聚合物表面活性剂驱油的微观位移特征：微流控研究揭示其在提高采收率中的独特优势

为解决聚合物-表面活性剂二元体系在驱油过程中的色谱分离问题，中国石化上海石油化工研究院团队通过微流控技术系统研究了三种不同活性单元比例的聚合物表面活性剂（PS）的驱油性能。研究发现PS兼具增黏（11.26-14.42 mPa?s）和超低界面张力（0.0026-0.23 mN/m）特性，在双渗透率孔隙介质中较传统聚合物（PAM）显著提高低渗透区原油动用效率，微观驱油效率提升53%。该研究为低品位油藏化学驱提供了新思路。

　　

在石油开采领域，如何高效开发低品位油藏（low-grade oil reservoir）是当前面临的重大挑战。这类油藏普遍存在渗透率差异大、非均质性强、连通性差等问题，传统聚合物-表面活性剂二元复合驱（polymer-surfactant flooding）技术因组分色谱分离效应导致协同作用失效。更棘手的是，随着常规油藏资源枯竭，全球约70%的剩余原油赋存于低渗透储层中。面对这一困局，兼具聚合物增黏特性和表面活性剂降界面张力能力的聚合物表面活性剂（polymeric surfactant, PS）被视为破局关键，但其微观驱油机制始终是"黑箱"。

中国石化上海石油化工研究院的研究团队创新性地采用微流控技术，对三种不同活性单元比例（1.14-3.36 mol%）的PS（PS-615/PS-211/PS-616）展开系统研究。通过构建双渗透率孔隙介质模型，首次在孔隙尺度揭示了PS驱油的三重作用机制：通过烷基烯丙基聚氧乙烯醚（alkyl allyl polyoxyethylene ether）疏水缔合实现溶液增黏（11.26-14.42 mPa?s），将原油/地层水界面张力降至10^-3 mN/m级，同时诱导岩石表面润湿性反转（wettability alteration）。这些特性使PS在驱替模拟油时展现出超越传统聚丙烯酰胺（PAM）的独特优势——即便在高渗透区形成主流通道后，仍能持续驱动低渗透区原油，这一发现为破解非均质油藏开发难题提供了理论支撑。

研究团队运用旋转流变仪测定溶液黏度，采用悬滴法测量界面张力，并设计两类微流控模型（双渗透率孔隙介质和岩石孔隙介质）进行可视化驱替实验。通过显微成像定量分析驱替效率、侵入模式和残余油形态分布等参数。

材料特性研究
PS-616（3.36 mol%活性单元）展现出最强的界面活性，将界面张力降至0.0026 mN/m，但黏度最低（8.11 mPa?s）；而PS-615（1.14 mol%）则呈现相反趋势，黏度达11.26 mPa?s但界面张力较高（0.23 mN/m）。这种"此消彼长"的特性印证了PS设计中增黏与界面活性的平衡法则。

双渗透率介质驱替
在模拟非均质油藏的实验中，PS溶液表现出突破性的驱替行为：当高渗透区已形成明显流道时，低渗透区原油仍持续被驱动。这与PAM的"指进现象"形成鲜明对比，归因于PS可同时优化毛细管数（Ca）和黏度比（η_c/η_d）两个关键参数。

岩石孔隙介质驱替
在更接近真实储层的复杂孔隙结构中，PS驱替的微观效率显著高于PAM，尤其在波及区域内残余油饱和度降低约15%。电镜观测发现PS能有效剥离岩石表面的油膜（oil film），这与润湿性改变机制相符。

这项研究不仅证实了PS作为单一化学剂替代聚合物-表面活性剂复合体系的可行性，更通过微流控技术首次直观展示了其微观驱油机理。特别值得注意的是，PS在2200 ppm浓度、98558 mg/L矿化度和72℃的苛刻条件下仍保持稳定性能，这一特性使其在高温高盐油藏中具有独特优势。研究团队提出的活性单元比例优化方案（1.14-3.36 mol%），为PS分子设计提供了精确调控依据。该成果对实现我国低品位油藏经济高效开发具有重要战略意义，相关技术已被纳入国家重点研发计划（2022YFC2105200）支持范畴。