CN103967463B

CN103967463B - 强化驱油方法

Info

Publication number: CN103967463B
Application number: CN201310044458.2A
Authority: CN
Inventors: 沈之芹; 翟晓东; 沙鸥; 李斌; 金军
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: CN103967463A

Abstract

本发明涉及一种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驱油效率低的问题。本发明通过采用含0.01~1.0wt%阴‑非离子表面活性剂及阳离子表面活性剂以摩尔比1∶0.01～0.99形成的阴阳体系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

强化驱油方法

技术领域

本发明涉及一种强化驱油方法，尤其涉及低渗透油田的强化驱油方法。

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。

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。阴阳离子复配表面活性剂亦是学者们热衷研究的课题。由于两者接近等比例混合时其水溶液容易形成沉淀，从而导致阴阳离子表面活性剂混合体系在应用中收到限制，如北京大学化学系赵国玺等（见《日用化学工业》1997年第2期，1～3）研究认为阴阳离子表面活性剂混合体系普遍具有浊点现象，显示非离子表面活性剂的特点；但阴阳离子表面活性剂混合体系水溶液又具有很多优良性质, 如无锡轻工大学邹利宏等（见《日用化学工业》2001年10月第5期，37～40）综合介绍了阴- 阳离子表面活性剂复配体系在各种物化性能的增效效应, 例如降低表面张力的效能、表面张力的效率、降低临界胶束浓度的能力、改善表面吸附的能力, 以及这些增效效应在去污、增溶、泡沫、润湿、乳化等方面的应用，讨论了提高阴阳离子表面活性剂之间的可配伍性之对策, 诸如采用非等摩尔比复配、在离子型表面活性剂中引入聚氧乙烯链及加入非离子或两性表面活性剂进行调节等手段以优化配方性能和提高综合经济效益；黄宏度等（见《石油天然气学报》2007年8月第29卷第4期，101～104）研究了石油磺酸盐、石油羧酸盐、烷基苯磺酸盐等阴离子表面活性剂与十六烷基三甲基溴化铵、碱复配体系的界面张力并发现：阳离子表面活性剂的加入使石油羧酸盐、烷基苯磺酸盐、石油磺酸盐的界面活性得到改善。

上述研究结果表明，阴阳离子表面活性剂复合体系具有良好的降低表面张力等效能，但前者研究结果未涉及到油水界面性能的研究，而后者在体系中依然采用了碱，从而无法避免碱对地层和油井带来伤害，腐蚀设备和管道及破乳困难等问题。基于上述情况，现有技术中缺少针对低渗透油藏、在地层温度下结构稳定并能与原油形成10^-2～10^-4mN/m低界面张力，有效提高原油采收率的活性水驱油体系。

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0.01~1.0wt%阴-非离子表面活性剂及阳离子表面活性剂以摩尔比1∶0.01～0.99形成的阴阳体系表面活性剂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：一种强化驱油方法，将驱油剂在驱油温度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；其中所述的驱油剂包含表面活性剂和所述注入水，所述驱油剂中表面活性剂的浓度为0.01~1.5wt%；所述表面活性剂由阴-非离子表面活性剂及阳离子表面活性剂以摩尔比1∶(0.01～0.99)组成；所述阴-非离子表面活性剂具有如下式(1)的分子通式、阳离子表面活性剂具有如下式（2）的分子通式为：

式（1）

式（2）

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，n =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，X为-COOM或-SO₃M，M为选自碱金属或铵基；R₃为C₄～C₂₄的烷基，R₄ 、R₅和R₆独立选择C₁～C₅的烷基或取代烷基，Y^r-为阴电荷数为r的阴离子。

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；更突出地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温度优选为50～95℃。所述注入水的总矿化度优选为200～1500毫克/升，更优选300～1500毫克/升；水型优选为NaHCO₃型。所述驱油剂中表面活性剂的浓度优选为0.1~0. 6wt%。所述表面活性剂由所述阴-非离子表面活性剂与所述阳离子表面活性剂优选以摩尔比1∶(0.1～0.9)组成。R₂优选为C₁~C₅的羟基取代亚烷基。R₁优选为C₁₂～C₂₄的烷基或由C₈～C₁₂烷基取代的苯基，R₂优选为C₁～C₃的亚烷基或羟基取代的亚烷基。优选m=2～8，n=1～12。R₃优选C₈～C₁₈的烷基，R₄、R₅或R₆独立优选自甲基或乙基。

上述技术方案中，式（2）表示的阳离子表面活性剂的核心在于结构中的阳离子部分，Y^r-没有特别限制，只要能够使与式（2）中的阳离子部分构成电中性体系的阴离子均适用本发明。简单阴离子的例子例如，Y^r-可以是r=1的无机阴离子（例如氯离子、溴离子或氢氧根离子、磷酸二氢根等）、r=1的有机阴离子（例如醋酸根等一元羧酸根），可以是r=2的无机阴离子（例如硫酸根、磷酸氢二根等）、r=2的有机阴离子（例如酒石酸根、邻苯二甲酸根、马来酸根）；还可以是r＞2的多价无机或有机阴离子，例如磷酸根、柠檬酸根。除了上述简单阴离子以外，还包括多聚阴离子（例如三聚磷酸根、多聚磷酸根等）、聚合阴离子（例如聚丙烯酸根）等。但至少从制备方法简便程度考虑，Y^r-优选氯离子、溴离子或氢氧根离子。

在Y^r-氯离子、溴离子或氢氧根离子的情形，式（2）所式的表面活性剂可以从市售渠道获得也可以通过本领域常规技术合成得到；在Y^r-氯离子、溴离子或氢氧根离子之外的阳离子表面活性剂，可以通过本领域常规技术合成得到，例如至少也可以通过Y^r-为氢氧根离子的阳离子表面活性剂经过相应的酸中和至所需程度得到式（2）所式的阳离子表面活性剂；Y^r-为氢氧根离子的阳离子表面活性剂，例如可以通过Y^r-氯离子、溴离子的阳离子表面活性剂与氧化银反应得到，再例如还可以通过Y^r-氯离子、溴离子的阳离子表面活性剂用强碱性氢氧型阴离子交换树脂处理得到。

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）将所需量的阴-非离子表面活性剂、阳离子表面活性剂、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5～70wt%；

（2）升温至40~100℃搅拌1～4小时；

（3）蒸去低碳醇，得到阴阳体系表面活性剂溶液；

（4）将步骤（3）得到的阴阳体系表面活性剂溶液与所需量注入水混合得到含阴阳体系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的速度泵入注入水，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。其中，岩心渗透率范围为0.01~150×10^-3µm²。

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）、小分子有机物（例如DMSO等）、无机碱等采油助剂。

本发明所制备的活性水驱油剂中的阴-非离子与阳离子表面活性剂形成的阴阳体系表面活性剂，由于阴-非离子与阳离子表面活性剂复配后，即可呈现出表面活性的增加、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头基呈负电性与阳离子表面活性剂中铵离子正电荷存在强烈的静电作用，促进了两种带不同电荷表面活性剂离子间的缔合, 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，因而在溶液中很容易形成胶束, 产生比单一表面活性剂更高的表面活性和低的临界胶束浓度，同时阴-非表面活性剂中的非离子聚醚基团的引入既可增加阴阳体系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。阴阳体系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。另外，由于地层岩心表面多呈现混合润湿的特性，即同时含有油润湿表面与水润湿表面，阴阳体系表面活性剂可以有效改变岩层表面的润湿性，特别是阳离子表面活性剂通过与吸附在固体表面上的带负电的基团相互作用，可使油润湿表面改变为中性润湿或水润湿表面，降低原油在固体表面的粘附功，从而使得原油易于剥离，提高了洗油效率，有利于原油采收率的提高。

采用本发明的强化驱油方法，可用于地层温度50~95℃、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0.1～0.6wt% 阴阳体系表面活性剂注入水溶液，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最高可达7.3%，取得了较好的技术效果。

附图说明

图1为烷基醇聚氧丙烯聚氧乙烯醚羟基丙磺酸盐的红外光谱图。

本发明制备的烷基醇聚氧丙烯聚氧乙烯醚羟基丙磺酸盐可应用美国 Nicolet-5700光谱仪，采用液膜法进行红外光谱分析(扫描范围4000～400cm^-1)，确定被测样品的化学结构，以达到对本发明所述化合物的红外表征。

由图1可知，波数2914cm^-1、2860cm^-1为烷基链上甲基与亚甲基C-H伸缩特征峰，在波数726 cm^-1出现长链烷基C-H面内摇摆的特征峰； 1350cm^-1左右峰为磺酸盐的特征峰，是由于S=O的反对称伸缩振动和骨架碳振动造成的；波数1108cm^-1为C-O-C键的吸收峰。

图2为岩心驱替试验流程图。其中，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)取十八烷基聚氧丙烯（m=3）聚氧乙烯（n=10）醚羟基丙磺酸钠208.8 克（0.2摩尔）、十二烷基三甲基氯化铵10.5 克（0.04摩尔）、乙醇含量为40wt%的乙醇盐水溶液（盐水为5wt%的氯化钠水溶液）450克依次加入反应瓶中，升温至70℃搅拌2.5小时，减压蒸馏去除乙醇，得到所需的阴阳体系表面活性剂。加入江苏沙7油田低渗透油藏（平均气测渗透率为45×10^-3µm²）注入水（总矿化度TDS 为500毫克/升、Mg²⁺+Ca²⁺为25毫克/升）中，于30℃搅拌2小时，得到0.6wt%阴阳表面活性剂母液，以同样矿化度的水稀释至不同浓度，测定表面活性剂溶液与该区块脱水原油的油水界面张力，测试温度为83℃，在0.005～0.6wt%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。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。应用美国Nicolet-5700红外光谱仪，采用液膜法进行红外光谱分析（扫描范围4000～400cm^-1），图1为测得的十八烷基聚氧丙烯（m=3）聚氧乙烯（n=10）醚羟基丙磺酸钠的红外谱图。

(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28.3×10^-3µm²。以上述注入饱和岩心，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83℃温度下，以沙7注入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)合成的0.3wt%阴阳表面活性剂注入水溶液后，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6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

【实施例2】

(1)取壬基苯酚聚氧丙烯（m=8）聚氧乙烯（n=6）醚乙磺酸钾218.8克（0.2摩尔）、十六烷基三甲基溴化铵36.4克（0.1摩尔）、甲醇含量为20wt%甲醇去离子水溶液375克依次加入反应瓶中，升温至60℃搅拌3小时，减压蒸馏去除甲醇，得到所需的阴阳体系表面活性剂。同【实施例1】(1)配制0.6wt%表面活性剂母液，测定不同浓度时的油水界面张力，结果见表2所示。

(2) 同【实施例1】(2)，结果见表6所示。

表2

【实施例3】

(1)取合成的二十二烷基聚氧丙烯（m=4）聚氧乙烯（n=2）醚乙磺酸钠310.4 克（0.4摩尔）、癸基三甲基溴化铵11.2 克（0.04摩尔）、异丙醇含量为30wt%的异丙醇盐水溶液（盐水为含10wt%氯化钠和5wt%氯化钾的水溶液）470克依次加入反应瓶中，升温至50℃搅拌3小时，减压蒸馏去除异丙醇，得到阴阳体系表面活性剂。同【实施例1】(1)配制0.6wt%表面活性剂母液，测定不同浓度时的油水界面张力，所用注入水的总矿化度TDS 为1500毫克/升、Mg²⁺+Ca²⁺为45毫克/升，结果见表3所示。

(2) 同【实施例1】(2)，不同之处为驱油温度95℃，岩心渗透率为34.3×10^-3µm²，阴阳表面活性剂注入水溶液浓度0.6wt%，结果见表6所示。

表3

【实施例4】

(1)取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174.6 克（0.3摩尔）、十八烷基三甲基氯化铵86.9 克（0.25摩尔）、正丙醇含量为50wt%的正丙醇盐水溶液（盐水为2wt%的氯化钾水溶液）700 克依次加入反应瓶中，升温至90℃搅拌1.5小时，减压蒸馏去除正丙醇，得到所需的阴阳体系表面活性剂。同【实施例1】(1)配制0.6wt%表面活性剂母液，测定不同浓度时的油水界面张力，所用注入水的总矿化度TDS 为900毫克/升、Mg²⁺+Ca²⁺为23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50℃，阴阳表面活性剂注入水溶液浓度0.2wt%，结果见表6所示。

表4

【实施例5】

(1)取二十二烷基聚氧丙烯（m=8）聚氧乙烯（n=2）醚乙酸钠191.6 克（0.2摩尔）、十二烷基三乙基溴化铵 10.5克（ 0.03摩尔）、异丙醇浓度为10wt%的异丙醇盐水溶液（盐水为10wt%的氯化钠水溶液）500 克依次加入反应瓶中，升温至80℃搅拌2小时，减压蒸馏去除异丙醇，得到所需的阴阳体系表面活性剂。同【实施例1】(1)配制0.6wt%表面活性剂母液，测定不同浓度时的油水界面张力，所用注入水的总矿化度TDS 为1200毫克/升、Mg²⁺+Ca²⁺为36毫克/升，结果见表5所示。

(2) 同【实施例1】(2)，不同之处为驱油温度75℃，岩心渗透率为19.6×10^-3µm²阴阳表面活性剂注入水溶液浓度0.5wt%，结果见表6所示。

表5

浓度wt%	0.005	0.01	0.05	0.1	0.3	0.6
							界面张力mN/m	1.54×10^-2	3.82×10^-3	3.22×10^-3	3.12×10^-3	6.47×10^-4	1.22×10^-3

【实施例6、7】

同【实施例1】，不同之处为分别采用渗透率为1.02×10^-3µm²及49.5×10^-3µm²的岩心进行驱油试验，结果见6所示。

表6

【比较例1】

同【实施例1】(1)步骤分别配制0.6wt%的十八烷基聚氧丙烯（m=3）聚氧乙烯（n=10）醚羟基丙磺酸钠和0.6wt%壬基苯酚聚氧丙烯（m=8）聚氧乙烯（n=6）醚乙磺酸钾的注入水母液，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，结果见表7、表8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3.5% 和 3.2%。

表7

浓度wt%	0.005	0.01	0.05	0.1	0.3	0.6
							界面张力mN/m	1.63×10^-1	1.21×10^-1	7.22×10^-2	8.45×10^-3	3.32×10^-3	2.41×10^-3

表8

浓度wt%	0.005	0.01	0.05	0.1	0.3	0.6
							界面张力mN/m	1.87×10^-1	1.21×10^-1	8.22×10^-2	1.21×10^-2	6.75×10^-3	2.33×10^-3

【比较例2】

同【实施例3】 (1)步骤分别配制0.6wt%的二十二烷基聚氧丙烯（m=4）聚氧乙烯（n=2）醚乙磺酸钠的注入水母液，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，结果见表9所示。同【实施例3】(2)步骤进行岩心驱替试验，提高原油采收率 4.5%。

表9

浓度wt%	0.005	0.01	0.05	0.1	0.3	0.6
							界面张力mN/m	1.99×10^-1	1.32×10^-1	6.01×10^-2	8.45×10^-3	2.56×10^-3	2.85×10^-3

【比较例3】

除了将“癸基三甲基溴化铵”用量改变为106.4克（0.38摩尔），使得二十二烷基聚氧丙烯（m=4）聚氧乙烯（n=2）醚乙磺酸钠与癸基三甲基溴化铵的摩尔比为1:0.95，其余同【实施例3】。油水界面张力结果见表10所示，可提高原油采收率4.1%。

表10

浓度wt%	0.005	0.01	0.05	0.1	0.3	0.6
							界面张力mN/m	1.52×10^-1	1.33×10^-1	9.01×10^-2	1.22×10^-2	4.67×10^-3	1.55×10^-3

【比较例4】

除了将“十二烷基三乙基溴化铵”用量改变为66.5克（ 0.19摩尔），使得二十二烷基聚氧丙烯（m=8）聚氧乙烯（n=2）醚乙酸钠与十二烷基三乙基溴化铵的摩尔比为1:0.95，其余同【实施例5】。油水界面张力结果见表11所示，可提高原油采收率3.9%。

表11

浓度wt%	0.005	0.01	0.05	0.1	0.3	0.6
							界面张力mN/m	1.64×10^-1	1.52×10^-1	8.02×10^-2	4.21×10^-2	5.44×10^-3	3.98×10^-3

Claims

1.强化驱油方法，将驱油剂在驱油温度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；其中所述的驱油剂包含表面活性剂和所述注入水，所述驱油剂中表面活性剂的浓度为0.01～1.5wt％；所述表面活性剂由阴-非离子表面活性剂及阳离子表面活性剂以摩尔比1∶(0.01～0.99)组成；所述阴-非离子表面活性剂具有如下式(1)的分子通式、阳离子表面活性剂具有如下式(2)的分子通式为：

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，X为-COOM或-SO₃M，M为选自碱金属或铵基；R₃为C₄～C₂₄的烷基，R₄、R₅和R₆独立选择C₁～C₅的烷基或取代烷基，Y^r-为阴电荷数为r的阴离子。

2.根据权利要求1所述的强化驱油方法，其特征在于所述岩心渗透率范围为0.01～150×10^-3μm²。

3.根据权利要求1所述的强化驱油方法，其特征在于驱油温度为50～95℃。

4.根据权利要求1所述的强化驱油方法，其特征在于注入水的总矿化度为300～1500毫克/升。

5.根据权利要求1所述的强化驱油方法，其特征在于所述驱油剂中表面活性剂的浓度为0.1～0.6wt％。

6.根据权利要求1所述的强化驱油方法，其特征在于所述表面活性剂由所述阴-非离子表面活性剂与所述阳离子表面活性剂以摩尔比1∶(0.1～0.9)组成。

7.根据权利要求1所述的强化驱油方法，其特征在于R₂为C₁～C₅的羟基取代亚烷基。

8.根据权利要求1所述的强化驱油方法，其特征在于R₁为C₁₂～C₂₄的烷基或由C₈～C₁₂烷基取代的苯基，R₂为C₁～C₃的亚烷基或羟基取代的亚烷基。

9.根据权利要求1所述的强化驱油方法，其特征在于m＝2～8，n＝1～12。

10.根据权利要求1所述的强化驱油方法，其特征在于R₃为C₈～C₁₈的烷基，R₄、R₅或R₆独立选自甲基或乙基。