含聚合物和阴阳体系表面活性剂的复合驱油剂及驱油方法

摘要

本发明涉及含聚合物和阴阳体系表面活性剂的复合驱油剂及驱油方法，主要解决现有技术中使用的复合驱油剂驱油效率差的问题。本发明通过采用含聚合物和阴阳体系表面活性剂的复合驱油剂，包括阴阳体系表面活性剂、聚合物和水；所述阴阳体系表面活性剂由阴离子表面活性剂与阳离子表面活性剂以摩尔比（1~100）:1组成；所述阴离子表面活性剂为磺酸盐、羧酸盐或磷酸盐中的任意一种；所述阳离子表面活性剂为季铵盐或季胺碱；所述聚合物为改性聚丙烯酰胺，由丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸两种单体共聚而成，改性聚丙烯酰胺中两种单体单元的摩尔为（1~4）∶1的技术方案，较好地解决了该问题，可用于高温低盐型油藏的强化驱油生产中。

说明书

技术领域

本发明涉及含聚合物和阴阳体系表面活性剂的复合驱油剂及驱油方法。

背景技术

化学驱是强化驱油的主要方法。作为化学驱中的一项重要技术，聚合物、表面活性剂及碱形成的三元复合驱油技术已在中外进行了一些矿场试验, 取得了良好的驱油效果。但是碱的加入导致矿场试验中容易造成油层堵塞、渗透率下降，而且原油乳化严重，采出液油水很难分离。聚合物和表面活性剂形成的二元复合驱配方中由于未使用碱，有效避免了上述问题而引起重视，但由于不用任何碱，原油、水之间的界面张力往往无法达到超低值，从而影响了驱油效果，因此需要研究开发高效驱油剂。根据提高原油采收率的公式Ｅｒ=Ｅυ·Ｅｄ可知，Ｅｄ表示表面活性剂驱提高原油采收率，它的作用机理是降低油水间的界面张力；Ｅυ表示聚合物驱提高原油采收率，它的作用机制是增加波及效率，聚表二元复合驱中降低油水界面张力的主要作用是表面活性剂，因此开发高效驱油剂的关键是开发与聚合物配伍性能和界面性能均优良的表面活性剂。

目前驱油用表面活性有阴离子表面活性剂，如石油磺酸盐、烷基磺酸盐、烯基磺酸盐和木质素磺酸盐等。使用阳离子表面活性剂的亦有报道，如中国专利CN 1528853、CN 1817431、CN 1066137等相继报道了双酰胺型阳离子型、含氟阳离子型及含吡啶基阳离子双子表面活性剂，但由于阳离子具有吸附损耗大、成本高等缺点，限制了其在油田现场的使用。国外研究报道的微乳液驱油，如Kraft等考察了在水质矿化度高达220 g/L的条件下，5%聚氧乙烯醚烷基羧甲基钠的微乳体系相态、相变温度(PIT)规律和界面张力，结果表明，该表面活性剂在95℃下3周内基本不分解，吸附损失0.4 mg/g，且无明显的色谱分离，但由于表面活性剂使用量大、成本高，微乳液驱油作为驱油剂受到了限制。

复配表面活性剂在强化驱油中的应用主要为阴离子与非离子复配表面活性剂，在使用中往往需要加入助剂碱，以达到超低油/水界面张力，但由于非离子的耐温性能较差，往往在高温时即失去作用。不同阴离子表面活性剂复配后作为驱油用表面活性剂也有报导，如中国专利CN1458219A公开了一种强化驱油应用的表面活性剂/聚合物二元超低界面张力复合驱配方，其中使用的表面活性剂是石油磺酸盐或以石油磺酸盐为主剂加稀释剂和其它表面活性剂复配的复合表面活性剂，其组份的重量百分比为石油磺酸盐50～100%，烷基磺酸盐0～50%，羧酸盐0～50%，烷基芳基磺酸盐0～35%，低碳醇0～20%，该面活性剂活性差、驱油效率低，表面活性剂体系过于复杂。

发明内容

本发明所要解决的技术问题之一是现有技术中使用的复合驱油剂在强化驱油过程中驱油效率差的问题，提供一种新的含聚合物和阴阳体系表面活性剂的复合驱油剂。该驱油剂用于驱油过程中，具有无碱、无腐蚀和积垢伤害、使用浓度低、在高温条件下驱油效率高的优点。

本发明所要解决的技术问题之二是提供一种采用上述技术问题之一所述的复合驱油剂的驱油方法。

为了解决上述技术问题，本发明采用的技术方案如下：含聚合物和阴阳体系表面活性剂的复合驱油剂，以质量份数计，包括以下组份：

(1) 0.01～5.0份的阴阳体系表面活性剂；

(2) 0.01～3.0份的聚合物；

(3) 90.0～99.9份的水；

所述阴阳体系表面活性剂由阴离子表面活性剂与季铵型阳离子表面活性剂以摩尔比（1~100）∶1组成；所述阴离子表面活性剂为磺酸盐、羧酸盐或磷酸盐中的任意一种，结构中的亲油基团为C₈～C₃₀烃基；所述阳离子表面活性剂具有C₈～C₃₀烃基与所述阳离子表面活性剂结构中的氮原子相连，所述阳离子表面活性剂为季铵盐或季胺碱；所述聚合物为改性聚丙烯酰胺，由丙烯酰胺（简称AM）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（简称AMPS）两种单体共聚而成，改性聚丙烯酰胺中两种单体单元的摩尔为（1~4）∶1，粘均分子量为300~1000万。

上述技术方案中所述阴阳体系表面活性剂由阴离子表面活性剂与阳离子表面活性剂优选以摩尔比（1.2~20）:1组成。所述阴离子表面活性剂优选为烷基苯磺酸盐、C₁₂~C₂₂的α-烯烃磺酸盐、C₉~C₁₇的羧酸盐、石油磺酸、石油羧酸盐或木质素磺酸盐中的任意一种或混合物，所述烷基苯磺酸盐中的烷基优选为C₁₄~C₂₂烷基；所述阳离子表面活性剂优选具有一个C₁₀~C₂₂烷基和三个C₁～C₄烷基与所述氮原子相连，更优选具有一个C₁₀~C₂₂烷基和三个甲基与所述氮原子相连，或者更优选具有一个C₁₀~C₂₂烷基和三个乙基与所述氮原子相连。所述改性聚丙烯酰胺的粘均分子量优选为500~900万；所述复合驱油剂，以质量份数计，优选包括阴阳体系表面活性剂0.03～0.6份；所述复合驱油剂，以质量份数计，优选包括聚合物0.05～0.2份。

所述水可以是去离子水、添加无机盐后的水（例如KCl、NaCl，无机盐在无机盐水溶液中含量优选1~15wt%）、含矿物质的水，其中含矿物质的水可以是自来水、河水、油田地层水，均可以达到本发明的目的，但从环境保护和经济因素考虑，优选油田地层水；油田地层水的总矿化度优选为5000～15000毫克/升，更进一步优选水型为NaHCO₃型。

本发明驱油方法中采用的驱油剂还可以含有本领域常用的聚合物（例如聚丙烯酰胺等）、泡沫剂、小分子有机物（例如DMSO等）、固体或液体碱（如氢氧化钠、碳酸钠、碳酸氢钠、二乙醇胺或三乙醇胺）等采油助剂。

为解决上述技术问题之二，本发明采用的技术方案如下：采用上述技术问题之一所述复合驱油剂的驱油方法，将所述复合驱油剂在驱油温度40~100℃、总矿化度>1000毫克/升油田地层水条件下与含油地层接触，将所述含油地层中的原油驱替出来。

上述技术方案中，所述驱油温度优选为60～90℃；油田地层水的总矿化度优选1000～15000毫克/升，更优选总矿化度为5000～15000毫克/升；油田地层水的水型优选NaHCO₃型。

本发明驱油方法，还可以包括本领域常用的水驱、聚合物驱，聚表碱三元复合驱、蒸汽驱及泡沫驱等。

上述技术方案中，所述复合驱油剂可以采用各种常规方法按照所需量各组分混合均匀后用于驱油；但从更容易短时间内获得均匀的驱油剂计，上述技术方案中所述复合驱油剂的制备优选包括以下步骤：

（1）将所需量的阴离子表面活性剂、阳离子表面活性剂、水及低碳醇加入混合容器中，其中低碳醇以重量计占水与低碳醇总重的5～70wt%；

（2）升温至40~100℃搅拌1～4小时；

（3）蒸去低碳醇，得到阴阳体系表面活性剂溶液；

（4）将步骤3）得到的阴阳体系表面活性剂溶液以及所需量的聚合物与水混合，搅拌1～4小时即可。

所述低碳醇选自C₁~C₅的脂肪醇，优选优选自甲醇、乙醇、正丙醇或异丙醇。

本发明方法采用物理模拟驱替评价方法进行效果评价，具体评价方法为：

将岩心恒温烘干至恒重，测定岩心的气测渗透率；以上述产出水饱和岩心，计算其孔隙体积，于驱油温度下，以原油饱和岩心，记录饱和原油的体积，以0.2ml/min的速度泵入油田地层水，驱至含水达99%，计算水驱提高原油的采收率，然后以0.2ml/min的速度转注0.1~1PV(岩心孔隙体积)复合驱油剂后，以0.2ml/min的速度水驱至含水100%，计算在水驱基础上提高原油采收率的百分数。

上述技术方案中，所述改性聚丙烯酰胺由丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸两种单体共聚而成，可以从市场购得，也可以通过常规的水溶液聚合法制得。无论嵌段共聚还是无规共聚，得到的产物均可用于本发明并达到本发明的目的。本发明实施例中的改性聚丙烯酰胺，是将丙烯酰胺与2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸两种单体按照摩尔比（1~4）∶1混合后以水为溶剂用常规自由基引发剂引发自由基聚合反应而得。

本发明制备的阴离子与阳离子表面活性剂形成的阴阳体系表面活性剂，由于阴离子与阳离子表面活性剂复配后，即可呈现出表面活性的增加、临界胶束浓度的下降、增溶效应等优点。这是因为阴离子表面活性剂中的亲水头基呈负电性与阳离子表面活性剂中铵离子正电荷存在强烈的静电作用，促进了两种带不同电荷表面活性剂离子间的缔合, 且二者的疏水基碳氢链间还有一定的疏水作用，促使不同表面活性剂分子采取更加紧密的排列方式，因而在溶液中很容易形成胶束, 产生比单一表面活性剂更高的表面活性和低的临界胶束浓度。阴阳体系表面活性剂中的两个表面活性剂均为离子型，复配剂亦表现出离子表面活性剂的特征，即优良的耐温性能。因此，该表面活性剂既具有优良的抗温性能，又具有优异的界面活性，可解决油田现场使用过程中因表面活性剂浓度逐步下降而导致的界面张力上升问题，使得表面活性剂在井下运移过程中，即使浓度较低仍可保持超低的油水界面张力，从而能够提高驱油效率。另外，由于地层岩心表面多呈现混合润湿的特性，即同时含有油润湿表面与水润湿表面，阴阳体系表面活性剂可以有效改变岩层表面的润湿性，特别是阳离子表面活性剂通过与吸附在固体表面上的带负电的基团相互作用，可使油润湿表面改变为中性润湿或水润湿表面，降低原油在固体表面的粘附功，使得原油易于剥离，提高了洗油效率，有利于原油采收率的提高。

本发明实施例中，进行测试时涉及到的阴阳体系表面活性剂的浓度，均以测试液中含上述技术方案中阴离子和阳离子表面活性剂组份的总量计。

采用本发明的聚合物和阴阳体系表面活性剂复合驱油剂及驱油方法，在无碱条件下，可用于地层温度60~90℃、矿化度5000～20000毫克/升的NaHCO₃型江苏油田沙7区块地层水和原油，以质量百分比计，用量为0.03～0.6wt%>-2～10^-4mN/m低界面张力，经物理模拟驱替试验室内评价，该驱油剂能在水驱基础上提高原油采收率可达13.76%，取得了较好的技术效果。

附图说明

图1为模拟岩心驱替试验流程图。

图1中，1为平流泵，2为六通阀，3为中间容器，4为药剂罐，5为压力泵，6为六通阀，7为填砂管，8为量筒。

下面通过实施例对本发明作进一步阐述。

具体实施方式

【实施例1】

(1)将十八烷基苯磺酸钠与十四烷基三甲基氯化铵按摩尔比5:1加入反应瓶中，以40wt%乙醇水溶液为溶剂，升温至70℃搅拌2.5小时至完全溶解，减压蒸馏去除乙醇，得到所需的阴阳体系表面活性剂，其中表面活性剂总含量以质量百分比计为45.1%。

(2)以江苏油田沙7地层水（TDS 15000mg/L）分别配制步骤(1)制备的阴阳体系表面活性剂和改性聚丙烯酰胺（M=600万）水溶液，搅拌3小时，再将两者混合得到一种均匀的聚表复合驱油剂，测定体系的粘度及与江苏油田沙7脱水原油的油水界面张力，测试温度为83℃，见表1所示。表观粘度由美国Brookfield公司的BROODFIELDI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。

(3)将泥质人造岩心恒温烘干至恒重，测量岩心的平均直径及岩心长度，称量岩心干重，测定岩心的气测渗透率。以上述地层水饱和岩心，测试其孔隙体积。以沙7区块脱水原油饱和岩心，记录饱和原油的体积。于83℃温度下，以沙7地层水驱至采出液含水达99%，计算水驱提高原油的采收率，转注0.3pv(岩心孔隙体积)步骤(2)合成的表面活性剂/聚合物二元复合驱油剂后，水驱至含水100%，计算在水驱基础上提高原油采收率的百分数，同时与注相同PV的聚合物相对比，见表1所示。岩心气测渗透率用HKGP-3型致密岩心气体渗透率孔隙度测定仪测定，采用的模拟岩心驱替试验流程如图1所示。

表1

驱油体系0.3wt%S10.1wt%P10.3%wtS1+0.1wt%P1油水界面张力/ mN.m^-16.32×10^-4/1.51×10^-3粘度/mPa·s/3.514.13提高采收率/%/9.1814.76

注：表1中P1为改性聚丙烯酰胺（AM/AMPS摩尔比=1.5:1 ，M=600万）；S1为步骤(1)制备的阴阳体系表面活性剂。

【实施例2】

(1) 将石油磺酸钠与十四烷基三甲基溴化铵按摩尔比8:1加入反应瓶中，以20wt%甲醇水溶液为溶剂，升温至50℃搅拌3小时至完全溶解，减压蒸馏去除甲醇，得到所需的阴阳体系表面活性剂，其中表面活性剂总含量以质量百分比计为45.3%。

(2) 以江苏油田沙7地层水（TDS 20000mg/L）分别配制步骤(1)制备的阴阳体系表面活性剂和改性聚丙烯酰胺（M=900万）水溶液，搅拌4小时，其余同【实施例1】(2)，结果见表2所示。

(3)采用75℃作为驱油温度，其余同【实施例1】(3)，结果见表2所示。

表2

驱油体系0.3wt%S20.07wt%P20.3%wtS1+0.07wt%P1油水界面张力/ mN.m^-11.32×10^-3/3.66×10^-3粘度/mPa·s/3.223.67提高采收率/%/9.0112.86

注：表2中P2为改性聚丙烯酰胺（AM/AMPS摩尔比=4:1 ，M=900万）；S2为步骤(1)制备的阴阳体系表面活性剂。

【实施例3】

(1) 将α-烯烃磺酸钠（为市售C₁₆~C₁₈α-烯烃磺酸钠混合物）与十二烷基三甲基氯化铵按摩尔比10:1加入反应瓶中，以30wt%异丙醇水溶液为溶剂，升温至60℃搅拌3小时至完全溶解，减压蒸馏去除异丙醇，得到所需的阴阳体系表面活性剂，其中表面活性剂总含量以质量百分比计为50.9%。

(2) 以江苏油田沙7地层水（TDS 10000mg/L）分别配制步骤(1)制备的阴阳体系表面活性剂和改性聚丙烯酰胺（M=600万）水溶液，搅拌2小时，其余同【实施例1】(2)，结果见表3所示。

(3) 采用90℃作为驱油温度，注入0.2PV，其余同【实施例1】(3)，结果见表3所示。

表3

驱油体系0.05wt%S30.2wt%P10.05wt%S3+0.2wt%P1油水界面张力/ mN.m^-14.32×10^-4/7.80×10^-4粘度/mPa·s/5.125.28提高采收率/%/11.2113.97

注：表3中P1为改性聚丙烯酰胺（AM/AMPS摩尔比=1.5:1 ，M=600万）；S3为步骤(1)制备的阴阳体系表面活性剂。

【实施例4】

(1) 将木质素磺酸钠与十八烷基三甲基氯化铵按摩尔比1.2:1加入反应瓶中，以50wt%正丙醇水溶液为溶剂，升温至90℃搅拌1.5小时至完全溶解，减压蒸馏去除正丙醇，得到所需的阴阳体系表面活性剂，其中表面活性剂总含量以质量百分比计为42.5%。

(2) 以江苏油田沙7地层水（TDS 10000mg/L）分别配制步骤(1)制备的阴阳体系表面活性剂和改性聚丙烯酰胺（M=700万）水溶液，搅拌3小时，其余同【实施例1】(2)，结果见表4所示。

(3) 采用85℃作为驱油温度，其余同【实施例1】(3)，结果见表4所示。

表4

驱油体系0.2wt%S40.1wt%P30.2wt%S1+0.1wt%P3油水界面张力/ mN.m^-13.32×10^-4/5.69×10^-4粘度/mPa·s/3.824.57提高采收率/%/9.2213.98

注：表4中P3为改性聚丙烯酰胺（AM/AMPS摩尔比=2.5:1， M=700万）；S4为步骤(1)制备的阴阳体系表面活性剂。

【实施例5】

(1) 将月桂酸钠与十二烷基三甲基氯化铵按摩尔比15:1加入反应瓶中，以10wt%异丙醇水溶液为溶剂，升温至80℃搅拌2小时至完全溶解，减压蒸馏去除异丙醇，得到所需的阴阳体系表面活性剂，其中表面活性剂总含量以质量百分比计为40.8%。

(2) 以江苏油田沙7地层水（TDS 5000mg/L）分别配制步骤(1)制备的阴阳体系表面活性剂和改性聚丙烯酰胺（M=600万）水溶液，搅拌2小时，其余同【实施例1】(2)，结果见表5所示。

(3) 注入0.2PV，其余同【实施例1】(3)，结果见表5所示。

表5

驱油体系0.1wt%S50.1wt%P10.1wt%S5+0.1wt%P1油水界面张力/ mN.m^-13.45×10^-3/5.11×10^-3粘度/mPa·s/3.524.69提高采收率/%/9.1813.74

注：表5中P1为改性聚丙烯酰胺（AM/AMPS摩尔比=1.5:1， M=600万）；S5为步骤(1)制备的阴阳体系表面活性剂。

【实施例6】

(1) 将十四烷基苯磺酸钠与二十二烷基三甲基氯化铵按摩尔比1.5:1加入反应瓶中，以10wt%异丙醇水溶液为溶剂，升温至80℃搅拌2小时至完全溶解，减压蒸馏去除异丙醇，得到所需的阴阳体系表面活性剂，其中表面活性剂总含量以质量百分比计为45.6%。

(2) 以江苏油田沙7地层水（TDS 15000mg/L）分别配制步骤(1)制备的阴阳体系表面活性剂和改性聚丙烯酰胺（M=700万）水溶液，搅拌3小时，其余同【实施例1】(2)，结果见表6所示。

(3) 采用65℃作为驱油温度，注入0.4PV，其余同【实施例1】(3)，结果见表6所示。

表6

驱油体系0.3wt%S60.1wt%P30.3%wtS6+0.1wt%P3油水界面张力/ mN.m^-17.98×10^-4/1.08×10^-3粘度/mPa·s/3.825.11提高采收率/%/9.2413.96

注：表6中P3为改性聚丙烯酰胺（AM/AMPS摩尔比=2.5:1，M=700万）；S6为步骤(1)制备的阴阳体系表面活性剂。

【实施例7】

(1) 将α-烯烃磺酸钠（为市售C₁₄～C_{16>α-烯烃磺酸钠混合物）与十四烷基三甲基氯化铵按摩尔比20:1加入反应瓶中，以40wt%乙醇水溶液为溶剂，升温至70℃搅拌3小时至完全溶解，减压蒸馏去除乙醇，得到所需的阴阳体系表面活性剂，其中表面活性剂总含量以质量百分比计为42.3%。}

(2) 以江苏油田沙7地层水（TDS 10000mg/L）分别配制步骤(1)制备的阴阳体系表面活性剂和改性聚丙烯酰胺（M=600万）水溶液，搅拌2小时，其余同【实施例1】(2)，结果见表7所示。

(3) 采用85℃作为驱油温度，注入0.1PV，其余同【实施例1】(3)，结果见表7所示。

表7

驱油体系0.05wt%S70.2wt%P10.05wt%S7+0.2%P1油水界面张力/ mN.m^-15.32×10^-3/6.43×10^-3粘度/mPa·s/5.125.36提高采收率/%/11.2113.55

注：表7中P1为改性聚丙烯酰胺（AM/AMPS摩尔比=1.5:1， M=600万）；S7为步骤(1)制备的阴阳体系表面活性剂。

【实施例8】

(1) 将油酸钠与十四烷基三甲基溴化铵按摩尔比12:1加入反应瓶中，以20wt%正丙醇水溶液为溶剂，升温至60℃搅拌3小时至完全溶解，减压蒸馏去除正丙醇，得到所需的阴阳体系表面活性剂，其中表面活性剂总含量以质量百分比计为43.5%。

(2) 以江苏油田沙7地层水（TDS 20000mg/L）分别配制步骤(1)制备的阴阳体系表面活性剂和改性聚丙烯酰胺（M=900万）水溶液，搅拌4小时，其余同【实施例1】(2)，结果见表8所示。

(3) 同【实施例1】(3)，结果见表8所示。

表8

驱油体系0.2wt%S80.1wt%P20.2wt%S8+0.1wt%P2油水界面张力/ mN.m^-11.32×10^-3/3.66×10^-3粘度/mPa·s/4.645.55提高采收率/%/10.5314.26

注：表8中P2为改性聚丙烯酰胺（AM/AMPS摩尔比=4:1 ，M=900万）；S8为步骤(1)制备的阴阳体系表面活性剂。

【实施例9】

除了将“十八烷基苯磺酸钠与十四烷基三甲基氯化铵的摩尔比改为1.05:1”，其余同【实施例1】，结果见表9所示。

表9

驱油体系0.3wt%S90.1wt%P10.3%wtS9+0.1wt%P1油水界面张力/ mN.m^-14.32×10^-3/4.11×10^-3粘度/mPa·s/3.513.69提高采收率/%/9.1811.91

注：表9中P1为改性聚丙烯酰胺（AM/AMPS摩尔比=1.5:1 ，M=600万）；S9为步骤(1)制备的阴阳体系表面活性剂。

【实施例10】

除了将“十八烷基苯磺酸钠与十四烷基三甲基氯化铵的摩尔比改为30:1”，其余同【实施例1】，结果见表10所示。

表10

驱油体系0.3wt%S100.1wt%P10.3%wtS10+0.1wt%P1油水界面张力/ mN.m^-11.25×10^-2/2.36×10^-2粘度/mPa·s/3.513.96提高采收率/%/9.1811.89

注：表10中P1为改性聚丙烯酰胺（AM/AMPS摩尔比=1.5:1 ，M=600万）；S10为步骤(1)制备的阴阳体系表面活性剂。

从实施例1至实施例10可以看出，在阴离子表面活性剂与阳离子表面活性剂的摩尔比为1~100∶1范围内均可以达到本发明的目的，但是在1.2~20:1范围内具有更好的技术效果。

【比较例1】

除了以“聚丙烯酰胺（M=600万）”替代“改性聚丙烯酰胺P1（AM/AMPS摩尔比=1.5:1 ，M=600万）”，其余同【实施例1】，结果见表11所示。

表11

驱油体系0.3wt%S10.1wt%P40.3%wtS1+0.1wt%P4油水界面张力/ mN.m^-13.25×10^-2/5.36×10^-2粘度/mPa·s/3.053.16提高采收率/%/6.119.87

注： P4为聚丙烯酰胺（M=600万）；S1为步骤(1)制备的阴阳体系表面活性剂。

【比较例2】

除了以“聚丙烯酰胺（M=900万）”替代“改性聚丙烯酰胺P2（AM/AMPS摩尔比=4:1 ，M=900万）”，其余同【实施例2】，结果见表12所示。

表12

驱油体系0.3wt%S20.07wt%P50.3%wtS1+0.07wt%P5油水界面张力/ mN.m^-11.32×10^-3/3.66×10^-3粘度/mPa·s/3.113.27提高采收率/%/6.329.60

注： P5为聚丙烯酰胺（M=900万）；S2为步骤(1)制备的阴阳体系表面活性剂。

【比较例3】

除了以“十八烷基苯磺酸钠”替代“ 十八烷基苯磺酸钠与十四烷基三甲基氯化铵形成的阴阳体系表面活性剂”，其余同【实施例1】，结果见表13所示。

表13

驱油体系0.3wt%S110.1wt%P10.3%wtS11+0.1wt%P1油水界面张力/ mN.m^-17.19×10^-2/7.67×10^-2粘度/mPa·s/3.513.82提高采收率/%/9.1810.76

注：P1为改性聚丙烯酰胺（AM/AMPS摩尔比=1.5:1 ，M=600万）；S11为十八烷基苯磺酸钠。

【比较例4】

除了以“α-烯烃磺酸钠（为市售C₁₆~C_{18>α-烯烃磺酸钠混合物）”替代“ α-烯烃磺酸钠（为市售C16~18>α-烯烃磺酸钠混合物）与十二烷基三甲基氯化铵形成的阴阳体系表面活性剂”，其余同【实施例3】，结果见表14所示。}

表14

驱油体系0.05wt%S120.2wt%P10.05wt%S12+0.2wt%P1油水界面张力/ mN.m^-17.98×10^-2/1.02.×10^-1粘度/mPa·s/5.125.14提高采收率/%/11.2111.84

注： P1为改性聚丙烯酰胺（AM/AMPS摩尔比=1.5:1 ，M=600万）；S12为α-烯烃磺酸钠（C_16~18）。