CN111303854A - 一种砂岩油藏相渗剂、相渗压裂液及其使用方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开一种砂岩油藏相渗剂、相渗压裂液及其使用方法，该砂岩油藏相渗剂由烷基三甲基氯化铵、季铵盐阳离子氟碳表面活性剂、烷基烷氧基羧基甜菜碱、甘露糖赤藓糖醇脂和有机醇以(10～15)：(16～25)：(12～20)：(15～25)：100的质量比复配而成。本发明提供的砂岩油藏相渗剂以烷基三甲基氯化铵、季铵盐阳离子氟碳表面活性剂、烷基烷氧基羧基甜菜碱、甘露糖赤藓糖醇脂和有机醇为原料，各组分协同增效，能够将砂岩表面从油润湿转化为水润湿，提高油相渗透率；同时能够克服注水受益井产出水多，出油少的问题，提高原油采收率；还可实现压裂后控水增油；同时，其还具有使用方便的特点。
Description
技术领域
本发明涉及油气田开采技术领域，具体涉及一种砂岩油藏相渗剂、相渗压裂液及其使用方法。
背景技术
一般来说，油层含有一定的地层水，在油田开发过程中，容易导致油水同时采出，使原油含水，油相渗透率降低，原油采收率较低。另外，地层水的采收，使地层能量降低，也不利于油气开发。在油田开发中后期，产出水逐渐增多，产出油逐渐减少，甚至部分油无法采出，需要通过注水等手段来保持地层能量，以提高原油采收率。
压裂作为油气田重要增产措施被广泛应用。压裂是指利用地面高压泵组，以超过地层吸液能力的排量将高粘压裂液泵入井内，当泵入排量大于地层吸液能力时，地层产生裂缝，继续注入压裂液使水力裂缝逐渐延伸，随后注入带有支撑剂的混砂液，使水力裂缝继续延伸并在缝中充填支撑剂，停泵后，由于支撑剂对裂缝的支撑作用，在地层中形成足够长、足够宽的填砂裂缝，从而实现油气井增产和注水井增注的工艺措施。压裂过程中，随着裂缝的延伸，很容易沟通到含水饱和度高的储集区，甚至沟通到水层，这样就容易造成油相渗透率降低，尤其是对于低渗油藏，降低油相渗透率更明显。
以上问题，是制约油田开发的关键问题之一，而造成这些问题的主要原因在于没有很好的解决地层润湿性的问题，即油相渗透率和水相渗透率的问题。
发明内容
本发明的目的在于克服上述技术不足，提出一种砂岩油藏相渗剂、相渗压裂液及其使用方法，解决现有技术中砂岩油相渗透率低、注水增油效果不理想、压裂后产水严重的技术问题。
为达到上述技术目的，本发明的第一方面提供了一种砂岩油藏相渗剂，该砂岩油藏相渗剂由烷基三甲基氯化铵、季铵盐阳离子氟碳表面活性剂、烷基烷氧基羧基甜菜碱、甘露糖赤藓糖醇脂和有机醇以(10～15)：(16～25)：(12～20)：(15～25)：100的质量比复配而成。
本发明的第二方面提供了一种相渗压裂液，该相渗压裂液由稠化剂、杀菌剂、相渗剂、粘土稳定剂、交联剂、破胶剂和水以(0.2～0.6)：(0.01～0.05)：(0.1～0.3)：(0.5～2)：(0.02～0.3)：(0.002～0.01):100的质量比复配而成；上述相渗剂为本发明第一方面提供的砂岩油藏相渗剂。
本发明的第三方面提供了一种相渗剂的使用方法，该使用方法包括单独使用法、注水使用法和联合相渗压裂液使用法。其中，所用相渗剂为本发明第一方面提供的砂岩油藏相渗剂。
与现有技术相比，本发明的有益效果为：
本发明提供的砂岩油藏相渗剂以烷基三甲基氯化铵、季铵盐阳离子氟碳表面活性剂、烷基烷氧基羧基甜菜碱、甘露糖赤藓糖醇脂和有机醇为原料，各组分协同增效，能够将砂岩表面从油润湿转化为水润湿，提高油相渗透率；同时能够克服注水受益井产出水多，出油少的问题，提高原油采收率；还可实现压裂后控水增油；同时，其还具有使用方便的特点。
具体实施方式
为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。
本发明的第一方面提供了一种砂岩油藏相渗剂，该砂岩油藏相渗剂由烷基三甲基氯化铵、季铵盐阳离子氟碳表面活性剂、烷基烷氧基羧基甜菜碱、甘露糖赤藓糖醇脂和有机醇以(10～15)：(16～25)：(12～20)：(15～25)：100的质量比复配而成。
原油中含有的有机活性物质对地层岩石进行亿万年的润湿，使地层岩石变为亲油或弱亲油，也就是说原油和地层岩石之间是完全润湿状态或润湿状态，接触角小。毛细管压力公式为：P＝2γcosθ/r，式中γ为表(界)面张力；θ为接触角；r为毛细管半径。由毛细管压力公式可知，接触角小，毛细管压力大，从而阻碍原油在地层岩石孔隙中的流动，导致油相渗透率低。
本发明相渗剂中，烷基三甲基氯化铵和季铵盐阳离子氟碳表面活性剂为阳离子表面活性剂，其通过渗吸作用自动进入砂岩地层深部，通过物理化学作用吸附在岩石表面形成单分子吸附膜，吸附能力较差，主要是起到渗透目的。其中，烷基三甲基氯化铵渗透性能强，季铵盐阳离子氟碳表面活性剂降低表/界面张力能力强，二者协同，能够显著提高渗吸能力。烷基烷氧基羧基甜菜碱为两性离子表面活性剂，其与砂岩表面为静电吸附作用，由于其分子内含有烷氧基、羧基，其通过与岩石表面羟基发生作用，可形成氢键，进一步增大了与砂岩表面的吸附密度(即吸附作用)，形成双分子吸附，进一步提高表面活性剂的耐冲刷性能。甘露糖赤藓糖醇脂由于其特殊的分子结构，其在砂岩表面吸附，使砂岩表面形成强亲水表面，增大接触角，由油润湿转变为水润湿；同时季铵盐阳离子氟碳表面活性剂降低表/界面张力能力强，根据毛细管压力公式可知，甘露糖赤藓糖醇脂和季铵盐阳离子氟碳表面活性剂的相互协同作用，共同降低毛细管压力。
在本发明的相渗剂配方中，烷基三甲基氯化铵、季铵盐阳离子氟碳表面活性剂、烷基烷氧基羧基甜菜碱、甘露糖赤藓糖醇脂和有机醇各自发挥作用的同时，又相互协同，最终达到显著效果。
优选地，上述烷基三甲基氯化铵为十二烷基三甲基氯化铵、十四烷基三甲基氯化铵、十六烷基三甲基氯化铵中的一种或几种。
优选地，上述季铵盐阳离子氟碳表面活性剂为八烷基季铵盐阳离子氟碳表面活性剂、十烷基季铵盐阳离子氟碳表面活性剂、十二烷基季铵盐阳离子氟碳表面活性剂中的一种或几种。
具体地，季铵盐阳离子氟碳表面活性剂的结构为：
其中，R为-C8H17，-C10H21，-C12H25中的一种或几种。
研究表明，含氟表面活性剂具有较强的降低表/界面张力能力，但是其也具有一定的毒性。一般认为，碳氟链链长小于等于4，对环境的危害较小。因此，本发明中选用碳氟链链长为3的季铵盐阳离子氟碳表面活性剂。此外，酰胺基通过与岩石表面羟基发生作用形成氢键，提高吸附密度，提高吸附能力。
优选地，上述烷基烷氧基羧基甜菜碱为十二烷基烷氧基羧基甜菜碱、十四烷基烷氧基羧基甜菜碱中的一种或几种。
具体地，烷基烷氧基羧基甜菜碱结构式为：
其中，R为-C12H25，-C14H29中的一种或几种。
优选地，上述有机醇为甲醇、乙醇、丙醇中的一种或几种。进一步地，上述有机醇为甲醇。
优选地，所述砂岩油藏相渗剂通过以下步骤得到：按配比称取原料，将烷基三甲基氯化铵、季铵盐阳离子氟碳表面活性剂、烷基烷氧基羧基甜菜碱、甘露糖赤藓糖醇脂加入有机醇中，混合均匀得到所述砂岩油藏相渗剂。
本发明的第二方面提供了一种相渗压裂液，该相渗压裂液由稠化剂、杀菌剂、相渗剂、粘土稳定剂、交联剂、破胶剂和水以(0.2～0.6)：(0.01～0.05)：(0.1～0.3)：(0.5～2)：(0.02～0.3)：(0.002～0.01):100的质量比复配而成；上述相渗剂为本发明第一方面提供的砂岩油藏相渗剂。
本发明中，通过将稠化剂、杀菌剂、相渗剂、粘土稳定剂、交联剂、破胶剂和水按质量比复配得到相渗压裂液，所得相渗压裂液与常规压裂液相比，提高了压裂液在砂岩油藏表面的吸附性能，改变了砂岩表面的润湿性，使砂岩表面由油润湿变为水润湿，提高了压裂后油相渗透率。
优选地，上述稠化剂为胍胶、羟丙基胍胶、羧甲基羟丙基胍胶中的一种或几种。
优选地，上述杀菌剂为戊二醛。
优选地，上述粘土稳定剂为氯化钾、氯化铵中的一种或几种。
优选地，上述交联剂为硼砂、有机硼交联剂、有机钛交联剂、有机锆交联剂中的一种或几种。
优选地，上述破胶剂为过硫酸铵、过硫酸钾中的一种或几种。
优选地，所述相渗压裂液通过以下步骤得到：按配比称取原料，将水与稠化剂混合，随后加入杀菌剂、相渗剂、粘土稳定剂继续混合，最后加入破胶剂、交联剂混合均匀，得到相渗压裂液。
本发明的第三方面提供了一种相渗剂的使用方法，该使用方法包括单独使用法、注水使用法和联合相渗压裂液使用法。其中，所用相渗剂为本发明第一方面提供的砂岩油藏相渗剂。
具体地，单独使用法的步骤为：按1～5倍压裂层厚的体积向地层注入相渗剂，注入排量为0.5～1m3/min，注入结束后，再注入一个井筒容积的顶替液，将相渗剂全部注入地层，关井2～5h，施工结束，正常开井生产。其中，顶替液为完井液，一般为2％氯化钾水溶液，也可根据现场要求配制。
本发明提供的相渗剂单独使用法，通过相渗剂各组分的协同增效作用，降低表/界面张力，增大煤油与岩心接触角，将油润湿转变为水润湿，最终提高油相渗透率；通过相渗剂作用，提高相渗剂与岩心的吸附能力，从而提高相渗剂耐冲刷能力，最终油相渗透率降低率很小。
具体地，注水使用法的步骤为：在油田注水过程中，按(0.1～0.5):100的比例将相渗剂加入油田注入水中。其中，上述油田注入水可以是海水、地层水、油田返出水处理水等达到油田注入水标准的水。
本发明提供的相渗剂注水使用法，通过相渗剂各组分的协同增效作用，降低表/界面张力，增大煤油与岩心接触角，提高油相渗透率、降低水相渗透率，克服了注水受益井产出水多，出油少的问题，实现控水增油，提高了原油采收率。
具体地，联合相渗压裂液使用法的步骤为：压裂施工前，按1～3倍压裂层厚的体积向地层注入相渗剂，注入排量0.5～1m3/min，注入结束后，再注入一个井筒容积的顶替液，将相渗剂全部注入地层，关井1～2h；压裂施工时，按压裂设计要求注入相渗压裂液，再注入顶替液，施工结束。其中，顶替液为完井液，一般为2％氯化钾水溶液，也可根据现场要求配制。
其中，联合相渗压裂液使用法中所用的相渗压裂液可为现有技术中的相渗压裂液，也可为本发明提供的相渗压裂液。优选为本发明提供的相渗压裂液。
本发明提供的相渗剂联合使用法，通过相渗剂各组分的协同增效作用，降低表/界面张力，增大煤油与岩心接触角，压裂后砂岩油相渗透率提高，水相渗透率降低，实现控水增油，克服了由于压裂沟通含水饱和度高的储集区或水层造成的出水严重，油相渗透率降低的问题。因此，当压裂过程中沟通到含水饱和度高的储集区，甚至沟通到水层后，并不会大量出水，可以达到控水增油的作用。
实施例1
本实施例提供了一种相渗剂，由十二烷基三甲基氯化铵、十烷基季铵盐阳离子氟碳表面活性剂、十四烷基烷氧基羧基甜菜碱、甘露糖赤藓糖醇脂和甲醇按10：16：12：15：100的质量比复配而成。
具体通过以下步骤得到：按上述配比称取原料，将十二烷基三甲基氯化铵、十烷基季铵盐阳离子氟碳表面活性剂、十四烷基烷氧基羧基甜菜碱、甘露糖赤藓糖醇脂加入甲醇中，混合均匀得到相渗剂。
实施例2
本实施例提供了一种相渗剂，由十二烷基三甲基氯化铵、十烷基季铵盐阳离子氟碳表面活性剂、十四烷基烷氧基羧基甜菜碱、甘露糖赤藓糖醇脂和甲醇按15：25：20：25：100的质量比复配而成。
具体通过以下步骤得到：按上述配比称取原料，将十二烷基三甲基氯化铵、十烷基季铵盐阳离子氟碳表面活性剂、十四烷基烷氧基羧基甜菜碱、甘露糖赤藓糖醇脂加入甲醇中，混合均匀得到相渗剂。
实施例3
本实施例提供了一种相渗剂，由十二烷基三甲基氯化铵、十烷基季铵盐阳离子氟碳表面活性剂、十四烷基烷氧基羧基甜菜碱、甘露糖赤藓糖醇脂和甲醇按12：20：15：20：100的质量比复配而成。
具体通过以下步骤得到：按上述配比称取原料，将十二烷基三甲基氯化铵、十烷基季铵盐阳离子氟碳表面活性剂、十四烷基烷氧基羧基甜菜碱、甘露糖赤藓糖醇脂加入甲醇中，混合均匀得到相渗剂。
实施例4
本实施例提供了一种相渗压裂液，由羟丙基胍胶、戊二醛、相渗剂、氯化钾、硼砂、过硫酸铵和水以0.2：0.01：0.1：0.5：0.02：0.01:100的质量比复配而成。
具体通过以下步骤得到：按上述配比称取原料，将水加入混调器中，混调器调至2000转/分钟，加入羟丙基胍胶，搅拌300秒，然后加入戊二醛、相渗剂、氯化钾，继续搅拌30秒；然后加入过硫酸铵、硼砂，继续搅拌30秒，制得相渗压裂液。其中，上述向体系中加入的硼砂实际为2份质量分数为1％的硼砂水溶液，使硼砂在体系中的实际有效浓度为0.02％。
本实施例中所用相渗剂为实施例1中制备的相渗剂。
实施例5
本实施例提供了一种相渗压裂液，由羟丙基胍胶、戊二醛、相渗剂、氯化钾、硼砂、过硫酸铵和水以0.4：0.05：0.3：2：0.03：0.002:100的质量比复配而成。
具体通过以下步骤得到：按上述配比称取原料，将水加入混调器中，混调器调至3000转/分钟，加入羟丙基胍胶，搅拌300秒，然后加入戊二醛、相渗剂、氯化钾，继续搅拌30秒；然后加入过硫酸铵、硼砂，继续搅拌30秒，制得相渗压裂液。其中，上述向体系中加入的硼砂实际为3份质量分数为1％的硼砂水溶液，使硼砂在体系中的实际有效浓度为0.03％。
本实施例中所用相渗剂为实施例2中制备的相渗剂。
实施例6
本实施例提供了一种相渗压裂液，由羟丙基胍胶、戊二醛、相渗剂、氯化钾、硼砂、过硫酸铵和水以0.3：0.02：0.2：1：0.025：0.005:100的质量比复配而成。
具体步骤如下：按上述配比称取原料，将水加入混调器中，混调器调至2500转/分钟，加入羟丙基胍胶，搅拌300秒，然后加入戊二醛、相渗剂、氯化钾，继续搅拌30秒；然后加入过硫酸铵、硼砂，继续搅拌30秒，制得相渗压裂液。其中，上述向体系中加入的硼砂实际为2.5份质量分数为1％的硼砂水溶液，且硼砂在体系中的实际有效浓度为0.025％。
本实施例中所用相渗剂为实施例3中制备的相渗剂。
实施例7
本实施例提供了一种相渗剂的使用方法，该使用方法为单独使用法，采用实施例1中制备的相渗剂，具体步骤如下；按2倍压裂层厚的体积(19.2m3)向地层注入相渗剂，注入排量为0.5m3/min，注入结束后，再注入一个井筒容积(10.6m3)顶替液，将相渗剂全部注入地层，关井2.5h，施工结束，正常开井生产。
实施例8
本实施例提供了一种相渗剂的使用方法，该使用方法为单独使用法，采用实施例2中制备的相渗剂，具体步骤如下；按3.5倍压裂层厚的体积(18.2m3)向地层注入相渗剂，注入排量为0.8m3/min，注入结束后，再注入一个井筒容积(12.9m3)顶替液，将相渗剂全部注入地层，关井4h，施工结束，正常开井生产。
实施例9
本实施例提供了一种相渗剂的使用方法，该使用方法为单独使用法，采用实施例3中制备的相渗剂，具体步骤如下；按5倍压裂层厚的体积(31.5m3)向地层注入相渗剂，注入排量为1m3/min，注入结束后，再注入一个井筒容积(17.3m3)顶替液，将相渗剂全部注入地层，关井5h，施工结束，正常开井生产。
实施例10
本实施例提供了一种相渗剂的使用方法，该使用方法为注水使用法，采用实施例1中制备的相渗剂，具体步骤如下；
在油田注水过程中，按0.1:100的比例将实施例1制备的相渗剂加入油田注入水中，制得相渗注入水，所述油田注入水为海水。
实施例11
本实施例提供了一种相渗剂的使用方法，该使用方法为注水使用法，采用实施例2中制备的相渗剂，具体步骤如下；
在油田注水过程中，按0.5:100的比例将实施例2制备的相渗剂加入油田注入水中，制得相渗注入水，所述油田注入水为海水。
实施例12
本实施例提供了一种相渗剂的使用方法，该使用方法为注水使用法，采用实施例3中制备的相渗剂，具体步骤如下；
在油田注水过程中，按0.2:100的比例将实施例3制备的相渗剂加入油田注入水中，制得相渗注入水，所述油田注入水为海水。
实施例13
本实施例提供了一种相渗剂的使用方法，该使用方法为联合相渗压裂液使用法，采用实施例1中制备的相渗剂和实施例4中制备的相渗压裂液具体步骤如下：
压裂施工前，按1倍压裂层厚的体积(5.7m3)向地层注入相渗剂，注入排量0.5m3/min，注入结束后，再注入一个井筒容积(15.3m3)顶替液，将相渗剂全部注入地层，关井1h；压裂施工时，注入320m3相渗压裂液，再注入15.3m3顶替液，施工结束。
实施例14
本实施例提供了一种相渗剂的使用方法，该使用方法为联合相渗压裂液使用法，采用实施例2中制备的相渗剂和实施例5中制备的相渗压裂液具体步骤如下：
压裂施工前，按3倍压裂层厚的体积(21.3m3)向地层注入相渗剂，注入排量1m3/min，注入结束后，再注入一个井筒容积(17.9m3)顶替液，将相渗剂全部注入地层，关井2h；压裂施工时，注入350m3相渗压裂液，再注入17.9m3顶替液，施工结束。
实施例15
本实施例提供了一种相渗剂的使用方法，该使用方法为联合相渗压裂液使用法，采用实施例3中制备的相渗剂和实施例6中制备的相渗压裂液具体步骤如下：
压裂施工前，按2倍压裂层厚的体积(6.6m3)向地层注入相渗剂，注入排量0.6m3/min，注入结束后，再注入一个井筒容积(21.7m3)顶替液，将相渗剂全部注入地层，关井1.5h；压裂施时，注入230m3相渗压裂液，再注入21.7m3顶替液，施工结束。
对比例1
除仅由十二烷基三甲基氯化铵和甲醇以12:100的质量比复配而成外，其余均与实施例3一致。
对比例2
除仅由十烷基季铵盐阳离子氟碳表面活性剂和甲醇以20:100的质量比复配而成外，其余均与实施例3一致。
对比例3
除仅由十四烷基烷氧基羧基甜菜碱和甲醇以15:100的质量比复配而成外，其余均与实施例3一致。
对比例4
除仅由甘露糖赤藓糖醇脂和甲醇以20:100的质量比复配而成外，其余均与实施例3一致。
对比例5
仅为甲醇。
对比例6
除仅由十烷基季铵盐阳离子氟碳表面活性剂、十四烷基烷氧基羧基甜菜碱、甘露糖赤藓糖醇脂、甲醇以20:15:20:100的质量比复配而成外，其余均与实施例3一致。
对比例7
除仅由十二烷基三甲基氯化铵、十四烷基烷氧基羧基甜菜碱、甘露糖赤藓糖醇脂和甲醇以12:15:20:100的质量比复配而成外，其余均与实施例3一致。
对比例8
除仅由十二烷基三甲基氯化铵、十烷基季铵盐阳离子氟碳表面活性剂、甘露糖赤藓糖醇脂、甲醇以12:20:20:100的质量比复配而成外，其余均与实施例3一致。
对比例9
除仅由十二烷基三甲基氯化铵、十烷基季铵盐阳离子氟碳表面活性剂、十四烷基烷氧基羧基甜菜碱、甲醇以12:20:15:100的质量比复配而成外，其余均与实施例3一致。
试验组1
对经实施例1～3和对比例1～9得到的工作液处理后的岩片进行接触角测试，空白对照组为2％氯化钾水溶液。测试结果见表1。
岩片的处理过程具体如下：
1)制备岩片
钻取岩心，岩心直径为25.4mm，然后将岩心切割成长度为5～30mm岩片，即制得直径为25.4mm，长度为5～30mm岩片。
2)岩片饱和抽真空浸泡
在抽真空情况下，对岩片进行工作液饱和。
3)接触角测定
使用接触角测定仪测定煤油在岩片上的接触角。
表1接触角测定
| 工作液 | 接触角(°) |
| 实施例1 | 156 |
| 实施例2 | 147 |
| 实施例3 | 152 |
| 空白对照组 | 22 |
| 对比例1 | 18 |
| 对比例2 | 65 |
| 对比例3 | 53 |
| 对比例4 | 112 |
| 对比例5 | 52 |
| 对比例6 | 132 |
| 对比例7 | 124 |
| 对比例8 | 128 |
| 对比例9 | 107 |
由表1可知，经实施例1～3中得到的相渗液处理后的岩片，与煤油的接触角均大于140°，而经2％氯化钾水溶液处理后的岩片，与煤油接触角仅为22°，说明本发明提供的相渗剂能够显著提高岩片与煤油接触角。
经对比例2～9中的溶液处理后的岩片，与煤油的接触角在52°～132°之间，与空白对照组相比，接触角有一定的提升，但仍不能达到本发明所达到的高疏油效果，说明增大接触角需要本发明相渗剂中各组分协同增效，缺少某个组分均达不到效果。
试验组2
对经实施例1～3和对比例5～9得到的工作液处理后的岩片进行油相渗透率测试，空白对照组为2％氯化钾水溶液。测试结果见表2。
岩心的处理过程具体如下：
1)制备及处理
钻取岩心，岩心尺寸为φ25.4*50.8mm，即直径为25.4mm、长度为50.8mm。洗油洗盐，60℃烘干恒重，测定岩心孔隙体积。
2)油相渗透率测定
然后将岩心放入岩心夹持器中，保持静围压5MP不变。
A)处理前油相渗透率测定
正向驱替煤油，测定处理前油相渗透率K0。
B)处理后油相渗透率测定
处理前油相渗透率测定结束后，反向驱替工作液，当岩心另一端驱替出5倍孔隙体积的工作液，停止驱替，放置2h；
正向驱替煤油，测定不同工作液处理后岩心在1h、6h、8h下的油相渗透率Ktt。
油相渗透率提高率采用如下公式计算：
n＝(Ktt-K0)/k0*100％。
另外，随着驱替的进行，工作液将逐渐从岩心表面解吸，导致油相渗透率慢慢降低，为了评价工作液在岩心表面的耐冲刷能力，计算1～8h之间处理后油相渗透率降低率，采用如下公式计算：
w＝(Kt8-kt1)/Kt1*100％。
其中，Kt1为处理后1h油相渗透率，Kt6为处理后6h油相渗透率，Kt8为处理后8h油相渗透率。
表2油相渗透率及提高率
由表2可以看出，经实施例1～3中得到的相渗液处理后的样品具有较高的油相渗透率提高率和较低的处理后油相渗透率降低率。与实施例3相比，对比例6的油相渗透率提高率较低、处理后油相渗透率降低率较高，其原因在于，对比例6中未加入烷基三甲基氯化铵，其失去了烷基三甲基氯化铵带来的强渗透能力，无法进入岩片内部，也无法与其他组分发挥协同作用，从而导致其具有较低的油相渗透率提高率和较高的处理后油相渗透率降低率。与实施例3相比，对比例7的油相渗透率提高率较低、处理后油相渗透率降低率较高，其原因在于，对比例7中未加入季铵盐阳离子氟碳表面活性剂，其失去了季铵盐阳离子氟碳表面活性剂带来的降低表/界面张力作用，也无法与其他组分发挥协同作用，从而导致接触角和油相渗透率提高率较低、处理后油相渗透率降低率较高。与实施例3相比，对比例8具有较低的油相渗透率提高率和极高的处理后油相渗透率降低率，其原因在于，对比例8中未加入烷基烷氧基羧基甜菜碱，其失去了烷基烷氧基羧基甜菜碱对砂岩的强吸附能力，导致工作液与砂岩吸附能力差、不耐冲刷，随着驱替的进行，处理后油相渗透率降低率高，同时，也无法与其他组分发挥协同作用，导致油相渗透率提高率较低。与实施例3相比，对比例9具有极低的油相渗透率提高率和较高的处理后油相渗透率降低率，其原因在于，对比例9中未加入甘露糖赤藓糖醇脂，其失去了与季铵盐阳离子氟碳表面活性剂协同配合能力，从而导致其具有较低的接触角和极低的油相渗透率提高率；同时，也无法与其他组分发挥协同作用，导致处理后油相渗透率降低率较高。
试验组3
对经实施例1～3和对比例6～9得到的工作液处理后的岩心进行驱油效果测试，空白对照组为2％氯化钾水溶液，测试结果见表3。
处理过程具体如下：
1)相渗注入水制备
将实施例1～3、对比例5～9和空白对照组中的溶液按质量比为0.2:100的比例加入海水中，制得相渗注入水。分别命名为实施例1(注入水)、实施例2(注入水)、实施例3(注入水)、空白对照组(注入水)、对比例5(注入水)、对比例6(注入水)～对比例9(注入水)。
2)制备岩心及处理
钻取岩心，岩心尺寸为φ25.4*50.8mm，即直径为25.4mm、长度为50.8mm。对岩心进行洗油洗盐，60℃烘干恒重。
3)采收率提高率测定
A)在抽真空情况下，对岩心进行煤油饱和，测定含油量V前0。然后将岩心放入岩心夹持器中，保持静围压5MP不变，使用海水对岩心进行驱替，驱替排量1mL/min，测定6h驱出的油体积V前1，然后计算处理前采收率n前，计算公式：n前＝V前1/V前0。
B)实验A)完成后，将岩心取出，在抽真空情况下，对岩心进行煤油饱和，测定含油量V后0。然后将岩心放入岩心夹持器中，保持静围压5MP不变，使用相渗注入水对岩心进行驱替，驱替排量1mL/min，测定6h驱出的油体积V后1，然后计算处理前采收率n后，计算公式：n后＝V后1/V后0。
C)由公式计算采收率提高率W＝(n后-n前)/n前*100％。
表3采收率及采收率提高率
| 处理前采收率 | 处理后采收率 | 采收率提高率 | |
| 实施例1(注入水) | 14％ | 22％ | 55％ |
| 实施例2(注入水) | 16％ | 24％ | 53％ |
| 实施例3(注入水) | 15％ | 24％ | 59％ |
| 空白对照组(注入水) | 13％ | 14％ | 5％ |
| 对比例5(注入水) | 14％ | 18％ | 28％ |
| 对比例6(注入水) | 16％ | 23％ | 42％ |
| 对比例7(注入水) | 13％ | 19％ | 45％ |
| 对比例8(注入水) | 14％ | 20％ | 44％ |
| 对比例9(注入水) | 15％ | 20％ | 36％ |
由表3可知，实施例1(注入水)、实施例2(注入水)、实施例3(注入水)采收率提高率大于等于53％，而2％氯化钾水溶液(注入水)采收率提高率为5％，对比例6(注入水)～对比例9(注入水)采收率提高率均小于等于45％，说明在注入水中加入本发明相渗剂，可实现控水增油，提高采收率。其他工作液与本发明相渗剂相比，效果更差，进一步说明本发明相渗剂效果是各组分共同协同增效实现的，缺少某个组分均达不到效果。
综上，本发明提供的相渗剂以烷基三甲基氯化铵、季铵盐阳离子氟碳表面活性剂、烷基烷氧基羧基甜菜碱、甘露糖赤藓糖醇脂和有机醇为原料，各组分协同增效，能够将油润湿转化为水润湿，提高油相渗透率，克服注水受益井产出水多，出油少的问题，提高原油采收率，也可实现压裂后实现控水增油；同时，其还具有制备方法简单，使用方便的特点。
以上所述仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (9)
1.一种砂岩油藏相渗剂，其特征在于，所述砂岩油藏相渗剂由烷基三甲基氯化铵、季铵盐阳离子氟碳表面活性剂、烷基烷氧基羧基甜菜碱、甘露糖赤藓糖醇脂和有机醇以(10～15)：(16～25)：(12～20)：(15～25)：100的质量比复配而成。
2.根据权利要求1所述砂岩油藏相渗剂，其特征在于，所述烷基三甲基氯化铵为十二烷基三甲基氯化铵、十四烷基三甲基氯化铵、十六烷基三甲基氯化铵中的一种或几种。
3.根据权利要求1所述砂岩油藏相渗剂，其特征在于，所述季铵盐阳离子氟碳表面活性剂为八烷基季铵盐阳离子氟碳表面活性剂、十烷基季铵盐阳离子氟碳表面活性剂、十二烷基季铵盐阳离子氟碳表面活性剂中的一种或几种。
4.根据权利要求1所述砂岩油藏相渗剂，其特征在于，所述烷基烷氧基羧基甜菜碱为十二烷基烷氧基羧基甜菜碱、十四烷基烷氧基羧基甜菜碱中的一种或几种。
5.根据权利要求1所述砂岩油藏相渗剂，其特征在于，所述有机醇为甲醇、乙醇、丙醇中的一种或几种。
6.一种相渗压裂液，其特征在于，所述相渗压裂液由稠化剂、杀菌剂、相渗剂、粘土稳定剂、交联剂、破胶剂和水以(0.2～0.6)：(0.01～0.05)：(0.1～0.3)：(0.5～2)：(0.02～0.3)：(0.002～0.01):100的质量比复配而成；所述相渗剂为权利要求1～5中任一项所述砂岩油藏相渗剂。
7.根据权利要求6所述相渗压裂液，其特征在于，所述稠化剂为胍胶、羟丙基胍胶、羧甲基羟丙基胍胶中的一种或几种；所述杀菌剂为戊二醛；所述黏土稳定剂为氯化钾、氯化铵中的一种或几种；所述交联剂为硼砂、有机硼交联剂、有机钛交联剂、有机锆交联剂中的一种或几种；所述破胶剂为过硫酸铵、过硫酸钾中的一种或几种。
8.一种如权利要求1～5中任一项所述相渗剂的使用方法，其特征在于，所述使用方法包括单独使用法、注水使用法和联合相渗压裂液使用法。
9.根据权利要求8所述相渗剂的使用方法，其特征在于，所述单独使用法的步骤为：按1～5倍压裂层厚的体积向地层注入相渗剂，注入排量为0.5～1m3/min，注入结束后，再注入一个井筒容积的顶替液，将相渗剂全部注入地层，关井2～5h，施工结束，正常开井生产；
所述注水使用法的步骤为：在油田注水过程中，按(0.1～0.5):100的比例将相渗剂加入油田注入水中；
所述联合相渗压裂液使用法的步骤为：压裂施工前，按1～3倍压裂层厚的体积向地层注入相渗剂，注入排量0.5～1m3/min，注入结束后，再注入一个井筒容积的顶替液，将相渗剂全部注入地层，关井1～2h；压裂施工时，按压裂设计注入相渗压裂液，再注入顶替液，施工结束。
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