CN113088273A - 一种纳米微囊体压裂液的制备方法、压裂液性能评价方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种纳米微囊体压裂液的制备方法，所述制备方法包括：将聚醚型表面活性剂和表面活性助剂加入到正己烷中，搅拌均匀形成油相；将阳离子型表面活性剂、Gemini型表面活性剂和醇类有机物加入到水中，搅拌溶解均匀形成水相；将所述油相和所述水相混合后搅拌至均匀，得到均相的纳米微囊体溶液；使用去离子水对所述纳米微囊体溶液进行稀释，制得纳米微囊体压裂液。此外还提供了一种压裂液性能评价方法，制备的纳米微囊体压裂液兼具压裂和驱油性能，形成的微囊体结构具有极小的纳米粒径，较低的表面张力和较强的润湿反转能力，实现了页岩储层内压裂—渗吸驱油一体化效果，而评价方法可以筛选效果最佳的纳米微囊体压裂液。

Description

一种纳米微囊体压裂液的制备方法、压裂液性能评价方法

技术领域

本发明涉及开采技术领域，具体而言，涉及一种纳米微囊体压裂液的制备方法、压裂液性能评价方法。

背景技术

在页岩气开发及增产过程中，常使用水力压裂措施对页岩气储层进行改造，以提高储层渗透率继而提高气井产量。压裂液是由多种添加剂按照一定比例形成的非均质不稳定化学体系，是压裂工艺中一个重要组成部分。由于页岩气储层粘土含量较高、在压裂过程为防止储存伤害、减小水锁效应，需要在压裂液中添加的助剂种类（表面活性剂）较多、加量较大，因此压裂液的性能和选择在页岩气压裂作业中起着至关重要的作用。

目前采用的压裂液存在以下缺点：第一，耐温性较差，不能同时满足耐酸、耐盐和耐温性能，不适合进行恶劣条件下页岩气储层的压裂，并且成本较高；第二，压裂液一般需要支撑剂，但由于携砂能力和悬浮能力不足，导致压裂液压裂效率低下；第三，压裂液一般需要考虑返排，因此需要考虑已加入的助排剂、形成的返排产物产生的地层伤害等一系列后续问题，此外还缺乏一套压裂液的综合评价方法。

发明内容

本发明的目的在于提供一种纳米微囊体压裂液的制备方法、压裂液性能评价方法，以改善上述问题。

为了实现上述目的，本申请实施例提供了如下技术方案：

第一方面，本申请实施例提供了一种纳米微囊体压裂液的制备方法，所述制备方法包括：

将聚醚型表面活性剂和表面活性助剂加入到正己烷中，搅拌均匀形成油相；

将阳离子型表面活性剂、Gemini型表面活性剂和醇类有机物加入到水中，搅拌溶解均匀形成水相；

将所述油相和所述水相混合后搅拌至均匀，得到均相的纳米微囊体溶液；

使用去离子水对所述纳米微囊体溶液进行稀释，制得纳米微囊体压裂液。

可选的，所述聚醚型表面活性剂为18~25重量份，所述表面活性助剂为13~20重量份，所述正己烷为15~25重量份，所述阳离子型表面活性剂为12~20重量份，所述Gemini型表面活性剂为10~15重量份，所述醇类有机物为5~8重量份，所述水为4~10重量份。

可选的，所述聚醚型表面活性剂22.5重量份，所述表面活性助剂为15.5重量份，所述正己烷为19.5重量份，所述阳离子型表面活性剂为18重量份，所述Gemini型表面活性剂为12重量份，所述醇类有机物为6.5重量份，所述水为6重量份。

可选的，所述聚醚型表面活性剂为脂肪醇聚氧乙烯醚，所述表面活性助剂为丙二醇丁醚，所述醇类有机物为乙二醇，所述水为地层水或清水。

可选的，将所述油相和所述水相按照1.35:1的比例进行混合。

可选的，使用去离子水将所述纳米微囊体溶液稀释到0.1wt%~0.3wt%，制得纳米微囊体压裂液。

可选的，所述纳米微囊体压裂液的外观澄清透明，平均粒径为5~50 nm，表面张力为23~27 mN/m，润湿接触角为20~60°。

第二方面，本申请实施例提供了一种压裂液性能评价方法，所述压裂液为通过上述方法所制备得到的纳米微囊体压裂液，所述压裂液性能评价方法包括：

测定纳米微囊体压裂液的减阻率和吸附损失量；

对纳米微囊体压裂液的耐盐性、耐温性和耐酸性进行测试，得到温度-浊度值变化曲线、矿化度-浊度值变化曲线和PH值-浊度值变化曲线，并根据所述温度-浊度值变化曲线、矿化度-浊度值变化曲线和PH值-浊度值变化曲线得到纳米微囊体压裂液的无因次敏感性系数；

测定纳米微囊体压裂液的洗油率和渗吸采收率，将所述洗油率与渗吸采收率相乘，得到返排驱油系数；

根据所述减阻率、无因次敏感性系数、返排驱油系数和吸附损失量，得到纳米微囊体压裂液综合评价指数。

可选的，对纳米微囊体压裂液的耐盐性、耐温性和耐酸性进行测试，得到温度-浊度值变化曲线、矿化度-浊度值变化曲线和PH值-浊度值变化曲线，并根据所述温度-浊度值变化曲线、矿化度-浊度值变化曲线和PH值-浊度值变化曲线得到纳米微囊体压裂液的无因次敏感性系数，包括：

在温度不断增大的条件下，测量不同温度下的浊度值，得到温度-浊度值变化曲线，相邻的两个温度之间具有固定的温度差，所述温度差大于零，根据温度-浊度值变化曲线，得到纳米微囊体压裂液在第一温度下的第一浊度值和在第二温度下的第二浊度值，所述第一温度为纳米微囊体压裂液变浑浊时的温度，所述第二温度为所述第一温度加上所述固定的温度差之后的温度，所述第二浊度值减去第一浊度值，得到第一浊度值差，所述第一浊度值差再除以第一浊度值得到无因次温敏系数；

在矿化度不断增大的条件下，测量不同矿化度下的浊度值，得到矿化度-浊度值变化曲线，相邻的两个矿化度之间具有固定的矿化度差，所述矿化度差大于零，根据矿化度-浊度值变化曲线，得到纳米微囊体压裂液在第一矿化度下的第三浊度值和在第二矿化度下的第四浊度值，所述第一矿化度为纳米微囊体压裂液变浑浊时的矿化度，所述第二矿化度为所述第一矿化度加上所述固定的矿化度差之后的矿化度，所述第四浊度值减去第三浊度值，得到第二浊度值差，所述第二浊度值差再除以第三浊度值得到无因次盐敏系数；

在PH值不断减小的条件下，测量不同PH值下的浊度值，得到PH值-浊度值变化曲线，相邻的两个PH值之间具有固定的PH值差，所述PH值差小于零，根据所述PH值-浊度值变化曲线，得到纳米微囊体压裂液在第一PH值下的第五浊度值和在第二PH值下的第六浊度值，所述第一PH值为纳米微囊体压裂液变浑浊时的PH值，所述第二PH值为所述第一PH值加上所述固定的PH值差之后的PH值，所述第六浊度值减去第五浊度值，得到第三浊度值差，所述第三浊度值差再除以第五浊度值得到无因次酸敏系数；

将所述无因次温敏系数、无因次盐敏系数和无因次酸敏系数相乘，得到无因次敏感性系数。

可选的，所述根据所述减阻率、无因次敏感性系数、返排驱油系数和吸附损失量，得到纳米微囊体压裂液综合评价指数，包括：

将所述减阻率与返排驱油系数相乘，得到第一数据；

将所述吸附损失量与无因次敏感性系数相乘，得到第二数据；

用所述第一数据除以第二数据，得到纳米微囊体压裂液综合评价指数。

本发明的有益效果为：

1、本发明制备的纳米微囊体压裂液兼具压裂和驱油性能，形成的微囊体结构具有极小的纳米粒径，较低的表面张力和较强的润湿反转能力，实现了页岩储层内压裂—渗吸驱油一体化效果。

2、本发明制备的纳米微囊体压裂液不需要添加减阻剂、支撑剂和助排剂等表面活性剂，同时纳米微囊体压裂液所需的浓度仅为0.1wt%~0.3wt%，与地层水具有良好的配伍性，极大地降低了压裂成本。

3、本发明制备的纳米微囊体压裂液具有极强的耐温性能、耐盐性能和耐酸性能，因此可以用于高温、高矿化度页岩储层以及酸性压裂液中，具有普遍适用性。

4、本发明设计了一套适合纳米微囊体压裂液的评价方法，利用综合评价指数对纳米微囊体压裂液的压裂效果和驱油能力进行定量化地综合性评价，从而筛选效果最佳的纳米微囊体压裂液。综合评价指数不仅适用于纳米微囊体压裂液，同时适用于其他压裂-驱油一体化多功能型压裂液，具有广阔的应用前景。

本发明的其他特征和优点将在随后的说明书阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本发明实施例了解。本发明的目的和其他优点可通过在所写的说明书、权利要求书中所特别指出的结构来实现和获得。

具体实施方式

基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

目前页岩气开发的关键技术点是滑溜水压裂液和清洁压裂液。传统的滑溜水压裂液主要由减阻剂、粘土稳定剂和助排剂等助剂组成，通常滑溜水压裂液摩阻较低、黏度较低，有利于形成网络裂缝，但是减阻剂聚丙烯酰胺一般是水溶液、粉末状或油包水乳液，在合成和使用时均存在明显的不足。滑溜水压裂液主要适用于含黏土矿物较少的页岩储层，而且由于其低粘度导致低携砂性能和高滤失量，以及大排量作业。对传统减阻水压裂液进行不断优化，向滑溜水压裂液中加入支撑剂提高造缝能力，进一步考虑滑溜水压裂过程中返排液的循环利用问题，将返排液作为压裂液成为发展趋势，清洁压裂液开始进入大众视线。清洁压裂液也被称为粘弹性表面活性剂压裂液，对地层伤害低、污染小，需要添加大量的表面活性剂促进交联形成胶束网状结构，遇到大量油气时自动破胶，反排能力强。但是由于其耐温性较差，加入的表面活性剂和助剂浓度较大，造成的成本较高，是传统压裂液成本的2~3倍。因此，开发极高耐温性和低成本的清洁压裂液成为页岩气压裂的重点研发方向。

实施例1

本实施例提供了一种纳米微囊体压裂液的制备方法，所述制备方法，包括：

将18 g聚醚型表面活性剂和20 g表面活性助剂加入到25g正己烷中，搅拌均匀形成油相；

将20 g阳离子型表面活性剂、10 g Gemini型表面活性剂和5 g醇类有机物加入到10 g地层水中，搅拌溶解均匀形成水相；

将所述油相和所述水相按照1.35:1的比例进行混合，混合后搅拌至均匀，得到均相的纳米微囊体溶液；

使用去离子水将所述纳米微囊体溶液稀释到0.1wt%，制得纳米微囊体压裂液。

本实施例加入的Gemini型表面活性剂以及其他的表面活性剂和助剂能够相互作用，形成胶束网状结构，加入的正己烷作为油相不断被增溶于胶束网状结构形成纳米尺寸的微囊体结构，使其具有一定的刚性和强度，在不需要支撑剂的作用下提供支撑能力，使裂缝不易闭合。

本实施例制备的纳米微囊体压裂液外观澄清透明，平均粒径为5~50 nm，表面张力为23~27 mN/m，润湿接触角为20-60°。其中，纳米微囊体压裂液的平均粒径在5~50 nm，并且具有较低的表面张力和较好的润湿反转能力，因此能够进入低渗页岩储层，减阻效果明显，明显提高压裂造缝能力。

实施例2

本实施例提供了一种纳米微囊体压裂液的制备方法，所述制备方法，包括：

将22.5 g聚醚型表面活性剂和15.5 g表面活性助剂加入到19.5 g正己烷中，搅拌均匀形成油相；

将18 g阳离子型表面活性剂、12 g Gemini型表面活性剂和6.5 g醇类有机物加入到6 g地层水中，搅拌溶解均匀形成水相；

将所述油相和所述水相按照1.35:1的比例进行混合，混合后搅拌至均匀，得到均相的纳米微囊体溶液；

使用去离子水将所述纳米微囊体溶液稀释到0.2wt%，制得纳米微囊体压裂液。

本实施例的纳米微囊体压裂液外观澄清透明，平均粒径为5~50 nm，表面张力为23~27 mN/m，润湿接触角为20-60°。

实施例3

本实施例提供了一种纳米微囊体压裂液的制备方法，所述制备方法，包括：

将25 g聚醚型表面活性剂和13 g表面活性助剂加入到15g正己烷中，搅拌均匀形成油相；

将12 g阳离子型表面活性剂、15 g Gemini型表面活性剂和8 g醇类有机物加入到4 g地层水中，搅拌溶解均匀形成水相；

将所述油相和所述水相按照1.35:1的比例进行混合，混合后搅拌至均匀，得到均相的纳米微囊体溶液；

使用去离子水将所述纳米微囊体溶液稀释到0.3wt%，制得纳米微囊体压裂液。

本实施例的纳米微囊体压裂液外观澄清透明，平均粒径为8~50nm，表面张力为23~27 mN/m，润湿接触角为20~55°。

实施例4

本实施例提供了一种纳米微囊体压裂液的制备方法，所述制备方法，包括：

将22.5 g脂肪醇聚氧乙烯醚和15.5 g丙二醇丁醚加入到19.5 g正己烷中，搅拌均匀形成油相；

将18 g十八烷基胺（硬脂胺）盐酸盐、12 g磺酸型阴离子Gemini型表面活性剂和6.5 g乙二醇加入到6 g地层水中，搅拌溶解均匀形成水相；

将所述油相和所述水相按照1.35:1的比例进行混合，混合后搅拌至均匀，得到均相的纳米微囊体溶液；

使用去离子水将所述纳米微囊体溶液稀释到0.2wt%，制得纳米微囊体压裂液。

本实施例的纳米微囊体压裂液外观澄清透明，平均粒径为39 nm，表面张力为26mN/m，润湿接触角为51°。

实施例5

本实施例提供了一种纳米微囊体压裂液的制备方法，所述制备方法，包括：

将22 g烷基酚聚氧乙烯醚和16 g丙二醇丁醚加入到21g正己烷中，搅拌均匀形成油相；

将13g双十八烷基胺盐酸盐、11g磺酸型阴离子Gemini型表面活性剂和6 g乙二醇加入到5 g地层水中，搅拌溶解均匀形成水相；

将所述油相和所述水相按照1.35:1的比例进行混合，混合后搅拌至均匀，得到均相的纳米微囊体溶液；

使用去离子水将所述纳米微囊体溶液稀释到0.3wt%，制得纳米微囊体压裂液。

本实施例的纳米微囊体压裂液外观澄清透明，平均粒径为28nm，表面张力为25mN/m，润湿接触角为45°。

实施例6

本实施例提供了一种纳米微囊体压裂液的制备方法，所述制备方法，包括：

将24 g蓖麻油聚氧乙烯醚和19 g丙二醇丁醚加入到24 g正己烷中，搅拌均匀形成油相；

将14 g双十八烷基胺盐酸盐、10 g磺酸型阴离子Gemini型表面活性剂和5 g乙二醇加入到7 g清水中，搅拌溶解均匀形成水相；

将所述油相和所述水相按照1.35:1的比例进行混合，混合后搅拌至均匀，得到均相的纳米微囊体溶液；

使用去离子水将所述纳米微囊体溶液稀释到0.1wt%，制得纳米微囊体压裂液。

本实施例的纳米微囊体压裂液外观澄清透明，平均粒径为39 nm，表面张力为25mN/m，润湿接触角为42°。

在本公开的一种具体实施方式中，所述聚醚型表面活性剂还可以为脂肪酸聚氧乙烯醚，所述阳离子型表面活性剂还可以为N,N-二甲基十八烷基胺盐酸盐，所述Gemini表面活性剂还可以为两性Gemini表面活性剂。

通过上述实施例制备的纳米微囊体压裂液具有以下优点，第一，具有较高的耐温性，在温度为120℃，其他条件均为常规条件的情况下仍保持澄清透明状态，具有较高的耐盐性，在矿化度为240000 ppm，其他条件均为常规条件的情况下仍保持澄清透明状态，具有较高的耐酸性，在PH值为3，其他条件均为常规条件的情况下仍保持澄清透明状态，因此适用于高温和高矿化度储层，还能够用于配制酸性压裂液；第二，纳米微囊体压裂液成本极低、分散性能好，可实现地层水的重复循环利用，具有良好的地层配伍性；第三，纳米微囊体压裂液还具有压裂性能和渗吸驱油性能，能够同时实现压裂作用和返排驱油效果；第四，纳米微囊体压裂液不需要支撑剂、助排剂的加入，能够利用压裂面之间的滑移作用使裂缝保持张开状态；第五，纳米微囊体压裂液不需要考虑返排问题，不会对地层产生二次伤害，清洁环保无污染，为环境友好型压裂液；第六，纳米微囊体压裂液在发挥压裂作用的条件下，由于其良好的润湿反转能力和较低的表面张力，在返排过程中能够通过提高洗油能力和自发渗吸作用提高油气采收率，实现压裂—驱油一体化；第七，纳米微囊体压裂液由于内部形成纳米尺寸的微囊体结构，使表面活性剂和助剂吸附在正己烷表面形成具有一定刚性的表面膜，因此大大减小了压裂液中表面活性剂在裂缝表面的吸附，提高了压裂效率和渗吸驱油效率。

实施例7

本实施例提供了一种压裂液性能评价方法，所述压裂液为通过上述方法所制备得到的纳米微囊体压裂液，所述压裂液性能评价方法包括：

测定纳米微囊体压裂液的减阻率和吸附损失量；

对纳米微囊体压裂液的耐盐性、耐温性和耐酸性进行测试，得到温度-浊度值变化曲线、矿化度-浊度值变化曲线和PH值-浊度值变化曲线，并根据所述温度-浊度值变化曲线、矿化度-浊度值变化曲线和PH值-浊度值变化曲线得到纳米微囊体压裂液的无因次敏感性系数；

测定纳米微囊体压裂液的洗油率和渗吸采收率，将所述洗油率与渗吸采收率相乘，得到返排驱油系数；

根据所述减阻率、无因次敏感性系数、返排驱油系数和吸附损失量，得到纳米微囊体压裂液综合评价指数。

通过上述实施例制备的纳米微囊体压裂液兼具压裂和渗吸驱油的双重作用，在压裂页岩地层的同时可提高采收率，并且该纳米微囊体压裂液具有耐高温、耐盐和耐酸性能。

因此利用该纳米微囊体压裂液的浊度进行无因次温敏系数、无因次盐敏系数和无因次酸敏系数的设计计算，得到无因次敏感性系数，用无因次敏感性系数来表征该纳米微囊体压裂液体系的储层适用性程度。同时该纳米微囊体压裂液能够直接发挥降压减阻效果，因此利用该纳米微囊体减阻率表示压裂效果。在该纳米微囊体压裂液返排过程中，由于该纳米微囊体压裂液的洗油能力和渗吸驱油作用，将洗油率和渗吸采收率的乘积作为返排驱油系数来综合表示压裂液的驱油效果和返排效率。此外，考虑到压裂过程和返排过程存在吸附损失导致的压裂效果和驱油效率的下降，将吸附损失量作为表征该纳米微囊体压裂液性能的指标之一。最后，将评价指标进行综合处理，得到该纳米微囊体压裂液综合评价指数，该指数可用于定量表示该纳米微囊体压裂液的综合性能。

本实施例提出了一套适用于压裂液的性能评价方法，对其压裂性能、体系综合敏感性和驱油性能做出定量化性能评价，利用该评价方法对具有压裂驱油一体化的多功能压裂液进行定量评价，从而可筛选最佳的压裂液。

在本实施例中测定纳米微囊体压裂液的减阻率和吸附损失量、测定纳米微囊体压裂液的洗油率和渗吸采收率均采用常规的测试方法。

在本公开的一种具体实施方式中，所述对纳米微囊体压裂液的耐盐性、耐温性和耐酸性进行测试，得到温度-浊度值变化曲线、矿化度-浊度值变化曲线和PH值-浊度值变化曲线，并根据所述温度-浊度值变化曲线、矿化度-浊度值变化曲线和PH值-浊度值变化曲线得到纳米微囊体压裂液的无因次敏感性系数，包括：

在温度不断增大的条件下，测量不同温度下的浊度值，得到温度-浊度值变化曲线，相邻的两个温度之间具有固定的温度差，所述温度差大于零，根据温度-浊度值变化曲线，得到纳米微囊体压裂液在第一温度下的第一浊度值和在第二温度下的第二浊度值，所述第一温度为纳米微囊体压裂液变浑浊时的温度，所述第二温度为所述第一温度加上所述固定的温度差之后的温度，所述第二浊度值减去第一浊度值，得到第一浊度值差，所述第一浊度值差再除以第一浊度值得到无因次温敏系数；

在本步骤中，比如测试的温度依次为10摄氏度、20摄氏度、30摄氏度、40摄氏度和50摄氏度，相邻的两个温度之间的温度差就为10摄氏度，若在30摄氏度时纳米微囊体压裂液变浑浊，则第一温度就为30摄氏度，那么第二温度就为40摄氏度；

在矿化度不断增大的条件下，测量不同矿化度下的浊度值，得到矿化度-浊度值变化曲线，相邻的两个矿化度之间具有固定的矿化度差，所述矿化度差大于零，根据矿化度-浊度值变化曲线，得到纳米微囊体压裂液在第一矿化度下的第三浊度值和在第二矿化度下的第四浊度值，所述第一矿化度为纳米微囊体压裂液变浑浊时的矿化度，所述第二矿化度为所述第一矿化度加上所述固定的矿化度差之后的矿化度，所述第四浊度值减去第三浊度值，得到第二浊度值差，所述第二浊度值差再除以第三浊度值得到无因次盐敏系数；

在本步骤中，比如测试的矿化度依次为10000mg/L、20000mg/L、30000mg/L、40000mg/L和50000mg/L，相邻的两个矿化度之间的矿化度差就为10000mg/L，若在30000mg/L时纳米微囊体压裂液变浑浊，则第一矿化度就为30000mg/L，那么第二矿化度就为40000mg/L；

在PH值不断减小的条件下，测量不同PH值下的浊度值，得到PH值-浊度值变化曲线，相邻的两个PH值之间具有固定的PH值差，所述PH值差小于零，根据所述PH值-浊度值变化曲线，得到纳米微囊体压裂液在第一PH值下的第五浊度值和在第二PH值下的第六浊度值，所述第一PH值为纳米微囊体压裂液变浑浊时的PH值，所述第二PH值为所述第一PH值加上所述固定的PH值差之后的PH值，所述第六浊度值减去第五浊度值，得到第三浊度值差，所述第三浊度值差再除以第五浊度值得到无因次酸敏系数；

在本步骤中，比如测试的PH值依次为7、6、5、4和3，相邻的两个PH值之间的PH值差就为-1，若在PH值为5时纳米微囊体压裂液变浑浊，则第一PH值就为5，那么第二PH值就为4；

将所述无因次温敏系数、无因次盐敏系数和无因次酸敏系数相乘，得到无因次敏感性系数。

在本实施例中，采用浊度计对纳米微囊体压裂液的耐盐性、耐温性和耐酸性进行测试，纳米微囊体压裂液在适度高矿化度/高温下/强酸下保持澄清透明状态，具有较高耐盐性，但是随着矿化度/温度/酸性持续增加，纳米微囊体压裂液不再保持澄清透明状态，压裂液内部出现浑浊甚至絮状结构。以此为依据，将清水配制的0.1wt%浓度的纳米微囊体压裂液作为标准液，用浊度计测试不同矿化度/温度/PH值下压裂液的浊度值，分别做出矿化度/温度/PH值—浊度值变化曲线。

在本公开的一种具体实施方式中，所述根据所述减阻率、无因次敏感性系数、返排驱油系数和吸附损失量，得到纳米微囊体压裂液综合评价指数，包括：

将所述减阻率与返排驱油系数相乘，得到第一数据；

将所述吸附损失量与无因次敏感性系数相乘，得到第二数据；

用所述第一数据除以第二数据，得到纳米微囊体压裂液综合评价指数。

以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种纳米微囊体压裂液的制备方法，其特征在于，包括：

将聚醚型表面活性剂和表面活性助剂加入到正己烷中，搅拌均匀形成油相；

将阳离子型表面活性剂、Gemini型表面活性剂和醇类有机物加入到水中，搅拌溶解均匀形成水相；

将所述油相和所述水相混合后搅拌至均匀，得到均相的纳米微囊体溶液；

使用去离子水对所述纳米微囊体溶液进行稀释，制得纳米微囊体压裂液。

2.根据权利要求1所述的纳米微囊体压裂液的制备方法，其特征在于，所述聚醚型表面活性剂为18~25重量份，所述表面活性助剂为13~20重量份，所述正己烷为15~25重量份，所述阳离子型表面活性剂为12~20重量份，所述Gemini型表面活性剂为10~15重量份，所述醇类有机物为5~8重量份，所述水为4~10重量份。

3.根据权利要求2所述的纳米微囊体压裂液的制备方法，其特征在于，所述聚醚型表面活性剂22.5重量份，所述表面活性助剂为15.5重量份，所述正己烷为19.5重量份，所述阳离子型表面活性剂为18重量份，所述Gemini型表面活性剂为12重量份，所述醇类有机物为6.5重量份，所述水为6重量份。

4.根据权利要求1所述的纳米微囊体压裂液的制备方法，其特征在于，所述聚醚型表面活性剂为脂肪醇聚氧乙烯醚，所述表面活性助剂为丙二醇丁醚，所述醇类有机物为乙二醇，所述水为地层水或清水。

5.根据权利要求1所述的纳米微囊体压裂液的制备方法，其特征在于，将所述油相和所述水相按照1.35:1的比例进行混合。

6.根据权利要求1所述的纳米微囊体压裂液的制备方法，其特征在于，使用去离子水将所述纳米微囊体溶液稀释到0.1wt%~0.3wt%，制得纳米微囊体压裂液。

7.根据权利要求1所述的纳米微囊体压裂液的制备方法，其特征在于，所述纳米微囊体压裂液的外观澄清透明，平均粒径为5~50nm，表面张力为23~27 mN/m，润湿接触角为20~60°。

8.一种压裂液性能评价方法，其特征在于，所述压裂液为通过权利要求1-7任意一种方法所制备得到的纳米微囊体压裂液，所述压裂液性能评价方法包括：

测定纳米微囊体压裂液的减阻率和吸附损失量；

对纳米微囊体压裂液的耐盐性、耐温性和耐酸性进行测试，得到温度-浊度值变化曲线、矿化度-浊度值变化曲线和PH值-浊度值变化曲线，并根据所述温度-浊度值变化曲线、矿化度-浊度值变化曲线和PH值-浊度值变化曲线得到纳米微囊体压裂液的无因次敏感性系数；

测定纳米微囊体压裂液的洗油率和渗吸采收率，将所述洗油率与渗吸采收率相乘，得到返排驱油系数；

根据所述减阻率、无因次敏感性系数、返排驱油系数和吸附损失量，得到纳米微囊体压裂液综合评价指数。

9.根据权利要求8所述的压裂液性能评价方法，其特征在于，所述对纳米微囊体压裂液的耐盐性、耐温性和耐酸性进行测试，得到温度-浊度值变化曲线、矿化度-浊度值变化曲线和PH值-浊度值变化曲线，并根据所述温度-浊度值变化曲线、矿化度-浊度值变化曲线和PH值-浊度值变化曲线得到纳米微囊体压裂液的无因次敏感性系数，包括：

在温度不断增大的条件下，测量不同温度下的浊度值，得到温度-浊度值变化曲线，相邻的两个温度之间具有固定的温度差，所述温度差大于零，根据温度-浊度值变化曲线，得到纳米微囊体压裂液在第一温度下的第一浊度值和在第二温度下的第二浊度值，所述第一温度为纳米微囊体压裂液变浑浊时的温度，所述第二温度为所述第一温度加上所述固定的温度差之后的温度，所述第二浊度值减去第一浊度值，得到第一浊度值差，所述第一浊度值差再除以第一浊度值得到无因次温敏系数；

在矿化度不断增大的条件下，测量不同矿化度下的浊度值，得到矿化度-浊度值变化曲线，相邻的两个矿化度之间具有固定的矿化度差，所述矿化度差大于零，根据矿化度-浊度值变化曲线，得到纳米微囊体压裂液在第一矿化度下的第三浊度值和在第二矿化度下的第四浊度值，所述第一矿化度为纳米微囊体压裂液变浑浊时的矿化度，所述第二矿化度为所述第一矿化度加上所述固定的矿化度差之后的矿化度，所述第四浊度值减去第三浊度值，得到第二浊度值差，所述第二浊度值差再除以第三浊度值得到无因次盐敏系数；

在PH值不断减小的条件下，测量不同PH值下的浊度值，得到PH值-浊度值变化曲线，相邻的两个PH值之间具有固定的PH值差，所述PH值差小于零，根据所述PH值-浊度值变化曲线，得到纳米微囊体压裂液在第一PH值下的第五浊度值和在第二PH值下的第六浊度值，所述第一PH值为纳米微囊体压裂液变浑浊时的PH值，所述第二PH值为所述第一PH值加上所述固定的PH值差之后的PH值，所述第六浊度值减去第五浊度值，得到第三浊度值差，所述第三浊度值差再除以第五浊度值得到无因次酸敏系数；

将所述无因次温敏系数、无因次盐敏系数和无因次酸敏系数相乘，得到无因次敏感性系数。

10.根据权利要求8所述的压裂液性能评价方法，其特征在于，所述根据所述减阻率、无因次敏感性系数、返排驱油系数和吸附损失量，得到纳米微囊体压裂液综合评价指数，包括：

将所述减阻率与返排驱油系数相乘，得到第一数据；

将所述吸附损失量与无因次敏感性系数相乘，得到第二数据；

用所述第一数据除以第二数据，得到纳米微囊体压裂液综合评价指数。