NO834843L

NO834843L - DIFFICULT SOLUTION FOR IMPROVED EXTRACTION OF RAW OIL, AND PROCEDURE FOR EXTRACTION OF RAW OIL FROM A GEOLOGICAL FORM

Info

Publication number: NO834843L
Application number: NO834843A
Authority: NO
Inventors: Johst Hermann Burk
Original assignee: Stauffer Chemical Co
Priority date: 1982-12-29
Filing date: 1983-12-28
Publication date: 1984-07-02
Also published as: GB8334270D0; GB2132664A; GB2132664B; SU1477252A3; AU556313B2; AU2184483A; BR8307206A; MY8600627A

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører forsterket olje-utvinning fra geologiske formasjoner ved anvendelse av en vandig løsning av polymer og alkali. The present invention relates to enhanced oil extraction from geological formations using an aqueous solution of polymer and alkali.

Det er meget velkjent i denne industri å anvende polymer-flomming, alkali-flomming og kombinert alkali/polymer-flomming i geologiske formasjoner for å utvinne gjenværende olje som inneholdes deri. Vanligvis er det, når polymer-flomming anvendes, også kjent at viskositeten til "utdrivings-fluidet" som inneholder polymeren bør justeres til en verdi som er fra omtrent viskositets-verdien til oljen på stedet i de produserende strata til omtrent 1/2 av viskositets-verdien til slik olje (se f.eks. US-patentskrift nr. 3.039.529, spalte 3, linjene 27 - 30, og US-patentskrift nr. 4.254.249, spalte 3, linjene 49 - 53). It is very well known in this industry to use polymer flooding, alkali flooding and combined alkali/polymer flooding in geological formations to recover residual oil contained therein. Generally, when polymer flooding is used, it is also known that the viscosity of the "expulsion fluid" containing the polymer should be adjusted to a value that is from about the viscosity value of the oil in place in the producing strata to about 1/2 the viscosity -the value of such oil (see, for example, US Patent No. 3,039,529, column 3, lines 27 - 30, and US Patent No. 4,254,249, column 3, lines 49 - 53).

Med hensyn til grensespennings-karakteristikkene til alkaliske utdrivingsfluider, så er det av visse forskere blitt antatt at dersom grensespenningen mellom fluidet og råoljen er tilstrekkelig lav, så vil det foregå olje-forskyvning. En senere forsker har imidlertid trukket den slutning at selv om det kan være mulig med en begynnende forskyvning, så vil en rask spennings-stigning utelukke en vedvarende forskyvning, og antar derved at utvinning av olje ved lav spenning ikke kan virke ved alkalisk vann-flomming (se E. Rubin et al., Chemical Engineering Science, vol. 35, 1136, 1980). With regard to the boundary stress characteristics of alkaline driving fluids, it has been assumed by certain researchers that if the boundary stress between the fluid and the crude oil is sufficiently low, oil displacement will occur. However, a later researcher has drawn the conclusion that even though it may be possible with an initial displacement, a rapid voltage rise will exclude a sustained displacement, and thereby assumes that extraction of oil at low voltage cannot work with alkaline water flooding (see E. Rubin et al., Chemical Engineering Science, vol. 35, 1136, 1980).

Det er også blitt foreslått å anvende alkali/polymer-flomming hvorved grensespenningen mellom utdrivings-fluidet og gjenværende olje blir nedsatt ved nærværet av alkaliet. De foreslåtte konsentrasjoner av alkali frembrakte imidlertid en høyere grense-spennings-verdi enn de verdier som er oppnåelige ved anvendelse av forskjellige (d.v.s. lavere) alkali-konsentrasjoner. For eksempel var grensespenningen mellom alkali og råolje bare i området fra ca. 0,1 - 0,2 dyn/cm ved den anvendte alkali-konsen-tras jon. Utvinningen av gjenværende olje (% OIP) lå i området fra ca. 17% til ca. 34% i avhengighet av alkali- og polymer- It has also been proposed to use alkali/polymer flooding whereby the boundary tension between the expelling fluid and remaining oil is reduced by the presence of the alkali. However, the suggested concentrations of alkali produced a higher ultimate stress value than the values achievable using different (i.e. lower) alkali concentrations. For example, the interfacial tension between alkali and crude oil was only in the range from approx. 0.1 - 0.2 dyne/cm at the alkali concentration used. The recovery of remaining oil (% OIP) was in the range from approx. 17% to approx. 34% depending on alkali and polymer

typen som ble anvendt (Product Information Bulletin for FLOCON Bipolymer 4800, publisert av Pfizer, august 1982). the type used (Product Information Bulletin for FLOCON Bipolymer 4800, published by Pfizer, August 1982).

Foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for utvinning av gjenværende olje fra geologiske formasjoner ved å pumpe en vandig alkali/polymer-løsning gjennom slike formasjoner, og den vedrører også den vandige alkali/polymer-løsning som anvendes ved denne fremgangsmåte. Løsningen har et polymer-innhold som gir løsningen en viskositet som er minst 50% av viskositeten til oljen, og konsentrasjonen av alkaliet er slik at grensespenningen mellom oljen og alkali-løsningen er mindre enn ca. 0,1 dyn/cm. The present invention relates to a method for extracting residual oil from geological formations by pumping an aqueous alkali/polymer solution through such formations, and it also relates to the aqueous alkali/polymer solution used in this method. The solution has a polymer content that gives the solution a viscosity that is at least 50% of the viscosity of the oil, and the concentration of the alkali is such that the boundary tension between the oil and the alkali solution is less than approx. 0.1 dyne/cm.

Foreliggende oppfinnelse belyses ytterligere ved tegningene, The present invention is further illustrated by the drawings,

i hvilke, in which,

fig. 1 er et skjematisk diagram av apparaturen anvendt ved kjerneflommingsprosessene beskrevet i eksemplene, fig. 1 is a schematic diagram of the apparatus used in the core flooding processes described in the examples,

fig. 2-6 angir trykkdata eller motstandsfaktorer for kjerneflommingene i de respektive eksempler 1 - 5, og fig. 2-6 indicate pressure data or resistance factors for the core flooding in the respective examples 1-5, and

fig. 7 er et diagram av grensespenningen mellom forskjellige alkali-løsninger og råoljen. fig. 7 is a diagram of the interfacial tension between various alkali solutions and the crude oil.

Den vandige alkali/polymer-løsning som anvendes ved foreliggende oppfinnelse omfatter slike alkali-.og vann-løselige polymer-ingredienser som enkeltvis og i kombinasjon er nyttige ved utvinning av gjenværende olje fra geologiske formasjoner ved pumping av vandige løsninger som inneholder dem gjennom formasjonen. The aqueous alkali/polymer solution used in the present invention comprises such alkali- and water-soluble polymer ingredients which are individually and in combination useful in extracting residual oil from geological formations by pumping aqueous solutions containing them through the formation.

Forskjellige typer av polymerer kan anvendes i forbindelse Different types of polymers can be used in conjunction

med foreliggende oppfinnelse, innbefattet akrylamid-polymerer, polysakkarider, celluloser, akrylpolymerer og polyalkylenoksyder. Representative eksempler på akrylamid-polymerer innbefatter delvis hydrolyserte (f.eks. en hydrolysegrad på 15 - 35%) polyakrylami-der, spesielt slike som selges under varemerket CYANATROL av American Cyanamid, stivelse-akrylamid-podekopolymerer, kopoly-merer av N,N-dimetylakrylamid, akrylamid- og 2-akrylamid-2-metyl-propan-sulfonat/akrylamid-kopolymerer. En type av polysakkarid som kan anvendes, er xantan-gummi (Xanthomonas campestris). Skleroglukan, som dannes ved gjæring av glukose med en art av sklerotium-sopper, kan anvendes. Slike celluloser som hydroksy-etylcellulose, kaboksymetylcellulose, natrium- og cellulose-sulfatester-polymerer, er andre som kan anvendes. with the present invention, including acrylamide polymers, polysaccharides, celluloses, acrylic polymers and polyalkylene oxides. Representative examples of acrylamide polymers include partially hydrolyzed (eg, a degree of hydrolysis of 15-35%) polyacrylamides, particularly those sold under the trade name CYANATROL by American Cyanamid, starch-acrylamide graft copolymers, copolymers of N,N -dimethylacrylamide, acrylamide and 2-acrylamide-2-methyl-propane-sulfonate/acrylamide copolymers. One type of polysaccharide that can be used is xanthan gum (Xanthomonas campestris). Scleroglucan, which is formed by fermentation of glucose with a species of sclerotium fungi, can be used. Celluloses such as hydroxyethyl cellulose, carboxymethyl cellulose, sodium and cellulose sulfate ester polymers are others that can be used.

Den polymer som anvendes inneholdes fortrinnsvis i den vandige løsning som anvendes ved foreliggende oppfinnelse i en tilstrekkelig mengde til å gi en Brookfield-viskositet til den vandige løsning som er minst 50% av den tilsvarende viskositet til den gjenværende olje på stedet i den geologiske formasjon.Viskositeter for den vandige løsning som overskrider viskosite- The polymer used is preferably contained in the aqueous solution used in the present invention in a sufficient quantity to give a Brookfield viscosity to the aqueous solution which is at least 50% of the corresponding viscosity of the remaining oil in place in the geological formation. Viscosities for the aqueous solution that exceed the viscosity

ten til oljen, kan anvendes (f.eks. viskositeter på opptil ca. ten to the oil, can be used (e.g. viscosities of up to approx.

150% av viskositeten til oljen), men dette er ikke foretrukket 150% of the viscosity of the oil), but this is not preferred

av økonomiske grunner. Viskositeten til den polymerholdige væske vil fortrinnsvis være tilnærmet lik viskositeten til råoljen. Vanligvis er det tilstrekkelig med konsentrasjoner på fra ca. 1000 til ca. 5000 ppm av polymer pr. million vektdeler vann, i avhengighet av polymer-type, olje-type og temperatur i den geologiske formasjon. Mengden kan være 3500 - 4000 ppm for polyakrylamidet, som i eksemplene. for financial reasons. The viscosity of the polymer-containing liquid will preferably be approximately equal to the viscosity of the crude oil. Concentrations of from approx. 1000 to approx. 5000 ppm of polymer per million parts by weight of water, depending on polymer type, oil type and temperature in the geological formation. The amount can be 3500 - 4000 ppm for the polyacrylamide, as in the examples.

De alkalimaterialer som kan anvendes er slike vannløselige materialer som tjener til å frigi hydroksyl-ioner i vannløsning og som fremviser en tilstrekkelig alkali-respons hos oljen til at det resulterer i en vesentlig nedsettelse av grensespenningen mellom den gjenværende olje og det vandige utdrivings-fluidet som inneholder alkaliet og polymeren. Alkalimetallholdige for-bindelser er foretrukket, så som slike som inneholder natrium eller kalium som kationer. Representative alkali-materialer inkluderer Na2C03, K2C03, NaOH, KOH, Na4Si04og K4Si04. Natriumkarbonat er foretrukket for anvendelse ved foreliggende oppfinnelse, siden det er blitt funnet at dette gir bedre injek-tivitet (frembringer f.eks. mindre motstand mot flyting) når det er tilstede i geologiske formasjoner sammenlignet med det nor-male forbedringsnivå for grensespenning som vanligvis observeres på grunn av alkali-tilsetning sammenlignet med bare polymer-tilsetning. The alkali materials which can be used are such water-soluble materials which serve to release hydroxyl ions in water solution and which exhibit a sufficient alkali response in the oil to result in a significant reduction of the boundary tension between the remaining oil and the aqueous expelling fluid which contains the alkali and the polymer. Alkali metal-containing compounds are preferred, such as those containing sodium or potassium as cations. Representative alkali materials include Na 2 CO 3 , K 2 CO 3 , NaOH, KOH, Na 4 SiO 4 , and K 4 SiO 4 . Sodium carbonate is preferred for use in the present invention, since it has been found to provide better injectivity (eg, produce less resistance to flow) when present in geological formations compared to the normal level of boundary stress enhancement that is usually is observed due to alkali addition compared to only polymer addition.

Ved bestemmelse av den mengde alkali som skal anvendes i den vandige løsning i henhold til foreliggende oppfinnelse, kan det frembringes et grense-diagram lik det som er vist i fig. 7. Diagrammet viser grensespenningen mellom alkaliløsninger med varierende konsentrasjoner, og kan frembringes ved kjente midler. De grense-minima mellom den alkaliholdige løsning og råoljen When determining the amount of alkali to be used in the aqueous solution according to the present invention, a limit diagram similar to that shown in fig. 7. The diagram shows the boundary tension between alkali solutions with varying concentrations, and can be produced by known means. The boundary minima between the alkaline solution and the crude oil

som er av interesse kan bestemmes ved konvensjonelle midler ved anvendelse av et tensiometer, f.eks. enten ved pendel-dråpe-eller spinne-dråpe-metoden som omtalt i US-patentskrift nr. 4.004.637, spalte 3, linjene 57 - 62. which is of interest can be determined by conventional means using a tensiometer, e.g. either by the pendulum-drop or spinning-drop method as discussed in US Patent No. 4,004,637, column 3, lines 57 - 62.

Diagrammet som er vist i fig. 7 ble utviklet i forbindelse med eksemplene som er anført her for et visst antall med varierende konsentrasjoner av natriumhydroksyd, natriumkarbonat og natriumortosilikat. Det gir en grov tilnærming ved hvilken de passende grense-karakteristikker for de forskjellige alkalier til den spesielle råolje kan bestemmes. Basert på dette diagram blir de innledende konsentrasjoner valgt slik at de sammenfaller med eller ligger nær de oppfattede grenseminima som er frembrakt i diagrammet. Det er meget mulig at ytterligere datapunkter kunne forandre formen på "trau"-området i kurven som ligger nær de minima som er vist i fig. 7, slik at diagrammet i de fleste tilfeller bare tilnærmet viser de minimale verdier. I eksemplene ble de følgende konsentrasjoner av alkalier valgt for anvendelse, og frembrakte i samsvar med diagrammet de følgende til-nærmede grensespennings-avlesninger når de var tilstede i en alkalisk løsning i kontakt med råoljen: The diagram shown in fig. 7 was developed in conjunction with the examples listed here for a number of varying concentrations of sodium hydroxide, sodium carbonate and sodium orthosilicate. It provides a rough approximation by which the appropriate boundary characteristics for the various alkalis of the particular crude oil can be determined. Based on this diagram, the initial concentrations are chosen so that they coincide with or are close to the perceived limit minima produced in the diagram. It is very possible that additional data points could change the shape of the "trough" area in the curve that lies near the minima shown in fig. 7, so that in most cases the diagram only approximately shows the minimum values. In the examples, the following concentrations of alkalis were selected for use and, according to the chart, produced the following approximate ultimate voltage readings when present in an alkaline solution in contact with the crude oil:

Med hensyn til foreliggende oppfinnelse så bør de alkalikonsen-trasjoner som velges for anvendelse ved foreliggende oppfinnelse være de konsentrasjoner som tilført til den geologiske formasjon (når de er kombinert med vann og polymer) som vil frembringe en grensespenning på mindre enn 0,1 dyn/cm, fortrinnsvis mindre enn 0,07 dyn/cm, dersom de blir testet som en alkalisk løsning mot den type råolje som er tilstede i formasjon. With regard to the present invention, the alkali concentrations chosen for use in the present invention should be the concentrations added to the geological formation (when combined with water and polymer) which will produce a limit stress of less than 0.1 dyne/ cm, preferably less than 0.07 dyne/cm, if tested as an alkaline solution against the type of crude oil present in the formation.

Ved valg av den alkalimengde som skal anvendes i det vandige "utdrivings"-fluidum i henhold til foreliggende oppfinnelse, så kan det være nødvendig å ta hensyn til ethvert forbruk av alkaliet som kan forekomme på grunn av dets innsprøyting i den geologiske formasjon. Forbruk kan forekomme på forskjellige måter. En form er for eksempel det virkelige forbruk i bergartene og i formasjonen ved særegne bindings- eller ionebyttemekanismer. Data for et slikt fenomen er kjent fra litteraturen for alkali-forbruket (i forhold til tid og temperatur) for visse typer av bergarter (f.eks. sandsten, dolomitt, leire-mineraler, gips, anhydritt, etc). Et eksempel på litteratur-referanse av denne type er R. Ehrlich, "interrelation of Crude Oil and Rock Proper-ties with the Recovery of Oil by Caustic Waterflooding", Society of Petroleum Engineers Journal, august 1977, s. 263 - 270. Bergart-forbruk av alkali kan bestemmes ved statistiske krukke-tester eller ved pulserende strømningstester i henhold til kjente teknikker. Ved slike tester blir alkaliet brakt i kontakt med formasjon-bergarten og/eller spesifikke mineraler ved den temperatur som foreligger i formasjonen. When choosing the amount of alkali to be used in the aqueous "expulsion" fluid according to the present invention, it may be necessary to take into account any consumption of the alkali that may occur due to its injection into the geological formation. Consumption can occur in different ways. A form is, for example, the real consumption in the rocks and in the formation by special bonding or ion exchange mechanisms. Data for such a phenomenon is known from the literature for the alkali consumption (in relation to time and temperature) for certain types of rock (e.g. sandstone, dolomite, clay minerals, gypsum, anhydrite, etc). An example of a literature reference of this type is R. Ehrlich, "interrelation of Crude Oil and Rock Proper-ties with the Recovery of Oil by Caustic Waterflooding", Society of Petroleum Engineers Journal, August 1977, pp. 263 - 270. Bergart -consumption of alkali can be determined by statistical jar tests or by pulsating flow tests according to known techniques. In such tests, the alkali is brought into contact with the formation rock and/or specific minerals at the temperature present in the formation.

En annen form for forbruk er utfellingen av visse anion-arter av alkaliet på grunn av nærvær av oppløste kationer (f.eks. Ca<+>^, Mg + ^, etc.) som er tilstede i det medfødte vann i den geologiske formasjon. For å bestemme forbruket som skyldes utfelling av flerverdige ioner, kan det produserte vann fra før vannflom-innsprøytingen undersøkes med hensyn til utfellingsgrad som forårsakes når det tilsettes til alkaliløsningen av interesse ved foreliggende oppfinnelse. Another form of consumption is the precipitation of certain anion species of the alkali due to the presence of dissolved cations (e.g. Ca<+>^, Mg + ^, etc.) present in the native water of the geological formation . To determine the consumption due to precipitation of polyvalent ions, the produced water from before the waterflood injection can be examined with regard to the degree of precipitation caused when it is added to the alkali solution of interest in the present invention.

I noen tilfeller kan det være nødvendig å supplere med tilstrekkelig alkali til bergartformasjonen for å oppnå at de ønskede grense-minima-forhold (f.eks. mindre enn 0,1 dyn/cm, fortrinnsvis mindre enn 0,07 dyn/cm, ved alkali/råolje-testen i fig. 7) opprettholdes gjennom hele den geologiske formasjon. Et grense-minima-f orhold kan forekomme i en tilstrekkelig stor del av bergartformasjonen til å danne en begynnende olje-bank som så er i stand til å bevege den gjenværende olje i resten av formasjonen. Denne innledende oljebank vil så virke som en effektiv utdriver for slik gjenværende olje selv om mengden av olje som tilføres til hele formasjonen bare er tilstrekkelig til å medføre passende grensespennings-minima-forhold i den del av formasjonen hvor oljebanken blir dannet. In some cases, it may be necessary to supplement the rock formation with sufficient alkali to achieve the desired boundary minima conditions (eg less than 0.1 dyne/cm, preferably less than 0.07 dyne/cm, at the alkali/crude oil test in Fig. 7) is maintained throughout the geological formation. A boundary minimum condition can occur in a sufficiently large part of the rock formation to form an incipient oil bank which is then able to move the remaining oil into the rest of the formation. This initial oil bank will then act as an effective expeller for such remaining oil, even if the amount of oil supplied to the entire formation is only sufficient to bring about suitable boundary stress-minima conditions in the part of the formation where the oil bank is formed.

Den vandige alkali/polymer-løsning som er beskrevet ovenfor og som har forannevnte viskositets- og minimale grensespennings-karakteristikker, kan så sprøytes inn i den geologiske formasjon, f.eks. ved temperaturer på fra ca. 35 til ca. 95°C, i tilstrekke-lige mengder til å bevege oljen (f.eks. fra ca. 0,1 til ca. 1,0 pore-volum (PV) basert på porevolumet i formasjonen) for å oppnå The aqueous alkali/polymer solution described above, which has the aforementioned viscosity and minimum stress characteristics, can then be injected into the geological formation, e.g. at temperatures of from approx. 35 to approx. 95°C, in amounts sufficient to move the oil (eg, from about 0.1 to about 1.0 pore volume (PV) based on the pore volume in the formation) to achieve

å fjerne gjenværende olje fra den geologiske formasjon. Om ønskes kan innsprøytingen av alkali/polymer-løsningen i henhold til foreliggende oppfinnelse inn i formasjonen foretas etter forutgående, eller før etterfølgende, andre konvensjonelle for-sterkede oljeutvinnings-teknikker, f.eks. vann-flomming etc. Denne teknikk blir fortrinnsvis anvendt ved tertiær utvinning (f.eks. etter primær pumping og sekundær vann-flom-utvinning). to remove residual oil from the geological formation. If desired, the injection of the alkali/polymer solution according to the present invention into the formation can be carried out after preceding, or before following, other conventional enhanced oil recovery techniques, e.g. water-flooding etc. This technique is preferably used in tertiary extraction (eg after primary pumping and secondary water-flooding extraction).

De følgende eksempler tjener til å belyse visse utførelser av foreliggende oppfinnelse. The following examples serve to illustrate certain embodiments of the present invention.

EKSEMPLER 1 - 5 EXAMPLES 1 - 5

Det ble utført en serie med kjerneflomminger med råolje fra Long Beach Oil Development for å belyse den type utvinning som oppnås med blandingen og fremgangsmåten i henhold til foreliggende oppfinnelse, mens eksempel 1 (anvendelse av polymer alene) bare anføres for sammenligning. A series of core floods with crude oil from Long Beach Oil Development was conducted to illustrate the type of recovery achieved with the composition and process of the present invention, while Example 1 (using polymer alone) is presented for comparison only.

Prøver brukt ved kjerneflomminger Samples used in core flooding

Kjerne - A serier på 50,8 mm x 0,6096 m kjerner av Berea-sandsten ble skåret ut fra en enkelt stenblokk for å oppnå optimal data-reproduserbar.het. Egenskapene til disse kjerner er oppført i tabell 1 som følger. For kjerneflomminger ble kjernene innepak-ket i høytemperatur-epoksy med trykk-tapper anbrakt gjennom epoksyen til overflaten av kjernen. De to indre trykk-tapper var anbrakt for å oppdele kjernen i tre like lengde-seksjoner for trykk-målinger. Core - A series of 50.8 mm x 0.6096 m cores of Berea sandstone were cut from a single block of rock to achieve optimal data reproducibility. The properties of these cores are listed in Table 1 as follows. For core flooding, the cores were encased in high-temperature epoxy with pressure tabs placed through the epoxy to the surface of the core. The two internal pressure taps were positioned to divide the core into three equal length sections for pressure measurements.

I tillegg til det foranstående ble en representativ prøve av kjernene anvendt her funnet å ha et overflateareal på ca. 2 m 2/g. Emisjonsspektografi viste at de viktigste grunnstoffer var silisium, kalsium og aluminium, og betydningsfulle mengder av jern, magnesium, kalium, natrium og titan ble også påvist. Avsøknings-elektron-mikroskopi viste uregelmessig formede partikler som var 100 til 400 ym i diameter med mindre partikler på 0,2 - 10 ym innblandet. In addition to the above, a representative sample of the cores used here was found to have a surface area of approx. 2 m2/g. Emission spectroscopy showed that the most important elements were silicon, calcium and aluminium, and significant amounts of iron, magnesium, potassium, sodium and titanium were also detected. Scanning electron microscopy showed irregularly shaped particles that were 100 to 400 µm in diameter with smaller particles of 0.2 - 10 µm interspersed.

Olje - 51,7°C, 0,8 y filtrert sur råolje ble anvendt i alle kjerneflomminger. Råolje-egenskapene er oppført i tabell 2 som følger. Oil - 51.7°C, 0.8 y filtered sour crude oil was used in all core floods. The crude oil properties are listed in Table 2 as follows.

Totalt syretall, mg KOH/g: 2,80 Total acid value, mg KOH/g: 2.80

(ASTM D664) (ASTM D664)

Vann - vann-analyser og formuleringer anvendt for laboratorie-sammensetninger er oppført i tabellene 3 og 4 for henholdsvis de nye vann og reservoar- (eller produsert)vann. Alle alkalie-og polymer-prøver ble blandet i det nye vann. Tabellene 3 og 4 følger. Water - water analyzes and formulations used for laboratory compositions are listed in tables 3 and 4 for the new water and reservoir (or produced) water, respectively. All alkali and polymer samples were mixed in the new water. Tables 3 and 4 follow.

Alkaliske midler - produkter og fremgangsmåter som ble anvendt, er som følger: Alkaline agents - products and methods used are as follows:

(alle henvisninger til Na20 er for totalt Na20-innhold) (all references to Na20 are for total Na20 content)

NaOH - En vekt-prosentig fortynning av 50% kaustisk soda ble foretatt til 0,5 vekt% Na20 for eksempel 4. NaOH - A weight percent dilution of 50% caustic soda was made to 0.5 weight percent Na2O for Example 4.

NaCO., - En vekt-prosentig tilsetning av soda-aske (Stauffer Dens Soda Ash) ble foretatt til innsprøytings-vannet. En konsentrasjon på 0,5 vekt% Na20 ble anvendt i eksemplene 2 og 3. NaCO., - A weight-percentage addition of soda ash (Stauffer Dens Soda Ash) was made to the injection water. A concentration of 0.5% by weight Na 2 O was used in Examples 2 and 3.

Na^ SiO^ - En 10 %ig råmateriale-løsning av natriumortosilikat ble fremstilt som skissert i SPE 10734: Na^ SiO^ - A 10% raw material solution of sodium orthosilicate was prepared as outlined in SPE 10734:

Fortynning til 0,5 vekt% Na202ble foretatt gravimetrisk ved tilsetning av innsprøytingsvann for eksempel 5. Dilution to 0.5% by weight Na2O2 was carried out gravimetrically by adding injection water for example 5.

Polymer - Delvis hydrolysert polyakrylamid (CYANATROL 940S varemerke fra American Cyanamid) ble anvendt til alle kjerneflomminger. En 5000 ppm polymer-løsning (i nytt vann) ble blandet med en 10 %ig alkalisk løsning (i nytt vann) slik at den resulterende løsning fikk den ønskede alkali-konsentrasjon. Den resulterende løsning ble fortynnet med nytt vann inneholdende den ønskede konsentrasjon av alkali inntil den riktige polymerkon-sentrasjon var oppnådd. Siktemålet for viskositeten under dan-nelsen av polymerløsningene, var 50 cP. Det ble bemerket at viskositeten øket med tiden for alle alkali/polymer-kombinasjonene på grunn av formodet hydrolyse av polyakrylamidet. Viskositeter så høye som 55 - 60 centipoise kan ha forekommet under senere faser av væske-innsprøyting. Dette antas ikke å gi noen betydelig forandring av resultatene av kjerneflommingene. Polymer - Partially hydrolyzed polyacrylamide (CYANATROL 940S trademark from American Cyanamid) was used for all core flooding. A 5000 ppm polymer solution (in fresh water) was mixed with a 10% alkaline solution (in fresh water) so that the resulting solution had the desired alkali concentration. The resulting solution was diluted with fresh water containing the desired concentration of alkali until the correct polymer concentration was achieved. The aim for the viscosity during the formation of the polymer solutions was 50 cP. It was noted that the viscosity increased with time for all the alkali/polymer combinations due to presumed hydrolysis of the polyacrylamide. Viscosities as high as 55 - 60 centipoise may have occurred during later phases of fluid injection. This is not believed to cause any significant change in the results of the core flooding.

Kj erneflomminger - Et skjematisk diagram av kjerneflomming-apparaturen er vist i figur 1. Core flooding - A schematic diagram of the core flooding apparatus is shown in Figure 1.

En positiv Ruska forskyvnings-pu. pe ble anvendt i forbindelse med et rom med konstant temperatur. Temperaturen i kjernen og fluidene ble forhøyet til reservoar-temperatur før innsprøytingen ble satt i gang. Mettethet for reservoarvann ble oppnådd ved å påføre et vakuum på kjernen i ca. 12 timer. Kjernen ble så innsprøytet med reservoar-råolje inntil det ikke ble produsert noe ytterligere vann. Denne innsprøyting ble foretatt med stor hastighet (3,048 m/dag) for å sikre maksimal olje-mettethet. A positive Ruska displacement pu. pe was used in connection with a room with a constant temperature. The temperature in the core and fluids was raised to reservoir temperature before the injection was started. Reservoir water saturation was achieved by applying a vacuum to the core for approx. 12 hours. The core was then injected with reservoir crude oil until no further water was produced. This injection was carried out at high speed (3,048 m/day) to ensure maximum oil saturation.

Primære og sekundære utvinninger ble etterlignet på en kombinert måte ved innsprøyting av reservoar-vann med en frontal fremførings-hastighet på 0,609 m/dag inntil olje-innsnittet eller mettetheten nådde et forhåndsbestemt nivå. Et vann/olje-forhold på 20:1 ble anvendt som vannflom-sluttpunktet. Primary and secondary recoveries were simulated in a combined manner by injecting reservoir water at a frontal advance rate of 0.609 m/day until the oil cut or saturation reached a predetermined level. A water/oil ratio of 20:1 was used as the waterflood endpoint.

Den generaliserte vannflom og tertiære sekvens var som følger: The generalized Flood and Tertiary sequence was as follows:

Tilleggs-prøver ble bare oppsamlet under trinnene d til f. Disse prøver ble anvendt til å bestemme oljeinnsnitt-responsen i forhold til pore-volumene av innsprøytet fluidum. Analyser av prøvene ble også fullført for å bestemme de produserte mengder av kalsium, magnesium og silisium (ved atomisk absorpsjons-spektroskopi) og pH. En titrering med 0,1 N HC1 ble fullført for å kvantifisere konsentrasjonen av alkali i hver prøve. Additional samples were only collected during steps d through f. These samples were used to determine the oil cut response in relation to the pore volumes of injected fluid. Analyzes of the samples were also completed to determine the amounts of calcium, magnesium and silicon produced (by atomic absorption spectroscopy) and pH. A titration with 0.1 N HCl was completed to quantify the concentration of alkali in each sample.

De nøyaktige innsprøytede fluid-volumer er oppført i over-sikten over innsprøytede fluider (tabell 5) som følger. De forskjellige viskositeter er uttrykt i centipoises (cP) og pore-volum-tallet (PV) er den brøkdel av det totale kjerne-porevolum av fluidum som ble innsprøytet. Tallene "940" står for den spesifikke type av polyakrylamid som ble anvendt i eksemplene 1 - 5 (CYANATROL 940S, varemerke) The exact injected fluid volumes are listed in the overview of injected fluids (Table 5) as follows. The different viscosities are expressed in centipoises (cP) and the pore volume number (PV) is the fraction of the total core pore volume of fluid that was injected. The numbers "940" stand for the specific type of polyacrylamide used in Examples 1 - 5 (CYANATROL 940S, Trade Mark)

Målinger av grense- spenning Measurements of boundary voltage

Målinger av grensespenning (IFT) mellom råoljen og hvert alkalisk middel ble foretatt. Konsentrasjoner av alkali i inn-sprøytings-vannet i området fra 0 -2,0 vekt% tilgjengelig Na20, ble testet. For alle verdier mindre enn 1,0 dyn/cm ble det anvendt konstant temperatur, konstant hastighet og spinnedråpe-grense-tensiometer. Alle målinger ble tatt ved 51,7°C, og 3600 omdr. pr. minutt etter 5 minutters olje/alkali-kontakt. Denne tidsperiode syntes å gi den maksimale verdi for IFT i forhold til tiden for disse systemer. Measurements of interfacial tension (IFT) between the crude oil and each alkaline agent were made. Concentrations of alkali in the injection water in the range of 0-2.0% by weight available Na 2 O were tested. For all values less than 1.0 dyn/cm, constant temperature, constant speed and spin drop boundary tensiometer were used. All measurements were taken at 51.7°C, and 3600 rpm. minute after 5 minutes of oil/alkali contact. This time period seemed to give the maximum value for IFT in relation to time for these systems.

Dersom vurdering med spinne-dråpe viste seg utilfredsstil-lende på grunn av resulterende IFT-verdier større enn 1,0 dyn/cm, ble det anvendt et duNouy-ring-instrument (ved 21,1°C) for å foreta målingen. If assessment with spinning drop proved unsatisfactory due to resulting IFT values greater than 1.0 dyne/cm, a duNouy ring instrument (at 21.1°C) was used to make the measurement.

Tre av fire testede alkaliske midler viste reduksjon av IFT fra 17,6 dyn/cm (i fravær av alkali) til passende verdier for å bevege tertiær olje. Bare natriumbikarbonatet ble bedømt som ineffektivt som IFT-reduksjonsmiddel for den spesielle råolje anvendt i disse eksempler. De minimale IFT-verdier og konsentrasjoner for hver alkalisk middel som kreves, er vist nedenfor: Three of four alkaline agents tested showed reduction of IFT from 17.6 dyne/cm (in the absence of alkali) to values suitable for moving tertiary oil. Only the sodium bicarbonate was judged to be ineffective as an IFT reducer for the particular crude used in these examples. The minimum IFT values and concentrations for each alkaline agent required are shown below:

Utvinnings-effekter - Tabellene 6 og 7, som følger, er beskrivel-ser av utvinnings-effektene for hver kjerneflomming forutsatt at ved hver er forspyling med nytt vann en del av henholdsvis den tertiære utvinning eller vannflomming. I tabellene 6 og 7 er kjerne-permeabiliteten, d.v.s. den effektive permeabilitet til olje med gjenværende vann (Korw)»°9den effektive permeabilitet for vann med gjenværende olje (<K>wro)f angitt i millidarcys. 01je-utvinnings-verdiene viser de opprinnelige verdier for olje-mettethet (S oi .), vannflom-utvinning ^ (% S oi .), vannflom-rest (Sor), tertiær utvinning ved anvendelse av den vandige alkali/polymer-blanding i henhold til denne oppfinnelse (% SQr), gjenværende mettethet (SQf) som er tilbake i kjernen, og den totale utvinning Extraction effects - Tables 6 and 7, which follow, are descriptions of the extraction effects for each core flooding, assuming that at each, flushing with new water is part of the tertiary extraction or water flooding, respectively. In tables 6 and 7, the core permeability, i.e. the effective permeability to oil with residual water (Korw)»°9the effective permeability to water with residual oil (<K>wro)f expressed in millidarcys. The 01je recovery values show the original values for oil saturation (S oi .), waterflood recovery ^ (% S oi .), waterflood residue (Sor), tertiary recovery using the aqueous alkali/polymer mixture in according to this invention (% SQr), residual saturation (SQf) remaining in the core, and the total recovery

(vannflom-utvinning pluss tertiær utvinning). PV i tabellen viser porevolum-mengdene for innsprøytet eller utvunnet fluid, etter som det passer. (flood extraction plus tertiary extraction). PV in the table shows the pore volume amounts for the injected or extracted fluid, as appropriate.

Den følgende tabell benytter de data som er utviklet i tabellene 6 og 7 til å beregne den prosentvise utvinning av opprinnelig olje på stedet (OIP) som skyldes tertiær utvinning. Verdiene ble oppnådd ved å dividere verdiene for den tertiære utvinning (f.eks. PV-verdiene) med de tilsvarende verdier for opprinnelig olje-umettethet (so;^): The following table uses the data developed in Tables 6 and 7 to calculate the percentage recovery of original oil in place (OIP) due to tertiary recovery. The values were obtained by dividing the values for the tertiary recovery (e.g. PV values) by the corresponding values for original oil unsaturation (so;^):

På grunn av at mengden av olje produsert under hver av for-spylingene med nytt vann var minimal, kan det sees liten forskjell i de resultater som er oppført i tabell 6 sammenlignet med resultatene i tabell 7. Resultatene oppført i tabell 6 vil bli anvendt i den følgende omtale. Because the amount of oil produced during each of the pre-flushes with new water was minimal, little difference can be seen in the results listed in Table 6 compared to the results in Table 7. The results listed in Table 6 will be used in the following mention.

I eksempel 1 involveres innsprøyting av en 50 centipoise væske av CYANATROL 940S polymer (3200 ppm) i fravær av ethvert alkalisk middel, og dette eksempel anføres bare for sammenligning. Example 1 involves the injection of a 50 centipoise liquid of CYANATROL 940S polymer (3200 ppm) in the absence of any alkaline agent, and this example is presented for comparison only.

Den 18,7 %ige Sor.-utvinning er sammenlignbar med eller bedre The 18.7% Sor. recovery is comparable to or better

enn de tertiære utvinninger oppnådd med alkaliske midler alene, than the tertiary recoveries obtained with alkaline agents alone,

i noen tidligere arbeider som ikke utgjør noen del av foreliggende oppfinnelse. Samtidig med forandringen i hastighet fra 0,3048 m/dag til 3,0480 m/dag som del av etterspylings-sekvensen, foregikk det en ytterligere økning i oljeproduksjonen. Dette fenomen fremgikk ikke ved tidligere tester ved anvendelse av alkali uten polymer. Det skulle vise seg at ved nærværet av det forbedrede bevegelsesmiljø på grunn av gjenværende polymer i kjernen så ble hastighetsforandringen og etterfølgende økning i trykk tilstrekkelig til å bevege ytterligere olje. Den relative forandring i trykk ved økning av hastigheten var i virkeligheten lavere ved polymer-forsøkene (gjennomsnittlig 3,7 gangers økning) enn i sammenligning med tidligere ikke-polymer-forsøk (gjennomsnittlig 4,8 gangers økning). De virkelige høyere trykk kan dog være en mer betydelig parameter. For eksempel i eksempel 1, resulterte forandringen til 3,0480 m/dag i et totalt kjerne-trykk på o 13,860 kg/cm 2 sammenlignet med et tidligere forsøk med det høyeste høy-hastighets-trykk ved ikke-polymer på o 0,889 kg/cm 2. in some earlier works which form no part of the present invention. Simultaneously with the change in velocity from 0.3048 m/day to 3.0480 m/day as part of the backwash sequence, there was a further increase in oil production. This phenomenon did not appear in previous tests using alkali without polymer. It would appear that in the presence of the improved movement environment due to residual polymer in the core, the change in velocity and subsequent increase in pressure was sufficient to move additional oil. The relative change in pressure with increasing speed was actually lower in the polymer trials (average 3.7-fold increase) than compared to previous non-polymer trials (average 4.8-fold increase). However, the real higher pressures may be a more significant parameter. For example, in Example 1, the change to 3.0480 m/day resulted in a total core pressure of o 13.860 kg/cm 2 compared to a previous trial with the highest non-polymer high-velocity pressure of o 0.889 kg/ cm 2.

Den absolutte betydning av dette fenomen er vanskelig å fastslå på basis av de foreliggende data, men det skulle med sikkerhet kunne antas at sammenligninger av de forskjellige polymerholdige systemer kan gjøres direkte, da produksjonstopper foreligger i alle tilfeller. The absolute significance of this phenomenon is difficult to determine on the basis of the available data, but it should be assumed with certainty that comparisons of the different polymer-containing systems can be made directly, as production peaks exist in all cases.

Eksemplene 2 og 3 er duplikat-innsprøytings-sekvenser, og kjernens ytelse i eksempel 2 er generelt bedre enn den i eksempel 3. Vannflommingen er betraktelig mer effektiv i eksempel 2, og dette tyder på en mer homogen kjerne som gir bedre feie-effekt. Bemerkelsesverdig er også den unormalt lave opprinnelige olje-mettethet (0,692 PV) i eksempel 2, sammenlignet med andre i disse eksempler (0,736 - 0,784 PV). PV-verdien på 0,692 er ikke uten-for verdi-området for de tidligere kjerneflomminger (0,649 - 0,750). Med den iboende kjerne-variabilitet, vil området for gjenvinninger i eksemplene 2 og 3 vise seg å være representativ for reproduserbarheten for polymer-systemene. Examples 2 and 3 are duplicate injection sequences, and the core performance in Example 2 is generally better than that in Example 3. The water flooding is considerably more efficient in Example 2, and this indicates a more homogeneous core that provides better sweeping effect. Also noteworthy is the abnormally low initial oil saturation (0.692 PV) in example 2, compared to others in these examples (0.736 - 0.784 PV). The PV value of 0.692 is not outside the value range of the previous core floods (0.649 - 0.750). With the inherent core variability, the range of recoveries in Examples 2 and 3 will prove to be representative of the reproducibility of the polymer systems.

Sor-utvinningene ved 95,5 og 82,6 % for disse to kjerneflomminger ligger i det området som vanligvis bare sees med micellar/polymer-systemer ved kjemisk flomming. Den umåtelige forbedring av disse systemer i forhold til alkali eller polymer alene, er det mest betydningsfulle resultat av det arbeide som presenteres her. The Sor recoveries at 95.5 and 82.6% for these two core floods are in the range usually only seen with micellar/polymer systems by chemical flooding. The immeasurable improvement of these systems compared to alkali or polymer alone is the most significant result of the work presented here.

Eksemplene 4 og 5, med CYANATROL 940S (varemerke) polymer kombinert med henholdsvis natriumhydroksyd og natriumortosilikat viser igjen kraftig økning i utvinning overfor deres uavhengige kjemiske motparter som er testet tidligere. Den opprinnelige olje-mettethet- og vannflom-ytelser ved disse forsøk er meget like, og faller mellom situasjonene i eksemplene 2 og 3. På grunn av at kjernene i eksemplene 4 og 5 synes å være sammenlignbare, kan natriumortosilikat-systemet sies å være bedre enn natriumhydroksyd-systemet, selv om igjen begge systemer er meget effektive. Examples 4 and 5, with CYANATROL 940S (trademark) polymer combined with sodium hydroxide and sodium orthosilicate, respectively, again show strong increases in recovery over their independent chemical counterparts tested previously. The initial oil saturation and waterflood performance in these tests are very similar, falling between the situations in Examples 2 and 3. Because the cores in Examples 4 and 5 appear to be comparable, the sodium orthosilicate system can be said to be better than the sodium hydroxide system, although again both systems are very effective.

Ved alle de testede polymer- og alkali/polymer-systemer ble det påvist en svært god bevegelse-regulering ved de rene, høy-olje-innsnitt (^60%) prøver dannet før ethvert gjennombrudd av innsprøytet kjemikalie. In all of the polymer and alkali/polymer systems tested, very good motion control was demonstrated in the clean, high-oil cut (^60%) samples formed prior to any breakthrough of injected chemical.

Motstands-faktorer - Figurene 2 - 6 - angir trykkdata for kj erneflommingene. Resistance factors - Figures 2 - 6 - indicate pressure data for the core flooding.

Disse trykkdata ble oppnådd ved å måle de forskjellige trykk på tvers av forside-, midt- og bakside-seksjonene av kjernen, og de ble omdannet til de tilsvarende motstands-faktorer RF1-RF2 i henhold til den følgende formel: These pressure data were obtained by measuring the various pressures across the front, middle and back sections of the core, and were converted to the corresponding resistance factors RF1-RF2 according to the following formula:

P^= trykkfall ved slutten av P^= pressure drop at the end of

vannflomming (psi) water flooding (psi)

P2= trykkfall ved gitt punkt under P2= pressure drop at a given point below

tertiær utvinning (psi) tertiary recovery (psi)

Q1= flytehastighet ved slutten av Q1= flow velocity at the end of

vannflomming (ml/sek.) water flooding (ml/sec.)

Q2= flytehastighet ved tiden for Q2= flow velocity at the time of

<P>2måling (ml/sek.) <P>2 measurement (ml/sec.)

RFj. betyr den kumulative motstandsfaktor-avlesning. RFj. means the cumulative resistance factor reading.

Motstands-faktorene i eksempel 1 (fig. 2) med polymer alene er betraktelig høyere enn faktorene for alkali/polymer-systemene. The resistance factors in example 1 (Fig. 2) with polymer alone are considerably higher than the factors for the alkali/polymer systems.

Ved sammenligning av motstands-faktor-responser for de forskjellige alkali/polymer-systemer kan det ses at NaCO3/940S-systemene gir mye lavere verdier enn enten NaOH/940S- eller Na4SiO4/940S-systemene. Midt-seksjon-motstandsfaktor (RF2)-responsene under eksempel 4 (fig. 5) er ikke så betydelig som det synes. På grunn av et uvanlig lavt vannflom-basislinje-trykk, blir midt-seksjons-motstandsfaktorene beregnet til å være unormalt høye, på tross av sammenlignbare trykk-nivåer i alle seksjonene. De lavere motstands-f aktorer med Na2CO3/940S-systemet viser potensiale for bedre innsprøytingskarakteristikker. When comparing resistance factor responses for the different alkali/polymer systems, it can be seen that the NaCO3/940S systems give much lower values than either the NaOH/940S or Na4SiO4/940S systems. The mid-section drag factor (RF2) responses under Example 4 (Fig. 5) are not as significant as they appear. Due to an unusually low flood baseline pressure, mid-section drag factors are calculated to be abnormally high, despite comparable pressure levels in all sections. The lower resistance actuators with the Na2CO3/940S system show potential for better injection characteristics.

Analyse av produsert fluid - sterkt reduserte mengder av toverdige kationer ble funnet samtidig med alkali-produksjonen. For eksempel 1 falt mengdene av toverdige kationer som et resultat av det nye løsningsmiddel-vann for polymeren som ble fremstilt. Analysis of produced fluid - greatly reduced amounts of divalent cations were found at the same time as the alkali production. For Example 1, the amounts of divalent cations decreased as a result of the new solvent-water for the polymer being prepared.

Data for alkali-forbruket er oppført i den følgende tabell. Målingene synes å være noe påvirket av nærværet av polymer: Data for alkali consumption are listed in the following table. The measurements seem to be somewhat affected by the presence of polymer:

Høyere retensjonsverdier ses enn det som er angitt tidligere, mest sannsynlig på grunn av den forbedrede sope-effekt som til-later at et større overflateareal av bergarter kan forbruke alkali. Higher retention values are seen than previously indicated, most likely due to the improved sweeping effect which allows a greater surface area of rocks to consume alkali.

Basert på resultatene av de omtalte vurderinger, kan de føl-gende konklusjoner trekkes: Based on the results of the mentioned assessments, the following conclusions can be drawn:

Dataene viser den bedre utvinning av gjenværende olje som The data show the better recovery of residual oil which

er oppnåelig ved anvendelse av alkali/polymer-flomming under de viskositets- og grense-spennings-nedsettende karakteristikker som kreves ved foreliggende oppfinnelse. Ved en foretrukket utførelse er det også blitt vist at anvendelse av Na2C03 som alkaliet (med polymer) gir en lavere motstandsfaktor ved kjerneflommingen enn anvendelse av enten NaOH eller Na4Si04som alkali med polymer. is achievable using alkali/polymer flooding under the viscosity and boundary stress lowering characteristics required by the present invention. In a preferred embodiment, it has also been shown that the use of Na2C03 as the alkali (with polymer) gives a lower resistance factor in the core flooding than the use of either NaOH or Na4SiO4 as alkali with polymer.

Dette gir et vandig utdrivingsfluidum som har bedre innsprøytings-karakteristikker. This provides an aqueous expelling fluid which has better injection characteristics.

Summarisk er det ment at terminologien "tilnærmet grense-spennings-minima", når den anvendes her, skal bety svært lave grense-spennings-verdier som er lik eller ligger nær de absolutt minimale verdier som er oppnåelige. Slike verdier faller innen "trau"-arealet i grense-minima-diagrammet utviklet ved sammenligning av spennings-verdiene mellom alkali-løsninger av varierende konsentrasjoner og råoljen som er av interesse. På slike grense-spennings-minima-diagrammer tilsvarer disse verdier grense-spennings-verdier på mindre enn 0,1 dyn/cm, fortrinnsvis mindre enn 0,7 dyn/cm. In summary, the terminology "near limit stress minima", when used herein, is intended to mean very low limit stress values equal to or close to the absolute minimum values achievable. Such values fall within the "trough" area of the limit minima diagram developed by comparing the voltage values between alkali solutions of varying concentrations and the crude oil of interest. On such limit stress minima diagrams, these values correspond to limit stress values of less than 0.1 dyne/cm, preferably less than 0.7 dyne/cm.

Det foranstående belyser visse utførelser av foreliggende oppfinnelse og skal ikke betraktes som noen begrensning. Omfan-get av den ønskede beskyttelse er angitt i de følgende krav. The foregoing illustrates certain embodiments of the present invention and should not be considered as a limitation. The extent of the desired protection is specified in the following requirements.

Claims

1. Aqueous solution, adapted to be used in the extraction of crude oil from a geological formation, comprising alkali and polymer, characterized in that it has a viscosity of at least 50% of the viscosity of the oil to be extracted, and provides an approximately minimal boundary tension between the and the crude oil when injected into the formation, where the alkali concentration is such that the interfacial tension between an aqueous solution of the alkali and the crude oil is less than 0.1 dyne/cm.

2. Solution according to claim 1, characterized in that the polymer is present in an amount of from approx. 1000 to approx. 5000 ppm per million parts by weight of the water.

3. Solution according to claim 1, characterized in that the polymer is an acrylamide polymer.

4. Solution according to claim 1, characterized in that the polymer is a polysaccharide.

5. Solution according to claim 1, characterized in that the polymer is a cellulose polymer.

6. Solution according to claim 1, characterized in that the polymer is partially hydrolyzed polyacrylamide.

7. Solution according to claim 1, characterized in that the alkali is selected from the group consisting of Na^CO^, NaOH and Na4SiC>4.

8. Solution according to claim 1, characterized in that the alkali is Na2C0.j.

9. Solution according to claim 3, characterized in that the alkali is Na2C03.

10. Solution according to claim 6, characterized in that the alkali is Na2C0-j.

11. Solution according to claim 1, characterized in that the alkali is present in an amount of from approx. 0.01 to approx. 5% by weight of the water.

12. Solution according to claim 1, characterized in that the alkali is present in an amount of from approx. 0.1 to approx. 2% by weight of the water.

13. Solution according to claim 1, characterized in that the polymer is a partially hydrolyzed polyacrylamide and is present in an amount of from approx. 1000 to approx. 5000 ppm per million parts by weight of water, and the alkali is Na2C03 and is present in an amount of from approx. 0.1 to approx. 2% by weight of the water.

14. Method for extracting crude oil from a geological formation, characterized in that it comprises injecting into the formation an aqueous solution comprising alkali and polymer, which has a viscosity of at least 50% of the viscosity of the oil to be extracted, and which gives a approximately minimal boundary tension between it and the crude oil when it is injected into the formation, where the alkali concentration is such that the boundary tension between an aqueous solution of the alkali and the crude oil is less than 0.1 dyne/cm.

15. Method according to claim 14, characterized in that the polymer is present in the solution in an amount of from approx. 1000 to approx. 5000 ppm per million parts by weight of the water.

16. Method according to claim 14, characterized in that the polymer is an acrylamide polymer.

17. Method according to claim 14, characterized in that the polymer is a polysaccharide.

18. Method according to claim 14, characterized in that the polymer is a cellulose polymer.

19. Method according to claim 14, characterized in that the polymer is a partially hydrolyzed polyacrylamide.

20. Method according to claim 14, characterized in that the alkali is selected from the group consisting of Na2C03, NaOH and Na4SiO4.

21. Method according to claim 14, characterized in that the alkali is Na2C03.

22. Method according to claim 16, characterized in that the alkali is Na2C03.

23. Method according to claim 19, characterized in that the alkali is Na2CC>3.

24. Method according to claim 14, characterized in that the alkali is present in an amount of from approx. 0.01 to approx. 5% by weight of the water.

25. Method according to claim 14, characterized in that the alkali is present in an amount of from approx. 0.1 to approx. 2% by weight of the water.

26. Method according to claim 14, characterized in that the polymer is a partially hydrolyzed polyacrylamide and is present in an amount of from approx. 1000 to approx. 5000 ppm per million parts by weight of water, and the alkali is Na2C03 and is present in an amount of from approx. 0.1 to approx. 2% by weight of the water.