CN102858907A - 用于提高油采收率的表面活性剂体系 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及包含内烯烃磺酸盐和烷氧基缩水甘油基磺酸盐的组合的烃回收组合物，更具体地涉及包含表面活性剂和水的烃回收组合物，其中所述表面活性剂包含链长大于C20的内烯烃磺酸盐与选自乙氧基化缩水甘油基磺酸盐和丙氧基化缩水甘油基磺酸盐的烷氧基缩水甘油基磺酸盐的组合。此外，本发明涉及处理含烃地层的方法，其包括(a)向含烃地层的至少一部分提供烃回收组合物，其中所述组合物包含内烯烃磺酸盐与烷氧基缩水甘油基磺酸盐的掺合物；和(b)使所述组合物与含烃地层中的烃相互作用。
Description
技术领域
本发明总的涉及从烃地层中采收烃的方法。更具体地，在本文中描述的实施方式涉及提高烃采收率的方法和在其中使用的组合物，所述组合物专门设计用于其中油藏条件例如盐度、水硬度和温度相对恶劣的烃地层。
背景技术
当油田到达它正常寿命结束时，它的大部分油(多达三分之二)因为采收太难或太昂贵而仍然留在地下。据估计，全世界仅仅多采出1％可能被遗留的油，就将等于200-300亿桶油。
油田采油有三个阶段：第一、第二和第三阶段。第一阶段基本上是钻井和让油藏的天然压力将油推出。第一阶段中的任何干预都较少，例如通过例如使用“采油磕头机(nodding donkeys)”提供人工提升来助长采油井中的流量。在第二阶段中干预增加，主要集中在当油藏自身保持压力的能力不足时用于保持油藏压力的方法。辅助方法包括往油藏中注水或通过再注入所生产的天然气。第三阶段是注入其他流体或气体以增强采油，因此常常被称为EOR。
在化学EOR中，通过表面活性剂实现残余油饱和度的流动，所述表面活性剂产生充分(超)低的原油/水界面张力(IFT)以提供足够大的毛细管数以克服毛细力并使油流动(I.Chatzis and N.R.Morrows，″Correlation of capillary number relationship for sandstone″.SPEJournal，Vol 29，pp 555-562，1989)。然而，油藏具有不同的特征(原油类型、温度和水组成——盐度、硬度)并且希望所添加的表面活性剂的结构与这些条件匹配以实现低IFT。此外，有希望的表面活性剂必须满足其他重要标准，包括低的岩石滞留性(rock retention)、与聚合物的相容性、热和水解稳定性、以及可接受的成本。
利用含有α-烯烃硫酸盐的表面活性剂组分提高烃采收率的组合物和方法是已知的。美国专利4,488,976和4,537,253描述了含有这类组分的提高油采收率的组合物。利用内烯烃磺酸盐提高烃采收率的组合物和方法也是已知的。美国专利4,597,879中描述了这样的表面活性剂组合物。前述专利中描述的组合物的缺点在于，在某些油藏条件下盐水溶解度和二价离子耐受性不足。此外，如果可以改善在相对严格的盐度和硬度条件中能够达到的IFT的话，将是有利的。美国专利4,979,564描述了内烯烃磺酸盐在利用低张力粘性水驱提高油采收率的方法中的用途。被描述为有用的市场上可买到的材料的例子是ENORDET IOS 1720，其是标示为磺化C17-20内烯烃钠盐的壳牌石油公司(Shell Oil Company)的产品。这种材料具有低支化度。美国专利5,068,043描述了用于水驱的含石油酸皂的表面活性剂体系，其中使用了包含C17-20或C20-24内烯烃磺酸盐的助表面活性剂。在Falls等的″Field Test of Cosurfactant-enhanced AlkalineFlooding(助表面活性剂提高碱水驱的油田试验)″，Society ofPetroleum Engineers Reservoir Engineering，1994中，作者描述了在水驱组合物中利用C17-20或C20-24内烯烃磺酸盐与醇烷氧基化表面活性剂来保持所述组合物在环境温度下为单相，并且对在油藏温度下的性能没有明显影响。所述水具有约0.4wt％氯化钠的盐度。这些材料单独使用，在相对严格的盐度和硬度条件下也有缺点。
适合于表面活性剂EOR的许多油藏具有高的温度和盐度，即，70℃至超过120℃的温度和具有相当的硬度并且总溶解固体(TDS)量高达约200,000mg/L的盐水。这些条件对于工艺设计是挑战性的，因为注入的表面活性剂在油藏条件下必须在整个工程时期内保持化学稳定，这个时期可能持续数年。而且必须避免沉淀或其它不希望的相分离。除了满足这些条件之外，表面活性剂还应该能够在油藏条件下与原油产生超低的IFT，对油藏岩石具有低吸附性，并且在混合和注入温度、典型为地表温度下形成清澈的单相水溶液。在非水润湿地层中，它们还能够增加孔表面对水的润湿性。
发明概述
在第一方面，本发明提供了烃回收组合物，其包含内烯烃磺酸盐(IOS)与烷氧基缩水甘油基磺酸盐(AGS)的组合。本发明的组合物在改进表面活性剂体系在含水条件下的溶解性方面显示了显著的优势，但又没有损害在高温和高盐度的油藏条件下提高油采收率的能力。
在本发明的具体实施方式中，IOS选自一种或多种具有选自如下链长的IOS：C15-C18、C20-C24和C24-C28。适合地，IOS具有大于C20的链长。
在本发明的具体实施方式中，AGS是乙氧基化缩水甘油基磺酸盐，适合地是乙氧基链长在1至9之间的乙氧基化缩水甘油基磺酸盐。在本发明的另一个实施方式中，AGS是丙氧基化缩水甘油基磺酸盐，适合地是丙氧基链长在1至6之间。
在本发明的一个实施方式中，AGS选自一种或多种具有选自如下醇疏水链长的AGS：C12，13；C12-15；和C16，17。任选地，AGS可以选自下列一种或多种：C12，13直链醇-乙氧基-3缩水甘油基磺酸盐；C12-15直链醇-乙氧基-7缩水甘油基磺酸盐；C16，17支链醇-乙氧基-3缩水甘油基磺酸盐；C16，17支链醇-乙氧基-9缩水甘油基磺酸盐；C12，13直链醇-丙氧基-3缩水甘油基磺酸盐；C12，13直链醇-丙氧基-7缩水甘油基磺酸盐；和C16，17支链醇-丙氧基-3缩水甘油基磺酸盐。
在具体的实施方式中，本发明的组合物包含IOS与AGS的比率在约60∶40和约20∶80％w/w之间。任选地，所述比率在约50∶50和约20∶80％w/w之间，或约45∶55和约20∶80％w/w之间。在特定的实施方式中，组合物中IOS与AGS的比率为约40∶60％w/w。
在本发明的一种实施方式中，所述组合物还包含水，任选海水或盐度较高的盐水。
在另一方面，本发明提供了包含表面活性剂和水的烃回收组合物，其中所述表面活性剂包含链长大于C20的内烯烃磺酸盐(IOS)和选自乙氧基化缩水甘油基磺酸盐和丙氧基化缩水甘油基磺酸盐的烷氧基缩水甘油基磺酸盐(AGS)的组合。
在本发明的特定实施方式中，表面活性剂以约0.01％和约5.0％(w/v)之间、适合地约0.1％和约3.0％(w/v)之间、任选地约1.0％和5.0％(w/v)之间的浓度存在。
本发明的另一方面提供了处理含烃地层的方法，其包括：
(a)向含烃地层的至少一部分提供烃回收组合物，其中所述组合物包含内烯烃磺酸盐(IOS)与烷氧基缩水甘油基磺酸盐(AGS)的掺合物；和
(b)让所述组合物与含烃地层中的烃相互作用。
在本发明的特定实施方式中，含烃地层内的温度在约65℃和约130℃之间，任选在约85℃和约120℃之间。
在本发明的另一种实施方式中，含烃地层的盐度在约1％和约20％之间、任选在约2％和约15％之间。
本发明的其它方面还提供了适合用于烃回收工艺的包含内烯烃磺酸盐(IOS)与烷氧基缩水甘油基磺酸盐(AGS)的组合的表面活性剂体系，以及适合于执行如上面描述的本发明方法的设备。
附图说明
本发明通过附图进一步说明，所述附图中：
图1显示了120℃时AGS对正辛烷的最适盐度图。X轴上显示连接基团中EO或PO基团的数量，而Y轴上显示作为％NaCl浓度的最适盐度
醇疏水基团的大小由起始醇表示，其中N23对应于C12，13链、N25对应于C12-15链、N67对应于C16，17链。
图2(a)是120℃时用不存在醇的等体积正辛烷平衡的AGSb-C16、17-9EO GS的4wt％水溶液进行盐度扫描的照片。增溶参数显示在图形(b)。
图3是显示利用120℃正辛烷时温度对b-C16，17-9EO GS(空心三角)和C12-15-7EO GS(实心三角)的
的影响。最适盐度，
降低约0.15％NaCl/℃。
图4(a)是在120℃下对于用不存在醇的等体积正辛烷平衡的120℃AGS C12，13-3EO GS正辛烷的2wt％水溶液的盐度扫描图，添加的白色横条表明界面位置。增溶参数在图形(b)中示出。
图5(a)是2％12-15-7EO GS样品从油浴取出后在19.8％NaCl和120℃下用正辛烷(水与油比率约1∶1)进行盐度扫描的不同时间的系列照片。还显示了增溶参数图(b)。
图6显示在95℃(a)和130℃(b)下用辛烷进行2％b-C16，17-3POGS的盐度扫描的增溶参数图。在该范围中
与温度无关。
图7显示的图证明了对于固定的疏水部分(b-C16，17)和恒定温度而言，随着PO链长增加而降低(b-C16，17-POx GS的PO数，其中x＝3、7和9)。
图8显示了在110℃下对于2％b-C16，17-7PO GS用等体积正辛烷进行扫描的盐度扫描照片，(a)2％NaCl下，明显是蜡状高粘度相(由A指出)，(b)显示1和5％NaCl之间的盐度扫描。
图9显示两种IOS C20-24制剂的盐度图(a)和(b)。
图10显示在为IOS C20-24指定的温度下用正辛烷的盐度扫描照片。
图11显示了具有可比较的平均链长(C20-24之间)的4种IOS表面活性剂(IOSa-实心菱形；lOSb-空心菱形；lOSc-实心正方形；lOSd-实心三角形)的最适盐度(a)和最佳增溶作用(b)的图。
图12(a)显示了在90℃下用正辛烷对人造海水中2％w/v的b-C16，17-9EO GS和IOS C20-24掺合物进行扫描的照片。(b)显示增溶参数图。
图13是在人造海水中C16，17-9EO GS与IOS 2024的掺合物的溶解度图。
详细描述
在本文中引用的所有参考文献以其全部内容引为参考。除非另有定义，否则在本文中使用的所有技术和科学术语都与本发明所属领域的普通技术人员通常了解的含义相同。
为了帮助了解本发明，在此定义几个术语。
本发明中使用的内烯烃磺酸盐如van Os N.M等.″AnionicSurfactants：Organic Chemistry(阴离子表面活性剂：有机化学)″Surfactant Science Series 56(表面活性剂科学系列56)，ed.Stacke H.W.，(1996)第七章：olefinsulfonates(烯烃磺酸盐)，p363中的描述进行合成。本发明的IOS的特征在于，它们的平均碳数通过将掺合物中各种IOS的碳原子数量乘以该IOS的重量百分比、然后将乘积相加来确定。本发明中使用的IOS通常从碳长度部分为C15-C18、C20-24和C24-28的烯烃然后通过例如实验室基准的降膜法磺化而合成。因此，在本文中使用时“C15-18内烯烃磺酸盐”是指平均碳数为16至17的IOS异质掺合物，并且掺合物中至少50重量％、优选至少75重量％、最优选至少90重量％的IOS含有15至18个碳原子。在本文中使用时，“C20-C24内烯烃磺酸盐”是指IOS的掺合物，其中所述掺合物的平均碳数为20.5至23，并且掺合物中至少50重量％、优选至少65重量％、最优选至少75重量％的内烯烃磺酸盐含有20至24个碳原子。同样地，在本文中使用时，“C24-C28内烯烃磺酸盐”是指IOS的掺合物，其中所述掺合物的平均碳数为25至27，并且掺合物中至少50重量％、优选至少60重量％、最优选至少65重量％的IOS含有24至28个碳原子。适合用于本发明的IOS包括ENORDETTM O系列的表面活性剂(Shell ChemicalsCompany)。
术语″烷氧基缩水甘油基磺酸盐(AGS)″在本文中使用时是指醇烷氧基化物的磺酸盐衍生物。所述醇烷氧基化物使用技术人员知道的常规技术，通过醇的乙氧基化(EO)或丙氧基化(PO)来制备。
AGS适合从贡献了分子疏水部分的支化醇例如C16，17醇(例如NEODOLTM 67醇，Shell Chemicals Company)合成。磺酸盐端基通过一个或多个氧化乙烯(EO)或氧化丙烯(PO)连接基团与所述疏水部分连接。用于本发明的合适的AGS可以每分子包含约1至约9个EO或PO连接基团。然而，所属领域的技术人员应了解，给出的EO或PO连接基团的值表示所述组合物作为一个整体在其范围内的平均数。适合用于本发明的AGS包括ENORDETTM A系列的阴离子表面活性剂(ShellChemicals Company)。
在下文更详细地描述的本发明特定实施方式中，AGS从三种市场上可买到的伯醇制备：C12，13醇，C12-15醇(两者由大约80％直链醇和20％在C2碳上支化的醇组成)，和C16，17醇(完全甲基支化，每分子具有1-1.5个分支)。在本文中使用缩写的情况下，b-C16，17-3EO GS表示具有3个氧化乙烯基团和缩水甘油基磺酸盐端基的支化16，17醇，C12，13-3PO GS表示具有3个氧化丙烯基团和GS端基的(很大程度上)线性的C12，13醇。
只含有烷氧基化磺酸盐表面活性剂的组合物的局限性在于，与烷氧基化非离子型表面活性剂一样，它们的水溶液通常出现浊点，即随着温度升高分离成两种液相。因此，只使用烷氧基化磺酸盐的配方，虽然表现出与油的有利相行为，但可能不适合作为用于EOR的注入组合物。IOS展现相反的特性，随着温度升高变得更可溶于水溶液。因此，与单独的烷氧基化磺酸盐相比，它们与烷氧基化磺酸盐的掺合物提供了地表到油层温度的更宽温度间距内具有单相水溶液的前景。而且，这样的掺合物中的烷氧基化磺酸盐能够提供对高TDS含量和硬度的耐受性。本发明提供的这类特性表明，这种类型的适合掺合物对在高温、高盐度油藏中用于EOR工艺是十分有前景的。
用于本发明的组合物和方法中的合适的AGS表面活性剂包括但不限于选自以下的那些：C12，13直链醇-乙氧基-3缩水甘油基磺酸盐；C12-15直链醇-乙氧基-7缩水甘油基磺酸盐；C16，17支链醇-乙氧基-3缩水甘油基磺酸盐；C16，17支链醇-乙氧基-9缩水甘油基磺酸盐；C12，13直链醇-丙氧基-3缩水甘油基磺酸盐；C12，13直链醇-丙氧基-7缩水甘油基磺酸盐；和C16，17支链醇-丙氧基-3缩水甘油基磺酸盐。
烃可以从烃地层通过穿透含烃地层的井来生产。“烃”一般被定义为主要由碳和氢原子形成的分子，例如石油和天然气。烃还可以包括其他元素，例如但不限于卤素、金属元素、氮、氧和/或硫。来源于烃地层的烃可以包括但不限于油母质、沥青、焦沥青、沥青质、油或其组合。烃可以位于地球中矿物基质内或与其邻近。基质可以包括但不限于沉积岩、砂、沉积石英岩、碳酸盐、硅藻土及其他多孔介质。
“地层”包括一层或多层含烃层、一层或多层非烃层、上覆岩层和/或下伏岩层。“上覆岩层”和/或“下伏岩层”包括一种或多种不同类型的不可渗透材料。例如，上覆岩层/下伏岩层可以包括岩石、页岩、泥岩、或湿/致密碳酸盐(即没有烃的不可渗透性碳酸盐)。例如，下伏岩层可以含有页岩或泥岩。某些情况下，上覆岩层/下伏岩层可能稍微可渗透。例如，下伏岩层可以由可渗透的矿物质例如砂岩或石灰岩组成。在一些实施方式中，至少部分含烃地层可以存在于地球表面之下低于或多于1000英尺处。
含烃地层的性质可能影响烃如何流过下伏岩层/上覆岩层到达一个或多个采油井。性质包括但不限于地层的孔隙度、渗透性、孔径分布、表面积、盐度或温度。上覆岩层/下伏岩层性质结合烃性质例如毛细压力(静态)特征和相对渗透性(流动)特征可以影响烃通过含烃地层的流动性。含烃地层的渗透性可以根据地层组成而异。相对可渗透的地层可以包含夹带在例如砂或碳酸盐中的重质烃。在本文中使用时，“相对可渗透”是指地层或其部分的平均渗透度为10毫达西或以上。在本文中使用时，“相对低渗透性”是指地层或其部分的平均渗透度小于约10毫达西。1达西等于约0.99平方微米。地层的不可渗透部分一般渗透度小于约0.1毫达西。某些情况下，相对可渗透地层的一部分或所有烃部分可以主要包含重质烃和/或没有载体矿物颗粒骨架并只有漂浮(或没有)矿物质(例如沥青湖)的焦油。
含烃地层中可以存在不同密度的流体(例如气体、水、烃或其组合)。含烃地层中的流体混合物可以根据流体密度在下伏岩层和上覆岩层之间形成层。在含烃地层中，气体可以形成顶层，烃可以形成中间层，水可以形成底层。流体可以在含烃地层中以各种量存在。
地层中流体之间的相互作用可以产生所述流体之间的界面或边界。流体和地层之间的界面或边界可以通过流体与地层之间的相互作用产生。通常，气体不与含烃地层中的其他流体形成边界。在一种实施方式中，在水层与下伏岩层之间可以形成第一边界。在水层与烃层之间可以形成第二边界。含烃地层中不同密度的烃之间可以形成第三边界。在一些实施方式中，含烃地层中可以存在具有多个边界的多种流体。应该理解，含烃地层中可以存在流体之间和流体与上覆岩层/下伏岩层之间的边界的许多组合。
流体的生产可能干扰流体之间和流体与上覆岩层/下伏岩层之间的相互作用。随着从含烃地层除去流体，不同的流体层可以混合并形成混合流体层。混合流体可以在流体边界具有不同的相互作用。取决于混合流体边界处的相互作用，生产烃可能变得困难。流体和/或流体与上覆岩层/下伏岩层的界面处相互作用(例如能量水平)的定量，可用于预测烃流动通过含烃地层。
地层内的流体之间在界面处相互作用(例如混合)所需要的能量的定量可能难以测量。流体之间在界面处的能量水平的定量可以通过通常已知技术(例如旋滴张力仪)来测定。界面处相互作用能量需求可以被称为界面张力。在本文中使用时，“界面张力”(IFT)是指在出现边界的两种或以上流体之间存在的表面自由能。高界面张力值(例如大于约10达因/cm)可能表明一种流体不能与第二种流体混合形成流体乳状液。在本文中使用时，“乳状液”是指一种不能混溶的流体通过添加减低流体间界面张力以达到稳定的成分而分散在第二种流体中。流体不能混合可能是由于两种流体之间的高表面相互作用能。低界面张力值(例如小于约1达因/cm)可能表明两种不混溶流体之间表面相互作用较小。两种不能混溶的流体之间表面相互作用能较低可能导致所述两种流体混合形成乳状液。低界面张力值的流体由于毛细力降低可以流动动到井眼，并随后从含烃地层采出。含烃地层中流体可以是润湿的(例如，在含烃地层中附着于上覆岩层/下伏岩层或铺展在上覆岩层/下伏岩层上)。在本文中使用时，“润湿性”是指在其他流体存在下，一种流体铺展或附着于地层中的固体表面上的优先性。确定烃地层润湿性的方法由Craig，Jr描述在石油工程师协会(Society of Petroleum Engineers)1971年专论(Monograph)第3册，“The Reservoir Engineering Aspects of Waterflooding(水驱的油藏工程情况)”中，其在此引为参考。在实施方式中，烃在气体或水存在下可以附着于砂岩。被烃基本上包覆的上覆岩层/下伏岩层可以称为“油润湿”。由于含烃地层中存在极性和/或重质烃(例如沥青质)，上覆岩层/下伏岩层可以是油润湿的。地层成分(例如硅石、碳酸盐或粘土)可以决定上覆岩层/下伏岩层表面上烃的吸附量。在一些实施方式中，多孔和/或可渗透的地层可以让烃更容易润湿上覆岩层/下伏岩层。基本上油润湿的上覆岩层/下伏岩层可以抑制从含烃地层生产烃。在某些实施方式中，含烃地层的油润湿部分可以位于地球表面以下小于或超过1000英尺处。
烃地层可以包含水。水可以与下伏岩层表面相互作用。在本文中使用时，“水润湿”是指在上覆岩层/下伏岩层表面上包覆水的形成。水润湿的上覆岩层/下伏岩层可以通过防止烃润湿上覆岩层/下伏岩层而提高从所述地层生产烃。在某些实施方式中，含烃地层的水润湿部分可以包含少量的极性和/或重质烃。
含烃地层中的水可以含有矿物质(例如含钡、钙或镁的矿物质)和矿物盐(例如氯化钠、氯化钾、氯化镁)。地层中水的水含盐量和/或水硬度可以影响含烃地层中烃的采收。在本文中使用时，“盐度”是指水中溶解的固体量。在本文中使用时，“水硬度”是指水中二价离子(例如钙、镁)的浓度。水的盐度和硬度可以通过通常已知的方法(例如电导率、滴定法)来测定。随着含烃地层中水盐度增加，烃与水之间的界面张力可能增加，并且流体可能变得更难以生产。
可以根据各种因素，选择用于处理的含烃地层，所述因素例如但不限于地层内含烃层的厚度、估计的液体生产含量、地层位置、地层的盐度含量、地层温度、和含烃层的深度。开始时，天然的地层压力和温度可能足以引起烃流入井眼并流出到表面。含烃地层中的温度范围可以是约0℃至约300℃。随着烃从含烃地层采出，地层内的压力和/或温度可能降低。可以使用各种形式的人工提升(lift)(例如泵、注入气体)和/或加热以继续从含烃地层生产烃。随着所述地层中烃的耗尽，从含烃地层生产想要的烃可能变得不经济。
留在含烃地层中的残余烃由于所述烃的粘度和含烃地层的孔中的流体的毛细效应，可能难以流动。在本文中使用时，“毛细力”是指流体与至少部分含烃地层之间的吸引力。在实施方式中，毛细力可以通过增加含烃地层内的压力来克服。在其他实施方式中，毛细力可以通过减少含烃地层中流体之间的界面张力来克服。减少含烃地层中毛细力的能力可以取决于许多因素，包括但不限于含烃地层的温度、含烃地层中水的盐度、和含烃地层中烃的组成。
随着生产率降低，可以使用其它方法使得含烃地层更经济可行。方法可以包括向烃地层添加水源(例如盐水、蒸汽)、气体、聚合物、单体或其任何组合以增加烃的流动。
在处理含烃地层的方法的实施方式中，可以通过注入井向含烃地层中提供(例如注入)包含支化烯烃磺酸盐的烃回收组合物。烃地层可以包括上覆岩层、烃层和下伏岩层。注入井可以包括允许流体以各种深度水平流过含烃地层的其他开口。
可以根据含烃地层中存在的烃，将一定量的烃回收组合物提供到地层中。然而，烃回收组合物的量可能太少，不能使用已知的输送技术(例如泵)准确输送到含烃地层中。为了促进向含烃地层输送少量的烃回收组合物，本发明的烃回收组合物可以与水和/或盐水组合以产生可注入的流体。
本发明在下面的非限制性实施例中进一步说明。
实施例
1.引言
已知具有烷氧基链即氧化乙烯(EO)和/或氧化丙烯(PO)的表面活性剂能够改善表面活性剂对高盐度和硬度的耐受性。事实上，具有EO和/或PO基团的硫酸盐已经用于低温下表面活性剂EOR工艺的实验室和中试试验(Adams，W.T.，Schievelbein，V.H.1987 Surfactant floodingcarbonate reservoirs(表面活性剂驱碳酸盐油藏)，SPERE 2(4)，619-626；Maerker，J.M.和Gale，W.W.1992.Surfactant flood process design forLoudon(对于Loudon的活性剂驱油工艺设计)，SPERE，7，36-44；Liu，S.，Zhang，D.L.，Yan，W.，Puerto，M.，Hirasaki，G.J.，Miller，C.A.2008Favorable attributes of alkali-surfactant-polymer flooding(碱-表面活性剂聚合物驱油的有利属性)，SPEJ 13(1)，5-16；Levitt，D.B.，Jackson，A.C.，Heinson，C，Britton，L.N.，Malik，T.，Varadarajan，D.，和Pope，G.A.2006Identification and evaluation of high-performance EOR surfactants(高性能EOR表面活性剂的鉴定和评价)，SPE 100089，在Tulsa的IOR研讨会上提呈)。
然而，硫酸盐具有硫-氧键，其在高温下遭受水解(Talley，L.D.1988Hydrolytic stability of alkylethoxy sulfates(烷基乙氧基硫酸盐的水解稳定性)，SPERE 3(1)，235-242)。正在努力鉴别能够最小化水解的具体条件以及能够帮助达到这些条件的添加剂。然而，使用硫酸盐在超过50℃-60℃下进行实验室筛选时，仍然应该极为小心试验。结果应该明确表明，在所设计的EIOR工艺期间所遇到的全程条件下都能够保持表面活性剂的稳定性。相反，磺酸盐、包括具有烷氧基的磺酸盐因为具有不受水解影响的硫-碳键，所以它们在高温下具有需要的稳定性。
以前已经提供了在高温下显示出预期产生超低IFT的相行为的几种内烯烃磺酸盐(IOSs)的结果(Barnes，J.R.，Smit，J.P.，Smit，J.R.，Shpakoff，P.G.，Raney，K.H.，Puerto，M.C.，2008Development of surfactants forchemical flooding at difficult reservoir conditions(在复杂油藏条件下用于化学驱油的表面活性剂的进展)，SPE 113313，在IOR研讨会上提呈，Tulsa，OK)。本文中提供了关于这些表面活性剂在只含NaCl、即没有硬度的盐水中的进一步性能数据。在具有硬度很高和高TDS值的盐水的油藏中，EOR工艺可能需要使用烷氧基化的表面活性剂。
制造烷氧基化磺酸盐的工艺比制造烷氧基化硫酸盐的工艺更复杂，因此更昂贵。本发明涉及烷氧基化缩水甘油基磺酸盐(AGS)，其合成和结构由Barnes等(2008)描述过。Wellington和Richardson使用这样的表面活性剂进行了一些岩芯(core)驱油实验(Wellington，S.L.，Richardson，E.A.1997 SPEJ 2，389)，然而并非在EOR指定的常见于烃地层中的高温和高盐度下。某些这种类型的单个表面活性剂的相行为，在下文针对高达120℃的温度在模型系统中用正辛烷作为石油和NaCl盐水来显示。选择辛烷是因为它与各种表面活性剂的最适盐度与同样表面活性剂与许多原油的最适盐度不是很大的不同(Cayias，J.L.，Schechter，R.S.，Wade，W.H.1976 Modeling crude oils for low interfacial tensions(建立低界面张力的原油模型)，SPEJ 16(6)，351-357；Nelson，R.C.1983 The effect of livecrude on phase behavior and oil-recovery efficiency of surfactant floodingsystems(含气原油对表面活性剂驱油体系的相特性和石油采收效率的影响)，SPEJ 23(3)，501-510)。然而，最佳条件下的增溶参数则原油比摩尔体积较低的辛烷要低(Puerto，M.C.and Reed，R.L.1983 Athree-parameter representation of surfactant/oil/brine interaction(表面活性剂/石油/盐水相互作用的三参数表示)，SPEJ 23(4)，669-682)。因此界面张力较高。在这篇文章中，给出的图形显示几种AGS在120℃下的最适盐度和增溶参数随着疏水部分和EO或PO链的长度而变化。这提供了选择表面活性剂的有用的出发点。
烷氧基化磺酸盐的局限性在于，与烷氧基化非离子表面活性剂一样，它们的水溶液通常出现浊点，即随着温度升高分离成两种液相。因此，只使用烷氧基化磺酸盐的配方，虽然表现出与油的有利相行为，但可能不适合作为注入组合物。IOS展现相反的特性，随着温度升高变得更可溶于水溶液。因此，它们与烷氧基化磺酸盐的掺合物提供了与单独的烷氧基化磺酸盐相比，在地表到油层温度的更宽温度间距内具有单相水溶液的前景。而且，这样的掺合物中的烷氧基化磺酸盐能够提供对高TDS含量和硬度的耐受性。我们提供的这类特性的实施例表明，这种类型的适合掺合物有望用于高温、高盐度油藏的EOR工艺中。
2.试验
表面活性剂合成和它们的结构
AGS和IOS表面活性剂的合成步骤和所形成化学结构的描述之前由Barnes等(2008)描述过。AGS从三种市场上可买到的伯醇制备：C12，13醇，C12-15醇(两者由80％直链醇和20％在C2碳上支化的醇组成)，和C16，17醇(完全甲基支化，每分子平均具有1.5个分支)。在本文中使用的缩写b-C16，17-3EO GS表示具有3个氧化乙烯基团和缩水甘油基磺酸盐端基的支化16，17醇，C12，13-3PO GS表示具有3个氧化丙烯基团和GS端基的(很大程度上)线性的C12，13醇。IOS从碳部分C20-24的内烯烃制备。
微乳相试验
样品制备程序以前公开过并被称为玻璃移液管法(Barnes等，2008)。准确测定表面活性剂性质所需要的流体体积是大约2cm3，并且包含在热密封的移液管中。小移液管通过切割5cm3硼硅玻璃移液管制成，子部分为0.1cm3，具有规则的尖端和标准的长度。正辛烷是98％试剂级。所有表面活性剂样品来自于Shell Chemicals Company。
试验在油浴中进行。考虑到它们的密度，使用分析天平称取水、石油和表面活性剂吸入移液管。含有水/表面活性剂(1cm3)和试验油(1cm3)的密封移液管被放置在用与浴中相同的流体填充的10cm3试管内。样品在浸没在油浴中的电转烘烤器(rotisserie)类型的混合器中或用手振摇进行混合。混合后，样品置于试验温度下进行平衡。以不同的时间间隔拍摄照片。
将密封的移液管插入到用所述浴流体填充的试管中的优点是：(1)如果密封的移液管泄漏的话，试验油将被稀释大约10倍，这降低了在高温下操作低分子量油例如正辛烷的危险。(2)外部液体油套的存在将包容玻璃移液管的任何泄漏或破裂并且防止污染浴液。(3)外面的热流体减少了温度损失。这使得它可实行在高温下观察并拍照表面活性剂的相行为。
3.具有辛烷的烷氧基化缩水甘油基磺酸盐溶液的相行为
图1显示了120℃时辛烷的最适盐度
随AGS的三种醇系列的烷氧基链长的变化。试验期间没有使用醇或其他助溶剂。显然，通过改变烷氧基链和表面活性剂疏水部分的类型和长度，能够实现宽范围的
值。
随着EO链长的增加而增加，但随着PO链长的增加而降低。越长链的疏水部分导致
越低。虽然其他的数据可能显示，
随着烷氧基链长的变化不像所指示的那样是线性的，但基本趋势是清楚的。
诸如图1的图提供了选择用于EOR工艺、在这种情况下用于升高的油藏温度的表面活性剂的出发点。可以选择具有用来构成所述图谱的不同疏水部分和烷氧基链长的表面活性剂来达到想要的
值。事实上，两种或以上的表面活性剂可以具有实质相同的如图2中对于b-C16，17-3EO GS和C12，13-3PO GS所示。另一种可能性是以合适的比例掺合这种类型的表面活性剂，例如一种的
超过油藏的，而另一种的
低于油藏的。下面的小节显示了单个表面活性剂包括
和增溶参数的相行为结果，并提供了85℃至120℃范围的温度影响的信息。
3.1乙氧基化缩水甘油基磺酸盐
如图1所描述，乙氧基化缩水甘油基磺酸盐是在高温、高盐度油藏中用于EOR工艺的潜在候选。乙氧基化表面活性剂用在120℃下高达21％NaCl的辛烷展现出最适盐度。EO链长范围从3至9，使用基于C12，13；C12-15和C16，17醇的三种疏水部分。
图2是对于在醇不存在下用等体积正辛烷平衡的b-C16、17-9EOGS的4wt％水溶液在120℃下盐度扫描的照片。红色的横条指示照片中难以看见的界面的位置。盐度增加下，观察到从Winsor III到WinsorII(中至上)相行为的转变。在比所显示的更低的盐度下，将看到WinsorI(下)相行为。还包括用于扫描的增溶参数图(Vo/Vs)和(Vw/Vs)，其中Vo、Vw和Vs是所述微乳相中油、盐水和表面活性剂体积，从相体积估计。其中两种增溶参数具有相等值(V/Vs)
的最适盐度，是大约14％NaCl(w/v)，如在图2中也对于这种表面活性剂所显示的。(V/Vs)
为22的高值提示，根据Huh相关性(Huh，C.1979 Interfacial tensions andsolubilizing ability of a microemulsion phase that coexists with oil and brine(油和盐水共存的微乳相的界面张力和增溶能力)，J.Colloid InterfaceSci.71(2)，408-426)，界面张力(IFT)超低，接近
并且应该在岩芯驱油中提供高采油率。事实上，(V/Vs)
超过10的值应该导致足够低的张力用于良好的采收率，这是在小节3.1和3.2中针对所引用的条件讨论的所有表面活性剂都满足的一个标准。
图3的下线显示了这种表面活性剂用正辛烷的
随着温度从85℃升高至120℃而降低，斜率大约0.15％NaCl/℃。这种趋势对于具有EO链的表面活性剂是预计到的，它们随着温度增加变得水合降低。(V/Vs)
值保持高并在这种温度范围内没有出现多少改变。
图4类似于图2，除了表面活性剂是C12，13-3EO GS之外。温度还是120℃，并且添加红色横条指示界面的位置。在这种情况下，扫描包括Winsor I和III区域，但没有Winsor II，其将在更高的盐度下出现。
较高(21％NaCl)是由于疏水部分的链长较短，其胜过了较短的EO链长降低最适盐度的倾向。这里也发现了(V/Vs)
的大的值(19)。
图5显示用辛烷平衡的表面活性剂C12-15-7EO GS在120℃下增溶参数对盐度的依赖性。样品从油浴移出后在19.8％NaCl下的几次照片示出了显示难以看见的界面位置的另一种方式。冷却时，微乳液变得过饱和，由此产生的小油滴成核引起该相变得浑浊。接近19％NaCl，在图2和4分别针对长链和短链疏水部分的
的中间。(V/Vs)
大约17，仅稍低于以前讨论的那两种表面活性剂。图4中上面的线显示了
随这种表面活性剂温度的变化。随着温度增加而降低，斜率类似于以前讨论的b-C16，17-9EO GS的下面的线。还显示了(V/Vs)
的对应值。
3.2丙氧基化缩水甘油基磺酸盐
图6显示了b-C16，173PO GS的增溶参数在95℃和130℃下随盐度而变化的图，再次用辛烷作为油。
(两条曲线相交)在这两种情况下为大约4％NaCl，比图3中显示的乙氧基化磺酸盐的
低得多。然而，(V/Vs)
略微降低，从95℃下的19降至130℃下的16，保持足够的高以表明采油良好。
针对固定的疏水部分(b-C16，17)和恒定的温度而言，
随着PO链长度的增加而降低，如图7所示。
然而，在对具有7和9PO的表面活性剂的盐度扫描中观察到高粘性相。例如，图8显示了在110℃下对b-C16，17-7PO GS的扫描。1％NaCl下水相的体积大于它的初始值，提示下相微乳液(Winsor I)。类似地，在4％和5％NaCl的大体积油相指示上相微乳液(Winsor II)。然而，插图(inset)中显示的在2％NaCl下含表面活性剂的相不是微乳液。相反，它是一种高粘性相或分散体，当移液管轻轻倾斜时不会移动。这些类型的粘性相被称作高凝聚相或VCP(Puerto和Reed，1983)。在对b-C16，17-9P0GS的扫描中看到了类似的粘性材料。
对于用来构建图1的其他丙氧基化表面活性剂，C12，13-3PO GS和C12.13-7PO GS，观察到没有高粘性相的常规Winsor特性。
应该提到，通过添加醇、升高试验温度、增加降低试验油的油摩尔体积(Puerto和Reed。1983)或以上的组合，能够消除VCP。作为例子，当试验油是正辛烷时在b-C16，17-9PO GS中发现的VCP能够通过将所述油改变成正十六烷并将温度升高到130℃而消除。这表明，亲脂性b-C16，17-9PO尾部能够被重质原油溶剂化。然而，向大的亲脂体例如b-C16，17添加太多的PO基团将产生在升高的温度下极端亲脂并且不适合于高盐度油藏的分子。
4.烷氧基化缩水甘油基磺酸盐和内烯烃磺酸盐的表面活性剂水溶液
除了与油表现出合适的相行为之外，用于经济的EOR工艺的表面活性剂或表面活性剂掺合物应该具有在注入条件下是单相并且直到它进入油藏和接触油时一直保持这种单相的水溶液。否则，所述表面活性剂可能在油藏中以不均匀和不可预知的方式分布。这种要求通常意味着从相对低的注入温度到可能高许多的油藏温度下需要单相条件。如果在注入的溶液接触油之前与油藏盐水发生混合的话，它应该在所遇到的盐度和温度组合下保持单相。
AGS的无油水溶液在低温下通常是单相胶束溶液，但在超过浊点温度时分离成富表面活性剂和贫表面活性剂的液相，这样称谓是因为出现造成溶液显得浑浊的第二相的液滴。在恒温下随着盐度增加也发生混浊。这种行为类似于具有烷氧基链的非离子表面活性剂。
内烯烃磺酸盐(lOS)的NaCl水溶液经常表现出相反的趋势，对于固定的盐度而言，在低温下是多相而在高温下是单相。在恒温下溶解度随着盐度增加而降低。图9(a)中对于具有C20-24碳链的2％IOS溶液显示了这样的行为的例子。
图10中给出对于具有辛烷作为石油并且没有添加醇的这种表面活性剂在78℃、94℃和120℃下的盐度扫描照片。观察到具有高度增溶并且没有VCP的经典的Winsor相行为。图11显示了和(V/Vs)的变化(实心菱形曲线)。
图9(a)和11的比较揭示了这种表面活性剂与辛烷一起时在所有三种温度下对于最高并包括
的盐度所观察到的单相水溶液。使得该溶液适合于在EOR工艺中注入的这种单相行为，也扩展到稍低的温度，尽管通常达不到环境温度。
然而，根据图9a，含有4％NaCl、在120℃下稍低于4.5％NaCl的
的溶液在25℃下是单相的。
图9b中显示了具有类似的标称碳数范围的另一种IOS C2024批次A在水溶液中的溶解度。在NaCl溶液中随着温度增加溶解度升高的基本趋势是相同的，但是分隔可溶和不溶区域的线移向较低盐度，表明这种表面活性剂的溶解度低得多。图11中显示了在升高的温度下
和(V/Vs)
的值(空心菱形曲线)。前者在78℃和94℃下均为大约4％NaCl，比IOS C20-24(批次C)在这些温度下的相应的值大致低50％。值得注意的是，根据图11，两种其它IOS，具有类似碳数的批次B(实心正方形曲线)和另一批次(实心三角形曲线)在相同温度下具有更低的值。差异还存在于(V/Vs)
的行为，尽管都高得足以表明超低的IFT。例如，批次A的(V/Vs)
随着温度增加而降低，批次C表现出相反的行为。
因内烯烃原料和磺化反应条件不同引起的单个表面活性剂种类的不同比例，能够导致
的大的变化。Barnes等(2008)提供了批次A、B和C的信息(见它们的表1)并讨论了行为差异的原因。特别是，他们注意到，以B、A、C的批次顺序，增加比单磺酸盐更亲水的二磺酸盐的百分比，图11中
的值也按相同的顺序增加。然而，涉及到几个变量，并需要进一步研究来阐明原料和磺化工艺变化的影响。
图11b表明批次A的溶液在任何盐度下都不适合于在低于60℃的温度下注入。而且，在任何低于100℃的温度下，在接近4％NaCl的
值时都不存在单相溶液。
5.IOS/AGS掺合物的相行为
如前面章节中所讨论，它们的NaCl水溶液在高温和盐度下的相分离(浊点效应)很大限制了AGS和它们的掺合物在这样的条件下的EOR中应用，即使它们表现出与石油的有利相行为。然而，IOS的溶解度随着温度升高而增加(图9)，在此提示AGS/IOS掺合物可能能够符合用于注入的澄清的水溶液和与石油产生足够低的IFT来移动石油的相行为的要求。
在本节，我们描述b-C16，17-9EO GS、一种AGS与IOS C20-24、一种IOS的掺合物的行为。这两种表面活性剂单独使用时的特性已在上文中介绍过。为简单起见，此处集中于这种掺合物在90℃下与作为石油的辛烷和两种不同的盐水(组成在表1中给出的人造海水、和TDS含量为大约120,000mg/L的人造油藏盐水)的特性。与迄今为止对于没有硬度的NaCl溶液显示的结果相反，这两种盐水包含一些Ca+2和Mg+2离子。
表1海水组成
| 盐 | ％W/V |
| NaCl | 2.70 |
| CaCl2 | 0.13 |
| MgCl2-6H2O | 1.12 |
| Na2SO4 | 0.48 |
图12显示了掺合物在90℃下扫描的照片，即其中两种表面活性剂在掺合物中的比率是变动的，所有样品通过在人造油藏盐水中混合和平衡等体积的辛烷和2％w/v表面活性剂溶液而制成。
出现在50/50和40/60之间的AGS/IOS的掺合组成下，因为前者表现出Winsor I和后者表现出Winsor II相行为。也就是说，对于这些条件，具有高含量AGS的掺合物未达最佳，而具有高含量IOS的掺合物又过头了。(V/Vs)
为约15。当用人造海水制成水相时，所有掺合组分在90℃展现出WinsorI特性，如在低得多的TDS含量下所预料的。没有测定表面活性剂溶液在海水中与油藏盐水混合产生的中间盐度和温度下与辛烷的相行为。
人造海水中所有掺合组分(2％w/v)的相行为由图12的溶解度图显示，所述人造海水被假定为可用于在EOR工艺中注入的水。所有掺合物的溶液在25℃是透明的单相溶液。然而，在70℃下只有含有至少50％AGS的掺合物是透明的。在本实施例中作为油藏温度的90℃下，只有含有50％-80％AGS的掺合物是透明的，即在90％和100％AGS时已经达到浊点，并且两种液相共存。也就是说，在这种情况下添加IOS允许一些掺合物在油藏温度下存在单相溶液，即使这个温度超过AGS的浊点。值得注意的是，IOS本身的溶液在超过70℃的温度下不是透明的单相。这种行为，因为溶解度随着NaCl溶液温度增加而增加(图9a)可能显得意外，推测这是由海水中硬度的存在引起的。这种行为需要进一步研究。在任何情况下，一些掺合物比单个表面活性剂在90℃(和更高温度)下表现出的更高溶解度，证明了这两种表面活性剂在互溶性上的协同作用。
图13显示，海水中50/50的掺合物在25C至油藏温度90℃下是可溶的，在90℃下与辛烷一起仅稍低于最佳。因此，它可能是用于在EOR工艺中注入的合适选择。为了保证避免超过最适条件，在稍低于最适条件下注入并不少见，在超过最适条件下，表面活性剂分配到石油中并且可能被阻滞乃至截留，因此使得表面活性剂在驱替前缘处不能保持低IFT。
当然，一旦注入溶液进入油藏，在井眼周围区域的大部分石油已经被驱替后，它可以与油藏盐水混合，然后遇到大量石油并形成微乳液。结果，注入的掺合物在它被加热到油藏温度期间和之后可能经历更高的盐度。50/50掺合物在人造油藏盐水中的溶液在90℃稍微浑浊，但是没有(至少在玻璃移液管中)表现出分离成两种体相。没有实施在90℃下用海水和人造油藏盐水的混合物来确定产生混浊需要的与油藏盐水的混合度的实验。然而，如果混浊成为问题，可能通过添加少量高分子量石蜡油以将浑浊溶液的胶束转变成透明的水包油微乳液来消除它(Maerker和Gale 1992)。
本实施例表明，使用AGS与IOS表面活性剂的合适的掺合物，对于设计用于高温、高盐度油藏的表面活性剂IOR工艺是一种高度有希望的方法。在这种情况下的油藏盐水具有大约120,000mg/L的TDS含量。通过使用具有更高值的表面活性剂(例如比本实施例具有更短碳链的疏水部分)能够开发用于高温油藏与盐度更高的盐水的掺合物。
6.结论
许多AGS/正辛烷/NaCl盐水体系在没有添加醇或其他助溶剂下在约85℃和120℃之间的温度下展现出经典的Winsor相行为。用适当选择的疏水部分和烷氧基链类型(EO或PO)以及链长，已经观察到最适盐度从小于1％NaCl到超过20％NaCl。石油高度增溶，表明接近最佳条件的超低IFT。图例如图2、9和3提供了选择和设计适当的表面活性剂和表面活性剂掺合物(AGS/IOS掺合物)的重要资源。
AGS表面活性剂的局限性在于它们的盐水溶液在升高的温度下分离成两种液相。如果注入的表面活性剂溶液在它进入油藏和前进得足够远而与原油混合之前发生这样的分离的话，将危害EOR工艺。因此，AGS和IOS表面活性剂的掺合物可以克服这种局限性，同时仍然提供实现超低IFT和驱替石油的良好能力。在高温下具有宽范围最适盐度的IOS可以通过改变内烯烃原料和磺化反应的条件而产生。
还应该理解，不背离本发明的精髓就可能做出各种各样的改变。这样的改变也隐含性地包括在说明书中。它们仍然属于本发明的范围。应该理解，本公开旨在独立地并作为完整系统并以方法和设备的方式提供涵盖本发明的许多方面的专利。
此外，本发明和权利要求的各种不同的元素也可能以各种方式实现。应该理解，本公开包涵各种这样的变化，可以是任何设备实施方式的一种实施方式的变化、一种方法或工艺实施方式、乃至仅仅是任何这些要素的一种变化。特别应该理解，作为涉及本发明要素的公开内容，每个要素的词汇可以通过等同的设备术语或方法术语表示——即使只有功能或结果相同。
这样的等同、更宽乃至更通用的术语应该被考虑包涵在每个要素或作用的说明中。在想要明白本发明题目所隐含的广义范围的情况下，这样的术语可以被代替。
Claims (49)
1.烃回收组合物，其包含内烯烃磺酸盐(IOS)与烷氧基缩水甘油基磺酸盐(AGS)的组合。
2.权利要求1的组合物，其中所述IOS选自具有如下链长的一种或多种IOS，所述链长选自：C15-C18；C20-C24；和C24-C28。
3.权利要求1的组合物，其中所述IOS具有大于C20的链长。
4.权利要求1的组合物，其中所述IOS具有C20-C24的链长。
5.权利要求1的组合物，其中所述AGS是乙氧基化缩水甘油基磺酸盐。
6.权利要求1的组合物，其中所述AGS是乙氧基链长在1和9之间的乙氧基化缩水甘油基磺酸盐。
7.权利要求1的组合物，其中所述AGS是丙氧基化缩水甘油基磺酸盐。
8.权利要求1的组合物，其中所述AGS是丙氧基链长在1和6之间的丙氧基化缩水甘油基磺酸盐。
9.权利要求1的组合物，其中所述AGS选自具有如下醇疏水部分链长的一种或多种AGS，所述醇疏水部分链长选自：C12，13；C12-15；和C16，17。
10.权利要求1的组合物，其中所述AGS选自以下中的一种或多种：C12，13直链醇-乙氧基-3缩水甘油基磺酸盐；C12-15直链醇-乙氧基-7缩水甘油基磺酸盐；C16，17支链醇-乙氧基-3缩水甘油基磺酸盐；C16，17支链醇-乙氧基-9缩水甘油基磺酸盐；C12，13直链醇-丙氧基-3缩水甘油基磺酸盐；C12，13直链醇-丙氧基-7缩水甘油基磺酸盐；和C16，17支链醇-丙氧基-3缩水甘油基磺酸盐。
11.权利要求1的组合物，其中所述组合物中IOS与AGS的比率在大约60∶40和大约20∶80％w/w之间。
12.权利要求1的组合物，其中所述组合物中IOS与AGS的比率在大约50∶50和大约20∶80％w/w之间。
13.权利要求1的组合物，其中所述组合物中IOS与AGS的比率在大约45∶55和大约20∶80％w/w之间。
14.权利要求1的组合物，其中所述组合物中IOS与AGS的比率为大约40∶60％w/w。
15.权利要求1的组合物，其中所述组合物还包含水。
16.权利要求1的组合物，其中所述组合物还包含海水。
17.权利要求1的组合物，其中所述组合物还包含盐水。
18.包含表面活性剂和水的烃回收组合物，其中所述表面活性剂包含链长大于C20的内烯烃磺酸盐(IOS)与选自乙氧基化缩水甘油基磺酸盐和丙氧基化缩水甘油基磺酸盐的烷氧基缩水甘油基磺酸盐(AGS)的组合。
19.权利要求18的组合物，其中所述IOS的链长为C20-C24。
20.权利要求18的组合物，其中所述AGS是乙氧基链长在1和9之间的乙氧基化缩水甘油基磺酸盐。
21.权利要求18的组合物，其中所述AGS是丙氧基链长在1和6之间的丙氧基化缩水甘油基磺酸盐。
22.权利要求18的组合物，其中选自具有如下的醇疏水部分链长的一种或多种AGS，所述醇疏水部分链长选自：C12，13；C12-15；和C16，17。
23.权利要求18的组合物，其中所述AGS选自如下中的一种或多种：C12，13直链醇-乙氧基-3缩水甘油基磺酸盐；C12-15直链醇-乙氧基-7缩水甘油基磺酸盐；C16，17支链醇-乙氧基-3缩水甘油基磺酸盐；C16，17支链醇-乙氧基-9缩水甘油基磺酸盐；C12，13直链醇-丙氧基-3缩水甘油基磺酸盐；C12，13直链醇-丙氧基-7缩水甘油基磺酸盐；和C16，17支链醇-丙氧基-3缩水甘油基磺酸盐。
24.权利要求18的组合物，其中所述表面活性剂以大约0.01％和大约5.0％(w/v)之间的浓度存在。
25.权利要求18的组合物，其中所述表面活性剂以大约0.1％和大约3.0％(w/v)之间的浓度存在。
26.权利要求18的组合物，其中所述表面活性剂以大约1.0％和大约5.0％(w/v)之间的浓度存在。
27.权利要求18的组合物，其中所述表面活性剂中IOS与AGS的比率在大约60∶40和大约20∶80％w/w之间。
28.权利要求18的组合物，其中所述表面活性剂中IOS与AGS的比率在大约50∶50和大约20∶80％w/w之间。
29.权利要求18的组合物，其中所述表面活性剂中IOS与AGS的比率在大约45∶55和大约20∶80％w/w之间。
30.权利要求18的组合物，其中所述表面活性剂中IOS与AGS的比率是大约40∶60％w/w。
31.一种处理含烃地层的方法，其包括：
(a)向含烃地层的至少一部分提供烃回收组合物，其中所述组合物包含内烯烃磺酸盐(IOS)与烷氧基缩水甘油基磺酸盐(AGS)的掺合物；和
(b)让所述组合物与含烃地层中的烃相互作用。
32.权利要求31的方法，其中所述IOS选自具有如下链长的一种或多种IOS，所述链长选自：C15-C18；C20-C24；和C24-C28。
33.权利要求31的方法，其中所述IOS具有大于C20的链长。
34.权利要求31的方法，其中所述IOS具有C20-C24的链长。
35.权利要求31的方法，其中所述AGS是乙氧基化缩水甘油基磺酸盐。
36.权利要求31的方法，其中AGS是乙氧基链长在1和9之间的乙氧基化缩水甘油基磺酸盐。
37.权利要求31的方法，其中所述AGS是丙氧基化缩水甘油基磺酸盐。
38.权利要求31的方法，其中所述AGS是丙氧基链长在1和6之间的丙氧基化缩水甘油基磺酸盐。
39.权利要求31的方法，其中所述AGS选自具有如下醇疏水部分链长的一种或多种AGS，所述醇疏水部分链长选自：C12，13；C12-15；和C16，17。
40.权利要求31的方法，其中所述AGS选自以下中的一种或多种：C12，13直链醇-乙氧基-3缩水甘油基磺酸盐；C12-15直链醇-乙氧基-7缩水甘油基磺酸盐；C16，17支链醇-乙氧基-3缩水甘油基磺酸盐；C16，17支链醇-乙氧基-9缩水甘油基磺酸盐；C12，13直链醇-丙氧基-3缩水甘油基磺酸盐；C12，13直链醇-丙氧基-7缩水甘油基磺酸盐；和C16，17支链醇-丙氧基-3缩水甘油基磺酸盐。
41.权利要求31的方法，其中所述组合物中IOS与AGS的比率在大约60∶40和大约20∶80％w/w之间。
42.权利要求31的方法，其中所述组合物中IOS与AGS的比率在大约50∶50和大约20∶80％w/w之间。
43.权利要求31的方法，其中所述组合物中IOS与AGS的比率在大约45∶55和大约20∶80％w/w之间。
44.权利要求31的方法，其中所述组合物中IOS与AGS的比率为大约40∶60％w/w。
45.权利要求31的方法，其中所述含烃地层内的温度在大约65℃和大约130℃之间。
46.权利要求31的方法，其中所述含烃地层内的温度在大约85℃和大约120℃之间。
47.权利要求31的方法，其中所述含烃地层的盐度在大约1％和大约20％之间。
48.权利要求31的方法，其中所述含烃地层的盐度在大约2％和大约15％之间。
49.权利要求31至48任一项的方法，其中所述方法使用如权利要求1至17中任一项所限定的烃回收组合物。
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