CN108913110B - 一种低渗油藏岩层表面改性减阻方法 - Google Patents
一种低渗油藏岩层表面改性减阻方法 Download PDFInfo
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Abstract
本发明公开了一种低渗油藏岩层表面改性减阻方法。该方法包括以下步骤：1)对低渗油藏进行预处理，包括对低渗油藏进行碱液冲洗、酸液冲洗和抑制粘土膨胀处理；2)向低渗油藏注水井中注入改性液和顶替液，注入完成后关井静置，使改性液中的改性材料在低渗油藏岩层表面析出，从而完成对低渗油藏岩层表面的改性减阻；其中，所述的改性液按重量百分比计，其组成为：纳米级α‑Al2O3 0.05～0.2％、有机溶剂10～20％、表面活性剂1～2％、脱稳剂0.005～0.01％、余量为水；将改性液升温至40～45℃,搅拌均匀后，再向低渗油藏注水井中注入。本发明所述方法能有效减小注水阻力、降低注水压力且措施有效期长。
Description
技术领域
本发明涉及油藏岩层表面改性减阻方法，具体涉及一种低渗油藏岩层表面改性减阻方法。
背景技术
近年来，随着常规储量的减少，越来越多低渗、特低渗储量单元投入开发。注水开发作为油藏开发的一种经济有效的技术手段，仍是目前低渗、特低渗储层开发的主要方法。长期注水会造成低渗油藏岩层表面污染，导致油藏渗流通道堵塞。据统计，国内仅中石油、中石化就拥有约5000多口高压欠注井，占其开井数量的12％以上。由于高压欠注，严重影响了这部分油藏的开发水平及开发效益。因此，迫切需要寻求一种经济有效的降压增注手段。
对于高压欠注井，通常采用不同酸液体系进行酸化，以解除地层污染。但普遍存在酸化后有效期短、酸化后产物的二次污染、部分注水井酸化无效或低效等问题，均使欠注问题日趋严重。通过改善储层的表面孔道性能，降低注入流体与岩石孔道的摩阻，成为解决这一问题的另一思路。
随着国内外对于纳米材料的不断研发，聚硅等纳米材料已用于低渗、特低渗储层降压增注，部分研究者采用低浓度表面活性剂增注技术。前期研究及文献调研表明，单纯采用表面活性剂增注技术，虽然可以较短时间内降低低渗储层注入压力，但是在实际应用中改变岩石表面润湿性的能力有限，且不能耐受后续大量注水的冲刷，降压增注的效果有限。
长期注水产生有机或无机垢，使岩石表面呈现不连续状态，常规纳米或表面活性剂体系难以在岩石表面吸附。研究表明，注入纳米增注体系后，由于后续注水体系中含有一定浓度的原油，使吸附在岩石表面的纳米材料易剥离而被携带走，因此降低了纳米增注体系的措施有效期(通常为4～5个月)。另外，低渗、特低渗储层一般井深2000～4000米，地层温度较高，措施过程中注入时间相对较长。因此，在注入过程中，对纳米材料在体系中的稳定分散性有较高的要求。
综上所述，表面活性剂和纳米增注这两项技术均普遍存在有效期短、经济效益差的问题。
发明内容
本发明要解决的技术问题是提供一种能有效减小注水阻力、降低注水压力且措施有效期长的低渗油藏岩层表面改性减阻方法。
为解决上述技术问题，本发明所述的低渗油藏岩层表面改性减阻方法，包括以下步骤：
1)对低渗油藏进行预处理，包括对低渗油藏进行碱液冲洗、酸液冲洗和抑制粘土膨胀处理；
2)向低渗油藏注水井中注入改性液和顶替液，注入完成后关井静置，使改性液中的改性材料在低渗油藏岩层表面析出，从而完成对低渗油藏岩层表面的改性减阻；其中，
所述的改性液按重量百分比计，其组成为：
纳米级α-Al2O3 0.05～0.2％、有机溶剂10-20％、表面活性剂1～2％、脱稳剂0.005～0.01％、余量为水；
将改性液升温至40～45℃,搅拌均匀后，再向低渗油藏注水井中注入。
本发明采用α-Al2O3为改性材料，利用其耐高温、耐酸碱腐蚀、耐冲刷性能，以及其优异的疏水性和强烈的吸附性，来增加水相渗透率；另一方面，也使得α-Al2O3易于吸附在岩石和孔隙表面，降低水化膜的厚度或将岩石表面的吸附水驱走，从而增加孔道的有效半径；而且还能够包覆在粘土表面，阻止注入水的浸入起到防膨胀的作用；同时能使由于长期受注入水冲刷而亲水的近井地带岩石表面改性变为憎水，有效降低注入水的流动阻力，有利于注入水的流动，进一步提高水相渗透率。
上述技术方案步骤2)中所述改性液的组成中，所述α-Al2O3的粒度优选为20～50nm。
上述技术方案步骤2)中所述改性液的组成中，所述的有机溶剂具体可以是选自苯、汽油、二甲苯、松节油、丙酮、异丙苯和1,2-二溴乙烷中的一种或两种以上的组合。为了提高改性材料在配制所得的改性液中的分散性，使纳米减阻材料均匀进入岩石表面，优选有机溶剂是由苯、二甲苯、异丙苯和1,2-二溴乙烷按1：2：1：1的重量比组成。
上述技术方案步骤2)中所述改性液的组成中，所述表面活性剂的选择与现有技术相同，具体可以是选自吐温、司盘、山梨醇硬脂酸酯、十二烷基苯磺酸钠和单烷基磷酸酯中的一种或两种以上的组合。为了使分散了改性材料的有机溶剂等油性体系与水体系混合得更为均匀，优选表面活性剂是由吐温和山梨醇硬脂酸酯、十二烷基苯磺酸钠按1：2的重量比组成。
上述技术方案步骤2)中所述改性液的组成中，所述的脱稳剂为过硫酸铵。
上述技术方案步骤2)中，改性液注入完成后并井静置的时间≥24h，优选为24～48h。通过静置及脱稳剂、地层温度条件，改性液中的改性材料在岩石表面析出，完成改性材料在岩石表面的沉积过程，从而完成α-Al2O3在岩石表面的吸附与岩石改性过程。
上述技术方案的步骤1)中，所述对低渗油藏进行碱液冲洗，是向低渗油藏注水井中注入碱液以对注水井井筒及低渗油藏岩层表面进行冲洗，其中的碱液按重量百分比计，其组成可与现有技术相同，但本申请优选为：
碳酸钠2～5％、氢氧化钠1～3％、氯化铵1～3％、余量为水。
上述技术方案的步骤1)中，所述对低渗油藏进行酸液冲洗，是向低渗油藏注水井中注入酸液以对注水井井筒及低渗油藏岩层表面进行冲洗，其中的酸液按重量百分比计，其组成可与现有技术相同，但本申请优选为：
工业级盐酸6～12％、乙酸1～3％、氯化铵1～3％、缓蚀剂0.1～0.3％、破乳剂0.1～0.5％、稳定剂0.1～1.5％、余量为水。
上述酸液的组成中，所述的缓蚀剂、破乳剂和稳定剂的选择与现有技术相同，具体的，缓蚀剂可以是咪唑啉缓蚀剂，破乳剂可以是聚氧乙烯聚氧丙烯十八醇醚，稳定剂可以是柠檬酸钠(CA)、次氮基三乙酸(NTA)或乙二胺四乙酸四钠(EDTA)，优选为乙二胺四乙酸四钠。
上述技术方案的步骤1)中，所述对低渗油藏进行抑制粘土膨胀冲洗，是向低渗油藏注水井中注入抑制粘土膨胀液以对注水井井筒及低渗油藏岩层表面进行冲洗，其中的抑制粘土膨胀液按重量百分比计，其组成可与现有技术相同，但本申请优选为：
氯化铵1～3％、余量为水。
上述技术方案中，各种处理时所用液体(如碱液、酸液、抑制粘土膨胀液以及改性液等)的注入量的计算与现有技术相同，具体的：
碱液、酸液、抑制粘土膨胀液的注入量按下述公式(1)计算：
V＝π×R2×h×∮ (1)
其中，V表示液体的注入量；R表示注水井待处理储层半径；h表示注水井待处理储层厚度；∮表示待处理储层孔隙度。
而改性液的注入量按下述公式(2)计算：
V改＝h×(1～2m3) (2)
其中，V改表示改性液的注入量；h表示注水井待处理储层厚度。
对于顶替液，其作用是将改性液全部挤出井筒，进入地层中需要改性处理的储层岩石表面，因此其选择与用量与现有技术相同，具体可以是1-3wt％氯化铵溶液。
上述技术方案中，各种处理时所用液体可用水泥车完成溶液的配置，再利用水泥车将各种液体通过原注水管柱注入储层。
从安全角度考虑，在实施本发明所述方法之前，最好是对地层的吸水指数进行计算，以判断地层吸水能力，确定施工挤注过程中水泥车的排量。
在完成本发明所述方法对岩层表面改性减阻之后，即可开井生产，记录注水井注入压力、注入量等数据。
与现有技术相比，本发明的特点在于：
1、采用α-Al2O3或二氧化硅为改性材料，利用其耐高温、耐酸碱腐蚀、耐冲刷性能，以及其优异的疏水性和强烈的吸附性，来增加水相渗透率；另一方面，也使得α-Al2O3易于吸附在岩石和孔隙表面，降低水化膜的厚度或将岩石表面的吸附水驱走，从而增加孔道的有效半径；而且还能够包覆在粘土表面，阻止注入水的浸入起到防膨胀的作用；同时能使由于长期受注入水冲刷而亲水的近地岩石表面改性变为憎水，有效降低注入水的流动阻力，有利于注入水的流动，进一步提高水相渗透率。再者，由于表面活性剂的加入大幅度提高了α-Al2O3纳米材料在溶液体系中的稳定性，注入过程中井筒内部环境温度小于地层温度，脱稳剂会在60-70℃左右温度起到氧化破乳效果，而一般注入地层的温度为80℃以上，改性液在此环境下析出，从而完成岩石表明改性；另外，将改性液升温至40～45℃再向低渗油藏注水井中注入，增加分散有α-Al2O3的有机溶液与水的混合均质效果，保证注入的改性液体系均匀稳定。
2、本发明所述方法先对低渗油藏进行预处理，使得待处理低渗储层岩石表面污染物去除，结合地层温度条件、脱稳剂的共同作用，有效提高了改性材料附着效果；再结合采用特定组成的改性液处理岩石表面，使其表面具有强疏水性能，岩石表面改性材料具有极强憎水性，注入地层后可以改变岩石表面的润湿性，使岩石表面由亲水变为憎水，有利于注入水的流动，降低岩石表面张力，提高渗透率，在大幅度降低注水压力的同时有效提高注水量；另一方面，使用水泥车即可完成各种处理时使用的液体的配置，且可利用水泥车将各种液体通过原注水管柱注入储层，无需取下原注水管柱，避免了使用通井机等大型机械，过程简单可操作性强，大幅度降低作业成本；再者，整个方法所涉及的化学药剂均可以直接在市场上直接采购，药剂成本低。
3、本发明通过预处理及改性液改性处理的结合，大幅度提高了改性效果、及纳米材料(α-Al2O3)的附着强度，因而大幅度提高的措施有效期，可达200天以上。
具体实施方式
下面结合具体实施例对本发明作进一步的详述，以更好地理解本发明的内容，但本发明并不限于以下实施例。
实施例1：室内不同预处理方式对于岩石表面改性效果的对比
试验温度80℃，
改性液的组成(按重量百分比计)：α-Al2O3(粒度为20～30nm)0.1％、有机溶剂(由苯、二甲苯、异丙苯和1,2-二溴乙烷按1:1:2:1的重量比组成)15％、表面活性剂(山梨醇硬脂酸酯和十二烷基苯磺酸钠按1:1的重量比组成)1.5％、脱稳剂(过硫酸铵)0.03％、余量为水。
未进行预处理的岩石表面改性流动试验：在设定的温度下，采用1wt％氯化铵水溶液模拟水驱10PV(孔隙体积)后采用上述改性液处理2PV(置于85度环境温度下静置24hh)。结果显示，岩芯经岩石表面改性材料处理后，水相渗透率由0.7212×10-3um2提高至1.8751×10-3um2，渗透率增幅为2.6倍。
经预处理的岩石表面改性流动试验：采用1wt％氯化铵溶液模拟水驱10PV后，先后采用5wt％氢氧化钠水溶液、10wt％盐酸水溶液(盐酸为HCl含量为31％的工业盐酸)预处理2PV。结果显示，岩芯经预处理后，岩芯的水相渗透率由1.3856×10-3um2提高至4.2197×10- 3um2，提高3.05倍。之后采用1wt％氯化铵水溶液模拟水驱1PV后，再采用上述改性液处理后2PV(置于85度环境温度下静置24h，岩芯的水相渗透率最终提高至8.7361×10-3um2，较复合处理前提高6.31倍，较酸化后提高2.07倍。
可见，采用本发明技术方案中所述的改性液对岩石表面进行改性，可有效提高水相渗透率。进一步的，采用先碱后酸液方式的预处理方式，再结合本发明技术方案中所述的改性液对岩石表面进行改性，可在有效清除岩芯内垢等堵塞物的同时，清洁岩石表面，增加地层岩石表面水流通道上的蚀痕，从而提高岩石表面改性材料在岩石表面的吸附量、附着度，从而提高措施效果。
实施例2：现场G15-1井岩石表面改性施工
G15-1井位于华东油田，该井储层平均渗透率为55.1×10-3um2、孔隙度23.9％，为中孔低渗储层，筛管位置2969米。2014年5月投转注，日配注25m3，初期注水压力12MPa，后注水压力一直上升，施工前，注水压力达23.6MPa，与干线压力相同，注水量5m3/d，达不到配注，采取酸化措施：酸化后该井油压20MPa、注入量9m3/d，基本与酸化前相同，表明酸化措施无效。2016年6月，按本发明所述方法对该井储层进行改性减阻措施。
施工步骤：
1)计算地层吸水指数，以判断地层吸水能力，确定施工水泥车挤注过程排量、压力等数据。
2)在地面配液罐中分别配制碱液、酸液、抑制粘土膨胀液、改性液和顶替液，并确定它们的注入量，具体配方如下：
碱液的组成(按重量百分比计)：碳酸钠5％、氢氧化钠2％、氯化铵2％、余量为水。
酸液的组成(按重量百分比计)：盐酸(HCl含量为31％)10％、乙酸2％、氯化铵1％、缓蚀剂(咪唑啉缓蚀剂)0.3％、破乳剂(聚氧乙烯聚氧丙烯十八醇醚)0.1％、稳定剂(EDTA)0.1％、余量为水。
抑制粘土膨胀液的组成(按重量百分比计)：氯化铵2％、余量为水。
所述碱液、酸液、抑制粘土膨胀液的注入量均是按前述公式(1)进行计算，具体为π×R2×h×∮＝3.14×1.522×7.1×0.239＝12m3。
改性液的组成(按重量百分比计)：α-Al2O3(粒度为20～30nm)0.1％、有机溶剂(由苯、二甲苯、异丙苯和1,2-二溴乙烷按1：2：1：1的重量比组成)13.5％(即1.8*0.9/12)、表面活性剂(由吐温和山梨醇硬脂酸酯按1：2的重量比组成)1％、脱稳剂(过硫酸铵)0.01％、余量为水。
所述改性液的注入量均是按前述公式(2)进行计算，具体为h×(1～2m3)＝7.1×1.7＝12m3。
顶替液的组成(按重量百分比计)：2％氯化铵水溶液，注入量为9m3(注入量的计算方法为：π×R2×h即π×油管半径2×筛管位置深度)。
3)连接地面管汇，打开油管阀门、套管阀门，正替碱液至井下管柱尾管位置，关闭套管阀门。
4)依次注入余下的碱液，以及酸液、抑制粘土膨胀液、改性液(注入时先升温至45℃循环搅拌至溶液分散均匀)和顶替液。
5)注入完成后，关井反应24h，使改性液中的改性材料在岩石表面析出，完成改性材料在岩石表面的吸附与岩石改性过程。
6)开井生产，记录注水井注入压力、注入量的数据。
按上述方法实施措施后，该井油压降至9MPa，注入量25m3，油压较施工前降低14.6MPa，日注入量由5m3/d增加到24m3/d，至2016年12月，达到配注要求，2017年2月底其油压、注入量恢复到措施前水平，有效期为210天。
从该井的施工情况来看，该井的地层物性较差、酸化效果差，采用岩石表面改性减阻措施后，措施井显现出明显的降压增注效果，本措施的有效期为210天，与国内外同类技术对比(一般纳米增注有效期为4-5个月)，本发明所述方法可有效提高增注有效期。
实施例3：现场H158井岩石表面改性施工
H158井位于华东油田，生产井段2867.6-2898.4m，油层厚度8.3米，筛管位置2858米该井储层平均渗透率4.51×10-3um2、孔隙度15.9％，属于低孔、特低渗储层。2015年转注，日配注40m3，措施前该井注水压力20.2MPa，日注水量26m3/d，达不到配注，2016年10月，按本发明所述方法对该井储层进行改性减阻措施。
施工步骤：
1)计算地层吸水指数，以判断地层吸水能力，确定施工水泥车挤注过程排量、压力等数据。
2)在地面配液罐中分别配制碱液、酸液、抑制粘土膨胀液、改性液和顶替液，并确定它们的注入量，具体配方如下：
碱液的组成(按重量百分比计)：碳酸钠3％、氢氧化钠3％、氯化铵1％、余量为水。
酸液的组成(按重量百分比计)：盐酸(HCl含量为31％)6％、氯化铵2％、缓蚀剂(咪唑啉缓蚀剂)0.1％、破乳剂(聚氧乙烯聚氧丙烯十八醇醚)0.3％、稳定剂(NTA)0.5％、余量为水。
抑制粘土膨胀液的组成(按重量百分比计)：氯化铵1％、余量为水。
所述碱液、酸液、抑制粘土膨胀液的注入量均是按前述公式(1)进行计算，具体为
改性液的组成(按重量百分比计)：α-Al2O3(粒度为20nm)0.05％、有机溶剂(由苯、二甲苯和1,2-二溴乙烷按2:1:1的重量比组成20％、表面活性剂(由十二烷基苯磺酸钠和单烷基磷酸酯按1:1的重量比组成)1.5％、脱稳剂(过硫酸铵)0.01％、余量为水。
所述改性液的注入量均是按前述公式(2)进行计算，具体为h×(1～2m3)＝8.3×1.2＝10m3。
顶替液的组成(按重量百分比计)：2％氯化铵水溶液，注入量为9m3。
3)连接地面管汇，打开油管阀门、套管阀门，正替碱液至井下管柱尾管位置，关闭套管阀门。
4)依次注入余下的碱液，以及酸液、抑制粘土膨胀液、改性液顶替液。
5)注入完成后，关井反应48h，使改性液中的改性材料在岩石表面析出，完成改性材料在岩石表面的吸附与岩石改性过程。
6)开井生产，记录注水井注入压力、注入量的数据。
按上述方法实施措施后，该井油压由20.2MPa降至15MPa，注入量41m3达到配注要求，油压较施工前降低5.2MPa，，日注入量增加15m3达到配注要求，2017年12月底其油压、注入量恢复到措施前水平，有效期为14个月。
实施例4：现场S29-3井岩石表面改性施工
S29-3井位于华东油田高邮凹陷，该井储层平均渗透率为26.9×10-3um2、油层厚度9.8米，筛管位置2532米，孔隙度19.5％，为中孔低渗储层。2013年3月投转注，日配注30m3，初期注水压力15MPa，注入水为经处理后的含油污水，施工前，注水压力达25.1MPa，注水量11m3/d，达不到配注，2015年5月，按本发明所述方法对该井储层进行改性减阻措施。
施工步骤：
1)计算地层吸水指数，以判断地层吸水能力，确定施工水泥车挤注过程排量、压力等数据。
2)在地面配液罐中分别配制碱液、酸液、抑制粘土膨胀液、改性液和顶替液，并确定它们的注入量，具体配方如下：
碱液的组成(按重量百分比计)：碳酸钠2％、氢氧化钠1％、氯化铵3％、余量为水。
酸液的组成(按重量百分比计)：盐酸(HCl含量为31％)12％、乙酸1％、氯化铵3％、缓蚀剂(咪唑啉缓蚀剂)0.2％、破乳剂(聚氧乙烯聚氧丙烯十八醇醚)0.5％、稳定剂(CA)1％、余量为水。
抑制粘土膨胀液的组成(按重量百分比计)：氯化铵3％、余量为水。
所述碱液、酸液、抑制粘土膨胀液的注入量均是按前述公式(1)进行计算，具体为π×R2×h×∮＝3.14×1.52×9.8×0.195＝13.5m3。
改性液的组成(按重量百分比计)：二氧化硅(粒度为20～30nm)0.2％、有机溶剂(由二甲苯和1,2-二溴乙烷按比例2：1的重量比组成)10％、表面活性剂(由吐温和十二烷基苯磺酸钠按1：1的重量比组成)2％、脱稳剂(过硫酸铵)0.008％、余量为水。
所述改性液的注入量均是按前述公式(2)进行计算，具体为h×(1～2m3)＝9.8×1.5＝15m3。
顶替液的组成(按重量百分比计)：2％氯化铵水溶液，注入量为7.5m3。
3)连接地面管汇，打开油管阀门、套管阀门，正替碱液至井下管柱尾管位置，关闭套管阀门。
4)依次注入余下的碱液，以及酸液、抑制粘土膨胀液、改性液和顶替液。
5)注入完成后，关井反应48h，使改性液中的改性材料在岩石表面析出，完成改性材料在岩石表面的吸附与岩石改性过程。
6)开井生产，记录注水井注入压力、注入量的数据。
按上述方法实施措施后，恢复注水后，该井油压降至19MPa，日注水量30m3，油压较施工前降低6.1MPa，日注水量提高19m3，达到配注要求，至2016年4月该井油压、日注入量恢复到措施前水平，有效期为320天。
Claims (8)
1.一种低渗油藏岩层表面改性减阻方法，包括以下步骤：
1)对低渗油藏进行预处理，包括对低渗油藏进行碱液冲洗、酸液冲洗和抑制粘土膨胀处理；其中，
所述对低渗油藏进行酸液冲洗，是向低渗油藏注水井中注入酸液以对注水井井筒及低渗油藏岩层表面进行冲洗，其中的酸液按重量百分比计，其组成为：工业级盐酸6～12％、乙酸1～3％、氯化铵1～3％、缓蚀剂0.1～0.3％、破乳剂0.1～0.5％、稳定剂0.1～1.5％、余量为水；所述的缓蚀剂为咪唑啉缓蚀剂，所述的破乳剂为聚氧乙烯聚氧丙烯十八醇醚，所述的稳定剂为柠檬酸钠、次氮基三乙酸或乙二胺四乙酸四钠；
2)向低渗油藏注水井中注入改性液和顶替液，注入完成后关井静置，使改性液中的改性材料在低渗油藏岩层表面析出，从而完成对低渗油藏岩层表面的改性减阻；其中，
所述的改性液按重量百分比计，其组成为：
纳米级α-Al2O3 0.05～0.2％、有机溶剂10～20％、表面活性剂1～2％、脱稳剂过硫酸铵0.005～0.01％、余量为水；
将改性液升温至40～45℃,搅拌均匀后，再向低渗油藏注水井中注入。
2.根据权利要求1所述的低渗油藏岩层表面改性减阻方法，其特征在于：步骤2)中，所述的有机溶剂为选自苯、汽油、二甲苯、松节油、丙酮、异丙苯和1,2-二溴乙烷中的一种或两种以上的组合。
3.根据权利要求1所述的低渗油藏岩层表面改性减阻方法，其特征在于：步骤2)中，所述的有机溶剂由苯、二甲苯、异丙苯和1,2-二溴乙烷按1：2：1：1的重量比组成。
4.根据权利要求1所述的低渗油藏岩层表面改性减阻方法，其特征在于：步骤2)中，所述的表面活性剂为选自吐温、司盘、山梨醇硬脂酸酯和单烷基磷酸酯、十二烷基苯磺酸钠中的一种或两种以上的组合。
5.根据权利要求1所述的低渗油藏岩层表面改性减阻方法，其特征在于：步骤2)中，所述的表面活性剂由山梨醇硬脂酸酯和十二烷基苯磺酸钠按1：2的重量比组成。
6.根据权利要求1所述的低渗油藏岩层表面改性减阻方法，其特征在于：步骤2)中，改性液注入完成后并井静置的时间≥24h。
7.根据权利要求1～6中任一项所述的低渗油藏岩层表面改性减阻方法，其特征在于：步骤1)中，所述对低渗油藏进行碱液冲洗，是向低渗油藏注水井中注入碱液以对注水井井筒及低渗油藏岩层表面进行冲洗，其中的碱液按重量百分比计，其组成为：
碳酸钠2～5％、氢氧化钠1～3％、氯化铵1～3％、余量为水。
8.根据权利要求1～6中任一项所述的低渗油藏岩层表面改性减阻方法，其特征在于：步骤1)中，所述对低渗油藏进行抑制粘土膨胀处理，是向低渗油藏注水井中注入抑制粘土膨胀液以对注水井井筒及低渗油藏岩层表面进行冲洗，其中的抑制粘土膨胀液按重量百分比计，其组成为：
氯化铵1～3％、余量为水。
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