CN117185940B - 非对称两性Gemini表面活性剂及制备、压裂驱油剂制备及应用 - Google Patents

非对称两性Gemini表面活性剂及制备、压裂驱油剂制备及应用 Download PDF

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CN117185940B CN202311474359.8A CN202311474359A CN117185940B CN 117185940 B CN117185940 B CN 117185940B CN 202311474359 A CN202311474359 A CN 202311474359A CN 117185940 B CN117185940 B CN 117185940B
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Abstract

本发明公开了非对称两性Gemini表面活性剂及制备、压裂驱油剂制备及应用，属于油田化学技术领域，其中，通过长链烷基二甲基叔胺与腰果酚缩水甘油醚反应得到中间体，再由中间体与氯乙酸钠反应制得非对称两性Gemini表面活性剂，由于同一分子中两亲水基不同和两疏水基不同，减少了表面活性剂的复配和色谱分离问题，提高了该表面活性剂的抗温抗盐性，压裂驱油剂则通过所述非对称两性Gemini表面活性剂与氯化钾溶液和水杨酸钠溶液配制而成；本发明中的压裂驱油剂在压裂后不返排与后继注入低浓度压裂驱油剂直接作为驱油剂，不对储层造成伤害，既能增加导流能力也能实现驱油，能有效降低成本、简化工艺、减少环境污染，为低渗透特低渗油气田提高采收率提供新思路。

Description

非对称两性Gemini表面活性剂及制备、压裂驱油剂制备及 应用
技术领域
本发明涉及油田化学技术领域，特别是一种非对称两性Gemini表面活性剂及制备、压裂驱油剂制备及应用。
背景技术
低渗特低渗油气藏储层具有物性差，低孔低渗等特点，通常还表现出很强的水敏性。因此，压裂改造和后期提高采收率是一种开发低渗特低渗油气藏资源的有效方式。使用常规的开采方式容易使储层形成水锁，储层的渗透率降低，从而对储层造成伤害，影响到压裂增产的效果。为了解决常规开采方式对油气储层造成的伤害，人们逐渐将重点转向了清洁压裂技术，清洁压裂对储层伤害小，且主剂大多是表面活性剂，与反离子形成蠕虫状胶束，可以有良好的携砂性能，易破胶具有较好返排能力。压裂和三次采油可使油气田领域的采收率得到更大幅度提高，常规作业是先进行压裂，再将压裂液返排处理，最后进行三次采油。
中国专利CN201911113437.5（一种油田用压裂驱油一体化增产方法）设计了以下步骤：第一步，在配液罐中将聚乙烯醇类产品溶解于水中；第二步，加入聚乙烯醇质量15%的有机硼类产品；第三步，向其中加入胶液体积5-30%的压裂砂；第四步，加入胶液0.1-0.5%的破胶剂；第五步，采用常规压裂手段将第四步得到的混合物泵入地层并跟进含有0.05-0.5%催化剂的水溶液作为顶替液。所述方法不产生压裂返排液，避免了废水的处理，同时压裂液适度破胶后转化为驱油剂，能够提高驱油效果，实现了不返排压裂驱油一体化作业，降低了压裂和驱油的费用。但该发明专利加入破胶剂，残渣易伤害地层，同时破胶后液体不利于扩大波及体积，对非均质性较强的低渗特低渗油藏提高采收率有限。
中国专利CN202111116697.5（一种压裂驱油剂及其制备方法和应用）中加入了瓜尔胶、冻胶、滑溜水及交联剂等，聚合物及交联聚合物的引入只能进入裂缝中，难以进入原油较多的基质中，也不能提高渗吸效率，不利于低渗特低渗油藏驱油。
可以看到，现有清洁压裂技术往往存在有工艺复杂、返排液处理困难、残渣伤害地层等问题，使得针对低渗油藏的开发应用受到限制。
发明内容
鉴于此，本发明的目的是提供一种非对称两性Gemini表面活性剂及制备方法，以及利用该表面活性剂制备的清洁压裂驱油剂及制备方法，形成一套适用于低渗特低渗油气藏压裂驱油一体化工作液体系，以达到一剂两用的双重功效，实现降低成本、简化工艺、减少环境污染的目的。
本发明公开的一种非对称两性Gemini型表面活性剂的制备方法，包括以下步骤：
步骤S1：将长链烷基二甲基叔胺加入到乙醇中搅拌完全溶解，将其转移至冷凝回流装置中，加入催化剂氯化铵，其质量为长链烷基二甲基叔胺的15-20 wt%，搅拌条件下缓慢滴加腰果酚缩水甘油醚，在20min之内滴加完成，之后在60-90 ℃条件下，反应5-8h，反应结束后冷却至室温，并旋转蒸发除去溶剂，旋蒸产物使用乙酸乙酯与丙酮的混合溶液多次重结晶至获得粘稠黄色液体，即得中间体；
其中，中间体的反应如式（1）所示：
（1）
n=12, 14, 16, 18, 20
步骤S2：将氯乙酸钠完全搅拌溶解在异丙醇中，之后在65-85℃条件下，向异丙醇溶液中缓慢滴加步骤S1中得到的中间体，并同时滴加质量分数为30%的氢氧化钠水溶液，确保反应体系的pH值在8-9之间，恒温反应6-8h，反应完成后抽滤、旋转蒸发，使用乙酸乙酯洗涤产物2-4次，接着利用丙酮重结晶产物3-5次，最终得到目标产物非对称两性Gemini型表面活性剂｛N-[(3-十五烷基苯氧基-2-氧乙酸钠) 丙基]-N-烷基-N-二甲基｝氯化铵。
其中，非对称两性Gemini型表面活性剂的合成反应如式（2）所示：
（2）
n=12, 14, 16, 18, 20
进一步的，所述步骤S1中的长链烷基二甲基叔胺中的烷基碳数为12、14、16、18、20中的任意一种。
进一步的，所述步骤S1中长链烷基二甲基叔胺与腰果酚缩水甘油醚用量的摩尔比为1:1.1-1.3。
进一步的，所述步骤S2中的中间体与氯乙酸钠用量的摩尔比为1:1.1-1.3。
本发明还公开了基于上述制备方法制备得到的一种非对称两性Gemini型表面活性剂。
同时，本发明还公开了一种采用上述非对称两性Gemini型表面活性剂制备的清洁压裂驱油剂，其制备方法包括以下步骤：
步骤1）：将上述非对称两性Gemini型表面活性剂加入质量分数为0.5-3.0%的氯化钾溶液配制成为质量分数为1.2-3.2%的非对称两性Gemini型表面活性剂溶液，搅拌溶解完全后静止10min得到透明溶液；
步骤2）：将质量分数为30%的水杨酸钠母溶液加入步骤1）中得到的透明溶液中搅拌3-10min，使得水杨酸钠的质量分数为0.5-1.2%，即得呈无色透明粘稠状的清洁压裂驱油剂。
进一步的，所述步骤2）中制备得到的清洁压裂驱油剂在50-95℃其表观粘度在20-200mPa·s之间，其能够将油水界面张力达到10-3mN/m的数量级。
此外，本发明还公开了上述清洁压裂驱油剂的使用方法，采用上述的清洁压裂驱油剂作为压裂液进行压裂，在压裂后闷井2-8天，在不返排不破胶的情况下，待到闷井至压力降低至压裂前初始注入压力以上1-5MPa时，注入压裂液体积1-5倍的地层水，再注入浓度比压裂时所使用清洁压裂驱油剂低3-6倍、注入体积是其30-80倍的低浓度大段塞的清洁压裂驱油剂进行驱油，能获得较好的提高采收率效果。
本发明的技术效果在于：
1、解决了传统压裂液伤害性和返排液后处理的问题，突破了将压裂液转化为驱油剂的技术瓶颈，减少了表面活性剂之间的复配和色谱分离情况，展现了在同一分子中有两个不同亲水基团（羧酸钠和季铵盐）和两个长短不同疏水链（C15烷基与C12、C14、C16、C18或C20的任一个烷基），这些基团在油水界面存在良好的协同作用，增加了亲水头基的静电相互作用，和疏水缔合能力，从而增加了表面活性剂分子在界面上排列的紧密程度，攻克了清洁压裂液降低油水界面张力和改变岩石润湿性等技术难题，提高了压裂驱油剂的抗温抗盐性能，界面张力可到超低界面张力范围，同时又保证了压裂驱油剂有适当的粘度，在低渗特低渗油藏中具有良好的注入性和驱油能力；
2、稠化时间、耐温耐剪切性、黏弹性、降失水性、减阻、防膨、携砂、破胶等技术指标符合施工要求，采用非对称两性Gemini表面活性剂提高了清洁压裂液凝胶的抗温性和抗盐性，压裂后在储层中可转化为驱油剂，可以通过降低界面张力、乳化、渗析、改变润湿性等机理驱油，且不对储层造成伤害，为低渗透特低渗油气田开发提供新思路，达到一剂两用的双重功效，实现降低成本、简化工艺、减少环境污染的目的。
具体实施方式
下面结合实施例，对本发明作进一步地的详细说明，但本发明的实施方式不限于此，其中，下述实施例中所使用的实验方法如无特殊说明，均为常规方法；其所用的材料、试剂等，如无特殊说明，均可从商业途径得到。
实施例1：（1）取26.9g（0.1mol）十六烷基二甲基叔胺，加入到100ml乙醇溶剂搅拌溶解均匀，置于装有冷凝回流装置的三颈瓶中，加入5.38g氯化铵(是十六烷基二甲基叔胺质量分数的20%)作为催化剂后再将三颈瓶安装在带有磁力搅拌器的恒温水浴锅上，然后边搅拌边使用滴液漏斗在20min之内缓慢滴加39.6g（0.11mol）腰果酚缩水甘油醚，在75℃条件下，搅拌反应6h，反应结束后冷却至室温，使用旋转蒸发仪除去多余的叔胺和乙醇，旋蒸残余物用200mL乙酸乙酯与丙酮的混合溶剂重结晶3次，最终得到粘稠黄色液体，即如式（1）中所示n=16的中间体——｛N-[(3-十五烷基苯氧基-2-羟基) 丙基]-N-十六烷基-N-二甲基｝氯化铵(相对分子质量665.5)。
（2）称取100ml异丙醇置于三颈瓶中，加入13.98g（0.12mol）的氯乙酸钠，并将三颈瓶置于带有磁力搅拌器和冷凝回流装置的恒温水浴锅上，不断搅拌使其充分溶解，之后加热溶液至70℃，缓慢加入66.55g（0.1mol）的n=16的中间体，同时滴加质量分数为30%的NaOH水溶液，保持反应体系的pH=8，恒温反应7h，反应完成后进行抽滤、旋转蒸发，用100ml乙酸乙酯洗涤2次，用120ml丙酮重结晶3次，得到如式（2）中所示n=16的目标产物｛N-[(3-十五烷基苯氧基-2-氧乙酸钠) 丙基]-N-十六烷基-N-二甲基｝氯化铵非对称两性Gemini型表面活性剂。
实施例2：（1）取29.7g（0.1mol）十八烷基二甲基叔胺，加入到100ml乙醇溶剂搅拌溶解均匀，置于装有冷凝回流装置的三颈瓶中，加入5.346g氯化铵(是十八烷基二甲基叔胺质量分数的18%)作为催化剂后再将三颈瓶安装在带有磁力搅拌器的恒温水浴锅上，然后边搅拌边使用滴液漏斗在20min之内缓慢滴加43.2g（0.12mol）腰果酚缩水甘油醚，在65℃条件下，搅拌反应7h，反应结束后冷却至室温，使用旋转蒸发仪除去多余的叔胺和乙醇，旋蒸残余物用200mL乙酸乙酯与丙酮的混合溶剂重结晶3次，最终得到粘稠黄色液体，即如式（1）中所示n=18的中间体—｛N-[(3-十五烷基苯氧基-2-羟基) 丙基]-N-十八烷基-N-二甲基｝氯化铵(相对分子质量693.5)。
（2）称取100ml异丙醇置于三颈瓶中，加入12.815g（0.11mol）的氯乙酸钠，并将三颈瓶置于带有磁力搅拌器和冷凝回流装置的恒温水浴锅上，不断搅拌使其充分溶解，之后加热溶液至78℃，缓慢加入69.35g（0.1mol）的n=18的中间体，同时滴加质量分数为30%的NaOH水溶液，保持反应体系的pH=9，恒温反应8h，反应完成后进行抽滤、旋转蒸发，用100ml乙酸乙酯洗涤3次，用120ml丙酮重结晶4次，得到如式（2）中所示n=18的目标产物｛N-[(3-十五烷基苯氧基-2-氧乙酸钠) 丙基]-N-十八烷基-N-二甲基｝氯化铵非对称两性Gemini型表面活性剂。
实施例3：（1）取32.5g（0.1mol）二十烷基二甲基叔胺，加入到100ml乙醇溶剂搅拌溶解均匀，置于装有冷凝回流装置的三颈瓶中，加入4.875g氯化铵（是二十烷基二甲基叔胺质量分数的15%)作为催化剂后再将三颈瓶安装在带有磁力搅拌器的恒温水浴锅上，然后边搅拌边使用滴液漏斗在20min之内缓慢滴加46.8g（0.13mol）腰果酚缩水甘油醚，在60℃条件下，搅拌反应8h，反应结束后冷却至室温，使用旋转蒸发仪除去多余的叔胺和乙醇，旋蒸残余物用200mL乙酸乙酯与丙酮的混合溶剂重结晶3次，最终得到粘稠黄色液体，即如式（1）中所示n=20的中间体——｛N-[(3-十五烷基苯氧基-2-羟基) 丙基]-N-二十烷基-N-二甲基｝氯化铵(相对分子质量721.5)。
（2）称取100ml异丙醇置于三颈瓶中，加入15.145g（0.13mol）的氯乙酸钠，并将三颈瓶置于带有磁力搅拌器和冷凝回流装置的恒温水浴锅上，不断搅拌使其充分溶解，之后加热溶液至85℃，缓慢加入72.15g（0.1mol）的n=20的中间体，同时滴加质量分数为30%的NaOH水溶液，保持反应体系的pH=8.5，恒温反应8h，反应完成后进行抽滤、旋转蒸发，用100ml乙酸乙酯洗涤4次，用120ml丙酮重结晶5次，得到如式（2）中所示n=20的目标产物｛N-[(3-十五烷基苯氧基-2-氧乙酸钠) 丙基]-N-二十烷基-N-二甲基｝氯化铵非对称两性Gemini型表面活性剂。
实施例4：采用实施例1制得的非对称两性Gemini型表面活性剂来制备清洁压裂驱油剂，具体步骤为：
（1）将5g氯化钾加入495g常规自来水中完全溶解，配制成质量分数为1.0 %的氯化钾溶液，再称取484g配制得到的氯化钾溶液，向其中加入16g实施例1中制得的非对称两性Gemini型表面活性剂，配制成质量分数为3.2 %的非对称两性Gemini型表面活性剂溶液，搅拌至完全溶解后静止10min，得到透明溶液共500g。
（2）称取30g水杨酸溶解于70g蒸馏水的中，搅拌均匀，配制成30 wt%的水杨酸钠母溶液；
（3）称取13.7g步骤（2）中配制得到的质量分数为30 %水杨酸钠母溶液，加入到步骤（1）中的500g透明溶液中，配制成水杨酸钠质量分数为0.8 %的混合溶液，即得无色透明的非对称两性Gemini型表面活性剂清洁压裂驱油剂，在62℃其表观黏度为75.2 mPa.s，且能够将油水界面张力达到1.42×10-3mN/m。
实施例5：采用实施例2制得非对称两性Gemini型表面活性剂来制备清洁压裂驱油剂，具体步骤为：
（1）将2.5g氯化钾加入497.5g常规自来水中完全溶解，配制成0.5 wt%的氯化钾溶液，再称取487.5g配制得到的氯化钾溶液，向其中加入12.5g实施例2中制得的非对称两性Gemini型表面活性剂，配制成2.5 wt%的非对称两性Gemini型表面活性剂溶液，搅拌至完全溶解后静止10min，得到透明溶液共500g。
（2）称取30g水杨酸溶解于70g蒸馏水的中，搅拌均匀，配制成质量分数为30 %的水杨酸钠母溶液；
（3）称取17.3g步骤（2）中配制得到质量分数为30 %水杨酸钠母溶液，加入到步骤（1）中的500g透明溶液中，配制成水杨酸钠质量分数为1.0 %的混合溶液，即得无色透明的非对称两性Gemini型表面活性剂清洁压裂驱油剂，在78℃其表观黏度为62.1 mPa.s，且能够将油水界面张力达到2.12×10-3mN/m。
实施例6：采用实施例3制得的非对称两性Gemini型表面活性剂来制备清洁压裂驱油剂，具体步骤为：
（1）将7.5g氯化钾加入492.5g常规自来水中完全溶解，配制成质量分数为0.5 %的氯化钾溶液，再称取484g配制得到的氯化钾溶液，向其中加入16g实施例3中制得的非对称两性Gemini型表面活性剂，配制成质量分数为3.2 %的非对称两性Gemini型表面活性剂溶液，搅拌至完全溶解后静止10min，得到透明溶液共500g。
（2）称取30g水杨酸溶解于70g蒸馏水的中，搅拌均匀，配制成质量分数为30 %的水杨酸钠母溶液；
（3）称取20.8g步骤（2）中配制得到的质量分数为30 %水杨酸钠母溶液，加入到步骤（1）中的500g透明溶液中，配制成水杨酸钠质量分数为1.2 %的混合溶液，即得无色透明的非对称两性Gemini型表面活性剂清洁压裂驱油剂，在92℃其表观黏度为37.6 mPa.s，且能够将油水界面张力达到2.73×10-3mN/m。
为进一步说明本发明的具体效果，下面将结合实施例对本发明中的产品性能进行评价。
一、通用技术指标和驱油性能指标评价：
在油藏温度条件下，参照行业标准SY/T 6376-2008《压裂液通用技术条件》中粘弹性表面活性剂压裂液通用技术指标进行评价，测定了实施例4所述体系的耐温耐剪切性能、携砂性、降滤失性和伤害性等压裂性能，其结果如表1所示。
同时还采用常规驱油剂测试方法测定了该体系降低油水界面张力、润湿性和驱油效率等驱油性能，其结果如表2所示。由表1和表2可以看到，该压裂驱油剂具有良好的压裂性能和驱油性能。
表1 通用技术指标与该压裂驱油剂的压裂性能指标对比
表2 行业内表面活性剂驱油剂要求指标与该压裂驱油剂的驱油性能指标对比
二、驱油现场实验：
分别采用实施例4、5、6中得到的非对称两性Gemini型表面活性剂清洁压裂驱油剂进行现场实验，以此说明其使用效果。
采用实施例4中的驱油剂的现场实验结果：
某西部油田某低渗透砂岩油藏C-207井组，反九点井网布井。井区平均渗透率12.3×10-3达西，平均孔隙度11.1%，该井组多次压裂后产能明显下降后，经水驱对应八口采油井只有三口见效且效果较差，该井组地层温度62℃，目标油层厚度3-5m，平均日注水12.5方。某年某月某日采用了该压裂驱油剂进行现场施工，以注入压力17.6Mpa进行压裂，地层破裂压力14.2 Mpa，超过地层破裂压力3.4 Mpa，注入压裂驱油剂共40方，再闷井3天，不返排，在后续水驱作用下直接作为驱油剂使用。压裂采用5.6吨石英砂作为支撑剂。闷井到压力降至10.5MPa时，后续注入80方地层水（地层水矿化度41237mg/L，钙镁离子含量1200-3500mg/L），再注入比初始压裂驱油剂低4倍浓度的相同组分的驱油剂1820方进行驱油。从施工开始到施工完成后的3个月共211天，平均日注液15.3方，未考虑自然递减统计增油452吨，经计算该压裂驱油施工投入产出比达1:3.58。
采用实施例5中的驱油剂的现场实验结果：
新疆油田某特低渗透砂岩油藏T-218井组，反七点井网布井。井区平均渗透率1.22×10-3达西，平均孔隙度8.3%，该井组水驱后导致后期注不进水，该井组地层温度78℃，目标油层厚度2-5m，平均日注水8.6方。某年某月某日采用了该压裂驱油剂进行现场施工，以注入压力19.2Mpa进行压裂，地层破裂压力16.5 Mpa，超过地层破裂压力2.7 Mpa，注入压裂液30方，再闷井5天，不返排，在后续水驱作用下直接作为驱油剂使用。压裂携砂段塞注入3.6吨玻璃微珠作为支撑剂。闷井到压力10.2 Mpa左右时，后续注入90方地层水（地层水矿化度25189mg/L，钙镁离子含量800-1500mg/L），再注入比初始压裂驱油剂低6倍浓度的相同组分的驱油剂1500方进行驱油，从施工开始到施工完成后的3个月共215天，平均日注液12.6方，未考虑自然递减统计增油391吨，经计算该压裂驱油施工投入产出比达1:2.43。
采用实施例6中的驱油剂的现场实验结果：
西北油田某特低渗透砂岩油藏K-305井组，反五点井网布井。井区平均渗透率4.72×10-3达西，平均孔隙度10.3%，该井组水驱后导致后期注不进水，该井组地层温度92℃，目标油层厚度2-4m，平均日注水7.8方。某年某月某日采用了该压裂驱油剂进行现场施工，以注入压力29.3Mpa进行压裂，地层破裂压力22.9 Mpa，超过地层破裂压力6.4 Mpa，注入压裂液25方，再闷井4天，不返排，在后续水驱作用下直接作为驱油剂使用。压裂采用3吨树脂包覆陶粒材料作为支撑剂。闷井到压力降至14MPa左右时，后续注入75方地层水（地层水矿化度93716mg/L，钙镁离子含量2000-6500mg/L），再注入比初始压裂驱油剂低5倍浓度的相同组分的驱油剂1400方进行驱油，从施工开始到施工完成后的3个月共223天，平均日注液11.4方，未考虑自然递减统计增油314吨，经计算该压裂驱油施工投入产出比达1:1.92。
由此可见，本发明中制得的压裂驱油剂能够有效实现压裂驱油一体化作业, 不用返排和破胶，组成简单，易于现场快速配制，降低了作业成本，增油效果显著。
以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明实施例揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应该以权利要求的保护范围。

Claims (7)

1.一种非对称两性Gemini型表面活性剂的制备方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤S1：将长链烷基二甲基叔胺加入到乙醇中搅拌完全溶解，将其转移至冷凝回流装置中，加入长链烷基二甲基叔胺质量15-20 wt%的氯化铵作为催化剂，在搅拌条件下缓慢滴加腰果酚缩水甘油醚，在20min之内滴加完成，之后在60-90℃条件下，反应5-8h，反应结束后冷却至室温，并旋转蒸发除去溶剂，旋蒸产物使用乙酸乙酯与丙酮的混合溶液多次重结晶至获得粘稠黄色液体，即得中间体，其中，长链烷基二甲基叔胺中的烷基碳数为12、14、16、18、20中的任意一种；
步骤S2：将氯乙酸钠完全搅拌溶解在异丙醇中，之后在65-85℃条件下，向异丙醇溶液中缓慢滴加步骤S1中得到的中间体，并同时滴加质量分数为30%的氢氧化钠水溶液，确保反应体系的pH值在8-9之间，恒温反应6-8h，反应完成后抽滤、旋转蒸发，使用乙酸乙酯洗涤产物2-4次，接着利用丙酮重结晶产物3-5次，最终得到目标产物非对称两性Gemini型表面活性剂｛N-[(3-十五烷基苯氧基-2-氧乙酸钠) 丙基]-N-烷基-N-二甲基｝氯化铵。
2.根据权利要求1所述的一种非对称两性Gemini型表面活性剂的制备方法，其特征在于：所述步骤S1中长链烷基二甲基叔胺与腰果酚缩水甘油醚用量的摩尔比为1:1.1-1.3。
3.根据权利要求1所述的一种非对称两性Gemini型表面活性剂的制备方法，其特征在于：所述步骤S2中的中间体与氯乙酸钠用量的摩尔比为1:1.1-1.3。
4.一种非对称两性Gemini型表面活性剂，其特征在于，由权利要求1-3任一所述方法制备得到。
5.一种清洁压裂驱油剂的制备方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤1）：将权利要求4中所述的非对称两性Gemini型表面活性剂加入质量分数为0.5-3.0%的氯化钾溶液配制成为质量分数为1.2-3.2%的非对称两性Gemini型表面活性剂溶液，搅拌溶解完全后静止10min得到透明溶液；
步骤2）：将质量分数为30%的水杨酸钠母溶液加入步骤1）中得到的透明溶液中搅拌3-10min，使得水杨酸钠的质量分数为0.5-1.2%，即得呈无色透明粘稠状的清洁压裂驱油剂。
6.一种清洁压裂驱油剂，其特征在于，由权利要求5所述的方法制备得到。
7.一种清洁压裂驱油剂的使用方法，其特征在于，采用权利要求6所述的清洁压裂驱油剂作为清洁压裂液进行压裂，在压裂后闷井2-8天，在不返排不破胶的情况下，待到闷井至压力降低到压裂前初始注入压力1-5MPa以上时，注入压裂液体积1-5倍的地层水，再注入浓度比压裂时低3-6倍的权利要求6所述的清洁压裂驱油剂进行驱油，其注入体积为压裂时的30-80倍。
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