CN117987120A - 一种油气藏解水锁化学剂及其制备方法和应用 - Google Patents

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Abstract

本发明提供了一种油气藏解水锁化学剂及其制备方法和应用。所述油气藏解水锁化学剂由包括阴离子型氟表面活性剂、两性离子型表面活性剂、增效助剂和溶剂在内的原料制备而得；以油气藏解水锁化学剂总重为100％计，阴离子型氟表面活性剂1％～40％；两性离子型表面活性剂1％～40％；增效助剂0.5％～20％；余量为溶剂。制得的解水锁化学剂，各组分之间相互作用，协同增效，大幅降低水的表面张力，能够将强水湿基质表面调控为中性润湿，表观粘度较低，成本较低，稳定性更好。

Description

一种油气藏解水锁化学剂及其制备方法和应用
技术领域
本发明涉及油气藏开采领域和油气藏地层保护、地层修复领域，进一步地说，是涉及一种油气藏解水锁化学剂及其制备方法和应用。
背景技术
水锁伤害是油气藏开发过程中普遍存在的问题。例如，在钻井，完井，修井及开采作业过程中，由于大量施工液体的引入，经常出现外来流体在多孔介质中滞留的现象使储层渗透率及油气相对渗透度都明显降低。又例如，在油气藏开发后期，随着生产时间延长，一些高压低产井的生产压差会逐渐增大，导致储层外围地层中的束缚水逐渐流入近井地带，造成水锁。此外，油气藏中的水锁伤害概念也可延伸成液锁伤害。例如，在天然气藏中特别是含凝析油天然气藏中，由于气井生产过程中不断产生的凝析油逐渐凝结聚集于天然气井井底，当井底累积的水和凝析油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，产生水锁伤害和凝析油伤害，影响气井产能，这都属于液锁伤害。特别是在低渗透油气藏中，由于其储层普遍具有低孔、低渗的特点，流体的流动通道窄，渗流阻力大，界面间相互作用力大，这使得水锁、液锁伤害尤为突出。
水锁伤害一旦发生，将极大程度影响油气藏的产能。因此，如何预防和解除水锁伤害是实现油气田稳产增产的重要课题之一。
水锁伤害产生的主要原因有两个方面，包括毛细管自吸和液相滞留，受到流体表/界面张力、毛细管润湿角的影响，而地层岩石的孔喉半径、地层压力、外来流体侵入深度以及流体粘度等加剧了水锁伤害和凝析油伤害的发生。目前，油气藏解除水锁伤害的技术手段，包括采用增大生产压力、热力清洗、地层压裂等物理手段，但是最主要的解水锁方法为使用解水锁化学剂。解水锁化学剂的工作原理为利用表面活性剂等药剂来降低水的表面张力、调控地层润湿性等，进而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。而对于存在凝析油伤害的天然气藏，则需要相应解水锁化学剂具有良好润湿性调控性能，使得地层基质在处理后接近中性润湿，从而实现排出地层中造成伤害的流体的效果。
现有技术的解水锁剂主要的思路是降低表面张力，其调控润湿性(接触角数据)和降低粘度的性质关注较少或者性能不佳；新报道技术中有包含生物表面活性剂的新型解水锁剂，其成本较高，性能稳定性不好。因此，有必要研究一种适用于油气藏解水锁用的化学剂，可以用常规的表面活性剂制备，降低其成本，提高性能稳定性，同时具有低表面张力、好的润湿性、粘度较低等性能。
发明内容
为了解决现有技术中存在的技术问题，本发明提供了一种油气藏解水锁化学剂及其制备方法和应用。
本发明提供的解水锁化学剂能够降低水的表面张力，将强水湿基质表面调控为中性润湿，同时具有降低流体粘度的作用，可以有效解除油气藏水锁以及液锁带来的伤害。
本发明提供的解水锁化学剂，通过将两类表面活性剂进行组合，能够使得各组分之间相互作用，协同增效。既能充分发挥阴离子型氟表面活性剂超高表面活性的特点，大幅降低流体的表面张力，同时两性离子型表面活性剂的加入可以进一步提升两种表面活性剂的效率。特定配比的阴离子型氟表面活性剂和两性离子型表面活性剂复配使用时，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，并且通过其电荷特点促进表面活性剂组合物在地层基质表面的合理吸附，有效发挥其润湿性调控能力，营造基质低能表面，促进地层中堵塞水、油的排出，起到良好的解水锁作用。此外，增效助剂作为水结构破坏剂，其加入可以一定程度破坏水分子之间相互作用，使得整个体系的表观粘度降低，提升造成伤害流体的流动性，进一步促进水锁的解除。小分子溶剂的加入，既是提升整个化学剂体系的溶解性，同时也部分起到降低体系粘度的作用。
本发明的目的之一是提供一种油气藏解水锁化学剂。
所述油气藏解水锁化学剂包括阴离子型氟表面活性剂、两性离子型表面活性剂和增效助剂；
以油气藏解水锁化学剂总重为100％计，
阴离子型氟表面活性剂1～40％；优选5～20％；
两性离子型表面活性剂1～40％；优选5～30％；
增效助剂0.5～20％；优选5～10％。
本发明的一种优选的实施方式中，
所述阴离子型氟表面活性剂为氟烷基聚醚酸盐、氟烷基聚醚酸酯盐中的至少一种；
所述阴离子型氟表面活性剂的结构式优选为：
其中，R为C1～C20亚烷基、取代的C1～C20亚烷基中的至少一种，优选地，R为C1～C6亚烷基、取代的C1～C6亚烷基中的至少一种；
n为1～20之间的整数，优选为4～12之间的整数；
x、y分别独立地选自0～40中的任意整数，优选选自2～20中的任意整数，更优选选自8～20中的任意整数；
X选自—COOM、—SO3M、—OSO3M、—OPO3M2中的一种，X优选为—COOM、—SO3M，即所述阴离子型氟表面活性剂优选为氟烷基聚醚酸盐的至少一种；其中M为平衡电荷的阳离子，M优选为Na+、K+或NH4 +。
阴离子型氟表面活性剂可直接购买获得或者根据现有技术公开的制备方法制得。例如，可通过相应氟烷基酰氯与一定比例环氧丙烷、环氧乙烷反应制得非离子型氟表面活性剂，进而通过羧化、磺化等反应制得对应阴离子型表面活性剂。
举例具体制备方法如下：
以相应市售氟烷基酰氯为原料，参考专利CN114479810A关于聚氧乙烯聚氧丙烯醚非离子型表面活性剂的制备方法，加入与氟烷基酰氯一定摩尔比的环氧丙烷、环氧乙烷(根据目标分子PO、EO数确定)，加入氟烷基酰氯1-3wt％质量的碱性催化剂，以100-180℃反应6-12小时，即可得非离子型氟表面活性剂；以制得的非离子型氟表面活性剂为原料，参考专利CN103540303A关于阴离子型表面活性剂的合成方法，将非离子型氟表面活性剂、催化剂按照摩尔比1：1～5加入反应釜，在20～100℃碱化1～10小时，而后加入磺化试剂或羧化试剂，其中非离子型氟表面活性剂：磺化试剂或羧化试剂的摩尔比为1：1～4，升温至50～100℃继续反应1～20小时，而后加入盐酸中和至pH<3，并进行油水分离，油相加入碱液进行中和，最后得到磺酸盐或醚羧酸盐型氟表面活性剂。
本发明的一种优选的实施方式中，
所述两性离子型表面活性剂可以采用市售的商品型产品，优选为咪唑啉型表面活性剂、氨基酸型表面活性剂、甜菜碱型表面活性剂中的至少一种；更优选为甜菜碱型表面活性剂；所述两性离子型表面活性剂优选为R'3NCHCaH2a+1COOY、CbH2b+1R'2NR”COOY、CcH2c+1R'2NR”SO3Y中的至少一种；其中，R'为C1～8的烷基和/或取代烷基；R”为C1～10的亚烷基或取代亚烷基；Y为平衡电荷的阳离子，Y优选为Na+、K+或NH4 +；a、b、c分别独立地选自1～30的整数；
所述两性离子型表面活性剂更优选为(CH3)3NCHC12H25COOK、C16H33(CH3)2NCH2COONa、C14H29N(CH3)2C2H4SO3Na、C8H17N(CH3)2CH2CH(OH)CH2SO3Na中的至少一种；
所述增效助剂为尿素、甲酰胺、N-甲基乙酰胺、胍盐中的至少一种；优选为尿素、甲酰胺中的至少一种。
本发明的一种优选的实施方式中，
所述油气藏解水锁化学剂还包括溶剂，溶剂用量为余量。
本发明的一种优选的实施方式中，
所述溶剂为水、小分子有机溶剂中的至少一种；优选地，
所述水为去离子水、含无机矿物质的水中的至少一种；和/或，
所述小分子有机溶剂为小分子醇、小分子醚、小分子醛、小分子酮、小分子胺、小分子醇胺中的至少一种。
本发明的一种优选的实施方式中，
所述含无机矿物质的水为自来水、河水、湖水、油气田地层水中的至少一种；和/或，
所述小分子醇为C1～C6一元醇、C2～C6二元醇、C3～C6多元醇中的至少一种，优选地，所述小分子醇为C1～C3一元醇、C2～C3二元醇、丙三醇中的至少一种；和/或，
所述小分子醚为C1～C6一元醚中的至少一种，优选地，所述小分子醚为甲醚、甲基乙烯基醚、甲乙醚、乙二醇甲醚、乙基乙烯基醚、乙醚的至少一种。
本发明的一种优选的实施方式中，
所述溶剂为水和小分子有机溶剂时，所述小分子有机溶剂和水的质量比为(0～10)：10，优选为(1～10)：10。
本发明的目的之二是提供一种油气藏解水锁化学剂的制备方法，包括以下步骤：
将所述的阴离子型氟表面活性剂、两性离子型表面活性剂、部分溶剂混合溶解；然后加入所述增效助剂与剩余溶剂，搅拌混合均匀，得到所述的油气藏解水锁化学剂；优选地，部分溶剂的质量占溶剂总质量的50～100％，剩余溶剂占溶剂总质量的0～50％。
溶剂分两步加，是因为表面活性剂的水溶液能够形成独特的胶束结构，优选先溶解两种表面活性剂两种不同类型表活剂组合先在水溶液中组合稳定后，然后再加入助剂。
本发明的目的之三是提供一种油气藏解水锁化学剂在油气藏解除水锁伤害中的应用。
本领域技术人员可以根据现有解水锁施工工艺加以利用，例如但不限定，以阴离子型氟表面活性剂、两性离子型表面活性剂、增效助剂的有效质量分数之和计，用水稀释至有效浓度为0.001％～10w.t.％后，将一定量的该解水锁剂注入油、水、气井中。所述水可选自去离子水和/或含无机矿物质的水，具体地，所述含无机矿物质的水可选自自来水、河/湖水和油气田地层水中的至少一种。本发明提供的解水锁化学剂在具体现场施工中，可以与目前油气藏现有的酸化施工配合使用，既盐酸和缓蚀剂体系对本发明所述解水锁化学剂性能并无负面影响。
本发明的一种优选的实施方式中，
以阴离子型氟表面活性剂、两性离子型表面活性剂、增效助剂的质量分数之和计，所述油气藏解水锁化学剂使用时用水稀释至质量浓度为0.001％～10％，优选为0.01％～2％；具体例如0.05％、0.1％、0.5％、1％、1.5％、2％。
与现有技术相比，本发明的有益效果：
本发明提供的解水锁化学剂，通过将阴离子型氟表面活性剂、两性离子型表面活性剂进行组合，能够使得各组分之间相互作用，协同增效，大幅降低水的表面张力，尤其是能够将水的表面张力降低至小于20mN/m。并且，能够将强水湿基质表面调控为中性润湿，并由此促进地层中堵塞流体的排出。进一步地，通过控制特定配比的阴离子型氟表面活性剂和两性离子型表面活性剂复配使用，所得到的表面活性剂组合物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，尤其当合适比例的两性离子型表面活性剂的加入，可有效控制化学剂体系在负电性基质表面的合理吸附，有效调控强水湿表面为中性，促进地层中堵塞流体的排出，有效解除油气藏水锁伤害。增效助剂的加入可以降低整个体系的表观粘度，提升造成伤害流体的流动性，进一步促进水锁的解除。小分子溶剂的加入，既提升体系的溶解性，也部分起到降低体系粘度的作用。
本发明制得的解水锁化学剂稳定性更好，具有良好的耐温、耐盐性能，可在120℃及以下温度、100000mg/L NaCl矿化度条件下保持性能稳定，具有宽泛的温度、盐度适应范围，可用于多种地层条件的解水锁施工中。
本发明所用的阴离子型氟表面活性剂、两性离子型表面活性剂均为常规工业用表面活性剂，成本较低，而目前生物表面活性剂通常由微生物等通过发酵工艺生产并分离提纯，其生产成本相较于化学合成表面活性剂偏高，同时，国内生物表面活性剂由于生产工艺和分离技术的限制，导致商业产品的纯度、有效组分比例等可能存在一定批次差异。
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。
实施例中所用原料均为常规市购原料；实施例与对比例中采用的原料，如果没有特别限定，那么均是现有技术公开的，例如可直接购买获得或者根据现有技术公开的制备方法制得。例如，所述阴离子型氟表面活性剂，可通过相应氟烷基酰氯与一定比例环氧丙烷、环氧乙烷反应制得非离子型氟表面活性剂，进而通过羧化、磺化等反应制得对应阴离子型表面活性剂；两性离子型表面活性剂均为市购。
【实施例1】
阴离子型氟表面活性剂的制备：加入与氟烷基酰氯摩尔比为1：10的环氧丙烷、摩尔比为1：16环氧乙烷，加入氟烷基酰氯2wt％质量的碱性催化剂，以150℃反应10小时，即可得非离子型氟表面活性剂；将得到的非离子型氟表面活性剂、碱性催化剂按照摩尔比1：3加入反应釜，在50℃碱化4小时，而后加入羧化试剂，其中非离子型氟表面活性剂：羧化试剂的摩尔比为1：2，升温至80℃继续反应10小时，而后加入盐酸中和至pH<3，并进行油水分离，油相加入碱液进行中和，最后得到阴离子型氟表面活性剂C10F21CH2O(PO)10(EO)16C3H6COONa；
解水锁化学剂由以下质量分数的原料组成：阴离子型氟表面活性剂C10F21CH2O(PO)10(EO)16C3H6COONa 20％、两性离子型表面活性剂(CH3)3NCHC12H25COOK 30％、甲酰胺5％，溶剂45％，溶剂为质量比4:1:1的去离子水、甲基乙烯基醚与乙醇。
制备方法：将上述两种表面活性剂和一半的溶剂混合后搅拌使其溶解完全；补充加入甲酰胺和剩余溶剂，搅拌混合均匀，得到解水锁化学剂。
【实施例2】
阴离子型氟表面活性剂的制备：与实施例1的区别在于：氟烷基酰氯与环氧丙烷、环氧乙烷的摩尔比为1：8：8，阴离子型表面活性剂合成时选用磺化试剂；其他均与实施例1相同，制得阴离子型氟表面活性剂C4F9CH2O(PO)8(EO)8C2H4SO3Na。
解水锁化学剂由以下质量分数的原料组成：阴离子型氟表面活性剂C4F9CH2O(PO)8(EO)8C2H4SO3Na 10％、两性离子型表面活性剂C16H33(CH3)2NCH2COONa 20％、尿素10％，溶剂60％，溶剂为质量比1:1的去离子水与乙醇。
解水锁化学剂的制备方法同实施例1。
【实施例3】
阴离子型氟表面活性剂的制备：与实施例1的区别在于：氟烷基酰氯与环氧丙烷、环氧乙烷的摩尔比为1：4：10；其他均与实施例1相同，制得阴离子型氟表面活性剂C6F13CH2O(PO)4(EO)10CH2OPO3Na2。
解水锁化学剂由以下质量分数的原料组成：阴离子型氟表面活性剂C6F13CH2O(PO)4(EO)10CH2OPO3Na2 5％、两性离子型表面活性剂C14H29N(CH3)2C2H4SO3Na 15％、N-甲基乙酰胺8％，溶剂72％，溶剂为去离子水。
解水锁化学剂的制备方法同实施例1。
【实施例4】
阴离子型氟表面活性剂的制备：与实施例1的区别在于：氟烷基酰氯与环氧丙烷、环氧乙烷的摩尔比为1：12：18；其他均与实施例1相同，制得阴离子型氟表面活性剂C12F25CH2O(PO)12(EO)18CH2COONa。
解水锁化学剂由以下质量分数的原料组成：阴离子型氟表面活性剂C12F25CH2O(PO)12(EO)18CH2COONa 20％、两性离子型表面活性剂C8H17N(CH3)2CH2CH(OH)CH2SO3Na 10％、尿素5％，溶剂65％，溶剂为质量比10:1的去离子水与甲醇。
解水锁化学剂的制备方法同实施例1。
【对比例1】
与实施例1的区别为：没有加两性离子型表面活性剂(CH3)3NCHC12H25COOK，其用量用等量阴离子型氟表面活性剂C10F21CH2O(PO)10(EO)16C3H6COONa替换，即阴离子型氟表面活性剂的质量分数为50％；
其他原料组成、制备方法均与实施例1相同，得到解水锁化学剂。
【对比例2】
与实施例1的区别为：没有加阴离子型氟表面活性剂C10F21CH2O(PO)10(EO)16C3H6COONa，其用量用等量两性离子型表面活性剂(CH3)3NCHC12H25COOK替换，即两性离子型表面活性剂的质量分数为50％；
其他原料组成、制备方法均与实施例1相同，得到解水锁化学剂。
【对比例3】
与实施例1的区别为：没有加甲酰胺，其用量用等量溶剂补齐，即溶剂的质量分数为50％；
其他原料组成、制备方法均与实施例1相同，得到解水锁化学剂。
【对比例4】
解水锁化学剂由以下质量分数的原料组成：阴离子型氟表面活性剂C10F21CH2O(PO)10(EO)16C3H6COONa 2.5％、两性离子型表面活性剂(CH3)3NCHC12H25COOK 45％、溶剂52.5％，溶剂为质量比4:1:1的去离子水、甲基乙烯基醚与乙醇。
解水锁化学剂的制备方法与实施例1相同，得到解水锁化学剂。
将实施例1～4和对比例1～4制备的解水锁化学剂分别用去离子水稀释至0.1w.t.％的有效浓度，并按照《GB/T 22237-2008表面活性剂表面张力的测定》，测定各解水锁剂的表面张力，测定结果见表1。
表1
样品 表面张力(mN/m)
实施例1 15.5
实施例2 15.9
实施例3 16.8
实施例4 16.1
对比例1 17.1
对比例2 28.7
对比例3 16.4
对比例4 27.9
由表1可知，本发明实施例1～4提供的表面活性剂组合物具有更低的表面张力。尤其是，如实施例1和对比例1～2的比较可知，采用阴离子型氟表面活性剂、两性离子型表面活性剂复配的组合方式，由于各组分之间相互作用，协同增效，能够更大幅度降低水的表面张力。
测试实施例1～4和对比例1～4制备的解水锁化学剂的接触角，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1～4和对比例1～4制备的解水锁化学剂分别稀释至0.1w.t.％有效浓度得到测试溶液，将石英片浸没于溶液中24h，取出自然晾干。(一)测试水与处理后的石英片的接触角1，测试结果见表2；(二)将玻璃片浸没于水中，测试水中正辛烷与玻璃片的接触角2，测试结果见表3。
表2
样品 接触角1(°)
实施例1 105.9
实施例2 99.1
实施例3 98.2
实施例4 95.9
对比例1 69.5
对比例2 51.8
对比例3 92.1
对比例4 70.0
表3
样品 接触角2(°)
实施例1 103.7
实施例2 102.5
实施例3 100.2
实施例4 100.9
对比例1 79.7
对比例2 22.3
对比例3 98.1
对比例4 52.2
由表2、3可知，本发明实施例1～4提供的解水锁化学剂可以将强水湿基质表面调控为中性润湿。尤其是，如实施例1和对比例1～2比较可知，采用阴离子型氟表面活性剂、两性离子型表面活性剂复配的组合方式，由于各组分之间相互作用，协同增效，能够展现显著优于单种化学剂的润湿性调控性能。
将上述实施例1～4及对比例1～4制得的解水锁化学剂稀释至0.1w.t.％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4。
表4
样品 粘度(mPa·s)
实施例1 0.89
实施例2 0.88
实施例3 0.95
实施例4 0.91
对比例1 0.92
对比例2 0.93
对比例3 1.08
对比例4 1.02
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；地层润湿性偏中性，产生伤害的流体例如水和凝析油越不易于粘附于地层基质表面，进而使产生水锁伤害的液体尽快排出；流体粘度越低，产生伤害的液体排出速度越快。实施例1～4稀释至0.1w.t.％的粘度为0.89mPa·s～0.95mPa·s，与未加入增效助剂的对比例3～4相比(粘度分别为1.08mPa·s、1.02mPa·s)，流体粘度更低，液体排出速度更快。
实施例1～4制得的解水锁化学剂，各组分之间相互作用，协同增效，大幅降低水的表面张力，能够将水的表面张力降低至小于20mN/m；并且能够将强水湿基质表面调控为中性润湿，并由此促进地层中堵塞流体的排出；整个体系的表观粘度较低，提升造成伤害流体的流动性，进一步促进水锁的解除；且本发明所用的阴离子型氟表面活性剂、两性离子型表面活性剂均为常规工业用表面活性剂，成本较低，具有良好的耐温、耐盐性能，稳定性更好，有利于实际中的使用和推广。

Claims (10)

1.一种油气藏解水锁化学剂，包括阴离子型氟表面活性剂、两性离子型表面活性剂和增效助剂；
以油气藏解水锁化学剂总重为100％计，
阴离子型氟表面活性剂1～40％；优选5～20％；
两性离子型表面活性剂1～40％；优选5～30％；
增效助剂0.5～20％；优选5～10％。
2.如权利要求1所述的油气藏解水锁化学剂，其特征在于：
所述阴离子型氟表面活性剂为氟烷基聚醚酸盐、氟烷基聚醚酸酯盐中的至少一种；
所述阴离子型氟表面活性剂的结构式优选为：
其中，R为C1～C20亚烷基、取代的C1～C20亚烷基中的至少一种，优选地，R为C1～C6亚烷基、取代的C1～C6亚烷基中的至少一种；
n为1～20之间的整数，优选为4～12之间的整数；
x、y分别独立地选自0～40中的任意整数，优选选自2～20中的任意整数，更优选选自8～20中的任意整数；
X选自—COOM、—SO3M、—OSO3M、—OPO3M2中的一种，其中M为平衡电荷的阳离子，M优选为Na+、K+或NH4 +。
3.如权利要求1所述的油气藏解水锁化学剂，其特征在于：
所述两性离子型表面活性剂为咪唑啉型表面活性剂、氨基酸型表面活性剂、甜菜碱型表面活性剂中的至少一种；所述两性离子型表面活性剂优选为R'3NCHCaH2a+1COOY、CbH2b+1R'2NR”COOY、CcH2c+1R'2NR”SO3Y中的至少一种；其中，R'为C1～8的烷基和/或取代烷基；R”为C1～10的亚烷基或取代亚烷基；Y为平衡电荷的阳离子，Y优选为Na+、K+或NH4 +；a、b、c分别独立地选自1～30的整数；所述两性离子型表面活性剂更优选为(CH3)3NCHC12H25COOK、C16H33(CH3)2NCH2COONa、C14H29N(CH3)2C2H4SO3Na、C8H17N(CH3)2CH2CH(OH)CH2SO3Na中的至少一种；和/或，
所述增效助剂为尿素、甲酰胺、N-甲基乙酰胺、胍盐中的至少一种。
4.如权利要求1所述的油气藏解水锁化学剂，其特征在于：
所述油气藏解水锁化学剂还包括溶剂，溶剂用量为余量。
5.如权利要求4所述的油气藏解水锁化学剂，其特征在于：
所述溶剂为水、小分子有机溶剂中的至少一种；优选地，
所述水为去离子水、含无机矿物质的水中的至少一种；和/或，
所述小分子有机溶剂为小分子醇、小分子醚、小分子醛、小分子酮、小分子胺、小分子醇胺中的至少一种。
6.如权利要求5所述的油气藏解水锁化学剂，其特征在于：
所述含无机矿物质的水为自来水、河水、湖水、油气田地层水中的至少一种；和/或，
所述小分子醇为C1～C6一元醇、C2～C6二元醇、C3～C6多元醇中的至少一种，优选地，所述小分子醇为C1～C3一元醇、C2～C3二元醇、丙三醇中的至少一种；和/或，
所述小分子醚为C1～C6一元醚中的至少一种，优选地，所述小分子醚为甲醚、甲基乙烯基醚、甲乙醚、乙二醇甲醚、乙基乙烯基醚、乙醚的至少一种。
7.如权利要求5所述的油气藏解水锁化学剂，其特征在于：
所述溶剂为水和小分子有机溶剂时，所述小分子有机溶剂和水的质量比为(0～10)：10，优选为(1～10)：10。
8.一种如权利要求1～7之一所述油气藏解水锁化学剂的制备方法，所述方法包括以下步骤：
将所述的阴离子型氟表面活性剂、两性离子型表面活性剂、部分溶剂混合溶解；然后加入所述增效助剂与剩余溶剂，搅拌混合均匀，得到所述的油气藏解水锁化学剂；优选地，部分溶剂的质量占溶剂总质量的50～100％，剩余溶剂占溶剂总质量的0～50％。
9.一种如权利要求1～7之一所述油气藏解水锁化学剂在油气藏解除水锁伤害中的应用。
10.如权利要求9所述在油气藏解除水锁伤害中的应用，其特征在于：
以阴离子型氟表面活性剂、两性离子型表面活性剂、增效助剂的质量分数之和计，所述油气藏解水锁化学剂使用时用水稀释至质量浓度为0.001％～10％，优选为0.01％～2％。
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