CN113234429A - 一种解吸剂的制备方法及其性能评价方法 - Google Patents

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Abstract

本发明提供了一种解吸剂的制备方法，所述制备方法包括：将非离子表面活性剂、阳离子表面活性剂和分散剂加入容器中进行搅拌，搅拌至均匀，得到第一反应物；向所述第一反应物中加入白油进行搅拌，搅拌至成为乳白色的乳液，得到第二反应物；向所述第二反应物中加入水进行搅拌，搅拌至乳液变得澄清透明，得到解吸剂浓缩液；用氯化钾水溶液对所述解吸剂浓缩液进行稀释，得到解吸剂。此外还提供了一种解吸剂性能评价方法，本发明制备的解吸剂具有纳米尺度胶束，能够降低注入压力，有效进入页岩细小孔喉而不产生贾敏效应，提高波及效率，从而驱动更多吸附态页岩油，降低页岩油在页岩表面的吸附，提高页岩油动用程度。

Description

一种解吸剂的制备方法及其性能评价方法
技术领域
本发明涉及开采技术领域，具体而言，涉及一种解吸剂的制备方法及其性能评价方法。
背景技术
页岩油在储层中的赋存状态主要是吸附态、游离态和溶解态三种形式。但是，由于地质条件复杂，页岩储层渗透率和孔隙度具有低渗和特低渗特征、页岩油粘度较高等储层物性差的问题，我国页岩油的勘探开发有效程度低，对页岩油的开发利用不能使用常规油气的采油体系和评价方法，必须寻求新型适用于页岩油的采油体系和评价方法，力求理论突破和技术进步。
发明内容
本发明的目的在于提供一种解吸剂的制备方法及其性能评价方法，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解吸剂的制备方法，所述制备方法包括：
将非离子表面活性剂、阳离子表面活性剂和分散剂加入容器中进行搅拌，搅拌至均匀，得到第一反应物；
向所述第一反应物中加入白油进行搅拌，搅拌至成为乳白色的乳液，得到第二反应物；
向所述第二反应物中加入水进行搅拌，搅拌至乳液变得澄清透明，得到解吸剂浓缩液；
用氯化钾水溶液对所述解吸剂浓缩液进行稀释，得到解吸剂。
可选的，所述非离子表面活性剂为20-35重量份，所述阳离子表面活性剂为18-25重量份，所述分散剂为18-25重量份，所述白油为15-25重量份，所述水为4-10重量份。
可选的，所述非离子表面活性剂为30重量份，所述阳离子表面活性剂为22重量份，所述分散剂为22重量份，所述白油为20重量份，所述水为6重量份。
可选的，所述非离子表面活性剂为脂肪醇聚氧乙烯醚，所述阳离子表面活性剂为季铵盐型双子表面活性剂或Gemini表面活性剂，所述分散剂选自1，2-丙二醇-1-丁醚、三乙二醇、乙酸丁酯中的其中一种。
可选的，所述非离子表面活性剂为脂肪醇聚氧乙烯醚，所述脂肪醇聚氧乙烯醚选自AEO9、AEO12、AEO20中的其中一种，所述阳离子表面活性剂为季铵盐型双子表面活性剂，所述分散剂为1，2-丙二醇-1-丁醚。
可选的，所述氯化钾水溶液的浓度为2.5wt％，所述解吸剂中所述解吸剂浓缩液的含量为0.1wt％。
可选的，所述解吸剂的外观澄清透明，粒径为6-15nm，界面张力为1-2mN/m，润湿角为30°-60°。
可选的，所述解吸剂的外观澄清透明，粒径为8nm，界面张力为1.3mN/m，润湿角为52°。
第二方面，本申请实施例提供了一种解吸剂性能评价方法，所述解吸剂为通过上述方法所制备得到的解吸剂，所述解吸剂性能评价方法包括：
获取第一数据，所述第一数据包括页岩油和解吸剂的界面张力、解吸剂对页岩改性后页岩表面的接触角、页岩岩心孔喉半径、解吸剂内部油相和水相界面张力、解吸剂纳米级胶束的原始粒径、解吸剂对页岩油乳化后乳化油滴的粒径、解吸剂的流速、被驱替油相的粘度、页岩岩心长度、页岩岩心孔隙度和页岩岩心渗透率；
根据所述第一数据计算解吸剂的解吸合力，根据所述解吸剂的解吸合力，对所述解吸剂的性能进行评价。
可选的，所述根据所述第一数据计算解吸剂的解吸合力，根据所述解吸剂的解吸合力，对所述解吸剂的性能进行评价，包括：
通过公式(1)计算解吸剂的解吸合力，所述公式(1)为：
Figure BDA0003054040230000031
公式(1)中，P为解吸合力；σ为页岩油和解吸剂的界面张力；θ为解吸剂对页岩改性后页岩表面的接触角；R为页岩岩心孔喉半径，σ1为解吸剂内部油相和水相界面张力；r1为解吸剂纳米级胶束的原始粒径；r2为解吸剂对页岩油乳化后乳化油滴的粒径；v为解吸剂的注入速度；μ为被驱替油相的粘度；L为页岩岩心长度；
Figure BDA0003054040230000032
为页岩岩心孔隙度；k为页岩岩心渗透率。
本发明的有益效果为：
1、解吸剂具有纳米尺度胶束，能够降低注入压力，有效进入页岩细小孔喉而不产生贾敏效应，提高波及效率，从而驱动更多吸附态页岩油，降低页岩油在页岩表面的吸附，提高页岩油动用程度。
2、解吸剂适度界面张力和良好润湿反转能力既能提高毛细管力作为解吸过程的动力，又能增加油滴变形和乳化，提高解吸剂与页岩油接触时的乳化和增溶能力，从而增大吸附态页岩油的溶解能力。
3、解吸剂增溶页岩油时，纳米尺度的胶束颗粒和乳化油滴之间存在明显的弯曲界面两侧压力差，该压力差提供解吸过程的自驱力，能够显著提高页岩油驱动程度，降低页岩油在页岩表面的吸附量。
4、解吸剂开采成本低，解吸剂浓度仅为0.1wt％，不需要进行多轮次操作，显著降低页岩开采的药剂成本和操作成本问题。
5、本发明制备的解吸剂能够提供页岩油解吸附过程中的自发解吸力。解吸剂具有适度低界面张力和较强润湿反转能力，能够在改变页岩润湿性基础上自发乳化页岩油，并对乳化页岩油进行增溶，形成乳状油滴-纳米尺度胶束之间的弯曲界面压力差，从而提供自发解吸力。
6、本发明对页岩油解吸附过程进行受力分析，排除次要作用力，考虑主要作用力，建立页岩油综合解吸力P，评价解吸剂对页岩油从岩石表面脱附的能力，对降低页岩油吸附量，提高页岩油采收率具有显著意义。综合解吸力越大，解吸剂降低页岩油吸附的能力越强，从作用力角度对体系的解吸能力开展定量化评价。
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、以及附图中所特别指出的结构来实现和获得。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，应当理解，以下附图仅示出了本发明的某些实施例，因此不应被看作是对范围的限定，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他相关的附图。
图1是本发明实施例中所述的解吸剂的粒径；
图2是本发明实施例中所述的解吸剂乳化原油示意图；
图3是本发明实施例中所述的解吸剂体系增溶原油示意图；
图4是本发明实施例中所述的解吸剂体系界面张力示意图；
图5是本发明实施例中所述的吸剂体系对改性后的接触角示意图；
图6是本发明实施例中所述的解吸剂对页岩油解吸附过程示意图；
图7是本发明实施例中页岩油受力分析示意图。
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。
随着世界各国持续攀升的能源需求和常规油气资源的不断开采利用，非常规油气的压裂开发已成为油气资源领域研究的热点话题。我国页岩油资源量十分可观，陆上优质页岩由于分布范围广、类型多以及湖盆面积小等原因，页岩中有机质生成的石油大部分滞留在泥页岩中形成页岩油，可占总生油量的20％～50％。页岩油是指生成并滞留在烃源岩中，以游离或吸附状态赋存在地层微纳米级储集空间中，基本未运移或极短距离运移的低熟—半熟油气。富有机质的泥页岩既是生油岩，又是储集岩，是典型的自生自储式油气聚集类型。
目前，由于页岩油的单井产量普遍较低，产量递减较快，难以形成工业规模。页岩油的赋存状态严重影响页岩油的可动性和可采性，部分油分子吸附于有机质或矿物表面。基于以上特点，页岩油藏开发难度大，开发效果差，现阶段开采方式主要依靠天然能力进行开采，一次采收率效果极差。同时，页岩储层具有低孔低渗特点，毛管现象显著，注水开发难度大，粘土的存在导致水敏现象显著，因此常规水驱不适用于页岩油藏开发。为了提高页岩油气储层的采收率，可以采取压裂技术后向油藏中注入各种驱替剂方法。化学法一般是用表面活性剂溶液作为驱替液，通过改变岩石表面的润湿性以及改善水的注入性提高页岩油采收率，但由于孔隙度极低，水溶液的注入性很差，导致水在页岩中流动困难，波及系数低。与水驱相比，注气具有更高的驱油效率，适用范围更广，特别适用于页岩低渗透油藏，同时由于CO2对原油的抽提能力和对有机质的强吸附作用，CO2注入技术成为具有潜力的高校开采页岩油藏的有效手段之一。但是目前采用的技术仍存在以下缺点：
缺点1：页岩储层的非均质性较强，孔隙度和渗透率极低，表面活性剂溶液注入性差，溶液中较大粒径的胶束存在导致表面活性剂溶液在储层中运移困难，波及系数低；
缺点2：CO2吞吐需要进行多次操作，成本高，效率低。由于CO2与油混相需要极高压力，在吞吐过程中随着压力降低，油与CO2由于粘度差异发生相分离，导致采收率低下；
缺点3：页岩油在储层中存在时，流体既可以以自由态的方式存在于孔隙中，也可以以吸附态的方式存在于有机质内孔隙的内表面和粘土矿物的孔隙内表面，还可以以溶解态方式存在干酪根中。页岩油的多种存在形式大大降低了气驱和表面活性剂驱的采油效率；
缺点4：目前对于吸附态的页岩油在地层条件下的动用程度难以形成系统的认识。以吸附态存在的页岩油难以开采，这进一步增加了页岩油藏的开发难度，导致页岩油藏的采收率偏低。
因此，本发明针对表面活性剂水溶液注入性差和运移困难的问题，制备一种新型的解吸剂，解吸剂溶液具有纳米级粒径尺度、适度低界面张力和良好润湿反转能力，能够深入页岩地层细小孔喉内部解决注入困难问题，启动吸附态页岩油，提高波及系数和驱油效率。其次，解吸剂具有极强的乳化和增溶页岩油的能力，能够将页岩油乳化为纳米尺度油滴，使其在运移过程中减小贾敏效应造成的附加阻力；同时，在对页岩油驱替过程中，乳化油滴和解吸剂的胶束之间存在明显的弯曲界面压力差，这为进一步驱动吸附态页岩油提供自发解吸力。在毛细管力和自发解吸力作用下，将页岩油从页岩壁面剥离，提高页岩油解吸能力。在本发明中，以下实施例中所有的参数的测试方法均为常规的测试方法。
实施例1
本实施例提供了一种解吸剂的制备方法，所述制备方法，包括：
将20g非离子表面活性剂、18g阳离子表面活性剂和18g分散剂加入容器中进行搅拌，搅拌至均匀，得到第一反应物；
向所述第一反应物中加入15g白油进行搅拌，搅拌至成为乳白色的乳液，得到第二反应物；
向所述第二反应物中加入4g水进行搅拌，搅拌至乳液变得澄清透明，得到解吸剂浓缩液；
用浓度为2.5wt％的氯化钾水溶液对所述解吸剂浓缩液进行稀释，将所述解吸剂浓缩液稀释到0.1wt％，得到解吸剂。
本实施例制备的所述解吸剂的外观澄清透明，粒径为6-15nm，界面张力为1-2mN/m，润湿角为30°-60°。
实施例2
本实施例提供了一种解吸剂的制备方法，所述制备方法，包括：
将35g非离子表面活性剂、25g阳离子表面活性剂和25g分散剂加入容器中进行搅拌，搅拌至均匀，得到第一反应物；
向所述第一反应物中加入25g白油进行搅拌，搅拌至成为乳白色的乳液，得到第二反应物；
向所述第二反应物中加入10g水进行搅拌，搅拌至乳液变得澄清透明，得到解吸剂浓缩液；
用浓度为2.5wt％的氯化钾水溶液对所述解吸剂浓缩液进行稀释，将所述解吸剂浓缩液稀释到0.1wt％，得到解吸剂。
本实施例制备的所述解吸剂的外观澄清透明，粒径为6-15nm，界面张力为1-2mN/m，润湿角为30°-60°。
实施例3
本实施例提供了一种解吸剂的制备方法，所述制备方法，包括：
将30g非离子表面活性剂、20g阳离子表面活性剂和21g分散剂加入容器中进行搅拌，搅拌至均匀，得到第一反应物；
向所述第一反应物中加入18g白油进行搅拌，搅拌至成为乳白色的乳液，得到第二反应物；
向所述第二反应物中加入8g水进行搅拌，搅拌至乳液变得澄清透明，得到解吸剂浓缩液；
用浓度为2.5wt％的氯化钾水溶液对所述解吸剂浓缩液进行稀释，将所述解吸剂浓缩液稀释到0.1wt％，得到解吸剂。
本实施例制备的所述解吸剂的外观澄清透明，粒径为6-15nm，界面张力为1-2mN/m，润湿角为30°-60°。
实施例4
本实施例提供了一种解吸剂的制备方法，所述制备方法，包括：
将28g脂肪醇聚氧乙烯醚、21g季铵盐型双子表面活性剂和19g三乙二醇加入容器中进行搅拌，搅拌至均匀，得到第一反应物；
向所述第一反应物中加入19g白油进行搅拌，搅拌至成为乳白色的乳液，得到第二反应物；
向所述第二反应物中加入5g水进行搅拌，搅拌至乳液变得澄清透明，得到解吸剂浓缩液；
用浓度为2.5wt％的氯化钾水溶液对所述解吸剂浓缩液进行稀释，将所述解吸剂浓缩液稀释到0.1wt％，得到解吸剂。
本实施例制备的所述解吸剂的外观澄清透明，粒径为10nm，界面张力为2mN/m，润湿角为30°。
实施例5
本实施例提供了一种解吸剂的制备方法，所述制备方法，包括：
将32g脂肪醇聚氧乙烯醚、24g Gemini表面活性剂和19g乙酸丁酯加入容器中进行搅拌，搅拌至均匀，得到第一反应物；
向所述第一反应物中加入23g白油进行搅拌，搅拌至成为乳白色的乳液，得到第二反应物；
向所述第二反应物中加入7g水进行搅拌，搅拌至乳液变得澄清透明，得到解吸剂浓缩液；
用浓度为2.5wt％的氯化钾水溶液对所述解吸剂浓缩液进行稀释，将所述解吸剂浓缩液稀释到0.1wt％，得到解吸剂。
本实施例制备的所述解吸剂的外观澄清透明，粒径为11nm，界面张力为1.4mN/m，润湿角为45°。
实施例6
本实施例提供了一种解吸剂的制备方法，所述制备方法，包括：
将30g脂肪醇聚氧乙烯醚、22g季铵盐型双子表面活性剂和22g1，2-丙二醇-1-丁醚加入容器中进行搅拌，搅拌至均匀，得到第一反应物；
向所述第一反应物中加入20g白油进行搅拌，搅拌至成为乳白色的乳液，得到第二反应物；
向所述第二反应物中加入6g水进行搅拌，搅拌至乳液变得澄清透明，得到解吸剂浓缩液；
用浓度为2.5wt％的氯化钾水溶液对所述解吸剂浓缩液进行稀释，将所述解吸剂浓缩液稀释到0.1wt％，得到解吸剂。
本实施例制备的所述解吸剂的外观澄清透明，粒径为8nm，界面张力为1.3mN/m，润湿角为52°。
本实施例制备的解吸剂为均一稳定、澄清透明的解吸剂。
本实施例制备的解吸剂通过zeta电位及纳米粒度仪测定解吸剂的粒径，如图1，解吸剂的粒径为8nm，纳米尺寸粒径可以促使解吸剂深入低渗油藏的细小孔喉，提高解吸剂在地层中的运移速率，减小解吸剂的注入压力。
本实施例中，将解吸剂与煤油按照体积比1：1混合均匀，使其均匀乳化，取乳状液用电子光学显微镜观察乳状液滴的分布规律，如图2可以看出，解吸剂具有极强的乳化能力，能够将油乳化成纳米级油滴，乳化程度均匀，乳化油滴的平均尺寸为46nm。利用TEM透射电子显微镜观察乳化后并发生油水分离后的下层解吸剂体系，粒子的分布尺寸结果如图3所示。由图3可知，解吸剂能够提高增溶原油的能力，胶束粒径经过增溶后由8nm变为36nm，增溶能力极强。
本实施例制备的解吸剂和煤油之间的界面张力如图4所示。如图，解吸剂的界面张力为1.3mN/m，界面张力在低渗油藏中作用具有两面性，既可作为动力也可作为阻力。一方面，低界面张力能够促进原油变形、加速原油乳化，降低启动压力梯度；另一方面，高界面张力具有高毛细管力，能够提供解吸剂运移过程的动力，即促进自发渗吸过程，使其深入细小孔喉并剥离深部原油。因此，适度低界面张力有助于解吸剂体系剥离原油，降低原油在页岩上的吸附。解吸剂的界面张力既能提供驱替动力，又能降低油水界面张力，促进原油变形和乳化。
本实施例制备的解吸剂的润湿角如图5所示，页岩油储层为油湿性储层，毛细管力为驱油阻力，因此需要将岩石表面润湿性反转为水湿性油藏，将毛细管力转变为驱油动力，但润湿反转能力不宜过强，导致显著的滑脱效应从而降低页岩油的采出程度。因此，解吸剂需要适度的润湿反转能力。用接触角表示解吸剂的润湿反转能力，可得润湿角为52°，接触角在最佳接触角范围。
总的来说，通过以上实施例制备的解吸剂具有以下优点：1、注入压力较小，溶液中纳米级粒径的存在使其在页岩储层中能够运移通过更小孔喉，减小贾敏效应，提高波及效率，从而提高采收率；2、解吸剂制备简单，注入页岩油藏后焖井一段时间，然后可直接进行采油生产。操作简单方便，不需进行多轮次操作，显著降低开采成本；3、解吸剂能够深入页岩小孔隙，进一步乳化剥离吸附状态的页岩油，通过增溶提供自发解吸力，提高页岩油的动用程度，从而提高采收率；4、从理论上对页岩油进行受力分析，考虑地层中多种作用力，分析主要作用力，忽略次要作用力，通过提高解吸剂驱替页岩油的动力，提高吸附态页岩油的解吸附能力，从而进一步提高采收率。
实施例7
本实施例提供了一种解吸剂性能评价方法，所述解吸剂为通过上述方法所制备得到的解吸剂，所述解吸剂性能评价方法包括：
获取第一数据，所述第一数据包括页岩油和解吸剂的界面张力、解吸剂对页岩改性后页岩表面的接触角、页岩岩心孔喉半径、解吸剂内部油相和水相界面张力、解吸剂纳米级胶束的原始粒径、解吸剂对页岩油乳化后乳化油滴的粒径、解吸剂的流速、被驱替油相的粘度、页岩岩心长度、页岩岩心孔隙度和页岩岩心渗透率；
根据所述第一数据计算解吸剂的解吸合力，根据所述解吸剂的解吸合力，对所述解吸剂的性能进行评价。
其中，解吸力越大，解吸剂降低页岩油吸附的能力越强，解吸页岩油总量越多，提高采收率能力越强。
在本公开的一种具体实施方式中，所述根据所述第一数据计算解吸剂的解吸合力，根据所述解吸剂的解吸合力，对所述解吸剂的性能进行评价，包括：
通过公式(1)计算解吸剂的解吸合力，所述公式(1)为：
Figure BDA0003054040230000141
公式(1)中，P为解吸合力；σ为页岩油和解吸剂的界面张力；θ为解吸剂对页岩改性后页岩表面的接触角；R为页岩岩心孔喉半径，σ1为解吸剂内部油相和水相界面张力；r1为解吸剂纳米级胶束的原始粒径；r2为解吸剂对页岩油乳化后乳化油滴的粒径；v为解吸剂的注入速度；μ为被驱替油相的粘度；L为页岩岩心长度；
Figure BDA0003054040230000142
为页岩岩心孔隙度；k为页岩岩心渗透率。
解吸剂具有纳米尺度粒径，极强的乳化增溶能力、适度界面张力和润湿反转能力，其综合性能决定解吸剂能够显著降低页岩油在岩石表面的吸附现象。本发明定量地将乳化增溶能力、界面张力和润湿反转能力结合起来，从驱动力角度分析解吸剂启动页岩油，将页岩油从壁面剥离，从而降低页岩油吸附的能力。
当解吸剂注入页岩地层时，适度的界面张力能够提供毛细管力，毛细管力作为驱油动力，能够提高解吸剂自发渗吸驱油能力，通过对吸附在页岩壁面的页岩油进行受力分析，明确解吸剂降低页岩油吸附的能力大小，确立解吸剂降低页岩油吸附的评价方法。图6为解吸剂驱替页岩油过程，如图6所示，解吸剂进入页岩地层，在低界面张力作用下首先将页岩油乳化形成纳米级油滴(如图6(a))，解吸剂内部的纳米级胶束具有极强的增溶能力，增溶乳化油滴(如图6(b))，形成粒径更大的纳米级胶束体系(如图6(c))，因此，解吸剂在运移过程中不断乳化增溶原油，从而形成增溶混相带。解吸剂在驱替过程中不断地对页岩油进行剥离解吸，页岩油受力分析如图7所示。
由于解吸剂胶束粒径为纳米级，乳化油滴为纳米级，页岩孔隙为微米级，解吸剂能够进入页岩细小孔喉中而不产生贾敏效应。因此，只需考虑毛细管力、自发解吸力和粘滞阻力的影响。解吸剂将油湿性页岩表面润湿反转为水湿性表面，水湿接触角为θ，界面张力和润湿性决定毛细管力Pc，毛细管力在此作为解吸剂自发解吸页岩油过程中的动力，粘滞力P粘为自发解吸的阻力。创新性的，本发明提出解吸剂增溶页岩油过程的自发解吸力ΔP，在图6(a)—图6(b)—图6(c)的增溶中，纳米级油核和乳化油滴由于弯曲界面压力差提供解吸剂解吸页岩油的动力。由此解吸剂解吸页岩油过程中，页岩油解吸过程中需要的力为：
P＝Pc+ΔP-P粘
其中，
Figure BDA0003054040230000151
因此得到综合解吸力：
Figure BDA0003054040230000152
综合解吸力越大，解吸剂降低页岩油吸附的能力越强，解吸页岩油总量越多，提高采收率能力越强。
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)

1.一种解吸剂的制备方法，其特征在于，包括：
将非离子表面活性剂、阳离子表面活性剂和分散剂加入容器中进行搅拌，搅拌至均匀，得到第一反应物；
向所述第一反应物中加入白油进行搅拌，搅拌至成为乳白色的乳液，得到第二反应物；
向所述第二反应物中加入水进行搅拌，搅拌至乳液变得澄清透明，得到解吸剂浓缩液；
用氯化钾水溶液对所述解吸剂浓缩液进行稀释，得到解吸剂。
2.根据权利要求1所述的解吸剂的制备方法，其特征在于，包括：所述非离子表面活性剂为20-35重量份，所述阳离子表面活性剂为18-25重量份，所述分散剂为18-25重量份，所述白油为15-25重量份，所述水为4-10重量份。
3.根据权利要求1所述的解吸剂的制备方法，其特征在于，包括：所述非离子表面活性剂为30重量份，所述阳离子表面活性剂为22重量份，所述分散剂为22重量份，所述白油为20重量份，所述水为6重量份。
4.根据权利要求1所述的解吸剂的制备方法，其特征在于，包括：所述非离子表面活性剂为脂肪醇聚氧乙烯醚，所述阳离子表面活性剂为季铵盐型双子表面活性剂或Gemini表面活性剂，所述分散剂选自1，2-丙二醇-1-丁醚、三乙二醇、乙酸丁酯中的其中一种。
5.根据权利要求1所述的解吸剂的制备方法，其特征在于，包括：所述非离子表面活性剂为脂肪醇聚氧乙烯醚，所述脂肪醇聚氧乙烯醚选自AEO9、AEO12、AEO20中的其中一种，所述阳离子表面活性剂为季铵盐型双子表面活性剂，所述分散剂为1，2-丙二醇-1-丁醚。
6.根据权利要求1所述的解吸剂的制备方法，其特征在于，包括：所述氯化钾水溶液的浓度为2.5wt％，所述解吸剂中所述解吸剂浓缩液的含量为0.1wt％。
7.根据权利要求1所述的解吸剂的制备方法，其特征在于，包括：所述解吸剂的外观澄清透明，粒径为6-15nm，界面张力为1-2mN/m，润湿角为30°-60°。
8.根据权利要求1所述的解吸剂的制备方法，其特征在于，包括：所述解吸剂的外观澄清透明，粒径为8nm，界面张力为1.3mN/m，润湿角为52°。
9.一种解吸剂性能评价方法，其特征在于，所述解吸剂为通过权利要求1-8任意一种方法所制备得到的解吸剂，所述解吸剂性能评价方法包括：
获取第一数据，所述第一数据包括页岩油和解吸剂的界面张力、解吸剂对页岩改性后页岩表面的接触角、页岩岩心孔喉半径、解吸剂内部油相和水相界面张力、解吸剂纳米级胶束的原始粒径、解吸剂对页岩油乳化后乳化油滴的粒径、解吸剂的流速、被驱替油相的粘度、页岩岩心长度、页岩岩心孔隙度和页岩岩心渗透率；
根据所述第一数据计算解吸剂的解吸合力，根据所述解吸剂的解吸合力，对所述解吸剂的性能进行评价。
10.根据权利要求9所述的解吸剂性能评价方法，其特征在于，所述根据所述第一数据计算解吸剂的解吸合力，根据所述解吸剂的解吸合力，对所述解吸剂的性能进行评价，包括：
通过公式(1)计算解吸剂的解吸合力，所述公式(1)为：
Figure FDA0003054040220000031
公式(1)中，P为解吸合力；σ为页岩油和解吸剂的界面张力；θ为解吸剂对页岩改性后页岩表面的接触角；R为页岩岩心孔喉半径，σ1为解吸剂内部油相和水相界面张力；r1为解吸剂纳米级胶束的原始粒径；r2为解吸剂对页岩油乳化后乳化油滴的粒径；v为解吸剂的注入速度；μ为被驱替油相的粘度；L为页岩岩心长度；φ为页岩岩心孔隙度；k为页岩岩心渗透率。
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