CN112694885B - 高活性减阻剂、适用于页岩油藏的自渗吸增能提采型滑溜水压裂液体系及其制备方法与应用 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及高活性减阻剂、适用于页岩油藏的自渗吸增能提采型滑溜水压裂液体系及其制备方法与应用，滑溜水压裂液体系高活性减阻剂、防膨剂，以质量分数计，高活性减阻剂0.08％～0.12％，防膨剂0.3％～0.5％，余量为水；本发明的滑溜水压裂液在压裂作业的同时，能渗吸进入页岩基质将原油驱赶至裂缝或大孔道中，同时压裂液不返排，滞留于页岩基质增加地层能量，提高页岩油采收率；既解决了目前压裂液返排难的问题，又实现了良好的驱油效果，具有重要的实用价值。

Description

高活性减阻剂、适用于页岩油藏的自渗吸增能提采型滑溜水 压裂液体系及其制备方法与应用
技术领域
本发明涉及高活性减阻剂、适用于页岩油藏的自渗吸增能提采型滑溜水压裂液体系及其制备方法与应用，属于页岩油开采压裂增产技术领域。
背景技术
我国大多数含油气盆地均广泛发育有陆相的富含有机质页岩，主要分布于准噶尔、鄂尔多斯、松辽、渤海湾、三塘湖、吐哈、南襄、江汉、苏北等多个盆地陆相地层中，为页岩油形成提供了物质基础。初步估计我国陆相页岩油资源量约1500×108t，可采资源量约(30～60) ×108t。借鉴北美页岩油气储层勘探开发成功的经验，自2009年以来，中国石化、中国石油等大公司启动了页岩油气资源评价及选区研究工作，取得了重要进展。
在针对页岩油地层进行大规模体积改造过程中，由于压裂规模大，缝网面积巨大，可达上百万平方米，大量液体滞留裂缝网络空间和裂缝表面，导致压后工作液返排率低。受到储层粘土含量和类型、压裂规模、缝网面积、地层能量、返排工艺、作业时间等多因素综合影响，滑溜水压裂液返排率低和返排难度大是不能改变的事实。当前，国内在大规模压裂施工后普遍采用尽快返排压裂液，这不但损失了地层能量，也增加了助排剂的使用成本及返排液的处理成本。
所谓自渗吸是在多孔介质中毛细管力驱动下自发地吸入某种润湿液体的过程，它是毛管压力作用下的一种常见现象。水湿低渗油藏中通常裂缝发育，在注水开发过程中，注入水首先沿裂缝推进，裂缝中的水靠自吸作用将原油从基质中驱替出来。随着低渗油藏的大量开发与应用，渗吸作为低渗油藏的一个重要开采机理而备受关注。为解决滑溜水压裂液无法及时彻底返排且返排增加措施成本的问题，借鉴20世纪50年代美国Spraberry砂岩油田利用岩石自然渗吸驱油提高裂缝性低渗油藏采收率的成功案例，在尽量降低页岩伤害的条件下，提出一种新的自渗吸驱油压裂技术，使得具超低油水界面张力的滑溜水压裂液进入地层后不返排，能更多的渗吸进入并滞留于页岩基质而非充斥于裂缝及大孔道中，从而置换出地层原油，达到增加地层能量与提高油井产量的双重目的。
与常规滑溜水压裂液相比，此工艺技术不仅减少了返排液处理成本及助排剂成本，还增加了油井产量。具有超低界面张力的滑溜水压裂液在进入地层后，会自发地优先渗吸进入细微孔喉及裂缝中，将其中原油驱赶到更大一级的连通孔喉及裂缝中，然后滑溜水压裂液依次渗吸进入中等及大孔隙、裂缝中，以同样的增能置换方式顶替出其中的原油(如图1)。室内试验验证，大港油田页岩储层岩心可实现渗吸置换驱油的效果。目前国内外学者的研究主要集中在渗吸方式、渗吸微观理论、渗吸影响因素的数值分析等方面，在渗吸剂方面鲜有报道，且将现有的驱油用表面活性剂与滑溜水压裂液复配，界面张力普遍不能达到超低水平。
因此，面对国内大规模压裂存在的难题，研制出具有超低界面张力的滑溜水压裂液体系尤为重要。
发明内容
针对现有技术的不足，尤其是现有页岩压裂施工后返排的能量浪费及返排液处理成本大的难题；
本发明第一个目的是提供一种高活性减阻剂。
第二个目的是提供一种适用于页岩油藏的自渗吸增能提采型滑溜水压裂液体系。本发明的滑溜水压裂液在压裂作业的同时，能渗吸进入页岩基质将原油驱赶至裂缝或大孔道中，同时压裂液不返排，滞留于页岩基质增加地层能量，提高页岩油采收率；既解决了目前压裂液返排难的问题，又实现了良好的驱油效果，具有重要的实用价值。
第三个目的是提供一种适用于页岩油藏的自渗吸增能提采型滑溜水压裂液体系的制备方法。
第四个目的是提供一种适用于页岩油藏的自渗吸增能提采型滑溜水压裂液体系的应用。
为达到以上目的，本发明是通过以下技术方案实现的：
一种高活性减阻剂，所述高活性减阻剂为高分子聚合物，是在聚合物结构中同时引入疏水和亲水基团，获得大分子量的聚合物，然后在大分子量的聚合物中引入高活性表面活性剂得到。
根据本发明优选的，所述的高活性减阻剂是通过如下方法制备得到：
1)乳化剂与溶剂油混合制成油相溶剂，向油相溶剂中加亲油丙烯基单体，制得油相混合溶液；
2)向水中加入亲水丙烯基单体，搅拌溶解，调节pH值至9～11，制得水相溶液；
3)将步骤2)所制的水相溶液加入所述步骤1)所制的油相混合溶液中，在保护气氛下加入引发剂进行聚合反应，制得聚合物；其中，所述水相溶液与所述油相混合溶液的质量比为1:(1-4)；
4)将阳离子表面活性剂、非离子表面活性剂以及阴离子表面活性剂进行混合，制得表面活性剂体系；
5)将步骤4)的表面活性剂体系分批加入步骤3)的聚合物中，搅拌均匀，制得高活性减阻剂。
根据本发明优选的，步骤1)中，乳化剂与溶剂油的重量比为：(5～8)：(40～50)，亲油丙烯基单体与溶剂油的重量比为：(10～20)：(40～50)。
根据本发明优选的，步骤1)中，所述的乳化剂为聚山梨酯、烷基酚聚氧乙烯醚(NP-21) 中的一种或两种以上混合；所述的溶剂油为白油、煤油、环己烷、环乙烷中的一种或两种以上混合；所述的亲油丙烯基单体为丙烯酸甲酯、丙烯酸乙酯、甲基丙烯酸甲酯、甲基丙烯酸乙酯、丙烯酸丁酯、丙烯酸十八酯、聚乙二醇甲基丙烯酸酯中的一种或两种以上混合。
根据本发明优选的，步骤2)中，水与亲水丙烯基单体的重量比为：(40～50)：(12～15)。
根据本发明优选的，步骤2)中，所述的亲水丙烯基单体为丙烯酰胺类单体；所述的亲水丙烯基单体为丙烯酰胺、羟甲基丙烯酰胺、甲基丙烯酰胺、二甲基丙烯酰胺、丙烯酸、2-丙烯酰胺基-2-苯基乙磺酸、甲基丙烯酰氧乙基-N、N-羟乙基丙烯酰胺，N-甲基丙磺酸盐的一种或两种以上混合。
根据本发明优选的，步骤3)中，引发剂与水的重量比为：(0.12～0.20)：(40～50)。
根据本发明优选的，步骤3)中，引发剂为过硫酸钾、过硫酸铵中的一种或两种以上混合。
根据本发明优选的，步骤4)中，阳离子表面活性剂、非离子表面活性剂与阴离子表面活性剂的重量比为：(15～27)：(25～35)：(12～20)。
根据本发明优选的，步骤4)中，所述的阴离子表面活性剂为十二烷基硫酸钠、十六烷基磺酸钠、十六烷基苯磺酸钠、脂肪酸钠(C12～C18)的一种或两种以上混合；所述的非离子表面活性剂为椰油基葡糖苷、辛癸基葡糖苷、月桂基葡糖苷、烷基酚聚氧乙烯醚(NP-21)、辛基酚聚氧乙烯醚(OP-20)、壬基酚聚氧乙烯醚(TX-21、TX-30)中的一种或两种以上混合；所述的阳离子表面活性剂为十六烷基三甲基氯化铵、十八烷基三甲基氯化铵、十二烷基氯化吡啶、十二烷基二甲基苄基溴化铵中的一种或两种以上混合。
根据本发明优选的，步骤5)中，表面活性剂体与聚合物混合的比例为：(60～80)：(15～27)。
一种适用于页岩油藏的自渗吸增能提采型滑溜水压裂液体系，包括上述高活性减阻剂、防膨剂，以质量分数计，高活性减阻剂0.08％～0.12％，防膨剂0.3％～0.5％，余量为水。
根据本发明优选的，所述的防膨剂为石膏、氯化钾、芒硝、磺化沥青、硅氟、聚乙烯醇、聚丙烯腈、腐殖酸中的一种或两种以上混合。
一种适用于页岩油藏的自渗吸增能提采型滑溜水压裂液体系的制备方法，包括步骤如下：
在施工现场条件下，将0.08％～0.12％的高活性减阻剂分散于配制水中，待其完全分散后，再加入0.3％～0.5％的防膨剂，混合均匀即得。
本发明具有以下技术特点及优点：
1、本发明的适用于页岩油藏的自渗吸增能提采型滑溜水压裂液体系，用于页岩油油藏储层改造，该体系由高活性减阻剂、防膨剂组成，添加剂全部为液相，配置形成的压裂液粘度低、防膨性能好、摩阻低，减阻效果明显，与清水相比减阻率可达60％～75％，与常规胍胶压裂液相比减阻率提高了40％；该体系具有较强的耐温耐盐性，耐矿化度可达100000mg/L，滑溜水粘度基本不随温度变化。
2、本发明提供的高活性减阻剂为高分子聚合物，通过控制分子结构，在聚合物结构中同时引入疏水和亲水基团，获得大分子量的聚合物，同时引入高活性表面活性剂体系，使合成的聚合物具有良好的减阻性能和降低界面张力能力，在压裂施工中可有效降低管路摩阻，减小泵功和提高施工液体的携砂能力；加入的高活性表面活性剂体系还使最终产品获得了极好的溶解性和分散性，体系更加透明，产品长期放置更加的稳定，可有效满足滑溜水压裂的现场施工要求。
3、本发明使用的防膨剂采用石膏、氯化钾、芒硝、磺化沥青、硅氟、聚乙烯醇、聚丙烯腈、腐殖酸中的一种或多种混合物，具有用量少、效能高、对地层适应性强等优点。
附图说明
图1为自渗吸增能提采型滑溜水压裂液的作用机理示意图。
图2为本发明实施例3中，自渗吸增能提采型滑溜水降低油水界面张力能力随温度变化图；
图3为本发明实施例3中，120℃条件下自渗吸增能提采型滑溜水降低油水界面张力能力随老化时间变化图；
图4为本发明实例3中，自渗吸增能提采型滑溜水压裂液体系粘度随温度变化曲线。
具体实施方式
下面将结合附图和实施例对本发明进行进一步说明，但本发明的保护范围不限于此。
实施例1：
高活性减阻剂的制备:
1)合成高分子聚合物：将5质量份的烷基酚聚氧乙烯醚(NP-21)和40质量份的煤油加入到反应器中，充分搅拌，并在油相中加入12质量份的丙烯酸丁酯，溶解分散均匀后形成油相，同时将12质量份的羟甲基丙烯酰胺充分溶解于40重量份的水中，并加入一定量的浓度氢氧化钠水溶液，调节pH值至9～11形成水相，开始反应时将水相加入油相(1:1.8)中搅拌均匀，充分乳化30min，通入氮气保护的条件下加入0.12重量份的过硫酸铵，保持30℃反应 48h，冷却降温，即得到乳液体系。
2)制备高活性表面活性剂体系：将椰油基葡糖苷、十六烷基苯磺酸钠、十二烷基二甲基苄基溴化铵按照顺序加入反应釜中，减半均匀得到透明流动性液体，其中，阴离子表面活性剂占总体系质量18％，非离子表面活性剂占总体系质量33％，阳离子表面活性剂占总体系质量22％。
3)将高活性表面活性剂体系缓慢加入到高分子聚合物乳液中，充分搅拌，反应一定的时间，即得到高活性减阻剂，其中高分子聚合物乳液占总质量的15～25％，表面活性剂体系占总质量的65～75％。
将该实施例制得的高活性减阻剂在常温条件下用KRUSS表面张力仪测定不同矿化度水质条件下表面张力，测试结果如表1所示。
表1减阻剂性能对比表
Figure BDA0002823472230000051
从表1可以看出，对比常规压裂液用减阻剂，本发明减阻剂在低于常规减阻剂数倍浓度条件下仍具有较低且优于常规减阻剂的降低表面张力效果，0.2％的上述减阻剂配制于 100000mg/L矿化度滑溜水压裂液中表面张力可达24.72mN/m，具有良好的耐盐能力。
实施例2：
适用于页岩油藏的自渗吸增能提采型滑溜水压裂液体系的制备：
取实施例1的高活性减阻剂0.1％，在60℃条件下以总质量100％计加入水中溶解后降温至室温20℃，加入0.5％磺化沥青，搅拌均匀，即得到适用于页岩油藏的自渗吸增能提采型滑溜水压裂液体系，现场可用混砂车配制泵注。
该高活性减阻剂为高分子聚合物，控制分子结构的同时，在聚合物结构中同时引入疏水和亲水基团，通过长时间低温反应，获得大分子量的聚合物，同时引入表面活性剂体系，使合成的聚合物具有良好的减阻性能、增稠能力及超低界面张力，在压裂施工中可有效降低管路摩阻，减小泵功和提高施工液体的携砂能力，从而达到减阻、超低界面张力的双重效果。加入的表面活性剂体系，还可以使最终的产品获得了极好的溶解性和分散性，体系更加透明，产品长期放置更加的稳定，可有效满足滑溜水压裂的现场施工要求。
该自渗吸增能提采型滑溜水压裂液添加剂全部为液相，与清水相比，减阻效果可达 60-75％，在短时间内就能达到超低界面张力(10-4～10-3mN/m)。对实施例2制得的自渗吸增能提采型滑溜水压裂液进行减阻性能测试，测试结果见下表2。
表2自渗吸增能提采型滑溜水压裂液体系室内减阻效果
Figure BDA0002823472230000061
室内模拟现场施工排量为3.5m3/min时，经测试得高活性减阻剂的减阻率最大为75％，同等实验条件下胍胶滑溜水的减阻率为35％，此滑溜水压裂液减阻率相比传统胍胶滑溜水减阻率高出40％，具有优良的减阻性能。
实施例3
高活性减阻剂的制备:
将6重量份的乳化剂聚山梨酯与45重量份的溶剂油白油混合制成油相溶剂，向所述油相溶剂中加入15重量份的亲油丙烯基单体丙烯酸，制得油相混合溶液；向45重量份的水中加入12重量份的亲水丙烯基单体2-丙烯酰胺基-2-苯基乙磺酸，搅拌溶解，调节pH值至9～11，制得水相溶液；将所制的水相溶液加入油相混合溶液中，在保护气氛下加入0.15重量份的引发剂过硫酸钾进行聚合反应，制得高分子聚合物；其中，所述水相溶液与所述油相混合溶液的质量比为1:1.8；将20重量份的阴离子表面活性剂十六烷基磺酸钠、30重量份的非离子表面活性剂壬基酚聚氧乙烯醚(TX-21、TX-30)TX-21以及18重量份的阳离子表面活性剂十八烷基三甲基氯化铵进行混合，制得高活性表面活性剂体系；将65重量份的高活性表面活性剂体系分批加入16重量份的高分子聚合物中，搅拌均匀，即得高活性减阻剂。
适用于页岩油藏的自渗吸增能提采型滑溜水压裂液体系的制备：
在50℃条件下向每吨水中加入质量分数为0.12％的上述界面张力减阻剂循环均匀，均匀后降低至室温25℃，加入0.4％的氯化钾混合后形成均一溶液，即得满足现场施工要求的适用于页岩油藏的自渗吸增能提采型滑溜水压裂液体系。
为满足地层高矿化度要求，引入亲水耐盐单体2-丙烯酰胺基-2-苯基乙磺酸，为满足底层高温要求，选择浊点高于100℃的非离子表面活性剂TX-21。对实施例3制得的自渗吸增能提采型滑溜水压裂液进行耐温耐盐性能测试，以降低油水界面张力能力为测试标准：采用 TX-500C界面张力仪进行测试，测试温度90～140℃，转速5000r/min，耐温性能测试结果如图2所示，在100000mg/L矿化度及140℃条件下，整个滑溜水压裂液体系降低油水界面张力能力可达到0.005mN/m，具有良好的耐盐性；耐盐性能测试结果如图3所示，在 600～100000mg/L矿化度、120℃条件下老化72h，仍保持在超低界面张力水平，可达到 0.004mN/m，具有良好的热稳定性。
该实施例的自渗吸增能提采型滑溜水体系具有耐高矿化度性能，该效果是在高活性减阻剂聚合时加入N-甲基丙磺酸盐、2-丙烯酰胺基-2-苯基乙磺酸、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸等任一种耐盐单体实现的。
对上述自渗吸增能提采型滑溜水压裂液体系进行流变性测试：采用PhysicaMCR301流变仪，剪切速度170s-1，如图4所示，从25℃加热到170℃，其粘度从2.07mPa·s降低至1.49mPa·s。
滑溜水压裂液自渗吸驱油实验
将实施例2、实施例3中制得自渗吸增能提采型滑溜水压裂液体系用于页岩自吸水排油实验：80℃条件下，将饱和原油的页岩岩心置于自吸水排油装置中，根据体积法计量自吸水采油效果如下表3所示。
表3滑溜水压裂液自渗吸驱油效果表
体系 长度/cm 直径/cm 孔隙度/％ 渗透率/10<sup>-3</sup>μm<sup>2</sup> 含油饱和度/％ 自吸采收率/％
常规滑溜水 3.03 2.51 8.72 0.022 36 4.45
实施例2样 3.41 2.52 9.56 0.019 28 15.63
实施例3样 2.51 2.51 9.68 0.030 32 18.32
由表3可以看出，相对于常规滑溜水压裂液，对渗透率10-2mN/m级别的页岩岩心，渗吸采收率仅4.45％，本发明的自渗吸增能提采型滑溜水压裂液在同样条件下可进一步提高采收率到15.63％及以上，比普通滑溜水压裂液自吸高出11.18％，具有显著的渗吸驱油效果。
实施例4：
高活性减阻剂的制备:
将7重量份的乳化剂烷基酚聚氧乙烯醚(NP-21)与50重量份的溶剂油环乙烷混合制成油相溶剂，向所述油相溶剂中加入12重量份的亲油丙烯基单体丙烯酸十八酯，制得油相混合溶液；向42重量份的水中加入12重量份的亲水丙烯基单体甲基丙烯酰胺，搅拌溶解，调节 pH值至9～11，制得水相溶液；将所制的水相溶液加入油相混合溶液中，在保护气氛下加入 0.20重量份的引发剂过硫酸钾进行聚合反应，制得高分子聚合物；其中，所述水相溶液与所述油相混合溶液的质量比为1:1.8；将15重量份的阴离子表面活性剂十六烷基脂肪酸钠、27 重量份的非离子表面活性剂聚氧乙烯辛基苯酚醚以及20重量份的阳离子表面活性剂十二烷基氯化吡啶进行混合，制得高活性表面活性剂体系；将72重量份的高活性表面活性剂体系分批加入18重量份的高分子聚合物中，搅拌均匀，即得高活性减阻剂。
适用于页岩油藏的自渗吸增能提采型滑溜水压裂液体系的制备：
在大排量水泥车的循环条件下，通过真空射流漏斗负压依次吸入0.08％高活性减阻剂， 0.4％的粘土稳定剂磺化沥青；循环10min后形成一定粘度的乳白色均一溶液，压裂施工时，通过混砂车吸入，通过泵车泵入地层，作为滑溜水压裂使用；该工艺适用于水平井体积压裂工艺预先配置压裂液的工况。
实施例5：
高活性减阻剂的制备:
将6重量份的乳化剂烷基酚聚氧乙烯醚(NP-21)与42重量份的溶剂油白油混合制成油相溶剂，向所述油相溶剂中加入14重量份的亲油丙烯基单体甲基丙烯酸乙酯，制得油相混合溶液；向45重量份的水中加入13重量份的亲水丙烯基单体2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸，搅拌溶解，加NaOH水溶液调节pH值至9～11，制得水相溶液；将所制的水相溶液加入油相混合溶液中，在保护气氛下加入0.15重量份的引发剂硫代硫酸钠进行聚合反应，制得高分子聚合物；其中，所述水相溶液与所述油相混合溶液的质量比为1:1.8；将20重量份的阴离子表面活性剂十二烷基硫酸钠、25重量份的非离子表面活性剂辛癸基葡糖苷以及20重量份的阳离子表面活性剂十六烷基三甲基氯化铵进行混合，制得高活性表面活性剂体系；将60重量份的高活性表面活性剂体系分批加入16重量份的高分子聚合物中，搅拌均匀，即得高活性减阻剂。
适用于页岩油藏的自渗吸增能提采型滑溜水压裂液体系的制备：
上述高活性减阻剂、粘土稳定剂存储于现场储罐中，通过连续混配车和混砂车比例泵按照施工排量按0.12％高活性减阻剂，0.3％粘土稳定剂聚乙烯醇泵入混砂车搅拌罐中形成均一溶液，该工艺适合有连续混配作业的压裂现场配制。

Claims (2)

1.一种适用于页岩油藏的自渗吸增能提采型滑溜水压裂液，包括高活性减阻剂、防膨剂，以质量分数计，高活性减阻剂0.08%~0.12%，防膨剂0.3%~0.5%，余量为水；
所述的防膨剂为石膏、氯化钾、芒硝、磺化沥青、聚乙烯醇、聚丙烯腈、腐殖酸中的一种或两种以上混合；
所述高活性减阻剂为高分子聚合物，是在聚合物结构中同时引入疏水和亲水基团，获得大分子量的聚合物，然后在大分子量的聚合物中引入高活性表面活性剂得到；
所述的高活性减阻剂是通过如下方法制备得到：
1）乳化剂与溶剂油混合制成油相溶剂，向油相溶剂中加亲油丙烯基单体，制得油相混合溶液；乳化剂与溶剂油的重量比为：（5~8）：（40~50），亲油丙烯基单体与溶剂油的重量比为：（10~20）：（40~50）；所述的乳化剂为聚山梨酯、烷基酚聚氧乙烯醚中的一种或两种以上混合；所述的溶剂油为白油、煤油、环己烷、环乙烷中的一种或两种以上混合；所述的亲油丙烯基单体为丙烯酸甲酯、丙烯酸乙酯、甲基丙烯酸甲酯、甲基丙烯酸乙酯、丙烯酸丁酯、丙烯酸十八酯、聚乙二醇甲基丙烯酸酯中的一种或两种以上混合；
2）向水中加入亲水丙烯基单体，搅拌溶解，调节pH值至9~11，制得水相溶液；水与亲水丙烯基单体的重量比为：（40~50）：（12~15），所述的亲水丙烯基单体为丙烯酰胺、羟甲基丙烯酰胺、甲基丙烯酰胺、二甲基丙烯酰胺、丙烯酸、2-丙烯酰胺基-2-苯基乙磺酸、甲基丙烯酰氧乙基-N、N-羟乙基丙烯酰胺，N-甲基丙磺酸盐的一种或两种以上混合；
3）将步骤2）所制的水相溶液加入所述步骤1）所制的油相混合溶液中，在保护气氛下加入引发剂进行聚合反应，制得聚合物；其中，所述水相溶液与所述油相混合溶液的质量比为1:（1-4）；引发剂与水的重量比为：（0.12~0.20）：（40~50），引发剂为过硫酸钾、过硫酸铵中的一种或两种以上混合；
4）将阳离子表面活性剂、非离子表面活性剂以及阴离子表面活性剂进行混合，制得表面活性剂体系；阳离子表面活性剂、非离子表面活性剂与阴离子表面活性剂的重量比为：（15~27）：（25~35）：（12~20）；
所述的阴离子表面活性剂为十二烷基硫酸钠、十六烷基磺酸钠、十六烷基苯磺酸钠、C12~C18的脂肪酸钠的一种或两种以上混合；所述的非离子表面活性剂为椰油基葡糖苷、辛癸基葡糖苷、月桂基葡糖苷、烷基酚聚氧乙烯醚、辛基酚聚氧乙烯醚、壬基酚聚氧乙烯醚中的一种或两种以上混合；所述的阳离子表面活性剂为十六烷基三甲基氯化铵、十八烷基三甲基氯化铵、十二烷基氯化吡啶、十二烷基二甲基苄基溴化铵中的一种或两种以上混合；表面活性剂体系与聚合物混合的比例为：（60~80）：（15~27）；
5）将步骤4）的表面活性剂体系分批加入步骤3）的聚合物中，搅拌均匀，制得高活性减阻剂。
2.权利要求1所述的适用于页岩油藏的自渗吸增能提采型滑溜水压裂液的制备方法，包括步骤如下：
在施工现场条件下，将0.08%~0.12%的高活性减阻剂分散于配制水中，待其完全分散后，再加入0.3%~0.5%的防膨剂，混合均匀即得。
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