尊敬的审查员：
申请人仔细地研究了您对本案的审查意见，针对该审查意见所指出的问题，申请人对申请文件做出了修改并陈述意见如下：
一、修改说明
1、修改权利要求1的主题名称，将原权利要求1和原权利要求3合并为新的权利要求1，同时在新的权利要求1里添加“所述乳化体系应用的油藏的条件为80℃～140℃，矿化度为5×104～22.5×104mg/L”，其来源于说明书-发明内容的第一段。
2、删除权利要求2的“优选”，同时适应性修改权利要求2的主题。
二、关于修改后的权利要求符合专利法第三十三条的规定
修改后的权利要求书其内容均来源于原权利要求书和说明书，申请人并未添加原权利要求和原说明书未记载的内容，因此其符合专利法第三十三条的规定。
三、关于修改后的权利要求符合专利法第二十二条第三款的规定
审查员认为，与对比文件1和对比文件2相比，本发明不具有创造性，申请人不予认同。
对于修改后的权利要求，与对比文件1相比，至少具有以下区别技术特征：1、本发明的一种组分为纳米二氧化硅，对比文件1的一种组分为改性二氧化硅；2、本发明的一种组分为烷基酚聚氧乙烯醚磺酸盐或烷基醇聚氧乙烯醚磺酸盐；3、本发明应用于高温高盐油藏，对比文件1应用于一般油藏；4、本发明无需进行化学反应。
对于区别特征1，本发明组分中为简单的、未经改性的纳米二氧化硅，而根据对比文件1的记载，其采用的原料改性二氧化硅“由硅酸钠与有机改性剂通过溶胶-凝胶法直接制备而来，或者由纳米级二氧化硅同有机改性剂改性反应制备而成”（对比文件1权利要求3），其中，有机改性剂是“多种硅烷偶联剂、C8-C18的卤代烃、碳链数为C8-C18的高级脂肪酸或各类羧酸衍生物中的一种”（对比文件1权利要求4），因此，本发明采用的纳米二氧化硅与对比文件1中的纳米二氧化硅区别较大，对比文件1也不能对本发明形成技术启示。至于审查员提出的“采用溶胶-凝胶法得到的纳米二氧化硅本身含有多个醇硅基团，极易团聚。因此本申请的纳米二氧化硅实际上包括了对比文件1溶胶-凝胶法的二氧化硅。”对此申请人不予认同，阙永生等在《溶胶-凝胶法制备纳米二氧化硅及原位改性》一文中指出了纳米二氧化硅的溶胶凝胶制备方法，其采用正硅酸乙酯为原料制备纳米二氧化硅（实验部分第二段），采用KH570对上述过程制备的纳米二氧化硅进行改性（实验部分第三段），同时该文献还在其表征部分说明了纳米二氧化硅与改性纳米二氧化硅是不同的。因此，从对比文件1权利要求3可知，其所述的改性二氧化硅实质上是分两步制成：1、采用硅酸钠为原料，制备纳米二氧化硅溶胶；2、在纳米二氧化硅溶胶中添加有机改性剂对步骤1中制得的纳米二氧化硅溶胶进行原位改性。因此，对比文件1中采用的改性纳米二氧化硅并未包含在本发明所述的纳米二氧化硅中。
至于审查员所述“现有技术已知纳米二氧化硅极易团聚，纳米二氧化硅属于已知的构成纳米液体的惯用成分，对比文件1明确记载改性后的纳米二氧化硅表面形成多个亲水和亲油基团，很大程度上降低油水界面张力（说明书第4页末段），相较于表面改性纳米二氧化硅颗粒来说，省略其表面改性二选择未改性纳米二氧化硅会相应牺牲其均匀分散和稳定性，因此本领域技术人员可以对其进行合理替换”，申请人对该说法不予认同，根据本发明说明书具体实施方式部分的性能测试1，其记载了“高温高盐油藏原位乳化体系的抗老化性能，将制备的原位乳化体系加入原油并密封后放置在110℃的恒温烘箱中，定期取出然后在对应的温度下测试界面张力，观测其长期稳定性。利用SVT20旋转界面张力仪测试油水界面张力，实验结果如图1所示，老化前油水界面张力为0.006mN/m，老化90d后油水界面张力增加至0.021 mN/m，但是仍然在10-2 mN/m数量级，表现出较好的长期稳定性”，据此，可以说明本发明具有良好的稳定性。因此，其说明了在本发明的环境下，纳米二氧化硅具有良好的稳定性，进一步说明本发明和对比文件1是完全不同的，因此，本发明具有创造性。
对于区别特征2，审查员认为对比文件2给出了技术启示，但是，对比文件2所述的驱油剂是通过在磁性碳纳米骨料上接枝表面活性剂，通过对比文件2可知，制备该驱油剂时，还需要进行反应，且反应时间长（对比文件2权利要求7-10），其目的是将所述表面活性剂枝接于纳米骨料上。若是对比文件2能够对本发明形成技术启示，那么其给出的技术启示也应该是将烷基酚聚氧乙烯醚磺酸盐、烷基醇聚氧乙烯醚磺酸盐或十二烷基硫酸钠枝接于所述的纳米二氧化硅或者改性纳米二氧化硅上；而本发明中是直接将烷基酚聚氧乙烯醚磺酸盐或烷基醇聚氧乙烯醚磺酸盐以及十二烷基硫酸钠和纳米二氧化硅混合，三者之间根本没有发生化学反应。同时对比文件1也需要将各原料进行反应才能得到所需目标产物，而本发明中，根据权利要求和实施例可知，仅需将各组分混合即可，不仅可以事先配置好，同时还可以在工况现场配置，更加灵活。
对于区别特征3，本发明能够应用于高温高盐油藏。高温高盐油藏是指温度大于80℃、矿化度大于20000mg/L的油藏（高温高盐油藏化学驱的发展趋势，赵福麟），在对比文件1和对比文件2中，申请人并未发现两者的适用温度和矿化度满足高温高盐油藏的相应条件（对比文件1：温度70℃，矿化度未知；对比文件2：温度75℃，矿化度未知，而该温度仅满足中温油藏：温度70-80℃）。而本发明在实施例中公开了本体系应用于高温高盐油藏时的乳化效果（本发明实施例），因此本发明的适用范围不同。至于审查员所述“没有证据显示油藏温度、盐都变化后本申请乳化体系的表面张力有何种程度的变化”，本领域常规技术人员可知，乳化剂存在一定的浊点，当温度超过浊点时，乳化剂会失效，当矿化度过高时，常规乳化剂将发生沉淀（参考王斌等在《阴非离子表面活性剂在高温高盐油藏的研究与应用》一文中所述）。同时，齐晶等在《石油磺酸盐的研究现状及前景》一文中指出了石油磺酸盐的耐盐性能较差，易于多价阳离子形成沉淀物的缺点，而对比文件1中也没有测试其耐盐性，因此，申请人有理由认为对比文件1中的产物难于适用于高盐油藏，因此，本发明相对于对比文件1和对比文件2在应用温度和矿化度的提高，明显提高了乳化剂的耐温耐盐性，因此能够在高温高盐油藏下应用。
对于区别技术特征4，本发明无需进行长时间的化学反应（对比文件1反应1-3小时；对比文件2分两步反应，第一步1-3小时，第二部2-5小时），且本发明中所用原料均为常规的、可以再市场上购买的，因此在准备了原料时可以随时实施，同时还节省了配置反应容器的成本。同时，由于本发明的配方未经过化学反应即可实现降低油水界面张力、增加原油采收率，那么经过反应才能形成目标产物的对比文件1和对比文件2难于对本发明提供技术启示。
同时从发明效果来讲，申请人从以下几个方面来阐述本发明的优势：
1、本发明相对于对比文件2的采收率提升要高：本发明虽然在降低表面张力的方面低于对比文件1和对比文件2，就并不是说本发明的提高的采油率低于对比文件1和对比文件2，因为井下情况复杂，并不能单纯的以界面张力的高低来评判驱油剂的优劣，比如常见的石油磺酸盐能够驱油的界面张力最低需要达到10-4mN/m（吕爽在《驱油用石油磺酸盐性能稳定性的研究》一文中提出），但是由于其易于二价、三价阴离子形成沉淀物、同时容易被黏土表面吸收、同时其耐盐性较差，因此其驱油效果并不比界面张力高的驱油剂好，对比文件1、对比文件2和本发明均是应用于驱油，对于本领域来说，无论其余效果有多好，但本领域的技术人员最终看重的还是驱油剂（本发明中乳化剂）对原油采收率的提高，由于对比文件1中并未有数据证明其对原油采收率的提高，因此本发明采用对比文件2中的数据，对比文件2中三个应用实施例分别指出了采收率的提升为：17.6%、15.3%和16.8%，而本发明实施例中提出的采收率的提升为：19.4%，对比文件2中最高的提升与本发明实施例相差为1.8%，相对于原油采收来说已经是不小的数字：若全球的老油田采收率提升1%，则会增加可采储量50多亿吨，约为全球2年的石油消费量，此数据还并未包括目前新开发的新油田，因此审查员所述本发明未对现有技术作出新的贡献是不符合实际情况的；
2、本发明还在实施例中提出了非均质油藏方面的应用，非均质油藏由于其渗透率差别较大，因此驱油时驱油剂总会先从渗透率较大的岩层窜出，而渗透率较小岩层中的油则不能被驱替出来，因此导致油藏中的剩余油含量较高，常规的驱替剂也难于将油藏中低渗透部分的原油驱替出来；对比文件2（应用实施例1中岩心渗透率为0.356μm2，应用实施例2为0.412μm2，应用实施例3为0.407μm2）和对比文件1中均为指出其发明能够在非均质油藏应用，而本发明在实施例中明确指出了在“三层非均质(渗透率分别为100mD，200mD和500mD)方岩心(宽度4.5cm，长度30cm)、在90℃的条件下进行驱替实验”，因此相对于对比文件1和对比文件2，本发明有着不可替代的作用，进一步说明了本发明具有创造性。
3、本发明能够应用于高温高盐油藏，本发明实施例中的乳化体系采用组成为22×104mg/L NaCl
+ 0.5×104mg/L CaCl2的高矿化度模拟地层水配置，其矿化度超过了22万mg/L，远远高于本行业技术人员规定的高盐油藏（2万mg/L）上限，随后对本发明乳化体系的一系列性能测试证明了本发明能够应用于高盐油藏，对于石油磺酸盐表面活性剂的耐盐性测试，岳晓云等在《三次采油用弱碱体系的石油磺酸盐表面活性剂的合成及性能》一文中，其在2.2.5产物耐盐性能测试中，合成的石油磺酸盐分别在Ca2+离子浓度为100-500mg/L、Na+离子浓度为2000-18000mg/L的条件下使用表现出较好的界面张力，其作者即认为合成的石油磺酸盐具有良好的耐盐性，但这些与高盐油藏的定义相差甚远，更不用说和本发明作对比，说明在通常情况下石油磺酸盐的耐盐性不足。同时，对比文件1也没有给出其合成产物具有耐盐性的相关介绍（如果其具有较好的耐盐性，由于这仅仅是技术效果而不是需要保密的技术特征，按照常理来讲，其发明人或申请人应当交代以增加创造性），说明对比文件1的合成产物不具有耐盐性，而本发明在高矿化度和90℃的条件下进行驱调实验，其最终采收率的提高也证明了本发明在高温高盐油藏的稳定性，这些均是对比文件1和对比文件2所不能达到的效果。
造成本发明具有以上不同效果的其中一个原因在于，本发明与对比文件1和对比文件2的驱油机理不同，对比文件1的驱油机理为：驱油剂显著降低油水界面张力，降低了剩余油的黏附功，减少了油藏从岩石上拉开所需的黏附功，使得残余油易于变形、移动、剥离；同时，降低油水界面张力能够有效的消除毛细阻力，减少了油珠通过狭窄孔径移动移动式界面变形所需的功，利于油珠的运移、聚并；同时低的界面张力促进了油滴形成油墙。因此，对于对比文件1来说，其降低界面张力的能力是提高原油采收率的主要原理。同时，对比文件2中并未提出其相应的驱油机理，其有益效果是有利于采收后的破乳。但对于本发明来说，其驱油机理为：(1)通过低界面张力洗油，启动剩余油，其作用机理与对比文件1的机理相同；(2)较高的乳化能力使得油相以分散液体的形式存在，油滴通过贾敏效应堵塞大孔喉，迫使液流转向，扩大波及体积，最终提高采收率（记载于本发明有益效果中）。刘鹏等在《表面活性剂驱乳化作用对提高采收率的影响》一文中指出，乳化能力更强的表面活性剂具有更好的驱油效果，为本发明在相对较低的界面张力下实现较高的原油采收率提供了佐证。本发明的驱油机理与对比文件1和对比文件2的驱油机理完全不同，因此，本发明才能在油水界面张力相对较低的条件下，对非均质油藏达到较高的采收率。
综上所述，申请人相信，经过修改的申请文件已经克服了第三次审查意见通知书中所指出的各种缺陷，并克服了其他一些形式上的缺陷，并且上述修改也是针对通知书指出的缺陷进行修改的，符合《专利法实施细则》第51条第3款的规定。以上陈述妥否，请审查员老师审查并指导，审查员老师如果认为本申请还存在缺陷，请直接联系申请人电话，申请人会积极配合审查员的工作，申请人电话：15208452957。