CN100341971C - 使用基于烃类液体体系的表面活性剂除去水堵 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及用于从包含原油并贯入井筒的地层的近井筒部分除去结合水的组合物、配剂和方法。所述配剂包含烷基多苷、乙氧基化醇和直链烷基醇。所述组合物包含烃类液体、烷基多苷、乙氧基化醇和直链烷基醇。

Description

使用基于烃类液体体系的表面活性剂除去水堵
技术领域
本发明涉及用于从包含原油且贯入井筒的地层的近井筒部分除去水的组合物和方法。
背景技术
短语“基本由...组成”和“主要由...组成”不排斥存在本说明书中没有具体提及的其他步骤、要素或材料，前提是所述步骤、要素或材料不影响本发明基本的和新颖的特征，另外，它们不排斥那些一般与所用要素和材料相关的杂质。
上述术语和短语意在于美国管辖范围外使用。在美国管辖范围内，上述术语和短语依照美国法院和美国专利局的解释使用。
在许多情况下，在钻探贯入含油地层的井筒过程中，在井筒完工时发现，无论使用油基钻探泥浆、水基钻探泥浆还是水基钻井液，地层的近井筒部分经常包含大量的超过该地层原地或天然水饱和程度的水。尽管在某些地层中原地水饱和程度可能显著高于或低于该地层的原生水饱和程度，但是通常原地水饱和程度即便与原生水饱和程度不相同，也会接近于此。
在本文中使用时，术语“原生水饱和度”或“束缚水饱和度”指通过用油冲洗来提高油饱和度和油相中的流动部分、从而能够达到的含油地层的最小水饱和度。这可以在已经清洁、干燥和完全水饱和并随后充满油的地层核心中探知和确定。在油洗后残余的水近似等于或等于原生水饱和程度，并且不能够通过油冲洗或油接触而进一步减少。术语“原地水饱和度”指在钻井或采油之前预先存在的地层水饱和程度。
用于开采原油所钻探的地层是天然存在的地层，其位于盖层地层之下，并且可高于在所关心的地层之下的其他含油或不含油地层，这在本领域是公知的。当钻探这种地层时，已知它们一般至少具有原地饱和度，最常见的是原生水含量(残余饱和度)。这种水含量是地层的固有水饱和程度，并且可因水基钻探泥浆的滤出成分的侵入而增大。一般地，如果地层中存在的水超过了原地水饱和程度，就会限制从该地层开采原油。
在某些地层中，已经注意到该地层具有低于原生水饱和程度的原地水饱和程度，即该地层实际上在钻探过程中吸收水，这样在钻探时该地层可能包含高达或超过原生水饱和程度的水。在这种地层中，所吸收的高达原生水饱和程度的水一般不通过原油开采而除去。这种水仅通过天然机理再减小到地层的原生水饱和程度。超过原地水饱和程度的水的存在一般能够并且确实限制了从该地层开采原油。
此前，在尝试将地层的近井筒部分的水减少到原生程度或低于原生时，使用例如甲醇与水等的混合物的材料，以利用至少可部分溶于原油的水溶液除去水。尽管这些方法已经在某些场合取得了有限的成功，但是由于在使用高可燃甲醇溶剂时的安全问题，它们的使用一般不能完全成功并且不太合意。
多种申请描述了将烷基多苷与乙氧基化醇、醇等结合用于含水地层中，如美国专利：于1991年1月15日授予Balzer等人的4,985,154；于1998年3月10日授予Lazarowitz等人的5,725,470；于1998年11月3日授予Chan等人的5,830,831；于1999年2月23日授予Chan等人的5,874,386；于1999年11月2日授予Chan的5,977,032；于1999年12月14日授予Chan等人的6,000,412；于2000年7月18日授予Chan等人的6,090,754；和于2000年9月5日授予Chan等人的6,112,814。这些专利在此通过参考全部引入。
在其他情况下，已经发现在从油井开采原油的过程中水偶尔会在近井筒区域积聚达到超过原生水饱和程度的程度。随着水积聚，其随后减少了油相的流动部分，并因此减少了从地层开采的油。这种水陷在地层的孔隙结构中并保留在那里，且不随着来自地层的原油的流动而移动。
因此，一直在针对开发改进的从地层近井筒部分除去结合水的组合物及方法进行不懈的努力。
在本发明的讨论中，所提及的结合水指吸收的水、超过原生饱和程度的水、积聚并保留在钻井周围近井筒区域的水等。
发明概要
本发明涉及一种从包含原油并贯入井筒的地层的近井筒部分除去结合水的方法，该方法包括：将一定量的包含下述组分的混合物注入近井筒部分：烃类液体，所述烃类液体可与地层中的原油混溶；约0.5-约2体积％的乙氧基化醇，该醇包含约8-约12碳链长度的烷基，每分子醇具有平均约2-约4个环氧乙烷基团；约0.2-约2体积％的至少一种烷基多苷，所述烷基多苷含有其中包含约8-约16个碳原子的烷基且具有约1.2-约1.8的平均低聚数；和约1.5-约4体积％的包含约4-约6个碳原子的直链烷基醇，其量足以填充地层的近井筒部分至自井筒向外等于15.2cm-约91.4cm(约6英寸-约3英尺)的径向距离；使所述混合物在近井筒部分保持约8-约96小时；并且将该混合物从近井筒部分移除。
本发明进一步包含一种用于加入烃类液体以形成从包含原油且贯入井筒的地层的近井筒部分除去结合水的混合物的配剂，该配剂包含约18-约34体积％的乙氧基化醇，该醇包含约8-约12碳链长度的烷基，每分子醇具有平均约2-约4个环氧乙烷基团；约8-约28体积％至少一种含有其中包含约8-约16个碳原子的烷基且平均低聚数约为1.2-约1.8的烷基多苷；和约50-约70体积％的包含约4-约6个碳原子的直链烷基醇。
本发明进一步涉及一种用于从包含原油且贯入井筒的地层的近井筒部分除去结合水的组合物，该组合物包含：烃类液体，该烃类液体可与地层中的原油混溶；约0.5-约2体积％的乙氧基化醇，该醇包含约8-约12碳链长度的烷基，每分子醇具有平均约2-约4个环氧乙烷基团；约0.2-约2体积％的至少一种含有其中包含约8-约16个碳原子的烷基且平均低聚数约为1.2-约1.8的烷基多苷；和约1.5-约4体积％的包含约4-约6个碳原子的直链烷基醇。
附图的简要说明
图1是烷基多苷分子的分子结构图；
图2显示的是四种油/水体系，其中包括Winsor I型、II型和III型微乳状液；和
图3为从地表延伸贯入地下含油地层以生产原油的的井筒的截面示意图。
优选实施方案描述
在附图描述中，始终使用相同的数字代表相同的或类似的成分。
根据本发明，提供了用于从自然存在的含油地层的近井筒区域除去结合水和后天获得水的组合物和方法。
此前，除去所述水的尝试涉及使用甲醇水溶液，目的是在原地水、含水甲醇和原油相互混溶的限度内除去水分。上述注入的流体可能成为陷入的水相，其随后阻塞油相的流动。如前文所述，这些尝试还不是特别成功，并且还因高度可燃的甲醇溶液产生了安全问题。
根据本发明，烃类液体用作下述制剂的载体：用于在与地层近井筒部分的水接触时产生微乳状液，从而通过低界面张力(IFT)转移机理容易地将水从地层的近井筒区域除去。
该组合物包含与烃类流体结合的烷基多苷、乙氧基化醇和直链醇。
烷基多苷表面活性剂由极性葡萄糖头和脱离半缩醛键的烃链组成。这种分子的示例示于图1。每个葡萄糖单元存在两个醚式氧和三个羟基，加上一个端羟基。该分子的亲油性部分存在于烷基链R上。R可以是包含约8-约16个碳原子的直链或支链。聚合反应能够提供从x＝0到x＝11的低聚物分布。
为了胶结、提高生产等目的，烷基多苷以前已经用于清洁井筒。一般说来，这种溶液是含水的，且尽管有效但是对于本发明是不优选的。
图2中，显示了WinsorI型、II型和III型微乳状液。图2(a)显示了在容器10中至平面11的、具有界面12的包含表面活性剂的油(O)和水(W)。图2(b)显示了I型微乳M1，其为水包油的微乳状液，位于过量的油层的下面。这种微乳状液可溶于水，并且包含大量的溶解油，如新界面12′(其高于原来的界面12)的平面所示。已显示出微乳相中溶解油的体积与微乳相和过量的油相间的界面张力成反比，即溶解的体积越大，所述界面张力越低。图2(c)显示了II型微乳M2，其为油包水的微乳状液，位于过量的水层的上面。这种WinsorII型微乳是油溶性的并且包含大量的溶解水，如新界面12′(其低于原来的界面12)的平面所示。图2(d)显示了Winsor III型微乳M3，其位于过量油和过量水相之间，在原来的界面12上、下延伸。对于井筒操作，这种Winsor III型微乳是优选的，原因在于它们的界面张力和对油和/或水的溶解性能非常有利于在清洁操作中将这二者从井筒除去。
本发明包括使用烃类液体，其基本上可以是与涉及的地层中原油混溶的任何烃类液体，例如二甲苯、柴油、适合作为混溶溶剂的脂族或芳族溶剂精炼流等。多种合适的烃类物质是公知的。原油虽然可以使用，但是不优选的，因为其可能包含与用于除去地层近井筒部分结合水的混合物的其他组分反应的材料。
适合用于本发明的烷基多苷为其中包含含有约8-约16个碳原子的烷基且具有约1.2-约1.8的平均低聚数的烷基多苷。合意的是烷基多苷以约0.2-约2体积％的量存在于烃类液体、乙氧基化醇、烷基多苷和直链醇的混合物中。
合适的乙氧基化醇包含约8-约12碳链长度的烷基且每分子醇具有平均约2-约4个环氧乙烷基团。合意的是，所述乙氧基化醇以等于述混合物的约0.5-约2体积％的量存在。
合意地，所述直链醇包含约4-约6个碳原子，并且以约1.5-约4体积％的量存在于所述混合物中。
优选地，所述烷基多苷的存在量为所述混合物的约0.2-约1体积％，所述乙氧基化醇的存在量为所述混合物的约0.6-约1.2体积％，所述直链醇优选以所述混合物的约1.5-约3体积％的量存在。
所述组合物通过下述方式使用：将该组合物以母岩速率(matrix rate)(非压裂速率，non-fracturing rate)注入地层的近井筒部分，向外至15.2cm-约91.4cm(约6英寸直到约3英尺)的径向距离，以基本上填满地层的近井筒部分。优选地，所述径向距离为30.4cm-约91.4cm(约1-约3英尺)。这样使一般包含约96体积％烃类液体的混合物与地层近井筒部分接触。烷基多苷、乙氧基化醇和直链醇与烃类液体的结合产生了能够与处于地层中的水形成Winsor II型或Winsor III型微乳状液的混合物，从而产生了界面张力(IFT)非常低的微乳体系。与过量水相的低IFT可使得陷入的水流动并从地层中替换出来。
所述混合物通过下述方法注入地层：简单地将其注入处于地层所涉地带内的井或井筒中，然后加压使其以选定的距离进入地层中。用于实现在地层中填塞选定数量混合物的方法是公知的，将在下文中讨论。
在以选定的时间(一般为约8-约96小时，优选约16-约24小时)处理地层后，将所述混合物移离地层的近井筒部分。这种除去可通过简单地开采该井方便地完成。所述烃类液体混合物从地层的近井筒部分回收并与原油一起开采。
已经发现，使用这种组合物能够有效地从地层的近井筒部分移除水分使其降到(且有时低于)地层的原生水饱和程度。结果提高了采油量。
参考图3，图中显示了井20。井20包括由表面22贯入地层24的井筒28，地层24可包含多种处于含油天然存在的地层26之上的天然存在的盖层地层。应该理解的是其他地层处于地层26的下面。
套筒30处于井筒28内并用水泥32固定在那里。管34通过套筒30向下延伸到靠近井20的底部。穿孔36通过套筒30、水泥32进入地层26。分隔器38在套筒30内处于地层26之上，以便当所述混合物通过管34向下注入时，其向下通过管34，穿出管34的下端35，然后该混合物被通过管34连续泵送的液体推动穿过穿孔36进入地层26。通过将作为推动流体的第二液体(其可以是简单的载体烃液)注入到管34的水平44，可将第二液体用于推动所述混合物向下通过并流出管34。应理解的是，井20可以包括水平部分。
本发明组合物通常以足以填充地层26的近井筒部分42的体积沿管34向下泵送而注入，组合物向外至距离40，距离40限定了地层26的近井筒部分。如前文所述，距离40可以向外至约91.4cm(约3英尺)。虽然在需要时可以注入较多的组合物，但是相信足以填充近井筒部分向外至3英尺的组合物通常是有效的。如果需要的话，该距离可以更大。
如上所述，在所述组合物已在原地保留选定的时间后，可通过简单地从井20沿管34向上泵送流体而回收该组合物，这与由地层26开采流体的普通做法相同。20可以包含泵(没有显示)，这不偏离本发明的实质。
本发明进一步包含一种用于加入烃类液体以形成从包含原油且贯入井筒的地层的近井筒部分除去结合水的混合物的配剂，该配剂包含：约18-约34体积％的乙氧基化醇，该醇包括具有约8-约12碳链长度的烷基的醇，每分子醇具有平均约2-约4个环氧乙烷基团；约8-约28体积％的至少一种含有其中包含约8-约16个碳原子的烷基且具有平均低聚数约1.2-约1.8的烷基多苷；和约50-约70体积％的包含约4-约6个碳原子的直链烷基醇。
如前文所述，所述组分与烃类液体混合以形成用于注入的组合物。
本发明进一步包含所述制剂与烃类液体的混合物，以产生一定量的用于从贯入井筒的地层的近井筒部分除去结合水的烃类混合物，该混合物主要由下述组分组成：约0.5-约2体积％的乙氧基化醇，其包括具有约8-约12碳链长度烷基的醇，每分子醇具有平均约2-约4个环氧乙烷基团；约0.2-约2体积％的至少一种含有其中包含约8-约16个碳原子的烷基且具有约1.2-约1.8平均低聚数的烷基多苷；和约1.5-约4体积％的包含约4-约6个碳原子的直链烷基醇，混合物的其余部分包含所述烃类液体。
合意地，所述乙氧基化醇的HLB值(亲水亲油平衡)为约6-约10。期望地是，所述混合物的组成调整到前述限度内，以产生一种在与地层近井筒部分包含的水接触时能够形成微乳状液、尤其是Winsor II型或Winsor III型微乳状液的含烃混合物。一旦所述水溶入微乳状液，或成为界面张力超低的、与所述微乳相接触的过量水相，就可容易地从地层中开采，从而留下无水堵的地层。这是一种解决问题的理想溶液，并且能够增加从地层的原油开采量。
通过实施例1和实施例2描述的实验室试验进一步说明本发明。Arctic柴油包含1.05体积％的其中含有C9-C11碳链长度的醇且每分子醇具有平均2.5个环氧乙烷基团的乙氧基化醇、0.42体积％的低聚数为1.45且包含具有8-16个碳原子的烷基的烷基多苷、和2体积％的C4和C6(C4与C6醇的体积比为3∶1)直链醇混合物，将该Arctic柴油与6重量％的KCl盐水按照80∶20和60∶40的体积比混合。在该混合物平衡后，在20℃(68)和71.1℃(160)的温度下测量微乳相与过量水相之间的界面张力。
实施例1
表1
界面张力测量
  Arctic柴油表面活性剂流体组合物   6％KCl盐水   平衡温度   IFT，达因/cm
  ℃   
  80％   20％   20   68   0.0018370
  80％   20％   71.1   160   0.0002680
  60％   40％   20   68   0.0196800
  60％   40％   71.1   160   0.0008835
将上述量的Arctic柴油表面活性剂流体组合物与上述量的KCl盐水混合。在该试验中选择盐水的量以反映存在于近井筒地层的水饱和范围。使用KCl盐水的原因在于钻井液体组合物以及此后的钻井液体的滤出液中包含6重量％KCl盐水的盐度。然后利用旋滴设备在给定的温度下测量微乳相与过量水相之间的界面张力。将观察到这些界面张力非常低。与此对比，室温下油与水的界面张力一般被认为是每厘米约40-50达因。显然，过量盐水相与微乳间的界面张力小得多。这说明这种柴油表面活性剂流体组合物完全可形成具有超低界面张力的微乳，其使得陷入的水相可从近井筒地层流出。
实施例2
在该实施例中，测试已知会吸水的地层岩心栓。这些岩心是来自地层的自然岩心，外径2.54cm(1英寸)，长2.54-5.08cm(1-2英寸)。在这些试验中，首先通过先使油然后使水穿过岩心以对岩心栓进行处理。然后将本发明组合物注入岩心。该试验步骤包括：
1.使用液氮从保存的岩心材料中钻取岩心栓(1″OD)。
2.固定试验样品(岩心栓)，施加全油藏压力和上覆岩层压力，并加热到油层温度。
3.从水基钻探泥浆、特别是FLO-PRO钻田泥浆(商标M-I，LLC)试样压出含水滤出液。
4.测量试样在5、20、50和100psi的生产压差级别下对油的基线渗透率。
5.在100psi过平衡下用含水滤出液冲洗岩心栓，直到大约滤出液产量的2孔隙体积被回收。
6.测量重新获得的渗透率，以确定在5、20和50psi生产压差级别下“破坏的”水封堵的渗透率。
7.在施加的100psi的过平衡压力下，注入包含表面活性剂(柴油基)的处理液体约8孔隙体积。
8.使其有最少8小时的“吸收时间”。
9.在5、20、50、100、200和20psi生产压差下，再测量恢复的对油的渗透率，以记录表面活性剂处理对岩心渗透率的影响。
试验结果示于表2。
表2
岩心试验结果
  岩心编号   100psi压差初始渗透率，测量   100psi压差破坏的渗透率，测量   破坏的渗透率，％初始   最终恢复的渗透率   最终恢复的渗透率，％初始
  1-3A   12.70   1.83   14.4％   3.08   24.3％
  3-2B   22.87   9.65   42.2％   28.06   122.7％
  2-3A   1.65   0.113   6.9％   0.38   23.0％
  3-3A   28.65   11.25   39.3％   32.71   114.2％
  1-2B   8.44   1.25   14.8％   6.09   72.2％
  2-2B   1.89   0.122   6.5％   0.939   49.7％
表中给出了岩心编号，并且编号后的第一列数字给出了100psi生产压差下岩心对油的初始渗透率。第二列数字给出了在使盐水滤出液通过岩心后各岩心的平均渗油率。应该指出的是，所有情况下渗透率都已经显著下降。破坏的岩心的渗透率占初始渗透率的百分比示于第四列。在使处理流体注射穿过岩心而进行处理后的最终恢复的渗透率示于第5列。最终恢复的初始渗透率的百分比示于最后一列。从中可以观察到，在所有情况下，在通过使用本发明组合物实现与水的接触后岩心渗透率显著提高。
在使用过程中，当本发明组合物被放入地层的近井筒部分时将与陷入的水接触，并通过降低隙间喉道/壁中的液滴之间的高界面张力产生微乳，从而使水分子更容易地穿过地层的孔隙结构。一旦井恢复开采，就从井筒移出以微乳形式离开地层的水。移除吸收的水和其他水、并恢复地层的天然可湿性，提高了相对渗油率，结果改善了油的回收和开采速率。
实施例3
用本发明组合物处理位于阿拉斯加North Slope采油地层的水平开孔断面为6-1/8″的2,300英尺的实际钻井。其中Arctic柴油的存在量为96.5体积％，烷基多苷的存在量为0.42体积％，乙氧基化醇和直链醇的存在量分别为1.05体积％和2体积％。
试验III
现场试验
日期   油桶/天   气/油比(GOR)   流动管道压力(FTP)(psi)   温度
  预处理
  936   943   188   52
  后处理
  第1天   1001   921   798   57
  第2天   2628   612   216   77
  第3天   1843   1056   198   71
  第4天   1684   882   195   71
  第5天   1320   659   189   66
  第6天   1733   936   195   67
  第7天   1743   892   195   67
显而易见，经过处理的油井的产油量由处理前的每天936桶(桶/天)提高到处理后的约1743桶/天。这是一个显著的提高，几乎使油井产量增加一倍。显然，本发明处理已经有效地提高了所处理油井的产量。
根据本发明，提供了一种有效地从地层近井筒地区除去结合水的组合物。还提供了一种从地层近井筒地区除去结合水或“后来获得”水的方法，并且提供了一种能够在油井现场与烃类液体混合的配剂，或提供需要的组合物。该配剂可单独以三组分提供，这些组分也可以合并。由于本发明组合物的组分体积较小，因而在任何情况下，这些组分可用于运输。这些组分容易与选择用于处理地层的烃类液体混合。
根据本发明，地层可进行处理以除去地层近井筒部分的结合水，从而在地层的近井筒部分恢复对油的渗透率。这对于提高从该地层开采的油量是有效的。
虽然本发明已经参照其某些优选实施方案进行了描述，但是应该指出的是，所述实施方案在本质上是说明性而不是限制性的，因此在本发明范围内内许多改变和变化都是可行的。通过阅读前文对优选实施方案的说明，对于本领域技术人员来说，许多这样的改变和变化都可以认为是明显的和合意的。

Claims (16)

1.一种从包含原油并贯入井筒的地层的近井筒部分除去结合水的方法，该方法包括：
a)将一定量的包含下述组分的混合物注入近井筒部分：烃类液体，所述烃类液体可与地层中的原油混溶；0.5-2体积％的乙氧基化醇，该醇包含8-12碳链长度的烷基，每分子醇具有平均2-4个环氧乙烷基团；0.2-2体积％的至少一种烷基多苷，所述烷基多苷含有其中包含8-16个碳原子的烷基且具有1.2-1.8的平均低聚数；和1.5-4体积％的包含4-6个碳原子的直链烷基醇，所述混合物的量足以填充地层的近井筒部分至自井筒向外最高达91.4cm的径向距离；
b)使所述混合物在近井筒部分保持6-96小时；并且
c)将该混合物从近井筒部分移除。
2.如权利要求1所述的方法，其中所述烃类液体包含用于原油的溶剂。
3.如权利要求1所述的方法，其中所述烃类液体选自由原油、二甲苯、柴油、脂族溶剂、芳族溶剂及其混合物组成的组。
4.如权利要求1所述的方法，其中所述至少一种烷基多苷具有1.4-1.6的低聚数。
5.如权利要求1所述的方法，其中所述直链烷基醇在所述混合物中的存在量为1.5-3体积％。
6.如权利要求1所述的方法，其中所述径向距离为15.2cm-91.4cm。
7.如权利要求6所述的方法，其中所述径向距离为30.4cm-91.4cm。
8.如权利要求1所述的方法，其中所述时间为8-24小时。
9.如权利要求1所述的方法，其中通过从井筒开采流体从近井筒部分移除所述混合物。
10.一种用于从包含原油并贯入井筒的地层的近井筒部分除去结合水的组合物，该组合物包含：烃类液体，所述烃类液体可与地层中的原油混溶；0.5-2体积％的乙氧基化醇，该醇包含8-12碳链长度的烷基，每分子醇具有平均2-4个环氧乙烷基团；1.2-2体积％的至少一种含有其中包含8-16个碳原子的烷基且具有1.2-1.8的平均低聚数的烷基多苷；和1.5-4体积％的包含4-6个碳原子的直链烷基醇。
11.如权利要求10所述的组合物，其中所述烃类液体包含可与原油混溶的溶剂。
12.如权利要求10所述的组合物，其中所述烃类液体选自由原油、二甲苯、柴油、脂族溶剂、芳族溶剂及其混合物组成的组。
13.如权利要求10所述的组合物，其中所述至少一种烷基多苷具有1.4-1.6的低聚数。
14.如权利要求12所述的组合物，其中所述直链烷基醇在所述混合物中的存在量为1.5-3体积％。
15.一种用于从包含原油并贯入井筒的地层的近井筒部分除去结合水的组合物，该组合物基本由下述组分组成：烃类液体，所述烃类液体可与地层中的原油混溶；0.5-2体积％的乙氧基化醇，该醇包含8-12碳链长度的烷基，每分子醇具有平均2-4个环氧乙烷基团；0.2-2体积％的至少一种含有其中包含8-16个碳原子的烷基且平均低聚数为1.2-1.8的烷基多苷；和1.5-4体积％的包含4-6个碳原子的直链烷基醇。
16.一种与烃类液体混合以产生一定量的用于从包含原油并贯入井筒的地层的近井筒部分除去结合水的含烃混合物的配剂，该配剂基本由下述组分组成：18-34体积％的乙氧基化醇，该醇包含8-12碳链长度的烷基，每分子醇具有平均2-4个环氧乙烷基团；8-28体积％的至少一种含有其中包含8-16个碳原子的烷基且平均低聚数为1.2-1.8的烷基多苷；和50-70体积％的包含4-6个碳原子的直链烷基醇。
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