CN109957384A - 阳-非离子醇醚糖苷型减阻剂 - Google Patents

阳-非离子醇醚糖苷型减阻剂 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种阳‑非离子醇醚糖苷型减阻剂，其结构式如图1所示，其中，X‑为Cl‑、Br‑或I‑；R1中含有的碳原子数为1～18个，R1选自以下之一：取代或非取代的烷基，取代或非取代的芳基，取代或非取代的芳烷基，取代或非取代的羟烷基，取代或非取代的酯基，取代或非取代的酰胺基，取代或非取代的卤烷基。优选的，所述R1为‑CnH2n+1(n＝1～18)。R2为‑CkH2k+1(CH2CH2CH2O)m(CH2CH2O)n，其中，k为8～18的整数，m、n为0～10的整数。本发明的减阻剂，既能把油水界面张力降低到10‑3mN/m，又能吸附在岩石表面，成膜减阻，极大地提高了减阻增注体系对油藏的适应能力。本发明的减阻剂在注入地层后，还可以发挥低界面张力作用，降低毛管阻力。

Description

阳-非离子醇醚糖苷型减阻剂
技术领域
本发明涉及一种阳-非离子醇醚糖苷型减阻剂，特别涉及一种既能降低注水井注水压力，又能保护储层防止后续注水压力升高的，可改善水驱油藏开发效果的减阻剂，属于油田注水开发技术领域。
背景技术
低渗透油藏是胜利油田增油上产的主阵地。但是，在低渗透油藏水驱开发过程中存在注水压力高、注水困难的问题。分析问题原因，主要是低渗透油藏边界层效应明显、毛管阻力显著造成。为了降低低渗透油藏的注水压力、提高注水能力，研究和应用了较多的降压增注体系。但是，目前的降压增注体系功能相对比较单一，对油藏的选择性较强，适应性差，现场应用时措施有效率降低。
在公开号为CN1556169的中国专利中，提供了一种单分子季铵盐化合物作为粘土稳定、防膨、防砂和解堵增注制剂的用途。它可使地层粘土和矿物稳定，即可防止粘土膨胀，又可改善地层(尤其低渗透油藏)的渗透性，从而大幅度地提高水井增注效果。在公开号CN103113872A的中国专利申请中，公开了一种由环氧氯丙烷、二甲胺、三甲胺、过硫酸铵、亚硫酸氢钠、乙二胺、三乙烯四胺制备的PAWS阳离子粘土稳定剂。专利CN1556169中的单分子季铵盐和CN103113872A中的PAWS单独不能降低油水界面张力。
在公开号CN104892855A的中国专利中，公开了一种高分子表面活性剂PAFB，微量的PAFB能明显增加水在岩石表面的接触角，提高水相的相对渗透率。PAFB本身油水界面张力为10-1～100mN/M数量级之间，和石油磺酸钠复配后才能到达10-2～10-3mN/m数量级。为了同时获得防膨和低界面张力，公开号CN106281288A、CN102965091A、CN101705081A、CN106467732A和CN105154051的专利申请也是把季铵盐化合物和其它成分复配起来，有的甚至加入了强碱氢氧化钠。但存在以下缺陷：除了强碱伤害地层、高分子容易堵塞地层外，复配体系还存在一个共同的问题：当复配体系注入地层后，由于不同分子在地层中吸附运移规律不同，容易发生吸附分离，从而失去功效。
在公开号CN1451842、CN105154051A、CN101538461、CN106010495A、CN106467732A、CN102690640A和CN104371689A的中国专利申请中，公开的都是以降低界面张力为主的复配体系，功能单一。其中，CN101538461公开了一种降压增注剂，各组分的重量比为：月桂酸单乙醇酰胺：30～42份；L-缬氨酸苄酯对甲苯磺酸盐：2.5～4.5份；C8-10烷基葡萄糖苷：5.5～7.5份；亚硝酸钠：0.5～1.0份；维生素A：0.5～1份；氟碳表面活性剂FN-2：0.05～0.1份；甲醇：25～35份；水：15～35份。CN106010495A公开了一种降压增注剂，包括以下原料：30-60份的有机硅表面活性剂，10-20份的聚乙二醇，5-15份的三乙醇胺。CN102690640A公开了一种含有脂肽生物酶的降压增注剂，各组分重量百分比为：脂肽类生物表面活性剂：65～68％；N-月桂酰肌氨酸钠：4.5～4.75％；N-十二烷基丙氨酸：5.25～5.5％；氟碳表面活性剂FN-2：0.005～0.0055％；维生素D：0.01～0.015％；其余为两性表面活性剂NAP。CN104371689公开了一种超低界面张力表面活性剂复配体系，以质量百分比计：10％～33％两性表面活性剂，7％～23％非离子表面活性剂，1％～4％阴离子表面活性剂，余量为水。
公开号为CN103146371A的中国专利公开了一种低渗透砂岩油藏分子膜减阻增注剂，其中的分子膜减阻增注剂是阳离子表面活性剂，和原油之间的界面张力一般为10-1mN/m；降低油水界面张力时分子膜减阻剂分子需要吸附到油水界面上才会发挥作用；吸附到油水界面上后就不能再吸附到油藏矿物表面进一步起到中和岩石表面负电荷、消除双电层效应及防膨减阻的作用。
发明内容
针对上述现有技术，本发明提供了一种阳-非离子醇醚糖苷型减阻剂，本发明的减阻剂不仅能高效降低油水界面张力、消除毛管阻力，还能高效消除边界层效应，同时可控水解，在消除毛管阻力后进一步起到消除边界层效应的作用。
本发明是通过以下技术方案实现的：
一种阳-非离子醇醚糖苷型减阻剂，其结构式如下所示(如图1所示)：
其中，X-为Cl-、Br-或I-；
R1中含有的碳原子数为1～18个，R1选自以下之一：取代或非取代的烷基，取代或非取代的芳基，取代或非取代的芳烷基，取代或非取代的羟烷基，取代或非取代的酯基，取代或非取代的酰胺基，取代或非取代的卤烷基。优选的，所述R1为-CnH2n+1(n＝1～18)。
R2为-CkH2k+1(CH2CH2CH2O)m(CH2CH2O)n，其中，k为8～18的整数，m、n为0～10的整数。优选的，所述R2选自以下之一：-C8H17、-C9H19、-C10H21、-C11H23、-C12H25、-C13H27、-C14H29，-(CH2CH2O)3C8H17、-(CH2CH2O)3C9H19、-(CH2CH2O)3C10H21、-(CH2CH2O)3C11H23、-(CH2CH2O)3C12H25、-(CH2CH2O)3C13H27、-(CH2CH2O)3C14H29、-(CH2CH2O)4C8H17、-(CH2CH2O)4C9H19、-(CH2CH2O)4C10H21、-(CH2CH2O)4C11H23、-(CH2CH2O)4C12H25、-(CH2CH2O)4C13H27、-(CH2CH2O)4C14H29、-(CH2CH2O)5C8H17、-(CH2CH2O)5C9H19、-(CH2CH2O)5C10H21、-(CH2CH2O)5C11H23、-(CH2CH2O)5C12H25、-(CH2CH2O)5C13H27、-(CH2CH2O)5C14H29、-(CH2CH2O)6C8H17、-(CH2CH2O)6C9H19、-(CH2CH2O)6C10H21、-(CH2CH2O)6C11H23、-(CH2CH2O)6C12H25、-(CH2CH2O)6C13H27、-(CH2CH2O)6C14H29、-(CH2CH2O)7C8H17、-(CH2CH2O)7C9H19、-(CH2CH2O)7C10H21、-(CH2CH2O)7C11H23、-(CH2CH2O)7C12H25、-(CH2CH2O)7C13H27、-(CH2CH2O)7C14H29、-(CH2CH2O)8C8H17、-(CH2CH2O)8C9H19、-(CH2CH2O)8C10H21、-(CH2CH2O)8C11H23、-(CH2CH2O)8C12H25、-(CH2CH2O)8C13H27、-(CH2CH2O)8C14H29、-(CH2CH2O)9C8H17、-(CH2CH2O)9C9H19、-(CH2CH2O)9C10H21、-(CH2CH2O)9C11H23、-(CH2CH2O)9C12H25、-(CH2CH2O)9C13H27、-(CH2CH2O)9C14H29、-(CH2CH2O)10C8H17、-(CH2CH2O)10C9H19、-(CH2CH2O)10C10H21、-(CH2CH2O)10C11H23、-(CH2CH2O)10C12H25、-(CH2CH2O)10C13H27、-(CH2CH2O)10C14H29、-(CH2CH2O)3(CH2CH2CH2O)5C8H17、-(CH2CH2O)3(CH2CH2CH2O)5C12H25、-(CH2CH2O)3(CH2CH2CH2O)5C14H29。
所述减阻剂的制备方法为：首先，环氧氯丙烷与带有R1基团的叔胺反应(25～30℃下反应24小时)，然后再与烷基糖苷(其上带有-CkH2k+1基团)或醇醚糖苷(其上带有-CkH2k+1(CH2CH2CH2O)m(CH2CH2O)n基团)反应(80～100℃下反应48小时)，即得。
本发明的减阻剂，其水解原理如图2所示(在温度≥70℃，盐酸质量分数≥3％时，发生水解)。其使用方法为：将减阻剂与水混合，减阻剂质量分数0.05％～10％，均匀搅拌后注入地层。
本发明的阳-非离子醇醚糖苷型减阻剂，既能把油水界面张力降低到10-3mN/m，又能吸附在岩石表面，成膜减阻，极大地提高了减阻增注体系对油藏的适应能力。本发明的减阻剂在注入地层后，还可以发挥低界面张力作用，降低毛管阻力。本发明的阳-非离子醇醚糖苷型减阻剂还可以改变油藏多孔介质和油藏内流体性质：减阻剂降解后生成小分子和阳离子化合物，阳离子化合物吸附在储层岩石表面，形成表面膜，中和储层岩石表面电性，改善矿物岩石表面润湿性，降低边界层效应和注水阻力，同时起到降低毛管阻力和消除边界层效应的作用。
本发明的阳-非离子醇醚糖苷型减阻剂，具有以下优点：
1.本发明的阳-非离子醇醚糖苷型减阻剂可以提高对油藏的适应能力，有效提高水驱油藏降压增注效果。
2.本发明的阳-非离子醇醚糖苷型减阻剂在地层中不会发生吸附分离现象，性能稳定；属于小分子，用于低渗透油藏时不会造成额外地层伤害。
3.本发明的阳-非离子醇醚糖苷型减阻剂除了具有降低油水界面张力的功能外，还能吸附在砂岩表面、中和负电荷、消除双电层效应，具有保护储层、长期有效的特点。
4.本发明的阳-非离子醇醚糖苷型减阻剂不仅具有分子膜减阻增注剂的所有功能，还能把油水界面张力降低到10-3mN/m，对原油适应性强。同时可控水解，在降低了油水界面张力后，可以释放出阳离子，然后吸附在油藏岩石表面负电位点上，起到消除双电层效应、防膨减阻、保护储层的作用，真正发挥一剂多效的功能。
附图说明
图1：减阻剂的结构示意图。
图2：减阻剂的水解原理示意图。
图3：Ⅰ型减阻剂的结构示意图。
图4：Ⅱ型减阻剂的结构示意图。
图5：不同表面活性剂油水界面张力对比示意图，其中，1、十二烷基三甲基氯化铵；2、丙撑基十二烷基三甲基十四烷基三甲基双季铵盐；3、十二烷基甜菜碱；4、石油磺酸盐(购自胜利中胜集团、SYHSY-1)；5、OP-10；6、Ⅰ型减阻剂；7、Ⅱ型减阻剂。
图6：常温、中性、矿化度10000mg/L下粘土矿物zeta电位，其中，CNG：减阻剂，BS-12：十二烷基甜菜碱；SDBS：十二烷基苯磺酸钠。
图7：减阻剂的防膨率示意图。
图8：减阻剂改变不同砂岩的润湿性能力评价示意图。
图9：水解率随盐酸质量分数的变化(6h)示意图。
图10：水解率随时间的变化(90℃)示意图。
图11：未洗油的原始岩心注减阻剂后效果示意图。
图12：酸化后岩心再挤注减阻剂后效果示意图。
图13：注5％HCl+减阻剂后岩心渗透率和压力的变化示意图。
具体实施方式
下面结合实施例对本发明作进一步的说明。
下述实施例中所涉及的仪器、试剂、材料等，若无特别说明，均为现有技术中已有的常规仪器、试剂、材料等，可通过正规商业途径获得。下述实施例中所涉及的实验方法，检测方法等，若无特别说明，均为现有技术中已有的常规实验方法，检测方法等。
实施例1：制备两种减阻剂：Ⅰ型(其结构式如图3所示)、Ⅱ型(其结构式如图4所示)。制备方法分别为：
取0.2mol环氧氯丙烷和0.2mol烷基叔胺，加入70ml丙酮为溶剂，28℃下反应24h，置于冰箱冷藏室结晶析出晶体，用乙醚洗涤，得到环氧丙基二甲基氯化铵。取0.1mol环氧丙基二甲基氯化铵置于三口烧瓶中，加入0.2mol烷基糖苷(反应后得到Ⅰ型减阻剂)或0.2mol醇醚糖苷(反应后得到Ⅱ型减阻剂)，调节pH值至10～11，80℃下反应48h，得到产品。其中烷基糖苷和醇醚糖苷均购自江苏万淇)。
上述两种减阻剂，以Ⅰ型减阻剂(R1＝-C4H9，R2＝-C12H25)、Ⅱ型减阻剂(R1＝-C8H17、R2＝-(CHOCHO)3C12H25；R1＝-C9H19、R2＝-(CHOCHO)4C12H25；R1＝-C10H21、R2＝-(CHOCHO)5C12H25；R1＝-C11H23、R2＝-(CHOCHO)6C12H25；R1＝-C12H25、R2＝-(CHOCHO)7C12H25)为代表，其表面张力、界面张力如表1所示：表面张力26mN/m，与胜利油田某区块原油界面张力达到10-3mN/m。
表1
实施例2：减阻剂对原油的适应能力
实验选了胜利油田7个区块原油，测试不同表面活性剂溶液/原油之间的油水界面张力，结果如图5所示，发现Ⅰ型、Ⅱ型减阻剂的界面张力都集中在0附近，而阳离子表面活性剂、十二烷基甜菜碱、石油磺酸盐等对原油的选择性较强，用不同原油测试时，油水界面张力相差较大。
实施例3：减阻剂中和岩石表面负电荷的能力
(1)zeta电位测试：用zeta电位仪测试。分别取砂岩0.1g，加入25mL不同浓度的表面活性剂水溶液(表面活性剂溶液用10000mg/L标准盐水配制)，在恒温振荡器中振荡24h，取上层悬浮液测定zeta电位，实验条件为常温，PH＝7，矿化度10000mg/L。
结果如图6所示，本发明的减阻剂(R1＝-C8H17、R2＝-(CHOCHO)3C12H25)可中和岩石表面负电荷，消除双电层，效果优于BS-12、OP-10、SDBS。
(2)防膨效率测试：称取1g(准确至0.01g)膨润土(3份)，装入三支离心管中，分别加入减阻剂溶液、蒸馏水和煤油至20mL刻度处，充分摇匀，静置2h后离心，读出膨润土膨胀后的体积V1、V2和V0。防膨率按下式计算：
结果如图7所示，当减阻剂使用浓度为0.35％时，防膨效率大于90％。
实施例4：减阻剂改变砂岩润湿性的能力
采用Washburn法测试，步骤如下所示：将100目～120目的石英砂洗净、105℃下干燥至恒重，放在干燥器中备用。配制不同浓度的减阻剂溶液，称取干净的石英砂倒入溶液中，液固比10：1。搅拌均匀后将瓶放到空气振荡器中振荡48h，取出石英砂烘干。称取6g处理好的砂子分两次装入填砂管中，并均匀振动，压实，使填砂管每次的填充高度相同以保证砂子的堆积密度恒定。注意：填装砂子之前，用待测液体预湿填砂管管壁，并干燥，使液体能够平稳地沿填砂管管壁上升。将填砂管放在支架上并保持与地面垂直，当填砂管刚一接触液面时开始记时，记录液面上升的高度H与对应的时间t。按照下式计算润湿角。
H2＝k(cosθ)t
结果如图8示，不同砂岩吸附减阻剂后，岩石表面润湿性改变范围在40°～60°之间。水解后吸附在砂岩表面后，岩石表面润湿角从42.5°提高到84°，水解后对岩石改变润湿性41.5°，改变范围仍在40°～60°之间。
实施例5：减阻剂的水解情况
称取一定量的减阻剂样品，分别加入不同质量浓度的盐酸，放置于不同温度下，一定时间后测定水解率。
利用正交实验研究了减阻剂的水解情况，发现在一定pH值和温度下减阻剂才会水解(如表2所示)。继续实验表明温度70℃、盐酸质量分数5％时开始水解；温度90℃、盐酸质量分数3％时开始水解；90℃下盐酸浓度10％、5％时完全水解时间3h和6h，如图9、图10所示。
表2
编号 盐酸质量,％ 温度,℃ 时间,d 水解率,％
1# 0 40 14 0
2# 5 40 14 0
3# 0 90 14 5
4# 5 90 14 99
实施例6：减阻剂对注水压力、渗透率的影响
利用胜利油田某区块岩心进行了物模实验，具体实验方法如下：
(1)将岩心切成25-80mm小圆柱形，要求两端面与轴心垂直。
(2)将岩心抽空饱和水待用。
(3)中间容器内灌满试验介质，并密封好上盖。
(4)将仪器连接到高压气瓶。
(5)把岩心装入岩心夹持器并固定锁紧。
(6)用手动泵给夹持器旋加环压。
(7)调节调节阀，打开相应容器上的阀门，用气顶水排除管线内的空气。
(8)调节调节阀到需要的压力，用气压水的方法将水注入岩心，岩心出口用量筒收集。
(9)当进口压力、出口流量稳定后，记录压力及流量值，结合其他参数计算渗透率。
结果如图11所示，岩心钻切后不洗油直接挤注实施例1中的Ⅱ型减阻剂(R1＝-C8H17、R2＝-(CHOCHO)3C12H25)后，渗透率增加48.49％，压力降低31.25％，说明本发明的减阻剂可以通过降低油水界面张力来降低毛管阻力，宏观表现为降低注水压力、提高渗透率。
洗油后岩心酸化，岩心经过洗油、酸化可以视为岩心表面无油、干净，此时注入减阻剂，岩心平均渗透率提高36.32％，驱替压差降低27.66％(如图12)，说明本发明的减阻剂可以通过吸附在岩石表面，中和表面电荷，消除双电层效应，宏观上表现为渗透率提高、注水压力降低。
上述物模实验表明：本发明的减阻剂，本身既可以降低毛管阻力，又可以消除边界层效应。
实施例7：水解后的减阻剂对注水压力、渗透率的影响
减阻剂水解(水解条件：5％HCl溶液，温度90℃，水解6小时)后，进行物模实验。
结果：如图13所示，水解后的减阻剂依然有消除边界层的作用。洗油后的岩心先酸化清除盐酸可溶物，再注5％HCl+减阻剂，稳定6h后，岩心平均渗透率提高25.16％，驱替压差降低19.11％。证明减阻剂水解后依然有消除边界层的作用。
实施例8：减阻剂耐温、耐盐考察
用60000mg/L标准盐水配制实施例1中的Ⅱ型减阻剂(R1＝-C8H17、R2＝-(CHOCHO)3C12H25)溶液，装入耐温耐压容器，在130℃下放置24h。观察现象并测表面张力，结果如表3所示。
表3
从实验结果可以看出，用60000mg/L标准盐水配制减阻剂溶液在130℃下老化24h后，溶液均匀，无分层现象，测其表面张力为26.89，和处理之前的表面张力比较，基本没有变化；测其吸附减阻剂后岩石表面润湿角为83.7°，和处理之前的润湿角相比基本没有变化，说明减阻剂耐温耐盐性能好。
上述虽然结合实施例对本发明的具体实施方式进行了描述，但并非对本发明保护范围的限制，所属领域技术人员应该明白，在本发明的技术方案的基础上，本领域技术人员不需要付出创造性劳动即可做出的各种修改或变形仍在本发明的保护范围以内。

Claims (10)

1.一种阳-非离子醇醚糖苷型减阻剂，其结构式如下所示：
其中，X-为Cl-、Br-或I-；
R1中含有的碳原子数为1～18个，R1选自以下之一：取代或非取代的烷基，取代或非取代的芳基，取代或非取代的芳烷基，取代或非取代的羟烷基，取代或非取代的酯基，取代或非取代的酰胺基，取代或非取代的卤烷基；
R2为-CkH2k+1(CH2CH2CH2O)m(CH2CH2O)n，其中，k为8～18的整数，m、n为0～10的整数。
2.根据权利要求1所述的阳-非离子醇醚糖苷型减阻剂，其特征在于：所述R1为-CnH2n+1，n为1～18的整数。
3.根据权利要求1或2所述的阳-非离子醇醚糖苷型减阻剂，其特征在于：所述R1选自以下之一：-C4H9，-C8H17，-C9H19，-C10H21，-C11H23，-C12H25。
4.根据权利要求1所述的阳-非离子醇醚糖苷型减阻剂，其特征在于：所述R1选自以下之一：-C8H17、-C9H19、-C10H21、-C11H23、-C12H25、-C13H27、-C14H29，-(CH2CH2O)3C8H17、-(CH2CH2O)3C9H19、-(CH2CH2O)3C10H21、-(CH2CH2O)3C11H23、-(CH2CH2O)3C12H25、-(CH2CH2O)3C13H27、-(CH2CH2O)3C14H29、-(CH2CH2O)4C8H17、-(CH2CH2O)4C9H19、-(CH2CH2O)4C10H21、-(CH2CH2O)4C11H23、-(CH2CH2O)4C12H25、-(CH2CH2O)4C13H27、-(CH2CH2O)4C14H29、-(CH2CH2O)5C8H17、-(CH2CH2O)5C9H19、-(CH2CH2O)5C10H21、-(CH2CH2O)5C11H23、-(CH2CH2O)5C12H25、-(CH2CH2O)5C13H27、-(CH2CH2O)5C14H29、-(CH2CH2O)6C8H17、-(CH2CH2O)6C9H19、-(CH2CH2O)6C10H21、-(CH2CH2O)6C11H23、-(CH2CH2O)6C12H25、-(CH2CH2O)6C13H27、-(CH2CH2O)6C14H29、-(CH2CH2O)7C8H17、-(CH2CH2O)7C9H19、-(CH2CH2O)7C10H21、-(CH2CH2O)7C11H23、-(CH2CH2O)7C12H25、-(CH2CH2O)7C13H27、-(CH2CH2O)7C14H29、-(CH2CH2O)8C8H17、-(CH2CH2O)8C9H19、-(CH2CH2O)8C10H21、-(CH2CH2O)8C11H23、-(CH2CH2O)8C12H25、-(CH2CH2O)8C13H27、-(CH2CH2O)8C14H29、-(CH2CH2O)9C8H17、-(CH2CH2O)9C9H19、-(CH2CH2O)9C10H21、-(CH2CH2O)9C11H23、-(CH2CH2O)9C12H25、-(CH2CH2O)9C13H27、-(CH2CH2O)9C14H29、-(CH2CH2O)10C8H17、-(CH2CH2O)10C9H19、-(CH2CH2O)10C10H21、-(CH2CH2O)10C11H23、-(CH2CH2O)10C12H25、-(CH2CH2O)10C13H27、-(CH2CH2O)10C14H29、-(CH2CH2O)3(CH2CH2CH2O)5C8H17、-(CH2CH2O)3(CH2CH2CH2O)5C12H25、-(CH2CH2O)3(CH2CH2CH2O)5C14H29。
5.根据权利要求1或4所述的阳-非离子醇醚糖苷型减阻剂，其特征在于：所述R1选自以下之一：-C12H25，-(CHOCHO)3C12H25，-(CHOCHO)4C12H25，-(CHOCHO)5C12H25，-(CHOCHO)6C12H25，-(CHOCHO)7C12H25)。
6.根据权利要求1～5中任一项所述的阳-非离子醇醚糖苷型减阻剂，其特征在于：为以下化合物之一：①R1＝-C4H9，R2＝-C12H25；②R1＝-C8H17、R2＝-(CHOCHO)3C12H25；③R1＝-C9H19、R2＝-(CHOCHO)4C12H25；④R1＝-C10H21、R2＝-(CHOCHO)5C12H25；⑤R1＝-C11H23、R2＝-(CHOCHO)6C12H25；⑥R1＝-C12H25、R2＝-(CHOCHO)7C12H25)。
7.权利要求1～6中任一项所述的阳-非离子醇醚糖苷型减阻剂的制备方法，其特征在于：首先，环氧氯丙烷与带有R1基团的叔胺反应，然后再与烷基糖苷或醇醚糖苷反应，即得。
8.根据权利要求7所述的阳-非离子醇醚糖苷型减阻剂的制备方法，其特征在于：叔胺反应的条件为：25～30℃下反应24小时。
9.根据权利要求7所述的阳-非离子醇醚糖苷型减阻剂的制备方法，其特征在于：与烷基糖苷或醇醚糖苷反应的条件为：80～100℃下反应48小时。
10.权利要求1～6中任一项所述的阳-非离子醇醚糖苷型减阻剂作为减阻剂在低渗透油藏水驱开发中的应用。
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