三次采油的技术原理

三次采油技术原理

一、三次采油概况和基本原理

石油是一种非再生的能源，石油采收率不仅是石油工业界，而且是整个社会关心的问题。由于石油是一种流体矿藏而带来独特开采方式。

石油开采分为三个阶段。一次采油是依靠地层能量进行自喷开采，约占蕴藏量15~20%。在天然能量枯竭以后用人工注水或注气，增补油藏能量使原油得到连续开采，称之二次采油，其采收率为15-20%。当二次采油开展几十年后，剩余油以不连续的油块被圈捕在油藏砂岩孔隙中，此时采出液中含水80~90%，有的甚至高达98%，这时开采已没有经济效益。为此约有储量60~70%的原油，只能依靠其他物理和化学方法进行开采。这样的开采称之三次采油，国外亦称EOR（Enhanced Oil Recovery）技术。

据我国对十三个主要油田的82个注水开发区，进行系统的筛选和科学潜力分析，结果表明，通过三次采油方法能提高采收率12.4%，增加的可采储量相当全国目前剩余储量的56%[1]。当然是说，若把这种潜力都挖掘出来，我国的可采储量可以增加一半以上，为此发展三次采油是必经之路。通常提高采收率有三类。第一类为热力法，如火烧地层，注入过热蒸气；第二类为混相驱，即注入CO2气到原油中进行开采；第三类为化学驱，如碱水驱、微乳液驱和三元复合驱等。这次重点是介绍化学驱。

1.注水开采后，原油为何大量留在地层。

（1）油藏岩石的非均质性。例如在庆油田葡萄花油层属于正韵律沉积，下粗上细。下部的渗透率高于上部，在注水驱时往往沿着油层下部推进，而上部油层则继续留下大量未被驱扫的原油。这说明水不能被波及到低渗透油层。由于油藏岩石非均质性，阻止水的波及系数的提高。

（2）油层岩石的润湿性

岩石为水润性，注水能把岩石表面的原油冲刷下来。反之，岩石为油润性，注水只能冲刷一部分原油。这种驱出原油的量，称之洗油效率。洗液效率=（注水波及到油区所采出的油容积）/（整个波及油区储量油的容积）

（3）毛细管的液阻效应

当驱动原油在毛细孔中运移到达喉道时，原油块要发生变形，产生附加压力，用Laplace方程计算。ΔP=P1-P2=2δ（1/R1-1/R）；式中：δ为油水界面张力，R1为油滴细端的半径，R2为油滴粗端的半径。

附加压力ΔP，是阻止原油向油井井底运行，必然影响到采油效率。为此剩余油是以不连续的油块，被圈捕在水所波及到的油藏中。

（4）原油采收率：采收率=波及系数×洗油效率

2.提高采收率的途径

（1）提高波及系数，降低水油流度比（M），减少驱油体系的指进现象，达到波及系数的提高。W=（K W/U W）/（K O/U O）；式中，K W，U W为水体系在地层中有效渗透率，和水体系的粘度；K O，U O为原油在地层中有效渗透率和原油的粘度。

（2）增加毛管数

注水开采后，剩余油以不连续油块被圈捕在岩石孔隙中，此时每个油块受到两个主要作用力（粘滞力和驱动力）。Melrose和Taber等人，用一个无因次准数Ne（毛管数），表征上述两种作用力之比。

Ne=（U O V O/δ）=（ΔP/Lδ）式中：Ne为毛管数；原U。为油粘度；V O为原油流动速度；δ水和原油之间界面张力；ΔP/L—表示被圈捕油珠，通过毛细孔喉道所需压力梯度。

实验发现原油采收率与毛管数之间关系：当毛管数（Ne）超过某一值时，采收率（η）将急剧上升。原油、水岩石体系的不同，要求Ne数值也不同，一般是不同的数值、但是这种关系是普遍存在的。注水开采之后，一般地层的毛管数为10-6左右，为了继续采油、要求Ne增加到10-3~10-2左右。

从Ne表达式可知，要提高其值，可调参数有两个：一是提高原油的流动速度，或者提高压力梯度，（ΔP/L）。据有人对岩心分析，得出毛细孔喉道平均值，即R1=9×10-4cm，R2=4×10-3cm。若油珠通过喉道，从计算可知，则需克服附加压力梯度为ΔP/L=1Mpa。但是用目前最大的机械泵，传入到地层毛细孔道约为0.02~0.04Mpa.这说明通过调整ΔP/L值,或油流速度是很难达到上述要求.二是降低原油和水的界面张力。通常是加表面活性剂。从实验可知，微乳液的形成，其油水界面张力可达到10-3mN.M-1(称超低界面张力)、为此微乳液体系受到人们的青睐。总之，要提高洗油效率，就要提高毛管数，而改善界面张力是最有

效的途径。

二、碱驱

碱驱是将注入水的pH值控制在12~13左右，一般加入1~5%（wt.）NaOH即可实现[2]。在碱水驱油过程中，水相中的碱与原油中的石油酸相互作用，生成表面活性剂，并被吸附在岩石表面和油/水界面上，改变了油层岩石的润湿性，降低了界面张力，提高了原油采收率。

常有的碱剂除NaOH处，还有原硅酸钠（Na4SiO4）、NH4OH、KOH、

Na2CO3、Na2SiO3等其它碱。

碱驱看起来简单，但驱油机理相当复杂，一般认为碱驱有六种机理[2]、[3]、[4]。

1）碱水降低了油/水界面张力，使毛管数值从10-6增至10-4~10-2[16 1]

2）碱水驱使油层岩石的润湿性由亲油转变为亲水[5]。此时油和水的相对渗透率朝着有利于提高采收率的方向变化。

3）油层岩石的润湿性由亲水变为亲油[6]。当油层内的不连续非润湿残余石油，在碱的作用下转变为连续的润湿相，可为其它的圈捕的石油提供流动通道。

4）乳化和圈捕作用。界面张力足够低时，在亲水岩石中的残余油将被乳化，随压力流向生产井。若在流动过程中遇到比乳状液粒径还小的孔隙喉道时，乳状液将被重新圈捕。从另一个角度，它能改善了流度化。为此碱驱提高了波及系数和洗油效率。

5）乳化与夹带[8]。碱性物质使岩石表面为润湿，则防止原油吸附于砂粒表面。油层中的残余油，被乳化并夹带进入连续流动的碱水相中。

6）能增溶油/水界面处抽象性薄膜。在驱油过程中，如果在原油液滴的界面形成刚性薄膜，不利于液滴的变形，往往在喉道口圈捕。而碱可以破坏这种刚性薄膜[9、10]，并增溶之，使残余油可以流动通过喉道。

碱驱的优点是简便易行、成本价廉，但实际上很多油层并不适于水碱[11，12]。岩石性质是重要的制约因素[16，17]。束缚水的二价离子。以及油层中的石膏或无水石膏[18]，都会与碱作用生成氢氧化物沉淀。另外离子交换能力强的粘土也会使碱水中的Na+交换成Ca++等。这些作用都会消耗NaOH，使碱段塞破坏。对于存在裂缝、漏失层、气顶、高温、高

凝的原油，不适于碱水驱。对酸值小于0.5mgKOH/g原油不适于碱水驱的.盐度也有影响,它能抑制碱的浓度,还可促使油表岩表面从亲水变为亲油,加速W/O乳状液形成,不利于碱驱的驱油的作用.

总之，由于碱驱在现场使用的失败，目前都不单独所用。

三、聚合物驱

聚合物驱主要是向注入水中添加增稠剂，提高水的粘度。选择水溶性聚合物，并在0.1%浓度时,也具有很高的粘度.因此注入聚合物可降低水的流度,增大波及系数，扩大波及体积，改善驱油效率。

目前常用的聚合物是聚丙烯酰胺和生物聚合物[19][20]。

聚丙烯酰胺（PAM）的重复单元是丙烯酰胺，其平均分子量变化范围为百万到一千万不等。聚丙烯酰胺与碱反应会发生水解：即羧基取代一部分酰胺基。该反应开始时反应速度比较高，随反应进行而减缓，这是由于开始是相邻的酰胺基团起催化作用，而后来因羧基基负电荷与OH-间的库仓静电排斥作用而减缓。通常用水解度表示酰胺基变为羧基的百分数，水解度以30%左右为好。由于酰胺基和羧基均为极性基团，所以PAM易溶于水而不易溶于油。它易受机械破坏和剪切降解。

生物聚合物常用黄原胶。生物聚合物是在微生物表面形成的一种多孔微粒物质。

生物聚合物的这种结构，能有效地抗剪切降解。黄原胶对二价阳离子不太敏感[24]，但易受细菌的破坏。国此常与杀菌剂和除氧剂配合使用。

在非均质油层条件下，流度比（M）决定着采收率。当M≤1时，水驱是有效的。M>1时，水将以指进状进入油层，发生水窜。聚合物的作用是提高驱替液的有效粘度，以获得较低的流度比。

聚合度溶液通常为假塑性流体。

盐度、聚合物分子量及浓度、水解度等因素都可能影响其粘度特性[47-50]，温度也会影响稳定性[25]。针对我国油田的具体情况[1]：1陆相非均质沉积，渗透率变异系数一般大于0.5；2东部油田原油粘度，一般在5~40mpa·s之间。这些条件适于发展聚合物驱。大庆、辽河、大港等油田地层油度为45~60℃，胜利油田的孤岛、孤东油田地层温度

60~70℃。这样温度，聚合物也不致于发生降解。目前从大庆和大港的先导性试验来睦，每注1吨聚合物，可增产原油209吨至445吨，提高采收率8.8-14%.

四、表面活性剂驱

表面活性剂驱，是指向地层注入表面活性剂段塞，使残油发生注动，达到提高采收率。表面活性剂驱通常包括胶束驱、微乳液驱、乳状液驱、泡沫驱等。

早在二十年代末De Groot在发明专利中[22，22]，曾提出水溶性表面活性剂，有利于提高石油的采收率。一般为25-1000mg·L-1的多环磺化物和木质素亚硫酸废液，聚氧乙烯类化合物等溶液，也能提高石油采收率。这些技术导致了低张力驱的产生。而后Gogary等人[24][25][29]提出采用微乳液进行新混相型采油，以及中相微乳液的非混相驱驱油。在一定的表面活性剂醇油盐水体系中存在着两个超低界面张力（IET）区[26]，一个在低浓度区（0.1-0.2%），即表面活性剂胶束驱，另一个在高浓度（4-10%）、此时为三相体系，其中包括中相微乳液与过剩盐水和油平衡。

胶束驱一般注入低浓度表面活性剂溶液，采用大段塞，（为孔隙体积的15~60%），通过表面活性剂溶液的作用，原油可能聚集起来形成油墙。而微乳液驱（浓体系），采用小段塞（为孔隙体积的3-20%）的微乳液。注入的段塞由三种物质组成：烃、表面活性剂和水。有时还包括表面活笥剂（醇），有机盐电解质。这种体系主要特点，段塞与油和水都达到超低界面张力。现场实验表明，用高浓度、小段塞的微乳液驱，比相应的活性剂用量的胶束驱，能获得更高的石油采收率。

1.微乳液分类

微乳液是由一定比例的表面活性剂，助表面活性剂，油和水所形成具有各向同性、透明的、和热力学稳定性的分散体系。微乳液液滴直径在10~几十个nm范围内。液滴被表面活性剂和助表面活性剂组成的混合面膜所稳定。

微乳液可分为单相微乳液和多相微乳液。前者是指微乳液是一个相；后者则指微乳液不能单独存在，必须与油相或水相，甚至两个相同时存在。即Winsor Ⅰ型，下相微乳液与剩余油二相平衡；Winsor Ⅲ型，中相微乳液与剩余油和剩余水三相平衡；Winsoe Ⅱ型，上相微乳液与剩余二相平衡。

当研究体系油，水，表面活性剂，助表面活性剂比例一定，随着NaCl浓度增加，体系相态从Winsor Ⅰ→Winsor Ⅲ →Winsor Ⅱ型转变。这种NaCl浓度改变称之盐度扫描。

2．微乳液的形成和特性

1943年Hoar和Schulman提出微乳液形成的基本条件是[3]：（1）较高的表面活性剂浓度；（2）存在短链醇、脂肪酸、烷基胺或其它不离解的两亲物质，其摩尔分数大于表面活性剂。若是O/W型乳化液，其水池（water　pool）半径γ的计算办法：

γ=3（水的体积）/（油水界面的面积）

水滴半径加上表面活性剂和醇的界面膜厚度，得到分散液滴总的半径。

在高浓度低界面张力区（4%左右），中间相微乳液与过剩的油和盐水相平衡[28，29]。当含盐度增加时，表面活性剂自下相向中相直至上相微乳液中转移。在中相微乳液中，增溶等体积的油和盐水时的含盐度，定义为最佳含盐度[28]。增溶量越大，则在油/微乳液或盐水/微乳液界面上的界面张力降低得越多[30-32]。

油在微乳液中的增溶能数Vo/Vs（增溶油的体积与微乳液相中表面活笥剂体积之比）随盐度增加而升高，而水在微乳液中的增溶参数

Vw/Vs增溶的体积（增溶水的体积与微乳液相中表面活性剂体积之比）随盐度增加而降低[33]。对于中相微乳液形成的机理[34]，一般认为在含低盐度时，形成下相微乳液与油相的二相平衡。当含盐度增加时，胶束增溶油量增加，压缩胶束周围双电层厚度、电斥力降低，因而胶束彼此相互接近和聚结。同于密度差的增加，引起富集相从下相微乳液中分离出来，得到中相微乳液、水相和油相的三相平衡。当体系中盐度增加到一定浓度时，又逼使表面活性剂向油相转移。即随着NaCl的量继续增加，中相微乳液中的表面活性剂逐渐减少，直到其遭到破坏，而呈现上相微乳液和剩余水相的二相平衡。

影响油/盐水/表面活性剂/醇体系相态的因素很多：（1）含盐度增加；（2）降低油的碳链长度；（3）降低醇的浓度（C4，C5，C6，为4，5，6个碳的醇）；（4）降低温度；（5）增加总的表面活性剂浓度；（6）增加盐水/油比值；（7）增加表面活性剂溶液/油的比值。

在最佳含盐度时，体系中剩余水相和油相体积相等，此时中相微乳液和剩余水相；中相微乳液和剩余油相的两个界面张力，几乎相等，同时达到超低界面张力。若此时中相微乳液的体积越大，反映对油和水增溶参数越大。界面张力和增溶参数决定该体系驱油效率和驱油成本。

3．存在的问题，微乳液驱油体系，即高浓度表面活性剂体系，在室内模拟驱油试验中能得到100%驱油效率。但是表面活性剂价格较贵，而原油价格下跌，为此经济效益不高。

五、三元复合驱

三元复合驱，（包括表面活性剂、碱、聚合物），经研究能够达到中相微乳液驱的驱油效率，而成本仅为后者的1/3。

1．复合驱体系中碱、表面活性剂、聚合物三者相互作用。

表面活性剂、碱、聚合物是注入段塞的主要组分。由于不同的化学试剂在油层中混合，其作用有互补性和复配增效性，有利于提高驱油独立自主率[36-39]。

P．H．Krumrine和J.S.F.alcone选用PAM和生物聚合物，活性物含量为60%的石油磺酸盐，还有氢氧化钠、碳酸钠、硅酰钠等碱剂，对于它们之间搭配作用进行研究。

1对于单独进行使用时，发现硅酸钠（模比3.2）对界面影响不在，聚合物几乎无影响。而表面活性剂可以显著降低界面张力。其它条件相同时，在硬水中的界面张力均比在软水中高。

2表活剂、聚合物、碱三者配合时，对硬水、软水都能显著降低界面张力。对于高酸值原油，碱剂的加入使其石油酸的皂化成为表面活性剂。几种聚合物和碱配合使用时，界面张力值显示出，加入聚合物并不干扰碱与原油的皂化作用，即能达到降低界面的作和。

2．对粘度的影响

1无论将碱还是表面活性剂加入聚合物中，都会使粘度提高约

10%~25%。而加入表面活性剂的量则对粘度几乎无影响。

2一般来说，表面活性剂、聚合物、碱组合时的粘度高于单纯聚合物粘度。但对于聚丙烯酰胺，三元组合时的粘度小于聚合物与表面活性剂组合或者碱与聚合物组合时的数值。硬离子存在时的粘度高于在淡水中的。

3固定聚合物浓度，开展该体系的盐度、硬度、碱度扫描研究，表明显示体系中，含盐度、硬度增加会使聚合物溶液的粘度降低。在低含盐度下加入碱会抑制粘度的降低；盐度高时加碱会出现聚合物絮凝现象。生物聚合物对盐和硬度不敏感，只有在10，000mg-1CaCl2时，加入碱才使粘度下降，发生沉淀和絮凝。

4低碱浓度时，各种组合随硬度增加其粘度损失基本不变，碱浓度

高时，随硬度增加在趋势上呈现一些差别，可能是碱起到保护聚合物的作用。原硅酸钠抗硬离子能力最强，其次是硅酸钠，再次是氢氧化钠。

3．岩芯驱替实验

把聚合物和碱组合的段塞，其流度得到很好的控制，否则会象碱驱出现指进现象。

使用Cyanatrol聚丙烯酰胺时，碱驱之后用聚合物驱的采收率，高于聚合物驱后用碱驱的采收率。这可能是由于碱与原油作用，生产少量的天然表面活性剂，有利于降低残余油的界面张力，便于其启动。碱、聚合物混合驱，对于酸值高的原油，其采收率明显提高。

使用生物聚合物，若添加煤油的办法降低原油粘度，碱驱效率明显提高。

以上说明聚合物和碱两组发混合用具有协同效应，聚合物可提供驱油段塞需要的流度，而碱又可以保护聚合物而维持其粘度。若在上述体系加入表面活性剂，使驱油段塞的界面张力大幅度降低，其驱油效率显著提高。总之，须精心设计段塞的组成，既要从降低界面张力和提高粘度的作用，又要考虑碱的损耗和段塞组成的色谱分离。

2．相态特性

在三元复合驱中，由于表面活性剂浓度较低（一般1%左右），当三元复合体系的水溶液和朱油混合时，往往是形成乳状和剩余水相，或者与剩余油相达到平衡，有时也出现三相。

French[39]等人在前人工作基础上，对其三相态提出下列判断标准。

乳化等级标准

0未见乳化

1中相黑色乳状液

2中相为棕色乳状，在搅劝下，变为黑

色

3中相为棕色乳状液，在搅动下也为棕

色。

4中相为棕色乳状液，在乳状液中含有

90%的原油。

乳化等级越高，相应的界面活性越高和越接近最佳状态。

3．粘度特性

1）一般情况，聚合物溶液在低剪切速率下呈牛顿特性[40]；在高剪切速度下呈幂律特点。聚合物质粘度是温度的复杂函数。因为溶液粘度随溶液温度升高而降低，然而对于聚丙烯酰胺来说，其水解度也会随温度升高而增大，聚合物链上负电荷增多，则静电排斥作用会使其粘度增大。

2）在一定剪切速率下，聚合物溶液的表观粘度随盐的浓度增加而减小，从牛顿流体向剪切变稀过渡，其临界剪切速率则随盐浓度的增加而增加。这是由于电荷屏蔽效应改变了聚合物分子链的卷曲程度，水力学半径变小，链的缠绕度降低，致使聚合物溶液粘度降低。同时导致临界剪切速率增加。

3）只有当阳离子电解质浓度低于4%时，才反映粘度剪切速度的变化。浓度大时，粘度变化不大，反映不敏感。这是由于阳离子对粘度降低影响更大。高价阳离子效果更显著。高正电荷的离子可以更有效地屏蔽聚合物链上的负电荷，以较低盐浓度使聚合物链卷曲，其粘度降到最低，再加盐则影响就不在。对于每个给定的聚合物浓度时，其幂律指数随浓度呈指数关系变化。

4）碱对于聚合物溶液粘度的影响较复杂。一方面，碱本身是电解质，为聚合物溶液起到压缩双电层作用，起到降低降合物溶液粘度。另一方面，碱对于聚合物链上的水解作用，使聚合物链上羧酸盐基团数增加，导致静电斥力增大，链尺寸增加，从而提高了聚合物的粘度。一般在低NaOH浓度下，可观察到由于聚合物水解引起的粘度增大。而在较高NaOH浓度下，电荷屏蔽作用会抵消水解作用粘度的影响，其表观粘度几乎不变。碱型不同影响粘度程度不同的变化。

4．界面张力和波及系数

实验表明，[42]当碱浓度一定时，油/水界面张力随盐度增加而降低。但当盐度达一定值时，界面张力值一般不再变化。对于某一特定的盐浓度，碱增加会导致油/水界面张力的降低。也就是说，高pH值的表面活性剂/碱混合溶液会使界面张力值降得更低。

一般认为界面张力低于0，2mN、m-1启动油藏中毛细管孔隙中的大多数原油，如果低于0.001mN、-1，则可有效地驱替原油。实际上影响油水间界面张力的因素很多，诸如表面活性剂的种类、浓度、分子量，盐浓度及碱性添加剂的存在等。

盐度往往对保持油/水界面两侧的离子环境很重要，它影响表面活性剂的分配。若原油酸值不高的原油，影响不大。

界面张力的测定对于初步筛选、确定最佳盐度和最适宜的表面活性剂以及碱的浓度都有意义，它可减少驱油试验的次数。

在表面活性剂溶液中加入碱剂，可以提高井网驱替的横向和纵向波及效率，并降低表面活性剂在地层中的滞留，提高采收率[43-46]。某些碱剂不可以降低原油采出之后高渗透层的渗透率，改善多种渗透率不连通层的开采情况。加入的碱阴离子可与溶液中多价金属离子反应生成胶状颗粒或沉淀，也可以与岩石和粘土表面活性剂氧化点上的离子反应，被捕集在粘土或岩石表面上的多价金属离子，将不会流动和堵塞下游孔道，另外它能减缓离子交换过程，使表面对表面活性剂分子的吸引力降低。

五、展望

由于三次采汪技术的复杂性，以及油价和表面活性剂用量等问题，大大影响三次采油技术的推广。但应当看到三次采油的巨大潜力和广阔的应用前景。一要从降低成本，继续进行廉价高效的表面活性剂的研制和开发，开拓新的高效、价廉、低耗的复合驱体系。例如工业上的废液，下脚料均可作为复合驱的表面活性剂，变废为宝，还可解决环境污染问题。二是从驱油机理上进一步深入研究。三元复合驱的驱油机理更加复杂。可利用近代化测试手段，数学模拟等方法，深入研究各种物理化学技术的驱油机理。这样我们才能进一步完善三次采油技术，提高采收率。

目前，我国十分重视三次采油技术的研究和试验、‘七五’‘八五’期间，各大油田、许多大学的研究所都承担了三次采油国家攻关的有关课题。十几年的努力，从总体来看，我国在三次采油技术方面，达到了世界先进水平，这将在日后石油三次开采中奠定了基础。（参考文献略）

附录 各国提高采收率驱油体系中所用的表面活性剂

来源驱油形式表面活性剂配方备注

GB 2136855（1983胶束段塞110~20℃的烯烃磺酸盐

其中含有1/5的二磺酸盐

用于盐度范围

宽

GB 2174438（1985胶束段塞R1-CH（OR

2

）-（CH2）-n SO3X

n=0~5；X.碱金属 R1,R2~12碳烷基

JP 58062286 (1981)胶束段塞1α-烯烃(15~20个碳)磺酸盐对高稠油有效 22-乙基已醇

JP 58160491 (1982)微乳液1聚氧乙烯烷基醚

R2- -O-(CH2CH2O)4~8-H

R2 10~4个碳烃基

2二甘醇甲基醚

US 4316809 (1979)胶束1石油磺酸钠

2烷基硫化醇

低含盐量储油

层

US 4502540 (1983)胶束1两性表面活性剂

R1(R2)R3NSO3Na,R1=12C

R2,R3都是低烷基

25~10的醇

高含盐量储油

层

CN 8510624 (1985)微乳液1烷基苯磺酸盐

2乙氧基化醇

美UOP公司1979溶致液晶2原油

3盐水

5%

5~10%

DE3208208 1982微乳液1羧基甲基氧乙基表面活性剂

R-(OCH2CH2)3-OCH2-COOM

其中M为Na或

NH4,R-12C~14C

DC 3025387 1980微乳液1三甲铵乙内酯

2环烷酸聚氧乙烯醚(2000左右)

EP 80855 1981微乳液1烷基聚氧乙烯单糖科生物(半乳糖、甘露糖)

2山梨糖醇衍生物

EP 264867

1986

微乳液苯乙烯芳氧基醚磺酸盐

EP 293912 1987微乳液磺化甜菜碱（利用环烷酸氨基酸制备）

EP279686

1989

微乳液烷氧基烷基酚磺酸盐

GB 2168095 1984微乳液RO-（C

3

H6O）x R1SO3-M

R=10~20R1=1~5x=15~20

SU 1161696 1984微乳液1烷基磺酸盐65% 1000m3

2烷基酚磺酸盐25% 油层

3聚乙二醇二叔丁基苯酚醚10%

可采1500~现场使用的驱油体系

配方，为上述 2000吨石油混合

物的1%和5~20HCl%水溶液。

US 4561501 1983微乳液1带支链羧酸钠5% 化学驱油采

收率

2戊醇 4~5% 收率为72% 形成

上相微乳液作为驱油体系。

US 4739040 1986木屑和水体系，在200℃ 100磅/英寸2压力下，用CO或H2将木质素

US 4787454 1987微乳液通过烷基化、磺化为表面活性剂配制相应的微乳液。

US 4836281微乳液羟基苯磺酸盐

SPE 21027 1991AS驱10.1%Petrostep B-100(58.7%活性物)

20.34mol[Na2CO3/NaOH(1:1)]

SEP/DOF 20238 1990ASP10.095M Na

2

HCO3

20.095M Na2CO3

30.3% 生物聚合物(黄原胶)

40.1% 石油磺酸盐

SPE 1753810.8% Na

2

CO3

20.1%石油磺酸盐(ptrostep B-

100)

30.105%PAM(Pusher-700)

SPE/DOF20224 1990ASP12% Na

2

CO3

20.4% 石油磺酸盐(ptrostep

B-100)η=45.3%

30.5%STPP(三聚磷酸钠) 40.12% PAM (Pusher 700E)

SPE 13575 1985ASP12% 石油磺酸盐(Exxom 914-221)

2硅酸钠(SiO2:Na2O=3.2:1

mol:mol) η=60%

孤东油田1993ASP(三个

配方)

1)1%

(Na2CO3+NaHCO31:1)+0.3%ween-

80+0.1% 3530S

2)1.5%Na2CO3+0.2%OP-10-

0.2%CY-1(石油磺酸钠)(三个配

方)0.1530S(聚丙烯酰胺)

3)0.7%

(Na2CO3+Na2CO31:1)+0.5%SDC-3

(天然羧酸盐)+0.15305

克拉玛依油田1993ASP11.4% Na

2

CO3

20.1%多聚磷酸钠

30.3%KPS-C-J2(石没磺酸盐)

40.18 MO-3000H-SF(聚丙烯酰

胺)

大庆油田1994ASP10.3%B-100(石油磺酸盐,美国产品)

21.25% Na2CO3

30.12% 1275 A(聚丙烯酰胺,日

本产品)

ASP石油羧酸盐0.25%石油羧酸盐

(9301)

ASP天然

羧酸盐

2% NaOH

0.10%聚丙烯酰胺

1.2% [Na2CO3+NaHCO31:1]

0.6% SDC-5(天然羧酸盐)

0.5% 植物胶