本發(fā)明涉及油田化學領域，尤其涉及一種解堵劑及其制備方法。
背景技術：
：油井在生產過程中，會因為生產過程各種原因造成油層堵塞，滲透率下降、產量下降。隨著油田開采工作的進行，儲層受到不同程度的傷害，開發(fā)初期以無機堵塞為主，采用常規(guī)酸化解堵技術提高油藏滲透率，解除無機物造成的堵塞，取得了良好的效果。隨著油田的不斷開發(fā)，注入水增加、地層壓力、溫度下降，儲層冷傷害現(xiàn)象越來越嚴重，采用常規(guī)解堵措施不能徹底恢復油層滲透率，造成解堵效果越來越差。現(xiàn)在油井堵塞物中除了無機物之外，大部分是有機物，包括各種高分子聚合物，而油田傳統(tǒng)的酸化解堵對這類高分子聚合物堵塞的解堵效果較差。為了提高解堵效率，盲目地加大酸的用量，造成處理半徑小、近井地帶酸蝕嚴重，酸化作業(yè)后由于近井地帶巖石骨架破壞嚴重，失去平衡，容易造成出砂現(xiàn)象，對油井設備、管線、泵等腐蝕嚴重，甚至造成近井地帶地層虧空、套管變形或挫斷。為了解決上述技術問題，中國專利(公開號為cn104974726a)公開了一種用于油田堵塞的復合酸解堵劑，其組分及重量百分比如下：鹽酸10～15％，丁二酸8～12％，穩(wěn)定劑2～5％，緩蝕劑0.3～0.8％，助劑0.5～1％，水70～80％。本發(fā)明產品是由多種有機酸、無機酸、緩蝕劑、穩(wěn)定劑和助劑等化學劑通過科學的工藝條件復配而成的一種復合酸，具有化學穩(wěn)定、溶蝕率高、低傷害、抗腐蝕等特點，可有效的解除地層中的無機物、有機物造成的堵塞及傷害，提高地層的滲透性，達到油水井增產增注的效果。但是，該專利提供的復合酸解堵劑至少還存在如下缺陷：(1)該復合酸解堵劑可適應的溫度范圍窄，而井底溫度和井口溫度跨度大，該復合酸解堵劑在不添加其它添加劑的情況下，解堵效果并不明顯；(2)該復合酸解堵劑使用的鹽酸、丁二酸的酸性較強，大量使用這些酸液會給地層帶來重大的環(huán)境危害和造成安全隱患，同時在使用時還需專業(yè)設備；(3)該復合酸解堵劑在解堵之時，常出現(xiàn)解堵劑還未到達堵層就開始作用，不僅造成解堵劑的浪費，而且還使得解堵效率不高。技術實現(xiàn)要素：針對現(xiàn)有技術之不足，本發(fā)明提供了一種解堵劑，尤其是一種復合解堵劑，所述復合解堵劑是由a劑、b劑和c劑按照重量比為30～50∶2.5～30∶1～3的比例復配而成的。本發(fā)明的解堵劑為多組分的復合解堵劑，使得其增注效率高、使用范圍廣，尤其對低滲透和特低滲透油田的增注具有顯著效果。進一步地，所述a劑至少包括鹽酸、乙二醇單丁醚、二甲醚、緩蝕劑、起泡劑、穩(wěn)泡劑和水，并且所述鹽酸的重量百分比為5～20％，乙二醇單丁醚的重量百分比為1～20％，二甲醚的重量百分比為1～20％，緩蝕劑的重量百分比為1～4％，起泡劑的重量百分比為1～5％，穩(wěn)泡劑的重量百分比為1～2.5％，余量為水。所述b劑至少包括基液、環(huán)糊精和酸前體酯，并且所述環(huán)糊精的重量百分比為1～2％，酸前體酯的重量百分比為1～20％，余量為基液。所述c劑為至少一種表面活性劑與改性聚硅納米材料按照質量比為1︰2～32的比例充分混合而制得的。本發(fā)明的解堵劑通過酸前體酯水解為的有機酸與a劑中的鹽酸協(xié)同作用，可以減小鹽酸的用量，從而減小解堵劑對地層的損害，再通過c劑來改善油田的潤濕性，解除油田中出現(xiàn)的賈敏效應。進一步地，為了控制解堵劑的作用時間以使解堵劑到達堵層才開始作用，本發(fā)明通過環(huán)糊精來延遲酸前體酯的水解。優(yōu)選地，所述解堵劑進行解堵之時，按照所述環(huán)糊精使得所述酸前體酯的水解時間延遲30s～120s的方式來調整所述環(huán)糊精的注入量，以使所述酸前體酯在水解時間延遲30s～120s后形成的有機酸與在所述有機酸形成之前注入的所述a劑中的鹽酸協(xié)同作用。更優(yōu)選地，所述解堵劑進行解堵之時，所述環(huán)糊精使所述酸前體酯的水解時間延遲30s～120s，并且所述酸前體酯水解后形成的有機酸與所述a劑中的鹽酸協(xié)同作用以解除油氣井的有機堵塞后再通過所述c劑降低所述油氣井的表面張力以解除賈敏效應。本發(fā)明的解堵劑選擇合適的配方，通過環(huán)糊精使酸前體酯的水解時間延遲30～120s，從而使解堵劑的反應時間和反應速率延緩，克服了現(xiàn)有解堵劑井下激活后不易控制其反應速率，存在安全隱患的問題；并且本發(fā)明的解堵劑能夠在高于100℃的溫度下作用，克服了現(xiàn)有解堵劑不適應于高溫反應條件的缺陷。優(yōu)選地，為了制備解堵性能優(yōu)異的a劑，所述a劑的制備包括如下步驟：將乙二醇單丁醚，二甲醚，緩蝕劑，起泡劑，穩(wěn)泡劑和水依次加入反應釜中并將所述反應釜的溫度升至70～80℃。保持所述反應釜的溫度為70～80℃并在所述溫度下攪拌20～40min使乙二醇單丁醚，二甲醚，緩蝕劑，起泡劑，穩(wěn)泡劑和水充分混合以得混合物。將所述反應釜的溫度降至50～60℃，在混合物中加入鹽酸并在50～60℃下繼續(xù)攪拌20～40min使鹽酸和混合物充分混合后停止加熱，邊冷卻邊攪拌，冷卻至常溫后即得所述a劑。優(yōu)選地，為了制備解堵性能優(yōu)異的b劑，所述b劑的制備包括如下步驟：將基液、環(huán)糊精和酸前體酯依次加入反應釜中并將所述反應釜的溫度升至40～80℃。保持所述反應釜的溫度為40～80℃并在所述溫度下攪拌20～60min使環(huán)糊精、酸前體酯和基液充分混合后停止加熱，邊冷卻邊攪拌，冷卻至常溫后即得所述b劑。優(yōu)選地，為了制備解堵性能優(yōu)異的c劑，所述c劑的制備過程至少包括如下步驟：將c1～c6的硅酸酯與有機修飾劑在反應介質中進行水解反應的反應產物干燥以得水基納米聚硅微粒，其中，硅酸酯在反應介質中的濃度為0.1～4.0mol/l，硅酸酯與有機修飾劑的摩爾比為1︰0.05～0.5︰0～0.05。水基納米聚硅微粒在ph值為8～11、反應溫度20～100℃的條件下水解1～30h以得改性聚硅納米材料。將至少一種表面活性劑與改性聚硅納米材料在常溫下按質量比為1︰2～32的比例混合即得所述c劑。優(yōu)選地，緩蝕劑為酸性緩蝕劑。起泡劑為甜菜堿類起泡劑和/或高密度固體泡沫排水采氣助劑。穩(wěn)泡劑為聚丙烯酰胺、聚乙烯醇、蛋白、多肽、淀粉和纖維素中的一種或多種。本發(fā)明的解堵劑通過起泡劑和穩(wěn)泡劑可使其酸液均勻布酸，解除地層的有機物和無機物污染，并且能夠增強酸化效率，提高解堵劑的利用率。優(yōu)選地，所述酸前體酯為甲酸酯、乳酸酯、檸檬酸酯、羧酸酯、乙酸乙酯、丙酸酯、丁酸酯、甲酸鹽酯、乙酸鹽酯、丁酸鹽酯、丙烯酸酯、原酸酯、醋酸丁酯、γ-戊內酯、三乙基原甲酸酯、磷酸酯、乙酸異戊酯、水楊酸甲酯、丁酸乙酯、丁酸芐酯、丙酸乙酯、苯甲酸乙酯、乙酸芐酯、丁酸甲酯、醋酸正丙酯和苯乙酸乙酯中的一種或多種。所述酸前體酯在酸性環(huán)境下水解為對應的有機酸。所述有機酸與a劑中的鹽酸協(xié)同作用以解除油層中的有機堵塞和無機堵塞。通過酸前體酯水解后的有機酸與a劑中的鹽酸協(xié)同作用，還可減少鹽酸的用量，減少解堵劑對地層的損害。優(yōu)選地，所述基液為油基液、水基液、水混溶液、油包水乳液和水包油乳液中的一種或多種。油基液為烷烴、烯烴、芳香族油基化合物、環(huán)烷烴、石蠟、柴油、礦物油和脫硫氫化煤油中的一種或多。水基液為淡水、溶解有至少一種鹽的鹽水和海水中的一種或多種。水混溶液為醇類、醇的衍生物和鹽溶液中的一種或多種。油包水乳液和所述水包油乳液中油與水的體積比為50∶50～100∶0。優(yōu)選地，表面活性劑為季銨鹽型雙子型表面活性劑、十二烷基硫酸鈉、十二烷基磺酸鈉、十六烷基磺酸鈉、水楊酸鈉、對苯磺酸鈉中的一種或多種。聚硅納米材料是通過利用x射線和/或γ射線激活的添加劑來改性sio2所制得的，并且所述聚硅納米材料的顆粒尺寸為2～100nm。優(yōu)選地，聚硅納米材料通過帶有疏水性、助吸附性和/或親水性基團的有機化合物對其表面修飾以制得改性聚硅納米材料。所述帶有疏水性、助吸附性和親水性基團的有機化合物在所述聚硅納米材料中所占的重量百分比分別為1～10％、1～7％和1～15％。本發(fā)明解堵劑的各組分優(yōu)選了高效、低傷害的酸液體系，具有顯著的解堵效果，不僅能夠有效解除油層中的無機物和有機高分子聚合物造成的堵塞以及有效控制二次沉淀的生成，還能解除油氣井中的賈敏效應。本發(fā)明的另一方面還提供了一種解堵劑的使用方法，所述方法為：所述復合解堵劑中各組分通過注入設備基于各注入管線與井口夾角的差異使各組分按分時異步的方式進行注入，并且所述注入過程至少包括如下步驟：在所述油氣井內溫度為25～150℃下通過第一注入管線將所述a劑注入所述油氣井中。間隔0～2h通過第二注入管線將所述b劑中的基液和酸前體酯注入所述油氣井中，30～120s后再將所述b劑的環(huán)糊精注入所述油氣井中。關井反應2～6h后通過第三注入管線將所述c劑注入所述油氣井中，關井反應4～24h以解除所述油氣井的堵塞和/或賈敏效應。本發(fā)明按照分時異步的方式注入所述a劑、b劑和c劑，可以避免所述a劑、b劑和c劑中各組分因同時注入而發(fā)生的副反應造成的解堵效果降低的問題。另一方面，將注入管線按照軸向和/或周向間隔設置且與井口夾角有差異的方式設置，可避免注入的各組分造成對沖而引起解堵劑中的聚合物降解，造成解堵效果降低。優(yōu)選地，在所述油氣井內溫度為100～150℃下通過第一注入管線將所述a劑注入所述油氣井中。間隔1.5～2h通過第二注入管線將所述b劑中的基液和酸前體酯注入所述油氣井中，30～120s后再將所述b劑的環(huán)糊精注入所述油氣井中。關井反應6h后通過第三注入管線將所述c劑注入所述油氣井中，關井反應18～24h解除油氣井的堵塞和/或賈敏效應的效果最好。優(yōu)選的，注入單元能夠基于控制單元的預設時間間隔，利用注入管線長度或流速的差異和/或至少一個注入口高度的差異將所述a劑、b劑和c劑三者按照其中至少一者滯后注入的方式注入所述油氣井中。通過設定夾角來解決本發(fā)明的技術問題，由此帶來至少兩個優(yōu)勢：一是解堵劑的某些組分是含有聚合物的，需要將注入管線傾斜設置，避免聚合物降解，造成解堵效果不佳，第二個是可以通過注入管線的不同夾角來控制各組分的注入速率。優(yōu)選的，注入a劑的第一注入管線、注入b劑的第二注入管線和注入c劑的第三注入管線采用軸向或周向間隔設置，如此可使解堵劑各組分注入使產生渦流，從而使得各組分混合均勻，提高解堵效率，軸向和周向間隔設置的管線還能降低解堵劑中聚合物組分的降解，進一步提高解堵效率。更優(yōu)選的，第一注入管線和第二注入管線的出口傾斜向上，并且第一注入管線和第二注入管線與井口的夾角為15～75°。在第一注入管線和第二注入管線的出口處設置有使所述a劑和所述b劑呈均勻分散狀方式注入的多孔擋片。將第一注入管線和第二注入管線傾斜向上設置并設置多孔擋片，使得所述a劑和所述b劑在進入井底作用之前即混合均勻，提高解堵效率。更優(yōu)選的，第三注入管線的出口傾斜向下，第三注入管線與所述井口的夾角為30～60°，并且第三注入管線的出口按照使得注入的所述c劑呈柱狀的方式設置。第三注入管線采用如此的設置方式，可使通過第三注入管線注入的所述c劑引起渦流，避免翻轉，從而降低所述c劑的降解。附圖說明圖1是本發(fā)明的注入設備的一種優(yōu)選實施方式的示意圖；圖2是本發(fā)明的注入單元的一種優(yōu)選實施方式的示意圖；和圖3是本發(fā)明的注入單元的另一種優(yōu)選實施方式的示意圖。附圖標記列表100：注入設備101：存儲單元102：注入單元103：井口104：控制單元105：水注入管線106：第一注入管線107：第二注入管線108：第三注入管線109：主孔道110：第一阻塞閥111：第二阻塞閥112：第三阻塞閥113：第四阻塞閥114：第五阻塞閥115：第四注入管線116：分隔裝置117：注射空間118：第一注入口119：第二注入口120：第三注入口121：第四注入口122：第五注入口具體實施方式下面結合附圖和實施例進行詳細說明。本發(fā)明提供了一種解堵劑，所述解堵劑是由a劑、b劑和c劑按照重量比為30～50∶2.5～30∶1～3的比例復配而成的。a劑至少包括鹽酸，乙二醇單丁醚，二甲醚，緩蝕劑，起泡劑，穩(wěn)泡劑和水。鹽酸作為解堵劑的主酸，乙二醇單丁醚為表面活性劑，二甲醚為溶劑，緩蝕劑減緩對金屬的腐蝕，起泡劑通過與氣體生成穩(wěn)定的氣泡使解堵劑中的酸液能實現(xiàn)均勻布酸，穩(wěn)泡劑用于使氣泡穩(wěn)定。a劑中，鹽酸的重量百分比為5～20％，乙二醇單丁醚的重量百分比為1～20％，二甲醚的重量百分比為1～20％，緩蝕劑的重量百分比為1～4％，起泡劑的重量百分比為1～5％，穩(wěn)泡劑的重量百分比為1～2.5％，余量為水。b劑至少包括基液、環(huán)糊精和酸前體酯?；簽槿軇?，環(huán)糊精用于延遲酸前體酯的水解，酸前體酯水解后形成的有機酸為解堵劑的副酸，與主酸協(xié)同作用以實現(xiàn)解堵。b劑中，環(huán)糊精的重量百分比為1～2％，酸前體酯的重量百分比為1～20％，余量為基液。c劑為至少一種表面活性劑與改性聚硅納米材料按照質量比為1︰2～32的比例充分混合而制得的。復配后形成的解堵劑通過環(huán)糊精延遲酸前體酯的水解來延緩解堵劑的反應時間以及反應速度，環(huán)糊精尤其能延緩酸前體酯的水解，有效期長且克服了現(xiàn)有的解堵劑，例如二氧化氯解堵劑井下激活后不易控制其反應速率，存在安全隱患的問題，并且本發(fā)明的解堵劑能夠在高于100℃的溫度下實現(xiàn)解堵。通過c劑可以改善油田的潤濕性，解除油田中出現(xiàn)的賈敏效應根據(jù)一個優(yōu)選實施方式，緩蝕劑為十六烷基氯化吡啶、甲酰胺、丙炔醇、辛炔醇、烷基三甲基氯化銨和1-聚氨乙基-2-烷基咪唑啉中的一種或多種。緩蝕劑也可以為硝酸鈉、氟化鉀和三聚磷酸鈉中的一種或多種。優(yōu)選地，緩蝕劑為酸化緩蝕劑。更優(yōu)選地，緩蝕劑為als-2酸化緩蝕劑。als-2酸化緩蝕劑是由有機胺衍生物和炔醇復合而成的，具有緩蝕協(xié)同作用，與酸的兼容性好，尤其是易溶于鹽酸。本發(fā)明的解堵劑中不含有強氧化物物質，采用一般的緩蝕劑即可有效緩解解堵劑作用時對油氣井中金屬的腐蝕。根據(jù)一個優(yōu)選實施方式，起泡劑為甜菜堿類起泡劑和/或高密度固體泡沫排水采氣助劑。高密度固體泡沫排水采氣助劑為密度高于1.06的泡沫排水采氣棒或泡沫排水采氣球。穩(wěn)泡劑為聚丙烯酰胺、聚乙烯醇、蛋白、多肽、淀粉和纖維素中的一種或多種。為了解決現(xiàn)有泡沫酸化技術生成的泡沫大小不均，施工過程中易產生氣堵引起施工壓力過高的問題，本發(fā)明的解堵劑在地層高于100℃的溫度下反應后生成大量氣體以及熱量，氣體與起泡劑作用生成均勻的穩(wěn)定氣泡，可有效封堵油氣井的高滲層，使解堵劑中的酸液能實現(xiàn)均勻布酸，解除地層的有機物和無機物污染；另一方面，解堵劑生成的氣體泡沫的泡沫粘度大，攜帶能力強，返排時將酸化后產生的微粒及二次沉淀帶出井筒，增加酸化的有效率。根據(jù)一個優(yōu)選實施方式，甜菜堿類起泡劑至少包括如下重量百分比的組分：20～45％的十二烷基二甲基甜菜堿，20～45％的椰油酰胺丙基甜菜堿和10～40％的十二烷基二甲基氧化胺，上述各組分的重量百分比之和為100％。優(yōu)選地，甜菜堿類起泡劑通過如下方式制備：將十二烷基二甲基甜菜堿，椰油酰胺丙基甜菜堿和十二烷基二甲基氧化胺依次加入反應釜中，加熱至70～90℃，保溫至完全溶解后繼續(xù)在攪拌速度為60～100r/min的條件下攪拌10～20min以制得甜菜堿類起泡劑。本發(fā)明的甜菜堿類起泡劑具有良好的抗凝析油和低速起泡能力，為一種兩性表面活性劑，具有良好的洗滌和起泡作用，可廣泛與陰離子、陽離子和非離子表面活性劑配伍。根據(jù)一個優(yōu)選實施方式，高密度固體泡沫排水采氣助劑至少包括如下重量百分比的組分：50～60％的十二烷基硫酸鈉、5～10％的聚氧乙烯醚、5～20％的尿素和10～40％的氯化鈉和/或氯化鉀，上述各組分的重量百分比之和為100％。優(yōu)選地，高密度固體泡沫排水采氣助劑通過如下方式制備：將十二烷基硫酸鈉、聚氧乙烯醚和尿素混合后加入鋁制加熱容器中，緩慢加熱至混合物融化，再加入氯化鈉和/或氯化鉀后攪拌混勻，將混合物倒入模具或成型器中，冷卻后即得高密度固體泡沫排水采氣助劑。本發(fā)明的高密度固體泡沫排水采氣助劑的密度高于1.06，即高于地層水密度，其進入液面后能在重力作用下落至積液底部，在下落和到達底部過程中溶解是整個液柱內都有表面活性劑，提高泡沫排水效率。根據(jù)一個優(yōu)選實施方式，基液為油基液、水基液、水混溶液、油包水乳液和水包油乳液中的一種或多種。環(huán)糊精為酰化環(huán)糊精、羥基化環(huán)糊精、羧基化環(huán)糊精、烷基化環(huán)糊精、甲基環(huán)糊精、羥乙基環(huán)糊精、羥丙基環(huán)糊精、2-羥乙基環(huán)糊精、羧甲基環(huán)糊精、羧乙基環(huán)糊精、葡苷基環(huán)糊精和麥芽糖環(huán)糊精中的一種或多種。環(huán)糊精不限于此，還可以是其余環(huán)糊精及其衍生物。根據(jù)一個優(yōu)選實施方式，酸前體酯為甲酸酯、乳酸酯、檸檬酸酯、羧酸酯、乙酸乙酯、丙酸酯、丁酸酯、甲酸鹽酯、乙酸鹽酯、丁酸鹽酯、丙烯酸酯、原酸酯、醋酸丁酯、γ-戊內酯、三乙基原甲酸酯、磷酸酯、乙酸異戊酯、水楊酸甲酯、丁酸乙酯、丁酸芐酯、丙酸乙酯、苯甲酸乙酯、乙酸芐酯、丁酸甲酯、醋酸正丙酯和苯乙酸乙酯中的一種或多種。酸前體酯不限于此，還可以是其余酸前體酯及其衍生物。根據(jù)一個優(yōu)選實施方式，油基液為烷烴、烯烴、芳香族油基化合物、環(huán)烷烴、石蠟、柴油、礦物油和脫硫氫化煤油中的一種或多種。水基液為淡水、溶解有至少一種鹽的鹽水和海水中的一種或多種。水混溶液為醇類、醇的衍生物和鹽溶液中的一種或多種。水混溶液不限于此。優(yōu)選地，醇類包括但不限于甲醇、乙醇、正丙醇、異丙醇、正丁醇、仲丁醇、異丁醇和叔丁醇。醇類還可以是甘油、二元醇、聚乙二醇胺、多元醇及其衍生物。優(yōu)選地，二元醇包括但不限于聚乙二醇、丙二醇和乙二醇。鹽溶液包括但不限于氯化鈉溶液、氯化鈣溶液、氯化鉀溶液、溴化鈣溶液、溴化鋅溶液、碳酸鉀溶液、甲酸鈉溶液、甲酸鉀溶液、甲酸銫溶液、乙酸鈉溶液、乙酸鈣溶液、乙酸銨溶液、氯化銨溶液、溴化銨溶液、硝酸鈉溶液、硝酸鉀溶液、硝酸銨溶液、硫酸銨溶液、硝酸鈣溶液和碳酸鈉溶液中的一種或多種。油包水乳液和水包油乳液中油與水的體積比為50∶50～70∶30。優(yōu)選地，油包水乳液和水包油乳液中油與水的體積比為不限于此，還可以是其間的任何子集。優(yōu)選地，油包水乳液和水包油乳液可以使用上述的任意混合物。根據(jù)一個優(yōu)選實施方式，a劑的制備包括如下步驟：將乙二醇單丁醚，二甲醚，緩蝕劑，起泡劑，穩(wěn)泡劑和水依次加入反應釜中，將反應釜的溫度升至70～80℃。保持反應釜的溫度為70～80℃并在該溫度下攪拌20～40min使乙二醇單丁醚，二甲醚，緩蝕劑，起泡劑，穩(wěn)泡劑和水充分混合以得混合物。將反應釜的溫度降至50～60℃，在混合物中加入鹽酸并在50～60℃下繼續(xù)攪拌20～40min使鹽酸和混合物充分混合后停止加熱，邊冷卻邊攪拌，冷卻至常溫后即得a劑。根據(jù)一個優(yōu)選實施方式，b劑的制備包括如下步驟：將基液、環(huán)糊精和酸前體酯依次加入反應釜中，將反應釜的溫度升至40～80℃。保持反應釜的溫度為40～80℃并在溫度下攪拌20～60min使環(huán)糊精、酸前體酯和基液充分混合后停止加熱，邊冷卻邊攪拌，冷卻至常溫后即得b劑。根據(jù)一個優(yōu)選實施方式，c劑為至少一種表面活性劑與改性聚硅納米材料按照質量比為1︰2～32的比例充分混合而制得的。優(yōu)選地，表面活性劑為季銨鹽型雙子型表面活性劑、十二烷基硫酸鈉、十二烷基磺酸鈉、十六烷基磺酸鈉、水楊酸鈉、對苯磺酸鈉中的一種或多種。更優(yōu)選地，表面活性劑為季銨鹽型雙子型表面活性劑。聚硅納米材料是通過利用x射線和/或γ射線激活的添加劑來改性sio2所制得的。優(yōu)選地，聚硅納米材料的顆粒尺寸為2～100nm。更優(yōu)選地，聚硅納米材料的顆粒尺寸為5～20nm。根據(jù)一個優(yōu)選實施方式，聚硅納米材料通過帶有疏水性、助吸附性和/或親水性基團的有機化合物對其表面修飾以制得改性聚硅納米材料，并且?guī)в惺杷?、助吸附性和親水性基團的有機化合物在聚硅納米材料中所占的重量百分比分別為1～10％、1～7％和1～15％。根據(jù)一個優(yōu)選實施方式，帶有疏水性、助吸附性和/或親水性基團的有機化合物是帶有功能性基團的碳原子數(shù)為1～20的碳鏈化合物。疏水性功能基團為三甲基、二甲基、乙基、乙烯基、氟代烷基中的一種或多種。助吸附性功能基團為羥基、羧基、環(huán)氧基、胺基中的一種或多種。帶有親水性基團的有機化合物為含有羥基、羧基、胺基中的一種或多種的有機胺化合物和/或表面活性劑。表面活性劑為陰離子表面活性劑和/或非離子表面活性劑。根據(jù)一個優(yōu)選實施方式，c劑通過如下方式制備而成：c1～c6的硅酸酯與有機修飾劑在反應介質中進行水解反應，反應產物干燥即得的水基納米聚硅微粒。水基納米聚硅微粒水解于ph值為8～11的條件下進行，反應溫度20～100℃，反應時間1～30h。修飾劑包括疏水性修飾劑、助吸附性修飾劑和親水性修飾劑。硅酸酯在反應介質中的濃度為0.1～4.0mol/l，硅酸酯與疏水性修飾劑以及助吸附性修飾劑的摩爾比為1︰0.05～0.5︰0～0.05。所含二氧化硅與親水性修飾劑的重量比為1︰0.2～20。疏水性修飾劑以及助吸附性修飾劑為有機硅化合物和/或有機酸化合物。有機硅化合物為碳鏈長度為1～20的烷氧基硅烷、氯硅烷或硅氮烷。有機酸分子式為rcooh，其中r的碳鏈長度為2～20。優(yōu)選地，反應介質為丙酮、二甲苯、水、c1～c12的醇中的一種或幾種的組合。根據(jù)一個優(yōu)選實施方式，c劑也可以是按照如下質量百分比的組分配制而成：0.5～3％的堿、1～5％的聚硅納米材料、1～5％的表面活性劑和0.5～5％的聚合物，余量為水。優(yōu)選地，堿優(yōu)選為碳酸鈉或氫氧化鈉。堿的加入能夠降低油水界面張力，同時作為犧牲劑減少納米材料等在地層的吸附。優(yōu)選地，表面活性劑為十二烷基硫酸鈉。十二烷基硫酸鈉能夠降低油水界面張力，從而采出粘附在巖石表面和吸附在巖心孔喉中的不易流動的油。聚合物優(yōu)選為聚丙烯酰胺。聚合物能夠通過增加水相的粘度、減小水流速度比來提高注入水的平面波及系數(shù)以及縱向波及系數(shù)，從而提高采油率。c劑中的各組分按照合理比例相互配合，能夠形成超低界面張力，同時擴大了波及體積，使采收率大大提高。本發(fā)明的解堵方法使用的改性聚硅納米材料使用季銨鹽型的雙子型表面活性劑，因此其同時也可以作為一種黏土穩(wěn)定劑和殺菌劑，使得本發(fā)明的解堵方法不需要額外添加黏土穩(wěn)定劑和殺菌劑。另一方面，由于改性聚硅納米材料的顆粒尺寸小，單位重量的比表面積大，因此相對于傳統(tǒng)的表面活性劑用量小，而且降壓增注效率更高。改性聚硅納米材料的尺寸為2～100nm，因其顆粒尺寸達到納米尺度，其性能將產生一系列變化即納米效應(如小尺寸效應、體積效應、表面效應、量子尺寸效應、宏觀量子隧道效應等)，因此其在油田的深部調剖、稠油降粘、低滲油藏增注、提高石油驅油效率方面具有顯著效果。圖1示出了本發(fā)明用于注入復合解堵劑的注入設備100的一種優(yōu)選實施方式的示意圖。如圖1所示，注入設備100至少包括存儲單元101、注入單元102和控制單元104。存儲單元101用于分類存儲復合解堵劑的各個組分。優(yōu)選地，存儲單元101至少包括水存儲腔室、a劑存儲腔室、b劑存儲腔室和c劑存儲腔室。存儲單元101將分腔室存儲的水、a劑、b劑和c劑通過至少一根注入管線以加壓方式注入所述注入單元102。與井口103耦合的注入單元102至少包括主孔道109和至少一個注入口。各個注入口中設置有至少一個用于控制各組分注入速率的阻塞閥。注入單元102基于控制單元104的控制信息以指定的噴射速率將a劑、b劑和c劑不同時從注入口以噴射的方式注入。根據(jù)一個優(yōu)選實施方式，注入單元102基于控制單元104的預設時間間隔將a劑、b劑和c劑通過注入口以噴射的方式不同時注入油氣井中。優(yōu)選地，注入單元102基于控制單元104的預設時間間隔將a劑、b劑和c劑依次注入油氣井中，并且a劑、b劑和c劑注入的時間間隔為30～180min。優(yōu)選地，注入單元102基于控制單元104的預設時間間隔將a劑和b劑同時注入油氣井后再注入c劑，并且a劑和b劑的注入時間與c劑注入的時間間隔為30～180min。更優(yōu)選地，時間間隔也可基于控制單元104對井內情況的分析設置為30min以內或者180min以上。再次參見圖1，存儲單元101和注入單元102間至少連接有水注入管線105、第一注入管線106、第二注入管線107和第三注入管線108。如圖2所示，水注入管線105用于在解堵工藝需要水的情況下向油氣井中注入水。水注入管線105的一端與水存儲腔室連接，另一端與第一注入口118連接，第一注入口118內設置有第一阻塞閥110。水存儲腔室中的水經過水注入管線105后從第一注入口118注入，并且第一阻塞閥110基于控制單元104的控制信息調整其開度來調整水的噴射速率。第一注入管線106的一端與a劑存儲腔室連接，另一端與第二注入口119連接，第二注入口119內設置有第二阻塞閥111。a劑存儲腔室中的a劑經過第一注入管線106后從第二注入口119注入，并且第二阻塞閥111基于控制單元104的控制信息調整其開度來調整a劑的噴射速率。第二注入管線107的一端與b劑存儲腔室連接，另一端與第三注入口120連接，第三注入口120內設置有第三阻塞閥112。b劑存儲腔室中的b劑經過第二注入管線107后從第三注入口120注入，并且第三阻塞閥112基于控制單元104的控制信息調整其開度來調整b劑的噴射速率。第三注入管線108的一端與c劑存儲腔室連接，另一端與第四注入口121連接，第四注入口121內設置有第四阻塞閥113。c劑存儲腔室中的c劑經過第三注入管線108后從第四注入口121注入，并且第四阻塞閥113基于控制單元104的控制信息調整其開度來調整c劑的噴射速率。主孔道109的孔壁上的注入口不限于此。如圖3所示，主孔道109的孔壁上還可以設置有第五注入口122。第五注入口122與第四注入管線115連通，第五注入口122內還設置有第五阻塞閥114。優(yōu)選地，第四注入管線115為備用管線，可用于注入水、a劑、b劑和c劑或其余組分。優(yōu)選地，第五阻塞閥114基于控制單元104的控制信息調整其開度來調整水、a劑、b劑和c劑和/或其余組分的噴射速率。根據(jù)一個優(yōu)選實施方式，注入單元102基于至少一根注入管線長度的不同、至少一個注入口高度的不同和/或至少一根注入管線與井口103夾角的不同使a劑、b劑和c劑通過注入口以噴射的方式不同時注入油氣井中。優(yōu)選地，第一注入管線106、第二注入管線107和第三注入管線108的長度依次增加以使a劑、b劑和c劑依次注入油氣井中?；蛘撸谝蛔⑷牍芫€106與第二注入管線107的長度相當且短于第三注入管線108的長度以使在a劑和b劑同時注入油氣井后再注入c劑。優(yōu)選地，用于輸入a劑的第二注入口119的水平位置低于用于輸入b劑的第三注入口120的水平位置。用于輸入b劑的第三注入口120的水平位置低于用于輸入c劑的第四注入口121的水平位置?；蛘撸糜谳斎隺劑的第二注入口119的水平位置與用于輸入b劑的第三注入口120的水平位置相當且低于用于輸入c劑的第四注入口121的水平位置以使在a劑和b劑同時注入油氣井后再注入c劑。如圖2和圖3所示，為了降低c劑在注入過程中因受到剪切力和加速力而造成的降解，也可以將用于輸入c劑的第四注入口121設置在較低的位置。優(yōu)選地，第一注入管線106、第二注入管線107和第三注入管線108與井口103的夾角向著使注入流速依次減小的方向變化以使a劑、b劑和c劑依次注入油氣井中?；蛘?，第一注入管線106和第二注入管線107與井口103的夾角相當，并且第一注入管線106和第二注入管線107與井口103的夾角、第三注入管線108與井口103的夾角向著使注入流速依次減小的方向變化以使在a劑和b劑同時注入油氣井后再注入c劑。根據(jù)一個優(yōu)選實施方式，控制單元104基于水、a劑、b劑和c劑的濃度、注入量和/或各組分的注入順序通過控制第一阻塞閥110、第二阻塞閥111、第三阻塞閥112和第四阻塞閥113的開度來調整各組分的噴射速率。優(yōu)選地，控制單元104也可以基于對井內狀況的分析來確定各組分的噴射速率。優(yōu)選地，控制單元104中預先存儲有油氣井礦化度、產量等與所需復合解堵劑濃度及用量直接對應關系的數(shù)據(jù)庫。本發(fā)明通過控制單元104對井內狀況進行分析，基于分析結果確定復合解堵劑各組分用量，如此可避免復合解堵劑用量過多造成的浪費和復合解堵劑用量過少造成油氣井產量提高不充分的問題。圖3示出了本實施例的注入單元102的另一種優(yōu)選實施方式的示意圖。如圖3所示，注入單元102的主孔道109中設置有分隔裝置116。分隔裝置116與主孔道109的孔壁之間形成為注射空間117。通過第一注入口118、第二注入口119、第三注入口120和第四注入口121注入的水、a劑、b劑和c劑分散于注射空間117，并且水、a劑、b劑和c劑在各注入管線內壓力作用下經分布于分隔裝置116上的至少一個分散孔進入分隔裝置116內混合并引起渦流。優(yōu)選地，分隔裝置116為豎直中軸線與注入井的豎直中軸線重合的錐形管，并且分隔裝置116的直徑從注入井井口到井底逐漸增大以使注射空間117形成為v形環(huán)狀空間。優(yōu)選地，分隔管116上設置有與第一注入口118、第二注入口119、第三注入口120和第四輸入和第五注入口122對應的多個分散孔。從而使從各個注入口注射或噴射的各組分進入注射空間117，并且從注射空間117通過多個分散孔以分散的形式進入主孔道109。分隔管116的設置有利于再一次分散復合解堵劑的各組分，使其混合均勻，而且還能進一步減小c劑在注入過程中因受到剪切力和加速力而造成的降解。根據(jù)一個優(yōu)選實施方式，第一注入口118、第二注入口119、第三注入口120和第四注入口121對應至少一個分散孔。分散孔以第一注入口118、第二注入口119、第三注入口120和/或第四注入口121的軸心線為中心分布。至少一個分散孔以陣列的形式分布在第一注入口118、第二注入口119、第三注入口120和/或第四注入口121的軸心線與分隔裝置116的管壁交叉點的周圍。分散孔的該種設置方式，可使a劑、b劑和c劑分散更均勻。下表1～表3分別記載了實施例1～實施例10的a劑、b劑和c劑各組分的重量。表1實施例1～實施例10的a劑組分重量表實施例鹽酸乙二醇單丁醚二甲醚緩蝕劑起泡劑穩(wěn)泡劑水1128161.54.52.355.72156202.21.01.054.83518171.03.01.554.54131113.64.02.065.45161153.22.51.261.16145123.01.81.163.17101232.72.81.468.1820354.02.01.364.7961981.85.02.557.710720112.01.51.656.9表2實施例1～實施例10的b劑組分重量表實施例12345678910基液86.89778.493.990.788.583.39597.680.2環(huán)糊精1.21.01.61.11.31.51.72.01.41.8酸前體酯122205810153118表3實施例1～實施例10的c劑組分重量表實施例1本實施例a劑的原料重量百分比如表1所示。緩蝕劑為十六烷基氯化吡啶。起泡劑為30％的十二烷基二甲基甜菜堿，30％的椰油酰胺丙基甜菜堿和40％的十二烷基二甲基氧化胺制得的甜菜堿起泡劑。穩(wěn)泡劑為聚丙烯酰胺。本實施例b劑的原料重量百分比如表2所示?；簽橥闊N。環(huán)糊精為酰化環(huán)糊精。酸前體酯為甲酸酯和乙酸芐酯的混合物。本實施例c劑的原料重量百分比如表3所示。帶有疏水性基團的有機化合物為碳原子數(shù)為1～20的碳鏈化合物，疏水性功能基團為三甲基和乙基。助吸附性功能基團為羥基和胺基。帶有親水性基團有機化合物為含有羧基的有機胺化合物。實施例2本實施例a劑的原料重量百分比如表1所示。緩蝕劑為甲酰胺。起泡劑為35％的十二烷基二甲基甜菜堿，30％的椰油酰胺丙基甜菜堿和45％的十二烷基二甲基氧化胺制得的甜菜堿類起泡劑。穩(wěn)泡劑為聚乙烯醇。本實施例b劑的原料重量百分比如表2所示?；簽椴裼汀－h(huán)糊精為羥基化環(huán)糊精。酸前體酯為檸檬酸酯和丁酸甲酯的混合物。本實施例c劑的原料重量百分比如表3所示。帶有疏水性基團有機化合物為碳原子數(shù)為1～20的碳鏈化合物，疏水性功能基團為二甲基。助吸附性功能基團為羧基。帶有親水性基團有機化合物為含有羥基的有機胺化合物。實施例3本實施例a劑的原料重量百分比如表1所示。緩蝕劑為烷基三甲基氯化銨。起泡劑為35％的十二烷基二甲基甜菜堿，35％的椰油酰胺丙基甜菜堿和30％的十二烷基二甲基氧化胺制得的甜菜堿類起泡劑。穩(wěn)泡劑為聚乙烯醇和蛋白的混合物。本實施例b劑的原料重量百分比如表2所示?；簽榉枷阕逵突衔铩－h(huán)糊精為羧基化環(huán)糊精和烷基化環(huán)糊精的混合物。酸前體酯為乳酸酯、羧酸酯和醋酸正丙酯的混合物。本實施例c劑的原料重量百分比如表3所示。帶有疏水性基團有機化合物為碳原子數(shù)為1～20的碳鏈化合物，疏水性功能基團為三甲基。助吸附性功能基團為羥基。帶有親水性基團有機化合物為含有羧基的有機胺化合物。實施例4本實施例a劑的原料重量百分比如表1所示。緩蝕劑為丙炔醇和辛炔醇的混合物。起泡劑為40％的十二烷基二甲基甜菜堿，35％的椰油酰胺丙基甜菜堿和25％的十二烷基二甲基氧化胺制得的甜菜堿類起泡劑。穩(wěn)泡劑為多肽和淀粉的混合物。本實施例b劑的原料重量百分比如表2所示?；簽榈?。環(huán)糊精為甲基環(huán)糊精和羥乙基環(huán)糊精的混合物。酸前體酯為乙酸乙酯、丙酸酯和苯乙酸乙酯的混合物。本實施例c劑的原料重量百分比如表3所示。帶有疏水性基團的有機化合物為碳原子數(shù)為1～20的碳鏈化合物，疏水性功能基團為乙烯基。助吸附性功能基團為胺基。帶有親水性基團有機化合物為含有胺基的化合物。實施例5本實施例a劑的原料重量百分比如表1所示。緩蝕劑選用丙炔醇、辛炔醇和1-聚氨乙基-2-烷基咪唑啉的混合物。起泡劑為40％的十二烷基二甲基甜菜堿，40％的椰油酰胺丙基甜菜堿和20％的十二烷基二甲基氧化胺制得的甜菜堿類起泡劑。穩(wěn)泡劑為聚乙烯醇和纖維素的混合物。本實施例b劑的原料重量百分比如表2所示。基液為氯化鈣溶液。環(huán)糊精為羥丙基環(huán)糊精。酸前體酯為丁酸酯和甲酸鹽酯的混合物。本實施例c劑的原料重量百分比如表3所示。帶有疏水性基團的有機化合物為碳原子數(shù)為1～20的碳鏈化合物，疏水性功能基團為乙基。助吸附性功能基團為羧基。帶有親水性基團有機化合物為含有羥基的有機胺化合物。實施例6本實施例a劑的原料重量百分比如表1所示。緩蝕劑選用丙炔醇和辛炔醇的混合物。起泡劑為45％的十二烷基二甲基甜菜堿，45％的椰油酰胺丙基甜菜堿和10％的十二烷基二甲基氧化胺制得的甜菜堿類起泡劑。穩(wěn)泡劑為聚丙烯酰胺和聚乙烯醇的混合物。本實施例b劑的原料重量百分比如表2所示。基液為海水。環(huán)糊精為2-羥乙基環(huán)糊精。酸前體酯為乙酸鹽酯和丁酸鹽酯的混合物。本實施例c劑的原料重量百分比如表3所示。帶有疏水性基團的有機化合物為碳原子數(shù)為1～20的碳鏈化合物，疏水性功能基團為氟代烷基。助吸附性功能基團為羥基和環(huán)氧基。帶有親水性基團有機化合物為含有羥基和羧基的有機胺化合物。實施例7本實施例a劑的原料重量百分比如表1所示。緩蝕劑為丙炔醇。起泡劑為50％的十二烷基硫酸鈉、5％的聚氧乙烯醚、5％的尿素和40％的氯化鈉制得的高密度固體泡沫排水采氣助劑。穩(wěn)泡劑為聚丙烯酰胺和蛋白的混合物。本實施例b劑的原料重量百分比如表2所示。基液為醇類。環(huán)糊精為羧甲基環(huán)糊精。酸前體酯為丙烯酸酯、原酸酯和醋酸丁酯的混合物。本實施例c劑的原料重量百分比如表3所示。帶有疏水性基團的有機化合物為碳原子數(shù)為1～20的碳鏈化合物，疏水性功能基團為乙烯基。帶有助吸附性基團的有機化合物為碳原子數(shù)為1～20的碳鏈化合物，助吸附性功能基團為環(huán)氧基。帶有親水性基團有機化合物為含有胺基的表面活性劑。實施例8本實施例a劑的原料重量百分比如表1所示。緩蝕劑為辛炔醇。起泡劑為55％的十二烷基硫酸鈉、10％的聚氧乙烯醚、10％的尿素和25％的氯化鈉制得的高密度固體泡沫排水采氣助劑。穩(wěn)泡劑為聚丙烯酰胺和多肽。本實施例b劑的原料重量百分比如表2所示?；簽橛团c水體積比為50∶50的油包水乳液。環(huán)糊精為葡苷基環(huán)糊精。酸前體酯為γ-戊內酯、三乙基原甲酸酯和磷酸酯的混合物。本實施例c劑的原料重量百分比如表3所示。帶有疏水性基團的有機化合物為碳原子數(shù)為1～20的碳鏈化合物，疏水性功能基團為乙基和乙烯基。助吸附性功能基團為羥基。帶有親水性基團有機化合物為含有羧基的有機胺化合物。實施例9本實施例a劑的原料重量百分比如表1所示。緩蝕劑為硝酸鈉和氟化鉀的混合物。起泡劑為55％的十二烷基硫酸鈉、10％的聚氧乙烯醚、15％的尿素和20％的氯化鈉制得的高密度固體泡沫排水采氣助劑。穩(wěn)泡劑為聚丙烯酰胺和淀粉的混合物。本實施例b劑的原料重量百分比如表2所示。基液為油與水體積比為70∶30的油包水乳液。環(huán)糊精為麥芽糖環(huán)糊精。酸前體酯為乙酸異戊酯、水楊酸甲酯和丁酸乙酯的混合物。本實施例c劑的原料重量百分比如表3所示。帶有疏水性基團的有機化合物為碳原子數(shù)為1～20的碳鏈化合物，疏水性功能基團為二甲基和氟代烷基。帶有助吸附性基團的有機化合物為碳原子數(shù)為1～20的碳鏈化合物，助吸附性功能基團為羧基和胺基。帶有親水性基團有機化合物為含有羥基和羧基的有機胺化合物。實施例10本實施例a劑的原料重量百分比如表1所示。緩蝕劑選用硝酸鈉、氟化鉀和三聚磷酸鈉的混合物。起泡劑為60％的十二烷基硫酸鈉、10％的聚氧乙烯醚、20％的尿素和10％的氯化鈉制得的高密度固體泡沫排水采氣助劑。穩(wěn)泡劑為聚丙烯酰胺和纖維素的混合物。本實施例b劑的原料重量百分比如表2所示?；簽橛团c水體積比為80∶20的油包水乳液。環(huán)糊精為?；h(huán)糊精、羥基化環(huán)糊精和羧基化環(huán)糊精的混合物。酸前體酯為丁酸芐酯、丙酸乙酯和苯甲酸乙酯的混合物。本實施例c劑的原料重量百分比如表3所示。帶有疏水性基團的有機化合物為碳原子數(shù)為1～20的碳鏈化合物，疏水性功能基團為三甲基和乙烯基。助吸附性功能基團為羥基和胺基。帶有親水性基團有機化合物為含有羥基的有機胺化合物。實施例1～實施例10解堵劑的金屬氟化物抑制性檢測檢測實施例1～實施例10解堵劑的金屬氟化物抑制性時，采用6％的hcl和3％的hf作為對比例1，5％的hbf4和1.5％的hf作為對比例2，3％的hcl、3％的hbf4和3％的hf作為對比例3。對對比例1～對比例3的酸液以及實施例1～實施例10制備的解堵劑的金屬氟化物抑制性進行檢測，具體步驟如下：s1：將對比例1～對比例3的酸液和實施例1～實施例10的解堵劑分別與cacl2混合以得到酸液和cacl2的混合溶液。s2：分別向各樣品中加入na2co3，室溫下靜止2h并觀察各樣品的沉淀生成情況。s3：將各樣品在室溫下過濾后得到濾液，向各樣品的濾液中再次加入na2co3，高溫下靜止2h并觀察各樣品的沉淀生成情況。表4對比例1～3酸液和實施例1～10解堵劑的金屬氟化物抑制性表由上述表4的檢查結果可知，在未加入na2co3的情況下，對比例1～對比例3的酸液以及實施例1～實施例10的解堵劑與cacl2混合后均無沉淀生成。第一次加入na2co3后，對比例1～對比例3的酸液均出現(xiàn)渾濁現(xiàn)象，室溫下靜止2h后，對比例1和對比例3的酸液澄清，說明其中生成了沉淀，而其余樣品中均未出現(xiàn)沉淀。第二次加入na2co3后，對比例1～對比例3的酸液均出現(xiàn)不同程度的渾濁現(xiàn)象，而實施例1～實施例10的解堵劑中則出現(xiàn)乳濁液，高溫下靜止2h后，實施例1～實施例10的解堵劑變澄清，說明實施例1～實施例10的解堵劑抑制氟化物沉淀效果好。實施例1～實施例10解堵劑對氟硅酸鹽沉淀抑制性檢測檢測實施例1～實施例10解堵劑對氟硅酸鹽沉淀抑制性時，采用6％的hcl和3％的hf作為對比例1，5％的hbf4和1.5％的hf作為對比例2，3％的hcl、3％的hbf4和3％的hf作為對比例3。常溫下向各樣品中分別加入1ml、2ml、3ml和4ml硅酸鈉，觀察各樣品中的沉淀生成情況。表5對比例1～3酸液和實施例1～10解堵劑對氟硅酸鹽抑制性表由上述表5的檢查結果可知，在加入1ml硅酸鈉的情況下，對比例1～對比例3的酸液以及實施例1～實施例10的解堵劑中均無沉淀生成。在加入2ml和3ml硅酸鈉的情況下，對比例1的酸液出現(xiàn)少量沉淀，而其余樣品中均無沉淀生成。在加入4ml硅酸鈉的情況下，對比例1～對比例3的酸液出現(xiàn)了沉淀或微渾現(xiàn)象，實施例3、實施例9和實施例10的解堵劑中出現(xiàn)了少量沉淀，實施例7的解堵劑中出現(xiàn)了微渾現(xiàn)象，其余實施例的解堵劑中未見渾濁和/或沉淀。將上述出現(xiàn)沉淀的樣品在高溫下處理2h后，對比例1～對比例3的樣品中溶液變?yōu)槟z狀，實施例3、實施例7、實施例9和實施例10中溶液澄清。由此說明說明實施例1～實施例10的解堵劑抑制氟硅酸鹽沉淀效果好。實施例1～實施例10解堵劑巖心溶蝕率檢測檢測實施例1～實施例10解堵劑的巖心溶蝕率時，采用6％的hcl和3％的hf作為對比例1，5％的hbf4和1.5％的hf作為對比例2，3％的hcl、3％的hbf4和3％的hf作為對比例3。將對比例1～對比例3的酸液和實施例1～實施例10的解堵劑與注入水按照1∶2的比例混合，使各酸液或解堵劑在90℃下溶解巖粉，檢測結果如下表所示。表6對比例1～3酸液和實施例1～10解堵劑巖心溶蝕率檢測表樣品巖粉重量(g)濾紙重量(g)溶后重量(g)溶蝕率(％)對比例15.00100.95715.66745.81對比例24.98730.96345.46729.69對比例35.00690.96394.923120.93實施例14.50810.98674.683318.00實施例24.50940.96634.626218.84實施例34.50790.96324.752615.94實施例44.51680.97404.747116.47實施例54.50600.96404.447822.69實施例64.51820.95864.694617.31實施例74.50090.95534.602318.97實施例84.51000.96014.450822.60實施例94.50720.96294.694917.20實施例104.51750.97604.707417.40由上述表6的檢查結果可知，實施例1～實施例10的解堵劑的巖心溶蝕率明顯高于對比例1和對比例2酸液的巖心溶蝕率，與對比例3的巖心溶蝕率相當。由表6的結果還可知道，實施例5解堵劑的巖心溶蝕率高達22.69％。因此，本發(fā)明的解堵劑，通過調整a劑與b劑的比例可提高解堵劑的巖心溶蝕率。實施例1～實施例10解堵劑的腐蝕性評價檢測實施例1～實施例10解堵劑的腐蝕時，采用6％的hcl和3％的hf作為對比例1，5％的hbf4和1.5％的hf作為對比例2，3％的hcl、3％的hbf4和3％的hf作為對比例3。對實施例1～實施例10的解堵劑進行了腐蝕性能評價，其測試方法參考行業(yè)標準sy/t0026-1999，其中，測試用鋼材為n80的鋼材，測試溫度為80℃，測試結果如下表所示。表7對比例1～3酸液和實施例1～10解堵劑的腐蝕性評價表樣品平均腐蝕速率(mm/a)點腐蝕速率(mm/a)評價對比例10.0240.303輕度腐蝕對比例20.0230.298輕度腐蝕對比例30.0220.295輕度腐蝕實施例10.0200.275輕度腐蝕實施例20.0210.285輕度腐蝕實施例30.0160.239輕度腐蝕實施例40.0210.281輕度腐蝕實施例50.0190.243輕度腐蝕實施例60.0210.282輕度腐蝕實施例70.0220.288輕度腐蝕實施例80.0230.298輕度腐蝕實施例90.0160.242輕度腐蝕實施例100.0170.245輕度腐蝕由表7中數(shù)據(jù)可以看出，對比例1～對比例3的酸液以及實施例1～實施例10的解堵劑對n80鋼材均為輕度腐蝕。由表7中數(shù)據(jù)可進一步得出，雖然對比例1～對比例3的酸液以及實施例1～實施例10的解堵劑對n80鋼材均為輕度腐蝕，但實施例1～實施例10的解堵劑對n80鋼材的平均腐蝕速率以及點腐蝕速率均較對比例1～對比例3的酸液要小。由此可知，本發(fā)明的解堵劑對鋼材僅具有輕微腐蝕，完全可以滿足井下使用要求。實施例1～實施例10解堵劑的解堵性能測試檢測實施例1～實施例10解堵劑的解堵性能時，采用6％的hcl和3％的hf作為對比例1，5％的hbf4和1.5％的hf作為對比例2，3％的hcl、3％的hbf4和3％的hf作為對比例3。使用實施例1～實施例10制備的解堵劑進行井下地層的解堵施工，具體步驟如下：s1：在井下溫度為25～150℃的條件下，以正注方式連接注入機組及地面管線，裝油壓表及套壓表，管線試壓25mpa，不刺不漏為合格。s2：使用本發(fā)明的注入設備并按照本發(fā)明的注入方法向注水井井下地層中注入實施例1～實施例10的解堵劑，來降解粘度為1500～6500mpa·s的有機聚合物凝膠類封堵劑，觀察該有機聚合物凝膠類封堵劑的破膠時間，并測定其破膠后的粘度及該有機聚合物凝膠的降解率。s3：分別測定注水井使用解堵劑前后的注水壓力。其中，測定粘度為1500～6500mpa·s的有機聚合物的粘度所使用的粘度計為哈克marsii流變儀，測試溫度為常溫，剪切速率為7.34s-1，轉子為錐板，型號為c60/1；測定該有機聚合物破膠后的粘度所使用的粘度計為哈克marsii流變儀，測試溫度為常溫，剪切速率為27s-1，轉子為同軸圓筒，型號為z41。采用如下公式計算有機聚合物凝膠的降解率：k＝(η1-η2)/η1其中，η1為有機聚合物凝膠降解前的粘度，η2為有機聚合物凝膠降解后的粘度。所得結果如表8所示。表8對比例1～3酸液和實施例1～10解堵劑的解堵性能測試表由表8可知，本發(fā)明實施例1～實施例10提供的解堵劑解堵效率高，在2～4h內即可使有機聚合物凝膠類封堵劑破膠，并將它們的粘度降低至可自由流動的狀態(tài)，使其降解率達到99.8％以上?？梢?，本發(fā)明實施例1～實施例10提供的解堵劑具有優(yōu)良的解堵效果，將其應用于堵塞的注水井，顯著降低了注水壓力，對于注水井的正常生產具有重要意義。通過上述檢測結果可知：本發(fā)明的解堵劑抑制氟化物沉淀、氟硅酸鹽沉淀的效果好；巖心溶蝕率明顯高于由6％的hcl和3％的hf制成的解堵劑以及由5％的hbf4和1.5％的hf制成的解堵劑；對有機聚合物的凝膠的降解率均高于99.8％，與由3％的hcl、3％的hbf4和3％的hf組成的解堵劑的降解率相當；而且所述解堵劑對鋼材僅具有輕微腐蝕，完全能夠滿足井下使用要求。從檢測結果還可知道，實施例5的解堵劑性能明顯優(yōu)于其余實施例的解堵劑。實施例5制得的解堵劑，其巖心溶蝕率高達22.69％，比由3％的hcl、3％的hbf4和3％的hf組成的解堵劑的巖心溶蝕率還高；其對有機聚合物的凝膠的降解率均高達99.93％，與由3％的hcl、3％的hbf4和3％的hf組成的解堵劑的降解率相當。需要注意的是，上述具體實施例是示例性的，本領域技術人員可以在本發(fā)明公開內容的啟發(fā)下想出各種解決方案，而這些解決方案也都屬于本發(fā)明的公開范圍并落入本發(fā)明的保護范圍之內。本領域技術人員應該明白，本發(fā)明說明書及其附圖均為說明性而并非構成對權利要求的限制。本發(fā)明的保護范圍由權利要求及其等同物限定。當前第1頁12