CN115895630B - 一种渗吸驱油剂及其制备方法、耦合渗吸压裂液及其应用 - Google Patents

一种渗吸驱油剂及其制备方法、耦合渗吸压裂液及其应用 Download PDF

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CN115895630B CN202211385828.4A CN202211385828A CN115895630B CN 115895630 B CN115895630 B CN 115895630B CN 202211385828 A CN202211385828 A CN 202211385828A CN 115895630 B CN115895630 B CN 115895630B
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Abstract

本发明提供了一种渗吸驱油剂及其制备方法、耦合渗吸压裂液及其应用，所述渗吸驱油剂的制备方法包括制备纳米硅溶胶并将其与其他组分混合制备得到渗吸驱油剂。所述渗吸驱油剂包括按重量百分比计的0.5～10.0％纳米硅溶胶及其他预定剂量的组分。所述耦合渗吸压裂液包括按重量百分比计0.08～0.25％所述的渗吸驱油剂、0.05～0.50％的稠化剂和余量的水。所述耦合渗吸压裂液的应用使用上述耦合渗吸压裂液。本发明的有益之处在于，渗吸采出程度高，增产效果好，适用于页岩油、低渗、特低渗、超低渗储层增产作业。

Description

一种渗吸驱油剂及其制备方法、耦合渗吸压裂液及其应用
技术领域
本发明涉及油田压裂改造技术领域，具体的，涉及一种渗吸驱油剂及其制备方法、耦合渗吸压裂液及其应用。
背景技术
页岩油是中国陆上“进源找油”的主要对象和战略性接替资源，但受制于强储层非均质性，页岩油甜点段的评价和选择难度较大，虽然中国多个盆地均已获得页岩油工业油流，但仅在鄂尔多斯盆地延长组长7段、准噶尔盆地吉木萨尔凹陷，取得页岩油勘探重大突破和规模效益开发。长庆鄂尔多斯盆地页岩油藏储集层中含油饱和度呈先快、后慢式增长，经历快速成藏和持续充注富集两个阶段，最终含油饱和度高达70％以上，但由于页岩油储层致密、渗流能力差，直井和定向井开发均无法形成有效驱替，注水开发出油即见注入水，注水开发驱油效率低，难以建立有效的驱替系统；同时，相关研究表明长7段页岩油储层具有较强的渗吸作用，渗吸作用是指多孔介质中的流体由于毛管力作用自发产生的流体进入多孔介质孔隙中的现象。大量岩心渗吸实验显示，页岩油储层渗吸作用较强，储层渗吸贡献比例达24.8％-31.1％，且储层孔隙越小，渗吸作用越强。因此，如何充分发挥页岩油藏的毛管力作用，进一步提高长7段页岩油自发渗吸采油效果，提高单井产量，降低综合开采成本具有重要意义。
申请号为CN201910958768.2，名称为“一种渗吸采油超分子压裂液体系及其应用”的中国专利公开了一种渗吸采油超分子压裂液体系及其应用。所述渗吸采油超分子压裂液体系包括按重量份计的以下组分组成：0.2～0.7％的超分子压裂液增稠剂；0.05～0.6％的双效剂；0.05～2％的黏土稳定剂；0.05～0.4％的高效破胶剂；及余量的水。所述渗吸采油超分子压裂液体系的应用包括：将制备的渗吸采油超分子压裂液体系用于低渗透致密油储层的渗吸采油作业；所述压裂液体系对低渗透致密油储层进行压裂改造，然后不返排，直接将该压裂液破胶后的破胶液作为渗吸剂对储层进行渗吸采油。所述渗吸采油超分子压裂液体系提高了压裂液的造缝携砂能力，改善岩石的润湿性，使其亲水性更好，提高渗吸效果。区别于该技术方案，本申请的技术方案适用于页岩油、低渗、特低渗、超低渗储层增产作业，应用范围更广。
发明内容
本发明的目的在于解决现有技术存在的上述不足中的至少一项。例如，本发明的目的之一在于提供一种渗吸驱油剂及其制备方法，本发明另一目的在于提供一种耦合渗吸压裂液及其应用。
为了实现上述目的，本发明一方面提供了一种渗吸驱油剂的制备方法，所述渗吸驱油剂的制备方法包括步骤：
采用超声振荡法制备得到纳米硅溶胶，在pH为7.0～8.5的水溶液中，均匀加入10～100nm的二氧化硅纳米颗粒，设置超声功率590～610W，加热温度30～40℃，每超声处理4.5～5.5min，暂停0.5～1.5min，总共处理55～65min，得到均匀的纳米硅溶胶；
在搅拌设备中对水进行升温并保持温度在30～40℃，以30～120r/min的搅拌速率加入按重量百分比计的3.0～10.0％低碳醇、1.5～5.5％椰油酸二乙醇酰胺、0.5～1.5％烯烃磺酸钠、1.0～6.0％阳离子表面活性剂，搅拌25～35min混合均匀；再依次加入0.5～3.0％聚季铵盐、0.5～2.5％聚氧乙烯、1.5～9.0％双戊烯、5.0～8.0％戊烷、1.0～3.0％柠檬酸和2.0～8.5％生物表面活性剂，搅拌28～32min混合均匀；加入0.5～10％上述的纳米硅溶胶，并以490～510r/min的搅拌速率持续搅拌25～35min得到所述渗吸驱油剂。
本发明另一方面提供了一种渗吸驱油剂，所述渗吸驱油剂通过上述渗吸驱油剂制备方法制得，所述渗吸驱油剂包括按重量百分比计，2.0～8.5％生物表面活性剂、0.5～10.0％纳米硅溶胶、1.0～6.0％阳离子表面活性剂、1.5～5.5％椰油酸二乙醇酰胺、0.5～1.5％烯烃磺酸钠、0.5～2.5％聚氧乙烯、1.5～9.0％双戊烯、0.5～3.0％聚季铵盐、3.0～10.0％低碳醇、5.0～8.0％戊烷、1.0～3.0％柠檬酸和余量的水。
在本发明另一方面的一个示例性实施例中，所述生物表面活性剂可包括按重量百分比计7.0～9.0％的鼠李糖酯、0.5～1.5％烷醇酰胺和1.0～2.0％烷基糖苷；
所述生物表面活性剂的耐温可不低于100℃、耐盐可不低于20％Nacl、pH耐受度可为2～12。
本发明再一方面提供了一种耦合渗吸压裂液，所述耦合渗吸压裂液由按重量百分比计0.08～0.25％的上述渗吸驱油剂、0.05～0.50％的稠化剂和余量的水搅拌配置成预定粘度的液体，所述制备耦合渗吸压裂液的搅拌速率为120～1000r/min。
在本发明的再一个示例性实施例中，所述稠化剂可包括油田常用的表面活性剂类稠化剂和/或聚合物类稠化剂；
所述阳离子表面活性剂包括十六烷基三甲基氯化铵、伯胺醋酸盐。
在本发明的再一个示例性实施例中，所述耦合渗吸压裂液的粘度可为1.1～39.0mPa·s。
本发明又一方面提供了一种耦合渗吸压裂液的应用，所述耦合渗吸压裂液的应用使用如上述耦合渗吸压裂液，所述应用包括步骤：
将配置好的耦合渗吸压裂液泵入地层；
耦合渗吸压裂液进行造缝的同时，渗吸驱油剂组分滤失进地层孔喉，并波及至裂缝远端；
压后关井并实施17～40天的焖井作业，根据关井压力恢复情况开井排液后，对井口返排液进行除杂处理；
除杂处理后，对井口返排液进行检测，井口返排液经检测合格后排入施工水罐，留作下次施工用水。
在本发明又一方面的一个示例性实施例中，所述井口返排液的除杂处理可包括在沉砂设备中去除固体机械杂质。
在本发明又一方面的一个示例性实施例中，所述井口返排液的除杂处理还可包括在沉砂设备中进行提前预置或根据现场的具体情况向装有井口返排液的沉砂设备中添加破乳剂和/或不同类型的消泡剂。
在本发明又一方面的一个示例性实施例中，所述消泡剂的类型可根据不同类型的耦合渗吸压裂液进行对应调整。
与现有技术相比，本发明的有益效果包括以下内容中的至少一项：
(1)本发明制备的渗吸剂、耦合渗吸压裂液体系及应用方法，具有界面张力低、改变岩石润湿效果明显、渗吸采出程度高、关井时间短、开井见油快、增产效果好，适用于页岩油、低渗、特地渗、超低渗储层增产作业；
(2)本发明配置的渗吸驱油剂在50～70℃下，与长庆长7层页岩油间的界面张力可达到10-1～10-4mN/m，能够满足超低级界面张力的要求；
(3)本发明对长庆页岩油对典型矿片进行老化改性处理，测试其与模拟地层水之间的接触角为112.8°，表明改性过的石英矿片已经达到油湿状态；测试渗吸剂溶液与该改性矿片的接触角均＜90°，表明该渗吸剂润湿改变程度明显。
附图说明
通过下面结合附图进行的描述，本发明的上述和其他目的和/或特点将会变得更加清楚，其中：
图1示出了根据本发明的一个示例性实施例的长7层油岩心在0.25％渗吸剂溶液中高温高压核磁共振渗吸实验的示意图；
图2a示出了根据本发明的一个示例性实施例的第一次接触角测试的示意图；
图2b示出了根据本发明的一个示例性实施例的第二次接触角测试的示意图；
图3示出了本发明的一个示例性实施例的长7层岩心在0.08％渗吸驱油剂溶液中的高温高压核磁共振渗吸实验的示意图。
具体实施方式
在下文中，将结合示例性实施例来详细说明本发明的一种渗吸驱油剂及其制备方法、耦合渗吸驱油剂及其应用。
需要说明的是，“第一”、“第二”、“第三”、“第四”等仅仅是为了方便描述和便于区分，而不能理解为指示或暗示相对重要性。“上”、“下”、“内”、“外”仅仅为了便于描述和构成相对的方位或位置关系，而并非指示或暗示所指的部件必须具有该特定方位或位置。
图1示出了根据本发明的一个示例性实施例的长7层油岩心在0.25％渗吸剂溶液中高温高压核磁共振渗吸实验的示意图；图2a示出了根据本发明的一个示例性实施例的第一次接触角测试的示意图；图2b示出了根据本发明的一个示例性实施例的第二次接触角测试的示意图；图3示出了本发明的一个示例性实施例的长7层岩心在0.08％渗吸驱油剂溶液中的高温高压核磁共振渗吸实验的示意图。
在本发明的第一示例性实施例中，所述渗吸驱油剂的制备方法包括步骤：
制备纳米硅溶胶，制备纳米硅溶胶可采用超声振荡法进行制备。所述制备步骤可包括：
在pH为7～8.5的水溶液中，例如pH为7.5，均匀加入10～100nm的二氧化硅纳米颗粒，例如25、65、95nm，设置超声功率为590～610W，例如600W，加热温度为30～40℃，例如35℃，每进行超声处理4.5～5.5min，休息0.5～1.5min，例如每进行超声处理5min，休息1min，共处理55～65min，例如60min，得到均匀的纳米硅溶胶。
在装有水的搅拌罐中，升温并保持温度30～40℃，例如，32、35、40℃以30～120r/min的搅拌速率，例如35、45、75、80、115、120r/min。加入3.0～10.0％低碳醇、1.5～5.5％椰油酸二乙醇酰胺、0.5～1.5％烯烃磺酸钠、1.0～6.0％阳离子表面活性剂、搅拌25～35min，例如30min，混合均匀。再依次加入0.5～3.0％聚季铵盐、0.5～2.5％聚氧乙烯、1.5～9.0％双戊烯、5.0～8.0％戊烷、1.0～3.0％柠檬酸和2.0～8.5％生物表面活性剂，搅拌25～35min，例如30min，混合均匀。加入上述0.5～10份的纳米硅溶胶，并以490～510r/min的搅拌速率，例如490、500、510r/min；持续搅拌25～35min，例如30min，即可制得渗吸驱油剂。
在本发明的第二示例性实施例中，所述渗吸驱油剂通过上述第一示例性实施例中所述的渗吸驱油剂的制备方法得到。其中，渗吸驱油剂包括按重量百分比计的2.0～8.5％的生物表面活性剂，例如2.0％、3.4％、6.5％、8.5％，0.5～10.0％的纳米硅溶胶，例如0.7％、1.2％、5.3％、6.0％、8.5％、10.0％，1.0～6.0％阳离子表面活性剂，例如1.0％、2.5％、4.9％、5.7％，1.5～5.5％椰油酸二乙醇酰胺，例如1.5％、3.2％、3.5％、5.0％，0.5～1.5％烯烃磺酸钠，例如0.5％、1.0％、1.5％，0.5～2.5％聚氧乙烯，例如0.5％、1.0％、2.0％，1.5～9.0％双戊烯，例如1.5％、3.0％、8.5％，0.5～3.0％聚季铵盐，例如1.5％、2.0％、3.0％，3.0～10.0％低碳醇，例如3.5％、6.5％、9.5％，5.0～8.0％戊烷，例如5.0％、7.0％、8.0％，1.0～3.0％柠檬酸，例如1.5％、2.0％、3.0％和余量的水。
在本示例性实施例中，所述生物表面活性剂可包括按重量百分比计的7.0～9.0％的鼠李糖酯，0.5～1.5％烷醇酰胺和1.0～2.0％烷基糖苷。例如7.5％、8％、8.5％的鼠李糖酯，0.5％、1％、1.5％的烷醇酰胺和1.0％、1.5％、2.0％的烷基糖苷。生物表面活性剂耐温可不低于100℃，耐盐可不低于20％Nacl、pH耐受度可为2～12。
在本发明的第三示例性实施例中，所述耦合渗吸压裂液为按重量百分比计的0.08～0.25％如第二示例性实施例所述的渗吸驱油剂，5.0～0.5％的稠化剂和余量的施工用水搅拌配置成预定粘度的液体。搅拌速率为120-1000r/min，例如140、260、550、650、870、950r/min。
在本示例性实施例中，稠化剂可包括油田常用的表面活性剂类稠化剂和/或聚合物类稠化剂。
所述阳离子表面活性剂可包括十六烷基三甲基氯化铵、伯胺醋酸盐和/或其他阳离子表面活性剂。
在本示例性实施例中，耦合渗吸压裂液的粘度可为1.1～39.0mPa·s。
在本发明第四例示例性实施例中，所述耦合渗吸压裂液的应用使用第三例示例性实施例中所述的耦合渗吸压裂液来实现。耦合渗吸压裂液应用包括步骤：
将配置好的耦合渗吸压裂液泵入地层；
在耦合渗吸压裂液进行造缝的同时，渗吸驱油剂组分滤失进地层孔喉；
压后关井并实施17～40天的焖井作业，例如20、35、40天，根据关井压力恢复情况开井排液后，对井口返排液进行除杂处理；
井口返排液经除杂后进行检测，若检测合格，井口返排液进入施工水罐，留作下次施工用水。
在本示例性实施例中，井口返排液的除杂处理可包括在沉砂设备中去除固体机械杂质。这里，沉砂设备可包括井口返排液沉砂罐及/或其他沉砂设备。
在本示例性实施例中，因为井口返排液中含有原油及表面活性剂，井口返排液的除杂处理还可包括将井口返排液在沉砂罐中提前预置，或根据现场情况在装有井口返排液的沉砂设备中添加破乳剂和/或不同类型的消泡剂。例如，若返排液中泡沫特别大，则需添加消泡剂；若进入储液罐中的油水不易分离，则需在此处添加破乳剂。
在本示例性实施例中，所述破乳剂可包括低温高效型破乳剂，破乳剂的HLB值通常在8～16。
在本示例性实施例中，消泡剂的类型根据不同类型的耦合渗吸压裂液进行对应调整。例如，若耦合渗吸压裂液中使用的稠化剂为聚合物类稠化剂，可选用有机硅类消泡剂；若耦合渗吸压裂液中使用的稠化剂为表面活性剂类稠化剂，消泡剂可选用改性硅聚醚类消泡剂、碳酸钠。
在本示例性实施例中，所述耦合渗吸压裂液中的渗吸驱油剂组分进入到微小孔喉后，与水溶液、原油、岩石之间相互接触，形成三相接触区域，此时，耦合渗吸压裂液中的纳米颗粒会进行有序排列分布在该楔形液区中，形成类似固体的结构形态。在静电排斥作用、布朗运动和范德华力的作用下，SiO2纳米颗粒聚集会对楔形液区施加推力，使油水界面向油滴中心方向移动，将岩石表面吸附的油滴剥离下来，剥离下来的油滴与渗吸驱油剂、耦合渗吸压裂液破胶液接触，发生乳化分散作用，鼠李糖酯的油水两亲特性，可作为润湿剂，有助于激活地层本源微生物，与渗吸剂中表活剂协同作用下，通过色散力吸附在蜡质层表面，亲水基则深入水溶液中形成定向吸附膜取代亲油的蜡质层，改善润湿，促进其余组分最大限度被吸收利用。渗吸剂溶液中的聚氧乙烯制造出水润湿环境，可以有效降低油水在微孔中前进阻力，储层表面由油湿改为中性或水湿储层，剥离下来的原油更容易流出，渗吸剂组分中的柠檬酸组分可以溶蚀地层及井筒中复合堵物的二次聚集，与鼠李糖酯的协同阻垢作用，从而使得油水更易采出至井口，提高了采出程度及增产效果。
下面结合具体示例对本发明的上述示例性实施例做进一步的说明和阐述。
示例1
本示例一方面提供了一种渗吸驱油剂及耦合渗吸压裂液。其中，渗吸驱油剂可包括按重量百分比计的8.5％的生物表面活性剂、10.0％的纳米硅溶胶、0.5％聚氧乙烯、3％椰油酸二乙醇酰胺、1.5％烯烃磺酸钠、1～6％阳离子表面活性剂、3％双戊烯、1％聚季铵盐、8％低碳醇、5％戊烷、1％柠檬酸和余量的水。
其中，生物表面活性剂中鼠李糖酯：烷醇酰胺：烷基糖苷＝8：2：1.5或包括按重量百分比计的69.6％的鼠李糖酯、17.6％烷醇酰胺和13％烷基糖苷。生物表面活性剂的耐温不低于100℃、耐盐不低于20％Nacl、pH耐受度2～12。
在本示例中，耦合渗吸压裂液可包括0.25％渗吸驱油剂、0.3％稠化剂和余量的水。其中，稠化剂可为聚丙烯酰胺类稠化剂。水可为矿化度不高于7.5×104mg/L的井口返排液。
进一步的，根据本示例提供的渗吸驱油剂分别进行界面张力测试、接触角测试和采出程度测试。其中，
在本示例中，界面张力测试使用依据SY/T 5370-2018《表面及界面张力测定方法》中的旋转滴法进行测试。本示例界面张力测试得出，70℃下0.25％渗吸驱油剂与长7页岩油间界面张力为5.34×10-3mN/m。
在本示例中，接触角测试的步骤包括：对石英矿片进行老化改性，在长7页岩油中以70℃下老化3～7d；使用老化改性后的石英矿片与施工用水进行第一次接触角测试；向压裂破胶液中添加1％渗吸驱油剂，使用老化改性后的石英矿片进行第二次接触角测试。
在本示例中，第一次接触角测试值为112.8°，此时表明石英矿片已处于油湿状态。当向压裂破胶液中添加1％渗吸剂后，第二次接触角测试值为87°，表明该渗吸驱油剂的加入使矿片表明发生了润湿反转。进一步的，本示例接触角测试参数如表1所示：
表1示例1接触角测试参数
第一次接触角测试 第二次接触角测试
角度 112.8° 87°
在示例中，采出程度测试采用高温高压核磁共振渗吸实验方法进行测试，如图1所示，采出程度测试得出，长7页岩油岩心在0.25％渗吸剂溶液中30天时采出程度47％。
进一步的，根据本示例提供的耦合渗吸压裂液进行压裂液表观粘度测试和减阻率测试。本示例依据SY/T 5107-2016《水基压裂液性能评价方法》进行测试，25℃下溶胀时间40s，表观粘度为15mPa·s，减阻率为74％。
本示例另一方面供了一种耦合渗吸压裂液的应用方法。应用步骤包括：
在井口返排液沉砂罐中预置预定量的有机硅消泡剂；
在开井放喷排液途中根据井口返排液的泡沫情况，采用从顶部喷洒方式加入有机硅消泡剂，测试完全消泡时间为58s；
将消泡后的井口返排液及时转入配液水罐存储，作为施工用水；
施工时，将按重量百分比计的0.08％渗吸剂、0.03％稠化剂、余量的水按设计配比，在混砂车搅拌罐中配制成粘度为15mPa·s的前置液。
此处，该前置液不仅具备常规压裂液体系的造缝功能、滑溜水减阻作用，特别是与其配伍性良好的渗吸驱油剂组分，能够伴随耦合渗吸压裂液滤失进地层孔喉从而进一步提高页岩油储层的渗吸波及体积，同时，可进一步减少专门的渗吸剂注入设备及注驱油剂等作业措施。
示例2
本示例一方面提供了一种与示例1类似的渗吸驱油剂和耦合渗吸压裂液。在本示例中，渗吸驱油剂中阳离子表面活性剂为十六烷基三甲基氯化铵。耦合渗吸压裂液中，使用的稠化剂为表面活性稠化剂，水可为矿化度0.3×104～7.75×104mg/L的井口返排液。进一步的，在本示例中，在耦合渗吸压裂液中，按重量百分比计，渗吸驱油剂的用量为0.08％，稠化剂用量为0.3％。
根据本示例提供的渗吸驱油剂分别进行界面张力测试、接触角测试和采出程度测试。其中，
在本示例中，界面张力测试使用依据SY/T 5370-2018《表面及界面张力测定方法》中的旋转滴法进行测试。本示例界面张力测试得出，50℃下0.08％渗吸驱油剂与长8致密油间界面张力为0.95×10-1mN/m。
在本示例中，接触角测试的步骤包括：对石英矿片进行老化改性，在长7页岩油中以50℃对其老化3～7d；使用老化改性后的石英矿片与水进行第一次接触角测试；向压裂破胶液中添加1％渗吸驱油剂，使用老化改性后的石英矿片进行第二次接触角测试。
在本示例中，第一次接触角测试值为120.5°，此时表明石英矿片已处于油湿状态。当向压裂破胶液中添加0.5％渗吸剂后，第二次接触角测试值为58.6°，所述接触角的变化如图2a或2b所示。表明该渗吸驱油剂的加入使矿片发生了润湿反转。进一步的，本示例接触角测试参数如表2所示：
表2示例2接触角测试参数
第一次接触角测试 第二次接触角测试
角度 120.5° 58.6°
在本示例中，采出程度测试采用高温高压核磁共振渗吸实验方法进行测试，如图3所示，采出程度测试得出，长7页岩油岩心在0.08％渗吸剂溶液中908h时采出程度16％。
进一步的，根据本示例提供的耦合渗吸压裂液进行压裂液表观粘度测试和减阻率测试。本示例依据SY/T 5107-2016《水基压裂液性能评价方法》，25℃下溶胀时间10s，表观粘度为18mPa·s，减阻率为69％。
本示例另一方面提供了一种与示例1类似的耦合渗吸压裂液的应用方法。应用步骤包括：
在井口返排液沉砂罐中预置预设量的碳酸钠，在开井放喷排液途中根据井口返排液的泡沫情况，采用从顶部喷洒方式加入改性硅聚醚类消泡剂或碳酸钠，测试完全消泡时间为30s；将消泡后的返排液及时转入配液水罐存储，作为施工用水；施工时，将渗吸剂、稠化剂、施工用水按设计配比，在混砂车搅拌罐中配制成粘度为18mPa·s的前置液。
示例3
本示例一方面提供了一种与示例1类似的渗吸驱油剂、耦合渗吸压裂液和耦合渗吸压裂液的应用。
在本示例中，渗吸驱油剂和耦合渗吸压裂液中的水为油田施工常用的施工用水。进一步的，在耦合渗吸压裂液中，按重量百分比计，渗吸驱油剂的用量为0.5％，稠化剂种类为聚丙乙烯酰胺内，用量为0.15％。
根据本示例提供的渗吸驱油剂分别进行界面张力测试、接触角测试和采出程度测试。其中，
在本示例中，界面张力测试使用依据SY/T 5370-2018《表面及界面张力测定方法》中的旋转滴法进行测试。本示例界面张力测试得出，60℃下0.5％渗吸驱油剂与长7页岩油间界面张力为8.53×10-4mN/m级。
在本示例中，接触角测试的步骤包括：对石英矿片进行老化改性，在长7页岩油中以60℃下老化3～7d；使用老化改性后的石英矿片与施工用水进行第一次接触角测试；向压裂破胶液中添加1.2％渗吸驱油剂，使用老化改性后的石英矿片进行第二次接触角测试。
在本示例中，第一次接触角测试值为120.5°，此时表明石英矿片已处于油湿状态。当向压裂破胶液中添加1.2％渗吸剂后，第二次接触角测试值为68.6°，表明该渗吸驱油剂的加入使矿片表明发生了润湿反转。进一步的，本示例接触角测试参数如表3所示：
表3示例3接触角测试参数
第一次接触角测试 第二次接触角测试
角度 120.5° 68.6°
进一步的，根据本示例提供的耦合渗吸压裂液进行压裂液表观粘度测试和减阻率测试。本示例依据SY/T 5107-2016《水基压裂液性能评价方法》，25℃下溶胀时间10s，表观粘度为10.5mPa·s，减阻率为72％。
综上所述，根据上述示例1、示例2和示例3，所述耦合渗吸压裂液的组分组成分别如表格4所示：
表4耦合渗吸压裂液组分
为了进一步的本发明的上述示例做进一步的说明和阐述，本发明还提供了与上述示例相应的对比例。
对比例1
与示例1类似的提供了一种渗吸驱油剂，但所述生物表面活性剂不含纳米硅溶胶。测试其渗吸时间大于42天，且最终采出程度23％。
对比例1相较于示例1，渗吸驱油剂不含纳米硅溶胶，其渗吸时间明显增加，且采出程度下降明显。
对比例2
与示例1类似的提供了一种耦合渗吸压裂液，但所述稠化剂为植物胶类。测试25℃下溶胀时间35mins，减阻率45％。
对比例2相较于示例1，耦合渗吸压裂液中稠化剂不同，其减阻率下降明显，溶胀时间明显增加，直接导致现场应用方法完全不同。
对比例3
与示例1类似的提供了一种渗吸驱油剂，但所述生物表面活性剂组分重量百分比不同，本对比例中的生物表面活性剂中鼠李糖酯：烷醇酰胺：烷基糖苷＝4：1：1或按重量百分比计包括：0.67％鼠李糖酯，16.7％烷醇酰胺，16.7％烷基糖苷，测试生物表面活性剂的耐温90℃、耐盐10％Nacl、pH耐受度5～10。
对比例3相较于示例1，其生物表面活性剂各组分重量百分比不在示例1中所提供的生物表面活性剂各组分的重量百分比范围内，其耐盐性能、pH耐受度下降明显。
对比例4
与示例1类似的提供了一种渗吸驱油剂及耦合渗吸压裂液，但所述阳离子表面活性剂浓度为10％，测试其与长7页岩油间界面张力为0.8×10-1mN/m。
对比例5
与示例2类似的提供了一种耦合渗吸压裂液及其应用，但所述井口返排液处理环节采用的消泡剂为改性硅消泡剂，本对比例测试完全消泡时间大于5mins。
对比例5相较于示例2，耦合渗吸压裂液应用中消泡剂选用的不同，导致其完全消泡时间大幅增加，泡沫溢出沉砂罐污染作业井场及生态环境，给放喷作业现场带来困难。
对比例6
与示例3类似的提供了一种渗吸驱油剂及耦合渗吸压裂液，但所述渗吸驱油剂用量为0.05％，60℃下测试该浓度的渗吸剂溶液与长7页岩油间界面张力为2.62×10-1mN/m级。测试压裂液减阻率65％。
对比例6相较于示例3，渗吸驱油剂使用浓度不在0.08～0.50％范围内，减阻率下降，其界面张力增加明显，会导致压裂施工工作压力增加，储层原油启动难度增加。
综上所述，本发明的优点可包括以下内容中至少一点：
(1)本发明采用高温高压核磁共振渗吸实验方法及质量法测试，在50～70℃下测试0.25％～0.5％渗吸剂溶液的采出程度40％以上，可计算得到每一时刻岩样的渗吸采出程度；
(2)粒径10～100nm二氧化硅纳米颗粒可以进入页岩油、致密油储层的微小孔喉，且在泵注及裂缝延伸等剪切作用下，原油可以在渗吸剂溶液中推进，可以形成楔形压力，向前推进，更容易将吸附在岩石上的原油剥离下来，结构分离压力，通过采用粘度可调的耦合渗吸压裂液，形成与目标原油的最佳流度比，形成原油流出通道，综合渗吸采出程度高。
尽管上面已经通过结合示例性实施例描述了本发明的一种渗吸驱油剂及其制备方法、耦合渗吸驱油剂及其应用，但是本领域技术人员应该清楚，在不脱离权利要求所限定的精神和范围的情况下，可对本发明的示例性实施例进行各种修改和改变。

Claims (8)

1.一种渗吸驱油剂的制备方法，其特征在于，所述渗吸驱油剂的制备方法包括步骤：
采用超声振荡法制备得到纳米硅溶胶，在pH为7.0～8.5的水溶液中，均匀加入10～100nm的二氧化硅纳米颗粒，设置超声功率590～610W，加热温度30～40℃，每超声处理4.5～5.5min，暂停0.5～1.5min，总共处理55～65min，得到均匀的纳米硅溶胶；
在搅拌设备中对水进行升温并保持温度在30～40℃，以30～120r/min的搅拌速率加入按重量百分比计的3.0～10.0％低碳醇、1.5～5.5％椰油酸二乙醇酰胺、0.5～1.5％烯烃磺酸钠、1.0～6.0％阳离子表面活性剂，搅拌25～35min混合均匀；再依次加入0.5～3.0％聚季铵盐、0.5～2.5％聚氧乙烯、1.5～9.0％双戊烯、5.0～8.0％戊烷、1.0～3.0％柠檬酸和2.0～8.5％生物表面活性剂，搅拌28～32min混合均匀；加入0.5～10％上述的纳米硅溶胶，并以490～510r/min的搅拌速率持续搅拌25～35min得到所述渗吸驱油剂；
所述生物表面活性剂包括按重量百分比计7.0～9.0％的鼠李糖酯、0.5～1.5％烷醇酰胺和1.0～2.0％烷基糖苷；所述生物表面活性剂的耐温不低于100℃、耐盐不低于20％NaCl、pH耐受度为2～12；
所述阳离子表面活性剂包括十六烷基三甲基氯化铵、伯胺醋酸盐。
2.一种渗吸驱油剂，其特征在于，所述渗吸驱油剂通过权利要求1所述的制备方法制得，所述渗吸驱油剂包括按重量百分比计，2.0～8.5％生物表面活性剂、0.5～10.0％纳米硅溶胶、1.0～6.0％阳离子表面活性剂、1.5～5.5％椰油酸二乙醇酰胺、0.5～1.5％烯烃磺酸钠、0.5～2.5％聚氧乙烯、1.5～9.0％双戊烯、0.5～3.0％聚季铵盐、3.0～10.0％低碳醇、5.0～8.0％戊烷、1.0～3.0％柠檬酸和余量的水。
3.一种耦合渗吸压裂液，其特征在于，所述耦合渗吸压裂液由按重量百分比计0.08～0.25％如权利要求2所述的渗吸驱油剂、0.05～0.5％的稠化剂和余量的水搅拌配置成预定粘度的液体，所述制备耦合渗吸压裂液的搅拌速率为120～1000r/min；
所述稠化剂包括油田常用的表面活性剂类稠化剂和/或聚合物类稠化剂。
4.根据权利要求3所述的耦合渗吸压裂液，其特征在于，所述耦合渗吸压裂液的粘度为1.1～39.0mPa·s。
5.一种耦合渗吸压裂液的应用，其特征在于，所述耦合渗吸压裂液的应用使用如权利要求3～4中任意一项所述耦合渗吸压裂液，所述应用包括步骤：
将配置好的耦合渗吸压裂液泵入地层；
耦合渗吸压裂液进行造缝的同时，渗吸驱油剂组分滤失进地层孔喉，并波及至裂缝远端；
压后关井并实施17～40天的焖井作业，根据关井压力恢复情况开井排液后，对井口返排液进行除杂处理；
除杂处理后，对井口返排液进行检测，井口返排液经检测合格后排入施工水罐，留作下次施工用水。
6.根据权利要求5所述的耦合渗吸压裂液的应用，其特征在于，所述井口返排液的除杂处理包括在沉砂设备中去除固体机械杂质。
7.根据权利要求6所述的耦合渗吸压裂液的应用，其特征在于，所述井口返排液的除杂处理还包括在沉砂设备中进行提前预置或根据现场的具体情况向装有井口返排液的沉砂设备中添加破乳剂和/或不同类型的消泡剂。
8.根据权利要求7所述的耦合渗吸压裂液的应用，其特征在于，所述消泡剂的类型根据不同类型的耦合渗吸压裂液进行对应调整。
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