一种低压气田老井复产解液锁处理剂的配方及其制备方法与流程

本发明属于气田老井解堵增产及储层保护改造技术领域，具体涉及一种低压气田老井复产解液锁处理剂的配方及其制备方法，用于恢复老井单井产能。

背景技术：

低压气田主要来源于气田生产中后期，随着累计采出程度增加，气田地层能量逐渐降低，气田老井呈现压力低的现象。如现有气田部分气井累产程度低，采出程度仅达到单井控制储量50～60％后，井口已出现低产低压状态，排采措施、液面数据证实非井筒积液较严重。储层积液主要表现为岩石孔隙中束缚水因压力变化在近井筒聚集，天然气中凝析油因温度和压力变化在近井筒聚集，从而形成高矿化度油水混合液体，因气流高速搅拌使混合液带有一定的乳化特性，积液在近井地带将产生更严重贾敏效应，影响了低压气田老井的正常生产，滞后了气田高效开发。

针对低压气田老井生产过程中受储层积液反复影响的问题，目前在低压气田老井储层积液主要通过以下两种方式进行稳产①在井口定期投加泡排剂，借助天然气生产气流，利用泡排剂的表面活性剂特性在高矿化度油水混合液体中发泡，降低井筒静液柱压力，使积液顺利排出；②通过液氮车(制氮车)多次人工气举，将储层积液缓慢排出井筒。加药泡排能解决低压气田初期积水的问题，由于受温度影响(100℃以上储层)，加药泡排往往只能将积水和少量部分盐分排出，储层近井地带的积液中矿化度将越来越高，凝析油的含量也越来越高，后期加药泡排效果将受限。同时泡排剂中一部分有效高分子聚合物物质会缓慢沉积在井筒壁面和渗流至储层岩石壁面，对储层造成二次严重堵塞。通过液氮车(制氮车)人工气举返排储层积液主要受限于施工成本，由于积液具有连续性，频繁人工气举在低压气田低成本的投入与产出比发展方式不匹配，限制该技术推广。因此针对低压气田老井生产过程中液锁反复堵塞的问题需要开发一种高效、快捷、低成本处理剂解决液锁堵塞，提高老井生产效率，满足低压气田老井复产的需求。

中国专利号“cn111154474a”，2020年5月15日公开了一种油气储层用解水锁剂，所述化学剂包括阳离子聚丙烯酰胺、烷基糖苷、乙二醇醚类物质和纳米结晶纤维素，所述纳米结晶纤维素占总质量的1～3％，所述乙二醇醚类物质占总质量的25～40％。本发明解水锁剂成本较低，生产工艺简单，原料来源广，采用直接混合既可以得到，使用方法简单，且采用对环境安全的原料制备，同时具有极好的降低表面张力、增溶的效果，从而保证进入油层后能消除或减轻水浸入地层后造成的流动阻力，使原油和天然气比较容易地流向井底，从而提高油气产量。中国专利号“cn106367054a”，2017年2月1日公开了一种解水锁剂及制备方法，由以下重量百分含量的物质组成：弱亲水剂10～12％，酸溶性氧化剂8～10％，缓蚀剂0.5～1.5％，余量为水。本发明可应用于长庆上古低渗砂岩气层，使低渗砂岩气藏由强亲水变为弱亲水，消除储层毛管力，酸溶进入部分固相颗粒及纤维素，氧化分解大分子聚合物，拆散堵塞，提高气驱水效率，从而岩心渗透率恢复率得到明显提高。

以上述专利为代表的解水锁剂主要针对降低气井水相的表面张力，使低渗砂岩气藏由强亲水变为弱亲水，减少气液两相的毛管阻力，这也是目前解水锁主流方向。由于储层积液是油水两相的混合液，具有高矿化度特性，长期在近井地带聚集乳化使储层岩石表面弱亲油向强亲油变化，导致水相毛管力增大，一般储层产水量为凝析油量的5～10倍，因此需要将岩石表面改变为弱亲水弱亲油，这样才能降低储层积液整体毛管力，降低水和油两相界面张力，减少两相贾敏效应。由于液体返排后对岩石表面改性有效期短，需提高措施长效性。同时液体需减少入井流体的水敏伤害，保护低压气田储层。因此，有必要研发一种能较好的解决以上问题解液锁剂配方，达到低压气田老井复产低成本高效开发的需求。

技术实现要素：

本发明的目的在于克服上述现有技术的不足，提供一种低压气田老井复产解液锁处理剂的配方及其制备方法，克服了现有技术中储层长期积液形成高矿化度、油水两相乳化混合物对近井地带岩石表面润湿性影响，岩石表面处理后的有效周期短等问题。

为了解决技术问题，本发明的技术方案是：一种低压气田老井复产解液锁处理剂的配方，以重量百分含量计，由以下组分组成：表面处理剂0.1～0.4％，纳米材料0.05～0.3％，分散剂3～8％，清洗剂10～18％，互溶剂18～32％，润湿反转剂2～12％，工业自来水补足余量。

优选的，所述各组分为：表面处理剂0.15～0.3％，纳米材料0.1～0.2％，分散剂3.5～7％，清洗剂11～17％，互溶剂20～30％，润湿反转剂5～10％，工业自来水补足余量。

优选的，所述各组分为：表面处理剂0.2％，纳米材料0.15％，分散剂5％，清洗剂15％，互溶剂25％，润湿反转剂8％，工业自来水补足余量。

优选的，所述表面处理剂由全氟辛基磺酸四乙基胺和全氟辛基季胺碘化物组成，其中全氟辛基磺酸四乙基胺和全氟辛基季胺碘化物的重量比为2:1。

优选的，所述纳米材料为纳米聚硅，其型号为mgs-w。

优选的，所述分散剂由苯基聚三甲基硅氧烷、聚醚改性聚二甲基硅氧烷和氯二氟甲基三甲基硅烷组成，其中苯基聚三甲基硅氧烷、聚醚改性聚二甲基硅氧烷和氯二氟甲基三甲基硅烷的重量比为2:4:1。

优选的，所述清洗剂由丁炔二醇和顺丁烯二酸酐组成，其中丁炔二醇和顺丁烯二酸酐的重量比为7.5:1～10:1。

优选的，所述互溶剂由四氢呋喃和异丙醇组成，其中四氢呋喃和异丙醇的重量比为2:1～3:1。

优选的，所述润湿反转剂由十二烷基二羟乙基氧化胺和丙撑基双十八烷基二甲基溴化铵组成，其中十二烷基二羟乙基氧化胺和丙撑基双十八烷基二甲基溴化铵的重量比为1:1～1:1.5。

优选的，一种如上任一项所述的低压气田老井复产解液锁处理剂的制备方法，包括以下步骤：

第一步：备料，以重量百分含量计，称取表面处理剂0.1～0.4％，纳米材料0.05～0.3％，分散剂3～8％，清洗剂10～18％，互溶剂18～32％，润湿反转剂2～12％，工业自来水补足余量；

第二步：首先在反应釜中加入工业自来水，将反应釜升温至80～90℃，加入纳米材料，搅拌30～40min；再加入润湿反转剂，搅拌20～30min，控制反应温度至25～30℃；再加入互溶剂，搅拌10～20min；再加入分散剂，搅拌20～30min；再加入清洗剂，搅拌10～20min；最后加入表面处理剂，搅拌30～40min，即生产出低压气田老井复产解液锁处理剂产品。

相对于现有技术，本发明的优点在于：

(1)本发明提供了一种低压气田老井复产解液锁处理剂的配方，解液锁处理剂可降低近井地带液体表面张力和油水界面张力，减少液体的毛管阻力，提高液体与岩石接触角，改变岩石表面润湿性，通过纳米材料和表面活性剂双重吸附效应，延长岩石表面处理后的有效周期，解除油水乳化介质在储层孔喉处堵塞，使地层中束缚水顺利从孔隙中通过水流通道流出，达到提高近井地带气相渗透率，从而实现低压气田老井复产增产目的；

(2)本发明低压气田老井复产解液锁处理剂具有较低的表面张力和界面张力，提高岩石表面接触角，降低油水两相流阻力，使积液快速返排出井筒；解液锁处理剂中表面处理剂全氟辛基磺酸四乙基胺和全氟辛基季胺碘化物具有优良的降低溶液表面张力性能，提高含水饱和度下气相渗透率，利于地层水快速返排；分散剂苯基聚三甲基硅氧烷和聚醚改性聚二甲基硅氧烷具有较低的表面张力，具有较强的渗透作用，使解液锁液处理剂快速地向岩石表面迁移，分散乳化状油水混合物，降低孔隙中流体的表界面张力，提高岩石表面与油水相的接触角，降低岩石表面亲油性；清洗剂丁炔二醇和顺丁烯二酸酐具有良好的渗透性，可快速清洗岩石表面的凝析油残留物，可降低液体动态表面张力，减少储层积液的乳化性能，使其顺利从孔喉内排出；四氢呋喃和异丙醇作为互溶剂具有良好的相容性、低水敏性，使储层积液中油水两相互溶为一相；纳米材料纳米聚硅也能提高岩石孔道内油水置换性能，降低界面张力，消除渗流阻力，同时可减少入井液对储层水敏膨胀伤害；

(3)本发明低压气田老井复产解液锁处理剂中的纳米材料处理岩心表面后对解液锁处理剂中表面活性剂吸附量更大，表面活性剂在岩石表面作用有效时间更长，利于延长措施有效期；纳米材料纳米聚硅、润湿反转剂十二烷基二羟乙基氧化胺与丙撑基双(十八烷基二甲基溴化铵)在岩石表面具有较强吸附性能，其中纳米聚硅有较大的比表面积，能吸附在岩石表面形成单分子膜，减少岩石表面水膜厚度，增大岩石孔道半径，促使地层中束缚水快速返排出来；润湿反转剂十二烷基二羟乙基氧化胺与丙撑基双(十八烷基二甲基溴化铵)与传统表面活性剂相比更易吸附在两相界面，其吸附能力是传统活性剂的10～1000倍，丙撑基双(十八烷基二甲基溴化铵)有更多紧密的胶团结构和双倍的电荷基头，与十二烷基二羟乙基氧化胺复合，具有更为强烈的协同增效作用，可降低油水界面张力，降压储层积液油水相流动阻力，可快速返排储层积液，丙撑基双(十八烷基二甲基溴化铵)具有较低的临界胶束浓和超强的增溶效果利于岩心表面洗油，利于纳米聚硅在岩心表面吸附，岩心表面在纳米材料和表面活性剂双重吸附作用下，后期凝析油和地层束缚水在近井地带的流动阻力将大大降低，能延长措施有效期。

附图说明

图1、本发明一种低压气田老井复产解液锁处理剂在不同浓度下的表面张力图；

图2、本发明一种低压气田老井复产解液锁处理剂在不同浓度下界面张力图；

图3、本发明一种低压气田老井复产解液锁处理剂在岩心表面预膜前后对表面活性剂吸附量。

具体实施方式

下面结合实施例描述本发明具体实施方式：

需要说明的是，本说明书示意的结构、比例、大小等，均仅用以配合说明书所揭示的内容，以供熟悉此技术的人士了解与阅读，并非用以限定本发明可实施的限定条件，任何结构的修饰、比例关系的改变或大小的调整，在不影响本发明所能产生的功效及所能达成的目的下，均应仍落在本发明所揭示的技术内容能涵盖的范围内。

同时，本说明书中所引用的如“上”、“下”、“左”、“右”、“中间”及“一”等的用语，亦仅为便于叙述的明了，而非用以限定本发明可实施的范围，其相对关系的改变或调整，在无实质变更技术内容下，当亦视为本发明可实施的范畴。

实施例1

本发明公开了一种低压气田老井复产解液锁处理剂配方，以重量百分含量计，由以下组分组成：表面处理剂0.1～0.4％，纳米材料0.05～0.3％，分散剂3～8％，清洗剂10～18％，互溶剂18～32％，润湿反转剂2～12％，工业自来水补足余量。

实施例2

优选的，所述各组分为：表面处理剂0.15～0.3％，纳米材料0.1～0.2％，分散剂3.5～7％，清洗剂11～17％，互溶剂20～30％，润湿反转剂5～10％，工业自来水补足余量。

优选的，所述各组分为：表面处理剂0.2％，纳米材料0.15％，分散剂5％，清洗剂15％，互溶剂25％，润湿反转剂8％，工业自来水补足余量。

优选的，所述表面处理剂由全氟辛基磺酸四乙基胺和全氟辛基季胺碘化物组成，其中全氟辛基磺酸四乙基胺和全氟辛基季胺碘化物的重量比为2:1。

优选的，所述纳米材料为纳米聚硅，其型号为mgs-w。

优选的，所述分散剂由苯基聚三甲基硅氧烷、聚醚改性聚二甲基硅氧烷和氯二氟甲基三甲基硅烷组成，其中苯基聚三甲基硅氧烷、聚醚改性聚二甲基硅氧烷和氯二氟甲基三甲基硅烷的重量比为2:4:1。

优选的，所述清洗剂由丁炔二醇和顺丁烯二酸酐组成，其中丁炔二醇和顺丁烯二酸酐的重量比为7.5:1～10:1。

优选的，所述互溶剂由四氢呋喃和异丙醇组成，其中四氢呋喃和异丙醇的重量比为2:1～3:1。

优选的，所述润湿反转剂由十二烷基二羟乙基氧化胺和丙撑基双十八烷基二甲基溴化铵组成，其中十二烷基二羟乙基氧化胺和丙撑基双十八烷基二甲基溴化铵的重量比为1:1～1:1.5。

优选的，一种如上任一项所述的低压气田老井复产解液锁处理剂配方的制备方法，包括以下步骤：

第一步：备料，以重量百分含量计，称取表面处理剂0.1～0.4％，纳米材料0.05～0.3％，分散剂3～8％，清洗剂10～18％，互溶剂18～32％，润湿反转剂2～12％，工业自来水补足余量；

第二步：首先在反应釜中加入工业自来水，将反应釜升温至80～90℃，加入纳米材料，搅拌30～40min；再加入润湿反转剂，搅拌20～30min，控制反应温度至25～30℃；再加入互溶剂，搅拌10～20min；再加入分散剂，搅拌20～30min；再加入清洗剂，搅拌10～20min；最后加入表面处理剂，搅拌30～40min，即生产出低压气田老井复产解液锁处理剂产品。

实施例3

本发明公开了一种低压气田老井复产解液锁处理剂的制备方法，包括以下步骤：

第一步：备料，按照占低压气田老井复产解液锁处理剂中重量百分含量计，表面处理剂：0.15～0.3％(全氟辛基磺酸四乙基胺重量百分含量为0.1～0.2％，全氟辛基季胺碘化物重量百分含量为0.05～0.1％)；纳米材料：0.1～0.2％(纳米聚硅)；分散剂：3.5～7％(苯基聚三甲基硅氧烷重量百分含量为1～2％，聚醚改性聚二甲基硅氧烷重量百分含量为2～4％，(氯二氟甲基)三甲基硅烷重量百分含量为0.5～1％)；清洗剂：11～17％(丁炔二醇重量百分含量为10～15％，顺丁烯二酸酐重量百分含量为1～2％)；互溶剂：20～30％(四氢呋喃重量百分含量为15～20％，异丙醇重量百分含量为5～10％)；润湿反转剂：5～10％(十二烷基二羟乙基氧化胺重量百分含量为2～5％，丙撑基双(十八烷基二甲基溴化铵)重量百分含量为3～5％)；其余为工业自来水。

第二步：首先在反应釜中加入工业自来水，将反应釜升温至80～90℃，加入纳米聚硅，搅拌30～40min；再加入十二烷基二羟乙基氧化胺和丙撑基双(十八烷基二甲基溴化铵)，搅拌20～30min，控制反应温度至25～30℃；再加入四氢呋喃和异丙醇，搅拌10～20min；再加入苯基聚三甲基硅氧烷、聚醚改性聚二甲基硅氧烷和(氯二氟甲基)三甲基硅烷，搅拌20～30min；再加入丁炔二醇和顺丁烯二酸酐，搅拌10～20min；最后加入全氟辛基磺酸四乙基胺和全氟辛基季胺碘化物，搅拌30～40min，即生产出低压气田老井复产解液锁处理剂产品。

所述纳米聚硅来源于郑州东申石化科技有限公司，代号mgs-w，其他组分为收购产品。

实施例4

按照占低压气田老井复产解液锁处理剂中重量百分含量计，首先在反应釜中加入55.25％工业自来水，将反应釜升温至90℃，加入0.1％纳米聚硅，搅拌40min；再加入5％十二烷基二羟乙基氧化胺和5％丙撑基双(十八烷基二甲基溴化铵)，搅拌20min，控制反应温度至25℃；再加入15％四氢呋喃和5％异丙醇，搅拌10min；再加入1％苯基聚三甲基硅氧烷、2％聚醚改性聚二甲基硅氧烷和0.5％(氯二氟甲基)三甲基硅烷，搅拌30min；再加入10％丁炔二醇和1％顺丁烯二酸酐，搅拌20min；最后加入0.1％全氟辛基磺酸四乙基胺和0.05％全氟辛基季胺碘化物，搅拌40min，即生产出低压气田老井复产解液锁处理剂产品。

实施例5

按照占低压气田老井复产解液锁处理剂中重量百分含量计，首先在反应釜中加入40.5％工业自来水，将反应釜升温至80℃，加入0.2％纳米聚硅，搅拌30min；再加入2％十二烷基二羟乙基氧化胺和3％丙撑基双(十八烷基二甲基溴化铵)，搅拌20min，控制反应温度至30℃；再加入20％四氢呋喃和10％异丙醇，搅拌20min；再加入2％苯基聚三甲基硅氧烷、4％聚醚改性聚二甲基硅氧烷和1％(氯二氟甲基)三甲基硅烷，搅拌20min；再加入15％丁炔二醇和2％顺丁烯二酸酐，搅拌10min；最后加入0.2％全氟辛基磺酸四乙基胺和0.1％全氟辛基季胺碘化物，搅拌30min，即生产出低压气田老井复产解液锁处理剂产品。

实施例6

按照占低压气田老井复产解液锁处理剂中重量百分含量计，首先在反应釜中加入66.98％工业自来水，将反应釜升温至82℃，加入0.05％纳米聚硅，搅拌30min；再加入0.8％十二烷基二羟乙基氧化胺和1.2％丙撑基双(十八烷基二甲基溴化铵)，搅拌20min，控制反应温度至30℃；再加入12％四氢呋喃和6％异丙醇，搅拌20min；再加入0.86％苯基聚三甲基硅氧烷、1.72％聚醚改性聚二甲基硅氧烷和0.42％(氯二氟甲基)三甲基硅烷，搅拌20min；再加入9％丁炔二醇和1％顺丁烯二酸酐，搅拌10min；最后加入0.06％全氟辛基磺酸四乙基胺和0.04％全氟辛基季胺碘化物，搅拌30min，即生产出低压气田老井复产解液锁处理剂产品。

实施例7

按照占低压气田老井复产解液锁处理剂中重量百分含量计，首先在反应釜中加入29.3％工业自来水，将反应釜升温至86℃，加入0.3％纳米聚硅，搅拌30min；再加入6％十二烷基二羟乙基氧化胺和6％丙撑基双(十八烷基二甲基溴化铵)，搅拌20min，控制反应温度至30℃；再加入24％四氢呋喃和8％异丙醇，搅拌20min；再加入2.28％苯基聚三甲基硅氧烷、4.58％聚醚改性聚二甲基硅氧烷和1.14％(氯二氟甲基)三甲基硅烷，搅拌20min；再加入16％丁炔二醇和2％顺丁烯二酸酐，搅拌10min；最后加入0.2％全氟辛基磺酸四乙基胺和0.2％全氟辛基季胺碘化物，搅拌30min，即生产出低压气田老井复产解液锁处理剂产品。

实施例8

按照占低压气田老井复产解液锁处理剂中重量百分含量计，首先在反应釜中加入49.6％工业自来水，将反应釜升温至85℃，加入0.15％纳米聚硅，搅拌35min；再加入3.5％十二烷基二羟乙基氧化胺和4％丙撑基双(十八烷基二甲基溴化铵)，搅拌25min，控制反应温度至28℃；再加入17％四氢呋喃和7％异丙醇，搅拌15min；再加入1.5％苯基聚三甲基硅氧烷、3％聚醚改性聚二甲基硅氧烷和0.5％(氯二氟甲基)三甲基硅烷，搅拌25min；再加入12％丁炔二醇和1.5％顺丁烯二酸酐，搅拌15min；最后加入0.15％全氟辛基磺酸四乙基胺和0.1％全氟辛基季胺碘化物，搅拌35min，即生产出低压气田老井复产解液锁处理剂产品。

实施例9

按照占低压气田老井复产解液锁处理剂中重量百分含量计，首先在反应釜中加入49.6％工业自来水，将反应釜升温至86℃，加入0.15％纳米聚硅，搅拌35min；再加入4％十二烷基二羟乙基氧化胺和4％丙撑基双(十八烷基二甲基溴化铵)，搅拌25min，控制反应温度至28℃；再加入18％四氢呋喃和7％异丙醇，搅拌15min；再加入1.5％苯基聚三甲基硅氧烷、3％聚醚改性聚二甲基硅氧烷和0.5％(氯二氟甲基)三甲基硅烷，搅拌25min；再加入13.5％丁炔二醇和1.5％顺丁烯二酸酐，搅拌15min；最后加入0.1％全氟辛基磺酸四乙基胺和0.1％全氟辛基季胺碘化物，搅拌35min，即生产出低压气田老井复产解液锁处理剂产品。

对比例1

一种油气储层用解水锁剂，所述化学剂包括阳离子聚丙烯酰胺、烷基糖苷、乙二醇醚类物质和纳米结晶纤维素，所述纳米结晶纤维素占总质量的1～3％，所述乙二醇醚类物质占总质量的25～40％。

对比例2

一种解水锁剂，由以下重量百分比的物质组成：弱亲水剂10～12％，酸溶性氧化剂8～10％，缓蚀剂0.5～1.5％，余量为水。

实验一：表面张力测试

测试了实施例4～9低压气田老井复产解液锁处理剂和对比例1和2在不同浓度下表面张力，测试过程是现有技术，本发明不再赘述，具体实验数据见表1和图1：

表1：实施例4～9低压气田老井复产解液锁处理剂和对比例1和2在不同浓度下表面张力

从表1可知，本发明实施例解液锁处理剂在0.1％浓度时表面张力均小于25.7mn/m，0.3％浓度时表面张力均小于16.7mn/m，0.5％浓度时表面张力均小于15.9mn/m，0.7％浓度时表面张力均小于14.8mn/m。

另外，从图1可知，本发明实施例9解液锁处理剂加量在0.1％浓度时表面张力达到23.1mn/m，0.3％浓度时表面张力达到15.5mn/m，0.5％浓度时表面张力达到14.1mn/m，0.7％浓度时表面张力达到13.2mn/m。

实验二：界面张力测试

测试了实施例4～9低压气田老井复产解液锁处理剂和对比例1、2在不同浓度下界面张力，测试过程是现有技术，本发明不再赘述，具体实验数据见表2和图2：

表2：实施例4～9低压气田老井复产解液锁处理剂和对比例1和2在不同浓度下界面张力

从表2可知，本发明实施例解液锁处理剂在0.1％浓度时界面张力均小于0.13mn/m，0.3％浓度时界面张力均小于6.25*10^-3mn/m，0.5％浓度时界面张力均小于3.21*10^-3mn/m，0.7％浓度时界面张力均小于6.51*10^-4mn/m。

另外，从图2可知，本发明实施例9解液锁处理剂加量在0.1％浓度时界面张力达到0.11mn/m，0.3％浓度时界面张力达到5.16*10^-3mn/m，0.5％浓度时表面张力达到1.21*10^-3mn/m，0.7％浓度时表面张力达到5.8*10^-4mn/m。

实验三：表面活性剂吸附量测试

测试了实施例9低压气田老井复产解液锁处理剂中纳米聚硅在岩心表面预膜前后对表面活性剂吸附量，测试过程是现有技术，本发明不再赘述。

从图3可知，测试了未处理岩心和纳米聚硅预膜岩心，本发明低压气田老井复产解液锁处理剂在3mpa条件下对岩心表面活性剂吸附量增加了93.3％，在5mpa条件下对岩心表面活性剂吸附量增加了95.9％，在7mpa条件下对岩心表面活性剂吸附量增加了102.8％。

另外，通过试验得出本发明解液锁处理剂水相接触角为70°～80°，油相接触角为100°～110°，大大提高岩石表面与油水相的接触角，降低岩石表面亲油性。

将本发明低压气田老井复产解液锁处理剂注入气井后，可解除油水介质在储层孔喉处堵塞，使储层积液顺利从孔隙中排出，达到提高近井地带气相渗透率，从而实现低压气田老井复产增产目的，本发明解液锁处理剂注入气井后日产水量可达1.5～5万方/天，将对比例1和2注入气井(与本发明注入气井的油水介质在储层孔喉处堵塞基本相同)后，其日产水量分别为2000～4000方/天、2500～35000方/天；本发明解液锁处理剂注入气井后措施有效期为6～12个月，对比例1和2解水锁剂注入气井后措施有效期为3～5个月，本发明解液锁处理剂措施后有效期明显优于对比例1和2。

本发明的原理如下：

本发明低压气田老井复产解液锁处理剂具有较低的表面张力和界面张力，提高岩石表面接触角，降低油水两相流阻力，使积液快速返排出井筒；解液锁处理剂中表面处理剂全氟辛基磺酸四乙基胺和全氟辛基季胺碘化物具有优良的降低溶液表面张力性能，提高含水饱和度下气相渗透率，利于地层水快速返排；分散剂苯基聚三甲基硅氧烷和聚醚改性聚二甲基硅氧烷具有较低的表面张力，具有较强的渗透作用，使解液锁液处理剂快速地向岩石表面迁移，分散乳化状油水混合物，降低孔隙中流体的表界面张力，提高岩石表面与油水相的接触角，降低岩石表面亲油性；清洗剂丁炔二醇和顺丁烯二酸酐具有良好的渗透性，可快速清洗岩石表面的凝析油残留物，可降低液体动态表面张力，减少储层积液的乳化性能，使其顺利从孔喉内排出；四氢呋喃和异丙醇作为互溶剂具有良好的相容性、低水敏性，使储层积液中油水两相互溶为一相；纳米材料纳米聚硅也能提高岩石孔道内油水置换性能，降低界面张力，消除渗流阻力，同时可减少入井液对储层水敏膨胀伤害。

本发明低压气田老井复产解液锁处理剂中的纳米材料处理岩心表面后对解液锁处理剂中表面活性剂吸附量更大，表面活性剂在岩石表面作用有效时间更长，利于延长措施有效期；纳米材料纳米聚硅、润湿反转剂十二烷基二羟乙基氧化胺与丙撑基双(十八烷基二甲基溴化铵)在岩石表面具有较强吸附性能，其中纳米聚硅有较大的比表面积，能吸附在岩石表面形成单分子膜，减少岩石表面水膜厚度，增大岩石孔道半径，促使地层中束缚水快速返排出来；润湿反转剂十二烷基二羟乙基氧化胺与丙撑基双(十八烷基二甲基溴化铵)与传统表面活性剂相比更易吸附在两相界面，其吸附能力是传统活性剂的10～1000倍，丙撑基双(十八烷基二甲基溴化铵)有更多紧密的胶团结构和双倍的电荷基头，与十二烷基二羟乙基氧化胺复合，具有更为强烈的协同增效作用，可降低油水界面张力，降压储层积液油水相流动阻力，可快速返排储层积液，丙撑基双(十八烷基二甲基溴化铵)具有较低的临界胶束浓和超强的增溶效果利于岩心表面洗油，利于纳米聚硅在岩心表面吸附，岩心表面在纳米材料和表面活性剂双重吸附作用下，后期凝析油和地层束缚水在近井地带的流动阻力将大大降低，能延长措施有效期。

本发明低压气田老井复产解液锁处理剂的使用方法为：

在生产后期，将低压气田老井复产解液锁处理剂从井口油管注入，由于重力势能自由落下，在气井中注入解液锁处理剂，解液锁处理剂可降低近井地带液体表面张力和油水界面张力，减少液体的毛管阻力，提高液体与岩石接触角，改变岩石表面润湿性，解除油水介质在储层孔喉处堵塞，使储层积液顺利从孔隙中排出，达到提高近井地带气相渗透率，从而实现低压气田老井复产增产目的。

本发明克服储层长期积液形成高矿化度、油水两相乳化混合物对近井地带岩石表面润湿性影响，在低压气田老井中注入解液锁处理剂，可降低近井地带流体表面张力和油水界面张力，减少液体的在孔道内毛管阻力，消除油水两相渗流阻力，提高液体与岩石接触角，改变岩石表面润湿性，解除油水介质在储层孔喉处堵塞，使储层积液顺利从孔隙中通过流出，达到提高近井地带气相渗透率，通过纳米材料和表面活性剂双重吸附效应，延长岩石表面处理后的有效周期，从而实现低压气田老井复产增产目的。

上面对本发明优选实施方式作了详细说明，但是本发明不限于上述实施方式，在本领域普通技术人员所具备的知识范围内，还可以在不脱离本发明宗旨的前提下做出各种变化。

不脱离本发明的构思和范围可以做出许多其他改变和改型。应当理解，本发明不限于特定的实施方式，本发明的范围由所附权利要求限定。本实施例没有详细叙述的部件和结构属本行业的公知部件和常用结构或常用手段，这里不一一叙述。

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