CN116023923B - 一种预防和/或解除水锁效应的组合物及其制备方法和应用 - Google Patents

一种预防和/或解除水锁效应的组合物及其制备方法和应用 Download PDF

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Abstract

本发明涉及油气开发领域，公开了一种预防和/或解除水锁效应的组合物及其制备方法和应用。该组合物中含有各自独立保存或者两者以上混合保存的以下组分：10‑50wt％的基于叠合烯烃的多分支尾链型磺酸盐表面活性剂，5‑30wt％的脂肪酸二乙醇酰胺表面活性剂，20‑85wt％的水。该组合物具有较低的表面张力、油水界面张力，可以降低低渗储层或致密储层中的毛管力，提高近地井地带的渗流能力，实现油气资源的降本增效开采。

Description

一种预防和/或解除水锁效应的组合物及其制备方法和应用
技术领域
本发明涉及油气开发领域，具体涉及一种预防和/或解除水锁效应的组合物及其制备方法和应用。
背景技术
低渗、特低渗油藏约占我国的石油地质储量17.5％，而在探明的未动用地质储量中高达60.8％，随着勘探技术的进步，低渗透储量占探明的地质储量的比例将会更高。低渗透储层或致密储层一般具有渗透率低、孔喉细小、喉道过细、连通性差等特点，通常具有毛细管压力高和油气流阻力高等特点，极易发生油气层损害问题。其中，外来流体引起的水锁损害高达70％～90％，严重影响低渗透油气藏的动用程度。
水锁损坏是在油气开发过程中，外来流体侵入储层，堵塞孔隙喉道，造成油气相渗透率降低的现象，其本质是由于微孔隙中气-液或油-水两相相互干扰影响流体相对渗透率。当油田开井后，毛细管力的滞留作用使得地层驱动压力不能将钻井液、完井液以及修井液等外来流体排出地层，逐渐增加的含水饱和度使得近井壁处油气相渗透率降低，造成水锁效应。
水锁效应产生的主要因素是外来流体对储层侵入产生的毛管力。因低渗储层孔渗结构差，渗流通道有限，会使得毛细管力变大，无法以地层本身的能量解除水锁效应，毛细管力对液体的滞留作用将持续存在，导致无法解除的水锁损害。低压地层、含水率较低的情况下，储层渗透率越低，水锁损害就越严重。当低渗透储层的水锁效应十分严重时，这些储层的渗透率会以数量级的形式下降。水锁损害已成为低渗透储层或致密储层油气藏损坏的主要类型，也是该类储层油藏开发的一个极为重要的敏感性指标，因此对于预防水锁损害以及解除水锁方法的研究刻不容缓。
CN110746310A公开了一种由2,4-二氟苄基氯和金刚烷胺为主要原料制备一种新型低渗透油藏水锁解除剂的方法。以乙醇为溶剂和反应介质，以氢氧化钾为催化剂，将2,4-二氟苄基氯和金刚烷胺以3：1的比例进行反应，使金刚烷胺的氨基季铵化，制备出一种具有一定单分散性质的水溶性分子。该分子水溶液具有较低的粘度，较强的渗透性，对低渗透水锁岩心具有较好的解水锁能力。
CN111154474A提出了一种油气储层用解水锁剂，所述化学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，所述纳米结晶纤维素占总质量的1-3％，所述乙二醇醚类物质占总质量的25-40％。该解水锁剂具有极好的降低表面张力、增溶的效果，进入油层后能消除或减轻水浸入地层后造成的流动阻力，使原油和天然气比较容易地流向井底，从而提高油气产量。然而高分子聚合物的分子量较大，会影响解水锁剂对孔喉细小的特低渗油藏以及致密油藏的适应性。
CN112143468A提供了一种油田用乳液型防水锁剂。乳液型防水锁剂是由表面活性剂组合物、磷酸酯类物质和水共同组成，其中表面活性剂组合物的质量百分比为20-65％，磷酸酯类物质的质量百分比为10-55％，其余为水，表面活性剂组合物是由阴离子表面活性剂、非离子表面活性剂、两性离子表面活性剂共同组成。乳液型防水锁剂通过降低表面张力，最低表面张力达到 20mN/m以下，能够有效增大滤液返排，提高气相渗透率，降低储层的水锁伤害。
目前，针对预防水锁效应和解除水锁伤害的化学剂研究较少，研究报道中主要使用常规表面活性剂和高分子表面活性剂等，普遍存在合成工艺复杂、成本较高、适应性差等问题。
发明内容
本发明的目的是提供一种用于低渗透储层或致密储层的预防和解除水锁效应的组合物，以期保障油气资源的降本增效开采，并且高效利用C4烯烃产品，提高产品附加值。
为了实现上述目的，本发明第一方面提供一种预防和/或解除水锁效应的组合物，以该组合物的总重量为基准，该组合物中含有各自独立保存或者两者以上混合保存的以下组分：10-50wt％的基于叠合烯烃的多分支尾链型磺酸盐表面活性剂，5-30wt％的脂肪酸二乙醇酰胺表面活性剂，20-85wt％的水；
所述基于叠合烯烃的多分支尾链型磺酸盐表面活性剂具有式(I)所示的结构，
其中，在式(I)中，
R1选自H、C1-C3的烷基、卤素、C1-C3的烷基-COO-；
R2和R3各自独立地选自H、C1-C3的烷基、氨基、(C1-C3的烷基)2氨基-；
R4、R5、R6、R7各自独立地选自H、C1-C16的烷基；
M选自Li+、Na+、K+、NH4 +。
本发明第二方面提供一种制备第一方面所述的组合物的方法，该方法包括：将第一方面所述的组合物中的各组分进行接触。
本发明的第三方面提供第一方面所述的组合物在低渗透储层和/或致密储层中的应用。
本发明提供的预防和/或解除水锁效应的组合物适用于低渗透储层和/或致密储层油气藏开发。
本发明提供的组合物能够降低低渗储层或致密储层中的毛管力，提高近地井地带的渗流能力，实现油气资源的降本增效开采。此外，本发明还能够高效利用C4烯烃产品，提高产品附加值。
附图说明
图1是本发明制备例1制得的基于C16叠合烯烃的多分支尾链型阴离子磺酸盐表面活性剂的ESI质谱谱图。
图2是本发明制备例2制得的基于C12叠合烯烃的多分支尾链型阴离子磺酸盐表面活性剂的ESI质谱谱图。
图3是本发明制备例3制得的基于C8叠合烯烃的多分支尾链型阴离子磺酸盐表面活性剂的ESI质谱谱图。
具体实施方式
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。
C1-C3的烷基表示：甲基、乙基、正丙基、异丙基。
卤素表示：氟、氯、溴、碘。
C1-C3的烷基-COO-表示：CH3-COO-、CH3CH2-COO-、CH3CH2CH2-COO-、 (CH3)2CH-COO-。
(C1-C3的烷基)2氨基-表示：(C1-C3的烷基)2N-，该(C1-C3的烷基)2N-中的两个C1-C3的烷基可以相同，也可以不同。
如前所述，本发明的第一方面提供了一种预防和/或解除水锁效应的组合物，以该组合物的总重量为基准，该组合物中含有各自独立保存或者两者以上混合保存的以下组分：10-50wt％的基于叠合烯烃的多分支尾链型磺酸盐表面活性剂，5-30wt％的脂肪酸二乙醇酰胺表面活性剂，20-85wt％的水；
所述基于叠合烯烃的多分支尾链型磺酸盐表面活性剂具有式(I)所示的结构，
其中，在式(I)中，
R1选自H、C1-C3的烷基、卤素、C1-C3的烷基-COO-；
R2和R3各自独立地选自H、C1-C3的烷基、氨基、(C1-C3的烷基)2氨基-；
R4、R5、R6、R7各自独立地选自H、C1-C16的烷基；
M选自Li+、Na+、K+、NH4 +。
优选地，在式(I)中，
R1选自H、C1-C3的烷基、卤素、C1-C3的烷基-COO-；
R2和R3各自独立地选自H、C1-C3的烷基、氨基、(C1-C3的烷基)2氨基-；
R4和R5各自独立地选自H、甲基、叔丁基、(CH3)3CCH2(CH3)2C-、 (CH3)3CCH2(CH3)2CCH2(CH3)2C-、(CH3)3CCH2-、(CH3)3CCH2(CH3)2CCH2-、 (CH3)3CCH2(CH3)2CCH2(CH3)2CCH2-；
R6和R7各自独立地选自H、C1-C16的烷基；
M选自Li+、Na+、K+和NH4 +。
更优选地，在式(I)中，
R1选自H、C1-C3的烷基、卤素、C1-C3的烷基-COO-；
R2和R3各自独立地选自H、C1-C3的烷基、氨基、(C1-C3的烷基)2氨基-；
R4和R5各自独立地选自H、甲基、叔丁基、(CH3)3CCH2(CH3)2C-、 (CH3)3CCH2(CH3)2CCH2(CH3)2C-、(CH3)3CCH2-、(CH3)3CCH2(CH3)2CCH2-、 (CH3)3CCH2(CH3)2CCH2(CH3)2CCH2-；
R6、R7各自独立地选自H、甲基；
M选自Li+、Na+、K+和NH4 +。
优选情况下，在式(I)中，R1选自以下结构：
优选地，在式(I)中，R2和R3各自独立地选自以下结构：
优选地，在式(I)中，R4和R5各自独立地选自以下结构：
优选地，R6、R7各自独立地选自H、甲基。
优选地，所述脂肪酸二乙醇酰胺表面活性剂具有式(II)所示的结构：
在式(II)中，R由C8-C20的饱和脂肪酸、C8-C20的植物油脂肪酸或C8-C20的石油环烷酸提供。
优选地，所述C8-C20的植物油脂肪酸由椰子油酸、棉油酸、妥尔油酸中的至少一种提供。
优选地，在式(II)中，R由C12-C18的正构饱和脂肪酸或C12-C18的正构植物油脂肪酸提供。本发明的发明人发现，该优选情况下，该预防和/或解除水锁效应的组合物具有更低的油水界面张力。
本发明对制备所述脂肪酸二乙醇酰胺表面活性剂的方法没有特别的限制，但是，为了获得更好的效果，本发明优选提供如下所述的方法制备所述脂肪酸二乙醇酰胺表面活性剂。
优选情况下，制备脂肪酸二乙醇酰胺表面活性剂的方法包括：
(a)在三口烧瓶中将脂肪酸、甲醇和催化剂I进行第一混合，减压蒸馏出未反应的甲醇，制得脂肪酸甲酯；
(b)在搅拌条件下将二乙醇胺、催化剂II和步骤(a)中所述的脂肪酸甲酯进行第二混合，制得脂肪酸二乙醇酰胺。
优选地，步骤(a)中所述脂肪酸由C8-C20的饱和脂肪酸、C8-C20的植物油脂肪酸或C8-C20的石油环烷酸提供。
优选地，所述C8-C20的植物油脂肪酸由椰子油酸、棉油酸、妥尔油酸中的至少一种提供。
更优选地，步骤(a)中所述脂肪酸由C12-C18的正构饱和脂肪酸或C12-C18的正构植物油脂肪酸提供。
优选地，在步骤(a)中，所述催化剂I选自浓硫酸、磷酸和硼酸中的至少一种；更优选地，所述催化剂I选自浓硫酸。
优选地，在步骤(b)中，所述催化剂II选自氢氧化钠、氢氧化钾、甲醇钠和乙醇钠中的至少一种；更优选地，所述催化剂II选自氢氧化钠和/或氢氧化钾。
优选情况下，所述脂肪酸、所述甲醇、所述催化剂I的用量摩尔比1： (1～5)：(0.02～0.15)；更优选地，所述脂肪酸、所述甲醇、所述催化剂 I的用量摩尔比为1：(1.05～1.2)：(0.02～0.05)。
优选情况下，所述脂肪酸甲酯、所述二乙醇胺、所述催化剂II的用量摩尔比为1：(1～2)：(0.02～0.2)，更优选地，所述脂肪酸甲酯、所述二乙醇胺、所述催化剂II的用量摩尔比优选为1：(1.1～1.2)：(0.03～0.08)。
根据一种优选的实施方式，在步骤(a)中，所述第一混合的条件至少满足：温度为65℃-130℃，时间为3-10小时；更优选地，所述混合的条件至少满足：温度为70℃-90℃，时间为6-7小时。
根据另一种优选的实施方式，在步骤(b)中，所述第二混合的条件至少满足：温度为80℃-150℃，时间为3～8小时；更优选地，所述接触反应的条件至少满足：温度为90℃-110℃，时间为4～5小时。
所述制备第一方面所述的脂肪酸二乙醇酰胺表面活性剂的方法优选在搅拌下进行，对所述搅拌的速度没有特别要求，可以采用本领域已知的参数进行。
优选地，所述基于叠合烯烃的多分支尾链型磺酸盐表面活性剂的含量为20-40wt％，所述脂肪酸二乙醇酰胺表面活性剂的含量为15-25wt％，所述水的含量为35-65wt％。
如前所述，本发明的第二方面提供了一种制备第一方面所述的组合物的方法，该方法包括：将第一方面所述的组合物中的各组分进行接触。
优选地，所述接触的条件包括：在搅拌存在下进行，搅拌速度为 30-350rpm，温度为5-40℃；本发明对所述接触的反应时间没有特别限制，可以根据本领域内已知的时间进行选择。
为了获得更好的效果，优选地，该方法还包括采用包括以下步骤的操作制备所述基于叠合烯烃的多分支尾链型磺酸盐表面活性剂：
(1)将式(I-1)所示的叠合烯烃、式(I-2)所示的烷基烯腈和磺化剂进行接触反应，得到混合物I；
(2)应用含有M元素的碱性物质调节所述混合物I的pH值至大于等于7；
在式(I-1)、式(I-2)、碱性物质中，
R1、R2、R3、R4、R5、R6、R7、M的定义与第一方面中的定义相同。
更优选地，所述制备阴离子磺酸盐表面活性剂的方法在常压下进行。
更优选地，所述磺化剂选自氯磺酸、氨基磺酸、发烟硫酸、三氧化硫中的至少一种。
优选地，所述叠合烯烃选自C4～C16的支链烯烃。
特别优选情况下，所述叠合烯烃优选自以下结构中的至少一种：
特别优选情况下，所述烷基烯腈选自以下结构中的至少一种：
优选情况下，在步骤(1)中，所述叠合烯烃、所述烷基烯腈和所述磺化剂的用量摩尔比为1：(0.5～5)：(1～10)。
更优选地，所述叠合烯烃、所述烷基烯腈和所述磺化剂的用量摩尔比为 1：(1～2)：(1～2)。
优选地，在步骤(1)中，所述接触反应的条件至少满足：温度为0～40℃，时间为0.5～12h。
更优选地，在步骤(1)中，所述接触反应的条件至少满足：温度为15～30℃，时间为4～8h。
优选情况下，采用碱性物质调节所述混合物I的pH值。
优选地，所述碱性物质选自氢氧化锂、氢氧化钠、氢氧化钾、碳酸氢钠、碳酸钠、碳酸氢钾、碳酸钾、氨水和碳酸铵中的至少一种。
所述制备第二方面中所述的阴离子磺酸盐表面活性剂的方法优选在搅拌下进行，对所述搅拌的速度没有特别的要求，可以采用本领域已知的参数进行。
优选地，本发明所述制备方法的路线如下：
特别优选情况下，用于本发明的叠合烯烃可以是碳原子数为8～16的任一种叠合烯烃，或者是其中两种或两种以上的混合物。该特定碳原子数的叠合烯烃原料可通过对叠合工艺产品进行组分切割而得到。用于本发明的烷基烯腈、磺化剂及碱，可以是市售的化学试剂，也可以根据本领域已知的方法制得。
所述的阴离子磺酸盐表面活性剂的制备方法是以工业叠合烯烃为原料，辅以烷基丙烯腈，经过磺化、酸碱中和两步一锅法制备得到多分支尾链型阴离子磺酸盐表面活性剂。
本发明提供的制备方法的特点至少在于将叠合烯烃、烷基烯腈、磺化剂按比例在常温常压下经一锅反应制备得到中间体，然后经酸碱中和反应制备得到最终产物。
如前所述，本发明的第三方面提供了第一方面所述的组合物在低渗透储层和/或致密储层中的应用。
以下将通过实例对本发明进行详细描述。以下实施例中，如无特别说明，所用试剂均为市售的化学试剂，对此没有特别的限制。
用于本发明的烷基烯腈、磺化剂，可以是市售的化学试剂，也可以根据本领域已知的方法制得。
在实施例中的“每份”表示1g。
在实例中所采用的主要原料如表1中所示。
表1
制备例1
基于C16叠合烯烃的多分支尾链型磺酸盐表面活性剂BC16SO3Na的制备：
称取C16叠合烯烃22.4克于反应瓶中，加入丙烯腈10.6克，搅拌均匀。然后，称取23.3克氯磺酸于滴液漏斗中，逐滴加入反应瓶中，边加边搅拌。加完氯磺酸后，继续搅拌，在25℃、常压下反应8小时。随后，称取8克氢氧化钠，溶于50毫升水中，分若干次加入反应体系中，直至体系pH值为9，即可得到产物。产物无需提纯，即可用于后续性能评价。
将BC16SO3Na产物体系冷冻干燥后，通过ESI-MS对产物进行表征。如图1所示，产物体系中374.3049((M-Na)-)峰值最高，此即BC16SO3Na的分子离子峰，证明成功制备得到产物。
制备例2
基于C12叠合烯烃的多分支尾链型磺酸盐表面活性剂BC12SO3Na的制备：
称取C12叠合烯烃16.8克于反应瓶中，加入丙烯腈7.95克，搅拌均匀。然后，称取17.5克氯磺酸于滴液漏斗中，逐滴加入反应瓶中，边加边搅拌。加完氯磺酸后，继续搅拌，在25℃、常压下反应6小时。随后，称取6.8克氢氧化钠，溶于50毫升水中，分若干次加入反应体系中，直至体系pH值为 8，即可得到产物。产物无需提纯，即可用于后续性能评价。
将BC12SO3Na产物体系冷冻干燥后，通过ESI-MS对产物进行表征。如图2所示，产物体系中319.2695((M-Na)-)峰值最高，其所对应的即为 BC12SO3Na的分子离子峰，证明成功制备得到产物。
制备例3
基于C8叠合烯烃的多分支尾链型磺酸盐表面活性剂BC8SO3Na的制备：
称取C8叠合烯烃11.2克于反应瓶中，加入丙烯腈5.3克，搅拌均匀。然后，称取11.7克氯磺酸于滴液漏斗中，逐滴加入反应瓶中，边加边搅拌。加完氯磺酸后，继续搅拌，在25℃、常压下反应4小时。随后，称取4.2克氢氧化钠，溶于50毫升水中，分若干次加入反应体系中，直至体系pH值为 9，即可得到产物。产物无需提纯，即可用于后续性能评价。
将BC8SO3Na产物体系冷冻干燥后，通过ESI-MS对产物进行表征。如图3所示，产物体系中262.2802((M-Na)-)峰值最高，此即BC8SO3Na的分子离子峰，证明成功制备得到产物。
制备例4
月桂酸二乙醇酰胺的制备：
称取月桂酸20.0克于三口烧瓶中，加入甲醇3.52克，边搅拌边加入0.50 克质量分数为95％的浓硫酸，在80℃下搅拌反应6小时，减压蒸馏出未反应的甲醇，制得月桂酸甲酯。随后，称取制得的月桂酸甲酯21.4克于三口烧瓶中，再加入11.6克二乙醇胺和0.18克氢氧化钠，搅拌均匀，在100℃下反应5小时，制得月桂酸二乙醇酰胺，用于制备预防和/或解除水锁效应组合物。
制备例5
棕榈酸二乙醇酰胺的制备：
称取棕榈酸25.6克于三口烧瓶中，加入甲醇3.52克，边搅拌边加入0.50 克质量分数为95％的浓硫酸，在80℃下搅拌反应7小时，减压蒸馏出未反应的甲醇，制得棕榈酸甲酯。随后，称取制得的棕榈酸甲酯27.0克于三口烧瓶中，再加入11.6克二乙醇胺和0.16克氢氧化钠，搅拌均匀，在110℃下反应4小时，制得棕榈酸二乙醇酰胺，用于制备预防和/或解除水锁效应组合物。
制备例6
油酸二乙醇酰胺的制备：
称取油酸28.2克于三口烧瓶中，加入甲醇3.52克，边搅拌边加入0.52 克质量分数为95％的浓硫酸，在80℃下搅拌反应7小时，减压蒸馏出未反应的甲醇，制得油酸甲酯。随后，称取制得的油酸甲酯29.6克于三口烧瓶，再加入11.6克二乙醇胺和0.15克氢氧化钠，搅拌均匀，在110℃下反应4 小时，制得油酸二乙醇酰胺，用于制备预防和/或解除水锁效应组合物。
实施例1
在20℃、100rpm的搅拌条件下，将30份BC16SO3Na和25份水加入反应釜中，搅拌20分钟，然后加入20份月桂酸二乙醇酰胺和25份水，继续搅拌30分钟，制得预防和/或解除水锁效应组合物，编号为JSJ-1。
实施例2
在20℃、150rpm的搅拌条件下，将35份BC12SO3Na和25份水加入反应釜中，搅拌20分钟，然后加入15份棕榈酸二乙醇酰胺和25份水，继续搅拌30分钟，制得预防和/或解除水锁效应组合物，编号为JSJ-2。
实施例3
在25℃、150rpm的搅拌条件下，将28份BC8SO3Na和22份水加入反应釜中，搅拌20分钟，然后加入18份油酸二乙醇酰胺和32份水，继续搅拌30分钟，制得预防和/或解除水锁效应组合物，编号为JSJ-3。
实施例4
在25℃、200rpm的搅拌条件下，将35份BC16SO3Na和20份水加入反应釜中，搅拌20分钟，然后加入20份棕榈酸二乙醇酰胺和25份水，继续搅拌30分钟，制得预防和/或解除水锁效应组合物，编号为JSJ-4。
对比例1
在25℃、200rpm的搅拌条件下，将35份BC16SO3Na和65份水加入反应釜中，搅拌30分钟，制得预防和/或解除水锁效应组合物，编号为JSJ-5。
对比例2
在25℃、150rpm的搅拌条件下，将20份棕榈酸二乙醇酰胺和80份水加入反应釜中，搅拌30分钟，制得预防和/或解除水锁效应组合物，编号为 JSJ-6。
测试例1
利用德国KRUSS K100表面张力仪测试上述实施例和对比例制得的组合物的表面张力，实验温度为25℃，所有实验样品浓度均为3000mg/L，均用矿化度为28500mg/L的地层水配制得到。测试结果如表2所示。
表2预防和/或解除水锁效应组合物的表面张力(25℃)
组合物编号 表面张力/(mN/m)
地层水 71.2
JSJ-1 26.0
JSJ-2 27.6
JSJ-3 29.2
JSJ-4 25.3
JSJ-5 30.9
JSJ-6 32.8
从表2可以看出，实施例1-4中预防和/或解除水锁效应组合物均具有较低的表面张力，能够降低微小孔隙中的毛细管力。
测试例2
利用TX-500C界面张力仪采用旋转液滴法测量预防和/或解除水锁效应组合物的界面张力，试验用油为胜利油田原油(采用HAAKE Viscotester550 旋转粘度计测得其50℃粘度为3.2mPa·s)，测试温度为50℃，转速为5000rpm。所有实验样品浓度均为3000mg/L，均用矿化度为28500mg/L的地层水配制得到。测试结果件表3。
表3预防和/或解除水锁效应组合物的界面张力(50℃)
组合物编号 界面张力/(mN/m)
地层水 18.7
JSJ-1 9.53×10-2
JSJ-2 1.26×10-1
JSJ-3 8.15×10-1
JSJ-4 5.02×10-2
JSJ-5 1.63
JSJ-6 3.52
从表3可以看出，预防和/或解除水锁效应组合物可以明显降低油水界面张力，提高油相渗流能力。
测试例3
润湿反转能力测定：将预防和/或解除水锁效应组合物均匀涂覆在洁净的亲水载玻片表面，待其自然冷却。将该组合物用矿化度为28500mg/L的地层水配制成浓度为3000mg/L的实验样品，用座滴法测定不同预防和/或解除水锁效应组合物滴在亲水载玻片表面的接触角，实验温度控制在25℃。测试结果见表4。
表4不同预防和/或解除水锁效应组合物的接触角(单位：度)
组合物编号 接触角(°)
地层水 19.8
JSJ-1 78.6
JSJ-2 71.9
JSJ-3 63.6
JSJ-4 81.5
JSJ-5 49.2
JSJ-6 38.6
从表4可以看出，预防和/或解除水锁效应组合物可以增大亲水表面的润湿角，降低孔隙中的毛管力。
测试例4
低渗岩心损害性评价试验，具体方法步骤如下：
(1)将岩心烘干后称重，测试岩心的气测渗透率，再将岩心抽空饱和地层水(矿化度为28500mg/L)，计算孔隙体积。
(2)岩心接入驱替流程，以0.1mL/min的速度水驱岩心，计算水相渗透率。
(3)将岩心饱和油，老化24h，记录驱出水的体积，测试岩心中油相渗透率K O1(初始渗透率)。
(4)将岩心取出后反相放入岩心夹持器，以0.1mL/min的速度用污染水驱替，直至驱替出1倍孔隙体积的水。
(5)将岩心取出，正向放入岩心夹持器，用原油再次进行驱替，直至压力稳定，测试油相渗透率KO2(污染后渗透率)。计算水锁伤害率Io，计算公式如下：
(6)将岩心取出后，反相放入岩心夹持器，以0.1mL/min的速度注入 3000mg/L的预防和/或解除水锁效应组合物0.5PV。
(7)再将岩心取出，正向放入岩心夹持器，用原油再次进行驱替，直至压力稳定，测试油相渗透率KO3，计算预防和/或解除水锁效应组合物对渗透率的恢复值η。
低渗岩心损害性评价试验结果见表5所示。
表5
从表5可以看出，岩心污染后，渗透率明显下降，对岩心的渗流能力造成了较大影响，在注入实施例中制得的预防和/或解除水锁效应组合物之后，渗透率明显恢复，渗透率恢复值均在85％以上。而在注入对比例中制得的预防和/或解除水锁效应组合物之后，渗透率恢复值明显低于本发明的方案的渗透率恢复值，说明本发明提出的组合物可以有效预防和解除水锁效应，是一种具有良好发展前景的低渗储层保护剂。
以上详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于此。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，包括各个技术特征以任何其它的合适方式进行组合，这些简单变型和组合同样应当视为本发明所公开的内容，均属于本发明的保护范围。

Claims (20)

1.一种预防和/或解除水锁效应的组合物，其特征在于，以该组合物的总重量为基准，该组合物中含有各自独立保存或者两者以上混合保存的以下组分：10-50wt％的基于叠合烯烃的多分支尾链型磺酸盐表面活性剂，5-30wt％的脂肪酸二乙醇酰胺表面活性剂，20-85wt％的水；
所述基于叠合烯烃的多分支尾链型磺酸盐表面活性剂具有式(I)所示的结构，
其中，在式(I)中，
R1选自H、C1-C3的烷基、卤素、C1-C3的烷基-COO-；
R2和R3各自独立地选自H、C1-C3的烷基、氨基、(C1-C3的烷基)2氨基-；
R4、R5、R6、R7各自独立地选自H、C1-C16的烷基；
M选自Li+、Na+、K+、NH4 +。
2.根据权利要求1所述的组合物，其中，在式(I)中，
R1选自H、C1-C3的烷基、卤素、C1-C3的烷基-COO-；
R2和R3各自独立地选自H、C1-C3的烷基、氨基、(C1-C3的烷基)2氨基-；
R4和R5各自独立地选自H、甲基、叔丁基、(CH3)3CCH2(CH3)2C-、(CH3)3CCH2(CH3)2CCH2(CH3)2C-、(CH3)3CCH2-、(CH3)3CCH2(CH3)2CCH2-、(CH3)3CCH2(CH3)2CCH2(CH3)2CCH2-；
R6和R7各自独立地选自H、C1-C16的烷基；
M选自Li+、Na+、K+和NH4 +。
3.根据权利要求2所述的组合物，其中，在式(I)中，
R1选自H、C1-C3的烷基、卤素、C1-C3的烷基-COO-；
R2和R3各自独立地选自H、C1-C3的烷基、氨基、(C1-C3的烷基)2氨基-；
R4和R5各自独立地选自H、甲基、叔丁基、(CH3)3CCH2(CH3)2C-、(CH3)3CCH2(CH3)2CCH2(CH3)2C-、(CH3)3CCH2-、(CH3)3CCH2(CH3)2CCH2-、(CH3)3CCH2(CH3)2CCH2(CH3)2CCH2-；
R6、R7各自独立地选自H、甲基；
M选自Li+、Na+、K+和NH4 +。
4.根据权利要求1所述的组合物，其中，在式(I)中，R1选自以下结构：
5.根据权利要求1所述的组合物，其中，在式(I)中，R2和R3各自独立地选自以下结构：
6.根据权利要求1所述的组合物，其中，在式(I)中，R4和R5各自独立地选自以下结构：
7.根据权利要求1所述的组合物，其中，在式(I)中，R6、R7各自独立地选自H、甲基。
8.根据权利要求1-7中任意一项所述的组合物，其中，所述脂肪酸二乙醇酰胺表面活性剂具有式(II)所示的结构：
在式(II)中，R由C8-C20的饱和脂肪酸、C8-C20的植物油脂肪酸或C8-C20的石油环烷酸提供。
9.根据权利要求8所述的组合物，在式(II)中，R由C12-C18的正构饱和脂肪酸或C12-C18的正构植物油脂肪酸提供。
10.根据权利要求1-7中任意一项所述的组合物，其中，所述基于叠合烯烃的多分支尾链型磺酸盐表面活性剂的含量为20-40wt％，所述脂肪酸二乙醇酰胺表面活性剂的含量为15-25wt％，所述水的含量为35-65wt％。
11.一种制备权利要求1-10中任意一项所述的组合物的方法，其特征在于，该方法包括：将权利要求1-10中任意一项所述的组合物中的各组分进行接触。
12.根据权利要求11所述的方法，其中，所述接触的条件包括：在搅拌存在下进行，搅拌速度为30-350rpm，温度为5-40℃。
13.根据权利要求11或12所述的方法，其中，该方法还包括采用包括以下步骤的操作制备所述基于叠合烯烃的多分支尾链型磺酸盐表面活性剂：
(1)将式(I-1)所示的叠合烯烃、式(I-2)所示的烷基烯腈和磺化剂进行接触反应，得到混合物I；
(2)应用含有M元素的碱性物质调节所述混合物I的pH值至大于等于7；
在式(I-1)、式(I-2)、碱性物质中，
R1、R2、R3、R4、R5、R6、R7、M的定义与权利要求1-7中任意一项中的定义相同。
14.根据权利要求13所述的方法，其中，所述磺化剂选自氯磺酸、氨基磺酸、发烟硫酸、三氧化硫中的至少一种。
15.根据权利要求13所述的方法，其中，在步骤(1)中，所述叠合烯烃、所述烷基烯腈和所述磺化剂的用量摩尔比为1：(0.5～5)：(1～10)。
16.根据权利要求15所述的方法，所述叠合烯烃、所述烷基烯腈和所述磺化剂的用量摩尔比为1：(1～2)：(1～2)。
17.根据权利要求13所述的方法，其中，在步骤(1)中，所述接触反应的条件至少满足：温度为0～40℃，时间为0.5～12h。
18.根据权利要求17所述的方法，在步骤(1)中，所述接触反应的条件至少满足：温度为15～30℃，时间为4～8h。
19.根据权利要求13所述的方法，其中，所述碱性物质选自氢氧化锂、氢氧化钠、氢氧化钾、碳酸氢钠、碳酸钠、碳酸氢钾、碳酸钾、氨水和碳酸铵中的至少一种。
20.权利要求1-10中任意一项所述的组合物在低渗透储层和/或致密储层中的应用。
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