CN115637141A - 一种碳酸盐岩气藏解水锁剂及其制备方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种碳酸盐岩气藏解水锁剂，所述碳酸盐岩气藏解水锁剂为纳米乳液的水溶液，所述纳米乳液包括改性修饰过的三硅氧烷表面活性剂，并对重点基团R的结构进行了限定，使得作为有机硅表面活性剂的三硅氧烷表面活性剂可以有效降低气水界面张力，有助于液体排出，提高返排量，尤其改善碳酸盐岩气藏的解水锁效果，提高气体渗透率和单井产量。

Description

一种碳酸盐岩气藏解水锁剂及其制备方法

技术领域

本发明涉及碳酸盐岩气藏开发技术领域，具体涉及一种碳酸盐岩气藏解水锁剂及其制备方法。

背景技术

碳酸盐岩气藏储量丰富，开发潜力大，是清洁能源天然气的重要来源之一。目前，碳酸盐岩气藏主要采用衰竭开采方式开发，主要利用气藏自身的天然能量进行开发。但是，随着碳酸盐岩气藏开发的进行，气藏压力不断降低，边底水会在压差的作用下进入到气藏中，沿着水窜通道进入到生产井中，造成储层“水锁”问题愈发严重，降低了气体渗透率，使气井产量迅速降低，影响气藏最终采收率。

目前解决气藏“水锁”伤害的方法主要是降低气水界面张力和将岩石变为气湿，改变气水在储层中的分布，有利于侵入水排出，提高气体渗透率和单井产量。现有技术公开了一些通过注入表面活性剂溶液来改变岩石润湿性的技术方案。

例如CN102899011A公开了一种低渗透油藏解水锁剂及其制备方法，按质量百分比计，所述低渗透油藏解水锁剂包括乙二醇醚1～15％，双十二烷基二羧酸钠15～45％，乙二醇硅醚5～30％，水30～60％，所述低渗透油藏解水锁剂的制备方法包括下属步骤：按质量百分比计，在搪瓷反应釜中加入30～60％水，开动搅拌机，将水加热升温至30～40℃；然后向反应釜中加入1～15％乙二醇醚，15～45％双十二烷基二羧酸钠，控温搅拌1h；然后再加入5～30％乙二醇硅醚，控制温度在40～80℃，反应1～2h得到解水锁剂成品。

CN106367054A公开了一种解水锁剂及制备方法，所述解水锁剂由以下重量百分比的物质组成：弱亲水剂10-12％，酸溶性氧化剂8-10％，缓蚀剂0.5-1.5％，余量为水，所述解水锁剂的制备方法包括以下步骤：步骤1)称取配方量的弱亲水剂、酸溶性氧化剂、缓蚀剂，或配制配方量的弱亲水剂、酸溶性氧化剂，并将配制的弱亲水剂、酸溶性氧化剂分别装罐；步骤2)现场施工时在配制罐中加入配方量的水，常温下将配置好的弱亲水剂和酸溶性氧化剂边搅拌边加入水中，最后加入缓蚀剂搅拌均匀即得解水锁剂。

CN107142098A公开了一种解水锁剂及其制备方法，所述解水锁剂至少包括如下组分：经脂肽生物表面活性剂改性而获得的第一改性纳米二氧化硅、经氟碳表面活性剂改性而获得的第二改性纳米二氧化硅、以及乙二醇和水，其中，所述第一改性纳米二氧化硅的重量百分比为0.1～0.5％，所述第二改性纳米二氧化硅的重量百分比为0.5～1.0％，所述乙二醇的重量百分比为10～30％，余量为水。

CN108865097A公开了一种低表界面张力高接触角表面活性剂及其制备方法，按重量份计，所述低表界面张力高接触角表面活性剂包含如下组分：氟碳表面活性剂15～25份，烷基酚聚氧乙烯醚40～60份，聚季铵盐高聚物40～60份，助表面活性剂40～60份。

CN111534290A公开了一种储层保护钻井液用解水锁剂及其制备和使用方法，所述解水锁剂由如下组分及其重量百分含量组成：双疏型表面活性剂0.5％～2.5％、分散助溶剂18％～45％、渗透剂0.5％～5％、润湿反转剂1％～4％、抑泡剂0.1％～0.6％、防冻剂2％～12％、除氧剂0.5％～2.5％、防腐剂0.1％～0.5％，余量为水，其中双疏型表面活性剂为阳离子型氟碳表面活性剂、非离子型氟碳表面活性剂中的一种或一种以上。

然而，在碳酸盐岩气藏开发的中后期，气井产量迅速降低，气井的开采环境存在温度高、盐度高等复杂情况，而且，现有技术公开的解水锁剂往往是将市售表面活性剂与其他化学试剂混合形成水溶液，对于开发中后期的碳酸盐岩气藏往往并不适用，造成了解水锁剂有效性差和有效期短的问题。因此，目前亟需开发一种新型的碳酸盐岩气藏解水锁剂及其制备方法。

发明内容

鉴于现有技术中存在的问题，本发明提供了一种碳酸盐岩气藏解水锁剂，所述碳酸盐岩气藏解水锁剂为纳米乳液的水溶液，所述纳米乳液包括改性修饰过的三硅氧烷表面活性剂，并对重点基团R的结构进行了限定，使得作为有机硅表面活性剂的三硅氧烷表面活性剂可以有效降低气水界面张力，有助于液体排出，提高返排量，尤其改善碳酸盐岩气藏的解水锁效果，提高气体渗透率和单井产量。

为达此目的，本发明采用以下技术方案：

本发明的目的之一在于提供一种碳酸盐岩气藏解水锁剂，所述碳酸盐岩气藏解水锁剂为纳米乳液的水溶液；所述纳米乳液包括三硅氧烷表面活性剂，所述三硅氧烷表面活性剂的结构式为以下两种中的任意一种：

其中，基团R的通式为-(CH₂)₃O(CH₂CH₂O)_x(CH(CH₃)CH₂O)_yR’，x与y均为1～10的整数，基团R’为-H、-CH₃或-COCH₃中的任意一种。

本发明所述碳酸盐岩气藏解水锁剂为纳米乳液的水溶液，而所述纳米乳液包括改性修饰过的三硅氧烷表面活性剂，作为有机硅表面活性剂的三硅氧烷表面活性剂是一种支链化的高效表面活性剂，其中的甲基排列在气水界面，可以有效降低气水界面张力，有助于液体返排，降低水锁伤害，两性离子氟碳表面活性剂可以在岩石表面形成吸附层，将岩石变为气湿，改变侵入水在岩心中的分布，加速侵入水排出，尤其改善碳酸盐岩气藏的解水锁效果，提高气体渗透率和单井产量。

本发明所述基团R中系数x为1～10的整数，例如1、2、4、5、7、9或10等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。

本发明所述基团R中系数y为1～10的整数，例如1、2、4、5、7、9或10等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。

作为本发明优选的技术方案，所述纳米乳液的质量百分比组成如下：

三硅氧烷表面活性剂10～20％；

两性离子氟碳表面活性剂10～20％；

助表面活性剂5～10％；

油4～6％；

其余为水。

本发明所述碳酸盐岩气藏解水锁剂中的纳米乳液，依靠各组分之间的协同作用，具有超低界面张力和较强的增溶能力；其中，作为非离子型表面活性剂的三硅氧烷表面活性剂是一种支链化的高效表面活性剂，其中的甲基排列在气水界面，可以有效降低气水界面张力，有助于液体返排，降低水锁伤害，作为两性离子表面活性剂的两性离子氟碳表面活性剂可以在岩石表面形成吸附层，将岩石变为气湿，改变侵入水在岩心中的分布，加速侵入水排出。因此，通过三硅氧烷表面活性剂与两性离子氟碳表面活性剂的有效配合，可以改善碳酸盐岩气藏的解水锁效果，提高气体渗透率和单井产量。

本发明所述纳米乳液中的三硅氧烷表面活性剂为10～20％，例如10％、12％、13％、15％、16％、18％或20％等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。

本发明所述纳米乳液中的两性离子氟碳表面活性剂为10～20％，例如10％、12％、13％、15％、16％、18％或20％等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。

本发明所述纳米乳液中的助表面活性剂为5～10％，例如5％、6％、7％、8％、9％或10％等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。

本发明所述纳米乳液中的油为4～6％，例如4％、4.2％、4.5％、4.8％、5％、5.2％、5.5％、5.7％或6％等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。

作为本发明优选的技术方案，所述两性离子氟碳表面活性剂的分子式为C₁₅H₁₅F₁₇N₂O₄S。

作为本发明优选的技术方案，所述助表面活性剂包括乙醇、丙醇、正丁醇或异丁醇中的任意一种或至少两种的组合，所述组合典型但非限制性的实例是：乙醇与丙醇的组合，丙醇与正丁醇的组合，正丁醇与异丁醇的组合，或乙醇与异丁醇的组合等。

作为本发明优选的技术方案，所述油为正辛烷和/或正庚烷。

作为本发明优选的技术方案，所述碳酸盐岩气藏解水锁剂中纳米乳液的质量浓度为0.2～0.5％，例如0.2％、0.25％、0.3％、0.35％、0.4％、0.45％或0.5％等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。

本发明的目的之二在于提供一种目的之一所述碳酸盐岩气藏解水锁剂的制备方法，所述制备方法包括如下步骤：

(1)按照目标质量配比，将包括三硅氧烷表面活性剂在内的原料进行混合，得到微乳液；

(2)将步骤(1)得到的微乳液加水进行定容稀释，经超声处理得到纳米乳液的水溶液，即得到碳酸盐岩气藏解水锁剂。

作为本发明优选的技术方案，步骤(1)所述混合的温度为55～80℃，例如55℃、60℃、65℃、70℃、75℃或80℃等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。

优选地，步骤(1)所述混合的时间为5～10min，例如5min、6min、7min、8min、9min或10min等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。

优选地，步骤(1)所述混合包括采用搅拌器进行搅拌。

优选地，所述搅拌器的转速为3000～5000rpm，例如3000rpm、3500rpm、4000rpm、4500rpm或5000rpm等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。

作为本发明优选的技术方案，步骤(2)所述定容稀释包括将水加入步骤(1)所述微乳液中。

优选地，步骤(2)所述超声处理的频率为60～80Hz，例如60Hz、63Hz、65Hz、68Hz、70Hz、72Hz、75Hz、78Hz或80Hz等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。

优选地，步骤(2)所述超声处理的时间为5～10min，例如5min、6min、7min、8min、9min或10min等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。

优选地，步骤(2)所述超声处理采用超声波震荡机进行。

作为本发明优选的技术方案，所述制备方法包括如下步骤：

(1)按照目标质量配比，将包括三硅氧烷表面活性剂在内的原料进行混合，控制所述混合的温度为55～80℃，时间为5～10min，得到微乳液；

其中，所述混合包括采用搅拌器在3000～5000rpm转速下进行搅拌；

(2)将水加入步骤(1)得到的微乳液中进行定容稀释，采用超声波震荡机以60～80Hz频率震荡5～10min进行超声处理得到纳米乳液的水溶液，即得到碳酸盐岩气藏解水锁剂。

在实际使用过程中，先采用前置气体进行反向气驱，再将本发明所述碳酸盐岩气藏解水锁剂注入岩心或地层中，注入量为0.1～0.3PV，放置24～72h，随后进行甲烷正向气驱或油气井气驱；其中，所述前置气体为CO₂。

本发明所述使用方法先采用CO₂进行反向气驱，可以将近井地带侵入水驱到地层深处，减少地层水对解水锁剂的稀释，在返排阶段可以提供能量，同时CO₂-水的界面张力较低，可以增加返排率，减少水锁，而且CO₂还可以解除近井水垢堵塞，增加储层渗透率。

与现有技术方案相比，本发明至少具有以下有益效果：

(1)本发明所述碳酸盐岩气藏解水锁剂为纳米乳液的水溶液，所述纳米乳液包括改性修饰过的三硅氧烷表面活性剂，并对重点基团R的结构进行了限定，使得作为有机硅表面活性剂的三硅氧烷表面活性剂可以有效降低气水界面张力，有助于液体排出，提高返排量，尤其改善碳酸盐岩气藏的解水锁效果，提高气体渗透率和单井产量；

(2)本发明所述碳酸盐岩气藏解水锁剂中的纳米乳液，依靠各组分之间的协同作用，具有超低界面张力和较强的增溶能力；其中，作为非离子型表面活性剂的三硅氧烷表面活性剂是一种支链化的高效表面活性剂，其中的甲基排列在气水界面，可以有效降低气水界面张力，有助于液体返排，降低水锁伤害，作为两性离子表面活性剂的两性离子氟碳表面活性剂可以在岩石表面形成吸附层，将岩石变为气湿，改变侵入水在岩心中的分布，加速侵入水排出，通过三硅氧烷表面活性剂与两性离子氟碳表面活性剂的有效配合，可以改善碳酸盐岩气藏的解水锁效果，提高气体渗透率和单井产量；

(3)本发明所述三硅氧烷表面活性剂作为有机硅表面活性剂加入解水锁剂中，降低了两性离子氟碳表面活性剂的用量，降低了成本，改善了解水锁效果。

附图说明

图1是本发明采用的气驱实验装置的示意图；

图2是本发明实施例1中水相在未处理岩心上的接触角；

图3是本发明实施例1中水相在处理后岩心上的接触角；

图中：1-甲烷气储罐，2-去离子水储罐，3-岩心夹持器，4-CO₂储罐，5-解水锁剂储罐，6-天平，7-气水分离装置，8-气体流量计。

具体实施方式

下面结合附图并通过具体实施方式来进一步说明本发明的技术方案。

采用图1所示的气驱实验装置，实施例中碳酸盐岩气藏水锁解除的方法如下：

(1)将岩心放入到气水两相渗流测试系统中，岩心中饱和甲烷气，回压设置为气藏压力，温度为油藏温度，测定岩心初始渗透率；

(2)进行水驱气，测定不同含水饱和度下的气测渗透率，分析水锁伤害程度；

(3)水驱结束后，反向注入5PVCO₂段塞；

(4)反向注入0.1-0.3PV的水锁解除剂，放置24-72h后，进行返排；

(5)重新进行水驱气，测定不同含水饱和度下的气测渗透率，并与处理前的渗透率进行对比，分析水锁解除程度。

为更好地说明本发明，便于理解本发明的技术方案，本发明的典型但非限制性的实施例如下：

实施例1

本实施例提供了一种碳酸盐岩气藏解水锁剂，所述碳酸盐岩气藏解水锁剂为纳米乳液的水溶液；所述纳米乳液的质量百分比组成如下：

三硅氧烷表面活性剂15％；

两性离子氟碳表面活性剂15％；

乙醇8％；

正辛烷5％；

其余为水；

其中，所述三硅氧烷表面活性剂的结构式为

基团R为-(CH₂)₃O(CH₂CH₂O)₅(CH(CH₃)CH₂O)₅CH₃；所述两性离子氟碳表面活性剂的分子式为C₁₅H₁₅F₁₇N₂O₄S；所述碳酸盐岩气藏解水锁剂中纳米乳液的质量浓度为0.3％；

所述碳酸盐岩气藏解水锁剂的制备方法包括如下步骤：

(1)按照目标质量配比将所有原料进行混合，控制所述混合的温度为70℃，时间为8min，得到微乳液；

其中，所述混合包括采用搅拌器在4000rpm转速下进行搅拌；

(2)将水加入步骤(1)得到的微乳液中进行定容稀释，采用超声波震荡机以70Hz频率震荡8min进行超声处理得到纳米乳液的水溶液，即得到碳酸盐岩气藏解水锁剂。

解水锁剂的注入方式包括：先采用5PVCO₂进行反向气驱，再将实施例1所述碳酸盐岩气藏解水锁剂注入岩心中，注入量为0.2PV，放置42h，随后进行甲烷正向气驱。

解水锁剂的润湿性改变测试包括：

(1)用实施例1所述碳酸盐岩气藏解水锁剂处理岩心，常温浸泡24h，在浸泡处理之前水相在岩心上的接触角为18.1°(如图2所示)，在浸泡处理之后水相在岩心上的接触角为93.6°(如图3所示)，减弱了岩心水湿性，增强了岩心气湿性，从而有效改善了岩心润湿性。

(2)首先利用气测法测量岩心初始渗透率，然后抽真空饱和地层水，气驱至束缚水状态，测试束缚水状态下的气测渗透率，计算伤害率为70.35％；然后采用5PVCO₂进行反向气驱，再将实施例1所述碳酸盐岩气藏解水锁剂注入岩心中，注入量为0.2PV，放置42h，随后进行甲烷正向气驱至束缚水状态，测试此时的气测渗透率，计算伤害率为25.14％，伤害率降低了45.21％，说明气相渗透率得到有效提升，达到了解水锁效果。

实施例2

本实施例提供了一种碳酸盐岩气藏解水锁剂，所述碳酸盐岩气藏解水锁剂为纳米乳液的水溶液；所述纳米乳液的质量百分比组成如下：

三硅氧烷表面活性剂10％；

两性离子氟碳表面活性剂10％；

丙醇5％；

正庚烷4％；

其余为水；

其中，所述三硅氧烷表面活性剂的结构式为

基团R为-(CH₂)₃O(CH₂CH₂O)₃(CH(CH₃)CH₂O)₃COCH₃；所述两性离子氟碳表面活性剂的分子式为C₁₅H₁₅F₁₇N₂O₄S；所述碳酸盐岩气藏解水锁剂中纳米乳液的质量浓度为0.2％；

所述碳酸盐岩气藏解水锁剂的制备方法包括如下步骤：

(1)按照目标质量配比将所有原料进行混合，控制所述混合的温度为55℃，时间为5min，得到微乳液；

其中，所述混合包括采用搅拌器在3000rpm转速下进行搅拌；

(2)将水加入步骤(1)得到的微乳液中进行定容稀释，采用超声波震荡机以60Hz频率震荡5min进行超声处理得到纳米乳液的水溶液，即得到碳酸盐岩气藏解水锁剂。

解水锁剂的注入方式包括：先采用5PVCO₂进行反向气驱，再将实施例2所述碳酸盐岩气藏解水锁剂注入岩心中，注入量为0.2PV，放置42h，随后进行甲烷正向气驱。

解水锁剂的润湿性改变测试包括：

(1)用实施例2所述碳酸盐岩气藏解水锁剂处理岩心，常温浸泡24h，在浸泡处理之前水相在岩心上的接触角为21.7°，在浸泡处理之后水相在岩心上的接触角为95.1°，减弱了岩心水湿性，增强了岩心气湿性，从而有效改善了岩心润湿性。

(2)首先利用气测法测量岩心初始渗透率，然后抽真空饱和地层水，气驱至束缚水状态，测试束缚水状态下的气测渗透率，计算伤害率为72.81％；然后采用5PVCO₂进行反向气驱，再将实施例2所述碳酸盐岩气藏解水锁剂注入岩心中，注入量为0.2PV，放置42h，随后进行甲烷正向气驱至束缚水状态，测试此时的气测渗透率，计算伤害率为26.55％，伤害率降低了46.26％，说明气相渗透率得到有效提升，达到了解水锁效果。

实施例3

本实施例提供了一种碳酸盐岩气藏解水锁剂，所述碳酸盐岩气藏解水锁剂为纳米乳液的水溶液；所述纳米乳液的质量百分比组成如下：

三硅氧烷表面活性剂20％；

两性离子氟碳表面活性剂20％；

丙醇10％；

正庚烷6％；

其余为水；

其中，所述三硅氧烷表面活性剂的结构式为

基团R为-(CH₂)₃O(CH₂CH₂O)₈(CH(CH₃)CH₂O)₈CH₃；所述两性离子氟碳表面活性剂的分子式为C₁₅H₁₅F₁₇N₂O₄S；所述碳酸盐岩气藏解水锁剂中纳米乳液的质量浓度为0.5％；

所述碳酸盐岩气藏解水锁剂的制备方法包括如下步骤：

(1)按照目标质量配比将所有原料进行混合，控制所述混合的温度为80℃，时间为10min，得到微乳液；

其中，所述混合包括采用搅拌器在5000rpm转速下进行搅拌；

(2)将水加入步骤(1)得到的微乳液中进行定容稀释，采用超声波震荡机以80Hz频率震荡10min进行超声处理得到纳米乳液的水溶液，即得到碳酸盐岩气藏解水锁剂。

解水锁剂的注入方式包括：先采用5PVCO₂进行反向气驱，再将实施例3所述碳酸盐岩气藏解水锁剂注入岩心中，注入量为0.2PV，放置42h，随后进行甲烷正向气驱。

解水锁剂的润湿性改变测试包括：

(1)用实施例3所述碳酸盐岩气藏解水锁剂处理岩心，常温浸泡24h，在浸泡处理之前水相在岩心上的接触角为15.7°，在浸泡处理之后水相在岩心上的接触角为92.1°，减弱了岩心水湿性，增强了岩心气湿性，从而有效改善了岩心润湿性。

(2)首先利用气测法测量岩心初始渗透率，然后抽真空饱和地层水，气驱至束缚水状态，测试束缚水状态下的气测渗透率，计算伤害率为64.63％；然后采用5PVCO₂进行反向气驱，再将实施例2所述碳酸盐岩气藏解水锁剂注入岩心中，注入量为0.2PV，放置42h，随后进行甲烷正向气驱至束缚水状态，测试此时的气测渗透率，计算伤害率为21.74％，伤害率降低了42.89％，说明气相渗透率得到有效提升，达到了解水锁效果。

对比例1

本对比例提供了一种碳酸盐岩气藏解水锁剂，除了将实施例1所述三硅氧烷表面活性剂替换为等质量的两性离子氟碳表面活性剂，即，所述纳米乳液中两性离子氟碳表面活性剂的质量百分比为30％，其他条件和实施例1完全相同。

解水锁剂的润湿性改变测试包括：

(1)用对比例1所述碳酸盐岩气藏解水锁剂处理岩心，常温浸泡24h，在浸泡处理之前水相在岩心上的接触角为20.7°，在浸泡处理之后水相在岩心上的接触角为78.9°，对于岩心润湿性的改善有所降低；

(2)首先利用气测法测量岩心初始渗透率，然后抽真空饱和地层水，气驱至束缚水状态，测试束缚水状态下的气测渗透率，计算伤害率为68.44％；然后采用5PVCO₂进行反向气驱，再将对比例1所述碳酸盐岩气藏解水锁剂注入岩心中，注入量为0.2PV，放置42h，随后进行甲烷正向气驱至束缚水状态，测试此时的气测渗透率，计算伤害率为42.34％，伤害率降低了26.10％，气相渗透率提升效果有所降低。

综上所述，本发明所述碳酸盐岩气藏解水锁剂中的纳米乳液，依靠各组分之间的协同作用，具有超低界面张力和较强的增溶能力；其中，作为非离子型表面活性剂的三硅氧烷表面活性剂是一种支链化的高效表面活性剂，其中的甲基排列在气水界面，可以有效降低气水界面张力，有助于液体返排，降低水锁伤害，作为两性离子表面活性剂的两性离子氟碳表面活性剂可以在岩石表面形成吸附层，将岩石变为气湿，改变侵入水在岩心中的分布，加速侵入水排出，通过三硅氧烷表面活性剂与两性离子氟碳表面活性剂的有效配合，可以改善碳酸盐岩气藏的解水锁效果，提高气体渗透率和单井产量。

申请人声明，本发明通过上述实施例来说明本发明的详细结构特征，但本发明并不局限于上述详细结构特征，即不意味着本发明必须依赖上述详细结构特征才能实施。所属技术领域的技术人员应该明了，对本发明的任何改进，对本发明所选用部件的等效替换以及辅助部件的增加、具体方式的选择等，均落在本发明的保护范围和公开范围之内。

以上详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于上述实施方式中的具体细节，在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，这些简单变型均属于本发明的保护范围。

另外需要说明的是，在上述具体实施方式中所描述的各个具体技术特征，在不矛盾的情况下，可以通过任何合适的方式进行组合，为了避免不必要的重复，本发明对各种可能的组合方式不再另行说明。

此外，本发明的各种不同的实施方式之间也可以进行任意组合，只要其不违背本发明的思想，其同样应当视为本发明所公开的内容。

Claims (10)

1.一种碳酸盐岩气藏解水锁剂，其特征在于，所述碳酸盐岩气藏解水锁剂为纳米乳液的水溶液；所述纳米乳液包括三硅氧烷表面活性剂，所述三硅氧烷表面活性剂的结构式为以下两种中的任意一种：

其中，基团R的通式为-(CH₂)₃O(CH₂CH₂O)_x(CH(CH₃)CH₂O)_yR’，x与y均为1～10的整数，基团R’为-H、-CH₃或-COCH₃中的任意一种。

2.根据权利要求1所述的碳酸盐岩气藏解水锁剂，其特征在于，所述纳米乳液的质量百分比组成如下：

三硅氧烷表面活性剂 10～20％；

两性离子氟碳表面活性剂 10～20％；

助表面活性剂 5～10％；

油 4～6％；

其余为水。

3.根据权利要求2所述的碳酸盐岩气藏解水锁剂，其特征在于，所述两性离子氟碳表面活性剂的分子式为C₁₅H₁₅F₁₇N₂O₄S。

4.根据权利要求2或3所述的碳酸盐岩气藏解水锁剂，其特征在于，所述助表面活性剂包括乙醇、丙醇、正丁醇或异丁醇中的任意一种或至少两种的组合。

5.根据权利要求2-4任一项所述的碳酸盐岩气藏解水锁剂，其特征在于，所述油为正辛烷和/或正庚烷。

6.根据权利要求1-5任一项所述的碳酸盐岩气藏解水锁剂，其特征在于，所述碳酸盐岩气藏解水锁剂中纳米乳液的质量浓度为0.2～0.5％。

7.一种权利要求1-6任一项所述碳酸盐岩气藏解水锁剂的制备方法，其特征在于，所述制备方法包括如下步骤：

(1)按照目标质量配比，将包括三硅氧烷表面活性剂在内的原料进行混合，得到微乳液；

(2)将步骤(1)得到的微乳液加水进行定容稀释，经超声处理得到纳米乳液的水溶液，即得到碳酸盐岩气藏解水锁剂。

8.根据权利要求7所述的制备方法，其特征在于，步骤(1)所述混合的温度为55～80℃；

优选地，步骤(1)所述混合的时间为5～10min；

优选地，步骤(1)所述混合包括采用搅拌器进行搅拌；

优选地，所述搅拌器的转速为3000～5000rpm。

9.根据权利要求7或8所述的制备方法，其特征在于，步骤(2)所述定容稀释包括将水加入步骤(1)所述微乳液中；

优选地，步骤(2)所述超声处理的频率为60～80Hz；

优选地，步骤(2)所述超声处理的时间为5～10min；

优选地，步骤(2)所述超声处理采用超声波震荡机进行。

10.根据权利要求7-9任一项所述的制备方法，其特征在于，所述制备方法包括如下步骤：

(1)按照目标质量配比，将包括三硅氧烷表面活性剂在内的原料进行混合，控制所述混合的温度为55～80℃，时间为5～10min，得到微乳液；

其中，所述混合包括采用搅拌器在3000～5000rpm转速下进行搅拌；

(2)将水加入步骤(1)得到的微乳液中进行定容稀释，采用超声波震荡机以60～80Hz频率震荡5～10min进行超声处理得到纳米乳液的水溶液，即得到碳酸盐岩气藏解水锁剂。

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