一种解水锁剂及其制备方法和应用与流程

1.本发明油气藏解开采领域，具体涉及一种解水锁剂及其制备方法和应用。

背景技术：

2.在天然气藏和油藏的开发过程中，广泛存在着水锁伤害。在油气田的钻采过程中，当完井液、钻井液以及压裂液等外来流体进入油气田储层后，由于毛细管力的滞留作用，在地层压力的作用下，滞留液体不能够完全排出地层外，导致储层的含水饱和度不断增加，同时，渗透率不断降低，进而产生水锁伤害。水锁伤害是油气藏开发过程中普遍存在的问题。除了外来流体侵入，在油气藏的持续开采过程中，储层能量不断衰减，近井地带原始平衡状态的水相将发生流动，在气井井底形成积液。当井底累积的水不能随气流被带出井口时，将向低渗透地层中的毛细管孔道产生反向渗吸，这也是水锁伤害产生的另一个原因。水锁伤害一旦发生，将极大程度影响油气藏的产能。因此，如何预防和解除水锁伤害是实现油气田稳产增产的重要课题之一。
3.水锁伤害产生的主要原因主要有两个方面，包括毛细管自吸和液相滞留，受到流体表面张力、毛细管润湿角、流体粘度和孔喉半径等因素的直接影响。此外，地层原始压力和外来流体侵入深度等也会加剧水锁伤害的发生。
4.目前，油气藏解除水锁伤害的技术手段，包括采用增大生产压力、热力清洗、地层压裂等物理手段，但是最主要的解水锁方法为使用解水锁剂。解水锁剂的工作原料为利用表面活性剂等药剂来降低水的表面张力、调控地层润湿性等，进而促进油气藏地层中堵塞水的排出，从而达到解除水锁伤害的效果。
5.本发明旨在提出一种油气藏用解水锁剂。

技术实现要素：

6.针对现有技术存在的上述问题，本发明提供了一种解水锁剂及其制备方法和应用，本发明提供的解水锁剂能够降低水的表面张力，将强水湿基质表面调控为中性润湿甚至疏水，大幅恢复模拟发生水锁伤害的岩心渗透率，有效解除油气藏水锁带来的伤害。
7.本发明第一方面提供了一种解水锁剂，包括：双子型有机硅阳离子表面活性剂、双子型有机硅阴离子表面活性剂、助剂和水。
8.本发明提供的解水锁剂，通过将双子型有机硅阳离子表面活性剂、双子型有机硅阴离子表面活性剂和助剂进行组合，能够使得各组分之间相互作用，协同增效，大幅降低水的表面张力，将强水湿基质表面调控为中性润湿甚至疏水，同时能够恢复模拟发生水锁伤害时岩心的渗透率，有效解除油气藏水锁伤害。
9.根据本发明所述的解水锁剂的一些实施方式，以所述解水锁剂的总重量计，所述解水锁剂的组成包括：所述双子型有机硅阳离子表面活性剂和双子型有机硅阴离子表面活性剂的重量含量为1％～50％、所述助剂的重量含量为5％～45％、所述水的重量含量为5％～94％。
10.例如，在本发明的不同实施方式中，以所述解水锁剂的总重量计，所述双子型有机硅阳离子表面活性剂和双子型有机硅阴离子表面活性剂的重量含量可以为1％、2％、4％、6％、8％、10％、12％、14％、16％、18％、20％、22％、24％、26％、28％、30、32％、34％、36％、38％、40％、42％、44％、46％、48％、50％，以及它们之间的任意值和任意组合范围。所述助剂的重量含量可以为5％、10％、15％、20％、25％、30％、35％、40％、45％，以及它们之间的任意值和任意组合范围。所述水的重量含量可以为5％、10％、15％、20％、25％、30％、35％、40％、45％、50％、55％、60％、65％、70％、75％、80％、85％、90％、94％，以及它们之间的任意值和任意组合范围。
11.其中，阴离子型表面活性剂与阳离子型表面活性剂复配使用时，特定配比的阴-阳复合体系在气液界面的排布相较于单一表面活性剂更加紧密，可以大幅提升体系的表界面性能以及润湿性调控能力，尤其当整个体系呈现正电性时，可将强水湿表面调控为疏水，大幅降低水的表面张力，同时有效恢复模拟发生水锁伤害时岩心的渗透率，进而促进地层中堵塞水的排出，起到良好的解水锁作用。
12.根据本发明所述的解水锁剂的优选实施方式，所述双子型有机硅阳离子表面活性剂和双子型有机硅阴离子表面活性剂的重量含量为20％～50％、所述助剂的重量含量为10％～30％、所述水的重量含量为20％～70％。
13.根据本发明所述的解水锁剂的一些实施方式，所述双子型有机硅阳离子表面活性剂和所述双子型有机硅阴离子表面活性剂的摩尔比为(1～100)：(1～100)。
14.根据本发明所述的解水锁剂的优选实施方式，所述双子型有机硅阳离子表面活性剂和所述双子型有机硅阴离子表面活性剂的摩尔比为100：(1～100)。
15.根据本发明所述的解水锁剂的优选实施方式，所述双子型有机硅阳离子表面活性剂和所述双子型有机硅阴离子表面活性剂的重量配比为(1～4)：1。
16.本发明提供的解水锁剂中，双子型有机硅阳离子表面活性剂和双子型有机硅阴离子表面活性剂，均能显著降低表面张力、增大基质接触角进行润湿性调控。同时，双子型有机硅阳离子表面活性剂还有助于其在砂岩型油气藏地层中通过合理吸附进而调控地层润湿性能，与常规表面活性剂相比，具有更强的润湿性调控能力。
17.根据本发明所述的解水锁剂的一些实施方式，所述双子型有机硅阳离子表面活性剂选自如下式(1)中的至少一种：
[0018][0019]
式(1)
[0020]
其中，m-选自卤素阴离子、ch3coo-和no
3-中的至少一种，优选地，m-选自cl-、br-和i-中的至少一种；
[0021]
r1、r2、r3、r4、r5、r6、r7、r8、r9、r
10
、r
11
、r
12
、r
13
、r
14
、r
15
、r
16
、r
17
各自独立地选自c1～c
10
烷基和取代的c1～c
10
烷基中的至少一种，优选地，r1、r2、r3、r4、r5、r6、r7、r8、r9、r
10
、r
11
、r
12
、r
13
、r
14
、r
15
、r
16
、r
17
各自独立地选自c1～c4烷基和取代的c1～c4烷基中的至少一种；
[0022]
a选自0～20之间的整数，优选为0～10之间的整数；
[0023]
b选自0～20之间的整数，优选为0～6之间的整数；
[0024]
c选自0～20之间的整数，优选为0～10之间的整数；
[0025]
d选自0～20之间的整数，优选为0～10之间的整数，更优选为1～4之间的整数；
[0026]
m选自0～20之间的整数，优选为0～10之间的整数，更优选为2～10之间的整数；
[0027]
n选自0～20之间的整数，优选为1～10之间的整数，更优选为5～10之间的整数。
[0028]
例如，在本发明的不同实施方式中，a、b、c、d、m、n可以为0、1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12、13、14、15、16、17、18、19、20，以及它们之间的任意值和任意组合范围。
[0029]
本发明中的双子型有机硅阳离子表面活性剂具有降低表面张力、调控体系电性、使解水锁剂体系分子在气液界面排布更加紧密的作用，进而起到较好的润湿性调控作用的效果。
[0030]
根据本发明所述的解水锁剂的一些实施方式，所述双子型有机硅阴离子表面活性剂选自如下式(2)中的至少一种：
[0031][0032]
式(2)
[0033]
其中，x选自—coo-和/或—so
3-；
[0034]
n为使所述式(2)保持电荷平衡的阳离子和/或阳离子基团，优选地，n选自铵根离子和/或一价金属阳离子；
[0035]
r1、r2、r3、r4、r5、r6、r7、r8、r9、r
10
、r
11
、r
12
、r
13
、r
14
各自独立地选自c1～c
10
烷基和取代的c1～c
10
烷基中的至少一种，优选地，r1、r2、r3、r4、r5、r6、r7、r8、r9、r
10
、r
11
、r
12
、r
13
、r
14
各自独立地选自c1～c4烷基和取代的c1～c4烷基中的至少一种；
[0036]
a选自0～20之间的整数，优选为0～10之间的整数；
[0037]
b选自0～20之间的整数，优选为0～6之间的整数；
[0038]
c选自0～20之间的整数，优选为0～10之间的整数；
[0039]
d选自0～20之间的整数，优选为0～10之间的整数，更优选为1～4之间的整数；
[0040]
e选自0～20之间的整数，优选为0～10之间的整数，更优选为1～4之间的整数；
[0041]
m选自0～20之间的整数，优选为0～10之间的整数，更优选为2～10之间的整数；
[0042]
n选自0～20之间的整数，优选为1～10之间的整数，更优选为5～10之间的整数。
[0043]
例如，在本发明的不同实施方式中，a、b、c、d、e、m、n可以为0、1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12、13、14、15、16、17、18、19、20，以及它们之间的任意值和任意组合范围。
[0044]
根据本发明所述的解水锁剂的一些实施方式，所述助剂选自小分子醇、小分子醚、小分子胺和小分子醇胺中的至少一种，优选为小分子醇。
[0045]
本发明提供的解水锁剂中，所述助剂具有增加解水锁剂体系的流动性、增大表面活性剂溶解性、调控双子型有机硅阳离子表面活性剂和双子型有机硅阴离子表面活性剂相互作用等的功能。
[0046]
根据本发明所述的解水锁剂的优选实施方式，所述小分子醇选自c1～c6一元醇、c2～c6二元醇和c3～c6多元醇中的至少一种。
[0047]
根据本发明所述的解水锁剂的优选实施方式，所述小分子醇选自c1～c3一元醇、c2～c3二元醇和丙三醇中的至少一种。
[0048]
根据本发明所述的解水锁剂的优选实施方式，所述一元醇选自甲醇、乙醇和丙醇中的至少一种，所述二元醇选自乙二醇和/或丙二醇。
[0049]
根据本发明所述的解水锁剂的具体实施方式，所述小分子醇选自甲醇和/或乙醇。
[0050]
根据本发明所述的解水锁剂的一些实施方式，所述水选自去离子水和/或含无机矿物质的水。在本发明的不同实施方式中，还可选择不同种类的水。
[0051]
根据本发明所述的解水锁剂的优选实施方式，所述含无机矿物质的水选自自来水、河水和天然气田地层水中的至少一种。
[0052]
本发明第二方面提供了一种上述的解水锁剂的制备方法，所述方法包括：将所述双子型有机硅阳离子表面活性剂、双子型有机硅阴离子表面活性剂、助剂和水混合，得到所述解水锁剂。
[0053]
根据本发明所述的制备方法的一些实施方式，所述方法包括：首先将所述双子型有机硅阳离子表面活性剂、双子型有机硅阴离子表面活性剂和第一部分水混合，得到混合物料，再将所述混合物料、助剂和剩余的第二部分水混合，得到所述解水锁剂。本发明中通过采用先将双子型有机硅阳离子表面活性剂、双子型有机硅阴离子表面活性剂和一部分水混合，能够使得几种组分之间相互作用而形成稳定胶束，之后再加入助剂和剩余的水。
[0054]
根据本发明所述的制备方法一些实施方式，所述第一部分水能够将所述双子型有机硅阳离子表面活性剂和所述双子型有机硅阴离子表面活性剂溶解，具体对第一部分水的用量并没有限定。并且，所述第二部分水的用量可能为零。
[0055]
根据本发明所述的制备方法的一些实施方式，所述双子型有机硅阳离子表面活性剂、双子型有机硅阴离子表面活性剂和第一部分水混合的条件包括：温度为20～60℃，时间为1h～6h。
[0056]
根据本发明所述的制备方法的一些实施方式，所述混合物料、助剂和余量水混合的条件包括：温度为20～60℃，时间为1h～6h。
[0057]
本发明第三方面提供了一种上述的解水锁剂或上述的解水锁剂的制备方法在油气藏解除水锁伤害中的应用。但并不限于此。
[0058]
根据本发明所述的应用的一些实施方式，还包括由上述的解水锁剂的制备方法制备得到的解水锁剂在油气藏解除水锁伤害中的应用。
[0059]
在本发明的不同实施方式中，本领域技术人员可以根据实际需要加以利用。
[0060]
根据本发明所述的应用的一些实施方式，所述应用过程中，按照原料组分的重量百分比配制油气藏解水锁剂时，控制所述解水锁剂中所述双子型有机硅阳离子表面活性剂和所述双子型有机硅阴离子表面活性剂的质量浓度之和为0.001％～10％。并将所需量的解水锁剂注入相应的油气井中。
[0061]
本发明的有益效果：
[0062]
本发明提供的解水锁剂，通过将双子型有机硅阳离子表面活性剂、双子型有机硅阴离子表面活性剂和助剂进行组合，能够使得各组分之间相互作用，协同增效，大幅降低水的表面张力，尤其是能够将水的表面张力降低至20mn/m左右。并且，能够将强水湿基质表面调控为中性润湿甚至疏水，并由此促进地层中堵塞水的排出。通过物模实验证明，本发明的解水锁剂能够有效恢复模拟发生水锁伤害时的岩心的渗透率，有效解除油气藏水锁伤害。
[0063]
进一步地，通过控制特定配比的双子型有机硅阳离子表面活性剂和双子型有机硅阴离子表面活性剂复配使用，所得到的解水锁剂体系在气液界面的排布相较于单一表面活性剂更加紧密，可以大幅提升体系的表界面性能以及润湿性调控能力，尤其当整个体系呈
现正电性时，可将强水湿表面调控为疏水，大幅降低水的表面张力，同时有效恢复模拟发生水锁伤害时岩心的渗透率，进而促进地层中堵塞水的排出，起到良好的解水锁作用。
[0064]
并且，本发明提供的解水锁剂尤其适用于油气藏的解水锁施工过程。
附图说明
[0065]
图1为本发明测试例提供的岩心渗透率恢复物模实验流程示意图。
具体实施方式
[0066]
为使本发明更加容易理解，下面将结合实施例和附图来详细说明本发明，这些实施例仅起说明性作用，并不局限于本发明的应用范围。
[0067]
在本发明中所披露的范围的端点和任何值都不限于该精确的范围或值，这些范围或值应当理解为包含接近这些范围或值的值。对于数值范围来说，各个范围的端点值之间、各个范围的端点值和单独的点值之间，以及单独的点值之间可以彼此组合而得到一个或多个新的数值范围，这些数值范围应被视为在本发明中具体公开。
[0068]
本发明实施例中的试剂来源如下：
[0069]
(1)双子型有机硅阳离子表面活性剂的制备过程参照《长链烷基醇醚三甲基氯化铵的制备》(日用化学工业，1995，2:47-48)中所述的工艺步骤，具体为：采用双子型有机硅聚醚非离子表面活性剂、pcl3、hcl和三烷基胺等原料，第一步为双子型有机硅聚醚非离子表面活性剂(可根据目标产物定制硅氧链和聚醚链长度)的氯代，将原料加入少量dmf后升温至70℃，滴加pcl3，升温至150℃，通入hcl气体，反应约4.5h，反应结束后用饱和naoh洗涤；第二步为季铵化，将第一步的产物和三烷基胺、乙醇或水、碳酸钠一次投入高压釜中，在100℃、0.4mpa下反应10h，冷却出料。
[0070]
(2)双子型有机硅阴离子表面活性剂的制备原料主要包括：双子型有机硅聚醚非离子表面活性剂、羧化剂(例如卤烷基羧酸或卤烷基羧酸盐)或磺化剂(例如卤烷基磺酸或卤烷基磺酸盐)、催化剂(例如氢氧化钠、氢氧化钾)等，制备方法可参照公开专利申请cn112226225a中关于非离子表面活性剂羧化或磺化的工艺步骤(该专利申请中原料的结构与本文的结构类似，参与反应的官能团与本文中的原料一致)。将双子型有机硅聚醚非离子表面活性剂羧化或磺化为目标阴离子表面活性剂的反应在有机溶剂中进行，在氢氧化钠或氢氧化钾催化剂存在下反应，反应温度为80℃，反应时间为6小时。
[0071]
本发明中用到的其他试剂均可通过市售获得。
[0072]
【实施例1】
[0073]
(1)本实施例提供的油气藏解水锁剂中各组分的重量配比为：30％的双子型有机硅阳离子表面活性剂、10％的双子型有机硅阴离子表面活性剂、10％的甲醇和50％的去离子水。
[0074]
其中，双子型有机硅阳离子表面活性剂的分子式为：
[0075]
(ch3)3sio[(ch3)2sio]6si(ch3)[(ch2)2o(c3h6o)4(c2h4o)5c2h4n(ch3)3cl]o[(c2h5)2sio]2si(ch3)[(ch2)2o(c3h6o)4(c2h4o)5c2h4n(ch3)3cl][(ch3)2sio]6osi(ch3)3[0076]
双子型有机硅阴离子表面活性剂的分子式为：
[0077]
(ch3)3sio[(ch3)2sio]6si(ch3)[(ch2)2o(c3h6o)4(c2h4o)5(ch2)4cook]o[(c2h5)2sio]2si(ch3)[(ch2)2o(c3h6o)4(c2h4o)5(ch2)4cook][(ch3)2sio]6osi(ch3)3[0078]
(2)本实施例提供的油气藏解水锁剂的制备过程为：向反应容器中加入上述的双子型有机硅阳离子表面活性剂和双子型有机硅阴离子表面活性剂，再加入30％的去离子水，并在30℃下搅拌2h，使其溶解完全；补充加入甲醇，在30℃下搅拌2h，使其溶解完全；补充加入剩余20％的去离子水，30℃下搅拌2h，使其混合均匀。
[0079]
【实施例2】
[0080]
(1)本实施例提供的油气藏解水锁剂中各组分的重量配比为：30％的双子型有机硅阳离子表面活性剂、10％的双子型有机硅阴离子表面活性剂、10％的乙醇和50％的去离子水。
[0081]
其中，双子型有机硅阳离子表面活性剂的分子式为：
[0082]
(c2h5)3sio[(ch3)2sio]4si(c3h7)[(ch2)4o(c3h6o)
10
(c2h4o)8c2h4n(ch3)3br]o[(ch3)2sio]4si(c3h7)[(ch2)4o(c3h6o)
10
(c2h4o)8c2h4n(ch3)3br][(ch3)2sio]4osi(c2h5)3[0083]
双子型有机硅阴离子表面活性剂的分子式为：
[0084]
(c2h5)3sio[(ch3)2sio]4si(c3h7)[(ch2)4o(c3h6o)
10
(c2h4o)8(ch2)2so3nh4]o[(ch3)2sio]4si(c3h7)[(ch2)4o(c3h6o)
10
(c2h4o)8(ch2)2so3nh4][(ch3)2sio]4osi(c2h5)3[0085]
(2)本实施例提供的油气藏解水锁剂的制备过程为：向反应容器中加入上述的双子型有机硅阳离子表面活性剂和双子型有机硅阴离子表面活性剂，再加入30％的去离子水，并在30℃下搅拌2h，使其溶解完全；补充加入乙醇，在30℃下搅拌2h，使其溶解完全；补充加入剩余20％的去离子水，30℃下搅拌2h，使其混合均匀。
[0086]
【实施例3】
[0087]
(1)本实施例提供的油气藏解水锁剂中各组分的重量配比为：40％的双子型有机硅阳离子表面活性剂、10％的双子型有机硅阴离子表面活性剂、20％的甲醇和30％的去离子水。
[0088]
其中，双子型有机硅阳离子表面活性剂的分子式为：
[0089]
(ch3)3sio[(ch3)2sio]2si(ch3)[(ch2)o(c3h6o)2(c2h4o)7c2h4n(ch3)3cl]o[(ch3)2sio]2si(ch3)[(ch2)o(c3h6o)2(c2h4o)7c2h4n(ch3)3cl][(ch3)2sio]2osi(ch3)3[0090]
双子型有机硅阴离子表面活性剂的分子式为：
[0091]
(ch3)3sio[(ch3)2sio]2si(ch3)[(ch2)o(c3h6o)2(c2h4o)7c2h4coona]o[(ch3)2sio]2si(ch3)[(ch2)o(c3h6o)2(c2h4o)7c2h4coona][(ch3)2sio]2osi(ch3)3[0092]
(2)本实施例提供的油气藏解水锁剂的制备过程为：向反应容器中加入上述的双子型有机硅阳离子表面活性剂和双子型有机硅阴离子表面活性剂，再加入20％的去离子水，并在30℃下搅拌2h，使其溶解完全；补充加入甲醇，并在30℃下搅拌2h，使其溶解完全；补充加入剩余10％的去离子水，并在30℃下搅拌2h混合均匀。
[0093]
【实施例4】
[0094]
与实施例1的制备过程相同，不同之处在于油气藏解水锁剂中各组分的重量配比为：10％的双子型有机硅阳离子表面活性剂、10％的双子型有机硅阴离子表面活性剂、10％的甲醇和70％的去离子水。
[0095]
【实施例5】
[0096]
与实施例1的制备过程相同，不同之处在于油气藏解水锁剂中各组分的重量配比
为：10％的双子型有机硅阳离子表面活性剂、10％的双子型有机硅阴离子表面活性剂、45％的甲醇和35％的去离子水。
[0097]
【实施例6】
[0098]
与实施例1的制备过程相同，不同之处在于油气藏解水锁剂中各组分的重量配比为：30％的双子型有机硅阳离子表面活性剂、30％的双子型有机硅阴离子表面活性剂、5％的甲醇和35％的去离子水。
[0099]
【对比例1】
[0100]
(1)本实施例提供的油气藏解水锁剂中各组分的重量配比为：30％的双子型有机硅阳离子表面活性剂、10％的甲醇和60％的去离子水。
[0101]
其中，双子型有机硅阳离子表面活性剂的分子式为：
[0102]
(ch3)3sio[(ch3)2sio]6si(ch3)[(ch2)2o(c3h6o)4(c2h4o)5c2h4n(ch3)3cl]o[(c2h5)2sio]2si(ch3)[(ch2)2o(c3h6o)4(c2h4o)5c2h4n(ch3)3cl][(ch3)2sio]6osi(ch3)3[0103]
(2)本实施例提供的油气藏解水锁剂的制备过程为：向反应容器中加入上述的双子型有机硅阳离子表面活性剂，再加入30％的去离子水，并在30℃下搅拌2h，使其溶解完全；补充加入甲醇，并在30℃下搅拌2h，使其溶解完全；补充加入剩余30％的去离子水，并在30℃下搅拌2h混合均匀。
[0104]
【对比例2】
[0105]
(1)本实施例提供的油气藏解水锁剂中各组分的重量配比为：10％的双子型有机硅阴离子表面活性剂、10％的甲醇和80％的去离子水。
[0106]
其中，双子型有机硅阴离子表面活性剂的分子式为：
[0107]
(ch3)3sio[(ch3)2sio]6si(ch3)[(ch2)2o(c3h6o)4(c2h4o)5(ch2)4cook]o[(c2h5)2sio]2si(ch3)[(ch2)2o(c3h6o)4(c2h4o)5(ch2)4cook][(ch3)2sio]6osi(ch3)3[0108]
(2)本实施例提供的油气藏解水锁剂的制备过程为：向反应容器中加入上述的双子型有机硅阴离子表面活性剂，再加入40％的去离子水，并在30℃下搅拌2h，使其溶解完全；补充加入甲醇，并在30℃下搅拌2h，使其溶解完全；补充加入剩余40％去离子水，并在30℃下搅拌2h混合均匀。
[0109]
【对比例3】
[0110]
(1)本实施例提供的油气藏解水锁剂中各组分的重量配比为：30％的双子型有机硅阳离子表面活性剂、10％的双子型有机硅阴离子表面活性剂和60％的去离子水。
[0111]
其中，双子型有机硅阳离子表面活性剂的分子式为：
[0112]
(ch3)3sio[(ch3)2sio]6si(ch3)[(ch2)2o(c3h6o)4(c2h4o)5c2h4n(ch3)3cl]o[(c2h5)2sio]2si(ch3)[(ch2)2o(c3h6o)4(c2h4o)5c2h4n(ch3)3cl][(ch3)2sio]6osi(ch3)3[0113]
双子型有机硅阴离子表面活性剂的分子式为：
[0114]
(ch3)3sio[(ch3)2sio]6si(ch3)[(ch2)2o(c3h6o)4(c2h4o)5(ch2)4cook]o[(c2h5)2sio]2si(ch3)[(ch2)2o(c3h6o)4(c2h4o)5(ch2)4cook][(ch3)2sio]6osi(ch3)3[0115]
(2)本实施例提供的油气藏解水锁剂的制备过程为：向反应容器中加入上述的双子型有机硅阳离子表面活性剂和双子型有机硅阴离子表面活性剂，再加入30％的去离子水，并在30℃下搅拌2h，使其溶解完全；补充加入剩余30％去离子水，并在30℃下搅拌2h混合均匀。
[0116]
【测试例1】
[0117]
将上述实施例1-6和对比例1-3制备的油气藏解水锁剂用去离子水稀释至0.1重量％的有效浓度，并按照《gb/t 22237-2008表面活性剂表面张力的测定》，测定各解水锁剂的表面张力，测定结果见表1。
[0118]
表1
[0119]
样品表面张力(mn/m)实施例121.6实施例222.8实施例319.9实施例424.5实施例523.7实施例625.8对比例128.7对比例227.4对比例325.9
[0120]
由表1可知，本发明实施例1-5提供的油气藏解水锁剂具有更低的表面张力。尤其是，如实施例1和对比例1-3的比较可知，采用双子型有机硅阳离子表面活性剂、双子型有机硅阴离子表面活性剂和增效助剂复配的组合方式，由于各组分之间相互作用，协同增效，能够更大幅度降低水的表面张力。
[0121]
【测试例2】
[0122]
本测试例采用接触角来评价油气藏解水锁剂调控地层润湿性的能力。
[0123]
具体地，选取亲水的石英片作为测试基质，石英片经醇溶剂和超纯水多次超声清洗后，超纯水在实验用石英片上几乎完全铺展，测试得接触角小于5
°
。采用去离子水将实施例1-6和对比例1-3提供的解水锁化学剂稀释至0.1重量％有效浓度，将石英片浸没于溶液中2h，取出吹干，测试水与处理后的石英片的接触角，测试结果见表2。
[0124]
表2
[0125]
样品接触角(
°
)实施例1155.5实施例2141.4实施例3168.2实施例4123.4实施例5110.7实施例6138.9对比例181.9对比例261.9对比例3135.9
[0126]
由表2可知，本发明实施例1-5提供的油气藏解水锁剂可以将强水湿基质表面调控为中性润湿甚至疏水。尤其是，如实施例1和对比例1-3比较可知，采用双子型有机硅阳离子表面活性剂、双子型有机硅阴离子表面活性剂和增效助剂的复配的组合方式，由于各组分
之间相互作用，协同增效，能够将强水湿基质表面调控为中性润湿甚至疏水。
[0127]
【测试例3】
[0128]
将实施例1-6及对比例1-3提供的油气藏解水锁剂稀释至0.01重量％有效浓度，并按图1所示的装置流程和下述实验步骤开展物模实验：
[0129]
a.连接实验流程设备，检测气密性；
[0130]
b.安装岩心，升温至模拟地层温度，温度维持2小时；
[0131]
c.调整进口压力与围压，保持模拟地层压力，正向测试岩心渗透率；
[0132]
d.反向注入0.1pv地层水，保持温度和压力6小时后正向测试岩心渗透率，为模拟受到水锁伤害后的岩心渗透率；
[0133]
e.反向注入解水锁剂0.1pv，保持温度和压力12小时后正向测试岩心渗透率，为解水锁后岩心渗透率，由前后渗透率变化计算渗透率恢复率。
[0134]
岩心渗透率恢复结果见表3。
[0135]
表3
[0136]
样品渗透率恢复率(％)实施例178.6实施例269.9实施例383.1实施例458.9实施例560.1实施例652.2对比例143.3对比例241.9对比例335.9
[0137]
由表3可知，本发明实施例1-5提供的油气藏解水锁剂可以有效恢复模拟受到水锁伤害的岩心的渗透率。尤其是，如实施例1和对比例1-3比较可知，采用双子型有机硅阳离子表面活性剂、双子型有机硅阴离子表面活性剂和增效助剂复配的组合方式，由于组分之间相互作用，可以有效地恢复岩心渗透率。
[0138]
综上，表面张力越低，产生水锁的液体越易于从伤害产生的毛细孔道中移除；地层润湿性越疏水，即水与基质接触角越大，水越不易于黏附于地层基质表面；进而使产生水锁伤害的液体尽快排出。
[0139]
以上所述的仅是本发明的优选实例。应当指出对于本领域的普通技术人员来说，在本发明所提供的技术启示下，作为本领域的公知常识，还可以做出其它等同变型和改进，也应视为本发明的保护范围。

技术特征：

1.一种解水锁剂，包括：双子型有机硅阳离子表面活性剂、双子型有机硅阴离子表面活性剂、助剂和水。2.根据权利要求1所述的解水锁剂，其特征在于，以所述解水锁剂的总重量计，所述解水锁剂的组成包括：所述双子型有机硅阳离子表面活性剂和双子型有机硅阴离子表面活性剂的重量含量为1％～50％、所述助剂的重量含量为5％～45％、所述水的重量含量为5％～94％；优选地，所述双子型有机硅阳离子表面活性剂和双子型有机硅阴离子表面活性剂的重量含量为20％～50％、所述助剂的重量含量为10％～30％、所述水的重量含量为20％～70％；和/或，所述双子型有机硅阳离子表面活性剂和所述双子型有机硅阴离子表面活性剂的摩尔比为(1～100)：(1～100)，优选地，所述双子型有机硅阳离子表面活性剂和所述双子型有机硅阴离子表面活性剂的摩尔比为100：(1～100)；和/或，优选地，所述双子型有机硅阳离子表面活性剂和所述双子型有机硅阴离子表面活性剂的重量配比为(1～4)：1。3.根据权利要求1或2所述的解水锁剂，其特征在于，所述双子型有机硅阳离子表面活性剂选自如下式(1)中的至少一种：其中，m-选自卤素阴离子、ch3coo-和no
3-中的至少一种，优选地，m-选自cl-、br-和i-中的至少一种；r1、r2、r3、r4、r5、r6、r7、r8、r9、r
10
、r
11
、r
12
、r
13
、r
14
、r
15
、r
16
、r
17
各自独立地选自c1～c
10
烷基和取代的c1～c
10
烷基中的至少一种，优选地，r1、r2、r3、r4、r5、r6、r7、r8、r9、r
10
、r
11
、r
12
、r
13
、r
14
、r
15
、r
16
、r
17
各自独立地选自c1～c4烷基和取代的c1～c4烷基中的至少一种；a选自0～20之间的整数，优选为0～10之间的整数；b选自0～20之间的整数，优选为0～6之间的整数；c选自0～20之间的整数，优选为0～10之间的整数；
d选自0～20之间的整数，优选为0～10之间的整数，更优选为1～4之间的整数；m选自0～20之间的整数，优选为0～10之间的整数，更优选为2～10之间的整数；n选自0～20之间的整数，优选为1～10之间的整数，更优选为5～10之间的整数。4.根据权利要求1-3中任意一项所述的解水锁剂，其特征在于，所述双子型有机硅阴离子表面活性剂选自如下式(2)中的至少一种：其中，x选自—coo-和/或—so
3-；n为使所述式(2)保持电荷平衡的阳离子和/或阳离子基团，优选地，n选自铵根离子和/或一价金属阳离子；r1、r2、r3、r4、r5、r6、r7、r8、r9、r
10
、r
11
、r
12
、r
13
、r
14
各自独立地选自c1～c
10
烷基和取代的c1～c
10
烷基中的至少一种，优选地，r1、r2、r3、r4、r5、r6、r7、r8、r9、r
10
、r
11
、r
12
、r
13
、r
14
各自独立地选自c1～c4烷基和取代的c1～c4烷基中的至少一种；a选自0～20之间的整数，优选为0～10之间的整数；b选自0～20之间的整数，优选为0～6之间的整数；c选自0～20之间的整数，优选为0～10之间的整数；d选自0～20之间的整数，优选为0～10之间的整数，更优选为1～4之间的整数；e选自0～20之间的整数，优选为0～10之间的整数，更优选为1～4之间的整数；m选自0～20之间的整数，优选为0～10之间的整数，更优选为2～10之间的整数；n选自0～20之间的整数，优选为1～10之间的整数，更优选为5～10之间的整数。5.根据权利要求1-4中任意一项所述的解水锁剂，其特征在于，所述助剂选自小分子醇、小分子醚、小分子胺和小分子醇胺中的至少一种，优选为小分子醇；和/或，所述小分子醇选自c1～c6一元醇、c2～c6二元醇和c3～c6多元醇中的至少一种，优选地，所述小分子醇选自c1～c3一元醇、c2～c3二元醇和丙三醇中的至少一种，更优选地，所述一元醇选自甲醇、乙醇和丙醇中的至少一种，所述二元醇选自乙二醇和/或丙二醇，进一步优选地，所述小分子醇选自甲醇和/或乙醇。6.根据权利要求1-5中任意一项所述的解水锁剂，其特征在于，所述水选自去离子水
和/或含无机矿物质的水，优选地，所述含无机矿物质的水选自自来水、河水和天然气田地层水中的至少一种。7.一种权利要求1-6中任意一项所述的解水锁剂的制备方法，其特征在于，所述方法包括：将所述双子型有机硅阳离子表面活性剂、双子型有机硅阴离子表面活性剂、助剂和水混合，得到所述解水锁剂。8.根据权利要求7所述的制备方法，其特征在于，所述方法包括：首先将所述双子型有机硅阳离子表面活性剂、双子型有机硅阴离子表面活性剂和第一部分水混合，得到混合物料，再将所述混合物料、助剂和剩余的第二部分水混合，得到所述解水锁剂，优选地，所述第一部分水能够将所述双子型有机硅阳离子表面活性剂和所述双子型有机硅阴离子表面活性剂溶解。9.根据权利要求7或8所述的制备方法，其特征在于，所述双子型有机硅阳离子表面活性剂、双子型有机硅阴离子表面活性剂和第一部分水混合的条件包括：温度为20～60℃，时间为1h～6h；和/或，所述混合物料、助剂和余量水混合的条件包括：温度为20～60℃，时间为1h～6h。10.一种权利要求1-6中任意一项所述的解水锁剂或权利要求7-9中任意一项所述的解水锁剂的制备方法在油气藏解除水锁伤害中的应用，优选地，所述应用过程中，所述解水锁剂中所述双子型有机硅阳离子表面活性剂和所述双子型有机硅阴离子表面活性剂的质量浓度之和为0.001％～10％。

技术总结

本发明公开了一种解水锁剂及其制备方法和应用。所述解水锁剂包括：双子型有机硅阳离子表面活性剂、双子型有机硅阴离子表面活性剂、助剂和水。本发明提供的解水锁剂，通过将双子型有机硅阳离子表面活性剂、双子型有机硅阴离子表面活性剂和助剂进行组合，能够使得各组分之间相互作用，协同增效，大幅降低水的表面张力，尤其是能够将水的表面张力降低至20mN/m左右。并且，能够将强水湿基质表面调控为中性润湿甚至疏水，并由此促进地层中堵塞水的排出。通过物模实验证明，本发明的解水锁剂能够有效恢复模拟发生水锁伤害时的岩心的渗透率，有效解除油气藏水锁伤害。有效解除油气藏水锁伤害。有效解除油气藏水锁伤害。