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CN112961662A - 一种润湿反转剂、润湿反转液及压驱注水方法 - Google Patents

一种润湿反转剂、润湿反转液及压驱注水方法 Download PDF

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CN112961662A
CN112961662A CN202110157344.3A CN202110157344A CN112961662A CN 112961662 A CN112961662 A CN 112961662A CN 202110157344 A CN202110157344 A CN 202110157344A CN 112961662 A CN112961662 A CN 112961662A
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liquid
wetting
wetting reversal
anionic surfactant
water
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Application number
CN202110157344.3A
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张健
李海林
钟武
石刚
薛旭周
段超
阳仿勇
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Jereh Energy Services Corp
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Jereh Energy Services Corp
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Abstract

本发明公开了一种润湿反转剂、润湿反转液及压驱注水方法，涉及采油方法技术领域，用于提高油藏的开采率。该压驱注水方法包括以下步骤：步骤一、以超出破裂压力的泵注压力向油藏地层泵注压裂液，以形成裂缝网；步骤二、向裂缝网中泵注润湿反转液，润湿反转液包括润湿反转剂和第二溶剂，润湿反转剂包括第一阴离子表面活性剂和第一溶剂，第一阴离子表面活性剂包括硫酸酯阴离子表面活性剂和磺酸盐阴离子表面活性剂中的一种或两种，第一阴离子表面活性剂用于改变孔喉岩石表面的润湿性；步骤三、向裂缝网中泵注注入水，以驱替原油在裂缝网中流动。

Description

一种润湿反转剂、润湿反转液及压驱注水方法
技术领域
本发明涉及采油方法技术领域，尤其涉及一种润湿反转剂、润湿反转液及压驱注水方法。
背景技术
注水采油法是当依靠油藏天然能量采油证明不经济或不能保持一定采油速度时，人工向油藏中泵注注入水，以保持或补充油层能量的采油方法。
油田注水开发中，对注入水仅仅考虑到水质本身的要求，考核的指标有：悬浮固体含量、悬浮物颗粒直径中值、含油量、腐蚀速度等，而对于低渗透油藏，油藏孔喉岩石表面属于偏油润湿或油润湿相，孔喉岩石表面对于原油的结合力较强，泵注注入水时很难有效驱替原油，室内实验表明，对于低渗透油藏，使用注入水驱替原油时，原油驱替率不到30％，还有70％原油留在孔喉岩石表面上，形成“死油”，从而导致油藏的开采率较低。
发明内容
本发明的目的在于提供一种润湿反转剂，应用于注水采油工艺中，以提高油藏的开采率；本发明的目的还在于提供一种使用上述润湿反转剂的润湿反转液；本发明的目的还在于提供一种使用上述润湿反转液的压驱注水方法。
为实现上述目的，本发明所提供的润湿反转剂采用如下技术方案：
本申请的一些实施例中，该润湿反转剂用于注水采油工艺，该润湿反转剂包括第一阴离子表面活性剂和第一溶剂，第一阴离子表面活性剂包括硫酸酯阴离子表面活性剂和磺酸盐阴离子表面活性剂中的一种或两种，第一阴离子表面活性剂用于改变孔喉岩石表面的润湿性。
该润湿反转剂在使用时，被加注到润湿反转液溶剂中以形成润湿反转液，润湿反转液被泵注到油藏地层的孔喉中以起作用。
该润湿反转剂中包括硫酸酯阴离子表面活性剂和磺酸盐阴离子表面活性剂中的一种或两种，硫酸酯阴离子表面活性剂和磺酸盐阴离子表面活性剂在第一溶剂中会发生电离而产生带电离子基团，因为孔喉岩石表面带有一定的电荷，所以带电离子基团可以吸附到孔喉岩石表面，从而将吸附在孔喉岩石表面上的原油顶替出来，也相当于改变了孔喉岩石表面的润湿性，如此一来，在后续使用注入水驱替原油时，可以较为容易的驱替原油运动，进而提高原油的开采率。
本申请的一些实施例中，润湿反转剂还包括纳米粒子。纳米粒子可以削弱润湿反转液溶剂的分子之间的氢键作用，使润湿反转液溶剂中较大的分子转变为较小的分子，从而使得润湿反转液能够顺利进入到非常细小的孔喉中，用于改变非常细小的孔喉中孔喉岩石表面的润湿性，从而提高原油的开采率。
本申请的一些实施例中，纳米粒子、第一阴离子表面活性剂和第一溶剂的质量比为1：(100-200)：(150-250)。
本申请的一些实施例中，纳米粒子包括二氧化硅纳米粒子、硅纳米粒子、碳酸钙纳米粒子、氧化钙纳米粒子、氧化铜纳米粒子、氧化锌纳米粒子中的一种或多种。这些纳米粒子的效果较好，且成本较低。
本申请的一些实施例中，硫酸酯阴离子表面活性剂包括十二烷基硫酸钠、月桂醇硫酸钠、环烷硫酸钠、脂肪酰氨烷基硫酸钠中的一种或多种，磺酸盐阴离子表面活性剂包括十二烷基苯磺酸钠、十二烷基磺酸钠中的一种或两种。这些表面活性剂的效果较好，且成本较低。
本申请的一些实施例中，第一溶剂为水。水的成本较低，且不会造成污染。
本发明所提供的润湿反转液采用如下技术方案：
本申请的一些实施例中，该润湿反转液包括润湿反转剂和第二溶剂，润湿反转剂包括第一阴离子表面活性剂和第一溶剂，第一阴离子表面活性剂包括硫酸酯阴离子表面活性剂和磺酸盐阴离子表面活性剂中的一种或两种，第一阴离子表面活性剂用于改变孔喉岩石表面的润湿性。
第一阴离子表面活性剂和第一溶剂先混拌形成润湿反转剂，然后将润湿反转剂加入第二溶剂中，形成润湿反转液，润湿反转液被泵注到油藏地层的孔喉中以起作用；当然，润湿反转液中可能还有其他添加剂，与本发明的保护重点无关，此处不再赘述。
润湿反转剂中包括硫酸酯阴离子表面活性剂和磺酸盐阴离子表面活性剂中的一种或两种，硫酸酯阴离子表面活性剂和磺酸盐阴离子表面活性剂在第一溶剂中会发生电离而产生带电离子基团，因为孔喉岩石表面带有一定的电荷，所以带电离子基团可以吸附到孔喉岩石表面，从而将吸附在孔喉岩石表面上的原油顶替出来，也相当于改变了孔喉岩石表面的润湿性，如此一来，在后续使用注入水驱替原油时，可以较为容易的驱替原油运动，进而提高原油的开采率。
本申请的一些实施例中，润湿反转剂还包括纳米粒子。纳米粒子可以削弱第二溶剂的分子之间的氢键作用，使第二溶剂中较大的分子转变为较小的分子，从而使得润湿反转液能够顺利进入到非常细小的孔喉中，用于改变非常细小的孔喉中孔喉岩石表面的润湿性，从而提高原油的开采率。
本申请的一些实施例中，纳米粒子、第一阴离子表面活性剂和第一溶剂的质量比为1：(100-200)：(150-250)。
本申请的一些实施例中，纳米粒子包括二氧化硅纳米粒子、硅纳米粒子、碳酸钙纳米粒子、氧化钙纳米粒子、氧化铜纳米粒子、氧化锌纳米粒子中的一种或多种。这些纳米粒子的效果较好，且成本较低。
本申请的一些实施例中，硫酸酯阴离子表面活性剂包括十二烷基硫酸钠、月桂醇硫酸钠、环烷硫酸钠、脂肪酰氨烷基硫酸钠中的一种或多种，磺酸盐阴离子表面活性剂包括十二烷基苯磺酸钠、十二烷基磺酸钠中的一种或两种。这些表面活性剂的效果较好，且成本较低。
本申请的一些实施例中，第一溶剂为水。水的成本较低，且不会造成污染。
本申请的一些实施例中，润湿反转液还包括增效剂，增效剂包括粘土稳定剂、助排剂和第三溶剂，粘土稳定剂包括小阳离子聚合物和/或小分子有机物，助排剂包括非离子表面活性剂和/或第二阴离子表面活性剂。油藏地层中的粘土表面带有负电荷，而小阳离子聚合物和小分子有机物带有正电荷，所以小阳离子聚合物和小分子有机物能够较为牢固的吸附在粘土表面，从而抑制粘土的膨胀，且因为吸附力强，所以抗冲洗效果较好，损失率较低，用量较少，另外，小阳离子聚合物和小分子有机物的分子量小，不会影响油藏地层的渗透率。非离子表面活性剂和第二阴离子表面活性剂能够降低润湿反转液的表界面张力，使得润湿反转液更容易在油藏地层的孔喉内流动，在助排剂与油藏中的原油接触后，能够降低原油的表界面张力，从而使得原油能够较为容易的在油藏地层的孔喉内流动，更利于原油的开采。
本申请的一些实施例中，增效剂中，小阳离子聚合物的质量百分数为(5-20)wt％，小分子有机物的质量百分数为(5-20)wt％，非离子表面活性剂的质量百分数为(5-20)wt％，第二阴离子表面活性剂的质量百分数为(5-20)wt％，余量为第三溶剂。
本申请的一些实施例中，小阳离子聚合物包括二甲基二烯丙基氯化铵与丙烯酰胺的共聚物、聚环氧氯丙烷-二甲胺、聚三甲基烯丙基氯化铵、聚二甲基二烯丙基氯化铵中的一种或多种。
本申请的一些实施例中，小分子有机物包括六次甲基四胺盐酸盐、四甲基氯化铵和氯化胆碱中的一种或多种。
本申请的一些实施例中，第二阴离子表面活性剂包括烷基苯磺酸盐、α-烯烃磺酸盐、烷基硫酸盐、烷基磺酸盐、α-磺基单羧酸酯、脂肪酸磺烷基酯、琥珀酸酯磺酸盐、烷基萘磺酸盐、石油磺酸盐、木质素磺酸盐、羧酸盐和硬脂酸盐中的一种或多种。
本申请的一些实施例中，非离子表面活性剂包括烷基酚聚氧乙烯(10)醚、聚氧乙烯脱水山梨醇单油酸酯、山梨醇酐单月桂酸酯、山梨醇酐单棕榈酸酯、山梨醇酐单硬脂酸酯和失水山梨糖醇脂肪酸酯中的一种或多种。
本申请的一些实施例中，润湿反转液中，润湿反转剂的质量百分数为(0.1-0.2)wt％，增效剂的质量百分数为(0.1-0.2)wt％，余量为第二溶剂。
本申请的一些实施例中，第二溶剂和/或第三溶剂为水。水的成本较低，且不会造成污染。
本发明所提供的压驱注水方法采用如下技术方案：
本申请的一些实施例中，该压驱注水方法包括以下步骤：
步骤一、以超出破裂压力的泵注压力向油藏地层泵注压裂液，以形成裂缝网；
步骤二、向裂缝网中泵注润湿反转液，润湿反转液包括润湿反转剂和第二溶剂，润湿反转剂包括第一阴离子表面活性剂和第一溶剂，第一阴离子表面活性剂包括硫酸酯阴离子表面活性剂和磺酸盐阴离子表面活性剂中的一种或两种，第一阴离子表面活性剂用于改变孔喉岩石表面的润湿性；
步骤三、向裂缝网中泵注注入水，以驱替原油在裂缝网中流动。
该压驱注水方法中，通过超出破裂压力的泵注压力向油藏地层中泵注压裂液，从而形成裂缝网，进而提高油藏地层的渗透率，可以提高油藏的开采效率和开采量。形成裂缝网以后，向裂缝网中泵注润湿反转液，润湿反转液包括润湿反转剂，润湿反转剂中包括硫酸酯阴离子表面活性剂和磺酸盐阴离子表面活性剂中的一种或两种，硫酸酯阴离子表面活性剂和磺酸盐阴离子表面活性剂在第一溶剂中会发生电离而产生带电离子基团，因为孔喉岩石表面带有一定的电荷，所以带电离子基团可以吸附到孔喉岩石表面，从而将吸附在孔喉岩石表面上的原油顶替出来，也相当于改变了孔喉岩石表面的润湿性。然后向裂缝网中泵注注入水以驱替原油，注入水可以较为容易的驱替原油运动，进而提高原油的开采率。
本申请的一些实施例中，润湿反转剂还包括纳米粒子。纳米粒子可以削弱第二溶剂的分子之间的氢键作用，使第二溶剂中较大的分子转变为较小的分子，从而使得润湿反转液能够顺利进入到非常细小的孔喉中，用于改变非常细小的孔喉中孔喉岩石表面的润湿性，从而提高原油的开采率。
本申请的一些实施例中，纳米粒子、第一阴离子表面活性剂和第一溶剂的质量比为1：(100-200)：(150-250)。
本申请的一些实施例中，纳米粒子包括二氧化硅纳米粒子、硅纳米粒子、碳酸钙纳米粒子、氧化钙纳米粒子、氧化铜纳米粒子、氧化锌纳米粒子中的一种或多种。这些纳米粒子的效果较好，且成本较低。
本申请的一些实施例中，硫酸酯阴离子表面活性剂包括十二烷基硫酸钠、月桂醇硫酸钠、环烷硫酸钠、脂肪酰氨烷基硫酸钠中的一种或多种，磺酸盐阴离子表面活性剂包括十二烷基苯磺酸钠、十二烷基磺酸钠中的一种或两种。这些表面活性剂的效果较好，且成本较低。
本申请的一些实施例中，第一溶剂为水。水的成本较低，且不会造成污染。
本申请的一些实施例中，润湿反转液还包括增效剂，增效剂包括粘土稳定剂、助排剂和第三溶剂，粘土稳定剂包括小阳离子聚合物和/或小分子有机物，助排剂包括非离子表面活性剂和/或第二阴离子表面活性剂。油藏地层中的粘土表面带有负电荷，而小阳离子聚合物和小分子有机物带有正电荷，所以小阳离子聚合物和小分子有机物能够较为牢固的吸附在粘土表面，从而抑制粘土的膨胀，且因为吸附力强，所以抗冲洗效果较好，损失率较低，用量较少，另外，小阳离子聚合物和小分子有机物的分子量小，不会影响油藏地层的渗透率。非离子表面活性剂和第二阴离子表面活性剂能够降低润湿反转液的表界面张力，使得润湿反转液更容易在油藏地层的孔喉内流动，在助排剂与油藏中的原油接触后，能够降低原油的表界面张力，从而使得原油能够较为容易的在油藏地层的孔喉内流动，更利于原油的开采。
本申请的一些实施例中，增效剂中，小阳离子聚合物的质量百分数为(5-20)wt％，小分子有机物的质量百分数为(5-20)wt％，非离子表面活性剂的质量百分数为(5-20)wt％，第二阴离子表面活性剂的质量百分数为(5-20)wt％，余量为第三溶剂。
本申请的一些实施例中，小阳离子聚合物包括二甲基二烯丙基氯化铵与丙烯酰胺的共聚物、聚环氧氯丙烷-二甲胺、聚三甲基烯丙基氯化铵、聚二甲基二烯丙基氯化铵中的一种或多种。
本申请的一些实施例中，小分子有机物包括六次甲基四胺盐酸盐、四甲基氯化铵和氯化胆碱中的一种或多种。
本申请的一些实施例中，第二阴离子表面活性剂包括烷基苯磺酸盐、α-烯烃磺酸盐、烷基硫酸盐、烷基磺酸盐、α-磺基单羧酸酯、脂肪酸磺烷基酯、琥珀酸酯磺酸盐、烷基萘磺酸盐、石油磺酸盐、木质素磺酸盐、羧酸盐和硬脂酸盐中的一种或多种。
本申请的一些实施例中，非离子表面活性剂包括烷基酚聚氧乙烯(10)醚、聚氧乙烯脱水山梨醇单油酸酯、山梨醇酐单月桂酸酯、山梨醇酐单棕榈酸酯、山梨醇酐单硬脂酸酯和失水山梨糖醇脂肪酸酯中的一种或多种。
本申请的一些实施例中，润湿反转液中，润湿反转剂的质量百分数为(0.1-0.2)wt％，增效剂的质量百分数为(0.1-0.2)wt％，余量为第二溶剂。
本申请的一些实施例中，第二溶剂和/或第三溶剂为水。水的成本较低，且不会造成污染。
本申请的一些实施例中，在向油藏地层中泵注压裂液之前，向油藏地层中泵注裂缝诱导液，裂缝诱导液包括裂缝诱导剂和第四溶剂，裂缝诱导剂包括聚醚型表面活性剂、超低表界面张力表面活性剂和第五溶剂。聚醚型表面活性剂、超低表界面张力表面活性剂和第五溶剂先混拌成裂缝诱导剂，然后将裂缝诱导剂加入第四溶剂中形成裂缝诱导液，聚醚型表面活性剂和超低表界面张力表面活性剂能够降低第四溶剂的表界面张力，所以裂缝诱导液的滤失速度高于第四溶剂的滤失速度，这就使得裂缝诱导液能够较为容易的进入油藏地层的裂缝网内，从而将裂缝网中的裂缝撑开，便于后续压裂液进入。
本申请的一些实施例中，裂缝诱导剂中，聚醚型表面活性剂、超低表界面张力表面活性剂和第五溶剂的质量比为(35-55)：10：(35-55)。
本申请的一些实施例中，聚醚型表面活性剂包括烷基酚聚氧乙烯醚、十二烷基聚氧乙烯醚、聚乙二醇、脂肪醇聚氧乙烯醚和高级脂肪醇聚氧丙烯聚氧乙烯醚中的一种或多种。
本申请的一些实施例中，超低表界面张力表面活性剂包括石油环烷酸二乙醇酰胺、芳基烷基苯磺酸盐、改性羧酸盐、α-烯烃磺酸盐和孪连类表面活性剂中的一种或多种。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本发明所提供的压驱注水方法中的地面流程示意图；
图2是本发明所提供的压驱注水方法中的集成式压驱注水撬的系统示意图。
具体实施方式
下面将结合附图对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
术语“第一”、“第二”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量。由此，限定有“第一”、“第二”的特征可以明示或者隐含地包括一个或者更多个该特征。在本发明的描述中，除非另有说明，“多个”的含义是两个或两个以上。
对于低渗透油藏，通常采用注水采油的方式进行采油工作。孔喉岩石表面一般属于偏油润湿或油润湿相，这使得孔喉岩石表面对于原油的结合力较强，实验表明，当向油藏地层泵注注入水时，原油驱替率不到30％，还有70％原油留在孔喉岩石表面上，形成“死油”，从而导致油藏的开采率较低。
为了使得注入水能够有效驱替孔喉中的原油，本发明提供了一种润湿反转液，在向油藏地层中泵注注入水之前，先向油藏地层中泵注该润湿反转液，能够有效提高油藏的开采率。
该润湿反转液包括润湿反转剂、增效剂和水，这里所说的水即为润湿反转液中的第二溶剂，在其他的一些实施例中，第二溶剂也可以为甲醇、乙醇等。
润湿反转剂包括第一阴离子表面活性剂、纳米粒子和水，第一阴离子表面活性剂包括硫酸酯阴离子表面活性剂和磺酸盐阴离子表面活性剂中的一种或两种。润湿反转剂中的水构成第一溶剂，在其他的一些实施例中，第一溶剂也可以为甲醇、乙醇等。
第一阴离子表面活性剂、纳米粒子和作为第一溶剂的水混拌形成润湿反转剂，然后和增效剂一起加入作为第二溶剂的水中混拌形成润湿反转液。
上述润湿反转剂中，硫酸酯阴离子表面活性剂和磺酸盐阴离子表面活性剂在水中会发生电离而产生带电离子基团，因为孔喉岩石表面带有一定的电荷，所以带电离子基团可以吸附到孔喉岩石表面，从而将吸附在孔喉岩石表面上的原油顶替出来，也相当于改变了孔喉岩石表面的润湿性，如此一来，在后续使用注入水驱替原油时，可以较为容易的驱替原油运动，进而提高原油的开采率。
上述润湿反转剂中包括纳米粒子，纳米粒子可以削弱水分子之间的氢键作用，使润湿反转液中较大的水分子转变为较小的水分子，从而使得润湿反转液能够顺利进入到非常细小的孔喉中，用于改变非常细小的孔喉中孔喉岩石表面的润湿性，从而提高原油的开采率。
作为一种可能的实现方式，为了提高该润湿反转剂的效果，润湿反转剂中，纳米粒子、第一阴离子表面活性剂和水的质量比为1：(100-200)：(150-250)。
上述硫酸酯阴离子表面活性剂包括十二烷基硫酸钠、月桂醇硫酸钠、环烷硫酸钠、脂肪酰氨烷基硫酸钠中的一种或多种，上述磺酸盐阴离子表面活性剂包括十二烷基苯磺酸钠、十二烷基磺酸钠中的一种或两种。上述纳米粒子包括二氧化硅纳米粒子、硅纳米粒子、碳酸钙纳米粒子、氧化钙纳米粒子、氧化铜纳米粒子、氧化锌纳米粒子中的一种或多种。
在其他的一些实施例中，润湿反转剂中也可以不加入纳米粒子，仅包括第一阴离子表面活性剂和水，同样可以使用。
上述润湿反转液中包括增效剂，增效剂可以防止油藏地层中的粘土膨胀和促进润湿反转液、原油在孔喉中的流动。增效剂包括粘土稳定剂、助排剂和水，粘土稳定剂包括小阳离子聚合物和/或小分子有机物，助排剂包括非离子表面活性剂和/或第二阴离子表面活性剂。增效剂中的水构成增效剂中的第三溶剂，在其他的一些实施例中第三溶剂也可以为甲醇、乙醇等。
通常，油藏地层中的粘土表面都带有负电荷，而小阳离子聚合物和小分子有机物带有正电荷，所以小阳离子聚合物和小分子有机物能够较为牢固的吸附在粘土表面，从而抑制粘土的膨胀，且因为吸附力强，所以抗水冲洗效果较好，损失率较低，用量较少，另外，小阳离子聚合物和小分子有机物的分子量小，不会影响油藏的渗透率。
在配制增效剂时，粘土稳定剂可以同时选用小阳离子聚合物和小分子有机物，也可以仅选用小阳离子聚合物或者仅选用小分子有机物。
助排剂能够降低润湿反转液的表界面张力，使得润湿反转液更容易在油藏地层的孔喉内流动，在助排剂与油藏中的原油接触后，助排剂能够降低原油的表界面张力，从而使得原油能够较为容易的在油藏地层的孔喉内流动，更利于原油的开采。
作为一种可能的实现方式，助排剂由第二阴离子表面活性剂和非离子表面活性剂复配而成。油藏中的油田水矿化度一般较高，含有钙离子和镁离子，阴离子表面活性剂不抗盐，易于与钙离子和镁离子发生反应而生成不溶性盐，从而降低其作用效果，但阴离子表面活性剂价格较低；而非离子表面活性剂不与钙离子及镁离子反应，其作用不受影响，但非离子表面活性剂价格较高；综合选择阴离子表面活性剂和非离子表面活性剂，既降低了助排剂的成本，又能够获得良好的降低润湿反转液和原油表界面张力的效果。
当然，在其他的一些情况下，助排剂也可以仅选择第二阴离子表面活性剂和非离子表面活性剂中的一种，同样可以使用。
作为一种可能的实现方式，上述增效剂中，小阳离子聚合物的质量百分数为(5-20)wt％，小分子有机物的质量百分数为(5-20)wt％，非离子表面活性剂的质量百分数为(5-20)wt％，第二阴离子表面活性剂的质量百分数为(5-20)wt％，余量为水。
作为一种可能的实现方式，上述小阳离子聚合物包括二甲基二烯丙基氯化铵与丙烯酰胺的共聚物、聚环氧氯丙烷-二甲胺、聚三甲基烯丙基氯化铵、聚二甲基二烯丙基氯化铵中的一种或多种。上述小分子有机物包括六次甲基四胺盐酸盐、四甲基氯化铵和氯化胆碱中的一种或多种。
作为一种可能的实现方式，上述第二阴离子表面活性剂包括烷基苯磺酸盐、α-烯烃磺酸盐、烷基硫酸盐、烷基磺酸盐、α-磺基单羧酸酯、脂肪酸磺烷基酯、琥珀酸酯磺酸盐、烷基萘磺酸盐、石油磺酸盐、木质素磺酸盐、羧酸盐和硬脂酸盐中的一种或多种。上述非离子表面活性剂包括烷基酚聚氧乙烯(10)醚、聚氧乙烯脱水山梨醇单油酸酯、山梨醇酐单月桂酸酯、山梨醇酐单棕榈酸酯、山梨醇酐单硬脂酸酯和失水山梨糖醇脂肪酸酯中的一种或多种。
作为一种可能的实现方式，上述润湿反转液中，润湿反转剂的质量百分数为(0.1-0.2)wt％，增效剂的质量百分数为(0.1-0.2)wt％，余量为水。
本发明还提供一种润湿反转剂，该润湿反转剂与上述润湿反转液中的润湿反转剂相同，此处不再赘述。
本发明还提供一种压驱注水方法，该压驱注水方法用于低渗透油藏或超低渗透油藏。
以注水井的底端延伸至待开发油藏地层的下边缘附近为例，对该压驱注水方法进行说明。
该压驱注水方法包括以下步骤：
步骤一、注水前准备
将封隔器放入注水井中并下至待开发油藏地层的上侧，完成坐封，从而实现待开发油藏地层对应的注水井中的油套环空形成一个封闭空间。
图1为该压驱注水方法中的地面流程示意图，注水井的井口需要安装井口装置1，井口装置1用于调节控制注入井中的液体，井口装置1为注水采油工艺中常用的装置，为市场上较为成熟的产品，此处不再详述其具体结构；井口装置1通过供水管路5连接一个集成式压驱注水撬2，集成式压驱注水撬2与附近的高压电网3连接，高压电网3给集成式压驱注水撬2供电，集成式压驱注水撬2还与缓冲罐4通过供水管路5连接，缓冲罐4用于盛装需要泵注入注水井内的液体。
如图2所示，集成式压驱注水撬2集成有离心泵6、电驱压裂泵7和高压变频器8，集成式压驱注水撬2上设有进水口9和出水口10，进水口9与电驱压裂泵7通过第一管路11连通，离心泵6串接在第一管路11中，出水口10与电驱压裂泵7通过第二管路12连通；集成式压驱注水撬2上还设有电网接入口13和场电接入口14，电网接入口13与高压变频器8电连接，高压变频器8与电驱压裂泵7电连接，场电接入口14与离心泵6电连接。
周边的高压电网3通过电网接入口13接入集成式压驱注水撬2中，经过高压变频器8后给电驱压裂泵7供电，油田中的场电通过场电接入口14用于给离心泵6供电，进水口9与缓冲罐4连通，出水口10与井口装置1连通。
该集成式压驱注水撬2使用时，离心泵6将缓冲罐4中的液体送至电驱压裂泵7处，电驱压裂泵7对液体加压后送入井口装置1处，进而送入注水井中。
步骤二、泵注裂缝诱导液
向待开发油藏地层中注入裂缝诱导液，裂缝诱导液进入油藏地层的裂缝中并将裂缝撑开。这个环节中，缓冲罐4中的液体为裂缝诱导液。
裂缝诱导液包括裂缝诱导剂、增效剂和水，这里所说的水即为裂缝诱导液中的第四溶剂，在其他的一些实施例中，第四溶剂也可以为甲醇、乙醇等。增效剂与上述润湿反转液中的增效剂相同，此处不在赘述。
裂缝诱导剂包括聚醚型表面活性剂、超低表界面张力表面活性剂和水，这里所说的水即为裂缝诱导剂中的第五溶剂，在其他的一些实施例中，第五溶剂也可以为甲醇、乙醇等。
聚醚型表面活性剂和超低表界面张力表面活性剂能够降低裂缝诱导液整体的表界面张力，从而使得裂缝诱导液的滤失速度高于水的滤失速度，进而使得裂缝诱导液能够更容易进入油藏地层的裂缝中，从而可以顺利将油藏地层的裂缝撑开。
作为一种可能的实现方式，为了使得裂缝诱导液的表界面张力较低，裂缝诱导剂中，聚醚型表面活性剂、超低表界面张力表面活性剂和水的质量比为(35-55)：10：(35-55)。
上述聚醚型表面活性剂为烷基酚聚氧乙烯醚、十二烷基聚氧乙烯醚、聚乙二醇、脂肪醇聚氧乙烯醚和高级脂肪醇聚氧丙烯聚氧乙烯醚中的一种或多种；上述超低表界面张力表面活性剂为石油环烷酸二乙醇酰胺、芳基烷基苯磺酸盐、改性羧酸盐、α-烯烃磺酸盐和孪连类表面活性剂中的一种或多种。
作为一种可能的实现方式，上述裂缝诱导液中，裂缝诱导剂的质量百分数为(0.1-0.5)wt％，增效剂的质量百分数为(0.1-0.2)wt％，余量为水。
步骤三、泵注压裂液
在泵注裂缝诱导液结束后，以超出待开发油藏地层破裂压力的泵注压力，向待开发油藏地层中泵注压裂液，从而在待开发油藏地层中形成人造裂缝，人造裂缝与油藏地层中原有的裂缝一起形成裂缝网，从而大大增大了油藏地层的渗透率，使得油藏开发更加容易。这个环节中，缓冲罐4中的液体为压裂液。
因为原有裂缝中存在裂缝诱导液，所以使得压裂液更容易进入油藏地层的裂缝中，且因为裂缝诱导剂中有粘土稳定剂，所以在制造人工裂缝时，降低了原有裂缝闭合的几率和程度。
压裂液为成熟的现有技术，可以为滑溜水压裂液，滑溜水压裂液包括乳液聚合物，乳液聚合物由选自于丙烯酸、丙烯酰胺、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸和丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵的单体共聚得到。当然，也可以选用其他类型的压裂液，只要能够制造人工裂缝即可。
步骤四、泵注润湿反转液
在待开发油藏地层中形成裂缝网以后，向油藏地层中泵注润湿反转液，润湿反转液与前文介绍的润湿反转液相同，此处不再赘述。这个环节中，缓冲罐4中的液体为润湿反转液。
步骤五、关井和闷井
向油藏地层中泵注足够量的润湿反转液后，利用关井、闷井的手段使得润湿反转液能够充分进入一些缝隙较小的裂缝中，从而将这些缝隙较小的裂缝中的原油从岩石表面上剥落下来，以提高原油的开采率。
步骤六、泵注注入水
在关井和闷井一段时间后，重新打开注水井，向油藏地层中泵注注入水，注入水一般为地表水(水库、湖泊、河流中的水)，在实际应用中，根据需求，可以在注入水中加入杀菌剂、缓蚀剂、阻垢剂和除氧剂等，注入水用于补充油藏地层中的能量并驱替裂缝网中的原油向抽油井运动，从而方便抽油井抽油。
需要说明的是，本发明中所说的盐(如烷基磺酸盐、烷基苯磺酸盐、烷基硫酸盐、改性羧酸盐等)，一般指的钠盐，当然，也可以是钾盐、铵盐等，均可以使用。
实施例一
本实施例中，润湿反转剂中的纳米粒子选用二氧化硅纳米粒子，第一阴离子表面活性剂选用十二烷基磺酸钠，选取不同质量的二氧化硅纳米粒子、十二烷基磺酸钠和水混拌成润湿反转剂，然后将润湿反转剂加入水中形成润湿反转液，根据《SY 5153-2017油藏岩石润湿性测定方法》，测量润湿反转液与岩石的接触角，测量结果见表1。
表1
Figure BDA0002934227640000131
Figure BDA0002934227640000141
润湿反转液在岩石表面的接触角小于90°，则说明岩石表面是亲水性的，且接触角越小，表明岩石表面的润湿性越好。由上述表1可知，使用上述润湿反转剂配成的润湿反转液，润湿反转液在岩石表面的接触角远远小于90°，则说明岩石表面的润湿性良好，有利于提高原油的开采率。
实施例二
本实施例中，润湿反转剂中的纳米粒子选用硅纳米粒子，第一阴离子表面活性剂选用十二烷基硫酸钠，选取不同质量的硅纳米粒子、十二烷基硫酸钠和水混拌成润湿反转剂，然后将润湿反转剂加入水中形成润湿反转液，根据《SY 5153-2017油藏岩石润湿性测定方法》，测量润湿反转液与岩石的接触角，测量结果见表2。
表2
硅纳米粒子(g) 十二烷基硫酸钠(g) 水(g) 接触角(°)
1 100 150 43
1 100 200 49
1 100 250 57
1 150 150 45
1 150 200 51
1 150 250 59
1 200 150 46
1 200 200 51
1 200 250 54
润湿反转液在岩石表面的接触角小于90°，则说明岩石表面是亲水性的，且接触角越小，表明岩石表面的润湿性越好。由上述表2可知，使用上述润湿反转剂配成的润湿反转液，润湿反转液在岩石表面的接触角远远小于90°，则说明岩石表面的润湿性良好，有利于提高原油的开采率。
实施例三
本实施例中，润湿反转剂中的纳米粒子选用碳酸钙纳米粒子，第一阴离子表面活性剂选用十二烷基硫酸钠，选取不同质量的碳酸钙纳米粒子、十二烷基硫酸钠和水混拌成润湿反转剂，然后将润湿反转剂加入水中形成润湿反转液，根据《SY 5153-2017油藏岩石润湿性测定方法》，测量润湿反转液与岩石的接触角，测量结果见表3。
表3
碳酸钙纳米粒子(g) 十二烷基硫酸钠(g) 水(g) 接触角(°)
1 100 150 39
1 100 200 42
1 100 250 48
1 150 150 38
1 150 200 41
1 150 250 47
1 200 150 40
1 200 200 44
1 200 250 49
润湿反转液在岩石表面的接触角小于90°，则说明岩石表面是亲水性的，且接触角越小，表明岩石表面的润湿性越好。由上述表3可知，使用上述润湿反转剂配成的润湿反转液，润湿反转液在岩石表面的接触角远远小于90°，则说明岩石表面的润湿性良好，有利于提高原油的开采率。
实施例四
本实施例中，润湿反转剂中的纳米粒子选用碳酸钙纳米粒子，第一阴离子表面活性剂选用十二烷基苯磺酸钠，选取不同质量的碳酸钙纳米粒子、十二烷基苯磺酸钠和水混拌成润湿反转剂，然后将润湿反转剂加入水中形成润湿反转液，根据《SY 5153-2017油藏岩石润湿性测定方法》，测量润湿反转液与岩石的接触角，测量结果见表4。
表4
Figure BDA0002934227640000151
Figure BDA0002934227640000161
润湿反转液在岩石表面的接触角小于90°，则说明岩石表面是亲水性的，且接触角越小，表明岩石表面的润湿性越好。由上述表4可知，使用上述润湿反转剂配成的润湿反转液，润湿反转液在岩石表面的接触角远远小于90°，则说明岩石表面的润湿性良好，有利于提高原油的开采率。
实施例五
本实施例中，润湿反转剂中的纳米粒子选用氧化钙纳米粒子，第一阴离子表面活性剂选用十二烷基苯磺酸钠，选取不同质量的氧化钙纳米粒子、十二烷基苯磺酸钠和水混拌成润湿反转剂，然后将润湿反转剂加入水中形成润湿反转液，根据《SY 5153-2017油藏岩石润湿性测定方法》，测量润湿反转液与岩石的接触角，测量结果见表5。
表5
氧化钙纳米粒子(g) 十二烷基苯磺酸钠(g) 水(g) 接触角(°)
1 100 150 40
1 100 200 43
1 100 250 49
1 150 150 41
1 150 200 46
1 150 250 49
1 200 150 39
1 200 200 41
1 200 250 46
润湿反转液在岩石表面的接触角小于90°，则说明岩石表面是亲水性的，且接触角越小，表明岩石表面的润湿性越好。由上述表5可知，使用上述润湿反转剂配成的润湿反转液，润湿反转液在岩石表面的接触角远远小于90°，则说明岩石表面的润湿性良好，有利于提高原油的开采率。
实施例六
本实施例中，润湿反转剂中的纳米粒子选用氧化铜纳米粒子，第一阴离子表面活性剂选用十二烷基磺酸钠，选取不同质量的氧化铜纳米粒子、十二烷基磺酸钠和水混拌成润湿反转剂，然后将润湿反转剂加入水中形成润湿反转液，根据《SY 5153-2017油藏岩石润湿性测定方法》，测量润湿反转液与岩石的接触角，测量结果见表6。
表6
氧化铜纳米粒子(g) 十二烷基磺酸钠(g) 水(g) 接触角(°)
1 100 150 38
1 100 200 42
1 100 250 44
1 150 150 37
1 150 200 40
1 150 250 43
1 200 150 35
1 200 200 39
1 200 250 40
润湿反转液在岩石表面的接触角小于90°，则说明岩石表面是亲水性的，且接触角越小，表明岩石表面的润湿性越好。由上述表6可知，使用上述润湿反转剂配成的润湿反转液，润湿反转液在岩石表面的接触角远远小于90°，则说明岩石表面的润湿性良好，有利于提高原油的开采率。
实施例七
本实施例中，润湿反转剂中的纳米粒子选用氧化锌纳米粒子，第一阴离子表面活性剂选用十二烷基磺酸钠，选取不同质量的氧化锌纳米粒子、十二烷基磺酸钠和水混拌成润湿反转剂，然后将润湿反转剂加入水中形成润湿反转液，根据《SY 5153-2017油藏岩石润湿性测定方法》，测量润湿反转液与岩石的接触角，测量结果见表7。
表7
氧化锌纳米粒子(g) 十二烷基磺酸钠(g) 水(g) 接触角(°)
1 100 150 35
1 100 200 38
1 100 250 40
1 150 150 33
1 150 200 37
1 150 250 40
1 200 150 32
1 200 200 34
1 200 250 37
润湿反转液在岩石表面的接触角小于90°，则说明岩石表面是亲水性的，且接触角越小，表明岩石表面的润湿性越好。由上述表7可知，使用上述润湿反转剂配成的润湿反转液，润湿反转液在岩石表面的接触角远远小于90°，则说明岩石表面的润湿性良好，有利于提高原油的开采率。
实施例八
本实施例中，润湿反转剂中的纳米粒子选用二氧化硅纳米粒子，第一阴离子表面活性剂选用月桂醇硫酸钠，选取不同质量的二氧化硅纳米粒子、月桂醇硫酸钠和水混拌成润湿反转剂，然后将润湿反转剂加入水中形成润湿反转液，根据《SY 5153-2017油藏岩石润湿性测定方法》，测量润湿反转液与岩石的接触角，测量结果见表8。
表8
Figure BDA0002934227640000181
Figure BDA0002934227640000191
润湿反转液在岩石表面的接触角小于90°，则说明岩石表面是亲水性的，且接触角越小，表明岩石表面的润湿性越好。由上述表8可知，使用上述润湿反转剂配成的润湿反转液，润湿反转液在岩石表面的接触角远远小于90°，则说明岩石表面的润湿性良好，有利于提高原油的开采率。
实施例九
本实施例中，润湿反转剂中的纳米粒子选用二氧化硅纳米粒子，第一阴离子表面活性剂选用环烷硫酸钠，选取不同质量的二氧化硅纳米粒子、环烷硫酸钠和水混拌成润湿反转剂，然后将润湿反转剂加入水中形成润湿反转液，根据《SY 5153-2017油藏岩石润湿性测定方法》，测量润湿反转液与岩石的接触角，测量结果见表9。
表9
二氧化硅纳米粒子(g) 环烷硫酸钠(g) 水(g) 接触角(°)
1 100 150 44
1 100 200 47
1 100 250 49
1 150 150 40
1 150 200 43
1 150 250 45
1 200 150 40
1 200 200 42
1 200 250 44
润湿反转液在岩石表面的接触角小于90°，则说明岩石表面是亲水性的，且接触角越小，表明岩石表面的润湿性越好。由上述表9可知，使用上述润湿反转剂配成的润湿反转液，润湿反转液在岩石表面的接触角远远小于90°，则说明岩石表面的润湿性良好，有利于提高原油的开采率。
实施例十
本实施例中，润湿反转剂中的纳米粒子选用二氧化硅纳米粒子，第一阴离子表面活性剂选用脂肪酰氨烷基硫酸钠，选取不同质量的二氧化硅纳米粒子、脂肪酰氨烷基硫酸钠和水混拌成润湿反转剂，然后将润湿反转剂加入水中形成润湿反转液，根据《SY 5153-2017油藏岩石润湿性测定方法》，测量润湿反转液与岩石的接触角，测量结果见表10。
表10
Figure BDA0002934227640000201
润湿反转液在岩石表面的接触角小于90°，则说明岩石表面是亲水性的，且接触角越小，表明岩石表面的润湿性越好。由上述表10可知，使用上述润湿反转剂配成的润湿反转液，润湿反转液在岩石表面的接触角远远小于90°，则说明岩石表面的润湿性良好，有利于提高原油的开采率。
实施例十一
本实施例中，增效剂中的小阳离子聚合物选用聚环氧氯丙烷-二甲胺，小分子有机物选用六次甲基四胺盐酸钠，非离子表面活性剂选用烷基酚聚氧乙烯(10)醚，第二阴离子表面活性剂选用十二烷基苯磺酸钠(即为烷基苯磺酸盐)，选取不同质量的聚环氧氯丙烷-二甲胺、六次甲基四胺盐酸钠、烷基酚聚氧乙烯(10)醚、十二烷基苯磺酸钠和水混拌成增效剂，然后将增效剂加入润湿反转液中，根据《SY/T5370-1999表面及界面张力测定方法》，测量润湿反转液的表面张力和界面张力，并根据《SY/T5762-1995压裂酸化用粘土稳定剂性能测定方法》，测量润湿反转液对于粘土的防膨率，测量结果见表11。
表11
Figure BDA0002934227640000211
行业标准要求润湿反转液的表面张力应当小于28mN/m，界面张力应当小于2mN/m，由表11可知，在润湿反转液中加入增效剂，润湿反转液的表面张力均小于28mN/m，界面张力均小于2mN/m，满足对润湿反转液的表界面张力的要求；行业标准要求润湿反转液对于粘土的防膨率大于70％，由表11可知，润湿反转液中加入增效剂后的防膨率均大于70％，满足要求。
实施例十二
本实施例中，增效剂中的小阳离子聚合物选用聚二甲基二烯丙基氯化铵，小分子有机物选用氯化胆碱，非离子表面活性剂选用烷基酚聚氧乙烯(10)醚，第二阴离子表面活性剂选用十二烷基硫酸钠(即为烷基硫酸盐)，选取不同质量的聚二甲基二烯丙基氯化铵、氯化胆碱、烷基酚聚氧乙烯(10)醚、十二烷基硫酸钠和水混拌成增效剂，然后将增效剂加入润湿反转液中，根据《SY/T5370-1999表面及界面张力测定方法》，测量润湿反转液的表面张力和界面张力，并根据《SY/T5762-1995压裂酸化用粘土稳定剂性能测定方法》，测量润湿反转液对于粘土的防膨率，测量结果见表12。
表12
Figure BDA0002934227640000221
行业标准要求润湿反转液的表面张力应当小于28mN/m，界面张力应当小于2mN/m，由表12可知，在润湿反转液中加入增效剂，润湿反转液的表面张力均小于28mN/m，界面张力均小于2mN/m，满足对润湿反转液的表界面张力的要求；行业标准要求润湿反转液对于粘土的防膨率大于70％，由表12可知，润湿反转液中加入增效剂后的防膨率均大于70％，满足要求。
实施例十三
本实施例中，增效剂中的小阳离子聚合物选用聚三甲基烯丙基氯化铵，小分子有机物选用六次甲基四胺盐酸钠，非离子表面活性剂选用烷基酚聚氧乙烯(10)醚，第二阴离子表面活性剂选用十二烷基苯磺酸钠(即为烷基苯磺酸盐)，选取不同质量的聚三甲基烯丙基氯化铵、六次甲基四胺盐酸钠、烷基酚聚氧乙烯(10)醚、十二烷基苯磺酸钠和水混拌成增效剂，然后将增效剂加入润湿反转液中，根据《SY/T5370-1999表面及界面张力测定方法》，测量润湿反转液的表面张力和界面张力，并根据《SY/T5762-1995压裂酸化用粘土稳定剂性能测定方法》，测量润湿反转液对于粘土的防膨率，测量结果见表13。
表13
Figure BDA0002934227640000231
行业标准要求润湿反转液的表面张力应当小于28mN/m，界面张力应当小于2mN/m，由表13可知，在润湿反转液中加入增效剂，润湿反转液的表面张力均小于28mN/m，界面张力均小于2mN/m，满足对润湿反转液的表界面张力的要求；行业标准要求润湿反转液对于粘土的防膨率大于70％，由表13可知，润湿反转液中加入增效剂后的防膨率均大于70％，满足要求。
实施例十四
本实施例中，增效剂中的小阳离子聚合物选用聚三甲基烯丙基氯化铵，小分子有机物选用氯化胆碱，非离子表面活性剂选用烷基酚聚氧乙烯(10)醚，第二阴离子表面活性剂选用十二烷基硫酸钠(即为烷基硫酸盐)，选取不同质量的聚三甲基烯丙基氯化铵、氯化胆碱、烷基酚聚氧乙烯(10)醚、十二烷基硫酸钠和水混拌成增效剂，然后将增效剂加入润湿反转液中，根据《SY/T5370-1999表面及界面张力测定方法》，测量润湿反转液的表面张力和界面张力，并根据《SY/T5762-1995压裂酸化用粘土稳定剂性能测定方法》，测量润湿反转液对于粘土的防膨率，测量结果见表14。
表14
Figure BDA0002934227640000241
行业标准要求润湿反转液的表面张力应当小于28mN/m，界面张力应当小于2mN/m，由表14可知，在润湿反转液中加入增效剂，润湿反转液的表面张力均小于28mN/m，界面张力均小于2mN/m，满足对润湿反转液的表界面张力的要求；行业标准要求润湿反转液对于粘土的防膨率大于70％，由表14可知，润湿反转液中加入增效剂后的防膨率均大于70％，满足要求。
实施例十五
本实施例中，增效剂中的小阳离子聚合物选用聚环氧氯丙烷-二甲胺，小分子有机物选用四甲基氯化铵，非离子表面活性剂选用烷基酚聚氧乙烯(10)醚，第二阴离子表面活性剂选用α-烯烃磺酸钠，选取不同质量的聚环氧氯丙烷-二甲胺、四甲基氯化铵、烷基酚聚氧乙烯(10)醚、α-烯烃磺酸钠和水混拌成增效剂，然后将增效剂加入润湿反转液中，根据《SY/T5370-1999表面及界面张力测定方法》，测量润湿反转液的表面张力和界面张力，并根据《SY/T5762-1995压裂酸化用粘土稳定剂性能测定方法》，测量润湿反转液对于粘土的防膨率，测量结果见表15。
表15
Figure BDA0002934227640000242
Figure BDA0002934227640000251
行业标准要求润湿反转液的表面张力应当小于28mN/m，界面张力应当小于2mN/m，由表15可知，在润湿反转液中加入增效剂，润湿反转液的表面张力均小于28mN/m，界面张力均小于2mN/m，满足对润湿反转液的表界面张力的要求；行业标准要求润湿反转液对于粘土的防膨率大于70％，由表15可知，润湿反转液中加入增效剂后的防膨率均大于70％，满足要求。
实施例十六
本实施例中，增效剂中的小阳离子聚合物选用二甲基二烯丙基氯化铵与丙烯酰胺的共聚物，小分子有机物选用六次甲基四胺盐酸钠，非离子表面活性剂选用聚氧乙烯脱水山梨醇单油酸酯，第二阴离子表面活性剂选用十二烷基磺酸钠(即烷基磺酸盐)，选取不同质量的二甲基二烯丙基氯化铵与丙烯酰胺的共聚物、六次甲基四胺盐酸钠、聚氧乙烯脱水山梨醇单油酸酯、十二烷基磺酸钠和水混拌成增效剂，然后将增效剂加入润湿反转液中，根据《SY/T5370-1999表面及界面张力测定方法》，测量润湿反转液的表面张力和界面张力，并根据《SY/T5762-1995压裂酸化用粘土稳定剂性能测定方法》，测量润湿反转液对于粘土的防膨率，测量结果见表16。
表16
Figure BDA0002934227640000252
Figure BDA0002934227640000261
行业标准要求润湿反转液的表面张力应当小于28mN/m，界面张力应当小于2mN/m，由表16可知，在润湿反转液中加入增效剂，润湿反转液的表面张力均小于28mN/m，界面张力均小于2mN/m，满足对润湿反转液的表界面张力的要求；行业标准要求润湿反转液对于粘土的防膨率大于70％，由表16可知，润湿反转液中加入增效剂后的防膨率均大于70％，满足要求。
实施例十七
本实施例中，增效剂中的小阳离子聚合物选用聚三甲基烯丙基氯化铵，小分子有机物选用六次甲基四胺盐酸钠，非离子表面活性剂选用山梨醇酐单月桂酸酯，第二阴离子表面活性剂选用α-磺基单羧酸酯，选取不同质量的聚三甲基烯丙基氯化铵、六次甲基四胺盐酸钠、山梨醇酐单月桂酸酯、α-磺基单羧酸酯和水混拌成增效剂，然后将增效剂加入润湿反转液中，根据《SY/T5370-1999表面及界面张力测定方法》，测量润湿反转液的表面张力和界面张力，并根据《SY/T5762-1995压裂酸化用粘土稳定剂性能测定方法》，测量润湿反转液对于粘土的防膨率，测量结果见下表17所示。
表17
Figure BDA0002934227640000262
Figure BDA0002934227640000271
行业标准要求润湿反转液的表面张力应当小于28mN/m，界面张力应当小于2mN/m，由表17可知，在润湿反转液中加入增效剂，润湿反转液的表面张力均小于28mN/m，界面张力均小于2mN/m，满足对润湿反转液的表界面张力的要求；行业标准要求润湿反转液对于粘土的防膨率大于70％，由表17可知，润湿反转液中加入增效剂后的防膨率均大于70％，满足要求。
实施例十八
本实施例中，增效剂中的小阳离子聚合物选用聚三甲基烯丙基氯化铵，小分子有机物选用六次甲基四胺盐酸钠，非离子表面活性剂选用山梨醇酐单棕榈酸酯，第二阴离子表面活性剂选用脂肪酸磺烷基酯，选取不同质量的聚三甲基烯丙基氯化铵、六次甲基四胺盐酸钠、山梨醇酐单棕榈酸酯、脂肪酸磺烷基酯和水混拌成增效剂，然后将增效剂加入润湿反转液中，根据《SY/T5370-1999表面及界面张力测定方法》，测量润湿反转液的表面张力和界面张力，并根据《SY/T5762-1995压裂酸化用粘土稳定剂性能测定方法》，测量润湿反转液对于粘土的防膨率，测量结果见下表18所示。
表18
Figure BDA0002934227640000272
行业标准要求润湿反转液的表面张力应当小于28mN/m，界面张力应当小于2mN/m，由表18可知，在润湿反转液中加入增效剂，润湿反转液的表面张力均小于28mN/m，界面张力均小于2mN/m，满足对润湿反转液的表界面张力的要求；行业标准要求润湿反转液对于粘土的防膨率大于70％，由表18可知，润湿反转液中加入增效剂后的防膨率均大于70％，满足要求。
实施例十九
本实施例中，增效剂中的小阳离子聚合物选用聚三甲基烯丙基氯化铵，小分子有机物选用六次甲基四胺盐酸钠，非离子表面活性剂选用山梨醇酐单硬脂酸酯，第二阴离子表面活性剂选用琥珀酸酯磺酸钠，选取不同质量的聚三甲基烯丙基氯化铵、六次甲基四胺盐酸钠、山梨醇酐单硬脂酸酯、琥珀酸酯磺酸钠和水混拌成增效剂，然后将增效剂加入润湿反转液中，根据《SY/T5370-1999表面及界面张力测定方法》，测量润湿反转液的表面张力和界面张力，并根据《SY/T5762-1995压裂酸化用粘土稳定剂性能测定方法》，测量润湿反转液对于粘土的防膨率，测量结果见下表19所示。
表19
Figure BDA0002934227640000281
行业标准要求润湿反转液的表面张力应当小于28mN/m，界面张力应当小于2mN/m，由表19可知，在润湿反转液中加入增效剂，润湿反转液的表面张力均小于28mN/m，界面张力均小于2mN/m，满足对润湿反转液的表界面张力的要求；行业标准要求润湿反转液对于粘土的防膨率大于70％，由表19可知，润湿反转液中加入增效剂后的防膨率均大于70％，满足要求。
实施例二十
本实施例中，增效剂中的小阳离子聚合物选用聚三甲基烯丙基氯化铵，小分子有机物选用六次甲基四胺盐酸钠，非离子表面活性剂选用失水山梨糖醇脂肪酸酯，第二阴离子表面活性剂选用十二烷基萘磺酸钠(即烷基萘磺酸盐)，选取不同质量的聚三甲基烯丙基氯化铵、六次甲基四胺盐酸钠、失水山梨糖醇脂肪酸酯、十二烷基萘磺酸钠和水混拌成增效剂，然后将增效剂加入润湿反转液中，根据《SY/T5370-1999表面及界面张力测定方法》，测量润湿反转液的表面张力和界面张力，并根据《SY/T5762-1995压裂酸化用粘土稳定剂性能测定方法》，测量润湿反转液对于粘土的防膨率，测量结果见下表20所示。
表20
Figure BDA0002934227640000291
行业标准要求润湿反转液的表面张力应当小于28mN/m，界面张力应当小于2mN/m，由表20可知，在润湿反转液中加入增效剂，润湿反转液的表面张力均小于28mN/m，界面张力均小于2mN/m，满足对润湿反转液的表界面张力的要求；行业标准要求润湿反转液对于粘土的防膨率大于70％，由表20可知，润湿反转液中加入增效剂后的防膨率均大于70％，满足要求。
实施例二十一
本实施例中，增效剂中的小阳离子聚合物选用聚环氧氯丙烷-二甲胺，小分子有机物选用四甲基氯化铵，非离子表面活性剂选用烷基酚聚氧乙烯(10)醚，第二阴离子表面活性剂选用石油磺酸钠，选取不同质量的聚环氧氯丙烷-二甲胺、四甲基氯化铵、烷基酚聚氧乙烯(10)醚、石油磺酸钠和水混拌成增效剂，然后将增效剂加入润湿反转液中，根据《SY/T5370-1999表面及界面张力测定方法》，测量润湿反转液的表面张力和界面张力，并根据《SY/T5762-1995压裂酸化用粘土稳定剂性能测定方法》，测量润湿反转液对于粘土的防膨率，测量结果见下表21所示。
表21
Figure BDA0002934227640000301
行业标准要求润湿反转液的表面张力应当小于28mN/m，界面张力应当小于2mN/m，由表21可知，在润湿反转液中加入增效剂，润湿反转液的表面张力均小于28mN/m，界面张力均小于2mN/m，满足对润湿反转液的表界面张力的要求；行业标准要求润湿反转液对于粘土的防膨率大于70％，由表21可知，润湿反转液中加入增效剂后的防膨率均大于70％，满足要求。
实施例二十二
本实施例中，增效剂中的小阳离子聚合物选用聚环氧氯丙烷-二甲胺，小分子有机物选用四甲基氯化铵，非离子表面活性剂选用烷基酚聚氧乙烯(10)醚，第二阴离子表面活性剂选用木质素磺酸钠，选取不同质量的聚环氧氯丙烷-二甲胺、四甲基氯化铵、烷基酚聚氧乙烯(10)醚、木质素磺酸钠和水混拌成增效剂，然后将增效剂加入润湿反转液中，根据《SY/T5370-1999表面及界面张力测定方法》，测量润湿反转液的表面张力和界面张力，并根据《SY/T5762-1995压裂酸化用粘土稳定剂性能测定方法》，测量润湿反转液对于粘土的防膨率，测量结果见下表22所示。
表22
Figure BDA0002934227640000311
行业标准要求润湿反转液的表面张力应当小于28mN/m，界面张力应当小于2mN/m，由表22可知，在润湿反转液中加入增效剂，润湿反转液的表面张力均小于28mN/m，界面张力均小于2mN/m，满足对润湿反转液的表界面张力的要求；行业标准要求润湿反转液对于粘土的防膨率大于70％，由表22可知，润湿反转液中加入增效剂后的防膨率均大于70％，满足要求。
实施例二十三
本实施例中，增效剂中的小阳离子聚合物选用聚环氧氯丙烷-二甲胺，小分子有机物选用四甲基氯化铵，非离子表面活性剂选用烷基酚聚氧乙烯(10)醚，第二阴离子表面活性剂选用羧酸钠，选取不同质量的聚环氧氯丙烷-二甲胺、四甲基氯化铵、烷基酚聚氧乙烯(10)醚、羧酸钠和水混拌成增效剂，然后将增效剂加入润湿反转液中，根据
《SY/T5370-1999表面及界面张力测定方法》，测量润湿反转液的表面张力和界面张力，并根据《SY/T5762-1995压裂酸化用粘土稳定剂性能测定方法》，测量润湿反转液对于粘土的防膨率，测量结果见下表23所示。
表23
Figure BDA0002934227640000321
行业标准要求润湿反转液的表面张力应当小于28mN/m，界面张力应当小于2mN/m，由表23可知，在润湿反转液中加入增效剂，润湿反转液的表面张力均小于28mN/m，界面张力均小于2mN/m，满足对润湿反转液的表界面张力的要求；行业标准要求润湿反转液对于粘土的防膨率大于70％，由表23可知，润湿反转液中加入增效剂后的防膨率均大于70％，满足要求。
实施例二十四
本实施例中，增效剂中的小阳离子聚合物选用聚环氧氯丙烷-二甲胺，小分子有机物选用四甲基氯化铵，非离子表面活性剂选用烷基酚聚氧乙烯(10)醚，第二阴离子表面活性剂选用硬脂酸钠，选取不同质量的聚环氧氯丙烷-二甲胺、四甲基氯化铵、烷基酚聚氧乙烯(10)醚、硬脂酸钠和水混拌成增效剂，然后将增效剂加入润湿反转液中，根据《SY/T5370-1999表面及界面张力测定方法》，测量润湿反转液的表面张力和界面张力，并根据《SY/T5762-1995压裂酸化用粘土稳定剂性能测定方法》，测量润湿反转液对于粘土的防膨率，测量结果见下表24所示。
表24
Figure BDA0002934227640000322
Figure BDA0002934227640000331
行业标准要求润湿反转液的表面张力应当小于28mN/m，界面张力应当小于2mN/m，由表24可知，在润湿反转液中加入增效剂，润湿反转液的表面张力均小于28mN/m，界面张力均小于2mN/m，满足对润湿反转液的表界面张力的要求；行业标准要求润湿反转液对于粘土的防膨率大于70％，由表24可知，润湿反转液中加入增效剂后的防膨率均大于70％，满足要求。
实施例二十五
本实施例中，裂缝诱导剂中的聚醚型表面活性剂选用脂肪醇聚氧乙烯醚，超低表界面张力表面活性剂选用石油环烷酸二乙醇酰胺，选取不同质量的脂肪醇聚氧乙烯醚、石油环烷酸二乙醇酰胺和水混拌成裂缝诱导剂，然后将裂缝诱导剂加入水中形成裂缝诱导液，根据行业标准《SY/T5107-2016水基压裂液性能评价方法》中第7章7.6静态滤失性规定测量裂缝诱导液的滤失速度，然后与水的滤失速度相比，计算滤失速度提高的百分比，结果见表25。
表25
Figure BDA0002934227640000332
由表25可知，加入裂缝诱导剂后，裂缝诱导液的滤失速度比水提高很多，则裂缝诱导液能够更加顺畅的进入油藏地层的裂缝中。
实施例二十六
本实施例中，裂缝诱导剂中的聚醚型表面活性剂选用十二烷基聚氧乙烯醚，超低表界面张力表面活性剂选用十二烷基苯磺酸钠(为一种芳基烷基苯磺酸盐)，选取不同质量的十二烷基聚氧乙烯醚、十二烷基苯磺酸钠和水混拌成裂缝诱导剂，然后将裂缝诱导剂加入水中形成裂缝诱导液，根据行业标准《SY/T 5107-2016水基压裂液性能评价方法》中第7章7.6静态滤失性规定测量裂缝诱导液的滤失速度，然后与水的滤失速度相比，计算滤失速度提高的百分比，结果见表26。
表26
Figure BDA0002934227640000341
由表26可知，加入裂缝诱导剂后，裂缝诱导液的滤失速度比水提高很多，则裂缝诱导液能够更加顺畅的进入油藏地层的裂缝中。
实施例二十七
本实施例中，裂缝诱导剂中的聚醚型表面活性剂选用脂肪醇聚氧乙烯醚，超低表界面张力表面活性剂选用十二烷基苯磺酸钠(为一种芳基烷基苯磺酸盐)，选取不同质量的脂肪醇聚氧乙烯醚、十二烷基苯磺酸钠和水混拌成裂缝诱导剂，然后将裂缝诱导剂加入水中形成裂缝诱导液，根据行业标准《SY/T 5107-2016水基压裂液性能评价方法》中第7章7.6静态滤失性规定测量裂缝诱导液的滤失速度，然后与水的滤失速度相比，计算滤失速度提高的百分比，结果见表27。
表27
Figure BDA0002934227640000351
由表27可知，加入裂缝诱导剂后，裂缝诱导液的滤失速度比水提高很多，则裂缝诱导液能够更加顺畅的进入油藏地层的裂缝中。
实施例二十八
本实施例中，裂缝诱导剂中的聚醚型表面活性剂选用烷基酚聚氧乙烯醚，超低表界面张力表面活性剂选用α-烯烃磺酸钠，选取不同质量的烷基酚聚氧乙烯醚、α-烯烃磺酸钠和水混拌成裂缝诱导剂，然后将裂缝诱导剂加入水中形成裂缝诱导液，根据行业标准《SY/T 5107-2016水基压裂液性能评价方法》中第7章7.6静态滤失性规定测量裂缝诱导液的滤失速度，然后与水的滤失速度相比，计算滤失速度提高的百分比，结果见表28。
表28
Figure BDA0002934227640000352
Figure BDA0002934227640000361
由表28可知，加入裂缝诱导剂后，裂缝诱导液的滤失速度比水提高很多，则裂缝诱导液能够更加顺畅的进入油藏地层的裂缝中。
实施例二十九
本实施例中，裂缝诱导剂中的聚醚型表面活性剂选用聚乙二醇，超低表界面张力表面活性剂选用α-烯烃磺酸钠，选取不同质量的聚乙二醇、α-烯烃磺酸钠和水混拌成裂缝诱导剂，然后将裂缝诱导剂加入水中形成裂缝诱导液，根据行业标准《SY/T 5107-2016水基压裂液性能评价方法》中第7章7.6静态滤失性规定测量裂缝诱导液的滤失速度，然后与水的滤失速度相比，计算滤失速度提高的百分比，结果见表29。
表29
Figure BDA0002934227640000362
由表29可知，加入裂缝诱导剂后，裂缝诱导液的滤失速度比水提高很多，则裂缝诱导液能够更加顺畅的进入油藏地层的裂缝中。
实施例三十
本实施例中，裂缝诱导剂中的聚醚型表面活性剂选用聚乙二醇，超低表界面张力表面活性剂选用改性羧酸钠，选取不同质量的聚乙二醇、改性羧酸钠和水混拌成裂缝诱导剂，然后将裂缝诱导剂加入水中形成裂缝诱导液，根据行业标准《SY/T 5107-2016水基压裂液性能评价方法》中第7章7.6静态滤失性规定测量裂缝诱导液的滤失速度，然后与水的滤失速度相比，计算滤失速度提高的百分比，结果见表30。
表30
Figure BDA0002934227640000371
由表30可知，加入裂缝诱导剂后，裂缝诱导液的滤失速度比水提高很多，则裂缝诱导液能够更加顺畅的进入油藏地层的裂缝中。
实施例三十一
本实施例中，裂缝诱导剂中的聚醚型表面活性剂选用高级脂肪醇聚氧丙烯聚氧乙烯醚，超低表界面张力表面活性剂选用孪连类表面活性剂，选取不同质量的高级脂肪醇聚氧丙烯聚氧乙烯醚、孪连类表面活性剂和水混拌成裂缝诱导剂，然后将裂缝诱导剂加入水中形成裂缝诱导液，根据行业标准《SY/T 5107-2016水基压裂液性能评价方法》中第7章7.6静态滤失性规定测量裂缝诱导液的滤失速度，然后与水的滤失速度相比，计算滤失速度提高的百分比，结果见表31。
表31
Figure BDA0002934227640000381
由表31可知，加入裂缝诱导剂后，裂缝诱导液的滤失速度比水提高很多，则裂缝诱导液能够更加顺畅的进入油藏地层的裂缝中。
在本说明书的描述中，具体特征、结构、材料或者特点可以在任何的一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。
以上，仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应以权利要求所述的保护范围为准。

Claims (20)

1.一种润湿反转剂，用于注水采油工艺，其特征在于，包括第一阴离子表面活性剂和第一溶剂，所述第一阴离子表面活性剂包括硫酸酯阴离子表面活性剂和磺酸盐阴离子表面活性剂中的一种或两种，所述第一阴离子表面活性剂用于改变孔喉岩石表面的润湿性。
2.根据权利要求1所述的润湿反转剂，其特征在于，所述润湿反转剂还包括纳米粒子。
3.根据权利要求2所述的润湿反转剂，其特征在于，所述纳米粒子、所述第一阴离子表面活性剂和所述第一溶剂的质量比为1：(100-200)：(150-250)。
4.根据权利要求2或3所述的润湿反转剂，其特征在于，所述纳米粒子包括二氧化硅纳米粒子、硅纳米粒子、碳酸钙纳米粒子、氧化钙纳米粒子、氧化铜纳米粒子、氧化锌纳米粒子中的一种或多种。
5.根据权利要求1-3中任一项所述的润湿反转剂，其特征在于，所述硫酸酯阴离子表面活性剂包括十二烷基硫酸钠、月桂醇硫酸钠、环烷硫酸钠、脂肪酰氨烷基硫酸钠中的一种或多种，所述磺酸盐阴离子表面活性剂包括十二烷基苯磺酸钠、十二烷基磺酸钠中的一种或两种。
6.根据权利要求1-3中任一项所述的润湿反转剂，其特征在于，所述第一溶剂为水。
7.一种润湿反转液，其特征在于，包括如权利要求1-6中任一项所述的润湿反转剂和第二溶剂。
8.根据权利要求7所述的润湿反转液，其特征在于，所述润湿反转液还包括增效剂，所述增效剂包括粘土稳定剂、助排剂和第三溶剂，所述粘土稳定剂包括小阳离子聚合物和/或小分子有机物，所述助排剂包括非离子表面活性剂和/或第二阴离子表面活性剂。
9.根据权利要求8所述的润湿反转液，其特征在于，所述增效剂中，所述小阳离子聚合物的质量百分数为(5-20)wt％，所述小分子有机物的质量百分数为(5-20)wt％，所述非离子表面活性剂的质量百分数为(5-20)wt％，所述第二阴离子表面活性剂的质量百分数为(5-20)wt％，余量为第三溶剂。
10.根据权利要求8或9所述的润湿反转液，其特征在于，所述小阳离子聚合物包括二甲基二烯丙基氯化铵与丙烯酰胺的共聚物、聚环氧氯丙烷-二甲胺、聚三甲基烯丙基氯化铵、聚二甲基二烯丙基氯化铵中的一种或多种。
11.根据权利要求8或9所述的润湿反转液，其特征在于，所述小分子有机物包括六次甲基四胺盐酸盐、四甲基氯化铵和氯化胆碱中的一种或多种。
12.根据权利要求8或9所述的润湿反转液，其特征在于，所述第二阴离子表面活性剂包括烷基苯磺酸盐、α-烯烃磺酸盐、烷基硫酸盐、烷基磺酸盐、α-磺基单羧酸酯、脂肪酸磺烷基酯、琥珀酸酯磺酸盐、烷基萘磺酸盐、石油磺酸盐、木质素磺酸盐、羧酸盐和硬脂酸盐中的一种或多种。
13.根据权利要求8或9所述的润湿反转液，其特征在于，所述非离子表面活性剂包括烷基酚聚氧乙烯(10)醚、聚氧乙烯脱水山梨醇单油酸酯、山梨醇酐单月桂酸酯、山梨醇酐单棕榈酸酯、山梨醇酐单硬脂酸酯和失水山梨糖醇脂肪酸酯中的一种或多种。
14.根据权利要求8或9所述的润湿反转液，其特征在于，所述润湿反转液中，所述润湿反转剂的质量百分数为(0.1-0.2)wt％，所述增效剂的质量百分数为(0.1-0.2)wt％，余量为第二溶剂。
15.根据权利要求8或9所述的润湿反转液，其特征在于，所述第二溶剂和/或所述第三溶剂为水。
16.一种压驱注水方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤一、以超出破裂压力的泵注压力向油藏地层泵注压裂液，以形成裂缝网；
步骤二、向所述裂缝网中泵注润湿反转液，所述润湿反转液为权利要求7-15中任一项所述的润湿反转液；
步骤三、向所述裂缝网中泵注注入水，以驱替原油在所述裂缝网中流动。
17.根据权利要求16所述的压驱注水方法，其特征在于，在向油藏地层中泵注所述压裂液之前，向油藏地层中泵注裂缝诱导液，所述裂缝诱导液包括裂缝诱导剂和第四溶剂，所述裂缝诱导剂包括聚醚型表面活性剂、超低表界面张力表面活性剂和第五溶剂。
18.根据权利要求17所述的压驱注水方法，其特征在于，所述裂缝诱导剂中，所述聚醚型表面活性剂、所述超低表界面张力表面活性剂和所述第五溶剂的质量比为(35-55)：10：(35-55)。
19.根据权利要求17或18所述的压驱注水方法，其特征在于，所述聚醚型表面活性剂包括烷基酚聚氧乙烯醚、十二烷基聚氧乙烯醚、聚乙二醇、脂肪醇聚氧乙烯醚和高级脂肪醇聚氧丙烯聚氧乙烯醚中的一种或多种。
20.根据权利要求17或18所述的压驱注水方法，其特征在于，所述超低表界面张力表面活性剂包括石油环烷酸二乙醇酰胺、芳基烷基苯磺酸盐、改性羧酸盐、α-烯烃磺酸盐和孪连类表面活性剂中的一种或多种。
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