纳米增渗储层保护加重压裂液及其制备、破胶方法与应用与流程

1.本发明涉及一种纳米增渗储层保护加重压裂液及其制备、破胶方法与应用，属于石油化工技术领域。


背景技术：

2.我国热干岩储层、致密砂岩油气储层、碳酸盐岩油气储层以及页岩气储层较国外同类储层埋深更深、压力系数普遍较高。在进行压裂改造过程中，往往需要对压裂液加重，以平衡地层压力。常规压裂液通常使用重晶石加重，重晶石的主要成分为硫酸钡，无法被酸溶溶解，可能对储层造成永久性的损害，不利于储层改造增产。此外，由于需要改造的储层通常物性较差，基质致密，孔隙细微，导致压裂液在储层岩石空隙中渗透困难，波及范围较小，特别是在页岩油气、致密油气储层的改造中，压裂液不但需要具备压开储层裂缝，提高孔隙联通性的功能，其液相的进入还可以使致密的储层形成微裂缝，并与储层中的油气资源发生置换作用，促进油气资源通过渗流通道进入井筒，进一步提高单井产能。但是，目前所用的常规压裂液的渗透能力不足，不利于压裂以及闷井过程中，压裂液与油气资源的充分置换。
3.因此，提供一种新型的纳米增渗储层保护加重压裂液及其制备、破胶方法与应用已经成为本领域亟需解决的技术问题。


技术实现要素：

4.为了解决上述的缺点和不足，本发明的一个目的在于提供一种纳米增渗储层保护加重压裂液。本发明所提供的纳米增渗储层保护加重压裂液具有优异的渗透能力，良好的油气置换能力(即压裂液与油气资源的置换效率较高)，且其中的固相对储层造成的固相颗粒堵塞损害较低。
5.本发明的另一个目的还在于提供以上所述纳米增渗储层保护加重压裂液的制备方法。
6.本发明的又一个目的还在于提供以上所述纳米增渗储层保护加重压裂液的破胶方法。
7.本发明的再一个目的还在于提供以上所述纳米增渗储层保护加重压裂液在致密储层压裂改造过程中的应用。
8.为了实现以上目的，一方面，本发明提供了一种纳米增渗储层保护加重压裂液，其中，所述纳米增渗储层保护加重压裂液的原料组成包含：
9.水100份、高分子增稠剂0.05
‑
0.20份、交联剂0.1
‑
0.3份、防膨剂0.5
‑
2.0份、纳米增渗剂0.5
‑
1.5份、ph值调节剂2
‑
5份、增渗分散剂0.1
‑
0.8份、金属离子屏蔽剂0.2
‑
0.5份及纳米加重剂0
‑
166份。
10.作为本发明以上所述压裂液的一具体实施方式，其中，所述水为去离子水。
11.作为本发明以上所述压裂液的一具体实施方式，其中，所述高分子增稠剂包括改
性胍胶、高分子聚丙烯酰胺及纤维素衍生物中的一种或任意几种的组合。
12.本发明中，所述改性胍胶、纤维素衍生物、高分子聚丙烯酰胺等均为常规物质，例如在本发明一具体实施例中，所述纤维素衍生物可为羟丁基甲基纤维素，所述高分子聚丙烯酰胺可为丙烯酰胺和2
‑
丙烯酸胺
‑2‑
甲基丙烷磺酸的共聚物，所述改性胍胶可为羟丙基胍胶。
13.作为本发明以上所述压裂液的一具体实施方式，其中，所述交联剂包括含硼交联剂或含铝交联剂中的一种。
14.本发明中，所述含硼交联剂、含铝交联剂均为常规物质，例如在本发明一具体实施例中，所述含硼交联剂可为硼砂，所述含铝交联剂可为柠檬酸铝或者氯化铝等。
15.作为本发明以上所述压裂液的一具体实施方式，其中，所述防膨剂包括氯化钠、氯化钾、甲酸钠及甲酸钾中的一种或任意几种的组合。
16.作为本发明以上所述压裂液的一具体实施方式，其中，所述纳米增渗剂为氟硅型表面活性剂纳米乳液。
17.作为本发明以上所述压裂液的一具体实施方式，其中，所述氟硅型表面活性剂纳米乳液由5
‑
20重量份的氟丙醇、3
‑
5重量份的含氟表面活性剂以及100重量份的水制得。
18.作为本发明以上所述压裂液的一具体实施方式，其中，所述含氟表面活性剂包括全氟己基聚氧乙烯醚、全氟己基聚氧乙烯醚、全氟壬烯氧基苯磺酸钠及聚甲基丙烯酸十二氟庚酯中的一种或任意几种的组合。
19.作为本发明以上所述压裂液的一具体实施方式，其中，所述ph值调节剂为能将纳米增渗储层保护加重压裂液体系的ph值调节至8
‑
9之间的ph值调节剂。
20.作为本发明以上所述压裂液的一具体实施方式，其中，所述ph值调节剂包括磷酸类ph值缓冲溶液、柠檬酸类ph值缓冲溶液、碳酸类ph值缓冲溶液、醋酸类ph值缓冲溶液、巴比妥酸类ph值缓冲溶液、三羟甲基氨基甲烷类ph值缓冲溶液中的一种。
21.本发明中，所述磷酸类ph值缓冲溶液、柠檬酸类ph值缓冲溶液、碳酸类ph值缓冲溶液、醋酸类ph值缓冲溶液、巴比妥酸类ph值缓冲溶液、三羟甲基氨基甲烷类ph值缓冲溶液均为常规缓冲溶液，本领域技术人员可以根据体系ph值的需要，合理确定所述缓冲溶液中的组分以及组分的浓度；例如在本发明一具体实施例中，所述磷酸类ph值缓冲溶液可由浓度为0.2mol/l的na2hpo4水溶液和浓度为0.2mol/l的nah2po4水溶液以体积比为97.4:2.6混合后制得。
22.作为本发明以上所述压裂液的一具体实施方式，其中，所述增渗分散剂包括三聚磷酸钠、三乙基己基磷酸、甲基戊醇、脂肪酸聚乙二醇酯中的一种或任意几种的组合。
23.作为本发明以上所述压裂液的一具体实施方式，其中，所述金属离子屏蔽剂包括三乙醇胺或nh4f。
24.作为本发明以上所述压裂液的一具体实施方式，其中，所述纳米加重剂为能将所述纳米增渗储层保护加重压裂液的密度加重至1.35g/cm3以上，且酸溶率>99％的纳米加重剂。其中，本发明使用纳米尺度的加重剂可以提高其分散性和渗透性，并加快其酸溶的速度。
25.在使用本发明所提供的纳米增渗储层保护加重压裂液时，可根据目标储层的压力情况确定压裂液是否需要加重，当需要加重时可以向压裂液中加入合适剂量的加重剂。
26.作为本发明以上所述压裂液的一具体实施方式，其中，所述纳米加重剂包括纳米碳酸钙和纳米四氧化三锰中的一种或两种的组合。
27.作为本发明以上所述压裂液的一具体实施方式，其中，所述纳米碳酸钙的粒径分布为15
‑
40nm，密度为2.8g/cm3，当单独使用纳米碳酸钙时其能将所述纳米增渗储层保护加重压裂液的密度加重至1.35g/cm3以上。
28.作为本发明以上所述压裂液的一具体实施方式，其中，所述纳米四氧化三锰的粒径分布为50
‑
120nm，密度为4.8g/cm3，当单独使用纳米四氧化三锰时其能将所述纳米增渗储层保护加重压裂液的密度加重至1.8g/cm3以上。
29.作为本发明以上所述压裂液的一具体实施方式，其中，所述纳米四氧化三锰是采用纳米渗透膜超压过滤工业四氧化三锰所得。
30.作为本发明以上所述压裂液的一具体实施方式，其中，所述纳米增渗储层保护加重压裂液的ph值为8
‑
9，密度为1.35g/cm3以上；
31.优选地，所述纳米增渗储层保护加重压裂液的密度为1.8g/cm3以上。
32.本发明所提供的该纳米增渗储层保护加重压裂液的密度可达1.8g/cm3以上，且其中纳米加重剂的酸溶率>99％，能够大大提高所述压裂液的改造体积并降低压裂液对储层所造成的损害程度。
33.另一方面，本发明还提供了以上所述纳米增渗储层保护加重压裂液的制备方法，其中，所述制备方法包括：
34.(1)将ph值调节剂、金属离子屏蔽剂加入到水中，混合均匀，得到混合物a；
35.(2)向所述混合物a中加入纳米增渗剂和增渗分散剂，混合均匀后再加入高分子增稠剂，得到均匀的粘稠液体；
36.(3)向所述均匀的粘稠液体中依次加入防膨剂及交联剂，充分搅拌以进行交联反应，直至体系粘度不再发生明显变化，得到所述纳米增渗储层保护加重压裂液。
37.作为本发明以上所述制备方法的一具体实施方式，其中，步骤(2)中，向所述混合物a中加入纳米增渗剂和增渗分散剂，混合均匀后再加入高分子增稠剂，充分搅拌，直至溶液中不存在高分子聚合物增稠剂颗粒，得到均匀的粘稠液体。
38.作为本发明以上所述制备方法的一具体实施方式，其中，当所述纳米增渗储层保护加重压裂液的原料组成还包括纳米加重剂时，所述制备方法步骤(3)还包括：
39.向所述均匀的粘稠液体中加入纳米加重剂，当将体系的密度加重至所需密度后，再加入防膨剂及交联剂。
40.作为本发明以上所述制备方法的一具体实施方式，其中，步骤(1)中，在搅拌条件下，将ph值调节剂、金属离子屏蔽剂加入到水中；步骤(2)中，在搅拌条件下，向所述混合物a中加入纳米增渗剂和增渗分散剂；步骤(3)中，在搅拌条件下，向所述均匀的粘稠液体中加入防膨剂及交联剂；
41.当所述纳米增渗储层保护加重压裂液的原料组成还包括纳米加重剂时，在搅拌条件下，向所述均匀的粘稠液体中加入纳米加重剂，当将体系的密度加重至所需密度后，再于搅拌条件下加入防膨剂及交联剂。
42.又一方面，本发明还提供了以上所述纳米增渗储层保护加重压裂液的破胶方法，其中，所述破胶方法包括：
43.向ph值<1的酸液中加入破胶剂，混合均匀后得到破胶液；
44.向致密储层中注入所述的纳米增渗储层保护加重压裂液，待压裂作业结束后，再注入所述破胶液，以使所述压裂液发生破胶反应，进而降低压裂液的粘度，提高其返排率。
45.作为本发明以上所述破胶方法的一具体实施方式，其中，所述酸液包括盐酸、氢氟酸或盐酸与氢氟酸组成的混酸。
46.作为本发明以上所述破胶方法的一具体实施方式，其中，以制备纳米增渗储层保护加重压裂液破胶剂所用水的总重量为100％计算，所述破胶剂的用量为0.02
‑
0.06％。
47.作为本发明以上所述破胶方法的一具体实施方式，其中，所述破胶剂包括高锰酸钾或过硫酸铵。
48.作为本发明以上所述破胶方法的一具体实施方式，其中，所述混合均匀为于密闭条件下混合均匀。
49.作为本发明以上所述破胶方法的一具体实施方式，其中，所述破胶液的注入采用挤注方式进行。
50.作为本发明以上所述破胶方法的一具体实施方式，其中，所述破胶反应为120
‑
150℃反应24
‑
48h。
51.作为本发明以上所述破胶方法的一具体实施方式，其中，所述致密储层包括热干岩储层、致密砂岩油气储层、碳酸盐岩油气储层或者页岩气储层。
52.再一方面，本发明还提供了以上所述的纳米增渗储层保护加重压裂液在致密储层压裂改造过程中的应用。
53.作为本发明以上所述应用的一具体实施方式，其中，所述致密储层包括热干岩储层、致密砂岩油气储层、碳酸盐岩油气储层或者页岩气储层。
54.作为本发明以上所述应用的一具体实施方式，其中，所述应用包括以下具体步骤：
55.向致密储层中注入所述的纳米增渗储层保护加重压裂液，待压裂作业结束后，再注入所述破胶液，以使所述压裂液发生破胶反应，进而降低压裂液的粘度，提高其返排率；
56.其中，所述破胶液是向ph值<1的酸液中加入破胶剂混合均匀后得到的。
57.本发明所提供的纳米增渗储层保护加重压裂液所能达成的有益技术效果至少包括：
58.1)本发明所提供的压裂液中含有纳米增渗剂，该纳米增渗剂为具有中性润湿特性和超低表面张力特性的表面活性剂纳米乳液(如氟硅型表面活性剂纳米乳液)，其能够依靠自身超低的界面张力、表面张力和极小的粒径，穿透纳微米级微裂缝、油润湿的细微孔隙以及以油相为连续相的地层流体分布区域，进入储层深处，通过布朗运动与致密储层中游离以及吸附状态下的油气发生相互作用，促进返排过程中油气资源进入井筒，该过程中不但不会对储层造成伤害达到储层保护作用，还能大大提高其与油气置换的效率；
59.2)本发明所提供的压裂液中含有纳米加重剂，所述纳米加重剂为能将所述纳米增渗储层保护加重压裂液的密度加重至1.35g/cm3以上(最高可达1.8g/cm3以上)，且酸溶率>99％的纳米加重剂；当采用ph值<1的酸液携带破胶剂进行压裂液破胶作业时，可以完全解除纳米加重材料对储层造成的固相颗粒堵塞损害，对岩心的伤害率<8％；
60.3)本发明通过优化压裂液体系的ph值和使用金属离子屏蔽剂，并加入增渗分散剂，能够使纳米增渗剂和纳米加重材料保持分散状态；具体而言，如果体系中含有金属离
子，由于金属离子带有较强的正电荷，所述正电荷会吸附纳米粒子(如纳米增渗剂和纳米加重材料)使其聚集，当所述压裂液体系中含有金属离子屏蔽剂时，其可以优先与金属离子结合使体系呈中性，进而促进纳米材料的分散；当所述压裂液体系的ph值为8
‑
9时，体系中含有一定量的带负电荷的oh
‑
离子，其也可以与金属离子发生化学反应，进一步降低金属离子的含量，并且压裂液体系的室内实验证明当压裂液体系的ph值为8
‑
9时，纳米材料的渗透性最好，原因可能是纳米材料带有较弱的负电荷，在溶质，即纳米材料带有负电荷的情况下，电荷之间的斥力能够有助于纳米材料更好的分散。
具体实施方式
61.为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现结合以下具体实施例对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
62.实施例1
63.本实施例提供了一种纳米增渗储层保护加重压裂液，其中，所述纳米增渗储层保护加重压裂液采用包括如下步骤的制备方法制得：
64.(1)向高搅杯中加入300ml去离子水，采用高速搅拌器以11000r/min的转速进行搅拌，不断搅拌过程中向高搅杯中加入6.0g的磷酸类ph值缓冲溶液(本实施例中，磷酸类ph值缓冲溶液是由浓度为0.2mol/l na2hpo4水溶液和浓度为0.2mol/lnah2po4水溶液以体积比为97.4:2.6混合后制得)以将体系的ph值调节至8.0；再加入0.9g的三乙醇胺，搅拌5min，充分混合均匀；
65.(2)向高搅杯中加入3g的纳米增渗剂和0.3g的脂肪酸聚乙二醇酯增渗分散剂，搅拌5min后混合均匀，再加入0.5g的羟丁基甲基纤维素，搅拌20min，直至溶液中不存在羟丁基甲基纤维素增稠剂颗粒，得到均匀的粘稠液体；
66.其中，所述纳米增渗剂为氟硅型表面活性剂纳米乳液，其是向20ml水中依次加入3.0g氟丙醇、0.7g全氟己基聚氧乙烯醚后在10000r/min条件下搅拌5min后制得；
67.(3)向高搅杯中加入123.2g的纳米四氧化三锰加重剂(粒径分布为50
‑
120nm，密度为4.8g/cm3)，将体系的密度加重至1.8g/cm3后再依次加入3.0g的氯化钾防膨剂及0.3g的硼砂交联剂，搅拌20min以进行交联反应，直至体系粘度不再发生明显变化，得到所述纳米增渗储层保护加重压裂液。
68.本实施例还提供了所述纳米增渗储层保护加重压裂液的破胶方法，其中，所述破胶方法包括以下具体步骤：
69.向10ml的15wt％hcl溶液中加入0.1g的过硫酸铵，使用磁力搅拌器在密闭条件下以1000r/min的转速搅拌20min后，得到破胶液；
70.再将所述破胶液加入到所述压裂液中，以使所述压裂液发生破胶反应，进而降低压裂液的粘度，提高其返排率；
71.其中，所述破胶反应为120℃反应48h。
72.实施例2
73.本实施例提供了一种纳米增渗储层保护加重压裂液，其中，所述纳米增渗储层保护加重压裂液采用包括如下步骤的制备方法制得：
74.(1)向高搅杯中加入300ml去离子水，采用高速搅拌器以11000r/min的转速进行搅拌，不断搅拌过程中向高搅杯中加入6.0g的浓度为0.06mol/l的巴比妥酸类ph值缓冲溶液以将体系的ph值调节至8.4；再加入0.9g的nh4f，搅拌5min，充分混合均匀；
75.(2)向高搅杯中加入4g的纳米增渗剂和0.4g的三乙基己基磷酸增渗分散剂，搅拌5min后混合均匀，再加入0.5g的丙烯酰胺和2
‑
丙烯酸胺
‑2‑
甲基丙烷磺酸的共聚物，搅拌20min；
76.其中，所述纳米增渗剂为氟硅型表面活性剂纳米乳液，其是向20ml水中依次加入3.0g氟丙醇、0.8g聚甲基丙烯酸十二氟庚酯后在10000r/min条件下搅拌5min后制得；
77.(3)向高搅杯中加入64.0g的纳米碳酸钙加重剂(粒径分布为15
‑
40nm，密度为2.8g/cm3)，将体系的密度加重至1.35g/cm3后加入1.5g的氯化钾及1.5g的甲酸钾防膨剂，再加入0.3g的柠檬酸铝交联剂，搅拌20min以进行交联反应，直至体系粘度不再发生明显变化，得到所述纳米增渗储层保护加重压裂液。
78.本实施例还提供了所述纳米增渗储层保护加重压裂液的破胶方法，其中，所述破胶方法包括以下具体步骤：
79.向10ml的15wt％hcl溶液中加入0.1g的高锰酸钾，使用磁力搅拌器在密闭条件下以1000r/min的转速搅拌10min后，得到破胶液；
80.再将所述破胶液加入到所述压裂液中，以使所述压裂液发生破胶反应，进而降低压裂液的粘度，提高其返排率；
81.其中，所述破胶反应为120℃反应48h。
82.实施例3
83.本实施例提供了一种纳米增渗储层保护加重压裂液，其中，所述纳米增渗储层保护加重压裂液采用包括如下步骤的制备方法制得：
84.(1)向高搅杯中加入300ml去离子水，采用高速搅拌器以11000r/min的转速进行搅拌，不断搅拌过程中向高搅杯中加入6.0g的浓度为0.06mol/l的巴比妥酸类ph值缓冲溶液以将体系的ph值调节至8.4；再加入0.9g的三乙醇胺，搅拌5min，充分混合均匀；
85.(2)向高搅杯中加入4.5g的纳米增渗剂和0.6g的甲基戊醇增渗分散剂，搅拌5min后混合均匀，再加入0.5g的羟丙基胍胶，搅拌20min；
86.其中，所述纳米增渗剂为氟硅型表面活性剂纳米乳液，其是向20ml水中依次加入3.0g氟丙醇、0.9g全氟壬烯氧基苯磺酸钠后在10000r/min条件下搅拌5min后制得；
87.(3)向高搅杯中加入52.07g的纳米碳酸钙加重剂(粒径分布为15
‑
40nm，密度为2.8g/cm3)及36.92g的纳米四氧化三锰加重剂(粒径分布为50
‑
120nm，密度为4.8g/cm3)，将体系的密度加重至1.55g/cm3后再依次加入3.0g的甲酸钠防膨剂及0.3g的氯化铝交联剂，搅拌20min以进行交联反应，直至体系粘度不再发生明显变化，得到所述纳米增渗储层保护加重压裂液。
88.本实施例还提供了所述纳米增渗储层保护加重压裂液的破胶方法，其中，所述破胶方法包括以下具体步骤：
89.向10ml的15wt％hcl溶液中加入0.1g的过硫酸铵，使用磁力搅拌器在密闭条件下以1000r/min的转速搅拌10min后，得到破胶液；
90.再将所述破胶液加入到所述压裂液中，以使所述压裂液发生破胶反应，进而降低
压裂液的粘度，提高其返排率；
91.其中，所述破胶反应为120℃反应48h。
92.对比例1
93.本对比例提供了一种加重压裂液，其中，所述加重压裂液采用包括如下步骤的制备方法制得：
94.(1)向高搅杯中加入300ml去离子水，采用高速搅拌器以11000r/min的转速进行搅拌，不断搅拌过程中向高搅杯中加入6.0g的磷酸类ph值缓冲溶液(本对比例中，磷酸类ph值缓冲溶液是由浓度为0.2mol/l na2hpo4水溶液和浓度为0.2mol/lnah2po4水溶液以体积比为97.4:2.6混合后制得)以将体系的ph值调节至8.0；
95.(2)再向高搅杯中加入3g的椰油酰胺丙基甜菜碱与op
‑
10的混合物作为增渗剂，其中，所述混合物中椰油酰胺丙基甜菜碱与op
‑
10的质量比为1:1，搅拌5min后混合均匀，再加入0.5g的羟丁基甲基纤维素，搅拌20min，直至溶液中不存在羟丁基甲基纤维素增稠剂颗粒，得到均匀的粘稠液体；
96.(3)再向高搅杯中加入123.2g的纳米四氧化三锰加重剂(粒径分布为50
‑
120nm，密度为4.8g/cm3)，将体系的密度加重至1.8g/cm3后再依次加入3.0g的氯化钾防膨剂及0.3g的硼砂交联剂，搅拌20min，以进行交联反应，直至体系粘度不再发生明显变化，得到所述加重压裂液。
97.本对比例还提供了所述加重压裂液的破胶方法，其中，所述破胶方法包括以下具体步骤：
98.向10ml的15wt％hcl溶液中加入0.1g的过硫酸铵，使用磁力搅拌器在密闭条件下以1000r/min的转速搅拌20min后，得到破胶液；
99.再将所述破胶液加入到所述加重压裂液中，以使所述加重压裂液发生破胶反应，进而降低加重压裂液的粘度，提高其返排率；
100.其中，所述破胶反应为120℃反应48h。
101.测试例1
102.本测试例对实施例1
‑
3制得的纳米增渗储层保护加重压裂液、对比例1中提供的加重压裂液，实施例1
‑
3制得的纳米增渗储层保护加重压裂液破胶后所得体系、对比例1中提供的加重压裂液破胶后所得体系的粘度，以及实施例1
‑
3制得的纳米增渗储层保护加重压裂液破胶后所得体系、对比例1中提供的加重压裂液破胶后所得体系的残渣含量分别进行测量，其中，所述测量包括以下具体步骤：
103.将实施例1
‑
3制得的纳米增渗储层保护加重压裂液及对比例1中提供的加重压裂液分别加热至120℃，静止90min后，使用高温高压圆筒粘度计(本领域常规设备)测量压裂液的粘度；
104.再使用高温高压圆筒粘度计分别测量实施例1
‑
3制得的纳米增渗储层保护加重压裂液破胶后所得体系、对比例1中提供的加重压裂液破胶后所得体系的粘度；并分别测量实施例1
‑
3制得的纳米增渗储层保护加重压裂液破胶后所得体系、对比例1中提供的加重压裂液破胶后所得体系的残渣含量，其中，所测得的粘度及残渣含量数据见如下表1所示。
105.表1
[0106][0107]
从表1中所示的实施例1
‑
实施例3的实验结果可以看出，破胶前，压裂液于120℃时的粘度均>140mpa
·
s，表明其具有较大的粘度，能够满足携砂的需求；向压裂液中注入破胶液并在120℃高温作用48小时后，压裂液体系破胶充分，粘度均降至14mpa
·
s以下，残渣含量均小于0.58g/l，表明本发明实施例所提供的压裂液具有良好的储层保护功能。
[0108]
从表1中所示的对比例1的实验结果可以看出，当对比例1使用本领域常规增渗剂并且不使用金属离子屏蔽剂制备压裂液时，虽然所得压裂液破胶后的残渣含量与实施例所提供的压裂液相近，但是相较于实施例中所提供的压裂液，对比例1中所得压裂液破胶前后的粘度均略有上升。
[0109]
测试例2
[0110]
本测试例对实施例1
‑
3制得的纳米增渗储层保护加重压裂液以及对比例1提供的加重压裂液的增渗及油气置换能力分别进行评价，其中，所述评价包括以下具体步骤：
[0111]
在相同负压条件下，将五块孔隙度、渗透率、长度和直径基本相同的岩心抽真空并饱和煤油24h，五块岩心的参数数据如下表2所示；然后将五块岩心分别浸泡至五个带有刻度的量筒中，其中五个所述带有刻度的量筒分别装有常规胍胶压裂液、实施例1
‑
3中制得的纳米增渗储层保护加重压裂液及对比例1提供的加重压裂液；最后通过自吸置换，岩心中的煤油会从岩心表面溢出，并且由于其密度较小而浮于量筒上方，分别记录浸泡0.5h、3h、6h、12h和24h后量筒中煤油的体积，所得实验数据见如下表3所示。
[0112]
表2
[0113]
岩心编号长度/cm直径/cm孔隙度/％渗透率/md110.022.504.362.12210.002.504.332.09310.002.504.352.10410.022.504.342.10510.022.504.352.13
[0114]
表3
[0115]
[0116][0117]
从以上表3所示的实验结果可以看出，本发明实施例1
‑
3所提供的压裂液具有良好的增渗置换能力。具体而言，与常规的胍胶压裂液相比，本发明实施例1
‑
3所提供的纳米增渗储层保护加重压裂液在岩心空隙中具有更快的渗流速率和更大的自吸饱和度，24h后纳米增渗储层保护加重压裂液置换出的煤油量为常规胍胶压裂液的2.6倍以上；从表3中还可以看出，对比例1所提供的加重压裂液也具有一定的增渗置换能力，24h后所述加重压裂液置换出的煤油量为常规胍胶压裂液的1.6倍，但是只有实施例1
‑
3所提供的纳米增渗储层保护加重压裂液的50.0％
‑
61.5％，这说明本发明实施例所提供的纳米增渗储层保护加重压裂液具有更强的增渗置换能力。
[0118]
测试例3
[0119]
本测试例对实施例1
‑
3制得的纳米增渗储层保护加重压裂液破胶后所得体系、对比例1中提供的加重压裂液破胶后所得体系以及本领域常规使用的密度为1.8g/cm3的胍胶压裂液(如表3所示)破胶后所得体系对岩心的损害程度进行评价，其中，所述岩心包括五块孔隙度、渗透率、长度和直径基本相同的岩心，岩心参数见如下表4所示，所述评价包括以下具体步骤：
[0120]
1)采用模拟地层水饱和岩心，以恢复岩心地层状态；
[0121]
2)于120℃采用脱水煤油从正向以1ml/min的流量测量初始渗透率，即伤害前渗透率；
[0122]
3)再于120℃从反向驱替以上所述压裂液破胶后所得体系，并以1ml/min的流量驱替出液40ml左右，停泵静置2小时；
[0123]
4)最后于120℃采用脱水煤油从正向以1ml/min的流量测量伤害后渗透率。本测试例中所测得的伤害前渗透率和伤害后渗透率以及所计算得到的伤害率数据如下表5所示。
[0124]
其中，本领域常规使用的密度为1.8g/cm3的胍胶压裂液破胶方法包括以下具体步骤：
[0125]
向10ml的15wt％hcl溶液中加入0.1g的过硫酸铵，使用磁力搅拌器在密闭条件下以1000r/min的转速搅拌20min后，得到破胶液；再将所述破胶液加入到所述胍胶压裂液中，以使所述胍胶压裂液发生破胶反应，进而降低胍胶压裂液的粘度，提高其返排率；其中，所述破胶反应为120℃反应48h。
[0126]
表4
[0127]
岩心编号长度cm直径cm孔隙度％渗透率md
15.062.524.242.0425.062.524.242.0435.032.504.292.0845.032.504.292.0855.032.524.282.06
[0128]
表5
[0129][0130]
从以上表5所示的实验结果可以看出，当采用ph值<1的酸液携带破胶剂对本发明实施例1所提供的纳米增渗储层保护加重压裂液进行压裂液破胶作业时，可以完全解除纳米加重材料对储层造成的固相颗粒堵塞损害，且压裂液破胶后所得体系对岩心的伤害率均<8％，而在相同条件下，对比例1提供的压裂液破胶后所得体系对岩心的伤害率为13.1％，本领域常规胍胶压裂液破胶后所得体系对岩心的伤害率高达33.0％，均显著高于本发明实施例所提供的压裂液破胶后所得体系对岩心的伤害率，说明本发明实施例所提供的压裂液破胶后所得体系对岩心的伤害程度较小。
[0131]
以上所述，仅为本发明的具体实施例，不能以其限定发明实施的范围，所以其等同组件的置换，或依本发明专利保护范围所作的等同变化与修饰，都应仍属于本专利涵盖的范畴。另外，本发明中的技术特征与技术特征之间、技术特征与技术发明之间、技术发明与技术发明之间均可以自由组合使用。