一种解水锁剂及其制备方法与流程

本发明涉及低渗透油气藏开发
技术领域：
，尤其涉及一种解水锁剂及其制备方法。
背景技术：
：在钻井，完井，修井及开采作业过程中，经常出现外来相在多孔介质中滞留的现象。另外一种不相混溶相渗入储层，或者多孔介质中原有不相混溶相饱和度增大，都会损害相对渗透率，使储层渗透率及油气相对渗透度都明显降低。在不相混溶相为水相时，这种现象被称作水锁效应。水锁效应会产生水锁伤害，也就是指油井作业过程中水浸入油层造成的伤害。水浸入后会引起近井地带含水饱和度增加，岩石孔隙中油水界面的毛管阻力增加，以及贾敏效应，使得原油在地层中比正常生产状态下产生一个附加的流动阻力，宏观上表现为油井原油产量的下降。解水锁剂进入油层后能消除或减轻水浸入地层后造成的流动阻力，使原油比较容易地流向井底。目前我国己探明低渗透油藏储量约占全国油气总储量的2/3以上，在我国各大油田已进入开发中后期、能源紧缺的情况下，大力开发低渗透油气资源具有关键的战略意义。低渗透油藏一般具有毛细管压力高、水敏性强以及孔喉细小、渗透性差、非均质严重等特点。在石油开采过程中，入井液很容易发生水相毛细管自吸，造成大量入井液进入油藏。低渗透油藏的渗透性差，导致侵入油藏的入井液返排困难，甚至不能返排，形成水锁伤害。国内外研究表明，水锁伤害是低渗透油藏最主要、最严重的伤害类型，损害率一般为70％～90％，一旦受到伤害，油藏渗透性恢复比较困难，长期影响单井产能、油藏开采效率，增加开发成本。中国专利(公开号为cn102899011b)公开一种低渗透油藏解水锁剂及其制备方法。按质量百分比，该专利的解水锁剂由1～15％乙二醇醚，15～45％双十二烷基二羧酸钠，15～30％乙二醇硅醚和30～60％水组成。该解锁锁剂的制备方法是：在搪瓷反应釜中加入30～60％水，开动搅拌器，加热升温至30～40℃；向反应釜中加入1～15％乙二醇醚，15～45％双十二烷基二羧酸钠，控温搅拌1h；然后再加入15～30％乙二醇硅醚，控制温度在40～80℃，反应1～2h得到解水锁剂。该解水锁剂表面活性强，主要是通过体系的高表面活性降低表面张力，维持低渗透油藏的渗透性，解除水锁伤害。但是，该解水锁剂生产条件要求较高，不具经济可行性，且该配方未对岩心表面的润湿反转进行研究。另一方面，井下存在温度高、盐度高等复杂情况，现有的解水锁剂难以适应井下的高温高盐环境。技术实现要素：针对现有低渗透油藏因受到水锁伤害而造成的油藏渗透性恢复困难，单井产能下降、油藏开采效率低、开发成本高等缺陷，急需提供一种能够有效解除低渗透油藏水锁效应的解水锁剂。为此，本发明提供了一种解水锁剂及其制备方法。所述解水锁剂至少包括如下组分：经脂肽生物表面活性剂改性而获得的第一改性纳米二氧化硅、经氟碳表面活性剂改性而获得的第二改性纳米二氧化硅、乙二醇和水，并且所述第一改性纳米二氧化硅的重量百分比为0.1～0.5％，所述第二改性纳米二氧化硅的重量百分比为0.5～1.0％，所述乙二醇的重量百分比为10～30％，余量为水。所述解水锁剂是通过将所述第一改性纳米二氧化硅、所述第二改性纳米二氧化硅、所述乙二醇和水通过彼此按照轴向和/或周向间隔设置且与井口夹角有差异的方式设置的水注入管线、第一注入管线、第二注入管线和第三注入管线按比例注入以使得各组分在所述注入设备中均匀混合后形成的。本发明的解水锁剂制备方便，可现场配制，同时本发明的解水锁剂兼具生物表面活性剂和氟碳表面活性剂的优点，由于采用了纳米颗粒，其用量少、表面积大、吸附作用强，并且本发明的解水锁剂还具有表面活性强、耐高温、耐高盐、岩石吸附性强、成本低等优势。另一方面，本发明将注入管线按照轴向和/或周向间隔设置且与井口夹角有差异的方式设置，可避免注入的各组分造成对冲而引起解水锁剂中聚合物组分的降解，从而影响解水锁剂的效果。优选的，第二注入管线的出口倾斜向下，第二注入管线与所述井口的夹角为30～75°。更优选地，第二注入管线与所述井口的夹角为45～60°，并将第二注入管线的出口按照使得注入的所述第二改性纳米二氧化硅呈柱状的方式设置。第二注入管线采用如此的设置方式，可使通过第二注入管线注入的所述第二改性纳米二氧化硅引起涡流，避免翻转，从而降低所述第二改性纳米二氧化硅的降解。优选地，水注入管线、第一注入管线和第三注入管线的出口倾斜向上，并且其与井口的夹角为15～30°。更优选地，第一注入管线的出口处设置有使第一改性纳米二氧化硅呈均匀分散状方式注入的多孔挡片。将第一注入管线倾斜向上设置并设置多孔挡片，使得所述第一改性纳米二氧化硅和水、第二改性纳米二氧化硅和乙二醇在进入井底作用之前即混合均匀，实现现场配置所述解水锁剂。进一步地，所述第一改性纳米二氧化硅是通过如下方式制备的：将脂肽生物表面活性剂加水配制成质量分数为0.02～0.3％的脂肽生物表面活性剂水溶液，所述脂肽生物表面活性水溶液为第一改性处理液。按质量比为1～5︰10将纳米二氧化硅颗粒与所述第一改性处理液混合。在65～75℃下对纳米二氧化硅颗粒表面进行改性处理3～4h后再在65～75℃下烘干3～4h以制得所述第一改性纳米二氧化硅。优选地，所述纳米二氧化硅颗粒的粒径为15～80nm。优选地，所述脂肽生物表面活性剂是通过特殊菌种进行生物发酵而获得的。所述脂肽生物表面活性剂是一种由脂肪酸和肽组成的具有两亲结构的微生物次级代谢产物，有效成分为脂肽，是由7个氨基酸残基的肽链和一个碳数为13～15的羟基脂肪酸残基组成的环状结构。其中，带有羧基的两个氨基酸残基glu和asp朝向疏水链相反的方向，其余带有脂肪链的氨基酸残基朝向疏水链相同的方向。所述脂肽生物表面活性剂中含有一种或多种脂肽，并且所含脂肽的分子式至少有c51h89o13n7、c52h91o13n7和/或c53h93o13n7。优选地，c51h89o13n7、c52h91o13n7和c53h93o13n7三种占脂肽生物表面活性剂总量的95％以上。该种脂肽生物表面活性剂是一种小分子表面活性剂，与其余化学合成表面活性剂相比，具有分子量小、通过微小孔隙能力强、不会堵塞地层等特点，在微生物和其它大分子表面活性剂无法生物的低孔低渗地层能发挥良好的作用，将其用于制备解水锁剂，能够有效解除水锁效应。纳米材料在多孔介质中的渗流具有非常特殊的现象，由于纳米材料表面的电子结构和晶体结构发生变化，产生了表面效应、小尺寸效应、量子效应等特殊性，从而使其在磁性、催化、化学活性、吸附性等方面呈现特殊的性能。正因为纳米颗粒型材料具有特殊的效应和性能，使得其用于解除水锁效应成为可能。另一方面，将纳米材料以一定的方式分散到液体中形成纳米流体悬浮液，其表现出常规流体所不具有的优良的润湿和扩散能力。通过利用纳米材料来改变岩石表面润湿性，将液润湿性反转为气润湿性，能够有效解决油气藏的水锁危害。进一步地，所述第二改性纳米二氧化硅是通过如下方式制备的：将氟碳表面活性剂加水配制成质量分数为0.1～0.6％的氟碳表面活性剂水溶液，所述氟碳表面活性剂水溶液为第二改性处理液。按质量比为1～5︰10将纳米二氧化硅颗粒与所述第二改性处理液混合。在65～75℃下对纳米二氧化硅颗粒表面进行改性处理3～4h后再在65～75℃下烘干3～4h以制得所述第二改性纳米二氧化硅。优选地，所述纳米二氧化硅颗粒的粒径为15～80nm。优选地，氟碳表面活性剂为聚合物类表面活性剂。氟碳表面活性剂的化学式为cf3cf2(cf2)xch2ch2ooccr＝ch2，其中，x为1～20的整数，r为h或ch3。氟碳表面活性剂的极性端可以通过静电引力吸附到电负性强的纳米二氧化硅颗粒表面，从而使得其具有疏水疏油性的非极性端朝外。随后疏油疏油性纳米二氧化硅颗粒在岩石表面通过吸附作用在其表面形成的一层气湿性吸附膜，吸附膜可以将岩石表面的润湿性由液湿性反转为疏水疏油性，水相和油相在气湿反转后的岩石表面上接触角都明显变大，同时与岩石表面的接触面积变小，可显著降低流体在固体表面上流动所需的粘滞阻力，有效改善流体在多孔介质中的流动状况。进一步地，所述解水锁剂的各组分通过至少包括存储单元、注入单元和控制单元的注入设备注入并在所述注入设备中混合。优选地，所述存储单元分腔室存储有所述第一改性纳米二氧化硅、所述第二改性纳米二氧化硅、所述乙二醇和水且所述存储单元通过至少一根注入管线将各组分以加压方式注入所述注入单元。与井口耦合的所述注入单元包括主孔道和至少一个设置有用于控制各组分喷射速率的阻塞阀的输入孔。所述注入单元基于所述控制单元对井内孔隙体积的分析以指定的喷射速率将所述第一改性纳米二氧化硅、所述第二改性纳米二氧化硅、所述乙二醇和水从所述输入孔以喷射的方式注入并混合，并且所述解水锁剂的注入量为井内孔隙体积的20～50％。本发明解水锁剂的注入设备与混合设备集成一体，通过将各组分注入并在注入设备中混合，不仅可以提高生产效率，而且还能降低生产成本；另一方面，通过控制单元控制各组分的注入速率，大大提高了该工艺的智能化程度。进一步地，所述存储单元至少包括水存储腔室、第一改性纳米二氧化硅存储腔室、第二改性纳米二氧化硅存储腔室和乙二醇存储腔室。存储单元和注入单元间至少连接有水注入管线、第一注入管线、第二注入管线和第三注入管线。其中，所述水注入管线、所述第一注入管线、所述第二注入管线和所述第三注入管线的一端分别与水存储腔室、第一改性纳米二氧化硅存储腔室、第二改性纳米二氧化硅存储腔室和乙二醇存储腔室连接，另一端分别与第一输入孔、第二输入孔、第三输入孔和第四输入孔连接并通过所述第一输入孔、第二输入孔、第三输入孔和第四输入孔将水、第一改性纳米二氧化硅、第二改性纳米二氧化硅和乙二醇注入。更进一步地，为了避免第二改性纳米二氧化硅在注入过程中因受到剪切力和加速力的影响而造成的降解，用于注入第二改性纳米二氧化硅的注入管线与井口保持30～75°的夹角以降低通过所述输入孔注入的第二改性纳米二氧化硅降解。将用于注入第二改性纳米二氧化硅的注入管线倾斜设置，可以减小第二改性纳米二氧化硅在注入过程中受到的剪切力和加速力，从而可以减少第二改性纳米二氧化硅中的氟碳表面活性剂的降解。进一步地，第一输入孔、第二输入孔、第三输入孔和第四输入孔设置于主孔道的孔壁上且各个输入孔的水平中轴线彼此不相交。优选地，用于输入液态组分的第一输入孔和第四输入孔的水平位置高于用于输入粉末态组分的第二输入孔和第三输入孔的水平位置，并且用于输入水的第一输入孔的水平位置高于用于输入非水的液态组分的第四输入孔的水平位置，用于输入第一改性纳米二氧化硅的第二输入孔的水平位置高于用于输入第二改性纳米二氧化硅的第三输入孔的水平位置。将用于注入粉末态组分的第二输入孔和第三输入孔设置在较低的位置，不仅可以避免第一改性纳米二氧化硅和第二改性纳米二氧化硅在注入过程中受到的剪切力和加速力，而且还能与从其上方注入的液态物质均匀混合。进一步地，为了能够确定解水锁剂各组分的用量，第一输入孔、第二输入孔、第三输入孔和第四输入孔内分别设置有第一阻塞阀、第二阻塞阀、第三阻塞阀和第四阻塞阀，并且通过所述第一阻塞阀、所述第二阻塞阀、所述第三阻塞阀和所述第四阻塞阀注入的水、第一改性纳米二氧化硅、第二改性纳米二氧化硅以及乙二醇的浓度和/或各组分的比例能够通过所述控制单元以参数配置方式进行调整。优选地，所述控制单元还基于对井内状况的分析来确定各组分的喷射速率。本发明通过控制单元对井内状况进行分析，基于分析结果确定解水锁剂各组分的用量，如此可避免解水锁剂用量过多造成的浪费和解水锁剂用量过少造成油气井产量提高率低的问题。进一步地，为了使解水锁剂各组分能够更均匀的混合。注入单元的主孔道中设置有分隔装置，所述分隔装置与所述主孔道的孔壁间形成为注射空间。通过第一输入孔、第二输入孔、第三输入孔和第四输入孔注入的水、第一改性纳米二氧化硅、第二改性纳米二氧化硅、乙二醇分散于所述注射空间，并且各组分在各注入管线内压力作用下经分布于所述分隔装置上的至少一个分散孔进入所述分隔装置内混合并引起涡流。通过分散孔进入分隔装置的各组分通过产生涡流，不仅可以使各组分的混合更均匀，还能减小第二改性纳米二氧化硅在注入过程中受到的剪切力和加速力，从而可以减少第二改性纳米二氧化硅的降解。进一步地，作为非液态组分的第一改性纳米二氧化硅以及第二改性纳米二氧化硅的流动性较差，为了降低其分散阻力，将所述分隔装置设置为锥形管。优选地，所述分隔装置为竖直中轴线与所述注入井的竖直中轴线重合的锥形管，并且所述分隔装置的直径从注入井井口到井底逐渐增大以使注射空间形成为v形环状空间。将注射空间形成为v形环状空间有利于第一改性纳米二氧化硅以及第二改性纳米二氧化硅进入分散孔，在压力作用下，第一改性纳米二氧化硅以及第二改性纳米二氧化硅容易通过分散孔进入表面倾斜的锥形管，从而能够降低第一改性纳米二氧化硅以及第二改性纳米二氧化硅的分散阻力。进一步地，分散孔的分布方式影响第一改性纳米二氧化硅以及第二改性纳米二氧化硅的分散均匀度。为了使第一改性纳米二氧化硅以及第二改性纳米二氧化硅分散更均匀，每个所述输入孔对应至少一个分散孔，并且所述分散孔以所述输入孔的轴心线为中心分布。优选地，所述分隔管上的至少一个分散孔以阵列的形式分布在所述输入孔的轴心线与所述分隔管的管壁交叉点的周围。呈阵列分布的分散孔能够使第一改性纳米二氧化硅以及第二改性纳米二氧化硅的分散更均匀，从而进一步促进了解水锁剂各组分混合的均匀程度，提高了解水锁剂的效果。本发明的另一方面还提供了一种解水锁剂的使用方法，该方法至少包括如下步骤：s1：将解水锁剂的各个组分分别存储至存储单元的水存储腔室、第一改性纳米二氧化硅存储腔室、第二改性纳米二氧化硅存储腔室和乙二醇存储腔室，并将注入设备的注入泵、注入阀门、压力表以及流量计等安装完毕。s2：将水、第一改性纳米二氧化硅、第二改性纳米二氧化硅和乙二醇注入。优选地，各组分可以同时注入。优选地，也可以将其中的一种或多种组分与其余组分间隔地注入。在注入其中一种组分时，开启该组分的阻塞阀，同时关闭其余组分的阻塞阀。优选地，本发明可以先注入第一改性纳米二氧化硅和第二改性纳米二氧化硅，再注入水和乙二醇。s3：关闭各组分的阻塞阀并闷井72小时以上，确保解水锁剂的各组分混合均匀以及第一改性纳米二氧化硅和第二改性纳米二氧化硅能在岩石孔隙表面吸附，改变岩石孔隙表面的物理性质。s4：开启反排泵，反排液从岩层孔隙流入注采管柱，由反排泵将反排液抽出，待反排液全部排出后，关闭返排泵。进行下一轮解水锁剂的注入。优选地，反排泵可以设置于注入设备内，开启反排泵的同时打开个组分的阻塞阀，将反排液通过阻塞阀反排至存储单元。优选地，反排泵也可以相对于注入设备独立设置。本发明的解水锁剂可以通过增溶水相和油相，将油水两相变为一相，从而消除两相渗流阻力。纳米二氧化硅可以增强岩石表面的亲水性，使得游离水吸附到岩石表面形成水膜，从而增大油相相对渗透率，降低油相渗流的启动压力。本发明的解水锁剂相对于现有技术的解水锁剂，可以通过增溶作用彻底消除油水界面，使得两相流变为单相流，有利于地层原油向井筒的渗流，另一方面，第一改性纳米二氧化硅和第二改性纳米二氧化硅具有超疏水疏油性，可将岩石表面从液湿性反转为强气湿性以降低流体在岩石表面流动的粘滞阻力，改善多孔介质中流体的流动状况，解除水锁伤害。附图说明图1是本发明的注入设备的一种优选实施方式的示意图；图2是本发明的注入单元的一种优选实施方式的示意图；和图3是本发明的注入单元的另一种优选实施方式的示意图。附图标记列表100：注入设备101：存储单元102：注入单元103：井口104：控制单元105：水注入管线106：第一注入管线107：第二注入管线108：第三注入管线109：主孔道110：第一阻塞阀111：第二阻塞阀112：第三阻塞阀113：第四阻塞阀114：第五阻塞阀115：第四注入管线116：分隔装置117：注射空间118：第一输入孔119：第二输入孔120：第三输入孔121：第四输入孔122：第五输入孔具体实施方式下面结合附图和实施例进行详细说明。实施例1图1示出了本实施例的注入设备100的一种优选实施方式的示意图。如图1所示，注入设备100至少包括存储单元101、注入单元102和控制单元104。存储单元101用于分类存储解水锁剂的各个组分。优选地，存储单元101至少包括水存储腔室、第一改性纳米二氧化硅存储腔室、第二改性纳米二氧化硅存储腔室和乙二醇存储腔室。存储单元101将分腔室存储的第一改性纳米二氧化硅、第二改性纳米二氧化硅、乙二醇和水通过至少一根注入管线以加压方式注入所述注入单元102。与井口103耦合的注入单元102至少包括主孔道109和至少一个输入孔。各个输入孔中设置有至少一个用于控制各组分注入速率的阻塞阀。控制单元104用于控制解水锁剂各组分的注入速率。优选地，注入单元102基于控制单元104对井内孔隙体积的分析以指定的喷射速率将所述第一改性纳米二氧化硅、所述第二改性纳米二氧化硅、所述乙二醇和水从所述输入孔以喷射的方式注入并混合。解水锁剂的注入量为井内孔隙体积的20～50％。更优选地，解水锁剂的注入量为井内孔隙体积的25～30％。再次参见图1，存储单元101和注入单元102间至少连接有水注入管线105、第一注入管线106、第二注入管线107和第三注入管线108。优选地，多根注入管线以其水平中心轴彼此不相交的方式设置。如图2所示，水注入管线105、第一注入管线106、第二注入管线107和第三注入管线108的设置高度均不相同。其中，水注入管线105的一端与水存储腔室连接，另一端与第一输入孔118连接，第一输入孔118内设置有第一阻塞阀110。水存储腔室中的水经过水注入管线105后从第一输入孔118注入，并且第一阻塞阀110基于控制单元104的控制信息调整其开度来调整水的喷射速率。第一注入管线106的一端与第一改性纳米二氧化硅存储腔室连接，另一端与第二输入孔119连接，第二输入孔119内设置有第二阻塞阀111。第一改性纳米二氧化硅存储腔室中的第一改性纳米二氧化硅经过第一注入管线106后从第二输入孔119注入，并且第二阻塞阀111基于控制单元104的控制信息调整其开度来调整第一改性纳米二氧化硅的喷射速率。第二注入管线107的一端与第二改性纳米二氧化硅存储腔室连接，另一端与第三输入孔120连接，第三输入孔120内设置有第三阻塞阀112。第二改性纳米二氧化硅存储腔室中的第二改性纳米二氧化硅经过第二注入管线107后从第三输入孔120注入，并且第三阻塞阀112基于控制单元104的控制信息调整其开度来调整第二改性纳米二氧化硅的喷射速率。第三注入管线108的一端与乙二醇存储腔室连接，另一端与第四输入孔121连接，第四输入孔121内设置有第四阻塞阀113。乙二醇存储腔室中的乙二醇经过第三注入管线108后从第四输入孔121注入，并且第四阻塞阀113基于控制单元104的控制信息调整其开度来调整乙二醇的喷射速率。主孔道109的孔壁上的输入孔不限于此。如图3所示，主孔道109的孔壁上还可以设置有第五输入孔122。第五输入孔122与第四注入管线115连通，第五输入孔122内还设置有第五阻塞阀114。优选地，第四注入管线115为备用管线，可用于注入水、第一改性纳米二氧化硅、第二改性纳米二氧化硅、乙二醇或其余组分。优选地，第五阻塞阀114基于控制单元104的控制信息调整其开度来调整水、第一改性纳米二氧化硅、第二改性纳米二氧化硅、乙二醇和/或其余组分的喷射速率。根据一个优选实施方式，用于输入二改性纳米二氧化硅的第二注入管线107与井口103保持30～75°的夹角。优选为45～60°。将用于输入二改性纳米二氧化硅的第二注入管线107倾斜设置，可以降低第二改性纳米二氧化硅在注入过程中受到的剪切力和加速力，从而降低第二改性纳米二氧化硅的降解，同时，将用于输入二改性纳米二氧化硅的第三输入孔120设置在较低的位置，可以进一步降低第二改性纳米二氧化硅在注入过程中受到的剪切力和加速力，从而进一步降低第二改性纳米二氧化硅的降解。图2示出了本实施例注入单元102的一种优选实施方式的示意图。如图2所示，第一输入孔118、第二输入孔119、第三输入孔120和第四输入孔121设置于主孔道109的孔壁上，并且第一输入孔118、第二输入孔119、第三输入孔120和第四输入孔121的水平中轴线彼此不相交。优选地，用于输入液态组分的第一输入孔118和第四输入孔121的水平位置高于用于输入粉末态组分的第二输入孔119和第三输入孔120的水平位置。更优选地，用于输入水的第一输入孔118的水平位置高于用于输入乙二醇的第四输入孔121的水平位置。更优选地，用于输入第一改性纳米二氧化硅的第二输入孔119的水平位置高于用于输入第二改性纳米二氧化硅的第三输入孔120的水平位置。用于输入液态组分的输入孔高于用于输入粉末态组分的输入孔，输入孔的该种设置方式可以避免各组分物质相互对冲喷射从而影响组分物质的混合均匀度。将用于输入第二改性纳米二氧化硅的第三输入孔120设置在较低的位置，可以进一步降低第二改性纳米二氧化硅因受到的剪切力和加速力而造成的降解。根据一个优选实施方式，控制单元104基于水、第一改性纳米二氧化硅、第二改性纳米二氧化硅以及乙二醇的浓度和/或各组分的比例通过控制第一阻塞阀110、第二阻塞阀111、第三阻塞阀112和第四阻塞阀113的开度来调整各组分的喷射速率。优选地，控制单元104也可以基于对井内状况的分析来确定各组分的喷射速率。优选地，控制单元104中预先存储有油气井矿化度、产量等与所需解水锁剂浓度及用量直接对应关系的数据库。本发明通过控制单元104对井内状况进行分析，基于分析结果确定解水锁剂各组分用量，如此可避免解水锁剂用量过多造成的浪费和解水锁剂用量过少造成油气井产量提高不充分的问题。图3示出了本实施例的注入单元102的另一种优选实施方式的示意图。如图3所示，注入单元102的主孔道109中设置有分隔装置116。分隔装置116与主孔道109的孔壁之间形成为注射空间117。通过第一输入孔118、第二输入孔119、第三输入孔120和第四输入孔121注入的水、第一改性纳米二氧化硅、第二改性纳米二氧化硅、乙二醇分散于注射空间117，并且水、第一改性纳米二氧化硅、第二改性纳米二氧化硅、乙二醇在各注入管线内压力作用下经分布于分隔装置116上的至少一个分散孔进入分隔装置116内混合并引起涡流。优选地，分隔装置116为竖直中轴线与注入井的竖直中轴线重合的锥形管，并且分隔装置116的直径从注入井井口到井底逐渐增大以使注射空间117形成为v形环状空间。优选地，分隔管116上设置有与第一输入孔118、第二输入孔119、第三输入孔120和第四输入和第五输入孔122对应的多个分散孔。从而使从各个输入孔注射或喷射的各组分进入注射空间117，并且从注射空间117通过多个分散孔以分散的形式进入主孔道109。分隔管116的设置有利于再一次分散解水锁剂的各组分，使其混合均匀，而且还能进一步减小第二改性纳米二氧化硅在注入过程中因受到剪切力和加速力而造成的降解。根据一个优选实施方式，第一输入孔118、第二输入孔119、第三输入孔120和第四输入孔121对应至少一个分散孔。分散孔以第一输入孔118、第二输入孔119、第三输入孔120和/或第四输入孔121的轴心线为中心分布，并且至少一个分散孔以阵列的形式分布在第一输入孔118、第二输入孔119、第三输入孔120和/或第四输入孔121的轴心线与分隔装置116的管壁交叉点的周围。分散孔的该种设置方式，可使第一改性纳米二氧化硅以及第二改性纳米二氧化硅分散更均匀。实施例2本实施例是在实施例1基础上的进一步改进，仅对改进的部分进行说明。润湿反转是指由于表面活性剂的吸附而造成的岩石润湿性改变的现象。液体对固体的润湿能力有时会因为第三种物质的加入而发生改变。固体表面的亲水性和亲油性都可在一定条件下发生相互转化，因此把固体表面的亲水性和亲油性的相互转化叫做润湿反转。本实施例所用的脂肽生物表面活性剂是购买的工业级产品。优选地，脂肽生物表面活性剂中含有一种或多种脂肽，并且所含脂肽的分子式为c51h89o13n7、c52h91o13n7和/或c53h93o13n7。优选地，脂肽生物表面活性剂中还可以含有其余分子式的脂肽。其中，c51h89o13n7、c52h91o13n7和/或c53h93o13n7占脂肽生物表面活性剂总量的95％以上。本实施例选用的脂肽生物表面活性剂能够在界面形成定向排列的分子层，对两相界面物质的能量传递有十分重要的作用，能显著降低表面张力和界面张力，还具有洗油能力强、吸附滞留量小、稳定性高、无毒、耐盐、可生物降解、可原位合成等优势。另外，本实施例的脂肽生物表面活性剂还至少具有如下优点：(1)较低的表面张力和界面张力，具有更多活性基团，可以更好地吸附于油-水界面，因而在降低水-气及油-水界面张力方面更加有效。(2)吸附到油-水界面上的脂肽生物表面活性剂能够排出界面上吸附的原油活性组分，从而促使地层毛细管中弯液面发生变形，降低毛细管自吸力。(3)稳定性好、抗盐性强，受温度影响小，与其余组分有良好的配伍性，在ph值为4.0～10.0范围内均具有良好的活性。(4)低毒或无毒，在水体或土壤中都易被生化降解。本实施例所用的纳米二氧化硅是购买的工业级产品。优选地，纳米二氧化硅颗粒的粒径为15～80nm。纳米二氧化硅在多孔介质中的渗流具有非常特殊的现象，由于纳米二氧化硅表面的电子结构和晶体结构发生变化，产生了表面效应、小尺寸效应、量子效应等特殊性，从而使其在磁性、催化、化学活性、吸附性等方面呈现特殊的性能。正因为纳米二氧化硅具有特殊的效应和性能，使得其用于解除水锁效应成为可能。本实施例将纳米二氧化硅分散到液体中形成纳米流体悬浮液，其表现出常规流体所不具有的优良的润湿和扩散能力。通过利用纳米二氧化硅来改变岩石表面润湿性，将液润湿性反转为气润湿性，能够有效解决油气藏的水锁危害。本实施例所用的氟碳表面活性剂是购买的工业级产品。优选地，氟碳表面活性剂的化学式为cf3cf2(cf2)xch2ch2ooccr＝ch2，其中，x为1～20的整数，r为h或ch3。本实施例的氟碳表面活性剂的极性端可以通过静电引力吸附到电负性强的纳米二氧化硅颗粒表面，从而使得其具有疏水疏油性的非极性端朝外。随后疏油疏油性纳米二氧化硅颗粒在岩石表面通过吸附作用在其表面形成的一层气湿性吸附膜，吸附膜可以将岩石表面的润湿性由液湿性反转为疏水疏油性，水相和油相在气湿反转后的岩石表面上接触角都明显变大，同时与岩石表面的接触面积变小，可显著降低流体在固体表面上流动所需的粘滞阻力，有效改善流体在多孔介质中的流动状况。根据一个优选实施方式，第一改性纳米二氧化硅的重量百分比为0.1～0.5％，第二改性纳米二氧化硅的重量百分比为0.5～1.0％，乙二醇的重量百分比为10～30％，余量为水。其中，第一改性纳米二氧化硅是通过如下方式制备的：将脂肽生物表面活性剂加水配制成质量分数为0.02～0.3％的脂肽生物表面活性剂水溶液，脂肽生物表面活性水溶液为第一改性处理液。按质量比为1～5︰10将纳米二氧化硅颗粒与第一改性处理液混合。在65～75℃下对纳米二氧化硅颗粒表面进行改性处理3～4h后再在65～75℃下烘干3～4h以制得第一改性纳米二氧化硅。第二改性纳米二氧化硅是通过如下方式制备的：将氟碳表面活性剂加水配制成质量分数为0.1～0.6％的氟碳表面活性剂水溶液，氟碳表面活性剂水溶液为第二改性处理液。按质量比为1～5︰10将纳米二氧化硅颗粒与第二改性处理液混合。在65～75℃下对纳米二氧化硅颗粒表面进行改性处理3～4h后再在65～75℃下烘干3～4h以制得第二改性纳米二氧化硅。为寻找最优配方的解水锁剂，利用上述方法制得的第一改性纳米二氧化硅和第二改性纳米二氧化硅与乙二醇和水按不同的比例混合制得样品1～样品9。样品1～样品9的原料用量如表1所示。表1样品1～样品9的原料用量表采用如下方式验证本实施例样品1～样品9的解水锁剂的效果：在9个容器中将水、原油和样品1～样品9的解水锁剂按照1︰1︰1的比例混合，将所述容器放入70℃的水浴锅中静置、观察溶解状况并记录各样品消除油水界面所需时间。各样品所需时间如表2所示。表2样品1～样品9的消除油水界面所需时间表样品123456789时间(h)4.84.65.15.04.05.85.54.84.3由表2可知，在温度为70℃且没有外力加速溶解的情况下，4.0～5.8h后油水之间的界面明显消失，整个体系成为均一稳定的单相体系，说明用本实施例的解水锁剂均可以通过增溶油和水来消除油水界面。从表2还可知道，样品5仅需4h即可使油水界面消失。采用本实施例样品1～样品9的解水锁剂浸泡岩石，再采用现有的测定方法测定油和水共存时在岩石表面的润湿角，实验结果如表3所示。表3样品1～样品9浸泡后岩石表面的水相接触角和油相接触角样品123456789水相接触角(°)981062151254油相接触角(°)171172170174178165168175176由表3可知，本实施例的解水锁剂可使岩石表面的亲水性增强，亲油性减弱。即本实施例的解水锁剂可通过润湿反转增强岩石表面的亲水性，从而增加油相在多孔介质中的流动空间，增大油相相对渗透率，有利于地层原油向井筒渗流。从表3还可知道，样品5的反转效果最好。对渗透率为36md的岩心进行流动实验，实验方法常用现有技术中的常用方法，在此不再赘述。优选地，实验中向岩心中浸入的水位0.35倍孔隙体积，加入的解水锁剂为0.3倍孔隙体积。样品1～样品9的解水锁剂对水锁岩心油相启动压力的影响如表4所示。表4样品1～样品9的解水锁剂对水锁岩心油相启动压力的影响由表4可知，岩心中浸入0.35倍孔隙体积的水后，油相启动压力由0.028mpa升高到0.46mpa。即水侵前油相在0.028mpa的驱动力下可以在岩心中流动，而水相入侵后需要0.46mpa的驱动力才能使油相流动，水侵使得油相流动阻力提高了16倍，即发生了水锁效应。注入0.3倍孔隙体积的解水锁剂后，油相启动压力降低到0.058-0.072mpa，油相启动压力相比于水侵后降低84％以上，表明注入解水锁剂后大幅度的降低了水侵对油相流动阻力的影响，有利于油相的产出。从表4还可知道，样品5的降压效果最明显，高达87％。测定样品1～样品9的解水锁剂在改善岩心渗透率方面的效果，实验方法如下：(1)将岩心放入温度为120℃，压力为20mpa、液体为饱和地层水的驱替装置中进行气驱实验，测定其处理前的岩心渗透率。(2)再使用甲烷气驱替岩心，岩心饱和凝析油，驱替流速为0.1ml/min，直至不出油为止，计算得到处理前的气驱采收率。(3)注入0.3倍孔隙体积的解水锁剂后，老化24h后使用甲烷气驱，记录处理后的气体流速和出液量，从而计算出处理后的岩心渗透率和气驱采收率。实验结果如表5所示。表5样品1～样品9的解水锁剂对岩心渗透率和气驱采收率的影响由表5可知，注入0.3倍孔隙体积的解水锁剂后，岩心渗透率提高39％以上，气驱采收率提高30％以上。表明注入解水锁剂后可以大幅度降低油相流动阻力，有利于油相的产出。从表5还可知道，样品5的解水锁剂对岩心渗透率和气驱采收率的提升效果最好，岩心渗透率提高了66.1％，气驱采收率提高了52.9％。综上所述，本实施例制备的样品1～样品9的解水锁剂具有良好的解水锁效果，并且在一定的浓度范围内，解水锁剂中第一改性纳米二氧化硅和第二改性纳米二氧化硅的含量越高，解水锁效果越好，在第一改性纳米二氧化硅和第二改性纳米二氧化硅的含量相当时，乙二醇的含量越高，解水锁效果越好。并且通过上述实验可知，样品1～样品9中，样品5的解水锁效果最好。需要注意的是，上述具体实施例是示例性的，本领域技术人员可以在本发明公开内容的启发下想出各种解决方案，而这些解决方案也都属于本发明的公开范围并落入本发明的保护范围之内。本领域技术人员应该明白，本发明说明书及其附图均为说明性而并非构成对权利要求的限制。本发明的保护范围由权利要求及其等同物限定。当前第1页12