本发明属于强化采油领域 目前国内外在石油开采中普遍认为地下原油在注水二次开采后，还有65-70%的原油仍存在于地层中。对于这部分原油的开采技术，在石油开采业中受到普遍关注。在强化采油诸技术中，表面活性剂驱油发展潜力最大，技术上的进步对表面活性剂驱油的影响也最大。1984年美国国家石油委员会曾对此作过详尽的评价，可以说技术上的改进和完善对表面活性剂驱油有着重要的意义。
目前国内外研制的强化采油表面活性剂驱油体系，除包含以石油磺酸盐为主的阴离子表面活性剂外，还需加入以低级醇为代表的助表面活性剂。Salager在总结前人工作的基础上，提出了一个表面活性剂驱油体系最佳配方的普遍公式：
Lns＝K（EACN）+f（A）-a
式中Lns为最佳盐浓度的对数值
（EACN）是原油的等效烷烃碳原子数
K与a是表面活性剂体系亲油亲水平衡值有关常数
f（A）是醇对最佳盐浓度贡献有关的常数
根据现有技术认为，表面活性剂驱油体系加醇的目的在于增加石油磺酸盐的溶解度，降低驱油体系的界面粘度，调节驱油体系最佳盐浓度，以及获得最大的增溶参数。1983年10月在美国旧金山召开的第58届石油工程学（SPE）年会上，对西半球117个强化采油现场总结中的二十个表面活性剂驱油试验，全部都采用了醇作为助表面活性剂。由此可见表面活性剂驱油体系中使用醇的普遍性。
国内外根据强化采油的实践普遍认为，用于强化采油的表面活性剂体系，在保证界面张力在10-3达因/厘米以下的基础上，表征驱油体系地重要参数是增溶参数，增溶参数愈大驱油能力愈强，目前国内外驱油体系增溶参数大都在10-15。此外，还需尽量减少驱油体系进入地层后的吸附损失和色谱分离。由于醇和阴离子表面活性剂是两类不同的化合物，所以色谱分离的速度差异较大，容易使体系的完整性遭到破坏而最终失去驱油能力。为此，美国能源部下属的美国石油能源研究所（NIPER）在1984年10月至1987年10月研究计划中特别强调，研究少加醇或不加醇的表面活性剂驱油体系，以减少色谱分离对体系的破坏作用。综上所述可以看出一种不加醇的表面活性剂驱油体系，不论在实际应用上或理论上对强化采油均有重要意义。
本发明的目的在于研制一种不加醇以及不加其它助剂，而且增溶参数大，界面张力低的阴离子表面活性剂驱油体系。
本发明阴离子表面活性剂驱油体系，仅用阴离子表面活性剂水溶液、烷烃、氯化钠配制而成。阴离子表面活性剂是用原油馏分油只经磺化制备的石油磺酸钠（Ⅰ），石油磺酸钠（Ⅱ）和商品十二烷基硫酸钠。
配制时可采用95-5%的石油磺酸钠（Ⅰ）与5-95%的石油磺酸钠（Ⅱ），也可采用5-95%的石油磺酸钠（Ⅰ）与95-5%的烷基硫酸钠相混合后，配制成百分浓度（重量/体积）为0.5-5%的表面活性剂水溶液。然后加入氯化钠，使其百分浓度（重量/体积）在0.5-5%的范围内。用C6-C12的烷烃作油相，将阴离子表面活性剂的氯化钠水溶液与烷烃按1∶1-1∶4的体积比相混合后，在一定温度范围内可获得烷烃/中相微乳/盐水三相体系。
本发明与T、G、Arg等人的工作本质上的区别在于，T、G、Arg等人所用的石油磺酸盐本身已含有羟基，而且只形成二相体系，因而不需外加醇作助剂。本发明的阴离子表面活性剂驱油体系不外加醇，而且所用的阴离子表面活性剂石油磺酸盐和烷基硫酸钠本身也不含任何羟基化合物。
本发明不加醇以及不加任何助剂的阴离子表面活性剂驱油体系，烷烃/中相微乳和中相微乳/盐水二个界面张力均在10-3达因/厘米以下，增溶参数可达12-20。本发明配制方法简便易行，由于不外加醇，可以减少药剂的用量和降低成本，和原有技术相比，虽然体系中不加醇但仍然可以在25℃情况下使用，体系中含有二种石油磺酸盐使在高岑土上的吸附性能与Witco TRS 10-80相拟，而且其吸附量略低于Witco TRS 10-80。为表面活性剂驱油工业提供了一种新型并明显具有潜再经济意义的驱油剂体系。
实施例
例1：取一组25毫升具塞刻度试管，分别加入10毫升水溶液，其中含有表活剂1%，表活剂中含有石油磺酸钠（Ⅰ）95-5%，十二烷基硫酸钠5-95%，水溶液中还含有不同数量的氯化钠;然后分别加入10毫升庚烷，盖塞后剧烈摇晃10分钟。将试管置于一定温度的烘箱内保温一周，求出最佳盐浓度及增溶参数，结果见表1
表1：不同温度对相行为的影响
例2：取一组25毫升具塞刻度试管，分别加入10毫升不同浓度的表活剂水溶液，表活剂中含有石油磺酸钠（Ⅰ）95-5%，十二烷基酸钠5-95%。水溶液中还含有不同数量的氯化钠;然后分别加入10毫升庚烷，盖塞后剧烈摇晃10分钟。将试管置于60℃温度烘箱内保温一周，求出最佳盐浓度及增溶参数，结果见表2
表2：不同浓度的表活剂对相行为的影响
例3：取一组25毫升具塞刻度试管，分别加入10毫升0.5%的表活剂水溶液，表活剂中含有石油磺酸钠（Ⅰ）95-5%，十二烷基硫酸钠5-95%，水溶液中还含有不同数量的氯化钠;然后分别如入10毫升不同的烷烃，盖塞后剧烈摇晃10分钟。将试管置于60℃的烘箱内保温一周，求出最佳盐浓度及增溶参数，结果列于表3。
表3：烷烃碳原子数对相行为影响
例4：取一组50毫升具塞刻度试管，分别加入20毫升1%的表活剂水溶液，表活剂中含有石油磺酸钠（Ⅰ）95-5%，十二烷基硫酸钠5-95%，水溶液中还含有不同数量的氯化钠;然后分别加入20毫升庚烷，盖塞后剧烈摇晃10分钟。将试管置于50℃烘箱内保温二周，仔细地将三相分开，用旋转滴界面张力测定仪分别测定庚烷相/中相微乳和中相微乳/盐水相二个界面张力。结果列于表4。
表4：三相区的界面张力测定
例5：取一组25毫升具塞刻度试管，分别加入10毫升不同浓度的表活剂水溶液，表活剂中含有石油磺酸钠（Ⅰ）5-95%，石油磺酸钠（Ⅱ）95-5%。水溶液中还含有不同数量的氯化钠;然后分别加入10毫升庚烷，盖塞后剧烈摇晃10分钟。将试管置于60℃温度烘箱内保温一周，求出最佳盐浓度及增溶参数，结果见表5。
表5：不同浓度的表活剂对相行为的影响
例6：取一组25毫升具塞刻度试管，分别加入1%浓度的表活剂水溶液，表活剂中含有石油磺酸钠（Ⅰ）5-95%，石油磺酸钠（Ⅱ）95-5%，水溶液中还含有不同数量的氯化钠;然后分别加入10毫升庚烷，盖塞后剧烈摇晃10分钟。将试管置于一定温度的烘箱内保温一周，求出最佳盐浓度及增溶参数，结果见表6。
表6：不同温度对相行为的影响
例7：取一组25毫升具塞刻度试管，分别加入10毫升1%的表活剂水溶液，表活剂中含有石油磺酸钠（Ⅰ）5-95%，石油磺酸钠（Ⅱ）95-5%，水溶液中还含有不同数量的氯化钠;然后分别加入10毫升不同的烷烃，盖塞后剧烈摇晃10分钟。将试管置于50℃的烘箱内保温一周，求出最佳盐浓度及增溶参数，结果列于表7中。
表7：烷烃碳原子数对相行为的影响
例8：取一组50毫升具塞刻度试管，分别加入20毫升1%的表活剂水溶液，表活剂中含有石油磺酸钠（Ⅰ）5-95%，石油磺酸钠（Ⅱ）95-5%，水溶液中还含有不同数量的氯化钠;然后分别加入20毫升庚烷，盖塞后剧烈摇晃10分钟。将试管置于50℃烘箱内保温二周，仔细地将三相分开，用旋转滴界面张力仪分别测定庚烷相/中相微乳和中相微乳/盐水相二个界面张力。结果列于表8。
表8：三相区的界面张力测定
例9：将石油磺酸钠（Ⅰ）5-95%和石油磺酸钠（Ⅱ）95-5%的混合物及Witco TRS 10-80配制成一系列不同浓度的水溶液。取水溶液10毫升置于50毫升具磨口塞的锥形瓶中，如入0.5克200目的高岑土，盖塞后摇匀并用PARAFILM薄膜将瓶口密封。将锥形瓶置于45℃振荡恒温水浴中，保温振荡24小时。将溶液于45℃温度下以3000转/分速度离心25分钟。上层清液以倾泻法倒出，用移液管分取一定量的溶液，以二相滴定法测定吸附后溶液的浓度并算出不同表活剂浓度时对高岑土的吸附量。结果见表9和图1。
表9：石油磺酸钠（Ⅰ+Ⅱ）及Witco TRS 10-80在高岑土上的吸附等温曲线