Влияние щелочи на межфазные свойства нефти, воды и породы известно давно. Более высокая вытесняющая способность щелоч­ной воды отмечалась еще при разработке бакинских нефтяных месторождений в 40-х годах. В последние годы к щелочному завод­нению вновь проявляется интерес в связи с обнаружением в не­которых нефтях значительного содержания активных полярных компонентов.

Механизм процесса. Метод щелочного заводнения нефтя­ных пластов основан на взаимодействии щелочей с пластовыми нефтью и породой. Практически все природные нефти содержат в своем составе активные компоненты - органические кислоты, но количество и состав их различны. При контакте щелочи с нефтью происходит ее взаимодействие с органическими кисло­тами, в результате чего образуются поверхностно-активные веще­ства, снижающие межфазное натяжение на границе раздела фаз нефть - раствор щелочи и увеличивающие смачиваемость породы водой. Лабораторные исследования показали, что степень сниже­ния межфазного натяжения возрастает с увеличением количества органических кислот в нефти и может составлять 0,001 мН/м и менее в узком диапазоне концентраций щелочи в рас­творе (рис. 10).

Другой метод повышения эффективности заводнения пластов - так называемое полимерное заводнение, заключающееся в том, что в воде растворяется высокомолекулярный химический реа­гент - полимер (полиакриламид), обладающий способностью даже при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, снижать ее подвижность и за счет этого повышать охват пластов заводнением.

Метод изучается с конца 50-х годов, а в промышленных усло­виях испытывается с 60-х годов. В нашей стране исследования проблем полимерного заводнения наиболее широко проводятся во Всесоюзном нефтегазовом научно-исследовательском институте и Гипровостокнефти.

Механизм   процесса. Как было показано, от вязкости воды,   вытесняющей   нефть,   от  соотношения вязкостей нефти и воды существенно зависит охват не­однородных пластов заводнением.

Добавление к воде, нагнетаемой в пласты, поверхностно-актив­ных веществ в небольших дозах для повышения ее вытесняю­щей способности было одним из первых мероприятий, направлен­ных на повышение эффективности заводнения, которое изучается с 50-х годов. В нашей стране исследования эффективности вытес­нения нефти водными растворами ПАВ на моделях пластов про­водились во многих институтах, но больше всего в БашНИПИнефти, ТатНИПИнефти, ПермНИПИнефти и Всесоюзном нефтегазовом научно-исследовательском институте.

Механизм процесса вытеснения нефти из пластов вод­ным малоконцентрированным раствором ПАВ, типа ОП-10, основан на том, что при этом снижается поверхностное натяжение между нефтью и водой от 35-45 до 7-8,5 мН/м  и  увеличивается  краевой  угол смачивания  кварцевой  пластинки  от  18 до 27°. Сле­довательно, натяжение  смачивания (σ cos θ) уменьшается в 8-10 раз. Исследования БашНИПИнефти показали, что опти­мальной массовой концентрацией неионогенных ПАВ в воде сле­дует считать 0,05-0,1 % [3].

Успешное и широкое применение заводнения нефтяных место­рождений, обеспечивающего существенное увеличение конечной нефтеотдачи пластов, по сравнению с режимами истощения, поста­вило перед нефтяной промышленностью очень сложную проблему дополнительного извлечения нефти из сильно истощенных, завод­ненных нефтеносных пластов с рассеянной, нерегулярной нефтенасыщенностью. Остаточная нефть в заводненных пластах, как уже отмечалось, удерживается в неподвижном состоянии поверхностно-молекулярными, капиллярными силами в масштабе отдельных пор и малопроницаемых включений, а также вязкостными силами в масштабе слабопроницаемых разностей и слоев пласта. Заставить двигаться остаточную нефть в заводненных пластах можно, только полностью устранив действие капиллярных сил или снизив их на­столько, чтобы они были меньше гидродинамических сил, создавае­мых перепадом давления, и выровняв подвижности в различных слоях.

Мицеллярно-полимерное заводнение и направлено на устране­ние капиллярных сил в заводненных пластах и вытеснение оста­точной нефти.

Структура и состав мицеллярных растворов. Как известно, углеводородная жидкость (нефть, керосин) и вода между собой не смешиваются в обычных условиях. Но когда к ним добавляется третий компонент — специальное, растворимое в нефти и воде поверхностно-активное вещество (ПАВ), они могут смеши­ваться. Молекулы ПАВ за счет энергии взаимодействия с водой и нефтью служат связующим звеном между молекулами углево­дородной жидкости и воды. При их перемешивании в определен­ных условиях получается однофазный гомогенный раствор, или микроэмульсия. При этом образуются так называемые нефтеводяные мицеллы-агрегаты молекул типа жидких кристаллов с жид­ким ядром, внутри которых молекулы нефти и воды способны перемещаться относительно друг друга. Такие растворы назы­ваются мицеллярными растворами или микроэмульсиями (раство­римая нефть или вспученные мицеллы). В зависимости от степени различия энергий взаимодействия молекул ПАВ с молекулами воды и нефти могут образоваться сферические или пластинчатые (многослойные) мицеллы размером от  до  мм.

С нефтью и водой могут смешиваться спирты и жидкая двуокись углерода. Однако некоторые спирты плохо растворяются в воде (бутиловый и пропиловый), а другие, наоборот, плохо растворяются в нефти (этиловый и метиловый). Двуокись углерода растворяется в воде и в нефти разного состава и плотности. Исследования СО₂ были начаты в начале 50-х годов.

Механизм явлений. Углекислый газ, или двуокись углерода, образует жидкую фазу при температуре ниже 31,2 °С. Однако при содержании в ней углеводородов температура, при которой возможно существование жидкой двуокиси углерода, повышается вплоть до 40 °С. При температуре выше 31 °С двуокись углерода находится в газообразном состоянии при любом давлении. Давление 7,2 МПа также является критическим. При меньшем давлении СО₂ из жидкого состояния переходит в пapooбразное (испаряется).

Плотность и вязкость жидкой двуокиси углерода изменяются в пределах от 0,5 до 0,9 т/м³ и от 0,05 до 0,1 мПа·с, а газообразной — от 0,08 до 0,1 кг/м³ и от 0,02 до 0,08 мПа·с при давлениях 8—25 МПа и температуре 20—100 °С.

При высоких давлениях (более 15 МПа) и низкой температуре пласта (менее 40°С) плотность жидкой и газообразной двуокиси углерода становится почти одинаковой (0,6—0,8 т/м³).