CN115772396A - 油气藏解水锁剂及其制备方法和应用 - Google Patents

Abstract

本发明提供了油气藏解水锁剂及其制备方法和应用，所述油气藏解水锁剂包括：含硅阳离子型表面活性剂、阴离子型表面活性剂、增效助剂和水，所述含硅阳离子型表面活性剂、所述阴离子型表面活性剂和所述增效助剂的质量比为(10～40):(5～20):(5～30)。本发明的油气藏解水锁剂能够大幅度降低水的表面张力，将强水湿基质表面调控为中性润湿甚至疏水，同时能够降低流体的粘度，由此可以有效实现解除油气藏水锁伤害的效果。

Description

油气藏解水锁剂及其制备方法和应用

技术领域

本发明属于油气藏化学品领域，以及进一步地涉及油气藏解水锁剂及其制备方法和应用。

背景技术

水锁伤害广泛存在于天然气藏和油藏的开发过程中。在油气田钻采过程中，当完井液、钻井液以及压裂液等外来流体进入油气田储层后，由于毛细管力的滞留作用，在地层压力的作用下滞留液体不能够完全排出地层外，导致储层的含水饱和度不断增加，同时渗透率不断降低，产生水锁伤害。水锁伤害是油气藏开发中普遍存在的问题，除了外来流体侵入，在油气藏持续开采过程中，储层能量不断衰减，近井地带原始平衡状态的水相将发生流动，在气井井底形成积液。当井底累积的水不能随气流被带出井口时，将向低渗透地层中的毛细管孔道产生反向渗吸，这也是水锁伤害产生的另一个原因。水锁伤害一旦发生，将极大程度影响油气藏的产能。因此，预防和解除水锁伤害是实现油气田稳产增产的重要课题。

水锁伤害产生的主要原因有两个方面，分别是毛细管自吸和液相滞留，受到流体表面张力、毛细管润湿角、流体粘度、孔喉半径的直接影响。此外，地层原始压力、外来流体侵入深度等加剧了水锁伤害的发生。

目前，油气藏解除水锁伤害除了采用增大生产压力、热力清洗、地层压裂等物理手段外，最主要的解水锁方法是使用解水锁剂。解水锁剂就是利用表面活性剂等药剂降低水的表面张力、调控地层润湿性、降低流体粘度等方式促进油气藏地层中堵塞水的排出，从而达到解除水锁伤害的效果。

发明内容

因此，为了解决现有技术中的上述问题，本发明提供了油气藏解水锁剂及其制备方法和应用，本发明的油气藏解水锁剂能够大幅度降低水的表面张力，将强水湿基质表面调控为中性润湿甚至疏水，同时能够降低流体的粘度，由此可以有效实现解除油气藏水锁伤害的效果。

本发明的目的是通过以下技术方案实现的。

第一方面，本发明提供了油气藏解水锁剂，其中，所述油气藏解水锁剂包括：含硅阳离子型表面活性剂、阴离子型表面活性剂、增效助剂和水，所述含硅阳离子型表面活性剂、所述阴离子型表面活性剂和所述增效助剂的质量比为(10～40):(5～20):(5～30)。

本申请发明人发现，采用包括质量比为(10～40):(5～20):(5～30)的含硅阳离子型表面活性剂、阴离子型表面活性剂和增效助剂的组合，组分之间相互作用，协同增效，能够大幅度降低水的表面张力，将强水湿基质表面调控为中性润湿甚至疏水，同时能够降低流体的粘度，并由此可以有效实现解除油气藏水锁伤害的效果。特别地，据认为，阴离子型表面活性剂与含硅阳离子型表面活性剂复配使用，合适配比的阴-阳复合体系在气液界面的排布相较于单一表面活性剂更加紧密，可以大幅提升体系的表界面性能以及润湿性调控能力，尤其是整个体系呈现正电性时，可将强水湿表面调控为疏水，可大幅降低水的表面张力，同时降低流体粘度，从而促进地层中堵塞水的排出，起到良好的解水锁作用。

根据本发明提供的油气藏解水锁剂，其中，以所述油气藏解水锁剂的重量计，所述油气藏解水锁剂包括：

A、含硅阳离子型表面活性剂10重量％～40重量％；

B、阴离子型表面活性剂5重量％～20重量％；

C、增效助剂5重量％～30重量％；

D、余量水，优选地，水的用量可为10重量％～80重量％。

根据本发明提供的油气藏解水锁剂，其中，含硅阳离子型表面活性剂可起到降低表面张力、增大基质接触角(润湿调控)的作用；同时含硅阳离子型表面活性剂还有助于其在砂岩型油气藏地层中通过合理吸附进而调控地层润湿性能，与常规表面活性剂相比，具有更强的润湿性调控能力。例如，所述含硅阳离子型表面活性剂可以选自硅氧基烷基聚醚卤化铵中的至少一种。

在一些实施方案中，所述含硅阳离子型表面活性剂的结构如式I所示，

式I中，M^-为卤素阴离子中的任意一种；优选地，M^-选自Cl^-、Br^-和I^-中的任意一种；

R₁、R₂、R₃、R₄、R₅、R₆、R₇、R₈、R₉和R₁₀各自独立地选自C₁～C₄烷基或取代的C₁～C₄烷基，取代的C₁～C₄烷基优选为羟基取代的C₁～C₄烷基，例如甲基、乙基、丙基或丁基；

m为0～20中的任意一个整数，优选为0～15中的任意一个整数，更优选为6～15最优选为6～10；n为1～20中的任意一个整数，优选为1～12中的任意一个整数，更优选为6～8；

a为0～20中的任意一个整数，优选为1～10中的任意一个整数，更优选为4～10；b为0～20中的任意一个整数，优选为1～10中的任意一个整数，更优选为5～10。

在一些优选实施方案中，R₁、R₂、R₃、R₄、R₅、R₆、R₇、R₈、R₉和R₁₀各自独立地为甲基或乙基；以及在一些优选实施方案中，R₁、R₂和R₃各自独立地为甲基或乙基，R₄、R₅、R₆和R₇为甲基，R₈、R₉和R₁₀各自独立地为甲基或乙基。

根据本发明提供的油气藏解水锁剂，其中，所述阴离子型表面活性剂可起到降低表面张力、平衡体系电性、使解水锁剂体系分子在气液界面排布更加紧密从而起到更好润湿性调控作用的效果。

适合用于本发明的阴离子型表面活性剂的实例包括但不限于：醇醚硫酸盐、醇醚磺酸盐、醇醚羧酸盐、α-烯烃磺酸盐、内烯烃磺酸盐、磺基琥珀酸盐、烷基酚磺酸盐、烷基酚硫酸盐、烷基萘磺酸盐、烷基酚聚醚羧酸盐、烷基萘聚醚羧酸盐。在一些实施方案中，所述阴离子型表面活性剂为烷基酚聚醚羧酸盐。本发明对烷基酚聚醚羧酸盐没有特殊要求，可以采用本领域中常规的烷基酚聚醚羧酸盐。

在一些优选实施方案中，所述烷基酚聚醚羧酸盐为烷基酚聚环氧乙烯(EO)聚环氧丙烯(PO)醚羧酸盐，其中，所述烷基优选为C6～C12烷基，更优选为C8～C12烷基，例如辛基、壬基或癸基；每分子烷基酚聚醚羧酸盐中重复单元-C₂H₄O-(EO)的数量优选为8～20，更优选为10～18；每分子烷基酚聚醚羧酸盐中重复单元-CH(CH₃)CH₂O-(PO)的数量优选为6～16，更优选为8～10。

本发明对烷基酚聚醚羧酸盐为中的阳离子没有特殊限制，可以采用本领域中常规羧酸盐。例如，所述烷基酚聚醚羧酸盐为可以为钠盐、钾盐或铵盐。

根据本发明提供的油气藏解水锁剂，其中，增效助剂可起到提升体系流动性、降粘的作用。例如，所述增效助剂可为小分子的醇、醚、胺和醇胺中的至少一种，优选为小分子醇。

在一些实施方案中，所述小分子醇选自C1～C6一元醇、C2～C6二元醇和C3～C6多元醇中的至少一种；以及在一些实施方案中，所述小分子醇选自C1～C3一元醇、C2～C3二元醇或丙三醇中的至少一种。适合用于本发明的一元醇的实例包括但不限于：甲醇、乙醇和丙醇。适合用于本发明的二元醇的实例包括但不限于：乙二醇和丙二醇。适合用于本发明的三元醇的实例包括但不限于：丙三醇。

在一些优选实施方案中，所述小分子醇选自甲醇和乙醇的至少一种。

根据本发明提供的油气藏解水锁剂，其中，本发明对水没有特殊要求，所述水可以是去离子水，还可以是含无机矿物质的水。适合用于本发明的含无机矿物质的水的实例包括但不限于：自来水、河水和天然气田地层水。

第二方面，本发明提供了油气藏解水锁剂的制备方法，其中，所述制备方法包括以下步骤：将含硅阳离子型表面活性剂、阴离子型表面活性剂、增效助剂和水混合溶解，得到油气藏解水锁剂。

根据本发明提供的制备方法，其中，所述制备方法包括以下步骤：

S100、将含硅阳离子型表面活性剂、阴离子型表面活性剂与至少部分水混合溶解，得到表面活性剂溶液；

S200、向表面活性剂溶液中加入增效助剂和剩余的水，搅拌混合，得到油气藏解水锁剂。

根据本发明提供的制备方法，其中，步骤S100中所用的水的比例没有特殊要求，水的量只要能够足以溶解含硅阳离子型表面活性剂和阴离子型表面活性剂即可。由此，步骤S200中剩余的水的量可能为零。

第三方面，本发明还提供了上述油气藏解水锁剂或上述制备方法制备的油气藏解水锁剂的应用，特别是在油气藏解除水锁伤害中的应用。

本发明对所述应用并无特殊限定，本领域技术人员可以根据现有解水锁工艺加以利用。例如但不限于，按原料组分重量百分比配制油气藏解水锁剂，控制其有效浓度为0.001重量％～10重量％，将一定量的油气藏解水锁剂注入到天然气井中。

本发明中，术语“有效浓度”是指硅阳离子型表面活性剂和阴离子型表面活性剂的质量分数。

本发明具有以下优势：

本发明的油气藏解水锁剂中，采用包括质量比为(10～40):(5～20):(5～30)的含硅阳离子型表面活性剂、阴离子型表面活性剂和增效助剂的组合，组分之间相互作用，协同增效，能够大幅度降低水的表面张力(例如，将水的表面张力最低至15mN/m左右)，将强水湿基质表面调控为中性润湿甚至疏水，同时能够降低流体的粘度(例如，将水的粘度降低20％左右)，并由此促进地层中堵塞水的排出，可以有效实现解除油气藏水锁伤害的效果，本发明的油气藏解水锁剂特别适用于油气藏的解水锁施工。

具体实施方式

下面结合具体实施例对本发明进行具体的描述，有必要在此指出的是以下实施例只用于对本发明的进一步说明，不能理解为对本发明保护范围的限制，本领域技术人员根据本发明内容对本发明做出的一些非本质的改进和调整仍属本发明的保护范围。

在本文中所披露的范围的端点和任何值都不限于该精确的范围或值，这些范围或值应当理解为包含接近这些范围或值的值。对于数值范围来说，各个范围的端点值之间、各个范围的端点值和单独的点值之间，以及单独的点值之间可以彼此组合而得到一个或多个新的数值范围，这些数值范围应被视为在本文中具体公开。

原料来源

本发明中，含硅阳离子型表面活性剂为商业定制，原料主要采用硅氧基烷基聚醚、PCl₃、HCl和三烷基胺等，其制备方法可参照《长链烷基醇醚三甲基氯化铵的制备》(日用化学工业，1995，2:47-48)中所述的工艺步骤，具体地：第一步为硅氧基烷基聚醚(可根据目标产物定制硅氧链和聚醚链长度)的氯代，将原料加入少量DMF后升温至70℃，滴加PCl₃，升温至150℃，通入HCl气体，反应约4.5h，反应结束后用饱和NaOH洗涤；第二步为季铵化，将第一步产物和三烷基胺、乙醇或水、碳酸钠一次投入高压釜中，100℃、0.4MPa下反应10h，冷却出料。

其他原料或试剂均为市售。

实施例1

油气藏解水锁剂的配方如下：

A、(CH₃)₃SiO[(CH₃)₂SiO]₆Si(CH₃)₂(CH₂)₈O(C₃H₆O)₄(C₂H₄O)₅C₂H₄N(CH₃)₃Cl，30重量％；

B、烷基酚聚醚羧酸盐(癸基酚聚环氧丙烯(8)聚环氧乙烯(10)醚乙酸钠，简称C₁₆PO₈EO₁₀CH₂COONa)，10重量％；

C、甲醇，10重量％；

D、去离子水，50重量％。

制备方法：向反应容器中加入含硅阳离子型表面活性剂和烷基酚聚醚羧酸盐，再加入一定量的去离子水后搅拌使其溶解完全；补充加入甲醇，搅拌使其溶解完全；补充加入剩余去离子水，搅拌混合均匀。

实施例2

采用与实施例1基本相同的方法制备油气藏解水锁剂，不同之处仅在于：油气藏解水锁剂的配方如下：

A、(C₂H₅)₃SiO[(CH₃)₂SiO]₁₀Si(CH₃)₂(CH₂)₆O(C₃H₆O)₅(C₂H₄O)₇C₂H₄N(CH₃)₂C₂H₅ Br，30重量％；

B、烷基酚聚醚羧酸盐(辛基酚聚环氧丙烯(10)聚环氧乙烯(18)醚乙酸钠，简称C₁₄PO₁₀EO₁₈CH₂COONa)，10重量％；

C、甲醇，10重量％；

D、去离子水，50重量％。

实施例3

采用与实施例1基本相同的方法制备油气藏解水锁剂，不同之处仅在于：油气藏解水锁剂的配方如下：

A、(CH₃)₃SiO[(CH₃)₂SiO]₆Si(CH₃)₂(CH₂)₈O(C₃H₆O)₄(C₂H₄O)₅C₂H₄N(CH₃)₃Cl，40重量％；

B、烷基酚聚醚羧酸盐(C₁₆PO₈EO₁₀CH₂COONa)，20重量％；

C、甲醇，20重量％；

D、去离子水，20重量％。

实施例4

采用与实施例1基本相同的方法制备油气藏解水锁剂，不同之处仅在于：油气藏解水锁剂的配方如下：

A、(CH₃)₃SiO[(CH₃)₂SiO]₁₅Si(CH₃)₂(CH₂)₈O(C₃H₆O)₄(C₂H₄O)₅C₂H₄N(CH₃)₃Cl，30重量％；

B、烷基酚聚醚羧酸盐(C₁₆PO₈EO₁₀CH₂COONa)，10重量％；

C、甲醇，10重量％；

D、去离子水，50重量％。

实施例5

采用与实施例1基本相同的方法制备油气藏解水锁剂，不同之处仅在于：油气藏解水锁剂的配方如下：

A、(CH₃)₃SiO[(CH₃)₂SiO]₆Si(CH₃)₂(CH₂)₈O(C₃H₆O)₁₀(C₂H₄O)₁₀C₂H₄N(CH₃)₃Cl，30重量％；

B、烷基酚聚醚羧酸盐(C₁₆PO₈EO₁₀CH₂COONa)，10重量％；

C、甲醇，10重量％；

D、去离子水，50重量％。

实施例6

采用与实施例1基本相同的方法制备油气藏解水锁剂，不同之处仅在于：油气藏解水锁剂的配方如下：

A、(CH₃)₃SiO[(CH₃)₂SiO]₆Si(CH₃)₂(CH₂)₈O(C₃H₆O)₄(C₂H₄O)₅C₂H₄N(CH₃)₃Cl，30重量％；

B、烷基酚聚醚羧酸盐(C₁₆PO₈EO₁₀CH₂COONa)，10重量％；

C、乙醇，10重量％；

D、去离子水，50重量％。

比较例1

油气藏解水锁剂的配方如下：

A、(CH₃)₃SiO[(CH₃)₂SiO]₆Si(CH₃)₂(CH₂)₈O(C₃H₆O)₄(C₂H₄O)₅C₂H₄N(CH₃)₃Cl，30重量％；

B、甲醇，10重量％；

C、去离子水，60重量％。

制备方法：向反应容器中加入含硅表面活性剂，加入一定量的去离子水后搅拌使其溶解完全；补充加入甲醇，搅拌使其溶解完全；补充加入剩余去离子水，搅拌混合均匀。

比较例2

油气藏解水锁剂的配方如下：

A、烷基酚聚醚羧酸盐(C₁₆PO₈EO₁₀CH₂COONa)，10重量％；

B、甲醇，10重量％；

C、去离子水，80重量％。

制备方法：向反应容器中加入烷基酚聚醚羧酸盐，加入一定量的去离子水后搅拌使其溶解完全；补充加入甲醇，搅拌使其溶解完全；补充加入剩余去离子水，搅拌混合均匀。

比较例3

油气藏解水锁剂的配方如下：

A、(CH₃)₃SiO[(CH₃)₂SiO]₆Si(CH₃)₂(CH₂)₈O(C₃H₆O)₄(C₂H₄O)₅C₂H₄N(CH₃)₃Cl，30重量％；

B、烷基酚聚醚羧酸盐(C₁₆PO₈EO₁₀CH₂COONa)，10重量％；

C、去离子水，60重量％。

制备方法：向反应容器中加入含硅阳离子型表面活性剂和烷基酚聚醚羧酸盐，再加入一定量的去离子水后搅拌使其溶解完全；补充加入剩余去离子水，搅拌混合均匀。

实施例7

将上述实施例1～6及比较例1～3制得的油气藏解水锁剂用去离子水稀释至0.5重量％有效浓度，测试方法按《GB/T 22237-2008表面活性剂表面张力的测定》，测试得到其表面张力结果见表1。

表1油气藏解水锁剂的表面张力

	表面张力(mN/m)
		实施例1	16.5
实施例2	18.1
		实施例3	14.9
实施例4	16.1
		实施例5	17.3
实施例6	17.1
		比较例1	21.7
比较例2	29.4
		比较例3	19.9

由表1可知，本发明的油气藏解水锁剂具有降低的表面张力。特别是，如实施例1和比较例1～3所示，采用含硅阳离子型表面活性剂、阴离子型表面活性剂和增效助剂的组合，组分之间相互作用，协同增效，能够大幅度降低水的表面张力。

实施例8

采用接触角来评价油气藏解水锁剂调控地层润湿性的能力。具体地，选取亲水的石英片作为测试基质，石英片经醇溶剂和超纯水多次超声清洗后，超纯水在实验用石英片上几乎完全铺展，测试得接触角小于5°。采用去离子水将实施例1～6和比较例1～3制得的解水锁化学剂稀释至0.5重量％有效浓度，将石英片浸没于溶液中2h，取出吹干，测试水与处理后的石英片接触角，结果见表2。

表2油气藏解水锁剂处理后石英片与水的接触角

由表2可知，本发明的油气藏解水锁剂可以强水湿基质表面调控为中性润湿甚至疏水。特别是，如实施例1和比较例1～3所示，采用含硅阳离子型表面活性剂、阴离子型表面活性剂和增效助剂的组合，组分之间相互作用，协同增效，将强水湿基质表面调控为中性润湿甚至疏水。

实施例9

将实施例1～6及比较例1～3制得的油气藏解水锁剂稀释至0.5重量％有效浓度，测试方法按《GB/T 22235-2008液体粘度的测定》测试得到其粘度结果见表3。

表3油气藏解水锁剂的粘度

	粘度(mPa·s)
		实施例1	0.85
实施例2	0.96
		实施例3	0.91
实施例4	0.92
		实施例5	0.79
实施例6	0.90
		比较例1	1.13
比较例2	0.99
		比较例3	1.69

由表3可知，本发明的油气藏解水锁剂具有降低的粘度。特别是，如实施例1和比较例1～3所示，采用含硅阳离子型表面活性剂、阴离子型表面活性剂和增效助剂的组合，组分之间相互作用，可以有效地降低流体的粘度。

综上，表面张力越低，产生水锁的液体越易于从伤害产生的毛细孔道中移除；地层润湿性越疏水，即水与基质接触角越大，水越不易于黏附与地层基质表面；液体黏度越低，流体的流动性越好，越易于在地层中运移，使产生水锁伤害的液体尽快排出。

应当注意的是，以上所述的实施例仅用于解释本发明，并不构成对本发明的任何限制。通过参照典型实施例对本发明进行了描述，但应当理解为其中所用的词语为描述性和解释性词汇，而不是限定性词汇。可以按规定在本发明权利要求的范围内对本发明作出修改，以及在不背离本发明的范围和精神内对本发明进行修订。尽管其中描述的本发明涉及特定的方法、材料和实施例，但是并不意味着本发明限于其中公开的特定例，相反，本发明可扩展至其他所有具有相同功能的方法和应用。

Claims (10)

1.油气藏解水锁剂，其中，所述油气藏解水锁剂包括：含硅阳离子型表面活性剂、阴离子型表面活性剂、增效助剂和水，所述含硅阳离子型表面活性剂、所述阴离子型表面活性剂和所述增效助剂的质量比为(10～40):(5～20):(5～30)。

2.根据权利要求1所述的油气藏解水锁剂，其特征在于，以所述油气藏解水锁剂的重量计，所述油气藏解水锁剂包括：

A、含硅阳离子型表面活性剂10重量％～40重量％；

B、阴离子型表面活性剂5重量％～20重量％；

C、增效助剂5重量％～30重量％；

D、余量水，优选地，水的用量可为10重量％～80重量％。

3.根据权利要求1或2所述的油气藏解水锁剂，其特征在于，所述含硅阳离子型表面活性剂选自硅氧基烷基聚醚卤化铵中的至少一种；

优选地，所述含硅阳离子型表面活性剂的结构如式I所示，

式I中，M^-为卤素阴离子中的任意一种；优选地，M^-选自Cl^-、Br^-和I^-中的任意一种；

R₁、R₂、R₃、R₄、R₅、R₆、R₇、R₈、R₉和R₁₀各自独立地选自C₁～C₄烷基或取代的C₁～C₄烷基，取代的C₁～C₄烷基优选为羟基取代的C₁～C₄烷基，例如甲基、乙基、丙基或丁基；

m为0～20中的任意一个整数，优选为0～15中的任意一个整数，更优选为6～15最优选为6～10；n为1～20中的任意一个整数，优选为1～12中的任意一个整数，更优选为6～8；

a为0～20中的任意一个整数，优选为1～10中的任意一个整数，更优选为4～10；b为0～20中的任意一个整数，优选为1～10中的任意一个整数，更优选为5～10。

4.根据权利要求1至3中任一项所述的油气藏解水锁剂，其特征在于，所述阴离子型表面活性剂选自醇醚硫酸盐、醇醚磺酸盐、醇醚羧酸盐、α-烯烃磺酸盐、内烯烃磺酸盐、磺基琥珀酸盐、烷基酚磺酸盐、烷基酚硫酸盐、烷基萘磺酸盐、烷基酚聚醚羧酸盐、烷基萘聚醚羧酸盐中的至少一种，优选为烷基酚聚醚羧酸盐。

5.根据权利要求4所述的油气藏解水锁剂，其特征在于，所述烷基酚聚醚羧酸盐为烷基酚聚环氧乙烯聚环氧丙烯醚羧酸盐，其中，所述烷基优选为C6～C12烷基，更优选为C8～C12烷基，例如辛基、壬基或癸基；每分子烷基酚聚醚羧酸盐中重复单元-C₂H₄O-的数量优选为8～20，更优选为10～18；每分子烷基酚聚醚羧酸盐中重复单元-CH(CH₃)CH₂O-的数量优选为6～16，更优选为8～10。

6.根据权利要求1至5中任一项所述的油气藏解水锁剂，其特征在于，所述增效助剂可为小分子的醇、醚、胺和醇胺中的至少一种，优选为小分子醇；

优选地，所述小分子醇选自C1～C6一元醇、C2～C6二元醇和C3～C6多元醇中的至少一种；

更优选地，所述小分子醇选自C1～C3一元醇、C2～C3二元醇和丙三醇中的至少一种；

进一步优选地，所述一元醇选自甲醇、乙醇和丙醇中的至少一种；和/或所述二元醇选自乙二醇和丙二醇中的至少一种；和/或所述多元醇为丙三醇；

最优选地，所述小分子醇选自甲醇和乙醇的至少一种。

7.根据权利要求1至6中任一项所述的油气藏解水锁剂，其特征在于，所述水为去离子水或含无机矿物质的水；

优选地，所述含无机矿物质的水为自来水、河水和天然气田地层水中的至少一种。

8.权利要求1至7中任一项所述的油气藏解水锁剂的制备方法，其特征在于，所述制备方法包括以下步骤：将含硅阳离子型表面活性剂、阴离子型表面活性剂、增效助剂和水混合溶解，得到油气藏解水锁剂。

9.根据权利要求8所述的制备方法，其特征在于，所述制备方法包括以下步骤：

S100、将含硅阳离子型表面活性剂、阴离子型表面活性剂与至少部分水混合溶解，得到表面活性剂溶液；

S200、向表面活性剂溶液中加入增效助剂和剩余的水，搅拌混合，得到油气藏解水锁剂。

10.根据权利要求1至6中任一项所述的油气藏解水锁剂或根据权利要求8或9所述的制备方法制备的油气藏解水锁剂的应用，特别是在油气藏解除水锁伤害中的应用，所述油气藏解水锁剂中硅阳离子型表面活性剂和阴离子型表面活性剂的总浓度为0.001重量％～10重量％。