适合于高温高盐油藏的定优胶和表面活性剂复合驱油体系技术领域
本发明涉及油田化学领域，尤其是一种适合于高温高盐油藏的定优胶和表面活性剂复
合驱油体系。
背景技术
石油的开采分为三个阶段：最初是依靠地层的天然能量进行开采，称为一次采油，一般
采收率为5％～10％；在天然能量枯竭后，可以通过人工注水或注气继续开采，称为二次采
油，采收率可以提高到30％～40％；二次采油后，仍有60％～70％的剩余油残留在地下，
只能依靠物理和化学的方法进行开采，称为三次采油。三次采油方法主要有热力驱、混相
驱、化学驱和微生物驱等。
化学驱油，就是通过注入地下的化学剂与油藏流体发生一系列物理化学反应，从而将石
油更有效地驱替出来，提高油藏采收率。早在上世纪六七十年代，人们便开始了化学驱三
次采油技术的室内研究。先后出现了碱驱、活性水驱、聚合物驱及其发展而来的二元、三
元驱油体系。有碱的三元复合驱体系，即“聚合物+表面活性剂+碱”，虽然在提高采收率方
面收到明显效果，但由于在适合化学驱的资源中，80％以上的区块地层水中的钙、镁离子
含量高，丰富的钙、镁与三元复合驱中的碱结合产生沉淀。严重的结垢问题成为三元复合
驱技术推广的致命伤。逐渐人们开始把目光转向对“聚合物+表面活性剂”无碱二元复合驱油
体系的研究。表面活性剂与聚合物二元复合驱油体系，一方面聚合物能够扩大驱油体系的
波及体积，另一方面表面活性剂能够提高驱油效率。如果两者配伍良好，对提高原油采收
率将有广阔的应用前景。水解聚丙烯酰胺(HPAM)成为一种常用的用来提高水相粘度的重
要聚合物，但随着研究的深入，发现其耐温抗盐性较差，在高温高盐条件下，体系的粘度
损失严重，并且在地下运移过程中，受地下孔道的剪切作用，分子链会断裂，导致体系粘
度的降低。为此，有研究人员提出利用疏水改性聚合物，提高分子的耐温抗盐性能，但由
于疏水基团的引入，会导致很难得到分子量像聚丙烯酰胺一样高的产物，或者得到了高分
子量的产物，由于大量疏水基团的引入，分子的水溶性又变差。同时，疏水缔合聚合物还
存在与表面活性剂配伍性方面的问题。随着油田开发的进行，高温、高盐等苛刻条件下的
油藏急需要有合适的驱油体系。因此，开发一种配伍性好，具有耐高温、高盐的新型聚合
物/表面活性剂二元驱油体系，对于油田的开发具有重要的意义。
发明内容
本发明的目的是为克服上述现有技术的不足，提供一种适合于高温高盐油藏的定优胶
和表面活性剂复合驱油体系，该体系具有很好的配伍性，同时具有耐温和抗盐的特性。
为实现上述目的，本发明采用下述技术方案：
一种适合于高温高盐油藏的定优胶和表面活性剂复合驱油体系，由以下质量百分比的
组分组成：定优胶0.1％-0.5％，表面活性剂0.05％-0.6％，其余为矿化水。
优选的，所述复合驱油体系，由以下质量百分比的组分组成：定优胶0.15～0.2％，表面
活性剂0.05～0.3％，其余为矿化水。
优选的，所述表面活性剂为两性表面活性剂和非离子型表面活性剂的混合物，质量比
为75:25～25:75。
优选的，所述两性表面活性剂和非离子型表面活性剂的质量比为50:50。
优选的，所述两性表面活性剂活性剂为十二烷基聚氧乙烯醚甜菜碱、十二烷基二甲基
羟丙基磺基甜菜碱、十二烷基甜菜碱或十二烷基二甲基甜菜碱中的一种。
优选的，所述非离子表面活性剂活性剂为聚乙二醇单辛基苯基醚(TX-100)或烷基酚
聚氧乙烯(10)醚(OP-10)。
优选的，所述矿化水由NaCl、CaCl2和MgCl2配制而成，总矿化度为244121mg·L-1，
其中Na+、Mg2+、Ca2+和Cl-的浓度分别为95373、102、411和148235mg·L-1；
本发明还公开了一种适合于高温高盐油藏的定优胶和表面活性剂复合驱油体系的制备
方法，步骤包括：
按配比取各组分，常温下将NaCl、CaCl2和MgCl2加入水中搅拌均匀制备成矿化水，
然后在常温下加入表面活性剂和定优胶，搅拌均匀，即得适合于高温高盐油藏的定优胶和
表面活性剂复合驱油体系。
根据本发明，所述适合于高温高盐油藏的定优胶和表面活性剂复合驱油体系应用在石
油开采的三次采油过程中。
本发明的有益效果是：
(1)本发明选用定优胶具有非常好的增粘效果，其表观粘度要明显地高于黄原胶体系，
更高于HPAM体系，且与表面活性剂复配后，耐盐效果好。这主要是因为定优胶的主链为
由-O-键连接的糖环单元，同时分子链上每个重复单元中还含有一个由两个糖元长度的侧
链，-COO-基团位于分子主链的重复单元中，而侧链中没有带电荷的基团，所以当定优胶的
大分子链在表面活性剂和矿化水中溶解后，定优胶的分子链能够与表面活性剂相互缠绕，
定优胶的侧链会对主链和表面活性剂上的带电基团起到一定的保护作用，从而使定优胶分
子与表面活性剂分子产生协同作用，在高于90℃条件下，驱油体系仍能保持一定的粘度，
从而使得其耐盐性大大的提高，黄原胶分子虽然也是由糖元的主链和侧链组成，但是其侧
链上含有两个-COO-基团，更容易受到盐的影响，使其耐盐性能大打折扣。
(2)在高温高盐条件下，定优胶体系的线性粘弹区非常的明显，其粘弹性要明显地强
于黄原胶和HPAM。从定优胶的结构来看，其分子链上有大量的-OH和一定数量的-COO-
基团，这样的亲水基结构与非离子和两性离子表面活性剂都具有较好的配伍性。
(3)定优胶与所用表面活性剂复配体系之间产生协同作用，两者复合能够产生优于两
者单一体系的效果，在保持体系较高粘度的同时，又保持了表面活性剂较低的界面张力，
使得定优胶/表面活性剂二元体系在驱油过程中，既能保持驱替液的洗油能力，又能大幅度
的增大其波及体积，进而提高原油采收率。
附图说明
图1是定优胶分子结构图；
图2是在矿化度为244121mg·L-1，温度分别为25和90℃条件下，0.175％的聚合物溶液粘
度随剪切速率的变化图；图中diutangum、xanthangum和HPAM分别指定优胶、黄原胶和部
分水解聚丙烯酰胺；
图3是矿化度为244121mg·L-1，90℃条件下，0.175％的聚合物溶液体系复合模量(图A)
储能模量G′和损耗模量G″(图B)随应力的变化图；
图4是矿化度为244121mg·L-1，90℃条件下，0.175％聚合物/0.3％十二烷基甜菜碱
/0.2％OP-10复合体系表观粘度(A)和剪切应力(B)随剪切速率的变化图；
图5是矿化度为244121mg·L-1，90℃条件下，0.15％聚合物/0.05％十二烷基二甲基羟丙基
磺基甜菜碱/0.05％TX-100复合体系溶液复合模量随应力的变化图(图A)及储能模量G′和损
耗模量G″随振荡频率的变化图(图B)；
图6是矿化度为244121mg·L-1，90℃条件下，0.175％聚合物/0.1％十二烷基二甲基甜菜碱
/0.1％OP-10复合体系界面张力随表面活性剂浓度的变化图；
图7是矿化度为244121mg·L-1，90℃条件下，0.175％聚合物/0.15％十二烷基聚氧乙烯醚
甜菜碱/0.15％TX-100复合体系的累计采收率随注入PV数的变化图。
具体实施方式
下面结合附图和实施例对本发明进一步说明。
本实施例中采用的表面活性剂均为市售产品，产品纯度级别为化学纯；采用的定优胶
为美国斯比凯克公司提供，纯度98％，分子量为5.2×106g·mol-1，特性粘度为5450mL·g-1。
室内模拟驱油实验所用原油油样为河南油田普通稠油，原油酸值为1.361mgKOH/g，粘度
254mPas。
实施例1
一种适合于高温高盐油藏的定优胶和表面活性剂复合驱油体系，由以下质量百分比的
组分组成：定优胶0.15％，表面活性剂0.1％，其中十二烷基二甲基羟丙基磺基甜菜碱占
0.05％，TX-100占0.05％，其余为矿化水，所述矿化水由NaCl、CaCl2和MgCl2配制而成，
总矿化度为244121mg·L-1，其中Na+、Mg2+、Ca2+和Cl-的浓度分别为95373、102、411和
148235mg·L-1。
制备方法如下：常温下将NaCl、CaCl2和MgCl2加入水中搅拌均匀制备成矿化水，然
后在常温下将0.05g的十二烷基二甲基羟丙基磺基甜菜碱、0.05g的TX-100和0.15g的定优
胶加入到99.75g矿化水中，搅拌均匀，即得适合于高温高盐油藏的定优胶和表面活性剂复
合驱油体系。
室内模拟驱油实验，在水驱至填砂管不出油后，利用该体系进一步进行驱油实验，当
该体系的注入量为0.5PV时，采收率可在水驱基础上提高36.8％。
实施例2
一种适合于高温高盐油藏的定优胶和表面活性剂复合驱油体系，由以下质量百分比的
组分组成：定优胶0.2％，表面活性剂0.3％，其中十二烷基聚氧乙烯醚甜菜碱占0.15％，
TX-100占0.15％，其余为矿化水，所述矿化水由NaCl、CaCl2和MgCl2配制而成，总矿化
度为244121mg·L-1，其中Na+、Mg2+、Ca2+和Cl-的浓度分别为95373、102、411和148235mg·L-1。
制备方法如下：常温下将NaCl、CaCl2和MgCl2加入水中搅拌均匀制备成矿化水，然
后在常温下将0.15g的十二烷基聚氧乙烯醚甜菜碱、0.15g的TX-100和0.2g的定优胶加入
到99.5g矿化水中，搅拌均匀，即得适合于高温高盐油藏的定优胶和表面活性剂复合驱油体
系。
室内模拟驱油实验，在水驱至填砂管不出油后，利用该体系进一步进行驱油实验，当
该体系的注入量为0.5PV时，采收率可在水驱基础上提高44.2％。
实施例3
一种适合于高温高盐油藏的定优胶和表面活性剂复合驱油体系，由以下质量百分比的
组分组成：定优胶0.175％，表面活性剂0.2％，其中十二烷基二甲基甜菜碱占0.1％，OP-10
占0.1％，其余为矿化水，所述矿化水由NaCl、CaCl2和MgCl2配制而成，总矿化度为
244121mg·L-1，其中Na+、Mg2+、Ca2+和Cl-的浓度分别为95373、102、411和148235mg·L-1。
制备方法如下：常温下将NaCl、CaCl2和MgCl2加入水中搅拌均匀制备成矿化水，然
后在常温下将0.1g的十二烷基二甲基甜菜碱、0.1g的OP-10和0.175g的定优胶加入到
99.625g矿化水中，搅拌均匀，即得适合于高温高盐油藏的定优胶和表面活性剂复合驱油体
系。
室内模拟驱油实验，在水驱至填砂管不出油后，利用该体系进一步进行驱油实验，当
该体系的注入量为0.5PV时，采收率可在水驱基础上提高37.2％。
实施例4
一种适合于高温高盐油藏的定优胶和表面活性剂复合驱油体系，由以下质量百分比的
组分组成：定优胶0.5％，表面活性剂0.5％，其中十二烷基甜菜碱占0.3％，OP-10占0.2％，
其余为矿化水，所述矿化水由NaCl、CaCl2和MgCl2配制而成，总矿化度为244121mg·L-1，
其中Na+、Mg2+、Ca2+和Cl-的浓度分别为95373、102、411和148235mg·L-1。
制备方法如下：常温下将NaCl、CaCl2和MgCl2加入水中搅拌均匀制备成矿化水，然
后在常温下将0.3g的十二烷基甜菜碱、0.2g的OP-10和0.5g的定优胶加入到99g矿化水中，
搅拌均匀，即得适合于高温高盐油藏的定优胶和表面活性剂复合驱油体系。
室内模拟驱油实验，在水驱至填砂管不出油后，利用该体系进一步进行驱油实验，当
该体系的注入量为0.5PV时，采收率可在水驱基础上提高34.7％。
如图2所示，定优胶具有非常好的增粘效果，温度为25℃、剪切速率为7s-1时，定优
胶与油田常用HPAM的表观粘度相当，要明显地高于黄原胶的粘度，而当温度升高到90℃
时，定优胶体系的表观粘度要明显地高于黄原胶体系，更高于HPAM体系。这个结果充分
说明生物胶体系在增粘效果方面要明显地强于HPAM体系，同时，定优胶的效果也要好于
黄原胶。这主要是因为定优胶的主链为由-O-键连接的糖环单元，同时分子链上每个重复单
元中还含有一个由两个糖元长度的侧链，分子主链重复单元中，含有一个-COO-基团，而侧
链中没有带电荷的基团，所以，当定优胶的大分子链在表面活性剂和矿化水中溶解后，分
子链与表面活性剂相互缠绕，侧链会对主链上的带电基团起到一定的保护作用，在高于90℃
条件下，驱由体系仍能保持一定的粘度，从而使得其耐盐性大大的提高，黄原胶分子虽然
也是由糖元的主链和侧链组成，但是其侧链上含有两个-COO-基团，更容易受到盐的影响，
使其耐盐性能大打折扣。
如图3所示，在高温高盐条件下，定优胶体系的线性粘弹区非常的明显，其粘弹性要
明显地强于黄原胶和HPAM，说明定优胶具有非常好的耐温抗盐性能，在高温高盐条件下，
仍具有十分明显的粘弹性，这对于驱油体系来说，是十分重要的性质。从定优胶的结构来
看，其分子链上有大量的-OH和一定数量的-COO-基团，这样的亲水基结构与非离子和两性
离子表面活性剂都具有较好的配伍性。
如图4和图5所示，定优胶与两性及非离子表面活性剂复配后，体系仍然具有定优胶
体系的耐温和抗盐性能，表现出较强的粘弹特性。
如图6所示，定优胶与表面活性剂复配，在表面活性剂浓度为0.1％～0.3％时，复合体
系的界面张力最低，达到10-2mN·m-1数量级，虽然没有达到10-3～10-4这样超低的数量级，
但是在90℃高温、矿化度为244121mg·L-1条件下达到这样低的界面张力已经实属不易。
图7给出了不同驱油体系的采收率随着注入PV数的变化，其中原油选用的为河南油田
普通稠油，原油酸值为1.361mgKOH/g，粘度254mPas，可以看出在二元复合驱油体系中，
定优胶/表面活性剂体系的采收率也均高于黄原胶/表面活性剂体系和HPAM/表面活性剂体
系的采收率。这主要是因为在考察的体系中，定优胶/表面活性剂体系的粘度最高，在驱油
过程中能够有效地提高驱替液波及体积，更大程度减少孔道中的残余油，提高原油采收率。
在高温高盐条件下，定优胶/表面活性剂体系仍具有较高的原油采收率，主要还是归功于定
优胶与所用表面活性剂复配体系之间的协同作用，两者复合能够产生优于两者单一体系的
效果，即在保持体系较高粘度的同时，又保持了表面活性剂较低的界面张力，使得定优胶/
表面活性剂体系在驱油过程中，既能保持驱替液的洗油能力，又能大幅度的增大其波及体
积，进而提高原油采收率。
以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本
发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所
记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，
并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围。