兩親聚合物活化劑對稠油的拆解-聚并作用及其動態調驅機理

張 健， 華 朝， 朱玥珺， 楊 光， 康曉東，王秀軍， 王傳軍， 張 洪

(1.海洋石油高效開發國家重點實驗室，北京 100028；2.中海油研究總院有限責任公司，北京 100028；3.中海石油(中國)有限公司 天津分公司，天津 300452)

中國近海油田稠油儲量占總地質儲量的60%左右，海上稠油高效開發具有深遠的戰略意義。由于稠油具有流動能力差、單井產能低、水驅指進和波及效率低等不利因素，其動用程度、采油速率、采出程度一直偏低，制約了稠油油田的高速高效開發。

活化劑是一類具有較高相對分子質量和一定界面活性的水溶性聚合物，同時具備親水和親油基團，是一種既能增加水相黏度，又能通過拆解分散作用降低稠油黏度的多功能驅油劑，具有良好應用前景[1-5]。通過利用活化劑獨特的分子聚集行為和超分子結構，可以實現在單一分子體系基礎上的高效、低成本且對稠油油藏無損害的強化冷采。活化劑的擴大波及體積和提高洗油效率的宏觀表現與聚-表二元體系類似，但其作用機理又與后者顯著不同，同時避免了聚-表二元驅過程中色譜分離效應的發生，使之在提高采收率領域的潛力備受關注。目前，活化劑聚集體結構[6-7]、增黏性能[7]、流變特性[8-9]、界面行為[6]、降黏[10-11]、驅油效果[12-13]及提高采收率機理[14-15]，成為學者研究的熱點，但其對稠油拆解降黏、聚并增阻及聚并再分散作用鮮見報道，對活化劑的動態調剖與驅油機理的認識尚不完善。

為了有效拓寬化學驅在海上稠油開發中的適用范圍，針對黏度為150～1000 mPa·s稠油，筆者研制出一種多功能驅油劑—兩親聚合物稠油活化劑[16](簡稱活化劑)，前期研究表明，它既能降低原油黏度，又能增加水相黏度，可大幅改善水/油流度比[17-18]；同時能有效降低油-水界面張力并對巖石上稠油重質組分存在較強解吸附作用[19]，從而提高洗油效率[20]。鑒于對其驅油機理方面的研究不夠深入，筆者利用多種手段研究了此種活化劑對稠油拆解降黏及聚并增阻作用，揭示活化劑動態調剖與驅油機理，為明確其提高采收率原理及指導油田應用具有重要意義。

1 實驗部分

1.1 原料與儀器

活化劑，自制[16]，其結構示意圖如圖1所示。由圖1可知，活化劑以聚丙烯酰胺為骨架，引入Gemini型兩親功能單體(單體1)、調控分子親/疏水能力單體(單體2)和高位阻側基(單體3)，強化活化劑體系增黏、抗鹽、耐溫和溶解性能的同時，具有較高的界面活性，增強與稠油間相互作用。

圖1 活化劑結構示意圖Fig.1 Diagram of molecular structure of the activator

采用SM-6700F型掃描電子顯微鏡(日本JEOL公司產品)、TEXAS-500C旋轉滴界面張力儀(美國KINO公司產品)、SL200A/B系列動態/靜態接觸角儀(美國科諾工業有限公司產品)、OLYMPUS FV1000-IX81激光共聚焦顯微鏡(日本Olympus公司產品)、BX-41光學顯微鏡(日本Olympus公司產品)、LUMisizer 611型穩定性分析儀(德國LUM公司產品)、Brookfield model DV-Ⅲ型黏度計(美國Brookfield公司產品)、Waring攪拌機(美國Waring Commercial公司產品)、Labconco FreeZone冷凍干燥機(美國Labconco公司產品)、巖心驅替模擬系統(自制)對活化劑及其性能進行表征。

1.2 實驗方法

1.2.1 活化劑溶液配制

首先配制5000 mg/L活化劑溶液的母液，將母液在室溫下靜置老化12～24 h；然后稀釋至不同目標濃度的活化劑溶液，使用Waring攪拌器1檔剪切20 s模擬近井地帶對溶液剪切，剪切消泡后即可使用。

1.2.2 活化劑聚集形態表征

將活化劑溶液滴到潔凈的硅片表面，放入液氮中冷凍，保持冷凍狀態放入冷凍干燥機中充分干燥。將干燥后的樣品鍍金、備測，利用掃描電鏡(SEM)觀察其聚集體形貌。

1.2.3 活化劑對稠油的拆解降黏性能測定

配制不同質量濃度的活化劑溶液，將S3稠油與活化劑溶液按油/水質量比1/1混合，65 ℃恒溫1 h，機械攪拌5 min(400 r/min)后，于25 ℃時利用激光共聚焦顯微鏡測試分散液滴的大小及分布情況，掃描xy層，激發光源波長488 nm，接收波長588 nm，以研究稠油-活化劑溶液混合體系中稠油分散狀態；為了進一步考察活化劑對稠油的降黏作用，利用Brookfield黏度計測定65 ℃時稠油-活化劑溶液混合體系動力黏度。

1.2.4 活化劑溶液-稠油分散體系穩定性測試

將S3稠油與不同質量濃度活化劑溶液按油/水質量比1/1混合，65 ℃恒溫1 h，機械攪拌5 min(400 r/min)后，于25 ℃時利用LUMISizer 611型穩定性分析儀測試活化劑溶液-稠油分散體系各個位置的透射光變化程度，共測試255次(每次10 s)，形成直觀圖譜，從而分析該分散體系穩定性。為了進一步考察油滴聚并過程中分散體系黏度和油滴粒徑變化情況，將稠油與1000 mg/L活化劑溶液按油/水質量比1/1混合，65 ℃恒溫1 h，機械攪拌5 min(400 r/min)后，65 ℃靜置80 min，利用Brookfield黏度計和光學顯微鏡測試靜置過程中上層分散體系動力黏度及油滴粒徑。

1.2.5 巖心驅替實驗

采用均質巖心進行單管巖心和并聯巖心驅油實驗，巖心尺寸4.5 cm×4.5 cm×30 cm。實驗步驟：將巖心烘干、抽真空飽和水后，根據飽和水前后巖心質量差計算巖心孔隙度，采用變流速法飽和稠油模擬油(驅替實驗用油為S3稠油與煤油復配的模擬油，以模擬地下原油黏度；65 ℃下，單管巖心所用稠油模擬油黏度為250 m Pa·s，并聯巖心所用稠油模擬油黏度350 mPa·s)，于65 ℃下老化24 h以上；設定泵速率為1 mL/min，于65 ℃下水驅至產出液含水率(體積分數)達到95%時，轉注0.3 PV(0.3PV是指活化劑溶液或聚合物溶液的注入量為0.3倍的巖心孔隙體積，下同)的活化劑溶液或聚合物溶液，然后水驅至產液含水率95%以上。

2 結果與討論

2.1 活化劑聚集形態及增黏作用

活化劑分子聚集體形貌掃描電鏡結果如圖2所示。由圖2可知，活化劑分子內、分子間的締合及自交聯作用力強，活化劑分子鏈以一定尺寸的聚集體形態相互纏繞，形成含有許多空腔的空間網絡結構，隨著活化劑質量濃度增大，網絡結構愈加密集，該結構具有大空間非極性核的大容量增溶能力[2]，對稠油能有效分散、剝離、攜帶等，方便采出；同時該結構具有較強的增加水相黏度的能力，驅油時可以起到擴大波及體積作用。

圖2 不同質量濃度活化劑聚集形貌掃描電鏡照片Fig.2 SEM images of molecule aggregation and conformation of the activator of different mass concentrationsMass concentrations of activator/(mg·L-1): (a) 600； (b) 800； (c) 1000； (d) 1200； (e) 1500

剪切后活化劑溶液黏度與質量濃度的關系如圖3所示。由圖3可知，活化劑溶液的黏度-質量濃度曲線在1000 mg/L處存在明顯轉折點，此質量濃度對應活化劑溶液的臨界聚集濃度(CAC)。由圖2可知，當活化劑質量濃度高于CAC時，活化劑分子間的締合作用明顯增強，形成獨特的空間網絡結構，導致活化劑溶液黏度急劇增加。

CAC—Critical aggregation mass concentration圖3 剪切后活化劑溶液黏度(μ)-質量濃度(ρ)曲線(65 ℃)Fig.3 Viscosity (μ)-mass concentration (ρ) curve ofactivator solution after shearing (65 ℃)Conditions: Shear rate 3000 r/min; Shear time 20 s

2.2 活化劑的界面活性與降黏作用

不同質量濃度活化劑溶液與S3稠油模擬油(65 ℃下，黏度為250 mPa·s)間的界面張力見圖4。由圖4可知：當活化劑質量濃度由0增大至2000 mg/L時，油-水界面張力由37.8 mN/m逐步減小至1.4 mN/m；當活化劑質量濃度大于1600 mg/L后，油-水界面張力減小趨勢變緩。這是因為活化劑分子鏈接大量具有Gemini[21]結構單元的兩親功能單體，有效降低油-水界面張力，表現出一定界面活性；同時由于活化劑分子間締合作用，導致活化劑在界面上排布無序程度增大，活化劑溶液與S3稠油間無法產生超低界面張力(≈10-3mN/m)。

圖4 不同質量濃度(ρ)活化劑溶液與S3稠油間的界面張力(γ)Fig.4 Interfacial tension (γ) between S3 heavy oil andactivator solution of different mass concentrations (ρ)

不同質量濃度活化劑溶液在S3稠油模擬油(65 ℃下，黏度為250 mPa·s)油膜上的接觸角如圖5所示。由圖5可知：相對于模擬水在稠油油膜表面的初始接觸角102°，600 mg/L活化劑溶液在稠油油膜表面的接觸角降至45°，且隨著活化劑質量濃度增大，其在稠油油膜表面的接觸角進一步減小，具體表現為活化劑溶液越易在油膜表面鋪展，對稠油的親和能力也越強，該親和能力源于活化劑分子鏈中功能單體與稠油重質組分間存在較強的氫鍵、疏水、靜電、π-π堆積等作用。

圖5 不同質量濃度活化劑溶液在油膜表面上的接觸角Fig.5 Contact angles of activator solution of different mass concentrations on oil film surfaceMass concentrations of activator/(mg·L-1): (a) 0； (b) 600； (c) 1000； (d) 1500

將不同質量濃度活化劑溶液與S3稠油攪拌混合，活化劑溶液-稠油分散體系的激光共聚焦照片如圖6所示。由圖6可知，隨著活化劑質量濃度增大，活化劑溶液-稠油分散體系中油滴粒徑越來越小，活化劑對稠油分散作用增強，可將稠油拆解至微米級甚至更小的分散相。這是由于活化劑具有良好界面活性，易吸附在油-水界面上，此時活化劑分子與稠油組分間存在較強親和作用，活化劑溶液易鋪展滲透進入稠油重質組分聚集結構中，部分拆解瀝青質、膠質之間結合薄弱的聚集體部位，導致油-水界面結構松散，在親水基團(如圖1中標示)周圍水膜的潤滑作用下產生側向滑動力，在較弱攪拌作用下，稠油分散成粒徑較小的油滴[21]。活化劑對稠油拆解分散作用進一步體現在活化劑對稠油降黏效果上，如圖7所示。由圖7可知：當油/水質量比為1/1，活化劑溶液質量濃度在600～1500 mg/L范圍內時，降黏后活化劑溶液-稠油分散體系黏度降至86～29 mPa·s，活化劑對稠油(65 ℃下黏度為970 mPa·s)的降黏率為91.1%～97.0%，均大于90%；且隨著活化劑質量濃度增大，其對稠油的降黏效果增強，當質量濃度達到1000 mg/L時，降黏后活化劑溶液-稠油分散體系黏度為40 mPa·s，降黏率可達95.9%。

圖6 不同質量濃度活化劑溶液-稠油分散體系的顯微鏡照片Fig.6 Micro-morphology images of the activator solution of different mass concentrations-heavy oil dispersion systemMass concentrations of activator/(mg·L-1): (a) 0； (b) 600； (c) 800； (d) 1000；(e) 1200； (f) 1500

圖7 活化劑對稠油的降黏效果Fig.7 Viscosity reduction effect of the activator on heavy oil

2.3 活化劑溶液-稠油分散體系穩定性及油滴聚并增阻作用

活化劑質量濃度對稠油分散狀態的影響如圖8所示。圖8(a1)～8(a3)為利用穩定性分析儀考察活化劑溶液-稠油分散體系中油滴聚并過程的穩定性曲線，測試開始(下端紅線)到結束(上端綠線)的透射率變化對應于油滴的聚并程度[2]，圖8(a1)～8(a3)橫坐標軸0和25 mm處分別代表樣品池的頂部和底部。由圖8(a)可知，樣品池底部的透射率明顯大于頂部，其中頂部部分的透射率接近為0，底部附近的透射率隨時間延長逐漸增大且透射率曲線呈波峰狀，該波峰一直在變寬且峰的強度增大，說明油滴發生聚并，粒徑增大，導致分散體系脫出的水量增大且樣品池底部的水相變清澈。由圖8(a1)～8(a3)可知，油/水兩相邊界處峰的斜率反映了油、水兩相間界面的辨識度，隨油滴聚并時間增長，邊界峰的斜率增大，說明在油滴聚并過程中，油-水界面變得清晰。隨著活化劑質量濃度降低，活化劑溶液-稠油分散體系變得不穩定，油滴更易聚并，樣品池底部的水相透射率及油滴粒徑增大。這是由于高質量濃度活化劑溶液中活化劑分子形成致密空間網絡結構，不僅利于增溶原油，并且能有效阻止油滴聚并。低質量濃度活化劑溶液中，活化劑分子中功能單體(季銨鹽、苯基、聚醚鏈)對油滴具有較強的親和作用，同時聚丙烯酰胺骨架長鏈結構對油滴起到架橋、串聯[22]，當油-水界面沒有致密乳化劑吸附層的保護時，串聯起來的油滴易發生聚并作用而不能長期穩定存在。

The main chain and functional monomers 1, 2 and 3 of activator molecule are represented by ， and ， respectively.圖8 活化劑質量濃度對稠油分散狀態的影響Fig.8 Effect of activator mass concentration on the dispersion state of heavy oil(a1)—(a3) Activator concentration effect on the stability of dispersed system (The lower red line represents the beginning of the test,and the upper green line represents the end of the test)； (b1)—(b3) Particle size distributions；(c1)—(c3) Oil droplet morphology; “position” represents different locations of the test sample pool.

油滴聚并作用進一步體現在分散體系黏度和油滴粒徑變化上，上層的活化劑溶液-稠油分散體系黏度及油滴粒徑隨靜置時間的變化曲線如圖9所示。由圖9可知，上層的活化劑溶液-稠油分散體系的初始黏度為73 mPa·s；靜止10 min時，上層的分散體系黏度升至115 mPa·s；靜止60 min時，上層的分散體系黏度升至226 mPa·s，為S3稠油黏度(970 mPa·s)的23.3%，此時油滴粒徑由初始的81 μm增大到294 μm。活化劑聚并作用后，油滴粒徑增大，起到實時調剖作用[23-24]；而活化劑溶液-稠油分散體系黏度增大，起到改善水/油流度比作用；這2方面作用使得活化劑溶液-稠油分散體系在多孔介質中的流動阻力增加，有利于進一步擴大波及體積。

圖9 上層活化劑溶液-稠油分散體系黏度(μ)及油滴粒徑(d)隨靜置時間的變化曲線Fig.9 Changes of viscosity (μ) and oil droplet diameter (d)over standing time in the activator solution-heavyoil dispersion system (upper layer)The mass concentration of activator (ρ) is 1000 mg/Land the experiments were carried out at 65 ℃.

2.4 活化劑聚并/拆解作用間的動態轉化機制

為考察活化劑的聚并/拆解作用間的動態轉化機制，先將85 mL稠油模擬油(65 ℃下，黏度為250 mPa·s)與85 mL的不同質量濃度ρ1(mg/L)活化劑溶液混合，65 ℃恒溫1 h，機械攪拌5 min(400 r/min)，測得65 ℃下活化劑溶液-稠油分散體系動力黏度為μ1(mPa·s)；室溫下靜置3 d后，測得65 ℃下上層的分散體系動力黏度為μ2(mPa·s)，脫水體積為V(mL)，采用“微濾膜-定氮”檢測方法[25]測定脫出水樣中的活化劑質量濃度，為ρ2(mg/L)，活化劑在油/水相中分配系數為k，具體結果如表1所示。

表1 活化劑溶液-稠油分散體系黏度及活化劑在油/水兩相中分配系數Table 1 Viscosity of the activator solution-heavy oil dispersion system and partition coefficients of activator in oil/water phases

由表1可知，活化劑聚并作用3 d后，上層的分散體系黏度仍然小于原油黏度，且隨著活化劑質量濃度增大，脫出水量減少，活化劑在油-水相中分配系數越大，更多的活化劑分子吸附在油-水界面上[26]，拆解后油滴粒徑越小，分散體系的穩定性越好。

將表1中第3組活化劑溶液-稠油分散體系聚并作用后的上層分散體系與模擬水按不同質量比混合，機械攪拌5 min(400 r/min)，考察模擬水/分散體系質量比對該混合體系的黏度影響，如圖10所示。由圖10可知，活化劑溶液-稠油分散體系聚并再拆解后，隨著混合模擬水的質量比增大，模擬水-分散體系的混合體系黏度降低；當模擬水/分散體系質量比為1/1時，混合體系黏度趨于平衡，降黏率達95.4%。這表明在多孔介質中，當活化劑溶液-稠油分散體系聚并作用后遇水時，稠油會被再次拆解，吸附在油-水界面上的活化劑會持續發揮作用。

圖10 模擬水/分散體系混合比例對混合體系的黏度(μ)影響Fig.10 Effect of the mixing ratio between the simulated waterand the dispersed system on viscosity (μ) of the mixed systemT=65 ℃

2.5 活化劑動態調剖與驅油作用

活化劑兼具增黏特性和界面活性，其增黏特性帶來的活化劑流度控制作用可增大其波及系數；界面活性可降低油-水界面張力，但仍較大(>1.4 mN/m)，由降低界面張力作用提高的洗油效率可忽略[27]，同時，其獨特的界面活性產生拆解降黏-聚并增阻作用，可增大稠油流動性，且分散的油滴具有深部調驅作用。因此，增黏作用及拆解降黏-聚并增阻作用對活化劑驅提高采收率皆有所貢獻。

選用與活化劑黏度相似的聚合物(疏水締合聚合物)開展單管巖心驅替實驗，2種化學劑增黏作用帶來的流度控制能力近似相同，其中聚合物在驅替中只起到增黏作用，則可認為2種化學劑采收率的差異是由拆解降黏-聚并增阻作用貢獻差異造成的。單管巖心驅油實驗結果見表2所示。由表2可知，轉注0.3 PV 1600 mg/L的聚合物溶液，采收率由39.9%提高至49.7%，增幅為9.8百分點；轉注0.3 PV 1600 mg/L的活化劑溶液，采收率由39.6%提高至60%，增幅為20.4百分點，增幅比聚合物高10.6百分點。因此可知，活化劑驅采收率增幅來源2種作用：其中9.8百分點主要由增黏特性帶來的流度控制作用機理貢獻，另外10.6百分點主要由活化劑的拆解降黏-聚并增阻作用機理貢獻。

表2 單管巖心模型主要參數及驅油效果Table 2 Key parameters and oil displacement effects of single-tube core model

活化劑和聚合物的單管巖心驅油實驗曲線如圖11所示。由圖11可知，轉注0.3PV化學劑后，活化劑驅對應的驅替壓力持續上升至0.3 MPa，遠大于聚合物驅的0.2 MPa，表明活化劑除了增黏作用增加驅替阻力外，分散相油滴的封堵作用也得到顯現，從而導致驅替壓力上升并擴大波及體積。活化劑驅產出液含水率(體積分數)下降至最低77%，后續水驅過程中含水率緩慢波動回升，表現含水率下降漏斗分布較寬；而聚合物驅含水率下降漏斗分布較窄，含水率下降漏斗曲線與含水率為98%的基線所閉合形成的區域面積僅為活化劑驅含水率下降漏斗曲線所形成區域面積的一半。這是由于活化劑存在獨特的拆解降黏-聚并增阻作用，拆解-聚并動態轉化機制下形成的油滴可深部調剖，阻止后續水驅較快突破竄流通道，從而擴大活化劑驅/后續水驅波及體積，啟動更多水驅無法采出的剩余油。

圖11 活化劑和聚合物的單管巖心驅油實驗曲線Fig.11 Oil displacement test curve of single-tube core for activator and polymerPV is a unit of injection volume and represents the injection multiple of pore volume.The displacement experiments were carried out at 65 ℃ and the displacement velocity is 1 mL/min.(a) Activator; (b) Polymer

活化劑和聚合物的并聯巖心驅替結果如表3和圖12所示。由表3和圖12可知：并聯巖心驅油實驗中，1000 mg/L活化劑溶液和1750 mg/L聚合物溶液黏度分別為6.1、48 mPa·s，活化劑溶液黏度明顯低于聚合物溶液，然而高、中滲巖心中活化劑驅的采收率增幅分別為23.2百分點、16.0百分點，均高于對應滲透率巖心中聚合物驅的采收率增幅(20.5百分點、15.8百分點)，說明低濃度低黏度活化劑驅擴大波及體積機理中拆解-聚并油滴的封堵作用占主導，明顯強于流度控制作用；同時活化劑具有較強拆解降黏作用，有利于進一步提高洗油效率，2種提高采收率機理共同在高、中滲巖心中發揮作用，從而低濃度低黏度的活化劑溶液表現出更強的調剖和驅油能力。

表3 并聯巖心模型主要參數Table 3 Key parameters of heterogeneous double-tube core model

圖12 活化劑及聚合物在并聯巖心中提高采收率幅度Fig.12 REO of the heterogeneous double-tubecore for activator and polymerREO is the enhanced oil recovery of chemical flooding;In the legend, “Whole” represents the heterogeneous double-tubecores, including the cores of high permeability and low permeability;The displacement experiments were carried out at 65 ℃and the displacement velocity is 1 mL/min.

根據驅替實驗結果分析，活化劑對稠油拆解降黏-聚并增阻動態轉化機制及其調驅作用示意圖見圖13。由圖13可知，隨著活化劑溶液段塞推進，活化劑對稠油層層拆解及剝離，并將分散后的稠油攜帶流動。由于驅替前緣活化劑溶液濃度較低，此時分散的油滴易聚并形成較大油滴，驅替前緣實現分散體系調剖作用，同時聚并作用后分散體系黏度會部分恢復，在多孔介質中表現為分散體系流動阻力增加，有利于進一步擴大波及體積。此外，聚并后的油滴和新波及到的稠油又會被后續活化劑溶液拆解降黏，驅替過程中出現活化劑對原油拆解降黏-聚并增阻動態調-驅聯動作用，活化劑溶液波及體積不斷擴大，驅替壓力持續上升，最終采收率得到提高。后續水驅時，該動態調驅作用表現為，巖心中殘留的活化劑溶液不斷被稀釋，一方面導致連續相黏度下降，網絡結構稀疏；另一方面拆解作用減弱，導致分散體系穩定性下降，拆解分散的稠油易聚并增阻，致使后續水驅過程中驅替壓力保持較高值，實現擴大波及體積的效果；同時吸附在油-水界面上的活化劑會持續發揮作用，聚并后的稠油遇水時會被再次拆解分散而被攜帶采出，此時含水率沒有陡然上升而是緩慢波動回升，原油采收率呈現持續增加。

圖13 活化劑對稠油拆解降黏-聚并增阻動態轉化機制及其調驅作用示意圖Fig.13 Schematic diagram of the activator showing the profile control-oil displacement integration mechanism andthe dynamic transformation mechanism between viscosity reduction and resistance increase bydisassembling and coalescing respectively for heavy oil

3 結 論

(1)在聚丙烯酰胺骨架上引入功能單體，合成了一種多功能活化劑，其溶液能形成含有許多空腔的致密空間網絡結構，具有較強的增黏能力。活化劑溶液具有良好界面活性，可大幅降低油-水界面張力，在稠油油膜上接觸角由102°降低至30°，通過對稠油界面吸附-滲透-拆解-分散作用，在油/水質量比1/1時600 mg/L活化劑溶液對稠油降黏率達91.1%。

(2)活化劑分子的聚丙烯酰胺骨架長鏈結構及功能單體對油滴起到吸引-架橋-絮凝-聚并作用，導致油滴粒徑增大及分散體系黏度部分恢復，靜置60 min時，體系黏度由73 mPa·s升至226 mPa·s，油滴粒徑由初始的81 μm增大到294 μm，因此增加其在多孔介質流動阻力；油滴聚并作用后，在模擬水中能再次拆解，此時吸附在油-水界面的活化劑會持續發揮作用；聚并后再次拆解過程中，當分散體系/模擬水質量比為1/1時，體系降黏率達95.4%。

(3)活化劑對稠油拆解降黏、聚并增阻2種作用存在動態轉化機制，驅替過程中發揮調剖-驅油聯動提高采收率機理。單管巖心模型中，與黏度相似的聚合物相比，活化劑的驅替壓力更高，含水率下降漏斗分布更寬，轉注0.3 PV 1600 mg/L的活化劑溶液時，采收率提高幅度達20.4百分點，比聚合物增加了10.6百分點；雙管巖心模型中，低濃低黏活化劑溶液表現出比聚合物更強的調剖和驅油能力。