CN1436272A - 用于改进油回收的水溶液的表面活性剂混合物 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及用于从地下储层回收液体烃的含水流体，该流体包括含水介质和表面活性剂混合物。含水流体具有碱性pH。表面活性剂混合物包括至少一种合成聚异丁烯表面活性剂和至少一种选自如下的第二表面活性剂：磺酸盐表面活性剂、醇、非离子表面活性剂。表面活性剂混合物降低了烃油和含水流体之间的界面张力。

Description

用于改进油回收的水溶液的表面活性剂混合物
发明领域
本发明涉及用于烃油回收的表面活性剂驱(surfactant flooding)法，其中在碱性含水介质中采用合成聚异丁烯磺酸盐与如下物质结合：至少一种其它表面活性剂或共表面活性剂，优选磺酸盐、醇或非离子表面活性剂，或它们的一些混合物，以降低表面活性剂溶液和待从地下储层回收的烃油即原油之间的界面张力。表面活性剂水溶液因此能改进从地下储层回收原油。
发明背景
在地下储层中积累和从地下储层产生的原油，即烃，通过一个或多个钻入储层的油井回收或生产。在生产原油之前，地岩层(多孔介质)被原油饱和且所有的孔被原油填充。烃的初始回收一般由“初次回收”技术完成，其中仅利用在储层中存在的自然力生产油。在此初次回收中，通过形成压力仅将一部分原油从孔钻出。例如，在自然力耗尽和初次回收终止时的通常条件是相当大部分的、典型地多于一半其原始体积的原油保留在储层中。此外，许多储层缺乏足够的自然力，甚至不足以通过初次方法生产油。
此现象在石油工业中长期以来是已知的，因此对这种事实的认识引起许多改进油回收技术的开发和使用。大部分这些技术包括向地下储层中注入至少一种流体或气体以生产额外量的原油。这些液体包括水、蒸汽、可混溶的气体如CO2或天然气，或不混溶的气体如氮气。
尽管其它流体可提供更高的油回收率，但最通常使用水，它是经济的流体选择。水驱法包括向含油储层中注入水。当水在储层中移动时，将其中的油转移到由一个或多个井组成的生产系统，通过该生产系统回收油。然而水并不能高效率地驱油，这是由于水和油的不混溶性和由于它们之间的高界面张力。
长期以来认识到在注入的水和储层油之间存在的高界面张力，储层油和注入的水的相对运动，和储层中岩石表面的可润湿性特性是不利地影响通过水驱法回收的油量的因素。
有两种改进注入流体的油回收的主要机理。这些方法通过注入的流体提高注入流体的体积吹扫效率和增加油转移效率。两种技术包括加入能改进注入流体性能的化学品。
用于提高水的油回收率的非常有用的技术已经向注入的水中加入表面活性剂以有效降低油/水界面张力和/或改变储层岩石的可润湿性特性。界面张力的有效降低使得原油液滴变形，从而改进油通过储层多孔通道的移动。因此，将向注入的水加入表面活性剂中能有效降低水和储层油之间的界面张力，油液滴变形、结合并随后随注入的水一起流向生产井。一般接受的是，对于低张力水驱法，应当将表面活性剂溶液和储层油之间的界面张力降低到小于0.1达因/cm以得到有效的回收。为提供有效和经济可行的油回收，目标是降低界面张力到10-3达因/cm。
一般情况下，将溢注水(已经向水中加入一种或多种表面活性试剂或表面活性剂)注入储层中，和使用表面活性剂的溶液或乳液通过变形吹扫和驱油或回收油的表面活性剂的这些方法，通常称为表面活性剂水驱法(surfactant water flooding)或低张力水驱法，后一术语参考涉及油-水界面张力降低的机理。在此程序之后是用于迁移率控制和改进吹扫效率的聚合物溶液。
阴离子表面活性剂广泛地用于这样的水驱法应用。例如，W.R.Foster的题目为“低张力水驱法”的文章，Journal of Petroleum Technology，25卷，1973年2月，205-210页，描述了这样的技术，该技术包括在指定的当量重量范围内和在受控的盐度条件下注入石油磺酸盐水溶液。
在采用阴离子表面活性剂，和特别地采用石油磺酸盐的水驱法中遇到的一个问题是当溶液在储层中移动时，它们倾向于由于沉淀而从注入溶液中损耗。表面活性剂倾向于以离子物质的不溶盐的形式(如多价金属离子)损失。此现象称为缺乏稳定性，通常在所谓的“硬水”或“高盐水”环境中看到。高盐水典型地包含高浓度无机盐，例如，一般大于2％NaCl和大于总计0.5％CaCl2和MgCl2。事实上，一些“高盐水”储层可具有大于4％的NaCl浓度，和大于2％的结合CaCl2和MgCl2浓度。特别地，在过量约2-3wt％的较低浓度的单价盐例如氯化钠存在下，或在甚至更低浓度的二价金属离子例如钙和镁离子存在下，这些表面活性剂倾向于从溶液中沉淀出来。例如，约50-100ppm和更高的二价金属离子浓度通常倾向于引起石油磺酸盐的沉淀。其它损耗可能由于表面活性剂在储层岩石表面上的吸收或由于石油磺酸盐在岩石基体孔空间中的物理截留引起。
在任何情况下，相当显然的是当表面活性剂在储层中移动时，如果表面活性剂被从水驱溶液中去除，则该试剂不能降低在油/水界面处的界面张力，这相当自然地导致表面活性剂的损耗，降低了油回收效率。
在表面活性剂驱油回收方法(其中水包含表面活性剂)中，从储层回收油的效率极大地受如下因素影响：(1)表面活性剂损失的速率，或表面活性剂稳定性，和(2)表面活性剂的表面活性，或换言之，在油/水界面处降低界面张力达到的程度。界面张力越低，回收越有效。
表面活性剂，和特别是石油磺酸盐从注入溶液损耗的倾向，也称为缺乏稳定性，在本领域长期以来被认为是个问题。已经提出许多建议以克服这样的问题。例如，Gale等人的US3637017描述了采用平均分子量为465-480的石油磺酸钠表面活性剂和醇的方法，该醇包括1-8个碳原子的脂族醇。在Gale等人的方法中，将石油磺酸盐的水溶液注入地岩层，然后将表面活性剂与包含少量醇的水一起转移。可以在表面活性剂溶液中以及在转移水中发现少量醇。
Plummer等人的US3997451描述了两种不同石油磺酸盐的结合，这两种石油磺酸盐的平均当量重量为约390-450，和脂族对芳族质子(A/AP)之比为4-20摩尔/摩尔，但对于回收增加量的油，它们各自的A/AP比的差异至少为2.5摩尔/摩尔。
Savins等人的US4042030描述了通过用于水驱油回收工艺的如下物质的加入而增稠的水：分子量为350-500的烷基芳基磺酸盐表面活性剂和具有至少3个碳原子的烃链键合的C4-C6脂族醇。Savins等人的驱油方法不是微乳液驱油法(在微乳液驱油法中，微乳液用于通过可混溶的转移工艺转移油)，与微乳液体系相比具有不同的组成要求。参见11栏，25-37行。微乳液体系使用更高浓度的表面活性剂和本身必须以不同的方式解决沉淀问题。
也已经建议阴离子和非离子表面活性剂的某些结合以对抗硬水地岩层。例如，US3811505公开了烷基或烷芳基磺酸盐或磷酸盐和聚乙氧基化烷基酚的用途。US3811504公开了包括如下物质的三种组分混合物的用途：烷基或烷芳基磺酸盐，烷基聚乙氧基硫酸盐和聚乙氧基化烷基酚。US3811507公开了直链烷基或烷芳基磺酸盐和聚乙氧基化烷基硫酸盐的水溶性盐的用途。
Carlin等人的US4110229描述了含水、含盐的表面活性剂的流体，和使用流体从包含高盐度和/或高硬度水的地岩层中回收油的油回收方法。流体包括阴离子表面活性剂，如有机磺酸盐，特别是石油磺酸盐，以及合成的烷基或烷芳基磺酸盐和增溶共表面活性剂，如乙氧基化醇、烷基酚；或烷基或烷芳基硫醇，或硫酸化或磺酸化、乙氧基化的醇或烷基酚。Carlin等人描述了如果仔细选择主要阴离子表面活性剂对增溶共表面活性剂的比例，使得在其中会采用表面活性剂的特定地岩层盐水中显示边界溶解度，则达到最优性能。
已经建议使用某些两性表面活性剂，该两性表面活性剂在酸介质中用作阳离子，当引入碱性体系中时变成阴离子性的。例如，US3939911公开了采用三组分表面活性剂体系的表面活性剂水驱法。此表面活性剂体系包括烷基或烷芳基磺酸盐如十二烷基苯磺酸铵，磷酸酯磺酸盐，和磺化甜菜碱如C12-C24烷基氨基C1-C5烷烃二甲基丙磺酸铵。
除了由于使用石油磺酸盐引起的稳定性问题以外，这些天然磺酸盐的供应受到限制。油回收工艺每年花费数十亿英磅。在本领域认识到的是需要这样的表面活性剂，该表面活性剂能有效降低用于油回收工艺的溢注水和原油之间的界面张力，显示改进的油回收率和改进的溶液稳定性，且仍然是经济可行的。
令人惊奇地，本发明的表面活性剂体系(包括至少一种合成聚异丁烯磺酸盐和第二表面活性剂，第二表面活性剂优选是磺酸盐、醇、和/或非离子表面活性剂)得到这样的表面活性剂溶液，当用于油回收工艺时，该表面活性剂溶液在水/油界面处产生超低界面张力，和具有大于24小时而没有沉淀的优异溶液稳定性，从而在油回收工艺期间不会从表面活性剂溶液中损耗。
发明概述
本发明涉及一种用于从包含含水介质的地下储层回收液体烃的含水流体，和一种表面活性剂混合物。表面活性剂混合物包括至少一种合成聚异丁烯磺酸盐。第二表面活性剂优选是磺酸盐、醇、非离子表面活性剂、或它们的结合物。含水流体的pH大于7。
本发明的表面活性剂体系，当加入到水驱过程中时，能够将在液体烃(即原油)和新形成的表面活性剂水驱之间的界面张力降低到超低值。
在水/油界面处，在碱/表面活性剂水驱和烃油(如原油)之间的界面张力，可以为约0.001达因/cm或更低。所得表面活性剂溶液的稳定性是24小时或更长而没有沉淀。
本发明进一步涉及通过如下方式从由井孔穿透的地下储层回收油的方法：将含水流体提供到储层中和使油与含水流体接触。含水流体包括至少一种聚异丁烯磺酸盐表面活性剂和第二表面活性剂。第二表面活性剂优选是磺酸盐、醇、非离子表面活性剂、或其混合物。在含水流体和油之间的界面张力被有效降低，从而有效地进行油回收。含水流体具有碱性pH，和可以非必要地将聚合物增稠剂加入到含水流体中，从而更有效地回收。优选实施方案的详细描述
本发明涉及用于油回收方法的新颖表面活性剂水溶液，所述油回收方法包括向含油地岩层中加入表面活性剂水溶液，该方法通常称为表面活性剂水驱法或低张力水驱法，后一术语参考涉及油-水界面张力降低的机理。
本发明特别在于在表面活性剂水驱中使用表面活性剂溶液提高石油的回收，该表面活性剂溶液包括表面活性剂混合物，表面活性剂混合物包括合成聚异丁烯磺酸盐和共表面活性剂，共表面活性剂优选是另一种表面活性剂、醇、非离子表面活性剂或其混合物，和甚至更优选是烷基芳族磺酸盐。通过一个或多个注入井将表面活性剂溶液注入含油储层，从而将油推进到生产井。在大于7的碱性pH下提供表面活性剂驱。非必要地将混合物与聚合物增稠剂结合。
有时在本领域称为胶束或微乳液块的表面活性剂水溶液类型公开于Hedges等人的U.S.Pat.No.4，265,308(1981年5月5日)，该文献的公开内容在此引入作为参考。将表面活性剂体系(一种包括至少一种聚异丁烯磺酸盐的混合物)注入储层，从而在原位形成微乳液。微乳液定义为平均粒度为约2μm或更小的那些乳液。
本发明的表面活性剂体系包括至少一种合成聚异丁烯磺酸盐。在此使用的聚异丁烯磺酸盐是阴离子表面活性剂，它们是合成的，与天然石油磺酸盐不同。所述聚异丁烯磺酸盐通过磺化含有末端不饱和度或内部双键的聚异丁烯而制备。磺化技术对本领域技术人员是已知的。
本发明获得的聚异丁烯磺酸盐的平均当量分子量为约200-900g/摩尔，更优选约250-600g/摩尔，和最优选约300-约450g/摩尔。在如下浓度下使用聚异丁烯磺酸盐：优选总表面活性剂混合物的约1wt％-约50wt％，和优选约10wt％-约40wt％，和最优选约20wt％-约40wt％。
优选，共表面活性剂也是有机磺酸盐、醇或非离子表面活性剂。磺酸盐优选是芳族磺酸盐，包括具有约C9-C50、优选约C12-C40烷基链长度的烷基苯磺酸盐。有用的烷基苯磺酸盐的例子是十二烷基苯磺酸盐。烷基链可以是饱和或不饱和的，和直链或支化的。如果共表面活性剂是烷基苯磺酸盐，优选浓度为总表面活性剂混合物的约0wt％-约30wt％，和优选约5wt％-约30wt％。
在本发明的优选实施方案中，烷基苯磺酸盐用作共表面活性剂。这些表面活性剂通过磺酸的中和而原位制备。Witco 1298H和Witco HLB例如是通过烷基苯和磺酸盐反应而制备的烷基苯磺酸。这些物质以酸的形式提供，通过向表面活性剂混合物中加入碱性物质，通常为苛性氢氧化钠而中和，因此产生烷基苯磺酸盐表面活性剂。也可以采用其它碱性物质。所得溶液的pH优选为10-13。
如果共表面活性剂是醇，则优选是脂族醇。醇共表面活性剂可以是任何水溶性醇，优选是脂族的，包括含有约2-约20个碳原子和优选约3-约12个碳原子的那些，包括丁醇、丙醇、异丙醇、戊醇和己醇，包括正戊醇和正己醇、2-乙基己醇、甲醇、异丁醇、正丁醇等。最优选，醇共表面活性剂是异丙醇、正己醇和2-乙基己醇。如果共表面活性剂是醇，优选浓度为总表面活性剂混合物的约0-30wt％，和优选约2-20wt％。
可以非必要地将a-烯烃磺酸盐加入到表面活性剂混合物中。这些磺酸盐以总表面活性剂混合物的约0-15wt％使用。
其它表面活性剂或共表面活性剂可以非必要地加入到本发明的表面活性剂体系中，包括烷基磺酸盐、胺、醛、酮、含羟基的化合物、酯、醚、或包含一个或多个羟基、氧基的相似化合物、酰胺、卤化物等。一些具体的非离子表面活性剂包括聚乙氧基化烷基酚(包括乙氧基化壬基酚)、聚乙氧基化脂族醇、羧酸酯、羧酸酰胺、和聚氧乙烯脂肪酸酰胺等。这些非必要的表面活性剂或共表面活性剂可以以总表面活性剂混合物的至多约20wt％的浓度加入。此所列内容仅用于说明的目的，决不用作可以加入到本发明溶液中的可能表面活性剂或共表面活性剂的穷尽列举。
已经发现本发明的聚异丁烯磺酸盐表面活性剂结合使用这些表面活性剂或共表面活性剂，能以非常成本有效的方式提供非常低的界面张力。加入表面活性剂以降低在水相和烃或油相之间的界面张力。希望界面张力(IFT)值为约1×10-3达因/cm至约0.10达因/cm，和优选约1×10-4达因/cm至约0.05达因/cm。
如上所述，在碱溶液中提供本发明的表面活性剂。一般通过向表面活性剂体系中加入碱性物质如苛性物质而形成碱溶液。如上所述，将这些碱性物质加入到表面活性剂溶液中以中和酸，从而形成盐。一些表面活性剂是酸的形式。表面活性剂溶液的最终pH为约10-13。在此pH范围内，获得的溶液容易处理、运输和贮存。在如下浓度下将碱性物质加入到表面活性剂溶液中：溶液的约1wt％-约20wt％，优选溶液的约5wt％-约15wt％。
这些表面活性剂体系可用于油回收工艺。在油回收工艺中，将表面活性剂体系加入到已注入含油地岩层的水驱中以改进从储层回收的油量。
在约0.01wt％-约2wt％的浓度下，将表面活性剂或表面活性剂混合物加入到水驱中。大于约2wt％的浓度不是经济有效的。表面活性剂在表面活性剂混合物中的比例如上所述。可以调节表面活性剂的浓度以适应储层的具体条件，即温度、水的类型如“硬水”状况等。
对本发明优选的是，水驱是碱性或轻微碱性的，pH大于7。因此需要向表面活性剂水驱中加入碱性物质。碱性物质可以是碱金属或碱土金属氢氧化物、或金属盐。通过进一步降低界面张力，这些碱性物质促进提高油的回收。碱性物质可以与原油中自然存在的有机酸反应，从而在原位形成表面活性剂。
在如下浓度下加入碱性物质：约0.1wt％-约2wt％，更优选约0.1wt％-约1wt％，和最优选约0.1wt％-约0.75wt％。增加更多的碱性物质会导致表面活性剂从溶液中沉淀出来。在用于回收油的水驱中使用表面活性剂和碱性物质的结合可以称为表面活性剂驱，碱驱，或碱/表面活性剂驱。
优选表面活性剂驱中表面活性剂的溶液稳定性是大于24小时而没有沉淀。如上所述，提高表面活性剂驱的碱度，可降低溶液稳定性，所以必须在加入这种物质时考虑此情况。
非必要地，可以将增粘剂(如聚合物增稠剂)加入到全部或部分注入的水中，以增加其粘度，从而降低在注入水和油之间的迁移率和提高水驱的吹扫效率。这种化合物有时也称为迁移率降低剂。多糖聚合物可用于增加溶液的粘度。优选，所述聚合物是水溶性的，不会吸附在储层岩石上。其它迁移率降低剂包括聚丙烯酰胺，丙烯酰胺和丙烯酸或丙烯酸钠、N磺基烃取代的丙烯酰胺的共聚物等。这些聚合物由许多公司销售，包括Midland MI的Dow Chemical Co.。优选以总溶液的约0.001wt％-约1wt％的浓度将聚合物加入到水驱中。
具体的优选聚合物增稠剂是Alcoflood1235，它是一种水溶性聚合物增粘剂，购自Tarrytown，NY的Ciba Specialty Chemicals。如果将增粘聚合物加入到水驱中，此可称为碱/表面活性剂/聚合物驱或表面活性剂/聚合物驱。
也可以非必要地将粘土稳定或砂稳定材料加入到本发明的表面活性剂溶液中。在油回收工艺期间，砂和其它材料可能会夹带在回收的油中。这可以通过加入粘土稳定或砂稳定材料来防止。环氧树脂通常用于此工艺。在此工艺中同样使用的是多官能阳离子聚合物，如聚(N-丙烯酰氨基甲基三甲基氯化铵)或聚(乙烯基苄基三甲基氯化铵)。
可以加入到水驱中的其它非必要成分包括，但不限于，其它共表面活性剂，防腐剂，氧清除剂，杀菌剂等，和它们的任何结合物。
碱/表面活性剂或碱/表面活性剂/聚合物的结合可用于二次和三次油回收工艺，但是也不排除这种溶液在其它应用中的使用。将这些溶液注入含油的地岩层。表面活性剂溶液可包含表面活性剂和聚合物增稠剂，或可仅包含表面活性剂而没有聚合物增稠剂(请记住，上述其它非必要成分也可以存在)。这种溶液在其中使用驱油法的油回收工艺中的应用可称为胶束驱、表面活性剂驱，或如果增粘聚合物也包括在表面活性剂体系中，称为聚合物-表面活性剂驱。这些是本领域的术语和因此对本领域技术人员是已知的。
向水驱中加入表面活性剂体系导致在原油和水驱之间界面张力的显著降低，提高水驱将原油驱动到生产井的效率。基本上，在水驱和原油之间形成乳液，因此允许水将原油从储层转移或携带到生产井。同样，在注入时，储层被再次加压，进一步恢复模拟油生产的自然驱动力。
在本发明的一些优选实施方案中，将聚异丁烯磺酸盐表面活性剂与烷基苯磺酸和醇结合使用。也可以将其它表面活性剂如壬基酚乙氧基化物和α-烯烃磺酸盐加入到表面活性剂溶液中。采用苛性物(50％)中和磺酸和提高所得溶液的pH。使用这些特定的表面活性剂混合物，优选NaOH在水驱中的浓度不超过注水的约0.75wt％。在显著高于约0.75％NaOH的浓度下，观察到表面活性剂的沉淀。
对于一些实施方案，在最终注入水中NaOH的浓度可以高至2.0wt％而没有观察到表面活性剂的沉淀。因此必须按溶液基础，对溶液调节NaOH的浓度。在任何情况下，不管是否将碱性物质加入到水驱中，优选所得溶液的溶液稳定性为大于24小时而没有沉淀。
对于本发明优选的是，表面活性剂和进而表面活性剂水驱，包含所有成为一体的碱性物质、聚合物和表面活性剂。这提高了油回收工艺的效率。
非必要地，可以在注入表面活性剂水驱之前采用预冲洗剂。预冲洗剂可由烃流体、盐水溶液或简单地由水组成。
同样，在表面活性剂水驱之后，可以非必要地向地岩层中的储层注入迁移率控制流体或聚合物冲洗剂，迁移率控制流体或聚合物冲洗剂一般是聚合物增稠的水溶液。用于本发明碱/表面活性剂/聚合物驱的相同聚合物增稠剂可用于此冲洗剂。这些聚合物包括生物多糖、纤维素醚、丙烯酰胺衍生的聚合物、或其混合物。这样进一步促进油的回收。聚合物溶液用于将携带表面活性剂驱的新油驱动或推动出储层，从而将原油“吹扫”出储层。此外，聚合物溶液具有非常高的粘度，这有助于防止在工业上称为沟流或“指形化”的情况，因此提高吹扫效率。
在此聚合物冲洗剂或迁移控制流体之后可以再加入水冲洗剂，它可以是盐水或软化水，或淡水。
许多现有技术方法采用预冲洗剂，随后是胶束或表面活性剂料块。然后在表面活性剂料块之后注入聚合物溶液。已经发现此工艺导致表面活性剂被稀释，胶束料块与原油的接触减少，和一些胶束料块被截留在储层中。尽管预冲洗剂和随后的聚合物溶液也可以与本发明的表面活性剂体系一起使用，但优选本发明的回收方法仅采用一种用于提高效率的溶液。
当驱动流体推动迁移率缓冲剂料块时，该迁移率缓冲剂料块将油吹扫出地岩层中的孔和到达生产井，在与注入井分隔的生产井回收油。水/油乳液达到表面后，将其送入保持罐中，随后破乳，从而利用自然力使油与水分离。
将回收的油量测量为原地原始油的函数(OOIC)。优选，使用本发明的方法，回收的油量大于原地原始油的约5wt％，优选原地原始油的10wt％或更大，和更优选原地原始油的15wt％或更大。
实施例
实施例1-4
如表1所示制备如下表面活性剂溶液。
                              表1
       成分                    实施例
    1     2       3      4
  Witconate3500    10.0     7.5     6.85    27.41
  Witconate4500    30.0     22.2     20.55      -
  Witco HLB酸    -     14.8     13.7    13.7
  Witco 1298硬酸    20.0     14.8     13.7    13.7
  WitconolNP-100    10.0     18.5     17.13    17.13
   2-乙基己醇    -     3.7     3.43    3.43
    异丙醇    5.0     3.7     3.43    3.43
    2-丁醇    5.0     -     -    -
  苛性物(50％活性)    10.0     7.4     6.85    6.85
        水    10.0     7.4     6.85    6.85
  WitconateAOS    7.5     -     7.5    7.5
Witconate3500/Witconate4500是聚异丁烯磺酸盐
Witco HLB酸：烷基苯磺酸，包含具有C13-C50烷基链长度的混合物
Witco 1298硬酸：十二烷基苯磺酸
WitconolNP-100：乙氧基化壬基酚(10摩尔)
WitconateAOS：具有C12-C16链长度的α-烯烃磺酸盐
将以上实施例的每一个在0.1wt％的浓度下加入到软化淡水中，将Alcoflood1235水溶性聚合物增粘剂在650mg/L浓度下加入到混合物中以模拟聚合物-表面活性剂水驱。
也制备含有0.1wt％市购合成石油磺酸盐表面活性剂和650mg/l的Alcoflood1235的对比水驱组合物A。所有其它成分相同。
在60℃下，将在上述水驱组合物和原油之间的界面张力(达因/cm)测量为碱浓度(NaOH)的函数。发现在水驱和原油之间的最初界面张力为＞21,000达因/cm。也在60℃下观察作为NaOH浓度函数的稳定性。根据沉淀(ppt)，润湿玻璃(wg)，稳定(s)、不稳定(ns)和在室温下不稳定(nsrt)评价样品。结果见表2。
                                       表2
  NaOH浓度，wt％                             水驱组合物
  实施例1   实施例2*   实施例3   实施例4   对比A
    0.00   3.214(s)   1.544(s)   0.679(s)   0.298(s)   0.1(s)
    0.50   0.052(s)   0.315(s)   0.010(s)   0.015(s)   0.001(s)
    0.75   0.033(s)   0.08(s)   0.001(s)   0.001(s)   0.001(s)
    1.00   0.013(s)     ppt   0.003(s)   ＜0.001(s)   0.001(s)
    1.25   0.008(s)     ppt     ppt     ppt    ppt
    1.50   0.001(s)     ppt     ppt     ppt    ppt
    1.75   0.001(s)     ppt     ppt     ppt    ppt
    2.00   0.001(s)     ppt     ppt     ppt    ppt
*使用3种不同批次的表面活性剂混合物，实施例2是三次试验的平均结果。其中一个试验也在0.50和0.75wt％NaOH下显示沉淀。
使用合成纳米过滤的淡水代替软化淡水重复一部分实施例。合成纳米过滤的淡水含有较少的钠、钾、硫酸盐、碳酸盐和碳酸氢盐。减少了钙、镁、钡、锶、铁和氯离子，和总溶解固体较少。将水驱和原油的界面张力(达因/cm)测量为NaOH浓度的函数。结果见表3。
                    表3
NaOH浓度，wt％     界面张力(达因/cm)
    实施例1     实施例4
    0.00     4.480(s)     0.758(s)
    0.50     0.122(s)     0.059(s)
    0.75     0.078(s)     0.006(s)
    1.00     0.046(s)     0.002(s)
    1.25     0.013(s)     0.003(s)
    1.50     0.003(s)     0.003(s)
    1.75     0.003(s)      ppt
    2.00     0.001(s)      ppt
实施例5
进行进一步的试验，其中采用0.025wt％的WitconateAOS与在实施例2中的0.075wt％表面活性剂混合物。将此表面活性剂混合物溶于软化淡水。然后测量碱浓度，将稳定性和界面张力(达因/cm)测量为NaOH浓度的函数。该溶液对更高的NaOH浓度稳定，但界面张力并不如先前的实施例降低得多。结果见表4。
                   表4
 NaOH浓度，wt％     界面张力     稳定性
    0.00     0.531     稳定
    0.50     0.099     稳定
    0.75     0.079     稳定
    1.00     0.080     稳定
    1.25     0.047     稳定
    1.50     0.035     稳定
    1.75     0.025     稳定
    2.00     0.025     稳定
实施例6-9径向芯注物(Corefloods)工序
在径向芯固定器中使用新鲜芯进行径向芯注。芯(一片储藏地岩层)是含有孔的多孔介质。孔体积是芯中多孔槽的总体积。在芯固定器底部由橡胶球胆保持过载压力。进行如下步骤。
a.新鲜芯通过抽空被生产的水饱和。预测孔体积和孔隙率。
b.将芯固定器由完全直径的新鲜芯加载2”高和将温度稳定在60℃。
c.在三种不同流量下注入生产的水以测量芯对水的有效渗透性。
d.在60℃下，在四种速率下注入原油以用油饱和芯，测量对油的有效渗透性。
e.在60℃下，在0.5ft/天流量下注入淡水大约2-3个孔体积，测量芯对水的有效渗透性。该步骤在物理方式上模拟水驱法。
f.注入碱/表面活性剂/聚合物溶液约0.3PV。
g.注入聚合物冲洗剂溶液约0.3PV。
h.将大约2-3PV的淡水注入芯注物中。
i.然后将芯用生产的水再饱和以测量孔体积和孔隙率。
将流体注入径向芯注物中和测量油回收数据，和特别地，测量来自于本发明碱/表面活性剂/聚合物溶液的芯注物中的三次油回收率。碱/表面活性剂/聚合物溶液和油回收率数据见表7。在实施例1-4中的每种表面活性剂用于芯注物6-9。实施例6采用在实施例2中的表面活性剂混合物，加上WitconateAOS的α-烯烃磺酸盐表面活性剂。在化学品注入之前每个芯注物具有小于2％的油馏分。
在流体注入之前，必须首先确定芯性能，如在以上测试方法1中所述预测该性能。根据注入每个芯的相应溶液标注的每个芯的性能见表5。
                                  表5
                                芯性能
芯 B C 6 7 8 9
  深度，m  1318.70   1319.00    1316.40   1316.48   1316.24   1316.32
孔体积(PV)，mL  60.65   78.80    74.30   74.21   72.99   73.33
  孔隙率，％  17.0   21.9    20.6   20.6   20.4   20.5
  透油性  6.8   29.3    23.7   21.0   66.9   55.8
  透水性  0.736   4.64    2.60   2.43   10.2   16.0
  流度比  0.6   0.9    0.7   0.7   0.9   1.7
PV＝孔体积；芯(一片储藏地岩层)是多孔介质，孔体积是芯中所有孔的总数。
在每种碱/表面活性剂/聚合物溶液注入之前，进行淡水冲洗。在碱/表面活性剂/聚合物溶液注入之后，注入聚合物冲洗剂，随后再进行淡水冲洗。如相对于芯孔体积PV测量的各自冲洗剂的体积，以及聚合物冲洗剂的其它性能见表6。
                                         表6
       芯     B     C     6     7     8     9
    淡水，PV   1.467   0.927   2.587   2.618   2.834   2.714
    聚合物粘度，60℃，cps浓度(mg/L)孔体积(PV)   1235   1235   1235   1235   1235   1235
  2.0   2.9   3.7   3.7   3.7   3.7
  650   750   650   650   650   650
  0.401   0.257   0.328   0.317   0.307   0.308
   淡水，PV   2.907   2.365   2.617   2.641   2.715   2.699
碱/表面活性剂/聚合物溶液的性能、注入体积和结果见表7。
                                          表7
  芯注物   对比B   对比C    实施例6    实施例7    实施例8    实施例9
    水  合成淡水  合成淡水      淡水     淡水     淡水     淡水
  碱wt％     NaOH    NaOH      NaOH     NaOH     NaOH     NaOH
    0.5    1.0      0.75     0.75     0.75     0.75
 表面活性剂wt％      A     A      1     2+AOS     3     4
    0.1    0.1      0.1     0.075     0.1     0.1
  聚合物Mg/L     1235    1235      1235     1235     1235     1235
    650    750      650     650     650     650
  粘度@60℃(cPs)     1.7    2.3      2.8     2.9     3.0     3.0
 峰值第三油馏分，％     8.4    7.5      8.5     7.8     7.3     12.3
 注入体积PV     0.40    0.48      0.52     0.32     0.55     0.39
   ％OOIP     10.5    8.3      9.4     5.9     7.0     11.2
1235＝Alcofllood 1235水溶性聚合物
实施例9显示优异的性能，胜过对比例B和C，这两个对比例采用标为表面活性剂A的市购石油磺酸盐表面活性剂。表面活性剂A是作为白矿物油精炼工艺副产物生产的天然石油磺酸盐。实施例显示合成表面活性剂性能与石油磺酸盐相当。实施例9的峰值油馏分从几乎零增加到12.3％。
总结表7，在峰值油馏分方面和在三次油回收率方面，在实施例9中发现的碱/表面活性剂/聚合物驱胜过包括基于市购非合成石油表面活性剂的所有其它芯注物。

Claims (23)

1.一种用于从地下储层回收液体烃的含水流体，该含水流体具有大于7的pH和包括：
a)一种含水介质；和
b)一种表面活性剂混合物，该表面活性剂混合物包括至少一种合成聚异丁烯表面活性剂。
2.权利要求1的含水流体，其中该表面活性剂混合物包括至少一种选自如下的第二表面活性剂：磺酸盐表面活性剂、醇、非离子表面活性剂、及其混合物。
3.权利要求1的含水流体，其中当使该含水流体和该液体烃接触时，在该含水流体和该液体烃之间的界面张力是约1×10-3达因/cm至约0.1达因/cm。
4.权利要求1的含水流体，其中当使该含水流体和该液体烃接触时，在该含水流体和该液体烃之间的界面张力是约1×10-4达因/cm至约0.05达因/cm。
5.权利要求1的含水流体，其中该合成聚异丁烯磺酸盐的分子量为约200至约900g/摩尔。
6.权利要求1的含水流体，其中该合成聚异丁烯磺酸盐的分子量为约250至约600g/摩尔。
7.权利要求1的含水流体，其中该表面活性剂混合物进一步包括至少一种烷基苯磺酸盐。
8.权利要求1的含水流体，其中该表面活性剂混合物进一步包括至少一种十二烷基苯磺酸盐。
9.权利要求1的含水流体，其中该流体包括约0.01wt％-约2wt％的所述表面活性剂混合物。
10.权利要求9的含水流体，其中该表面活性剂混合物包括约10wt％-约40wt％的合成聚异丁烯表面活性剂。
11.权利要求9的含水流体，其中该表面活性剂混合物包括约5wt％-约30wt％的至少一种烷基苯磺酸盐表面活性剂。
12.权利要求9的含水流体，其中该表面活性剂混合物进一步包括浓度为表面活性剂混合物约2wt％-约20wt％的醇。
13.权利要求1的含水流体，其中该表面活性剂混合物进一步包括至少一种醇和至少一种烷基苯磺酸盐。
14.权利要求1的含水流体，进一步包括约0.01wt％-约2wt％的至少一种碱性物质。
15.权利要求1的含水流体，进一步包括约0.01wt％-约0.75wt％的至少一种碱性物质。
16.权利要求1的含水流体，进一步包括水溶性聚合物增粘剂。
17.权利要求1的含水流体，其中该含水流体具有大于24小时且没有沉淀的改进稳定性。
18.一种通过如下方式从由井孔穿透的地下储层回收油的方法：
a)向该储层提供含水流体，该流体包括至少一种聚异丁烯磺酸盐表面活性剂；和
b)使该油与该含水流体接触；从而有效降低该含水流体和该油之间的界面张力。
19.权利要求18的方法，其中该表面活性剂混合物包括至少一种选自如下的表面活性剂：磺酸盐表面活性剂、醇、非离子表面活性剂、及其混合物。
20.权利要求18的方法，其中该含水流体进一步包括至少一种碱性物质。
21.权利要求18的方法，其中该含水流体进一步包括至少一种水溶性聚合物增稠剂。
22.权利要求18的方法，其中该碱性物质选自氢氧化钠、碳酸钠、碳酸氢钠、硫酸钠及其混合物。
23.权利要求18的方法，其中该三次油回收率是原地原始油的10％或更大。
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