在低滲致密油藏壓裂過(guò)程中，多孔介質(zhì)中產(chǎn)生較為復雜的滲吸過(guò)程，通過(guò)機理分析和實(shí)驗數據，目前認為孔隙的空間結構、巖石表面潤濕性、油/水界面張力以及儲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采油速度和最終釆油量起著(zhù)決定性的作用，因為巖石表面的親疏水性會(huì )影響自發(fā)滲吸過(guò)程的方向與強弱。因此，將表面活性劑注入地層當中，改善裂縫壁面的潤濕性，調整油水界面張力，可以將巖層表面改善為親水性，增大毛細管力，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，便于后續驅替。

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

驅油壓裂液是壓驅工藝的核心工作液，隨著(zhù)壓驅?xiě)弥饾u增多，對驅油壓裂液的研究也廣泛開(kāi)展。專(zhuān)利CN 114196390A公開(kāi)了一種復合驅油壓裂液及其制備方法和應用，該復合驅油壓裂液包含稠化劑0.25～0.45%，交聯(lián)劑0.15～0.4%，驅油劑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，驅油劑為氧化胺類(lèi)表面活性劑與甜菜堿類(lèi)表面活性劑的混合物，該驅油壓裂液兼具壓裂和驅油的復合作用。專(zhuān)利CN 116063622A公開(kāi)了一種壓裂用增稠劑、驅油壓裂液及應用，該驅油壓裂液包含增稠劑、交聯(lián)劑和粘土穩定劑，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，該驅油壓裂液可滿(mǎn)足頁(yè)巖氣開(kāi)采時(shí)攜砂造縫和驅油的需求。專(zhuān)利CN115977604B公開(kāi)了一種頁(yè)巖油納米滲吸增能壓裂方法，該納米滲吸驅油壓裂液包含改性納米乳液驅油劑、減阻劑分散液，其中改性納米乳液驅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(zhuān)利CN 116064023A公開(kāi)了一種對儲層低傷害的驅油壓裂液及其應用，該驅油壓裂液包含驅油增稠劑、交聯(lián)劑、粘土穩定劑和水，其中驅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，現有驅油壓裂液多在陸上頁(yè)巖油等低滲致密儲層應用，涉及到在海上油田應用的較少，且多為淡水配制，沒(méi)有使用海水配制的，也不強調耐溫性能。

新海水基耐高溫驅油壓裂液及其制備方法，驅油壓裂液通過(guò)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、抑制結垢、長(cháng)效防膨等多種功能；驅油壓裂液面向海上油田高溫深部?jì)拥膽脠?chǎng)景，在海上油田開(kāi)發(fā)中結合壓驅工藝使用，能夠起到補充地層能量、滲吸驅油、改善滲流及提高產(chǎn)能的顯著(zhù)作用。

取南海西部某油田現場(chǎng)海水樣（水質(zhì)數據見(jiàn)表1），配制海水基耐高溫驅油壓裂液。結合《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定劑性能評價(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》，使用旋轉滴界面張力儀、視頻接觸角測量?jì)x、管路摩阻儀、高速離心機、高溫反應釜等，分別對海水基耐高溫驅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)行評價(jià)。其他實(shí)驗條件：實(shí)驗溫度180℃，驅油壓裂液在180℃下老化24h后，再進(jìn)行性能的測定；儲層巖性為砂巖，為油潤濕；使用原油也取自現場(chǎng)，原油基本物性見(jiàn)表2。實(shí)驗結果如表3所示。

表1南海西部某油田現場(chǎng)海水樣水質(zhì)數據

表2南海西部某油田現場(chǎng)地下原油性質(zhì)

表3海水基耐高溫驅油壓裂液性能評價(jià)實(shí)驗結果

結合《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》等標準及油田現場(chǎng)具體情況，海上油田對于海水基耐高溫驅油壓裂液的指標要求是：配制好的驅油壓裂液在實(shí)驗溫度（經(jīng)常取儲層溫度）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中數據可以看出，新研究的海水基耐高溫驅油壓裂液，在實(shí)驗溫度180℃條件下，各項指標均達到海上油田的要求；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)于常規驅油壓裂液產(chǎn)品。