CN113462373A - 一种低渗透油气藏防水锁剂及其制备方法与应用 - Google Patents

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CN113462373A CN202110790794.6A CN202110790794A CN113462373A CN 113462373 A CN113462373 A CN 113462373A CN 202110790794 A CN202110790794 A CN 202110790794A CN 113462373 A CN113462373 A CN 113462373A
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Abstract

本发明提供了一种低渗透油气藏防水锁剂及其制备方法与应用，所述低渗透油气藏防水锁剂由以下质量百分比的原料组成：三元共聚嵌段硅油10‑50％，冰醋酸0.3‑1.5％，消泡剂0.1‑0.5％，余量为水。本发明还提供了上述防水锁剂的制备方法。本发明的低渗透油气藏防水锁剂可将岩石表面由强亲水转变为弱亲水，大大降低了水相在岩石表面的粘滞阻力，改善多孔介质中流体的流动状况，解除水锁损害，提高渗透率。

Description

一种低渗透油气藏防水锁剂及其制备方法与应用
技术领域
本发明涉及一种低渗透油气藏防水锁剂及其制备方法与应用，属于低渗透油气田开采技术领域。
背景技术
低渗透油气藏是目前非常规油气勘探开发的重点领域之一。在钻完井和储层改造过程中，液相侵入导致侵入带含水饱和度增加，由于低渗透基质孔隙喉道细小，毛细管压力高，侵入的液相很容易被吸附并滞留在毛细管孔隙中，造成水锁损害。水锁损害大大降低了油气的渗透率，造成油气产能降低，严重影响低渗透油气藏的有效勘探与开发。统计资料显示，水锁损害是低渗透油气藏最严重的损害因素之一，损害率一般达70％～90％。因此，如何有效预防和解除低渗透油气藏的水锁损害是实现低渗透油气藏高效开发的关键。
目前，预防和解除水锁效应常用的方法为加入化学防水锁剂，防水锁剂进入低渗透油气藏后能消除或减轻水侵入地层后造成的流动阻力，使油气比较容易流向井底，恢复低渗透油气藏的渗透率，从而提高油气产量。中国专利文献CN102887974A公开了一种钻井液用防水锁剂及其制备方法，该防水锁剂为包含丙烯酸丁酯(BA)单体、甲基丙烯酸甲酯(MMA)单体、甲基丙烯酸(MAA)单体、丙烯酰胺(AM)单体和甲基丙烯酸十三氟辛酯(G06B)单体的聚合物。该防水锁剂既有效降低滤液的表面张力和油水界面张力，提高气相相对渗透率；对侵入液的排液效果好，有利于近井地层滞留液以排液方式被驱走而更好地解除水锁效应，但甲基丙烯酸十三氟辛酯(G06B)单体价格高昂，限制了其在现场的运用。中国专利文献CN102618224A公开了一种钻井液用防水锁剂，该防水锁剂由十二烷基硫酸钠、十二烷基磺酸钠、α-烯基磺酸钠或者脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠中的一种或者两种、助表面活性剂、植物油或矿物油组成。该防水锁剂可以改变岩石界面张力，减小油气流动阻力，从而降低低渗油气层实施钻井作业过程中液相圈闭损害，达到保护储层、提高产量的目的。但碳系表面活性剂防水锁剂普遍存在着表面张力高、难以使储层达到气湿的缺点，且起泡率高，不能满足现场使用要求。
目前，现有的防水锁剂存在成本较高、表面张力高、对低渗透油气藏解除水锁损害效果不佳等不足，不能满足现场使用要求。因此，开发一种新的低渗透油气藏防水锁剂，从而解决上述问题，具有重要的意义。
发明内容
针对现有技术的不足，本发明提供了一种低渗透油气藏防水锁剂及其制备方法与应用。本发明的防水锁剂可大幅降低水的表面张力，将岩石表面由强水湿性调控为弱水湿性，有效恢复低渗透油气藏的渗透率。
为实现上述目的，本发明采用的技术方案如下：
一种低渗透油气藏防水锁剂，由以下质量百分比的原料组成：三元共聚嵌段硅油10-50％，冰醋酸0.3-1.5％，消泡剂0.1-0.5％，余量为水。
根据本发明优选的，所述三元共聚嵌段硅油的分子结构由硅氧烷链段、聚醚胺链段和聚醚链段构成，其结构通式如下Ⅰ所示：
Figure BDA0003160811310000021
式Ⅰ中EO为-CH2CH2O，PO为
Figure BDA0003160811310000022
n为70～150之间的正整数，(x+z):y＝1:(0～6.5)；所述三元共聚嵌段硅油的数均分子量为7000～15000，为市售产品。
根据本发明优选的，所述三元共聚嵌段硅油的结构通式中，n为90～110之间的正整数，(x+z):y＝1:(2～3)；所述三元共聚嵌段硅油的数均分子量为10000～12000。
根据本发明优选的，所述消泡剂为聚二甲基硅氧烷和/或正壬醇；所述的聚二甲基硅氧烷分子式如下式Ⅱ所示，所述聚二甲基硅氧烷的数均分子量为6000～20000。
Figure BDA0003160811310000023
根据本发明优选的，所述水无特殊要求，可以为去离子水、自来水、地层水中的一种或多种。
根据本发明，上述低渗透油气藏防水锁剂的制备方法，包括以下步骤：
根据配比分别称取三元共聚嵌段硅油、冰醋酸、消泡剂和水，先将部分水与冰醋酸混合形成冰醋酸溶液，再将剩余水投入搅拌釜中，控制搅拌釜温度，搅拌条件下，依次加入三元共聚嵌段硅油、冰醋酸溶液、消泡剂，混合均匀，得到低渗透油气藏防水锁剂。
根据本发明优选的，所述冰醋酸溶液中冰醋酸与水的质量比为1:7～11。
根据本发明优选的，控制搅拌釜温度为20～50℃，搅拌速度为500～1000r/min；所述三元共聚嵌段硅油、冰醋酸溶液、消泡剂在10～15min内加入搅拌釜中；加入消泡剂后继续搅拌15～50min，得到低渗透油气藏防水锁剂。
根据本发明，上述低渗透油气藏防水锁剂的应用，用于低渗透油气藏的钻井、完井、修井、注水或提高油气采收率的作业过程中；优选的，具体应用方法如下：将制备的防水锁剂加入到钻井、完井、修井、注水或提高油气采收率的作业过程的工作液中，随工作液注入井下，所述工作液中防水锁剂的质量含量为1～5％。
本发明的技术特点及有益效果如下：
1、本发明的防水锁剂中含有三元共聚嵌段硅油，三元共聚嵌段硅油既含有极性基团聚醚、聚醚胺链段，又含有非极性基团聚硅氧烷链段，可以在气液两相界面吸附，分子中不同部分分别对两相具有亲和性，使两相均将其看作本相的成分，分子排列在两相之间，使两相的表面相当于转入分子内部，从而降低了水相表面张力。此外，三元共聚嵌段硅油中的氨基有较大的极性，可以与砂岩表面的羟基等基团产生分子间作用力，从而与砂岩表面产生稳固的吸附，聚硅氧烷链段可在砂岩表面形成一层疏水膜，将岩石表面由强水湿性调控为弱水湿性。
2、本发明的防水锁剂中，加入冰醋酸可有效提高三元共聚嵌段硅油的分散性，同时将聚二甲基硅氧烷和/或正壬醇作为消泡剂加入，可有效抑制使用过程中泡沫的产生，因此，本发明的防水锁剂分散性良好，起泡率低，并且制备方法简单，与水基钻井液的配伍性好，对钻井液流变性能影响小，可以满足实际应用需求。
3、本发明以特定的具有自分散性、对岩石吸附性好的三元共聚嵌段硅油为主要原料，同时加入冰醋酸和消泡剂，制备得到了低渗透油气藏防水锁剂。本发明中各原料发挥相互协同作用，使得所得防水锁剂可以有效降低水的表面张力，将岩石表面由强水湿性转变为弱水湿性，大大降低了水相在岩石表面的粘滞阻力，改善多孔介质中流体的流动状况，解除水锁损害，提高渗透率，实验证明，本发明的防水锁剂可有效恢复低渗透油气藏的渗透率至75％以上。
具体实施方式
以下结合具体实施例详细描述本发明的内容，但本发明的内容不仅仅局限于下面的实施例。
同时下述实施例中所述实验方法，如无特殊说明，均为常规方法；所述试剂和材料，如无特殊说明，均可从商业途径获得。
实施例中所用三元共聚嵌段硅油济南绿赛化工有限公司有售，型号为LS-701A，数均分子量为10000～12000，硅氧烷链节数为100，PO与EO的链节数之比为1:2.5。
实施例中所用聚二甲基硅氧烷嘉善江南纺织材料有限公司有售，型号为JF-201-500，数均分子量为17000。
对比例6中所用聚醚改性三硅氧烷济南绿赛化工有限公司有售，型号为LS-55。
实施例1
一种低渗透油气藏防水锁剂，由以下质量百分比的原料组成：三元共聚嵌段硅油10％，冰醋酸0.3％，聚二甲基硅氧烷0.1％，余量为水。
上述低渗透油气藏防水锁剂的制备方法，包括步骤如下：
根据配比分别称取三元共聚嵌段硅油、冰醋酸、消泡剂和水，先将部分水与冰醋酸混合形成冰醋酸溶液(部分水与冰醋酸的质量比为9:1，即所得冰醋酸溶液中冰醋酸与水的质量比为1:9)，再将剩余水投入搅拌釜中，控制搅拌釜温度为30℃，在搅拌速度为700r/min条件下，依次加入三元共聚嵌段硅油、冰醋酸溶液、消泡剂，其中，加入三元共聚嵌段硅油、冰醋酸溶液和消泡剂共耗时12min，之后继续搅拌33min，混合均匀，得到低渗透油气藏防水锁剂。
实施例2
一种低渗透油气藏防水锁剂，由以下质量百分比的原料组成：三元共聚嵌段硅油20％，冰醋酸0.6％，正壬醇0.2％，余量为水。
上述低渗透油气藏防水锁剂的制备方法，包括步骤如下：
根据配比分别称取三元共聚嵌段硅油、冰醋酸、消泡剂和水，先将部分水与冰醋酸混合形成冰醋酸溶液(冰醋酸溶液中冰醋酸与水的质量比为1:10)，再将剩余水投入搅拌釜中，控制搅拌釜温度为25℃，在搅拌速度为600r/min条件下，依次加入三元共聚嵌段硅油、冰醋酸溶液、消泡剂，其中，加入三元共聚嵌段硅油、冰醋酸溶液和消泡剂共耗时10min，之后继续搅拌30min，混合均匀，得到低渗透油气藏防水锁剂。
实施例3
一种低渗透油气藏防水锁剂，由以下质量百分比的原料组成：三元共聚嵌段硅油30％，冰醋酸0.9％，正壬醇0.3％，余量为水。
上述低渗透油气藏防水锁剂的制备方法，包括步骤如下：
根据配比分别称取三元共聚嵌段硅油、冰醋酸、消泡剂和水，先将部分水与冰醋酸混合形成冰醋酸溶液(冰醋酸溶液中冰醋酸与水的质量比为1:10)，再将剩余水投入搅拌釜中，控制搅拌釜温度为35℃，在搅拌速度为800r/min条件下，依次加入三元共聚嵌段硅油、冰醋酸溶液、消泡剂，其中，加入三元共聚嵌段硅油、冰醋酸溶液和消泡剂共耗时10min，之后继续搅拌40min，混合均匀，得到低渗透油气藏防水锁剂。
实施例4
一种低渗透油气藏防水锁剂，由以下质量百分比的原料组成：三元共聚嵌段硅油40％，冰醋酸1％，正壬醇0.5％，余量为水。
上述低渗透油气藏防水锁剂的制备方法，包括步骤如下：
根据配比分别称取三元共聚嵌段硅油、冰醋酸、消泡剂和水，先将部分水与冰醋酸混合形成冰醋酸溶液(冰醋酸溶液中冰醋酸与水的质量比为1:10)，再将剩余水投入搅拌釜中，控制搅拌釜温度为40℃，在搅拌速度为900r/min条件下，依次加入三元共聚嵌段硅油、冰醋酸溶液、消泡剂，其中，加入三元共聚嵌段硅油、冰醋酸溶液和消泡剂共耗时15min，之后继续搅拌15min，混合均匀，得到低渗透油气藏防水锁剂。
实施例5
一种低渗透油气藏防水锁剂，由以下质量百分比的原料组成：三元共聚嵌段硅油50％，冰醋酸1.5％，正壬醇0.2％，聚二甲基硅氧烷0.2％，余量为水。
上述低渗透油气藏防水锁剂的制备方法，包括步骤如下：
根据配比分别称取三元共聚嵌段硅油、冰醋酸、消泡剂和水，先将部分水与冰醋酸混合形成冰醋酸溶液(冰醋酸溶液中冰醋酸与水的质量比为1:7)，再将剩余水投入搅拌釜中，控制搅拌釜温度为30℃，在搅拌速度为800r/min条件下，依次加入三元共聚嵌段硅油、冰醋酸溶液、消泡剂，其中，加入三元共聚嵌段硅油、冰醋酸溶液和消泡剂共耗时12min，之后继续搅拌28min，混合均匀，得到低渗透油气藏防水锁剂。
实施例6
一种低渗透油气藏防水锁剂，由以下质量百分比的原料组成：三元共聚嵌段硅油40％，冰醋酸1.5％，正壬醇0.3％，聚二甲基硅氧烷0.2％，余量为水。
上述低渗透油气藏防水锁剂的制备方法，包括步骤如下：
根据配比分别称取三元共聚嵌段硅油、冰醋酸、消泡剂和水，先将部分水与冰醋酸混合形成冰醋酸溶液(冰醋酸溶液中冰醋酸与水的质量比为1:9)，再将剩余水投入搅拌釜中，控制搅拌釜温度为35℃，在搅拌速度为1000r/min条件下，依次加入三元共聚嵌段硅油、冰醋酸溶液、消泡剂，其中，加入三元共聚嵌段硅油、冰醋酸溶液和消泡剂共耗时12min，之后继续搅拌28min，混合均匀，得到低渗透油气藏防水锁剂。
对比例1
一种低渗透油气藏防水锁剂，由以下质量百分比的原料组成：三元共聚嵌段硅油50％，正壬醇0.2％，聚二甲基硅氧烷0.2％，余量为水。
上述低渗透油气藏防水锁剂的制备方法，包括步骤如下：
根据配比分别称取三元共聚嵌段硅油、消泡剂和水，将水投入搅拌釜中，控制搅拌釜温度为30℃，在搅拌速度为800r/min条件下，依次加入三元共聚嵌段硅油、消泡剂，其中，加入三元共聚嵌段硅油和消泡剂共耗时12min，之后继续搅拌28min，混合均匀，得到低渗透油气藏防水锁剂。
对比例2
一种低渗透油气藏防水锁剂，由以下质量百分比的原料组成：三元共聚嵌段硅油50％，冰醋酸1.5％，余量为水。
上述低渗透油气藏防水锁剂的制备方法，包括步骤如下：
根据配比分别称取三元共聚嵌段硅油、冰醋酸和水，先将部分水与冰醋酸混合形成冰醋酸溶液(冰醋酸溶液中冰醋酸与水的质量比为1:7)，再将剩余水投入搅拌釜，控制搅拌釜温度为30℃，在搅拌速度为800r/min条件下，依次加入三元共聚嵌段硅油、冰醋酸溶液，其中，加入三元共聚嵌段硅油和冰醋酸溶液共耗时12min，之后继续搅拌28min，混合均匀，得到低渗透油气藏防水锁剂。
对比例3
一种低渗透油气藏防水锁剂，由以下质量百分比的原料组成：三元共聚嵌段硅油5％，冰醋酸1.5％，正壬醇0.2％，聚二甲基硅氧烷0.2％，余量为水。
上述低渗透油气藏防水锁剂的制备方法如实施例5所述。
对比例4
一种低渗透油气藏防水锁剂，由以下质量百分比的原料组成：三元共聚嵌段硅油60％，冰醋酸1.5％，正壬醇0.2％，聚二甲基硅氧烷0.2％，余量为水。
上述低渗透油气藏防水锁剂的制备方法如实施例5所述。
对比例5
一种低渗透油气藏防水锁剂，由以下质量百分比的原料组成：乳化剂OP-10 50％，冰醋酸1.5％，正壬醇0.2％，聚二甲基硅氧烷0.2％，余量为水。
上述低渗透油气藏防水锁剂的制备方法如实施例5所述。
对比例6
一种低渗透油气藏防水锁剂，由以下质量百分比的原料组成：聚醚改性三硅氧烷50％，冰醋酸1.5％，正壬醇0.2％，聚二甲基硅氧烷0.2％，余量为水。
上述低渗透油气藏防水锁剂的制备方法如实施例5所述。
试验例
将实施例1-6以及对比例1-5制备的防水锁剂进行表面张力、接触角、岩心渗透率恢复率、平均粒径以及起泡率的测试，将对比例6制备的防水锁剂进行接触角测试。
测试1：防水锁剂表面张力测试
室温条件下，测得去离子水的表面张力为72.35mN/m。分别将实施例1-6和对比例1-5制得的防水锁剂配制成防水锁剂的质量分数为2％的防水锁剂溶液，在室温条件下使用悬滴法测试其表面张力，测试仪器为OCA-25光学接触角测定仪。
测试2：水在防水锁剂处理后岩心片表面接触角测试
室温条件下，测得去离子水在未处理的低渗透岩心片接触角为23°。分别将实施例1-6和对比例1-5制得的防水锁剂配制成防水锁剂的质量分数为2％的防水锁剂溶液，将低渗透岩心片浸没于防水锁剂溶液中8小时，取出后在80℃下烘干，在室温条件下测试去离子水在处理后的岩心片表面的接触角，测试仪器为OCA-25光学接触角测定仪。
测试3：防水锁剂处理后岩心渗透率恢复率测试
岩心渗透率恢复率实验选用渗透率0.1mD的人造砂岩进行评价。具体步骤如下：清洗岩心，抽真空，饱和地层水；进行氮气驱替水，建立地层条件下含水饱和度，测试气相渗透率；分别将实施例1-6和对比例1-5制得的防水锁剂配制成防水锁剂的质量分数为2％的防水锁剂溶液，反向驱替岩心至从入口突破；焖井5小时；正向气驱测试岩心渗透率。测试仪器为LDY50-180A岩心流动试验仪，测试温度为100℃。
测试4：防水锁剂平均粒径测试
分别将实施例1-6和对比例1-5制得的防水锁剂配制成防水锁剂的质量分数为2％的防水锁剂溶液，使用纳米粒度电位仪测定其平均粒径。测试仪器为Zetasizer NanoZ，测试温度为25℃。
测试5：防水锁剂起泡率测试
分别将实施例1-6和对比例1-5制得的防水锁剂配制成防水锁剂的质量分数为2％的防水锁剂溶液，取300mL防水锁剂溶液，在搅拌速率为5000r/min条件下搅拌5min，从高速搅拌器上取下即开始计时，20秒内将防水锁剂全部倒入洁净的500mL量筒内，30秒时读其总体积。按下述公式计算起泡率：
Figure BDA0003160811310000081
式中A为起泡率，单位％，V为防水锁剂高速搅拌后的体积，单位mL。
上述测试结果如表1所示。
表1测试1-5的测试数据
Figure BDA0003160811310000082
由表1可以看出，本发明实施例制备的防水锁剂可有效降低水相的表面张力，将岩石表面由强水湿性转变为弱水湿性，各实施例处理后岩心渗透率恢复率均在75％以上，可有效解除水锁损害；本发明各实施例制备的防水锁剂的平均粒径在40nm以下，起泡率均小于3％，分散性良好，起泡率低，满足实际应用需求。并且从实施例1-5可以看出，随着三元共聚嵌段硅油的加入量增大，所得防水锁剂的降低水相表面张力的能力增强，水在防水锁剂溶液处理后的岩石表面的接触角、岩心渗透率恢复率逐渐增大；而且，虽然随着三元共聚嵌段硅油的加入量增大，防水锁剂的平均粒径以及起泡率逐渐增大，但是增幅较小，满足实际应用需要。对比实施例5和对比例3-4，可以看出，三元共聚嵌段硅油的加入量较小，所得防水锁剂降低水相表面张力能力、改变岩石表面润湿性的能力以及处理后岩心渗透率恢复率较小，不符合应用需求；而对比例4中三元共聚嵌段硅油用量增加10％，但所得防水锁剂降低水相表面张力的能力、改变岩石表面润湿性的能力以及处理后岩心渗透率恢复率并无显著变化，基于经济因素考虑，三元共聚嵌段硅油的用量应不大于50％。
对比例1中没有加入冰醋酸，所得防水锁剂降低水相表面张力的能力、改变岩石表面润湿性的能力以及处理后岩心渗透率恢复率稍差于实施例5，起泡率高于实施例5，这是由于对比例1未加入冰醋酸，所得防水锁剂的分散性较差，由其平均粒径(2326.5nm)可以看出，存在一定的团聚现象，因此其性能差于实施例5；并且其粒径较大，分散性以及稳定性较差，不符合实际应用需求。
对比例2中没有加入消泡剂，对防水锁剂的降低水相表面张力、改变岩石表面润湿性的能力以及处理后岩心渗透率恢复率影响不大，但是其起泡率高达15.3％，不能满足实际应用需求。
对比例5中将三元共聚嵌段硅油替换为乳化剂OP-10，所得防水锁剂的降低水相表面张力的能力、改变岩石表面润湿性的能力、处理后渗透率恢复率均差于实施例5。
对比例6中将三元共聚嵌段硅油替换为聚醚改性三硅氧烷，水在所得防水锁剂处理后岩心片表面接触角为57.8°，改变岩石表面润湿性的能力差。
通过以上数据可以说明，本发明的防水锁剂可以显著降低水的表面张力，具有优异的改变岩石润湿性的能力以及优异的防水锁能力；同时本发明的防水锁剂分散性好，起泡率低，符合实际应用需求。
以上实施例只是对本发明实施方式的详细说明，并不构成对本发明的保护范围的限制。凡是在本发明的构思和原则之内，所做出的任何修改和改进，均属于本发明的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种低渗透油气藏防水锁剂，其特征在于，所述防水锁剂由以下质量百分比的原料组成：三元共聚嵌段硅油10-50％，冰醋酸0.3-1.5％，消泡剂0.1-0.5％，余量为水。
2.根据权利要求1所述的低渗透油气藏防水锁剂，其特征在于，所述三元共聚嵌段硅油的分子结构由硅氧烷链段、聚醚胺链段和聚醚链段构成，其结构通式如下Ⅰ所示：
Figure FDA0003160811300000011
式Ⅰ中EO为-CH2CH2O，PO为
Figure FDA0003160811300000012
n为70～150之间的正整数，(x+z):y＝1:(0～6.5)；所述三元共聚嵌段硅油的数均分子量为7000～15000。
3.根据权利要求2所述的低渗透油气藏防水锁剂，其特征在于，所述三元共聚嵌段硅油的结构通式中，n为90～110之间的正整数，(x+z):y＝1:(2～3)；所述三元共聚嵌段硅油的数均分子量为10000～12000。
4.根据权利要求1所述的低渗透油气藏防水锁剂，其特征在于，所述消泡剂为聚二甲基硅氧烷和/或正壬醇；所述聚二甲基硅氧烷的数均分子量为6000～20000。
5.根据权利要求1所述的低渗透油气藏防水锁剂，其特征在于，所述水为去离子水、自来水、地层水中的一种或多种。
6.权利要求1-5任一项所述的低渗透油气藏防水锁剂的制备方法，包括以下步骤：
根据配比分别称取三元共聚嵌段硅油、冰醋酸、消泡剂和水，先将部分水与冰醋酸混合形成冰醋酸溶液，再将剩余水投入搅拌釜中，控制搅拌釜温度，搅拌条件下，依次加入三元共聚嵌段硅油、冰醋酸溶液、消泡剂，混合均匀，得到低渗透油气藏防水锁剂。
7.根据权利要求6所述的低渗透油气藏防水锁剂的制备方法，其特征在于，所述冰醋酸溶液中冰醋酸与水的质量比为1:7～11。
8.根据权利要求6所述的低渗透油气藏防水锁剂的制备方法，其特征在于，控制搅拌釜温度为20～50℃，搅拌速度为500～1000r/min；所述三元共聚嵌段硅油、冰醋酸溶液、消泡剂在10～15min内加入搅拌釜中；加入消泡剂后继续搅拌15～50min，得到低渗透油气藏防水锁剂。
9.权利要求1-5任一项所述的低渗透油气藏防水锁剂的应用，用于低渗透油气藏的钻井、完井、修井、注水或提高油气采收率的作业过程中。
10.根据权利要求9所述的低渗透油气藏防水锁剂的应用，其特征在于，具体应用该方法如下：将制备的防水锁剂加入到钻井、完井、修井、注水或提高油气采收率的作业过程的工作液中，随工作液注入井下，所述工作液中防水锁剂的质量含量为1～5％。
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