第九章化学驱油

24678第九章化学驱油135

绪论提高采收率基本原理 聚合物驱 表面活性剂驱碱驱 三元复合驱化学驱用驱油剂新进展国内外化学驱油技术发展趋势

石油作为一种非再生的化石能源，其采收率不仅是石油工业界，而且是整个工业界最为关心的问题。世界范围内石油采收率约为10%---60%世界各国的油藏工程师一直致力于最大限度地提高油藏的最终采收率

石油采用常规方法开采,大约有三分之二的储量留在地下。由于迅速发展的国民经济对石油能源的需求不断增长,提高已开发油田的采收率,在未来一段时间内,仍是油田生产发展的重要方向。第一节绪论在绪论部分，首先介绍一次采油、二次采油、三次采油和提高采收率(EOR)的概念，其次对EOR的分类方法、提高采收率现状、国内主要提高采收率技术及提高采收率发展方向作一概述。概念一次采油（primaryrecovery）

是指利用油藏天然能量而进行的采油。它以不注入任何流体为特征，只需要为原油流到地面提供流动通道即可。 一次采油可利用的天然能量有油层的弹性能量、水的位能和溶解气析出的容积能等。

当天然能量耗尽时，油层中的油便失去流动能力，这时的采收率一般小于20%。直到一百多年前，从一口生产井的封隔器漏失事故中，人们才发现注水采油方法。概念二次采油（secondaryrecovery）

是指一次采油后，向油层注水（或气）提高油层压力而进行的采油。开始注水只是为了延缓或防止油层压力下降，这样可以维持较高的采油量和较长的生产时间。后来又认识到，注水除了能维持油层压力外，还能从岩石孔隙中驱替出部分原油，并将其驱入生产井。随着注水时间的延长，油井含水不断升高，当油井产水率达到95---98%时，继续注水是不经济的，这时将被迫停止注水，这时的采收率一般小于40%。概念三次采油（tertiaryrecovery)

针对二次采油未能采出的残余油和剩余油，采用向油层注入化学物质或引入其它能量或微生物开采原油的方法称为三次采油。

但是，对于一些特殊油藏不宜注水开采，另外，一些注水开发油藏，从提高采收率考虑，在注水中期便开始改注其它化学药剂，因此，人们一般采用提高采收率或强化采油（EOR）这一专有名词。概念提高原油采收率或强化采油(enhancedoilrecovery)提高采收率方法又称为强化采油方法，通常简称为EOR方法。它是指除天然能量采油以外的任何采油方法，包括采收率超过一次采油的二次采油和三次采油,不管它使用在那个采油期，也不管它使用何种方法。特点：注入的流体改变了油藏岩石和流体性质，提高了油藏的最终采收率．第一节续论

分类

EOR的方法有很多种，不同人从不同角度出发有不同的分类方法，概括起来主要有两种分类方法：

A：按注入工作剂种类来分

化学驱；气体混相驱；热力采油；微生物采油。

B：按提高采收率机理来分

流度控制类；提高洗油效率类；降低原油粘度类。

A：按注入工作剂种类来分化学驱微生物采油微生物驱微生物调剖微生物降解稠微生物清防蜡油

B、按提高采收率机理来分国内外现状国际石油工业基本形势EOR技术以美国发展最快，这与美国对石油的需求量大，而近几十年新发现的油田越来越少有关。

前苏联在20世纪60年代前，注水开发处于有效期，直到80年代才开始重视EOR的研究，进入90年代，依靠各种EOR技术日增产原油大约1.8万桶。国内外现状中国石油工业基本形势

我国是一个油气资源十分丰富、勘探领域非常广阔的国家，各类沉积盆地超过500个，沉积岩分布面积达670万km2。

从50年代初到目前，先后探明油田502个，累计探明石油地质储量212.89×108t；投入开发的油田有361个。目前我国陆上共建成20个油气勘探开发基地，即：大庆、吉林、辽河、大港、冀东、华北、胜利、中原、河南、江苏、江汉、新疆、青海、玉门、长庆、四川、滇黔桂、塔里木、吐哈以及延长油矿；海上建成渤海、南海东部和南海西部3个基地。

基于中国剩余可采储量，对于21世纪的石油年产量有几种估计。若按2001年年产量1.7×108t计算，2005年年产量为1.9×108t，随后，达到2×108t的峰值，稳产一段时间之后缓慢递减。若按最终可采储量160×108t计算，至2005年尚有剩余可采储量约120×108t，若继续按年产2×108t计算，可持续生产58年，至2063年。

实际上，随着时间的推移，勘探开发工作的深入，技术的进步，采收率的提高，认识的深化，最终可采储量数必定会大幅度增长。第二节提高采收率基本原理一、基本概念1、剩余油：由于注入流体波及系数低，注入流体尚未波及到区域内的原油。其特点是宏观上连续分布。2、残余油：在注入流体波及区域内或孔道内已扫过区域内残留的、未被流体驱走的原油。其特点是宏观上不连续分布。Evh3、波及系数：被驱替流体驱扫过的油藏体积占原始油藏体积的百分数。Ev=AS×hs

A×h驱油波及系数AS流体波及面积hs流体波及厚度A油层面积油层厚度

4、洗油效率：驱替流体波及范围内驱走的原油体积与驱替流体波及范围内总含油体积之比。Ed=AShsSoi−AShsSor

AshsSoiEd洗油效率

Sor残余油饱和度Soi原始含油饱和度Ed=1−Sor

Soir)×))5、采收率：采出原油的储量与总地质储量之比。Er=Nr

NEr—采收率Nr—采出原油储量N—原始地质储量N=Ashsφ(Soi−SorN=AhφSoiEr=Ashsφ(Soi−Sor

AhφSoi=Ashs(Soi−Sor

AhSoiEr=EvEd=波及系数×洗油效率A、h----油层原始面积和厚度，As、hs----水波及油层面积和厚度；Soi、Sor------原始含油饱和度和剩余油饱和度；

φ—油层的孔隙度；第二节提高采收率基本原理二、影响采收率的因素1、概念（1）油水前缘：分隔油区与油水两相区的界面称为油水前缘。（2）活塞式前缘推进：是指排驱介质一次性地排驱它接触到的油，在前缘后方不存在可流动的油。前缘后方饱和度为0叫完全排驱；不为0叫不完全排驱。前缘前缘（3）非活塞式前缘推进：油水前缘像一个带孔眼的筛网，当它推进时，只能排驱部分油。

（4）粘性指进：在排驱过程中，排驱前缘不规则地呈指状穿入油区的现象。

生产井油水油水油 油

注入井

K2>K3>K1（5）舌进：油水前缘沿高渗透层凸进的现象。

（6）流度：一种流体通过孔隙介质能力的量度。在数值上等于流体的有效渗透率除以粘度，以λ表示。λ=

kμ（7）流度比：驱油时驱动液流度与被驱动液流度的比值，常以M表示。以水驱油为例：M=λw

λo=kw

koμwμo

2、影响采收率的因素（1）油层的非均质性：油层越不均质，采收率越低。有两种不均质性：宏观不均质、微观不均质。

A、宏观不均质：一般用渗透率变异系数来表示:Vk=K0.5−K0.84

K0.5Vk---渗透率变异系数K0.84---分析岩心频率累积为0.84时对应的绝对渗透率值K0.5----分析岩心频率累积为0.5时对应的绝对渗透率值

渗透率变异系数越小越均匀，对于均质地层Vk为零

B、微观不均质：微观不均质用孔喉大小分布曲线、孔喉比、孔喉配位数和孔喉表面粗糙度等表示。a:孔喉大小分布曲线

峰值对应的半径为出现频率最高的孔喉半径，峰值越高表示孔喉大小越均匀。b:孔喉比：指孔隙半径与喉道半径之比。孔喉比大的孔喉结构易产生jamin效应。C：孔喉配位数：是指一个孔隙相连的喉道数。数值越大，油越易分散，jamin效应越严重。

d：孔喉表面粗糙度：是指孔喉真实面积与表观面积之比。粗糙度越大，润湿滞后越严重。θ（2）地层表面的润湿性：

地层表面的润湿性可分为：水湿、油湿和中性润湿。σos=σws+σowcosθσowσos−σws=σowcosθσosσws附着功W=σws+σow−σos=σow(1−cosθ)

附着功表示水从固体表面排开油滴需做的功，当σow一定时，亲水表面附着功小于σow,随亲水性的增加，附着功减少。在强亲水条件下，附着功为零，水完全自发地将油排开，不需要做功。在亲油条件下，情况正好相反。因此，对于亲水油层，体系将自发增加水固界面，减少油固界面，水自发地将油排开，提高了洗油效率，原油采收率高。（3）流度比：水油流度比越小，采收率越高。

要减小水油流度比，可以通过减小水相渗透率和油的粘度、增加油相渗透率和水相的粘度来实现。这些途径发展为热力采油法和聚合物驱采油法。（4）毛管数对采收率的影响Nc=μ

dσV

N

μV

σ

cd毛管数 驱动流体的粘度 驱动速度界面张力增加毛管数将显著地提高原油采收率，理想状态下毛管数增加至10-2时，原油采收率可达到100%。注水开发后期，毛管数一般在10-6-10-7这个范围内。毛管数毛管数越大采收率越高低界面张力与毛管数增加毛管数将显著地提高原油采收率，理想状态下毛管数增加至10-2时，原油采收率可达到100%。注水开发后期，毛管数一般在10-6-10-7这个范围内。残余油饱和度（PV%）毛管数与残余油饱和度关系曲线从毛管数的定义可知，要增大毛管数，有如下途径：a：降低油水界面张力，通过降低油水界面张力，可使毛管数有3-4个数量级的变化。因此提出表面活性剂驱和混相驱的采油方法。b：增加驱替相粘度（这也是提出聚合物驱的依据）C：提高驱替速度（但有一定的限度）（5）布井方式

不同布井方式有不同波及系数。在布井方式相同时，井距越小，波及系数越大，因此采收率越高。第三节聚合物驱聚合物驱油(PolymerFloodingMobility-ControlProcesses)

指通过在注入水中加入水溶性高分子量的聚合物，增加水相粘度和降低水相渗透率，改善流度比，提高原采收率的方法。（又称为改性水驱ModifieldWaterFlooding)聚合物驱的主要目的☛增加排驱介质的粘度，☛降低水相流度，☛改善流度比，☛提高波及效率，从而提高采收率。聚合物驱已进入工业化应用,提高采收率5-10%OOIP，每吨聚合物增油150吨左右。水驱过程示意图排驱前缘不稳定，波及系数低。聚合物驱过程示意图排驱前缘平缓稳定，波及效率高。一、聚合物及其水溶液的性质1、驱油用聚合物聚合物(Polymers)是由大量的简单分子(单体)聚合而成的天然或合成物质。（1）部分水解聚丙烯酰胺（PartiallyHydrolyzedPolyacrylamide）HPAMn（1）部分水解聚丙烯酰胺（PartiallyHydrolyzedPolyacrylamide）HPAM

单体结构及聚合nCH3-CH2

C=O

NH2

丙烯酰胺(AM)单体引发剂

CH2-CH

C=O

NH2聚丙烯酰胺(PAM)聚合物n：表示聚合度

PAM+yNaOHHPAM〔CH2-CH〕n〔CH2-CH〕X〔CH2-CH〕Y+yNH3

C=ONH2

C=ONH2

C=OONa酰胺基羧基x、y：分别表示x摩尔酰胺基和y摩尔羧基，x+y=n

3⎯⎯⎯⎯→⎯2CuAl,聚丙烯酰胺的合成a.丙烯晴的合成420-450°CCH2=CH—CH3+NH3+O2⎯磷铜酸亚铁铋CH2=CH—CN+3H2Ob.丙烯酰胺的合成（骨架铜催化水合法）CH2=CH—CN+H2O⎯⎯⎯→CH2=CHCONH2y(COOHCONH2

c.丙烯酸的合成d.聚合XCH2CH+YCH2CH(CH2CH)xCH2CH)CONH2COOH不同形态的聚丙烯酰胺产品应用性能对比

产品形式水溶液聚丙烯酰胺聚丙烯酰胺干粉

优点产品支化及交联产物少，注入性能好；不需溶解，可直接应用，减少了地面溶解设备的投资，价格低分子量高，有效物含量高，运输、储存容易，保质期长

缺点运输困难，费用高，不易长期贮存，大气环境下保质期短，分子量较低，有效物含量低溶解困难，地面溶解设备投资较大，价格较高

应用场合原地或就近马上应用应用广泛分子量高，易溶乳液聚丙烯酰胺解、不需溶解设备，保质期较长(6~9个月)运输较困难，费用 应用较广高，价格高

（2）黄胞胶－天然高分子化合物（Xanthan)（2）黄胞胶－天然高分子化合物（Xanthan)

是由淀粉经黄单孢杆菌发酵而成的多糖，呈双螺旋和多重螺旋结构，类似棒状的刚性结构。又称黄原胶。黄胞胶每个链节上有长的侧链，对分子卷曲有阻碍作用，故主链采取较伸展的构象，从而使黄胞胶有许多特性。特点：耐盐抗剪切但易于生物降解价格高，应用较少（3)改性聚合物—提高耐温耐盐性（3)改性聚合物—提高耐温耐盐性•新型缔合聚合物（NovelAssociativePolymers,NAPs)：通过疏水缔合作用，产生缔合结构，提高耐盐耐温性能。•大分子表面活性剂（HighMolecularSurfactant）兼有流度控制能力和驱油作用。•抗盐聚合物（Anti-SaltPolymers）：引入耐盐性官能团，使大分子材料具有抗盐作用。2.聚合物的溶解

聚合物的溶解通常有三个过程，即：分散膨胀

溶解溶胀过程：溶剂分子(水)渗入到大分子线团中，使大分子体积胀大的过程。溶胀小分子溶剂向大分子渗入溶解小分子向大分子内部扩散，大分子向小分子内部扩散3、聚合物溶液性质

聚合物属高分子材料，特别是HPAM具有良好的水溶性和分子柔曲性，与简单小分子相比，HPAM高粘性和粘弹性，从而表现出特殊流变性。HPAM是一聚电解质，即带负电的阴离子如—COO-Na+，形成溶剂化层，分子体积变大，形成溶剂化层的大分子线团（流体力学等价球），均匀地分布于溶剂中，构成了聚合物溶液。(1)聚合物溶液的粘度μp=τ

.γ

聚合物溶液表观粘度μp：是流体层间内摩擦力的量度。单位：毫帕·秒(mPa.s)。 使用Brookfield粘度计或RV流变仪测量，一般驱油用聚合物溶液粘度在几十mPa.s范围。

η−ηsC→0CηC→0C→0lnηr

(2)聚合物溶液的特性粘数用特性粘数[η]表示聚合物分子对溶液粘度的贡献。[η]=lims=limηR或[η]=limlnη

Cηs=lim

C→0Cη—在非常低的浓度下测定的聚合物溶液的粘度，mPa.s;ηs—溶剂粘度C—聚合物溶液的浓度ηR—对比粘度，dl/g(浓度的倒数);ηr—相对粘度，ηr=η/ηs,无因次。

聚合物特性粘数[η]，dl/g，表示单位聚合物分子在溶液中所占流体力学体积的相对大小，是度量聚合物尺寸的重要参数.分子量低溶解好

二、聚合物溶液的驱油机理１、吸附作用聚合物大分子在孔隙介质的孔隙表面由于氢键、静电力的作用和介质表面结合在一起而丧失流动能力的现象，称为吸附。聚合物在油层孔隙介质中的流动引起的动态吸附不仅与聚合物分子、岩石表面性质及温度有关，还与孔隙结构、地层水性质、残余油及驱替速度有关。聚合物在孔隙介质内的吸附结果使驱替相渗透率下降从而使水油流度比降低。

二、聚合物溶液的驱油机理

２、捕集作用

机械捕集： 大分子在孔喉处受阻，聚合物分子便开始缠结，有效直径变大，大分子被冲出孔隙空间的机会就大为减少，最终留在孔隙空间，其结果使驱替相的流通能力下降，而对油等被驱替相的流通影响不大。 水力学捕集： 当聚合物在正向驱替压力作用下，在空穴处被截留使滞留区的渗透率下降。而当流动方向改变，流速降低时，由于没有水动力拖拽，捕集分子伸展或分散于孔隙空间发生大分子运移，此时流出液浓度可以高出进口浓度。

二、聚合物溶液的驱油机理３、流体粘弹效应改善流度比

聚合物溶液流经孔隙介质时，在低流速下，大分 子有充分时间响应拉伸应力带来的形变以及形变恢复， 即聚合物松弛时间小于过程时间，此时粘滞力占主要地 位，流体表现为粘滞性流体。当提高流速，过程时间变 短，松弛时间大于或相当于过程时间，则表现为弹性， 由于流体的弹性表现为粘弹压力降，增大流动阻力，亦 即增大驱替相在孔隙中流动阻力。 驱替相流动阻力就有两方面构成，即由于聚合物溶 液的粘性产生的粘滞阻力和弹性产生的弹性阻力。其效 果相当于提高驱替相粘度的作用。超过某临界流速后，最终效果是使驱替相流动度下降。第四节表面活性剂驱

驱油用的表面活性剂体系有稀表面活性剂体系和浓表面活性剂体系。前者包括活性水和胶束溶液；后者包括水外相微乳和中相微乳(总称为微乳)。故表面活性剂驱油大体有三种方法：活性水驱胶束溶液驱微乳液驱一、活性水驱油活性水驱是以表面活性剂浓度小于CMC的表面活性剂水溶液作驱动介质的驱油方法。

所用表面活性剂：阴离子型表面活性剂（如烷基磺酸盐、烷基苯磺酸盐等）、非离子型表面活性剂。活性水驱提高采收率的机理1、降低油水界面张力机理表面活性剂在油水界面吸附，可以降低油水界面张力。界面张力的降低意味着粘附功的减小，即油易从地层表面洗下来，提高了洗油效率。提高洗油效率一般通过增加毛细管准数实现，而降低油水界面张力则是增加毛细管准数的主要途径。毛细管准数与界面张力的关系见式:Nc=υμw/δwo式中：Nc——毛细管准数；υ——驱替速度，m/s；μw——驱替液粘度，mPa·s；

δwo——油和驱替液间的界面张力，mN/m。Nc越大，残余油饱和度越小，驱油效率越高;增加μw和υ，降低δwo可提高Nc。2、润湿反转机理

一般驱油用表面活性剂的亲水性均大于亲油性，在地层表面吸附，可使亲油的地层表面反转为亲水，增加了油对岩石表面的润湿角，减小了粘附功，也即提高了洗油效率。3、乳化机理

驱油用的表面活性剂的HLB值一般在7—18范围，在油水界面上的吸附，可稳定水包油（O/W）乳状液。乳化的油在向前移动中不易重新粘附润湿回地层表面，提高了洗油效率。此外，乳化的油在高渗透层产生叠加的Jamin效应，可使水较均匀地在地层推进，提高了波及系数。4、提高表面电荷密度机理

当驱油表面活性剂为阴离子型表面活性剂时，它在油珠和地层表面上吸附，可提高表面的电荷密度，增加油珠与地层表面的静电斥力，使油珠易被驱动界质带走，提高了洗油效率。5、聚并形成油带机理

若从地层表面洗下来的油越来越多，则它们在向前移动时可发生相互碰撞。当碰撞的能量能克服它们之间的静电斥力时，就可聚并并形成油带。油带向前移动又不断聚并前进方向的油珠，使油带不断扩大，最后从生产井采出。６、改变原油的流变性机理

原油中胶质、沥青质和石蜡类高分子化合物易形成空间网状结构，在原油流动时这种结构部分破坏，破坏程度与流动速度有关。当原油静止时，恢复网状结构。重新流动时，粘度就很大。原油的这种非牛顿性质直接影响驱油效率和波及系数，使原油的采收率很低。

表面活性剂水溶液驱油时，一部分表面活性剂溶入油中，吸附在沥青质点上，可以增强其溶剂化外壳的牢固性，减弱沥青质点间的相互作用，削弱原油中大分子的网状结构，从而降低原油的极限动剪切应力，提高采收率。二、胶束溶液驱

表面活性剂浓度大于临界胶束浓度（CMC），但质量分数小于2％的表面活性剂水溶液作为驱动介质的驱油方法。在一定条件下，胶束溶液与油之间可产生10-3mN／m的超低界面张力。它是介于活性水驱和微乳液驱之间的表面活性剂驱。

如果油水界面张力降低到10-3mN／m数量级，就可使Nc的数量级增至10-2,Nc在10-2数量级时，几乎可将残余油全部采出。但是并非所有的胶束溶液都能与油产生超低界面张力，它必须具备一些条件，下面简单介绍这方面的规律。

(1)表面活性剂水溶液中必须加入一定浓度的盐才能产生超低界面张力。一般使用的是NaCl，它价廉易得，且效果好。

(2)表面活性剂水溶液中要含有一定浓度的醇，它通过减少水的极性或增加油的极性来改变表面活性剂的亲油亲水平衡值，从而达到超低界面张力。

另外，产生超低界面张力的浓度范围是很窄的。因而，即使在地面上配成了具有超低界面张力性质的溶液，注入地层后，由于地层水的侵入和表面活性剂的滞留等因素的影响，很容易超出低界面张力区，所以胶束溶液驱需要很大的段塞。

为了解决这个问题，一个办法用多盐体系代替单盐体系，或用多表面活性剂体系代替单一活性剂体系，这样可加宽超低界面张力区的范围。另一个办法就是用预冲洗液冲洗地层，减小或消除二价金属阳离子，减少表面活性剂的损失。胶束溶液驱机理：

与活性水相比，胶束溶液有两个特点：一是表面活性剂浓度超过临界胶束浓度，因此溶液中有胶束存在。另一个是胶束溶液中除表面活性剂之外，还有醇和盐等助剂存在。胶束溶液驱具有活性水驱全部的作用机理。

因胶束溶液可增溶油，提高了胶束溶液的洗油效率。此外，醇和盐等助剂的加入，调整了油相和水相的极性，使表面活性剂的亲油亲水性得到充分平衡，从而最大限度地吸附在油水界面上，产生超低界面张力，强化了胶束溶液驱油的低界面张力机理。三、微乳液驱指表面活性剂浓度大于2％，水含量大于10%的体系。由水、油、表面活性剂、助表面活性剂（如醇）和盐等组成。它有两种基本类型和一种过渡类型，即水外相微乳液（又称为下相微乳液或Ⅱ（-）微乳液)，油外相微乳液（又称为上相微乳液或Ⅱ（+）微乳液)和过渡相微乳液(又称为中相微乳液(或Ⅲ型微乳液）。微乳类型的相互转化微乳液驱油机理微乳液驱有胶束溶液驱的全部机理，即：低界面张力机理润湿反转机理乳化机理增溶机理提高表面电荷密度机理聚并形成油带机理四、溶剂油驱溶性油驱是表面活性剂含量大于2w%，水含量小于10w%的表面活性剂驱。

尽管表面活性剂溶液驱能够提高洗油效率，但它提高波及系数的幅度很小，因为在注入地层后，容易发生窜流。所以在进行矿场试验时，通常表面活性剂溶液并不是单独使用的，而是在注入表面活性剂溶液段塞后，紧接着注入聚合物段塞，以提高波及系数。所以也常叫表面活性剂-聚合物驱或表面活性剂/聚合物驱（MP）。

五、泡沫驱

泡沫驱是以泡沫驱作驱油剂的一种提高原油采收率的方法，主要成分是水、气和起泡剂。 配制泡沫的水可用淡水，也可用盐水。配制泡沫的气体可用氮气、二氧化碳气、天然气、炼厂气或烟道气。配制泡沫用的气泡剂，主要是表面活性剂如烷基磺酸盐、烷基苯磺酸盐、聚氧乙烯烷基醇醚-15、聚氧乙烯烷基苯酚醚-10、聚氧乙烯烷基醇醚硫酸酯盐、聚氧乙烯烷基醇醚羧酸盐等。在起泡剂中还可加入适量的聚合物提高水的粘度，从而提高泡沫的稳定性。

驱油机理：

(1)通过Jamin效应的叠加，提高驱动介质的波及系数。 (2)驱油泡沫中的气泡，可依孔道的形状而变形，能有效地将波及到孔隙中的油驱出，提高洗油效率。六、表面活性剂溶液驱油的油层条件

表面活性剂溶液驱油对油层条件有以下一些要求。 (1)岩石必须是砂岩。如果是泥质含量较高的岩石，就会增加表面活性剂在岩石中的吸附量，这不仅影响驱油效率，而且会使成本大大增加。

(2)原油密度要小于0．9042g／cm3，原油粘度小于30mPa·s。如果地层油的粘度过高,波及系数就会大幅度下降，整体的驱油效果也不会提高。

(3)地层温度不能太高，一般低于120℃。因为温度升高会增加表面活性剂与岩石的相互作用，使表面活性剂的吸附量增加。

(4)地层水的矿化度应尽可能地低。地层水中含有大量的二价金属离子，这些离子与表面活性剂接触后产生大量的络合物，这样不仅降低表面活性剂的利用率，而且会产生沉淀，堵塞地层，增大表面活性剂的吸附量。同时，地层水的矿化度过高，还会影响表面活性剂产生低界面张力的最优含盐度。

(5)地层渗透率高于20×10-3um2，而且不含裂缝。渗透率低的地层岩石，其孔隙比较小，这使得表面活性剂的吸附量就会增大许多，而且吸附的表面活性剂会明显降低岩石的渗透率。对于含有裂缝的油层，注入的表面活性剂会沿着裂缝窜流，降低波及系数，这不但达不到表面活性剂驱的目的，而且造成了表面活性剂的浪费。七、化学驱用表面活性剂应具备的条件在油水界面上的表面活性高，使油/水界面张力降至(0.01~0.001)×10-5N/m以下，具有适宜的溶解度、浊点、pH值，降低岩层对原油的吸附性；①岩石表面上的被吸附量要小；②在地层介质中应有较大的扩散速度；③当在水中浓度较低时，应有较强的驱油能力；④能阻止其它化学剂副反应的发生，即所谓的“阻化性质”；⑤注水用表面活性剂应考虑到它与地层矿物组分、地层水注入水成分、地层温度以及油藏的枯竭程度等相互关系；⑥具有抗地层高温、高盐浓度的能力；⑦具有较高的经济价值，投入产出比具备优势。目前化学驱中所用表面活性剂的种类以阴离子型最多，其次是非离子型和两性离子型，应用最少的是阳离子型。八、化学驱用表面活性剂的研究趋向1普通表面活性剂采油性能的强化2表面活性剂的复配混合3选择合适的助表面活性剂和其它助剂4新型多功能表面活性剂的开发和选用5提高抗盐能力6增强耐温性能7降低成本8特种表面活性剂的研究(1)氟表面活性剂(2)生物表面活性剂(3)孪生表面活性剂第五节碱驱概念是指以碱溶液NaOH、Na2CO3和Na3SiO3作为驱油剂的驱油法。应用情况

碱驱是一种提出最早(1917年)，试验最早(1930年)，化学剂最便宜，操作最简单，但驱油机理最复杂，限制也多，因此矿场试验的规模和范围远小于聚合物驱的一种提高采收率方法。一、碱驱用碱除一般具备碱结构的物质(如NaOH、KOH、NH4OH)外，还包括盐(如Na2C03、Na2Si03等)。

碱法造纸废液一黑液中的主要成分是碱木素，它可在水中水解产生OH-，因此也是一种潜在碱。二、碱水驱油机理1、低界面张力(LIFT)机理

在水中加入碱后，它可离解出OH-，当碱水与原油中的有机酸混合时，则会生成表面活性剂并集中在油水界面上，降低油水界面张力。

原油的酸值是确定原油特性是否适于碱水驱的一项指标。所谓原油酸值是指中和1g原油(pH=7)所需氢氧化钾的毫克数。一般说来，若要碱水驱使界面张力显著下降，原油的酸值应大于0.5mg/g。2、乳化一携带机理

在低的碱质量分数和低的盐含量下，由碱与石油酸反应生成的表面活性剂可使地层中的剩余油乳化，并被碱水携带着通过地层。按此机理，碱驱应有如下特点：(1)可以形成油珠相当小的乳状液；(2)通过乳化提高碱驱的洗油效率；(3)碱水突破前采油量不可能增加；(4)油珠的聚并性质对过程有较大影响。3、乳化一捕集机理

在低的碱质量分数和低的盐含量下，由于低界面张力使油乳化在碱水相中，油珠半径较大，因此当它向前移动时，就被捕集，增加了水的流动阻力，即降低了水的流度，从而改善了流度比，增加了波及系数，提高了采收率。按此机理，碱驱应有如下特点：(1)油可在碱水相中形成乳状液；．(2)分散的油珠会被捕集在较小孔道，改善了碱驱的波及系数；(3)碱水突破前采油量可以增加；(4)油珠的聚并性质对过程有有利的影响。4、由油湿反转为水湿(ow—ww)机理

碱水驱生成的表面活性剂除聚集在油水界面外，还有一部分表面活性剂吸附在岩石表面，改变岩石表面的润湿性。

在高的碱质量分数和低的盐含量下，碱可通过改变吸附在岩石表面的油溶性表面活性剂在水中的溶解度而解吸，恢复岩石表面原来的亲水性，使岩石表面由油湿反转为水湿。

岩石表面的润湿性由亲油转变为亲水时，水变为润湿相，从而水在毛细管力作用下进入小孔道及颗粒表面，而油占据孔隙中间，提高洗油效率；同时也可使油水相对渗透率发生变化，形成有利的流度比，提高波及系数。5、由水湿反转为油湿(ww—ow)机理

在高的碱质量分数和高的盐含量下，碱与石油酸反应生成的表面活性剂主要分配到油相并吸附到岩石表面上来，使岩石表面从水湿转变为油湿。6、自发乳化与聚并机理

在最佳的碱质量分数下，原油可自发乳化到碱水之中。这种自发乳化现象是由于油中的石油酸与碱水中的碱在表面上反应产生表面活性剂，先是浓集在界面上，然后扩散至碱水中引起的。

乳状液形成以后，羧酸钠随液珠继续向碱水相扩散而不断减少，直至其质量分数减小到不足以起稳定乳状液的作用，就出现乳状液液珠的聚并。7、增溶刚性膜机理

油与岩石接触处，原油中的沥青质、胶质、石蜡等成分吸附在岩石表面，形成坚硬的刚性薄膜。由于这种薄膜的存在，不仅增加了残余油饱和度，而且使充塞在孔隙内的油流阻力增加，限制原油通过孔喉。同时，它抑制了水包油乳状液进行聚并。随着碱性水溶液的注入，由于界面化学反应，碱相吸入到油相中，这种溶胀的油相，加上其形态的改变，使油水界面上的刚性薄膜破坏，并被增溶。从而使剩余油具有较强的流动能力。三、碱水驱的适用条件原油酸值大于0.5；原油相对密度在0.934左右；原油粘度低于200mPa·s；

碱性物质与粘土、矿物质或硅石一起化学反应引起碱耗，在高温下这种碱耗很高，要求最高温度不超过93℃。四、碱驱存在的问题

1、碱耗

碱主要损耗于与地层和地层水中的二价金属离子 反应。石膏可与碱产生离子交换：CaSO4+2Na0HCa(OH)2+Na2SO4

碱耗比较：

高岭石、石膏＞蒙脱石、伊利石和白云石＞长石、绿泥石和细粒石英＞石英砂＞方解石

在这种情况下，可用淡水预冲洗地层，使这部分地层水与后来注入的碱水隔开。

四、碱驱存在的问题2、结垢

配碱溶液用水中的Ca2+、Mg2+，可引起注入系统和注入井近井地带结垢；碱与地层矿物反应产生的可溶性硅酸盐和铝酸盐，也可在油井产出时与其他方向来水中的Ca2+、Mg2+反应，引起油井近井地带和生产系统结垢。可用防垢剂(主要为氨基多膦酸盐和氨基多羧酸盐)防垢。在注入井中，防垢剂可加到配碱用水中使用；在油井中，防垢剂可注到结垢部位使用，但最好是将防垢剂挤入地层，让它吸附或沉积在地层表面，随后为产出水逐渐解吸或溶解而起防垢作用。四、碱驱存在的问题3、乳化

乳化机理是碱驱的重要机理，碱驱的产出液为原油与水的乳状液。碱与石油酸反应生成的表面活性剂在低盐含量条件下为水溶性表面活性剂，可生成水包油乳状液；在高盐含量条件下为油溶性表面活性剂，可生成油包水乳状液。

若碱驱产出液为水包油乳状液，则可用水包油乳状液破乳剂和(或)高频高压交流电场破乳。可用的破乳剂包括电解质(如氯化钠)、低分子醇(如乙醇)、阳离子型表面活性剂(如十四烷基三甲基氯化铵)和阳离子型聚合物(如聚季铵盐)。五、碱水驱油的注入方式矿场上进行碱水驱的注入一般都采用段塞法，分为三步：首先注清水或淡盐水，以清除油层中的含钙、镁高价离子的地层水。然后将配制好的碱液注入地层中，通常注入0.1～0.5PV，碱剂的浓度一般大于5％(质量)。最后再注入清水驱替碱液。

碱性水驱方法的工艺比较简单，不需增加新注入设备，相对于其他化学驱油来说，成本比较低。对于注水油田，只要根据确定出的碱浓度，向注入水中加入一定量的碱，就很容易转变为碱性水驱方法采油。六、碱一聚合物复合驱油法

碱一聚合物驱油就是在碱水驱的基础上，用聚合物进行流度控制，来达到提高采收率的目的。

尽管碱水驱的成本较低，工艺比较简单，但这种 方法对于大部分油田效果并不明显。其主要原因是 碱虽然可以降低界面张力，但界面张力的降低程度 明显受原油性质、地层条件的影响。另外，碱液的 粘度没有增加，即碱水驱仅仅部分地提高了洗油效 率，并没有大幅度地提高驱替液的波及系数，因 此，使原油的采收率提高的幅度有限。碱一聚合物溶液驱油效果影响因素地层水的矿化度岩石的矿物组成地层的温度复合液的注入方式碱浓度聚合物浓度第六节三元复合驱三元复合体系驱是指在注入水中加入低浓度的表面活性剂、碱和聚合物的复合体系驱油的一种提高原油采收率方法。

碱／表面活性剂／聚合物(ASP)复合体系驱是上世纪80年代初国外出现的化学采油新动向。由于胶束／聚合物驱在表面活性剂扫过的地区几乎100％的原油被有效地驱替出来，所以近些年来，该方法无论是在实验室还是矿场实验都受到了普遍重视。

但由于表面活性剂和助剂成本太高，该方法一直没有发展成为商业规模。而碱／聚合物驱降低界面张力又不低于10-2mN／m的范围，而且其适用性还受原油酸值的影响。

ASP复合体系驱是从二元复合驱(活性剂／聚合物、碱／聚合物)发展起来的。ASP三元复合体系所需要表面活性剂和助剂总量仅为胶束／聚合物驱的三分之一，其化学剂效率(总化学成本／采油量)比胶束／聚合物驱的高。而且ASP注复合体系所加入的表面活性剂与碱具有良好的协同效应，能降低界面张力到10-3mN／m的范围，而且可保持长时间的低张力驱过程，并对低酸值的陆相生成的中等原油也是适用的。一、ASP三元复合驱油机理复合驱提高采收率的机理是三方面因素共同作用的结果：界面张力的降低流度控制降低化学剂损失１、界面张力的降低当聚合物浓度适中时，ASP三元体系比A/SP二元体系能产生更低的界面张力。原因有三点：

聚合物，尤其是聚丙烯酰胺能够保护表面活性剂，使其不与Ca2+、Mg2+等高价阳离子反应，而使活性剂失去表面活性；

表面活性剂和聚丙烯酰胺在油/水界面上均有一定程度的吸附，形成混合吸附层，部分水解聚丙烯酰胺分子链上的多个阴离子基可使混合膜具有更高的界面电荷，使界面张力降得更低；

碱剂推动活性剂前进，趋向于使最小界面张力迅速传播，这样就减少了碱驱替原油的滞后过程，且可保持长时间的低张力驱过程。２、流度控制在ASP复合驱过程中，由于被驱替的原油流度高，在油墙的前面形成了低流度带，从而保证了较高的波及效率，由于较高的视粘度，也增加了局部的毛管数，提高了驱油效率。而且，ASP体系中，表面活性剂和碱有效地保护了聚合物不受高价阳离子的影响。

３、降低化学剂的损失

与其它的二元驱替相比，ASP驱能明显地降低化学剂的吸附滞留损失，从而使复配体系发挥出更充分的驱油作用。(1)三元体系的碱耗。ASP体系中，表面活性剂的加入，避免了应用硅酸钠(Na3SiO4)、氢氧化钠(NaOH)等强碱带来的严重碱耗问题。使用具有中等pH值缓冲碱体系，可有效地降低碱离子浓度，达到活性剂可以容忍的程度，并可减小化学反应的驱动力，因而碱耗、结垢都很少。(2)聚合物、活性剂的吸附滞留损失。碱存在时，溶液pH值较高，岩石表面的负电荷量较多，可减少带负电荷的表面活性剂、石油酸皂的吸附，并能有效地排斥带负电荷的聚合物，减少其吸附。二、ASP三元复合驱油存在的主要问题及解决途径1、三元复合驱体系配方优化、降低化学剂用量及提高经济效益问题为解决该问题，可以从以下几个途径入手。(1)表面活性剂国产化是提高三元复合驱经济效益的主要途径之一。

通过近几年的攻关，烷基苯磺酸盐、木质素磺酸盐、石油羧酸盐和生物表面活性剂不仅能与原油形成超低界面张力，而且室内天然岩心驱油实验结果表明采收率比