在低滲致密油藏壓裂過程中，多孔介質(zhì)中產(chǎn)生較為復(fù)雜的滲吸過程，通過機(jī)理分析和實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，目前認(rèn)為孔隙的空間結(jié)構(gòu)、巖石表面潤濕性、油/水界面張力以及儲(chǔ)層條件下的流體性質(zhì)都是影響原油采收效率的影響因素。在這些影響因素中，巖石的表面潤濕性對(duì)采油速度和最終釆油量起著決定性的作用，因?yàn)閹r石表面的親疏水性會(huì)影響自發(fā)滲吸過程的方向與強(qiáng)弱。因此，將表面活性劑注入地層當(dāng)中，改善裂縫壁面的潤濕性，調(diào)整油水界面張力，可以將巖層表面改善為親水性，增大毛細(xì)管力，促進(jìn)自發(fā)滲吸的進(jìn)行，將小裂縫中的油替換到比較大的孔喉通道或者壓裂形成的人造大裂縫中，便于后續(xù)驅(qū)替。

因此，近年來科研人員提出“壓驅(qū)”技術(shù)，即在壓裂作業(yè)時(shí)注入以表面活性劑為主的驅(qū)油劑，驅(qū)油壓裂液將地層壓開人造裂縫，驅(qū)油劑改善巖石表面潤濕性，將儲(chǔ)層小裂縫中的油替換到壓裂形成的大裂縫中，高壓差下裂縫邊擴(kuò)展、邊濾失，滲流面積增大、驅(qū)替距離縮小，驅(qū)替方式由井間驅(qū)替變?yōu)榱芽p與基質(zhì)間驅(qū)替，實(shí)現(xiàn)大幅度提高采收率，延長低滲油田開發(fā)壽命，礦場試驗(yàn)表明采用該技術(shù)開采中低滲儲(chǔ)層中的剩余油，效果明顯優(yōu)于常規(guī)化學(xué)驅(qū)與傳統(tǒng)水力壓裂技術(shù)。

驅(qū)油壓裂液是壓驅(qū)工藝的核心工作液，隨著壓驅(qū)應(yīng)用逐漸增多，對(duì)驅(qū)油壓裂液的研究也廣泛開展。專利CN 114196390A公開了一種復(fù)合驅(qū)油壓裂液及其制備方法和應(yīng)用，該復(fù)合驅(qū)油壓裂液包含稠化劑0.25～0.45%，交聯(lián)劑0.15～0.4%，驅(qū)油劑0.2～0.5%，助排劑0.25～0.5%，殺菌劑0.1～0.2%，破膠劑0.05～0.1%，其余是水，其中稠化劑為改性瓜爾膠，驅(qū)油劑為氧化胺類表面活性劑與甜菜堿類表面活性劑的混合物，該驅(qū)油壓裂液兼具壓裂和驅(qū)油的復(fù)合作用。專利CN 116063622A公開了一種壓裂用增稠劑、驅(qū)油壓裂液及應(yīng)用，該驅(qū)油壓裂液包含增稠劑、交聯(lián)劑和粘土穩(wěn)定劑，其中增稠劑為改性丙烯酰胺聚合物，交聯(lián)劑為十二烷基硫酸鈉等陰離子表面活性劑，粘土穩(wěn)定劑為氯化鉀、氯化膽堿、十二烷基三甲基氯化銨的混合物，該驅(qū)油壓裂液可滿足頁巖氣開采時(shí)攜砂造縫和驅(qū)油的需求。專利CN115977604B公開了一種頁巖油納米滲吸增能壓裂方法，該納米滲吸驅(qū)油壓裂液包含改性納米乳液驅(qū)油劑、減阻劑分散液，其中改性納米乳液驅(qū)油劑選用的表面活性劑是烷基酚聚氧乙烯醚、脂肪酸二乙醇酰胺、油酰胺的混合物，是油溶性表面活性劑。專利CN 116064023A公開了一種對(duì)儲(chǔ)層低傷害的驅(qū)油壓裂液及其應(yīng)用，該驅(qū)油壓裂液包含驅(qū)油增稠劑、交聯(lián)劑、粘土穩(wěn)定劑和水，其中驅(qū)油增稠劑為改性丙烯酰胺聚合物，交聯(lián)劑為十二烷基硫酸鈉等陰離子表面活性劑，粘土穩(wěn)定劑為氯化鉀、氯化膽堿、十二烷基三甲基氯化銨的混合物。綜上可以看出，現(xiàn)有驅(qū)油壓裂液多在陸上頁巖油等低滲致密儲(chǔ)層應(yīng)用，涉及到在海上油田應(yīng)用的較少，且多為淡水配制，沒有使用海水配制的，也不強(qiáng)調(diào)耐溫性能。

新海水基耐高溫驅(qū)油壓裂液及其制備方法，驅(qū)油壓裂液通過多種化學(xué)藥劑的協(xié)同增效進(jìn)而具備能夠耐溫180℃、可直接使用海水配制，且兼具高效減阻、降低界面張力、潤濕反轉(zhuǎn)、抑制結(jié)垢、長效防膨等多種功能；驅(qū)油壓裂液面向海上油田高溫深部儲(chǔ)層的應(yīng)用場景，在海上油田開發(fā)中結(jié)合壓驅(qū)工藝使用，能夠起到補(bǔ)充地層能量、滲吸驅(qū)油、改善滲流及提高產(chǎn)能的顯著作用。

取南海西部某油田現(xiàn)場海水樣（水質(zhì)數(shù)據(jù)見表1），配制海水基耐高溫驅(qū)油壓裂液。結(jié)合《SY/T 7627-2021水基壓裂液技術(shù)要求》、《SY/T 5971-2016油氣田壓裂酸化及注水用粘土穩(wěn)定劑性能評(píng)價(jià)方法》、《GB/T 30447-2013納米薄膜接觸角測量方法》、《SY/T5673-2020油田用防垢劑通用技術(shù)條件》，使用旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀、視頻接觸角測量儀、管路摩阻儀、高速離心機(jī)、高溫反應(yīng)釜等，分別對(duì)海水基耐高溫驅(qū)油壓裂液的油水界面張力、潤濕角改變值、減阻率、防膨率及阻垢率進(jìn)行評(píng)價(jià)。其他實(shí)驗(yàn)條件：實(shí)驗(yàn)溫度180℃，驅(qū)油壓裂液在180℃下老化24h后，再進(jìn)行性能的測定；儲(chǔ)層巖性為砂巖，為油潤濕；使用原油也取自現(xiàn)場，原油基本物性見表2。實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表3所示。

表1南海西部某油田現(xiàn)場海水樣水質(zhì)數(shù)據(jù)

表2南海西部某油田現(xiàn)場地下原油性質(zhì)

表3海水基耐高溫驅(qū)油壓裂液性能評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)結(jié)果

結(jié)合《SY/T 7627-2021水基壓裂液技術(shù)要求》、《SY/T 5673-2020油田用防垢劑通用技術(shù)條件》等標(biāo)準(zhǔn)及油田現(xiàn)場具體情況，海上油田對(duì)于海水基耐高溫驅(qū)油壓裂液的指標(biāo)要求是：配制好的驅(qū)油壓裂液在實(shí)驗(yàn)溫度（經(jīng)常取儲(chǔ)層溫度）下老化24h后，界面張力值＜10-2

mN/m，潤濕角改變值≥40°，減阻率≥70%，防膨率≥90%，阻垢率≥80%。從表2中數(shù)據(jù)可以看出，新研究的海水基耐高溫驅(qū)油壓裂液，在實(shí)驗(yàn)溫度180℃條件下，各項(xiàng)指標(biāo)均達(dá)到海上油田的要求；在相同條件下，其界面張力值、潤濕角改變值、減阻率、防膨率、阻垢率均優(yōu)于常規(guī)驅(qū)油壓裂液產(chǎn)品。