CN117986442A - 一种用于稠油冷采的油/水/岩石界面改性剂及其制备方法 - Google Patents
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Abstract
本发明属于稠油开发技术领域，具体涉及一种用于稠油冷采的油/水/岩石界面改性剂及其制备方法。所述的制备方法包括：在溶液聚合反应条件下，在引发剂和溶剂的存在下，采用一锅法使2‑烷基丙烯酰胺、2‑长链烷基丙烯酰氧乙基磷酸胆碱以及2‑烷基‑2‑丙烯酰胺基丙磺酸盐在水溶液进行聚合反应，所述引发剂为过硫酸钾、偶氮二异丁脒盐酸盐、偶氮二异丁咪唑啉盐酸盐和过硫酸铵中的一种。该界面改性剂可在极低浓度下实现高效静态洗油和乳化降粘的效果，在使用浓度为200mg/L条件下，可使普通稠油的降粘率达到95％以上，静态洗油率达到60％以上。
Description
技术领域
本发明属于稠油开发技术领域，具体涉及一种用于稠油冷采的油/水/岩石界面改性剂及其制备方法。
背景技术
全球稠油资源极为丰富，我国稠油储量达40亿吨，产量1500万吨。开发技术分为热采和冷采两类，其中热采面临能耗高、成本高、采收率低等问题，低成本、低排放冷采技术成为国内外技术的研究方向。近年来，以化学降粘代替加热降粘成为国内外稠油化学冷采的研究热点，许多科研人员在稠油降粘冷采开发技术及机理方面进行了相关研究。
目前，国内在化学降粘冷采技术研究与应用方面处于世界领先水平，胜利油田在降粘冷采技术方面形成了较完整的稠油冷采开发实验技术。在化学剂筛选与评价研究方面，进行了降粘剂多层次的性能评价，包括降粘剂的降粘率、沉降脱水率以及洗油率等性能。在多介质相互作用机理研究方面，进行了药剂与药剂、岩石以及原油的相互作用机理研究，包括剂与剂的分子模拟、剂与岩石的润湿性以及剂与原油的流变特性等。在多维化学剂驱油物理模拟方面，采用激光刻蚀模型、填砂模型等从微观、一维、二维角度进行了物理模拟，研究了降粘剂的驱油特征，驱油机理等。
乳化降粘通过表面活性剂的分子结构，降低其油包水型乳状液的界面张力，同时与稠油分子作用，破坏油管的稠油膜形成连续水膜，使油与管壁的摩擦变为水与管壁的摩擦，减小了油品和管壁之间的流动阻力。如CN101906295A通过表面活性剂如OP-10、TX100、Span80、Tween80等非离子型表面活性剂，分散剂如聚丙烯酰胺、聚乙烯醇、瓜胶、纤维素等水溶性高分子材料，破乳剂如聚氧乙烯-聚氧丙烯的嵌段共聚物的复配得到乳化降粘剂，其乳化原油能够自动破乳，并且降粘剂用量少，所用材料价格低。CN104610952A通过阳离子氟碳活性剂与OP、聚醚等表面活性剂复配后，形成水包油乳状液以有效降低原油粘度，大幅度降低活性剂的用量，能降低稠油降粘剂的开采成本。
综上所述，现有降粘剂主要通过改变稠油和水相之间的界面性质达到降粘效果，但是对于原油和岩石界面的改性目前研究较少，众所周知，只有解决了原油和岩石之间的界面性质，实现稠油在岩石上剥离，才能达到洗油的效果，因此，有必要开发一种油/水/岩石界面改性剂来提高稠油开采效率。
发明内容
为了解决上述问题，本发明提供一种用于稠油冷采的油/水/岩石界面改性剂及其制备方法。该界面改性剂可在极低浓度下实现高效静态洗油和乳化降粘的效果，在使用浓度为200mg/L条件下，可使普通稠油的降粘率达到95％以上，静态洗油率达到60％以上；同时具有优异的耐温抗盐性能，耐温250℃以上，耐盐100000mg/L以上，完全满足稠油冷采开发需求。
根据本发明的第一个方面，本发明提供了一种用于稠油冷采的油/水/岩石界面改性剂的制备方法，所述的制备方法包括：在溶液聚合反应条件下，在引发剂和溶剂的存在下，采用一锅法使2-烷基丙烯酰胺、2-长链烷基丙烯酰氧乙基磷酸胆碱以及2-烷基-2-丙烯酰胺基丙磺酸盐在水溶液进行聚合反应，其中，所述引发剂为过硫酸钾、偶氮二异丁脒盐酸盐、偶氮二异丁咪唑啉盐酸盐和过硫酸铵中的一种；所述2-烷基丙烯酰胺的结构如式(1)所示，所述2-长链烷基丙烯酰氧乙基磷酸胆碱的结构如式(2)所示，所述2-烷基-2-丙烯酰胺基丙磺酸盐的结构如式(3)所示；
其中，R1为C1-C4的正构烷基或异构烷基；R2为C5-C20的正构烷基或异构烷基；R3为C2-C18的正构烷基或异构烷基。
根据本发明的第二个方面，本发明提供了由本发明第一个方面所述的方法制得的油/水/岩石界面改性剂，所述界面改性剂的结构如式(4)所示：
其中：
x＝200～20000；
y＝30～1000；
z＝20～3000；
R1为C1-C4的正构烷基或异构烷基；
R2为C5-C20的正构烷基或异构烷基；
R3为C2-C18的正构烷基或异构烷基。
根据本发明的第三个方面，本发明提供了本发明第二方面所述用于稠油冷采的界面改性剂作为降粘剂在稠油油藏化学冷采中的应用。
本发明用于稠油冷采的油/水/岩石界面改性剂，属于阴阳离子型聚合物表面活性剂，该聚合物表面活性剂属于水溶性两亲高分子，引入的不同长度的碳链R1、R2和R3与稠油具有较强的亲油特性能够轻易插入到稠油内部，而磺酸盐基团、酰胺基等亲水基团伸展在水相中，通过O、N等元素的富电子特性吸附水分子，实现原油外层形成一层水膜，达到乳化的作用，该作用属于自发作用，可在油藏低动力条件下实现乳化；此外，该高分子创新引入2-长链烷基丙烯酰氧乙基磷酸胆碱单体，该单体具有阴阳离子，其中阳离子与岩石上的负电子通过静电作用吸附，同时其他亲水亲油基团通过在原油和岩石界面上的相互作用实现稠油的高效剥离，达到强洗油的性能。因该分子上引入了磺酸盐等较大的基团，能够显著提高分子的耐温和抗盐性能，能够满足大部分的稠油油藏类型。
本发明的油/水/岩石界面改性剂，具有以下优点：
(1)本发明具有原料来源广泛，合成工艺简单，产率高，过程清洁无污染；
(2)本发明的界面改性剂可在极低浓度下实现高效静态洗油和乳化降粘的效果，在使用浓度为200mg/L条件下，可使普通稠油的降粘率达到95％以上，静态洗油率达到60％以上；
(3)本发明的界面改性剂具有优异的耐温抗盐性能，耐温250℃以上，耐盐100000mg/L以上。
本发明的其它特征和优点将在随后的具体实施方式部分予以详细说明。
具体实施方式
在本发明中所批露的范围的端点值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。
根据本发明的第一个方面，本发明提供了一种用于稠油冷采的油/水/岩石界面改性剂的制备方法，该制备方法包括：在溶液聚合反应条件下，在引发剂和溶剂的存在下，采用一锅法使2-烷基丙烯酰胺、2-长链烷基丙烯酰氧乙基磷酸胆碱以及2-烷基-2-丙烯酰胺基丙磺酸盐在水溶液进行聚合反应。
在本发明中，所述引发剂为过硫酸钾、偶氮二异丁脒盐酸盐，偶氮二异丁咪唑啉盐酸盐和过硫酸铵中的一种；所述2-烷基丙烯酰胺的结构如式(1)所示，所述2-长链烷基丙烯酰氧乙基磷酸胆碱的结构如式(2)所示，所述2-烷基-2-丙烯酰胺基丙磺酸盐的结构如式(3)所示；
其中，R1为C1-C4的正构烷基或异构烷基；R2为C5-C20的正构烷基或异构烷基；R3为C2-C18的正构烷基或异构烷基。
在本发明中，所述C1-C4的正构烷基或异构烷基的实例可以包括甲基、乙基、正丙基、异丙基、正丁基、仲丁基、异丁基、叔丁基；更优选为C2-C3的正构烷基。
优选情况下，式(2)中，R2为C10～C16正构烷基或异构烷基，进一步优选为C12的正构烷基。
优选情况下，式(3)中，R3为C4-C16的正构烷基，进一步优选为C8-C12的正构烷基。
在本发明中，所述2-烷基丙烯酰胺、2-长链烷基丙烯酰氧乙基磷酸胆碱和2-烷基-2-丙烯酰胺基丙磺酸盐摩尔比例为1:0.015～5:0.001～15；更优选地，所述2-烷基丙烯酰胺、2-长链烷基丙烯酰氧乙基磷酸胆碱和2-烷基-2-丙烯酰胺基丙磺酸盐摩尔比例为1:0.2～0.5:0.1～0.5；更更优选地，所述2-烷基丙烯酰胺、2-长链烷基丙烯酰氧乙基磷酸胆碱和2-烷基-2-丙烯酰胺基丙磺酸盐摩尔比例为1:0.35:0.25。
优选情况下，所述引发剂为偶氮二异丁脒盐酸盐或偶氮二异丁咪唑啉盐酸盐。
在本发明中，所述引发剂的用量为2-烷基丙烯酰胺质量的0.05～0.2％，更优选为0.08～0.15％。
在本发明中，所述溶剂为纯净水，用量为2-烷基丙烯酰胺质量的5～10倍。
按照一种更具体的优选实施方式，所述用于稠油冷采的油/水/岩石界面改性剂的制备方法包括以下步骤：
(1)在装有电动搅拌装置、恒压滴液漏斗和回流冷凝器的三口烧瓶中加入2-烷基丙烯酰胺和溶剂，放入40～60℃恒温水浴锅中，调节搅拌器搅拌速率为300～500rpm，待2-烷基丙烯酰胺完全溶解后，将2-长链烷基丙烯酰氧乙基磷酸胆碱加入到三口烧瓶中，继续搅拌30～50min，随后将2-烷基-2-丙烯酰胺基丙磺酸盐加入到三口烧瓶中，继续搅拌，同时调节水浴锅温度为80～90℃，待三口烧瓶中的单体完全溶解后，将引发剂的水溶液放入恒压滴液漏斗中，调节滴加速度为20～30滴/min，待滴加完全后，继续反应6～12h，得到粘稠状混合液体；
(2)上述粘稠状混合液体从三口烧瓶中倒出，然后用乙醇洗涤2～4次，随后放入80～100℃的烘箱内烘干，随后用粉碎机粉碎成40～60目的颗粒状即为本发明的油/水/岩石界面改性剂。
步骤(1)中，所述引发剂的水溶液的质量浓度为1～5％。
步骤(2)中，所述乙醇的用量为2-烷基丙烯酰胺质量的3～12倍，更优选为6～8倍。
所述油/水/岩石界面改性剂的反应方程式如下：
根据本发明的第二个方面，本发明提供了由本发明第一个方面所述的方法制得的油/水/岩石界面改性剂，所述的界面改性剂的结构如式(4)所示：
其中：
x＝200～20000；
y＝30～1000；
z＝20～3000；
R1为C1-C4的正构烷基或异构烷基，更优选为C2-C3的正构烷基；
R2为C5-C20的正构烷基或异构烷基，更优选为C10～C16正构烷基或异构烷基，更更优选为C12的正构烷基；
R3为C2-C18的正构烷基或异构烷基，更优选为C4-C16的正构烷基，更更优选为C8-C12的正构烷基。
根据本发明的第三个方面，本发明提供了本发明第二方面所述用于稠油冷采的界面改性剂作为降粘剂在稠油油藏化学冷采中的应用。
在本发明中，所应用的油藏温度小于95℃，地层水矿化度小于200000mg/L，原油粘度低于10000mPa.s。
在本发明中，所述应用的界面改性剂使用浓度不低于200mg/L。
下面将结合具体实施例对本发明作进一步的说明。
在本发明中，所用的装置或设备均为所属领域已知的常规装置或设备，均可购得。
以下实施例和对比例中，在没有特别说明的情况下，所使用的各种试剂均为来自商购的化学纯试剂。
实施例1
(1)在装有电动搅拌装置、恒压滴液漏斗和回流冷凝器的三口烧瓶中加入1mol 2-甲基丙烯酰胺和425g溶剂纯净水，放入40℃恒温水浴锅中，调节搅拌器搅拌速率为300rpm，待2-甲基丙烯酰胺完全溶解后，将0.015mol 2-戊基丙烯酰氧乙基磷酸胆碱加入到三口烧瓶中，继续搅拌30min，随后将0.001mol 2-乙基-2-丙烯酰胺基丙磺酸盐加入到三口烧瓶中，继续搅拌，同时调节水浴锅温度为80℃，待三口烧瓶中的单体完全溶解后，将质量浓度为1％引发剂过硫酸钾的水溶液放入恒压滴液漏斗中，引发剂投加质量为0.043g，调节滴加速度为20滴/min，待滴加完全后，继续反应6h，得到粘稠状混合液体；
(2)上述粘稠状混合液体从三口烧瓶中倒出，然后用255g乙醇洗涤2次，随后放入80℃的烘箱内烘干，随后用粉碎机粉碎成40～60目的颗粒状即为本发明的油/水/岩石界面改性剂A1。
实施例2
(1)在装有电动搅拌装置、恒压滴液漏斗和回流冷凝器的三口烧瓶中加入1mol 2-乙基丙烯酰胺和496g溶剂纯净水，放入45℃恒温水浴锅中，调节搅拌器搅拌速率为350rpm，待2-乙基丙烯酰胺完全溶解后，将0.5mol 2-辛基丙烯酰氧乙基磷酸胆碱加入到三口烧瓶中，继续搅拌32min，随后将0.01mol 2-戊基-2-丙烯酰胺基丙磺酸盐加入到三口烧瓶中，继续搅拌，同时调节水浴锅温度为82℃，待三口烧瓶中的单体完全溶解后，将质量浓度为2％引发剂偶氮二异丁脒盐酸盐的水溶液放入恒压滴液漏斗中，引发剂投加质量为0.079g，调节滴加速度为22滴/min，待滴加完全后，继续反应7h，得到粘稠状混合液体；
(2)上述粘稠状混合液体从三口烧瓶中倒出，然后用397g乙醇洗涤2次，随后放入85℃的烘箱内烘干，随后用粉碎机粉碎成40～60目的颗粒状即为本发明的油/水/岩石界面改性剂A2。
实施例3
(1)在装有电动搅拌装置、恒压滴液漏斗和回流冷凝器的三口烧瓶中加入1mol 2-丙基丙烯酰胺的正构烷基和680g溶剂纯净水，放入50℃恒温水浴锅中，调节搅拌器搅拌速率为320rpm，待2-丙基丙烯酰胺完全溶解后，将1mol 2-癸基丙烯酰氧乙基磷酸胆碱加入到三口烧瓶中，继续搅拌35min，随后将0.1mol 2-癸基-2-丙烯酰胺基丙磺酸盐加入到三口烧瓶中，继续搅拌，同时调节水浴锅温度为85℃，待三口烧瓶中的单体完全溶解后，将质量浓度为3％引发剂偶氮二异丁咪唑啉盐酸盐的水溶液放入恒压滴液漏斗中，引发剂投加质量为0.113g，调节滴加速度为25滴/min，待滴加完全后，继续反应7h，得到粘稠状混合液体；
(2)上述粘稠状混合液体从三口烧瓶中倒出，然后用565g乙醇洗涤2次，随后放入82℃的烘箱内烘干，随后用粉碎机粉碎成40～60目的颗粒状即为本发明的油/水/岩石界面改性剂A3。
实施例4
(1)在装有电动搅拌装置、恒压滴液漏斗和回流冷凝器的三口烧瓶中加入1mol 2-丁基丙烯酰胺和750g溶剂纯净水，放入55℃恒温水浴锅中，调节搅拌器搅拌速率为380rpm，待2-丁基丙烯酰胺完全溶解后，将2mol 2-十二烷基丙烯酰氧乙基磷酸胆碱加入到三口烧瓶中，继续搅拌40min，随后将1mol 2-十二烷基-2-丙烯酰胺基丙磺酸盐加入到三口烧瓶中，继续搅拌，同时调节水浴锅温度为83℃，待三口烧瓶中的单体完全溶解后，将质量浓度为4％引发剂过硫酸铵的水溶液放入恒压滴液漏斗中，引发剂投加质量为0.152g，调节滴加速度为26滴/min，待滴加完全后，继续反应8h，得到粘稠状混合液体；
(2)上述粘稠状混合液体从三口烧瓶中倒出，然后用1016g乙醇洗涤3次，随后放入95℃的烘箱内烘干，随后用粉碎机粉碎成40～60目的颗粒状即为本发明的油/水/岩石界面改性剂A4。
实施例5
(1)在装有电动搅拌装置、恒压滴液漏斗和回流冷凝器的三口烧瓶中加入1mol 2-甲基丙烯酰胺和851g溶剂纯净水，放入52℃恒温水浴锅中，调节搅拌器搅拌速率为420rpm，待2-甲基丙烯酰胺完全溶解后，将3mol 2-十五烷基丙烯酰氧乙基磷酸胆碱加入到三口烧瓶中，继续搅拌45min，随后将2mol 2-十八烷基-2-丙烯酰胺基丙磺酸盐加入到三口烧瓶中，继续搅拌，同时调节水浴锅温度为86℃，待三口烧瓶中的单体完全溶解后，将质量浓度为2％引发剂过硫酸钾的水溶液放入恒压滴液漏斗中，引发剂投加质量为0.128g，调节滴加速度为25滴/min，待滴加完全后，继续反应9h，得到粘稠状混合液体；
(2)上述粘稠状混合液体从三口烧瓶中倒出，然后用851g乙醇洗涤4次，随后放入95℃的烘箱内烘干，随后用粉碎机粉碎成40～60目的颗粒状即为本发明的油/水/岩石界面改性剂A5。
实施例6
(1)在装有电动搅拌装置、恒压滴液漏斗和回流冷凝器的三口烧瓶中加入1mol 2-乙基丙烯酰胺和695g溶剂纯净水，放入58℃恒温水浴锅中，调节搅拌器搅拌速率为460rpm，待2-乙基丙烯酰胺完全溶解后，将4mol 2-二十烷基丙烯酰氧乙基磷酸胆碱加入到三口烧瓶中，继续搅拌36min，随后将5mol 2-戊基-2-丙烯酰胺基丙磺酸盐加入到三口烧瓶中，继续搅拌，同时调节水浴锅温度为87℃，待三口烧瓶中的单体完全溶解后，将质量浓度为4％引发剂偶氮二异丁脒盐酸盐的水溶液放入恒压滴液漏斗中，引发剂投加质量为0.158g，调节滴加速度为30滴/min，待滴加完全后，继续反应10h，得到粘稠状混合液体；
(2)上述粘稠状混合液体从三口烧瓶中倒出，然后用893g乙醇洗涤4次，随后放入85℃的烘箱内烘干，随后用粉碎机粉碎成40～60目的颗粒状即为本发明的油/水/岩石界面改性剂A6。
实施例7
(1)在装有电动搅拌装置、恒压滴液漏斗和回流冷凝器的三口烧瓶中加入1mol 2-丙基丙烯酰胺和605g溶剂纯净水，放入42℃恒温水浴锅中，调节搅拌器搅拌速率为400rpm，待2-丙基丙烯酰胺完全溶解后，将4.5mol 2-(3-乙基戊基)丙烯酰氧乙基磷酸胆碱加入到三口烧瓶中，继续搅拌42min，随后将10mol 2-(2,3-二甲基辛烷基)-2-丙烯酰胺基丙磺酸盐加入到三口烧瓶中，继续搅拌，同时调节水浴锅温度为85℃，待三口烧瓶中的单体完全溶解后，将质量浓度为3％引发剂偶氮二异丁咪唑啉盐酸盐的水溶液放入恒压滴液漏斗中，引发剂投加质量为0.13g，调节滴加速度为22滴/min，待滴加完全后，继续反应8h，得到粘稠状混合液体；
(2)上述粘稠状混合液体从三口烧瓶中倒出，然后用792g乙醇洗涤3次，随后放入90℃的烘箱内烘干，随后用粉碎机粉碎成40～60目的颗粒状即为本发明的油/水/岩石界面改性剂A7。
实施例8
(1)在装有电动搅拌装置、恒压滴液漏斗和回流冷凝器的三口烧瓶中加入1mol 2-丁基丙烯酰胺和590g溶剂纯净水，放入60℃恒温水浴锅中，调节搅拌器搅拌速率为500rpm，待2-丁基丙烯酰胺完全溶解后，将5mol 2-丙基丙烯酰氧乙基磷酸胆碱加入到三口烧瓶中，继续搅拌50min，随后将15mol 2-十二烷基-2-丙烯酰胺基丙磺酸盐加入到三口烧瓶中，继续搅拌，同时调节水浴锅温度为90℃，待三口烧瓶中的单体完全溶解后，将质量浓度为5％引发剂过硫酸铵的水溶液放入恒压滴液漏斗中，引发剂投加质量为0.17g，调节滴加速度为23滴/min，待滴加完全后，继续反应12h，得到粘稠状混合液体；
(2)上述粘稠状混合液体从三口烧瓶中倒出，然后用924g乙醇洗涤4次，随后放入100℃的烘箱内烘干，随后用粉碎机粉碎成40～60目的颗粒状即为本发明的油/水/岩石界面改性剂A8。
测试例1室内评价实验
本实验针对胜利油田某区块稠油K，油藏温度50℃，50℃地面原油粘度10250mPa.s，属于普通稠油，乳化含水率为42.3％，注入水矿化度102391mg/L，钙镁离子浓度为836mg/L。分别采用本发明的实施例油/水/岩石界面改性剂A1～A8和市售水溶性降粘剂产品S1(购置企业：绍兴上虞斯莫有机化学研究所)和S2(购置企业：山东省胜利化工有限公司)对该稠油的降粘、洗油效果以及该油/水/岩石界面改性剂的耐温耐盐性能进行评价。
高温处理的降粘方法：将用于稠油冷采的油/水/岩石界面改性剂放入高温密封容器中，放置250℃的烘箱中72h，取出备用，然后按照常温处理降粘率测试方法测试不同油/水/岩石界面改性剂的降粘率；降粘率测定方法参考Q/SH10201519-2016《稠油降粘剂通用技术条件》。静态洗油性能评价方法：以油样K为基础油样配制油砂，油砂比1:4，老化7d。其他操作步骤按照Q/SLCG 5370-1999中的5.8方法实验，实验结果见表1。
表1油/水/岩石界面改性剂A1-A8以及S1-S2测试结果
测试结果表明：本发明用于稠油冷采的油/水/岩石界面改性剂降粘效果和静态洗油率均优于市售水溶性降粘剂，本发明的产品在200mg/L浓度、50℃条件下降粘率为98％以上，降粘后乳液粘度均在145mPa.s以下，且分散后的乳液颗粒分散均匀；洗油率达到60％以上，其中A8静态洗油率达到67.9％。本发明用于稠油冷采的油/水/岩石界面改性剂完全满足稠油冷采开发需求。
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 (18)
1.一种用于稠油冷采的油/水/岩石界面改性剂的制备方法，其特征在于，所述的制备方法包括：在溶液聚合反应条件下，在引发剂和溶剂的存在下，采用一锅法使2-烷基丙烯酰胺、2-长链烷基丙烯酰氧乙基磷酸胆碱以及2-烷基-2-丙烯酰胺基丙磺酸盐在水溶液进行聚合反应，其中，所述引发剂为过硫酸钾、偶氮二异丁脒盐酸盐、偶氮二异丁咪唑啉盐酸盐和过硫酸铵中的一种；所述2-烷基丙烯酰胺的结构如式(1)所示，所述2-长链烷基丙烯酰氧乙基磷酸胆碱的结构如式(2)所示，所述2-烷基-2-丙烯酰胺基丙磺酸盐的结构如式(3)所示；
其中，R1为C1-C4的正构烷基或异构烷基；R2为C5-C20的正构烷基或异构烷基；R3为C2-C18的正构烷基或异构烷基。
2.如权利要求1所述用于稠油冷采的油/水/岩石界面改性剂的制备方法，其特征在于，所述R1为C1-C4的正构烷基或异构烷基包括甲基、乙基、正丙基、异丙基、正丁基、仲丁基、异丁基、叔丁基。
3.如权利要求2所述用于稠油冷采的油/水/岩石界面改性剂的制备方法，其特征在于，所述R1为C2-C3的正构烷基。
4.如权利要求1所述用于稠油冷采的油/水/岩石界面改性剂的制备方法，其特征在于，所述R2为C10～C16正构烷基或异构烷基。
5.如权利要求4所述用于稠油冷采的油/水/岩石界面改性剂的制备方法，其特征在于，所述R2为C12的正构烷基。
6.如权利要求1所述用于稠油冷采的油/水/岩石界面改性剂的制备方法，其特征在于，R3为C4-C16的正构烷基。
7.如权利要求6所述用于稠油冷采的油/水/岩石界面改性剂的制备方法其特征在于，R3为C8-C12的正构烷基。
8.如权利要求1所述用于稠油冷采的油/水/岩石界面改性剂的制备方法，其特征在于，所述2-烷基丙烯酰胺、2-长链烷基丙烯酰氧乙基磷酸胆碱和2-烷基-2-丙烯酰胺基丙磺酸盐摩尔比例为1:0.015～5:0.001～15。
9.如权利要求8所述用于稠油冷采的油/水/岩石界面改性剂的制备方法，其特征在于，所述2-烷基丙烯酰胺、2-长链烷基丙烯酰氧乙基磷酸胆碱和2-烷基-2-丙烯酰胺基丙磺酸盐摩尔比例为1:0.2～0.5:0.1～0.5。
10.如权利要求9所述用于稠油冷采的油/水/岩石界面改性剂的制备方法，其特征在于，所述2-烷基丙烯酰胺、2-长链烷基丙烯酰氧乙基磷酸胆碱和2-烷基-2-丙烯酰胺基丙磺酸盐摩尔比例为1:0.35:0.25。
11.如权利要求1所述用于稠油冷采的油/水/岩石界面改性剂的制备方法，其特征在于，所述引发剂为偶氮二异丁脒盐酸盐或偶氮二异丁咪唑啉盐酸盐。
12.如权利要求1或11所述用于稠油冷采的油/水/岩石界面改性剂的制备方法，其特征在于，所述引发剂的用量为2-烷基丙烯酰胺质量的0.05～0.2％。
13.如权利要求12所述用于稠油冷采的油/水/岩石界面改性剂的制备方法，其特征在于，所述引发剂的用量为2-烷基丙烯酰胺质量的0.08～0.15％。
14.如权利要求1所述用于稠油冷采的油/水/岩石界面改性剂的制备方法，其特征在于，所述溶剂为纯净水，用量为2-烷基丙烯酰胺质量的5～10倍。
15.一种用于稠油冷采的油/水/岩石界面改性剂，其特征在于，所述界面改性剂的结构如式(4)所示：
其中：
x＝200～20000；
y＝30～1000；
z＝20～3000；
R1为C1-C4的正构烷基或异构烷基；
R2为C5-C20的正构烷基或异构烷基；
R3为C2-C18的正构烷基或异构烷基。
16.如权利要求15所述用于稠油冷采的界面改性剂作为降粘剂在稠油油藏化学冷采中的应用。
17.如权利要求16所述应用，其特征在于，所应用的油藏温度小于95℃，地层水矿化度小于200000mg/L，原油粘度低于10000mPa.s。
18.如权利要求16所述应用，其特征在于，所述应用的界面改性剂使用浓度不低于200mg/L。
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