发明涉及一种适用于油田注水作业时具有洗油和杀菌作用的黏土防膨剂。
背景技术：
注水开发是我国油田稀油开采中最为经济的方式，已经普遍使用。注水开采中的水均使用采出液污水处理后回注进行的。随着注水开发的进行，越来越多的油田均遇到了注水压力升高、注水困难等问题。这是由于注入水与储层岩石矿物的不配伍性以及外来流体与储层流体的不配伍性引起地层的堵塞、储层中的黏土矿物膨胀、微生物堵塞和引起的腐蚀堵塞、乳化堵塞、结垢堵塞等，特别是对于低渗透储层，更容易受到损害，从而使得注水驱油效果下降、产量降低。为了防止和克服这些伤害，保护储层，除了严格控制注入水悬浮物含量以减少固相颗粒的侵入与堵塞外，在注水工程中常常加入各种处理剂。
注入水与地层中的黏土矿物接触，导致黏土矿物水化膨胀、分散和运移，从而堵塞地层空隙结构的喉部，导致地层渗透率降低，产生损害，这个伤害最为严重。为此在注水中不得不连续加入黏土防膨剂，以减少由于黏土的水化膨胀、运移造成的伤害。
水锁是指在低渗油藏储层中注入水进入储层多孔的毛细管中产生附加压力引起的。水进入低渗透储层，就会形成毛管阻力，形成水锁，这将导致注水流动阻力增加，注水困难，造成严重伤害。水锁一般是无法解除的，只能防止和抑制。最有效的方法是使用表面活性剂来降低表面张力。
注入水中含有的一定量硫酸盐还原菌(srb)，腐生菌(tgb)和铁细菌(fb)等细菌，它们在注水管线、油管及储层中生长和繁殖，产生粘稠的液体将堵塞储层，使得注水困难。硫酸盐还原菌可以把水中的硫酸根离子还原成二价硫离子，产生h2s，引起更严重的腐蚀，这些腐蚀产物也将堵塞储层，使得注水压力上升。因此在注水中要加入杀菌剂，以克服细菌引起的注水困难。
如果注入水与储层原油发生乳化，乳化层粘度就比油、水高很多，这样就造成乳化堵塞，也要引起注水压力上升。为了防止注入水乳化，在注入水中使用防乳破乳剂，以减少乳化伤害。三次采油(eor)技术中的表面活性剂是以表面活性剂作为驱油剂的一种提高原油采收率的方法。利用表面活性剂提高采收率有两种不同的方法:第一种是注入低浓度、大塞段的表面活性剂溶液注入油层，能有效地降低油水界面张力，同时清洗储层岩石表面的原油，从而提高原油采收率；第二种则是采用小塞段、高浓度表面活性剂注入油层，并且能与原油形成微乳液，这种微乳液粘度很高，同时也具有调剖作用，从而提高原油采收率。将这种表面活性剂的洗油作用应用在注水二次采油中可发挥比纯注水更好的效果，但引起的乳化堵塞却不利于注水。如果克服这种乳化堵塞，将使得表面活性剂在二次采油的注水中可极大的提高采收率。黏土防膨剂主要有无机盐类、有机胺类、阳离子表面活性剂类和有机阳离子小分子量聚合物类。无机盐类和有机胺类价格便宜，有很好的防止黏土膨胀的能力，但防止黏土颗粒的运移、抗冲刷、长效性差；有机阳离子表面活性剂和有机阳离子聚合物，则防止黏土颗粒的运移，抗冲刷能力强。
防止水锁使用的表面活性剂主要有阴离子表面活性剂十二烷基磺酸钠、十二烷基苯磺酸钠、非离子表面活性剂脂肪醇聚氧乙烯醚等。
杀菌剂常用的有：氯、二氧化氯、次氯酸钠、醛类化合物、季铵盐类、氯酚类、有机硫类、氯胺类和异噻唑啉酮类等。
原油破乳剂种类繁多，但应用最多的主要是不同油头的非离子型聚醚占主导地位。很多含有活性基团的物质均可以诱导环氧乙烷(eo)、环氧丙烷(po)开环得到相应破乳剂，或通过一定反应方法将聚氧丙烯、聚氧乙烯醚引入到分子结构中得到破乳剂，如ae8025、ael910、sp169、ap221等。
表面活性剂驱常用的活性剂为非离子表面活性剂或耐盐性能较好的磺酸盐型和硫酸酯盐型阴离子表面活性剂，其中最常用的为石油磺酸盐类。甜菜碱型表面活性剂能够与阴离子、阳离子、非离子都具有良好的配伍性及协同增效效应，甜菜碱本身又具有耐温性、抗盐性、杀菌性以及生物降低等特性，得到了广泛的关注。
目前油田注水用的黏土防膨剂仅仅具有防止黏土膨胀、分散和运移的能力，而要具有杀菌、防水锁降低表面张力、防止乳化堵塞、洗油作用则要在注水作业中分别单独加入杀菌剂、防水锁表面活性剂、防乳破乳剂和表面活性剂洗油剂。如果黏土防膨剂不但具有防止黏土膨胀，同时具有杀菌、防水锁、防乳化、洗油等作用，不但减少了药剂使用量、也减少了注水作业中分别实施工序、节约成本，将极大的提高注水效果，提高采收率。
本发明正是将三次采油中的表面活性剂驱技术应用到注水中、并且将注水中的黏土防膨、降低表面张力防水锁、杀菌、防止注入水和地层中的原油乳化等相结合开发的一种黏土防膨剂，具有以下创新点:
1、该黏土防膨剂具有防止黏土膨胀、杀菌、降低表面张力防水锁、洗油的多重效果，起到一剂多效的作用；
2、使用阳离子表面活性剂和无机物混合物，使得该黏土防膨剂具有很好的防止黏土膨胀和抗冲刷能力；
3、运用三次采油中表面活性剂驱的洗油机理使用十二烷基乙氧基磺基甜菜碱洗油，同时使用破乳剂克服洗油表面活性剂引起的乳化，减少注水中的乳化堵塞。达到了即洗油又不引起乳化堵塞的效果。很好的解决了三次采油中以洗油、乳化为机理的表面活性剂驱，由于乳化堵塞而不能够应用到注水中的瓶颈问题，同时使用消泡剂也减少了泡沫的形成，减少由于甜菜碱起泡可能引起的堵塞，比单独注水有更高的采收率；
4、该黏土防膨剂具有良好的杀菌性能；
5、该黏土防膨剂有非常低的表面张力，减少水锁；
6、该技术可使煤油和水有超低的界面张力，有利于洗油。
技术实现要素：
本发明的目的在于:所提供的黏土防膨剂，可起到防止黏土膨胀、降低表面张力以防止水锁、杀菌、洗油、防止乳化的综合作用，减少注水对储层的伤害的综合生产效果，为采油企业注水中的节能、降耗、降低成本、提高注水采收率提供有力的科技支撑。
本发明的目的是这样实现的：一种具有洗油和杀菌作用的注水用黏土防膨剂；
原料由a：2,3-环氧丙基三甲基氯化铵、b:十二烷基乙氧基磺基甜菜碱、c：十二烷基二甲基苄基氯化铵、d：磷酸二铵、e：以多乙烯多胺为起始剂的聚氧乙烯聚氧丙烯聚醚f：尿素、g：氯化钾、h；全氟烷基甜菜碱和i；wsc-110型有机硅固体消泡剂组成；同时包含j具有洗油和杀菌作用的黏土防膨剂的配制；
将原料a、b、c、d、e、f、g、h和i相混，混合均匀，配制得所述的j具有洗油和杀菌作用的黏土防膨剂。
本发明的机理与作用：本发明用的原料a为有机阳离子表面活性剂，具有良好的防止黏土颗粒膨胀、分散和运移的能力；与原料c复合防止黏土颗粒分散和运移的能力更好；与d磷酸二铵、f尿素和g氯化钾复合使用具有更好的防止黏土颗粒水化膨胀的能力；与原料c十二烷基二甲基苄基氯化铵复合具有良好的杀菌作用，同时原料b十二烷基乙氧基磺基甜菜碱也有杀菌作用，将使杀菌作用更好；与原料b十二烷基乙氧基磺基甜菜碱、原料e以多乙烯多胺为起始剂的聚氧乙烯聚氧丙烯聚醚和iwsc-110型有机硅固体消泡剂复合，不但具有洗油作用，而且防止乳化，克服了洗油剂在注水中具有洗油作用，但同时引起乳化堵塞和起泡的问题，达到洗油而不乳化伤害和泡沫堵塞的效果；与原料h全氟烷基甜菜碱表面活性剂复合具有优异的降低表面张力和界面张力的能力,极大的降低和防止了水锁伤害。
本发明的技术方案为具有洗油作用的黏土防膨剂，其特征在于：本发明采用将原料a、b、c、d、e、f、g、h和i复配，各原料质量比为：a:b:c:d:e:f:g:h:i＝20％～25％:5％～10％:10％～15％:10％～15％:1％～2％:15％～25％:15％～25％:2％～4％:2％～4％，在该质量比下，将a、b、c、d、e、f、g、h和i混合均匀，配制得j具有洗油和杀菌作用的黏土防膨剂；从而使本发明黏土防膨剂具有防止黏土膨胀、洗油、杀菌和降低表面张力防止水锁的四重效果，起到一剂多效的作用，克服了常用黏土防膨剂仅仅具有单一防膨作用的缺陷，其中j在各质量比例下，分别溶解于自来水，配成质量浓度分别为0.3wt％、0.5wt％、0.8wt％、1.0wt％的溶液，室温(25℃)下，分别用离心法测定和自来水比较的黏土防膨率；测定表面张力，h溶液中加入煤油后的界面张力；用硫酸盐还原菌(srb)个数为6×102个/ml、腐生菌(tgb)个数为6×103个/ml和铁细菌(fb)个数为2.5×102个/ml的新疆油田分公司陆梁油田作业区石南21井区污水处理站处理后的回注水按照“sy/t5329-2012碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法”评价杀菌性能；用渗透率均为22.5×10-3μm2左右的人造岩心用新疆油田分公司陆梁油田作业区石南21井区的原油与煤油1:1混合物配制的模拟油饱和，分别用自来水和不同质量浓度的j水溶液在0.2ml/min注入速度下、保持回压高于环压下用高温高压岩心驱替装置驱油，测定加入j的水较自来水驱油效率提高率；0.3wt％的j黏土防膨率大于等于83.2％，抗洗率大于等于84.2％，表面张力小于等于26.4mn/m，界面张力小于等于0.0090mn/m，杀菌后硫酸盐还原菌(srb)个数均小于等于9.5个/ml，腐生菌(tgb)个数均小于等于95个/ml，铁细菌(fb)个数均小于等于30个/ml，达到标准中的指标要求，较自来水驱油效率提高率大于等于12.1％；0.5wt％的j黏土防膨率大于等于85.7％，抗洗率大于等于88.9％，表面张力小于等于25.2mn/m，界面张力小于等于0.0075mn/m，杀菌后硫酸盐还原菌(srb)个数均小于等于7.5个/ml，腐生菌(tgb)个数均小于等于75个/ml，铁细菌(fb)个数均小于等于20个/ml，达到标准中的指标要求，较自来水驱油效率提高率大于等于15.2％；0.8wt％的j黏土防膨率大于等于90.9％，抗洗率大于等于90.7％，表面张力小于等于24.3mn/m，界面张力小于等于0.0050mn/m，杀菌后硫酸盐还原菌(srb)个数均小于等于4.5个/ml，腐生菌(tgb)个数均小于等于60个/ml，铁细菌(fb)个数均小于等于11.5个/ml，达到标准中的指标要求，较自来水驱油效率提高率大于等于17.8％；1.0wt％的j黏土防膨率大于等于94.3％，抗洗率大于等于93.5％，表面张力小于等于23.6mn/m，界面张力小于等于0.0026mn/m，杀菌后硫酸盐还原菌(srb)个数均等于0个/ml，腐生菌(tgb)个数均小于等于45个/ml，铁细菌(fb)个数均小于等于6个/ml，达到标准中的指标要求，较自来水驱油效率提高率大于等于19.3％；其中质量比为：a:b:c:d:e:f:g:h:i＝20％:5％:15％:10％:1％:25％:20％:2％:2％的j黏土防膨性最好，在浓度0.5wt％及以上时，防膨率大于等于89.3％，在浓度0.8wt％及以上时，防膨率大于等于92.7％；质量比为：a:b:c:d:e:f:g:h:i＝25％:9％:15％:10％:2％:15％:18％:3％:3％的j抗洗率和杀菌效果最好，在浓度0.5wt％及以上时，抗洗率大于等于91.9％，在浓度0.3wt％及以上时，硫酸盐还原菌(srb)的个数小于等于6.5个/ml；腐生菌(tgb)的个数小于等于65个/ml，铁细菌(fb)的个数小于等于7.5个/ml；质量比为：a:b:c:d:e:f:g:h:i＝25％:10％:10％:10％:2％:16％:20％:3％:4％的j水驱油效率提高率最好，在浓度0.3wt％及以上时，水驱油效率提高率大于等于19.9％；质量比为：a:b:c:d:e:f:g:h:i＝25％:9％:10％:15％:2％:17％:15％:4％:3％的j降低表面张力和界面张力的的效果最好，可有效的防止水锁，在浓度0.3wt％及以上时，表面张力小于等于22.0mn/m，界面张力小于等于0.0025mn/m；质量比为：a:b:c:d:e:f:g:h:i＝25％:9％:15％:10％:2％:15％:18％:3％:3％的j综合性能最好，在浓度0.3wt％及以上时，黏土防膨率大于等于85.1％，抗洗率大于等于88.9％，表面张力小于等于24.0mn/m，界面张力小于等于0.0036mn/m，杀菌后硫酸盐还原菌(srb)个数均小于等于6.5个/ml，腐生菌(tgb)个数均小于等于30个/ml，铁细菌(fb)个数均小于等于7.5个/ml，达到标准中的指标要求，较自来水驱油效率提高率大于等于18.3％。
本发明所研制的黏土防膨剂，具有良好抑制黏土水化膨胀和运移能力；与无机盐及磷酸二铵和尿素等复配效果良好，不仅提高了体系的防膨率，特别是使用价格低廉的磷酸二铵和尿素，而且减少了有机阳离子表面活性剂黏土防膨剂的用量，较现常用的黏土防膨剂便宜；同时具有优良的降低水的表面张力，减少水锁；有优秀的杀菌能力；超低的界面张力，洗油效果显著。
该剂为提高注水的水驱效果、防止黏土膨胀和运移、降低表面张力减少水锁、洗油、杀菌和提高采收率，一剂多效作出了创新示范作用。
具体实施方法：
实施例1：
将原料a、b、c、d、e、f、g、h和i相混，混合均匀，配制得所述的j具有洗油和杀菌作用的黏土防膨剂，其中各原料质量比为：
a:b:c:d:e:f:g:h:i＝20％:5％:15％:10％:1％:25％:20％:2％:2％，将j分别溶解于自来水，配成质量浓度分别为0.3wt％、0.5wt％、0.8wt％和1.0wt％的溶液，在室温(25℃)下，分别用离心法测定和自来水比较的黏土防膨率；测定表面张力，h溶液中加入煤油后的界面张力；用硫酸盐还原菌(srb)个数为6×102个/ml、腐生菌(tgb)个数为6×103个/ml和铁细菌(fb)个数为2.5×102个/ml的新疆油田分公司陆梁油田作业区石南21井区污水处理站处理后的回注水按照“sy/t5329-2012碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法”评价杀菌性能；用渗透率均为22.5×10-3μm2左右的人造岩心用新疆油田分公司陆梁油田作业区石南21井区的原油与煤油1:1混合物配制的模拟油饱和，分别用自来水和不同质量浓度的j水溶液在0.2ml/min注入速度下、保持回压高于环压下用高温高压岩心驱替装置驱油，测定加入j的水较自来水驱油效率提高率，不同浓度下的防膨率、抗洗率、较自来水驱油效率提高率、表面张力、界面张力和杀菌性能为：
1)浓度分别为0.3wt％、0.5wt％、0.8wt％和1.0wt％的j黏土防膨率分别为：85.9％、89.3％、92.7％和95.6％；抗洗率为：85.6％、89.5％、91.6％和93.7％；
2)浓度分别为0.3wt％、0.5wt％、0.8wt％和1.0wt％的j溶液较自来水驱油效率提高率分别为：12.1％、15.2％、17.8％和19.3％；
3)浓度分别为0.3wt％、0.5wt％、0.8wt％和1.0wt％的j表面张力分别为：26.4mn/m、25.2mn/m、24.3mn/m和23.6mn/m；加入煤油后的界面张力分别为：0.0090mn/m、0.0075mn/m、0.0050mn/m和0.0026mn/m；
4)浓度分别为0.3wt％、0.5wt％、0.8wt％和1.0wt％的j，杀菌后硫酸盐还原菌(srb)的个数为：7.5个/ml、4.5个/ml、0个/ml和0个/ml；腐生菌(tgb)的个数为：75个/ml、60个/ml、30个/ml和15个/ml；铁细菌(fb)的个数为：15个/ml、6.5个/ml、0个/ml和0个/ml，达到标准中的指标要求；
在浓度0.8wt％及以上时，不但黏土防膨率达到大于等于92.7％、抗洗率大于等于91.6％，表面张力小于等于24.3mn/m，达到超低的界面张力，界面张力达到小于等于0.0050mn/m，驱油效率提高率也提高到大于等于17.8％，杀菌后硫酸盐还原菌(srb)的个数为0个/ml，腐生菌(tgb)的个数小于等于30个/ml，铁细菌(fb)的个数为0个/ml。
该质量配比的j黏土防膨率最优。
实施例2：
将原料a、b、c、d、e、f、g、h和i相混，混合均匀，配制得所述的j具有洗油和杀菌作用的黏土防膨剂，其中各原料质量比为：a:b:c:d:e:f:g:h:i＝20％:7％:13％:15％:1％:15％:25％:2％:2％，将j分别溶解于自来水，配成质量浓度分别为0.3wt％、0.5wt％、0.8wt％和1.0wt％的溶液，在室温(25℃)下，用实施例1相同的评价方法；不同浓度下的防膨率、抗洗率、较自来水驱油效率提高率、表面张力、界面张力和杀菌性能为：
1)浓度分别为0.3wt％、0.5wt％、0.8wt％和1.0wt％的j黏土防膨率分别为：85.6％、89.0％、92.3％和95.3％；抗洗率为：84.2％、88.6％、90.7％和93.5％；
2)浓度分别为0.3wt％、0.5wt％、0.8wt％和1.0wt％的j溶液较自来水驱油效率提高率分别为：13.3％、16.4％、18.3％和21.5％；
3)浓度分别为0.3wt％、0.5wt％、0.8wt％和1.0wt％的j表面张力分别为：25.3mn/m、24.6mn/m、23.5mn/m和22.7mn/m；加入煤油后的界面张力分别为：0.0072mn/m、0.0053mn/m、0.0040mn/m和0.0022mn/m；
4)浓度分别为0.3wt％、0.5wt％、0.8wt％和1.0wt％的j，杀菌后硫酸盐还原菌(srb)的个数为：7.5个/ml、6.5个/ml、2个/ml和0个/ml；腐生菌(tgb)的个数为：75个/ml、65个/ml、40个/ml和30个/ml；铁细菌(fb)的个数为：20个/ml、15个/ml、4.5个/ml和2个/ml，达到标准中的指标要求；
在浓度0.8wt％及以上时，不但黏土防膨率达到大于等于92.3％、抗洗率大于等于90.7％，表面张力小于等于23.5mn/m，达到超低的界面张力，界面张力达到小于等于0.0040mn/m，驱油效率提高率也提高到大于等于18.3％，杀菌后硫酸盐还原菌(srb)的个数小于等于2个/ml，腐生菌(tgb)的个数小于等于40个/ml，铁细菌(fb)的个数小于等于4.5个/ml。
实施例3：
将原料a、b、c、d、e、f、g、h和i相混，混合均匀，配制得所述的j具有洗油和杀菌作用的黏土防膨剂，其中各原料质量比为：a:b:c:d:e:f:g:h:i＝25％:10％:10％:10％:2％:16％:20％:3％:4％，将j分别溶解于自来水，配成质量浓度分别为0.3wt％、0.5wt％、0.8wt％和1.0wt％的溶液，在室温(25℃)下，用实施例1相同的评价方法；不同浓度下的防膨率、抗洗率、较自来水驱油效率提高率、表面张力、界面张力和杀菌性能为：
1)浓度分别为0.3wt％、0.5wt％、0.8wt％和1.0wt％的j黏土防膨率分别为：83.2％、85.7％、90.9％和94.3％；抗洗率为：87.4％、91.2％、93.4％和95.7％；
2)浓度分别为0.3wt％、0.5wt％、0.8wt％和1.0wt％的j溶液较自来水驱油效率提高率分别为：19.9％、23.2％、24.9％和26.3％；
3)浓度分别为0.3wt％、0.5wt％、0.8wt％和1.0wt％的j表面张力分别为：24.5mn/m、23.7mn/m、22.8mn/m和22.2mn/m；加入煤油后的界面张力分别为：0.0044mn/m、0.0032mn/m、0.0024mn/m和0.0018mn/m；
4)浓度分别为0.3wt％、0.5wt％、0.8wt％和1.0wt％的j，杀菌后硫酸盐还原菌(srb)的个数为：9.5个/ml、6.5个/ml、3.5个/ml和0个/ml；腐生菌(tgb)的个数为：95个/ml、70个/ml、45个/ml和40个/ml；铁细菌(fb)的个数为：25个/ml、16个/ml、9.5个/ml和4.5个/ml，达到标准中的指标要求；
在浓度0.8wt％及以上时，不但黏土防膨率达到大于等于90.9％、抗洗率大于等于93.4％，表面张力小于等于22.8mn/m，达到超低的界面张力，界面张力达到小于等于0.0025mn/m，驱油效率提高率也提高到大于等于24.9％，杀菌后硫酸盐还原菌(srb)的个数小于等于3.5个/ml，腐生菌(tgb)的个数小于等于45个/ml，铁细菌(fb)的个数小于等于9.5个/ml。
该质量比的j水驱油效率提高率最好。
实施例4：
将原料a、b、c、d、e、f、g、h和i相混，混合均匀，配制得所述的j具有洗油和杀菌作用的黏土防膨剂，其中各原料质量比为：a:b:c:d:e:f:g:h:i＝25％:9％:15％:10％:2％:15％:18％:3％:3％，将j分别溶解于自来水，配成质量浓度分别为0.3wt％、0.5wt％、0.8wt％和1.0wt％的溶液，在室温(25℃)下，用实施例1相同的评价方法；不同浓度下的防膨率、抗洗率、较自来水驱油效率提高率、表面张力、界面张力和杀菌性能为：
1)浓度分别为0.3wt％、0.5wt％、0.8wt％和1.0wt％的j黏土防膨率分别为：85.1％、88.2％、91.9％和95.0％；抗洗率为：88.9％、91.7％、94.3％和96.3％；
2)浓度分别为0.3wt％、0.5wt％、0.8wt％和1.0wt％的j溶液较自来水驱油效率提高率分别为：18.3％、20.4％、22.6％和24.8％；
3)浓度分别为0.3wt％、0.5wt％、0.8wt％和1.0wt％的j表面张力分别为：24.0mn/m、23.3mn/m、22.1mn/m和21.6mn/m；加入煤油后的界面张力分别为：0.0036mn/m、0.0028mn/m、0.0017mn/m和0.0012mn/m；
4)浓度分别为0.3wt％、0.5wt％、0.8wt％和1.0wt％的j，杀菌后硫酸盐还原菌(srb)的个数为：6.5个/ml、4个/ml、0个/ml和0个/ml；腐生菌(tgb)的个数为：65个/ml、30个/ml、9.5个/ml和0个/ml；铁细菌(fb)的个数为：7.5个/ml、3个/ml、0个/ml和0个/ml，达到标准中的指标要求；
在浓度0.5wt％及以上时，不但黏土防膨率达到大于等于88.2％、抗洗率大于等于91.7％，表面张力小于等于23.3mn/m，达到超低的界面张力，界面张力达到小于等于0.0028mn/m，驱油效率提高率也提高到大于等于20.4％，杀菌后硫酸盐还原菌(srb)的个数小于等于4个/ml，腐生菌(tgb)的个数小于等于30个/ml，铁细菌(fb)的个数小于等于3个/ml。
该质量比的j黏土防膨率、抗洗率、降低表面张力、降低界面张力、驱油效率提高率和杀菌综合性能最好。
实施例5：
将原料a、b、c、d、e、f、g、h和i相混，混合均匀，配制得所述的j具有洗油和杀菌作用的黏土防膨剂，其中各原料质量比为：a:b:c:d:e:f:g:h:i＝25％:9％:10％:15％:2％:17％:15％:4％:3％，将j分别溶解于自来水，配成质量浓度分别为0.3wt％、0.5wt％、0.8wt％和1.0wt％的溶液，在室温(25℃)下，用实施例1相同的评价方法；不同浓度下的防膨率、抗洗率、较自来水驱油效率提高率、表面张力、界面张力和杀菌性能为：
1)浓度分别为0.3wt％、0.5wt％、0.8wt％和1.0wt％的j黏土防膨率分别为：84.5％、86.9％、91.5％和94.6％；抗洗率为：87.0％、90.6％、92.7％和95.2％；
2)浓度分别为0.3wt％、0.5wt％、0.8wt％和1.0wt％的j溶液较自来水驱油效率提高率分别为：19.1％、21.2％、23.4％和25.2％；
3)浓度分别为0.3wt％、0.5wt％、0.8wt％和1.0wt％的j表面张力分别为：22.0mn/m、21.5mn/m、21.0mn/m和20.2mn/m；加入煤油后的界面张力分别为：0.0025mn/m、0.0020mn/m、0.0012mn/m和0.0008mn/m；
4)浓度分别为0.3wt％、0.5wt％、0.8wt％和1.0wt％的j，杀菌后硫酸盐还原菌(srb)的个数为：9.5个/ml、7.5个/ml、4.5个/ml和0个/ml；腐生菌(tgb)的个数为：95个/ml、75个/ml、60个/ml和45个/ml；铁细菌(fb)的个数为：30个/ml、20个/ml、11.5个/ml和6个/ml，达到标准中的指标要求；
在浓度0.8wt％及以上时，不但黏土防膨率达到大于等于91.5％、抗洗率大于等于92.7％，表面张力小于等于21.0mn/m，达到超低的界面张力，界面张力达到小于等于0.0012mn/m，驱油效率提高率也提高到大于等于23.4％，杀菌后硫酸盐还原菌(srb)的个数小于等于4.5个/ml，腐生菌(tgb)的个数小于等于60个/ml，铁细菌(fb)的个数小于等于11.5个/ml。
该质量比的j降低表面张力、降低界面张力性能最好。
本发明所述的原料：十二烷基二甲基苄基氯化铵(纯度99％)由西安嘉博盈生物科技有限公司生产；以多乙烯多胺为起始剂的聚氧乙烯聚氧丙烯聚醚(干剂)由山东沾化鲁新化工有限公司生产；2,3-环氧丙基三甲基氯化铵、十二烷基乙氧基磺基甜菜碱、磷酸二铵、氯化钾均由成都科龙化工试剂厂生产；尿素由陕西陕化煤化工集团有限公司生产；全氟烷基甜菜碱90％(白色粉末)由武汉赛沃尔化工有限公司生产；wsc-110型有机硅固体消泡剂由山东万承化工产品有限公司生产；人造岩心由成都诺鑫石油科技有限公司生产。
本发明产品的检验评价按照以下国家标准进行：中华人民共和国石油天然气行业标准“sy/t5971-2016油气田压裂酸化及注水用黏土稳定剂性能评价方法”；中华人民共和国石油天然气行业标准“sy/t5370-1999表面及界面张力测定方法”；中华人民共和国石油天然气行业标准“sy/t5336-2006岩心分析方法”；中华人民共和国石油天然气行业标准“sy/t5329-2012碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法”和中华人民共和国石油天然气行业标准“sy/t6424-2000复合驱油体系性能测试方法”。