本發(fā)明涉及利用表面活性劑來提高原油采收率的方法。
背景技術：
石油開采過程分為一次采油、二次采油和三次采油。一、二次采油的總采出率一般僅為油藏儲量的30％～40％，通過強化采油措施(三次采油)，可大幅提高原油采收率。
化學驅是三次采油的主要方法之一，包括表面活性劑驅、堿驅、聚合物驅，以及它們之間的復合驅等。在表面活性驅中，主要使用的是陰離子表面活性劑、非離子表面活性劑和陰-非離子表面活性劑。在選擇表面活性劑時，驅油效率和藥劑成本是基本的考慮因素。在工業(yè)實踐中，表面活性劑的使用濃度一般要在3000mg/l以上，才能達到較理想的驅油效果。
蒸汽驅是專用于稠油油藏的三次采油方法。在蒸汽驅的過程中，注入表面活性劑能促使油從巖心上剝離下來，采用伴蒸汽注入的方式，可以更高效地利用蒸汽熱能，但伴注的方式要求表面活性劑能耐高溫。
利用微生物在油藏地層中生長，產生有利于調剖和/或驅油的代謝產物，可提高原油的采收率。這些微生物既可以是油藏地層本身含有的(稱為內源或本源微生物)，也可以是外加的(稱為外源微生物)。微生物驅是成本較低、環(huán)境友好的三次采油方法，有望替代各種化學驅，但在目前單獨采用微生物驅的效果還不理想。在微生物發(fā)酵的油藏地層中注入表面活性劑，有利于提高微生物驅油的效果，但要求表面活性劑不毒害驅油微生物。
在工業(yè)上，以酚醛縮聚物為起始劑的聚醚一般被用作破乳劑，未見其在驅油效率、耐溫性能以及生物毒性等方面的報道。
技術實現要素：
本發(fā)明的目的之一是提供一種采油方法，在保證驅油效率的前提下，大幅度降低表面活性劑的用量，進而顯著降低藥劑的使用成本。本發(fā)明的目的之二是提供一種采油方法，提高蒸汽驅油的效率。本發(fā)明的目的之三是提供一種采油方法，提高微生物驅油的效率。
本發(fā)明的具體內容如下。
1.一種采油方法，其特征在于，至少一個段塞注入油藏地層的水中，含有以酚醛縮聚物為起始劑而形成的聚醚，其含量為最低有效濃度至3000mg/l。
2.按照1所述的方法，其特征在于，所述酚醛縮聚物為烷基酚與甲醛和/或多聚甲醛發(fā)生縮聚反應而成的線性聚合物。
3.按照2所述的方法，其特征在于，以烷基酚計，所述酚醛縮聚物的數均聚合度為3～20，優(yōu)選為4～11，更優(yōu)選為5～9，進一步優(yōu)選為5～7。
4.按照2或3所述的方法，其特征在于，所述烷基酚為對烷基酚，其中的烷基為碳數4～24的烷基，優(yōu)選為碳數8～16的直鏈烷基。
5.按照前述任一的方法，其特征在于，所述以酚醛縮聚物為起始劑而形成的聚醚中，聚醚鏈段具有如下結構：
-[ch2ch(ch3)o]m-(ch2ch2o)n-tg或-(ch2ch2o)n-[ch2ch(ch3)o]m-tg；
其中，m、n分別代表-[ch2ch(ch3)o]-、-(ch2ch2o)-在聚醚鏈段中的數均聚合度，m為0～30，優(yōu)選為0～10，更優(yōu)選為1～5；n為5～20，優(yōu)選為8～15；tg為氫、-rso3m、-so3m、-ch2coom或-po3m2，m為一價金屬陽離子或nh4+，r為碳數1～6的烷基。
6.按照前述任一的方法，其特征在于，所述注入油藏地層的水中，以酚醛縮聚物為起始劑而形成的聚醚的含量大于500mg/l。
7.按照前述任一的方法，其特征在于，所述注入油藏地層的水中，以酚醛縮聚物為起始劑而形成的聚醚的含量為最低有效濃度至2500mg/l的；優(yōu)選為最低有效濃度至2000mg/l；更優(yōu)選為最低有效濃度至1500mg/l；進一步優(yōu)選為500mg/l至1000mg/l。
8.按照前述任一的方法，其特征在于，采用表面活性劑驅或表面活性劑-堿二元復合驅，且所述注入油藏地層的水，在20℃下的恩氏黏度≤10，優(yōu)選在20℃下的恩氏黏度≤5，更優(yōu)選在20℃下的恩氏黏度≤2。
9.按照前述任一的方法，其特征在于，采用表面活性劑-聚合物二元復合驅或表面活性劑-堿-聚合物三元復合驅；且所述注入油藏地層的水，在僅含有以酚醛縮聚物為起始劑而形成的聚醚時，在20℃下的恩氏黏度≤10，優(yōu)選在20℃下的恩氏黏度≤5，更優(yōu)選在20℃下的恩氏黏度≤2。
10.按照前述任一的方法，其特征在于，所述油藏為稀油油藏、普通稠油油藏、特稠油油藏或超稠油油藏。
11.按照前述任一的方法，其特征在于，所述油藏地層溫度為80℃～180℃。
12.按照前述任一的方法，其特征在于，所述油藏地層水礦化度為2×104mg/l～2.2×105mg/l。
13.一種蒸汽驅采油的方法，其特征在于，向稠油油藏地層中，伴蒸汽注入以酚醛縮聚物為起始劑而形成的聚醚。
14.一種利用微生物采油的方法，其特征在于，向微生物生長的油藏地層中，注入以酚醛縮聚物為起始劑而形成的聚醚。
15.一種利用內源微生物采油的方法，其特征在于，向內源微生物生長的油藏地層中，注入微生物營養(yǎng)液和以酚醛縮聚物為起始劑而形成的聚醚。
本發(fā)明具有以下的有益技術效果。
1.在化學驅中，采用本發(fā)明的方法，在保證驅油效率的前提下，可以大大減少表面活性劑的用量，進而大幅度降低藥劑的使用成本。
2.本發(fā)明所選用的以酚醛縮聚物為起始劑而形成的聚醚，可以耐受很高的溫度，因此可用于提高蒸汽驅油的效果，并且該聚醚的用量更低。
3.本發(fā)明所選用的以酚醛縮聚物為起始劑而形成的聚醚，對驅油微生物的幾乎沒有毒性，因此可用于提高微生物驅油的效果，并且該聚醚的用量更低。
本發(fā)明的其它特征和優(yōu)點將在隨后的具體實施方式部分予以詳細說明。
附圖說明
圖1為驅油模擬評價試驗所用裝置的示意流程圖。
具體實施方式
本發(fā)明中的技術術語，給出定義的從其定義，未給出定義的則按本領域的通常含義理解。
本發(fā)明中，將黏度為50～10000mpa.s、密度大于0.9g/cm3的原油稱為普通稠油；將黏度為10000～50000mpa.s、密度大于0.95g/cm3的原油稱為特稠油；將黏度大于50000mpa.s、密度大于0.98g/cm3的原油稱為超稠油。
本發(fā)明中，聚醚是指以環(huán)氧乙烷和可選的環(huán)氧丙烷和/或環(huán)氧丁烷為原料，在催化劑作用下，開環(huán)均聚或共聚制得的線型聚合物。
本發(fā)明中，最低有效濃度是指，導致原油采收率提高的表面活性劑的最低使用濃度。
以下進一步闡述本發(fā)明。
本發(fā)明提供了一種采油方法，其中，至少一個段塞注入油藏地層的水中，含有以酚醛縮聚物為起始劑而形成的聚醚，其含量為最低有效濃度至3000mg/l。
本發(fā)明對所述酚和醛均無特別的限制，只要二者能反應生成縮聚物即可。比如所述酚可以為苯酚，或鄰位、間位或對位被烷基取代的苯酚；所述醛可以為一元醛或二元醛。
本發(fā)明對酚醛縮聚物的結構無特別的限制，比如可以為線性的酚醛縮聚物或支狀的酚醛縮聚物。
根據本發(fā)明，所述酚醛縮聚物優(yōu)選為對烷基酚與甲醛和/或多聚甲醛發(fā)生縮聚反應而成的線性聚合物；其中，所述的烷基優(yōu)選為碳數8～16的直鏈烷基，以對烷基酚計，該線性聚合物的數均聚合度優(yōu)選為6～9。
制備酚醛縮聚物的方法、以該縮聚物為起始劑制備聚醚的方法和在聚醚鏈端引入-rso3m、-so3m、-ch2coom或-po3m2的方法，都是已知的，本發(fā)明對此不再贅述。
根據本發(fā)明，前述的m優(yōu)選為鈉或鉀。
根據本發(fā)明，已發(fā)現以酚醛縮聚物為起始劑而形成的聚醚，即使在遠低于現有技術的濃度下使用，也可達到良好的驅油效果。本領域已知，通過改變烷基的大小和結構，聚氧丙烯鏈段、聚氧丁烯鏈段和聚氧乙烯鏈段的長短和排列，以及引入更親水的端基，可調節(jié)表面活性劑的親油性和親水性。根據這些知識并通過簡單試驗，本領域技術人員容易確定所述聚醚的結構和參數。
根據本發(fā)明，所述的段塞，既可以是化學驅中起主要驅油作用的段塞，也可以是蒸汽驅或微生物驅中起輔助驅油作用的段塞。
根據本發(fā)明，所述注入油藏地層的水中含有的表面活性劑，既可以僅為以酚醛縮聚物為起始劑而形成的聚醚，也可以含有其他的驅油表面活性 劑。不論是否使用其他的驅油表面活性劑，使用所述以酚醛縮聚物為起始劑而形成的聚醚，都可以大大降低表面活性劑的用量。
根據本發(fā)明，所述注入油藏地層的水中，含有的表面活性劑僅為以酚醛縮聚物為起始劑而形成的聚醚時，其濃度在500mg/l～1000mg/l之間即可達到良好的驅油效果。
根據本發(fā)明，采用表面活性劑驅或表面活性劑-堿二元復合驅，且所述注入油藏地層的水，在20℃下的恩氏黏度≤10，優(yōu)選在20℃下的恩氏黏度≤5，更優(yōu)選在20℃下的恩氏黏度≤2。
根據本發(fā)明，采用表面活性劑-聚合物二元復合驅或表面活性劑-堿-聚合物三元復合驅，且所述注入油藏地層的水，在僅含有以酚醛縮聚物為起始劑而形成的聚醚時，在20℃下的恩氏黏度≤10，優(yōu)選在20℃下的恩氏黏度≤5，更優(yōu)選在20℃下的恩氏黏度≤2。
根據本發(fā)明，一般情況下，所述聚醚水溶液的黏度與水接近，采用表面活性劑-聚合物二元復合驅或表面活性劑-堿-聚合物三元復合驅時，驅油水溶液的黏度主要由驅油聚合物貢獻。本發(fā)明對驅油聚合物沒有特別的限制，已有的驅油聚合物都可使用，比如纖維素、黃胞膠、聚丙烯酰胺、部分水解的聚丙烯酰胺等。
根據本發(fā)明，所述油藏為稀油油藏、普通稠油油藏、特稠油油藏或超稠油油藏。
本發(fā)明對所述注入油藏地層的水沒有特別的限制，其可以為任一常規(guī)用于驅油的水，例如可以為自來水、井水和蒸餾水中的一種；也可以是總離子濃度不大于50000mg/l，且鈣鎂離子濃度不大于2000mg/l的礦化水。
本發(fā)明對所述油藏地層的溫度沒有特別的限制，其可以是60℃～180℃，本發(fā)明既可用于80℃～120℃的中低溫油藏地層，也可用于120℃～180℃的高溫油藏地層。
本發(fā)明對所述油藏地層水的礦化度和硬度沒有特別的限制，其可以用于礦化度在2×104mg/l～2.2×105mg/l之間的中、高礦化度地層。
本發(fā)明還提供了一種蒸汽驅采油的方法，其中，向稠油油藏地層中，伴蒸汽注入以酚醛縮聚物為起始劑而形成的聚醚。
所述以酚醛縮聚物為起始劑而形成的聚醚與前述內容相同，本發(fā)明對此不再贅述。
根據本發(fā)明，所述的稠油油藏為普通稠油油藏、特稠油油藏或超稠油油藏。
根據本發(fā)明，已發(fā)現所述以酚醛縮聚物為起始劑而形成的聚醚能耐受200℃～350℃的高溫，其特別適用于伴蒸汽注入方式的蒸汽驅。
伴注表面活性劑的蒸汽驅采油方法早已為本領域技術人員所熟知，本發(fā)明對此不再贅述。
本發(fā)明又提供了一種利用微生物采油的方法，其中，向微生物生長的油藏地層中，注入以酚醛縮聚物為起始劑而形成的聚醚；特別是提供了一種利用內源微生物采油的方法，其中，向內源微生物生長的油藏地層中，注入微生物營養(yǎng)液和以酚醛縮聚物為起始劑而形成的聚醚。
所述的以酚醛縮聚物為起始劑而形成的聚醚與前述內容相同，本發(fā)明對此不再贅述。
根據本發(fā)明，已發(fā)現所述以酚醛縮聚物為起始劑而形成的聚醚對微生物幾乎沒有毒性，其適用于利用微生物調剖和/或驅油的方法，特別適用于利用內源微生物調剖和/或驅油的方法。
在本說明書的上下文中，除了明確說明的內容之外，未提到的任何事宜或事項均直接適用本領域的已有知識。
本發(fā)明所公開的所有特征可以任意組合，這些組合應被理解為本發(fā)明所公開或記載的內容，除非本領域技術人員認為該組合明顯不合理。本說 明書所公開的數值點，不僅包括實施例中具體公開的數值點，還包括說明書中各數值范圍的端點，這些數值點所任意組合的范圍都應被視為本發(fā)明已公開或記載的范圍。
以下通過實施例進一步說明本發(fā)明。
實施例中，用圖1所示裝置進行驅替試驗，驅替過程采用表面活性劑段塞驅替的方式，記錄并分析不同濃度表面活性劑水溶液提高原油采收率的效果。具體實驗步驟如下：
①飽和油：以0.01ml/min驅替速度向巖心注入原油，至出口端不出水，老化24h以上，記錄驅出水體積，計算飽和油量及原始含油飽和度；
②水驅：用地層水以恒定速度驅替巖心至產出液含水率大于98％，記錄累計產油量，計算一次采收率η1；
③驅油劑注入：按試驗方案注入預先設計的表面活性劑段塞；
④后續(xù)水驅：表面活性劑驅后的巖心繼續(xù)以恒定的速度水驅至含水達到98％，記錄累計產油量，計算二次水驅采收率η2。
實驗用巖心為人工制備膠結巖心，按sy/t5336-2006《巖心分析方法》測定孔隙度為27％，滲透率為285～350×10-3μm2。
實施例及對比例中所述相對水驅提高采收率為由η2-η1所得。
實施例1
本實施例說明以酚醛縮聚物為起始劑而形成的聚醚的制備方法。實施例中，份數以質量計。
(一)酚醛縮聚物制備
在100份～300份烷基酚中加入10份～50份二甲苯或甲苯作為溶劑。加入以甲醛計的2份～19份的固體甲醛或甲醛水溶液。向反應體系中緩慢加入酸性催化劑(如鹽酸、硫酸、草酸、檸檬酸、對甲苯磺酸或直鏈烷基苯磺酸)，控溫在90℃～100℃下進行反應并共沸蒸餾除水至無水產生。在 70℃下，加入10份～30份的堿(40m％的氫氧化鈉水溶液或40m％的氫氧化鉀水溶液)后，繼續(xù)共沸蒸餾除水至無水產生。反應畢，得到橙紅色糖漿狀液體化合物。
(二)以酚醛縮聚物為起始劑而形成的聚醚的制備
將(一)的產物中加入少量堿(氫氧化鈉或強氧化鉀)作為催化劑，在氮氣氛圍下，通入環(huán)氧乙烷或環(huán)氧乙烷/環(huán)氧丙烷(根據目標產物，確定通入環(huán)氧丙烷、環(huán)氧乙烷的順序)，通過控制環(huán)氧丙烷、環(huán)氧乙烷的用量來控制它們的平均聚合度。下文以制備嵌段共聚物并先加入環(huán)氧丙烷為例進行說明：將反應體系溫度升溫至120℃，緩慢加入100份～1000份環(huán)氧丙烷，控制反應溫度在130℃～160℃。當環(huán)氧丙烷加入完畢后，體系壓力恢復到通入環(huán)氧丙烷前壓力后再反應1h。之后緩慢加入100份～1000份環(huán)氧乙烷，控制反應溫度在130℃～160℃。當環(huán)氧乙烷加入完畢后，體系壓力恢復到通入環(huán)氧乙烷前壓力后再反應1h。反應畢，得到黃色油狀液體。
(三)改變聚醚的端基
以端基為磺酸基為例說明：將(二)的產物中加入堿(氫氧化鈉或強氧化鉀)4份～6份，加入丙磺酸內酯8份～20份，在室溫下攪拌反應2h后升溫至80℃反應12h。反應畢，減壓蒸除溶劑后，得到黃色粘稠液體或固體。
按前述方法制備以下聚醚：
①聚醚a，酚醛縮聚物為4-正癸基酚與多聚甲醛反應生成的縮聚物，酚的平均聚合度為5；聚醚鏈段的結構為-[ch2ch(ch3)o]4-(ch2ch2o)9-h。
在反應釜中，加入234份的4-正癸基酚、10份的二甲苯、25份的固體甲醛、10份的對甲苯磺酸，然后控溫在90℃～100℃下進行反應并共沸 蒸餾除水至無水產生。在70℃下，加入10份40m％的氫氧化鈉水溶液后，繼續(xù)共沸蒸餾除水至無水產生。在氮氣氛圍下，將反應體系溫度升溫至120℃，緩慢加入239份的環(huán)氧丙烷，控制反應溫度在130℃～160℃。當環(huán)氧丙烷加入完畢后，體系壓力恢復到通入環(huán)氧丙烷前壓力后再反應1h。之后緩慢加入408份的環(huán)氧乙烷，控制反應溫度在130℃～160℃。當環(huán)氧乙烷加入完畢后，體系壓力恢復到通入環(huán)氧乙烷前壓力后再反應1h。反應畢，減壓蒸除溶劑后，得到最終產物為黃色粘稠膏狀固體。
②聚醚b，酚醛縮聚物為4-正癸基酚與多聚甲醛反應生成的縮聚物，酚的平均聚合度為7；聚醚鏈段的結構為-[ch2ch(ch3)o]2-(ch2ch2o)15-h。
在反應釜中，加入234份的4-正癸基酚、20份的二甲苯、28份的固體甲醛、10份的對甲苯磺酸，控溫在90℃～100℃下進行反應并共沸蒸餾除水至無水產生。在70℃下，加入13份的40m％氫氧化鈉水溶液后，繼續(xù)共沸蒸餾除水至無水產生。在氮氣氛圍下，將反應體系溫度升溫至120℃，緩慢加入120份的環(huán)氧丙烷，控制反應溫度在130℃～160℃。當環(huán)氧丙烷加入完畢后，體系壓力恢復到通入環(huán)氧丙烷前壓力后再反應1h。之后緩慢加入680份的環(huán)氧乙烷，控制反應溫度在130℃～160℃。當環(huán)氧乙烷加入完畢后，體系壓力恢復到通入環(huán)氧乙烷前壓力后再反應1h。反應畢，減壓蒸除溶劑后，得到最終產物為黃色粘稠膏狀固體。
③聚醚c，酚醛縮聚物為4-十二烷基酚與多聚甲醛反應生成的縮聚物，酚的平均聚合度為4；聚醚鏈段的結構為-(ch2ch2o)15-h。
在反應釜中，加入256份的4-十二烷基酚，20份的二甲苯、24份的固體甲醛、12份的對甲苯磺酸，控溫在90℃～100℃下進行反應并共沸蒸餾除水至無水產生。在70℃下，加入12份的40m％氫氧化鈉水溶液后，繼 續(xù)共沸蒸餾除水至無水產生。在氮氣氛圍下，將反應體系溫度升溫至120℃，緩慢加入680份的環(huán)氧乙烷，控制反應溫度在130℃～160℃。當環(huán)氧乙烷加入完畢后，體系壓力恢復到通入環(huán)氧乙烷前壓力后再反應1h。反應畢，減壓蒸除溶劑后，得到最終產物為黃色粘稠膏狀固體。
④聚醚d，酚醛縮聚物為4-正壬基酚與多聚甲醛反應生成的縮聚物，酚的平均聚合度為6；聚醚鏈段的結構為-(ch2ch2o)7-(ch2)3-so3na。
在反應釜中，加入220份的4-正壬基酚、10份的二甲苯、26份的固體甲醛、10份的對甲苯磺酸，控溫在90℃～100℃下進行反應并共沸蒸餾除水至無水產生。在70℃下，加入11份的40m％氫氧化鈉水溶液后，繼續(xù)共沸蒸餾除水至無水產生。在氮氣氛圍下，緩慢加入317份的環(huán)氧乙烷，控制反應溫度在130℃～160℃。當環(huán)氧乙烷加入完畢后，體系壓力恢復到通入環(huán)氧乙烷前壓力后再反應1h。反應畢，使反應體系降至室溫。在體系中加入40份的氫氧化鈉，加入134份的丙磺酸內酯，在室溫下攪拌反應2h后升溫至80℃反應12h。反應畢，減壓蒸除溶劑后，得到最終產物為黃色粘稠膏狀固體。
⑤聚醚e，酚醛縮聚物為對叔丁基酚與多聚甲醛反應生成的縮聚物，酚的平均聚合度為9；聚醚鏈段的結構為-[ch2ch(ch3)o]10-(ch2ch2o)8-h。
在反應釜中，加入150份的對叔丁基酚、27份的固體甲醛、10份的對甲苯磺酸，控溫在90℃～100℃下進行反應并共沸蒸餾除水至無水產生。在70℃下，加入21份的40m％氫氧化鈉水溶液后，繼續(xù)共沸蒸餾除水至無水產生。在氮氣氛圍下，將反應體系溫度升溫至120℃，緩慢加入597份的環(huán)氧丙烷，控制反應溫度在130℃～160℃。當環(huán)氧丙烷加入完畢后，體系壓力恢復到通入環(huán)氧丙烷前壓力后再反應1h。之后緩慢加入363份的環(huán) 氧乙烷，控制反應溫度在130℃～160℃。當環(huán)氧乙烷加入完畢后，體系壓力恢復到通入環(huán)氧乙烷前壓力后再反應1h。反應畢，減壓蒸除溶劑后，得到最終產物為黃色粘稠膏狀固體。
實施例2
實驗油樣：勝利油田普通稠油，50℃下原油粘度為452.9mpa·s
實驗水樣：勝利油田地層水，礦化度9000mg/l
實驗溫度：60℃
驅替速度：1.5ml/min
藥劑及其使用濃度：聚醚d，500mg/l
相對水驅提高采收率：9.43％
實施例3
實驗油樣：勝利油田普通稠油，50℃下原油粘度為452.9mpa·s
實驗水樣：勝利油田地層水，礦化度9000mg/l
實驗溫度：60℃
驅替速度：1.5ml/min
藥劑及其使用濃度：聚醚d，1000mg/l
相對水驅提高采收率：11.03％
實施例4
實驗油樣：勝利油田普通稠油，50℃下原油粘度為452.9mpa·s
實驗水樣：勝利油田地層水，礦化度9000mg/l
實驗溫度：60℃
驅替速度：1.5ml/min
藥劑及其使用濃度：聚醚d，3000mg/l
相對水驅提高采收率：14.1％
對比實施例1
實驗油樣：勝利油田普通稠油，50℃下原油粘度為452.9mpa·s
實驗水樣：勝利油田地層水，礦化度9000mg/l
實驗溫度：60℃
驅替速度：1.5ml/min
藥劑及其使用濃度：壬基酚聚氧乙烯醚磺酸鈉(np-(ch2ch2o)7-(ch2)3-so3na,np為4-正壬基苯氧基)，400mg/l
相對水驅提高采收率：0.7％
對比實施例2
實驗油樣：勝利油田普通稠油，50℃下原油粘度為452.9mpa·s
實驗水樣：勝利油田地層水，礦化度9000mg/l
實驗溫度：60℃
驅替速度：1.5ml/min
藥劑及其使用濃度：壬基酚聚氧乙烯醚磺酸鈉(np-(ch2ch2o)7-(ch2)3-so3na,np為4-正壬基苯氧基)，1000mg/l
相對水驅提高采收率：4.5％
對比實施例3
實驗油樣：勝利油田普通稠油，50℃下原油粘度為452.9mpa·s
實驗水樣：勝利油田地層水，礦化度9000mg/l
實驗溫度：60℃
驅替速度：1.5ml/min
藥劑及其使用濃度：壬基酚聚氧乙烯醚磺酸鈉(np-(ch2ch2o)7-(ch2)3-so3na,np為4-正壬基苯氧基)，2000mg/l
相對水驅提高采收率：8.3％
對比實施例4
實驗油樣：勝利油田普通稠油，50℃下原油粘度為452.9mpa·s
實驗水樣：勝利油田地層水，礦化度9000mg/l
實驗溫度：60℃
驅替速度：1.5ml/min
藥劑及其使用濃度：壬基酚聚氧乙烯醚磺酸鈉(np-(ch2ch2o)7-(ch2)3-so3na,np為4-正壬基苯氧基)，3000mg/l
相對水驅提高采收率：13.6％
實施例2～4以及對比實施例1～4的試驗結果見表1。
表1
實施例5
實驗油樣：勝利油田普通稠油，50℃原油粘度為3779mpa·s
實驗水樣：勝利油田地層水，礦化度31120mg/l
實驗溫度：60℃
驅替速度：0.5ml/min
藥劑及其使用濃度：聚醚d，500mg/l
相對水驅提高采收率：5.4％
實施例6
實驗油樣：勝利油田普通稠油，50℃原油粘度為3779mpa·s
實驗水樣：勝利油田地層水，礦化度31120mg/l
實驗溫度：60℃
驅替速度：0.5ml/min
藥劑及其使用濃度：聚醚d，500mg/l；聚丙烯酰胺(黏均分子量為2000萬)，1000mg/l
相對水驅提高采收率：6.8％
實施例7
實驗油樣：勝利油田普通稠油，50℃原油粘度為3779mpa·s
實驗水樣：勝利油田地層水，礦化度31120mg/l
實驗溫度：60℃
驅替速度：0.5ml/min
藥劑及其使用濃度：聚醚d，1000mg/l；聚丙烯酰胺(黏均分子量為2000萬)，2000mg/l
相對水驅提高采收率：8.9％
實施例8
實驗油樣：勝利油田普通稠油，50℃原油粘度為3779mpa·s
實驗水樣：勝利油田單56區(qū)塊模擬地層水，礦化度31120mg/l
實驗溫度：60℃
驅替速度：0.5ml/min
藥劑及其使用濃度：聚醚d，2000mg/l；聚丙烯酰胺(黏均分子量為2000萬)，3000mg/l
相對水驅提高采收率：17.9％
對比實施例5
實驗油樣：勝利油田普通稠油，50℃下原油粘度為3779mpa·s
實驗水樣：勝利油田地層水，礦化度31120mg/l
實驗溫度：60℃
驅替速度：1.5ml/min
藥劑及其使用濃度：壬基酚聚氧乙烯醚磺酸鈉(np-(ch2ch2o)7-(ch2)3-so3na,np為4-正壬基苯氧基)，1000mg/l；聚丙烯酰胺(黏均分子量為2000萬)，1000mg/l
相對水驅提高采收率：5.6％
對比實施例6
實驗油樣：勝利油田普通稠油，50℃下原油粘度為3779mpa·s
實驗水樣：勝利油田地層水，礦化度31120mg/l
實驗溫度：60℃
驅替速度：1.5ml/min
藥劑及其使用濃度：壬基酚聚氧乙烯醚磺酸鈉 (np-(ch2ch2o)7-(ch2)3-so3na,np為4-正壬基苯氧基)，2000mg/l；聚丙烯酰胺(黏均分子量為2000萬)，2000mg/l
相對水驅提高采收率：8.9％
對比實施例7
實驗油樣：勝利油田普通稠油，50℃下原油粘度為3779mpa·s
實驗水樣：勝利油田地層水，礦化度31120mg/l
實驗溫度：60℃
驅替速度：1.5ml/min
藥劑及其使用濃度：壬基酚聚氧乙烯醚磺酸鈉(np-(ch2ch2o)7-(ch2)3-so3na,np為4-正壬基苯氧基)，3000mg/l；聚丙烯酰胺(黏均分子量為2000萬)，3000mg/l
相對水驅提高采收率：15.7％
實施例5～8及對比實施例5～7的試驗結果見表2。
表2
實施例9
實驗油樣：勝利油田普通稠油，50℃原油粘度為3779mpa·s
實驗水樣：勝利油田地層水，礦化度31120mg/l
實驗溫度：60℃
驅替速度：0.5ml/min
藥劑及其使用濃度：聚醚a，800mg/l；聚丙烯酰胺(黏均分子量為2000萬)，1000mg/l
相對水驅提高采收率：6.0％
實施例10
實驗油樣：勝利油田普通稠油，50℃原油粘度為3779mpa·s
實驗水樣：勝利油田地層水，礦化度31120mg/l
實驗溫度：60℃
驅替速度：0.5ml/min
藥劑及其使用濃度：聚醚b，1000mg/l；聚丙烯酰胺(黏均分子量為2000萬)，3000mg/l
相對水驅提高采收率：11.1％
實施例11
實驗油樣：勝利油田普通稠油，50℃原油粘度為3779mpa·s
實驗水樣：勝利油田地層水，礦化度31120mg/l
實驗溫度：60℃
驅替速度：0.5ml/min
藥劑及其使用濃度：聚醚c，700mg/l；聚丙烯酰胺(黏均分子量為2000萬)，1000mg/l
相對水驅提高采收率：5.8％
實施例12
實驗油樣：勝利油田普通稠油，50℃原油粘度為3779mpa·s
實驗水樣：勝利油田地層水，礦化度31120mg/l
實驗溫度：60℃
驅替速度：0.5ml/min
藥劑及其使用濃度：聚醚e，1000mg/l；聚丙烯酰胺(黏均分子量為2000萬)，3000mg/l
相對水驅提高采收率：10.7％
實施例9～12的試驗結果見表3。
表3
實施例13
實驗油樣：勝利油田特稠油，50℃下原油粘度為39010mpa·s
實驗水樣：勝利油田地層水，礦化度15000mg/l
實驗溫度：350℃
驅替速度：1.5ml/min
藥劑及其使用濃度：聚醚d，500mg/l
相對水驅提高采收率：5.4％
實施例14
本實施例用于說明以酚醛縮聚物為起始劑而形成的聚醚對微生物的毒性。
按照sy/t5890-93的方法檢驗聚醚a、b、c、d、e的殺菌性能，發(fā)現這些聚醚沒有殺菌能力。