化学法提高采收率

1聚合驱

1.1聚合驱原理

聚合物溶液驱油

    聚合物用于EOR主要有两个目的：(1)改善流度比；(2)调整吸水剖面。使流度比获得改善的技术措施有：(a)降低排驱介质的流度，它可通过提高排驱介质的粘度来实现；(b)提高油的流度，它可通过降低油的粘度来实现。

    在水中加入聚合物，提高注入水的粘度，既使为了降低排驱介质的流度，注泡沫也可达到此目的，但目前更普通的是采用注聚合物溶液的办法。

    聚合物溶液用于调剖，同样是利用聚合物溶液的高粘度。舌进是降低波及系数的主要原因，当高渗透层的油水前线到达生产井后继续注水，大部分水仅仅无效地穿过高渗透层，不能有效地扩大低渗透层的波及面积。对于这类油层，只有通过增加高渗透层的阻力，降低吸水指数(Q／△Ph)，才能提高低渗透层的吸水指数，扩大波及面积。注聚合物溶液时，溶液主要进入高渗透层，与此同时，高渗透层的阻抗(µ/k)增加，这是溶液的高粘度造成的。当高渗透层阻抗增加后，改注水，在高的注入压差下，迫使水进入低渗透层，从而实现高低渗透层吸水指数基本一致，达到调整吸水剖面的目的。     

聚合物溶液驱油

聚合物溶液驱油是注入低浓度大段塞的聚合物水溶液，其目的是改善流度比。水驱油的流度比通常都是水利的，粘性指进和舌进严重，注水中期改注高粘度水使流度比改善，可以抑制舌进和粘性指进的继续发展，扩大波及系数。但是，聚合物溶液在孔隙介质中复杂的流变性，以及出现一些特殊的流动特征相、聚合物被稀释，使聚合物驱变复杂了。聚合物溶液的浓度是保证溶液粘度，控制流度的关键因素，在复杂的流动条件下考察排驱过程的浓度变化是至关重要的。这里提出的浓度剖面模型仅考虑了各种流动特性和聚合物溶液被水稀释对浓度的影响。

1.1.1排驱前缘和后续的浓度剖面 

注聚合物一般是在注水时期的二次采油中进行，因此，聚合物溶液进入油层后，与岩石表面接触，还要与水接触，注聚合物溶液之后继续注水，其后部仍然与水接触。

产生以下现象。

(1)溶液前缘发生滞留使浓度下降甚至为0，这相当于损失了溶液体积，从而使聚合物前缘突破滞后；

(2)用不可入孔隙体积（IPV）而使聚合物提前突破；

(3)水与聚合物溶液互溶，水分子与聚合物分子之间存在扩散现象，致使浓度降低；

(4)孔隙结构复杂，使流线不断合并—分离，致使两种液体在轴向上不断混合，这种现象称轴向弥散、弥散造成溶液稀释；

    (5)溶液尾部被水排驱，不利流度比，产生指进。同时也存在溶液的稀释。

以上现象对任何注聚合物的工程都存在，但各油田产生的影响因具体条件不同而异，故各油田在设计聚合物溶液驱时，必需对本油田进行具体研究。   

1.1.2理想的波度剖面模型

假设一个一维的均质地层，注入1PV水后，再注入1PV聚合物溶液，用水排驱溶液段塞，假设不存在扩散一弥散现象，无粘性指进和舌进，段塞驱水为活塞式推进。分析存在吸附、滞留、不可入孔隙时，段塞前后缘突破时间。

(1)不存在滞留和不可入孔隙  这是最理想的情况。

注入1PV时段塞前绦在出口突破，当注入2PV时．段塞后缘突破，这时c／c0。注入PV曲线如图2-35-a所示。在PV＝1.0时,段塞前缘突破。这时，c／c0＝1.0；当PV＝2.0时，后缘突破，这时c／c0＝o，孔隙介质中此时充满水。图中阴影区表示了段塞体积。

(2)只存在不可入孔隙体积，此时段塞前线将在注入量小于1PV时突破，提前突破的体积即为不可入孔隙体积，同样，后缘也相应提前突破。如图2—35b所示。

(3)只有滞留  这时段塞前缘的聚合物损失掉，浓度c／c0＝1.0的剖面滞后突破，如图2—35c，滞后的孔隙体积为滞留损失的段塞体积，后缘未发生滞留，故仍在注入2PV时突破。

(4)同时存在滞留和不可入孔隙体积，因前缘同时受两种因素影响，后缘只受不可入孔隙体积影响(见图2—35d、e)，故先由后缘确定IPV，若前缘仍提前突破(图2—35d)，可以判断IPV大于滞留损失体积及RPV，这时用下式计算RPV：

                      RPV＝IPV－△PV 

式中  △PV——提前突破的孔隙体积。

若前缘滞后突破图2—35e，表示滞留损失体积大于IPV，这时按下式计算RPV：

RPV＝IPV－△PV

式中△PV———滞后突破的孔隙体积。   

1.1.3扩散一弥散对浓度剖面的影响

当两种互溶液体静止接触时，分子热运动或液体之间的浓度差都会使两液体间的分子相互扩散，在界面附近形成混合体系。在孔隙介质中流动着的两互溶体系，不仅在界面上存在相互扩散现象。而且，还存在轴向弥散，轴向弥散造成的混合远大于扩散造成的混合。

图2—36解释了弥散现象。图上二条流线的平均流动方向相同，毗邻的流线1和2在孔a中合并，在a孔中聚合物分子与水分子扩散使孔内流体浓度变为均一，且浓度降低。这些溶液经b孔部分流入c孔，与流线3来的溶液和c孔中原有的水再次混合。扩散—弥散使得在孔隙介质内聚合物溶液与水之间不是为一突变界面分开。也即是，溶液前缘的浓度剖面不会象图2—35中所示的梯形，而是一连续变化的曲线，如图2—37所示，图中实线表示不存在分子混合的浓度剖面，虚线是实际的浓度剖面．阴影区是浓度过渡带。当排驱继续进行时，浓度过渡带范围扩大。实线和虚线的交点对应的相对浓度等于0.5，该点的速度等于段塞前缘的真实速度。

由于岩心中存在浓度逐渐变化的过渡带，于是在岩心出口排出液的浓度剖面也不会成梯形．其形状如图2—38所示。当c／c0＝0.5时，段塞前缘突破。如果不存在滞留和不可入孔隙体积，那么，当c／c0＝0.5时，注入孔隙体积应等于1。当存在滞留和不可入孔隙体积时，在c／co＝0.5时，注入孔隙体积可能大于或小于1。

1.1.4浓度剖面综合分析

在实际排驱中，滞留、不可入孔隙体积和扩散一弥散都存在，必需综合分析这些因素对浓度剖面的影响。图2—39为一典型曲线。

假设油层含有水驱后的残余油、饱和度为sor，若注人的聚合物段塞不与地下流体混合，也不存在滞留和不可入孔隙，那么段塞将在注入孔隙体积等于(1-sor)时突破，如图2—39中虚线所示。若存在IPV，段塞提前在(1―sor―IPV)时突破，如图中实线所示。由于存在扩散—弥能浓度剖面呈s形．前线是在c／c0＝0．5所对应的注入孔隙体积财突破。图中M表示弥散程度，愈大，曲线愈趋平缓，轴向弥散程度愈大。由图看出，实际突破时间滞后于(1—sor)，这一情况类似于图2—35e，应根据后缘确定IPV。设注入的聚合物段塞为jPV，段塞后注水，因存在IPV，所以后缘突破时间为（j 1－sor－IPV），但因不利流度Lb．后缘出现粘性指进．水穿人段塞降低段塞浓度，所以实际上浓度在（j 1－sor－IPV）之前便开始下降。指进的影响在图上后缘的阴影区内表示出。后缘浓度在注入(j 1) PV时一直未降至0，是可逆滞留分子脱离滞留位置的影响。

当由后缘确定不可人孔隙体积时。若不存在IPV，后缘应在(j 1－sor)时突破(见图上后缘虚线)。由于后缘提前突破，提前的体积便是不可人孔隙体积。因此，IPV＝(j 1－sor)－（j 1－sor－IPV），当求出IPV后，由式(2—37)求RPV ，图上示出了滞留体积。

1.2改善流度比(M)

不利流度比是水驱泊波及系数低的关键因素，改善流度比，使M降低，是为了提高波及系数，图2—40是平摄玻璃模型(Hele—Show模型)在M>1.0与M<1.0时的平面波及情况，M>1.0时，前缘不稳定。M<1.0产生了稳定的前缘．不仅提高微观驱油效率，而且受主要的是扩大了突破角，提高了平面波及系数。       

1.2.1粱合物驱油的流度比分析   

 在油层条件下使流度控制变得比较复杂的原因陈上述的浓度在排驱过程中变化外，还在于溶液的粘度还取决于它在油层中经历的剪切速率从注入井到生产井，流速由快逐渐减慢，在两井中间，流速最慢且比较稳定．到达生产井附近，流速又逐渐升高。此外，不同流线上流速不同，速度场的复杂变化。必然导致聚合物溶液的流变性在排驱过程中改变，从而粘度改变。实际的油层速度，除井底附近的高速可能产生胀流型流动外，大部分油层范围的流速较低，聚合物溶液的流变特性为假塑性。为此，假设在整个流动过程中，溶液都呈假塑性流变行为。考察在平板玻璃模型Hele—Show中流度比的变化。对于玻璃模型的渗透率均一，故视为kw＝ko＝k。，将对流度比的考察变为对粘度比的考察。

 首先对比牛顿液与假塑性液体之间的粘度与速度关系。假设某牛顿液具有一定粘度，且它与油之间的粘度比是1.0。某假塑性溶液的流变曲线与牛顿液流变曲线相交于某一点(图2—41)，当流速低于此交点所对应的流速时，假塑性溶液的粘度达到有利粘度比，高于此交点的流速时假塑性溶液的粘度产生不利粘度比。上述对比说明．若用该牛顿液排驱，可以达到整个过程的粘度比都为1。但若用该假塑性液体排驱，只能在某低速范围达到有利粘度比，高速下可能出现不利粘度比。

 两井之间主流线流速最快，非主流线流速依次减慢，按照图2—41速度与枯度关系，这有可能使聚合物溶液在主流线上的流度比是不利的，在某些非主流线土，可能产生有利的流度比。与牛顿液相比，假塑性溶液可能更加剧了主流线和非主流线上的流速差。但是，假塑性溶液还存在一种使前缘稳定的因素。这是牛顿液不具有的。当溶液前缘离开注入井后，随流速逐渐下降，溶液粘度将增高，流度比将随前缘推进而获得改善。图2—42是假塑性聚合物溶液在五点井网模型中前缘发展情况。由于主流线和非主流线的速度差以及由于速度差产生的粘度差，使得排驱初期有明显指进。但随着前缘推进，流速逐渐下降，且主流线下降最明显，故主流线上的粘度上升幅度最大，使指进得以控制，从而形成第二个前缘。其波及系数略小于M<1的牛顿液。但比M>1的牛顿浓高得多。

1.2.2平板玻璃模型(Hele—Show模型)的粘度比计算

对五点并网平板玻璃模型的粘度比进行定量分析，可以发现排驱过程中流度比的变化规律。不可压缩的牛顿液体，当它流过五点井网的平板玻璃模型时，渗透率与板间距离h之间的关系为：

k=h2/12

假塑性液体在平板模型中的平均速度用下式表示：

  K——稠度系数

  n——粘性指数或幂指数，当n =1时，µef = K；

      vr——半径为r的位置上．各点流速的平均值，称点平均速度。

若已知n和K和点平均速度vr，可利用式(2—40)求A小便可知道粘度比。在点平均速度计算中，没有必要求所有半径的点平均速度，只需求出最小和最大的点平均速度，便可计算出最大和最小的有效粘度，从而可以估计出整个排驱过程中的粘度比的范围。已知．在注入井附近流速最大，当r＝r井时，点平均流速最大，溶液的有效粘度最低。但是，最小点平均流速的范围却是难于估计的，然而，在流线分叉区(模型边缘)的流速最低，故用半径等于模型边长s的区域代替最小点平均流速区。利用径向流公式（2—41)求点平均速度：

vr＝Q/2πrh

式中Q——体积流速，通过试验可以测定；

    2nrh——半径为r的过水断面面积。

当r＝r井时，点平均流速用下式计算

vmax＝Q/2πrh

当r＝rs时，点平均流速用下式计算

vmin＝Q/2πrh

式中计算出最大和最小点平均流速后，利用(2-40)式，便可算出它们对应的有效粘度。

例题  一个五点井网平板玻璃模型，其1/4的模型边长为28cm，厚度h为0.5cm，井半径r井为0.08cm，原油粘度等于10mPa·s，试计算用流速Q分别为5.0、15.0、30.0cm／h进行聚合物驱的最大和最小流度比。聚合物溶液浓度分别为2000pm、100ppm和50ppm。聚合物溶液的K和n值列于表2—2。

根据式(2—42)和(2—43)计算vmax和vmin，然后利用(2—40)计算对应于此两流速的有效粘度。表2－3列出了不同流速和浓度时的有效粘度比。由表可见，在井底附近的粘度比都为不利的；在半径为s的区域除序号8和9是不利粘度比外，其它都是有利粘度比。

这说明，溶液离开注入井后，粘度比逐渐改善。这便是假塑性聚合物溶液驱油，能获得较大波及系数的原因。

平板玻璃模型只考虑了油与聚合物的粘度比对排驱的影响，它只是半定量表示出流度比对排驱的影响。实际排驱时，聚合物是排驱油和水的混合物，聚合物流度比(Mp)设计应按下式计算

kp／μp——聚合物溶液的流度  它是聚合物溶液波及区内聚合物的渗透率与其有效粘度之比

ko/μo kw/μw——油水混合流度，

式(2—44)的形式很简单．但计算Mp确是很难的。其中，kp和μp以及ko/μo kw/μw在不同油层位置上都是不向的，所以，Mp只能用平均位来计算。下式是一种虽简单但误差更大的计算公式：   

                      Mp＝（kp/μp） /（ko/μo）    

1.3聚合物驱的可行性分析及矿场应用

聚合物驱的可行性取决于经济效益．应预测聚合物溶液驱油可能增加的采收率与投资之间的经济关系。下面介绍的两种预测方法虽不够精确，但比较方便。

1.3.1利用fw-sw曲线预测采收率

已经知道利用fw-sw曲线预测注水经济极限采收率，同样道理，可以利用fw-sw曲线预测聚合物驱达经济极限的采收率，当与注水采收率相比较时，就可以确定聚合物驱可能增加的采收率。

图2—43是粘度分别为1、6、12和120mPa·s的原油的产水率一饱和度曲线，经济权限的驱泊效率分别为1.00、0.95、0.85和0.55。若将油的粘度降到原来的1／10，在相同含水饱和度下，产水率将下降，从而提高了驱油效率。如图中，当泊的粘度从120mPa·s降到12mPa·s时，驱油效率由0.55上升到0.85。同理，若将排驱液粘度提高l0倍，可以得到相同的结果。即对粘度为120mPa·s的油，若用粘度为10mPa·s其驱油效率可达0.85。

图中粘度6mPa·s的油，其驱油效率可达0.93。若用聚合物驱，不能获得经济效益。

1.3.2根据生产水油比－累计产油量预测采收率

利用戴克斯特拉和帕森斯(Dykstra－Parsons)提出的预测生产水油比与累计产油量的关系曲线，可以预测当注水改注聚合物溶液时的累计产油量。图2—44表示的是用该方法预测的生产水油比与累计产油量的生产曲线。曲线12是流度比为12的普通注水生产曲线。若油层不注水，而用聚合物溶液驱油，当阻力系数确定后，聚合物驱油的流度比可按(2－46)计算：

Mp＝（kp/μp） /（ko/μo）              (2－46)

分子分母同除以kw/μw

在上例中，若阻力系数确定为6，那么，由上式，因M＝12，所以Mp＝2。

同样，根据聚合物流度比Mn，可以给出生产水油比与累计产油量的生产曲线，如图中曲线2所示。对比曲线12与2，当产水率相同时，曲线(2)的累计产油量高得多。可见，用聚合物溶液降低流度比后可提高采收率。但是若将流度比降低到Mp＝1 (图中曲线1)，与Mp＝2相比较，产油量虽然稍有增加．但费用却增加很大，故曲线1代表了不经济的生产条件，曲线2代表了最佳生产条件。

图2—44是预测连续注聚合物溶液的曲线，在实际生产中连续注聚合物是不经济的。一般是注聚合物段塞，再用水驱段塞。注段塞的采收率略比连续注聚合物溶液低，但远高于注普通水。改注聚合物段塞的时间和最佳段塞尺寸是提高采收率的关键，图2—45是预测注段塞的采收率曲线。   

若油田生产水油比为0.7时转注聚合物段塞，流度比Mp＝2。由于段塞刚注入时，尚不能立刻改变排驱条件，所以生产曲线将继续沿曲线(12)发展，至P点时，聚合物驱已见效，水油比不再增加，果计产油量增加，这一效益一直持续到点A。若继续注聚合物到达经济极限，生产曲线将经过点A沿流度比为2的曲线②上升。然而，若在A点就停止注聚合物而改注水，生产曲线将偏离曲线2(图2—45上左虚线)，达经济极限的采收率比曲线②小，若在B点停止注聚合物，生产曲线为图上右虚线，采收率略微增加，但花费过大。

一个油田是否适合注聚合物驱油，有以下经验：

(1)注水流度比在2—20之间，或渗透率严重不均质的油层很适宜聚合物驱。

(2)流度比大于20或小于l的油层都不适合聚合物驱。

(3)对于采出量大于渗入量以及存在大裂缝、大溶洞的油层不适合聚合物驱。

(4)采收率不高并非流度比不合理或渗透率不均质．若用聚合物驱同样不能提高来收率。

(5)油层含油饱和度高更有利于聚合物驱． 

聚合物溶液性能筛选及矿场试验

聚合物驱溶液，需经过以下性能筛选：

(1)有良好的溶解性，在水中能迅速溶解。 

(2)有良好的注人性，易于注人油层。用均质不含或少含粘土的岩心进行试验，观察注入压差与注入体积的关系，当压差保持稳定时，溶液有良好的注入性；若压差里上升趋势，注入性差，可能造成油层堵塞。

(3)流变性试验。检查粘度流速关系，流变性试验是用旋转粘度汁测定粘度和剪切速率。

(4)剪切稳定性。良好的剪切稳定性可保证溶液在地面配制和通过泵及井下射孔孔眼时，不出现大的剪切降解。在实验室让溶液循环地通过岩心，观察粘度随时间的变化，若粘度下降不大，溶液的剪切稳定性好。

(5)热稳定性。良好的热稳定性保证溶液在油层高温下不降解。在高温条件下测溶液粘度检查热稳定性。

(6)滞留量(包括吸附)是影响溶液段塞浓度的重要参数，溶液的滞留量。

(7)盐敏性。对于高矿化度的油层水。尤其要检验盐敏性溶液，测量个同聚合物浓度条件下的粘度。

(8)氧敏性。在含氧条件下，聚合物氧化降解，配制好的溶液不宜久置。

(9)微生物腐蚀性。在存在微生物条件下，聚合物因腐蚀而降解。对于存在微生物的油层，必需注意这一特性。

上述筛选指标，在热稳定性、盐敏性、氧敏性和抗微生物腐蚀性等方面，人工合成聚合物优于生物聚合物，但生物聚合在抗剪切方面优于人工合成聚合物。

当选定聚合物后，应确定溶液浓度、注人段塞尺寸及注入速度。按照正交设计，通过岩心排驱试验来确定。

注聚合物驱油是目前EOR技术中用来提高波及系数的主要方法，它是利用聚合物溶液的高粘度来驱油。但实际上，聚合物在孔隙介质中的滞留所带来的渗透率降低对流度降低的影响超过粘度增加的影响，以致有人认为降低流度主要是靠聚合物分十的滞留。显然，这不是最初利用聚合物驱油的本意。因为，当滞留使溶液浓度降为0时，便完全变成了普通水而聚合物在孔隙介质中的滞留量是很大的，所以它的消耗量很大，这就降低了高粘度溶液的有效作用距离。    

由于存在不可入孔隙，使一些小孔隙中没有高粘度的溶液进入，而只有普通水渗入，这使聚合物驱不大可能提高驱油效率。但是，最近已有文献报道，实验室试验证明，聚合物驱可以提高微观驱油效率，而且认为这是粘度上升使毛管数增加之故。这一事实说明，有必要更深入地研究聚合物的驱油机理，充分有效地利用聚合物在孔隙介质中的流动特性和流变特性来提高采收率。

关于聚合物溶液的粘弹件的研究，已逐渐为更多的人注意到了。大多数人认为，在油层流速聚合物溶液的流动不大可能产生膨胀流型。但是，已有人注意到了，HPAM的驱油效果好，认为这可能是具有粘弹性的原因。

因注聚合物溶液主要是改善流反比，所以，它的最佳注人期是二次采油中期，但在高生产量时期，矿场工程技术人员一般不愿将注水改为注聚合物，这使聚合物驱的有效性未充分发挥。另外，注入量和注入速度对采收率的影响也是工程上必须考虑的问题。

1.4聚合物

    聚合物是由大量的简单分子(单体)聚合而成的高分子量的天然或合成的物质。这种物质因其分子量大(以百万计)，所以又称高分子化合物。油田注聚合物工程中，常用的人工合成聚合物主要是部分水解聚丙烯酰胺，天然聚合物使用最多的是黄胞胶，它是有机体在碳水化合物上产生微生物作用而生成的生物聚合物，也称聚酸。这两种聚合物的分子量都很高，但它们的分子结构却完全不相同，图2—1和2—2分别示出了部分水解聚丙烯酰胺和黄胞胶的分子结构。部分水解聚丙烯酰胺的分子结构特点，使它的分子具有柔曲性。而黄胞胶分子结构的特点，却使它具半刚性或刚性，这导致它们的水溶液性质也有一些差别。 

由于聚合物是由很多基本结构单元连接起来的，根据基本结构单元的化学结构，即分子内原子或原子团的种类以及它们的结合方式，单个高分子化合物就有不同的结构形式。它分为三类：    

(1)线型结构  基本结构单元连成。线型的长链大分子，典型的线型结构如线型的聚乙烯(见图2—3a)，HPAM也是线型结构。

    (2)支链结构  长链分子两侧连接相当数量的侧链，如支链型的聚乙烯(图2—3b)。

(3)体型结构  高分子化合物链与链之间有交联链连接时，形成体型结构。如聚丙烯酰胺用甲叉基双丙烯酰胺交联，形成立体的网状结构，如下图所示。

和低分子化合物不同，高分子聚合物因其分子体积大，分子的形态也就成了重要的物理性质之一，它直接影响到溶液的粘度和流变性。

2表面活性剂驱

2.1表面活性剂驱原理

化学注水法是在油田的驱油液中加入表面活性剂等化学添加剂，以改变原油的物理化学性质，改善驱油液驱洗能力的一种方法。其中表面活性剂的类型、性能和数量将对该法的效率起着决定性作用。

    目前，世界上许多国家都在大力研制和开发新型高效的表面活性剂以用于化学注水法强化采油。

   2.1.1表面活性剂的驱油原理

    在化学注水法中，用由表面活性剂和其它助剂(如高聚物、醇等)组成的驱油液采油能大大提高采油率。其原理主要是表面活性剂的加入能降低地下各相间的界面张力，引起乳化作用，减少岩层对油的吸附力并增加油在水中的溶解度，降低原油的粘度，从而将被岩层束缚的油启动而采出。同时高聚物可优化驱替相的流度，形成驱动活塞，醇可使油增溶，这些助剂的协同作用使得注入液体可渗透到通常注水不能进入的孔隙，从而将地层中的油驱出。

   2.1.2表面活性剂驱油方法

    化学注水法又可根据表面活性剂在驱油液中所起的作用不同，一般分为表面活性剂驱、微乳液驱、泡沫驱和碱水驱四种方法。

    1.表面活性剂驱 

    该法是将表面活性剂溶于水中形成分散体，再将该分散体作为驱油液注入油井中进行采油的方法。表1所列的表面活性剂均可用于该法。

    2.微乳液驱 

    本法是将表面活性剂溶解到一定的矿化水中形成胶束，然后加入一定数量的油增溶到胶束中形成0.01-0.02㎛大小的颗粒，注入到地层用来溶解残留在地层孔隙中的原油，而进行采油的方法。本法提高采油率的幅度最大，但表面活性剂的消耗量较大，因而成本较高。表1所列的表面活性剂均可用于该法。

    3.泡沫驱 

该法注入油层的是由表面活性剂、水和气体(如CO2、N2、CH4和蒸汽等)形成的泡沫。用泡沫作为驱油液可代替使用聚合物。该法适用于砂石岩和碳酸盐地层中的轻油回采。用于该法的表面活性剂一般为亲水亲油平衡值HLB为15-18的非离子表面活性剂和聚氧乙烯醚磺酸盐和α-烯烃磺酸盐等部分阴离子表面活性剂。

2.2表面活性剂

强化采油用表面活性剂类型

常用于采油的表面活性剂为水包油型，其HLB值为8-18，主要为阴离子表面活性剂和非离子表面活性剂，此外还有少量两性表面活性剂，具体类型如表1。

    表面活性剂的选配

驱油液驱油性能的好坏关键在于表面活性剂的选配，而表面活性剂的选配要根据表面活性剂的性能与油井的岩层组成、原油的盐度、温度、pH值以及不同的生产工艺要求相适应的原则决定。

一般地讲，各类表面活性剂的性能各不相同。阴离子表面活性剂中广泛使用的石油磺酸盐，因其可由高沸点石油馏分磺化、随后中和而得，所以它的来源广、价格低，倍受青睐。但是它在水中的溶解性不好，需使用醇来增溶，且在高盐度油层中易被降解、沉淀而大量损失，因而它单独使用时仅适用于低盐度油田的采油。烷基磺酸盐、α-烯烃磺酸盐同样具有耐硬水耐盐性差的缺点。其它阴离子表面活性剂，如烷基苯磺酸盐、木质素磺酸盐等相比之下耐硬水耐无机盐能力较强。

    非离子型表面活性剂由于在水溶液中不能电离，因而它不会与其它电离物质发生化学反应而产生沉淀，而且具有临界胶束浓度低、胶束聚集性强、可根据不同使用需要增减聚氧乙烯醚的链长等突出优点，而且使用它们可获得高增溶性、低界面张力和低吸附损耗，因而在强化采油中得到广泛使用。两性表面活性剂因对金属离子有鳌合作用，因而也适用于高盐度、高温的油层。

    值得一提的是，既含有非离子亲水基团又含有阴离子亲水基团的表面活性剂,如烷基酚聚氧乙烯醚磺酸盐等，和含有双阴离子甚至多阴离子的表面活性剂,如烷基酚聚氧乙烯醚二磺酸盐等，是两类新型高效的采油用表面活性剂，它们无需助表面活性剂即可形成稳定的微乳液，对地层盐度为4~30%的油层均适用。

    另外，由阴离子表面活性剂和非离子表面活性剂混配或由几种阴离子表面活性剂复配而成的混合型表面活性剂，是性能优异的采油表面活性剂，尤其适用于易于受到高温、高压、高浓度二价金属离子和高盐度影响的地下油层。例如一驱油液由70%仲烷基磺酸盐(分子量328)和30 %C9H19C6H4O(CH2CH2O)6CH2CH2SO3Na组成混合型表面活性剂，再溶于水配制而成。

    总之，选配多功能和复配混合型表面活性剂是目前强化采油的主攻方向。

  2.3驱油液的其它组成

    强化采油用驱油液以表面活性剂为主要添加剂，同时还需要少量其它助剂，如助表面活性剂、水溶性高聚物、碱、电解质和栖牲剂等。

    2.3.1助表面活性剂 

    它的作用是弥补表面活性剂在使用性能上的不足，如增加溶解性，抑制表面活性剂氧化和水解等。作助表面活性剂的常为具有极性的有机物，如醇类、酚类、矾类等。

    2.3.2.水溶性高聚物 

    它用作增稠剂，以控制驱油液的粘度，提高驱油液的堵漏效率。常用的为聚丙烯酞胺以及丙烯酞胺与其它物质如乙烯毗咯烷酮、甲基丙烯酸等的共聚物。

    2.3.3.碱

    碱能显著地降低表面活性剂在驱油过程中的吸附和沉淀，同时能除去原油中的酸，使原油对表面活性剂的界面活性更大。

    2.3.4.电解质

    电解质的加入旨在与油形成不混相的油相、水相和微乳液三相体系，以便于分离。

    2.3.5.牺牲剂

    为了避免表面活性剂在强化采油过程中被岩层吸附，在加入微乳液之前先加入廉价的牺牲性表面活性剂，使之先被岩层吸附，以减少表面活性剂的损耗。如可加入葱醒木质素钠盐等。

必须指出，不是每一种驱油液都需要以上各种助剂，助剂的选择仍需视具体情况而定。

3碱水驱

油田开发的主要方法是注水，除了发展和推广了注水开发之外还试验和实施了碱水驱方法，使油田开发指标得到很大的改善。

碱水驱和其他任何油田开发方法一样应能促进完成石油开采的主要任务，即最大程度地满足同在经济在技术发展基础上对石油的需要，在尽可能多地采出原油储量的条件下保证达到最低的生产劳动消耗。合理开发油田的这个基本原则也应当是采用碱水驱油方法油田开发设计的基础。

碱水驱是与在含油储层中引入了碱，因而在地层条件下形成表面活性剂，改善地层的驱油条件，从而可以提高原油采收率。

碱水驱最本质的特点在于在地层中相联系的形成表面活性剂降低了油和碱液间的界面张力，改善了润湿，在碱溶液驱替前缘形成了高粘度的乳化物。

碱水驱方法即可在油田开始开发时采用，也可以在进行了溶解气驱开采或者普通注水开发之后使用。  

3.1碱水驱原理

碱水驱 

注碱法(碱水驱)是阿尔汉格尔斯基和日耳凯维奇在20年代开始研究的。

四十年代初期在阿塞拜；吕进行研究的结果曾发现，使用弱碱性地层水(主要是碳酸氢钠溶液)舶替含台大量环烷酸(0.1％－2.6％)的原油，比那些注入硬型地层水或海水的地区的原油采收率要高3％一15％。在阿基拜疆油田上进行了注天然弱碱水方法的矿场试验。那时，由于天然碱水资源的限制而末获得应有的发展。

目前，开发油藏时已经有了采用注入人工制备的碱溶液的可能性，作为提高产层原油采收串的一种方法，利用该法驱油的意义显著提高。

该法在驱油液中仅仅加人碱性物质，如NaOH, Na2CO3和Na2SiO3等，在驱油液进入油田中时，原油中的环烷酸类可与碱作用形成皂类而自生表面活性剂。这种方法采油费用低. 但仍需加入一些助表面活性剂时才更有效。

采用碱作用方法的原理是碱与地层中的翱注入的液体以及产层的岩石相互作用，由此改变“原油—水相—岩石”体系的表面特性，因而改变水驱泊的条件。降低界面张力，原油的乳化作用，改变岩石的润湿性能，是决定碱作用下提高原油采收率的基本因素。

原油酸性组分的中和反应与形成碱金属盐，即表面活性剂是上述诸因素的基础。与表面活性剂的形成同时发生的还有在相界面上的吸附书吸作用和作用产物向水相和油相的物质传递。

因此，每一因素在驱油机理上所起的作用都是由碱与具体油田的地层液体和岩石相互作用的动力学、油田开发的条件、产层的特点所决定的。

有效利用碱水驱方法的条件极不相同，在很大程度上与层岩石及其所含流体(原油和水)的物理—化学性质有关。下面我们将要研究的是利用碱水驱主要的变型方法的特点。    

苛性钠溶液驱油法  

苛性钠溶液主要是为了驱替高活性原油。采用这种试剂能在一定条件下提高波及效串和驱油效率。提高驱泊效率依靠急剧降低“石油—碱溶液”相界面上界面张力，而波及效率的提高则是由于在产层内形成乳化液的缘故。

该方法可应用于油田开发的任一阶段。但是在开发的早期采用此方法能达到最好的效果，此时由于原油的乳化作用，在提高驱油系数酌同时也增加了产层受该法作用的范围。

苛性钠溶液的浓度，要根据能在“原油—碱溶液”界面上达到最小的界面张力值来选择。同时要考虑到碱在产层岩石中的吸附量和与地层水中的盐发生作用所需要的碱量。对于不同的条件，这个浓度变化的范围可能极为广泛(从0.05％到1％-2％)。

苛性钠溶液是用钙和镁盐含量不大于0.12mol／1的淡水配制的。海水和地层污水只有淡化之后或利用化学剂将钙和镁盐沉淀后方可使用。

溶液段塞的大小可以按照油井泄油范围内产层孔隙体积的10％-25％来考虑。段塞的大小与产层的非均质程度有关，对于均质油层大致为10％-1s％，对于层状非均质油层则约为l5％一25％。在多并排开发系统中(尤其是五排的)段塞的规模可能还要大一些。

含食盐的苛性钠溶液驱油方法  

该方法主要用于超活性原油油田的开发。研究发现，水中具有食盐(Nacl)能使“原油—苛性钠溶液”的界面张力降到所要求的水平(0.01mN／m)。所需要的最低苛性钠浓度明显降低，当水中含有2.2mg／l食盐时，可以使苛性钠的最低浓度降低10倍。

苛性钠溶液和食盐的浓度可根据使“原油—溶液”相界面上的界面张力降到0.0lmN／m以下并使苛性钠和食盐达到最低耗量的目的加以选择。苛性钠和食盐溶液段塞的大小同样可根据其非均质程度为产层孔隙体积的l0％一25％。

含硅酸钠的苛性钠溶液驱油方法  

对于开发活性或低活性原油的油田，不能够把希望寄托在急剧地提高驱油效率上。在此清况下，必须提高驱替前线上原油的乳化程度。硅酸钠是—种较好乳化物质。采用含硅酸钠的苛性钠溶液能提高产层(尤其是非均质产层)的原油采收率，主要是因为高粘度的稳定的乳化液能增加产层的波及效率。

溶液中的硅酸钠浓度可从0.05％到2％，而苛性钠浓度则从0.05％到0.5％。这些数值对以通过接近地层条件的实验室研究加以确定。

溶液段塞的规模为产层孔隙体积的10％－25％，也可造成梯级状的溶液段塞，例如，根据总浓度按照下表分级：

据推测，梯级状的段塞是比较有效的，因为头一批碱溶液主要是与地层水和岩石的泥质胶结物发生反应。

注热碱水方法的发展在于它与注热载体的方法相结合。近年来，在一些高粘度原油的油田中注蒸汽或注热水的方法得到越来越广泛的应用，这种方法不仅可以应用于注冷水之后，也可以在油田一开始开发时就应用。然而，存在着的粘滞不稳定性会导致油井过早水淹，从而会相应降低原油目前的和最终的采收率。在此情况下，非常希望用把两种性质结合起来的方法来提高波及效率，即它不仅通过在水洗过的方面上建立附加渗流阻力，而且还要改善它的洗油性质。这一效果可通过层内原油乳化作用而达到。残余油的乳化作用增加了此替剂的洗油特性，同时在洗油区内产生了渗流阻力。

实现残余油的乳化有下列物理—化学前提：

通常重质、高粘原油比轻质、低粘度原油会有更多的有机碳，这为大幅度降低原油和碱溶液的界面张力创造了前提。

驱油效率之所以能够获得这一增长，主要是由于在地层中形成了稳定的乳化液。此外，在考虑了由于饱和水相的矿化度会大大降低碱水驱的开发效果之后，可以得出这样的结论，即不仅把注碱水与注热载体很好地结合起来，特别是与注凝析了的蒸汽结合起来是可取的，而且在注碱水段塞之前先向地层注入蒸汽段塞的方法在技术上是唯一可行的。

正如实验资料所指出的，在注碱水溶液之前预先向地层注热裁体就能够通过加热而驱替出低渗透夹层中的油以及建立碱与原油开始接触的表面。

从孔隙中驱替出大部分可动油，之后在地层中就形成了富含极性的和酸性组份的残余油；与石油组份起作用，氧化其中某些物质生成酸和稳定乳化液的物质(胶质、沥青质)。

降低地层水的矿化度。

热碱水驱的机理

注热碱水驱与普通的碱水驱相比有它自己的特点，这些特点在于强化了注碱水机理的全部过程。

研究结果表明，一般方式的热碱水驱的效果取决于具体原油向碱水溶液之间相互作用的特点。因此定性上这些作用方法可能有以下不同的结果：

降低相间界面张力；

形成不稳定的乳化液；

形成很高粘度的“油包水型”乳化液；

形成不稳定的低粘度的“水包油型”乳化液，这种乳化液在注热碱水溶液的过程中，当温度和含盐量增高时会被破坏；

形成低粘度细分散的乳化液，在进行热碱水驱过程中能保持自己的稳定性。

此外，在论证热碱水驱的工艺参数时还必须考虑随着温度的增高同储层岩石作用的碱耗量会大大增加。因此，最优的注入温度应当根据采收率的增加和具体储层条件下所需要碱量之间的关系来确定。

3.2碱

石油工业所采用的这种试剂有氢氧化钠(NaOH—苛性钠或烧碱)；碳酸钠(NaCO3－碱灰)；氢氧化铵(NH4OH－氨水)；磷酸钠(Na3PO4－磷酸三钠)；硅酸钠(nSiO2·mNa2O液体玻璃，硅酸钠)。

碱水驱时上述试剂在溶液中的浓度—般为0.05％-5％。但在个别情况下，它也可以达到25％-30％。在水溶液中，所有这些物质在与地层水、注入水、地层岩石和石油的物理－化学作用方面有着明显的差别。

3.2.1氢氧化钠

氢氧化钠——是最广泛用于碱水驱的—种试剂。 

产品外形，

固体状………………………鳞片状成熔融过的，白色块

液体状………………………无色成淡色液体

密度，g／cm3…………………………………2.13

熔点湿度，℃……………………………………320

不同温度(℃)下在水中的溶解度，g／100g

0……………………………………41.8

20……………………………………108.7

25……………………………………113

30……………………………………118

40……………………………………129

50……………………………………146

氢氧化钠——是一种强碱，它与原油的酸性组分、硬盐和泥质能积极发生作用。在温度20℃下溶浓的粘度和密度与浓度的关系

溶液的浓度，g／l  0.1   0.25    0.5    1     2      4     8

粘度，  mPa·s  1.020  1.052  1.108  1.234  1.59   2.78   7.04

密度，g／cm3        —    —     —  1.0095  1.0207 1.0428  1.0809

试剂装在桶、自动运料器和铁路罐车中运输。苛性钠落在皮肤上会引起化学烧伤，刺激粘膜，落入眼睛中将是特别危险的。空气中苛性钠气溶胶的最大允许含量为0.5mg／m3。  

3.2.2碳酸钠

碳酸钠具有弱的碱性反应． 

纯碱的性能

分子量………………………………105.99

外  形………………………………………白色或浅灰色细粒结晶粉末       

密度，g／cm3……………………………………2.53

熔点温度，℃……………………………………352

不同温度(℃)下在水中的溶解度，g／100g： 

0．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．6.4

20．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．。．．．．．17.8

30．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．29

40．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．33.2

50．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．32.2

 60．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．．31.7 

烧碱为散装或装入纸袋运输。它掉在湿皮肤或粘膜上可引起发炎。纯碱粉尘的最大允许含量为2mg／m3。

3.2.3氢氧化铵

氢氧化按是氨的水溶液，它在水中部分地离解成为离子；从而决定了溶液助碱性特征。工业上氨以l 00％浓度的液体或氨水来生产。

氨的特性

分子量—……………………17.03

外  形………………………为具强烈窒息气味的无色气体

密度，g／cm3……………………0.771

熔点温度，℃……………………………－77.7

沸点温度，℃………………………………－33.35

不同温度℃下在水中的溶解度，g／100g

10………………………………60.7

20………………………………52

30………………………………39.8

40………………………………31.1

50………………………………22.7

生产的氨水有高级的、一级的和二级的。高级和一级的溶液中氨的含量为25％，二级的为20％。

溶液密度及其内氨含量的关系

氨的含量，g／100g  5    10     15    20     25    20    35    40

密度，   g／cm3  0.978  0.959  0.942  0.925  0.91  0.897  0.880  0.895

液态氨和氨水是装在钢瓶和专用铁路罐车中运送的，并在钢制容器中加以储存。氨与空气和氧可形成具有爆炸危险的混合物。液态氨当落在皮肤上时能造成严重烧伤。氨落入眼睛内则尤其危险。在空气中它的含量高时会引起窒息作用。工作时的空气中最大允许含量为0.02 mg／l

3.2.4磷酸钠

磷酸钠的应用原理是它能改善驱替液对岩石的润湿性能，并由于在产层中形成低密性的正磷酸钙和镁的悬浮物从而很高对产层的波及范围。

磷酸钠的性能

分子量……………——…………………………380.12

外观…—…………………………………………白色鳞片或结晶体，易于结块

P2O 5的重量含量，％，不小于………………18.5

密度，g／cm3…………………………………1.64

熔点温度，℃……………………………………73

磷酸钠的溶解度，g／100g……………………30.2

形成结晶的平衡浓度，％………………………23

温度25℃时水溶液的密度和粘度与浓度的关系

溶液中磷酸钠的浓度，％  5    10       15       20     25     30

密度，g／cm3……………1.028  1.055    1.084     1. 096  1.123  1.161

粘度，mPa·s…………  1.113   1.239    1.416     1.563   ―      ―    

磷酸钠用纸或聚乙烯包装出售。易燃和易爆。能引起眼睛粘膜和上呼吸道发炎。

3.2.5硅酸钠

硅酸钠属于碱性物质这一类。硅酸钠溶液具强碱性反应，增添苛性钠溶液可以进一步提高这种碱性反应。 

可溶性硅酸钠制成二种形式：磷酸钠型和碱芒硝型。

硅酸钠的性能

外形………………无杂质时呈浅绿色、黄色或浅兰色的均质透明无定形块体

二氧化硅的重量含量，％：

碳酸钠型

    低模数的………………70.8—73.4

    高模数酌………………73.5—76.2

    碱芒硝型………………69.7—72.4

氧化钠的重量含量，％

碳酸钠型

    低模数的………………25.3—27.9

    高模数的………………22.5—25.2

    碱芒硝型………………24.9—27.5

硅酸盐模数：

碳酸钠型

  低模数的………………2.61—3

  高模数的………………3.ol－3.5

  碱芒硝型……………2.61—3

  硅酸盐模数(量)(以小数为单位)

苛性钠和硅酸钠镕浓具有极强的碱性反应。其在溶液中的含量即使很低也能达到较高的pH值(22以上)。恰恰是这类产品可以用作提高产层原油采收率的主要试剂。这两种试剂能与原油的酸性组分、地层水和注入水中所含的硬离子、储层的岩石强烈地相互作用。但是近年来的实验和理论研究偏重于硅酸钠或其与苛性钠的混合物。这些溶液降低与原油之间的界面张力的水平实际上是一样的。同时，硅酸根和氢氧根的离子在色谱传递的程度上、减少由于碱与原油相互作用而形成的表面活性物质的吸附作用上是有差别的。硅酸盐及其与其它试剂的混合物，在岩心上的吸附作用比较小。在采用带有层内沉淀的碱水驱时，硅酸钠找到了广泛的用途。这种以提高对产层的波及范围为目的的过程，是通过轮流注硅酸钠和氯化钙溶液来完成的。

碳酸钠溶液具有较弱的碱性反应，在采用不同的以表面活性剂配方为基础的体系时用以对产层的预冲洗。对于那些活性很高的原油的开采对象，碳酸钠可以当作独立的一种药剂加以利用。必须指出，要向产层注入这种试剂作前置段塞并软化地层水，只能够除去钙离子，而镁离子仍留在溶液内。

氢氧化铵—这是一种很好的润湿剂。当与高活性原油发生作用时，氢氧化铰将形成表面活性的盐类并能使水相中的高粘度原油分散。

铵溶液可与表面活性剂结合使用，以降低后者在孔隙介质中的吸附作用。应用铵溶液，由于溶液的pH值低，可防止硬盐的氢氧化物在油层中的沉淀。

注磷酸钠是以改善岩石对榴液的润湿性为条件的，而且由于在产层中形成低溶性的钙、镁正磷酸盐的悬浮物而增加产层的波及范围。这些盐在孔晾介质中沉淀后就会部分地堵塞产层的孔隙。

为了提高产层的原油采收率，除了磷酸钠之外还可以来用三聚磷酿纳(Na3P3O10)。这种盐溶液与钙和镁离子能形成可溶性的络合物。此外，这种溶液能对粘土矿物形成明显的反絮凝作用，并能促使乳化液的形成。根据凯普拜的资料，三聚磷酸钠是处理产层的较好的—种化学剂。

4复合驱

为提高石油采收率，对于驱油机理的研究显得十分必要。就化学驱而言，经典的方法有聚合物驱油、表面活性剂驱油和碱水驱油等。聚合物驱油就是通过向井下注入高分子聚合物水溶液，控制和改善流度比(注入液流度与原油流度之比)，提高波及效率(注入液接触到的油层体积与油层总体积之比)以采出更多的原油。表面活性剂(包括稀体系和浓体系)驱油机理十分复杂。碱水驱油则是通过碱水与原油中的酸性活性组分相互作用，就地生成表面活性物质，使油水之间的界面张力大幅度降低，原油被乳化、富集，然后采出。从当前化学驱的发展趋势来看，己不是单纯的聚合物驱、表面活性剂驱和碱驱，而是彼此相互结合。多种化学剂(多元)复合可产生某种协同效应，使得界面张力在非常低的化学剂浓度下大幅度降低，从而大大降低残余油饱和度。这种协同效应的效果远远大于单元驱的效果。而这正是复合驱的最重要特征。

影响复合驱驱油效果的因素包括：地质因素(油藏非均质性)、物化参数(界面张力、残余油饱和度、碱耗及化学剂吸附、驱替液粘度等)、起始条件、操作参数等。其中，界面张力是影响驱油效果的最重要因素之一。  

4.1复合驱原理

在20世纪80年代中期，从化学驱中脱颖而出的复合驱技术(碱/表面活性剂/聚合物的复合)利用了不同化学剂的协同效应(或称超加和作用)，为进一步大幅度提高石油采收率和技术经济性开辟了一条新的途径。

一般认为，碱与表面活性剂复配使用能在降低界面张力方而产生协同效应，但也有研究者曾发现，碱—酸性原油体系中加入某种表而活性剂时，并不是在任何情况下都能降低界面张。目前，复合驱体系与原油问形成超低界而张力的机理并不清楚，复合驱体系中表面活性剂之间、表面活性剂各组分之间、碱与表面活性剂之间、碱与原油活性组分之间以及表面活性剂与原油活性组分之间的相互作用和这些相互作用对界面张力的影响机理急需深入研究。由于复合驱体系所用化学剂不是一种，其中的表而活性剂一般也是混合物，因此，复合驱体系与原油间形成超低界面张力的机理十分复杂。

在复合驱机理研究中，原油活性组分及其与复合驱体系中化学剂的协同效应的研究是不可缺少的课题之一。原油中的有机酸类是碱水驱油的天然表面活性物质，它们及其与碱生成的皂类能产生界面活性，面且与外加表面活性刑之间能够发生相互作用，在复合驱油过程中起着至关重要的作用。 

复合驱强化采油配方中涉及碱、表面活性剂、聚合物等组分、这些组分间的相互作用对驱油体系的界面性质有极大的影响。要选择适合不同油藏条件的复合驱油体系，就必须深人研究复合驱体系各组分间相互作用对界面性质的影响、对复合驱体系进行界面张力、界面粘度、界面电件、乳化性能等多参数表征，从而针对不同特性的原油，相应地润节复合驱体系的组分及其比例。

4.1.1复合驱体系备组分相互作用对界面张力的影响

(一)原油与碱水的界面张力

随碳酸钠溶液浓度的增加，原油与碱水动态界面张力出现最低值。 

(二)碱与表面活性别相互作用对界面张力的影响

在离子强度不大的情况下，单一表面活性剂(非离子表面活性OP与石油磺酸盐PS，下同)的盐溶液的界面张力较高；单—碱水的瞬时界面张力接近10-2mN／m，但其稳态值大于l mN／m。碱与表面活性剂复配使用，不仅能够产生瞬间超低界面张力，而且其稳态值也得到大幅度降低。

(三)聚合物对复合驱体系界面张力的影响

表面活性剂的盐溶液加入聚合物后，其界面张力几乎不发生变化．说明在降低界面张力方而聚合物与表面活性剂之间没有明显的相互作用。但是，由于加入聚合物改变了水相的粘度，从而影响表由活性剂分子的传质，短时间内的动态界面张力数值会受到影响。

4.1.2复合驱体系各组分相互作用对乳化性质的影响

(一)碱对驱油体系乳化性能的影响

单一的石油磺酸盐体系与胜利原油不易乳化，而碱与石油磺酸盐的复配体系与胜利原油间有较好的乳化性能，其透光率随碱浓度增大有最低值。当离子强度恒定时，复配体系乳化最佳点的pH值约为12。

〔二)聚合物对驱油体系乳化性能的影响

无论体系中有无聚合物，复合驱体系透光率随碱浓度增大在同一浓度出现最低值。在乳化最佳点附近，聚合物使复合驱体系的乳化性能明显变好。

4.1.3喊和聚合物对界面电泳淌废的影响

无论体系中是否加入聚合物，随着体系碱度的增加其电泳淌度出现极大值，而且出现极大值的碱浓度相同。有无聚合物的体系其电泳淌度的数值稍有变化。

4.1.4碱和聚合物对相分离时间的影响

    笔者对复合驱体系各组分相互作用对复合驱体系与原油间相分离时间的影响进行了研究，实验温度为25℃，油水比为1：6。结果见表4—1－表4—3

由表4-1可见，单一石油磺酸盐与原油间的相分离时间较短，相分离时间随氯化钠浓度的增大而变短。

由表4-2可见，表而活性剂与碱复配后，相分离时间大大增长。在碱浓度为1.0％Na2CO3和2％Na2CO3时，体系的相分离时间最长；碱浓度过大，相分离时间明显变短，这说明乳状液的稳定性与适它的pH值有关。另外，当碱浓度小于1.0％时，相分离时间随碱浓度的减小而增大，这可能足小于降低碱浓度的同时降低了体系的离子强度的缘故。

由表4-3可见，碱加表面活性剂的体系中加入聚合物后，相分离时间总体变短；而且随碱浓度的增大，相分离时间变短，不再出现乳状液稳定的pH最佳值。这说明加入聚合物后，碱与原油的作用被大大削弱，离子强度和溶液粘度在乳状液稳定性方面的影响成为主要因素。

4.1.5界面性质对驱油效率的影响

驱油效率与界面性质有直接的关系。当聚合物浓度增大时。体系界由张力几乎不发生变化，但粘度的增大提高了体系的驱油效率。在同一聚合物浓度下，加入碱和表面活性剂对体系的粘度影响不大，而界面张力变化较大；驱油效率与界面张力有很好的对应关系：界面张力越低，驱油效率越大。

4.1.6复台驱体系的多参数表征

过去，常常以界面张力作为衡量驱油体系的唯—参数。复合驱油体系与原油间的超低界面张力确保了原油从孔隙性岩石中的驱替，但形成的乳状液可能是相当稳定的，不仅分离困难，而且石油采收率低。另外，界面粘度、界面电荷等因素对驱油效中也有不可忽视的影响。因此，选择三次采油复合驱配方时，除了界面张力之外，还应考虑界面电性、界面粘度及乳化性能等参数，对复合驱体系进行多参数表征。

图4-9，随着碱浓度的增加。界面张力、乳化性能及电泳淌度均在1.0％Na2CO3处出现极值。作者还对不同碱浓度的复合驱体系进行了多参数表征：结果见表4-5。

4.2复合驱及工艺   

1926年Harkins和Zollman首先发现在苯水体系中同时加入油酸钠、NaCl和NaOH，苯冰的界面张力可以降低到0.04mN／m。1927年Uren和Fahry提出：原油开采时水驱原油的采收率与液体界面张力成反比。由于当时生产上尚无迫切要求，也没有好的测定低界面张力的方法。因此，这些现象得不到很好的解释，更无法深人研究。到了20世纪40年代，Vonneglt发展了测定界团张力的旋滴法，20世纪60年代应用此法成功地测定出低达l0-6mN／m数量级的超低界面张力，同时，提高原油采收率的迫切要求大大促进了对低界面张力现象的研究。为使注水采油后剩余油启动并被开采出来，必须使用适当的化学剂使原油冰体系的界面张力降达到l0-3mN／m甚至更低。这些化学剂主要是表面活性剂或能够与原油反应(如碱剂)后生成的表面活性剂的物质。这些技术逐渐导致产生低界面张力化学驱。并先后发展成两种驱油方法：大孔隙体积低浓度表面活性剂驱和小孔隙体积高浓度表面活性别驱(胶束驱)。两种方法技术上都是成功的，但因经济成本过高而难于推广应用。

碱水驱是化学驱提高采收率方法中研究最早的方法之一，早在1917年美国的Atkinson就提出了向注入水中加入碱可以提高原油采收率的观点，10年后Atkinson在美国申请了碱水驱的第一项专利。人们对碱水驱进行深入研究是因为碱刑要比表面活性剂便宜得多。然而，由于碱耗、粘性指进、结垢等原因，矿场试验几乎没有成功的先例。

一般认为，碱驱的基本原理是原油中的有机酸或其它有效的酸性组分与碱反应就地生成具有表面活性的物质，导致界面张力降低、乳化、润湿性反转，使地层孔隙中被捕集处于分散状态的油滴或油膜启动、聚并，形成可以连续流动的富油带而被采出。酸值较高的原油比重部比较大，粘性指进严重，所以流度控制显得十分重要，碱与聚合物复配后溶液的粘度增加，侠水相小的碱性组分能与更多的油相接触，形成更多的表面活性剂。有利于降低油水界面张力，驱替出更多的残余油,同时也使驱替液所扫及的油层体积增加，所采出的剩余油比单独碱驱或聚合物驱更多，这种聚合物增效的碱驱(PAAF)通常有二种段塞设计方式。

①碱段塞在前，聚合物段塞在后。碱溶液使残余油流动，用聚合物进行流度控制，提供较好的扫及效率。

②聚合物段塞在前，碱段塞在后，首先注入的聚合物堵塞储层的大孔道，增加这些通道的阻力，使驱替液能够进入低渗透率部分，减少碱溶液指进．使其前沿以边界形式推进，以增加最终采油量。

③碱和聚合物混合在一个段塞中注入。

其中的聚合物提供碱溶液所要求的流度，而碱溶液又保护了聚合物并帮助建立和维持它的粘度，二者相互增效、协同作用，在室内岩心驱油对比试验中，这种段塞设计方式的采收率不仅比单独碱驱、单独聚合物驱高，也比前两种方式高。因此，关于碱／聚合物二元复合体系的工作．主要集中在这种体系有关性质的系统研究上。

通常原油中酸性组分的含量都不高(酸值＜5.0mgKOH／g原油，而且并非所有酸性组分与碱反应生成的物质部具有表面活性，因此碱驱现场产生的表面活性剂浓度不会高，驱油效率不可能很高。碱驱中获得的低界面张力的碱浓度一般都较低，经常不足0.1％，而且范围较窄。由于碱耗，注入井内的低浓度碱不能传播得很远，碱驱很快失效。若使用高碱浓度体系矿化度又会超出碱驱的低界面张力范围。这些因素限制了碱驱和碱-聚合物二元复合驱的应用，也是矿场试验失败的主要原因。

由于胶束聚合物法在驱扫过的地区几乎100％的原油被有效地驱替出来，所以，胶束聚合物驱无论在实验室还是在矿场。如今都受到了人们的普遍重视。妨碍胶束聚合物驱商业化的一个主要问题是驱替油层中残余油的表面活性剂和助剂的成本太高。因此，这种提高采收率方法没有发展到商业规模。

三元复合体系是从二复合元体系(表面活性剂(胶束)聚合物、碱/聚合物)发展而来的。20世纪80年代初，碱/表面活性剂/聚合物(Alkali/Surfactant/Polymer)三元复合驱研究迅速兴起。在碱液中加入少量表面活性剂，原油的酸值不再是重要的考虑因素。碱驱的使用范围扩大，同时超低界面张力的碱浓度范围扩大，可以便用高碱浓度补偿碱耗，加入的聚合物有利于进行流度控制。而三元复合体系中表而活性剂的浓度仅为0.2％一0.6％，大大地降低了化学驱的成本。

三元复合驱利用表面活性剂和碱间的协同作用．使复合体系原油形成超低界面张力。碱可以大幅度降低价格昂贵的表面活性剂用量，它不仅可以部分替代表面活性剂，而且还可以减小活性剂及聚合物在油藏中的吸附损耗。聚合物主要起流度控制作用，减小复合体系指进和扩大波及体积。室内和矿场研究表明：三元复合体系采收率可以在水驱基础上提高20％以上。

截止目前，国外现场试验较少。我国已在胜利油田，大庆油田、新疆油田开展了二元复合驱的先导性矿场试验。经过”七五”、“八五”和“九五”国家重点科技攻关，我国的聚合物驱技术及复合驱技术己走在世界前列。

价廉及供应量大的表面活性剂是复合驱技术工业应用亟待解决的核心问题。表面活性剂在驱油中起着极为重要的作用，直接影响着驱油体系原油间的界面张力、驱油效率及原油乳化和破乳等方面。因此，有关复合驱用表面活性剂的研究一直是较为活跃的研究领域。