本發(fā)明涉及油氣藏開采以及油氣田地層保護領域，具體涉及一種解水鎖劑及其制備方法和在油氣藏解水鎖中的應用。

背景技術：

1、在開采過程中，由于鉆井液、固井液、完井液以及增產(chǎn)措施中壓裂液、酸化液等各種外來流體侵入儲層時很難完全排出，從而使近井地帶儲層的含水飽和度增加、流體滲透率降低，產(chǎn)生水鎖傷害，造成油、氣井產(chǎn)能下降。同時，隨著油氣藏開發(fā)的進行，儲層能量不斷衰減，近井地帶儲層壓降梯度不斷增大，當壓降梯度高于儲層原始平衡水相流動所需的啟動壓差時，近井地帶原始平衡狀態(tài)的水相極易在井底形成積液。由于儲層能量的降低，當井底積液不能被所產(chǎn)油氣帶出井口時，將在地層中發(fā)生反向滲吸，使含水飽和度進一步升高，加劇水鎖傷害，影響產(chǎn)能。特別是在低滲透儲層，國內外研究表明，水鎖傷害是低滲透油氣藏最主要、最嚴重的傷害類型之一，損害率一般為70％～90％，一旦受到傷害，油氣藏滲透性恢復非常困難，長期影響單井產(chǎn)能、開采效率，增加開發(fā)成本。因此，預防和解除水鎖傷害是實現(xiàn)油氣田穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)的重要課題。

2、水鎖傷害受到流體表/界面張力、毛細管潤濕角的影響，而地層巖石的孔喉半徑、地層壓力、外來流體侵入深度以及流體粘度等加劇了水鎖傷害的發(fā)生。目前，油氣藏解除水鎖傷害的技術手段，包括采用增大生產(chǎn)壓力、熱力清洗、地層壓裂等物理手段，但是最主要的解水鎖方法為使用解水鎖劑。解水鎖劑的工作原理為利用表面活性劑等藥劑來降低水的表面張力、調控地層潤濕性等，進而促進油氣藏地層中堵塞水的排出，從而達到解除水鎖傷害的效果。但是，還是存在著解水鎖效果不佳、滲透率恢復率低的問題。

3、本發(fā)明旨在提出一種解水鎖劑及其制備方法和在油氣藏解水鎖中的應用。

技術實現(xiàn)思路

1、為了解決現(xiàn)有技術中存在的問題，本發(fā)明提出一種適用于油氣藏解水鎖的化學劑。具體地說涉及一種油氣藏解水鎖劑及其制備方法和應用。本發(fā)明提供的解水鎖劑能夠降低水的表面張力，將強水濕基質表面調控為中性潤濕甚至疏水，大幅恢復發(fā)生水鎖傷害的巖心滲透率，有效解除油氣藏水鎖帶來的傷害。

2、為此，本發(fā)明的目的之一是提供一種解水鎖劑，包括陽離子型氟表面活性劑、兩性離子型表面活性劑；其中，所述陽離子型氟表面活性劑，其結構如下式(i)所示：

3、

4、其中，r1、r2、r3、r4分別獨立選自c1～c20烷基和取代的c1～c20烷基中的至少一種；

5、n選自1～20之間的任一整數(shù)；

6、m選自1～20之間的任一整數(shù)；

7、x為平衡電荷的一價陰離子。

8、在一些具體實施方式中，優(yōu)選地，r1、r2、r3、r4分別獨立選自c1～c6烷基和取代的c1～c6烷基中的至少一種；n為4～12之間的任一整數(shù)；m為1～8之間的任一整數(shù)；x選自鹵素離子中的任一種。

9、在一些具體實施方式中，優(yōu)選地，所述解水鎖劑還含有增效助劑。

10、在一些具體實施方式中，優(yōu)選地，所述增效助劑選自c1-c10的醛、c1-c10的酮、c1-c10的醚、c1-c10的胺、c1-c10的醇胺、c1-c10的酰胺中的至少一種；進一步優(yōu)選自c1-c6的醚、c1-c6的酰胺中的至少一種；更進一步優(yōu)選自c1-c4的醚、c1-c4的酰胺中的至少一種；最優(yōu)選為甲醚、甲基乙烯基醚、甲乙醚、乙二醇甲醚、乙基乙烯基醚、乙醚、尿素、甲酰胺、n-甲基乙酰胺的至少一種。

11、在一些具體實施方式中，優(yōu)選地，所述陽離子型氟表面活性劑、兩性離子型表面活性劑、增效助劑的質量比為(5～25):(5～25):(1～10)。

12、在一些具體實施方式中，優(yōu)選地，所述兩性離子型表面活性劑選自咪唑啉型表面活性劑、氨基酸型表面活性劑、甜菜堿型表面活性劑中的至少一種，優(yōu)選自氨基酸型表面活性劑和/或甜菜堿型表面活性劑，更優(yōu)選為甜菜堿型表面活性劑。

13、在一些具體實施方式中，優(yōu)選地，所述解水鎖劑還含有溶劑；所述溶劑選自水和/或小分子有機溶劑的至少一種；優(yōu)選地，所述水選自去離子水和/或含無機礦物質的水；優(yōu)選地，所述小分子有機溶劑選自小分子醇的至少一種；優(yōu)選地，所述小分子醇選自c1～c6一元醇、c2～c6二元醇和c3～c6多元醇中的至少一種，更優(yōu)選地，所述小分子醇選自c1～c3一元醇、c2～c3二元醇和丙三醇中的至少一種。

14、在一些具體實施方式中，優(yōu)選地，所述溶劑選自水和小分子有機溶劑的混合物，所述溶劑中，小分子有機溶劑和水的質量比為(0～10):10且大于0，優(yōu)選為(2～10):10。

15、在具體實施中，以占所述解水鎖劑總的質量百分數(shù)計，所述的解水鎖劑各組分的質量分數(shù)分別為陽離子型氟表面活性劑5％～25％，兩性離子型表面活性劑5％～25％，增效助劑1％～10％，其余還可以包括其他油田常用助劑和溶劑，或者余量為溶劑。

16、本發(fā)明目的之二是提供所述的解水鎖劑的制備方法，可包括以下步驟：

17、將所述的陽離子型氟表面活性劑、兩性離子型表面活性劑、部分溶劑混合溶解；然后加入增效助劑與剩余溶劑，攪拌混合均勻，得到所述的解水鎖劑。

18、本發(fā)明目的之三是提供本發(fā)明目的之一所述的解水鎖劑或者本發(fā)明目的之二的所述制備方法制備的解水鎖劑的應用，例如在油氣藏解除水鎖傷害中的應用但并不限于此。

19、在上述技術方案中，所述應用并無特殊限定，本領域技術人員可以根據(jù)現(xiàn)有解水鎖施工工藝加以利用。例如但不限定，以陽離子型氟表面活性劑、兩性離子型表面活性劑、增效助劑的有效質量分數(shù)之和計，將解水鎖劑用水稀釋至有效濃度為0.001％～10w.t.％，將一定量的該解水鎖劑注入油、水、氣井中。所述水可選自去離子水和/或含無機礦物質的水，具體地，所述含無機礦物質的水可選自自來水、河/湖水和油氣田地層水中的至少一種。

20、在上述技術方案中，本發(fā)明提供的解水鎖劑在具體現(xiàn)場施工中，可以與目前油氣藏現(xiàn)有的酸化施工及其它施工工藝配合使用，既鹽酸和緩蝕劑體系對本發(fā)明所述解水鎖化學劑性能并無負面影響。

21、本發(fā)明人在研究中發(fā)現(xiàn)本發(fā)明所述的陽離子型氟表面活性劑、兩性離子型表面活性劑，通過復配，可以使得各組分之間相互作用，協(xié)同增效。既能充分發(fā)揮陽離子型氟表面活性劑超高表面活性的特點，大幅降低流體的表面張力，同時兩性離子型表面活性劑的加入可以進一步提升兩種表面活性劑的效率。特定配比的陽離子型氟表面活性劑和兩性離子型表面活性劑復配使用時，可以大幅提升體系的表界面性能以及潤濕性調控能力，并且通過其電荷特點促進表面活性劑組合物在地層基質表面的合理吸附，營造基質低能表面，促進地層中水的排出，發(fā)揮較佳的油氣藏解水鎖效果。此外，增效助劑作為小分子活性物質，其加入可以進一步增強解水鎖劑體系活性，提高體系本身和堵塞流體的流動性，更好地發(fā)揮解水鎖劑的油氣藏解水鎖效果。

22、本發(fā)明的有益效果：

23、本發(fā)明提供的解水鎖化學劑，通過將陽離子型氟表面活性劑、兩性離子型表面活性劑進行組合，能夠使得各組分之間相互作用，協(xié)同增效，大幅降低水的表面張力，尤其是能夠將水的表面張力降低至小于20mn/m。并且，能夠將強水濕基質表面調控為中性潤濕，使得接觸角可達100°以上，并由此促進地層中堵塞流體的排出，，巖心滲透率恢復率可達80％以上，可以起到有效解除油氣藏水鎖傷害的技術效果。