专利名称:从注入在水中有溶解性的微胞表面活化剂溶液来增加收采石油的方法
本发明之有关过程，是又有相当离子交换能力的石油储层中，用一由阴离子表面活化剂及辅助剂组成的代排栓子，进行增加收采石油。
有多种表面活化剂已被提出来增加收采石油最常用的表面活化剂是磺酸盐类的，更准确地说就是以碱性金属盐或铵盐状态出现的石油磺酸盐。
表面活化剂的常用浓度比它的临界微胞浓度高。注入的微胞溶液是含有不定分量的各种表面活化剂水溶液，并可能有共表面活化剂，共溶化剂，电解质，等等，添加剂或含有不同比例的水电解质，碳氢化合物并可能是共表面活化剂，和/或共溶化剂等的混合物。在后者情况之下，有足够浓度的极性分子的出现，会形成一般称为微溶液的透明混合物。
但是已知道如岩石带着有高度二价阳离子交换能力的粘土时，此等用表面活化剂的收采技巧的效能便大为降低。其实，正如钨与镁离子与磺酸盐的反应，会增加表面活化剂的消耗量，造成表面活化剂的过度保留，致令这过程失效，这是因为(1)表面活化剂的沉淀。
(2)假如碳氢化合物被固定了，它在碳氢化合物相中会转换及滞留。
(3)它在石上的吸附作用。
三价阳离子产生一更大的效果，但为了保留简单性，我们将只读二价阳离子。
这过程的惯常做法是所注入的表面活化剂都能特别适应储层内的液体及温度。用储层内的石油和水，在储层温度进行试验，选择出表面活化剂的分子量，分子量的散布情况及它在微胞溶液的浓度，来找出最适宜效率。
不过，从降低界面张力的观点来说，将微胞溶液的成分尽可能完善后，在已定的条件下，岩石与原来存在的液体之间的初步物理化学平衡将被注入储层的微胞溶液所改变。这些变更会使微胞溶液脱离它的最适宜效率。由于离子交换和在表面活化剂存在的情况下增加水溶度，二价离子浓度也增加了，亦影响了水的盐浓度。此外，表面活化剂的成份和浓度，也被由原来存在液体及推动的液体所导致的冲淡，及某些分子的选择性吸附作用(色层分离现象)等所改变。此等由多孔介质所造成的变化，有支配性作用，并可将过程预料的效率降低不少。
有很多的方程式被提出来用作保存微胞溶液的交通和/或减低表面活跃剂的保留性。
美国专利第4，232，737号描述-在含有高盐度的水的石油储层中，用表面活化剂，收采石油的方法。所注入的液体包含最少两种表面活化剂-离子化合物，例如石油磺酸盐，和-表面活化剂，例如酒精或烷基苯基聚氧化己烯硫酸盐或磺酸盐，致使在储油层内的水的磺酸盐取的溶解性。在这个过程里，多个由微胞溶液所组成的栓子会相继地被注入，接着再注入含有增粘剂(水溶性的聚合物)的低盐度水溶液。盐及表面活化剂的浓度，将逐渐地由第一栓子的最高数值，下降至最尾栓子的最低数值。
在美国专利第4，074，755号内，在注入表面活化剂-聚合物体系时，主要的一价阳离子浓度与主要的二价阳离子浓度的平方根的比率，是维持于-与储层相同的固定数值。据说，由此可以避免在储层内有高离子交换能力的离子交换。
虽然如此，用上面方法及类似方法进行的中间试验，却常遇到失败。其中的几个原因可被提出如下-最适宜于各油田条件的流动均匀液，如遇到因上述现象造成的条件改变，就不能保持原来的效用。
-当先前所注入液体成份被判断为不利时，要抽除这些储层内水份是很难进行的，这是由于储层的不均匀性的。
此外，使用一种对盐份变化不敏感的非离子表面活化剂，可能因其高价钱，会使过程不符合经济原则，这样就不可以形成一种一定可被接受的另一种溶液。
当石油磺酸盐被用于收采石油过程时，它们可能就是所谓的“石油”磺酸盐，这是一种实际上是更可取的可溶于碳氢化合物的-磺酸盐。由于它们的阴离子特性和较高的分子量，此等表面活化剂，对水中的二价阳离子的浓度变化比对一价阳离子的更为敏感。例如储层岩石有一高度阳离子交换能力，此等变化将较大，又假如注入二氧化碳后，由碳酸钙的溶化所造成的变化也颇大。
在某一二价阳离子浓度限度之内，而这一限度合乎磺酸盐的分子量平均值及其分布的，虽然磺酸盐对油的亲合性渐增，微胞溶液也能忍受此等变化。在最高限度之上，一个可使相反粘性乳混液(油包水)形成的质变会出现。跟着，残留在油饱和度会增加，磺酸盐的保留度也增加，使微胞溶液分解。
从接着的描述及附图应可更清楚明白本发明及其好处附图1A显示，在注入一有最适宜成分的可溶于碳氢化合物的“石油”类磺酸盐后，残留石油饱和度及磺酸盐保留度。
附图1B显示，在注入一溶于水的磺酸盐后，残留石油饱和度及磺酸盐保留度。
附图1C说明在根据本发明注入一排代栓子后，残留石油饱和度及磺酸盐保留度。
附图2D显示，在注入水后的残留石油饱和度，与及注入二氧化碳后的残留石油饱和度。
附图2E显示在注入二氧化碳，再注入溶于水的硫酸盐后的残留石油饱和度和磺酸盐保留度。
附图2F显示在注入氧化碳，再根据本发明注入排代栓子后的残留石油饱和度和磺酸盐保留度。
附图3显示，根据本发明，在流出液体的有机相中的磺酸盐、钙和铁的浓度，与1C试验比较，及收采到石油的体积。
附图1A显示在注入一对二价离子有中度容忍度的含有石油类磺酸盐的微胞溶液后，以孔隙体积Vp的分子表示的残留石油饱和度，和以毫克/克岩石表示的磺酸盐的保留度A，在一长度为L厘米的多孔介质内的情形。可见到的是，残留石油饱和度的迅速增加是伴随着相当高的磺酸盐的保留度。
较便宜的磺酸也可用来制造微胞溶液。此等磺酸盐除包含石油磺酸外，还有较低分子量的-磺酸盐，及在制造过程中产生的二或多磺酸类的无机盐(尤其是硫酸钠)。这类磺酸盐的无机盐成份，也在离子交换现象中占一重要席位。
在本发明，我们已观察到，当将一由此等磺酸盐制造的微胞溶液注入-有不小离子交换能力的储层时，由于与溶于溶液的岩石的二价离子起作用，搬移石油的效能将增加。这由磺酸盐溶液所导致的溶解过程，会由以下各例子显示出来。
不过，有利的二价阳离子浓度的范围，是决定于此等阳离子。例如钙的浓度与磺酸盐浓度的比率，与决定于在微胞溶液中的磺酸盐浓度。这磺酸盐虽然比石油磺酸盐有较高的水溶性，但亦可像例1A一样，当C++a对磺酸盐浓度比例增加时，被捕捉住。不过，我们似乎不必因对形成粘滞性乳混液而导致封闭多孔介质的情形，太过害怕。附图1B是一注入此类磺酸盐情形，残留石油饱和度SHR是以孔隙体积VP的分数表示，而磺酸盐的保留度A，则是以毫克/克岩石表示。因此可以看到，由于这种磺酸盐与最适宜性的磺酸盐比较起来，会是太过亲水的，因此，当采用时，会引至下列限制-在注入井的附近，微胞系统并不能达到最适宜的C++a/磺酸盐浓度比例。因此，效能不够高，而残留石油饱和度仍然留在一个较高水平。
-为补偿乳混液的形成及被捕捉定位所造成的非最适宜性条件，必须大量注入微胞溶液，但这会令本过程不符合经济原则。
-当二价阳离子在储层水中的浓度偏高，或在一含有碳酸盐的储层岩石中注入二氧化碳，而使二价阳离子浓度增加时，类似困难将出现。
附图2E所显示的，是在注入二氧化碳，再注入溶于水的石油磺酸盐后的情况残留石油饱和度SHR是以孔隙体积VP的分数表示，磺酸盐的保留度A，则是以毫克/克岩石计算，以多孔介质的长度L(Cm)的函数表示。在这一情况下，在注射开始时，磺酸盐便遇到足够份量的钙，并有效地排代出石油。不过，在一短距离后，淹介质保留最大面积的表面活化剂，接着，微胞溶液排代石油的能力将减退。
因此，由于在排代时发生的现象(带多价阳离子入溶液，交换离子，优先吸附某些表面活化剂分子)，当一均匀成分的排代液体被注入时，要微胞溶液适应逐渐建立起新条件将有困难。
本发明提供一个可在形成石油储层的地质构造中，改进扩增收采原油的过程;储层有相当的离子交换能力，又需钻出最少一个注入井及一个生产井。从注入井引入一排代栓子，包括一适应于将油推向最少一个生产井的阴离子表面活化剂，及由多个相继地注入的区域所组成，有些最少含有一种阴离子表面活化剂。根据注入栓子不同区域入井内的次序，可调整溶度，使其由栓子的一个区域到另一个时有所增加。
跟着，透过注入井注水溶相驱策液入石层，这将推动排代栓子，它又将油推向生产井。
组成排代栓子的系统含有特别选出的表面活化剂，因其可以应付含有粘土及有不低阳离子交换能力的碳酸盐和/或砂岩储层岩石的各物理和化学现象。
于每克岩石中当每离子交换值一是介乎0.1至10毫当量(meg)的可交换离子时，本过程是很有利的，又当离子交换值在1至3meg/100克岩石时，则更加有利。最后，本发明虽然消耗中量的表面活化剂，欲可保证高度石油收采效率。
为此，除了用阴离子表面活化剂之外，我们更加用一内含不同浓度的各辅助剂的溶液。
阴离子的例子有以下各种，但欲不是只限于这些例子，磺酸盐、羧酸盐、磷酸盐、酞酸盐、硫酸盐等等或是这些物质的混合物。它或许有以下的方程式R1-X-1M+在这里R1是一脂族原子团，有8至24碳原子，或是一有14至36个碳原子的烷基芳香烃原子团;X-1是一磺酸盐、硫酸盐、羧酸盐、磷酸盐、酞酸盐等的极性原子团之类，而M+则通常是一一价阳离子，例如是铵或一碱性金属。这阴离子表面活化剂也可以是由加于原油或分隔出的原油上的发烟硫酸或三氧化硫所产生的石油磺酸盐。
为求方便，在以下各例子里，我们将把这阴离子表面活化剂分类为石油磺酸盐。
这在注入水中改变阴离子表面活化剂的开始溶解度，并使溶解度随着溶液在多孔介质推进中而逐渐增加的辅助剂，可以是，但不限于，以下例子-脂肪族一醇，由4至18个碳原子组成，例如乙基-2己醇，或是如胺、酮、醚等的任何极性物质，或是有足够碳原子数目来减低注入的水中的阴离子表面活化剂溶解度的酯，例如染醇油。
-如烷基或烷基芳基聚乙二醇醚类，或是烷基-或烷基芳基聚乙二醇醚硫酸盐或磷酸盐或酞酸盐或羧酸盐或碱性金属或胺类的磺酸盐等的表面活化剂。它可以有如下的方程式R2-O(CH2CH2O)nH这里的R2-由8至24个碳原子组成的脂肪族原子团或-由14至36个碳原子组成的烷基芳香烃原子团，而n的数值是1至50;或R3-O(CH2CH2O)m-1CH2CH2X-2M+，这里的R3与m有和R2及n相同的定义，X-2有和X-1相同的定义，而M+通常是-如胺或碱性金属的一价阳离子。
这辅助表面活化剂是用作增加注入的水对阴离子表面活化剂的溶解度。
-一个有由一至五个碳原子的脂肪族-醇，例如异丙醇，或任何其它物质，例如胺、酮、醚、及有够低碳原子数目以增加注入的水的阳离子表面活化剂的溶解度的酯。
此外，微胞溶液也可包含现今应用于增加石油收采的淌度控制剂，例如不论其水解了与否的聚丙烯酰胺，其平均分子量为4×106至10×106道尔顿，或-平均分子量为1×106至5×106道尔顿之间的多糖。它亦可以含有-由原油或-分隔出原油或提炼过的原油馏所形成的烃或是-纯净脂肪类或环烃或是这些物质的混合物。
在离子调换(离子交换、溶解作用)和色层分离效果之后，才可成立保证正常排代效能的条件。辅助剂保护阴离子表面活化剂，使其不致因成份变化，而有被保留的危险。选择它们的原因是既可避免阴离子表面活化剂的沉淀危险，又可由微胞溶液与出自石头的二价阳离子的协合作用，取得低界面张力的系统。
本发明利用上储层中可预料的相互作用，方法是调整注入的水中的阴离子表面活化剂的溶解度梯度。这在水中的最高溶解度必须适应储层本身因素(岩石、水、油、温度)，和阴离子表面活化剂，与及这现象的动力学。溶解度梯度是由-由多个区域的栓子用下列方法所产生-所注入的排代栓子的第一部份是-阴性离子表面活化剂的微胞溶液，它的成分是依照注入井附近的可预见情形而作出最优化的方法例如，当石层内的水是低盐份的而可用的表面活化剂较适宜溶于水，表面活化剂的亲水和亲脂倾向的平衡，也就是减低其在注入的水的溶解度，是如下得到加进一较适宜溶于油的表面活化剂，和/或加进一长链的醇，和/或增加电解质的浓度-这栓子的第二部份是由-水相阴离子表面活化剂溶液所形成，其内没有辅助剂或是只有小量辅助剂，视乎用途而定。这溶液是在经过一段较长的多孔介质旅程，才达到最高效率，这也是在其与岩石交换离子之后。
-这栓子的第三部分是水溶液，它含有或不含离子表面活化剂一个或多个辅助剂，其目的是降低磺酸盐的保留度它可以是离子或非离子表面活化剂和(或)与低分子的一元醇。辅助剂具有低保留度并保持溶液性质于最佳状态。此外，降低微胞溶液的灵敏度为二价离子。最后由于它们能分散乳化剂并使表面活化剂放出分子，因而可以保持阴离子再流动。
-这栓子的第四部份是一水溶液，内含足够浓度的淌度控制剂和/或辅助剂能够将阴离子表面活化剂的保留度减低以重新增强其在注入的水的溶解度。
栓子成份的设计必须有伸缩性，这样才可考虑到应用时的各种可能情况。例如，这排代栓子可由多过四个区区域所组成。
如果注入的水的咸度是够高，而在一含有碱性金属碳酸盐的储层岩石内注入二氧化碳，造成大量增加溶液中的二价阳离子的浓度，或是所用的阴离子表面活化剂较宜溶于油的话，注入过程就应该直接由栓子的第二部份开始(参看试验2F的例子)。这第二部份的最适宜性是由考虑阴离子表面活化剂的本质和储层条件所达至。
在随后的描述，百份比(%)是以活跃物质的重量来表示。存在于石层中和/或用于排代石油的水的咸度是以氯化钠的当量计算。如在栓子的各区域的咸度不大高于3%的话，这对本过程是十分有的。
本发明的作者在用咸度接近1.5%的水时，曾获得十分理想的结果。
根据本发明，栓子的第一部份的阴离子表面活化剂总浓度在注入的水中是1%至10%，其中0至5%是较适宜溶解于油的表面活化剂，其余是由较适宜溶解于水的阴离子表面活化剂所形成。此外，注入的水含有0至5%高碳原子数目的醇，例如乙基-2己醇或是内有0至0.05克分子/升的一价或二价阳离子盐的杂醇油，例如C++a和Mg++，由0至0.2%的一溶于水的聚合物，和由0至10%的烃。这栓子的第一部份的规模代表了孔隙体积的5至20%。
这栓子的第二部份就是注入的水，其内要含有1至10%较宜溶于水的阴离子表面活化剂，由0至2%的一表面活化剂，由0至5%的一低分子量的醇，例如异丙醇，由0至0.2%的一溶于水的聚合物，和由0至10%的烃。这栓子的第二部份的规模代表了孔隙体积的5至30%。
这栓子的第三部份是注入的水，其内要含有0至5%的一较宜溶于水的阳离子表面活化剂，由0.1至5%的一辅助性表面活化剂，由0.5至10%的一低分子量醇，例如异丙醇，由0至0.2%的一水溶性聚合物和由0至10%的烃。这栓子第三部份的规模是代表了孔隙体积的5至30%。
这栓子的第四部份是注入的水，其内要含有0至3%的一辅助性表面活化剂，由0至3%的一低分子量醇，例如异丙醇和0至0.2%的一水溶性聚合物。这栓子的第四部份的规模是代表了孔隙体积的5至50%。
上面所述的排代栓子是被由内含0至0.2%的水溶性聚合物的注入的水所驱至生产井。
图1C和2F，符合根据本发明进行的排代试验，显示以孔隙体积VP的函数表示的残留石油饱和度SHR，阴离子表面活化剂的保留度A是以毫克/岩石计算，以多孔介质长度L(厘米)的函数表示。
可见到的是虽然每一情况下所用表面活化剂的份量都实际相同，但曲线的走势都比图1A，1B和2E的试验有利得多，我们稍后会见到的也将会是一样。下面是各例子的描述。
例一(试验1a，1b，1c)用由油田取得的砂岩岩必作多孔介质，在95℃或100巴的压力进行一系列测试。
运用以下程序将岩心样本压碎，再将之挤进一不锈钢管内。多孔介质的特性已列于表一。所测量到的对气体的渗透性，与及当水流通时粘土发胀影响下测量到的对储层内的水的渗透性的分别是可以被观察到的。
1.注入水与油首先是将多孔介质充饱了油田岩层内的水，其总咸度为0.46%。再注入已除去气体的储层内的石油以排代这水份(储罐油在20℃时，比重是0.809克/升，粘度3.2mPaS)。这不可再减的水饱和度是0.37±0.01。跟着用在100巴和95℃时饱和了储层气体的油取代这储罐油。此时的气/油比率是54m2/m3。最后，用0.40%盐浓度的注入的水排代石油过滤速率是每日一米。这获得的残留石油饱和度是0.34±0.01，即是46%的石油收采率。
2、注入表面活化剂应用三个公式方法试验1a注入水后，再注入一代表30%孔隙体积的水相溶液，它是由内含有3%石油磺酸盐(石油类有相等于460的平均原子量)的注入水份所形成，再由一代表100%孔隙体积的注入的水所推进。残留石油饱和度的平均值将由0.34下降至0.23，就是总共收采到63%的油。
试验1b注入水后，再注入一代表30%孔隙体积的水相溶液，它是由内含有3%石油磺酸盐的注水所组成，其内除含有石油类分子外，又有20%的二或多磺酸盐分子(这混合体的相等平均分子量是35至400)，再由一体积相当于100%孔隙体积的注入的水所推进。残留石油饱和度的平均值由0.34下降至0.19，即是总和收采率是70%。
试验1c在注入水后，根据本发明法，相继地注入下列排代液体1)-由含有如试验1b描述的3%石油磺酸盐和0.5%染醇油所组成的水相溶液，它的体积是孔隙体积的5%。
2)-由如试验1b描述的含有3%石油磺酸盐的注入的水所组成的水相溶液，它的体积是孔隙体积的10%。
3)-由有如试验1b描述的内含2.45%石油磺酸盐，和0.27%的乙氧基化的醇的注入的水所组成的水相溶液，公式是R-O(CH2-CH2O)nH，这里的R是一平均有15个碳原子的直串(脂族的)原子团，又n的平均值是15;这水相液的体积是孔隙体积的15%。
4)-由含有如前述的0.41%乙氧基化的醇和1%异丙醇的注入的水所组成的水相溶液，它的体积是孔隙体积的10%。
这排代栓子是由一代表100%孔隙体积的注入的水所推进。残留石油饱和度的平均值由0.34下降至0.06，就是总共收采到90%的石油。
在每一试验之后，用钻孔方法由钢管处取出多孔介质，再将之截成六分，在其中决定残留石油饱和度SHR和磺酸盐的保留度A。
试验1a，1b，1c的结果是分别在图1A，1B和1c以多孔介质长度的函数表示出来。从各图可以清楚见到试验1c的高度石油收采率，是因为微胞溶液在整个多孔介质长度中都有高效能，而这高效能是要在试验1a的多孔介质的开始部份，和试验1b的中间部份才可以达到。
作为示范，图3是显示陪伴磺酸盐离开多孔介质的C++a及F++e离子(浓度以克/升表示)的洗提和用在试验1c所注入微胞溶液来收采到的石油的体积ER(以增采后的%蕴藏石油量表示)。
例二(试验2d，2e，2f)用由油田得来的砂岩岩心样本，在如例一的排代器具内，于64℃及100巴压力下，进行连串试验。多孔介质的特点在表1表示出来。
1、注入水和油首先用油田岩层内总咸度1%的水饱和多孔介质。接着注入储层内的储罐油(在20℃时，比重是0.825克/升，粘度3.8mpa·S)排代水份。这不能再减的水份饱和度是0.37±0.01。再用含有储层气体的石油取代储罐油。这气/油比率是56立方米/立方米。最后，以每日一米的过滤速度，用咸度0.6%的注入水排代石油。所获得的残留石油胞和度是0.25±0.01，就是60%的石油收采率。
2、注入二氧化碳在注入水之后，注入等于30%孔隙体积的气体，其内含有体积占82%的二氧化碳，注入压力则为100巴，再用注入的水推进。残留石油饱和度由0.25减至0.20，就是由水及二氧化碳所收采到的油是68%。可以肯定的是在100巴压力，通常都达不到二氧化碳的最适宜效能，而收采到的油也是一部份而已。不过，以上条件可能是基于经济理由被选中的。这里所述例子就是要显示在此等注入后，再注入微胞溶液所得的效能并不逊色。
3、注入表面活化剂在注入水再注入二氧化碳后，试验两个变化因素，第一个是根据前期方法(试验2e)，第二个是根据本发明(试验2f)。
试验2e注入-由内含如试验1b所述的2%石油磺酸盐的注入水组成的水相溶液体积为孔隙体积的45%，再用体积为100%孔隙体积的注入水推进。残留石油饱和度由0.20降至0.10，就是总石油收采率是84%。
试验2f根据本发明，相继地注入下列排代液体1)注入-相等于20%孔隙体积的水相溶液，它是由注入水组成，其内含有如试验1b所述的1.7%石油磺酸盐和0.04%的一种硫酸烷基醚钠，其公式是R-O(CH2CH2O)m-1CH2CH2-SO4Na这里的R是一直串(脂族的)平均有15个碳原子的原子团，而m的平均值是15。
2)-水相溶液体积为孔隙体积的25%，它是由注入的水相成，其内含有如试验1b描述的1.7%石油磺酸盐，和0.36%前述的硫酸烷基醚钠。
3)-水相溶液，体积为孔隙体积的10%，它是由注入的水组成，其内有0.23%已描述过的硫酸烷基醚钠和1.5%异丙醇。
这排代栓子是由一相等于100%孔隙体积的注入的水所推动。残留石油饱和度由0.20降至0.03，就是总收采率为95%。
在每一试验后，都用钻孔法从钢管处移出多孔介质，再截成六分，在其中决定残留石油饱和度SHR和磺酸盐的保留度A。从试验2d(图2D)，可见到以注入二氧化碳后，以孔隙体积的分数VP表示的残留石油饱和度SHR(CO2)，在整个多孔介质的长度L(Cm)上都维持相同，而注水后的残留石油饱和度SHR(E)也是如此，但在注入表面活化剂后(试验2e和2f)，残留石油饱和度与磺酸盐的散布情况有特色的改变。
图2E和2F表示这些散布情况。明显地用本发明描述的方法得到高收采率的原因，是由于多孔介质的整体长度内的残留石油饱和度均被减至最低，但在试验2e里，表面活化剂的效用，只局限于多孔介质的前半部。我们也可总结说在这较后的试验，绝大部份的磺酸盐都留在多孔介质内。
在试验1a，1b，1c，2e和2f里，所用的高价钱表面活化剂的份量，实际上都是一样。运用本发明的过程，由用醇引致的价值增长，都大致可由增加收采到的石油所补偿。附表2清楚显示出表面活化剂消耗量(以浓度%和注入的体积，%孔隙体积的相乘积来表达)，总石油收采率(以开始时石油量的%)，和本发明获得的增加(以用较早期工艺所得结果的%表达)。
表二试验 表面活化剂消耗量(不计醇) 总收采率 比此试验的增加(%×VP) (%) 1a 1b 2e1a＊0.900 631b＊0.900 701c＊＊0.899 90 +42.9 +28.6% %2e＊0.900 842f＊0.886 95 +13.1%＊较早期工艺＊＊-根据本发明的要应用本发明，就需要有相当阳离子交换能力的储层岩石。除了这需要之外，可限制本发明过程的储层条件和那些适用于较早期工艺的一样。
权利要求
1.一个在有相当离子交换能力的，形成石油储层的地质结构中，改进收采石油的过程。它是先注入一排代栓子，适用于将石油推至最少一个生产井，再经最少一个注井注入一水相推动液体，而这栓子含有阴离子表面活化剂，及是由各相继注入部分所组成，有些包含最少一种阴离子表面活化剂，它在注入水内的溶解度是在考虑注入井内的栓子各部分的秩序后，调整使到由栓子的一部分到另一部分，溶度有所增加。
2.如权利要求
1所要求的过程，排代栓子进入注井的最先部分含有可以减低阴离子表面活化剂在注入的水中的溶解度的辅助剂。
3.如权利要求
1、2所要求的过程，排代栓子进入注井的最后部分，含有可以增加先前栓子带入岩层的表面活化剂于注水的溶度的辅助剂。
4.如权利要求
2或3所要求的过程，包含降低阴离子表面活化剂于注水的溶度的辅助剂的地区，占有岩层孔隙体积的百分之五至百分之二十的体积，而藏有增加阴离子表面活化剂于注水中的溶度的辅助剂的地区，占有岩层孔隙体积的百分之五至百分之五十的体积。
5.如权利要求
4所要求的过程，减低阴离子表面活化剂于注水中溶度的辅助剂，含有以重量计百分之一至百分之十的阴离子表面活化剂，它的零至百分之五可溶于水，以重量计由零至百分之五的高碳原子数目的醇，而一或二价阳离子盐的浓度则是0至0.05克分子/升，又有以重量计零至百分之零点二的水溶性聚合物，和含有以重量计零至百分之十的烃。
6.如权利要求
3所要求的过程，其增加阴离子表面活化剂于注水中溶度的辅助剂，含有零至百分之三重量的最少一种辅助表面活化剂，零至百分之三重量的一低分子量的醇，和以重量计零至百分之零点二的水溶性聚合物。
7.如以上权利要求
任何一项所要求的所注入的栓子由两相继部分所组成，第一部分是一水相溶液，含有以重量计一至百分之十的可溶于注水的阴离子表面活化剂，以重量计零至百分之二的最少一种辅助表面活化剂，以增加阴离子表面活化剂于注水的溶度，又含以重量计零至百分之五的一低分子量醇，以重量计零至百分之零点二的一水溶性聚合物，和以重量计零至百分之三十的碳氢化合物，而稍后注入的第二部分是一水相液，含有以重量计零至百分之五的高度溶于注水的阴离子表面活化剂，以重量计零点一至百分之五的最少一种辅助表面活化剂，以重量计零点五至百分之十的一低分子量醇，以重量计零至百分之零点二的一水溶性聚合物，和以重量计零至百分之十的碳氢化合物。
8.如权利要求
7所要求的过程，两个被相继注入部分的较先部分的体积是岩石孔隙体积的五至百分之三十，较后注入部分的体积也是岩石孔隙体积的五至百分之三十。
9.如权利要求
1的过程，先注入二氧化碳，再注入排代栓子。
10.如权利要求
1的过程，应用于阳离子交换能力在零点一至十毫当量/100克岩石之间的原油储层。
专利摘要
一个在有相当阳离子交换能力的石油储层，增加石油收采的过程。将排代栓子注入一个由多个相继部分组成的注井内，注入水中所含有的阴离子表面活化剂的可溶度会在栓子的各部分被调整以致增加，以补偿岩石与微胞溶液的相互反应。以上的步骤是从考虑到栓子的各不同部分被注入的次序而定的。
文档编号E21B43/20GK85101888SQ85101888
公开日1987年1月10日 申请日期1985年4月1日
发明者巴维尔, 穆鲁, 帕尔, 蒂斯齐, 加尔 申请人:法国石油机构导出引文BiBTeX, EndNote, RefMan