果见表7所示。

表7

驱油体系	0.3wt%S7	0.12wt%P1	0.3%wtS7+0.12wt%P1
				油水界面张力/ mN.m^-1	7.34×10^-3	/	2.13×10^-2
粘度/mPa·s	/	5.32	5.41
				提高采收率/%	/	11.89	13.97

注：表1中P1为低分子量改性聚丙烯酰胺（AM/AMPS摩尔比=2.5:1，M=700万）；S7为十八烷基聚氧丙烯（m=3）聚氧乙烯（n=10）醚羟基丙磺酸钠。

【比较例2】

同【实施例1】配制“0.3wt%的十六烷基甜菜碱+0.12wt%P1”替代“0.3%wtS1+0.12wt%P1” 聚表二元体系驱油剂，同【实施例1】操作，结果见表8所示。

表8

驱油体系	0.3wt%S8	0.12wt%P1	0.3%wtS8+0.12wt%P1
				油水界面张力/ mN.m^-1	2.19×10^-2	/	4.37×10^-2
粘度/mPa·s	/	5.32	5.44
				提高采收率/%	/	11.89	13.15

注：表1中P1为低分子量改性聚丙烯酰胺（AM/AMPS摩尔比=2.5:1，M=700万）；S8为十六烷基甜菜碱。

【比较例3】

同【实施例4】配制“0.1wt%的十二烷基苯酚聚氧丙烯（m=2）聚氧乙烯（n=1）醚羟基丙磺酸钠+0.12wt%P4”替代“0.1%wtS4+0.12wt%P4” 聚表二元体系驱油剂，同【实施例4】操作，结果见表7所示。

表7

驱油体系	0.1wt%S7	0.12wt%P4	0.1%wtS7+0.12wt%P4
				油水界面张力/ mN.m^-1	5.18×10^-3	/	6.59×10^-3
粘度/mPa·s	/	5.14	5.26
				提高采收率/%	/	11.09	13.27

注：表1中P4为低分子量改性聚丙烯酰胺（AM/AMPS摩尔比=1.5:1 ，M=600万）；S7为十八烷基聚氧丙烯（m=3）聚氧乙烯（n=10）醚羟基丙磺酸钠。

【比较例4】

同【实施例4】配制“0.1wt%的月桂酰胺基丙基甜菜碱+0.12wt%P4”替代“0.1%wtS4+0.12wt%P4” 聚表二元体系驱油剂，同【实施例4】操作，结果见表8所示。

表8

驱油体系	0.1wt%S8	0.12wt%P4	0.1%wtS8+0.12wt%P4
				油水界面张力/ mN.m^-1	3.67×10^-2	/	5.34×10^-2
粘度/mPa·s	/	5.14	5.19
				提高采收率/%	/	11.09	12.84

注：表1中P4为低分子量改性聚丙烯酰胺（AM/AMPS摩尔比=1.5:1 ，M=600万）；S8为月桂酰胺基丙基甜菜碱。

【比较例5】

将张雪琴等（2002年第3期第20卷，胶体与聚合物，P1～5）研究的阴离子表面活性剂十二烷基硫酸钠（SDS）和两性离子表面活性剂月桂酰胺丙基甜菜碱（LMB）形成的阴离子/两性离子复合表面活性剂，同【实施例1】试验，结果见表9所示。

表9

驱油体系	0.3wt%S9	0.12wt%P1	0.3%wtS9+0.12wt%P1
				油水界面张力/ mN.m^-1	9.45×10^-3	/	1.32×10^-2
粘度/mPa·s	/	5.32	5.34
				提高采收率/%	/	11.89	13.38

注：表1中P1为低分子量改性聚丙烯酰胺（AM/AMPS摩尔比=2.5:1，M=700万）；S9为SDS/ LMB复合表面活性剂。

Claims

1.一种用于驱油的聚表二元体系，所述聚表二元体系以重量份计，包括以下组分：

(i)1份阴-非离子表面活性剂；

(ii)0.05～50份两性离子表面活性剂；

(iii)0.5～50份低分子量聚合物；

所述阴-非离子表面活性剂具有如下式(1)的分子通式：

式中：R₁为C₁₂～C₂₄的烷基或由C₈～C₁₂烷基取代的苯基，m＝2～8，n＝1～12，R₂为C₁～C₃的亚烷基或羟基取代亚丙基，Y为COOM或SO₃M，M为选自碱金属中的任意一种或铵基；所述低分子量聚合物的粘均分子量为300万～1000万；所述低分子量聚合物为改性聚丙烯酰胺，由丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸两种单体共聚而成，两种单体摩尔比为(1～4)∶1。

2.根据权利要求1所述的用于驱油的聚表二元体系，其特征在于所述阴-非离子表面活性剂与所述两性离子表面活性剂的质量比1∶(0.1～1)。

3.根据权利要求1所述的用于驱油的聚表二元体系，其特征在于所述改性聚丙烯酰胺的粘均分子量为500万～900万。

4.根据权利要求1所述的用于驱油的聚表二元体系，其特征在于所述两性离子表面活性剂为甜菜碱类两性离子表面活性剂。

5.根据权利要求4所述的用于驱油的聚表二元体系，其特征在于所述甜菜碱类表面活性剂选自椰油酰胺基丙基甜菜碱、月桂酰胺基丙基甜菜碱、十二烷基甜菜碱、十六烷基甜菜碱中的至少一种。

6.一种驱油方法，包括：

(1)将权利要求1～5中任一项所述聚表二元体系与所需量水混合得复合驱油剂使所述驱油剂中以重量计含所阴-非离子表面活性剂和所述两性离子表面活性剂总浓度为0.01～1.5wt％；(2)将所述复合驱油剂在驱油温度30～110℃、总矿化度>1000毫克/升油田地层水条件下与含油地层接触，将所述含油地层中的原油驱替出来。

7.根据权利要求6所述的驱油方法，其特征在于所述驱油温度为50～90℃。

8.根据权利要求6所述的驱油方法，其特征在于所述油田地层水的总矿化度为5000～20000毫克/升。