CN103967462B

CN103967462B - 使用粘弹性表面活性剂的驱油方法

Info

Publication number: CN103967462B
Application number: CN201310044351.8A
Authority: CN
Inventors: 沈之芹; 陈安猛; 李应成; 吴国英
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: 2016-09-07
Anticipated expiration: 2033-02-05
Also published as: CN103967462A

Abstract

本发明涉及一种使用粘弹性表面活性剂水溶液的驱油方法，主要解决现有技术中低渗透油藏注聚困难、驱油效率低的问题。本发明通过采用一种使用粘弹性表面活性剂的驱油方法，将驱油剂在驱油温度40~100℃、总矿化度（TDS）>500毫克/升地层水条件下，使含原油的岩心与驱油剂接触，将岩心中的原油驱替出来；其中所述的驱油剂含所述粘弹表面活性剂和所述地层水，所述驱油剂中粘弹性表面活性剂的浓度为0.01~1.5wt%；所述粘弹表面活性剂由两性离子表面活性剂与阴‑非离子表面活性剂以质量比1∶（100～1）组成的技术方案，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

使用粘弹性表面活性剂的驱油方法

技术领域

本发明涉及一种使用粘弹表面活性剂的驱油方法。

背景技术

世界上对低渗透油田并无统一固定的标准和界限，只是一个相对的概念。我国一般按照油层平均渗透率把低渗透油田分为三类。第一类为一般低渗透油田，油层平均渗透率为10.1~150×10^-3μm²；第二类为特低渗透油田，油层平均渗透率为1.1~10×10^-3μm² ；第三类为超低渗透油田，油层平均渗透率为0.1~1.0×10^-3μm²，油层非常致密，束缚。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超高分子量聚合物驱大幅度提高采收率的技术，由于超高分量聚合物分子巨大，使得其在低渗透注入时压力很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地层水中，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。.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。

复配表面活性剂在三次采油中的应用主要为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。不同阴离子表面活性剂复配后作为驱油用表面活性剂也有报导，如中国专利CN1458219A公开了一种三次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和其它表面活性剂复配的复合表面活性剂，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是现有技术中低渗透油藏注聚困难、驱油效率低的问题，提供使用粘弹性表面活性剂的驱油方法。该方法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：一种使用粘弹性表面活性剂的驱油方法，将驱油剂在驱油温度40~100℃、总矿化度>500毫克/升地层水条件下，使含原油的岩心与驱油剂接触，将岩心中的原油驱替出来；其中所述的驱油剂含所述粘弹表面活性剂和所述地层水，所述驱油剂中粘弹性表面活性剂的浓度为0.01~1.5wt%；所述粘弹表面活性剂由两性离子表面活性剂与阴-非离子表面活性剂以质量比1∶(100～1)组成；所述两性离子表面活性剂具有如下式(I)的分子通式，所述阴-非离子表面活性剂具有如下式(II)的分子通式：

式（I）

式（II）

式中，R₁和R₅为彼此独立选自C₈～C₃₀的烷基或由C₄～C₂₀烷基取代的苯基；a和c为丙氧基团PO的加合数，彼此独立取值范围为1～15；b和d为乙氧基团EO的加合数，彼此独立取值为1～30；R₂和R₃彼此独立选自C₁～C₅的烷基或羟基取代烷基，R₄和R₆彼此独立选自C₁～C₅的亚烷基或羟基取代亚烷基；X^-为COO^-或SO₃ ^-，Y为COOM或SO₃N，M和N彼此独立选自碱金属或铵基。

上述技术方案中所述驱油温度优选为60～90℃。所述地层水的总矿化度（简称为TDS）优选为500～20000毫克/升；更优选为5000～20000毫克/升；水型优选为NaHCO₃型。所述驱油剂中粘弹性表面活性剂的浓度优选为0.2~1.0wt%。所述粘弹表面活性剂优选由两性离子表面活性剂与阴-非离子表面活性剂以质量比1∶(50～1)组成。所述R₁和R₅彼此独立优选自C₁₂～C₂₄的烷基或由C₈～C₁₂烷基取代的苯基，R_2、R₃彼此独立优选自甲基、乙基或羟乙基，R₄和R₆彼此独立优选自C₁～C₃的亚烷基或羟基取代亚丙基。所述a和c彼此独立优选取值为2～12，b和d彼此独立优选取值为1～10。所述M和N为彼此独立优选自钠或钾。

上述技术方案中，所述的驱油方法适用于通常渗透率的岩心，鉴于低渗透岩心的驱油在本领域面临更大的困难，本发明的突出之处在于适用于低渗透率的岩心。例如上述技术方案突出之处在于适用于所述岩心渗透率范围为0.01~100×10^-3µm²；更突出之处在于适用于所述岩心渗透率范围为1~50×10^-3µm²。

上述技术方案中，所述驱油剂可以采用各种常规方法按照所需量各组分混合均匀后用于驱油；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驱油剂的制备优选包括以下步骤：

（1）将所需量的所述两性离子表面活性剂和所需量的所述阴-非离子表面活性剂与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5～70wt%；

（2）升温至40~100℃搅拌1～4小时；

（3）蒸去低碳醇，得到粘弹表面活性剂溶液；

（4）将步骤（3）得到的粘弹表面活性剂溶液与所需量地层水混合得到含粘弹性表面活性剂的驱油剂；

所述低碳醇选自C₁~C₅的脂肪醇。

本发明方法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，以0.2ml/min的速度转注0.1~1PV(岩心孔隙体积)驱油剂后，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。

本发明驱油方法，还可以包括本领域常用的水驱、聚合物驱，聚表二元复合驱、聚表碱三元复合驱、蒸汽驱及泡沫驱等。本发明驱油方法中采用的驱油剂还可以含有本领域常用的聚合物（例如聚丙烯酰胺等）、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。

本发明制备的粘弹表面活性剂驱油剂中两性离子与阴-非离子复配的表面活性剂，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，使得表面活性剂具有一定的粘弹性，可起到聚表驱油剂中聚合物的作用而要不堵塞狭小孔喉，十分有利于提高低渗透油藏的驱油效率；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，可解决表面活性剂在低浓度时无法达到10^- ³mN/m超低界面张力值的问题，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。

本发明实施例中，进行测试时涉及到的粘弹表面活性剂的浓度，均以测试液中含上述技术方案中式（I）所示的两性离子表面活性剂和式（II）所示的阴-非离子表面活性剂的总量计。

采用本发明制备的粘弹表面活性剂，在温度为60~90℃、矿化度5000～20000毫克/升的江苏油田地层水和原油，以质量百分比计，用量为0.01～1.0wt%的粘弹表面活性剂地层水溶液，测定了该水溶液的表观粘度及其与江苏油田沙7区块脱水原油之间的动态界面张力可达10^-2～10^-4mN/m的低界面张力。经物理模拟驱替试验室内评价，用量为0.2～1.0wt%的该驱油剂能在水驱基础上提高原油采收率最高可达15.6%，取得了较好的技术效果。

附图说明

图1为粘弹表面活性剂水溶液的流变曲线图。

图2为岩心驱替试验流程图。其中，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。

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)以质量份计，取壬基酚聚氧丙烯聚氧乙烯醚甜菜碱 [a=8,b=2,R₂=CH₃,R₃=CH₃,R₄=CH₂CH(OH)CH₂,X^-=SO₃ ^-] 5份、十八烷基聚氧丙烯聚氧乙烯醚羟基丙磺酸钠[c=2,d=4, R₆=CH₂CH(OH)CH₂,Y=SO₃Na] 1份、6份乙醇和6.5份2wt%氯化钠水溶液依次加入反应瓶中，升温至65℃搅拌3小时，减压蒸馏去除乙醇，得到所需的粘弹表面活性剂。加入江苏沙7油田低渗透油藏地层水（总矿化度TDS 为20000毫克/升），配制1.0wt%的粘弹表面活性剂地层水溶液，以同样矿化度的水稀释至不同浓度，测定体系的粘度及其与该区块脱水原油的油水界面张力，测试温度为85℃，在0.01～1.0wt%的范围内，表面活性剂水溶液与原油之间的动态界面张力值可达10^-2～10^-4mN/m的低界面张力值，结果见表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。采用德国HAAKE公司的HAAKE MARS III流变仪测定其水溶液的弹性模量及粘性模量，结果见图1所示。

2) 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为23.9×10^-3µm²。以上述地层水饱和岩心，测试其孔隙体积。以脱水原油饱和岩心，记录饱和原油的体积。于85℃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1)制备1.0wt%粘弹表面活性剂地层水溶液后，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，结果见表7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2所示。

表1

浓度wt%	0.01	0.05	0.1	0.3	0.6	1.0
							界面张力mN.m^-1	8.23×10^-4	6.11×10^-4	2.31×10^-3	1.11×10^-3	4.23×10^-3	5.90×10^-3
粘度mPa·s	1.11	1.33	2.12	5.65	8.90	14.5

【实施例2】

1)以质量份计，取十四烷基聚氧丙烯聚氧乙烯醚甜菜碱[a=4,b=8,R₂₌CH₃,R₃= CH₃,R₄=CH₂CH₂,X^-=SO₃ ^-] 20份、壬基酚聚氧丙烯聚氧乙烯醚乙磺酸钾 [c=8,d=6, R₆=CH₂CH₂,Y=SO₃K]1份、20份异丙醇和25份5wt%氯化钠水溶液水依次加入反应瓶中，升温至80℃搅拌3小时，减压蒸馏去除异丙醇，得到所需的粘弹表面活性剂。同【实施例1】1)配制1.0wt%粘弹表面活性剂地层水溶液，测定不同浓度时的油水界面张力及粘度，所用地层水的总矿化度TDS为15000毫克/升，结果见表2所示。

2) 同【实施例1】2)，不同之处为驱油温度75℃，粘弹表面活性剂地层水溶液浓度0.6wt%，结果见表7所示。

表2

浓度wt%	0.01	0.05	0.1	0.3	0.6	1.0
							界面张力mN.m^-1	9.54×10^-4	5.53×10^-4	1.09×10^-3	3.11×10^-3	6.23×10^-3	1.32×10^-2
粘度mPa·s	1.22	1.45	1.97	5.31	7.95	12.1

【实施例3】

1)以质量份计，取十二烷基苯酚聚氧丙烯聚氧乙烯醚甜菜碱[a=6,b=2,R₂₌CH₂CH₂OH,R₃=CH₂CH₂OH,R₄=CH₂CH₂,X^-=SO₃ ^-] 2份、十八烷基聚氧丙烯聚氧乙烯醚羟基丙磺酸钠[c=2,d=4, R₆=CH₂CH(OH)CH₂,Y=SO₃Na] 1份、3份异丙醇和3.5份去离子水溶液依次加入反应瓶中，升温至80℃搅拌1小时，减压蒸馏去除异丙醇，得到所需的粘弹表面活性剂。同【实施例1】1)配制1.0wt%粘弹表面活性剂地层水溶液，测定不同浓度时的油水界面张力及粘度，结果见表3所示。

2) 同【实施例1】2)，不同之处为岩心渗透率为10.8×10^-3µm²，结果见表7所示。

表3

浓度wt%	0.01	0.05	0.1	0.3	0.6	1.0
							界面张力mN.m^-1	2.54×10^-3	7.53×10^-4	5.31×10^-4	4.17×10^-3	3.33×10^-3	6.32×10^-3
粘度mPa·s	1.30	2.21	3.11	5.44	8.65	14.5

【实施例4】

1)以质量份计，取十八烷基聚氧丙烯聚氧乙烯醚甜菜碱[a=4,b=4,R₂₌ CH₂CH₂OH,R₃= CH₂CH₂OH,R₄= CH₂CH(OH)CH₂,X^-=SO₃ ^-]50份、十八烷基聚氧丙烯聚氧乙烯醚羟基丙磺酸钠[c=2,d=4, R₆=CH₂CH(OH)CH₂,Y=SO₃Na] 1份、50份乙醇和55份含氯化钠氯化钾总量为8wt%的氯化钠－氯化钾水溶液（其中氯化钠与氯化钾的重量比为1:1）依次加入反应瓶中，升温至75℃搅拌3小时，减压蒸馏去除乙醇，得到所需的粘弹表面活性剂。同【实施例1】1)配制1.0wt%粘弹表面活性剂地层水溶液，测定不同浓度时的油水界面张力及粘度，所用地层水的总矿化度TDS 为9000毫克/升，结果见表4所示。

2) 同【实施例1】2)，不同之处为驱油温度60℃，粘弹表面活性剂地层水溶液浓度0.2wt%，结果见表7所示。

表4

浓度wt%	0.01	0.05	0.1	0.3	0.6	1.0
							界面张力mN.m^-1	6.54×10^-4	5.53×10^-4	7.21×10^-4	1.34×10^-3	3.23×10^-3	1.02×10^-2
粘度mPa·s	1.10	1.34	2.98	5.38	7.34	11.5

【实施例5】

1)以质量份计，取二十二烷基聚氧丙烯聚氧乙烯醚甜菜碱 [a=10,b=1,R₂₌CH₂CH₂OH,R₃= CH₂CH₂OH,R₄= CH₂,X^-=COO^-] 1份、壬基酚聚氧丙烯聚氧乙烯醚乙磺酸钾 [c=8,d=6, R₆=CH₂CH₂,Y=SO₃K] 1份、3份正丙醇和3份10wt%氯化钠水溶液依次加入反应瓶中，升温至85℃搅拌2小时，减压蒸馏去除正丙醇，得到所需的粘弹表面活性剂。同【实施例1】1)配制1.0wt%粘弹表面活性剂地层水溶液，测定不同浓度时的油水界面张力及粘度，所用地层水的总矿化度TDS 为15000毫克/升，结果见表5所示。

2) 同【实施例1】2)，不同之处为岩心渗透率为36.1×10^-3µm²，粘弹表面活性剂地层水溶液浓度0.4wt%，结果见表7所示。

表5

浓度wt%	0.01	0.05	0.1	0.3	0.6	1.0
							界面张力mN.m^-1	5.24×10^-4	6.32×10^-4	8.90×10^-4	7.11×10^-4	3.11×10^-3	9.32×10^-3
粘度mPa·s	1.98	2.66	3.98	7.90	8.09	16.9

【实施例6】

1)以质量份计，取二十二烷基聚氧丙烯聚氧乙烯醚甜菜碱 [a=6,b=2,R₂₌CH₃,R₃=CH₃,R₄= CH₂,X^-=COO^-] 3份、十八烷基聚氧丙烯聚氧乙烯醚羟基丙磺酸钠[c=2,d=4, R₆=CH₂CH(OH)CH₂,Y=SO₃Na] 1份、3份异丙醇和5份15wt%氯化钠水溶液依次加入反应瓶中，升温至85℃搅拌2小时，减压蒸馏去除正丙醇，得到所需的粘弹表面活性剂。同【实施例1】1)配制1.0wt%粘弹表面活性剂地层水溶液，测定不同浓度时的油水界面张力及粘度，所用地层水的总矿化度TDS 为15000毫克/升，结果见表6所示。

表6

浓度wt%	0.01	0.05	0.1	0.3	0.6	1.0
							界面张力mN.m^-1	1.11×10^-3	6.89×10^-4	7.90×10^-4	2.38×10^-3	2.09×10^-3	1.67×10^-2
粘度mPa·s	0.99	1.34	2.04	4.12	6.56	13.1

【实施例7、8】

同【实施例2】，不同之处为分别采用渗透率为1.04×10^-3µm²及48.5×10^-3µm²的岩心进行驱油试验，结果见7所示。

表7

实施例	岩心渗透率µm²	表面活性剂用量wt%	提高采收率/%
				1	23.9×10^-3	1.0	15.6.
2	23.9×10^-3	1.0	15.1
				3	10.8×10^-3	0.6	12.7
4	23.9×10^-3	0.2	8.2
				5	36.1×10^-3	0.4	11.8
6	23.9×10^-3	0.6	13.1
				7	1.04×10^-3	1.0	12.2
8	48.5×10^-3	1.0	15.6

【实施例9】

同【实施例1】、【实施例3】和【实施例4】进行岩心驱替试验，记录驱替前后注入压力的变化如表8所示。

表8

实施例	1	3	4
				初始注入压力 MPa	0.76	0.41	0.14
终止注入压力 MPa	0.64	0.34	0.098
				压力降低百分数 %	15.8	17.0	30.0

【比较例1】

采用不同分子量市售驱油用聚丙烯酰胺和按照【实施例1】进行岩心驱替试验，同【实施例7】记录驱替前后注入压力的变化如表9所示。注聚压力均高于注粘弹表面活性剂时的压力，且终止注入压力出现升高的趋势。

表9

聚丙烯酰胺	M=1200万	M=900万	M=600万
				初始注入压力 MPa	2.56	1.63	1.17
终止注入压力 MPa	2.91	1.84	1.36

【比较例2】

同【实施例1】1)步骤分别配制1.0wt%的壬基酚聚氧丙烯聚氧乙烯醚甜菜碱 [a=8,b=2,R₂=CH₃,R₃=CH₃,R₄=CH₂CH(OH)CH₂,X^-=SO₃ ^-] 和1.0wt%十八烷基聚氧丙烯聚氧乙烯醚羟基丙磺酸钠[c=2,d=4, R₆=CH₂CH(OH)CH₂,Y=SO₃Na] 的地层水溶液，以同样矿化度的水稀释后测定不同浓度时的油水界面张力，结果分别见表10和表11所示。同【实施例1】2)步骤进行岩心驱替试验，分别提高原油采收率11.8%和9.5%。

表1 0

浓度wt%	0.01	0.05	0.1	0.3	0.6	1.0
							界面张力mN.m^-1	6.12×10^-2	4.36×10^-3	4.31×10^-3	5.36×10^-3	7.23×10^-3	8.37×10^-3
粘度mPa·s	0.92	0.95	1.02	1.14	1.32	2.32

表1 1

浓度wt%	0.01	0.05	0.1	0.3	0.6	1.0
							界面张力mN.m^-1	8.51×10^-2	1.12×10^-2	6.89×10^-3	5.32×10^-3	4.23×10^-3	2.05×10^-2
粘度mPa·s	0.87	0.89	0.89	0.97	1.02	1.13

【比较例3】

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】配制1.0wt%地层水溶液，以同样矿化度的水稀释后测定不同浓度时的油水界面张力及粘度，结果见表12所示。同法进行岩心驱替试验，分别提高原油采收率10.1%。

表1 2

浓度wt%	0.01	0.05	0.1	0.3	0.6	1.0
							界面张力mN.m^-1	8.62×10^-2	5.66×10^-2	3.22×10^-2	7.32×10^-3	1.23×10^-2	4.05×10^-2
粘度mPa·s	0.89	0.97	1.42	1.98	2.11	2.34

Claims

1.一种使用粘弹性表面活性剂的驱油方法，将驱油剂在驱油温度40～100℃、总矿化度>500毫克/升地层水条件下，使含原油的岩心与驱油剂接触，将岩心中的原油驱替出来；其中所述的驱油剂含所述粘弹表面活性剂和所述地层水，所述驱油剂中粘弹性表面活性剂的浓度为0.01～1.5wt％；所述粘弹表面活性剂由两性离子表面活性剂与阴-非离子表面活性剂以质量比1∶(100～1)组成；所述两性离子表面活性剂具有如下式(I)的分子通式，所述阴-非离子表面活性剂具有如下式(II)的分子通式：

2.根据权利要求1所述的驱油方法，其特征在于所述驱油温度为60～90℃。

3.根据权利要求1所述的驱油方法，其特征在于所述地层水的总矿化度为5000～20000毫克/升。

4.根据权利要求1所述的驱油方法，其特征在于所述驱油剂中粘弹性表面活性剂的浓度为0.2～1.0wt％。

5.根据权利要求1所述的驱油方法，其特征在于所述粘弹表面活性剂由两性离子表面活性剂与阴-非离子表面活性剂以质量比1∶(50～1)组成。

6.根据权利要求1所述的驱油方法，其特征在于所述R₁和R₅彼此独立选自C₁₂～C₂₄的烷基或由C₈～C₁₂烷基取代的苯基，R₂、R₃彼此独立选自甲基、乙基或羟乙基，R₄和R₆彼此独立选自C₁～C₃的亚烷基或羟基取代亚丙基。

7.根据权利要求1所述的驱油方法，其特征在于所述a和c彼此独立取值为2～12，b和d彼此独立取值为1～10。

8.根据权利要求1所述的驱油方法，其特征在于M和N为彼此独立选自钠或钾。

9.根据权利要求1所述的驱油方法，其特征在于所述岩心的岩心渗透率范围为0.01～100×10^-3μm²。

10.根据权利要求1所述的驱油方法，其特征在于所述驱油剂的制备包括以下步骤：

(1)将所需量的所述两性离子表面活性剂和所需量的所述阴-非离子表面活性剂与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5～70wt％；

(2)升温至40～100℃搅拌1～4小时；

(3)蒸去低碳醇，得到粘弹表面活性剂溶液；

(4)将步骤(3)得到的粘弹表面活性剂溶液与所需量地层水混合得到含粘弹性表面活性剂的驱油剂；

所述低碳醇选自C₁～C₅的脂肪醇。