三次采油提高采收率用组合物及其制备方法与用途

摘要

本发明涉及一种三次采油提高采收率用组合物及其制备方法，主要解决现有技术中含聚合物的驱油剂存在耐温抗盐性能差、驱油效率低的问题。本发明通过采用三次采油用的驱油组合物，以重量百分比计，包括以下组分：(1)0.01～5.0％的耐温抗盐共聚物NWKY-PAN；(2)0.01～5.0％的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐表面活性剂；(3)90.0～99.98％的注入水；本发明的技术方案，较好地解决了该问题，可用于油田的三次采油生产中提高采收率。

说明书

技术领域

本发明涉及一种三次采油提高采收率用组合物及其制备方法与用途。

背景技术

随着世界经济的发展，石油的社会需求量不断增加，而石油储量不断减少。石油作为不可再生的资源正变得越来越宝贵。面临的问题有一，供需矛盾突出，石油需求量越大越大，新油田越来越少；二，枯竭油藏中还剩留有大量原油。一次采油(POR)可采出10～25%地下原油，二次采油(SOR)可采出15～25%地下原油，即一次采油和二次采油只采出25～50%地下原油。为了保证石油长期稳定供应、满足人类的需求,必须研究和发展提高石油采收率技术，三次采油(EOR)通过强化采油措施，可使原油采收率再提高6～20%，甚至更多。

国内各大油田经过一次、二次采油，原油含水率不断增加，部分大油田先后进入三次采油阶段。聚合物驱是三次采油的主要技术方法，驱油机理清楚，工艺相对简单，技术日趋成熟，是一项有效的提高采收率技术措施。聚合物的驱油机理主要是利用水溶性聚丙烯酰胺分子链的粘度，改善驱替液的流度比，提高驱替效率和波及体积，从而达到提高采收率的目的。

由于三次采油周期长，深层油井温度高，因此，三次采油用聚合物必须有良好的增粘、耐温、抗盐性，性能稳定。而目前所使用的部分水解聚丙烯酰胺在高温高盐条件下，极易水解，从而造成羧基含量增加，聚合物分子链卷曲，增粘效果急剧降低，另外油藏中的高价金属离子（如Ca²⁺、Mg²⁺）易使部分水解聚丙烯酰胺发生沉淀，从而更进一步降低了部分水解聚丙烯酰胺的增粘效果，因而很难满足深部二、三类油藏高温高矿化度的需求。近年来，国内外三次采油用耐温抗盐聚合物的研究可分为两大方向，即超高分子量部分水解聚丙烯酰胺和聚丙烯酰胺的化学改性。聚丙烯酰胺的化学改性大多通过引入其他单体共聚的方式来进行。

专利CN 1814637A公开了一种耐温抗盐聚丙烯酰胺的制备方法，引入三种耐温耐盐单体与丙烯酰胺共聚，合成了丙烯酰胺/2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸/甲基丙烯酸/二甲基二烯丙基氯化铵四元共聚物、丙烯酰胺/2-丙烯酰胺及-2-甲基丙磺酸/衣康酸/丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵四元共聚物等耐温耐盐共聚物，这些聚合物确实提高了的产品的耐温耐盐性能，但是只能满足矿化度低于10000mg/L、温度低于65℃的条件下，不能满足更高温度和矿化度条件下的应用需求。

专利CN 1876751A公开了一种辫状梳形抗盐聚合物增稠剂，这种增稠剂耐温耐盐性能比梳形耐温耐盐共聚物增稠剂要好，而且分子量较低，在大庆清水（总矿化度1000mg/L，其中钙镁离子15mg/L）、大庆污水（总矿化度4000mg/L，其中钙镁离子60mg/L）、大港污水（总矿化度5024mg/L，其中钙镁离子60mg/L）中的增粘效果优于普通聚丙烯酰胺产品和梳形抗盐聚合物工业品，可以适应大庆二类油藏三次采油的要求，但仍然无法满足10000mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺为200mg/L以上矿化度油藏中三次采油的要求。

而近年来，有关超高分子量阴离子型聚丙烯酰胺的研究主要集中在引发体系、聚合方法及水解方法的改进等。如CN1865299、CN 1498908A、CN1746198、CN101157736A和CN1240799等都是研究了聚合工艺、引发工艺及水解工艺等，虽然通过各种途径在提高阴离子型聚丙烯酰胺的分子量或溶解速度方面有了较大改进，但在耐温抗盐性能方面较少关注，有些工艺或方法较为复杂，工业生产或在三次采油实际应用上会受到一些限制。

目前三次采油中，针对一类油藏（温度<70℃，矿化度<1×10⁴mg/L）的聚合物容易制备，而满足二类油藏（温度70～80℃，矿化度1～3×10⁴）和三类油藏（温度>80℃，矿化度>3×10⁴）要求的聚合物则很少，不是价格太高就是性能不稳定。所以，针对那些高温高盐的苛刻油藏，我们理应寻求一种具有较好水解稳定性，且在盐水中具有较高溶液表观粘度的聚合物。本发明所述的正是适合于高温高盐的聚合物及其制备方法、二元复合及其在三次采油中的应用。

发明内容

本发明所要解决的技术问题之一是现有技术中含聚合物的驱油剂中的聚合物在高温高盐条件下易水解，不能满足三次采油要求、驱油效率低的问题，提供一种三次采油提高采收率用组合物，该方法将含耐温抗盐共聚物NWKY- PAN的组合物用于驱油过程中，具有水解稳定性好，在高温高盐条件下驱油效率高的特点。

本发明所要解决的技术问题之二是提供一种与解决技术问题之一相对应的驱油用组合物的制备方法。

本发明所要解决的技术问题之三是提供一种与解决技术问题之一相对应的驱油用组合物的用途。

 

为了解决上述技术问题之一，本发明采用的技术方案如下：一种三次采油提高采收率用组合物，以组合物重量百分比计，包括以下组分：

（1）0.01～5.0％的耐温抗盐共聚物NWKY-PAN；

（2）0.01～5.0％的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐表面活性剂；

（3）90.0～99.98％的水；

其中（1）组分耐温抗盐共聚物NWKY-PAN的分子通式为：

              （Ⅰ）

式中，p为-CH₂-的数量，数值为1~3，x、y、m分别是丙烯酰胺、水解丙烯酰胺、内酰胺类单体的结构单元摩尔数，x为95~15，y为4~40，m为1~45；共聚物NWKY-PAN的分子量为1200～1800万。

上述技术方案中，优选的技术方案，水选自油田注入水；所述的注入水的总矿化度为10000～38000mg/L、钙镁离子总浓度为200～1800mg/L。表面活性剂选自脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐型阴-非表面活性剂，分子通式为RO(CH₂CH₂O)_nCH₂COOM；式中：R为C₁₀～C₂₀的烷基，优选为C_1,2～C₁₈的烷基；n为乙氧基团EO的加合数，选自2～8中的任意一个整数；M为选自钾、钠或锂中的任意一种金属离子，优选方案为钾或钠。更优选的技术方案，所述的注入水的总矿化度为20000～30000mg/L，钙镁离子总浓度为400～1000mg/L。更优选的技术方案，所述的表面活性剂选自脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐型阴-非表面活性剂，分子通式为RO(CH₂CH₂O)_nCH₂COOM；式中：R为C₁₂～C₁₈的烷基，n为乙氧基团EO的加合数，M为选自钾离子或钠离子。更优选的技术方案，所述的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐中R为C₁₄～C₁₆的烷基；n选自3～7中的任意整数；金属离子M选自钠离子。

为解决上述技术问题之二，本发明所采用的技术方案如下：一种三次采油提高采收率用组合物的制备方法，包括以下步骤：

a）将第一单体、第二单体配成总质量浓度为5~45w.t.%的水溶液Ⅰ，其中第一单体为丙烯酰胺，第二单体为内酰胺类物质；

b） 向溶液Ⅰ中通氮气脱氧，加入占总单体质量0.001~3%的复合引发体系，得到溶液Ⅱ；其中复合引发体系以重量百分比计，包括以下组分： (A)15～85％的氧化剂；(B)5～75％的还原剂；(C)10～80％的叔胺类功能性单体；其中氧化剂选自过硫酸钾、过硫酸铵、过硫酸钠中的一种，还原剂选自亚硫酸氢钠、硫代硫酸钠、雕白粉中的一种，叔胺类功能性单体为甲基丙烯酸N,N-二甲氨基乙酯或β-二甲氨基丙腈；

c）向溶液Ⅱ中通氮气脱氧，于5~20℃下，引发反应15~180分钟，再升温到30~80℃，继续恒温反应2~16小时，得到的胶体状产物Ⅰ；

d）向胶体状产物Ⅰ中加入质量浓度为1~30%的碱液，升温至50~100℃，水解0.5~3小时，得到胶体状产物Ⅱ；

e）将胶体状产物Ⅱ干燥、粉碎、过筛后，制得粉末状耐温耐盐共聚物NWKY-PAN；

f）将耐温耐盐共聚物NWKY-PAN、上述的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐及注入水均匀混合，搅拌1～3小时，得到所需的组合物；以组合物重量百分比计，耐温耐盐共聚物NWKY-PAN、脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐及注入水的配比为0.01～3.0%∶0.01～5.0%∶92.0～99.98%。

上述技术方案中，优选方案第一单体优选丙烯酰胺，第二单体优选N-乙烯吡咯烷酮、N-乙烯己内酰胺中的一种；第一单体和第二单体的摩尔比优选范围为65~95 : 5~35；单体溶液中第一单体和第二单体总的质量分数优选范围为15~35%；复合引发体系浓度优选占单体质量分数0.003~1.5%；复合引发体系中氧化剂优选过硫酸钾和过硫酸铵，还原剂优选亚硫酸氢钠，叔胺类功能单体优选甲基丙烯酸N,N-二甲氨基乙酯；引发温度优选5~15℃，引发时间优选30~120分钟；聚合温度优选20~50℃，聚合反应时间优选4~18小时；碱液优选为氢氧化钠溶液，质量浓度优选5~15%，水解温度优选80~90℃，水解时间优选范围1~3小时。

为解决上述技术问题之三，本发明所采用的技术方案如下：

上述的三次采油提高采收率用组合物用于油田三次采油生产中提高采收率。

本发明所制备的三次采油提高采收率用组合物中的耐温抗盐共聚物NWKY-PAN，由于从增加聚合物链刚性和抑制聚合物中酰胺基团在高温高矿化度盐水中易水解的角度出发，通过在分子链中引入带有环状结构的内酰胺类单体与丙烯酰胺共聚，一方面增加聚合物分子链刚性，使聚合物稳定性提高，另一方面可以抑制聚合物中酰胺基团水解，此类单体的官能团通过与酰胺基团的官能化作用，如氢键作用等，对酰胺基团形成保护，抑制酰胺基团的水解，从而提高聚合物的水解稳定性，进而提高聚合物的耐温耐盐性能。该共聚物在高温高矿化度下，水解稳定性提高，由于采用复合引发体系，制得的耐温抗盐共聚物NWKY-PAN分子量>10⁷，在矿化度达20000mg/L左右（其中钙镁离子浓度大于500mg/L）、温度达85℃的高温高矿化度条件下的盐水中其表观粘度≧21mPa·s，老化后的粘度保留率达80.5%以上，具有较高的粘度保留率，体现出较强的抗水解能力，具备良好的耐温耐盐性能。且该制备方法工艺流程较为简便，有利于工业化生产。

将产物提纯后，应用美国 Nicolet-380 FT-IR光谱仪，利用KBr压片法进行红外分析（扫描范围4000~400cm^-1）。表观粘度由美国Brookfield公司的BROOKFIELDⅢ型粘度计测定，界面张力由美国德克萨斯大学生产的TX500型旋转滴界面张力仪测定。

采用本发明制备的耐温耐盐共聚物NWKY-PAN，以用量为0.1～0.3wt％与0.1～0.4wt%的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐表面活性剂形成驱油用组合物，在无碱条件下，可用于较高温度和矿化度的油田区块的地层原油和水，测定了该驱油剂在胜利油田胜坨二区模拟水75℃~85℃下的溶液表观粘度大于21mPa.s，与胜利油田胜坨二区原油之间的动态界面张力值，可达10^-3～10^-4mN/m的超低界面张力，经物理模拟驱替试验室内评价在高温、高盐油藏上该驱油剂能在水驱基础上（水驱提高原油采收率达40.6%）提高原油采收率可达18.1%，取得了较好的技术效果。

附图说明

图1为实施例1中共聚物的红外光谱，由图1中可以看，3453.4cm^-1为NH₂的特征峰，1652.7 cm^-1为酰胺上C=O的吸收峰，1401.6 cm^-1为酰胺的C—N的吸收峰，1293.6 cm^-1为N-乙烯吡咯烷酮五元环中—C—N—的特征吸收峰，红外谱图中包含了丙烯酰胺、N-乙烯吡咯烷酮两种单体的特征峰，证明所得产物确实是丙烯酰胺、N-乙烯吡咯烷酮的共聚物。此外，图中1048 cm^-1附近出现了C—O—C的特征吸收峰，说明功能单体甲基丙烯酸-2-（二甲氨基）乙酯参与了聚合，给予共聚物以特殊结构特点。

下面通过实施例对本发明作进一步的阐述。

具体实施方式

【实施例1】

以重量份数计，将69.3份的丙烯酰胺和5.7份的N-乙烯吡咯烷酮溶于422份水中，使丙烯酰胺和N, N-二甲基丙烯酰胺两种单体的摩尔比为95 : 5，总的质量分数为15%；用2份氢氧化钠溶液调解pH值到8~10，将单体溶液倒入反应容器，使水浴温度为5℃，通氮气除氧30分钟；然后加入0.003%复合引发体系：0.15%的过硫酸钾溶液0.23份、0.09%的亚硫酸氢钠溶液0.13份、0.6%甲基丙烯酸N,N-二甲氨基乙酯0.3份；反应30分钟后，升温到20℃，继续恒温聚合反应4小时后，停止反应，将得到的胶体状产物，加入浓度为5%的氢氧化钠溶液157.6g，在80℃下，水解1小时，然后真空干燥，粉碎，即得到耐温抗盐共聚物NWKY-PAN，分子量1.2×10⁷，在矿化度达20000mg/L左右（其中钙镁离子浓度大于500mg/L）、温度达85℃的高温高矿化度条件下的盐水中老化后的粘度保留率为80.5%。

将所合成的耐温抗盐共聚物NWKY-PAN0.15wt％、上述的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐（n=4）0.25wt％和99.6wt％胜利油田胜坨二区胜注入水均匀混合，室温搅拌1～3小时，得到所需的驱油用组合物。在温度85℃、矿化度19334mg/L、 Ca²⁺+Mg²⁺514mg/L的水中，测得此组合物的表观粘度为21.2mPa.s；该组合物与胜利油田胜坨二区0－141井脱水原油之间形成0.0056mN/m的超低界面张力。表观粘度由美国Brookfield公司的BROOKFIELDⅢ型粘度计测定，界面张力由美国德克萨斯大学生产的TX500型旋转滴界面张力仪测定。

先以矿化度19334mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺514mg/L的注入水将岩心(长度为30厘米，直径为2.5厘米，渗透率为1.5微米²)饱和，测定岩心的孔隙体积(PV)为50.2%，然后以胜利油田胜坨二区0－141井脱水原油进行饱和，于85℃恒温下进行模拟驱油试验：先水驱至含水92%，测得水驱提高原油采收率40.6%，再转注0.3pv(岩心孔隙体积)步骤(f)合成的驱油用组合物后，水驱至含水99%，测得在水驱基础上可以再提高原油采收率18.5%。

 

【实施例2】

以重量份数计，将85.2份的丙烯酰胺和89.8份的N-乙烯基己内酰胺溶于293份水中，使丙烯酰胺和N-乙烯基己内酰胺两种单体的摩尔比为65 : 35，总的质量分数为35%；用2份氢氧化钠溶液调解pH值到8~10，将单体溶液倒入反应容器，使水浴温度为15℃，通氮气除氧30分钟；然后加入1.5%的复合引发体系：3.15%的过硫酸钾溶液12.5份、15.75%的亚硫酸氢钠溶液12.5份、5.25%甲基丙烯酸N,N-二甲氨基乙酯5份；反应120分钟后，升温到50℃，继续恒温聚合反应18小时后，停止反应，将得到的胶体状产物，加入浓度为15%的氢氧化钠溶液71.3g，在90℃下，水解3小时，然后真空干燥，粉碎，即得到耐温抗盐共聚物NWKY-PAN，分子量1.1×10⁷，在矿化度达20000mg/L左右（其中钙镁离子浓度大于500mg/L）、温度达85℃的高温高矿化度条件下的盐水中老化后的粘度保留率为86.9%。

将所合成的耐温抗盐共聚物NWKY-PAN0.25wt％、上述的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐（n=4）0.35wt％和99.4wt％胜利油田胜坨二区胜注入水均匀混合，室温搅拌1～3小时，得到所需的驱油用组合物。在温度75℃、矿化度19334mg/L、 Ca²⁺+Mg²⁺514mg/L的水中，测得此组合物的表观粘度为28.7mPa.s；该组合物与胜利油田胜坨二区0－141井脱水原油之间形成0.0043mN/m的超低界面张力。表观粘度由美国Brookfield公司的BROOKFIELDⅢ型粘度计测定，界面张力由美国德克萨斯大学生产的TX500型旋转滴界面张力仪测定。

先以矿化度19334mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺514mg/L的注入水将岩心(长度为30厘米，直径为2.5厘米，渗透率为1.5微米²)饱和，测定岩心的孔隙体积(PV)为51.8%，然后以胜利油田胜坨二区0－141井脱水原油进行饱和，于75℃恒温下进行模拟驱油试验：先水驱至含水92%，测得水驱提高原油采收率40.7%，再转注0.3pv(岩心孔隙体积)步骤(f)合成的驱油用组合物后，水驱至含水99%，测得在水驱基础上可以再提高原油采收率18.3%。

 

【实施例3】

以重量份数计，将123.2份的丙烯酰胺和26.8份的N-乙烯基己内酰胺溶于340份水中，使丙烯酰胺和N-乙烯基己内酰胺两种单体的摩尔比为90 : 10，总的质量分数为30%；用2份氢氧化钠溶液调解pH值到8~10，将单体溶液倒入反应容器，使水浴温度为10℃，通氮气除氧30分钟；然后加入0.03%复合引发体系：0.76%的过硫酸钾溶液5份、0.23%的亚硫酸氢钠溶液1份、0.45%甲基丙烯酸N,N-二甲氨基乙酯1份；反应90分钟后，升温到25℃，继续恒温聚合反应12小时后，停止反应，将得到的胶体状产物，加入浓度为10%的氢氧化钠溶液157.6g，在90℃下，水解3小时，然后真空干燥，粉碎，即得到耐温抗盐共聚物NWKY-PAN，分子量1.7×10⁷，在矿化度达20000mg/L左右（其中钙镁离子浓度大于500mg/L）、温度达85℃的高温高矿化度条件下的盐水中老化后的粘度保留率为82.7%。

将所合成的耐温抗盐共聚物NWKY-PAN0.35wt％、上述的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐（n=4）0.25wt％和99.4wt％胜利油田胜坨二区胜注入水均匀混合，室温搅拌1～3小时，得到所需的驱油用组合物。在温度80℃、矿化度19334mg/L、 Ca²⁺+Mg²⁺514 mg/L的水中，测得此组合物的表观粘度为26.4mPa.s；该组合物与胜利油田胜坨二区0－141井脱水原油之间形成0.0050mN/m的超低界面张力。表观粘度由美国Brookfield公司的BROOKFIELDⅢ型粘度计测定，界面张力由美国德克萨斯大学生产的TX500型旋转滴界面张力仪测定。

先以矿化度19334mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺514mg/L的注入水将岩心(长度为30厘米，直径为2.5厘米，渗透率为1.5微米²)饱和，测定岩心的孔隙体积(PV)为51.6%，然后以胜利油田胜坨二区0－141井脱水原油进行饱和，于80℃恒温下进行模拟驱油试验：先水驱至含水92%，测得水驱提高原油采收率40.4%，再转注0.3pv(岩心孔隙体积)步骤(f)合成的驱油用组合物后，水驱至含水99%，测得在水驱基础上可以再提高原油采收率18.7%。

 

【实施例4】

以重量份数计，将49.3份的丙烯酰胺和25.7份的N-乙烯吡咯烷酮溶于420份水中，使丙烯酰胺和N-乙烯吡咯烷酮两种单体的摩尔比为75 : 25，总的质量分数为15%；用2份氢氧化钠溶液调解pH值到8~10，将单体溶液倒入反应容器，使水浴温度为8℃，通氮气除氧30分钟；然后加入0.15%的复合引发体系：0.45%的过硫酸钾溶液1份、0.15%的亚硫酸氢钠溶液1.5份、0.45%甲基丙烯酸N,N-二甲氨基乙酯1份；反应60分钟后，升温到30℃，继续恒温聚合反应8小时后，停止反应，将得到的胶体状产物，加入浓度为7.5%的氢氧化钠溶液45.8g，在85℃下，水解2小时，然后真空干燥，粉碎，即得到耐温抗盐共聚物NWKY-PAN，分子量1.5×10⁷，在矿化度达20000mg/L左右（其中钙镁离子浓度大于500mg/L）、温度达85℃的高温高矿化度条件下的盐水中老化后的粘度保留率为83.4%。

将所合成的耐温抗盐共聚物NWKY-PAN0.50wt％、上述的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐（n=4）0.40wt％和99.10wt％胜利油田胜坨二区胜注入水均匀混合，室温搅拌1～3小时，得到所需的驱油用组合物。在温度78℃、矿化度19334mg/L、 Ca²⁺+Mg²⁺514mg/L的水中，测得此组合物的表观粘度为30.5mPa.s.；该组合物与胜利油田胜坨二区0－141井脱水原油之间形成0.0045mN/m的超低界面张力。表观粘度由美国Brookfield公司的BROOKFIELDⅢ型粘度计测定，界面张力由美国德克萨斯大学生产的TX500型旋转滴界面张力仪测定。

先以矿化度19334mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺514mg/L的注入水将岩心(长度为30厘米，直径为2.5厘米，渗透率为1.5微米²)饱和，测定岩心的孔隙体积(PV)为51.2%，然后以胜利油田胜坨二区0－141井脱水原油进行饱和，于78℃恒温下进行模拟驱油试验：先水驱至含水92%，测得水驱提高原油采收率40.2%，再转注0.3pv(岩心孔隙体积)步骤(f)合成的驱油用组合物后，水驱至含水99%，测得在水驱基础上可以再提高原油采收率18.8%。

 

【实施例5】

以重量份数计，将71.9份的丙烯酰胺和28.1份的N-乙烯吡咯烷酮溶于395份水中，使丙烯酰胺和N-乙烯吡咯烷酮两种单体的摩尔比为75 : 25，总的质量分数为20%；用2份氢氧化钠溶液调解pH值到8~10，将单体溶液倒入反应容器，使水浴温度为12℃，通氮气除氧30分钟；然后加入0.009%复合引发体系：0.27%的过硫酸钾溶液1份、0.54%的亚硫酸氢钠溶液1份、0.27%甲基丙烯酸N,N-二甲氨基乙酯1份；反应75分钟后，升温到40℃，继续恒温聚合反应15小时后，停止反应，将得到的胶体状产物，加入浓度为7%的氢氧化钠溶液156.0g，在85℃下，水解1.5小时，然后真空干燥，粉碎，即得到耐温抗盐共聚物NWKY-PAN，分子量2.1×10⁷，在矿化度达20000mg/L左右（其中钙镁离子浓度大于500mg/L）、温度达85℃的高温高矿化度条件下的盐水中老化后的粘度保留率为84.2%。

将所合成的耐温抗盐共聚物NWKY-PAN0.15wt％、上述的脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐（n=4）0.35wt％和99.5wt％胜利油田胜坨二区胜注入水均匀混合，室温搅拌1～3小时，得到所需的驱油用组合物。在温度83℃、矿化度19334mg/L、 Ca²⁺+Mg²⁺514mg/L的水中，测得此组合物的表观粘度为21.8mPa.s.；该组合物与胜利油田胜坨二区0－141井脱水原油之间形成0.0055mN/m的超低界面张力。表观粘度由美国Brookfield公司的BROOKFIELDⅢ型粘度计测定，界面张力由美国德克萨斯大学生产的TX500型旋转滴界面张力仪测定。

先以矿化度19334mg/L、Ca²⁺+Mg²⁺514mg/L的注入水将岩心(长度为30厘米，直径为2.5厘米，渗透率为1.5微米²)饱和，测定岩心的孔隙体积(PV)为50.8%，然后以胜利油田胜坨二区0－141井脱水原油进行饱和，于83℃恒温下进行模拟驱油试验：先水驱至含水92%，测得水驱提高原油采收率40.5%，再转注0.3pv(岩心孔隙体积)步骤(f)合成的驱油用组合物后，水驱至含水99%，测得在水驱基础上可以再提高原油采收率18.6%。             

【比较例1】

同【实施例1】，不同之处以0.15wt%的超高分子量聚丙烯酰胺(粘均分子量为2500万)替代0.15wt%上述的耐温抗盐聚合物NWKY-PAN，其余相同，测得此组合物的表观粘度为11.5mPa.s，该组合物与胜利油田胜坨二区0－141井脱水原油之间形成0.0537mN/m的界面张力。表观粘度由美国Brookfield公司的BROODFIELD 型粘度计测定，界面张力由美国德克萨斯大学生产的TX500型旋转滴界面张力仪。                      

上述制得的驱油组合物以同【实施例1】的方法进行驱油，测得水驱能提高原油采收率40.2%，转注上述驱油组合物后可在水驱基础上再提高原油采收率11.9%，结果见表1所示。

【比较例2】

同【实施例1】，不同之处以0.25wt%的石油磺酸钠(无锡炼油厂)替代0.25wt%脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐，其余相同，测得此组合物的表观粘度为16.3mPa.s，该组合物与胜利油田胜坨二区0－141井脱水原油之间形成0.0667mN/m的界面张力。表观粘度由美国Brookfield公司的BROODFIELD 型粘度计测定，界面张力由美国德克萨斯大学生产的TX500型旋转滴界面张力仪。                      

上述制得的驱油组合物以同【实施例1】的方法进行驱油，测得水驱能提高原油采收率40.5%，转注上述驱油组合物后可在水驱基础上再提高原油采收率14.6%，结果见表1所示。

表1