气湿反转处理剂组合物及反转岩石表面润湿性方法
【专利摘要】本发明提供了气湿反转处理剂组合物及反转岩石表面润湿性方法。该气湿反转处理剂组合物，包含作为预处理剂的烷基酚聚氧乙烯醚的水溶液；以及作为反转处理剂的全氟乙基丙烯酸酯的乙醇-水溶液。本发明能实现岩石表面气湿反转，能有效的将砂岩表面从液体润湿性转变为气体润湿性。
【专利说明】气湿反转处理剂组合物及反转岩石表面润湿性方法
【技术领域】
[0001]本发明涉及气藏领域，具体涉及一种气湿反转处理剂组合物及其使用方法，能够提高凝析气藏产量和保护油气层。
【背景技术】
[0002]在凝析气藏中，当井筒附近的压力低于露点压力时，则液相会凝聚在井筒附近，造成气井产能严重下降。有学者建议通过向井筒附近的区域注入二氧化碳和丙烷来清除井筒附近的凝析液，但此法只能暂时缓解，不能从根本上解决问题。因此，如果能将井筒附近区域的润湿性改变为气湿或者中性气湿，实现润湿反转，就可以提高凝析气藏的产能。
[0003]2000年，L1、Tang等分别使用含氟表面活性剂处理人造砂岩岩心，实验室内制备了气湿性岩样。研究证明当岩石的润湿性反转为气湿性时，液相的相对渗透率增加，储层流体在其内部流动状况得到极大改善，润湿性改变后的产能增加了 2~3倍，有助于提高凝析气藏的生产能力，研究证明氟碳表面活性剂具备将油藏岩石的润湿性由液湿性反转为气湿性的能力。
[0004]姚同玉、李继山、姚凤英通过毛细管上升法，Washburn法研究了二甲基硅油，二氯二甲基硅烷等表面活性剂对人造砂岩岩心的润湿反转能力，实验证明经气湿反转剂处理的岩心具有优先气湿性，流体在其内的流动状况得到明显改善。 [0005]申请号201110208619.8的中国专利提供了一种用于改善岩芯润湿性能的微乳剂，是由Gimini季铵盐阳离子表面活性剂、非离子表面活性剂与助剂低级脂肪醇组成，Gemini季铵盐阳离子表面活性剂与非离子表面活性剂质量比1:1_60，助剂质量百分比为30% -50%。具有与油-水混溶的特性，可将地层润湿状况改善为中性弱亲水，明显降低工作液的表面张力，从而降低毛管压力，解除水锁，降低启动压差，有助于工作液的返排，使地层免受工作液的伤害，达到油气井增产稳定的效果。
[0006]CN102076809A(申请号200980123817.5)提供了一种用于改变岩石地层可润湿性的方法。该方法包括:将水润湿性处理剂泵入岩石地层中，其中所述水润湿性处理剂组合物选自微乳液、纳米乳液、乳液和细乳液，水润湿性处理剂中的单相微乳液(SPME)和原位形成的微乳液可以在泵送高降滤失挤压处理剂或交联处理剂或其它水基处理剂之前用于逆转先前用油基泥浆或合成基泥浆钻取的地下岩石的可润湿性。当水润湿性处理剂接触非极性物质时通过将非极性物质溶入微乳液中而发生这种润湿性逆转。可以在一种或多种表面活性剂和极性相(例如水或盐水)以及最终若干量的有机相接触储层地层并且逆转多孔介质中发现的可润湿性时形成原位微乳液。所述微乳液有效用于逆转由非极性物质产生的可润湿性。
[0007]以上方法中所使用的表面活性剂未能有效地将岩心表面转变为理想的优先气湿表面，而且使用不方便、会对地层造成损害。
【发明内容】
[0008]针对目前气润湿反转的方法、所用化学剂和反转适用条件的缺点和不足，本发明提供一种新型气湿反转处理剂组合物，并提供将岩石表面的润湿性由油湿性或水湿性转变为气体润湿性的方法。本发明能实现岩石表面气湿反转，能有效的将砂岩表面从液体润湿性转变为气体润湿性，并使用接触角测定仪测定了油水相在气湿性人造岩心的接触角，定量的评价了岩心表面的气润湿程度。
[0009]为了解决上述技术问题，本发明采用的技术方案是，一种气湿反转处理剂组合物，包含
[0010]预处理剂，包括烷基酚聚氧乙烯醚的水溶液；以及
[0011]反转处理剂，包括全氟乙基丙烯酸酯的乙醇-水溶液。
[0012]前述的气湿反转处理剂组合物，所述烷基酚聚氧乙烯醚在水溶液中的质量浓度为0.1-1.0wt % ,优选 0.2wt% ο
[0013]前述的气湿反转处理剂组合物，所述烷基酚聚氧乙烯醚分子式如下:
[0014]RC6H4O (CH2CH2O)nH, η为2-4，R为C5-Cltl的直链或支链烷基。这里所述烷基可以是:直链或支链的戊基，己基，庚基，辛基，壬基和癸基。优选，正戊基，正己基，正庚基，正辛基，正壬基或正癸基。
[0015]前述的气湿反转处理剂组合物，所述烷基酚聚氧乙烯醚是正辛基酚聚氧乙烯醚。
[0016]前述的气湿 反转处理剂组合物，所述全氟乙基丙烯酸酯在乙醇-水溶液中的质量浓度是 0.1-0.5wt %，优选 0.2-0.3wt %。
[0017]前述的气湿反转处理剂组合物，所述全氟乙基丙烯酸酯分子式为CF3CF2(CF2)kCH2CH200CCR = CH2
[0018]其中K为1-20的整数，R为H或CH3。
[0019]前述的气湿反转处理剂组合物，所述乙醇与水的质量比例为30% -50%:70% -50%。
[0020]前述的气湿反转处理剂组合物，所述预处理剂的水溶液以及所述反转处理剂的水溶液中进一步含有盐，所述盐是氯化钠，氯化镁，氯化铝或硫酸钠，所述盐在水中的浓度为(200000mg/L。
[0021]为了解决上述技术问题，本发明采用的第二技术方案是，一种反转岩石表面润湿性的方法，该方法包括如下步骤:
[0022](I)预处理步骤
[0023]将预处理剂泵入地层中陈化10-12小时；其中，预处理剂包括烷基酚聚氧乙烯醚的水溶液；以及
[0024](2)润湿反转步骤
[0025]将反转处理剂泵入地层中浸泡20-24小时；其中，反转处理剂包括全氟乙基丙烯酸酯的乙醇-水溶液。
[0026]前述的反转岩石表面润湿性的方法，所述烷基酚聚氧乙烯醚在水溶液中的质量浓度为0.1-1.0wt %，优选0.2wt% ;所述全氟乙基丙烯酸酯在乙醇-水溶液中的质量浓度是
0.1-0.5wt%，优选0.2-0.3wt% ;所述乙醇与水的质量比例为30% -50%:70% -50%。
[0027]前述的反转岩石表面润湿性的方法，所述烷基酚聚氧乙烯醚分子式如下:
[0028]RC6H4O(CH2CH2O)nH, η为2-4，R为C5-Cltl的直链或支链烷基，优选正辛基酚聚氧乙烯醚。
[0029]前述的反转岩石表面润湿性的方法，所述全氟乙基丙烯酸酯分子式为CF3CF2 (CF2)kCH2CH200CCR = CH2
[0030]其中K为1-20的整数，R为H或CH3。
[0031]前述的反转岩石表面润湿性的方法，所述预处理剂的水溶液以及所述反转处理剂的水溶液中进一步含有盐，所述盐是氯化钠，氯化镁，氯化铝或硫酸钠，所述盐在水中的浓度为≤ 200000mg/L。
[0032]采用本发明的技术方案至少具有如下有益效果:能够将凝析气藏岩石表面的润湿性从油湿或水湿反转为中间气湿性或强气湿性，水相:蒸馏水或盐水为在固体表面上的三相接触角Θ从O。转变为130-140°。此技术可以显著的改善凝析气藏的产量。
[0033]本发明组合物化学稳定性高，水溶性好，能够有效缓解凝析气藏开发过程中的“液锁”效应，可适用于高温、高矿化度油气层，注入地层不会产生其它反应，操作便捷，可有效避免化学药剂对地层的污染。
【专利附图】
【附图说明】 [0034]无
【具体实施方式】
[0035]为充分了解本发明之目的、特征及功效，借由下述具体的实施方式，对本发明做详细说明。
[0036]本发明提供一种新型气湿反转处理剂组合物，并提供将井筒附近区域岩石表面的润湿性由油湿性或水湿性转变为气体润湿性的方法。本发明能够实现岩石表面气湿反转，能有效的将砂岩表面从液体润湿性转变为气体润湿性。
[0037]下面对本发明气湿反转处理剂组合物进行详细说明。气湿反转处理剂组合物包含预处理剂，包括烷基酚聚氧乙烯醚的水溶液；以及反转处理剂，包括全氟乙基丙烯酸酯的乙醇-水溶液。
[0038]烷基酚聚氧乙烯醚分子式为=RC6H4O(CH2CH2O)nH, η为2-4，R为C5-Cltl的直链或支链烷基，这里所述烷基可以是:直链或支链的戊基，己基，庚基，辛基，壬基和癸基。优选，正戊基，正己基，正庚基，正辛基，正壬基或正癸基。更优选为正辛基酚聚氧乙烯醚，分子式为C8H17C6H4O(CH2CH2O)nH0烷基酚聚氧乙烯醚可以通过常规市售得到，例如湖北化工研究所的FGlO。烷基酚聚氧乙烯醚在水溶液中的质量浓度为0.1-1.0被％，优选0.2被％。
[0039]全氟乙基丙烯酸酯分子式为CF3CF2 (CF2) kCH2CH200CCR = CH2
[0040]其中K为1-20的整数，R为H或CH3。全氟乙基丙烯酸酯可以通过常规市售得到，例如湖北化工研究所的FG40，其R为CH3, K为18。全氟乙基丙烯酸酯在乙醇-水溶液中的质量浓度是0.1-0.5wt%，优选0.2-0.3wt%。所述乙醇与水的质量比例为30% -50%:70% -50%。在本发明中，乙醇起到全氟乙基丙烯酸酯的助剂作用。
[0041]所述预处理剂的水溶液以及所述反转处理剂的水溶液中进一步含有盐，所述盐是氯化钠，氯化镁，氯化铝或硫酸钠。所述盐在水中的浓度为< 200000mg/L。
[0042]本发明气湿反转处理剂组合物获得气湿性岩心的机理如下:[0043]氟碳表面活性剂分子由极性端(亲水)和非极性端(疏水疏油)组成，分子极性端的结构与常规的表面活性剂无异，而其非极性端上的氢原子部分或全部被氟原子取代，形成氟碳链。氟碳键具有低极性、结构稳定等特点，最重要的是表现出常规表面活性剂不具有的疏水疏油特性。氟碳表面活性剂这种优异的疏水又疏油性能是由氟原子特殊的物理和化学性质决定的。氟原子体积比一般原子小，范德华半径氢原子的半径接近，小体积的氟原子会将碳骨架紧密的包裹，因此氟碳分子在碳骨架上形成“Z”字形排列，使得外面的原子很难进入氟碳分子中。又由于氟的强电负性，使得C-F键的共用电子对偏向氟原子，在碳骨架外围形成一种负电保护层，其他的电负性亲核试剂由于同性电荷的排斥很难接近碳原子，从而使得氟碳表面活性剂具有屏蔽作用。氟原子电负性最大的，与其它分子相比较，氟碳分子极难被氧化；C_F的键能为484kJ.mol-1，是单键键能较大者，比C-H键能大69kJ.mol-1,并且极化率比较小，故C-F键非常牢固，很难以共价键的均裂方式断裂分解，也难以共价键的异裂方式分解，从而使得氟碳表面活性剂具有优异的热稳定性，而且具有良好的化学稳定性。碳氟键的极化率也小，因此含有大量C-F键的化合物的分子间凝聚力小，结果使表面自由能也降低，形成了对各种液体很难润湿、很难附着的特有性质。
[0044]本发明气湿反转提高油气采收率的机理是通过氟碳表面活性剂在岩石表面吸附作用形成的单分子吸附膜起作用，由于岩石表面带电，当溶液中的氟碳表面活性剂与岩石接触时，其分子极性端会优先吸附在岩石表面，使得具有疏水疏油性的非极性端露在外面，当吸附作用达到临界吸附状态时，分子在岩石表面形成致密的单分子吸附层，非极性端一致朝外，将岩石表面的润湿性由液湿性反转为气湿性。气湿性岩石既不亲水，也不亲油，具有良好的两憎性。使用含氟表面活性剂处理可将凝析气藏井筒附近岩石的润湿性由液湿反转为气湿性，可以改善液相在储层内部的流动性，提高液相的相对渗透率，从而有效缓解“液锁效应”，达到提高采收率的目的。
[0045]下面详细说明 一下反转岩石表面润湿性的方法。该方法包括如下步骤:
[0046](I)预处理步骤
[0047]将预处理剂泵入地层中陈化10-12小时；其中，预处理剂包括烷基酚聚氧乙烯醚的水溶液；以及
[0048](2)润湿反转步骤
[0049]将反转处理剂泵入地层中浸泡20-24小时；其中，反转处理剂包括全氟乙基丙烯酸酯的乙醇-水溶液。上述泵注方法为本领域常规方法。
[0050]烷基酚聚氧乙烯醚在水溶液中的质量浓度为0.1-1.0wt %，优选0.2wt% ;所述全氟乙基丙烯酸酯在乙醇-水溶液中的质量浓度是0.1-0.5wt%，优选0.2-0.3wt% ;所述乙醇与水的质量比例为30% -50%:70% -50%。所述预处理剂的水溶液以及所述反转处理剂的水溶液中进一步含有盐，所述盐是氯化钠，氯化镁，氯化铝或硫酸钠，所述盐在水中的浓度为≤200000mg/L。
[0051]烷基酚聚氧乙烯醚分子式如下:
[0052]RC6H4O(CH2CH2O)nH, η为2-4，R为C5-Cltl的直链或支链烷基，优选正辛基酚聚氧乙烯醚。
[0053]全氟乙基丙烯酸酯分子式为CF3CF2 (CF2) kCH2CH200CCR = CH2
[0054]其中K为1-20的整数，R为H或CH3。[0055]采用本发明的技术方案，具有以下技术特点和优良效果:
[0056](I)由于氟碳表面活性剂优良的疏水疏油性能，FG40处理后可使砂岩表面达到强气湿程度，可用于改善油气藏岩石润湿性，有利于提高凝析气藏产能，有效缓解凝析气藏开发过程中的“液锁”效应。
[0057](2)本发明所使用的气湿反转处理剂可适应于高温、高矿化度油气层。
[0058](3)氟碳表面活性剂FG40水溶性好，具有较高的化学稳定性，注入地层不会产生其它反应，操作便捷。可有效避免化学药剂对地层的污染。
[0059]为了评价本发明气湿反转处理剂组合物的性能，在实验室中采用石英砂人造岩心对该组合物进行了应用。该人造岩心采用常规方法制成，渗透率在60-100mD左右，孔隙度10-12%。
[0060]该实验方法具体步骤如下:
[0061](I)预处理步骤
[0062]将岩心放入预处 理剂中陈化10-12小时；其中，预处理剂包括烷基酚聚氧乙烯醚的水溶液；以及
[0063](2)润湿反转步骤
[0064]将预处理后的岩心烘干(优选20_140°C )，然后放入反转处理剂中；其中，反转处理剂包括全氟乙基丙烯酸酯的乙醇-水溶液。
[0065]下面通过具体的实施例来阐述本发明的方法的实施，本领域技术人员应当理解的是，这不应被理解为对本发明权利要求范围的限制。
[0066]实施例
[0067]首先，对下面实施例中原料及处理后岩心分析时所用的测定装置和测定方法进行说明如下:
[0068]实施例所用氯化钠，氯化镁，硫酸钠，乙醇均为分析纯。
[0069]人造岩心:渗透率在60_100mD左右，孔隙度10-12%，
[0070]正辛基酚聚氧乙烯醚湖北化工研究所FGlO
[0071]正戊基酚聚氧乙烯醚湖北化工研究所
[0072]正癸基酚聚氧乙烯醚湖北化工研究所
[0073]全氟乙基丙烯酸酯A，湖北化工研究所FG40，CF3CF2 (CF2) kCH2CH200CCR = CH2，其中K 为 18，R 为 CH3
[0074]全氟乙基丙烯酸酯B，湖北化工研究所，CF3CF2(CF2)kCH2CH200CCR = CH2，其中K为1，R为 H
[0075]全氟乙基丙烯酸酯C，湖北化工研究所，CF3CF2(CF2)kCH2CH200CCR = CH2，其中K为20，R 为 H
[0076]接触角测定JC2000D接触角测定仪。
[0077]实施例1
[0078](I)岩心预处理
[0079]将岩心切片，薄片的厚度为1cm，然后使用砂纸打磨至表面光滑。
[0080](2)预处理步骤
[0081]将岩心放入预处理剂中陈化12小时；其中，预处理剂包括0.2wt% FGlO的氯化钠水溶液；氯化钠水溶液的浓度为200000mg/L。
[0082](3)润湿反转步骤
[0083]将预处理后的岩心在100°C烘干，然后放入反转处理剂中24小时；其中，反转处理剂包括0.2wt% FG40的乙醇-氯化钠水溶液，乙醇和氯化钠水溶液的质量比为1:1，氯化钠水溶液的浓度为200000mg/L，得到处理后的岩心。
[0084]实施例2
[0085](I)岩心预处理
[0086]将岩心切片，薄片的厚度为1cm，然后使用砂纸打磨至表面光滑。
[0087](2)预处理步骤
[0088]将岩心放入预处理剂中陈化12小时；其中，预处理剂包括0.2wt% FGlO的氯化镁水溶液；氯化镁水溶液的浓度为200000mg/L。
[0089](3)润湿反转步骤
[0090]将预处理后的岩心在100°C烘干，然后放入反转处理剂中24小时；其中，反转处理剂包括0.3wt% FG40的乙 醇-氯化镁水溶液，乙醇和氯化镁水溶液的质量比为I 氯化镁水溶液的浓度为200000mg/L，得到处理后的岩心。
[0091]实施例3
[0092](I)岩心预处理
[0093]将岩心切片，薄片的厚度为1cm，然后使用砂纸打磨至表面光滑。
[0094](2)预处理步骤
[0095]将岩心放入预处理剂中陈化10小时；其中，预处理剂包括0.1wt % FGlO的水溶液。
[0096](3)润湿反转步骤
[0097]将预处理后的岩心在100°C烘干，然后放入反转处理剂中20小时；其中，反转处理剂包括0.1wt% FGlO的乙醇-水溶液，乙醇和水的质量比为3:7，得到处理后的岩心。
[0098]实施例4
[0099](I)岩心预处理
[0100]将岩心切片，薄片的厚度为1cm，然后使用砂纸打磨至表面光滑。
[0101](2)预处理步骤
[0102]将岩心放入预处理剂中陈化12小时；其中，预处理剂包括lwt% FGlO的硫酸钠水溶液；硫酸钠水溶液的浓度为200000mg/L。
[0103](3)润湿反转步骤
[0104]将预处理后的岩心在100°C烘干，然后放入反转处理剂中24小时；其中，反转处理剂包括0.5wt% FG40的乙醇-硫酸钠水溶液，乙醇和硫酸钠水溶液的质量比为1:1，盐水溶液的浓度为200000mg/L，得到处理后的岩心。
[0105]实施例5
[0106](I)岩心预处理
[0107]将岩心切片，薄片的厚度为1cm，然后使用砂纸打磨至表面光滑。
[0108](2)预处理步骤
[0109]将岩心放入预处理剂中陈化12小时；其中，预处理剂包括0.2wt%正戊基酚聚氧乙烯醚的氯化镁水溶液；氯化镁水溶液的浓度为200000mg/L。
[0110](3)润湿反转步骤
[0111]将预处理后的岩心在100°C烘干，然后放入反转处理剂中24小时；其中，反转处理剂包括0.3wt%全氟乙基丙烯酸酯B的乙醇-氯化镁水溶液，乙醇和氯化镁水溶液的质量比为1:1，氯化镁水溶液的浓度为200000mg/L，得到处理后的岩心。
[0112]实施例6
[0113](I)岩心预处理
[0114]将岩心切片，薄片的厚度为1cm，然后使用砂纸打磨至表面光滑。
[0115](2)预处理步骤
[0116]将岩心放入预处理剂中陈化12小时；其中，预处理剂包括0.2wt%正癸基酚聚氧乙烯醚的氯化镁水溶液；氯化镁水溶液的浓度为200000mg/L。
[0117](3)润湿反转步骤
[0118]将预处理后的岩心在100°C烘干，然后放入反转处理剂中24小时；其中，反转处理剂包括0.3wt%全氟乙基丙烯酸酯C的乙醇-氯化镁水溶液，乙醇和氯化镁水溶液的质量比为1:1，氯化镁水溶液的浓度为200000mg/L，得到处理后的岩心。
[0119]以未用本发明气湿反转处理剂组合物处理的岩心为空白样-样品1#，实施例1-6得到的岩心为样品2-7#，采用JC2000D接触角测定仪测定蒸馏水和油滴(正癸烷)在上述样品上的接触角。
[0120]使用本发明气湿反转处理剂组合物处理前，岩心水的接触角是35°，油是0°，也就是说处理前岩心是亲油和亲水的。经过实施例1处理后的2#样品水的接触角是137°，油是77°，也就是说亲水和亲油性大大降低，得到了憎水和憎油的岩心。
[0121]经过实施例2处理后的3#样品水的接触角是140°，油是89°，实施例2得到了憎水和憎油性能更好的岩心。经过实施例3处理后的4#样品水的接触角是110°，油是91.5°，实施例3憎水和憎油性能较实例2的3#样品弱，但仍保持中间气湿性。经过实施例4处理后的5#样品水的接触角是133°，油是95°，实施例4得到了憎水和憎油性能好的岩心。经过实施例5处理后的6#样品水的接触角是110°，油是82°。经过实施例6处理后的7#样品水的接触角是121°，油是85°。
[0122]由此可以看出，本发明能够使岩心从油湿或水湿反转为中间气湿性或强气湿性。
【权利要求】
1.一种气湿反转处理剂组合物，其特征在于，包含 预处理剂，包括烷基酚聚氧乙烯醚的水溶液；以及 反转处理剂，包括全氟乙基丙烯酸酯的乙醇-水溶液。
2.根据权利要求1所述的气湿反转处理剂组合物，其特征在于，所述烷基酚聚氧乙烯醚在水溶液中的质量浓度为0.1-1.0wt %，优选0.2wt%。
3.根据权利要求1或2所述的气湿反转处理剂组合物，其特征在于，所述烷基酚聚氧乙烯醚分子式如下:
RC6H4O(CH2CH2O)nH, η 为 2_4，R 为 C5-Cltl 的直链或支链烷基。
4.根据权利要求1-3任一项所述的气湿反转处理剂组合物，其特征在于，所述烷基酚聚氧乙烯醚是正辛基酚聚氧乙烯醚。
5.根据权利要求1-4任一项所述的气湿反转处理剂组合物，其特征在于，所述全氟乙基丙烯酸酯在乙醇-水溶液中的质量浓度是0.1-0.5wt%，优选0.2-0.3wt%。
6.根据权利要求1-5任一项所述的气湿反转处理剂组合物，其特征在于，所述全氟乙基丙烯酸酯分子式为CF3CF2(CF2)kCH2CH200CCR = CH2 其中K为1-20的整数，R为H或CH3。
7.根据权利要求1所述的气湿反转处理剂组合物，其特征在于，所述乙醇与水的质量比例为 30% -50%:70% -50% ο
8.根据权利要求1-7任一项所述的气湿反转处理剂组合物，其特征在于，所述预处理剂的水溶液以及所述反转处理剂的水溶液中进一步含有盐，所述盐是氯化钠，氯化镁，氯化铝或硫酸钠，所述盐在水中的浓度为≤200000mg/L。
9.一种反转岩石表面润湿性的方法，该方法包括如下步骤: (1)预处理步骤 将预处理剂泵入地层中陈化10-12小时；其中，预处理剂包括烷基酚聚氧乙烯醚的水溶液；以及 (2)润湿反转步骤 将反转处理剂泵入地层中浸泡20-24小时；其中，反转处理剂包括全氟乙基丙烯酸酯的乙醇-水溶液。
10.根据权利要求9所述的反转岩石表面润湿性的方法，其特征在于，所述烷基酚聚氧乙烯醚在水溶液中的质量浓度为0.1-1.0wt %，优选0.2wt% ;所述全氟乙基丙烯酸酯在乙醇-水溶液中的质量浓度是0.1-0.5wt%，优选0.2-0.3wt% ;所述乙醇与水的质量比例为30% -50%:70% -50%。
11.根据权利要求9或10所述的反转岩石表面润湿性的方法，其特征在于，所述烷基酚聚氧乙烯醚分子式如下: RC6H4O(CH2CH2O)nH, η为2_4，R为C5-Cltl的直链或支链烷基，优选正辛基酚聚氧乙烯醚。
12.根据权利要求9-11任一项所述的反转岩石表面润湿性的方法，其特征在于，所述全氟乙基丙烯酸酯分子式为CF3CF2(CF2)kCH2CH200CCR = CH2 其中K为1-20的整数，R为H或CH3。
13.根据权利要求9-12任一项所述的反转岩石表面润湿性的方法，其特征在于，所述预处理剂的水溶液以及所述反转处理剂的水溶液中进一步含有盐，所述盐是氯化钠，氯化镁，氯化铝或硫酸钠 ，所述盐在水中的浓度为≤200000mg/L。
【文档编号】C09K8/584GK104017552SQ201410252174
【公开日】2014年9月3日 申请日期:2014年6月9日 优先权日:2014年6月9日
【发明者】王雷, 魏新勇, 王彦玲, 吴文明, 王永康, 李亮, 廖冲春, 何星, 武鹏, 欧阳冬, 王瑞, 金家峰, 王倩, 丁保东, 郭娜, 马淑芬, 伍亚军 申请人:中国石油化工股份有限公司