本发明涉及一种可降低特低渗油藏启动压力梯度的耐高温高盐活性剂，在特低渗油藏注水开发过程中，可以明显降低特低渗地层启动压力梯度，属于油气田技术领域。
背景技术：
特低渗油藏以细-微细喉道为主，连通性差，比表面积大，渗流机理与油水运动规律等均与中高渗油藏存在很大差异，其渗流规律不遵循达西定律。因固-液界面之间存在界面张力，在细小孔道的表面会形成流体的吸附滞留层，即边界层。只有当驱替压差达到一定值后，边界层流体才能克服表面分子作用力的影响开始参与流动。因此，特低渗油藏具有启动压力梯度，且渗透率越低，启动压力梯度越大，研究表明，当渗透率小于8md后，启动压力梯度下降幅度明显加快。较高的启动压力梯度已成为抑制特低渗油藏注水开发的技术难题。
活性体系可以吸附在岩石表面，降低固-液界面张力，减小边界层流体流动的渗流阻力，使流体在细小孔隙中以较小的驱替压差即可克服表面分子作用力而参与流动。且离子型的表面活性剂可以解离出一定量的电荷，这些电荷吸附于边界层流体表面，压缩扩散双电层，减小水化膜的厚度，即减小边界层的厚度，从而达到降低启动压力梯度的目的。目前，油田常用的活性体系难以满足耐温120℃、耐盐200g/l的使用条件。
公开号为cn101705081a的中国专利提供了一种孪连季铵盐类注水增注剂，往注入水中加入0.05～0.2％，能使注水井井口压力下降5～15个百分点；其组分中含有的聚氧乙烯(7)壬基酚醚npe-7(4.5～7.5份)和山梨糖醇酐单硬脂酸酯聚氧乙烯醚(4.5～8.5份)的浊点都在65～75℃左右，当温度超过浊点，表面活性剂将失去活性，因此该注水增注剂不适用于高温的特低渗地层条件。
公开号为cn102643635a的中国专利提供了一种油田地层注水增注剂，应用于油田地层注水，提高油田地层注水能力；其组分中复合阴离子表面活性剂含有的十二烷基硫酸钠、十四烷基硫酸钠等耐盐性较差，耐盐小于30g/l，因此该注水增注剂不适合用于高盐的地层条件。
公开号为cn1451842a的中国专利提供了一种降低低渗透油田启动压力的方法，可以大幅度降低低渗透油田的启动压力，并提高油层的相对渗透率；其使用的表面活性剂是阴离子型表面活性剂，如烷基苯磺酸盐；或是非离子表面活性剂，如烷醇酰胺类表面活性剂或聚氧乙烯类非离子表面活性剂；前者阴离子表面活性剂不耐盐，后者非离子表面活性剂不耐温，因此该方法不适用于高温高盐的特低渗油藏条件。
现有技术中，有关降低特低渗油藏启动压力梯度的研究鲜有报道，特别是针对高温高盐特低渗油藏，对活性体系的要求更为苛刻。因此，针对高温高盐特低渗油藏，研究一种可以明显降低启动压力梯度的活性体系，具有非常重要的意义。
技术实现要素：
针对上述现有技术，为了克服高温高盐特低渗油藏启动压力梯度高、注水困难的难题，本发明提供了一种可降低特低渗油藏启动压力梯度的耐高温高盐活性剂。
本发明是通过以下技术方案实现的：
一种可降低特低渗油藏启动压力梯度的耐高温高盐活性剂，由以下重量百分数的组分组成：双十六烷基三季铵盐表面活性剂bdt-16：22％～23％；壬基酚聚氧乙烯醚磷酸盐表面活性剂hsd：19％～21％；复合有机醇ych：2.1％～2.3％；有机防膨剂fpj：3.7％～3.9％；余量为水。
所述双十六烷基三季铵盐表面活性剂bdt-16，其分子结构式如下所示：
可通过以下方法制备得到(合成反应机理如图1、图2所示)：
(1)首先，二乙胺与盐酸反应生成二乙胺盐酸盐；然后，二乙胺盐酸盐与环氧氯丙烷以摩尔比1:2的比例反应，得季铵盐中间体bdc，反应温度60℃±3℃，反应时间5.5～6.5小时，该反应的原理为：首先，二乙胺盐酸盐分子中的氮原子进攻环氧氯丙烷分子中的碳原子形成含羟基的叔胺，然后叔胺的氮原子继续进攻另一环氧氯丙烷分子中的碳原子，从而形成季铵盐中间体bdc；
(2)在ph为8.5的条件(第一步反应制成的中间体bdc呈碱性，所以需加入少量盐酸调整其ph值)下，上述制备得到的季铵盐中间体bdc，与较强的亲核试剂十六烷基二甲基叔胺以摩尔比1:2的比例反应，得含有双十六烷基三季铵盐表面活性剂bdt-16的混合溶液，反应温度为溶剂水的回流温度，反应时间为7.5～8.5小时；该反应的原理为：首先，季铵盐中间体bdc与十六烷基二甲基叔胺以摩尔比1:1的比例进行双分子亲核取代(sn2)反应生成双季铵氯化物；然后，双季铵氯化物再与十六烷基二甲基叔胺以摩尔比1:1的比例继续进行亲核取代反应，得双十六烷基三季铵盐表面活性剂bdt-16；将混合溶液用旋转蒸发仪减压蒸除溶剂，用己烷洗涤3次，再用丙酮重结晶，得到白色固体，即为双十六烷基三季铵盐表面活性剂bdt-16。
所述壬基酚聚氧乙烯醚磷酸盐表面活性剂hsd，其分子结构式如下所示：
可通过以下方法制备得到：以壬基酚聚氧乙烯醚和五氧化二磷为原料，在80℃±3℃水浴、氮气保护条件下进行酯化反应5～7小时，得到壬基酚聚氧乙烯醚磷酸盐表面活性剂hsd。
所述复合有机醇ych是由十四醇ch3(ch2)13oh和十六醇ch3(ch2)15oh组成的，二者的摩尔比为1:1.9～2.1。
所述有机防膨剂fpj，其分子结构式如下所示：
hn(och2ch2)nch2ch2nhch2ch2nhch2ch2n(ch2ch2o)nh，其中，n＝3。
可通过以下方法制备得到：以三乙烯四胺和环氧乙烷为原料，以氢氧化钠为催化剂，升温搅拌反应生成含氧乙烯和胺基的有机防膨剂fpj，其中，环氧乙烷与三乙烯四胺的摩尔比为1:4.2～4.4，反应温度为80℃±3℃，反应时间为3.5～4.5小时。
所述可降低特低渗油藏启动压力梯度的耐高温高盐活性剂的制备方法如下：向反应釜中加入部分水(比如水总量50％的水)，然后依次加入双十六烷基三季铵盐表面活性剂bdt-16、壬基酚聚氧乙烯醚磷酸盐表面活性剂hsd、复合有机醇ych和有机防膨剂fpj，最后加入剩余的水，搅拌均匀，即得。
所述可降低特低渗油藏启动压力梯度的耐高温高盐活性剂，在使用时，针对特低渗油藏注水井的注入水，配制质量分数为0.05％～0.15％的可降低特低渗油藏启动压力梯度的耐高温高盐活性剂溶液，搅拌均匀，注入水井。
本发明针对高温高盐特低渗油藏，研发了降低启动压力梯度的活性体系，体系具有非常好的耐温效果，耐温可达130℃；具有非常好的耐盐效果，耐盐可达200g/l；可以大大降低油水界面张力(界面张力可达0.008mn/m)，可以明显降低流体在特低渗岩心中的启动压力梯度，最小启动压力和拟启动压力梯度均可下降20％以上，可适用于高温高盐特低渗油藏的注水开发。此外，本发明的耐高温高盐活性体系不仅可应用在特低渗油藏降低启动压力梯度方面，在油气田开采的其他方向也具有广阔的应用前景，未来在日用化工工业、生物技术、纳米材料的制备以及环境修复等领域同样拥有不可预测的应用前景。
附图说明
图1：双十六烷基三季铵盐表面活性剂bdt-16的合成反应机理(步骤1)；
图2：双十六烷基三季铵盐表面活性剂bdt-16的合成反应机理(步骤2)；
其中，r为：r＝c16h33；
具体实施方式
下面结合实施例对本发明作进一步的说明。
下述实施例中所涉及的仪器、试剂、材料等，若无特别说明，均为现有技术中已有的常规仪器、试剂、材料等，可通过正规商业途径获得。下述实施例中所涉及的实验方法，检测方法等，若无特别说明，均为现有技术中已有的常规实验方法，检测方法等。
实施例1制备可降低特低渗油藏启动压力梯度的耐高温高盐活性剂
组分组成为：双十六烷基三季铵盐表面活性剂bdt-16：22.5％；壬基酚聚氧乙烯醚磷酸盐表面活性剂hsd：20％；复合有机醇ych：2.2％；有机防膨剂fpj：3.8％；余量为水。所述复合有机醇ych是由十四醇和十六醇组成的，二者的摩尔比为1:2。
制备方法如下：向反应釜中加入部分水(水总量50％的水)，然后依次加入双十六烷基三季铵盐表面活性剂bdt-16、壬基酚聚氧乙烯醚磷酸盐表面活性剂hsd、复合有机醇ych和有机防膨剂fpj，最后加入剩余的水，搅拌均匀，即得。
其中，所述双十六烷基三季铵盐表面活性剂bdt-16的制备方法为：
(1)首先，取5ml(0.05mol)二乙胺于三口烧瓶中，边搅拌边用恒压滴液漏斗缓慢滴加25ml的2mol/l的盐酸，再用恒压滴液漏斗滴加8.8ml的环氧氯丙烷(二乙胺与环氧氯丙烷的摩尔比为1:2.2)，滴加速度为3秒/滴～5秒/滴，再加入20ml蒸馏水，在60℃恒温水浴锅中，反应6h，得到浅黄色中间体bdc；
(2)取10ml中间体bdc，加0.2mol/l的盐酸调至ph值为8.5，用恒压滴液漏斗滴加6ml十六烷基二甲基叔胺，再加入35ml的水，在溶剂水的回流温度下反应8h得到混合溶液，用旋转蒸发仪减压蒸馏除去溶剂，用己烷洗涤3次，再用丙酮重结晶得到白色固体，即为双十六烷基三季铵盐表面活性剂bdt-16。
所述壬基酚聚氧乙烯醚磷酸盐表面活性剂hsd的制备方法为：取0.22mol的壬基酚聚氧乙烯醚置于四口烧瓶中，在通氮气的条件下，缓慢加入0.1mol的五氧化二磷进行酯化反应，升温到80℃，反应时间为6h，得到壬基酚聚氧乙烯醚磷酸盐表面活性剂hsd。注意事项：五氧化二磷极易吸湿，释放大量热能，需分批缓慢加入并持续搅拌，且加药时控制容器温度低于30℃。
所述有机防膨剂fpj的制备方法为：取0.5mol三乙烯四胺放入带有回流冷凝管的四口烧瓶中，在充氮气的条件下，搅拌加入2.1mol的环氧乙烷，然后加入占总质量分数为1％的氢氧化钠作催化剂，升高温度至80℃，反应4h，制得有机防膨剂fpj。
上述制备的可降低特低渗油藏启动压力梯度的耐高温高盐活性剂，在使用时，针对特低渗油藏注水井的注入水，配制质量分数为0.05％～0.15％的可降低特低渗油藏启动压力梯度的耐高温高盐活性剂，搅拌均匀，注入水井。
上述制备的可降低特低渗油藏启动压力梯度的耐高温高盐活性剂，界面性能评价如下：采用tx-500d旋转滴界面张力仪测定上述耐高温高盐活性剂溶液降低油水界面张力的能力，实验用油为现场取回的原油(70℃下的粘度为2.2mpa·s)。耐高温高盐活性剂质量分数为0.1％时，油水界面张力值达到0.008mn/m。
耐盐性能评价：将耐高温高盐活性剂用矿化度为200g/l的实验用水配制溶液，质量分数为0.15％时，溶液仍为澄清，且该浓度下最低界面张力达到0.01mn/m。说明该活性体系耐盐性较好，耐盐可达200g/l。
耐温性能评价：将质量分数为0.1％的耐高温高盐活性剂溶液置于130℃烘箱中，静置24h后取出，冷却后在70℃下与原油的界面张力为0.008mn/m。说明该活性体系耐温性较好，可以耐温130℃。
降低启动压力梯度的性能评价：通过对比实验，分别测定了地层水和质量分数为0.1％的耐高温高盐活性剂溶液在特低渗岩心(气测渗透率为4.8×10-3μm2)中流动时的最小启动压力梯度和拟启动压力梯度。地层水条件下的最小启动压力梯度为0.0485mpa/m，活性体系条件下的最小启动压力梯度为0.0379mpa/m，活性体系比地层水下的最小启动压力梯度下降了21.9％。地层水时拟启动压力梯度为0.438mpa/m，活性体系时拟启动压力梯度为0.341mpa/m，下降了22.1％，说明该活性体系可以明显降低特低渗油藏中流体的启动压力梯度。
实施例2制备可降低特低渗油藏启动压力梯度的耐高温高盐活性剂
组分组成为：双十六烷基三季铵盐表面活性剂bdt-16：23％；壬基酚聚氧乙烯醚磷酸盐表面活性剂hsd：19％；复合有机醇ych：2.3％；有机防膨剂fpj：3.7％；余量为水。
其它同实施例1。
实施例3制备可降低特低渗油藏启动压力梯度的耐高温高盐活性剂
组分组成为：双十六烷基三季铵盐表面活性剂bdt-16：22％；壬基酚聚氧乙烯醚磷酸盐表面活性剂hsd：21％；复合有机醇ych：2.1％；有机防膨剂fpj：3.9％；余量为水。
其它同实施例1。
上述虽然结合实施例对本发明的具体实施方式进行了描述，但并非对本发明保护范围的限制，所属领域技术人员应该明白，在本发明的技术方案的基础上，本领域技术人员不需要付出创造性劳动即可做出的各种修改或变形仍在本发明的保护范围以内。