利用甲酯磺酸盐的化学提高采收率（Chemical EOR）技术：通过使毛细数增加2至4个数量级来实现残余油的饱和

研究甲基酯磺酸盐（MES）在高盐（700 mM NaCl）及高温（80 °C）条件下的驱油性能，发现其能显著降低油水界面张力至0.02 mN/m，形成稳定Winsor III型微乳液，并改变岩石润湿性为亲水性，实验最大油采收率达28%。通过毛细管数（N_Ca）理论分析，验证了表面张力降低与润湿性改变协同作用机制，为高盐高温油藏化学驱提供理论支撑。

　　
本研究聚焦于甲基酯磺酸盐（MES）作为生物降解型阴离子表面活性剂在高温（80°C）与高盐（最高700 mM NaCl）条件下的化学驱油效能，通过多维度实验验证其技术可行性。研究采用 Berea 砂岩岩心作为模型介质，原油取自印度尼西亚苏门答腊油田，通过表面张力、润湿性、热稳定性及自发浸入实验系统评估 MES 的性能。

**表面活性剂性能与高盐高温适应性分析**
实验发现 MES 在高盐高湿条件下仍能有效降低油水界面张力（σow），最高可降至 0.02 mN/m（80°C）。盐度通过离子-表面活性剂头基的静电屏蔽作用显著促进表面活性剂分子在油水界面的吸附，使临界胶束浓度（CMC）随盐度增加而降低（0 mM NaCl 时 CMC 为 35 mN/m，700 mM 时降至 28 mN/m）。这种盐效应增强的界面活性剂吸附机制，使得高盐条件下仍能保持界面张力有效降低。

**润湿性转变机制**
通过接触角测量发现，MES 处理后的砂岩表面水相接触角（θow）显著降低，从原始油湿条件的 110°（cosθow=-0.34）改善至 80°（cosθow=-0.17），表明润湿性向亲水性转变。这种转变源于两个协同机制：1）表面活性剂与岩层表面电荷的静电相互作用，削弱油膜吸附力；2）活性剂分子通过疏水尾与油相结合，亲水头与水相作用，重构三相界面结构。实验特别指出，采用多级 polished 技术的岩心表面粗糙度控制在 17-943 nm 范围，有效消除粗糙度对润湿性测量的干扰。

**热力学稳定性验证**
热重分析（TGA）显示 MES 在 90°C 以下保持热稳定性，质量损失率低于 2%。其中酯基在 90-140°C 开始降解，而磺酸基和长碳链结构在 140°C 后仍能保持稳定性。通过动态粘度测试发现，80°C 时活性剂水溶液粘度较 25°C 下降 35%，这种温度依赖性粘度变化有利于提高驱油波及效率。

**自发浸入实验结果**
在 24 天自发浸入实验中，最优条件（2 mM MES +700 mM NaCl +80°C）实现 28% 的原油采收率。对比发现：1）高盐环境（700 mM NaCl）下毛细数（NCha）提升 1.7 倍（rCa=5230），较 500 mM 组别更显著促进油水置换；2）表面活性剂浓度与采收率呈非线性关系，2 mM 浓度较 1 mM 提升采收率 9.2%，但超过 5 mM 后边际效益递减。

**技术经济性评估**
MES 的生物降解特性（半衰期 >60 天）和成本优势（较商业表面活性剂低 40%）使其适用于边际油田开发。研究建立的新毛细数定义模型（NCha=μinv·vinv/[σow(1+cosθow)]）显示，当 cosθow 从 -0.34 改善至 -0.17 时，毛细数提升 3.2 倍，这直接关联到采收率从 19% 提升至 28%。

**工业化应用前景**
实验验证的 700 mM NaCl 条件（相当于海水盐度 3.5 倍）和 80°C 高温环境，已超过多数化学驱油现场实际工况。研究提出的表面活性剂-盐-温度协同作用模型，为现场注入方案设计提供了理论依据。特别在北海油田等高矿化度（>300 mM Cl?）区域，MES 可替代部分聚合物驱体系，降低作业成本约 25%。

**局限性及改进方向**
1. 岩性复杂性：实验采用单一石英砂岩岩心，未涉及高黏土含量（>15%）储层，后续需补充页岩油藏适用性研究
2. 多价离子影响：现有实验仅考察 Na+ 离子，对 Ca2? 等常见矿化离子敏感度分析不足
3. 动态驱油效果：自发浸入实验仅模拟静态吸油过程，需补充水力压裂、注采速率匹配等动态实验
4. 环境适应性：需验证在中东高温高压（>150°C，>1000 mM Cl?）条件下的长效性能

**结论**
MES 在 80°C 高温与 700 mM 高盐协同作用下，展现出优异的界面活性与润湿性调控能力。通过建立毛细数与采收率的新关联模型，为化学驱油剂选型提供了量化依据。其突出的环境友好特性（COD <50 mg/L）和成本优势，使其成为非常规储层开发（尤其成熟油田）的理想候选技术。未来研究应重点突破多价离子干扰机制，并开发适用于深井高温（>90°C）的长效稳定剂配方。