CN113429956B - 一种解水锁剂及其制备方法和应用 - Google Patents

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Abstract

本申请公开了一种解水锁剂，所述解水锁剂包括：纳米活性剂材料、阴离子表面活性剂、阴‑非离子表面活性剂、阳离子表面活性剂、增溶剂和水；所述纳米活性剂材料通过将含有双键改性的片层纳米材料、亲水单体和疏水单体的原料聚合得到；所述亲水单体选自酸酐类化合物中的至少一种；所述疏水单体选自长链烷基烯丙基季铵盐中的至少一种。该解水锁剂表面张力和界面张力低，具有高界面活性，同时耐高温性能和耐盐性佳，具有使用量少、不含氟碳类难降解成分、制备方法简单、成本低、使用方便的特点。

Description

一种解水锁剂及其制备方法和应用
技术领域
本申请涉及一种解水锁剂及其制备方法和应用，属于低渗油气藏开发技术领域。
背景技术
在油气田开发过程中，钻井液、完井液和压裂液等外来流体进入储层后，由于毛细管的滞留作用，地层压力不能将滞留液完全排出地层，导致储层的含水饱和度增加，油气相渗透率降低，这种现象称为水锁伤害。低渗油气藏在我国油气资源总量占比约三成，这些油气藏具有毛细管压力高、孔隙小、结构复杂等特点，普遍存在很严重的水锁伤害。为了能更好的开发利用低渗油气资源，研发能解除水锁伤害的高效解水锁剂具有重要意义。
目前国内外常用的解除水锁伤害的方法有：(1)采用压裂、酸化等大型增产工艺措施，解除近井地带的储层污染；(2)对水锁储层进行热处理，降低水锁伤害；(3)进行适当时间的闷井处理，使侵入的水相渗吸到储层深处以降低水侵区域内的平均含水饱和度；(4)在入井液体中加入解水锁剂，通过增大工作液与岩石表面的接触角，降低工作液表面张力，加快排液速度来解除储层水锁伤害。其中，加入解水锁剂是目前成本最低、最简单有效的方法。
目前有文献报道了一种储层保护钻井液及其制备和使用方法，主要由双疏型表面活性剂、分散助溶剂、渗透剂、润湿反转剂、抑泡剂、防冻剂、除氧剂、防腐剂和水组成，其中双疏型表面活性剂为氟碳表面活性剂，发明中解水锁剂与常用储保型钻井液配伍性优良，提高致密砂岩气储层渗透恢复率10％以上。但该解水锁剂配方中包含阳离子型和非离子型氟碳表面活性剂，这类表活剂一般氟碳链比较长，耐酸、耐高温，在高矿化度条件下，仍能有效降低表面张力，但存在降解困难、持久性生物积累等问题。
目前有文献报道了一种解水锁剂及其制备方法，包含经脂肽生物表面活性剂改性的纳米二氧化硅、经氟碳表面活性剂改性的纳米二氧化硅，以及乙二醇和水。发明中解水锁剂具有良好的解水锁效果，能有效提高岩心渗透率和气驱采收率。但该发明中产品制备过程比较繁杂，使用过程中需采用特定的注入设备，增加实际应用的设备成本，使用过程需闷井72小时以上，严重影响工作效率。
目前有文献报道了一种油气储层用解水锁剂及其制备方法。所述解水锁剂包括阳离子聚丙烯酰胺、烷基糖苷、乙二醇醚类物质和纳米结晶纤维素。该发明解水锁剂对油水都具有较好的增溶效果，通过增强岩石表面亲水性增大油相相对渗透率。但该发明中没有具体交代解水锁剂耐温耐盐性，并且主要应用在洗井作业过程中，使用过程需关井6小时，影响工作效率。
发明内容
针对现有技术中解水锁剂降解困难、耐温耐盐性差、应用场景单一、制备使用过程耗时繁杂等问题。本发明提供了一种解水锁剂及其制备方法，该解水锁剂通过复配常用化学药剂制备而成，主要由改性纳米蒙脱土、阴离子表面活性剂、非离子表面活性剂、阳离子表面活性剂、有机碱、醇类和水组成。本发明中改性纳米蒙脱土由纳米蒙脱土通过接枝亲水单体和疏水单体制备。该解水锁剂表面张力和界面张力低，具有高界面活性，同时耐高温性能和耐盐性佳，可以通过吸附在岩石表面，改善岩石表面的润湿性，增大油相性对渗透率，有利于渗入储层中的水相返排，并且不需要长时间焖井，即可解除水锁伤害，增加油气在多孔介质中流动性，进而提高油气产量；具有使用量少、不含氟碳类难降解成分、制备方法简单、成本低、使用方便的特点。
根据本申请的一个方面，提供了一种解水锁剂，所述解水锁剂包括：纳米活性剂材料、阴离子表面活性剂、阴-非离子表面活性剂、阳离子表面活性剂、增溶剂和水；所述纳米活性剂材料通过将含有双键改性的片层纳米材料、亲水单体和疏水单体的原料聚合得到；所述亲水单体选自酸酐类化合物中的至少一种；所述疏水单体选自长链烷基烯丙基季铵盐中的至少一种。
可选地，在所述解水锁剂中，以质量计，纳米活性剂材料为5％～10％，阴离子表面活性剂为10％～20％，阴-非离子表面活性剂为15％～25％，阳离子表面活性剂为1％～5％，增溶剂为5％～10％，剩余为水。
可选地，所述长链烷基烯丙基季铵盐中的长链烷基为C12～C20的烷基。
可选地，所述双键改性的片层纳米材料具有如式I所示的修饰基团中的至少一种：
Figure BDA0003156970100000031
其中，R1选自C1～C4亚烷基中的任一种，R2选自C1～C8烷基中的任一种。
可选地，所述片层纳米材料选自蒙脱土、膨润土、鳞片石墨中的至少一种；
可选地，所述蒙脱土选自钠基蒙脱土或钙基蒙脱土；
可选地，所述酸酐类化合物选自马来酸酐类化合物中的至少一种；
可选地，所述马来酸酐类化合物选自马来酸酐、2-甲基马来酸酐、二甲基马来酸酐、乙基马来酸酐中的至少一种；
可选地，所述长链烷基烯丙基季铵盐选自长链烷基烯丙基卤化铵中的至少一种；
可选地，所述长链烷基烯丙基卤化铵选自十六烷基二甲基丙烯氯化铵、十八烷基二甲基丙烯氯化铵、十四烷基二甲基丙烯氯化铵、十六烷基二甲基丙烯溴化铵中的至少一种。
可选地，所述纳米活性剂材料的分子量为10万～30万；
可选地，所述纳米活性剂材料的粒径为10～100nm。
可选地，所述纳米活性剂材料的制备方法包括以下步骤：将含有所述双键改性的片层纳米材料、所述亲水单体和所述疏水单体的溶液I和含有引发剂的溶液II混合、反应，得到所述纳米活性剂材料。
可选地，所述引发剂选自过硫酸钾、过硫酸钠、过硫酸铵中的至少一种。
可选地，所述溶液I中，所述双键改性的片层纳米材料、所述亲水单体和所述疏水单体的质量比为0.05～0.5：100～200：40～100。
可选地，所述双键改性的片层纳米材料、所述亲水单体和所述疏水单体的质量比为0.05～0.3：140～180：50～90。
可选地，所述双键改性的片层纳米材料、所述亲水单体和所述疏水单体的质量比为0.05～0.2：150～160：60～80。
可选地，所述溶液I含有溶剂I；所述溶剂I为水。
可选地，所述溶液I中，所述疏水单体与所述溶剂的质量比为40～100：500～1000。
可选地，所述溶液I中，所述疏水单体与所述溶剂的质量比为50～90：500～900。
可选地，所述溶液I中，所述疏水单体与所述溶剂的质量比为60～80：600～800。
可选地，所述溶液I通过以下步骤得到：将所述双键的改性片层纳米材料、所述亲水单体和所述疏水单体混合，加入所述溶剂I，除氧，得到所述溶液I。
可选地，所述溶液II含有溶剂II；所述溶剂II为水。
可选地，所述溶液II中，所述引发剂的浓度为0.01～1wt％。
可选地，所述溶液II中，所述引发剂的浓度上限选自0.005％、0.1％、0.2％、0.5％、0.8％或1％；下限选自0.001％、0.005％、0.1％、0.2％、0.5％或0.8％。
可选地，所述溶液II通过以下步骤得到：将所述引发剂溶解于所述溶剂II，除氧，得到所述溶液II。
可选地，所述溶液I和所述溶液II的质量比为800～1200：15～25。
可选地，所述溶液I和所述溶液II的质量比为900～1100：18～23。
可选地，所述溶液I和所述溶液II的质量比为950～1050：20。
可选地，所述反应的条件包括：温度I为50～80℃。
可选地，所述温度I为70～80℃。
可选地，所述反应的条件包括：时间为2～5h。
可选地，所述时间为2.5～4.5h。
可选地，所述制备方法包括以下步骤：搅拌下，将所述溶液I升温至温度II，滴加所述溶液II，升温至温度I，反应。
可选地，所述搅拌的转速为150～350rpm。
可选地，所述升温的速率为2～8℃/min。
可选地，所述滴加的速度为2～7g/min。
可选地，所述滴加的速度为3～5g/min。
可选地，所述温度II为40～60℃。
可选地，所述解水锁剂可降低水的表面张力至24～26mN/m。
可选地，所述解水锁剂与煤油的界面张力≤0.5mN/m。
可选地，所述解水锁剂与煤油的界面张力为0.2-0.5mN/m。
可选地，所述阴离子表面活性剂选自磺酸盐型阴离子表面活性剂。
可选地，所述磺酸盐型阴离子表面活性剂选自十二烷基磺酸钠、α烯基磺酸钠中的至少一种。
优选地，所述阴离子表面活性剂为十二烷基磺酸钠、α烯基磺酸钠。
可选地，所述阴-非离子表面活性剂包括羧酸盐型阴-非离子表面活性剂。
可选地，所述羧酸盐型阴-非离子表面活性剂选自脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸钠、烷基酚聚氧乙烯醚羧酸钠中的至少一种。
优选地，所述阴-非离子表面活性剂选自脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸钠、烷基酚聚氧乙烯醚羧酸钠中的至少一种。
可选地，所述阳离子表面活性剂包括季铵盐型阳离子表面活性剂。
可选地，所述季铵盐型阳离子表面活性剂选自十二烷基三甲基溴化铵、十二烷基三甲基氯化铵中的至少一种。
可选地，所述增溶剂选自醇类化合物和/或醇类聚合物。
可选地，所述醇类化合物选自甲醇、乙醇中的至少一种；所述醇类聚合物选自聚乙二醇。
可选地，所述醇类聚合物的聚合度为5～23。
可选地，所述醇类聚合物的平均分子量为200～1000。
根据本申请的另一个方面，提供如上所述的解水锁剂的制备方法，所述制备方法包括：将含有所述纳米活性剂材料、所述阴离子表面活性剂、所述阴-非离子表面活性剂、所述阳离子表面活性剂、所述增溶剂和水的原料，搅拌，得到所述解水锁剂。
可选地，所述制备方法包括：(1)将含有所述阴离子表面活性剂、水的物料I，搅拌I，得到混合物I；(2)将含有所述混合物I、所述增溶剂的物料II，搅拌II，得到混合物II；(3)将含有所述混合物II、所述阳离子表面活性剂的物料III，搅拌III，得到混合物III；(4)将含有所述混合物III、所述阴-非离子表面活性剂的物料IV，搅拌IV，得到混合物IV；(5)将含有所述混合物IV、所述纳米活性剂材料的物料V，搅拌V，得到所述解水锁剂。
可选地，所述搅拌I、搅拌II、搅拌III、搅拌IV、、搅拌V的条件均各自独立地选自：搅拌转速为200～1000rpm，搅拌时间为3～15min。
可选地，所述制备方法包括：在烧杯中加入一定量自来水，将阴离子表面活性剂加入水中，搅拌均匀，搅拌转速400rpm/min，搅拌5min；然后加入醇类，搅拌均匀，搅拌转速400rpm/min，搅拌5min；加入阳离子表面活性剂，搅拌均匀，搅拌转速400rpm/min，搅拌5min；加入阴非离子表面活性剂，搅拌均匀，搅拌转速400rpm/min，搅拌10min；加入改性纳米蒙脱土，搅拌均匀，搅拌转速400rpm/min，搅拌10min，即得解水锁剂。
根据本申请的又一个方面，提供了如上任一所述的解水锁剂、如上任一所述的制备方法制备得到的解水锁剂在低渗透油气藏中的应用。
与现有技术相比，本发明具有如下几个优点：
(1)本发明解水锁剂中不含氟碳表面活性剂，环境友好；稀释300倍使用，仍然保持较低的表面张力和界面张力，其中表面张力＜26mN/m，界面张力＜0.5mN/m，有利于渗入储层中的水相返排；在75000ppmNaCl+15000ppmCaCl2盐水中无变色、无分层、无沉淀，耐盐性佳；200℃老化24h后，解水锁剂表面张力和界面张力值变化不明显，在高温低渗油藏中同样适用，说明本发明中解水锁剂耐高温性能佳。
(2)本发明中解锁剂为阴阳离子表面活性剂复配体系，通过增溶剂促进表面活性剂在体系中分散，利用不同类型表活协同增效作用，使溶液的表面张力大大降低，岩心渗透率恢复率达95％以上。同时解水锁剂中纳米活性剂可吸附地层岩石表面，实现岩石表面润湿反转，使岩石表面的亲水性增强，亲油性减弱，从而增加油相在多孔介质中的流动空间，增大油相相对渗透率，有利于地层原油向井筒渗流。
(3)本发明中解水锁剂配方中使用的改性纳米蒙脱土为我司自主研发，其他大部分原料都可从市场上购买，价格经济。解水锁剂制备方法简单，成本低，节能环保，易于大批量生产。
本申请中，本申请中，C1～C4、C1～C8、C12～C20等均指基团所包含的碳原子数。
本申请能产生的有益效果包括：
(1)本申请所提供的解水锁剂，采用常见的化学药剂与纳米活性剂材料复配得出，制备方法简单，成本低，节能环保，易于大批量生产，并且各组分件通过协同增效作用，使解水锁剂具有使用量少、表面张力和界面张力低、耐酸性好、高温稳定性好、耐盐性佳、能明显改善岩石润湿性，恢复岩心渗透率等特点；在高温时，解水锁剂表面张力和界面张力值变化不明显，表明该解水锁剂耐高温性能佳，可在高温低渗油藏中应用。
(2)本申请所提供的解水锁剂，配方中不含氟碳表面活性剂，是一种高活性、环境友好型解水锁剂。
附图说明
图1为本申请实施例4制备得到的解水锁剂稀释后的表面张力示意图；
图2为本申请实施例4制备得到的解水锁剂稀释老化后的表面张力示意图；
图3为本申请实施例4制备得到的解水锁剂稀释后的界面张力示意图；
图4为本申请实施例4制备得到的解水锁剂稀释老化后的界面张力示意图；
图5为本申请实施例4制备得到的解水锁剂稀释后在矿化水中的溶解图。
图6为本申请实施例4制备得到的解水锁剂对岩心切片湿润性影响的结果图：(a)岩心切片未在解水锁剂浸泡；(b)岩心切片在解水锁剂浸泡24h；(c)岩心切片在解水锁剂浸泡48h。
图7为本申请实施例4制备得到的解水锁剂对低渗透岩心的渗透率恢复的过程图。
图8为本申请实施例1制备得到的解水锁剂的表面张力和界面张力图：(a)老化前表面张力；(b)老化后表面张力；(c)老化前界面张力；(d)老化后界面张力。
图9为本申请实施例2制备得到的解水锁剂的表面张力和界面张力图：(a)老化前表面张力；(b)老化后表面张力；(c)老化前界面张力；(d)老化后界面张力。
图10为本申请实施例3制备得到的解水锁剂的表面张力和界面张力图：(a)老化前表面张力；(b)老化后表面张力；(c)老化前界面张力；(d)老化后界面张力。
图11为本申请实施例4中空白对照组中自来水的表面张力(a)和界面张力图(b、c)。
具体实施方式
下面结合实施例来描述本发明的具体实施方式，但本发明不只局限于以下实施例。
如无特别说明，本申请的实施例中的原料均通过商业途径购买。
其中，本申请所用的MT230为经过双键改性的钠基蒙脱土，购自内蒙古爱牧动物保健品有限公司，型号为MT230。
十六烷基二甲基丙烯氯化铵(AO-4)购自江苏富淼科技股份有限公司，型号为DMDAC-16。
α烯基磺酸钠购自临沂市绿森化工有限公司，型号为C14-C16烯烃磺酸钠。
各实施例中的纳米活性剂材料均是通过以下步骤得到：
(1)称取155.6g马来酸酐，68.38g十六烷基二甲基丙烯氯化铵(AO-4)以及0.1gMT230至三口烧瓶中，加入755g的去离子水，搅拌溶解，通氮气30min，排除溶液中的氧气；
(2)称取1g的引发剂过硫酸钾，加20g去离子水，搅拌溶解(引发剂浓度0.5％)，通氮气15min，排除溶液中的氧气；
(3)250rpm机械搅拌(1)中得到的溶液，开始加热，设置加热温度55℃；等(1)中得到的溶液温度到达55℃时用恒压漏斗滴加(2)中得到的过硫酸钾溶液，同时将反应温度设置为80℃，7min滴完引发剂，等反应溶液温度到达80℃后开始计时，3h后结束反应，得到纳米活性剂材料。
实施例1
在烧杯中加入一定量自来水，将十二烷基磺酸钠、α烯基磺酸钠加入水中，其中十二烷基磺酸钠和α烯基磺酸钠质量比为1:2，搅拌均匀，搅拌速度200rpm/min，搅拌5min；然后加入甲醇和聚乙二醇(平均分子量为400)，其中甲醇和聚乙二醇质量比为1:1，搅拌均匀，搅拌速度200rpm/min，搅拌5min；加入十二烷基三甲基溴化铵，搅拌均匀，搅拌速度200rpm/min，搅拌5min；加入脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸钠，搅拌均匀，搅拌速度500rpm/min，搅拌10min；加入纳米活性剂材料，搅拌均匀，搅拌速度200rpm/min，搅拌10min，即得解水锁剂，制备得到的解水锁剂中，十二烷基磺酸钠和α烯基磺酸钠的总的质量分数为10％，甲醇和聚乙二醇200的总的质量分数为5％，十二烷基三甲基溴化铵的质量分数为1％，脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸钠的质量分数为15％，纳米活性剂材料的质量分数为5％，其余为水。
实施例2
在烧杯中加入一定量自来水，将十二烷基磺酸钠、α烯基磺酸钠加入水中，其中十二烷基磺酸钠和α烯基磺酸钠质量比为1:2，搅拌均匀，搅拌速度400rpm/min，搅拌5min；然后加入甲醇和聚乙二醇(平均分子量为600)，其中甲醇和聚乙二醇600质量比为1:1，搅拌均匀，搅拌速度400rpm/min，搅拌5min；加入十二烷基三甲基溴化铵，搅拌均匀，搅拌速度400rpm/min，搅拌5min；加入脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸钠，搅拌均匀，搅拌速度500rpm/min，搅拌10min；加入纳米活性剂材料，搅拌均匀，搅拌速度400rpm/min，搅拌10min，即得解水锁剂，制备得到的解水锁剂中，十二烷基磺酸钠和α烯基磺酸钠的总的质量分数为15％，甲醇和聚乙二醇600的总的质量分数为6％，十二烷基三甲基溴化铵的质量分数为2％，脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸钠的质量分数为15％，纳米活性剂材料的质量分数为6％，其余为水。
实施例3
在烧杯中加入一定量自来水，将十二烷基磺酸钠、α烯基磺酸钠加入水中，其中十二烷基磺酸钠和α烯基磺酸钠质量比为1:2，搅拌均匀，搅拌速度600rpm/min，搅拌5min；然后加入乙醇和聚乙二醇(平均分子量为800)，其中甲醇和聚乙二醇800质量比为1:1，搅拌均匀，搅拌速度600rpm/min，搅拌5min；加入十二烷基三甲基溴化铵，搅拌均匀，搅拌速度600rpm/min，搅拌5min；加入烷基酚聚氧乙烯醚羧酸钠，搅拌均匀，搅拌速度800rpm/min，搅拌10min；加入纳米活性剂材料，搅拌均匀，搅拌速度600rpm/min，搅拌10min，即得解水锁剂，制备得到的解水锁剂中，十二烷基磺酸钠和α烯基磺酸钠的总的质量分数为20％，乙醇和聚乙二醇800的总的质量分数为8％，十二烷基三甲基溴化铵的质量分数为4％，烷基酚聚氧乙烯醚羧酸钠的质量分数为20％，纳米活性剂材料的质量分数为8％，其余为水。
实施例4
在烧杯中加入一定量自来水，将十二烷基磺酸钠、α烯基磺酸钠加入水中，其中十二烷基磺酸钠和α烯基磺酸钠质量比为1:2，搅拌均匀，搅拌速度800rpm/min，搅拌5min；然后加入乙醇和聚乙二醇(平均分子量为1000)，其中甲醇和聚乙二醇1000质量比为1:1，搅拌均匀，搅拌速度800rpm/min，搅拌5min；加入十二烷基三甲基溴化铵，搅拌均匀，搅拌速度800rpm/min，搅拌5min；加入烷基酚聚氧乙烯醚羧酸钠，搅拌均匀，搅拌速度1000rpm/min，搅拌10min；加入纳米活性剂材料，搅拌均匀，搅拌速度800rpm/min，搅拌15min，即得解水锁剂，制备得到的解水锁剂中，十二烷基磺酸钠和α烯基磺酸钠的总的质量分数为20％，乙醇和聚乙二醇1000的总的质量分数为10％，十二烷基三甲基溴化铵的质量分数为5％，烷基酚聚氧乙烯醚羧酸钠的质量分数为25％，纳米活性剂材料的质量分数为10％，其余为水。
性能测试：
1、表面张力测试
以实施例4中解水锁剂为例进行性能测试：
试验方法：使用JYW-200B型微控全自动表面张力仪对解水锁剂表面张力进行测试。室温下用自来水将解水锁剂稀释300倍，配制稀释液，取适量待测样品倒入仪器表面皿中；使表面皿中液面的高度不低于5mm，然后将盛有样品的表面皿放入仪器测试托台，在小钩上挂好铂环，调零，启动仪器进行表面张力测试，将测试完解水锁剂稀释液倒入老化釜中，在200℃马弗炉中老化24h，老化完成后，冷却至室温，重复以上表面张力测试步骤，测试老化后解水锁剂表面张力值变化。
试验结果及分析：如图1所示，解水锁剂300倍稀释液室温下表面张力为24.60mN/m，200℃老化24h后，表面张力为25.06mN/m(如图2所示)。本发明中解水锁剂200℃高温老化前后，表面张力增加不明显，说明解水锁剂高温稳定性好。
2、界面张力测试
以实施例4中解水锁剂为例进行性能测试：
试验方法：使用TX-500C界面张力仪对解水锁剂界面张力进行测试。室温下用自来水将解水锁剂稀释300倍，配制稀释液，使用注射器将待测样品充满测量管，用微量注射器吸取脱水煤油(试剂级)注入测量管形成合适的液滴，避免有气泡，设定界面张力仪测试温度为25℃，调节转速为5000转/分钟，启动仪器对解水锁剂进行界面张力测试。将测试完解水锁剂稀释液倒入老化釜中，在200℃马弗炉中老化24h，老化完成后，冷却至室温，重复以上表面张力测试步骤，测试老化后解水锁剂界面张力值变化。
试验结果及分析：如图3所示，解水锁剂300倍稀释液室温下界面张力为0.26mN/m，200℃老化24h后，界面张力为0.24mN/m(如图4所示)。本发明中解水锁剂200℃高温老化前后，界面张力增加不明显，进一步说明解水锁剂高温稳定性好。
3、耐盐性测试
室温下用模拟矿化水(75000ppmNaCl+15000ppmCaCl2)将解水锁剂稀释300倍，配制稀释液，目测有无悬浮物及沉淀现象。
试验结果及分析：经测试，参考图5，解水锁剂在矿化水(75000ppmNaCl+15000ppmCaCl2)中保持清澈状态，无悬浮物及沉淀，说明本发明中解水锁剂耐盐性良好。
根据上述表面张力和界面张力的测试方法，对实施例1-3制备得到的解水锁剂也进行测试，测试结果如表1和图8-10所示：实施例1-3中解水锁剂300倍稀释液老化前后，表面张力值和界面张力值都变化不明显，说明本发明中解水锁剂高温稳定性好。
4、润湿反转测试
以实施例4中解水锁剂为例进行性能测试：
使用JY-PHb接触角测量仪对解水锁剂对岩心切片润湿反转进行测试。液体对固体表面的润湿情况可以通过直接测定接触角来确定，将待测岩心切片磨成光面，浸入解水锁剂稀释液中浸泡24h和48h，在岩心光面滴一滴染色煤油，直径约1-2mm，然后通过光学系统将一组光线投射到液滴上，将液滴放大投影到屏幕上，直接测出润湿角，接触角法润湿性判别标准如表1所示。
表1接触角法润湿性判别标准
Figure BDA0003156970100000131
试验结果及分析：如图6所示，未浸泡解水锁剂时，岩心切片平均接触角为41°(左：41.2°，右：40.8°)，浸入解水锁剂稀释液中浸泡24h后，岩心切片平均接触角增加为107.05°(左：105.1°，右：109°)，浸入解水锁剂稀释液中浸泡48h后，岩心切片平均接触角增加为112.45°(左：114.5°，右：110.4°)，说明经解水锁剂处理后，明显改善了岩石表面的润湿性，使岩心表面亲水性增强，亲油性减弱，有利于地层原油向井筒渗流。
5、渗透率恢复率测试
以实施例4中解水锁剂为例进行性能测试：
实验步骤：(1)取低渗透岩心，气测渗透率22.014mD，岩心直径2.5cm，岩心长度3.0cm，60℃烘干备用；(2)无色煤油抽真空饱和岩心；(3)将饱和后岩心置入岩心流程中，加热升温至60℃，平衡1h，以0.2mL/min流速正向通无色煤油，至岩心流压和渗透率0.5h稳定不变。(4)再用2％质量分数的KCl盐水以0.2mL/min流速反向通20PV造成水锁，平衡8h。(5)再以0.2mL/min流速正向通无色煤油，至岩心流压和渗透率0.5h稳定不变，记录渗透率值k1。(6)将解水锁剂用2％质量分数的KCl盐水进行稀释300倍，以0.2mL/min流速反向通处理剂20PV，平衡稳定8h。(7)以0.2mL/min流速正向通无色煤油，至岩心流压和渗透率0.5h稳定不变，记录渗透率值k2。渗透率恢复率计算公式为：
S＝(K2-K1)/K1×100％
试验结果及分析：测试过程中压力变化值如图7所示，试验数据如表2所示，测试结果表明，经解水锁剂处理后，岩心渗透率恢复率达96.99％。
表2渗透率恢复率各参数
名称 k1 k2 S
数值 1.33 2.62 96.99％
6、空白对照试验组
根据上述表面张力和界面张力的测试方法，测试自来水(不加本发明解水锁剂)的表面张力及界面张力。测试结果如表3和图11所示：空白对照组中自来水表面张力为72.14mN/m，说明加入本发明中解水锁剂后，自来水表面张力被明显降低；在自来水中，煤油保持油滴状态，无法被拉开，说明加入本发明中解水锁剂后，能明显降低煤油和水的界面张力，煤油在水中产生明显变形。
表3实施例1-3的解水锁剂表面张力和界面张力测试值
Figure BDA0003156970100000141
以上所述，仅是本申请的几个实施例，并非对本申请做任何形式的限制，虽然本申请以较佳实施例揭示如上，然而并非用以限制本申请，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本申请技术方案的范围内，利用上述揭示的技术内容做出些许的变动或修饰均等同于等效实施案例，均属于技术方案范围内。

Claims (17)

1.一种解水锁剂，其特征在于，所述解水锁剂包括：纳米活性剂材料、阴离子表面活性剂、阴-非离子表面活性剂、阳离子表面活性剂、增溶剂和水；
所述纳米活性剂材料通过将含有双键改性的片层纳米材料、亲水单体和疏水单体的原料聚合得到；
所述亲水单体选自酸酐类化合物中的至少一种；
所述疏水单体选自长链烷基烯丙基季铵盐中的至少一种；
在所述解水锁剂中，以质量计，纳米活性剂材料为5％～10％，阴离子表面活性剂为10％～20％，阴-非离子表面活性剂为15％～25％，阳离子表面活性剂为1％～5％，增溶剂为5％～10％，剩余为水；
所述双键改性的片层纳米材料具有如式I所示的修饰基团中的至少一种：
Figure FDA0004057933060000011
其中，R1选自C1～C4亚烷基中的任一种，R2选自C1～C8烷基中的任一种；
所述酸酐类化合物选自马来酸酐类化合物中的至少一种；
所述长链烷基烯丙基季铵盐选自长链烷基烯丙基卤化铵中的至少一种；
所述纳米活性剂材料的制备方法包括以下步骤：将含有所述双键改性的片层纳米材料、所述亲水单体和所述疏水单体的溶液I和含有引发剂的溶液II混合、反应，得到所述纳米活性剂材料；
所述溶液I中，所述双键改性的片层纳米材料、所述亲水单体和所述疏水单体的质量比为0.05～0.5：100～200：40～100。
2.根据权利要求1所述的解水锁剂，其特征在于，所述解水锁剂可降低水的表面张力至24～26mN/m。
3.根据权利要求1所述的解水锁剂，其特征在于，所述解水锁剂与煤油的界面张力≤0.5mN/m。
4.根据权利要求1所述的解水锁剂，其特征在于，所述阴离子表面活性剂选自磺酸盐型阴离子表面活性剂。
5.根据权利要求4所述的解水锁剂，其特征在于，所述磺酸盐型阴离子表面活性剂选自十二烷基磺酸钠、α烯基磺酸钠中的至少一种。
6.根据权利要求1所述的解水锁剂，其特征在于，所述阴非离子表面活性剂选自羧酸盐型阴非离子表面活性剂。
7.根据权利要求6所述的解水锁剂，其特征在于，所述羧酸盐型阴-非离子表面活性剂选自脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸钠、烷基酚聚氧乙烯醚羧酸钠中的至少一种。
8.根据权利要求1所述的解水锁剂，其特征在于，所述阳离子表面活性剂选自季铵盐型阳离子表面活性剂。
9.根据权利要求8所述的解水锁剂，其特征在于，所述季铵盐型阳离子表面活性剂选自十二烷基三甲基溴化铵、十二烷基三甲基氯化铵中的至少一种。
10.根据权利要求1所述的解水锁剂，其特征在于，所述增溶剂选自醇类化合物和/或醇类聚合物。
11.根据权利要求10所述的解水锁剂，其特征在于，所述醇类化合物选自甲醇、乙醇中的至少一种；
所述醇类聚合物选自聚乙二醇。
12.根据权利要求10所述的解水锁剂，其特征在于，所述醇类聚合物的聚合度为5～23。
13.根据权利要求10所述的解水锁剂，其特征在于，所述醇类聚合物的平均分子量为200～1000。
14.一种权利要求1～13任一项所述的解水锁剂的制备方法，其特征在于，所述制备方法包括：
将含有所述纳米活性剂材料、所述阴离子表面活性剂、所述阴-非离子表面活性剂、所述阳离子表面活性剂、所述增溶剂和水的原料，搅拌，得到所述解水锁剂。
15.根据权利要求14所述的制备方法，其特征在于，所述制备方法包括：
(1)将含有所述阴离子表面活性剂、水的物料I，搅拌I，得到混合物I；
(2)将含有所述混合物I、所述增溶剂的物料II，搅拌II，得到混合物II；
(3)将含有所述混合物II、所述阳离子表面活性剂的物料III，搅拌III，得到混合物III；
(4)将含有所述混合物III、所述阴非离子表面活性剂的物料IV，搅拌IV，得到混合物IV；
(5)将含有所述混合物IV、所述纳米活性剂材料的物料V，搅拌V，得到所述解水锁剂。
16.根据权利要求15所述的制备方法，其特征在于，所述搅拌I、搅拌II、搅拌III、搅拌IV、搅拌V的条件均各自独立地选自：搅拌转速为200～1000rpm，搅拌时间为3～15min。
17.权利要求1～13任一项所述的解水锁剂、根据权利要求14～16任一项所述的制备方法制备得到的解水锁剂在低渗透油气藏中的应用。
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