一种疏水型表面改性纳米封堵剂及含有其的压裂液的制作方法

1.本发明提供了一种疏水型表面改性纳米封堵剂，特别是含有其的胍胶压裂液。


背景技术：

2.川西致密砂岩储层具有孔隙度小、渗透率低、非均质性强的特征，压裂改造施工加砂难度大。目前，在压裂改造中主要使用常规胍胶压裂液，该类压裂液对储层存在较严重的岩心基质伤害，伤害率达到30％，导致施工后液体返排困难，部分井产气效果不理想。引起基质伤害的三种主要因素包括胍胶压裂液中的残渣、压裂液的吸附滞留和水锁伤害。常规胍胶压裂液的残渣含量在400mg/l以上，残渣会直接堵塞孔喉，造成渗流通道减小；压裂液中胍胶在岩石多孔介质中存在吸附滞留伤害，占伤害总量的60％以上；水锁伤害造成压裂液浸入储层，返排困难，返排率低，势必影响压后产量。针对上述三种伤害因素，国内外一般都是通过降低胍胶浓度、向胍胶压裂液中加入纳米封堵剂和防水锁剂来降低对储层的伤害。
3.根据资料调研，现有的压裂液用纳米封堵剂都是亲水性的，相比常规胍胶压裂液的伤害率降低不明显，严重制约了致密储层的开发效益。
4.因此，亟待研制一种能够降低伤害的压裂液，以适应更多低渗致密气藏的压裂改造技术需求。


技术实现要素：

5.本发明之一提供了一种疏水型表面改性纳米封堵剂，其通过如下制备方法得到：
6.1)将疏水性纳米二氧化硅、水和柠檬酸按照先后顺序加入到容器中，混合均匀，得到第一混合物；
7.2)在60至80℃下向所述第一混合物中加入乙二醇，混合均匀，得到第二混合物；
8.3)在60至80℃下向所述第二混合物中加入尿素和氟碳表面活性剂，混合均匀，得到第三混合物；
9.4)在60至80℃下反应4至6小时，从而制得所述疏水型表面改性纳米封堵剂。
10.在一个具体实施方式中，所述疏水性纳米二氧化硅的粒径为3至5nm。
11.在一个具体实施方式中，所述疏水性纳米二氧化硅通过如下步骤制备得到：
12.将亲水性二氧化硅与氯硅烷或六甲基二硅胺烷以1:1至3:1质量比在1700至1900℃制得疏水性纳米二氧化硅。
13.在一个具体实施方式中，在步骤2)中，在60至80℃下搅拌4至6小时，然后在60至80℃下静置恒温18至20小时。
14.在一个具体实施方式中，以总体系的质量计作100％，所述疏水性纳米二氧化硅的含量为1％至2％；所述柠檬酸的含量为0.5％至1.5％，所述乙二醇的含量为2.6％至5.2％，所述尿素的含量为5％至10％，所述氟碳表面活性剂的含量为3％至5％。
15.在一个具体实施方式中，所述氟碳表面活性剂为全氟壬烯氧基苯磺酸钠。
16.本发明之二提供了一种纳米封堵型胍胶压裂液，所述压裂液的ph值为9至10，其包括杀菌剂、稠化剂、助排剂、粘土稳定剂、ph调节剂、如本发明之一中任意一项所述疏水型表面改性纳米封堵剂、交联剂和余量的水，以水的质量为100％计，杀菌剂的质量浓度为0.3％-0.5％，稠化剂的质量浓度为0.3％-0.6％，助排剂的质量浓度为0.3％-0.5％，粘土稳定剂的质量浓度为0.3％-0.5％，疏水型表面改性纳米封堵剂的质量浓度为0.3％-0.5％，交联剂的质量浓度为0.3％-0.6％。
17.在一个具体实施方式中，所述杀菌剂为甲醛、戊二醛和十二烷基三甲基氯化铵中的至少一种。
18.在一个具体实施方式中，所述稠化剂为羟丙基胍胶和/或羧甲基羟丙基胍胶。
19.在一个具体实施方式中，所述助排剂为聚氧乙烯胺醚和/或聚氧乙烯脂肪醇醚。
20.在一个具体实施方式中，所述粘土稳定剂为三甲基烷基铵盐和/或氯化十二烷基三甲胺。
21.在一个具体实施方式中，所述三甲基烷基铵盐选自三甲基甲基铵盐、三甲基羟乙基铵盐和三甲基丙烯基铵盐中的至少一种。
22.在一个具体实施方式中，所述ph调节剂为碳酸钠和/或氢氧化钠。
23.在一个具体实施方式中，所述交联剂为有机硼交联剂。
24.本发明的有益效果：
25.本发明的压裂液为一种纳米封堵型胍胶压裂液，其中含有的疏水型表面改性纳米封堵剂在施工中能阻止液体大量进入储层基质中降低伤害。
26.与对比例相比，所述纳米封堵型胍胶压裂液对致密砂岩储层的基质伤害明显降低，伤害率小于15％，伤害降低率达到50％以上。
具体实施方式
27.下面结合实施例对本发明作进一步说明，但本发明实施例仅为示例性的说明，该实施方式无论在任何情况下均不构成对本发明的限定。
28.除非特别说明，上述化学剂均为市售所得。
29.疏水性纳米二氧化硅购自上海缘江化工有限公司。
30.疏水型表面改性纳米封堵剂的制备
31.实施例1
32.总体系为100g。将2g 3-5nm疏水性纳米二氧化硅放入盛有76.3g蒸馏水的三颈烧瓶中搅拌，加入1.5g柠檬酸，加热到60℃后再加入5.2g乙二醇，60℃搅拌4h，然后60℃静置恒温18h，再然后在60℃下加入10g尿素和5g氟碳表面活性剂全氟壬烯氧基苯磺酸钠，混合均匀，在60℃下反应4h制得所述疏水型表面改性纳米封堵剂1#，为均相乳白色液体产品。
33.取上述制得的疏水型表面改性纳米封堵剂0.3g加入到100g蒸馏水中，配成0.3％质量浓度的水溶液，根据q/sh 1500 0029-2019《压裂材料技术规范》标准，测定溶液的表面张力21.98mn/m，泡沫高度88mm，半衰期54min。
34.实施例2
35.总体系为100g。将1g 3-5nm疏水性纳米二氧化硅放入盛有蒸馏水的三颈烧瓶中搅拌，加入0.5g柠檬酸，加热到70℃后再加入2.6g乙二醇，70℃搅拌5h，然后70℃静置恒温
19h，再然后在80℃下加入5g尿素和3g氟碳表面活性剂全氟壬烯氧基苯磺酸钠，混合均匀，在70℃下反应5h制得所述疏水型表面改性纳米封堵剂2#，为均相乳白色液体产品。
36.取上述制得的疏水型表面改性纳米封堵剂0.3g加入到100g蒸馏水中，配成0.3％质量浓度的水溶液，根据q/sh 1500 0029-2019《压裂材料技术规范》标准，测定溶液的表面张力21.12mn/m，泡沫高度90mm，半衰期58min。
37.实施例3
38.总体系为100g。将1.5g 3-5nm疏水性纳米二氧化硅放入盛有蒸馏水的三颈烧瓶中搅拌，加入1g柠檬酸，加热到80℃后再加入4g乙二醇，80℃搅拌6h，然后80℃静置恒温20h，再然后降温至70℃下加入8g尿素和4g氟碳表面活性剂全氟壬烯氧基苯磺酸钠混合均匀，升温至80℃，在80℃下反应6h制得所述疏水型表面改性纳米封堵剂3#，为均相乳白色液体产品。
39.取上述制得的疏水型表面改性纳米封堵剂0.3g加入到100g蒸馏水中，配成0.3％质量浓度的水溶液，根据q/sh 1500 0029-2019《压裂材料技术规范》标准，测定溶液的表面张力20.87mn/m，泡沫高度92mm，半衰期64min。
40.对比例1
41.总体系为100g。将2g 3-5nm疏水性纳米二氧化硅放入盛有蒸馏水的三颈烧瓶中搅拌，加入1.5g醋酸，加热到60℃后再加入5.2g乙醇，60℃搅拌4h，然后60℃恒温18h，再然后在60℃下加入10g尿素和5g表面活性剂吐温80，混合均匀，在60℃下反应4h制得所述疏水型表面改性纳米封堵剂4#，为一种白色结晶型固液体产品。
42.取上述制得的疏水型表面改性纳米封堵剂0.3g加入到100g蒸馏水中，配成0.3％质量浓度的水溶液，根据q/sh 1500 0029-2019《压裂材料技术规范》标准，测定溶液的表面张力为27.21mn/m，泡沫高度40mm，半衰期25min。
43.对比例2
44.总体系为100g。将1g 3-5nm疏水性纳米二氧化硅放入盛有蒸馏水的三颈烧瓶中搅拌，加入0.5g醋酸，加热到70℃后再加入2.6g二乙二醇，70℃搅拌5h，然后70℃恒温19h，再然后在70℃下加入5g尿素和3g表面活性剂十二烷基苯磺酸钠，混合均匀，在70℃下反应5h制得所述疏水型表面改性纳米封堵剂5#，为一种乳黄白色分层液体产品。
45.取上述制得的疏水型表面改性纳米封堵剂0.3g加入到100g蒸馏水中，配成0.3％质量浓度的水溶液，根据q/sh 1500 0029-2019《压裂材料技术规范》标准，测定溶液的表面张力28.34mn/m，泡沫高度30mm，半衰期20min。
46.对比例3
47.总体系为100g。将1.5g3-5nm疏水性纳米二氧化硅放入盛有蒸馏水的三颈烧瓶中搅拌，加入1g醋酸，加热到80℃后再加入4g聚乙烯醇，80℃搅拌6h，然后80℃恒温20h，再然后在80℃下加入8g尿素和4g表面活性剂十六烷基硫酸钠，混合均匀，在80℃下反应6h制得所述疏水型表面改性纳米封堵剂6#，为白色粘稠状液体产品。
48.取上述制得的疏水型表面改性纳米封堵剂0.3g加入到100g蒸馏水中，配成0.3％质量浓度的水溶液，根据q/sh 1500 0029-2019《压裂材料技术规范》标准，测定溶液的表面张力28.01mn/m，泡沫高度35mm，半衰期22min。
49.对比例4
50.总体系为100g。将2g 3-5nm疏水性纳米二氧化硅放入盛有蒸馏水的三颈烧瓶中搅拌，加入1.5g柠檬酸，加热到80℃后再加入5.2g二乙二醇，80℃搅拌5h，然后80℃恒温20h，再然后在80℃下加入10g三聚氰胺和5g氟碳表面活性剂全氟壬烯氧基苯磺酸钠，混合均匀，降温至60℃，在60℃下反应6h制得所述疏水型表面改性纳米封堵剂7#，为一种内含白色不溶物的液体产品。
51.取上述制得的疏水型表面改性纳米封堵剂0.3g加入到100g蒸馏水中，配成0.3％质量浓度的水溶液，根据q/sh 1500 0029-2019《压裂材料技术规范》标准，测定溶液的表面张力为28.59mn/m，泡沫高度15mm，半衰期18min。
52.压裂液的制备
53.实施例4
54.步骤1.25℃条件下，取500ml自来水放置于1000ml容器中；
55.步骤2.在400转/分搅拌条件下，将1.5g甲醛和戊二醛以1:10比例混合作为杀菌剂加入到上述水中，搅拌均匀，继续加入1.5g稠化剂羟丙基胍胶，持续搅拌至羟丙基胍胶在水中完全溶解，得到第一溶液；
56.步骤3.在搅拌状态下，将2.5g助排剂聚氧乙烯胺醚、2.5g粘土稳定剂氯化十二烷基三甲胺和1.5g疏水型表面改性纳米封堵剂2#依次加入到第一溶液中，持续搅拌至溶液粘度不再变化，得到第二溶液；
57.步骤4.将0.5g碳酸钠加入到第二溶液中，搅拌至碳酸钠在水中完全溶解后静置30min即得压裂液基液，其ph值为9；
58.步骤5.将1.5g有机硼交联剂(东营施普瑞石油工程技术有限公司)加入到压裂液基液中，搅拌均匀即得压裂液(或称之为压裂液冻胶)。
59.实施例5
60.步骤1. 25℃条件下，取500ml自来水放置于1000ml容器中；
61.步骤2.在400转/分搅拌条件下，将1.5g十二烷基三甲基氯化铵作为杀菌剂加入到上述水中，搅拌均匀，继续加入2.0g稠化剂羟丙基胍胶，持续搅拌至羟丙基胍胶在水中完全溶解，得到第一溶液；
62.步骤3.在搅拌状态下，将2.5g助排剂聚氧乙烯胺醚、2.5g粘土稳定剂三甲基丙烯基铵盐和1.5g疏水型表面改性纳米封堵剂2#依次加入到第一溶液中，持续搅拌至溶液粘度不再变化，得到第二溶液；
63.步骤4.将0.75g碳酸钠加入到第二溶液中，搅拌至碳酸钠在水中完全溶解后静置30min即得压裂液基液，其ph值为9.5；
64.步骤5.将2.0g有机硼交联剂(东营施普瑞石油工程技术有限公司)加入到压裂液基液中，搅拌均匀即得压裂液(或称之为压裂液冻胶)。
65.实施例6
66.步骤1. 25℃条件下，取500ml自来水放置于1000ml容器中；
67.步骤2.在400转/分搅拌条件下，将2.5g甲醛和戊二醛以1:10比例混合作为杀菌剂加入到上述水中，搅拌均匀，继续加入2.5g稠化剂羧甲基羟丙基胍胶，持续搅拌至羧甲基羟丙基胍胶在水中完全溶解，得到第一溶液；
68.步骤3.在搅拌状态下，将2.5g助排剂聚氧乙烯胺醚、2.5g粘土稳定剂氯化十二烷
基三甲胺和1.5g疏水型表面改性纳米封堵剂2#依次加入到第一溶液中，持续搅拌至溶液粘度不再变化，得到第二溶液；
69.步骤4.将0.05g氢氧化钠加入到第二溶液中，搅拌至氢氧化钠在水中完全溶解后静置30min即得压裂液基液，其ph值为9.5；
70.步骤5.将2.5g有机硼交联剂(东营施普瑞石油工程技术有限公司)加入到压裂液基液中，搅拌均匀即得压裂液(或称之为压裂液冻胶)。
71.实施例7
72.步骤1. 25℃条件下，取500ml自来水放置于1000ml容器中；
73.步骤2.在400转/分搅拌条件下，将2.5g十二烷基三甲基氯化铵作为杀菌剂加入到上述水中，搅拌均匀，继续加入3.0g稠化剂羟丙基胍胶，持续搅拌至羟丙基胍胶在水中完全溶解，得到第一溶液；
74.步骤3.在搅拌状态下，将2.5g助排剂聚氧乙烯胺醚、2.5g粘土稳定剂三甲基羟乙基铵盐和1.5g疏水型表面改性纳米封堵剂2#依次加入到第一溶液中，持续搅拌至溶液粘度不再变化，得到第二溶液；
75.步骤4.将0.075g氢氧化钠加入到第二溶液中，搅拌至氢氧化钠在水中完全溶解后静置30min即得压裂液基液，其ph值为10；
76.步骤5.将3.0g有机硼交联剂(东营施普瑞石油工程技术有限公司)加入到压裂液基液中，搅拌均匀即得压裂液(或称之为压裂液冻胶)。
77.实施例8
78.步骤1. 25℃条件下，取500ml自来水放置于1000ml容器中；
79.步骤2.在400转/分搅拌条件下，将1.5g甲醛和戊二醛以1:10比例混合作为杀菌剂加入到上述水中，搅拌均匀，继续加入1.5g稠化剂羧甲基羟丙基胍胶，持续搅拌至羧甲基羟丙基胍胶在水中完全溶解，得到第一溶液；
80.步骤3.在搅拌状态下，将1.5g助排剂聚氧乙烯脂肪醇醚、1.5g粘土稳定剂氯化十二烷基三甲胺和1.5g疏水型表面改性纳米封堵剂2#依次加入到第一溶液中，持续搅拌至溶液粘度不再变化，得到第二溶液；
81.步骤4.将0.5g碳酸钠加入到第二溶液中，搅拌至碳酸钠在水中完全溶解后静置30min即得压裂液基液，其ph值为9；
82.步骤5.将1.5g有机硼交联剂(东营施普瑞石油工程技术有限公司)加入到压裂液基液中，搅拌均匀即得压裂液(或称之为压裂液冻胶)。
83.实施例9
84.步骤1. 25℃条件下，取500ml自来水放置于1000ml容器中；
85.步骤2.在400转/分搅拌条件下，将1.5g十二烷基三甲基氯化铵作为杀菌剂加入到上述水中，搅拌均匀，继续加入2.0g稠化剂羟丙基胍胶，持续搅拌至羟丙基胍胶在水中完全溶解，得到第一溶液；
86.步骤3.在搅拌状态下，将2.5g助排剂聚氧乙烯脂肪醇醚、2.5g粘土稳定剂三甲基甲基铵盐和1.5g疏水型表面改性纳米封堵剂2#依次加入到第一溶液中，持续搅拌至溶液粘度不再变化，得到第二溶液；
87.步骤4.将0.75g碳酸钠加入到第二溶液中，搅拌至碳酸钠在水中完全溶解后静置
30min即得压裂液基液，其ph值为9.5；
88.步骤5.将1.75g有机硼交联剂(东营施普瑞石油工程技术有限公司)加入到压裂液基液中，搅拌均匀即得压裂液(或称之为压裂液冻胶)。
89.实施例10
90.步骤1. 25℃条件下，取500ml自来水放置于1000ml容器中；
91.步骤2.在400转/分搅拌条件下，将2.5g甲醛和戊二醛以1:10比例混合作为杀菌剂加入到上述水中，搅拌均匀，继续加入2.5g稠化剂羧甲基羟丙基胍胶，持续搅拌至羧甲基羟丙基胍胶在水中完全溶解，得到第一溶液；
92.步骤3.在搅拌状态下，将2.5g助排剂聚氧乙烯脂肪醇醚、2.5g粘土稳定剂氯化十二烷基三甲胺和2.5g疏水型表面改性纳米封堵剂2#依次加入到第一溶液中，持续搅拌至溶液粘度不再变化，得到第二溶液；
93.步骤4.将1.0g碳酸钠加入到第二溶液中，搅拌至碳酸钠在水中完全溶解后静置30min即得压裂液基液，其ph值为9.5；
94.步骤5.将2.0g有机硼交联剂(东营施普瑞石油工程技术有限公司)加入到压裂液基液中，搅拌均匀即得压裂液(或称之为压裂液冻胶)。
95.实施例11
96.步骤1. 25℃条件下，取500g自来水放置于1000ml容器中；
97.步骤2.在400转/分搅拌条件下，将2.5g十二烷基三甲基氯化铵作为杀菌剂加入到上述水中，搅拌均匀，继续加入2.5g稠化剂羟丙基胍胶，持续搅拌至羟丙基胍胶在水中完全溶解，得到第一溶液；
98.步骤3.在搅拌状态下，将2.5g助排剂聚氧乙烯脂肪醇醚、2.5g粘土稳定剂三甲基丙烯基铵盐和2.5g疏水型表面改性纳米封堵剂1#依次加入到第一溶液中，持续搅拌至溶液粘度不再变化，得到第二溶液；
99.步骤4.将0.05g氢氧化钠加入到第二溶液中，搅拌至氢氧化钠在水中完全溶解后静置30min即得压裂液基液，其ph值为9.5；
100.步骤5.将2.5g有机硼交联剂(东营施普瑞石油工程技术有限公司)加入到压裂液基液中，搅拌均匀即得压裂液(或称之为压裂液冻胶)。
101.实施例12
102.步骤1.25℃条件下，取500ml自来水放置于1000ml容器中；
103.步骤2.在400转/分搅拌条件下，将2.5g甲醛和戊二醛以1:10比例混合作为杀菌剂加入到上述水中，搅拌均匀，继续加入3.0g稠化剂羧甲基羟丙基胍胶，持续搅拌至羧甲基羟丙基胍胶在水中完全溶解，得到第一溶液；
104.步骤3.在搅拌状态下，将2.5g助排剂聚氧乙烯脂肪醇醚、2.5g粘土稳定剂氯化十二烷基三甲胺和2.0g疏水型表面改性纳米封堵剂3#依次加入到第一溶液中，持续搅拌至溶液粘度不变化，得到第二溶液；
105.步骤4.将0.075g氢氧化钠加入到第二溶液中，搅拌至氢氧化钠在水中完全溶解后静置30min即得压裂液基液，其ph值为10；
106.步骤5.将3.0g有机硼交联剂(东营施普瑞石油工程技术有限公司)加入到压裂液基液中，搅拌均匀即得压裂液(或称之为压裂液冻胶)。
107.实施例13
108.步骤1. 25℃条件下，取500ml自来水放置于1000ml容器中；
109.步骤2.在400转/分搅拌条件下，将2.5g十二烷基三甲基氯化铵作为杀菌剂加入到上述水中，搅拌均匀，继续加入3.0g稠化剂羟丙基胍胶，持续搅拌至羟丙基胍胶在水中完全溶解，得到第一溶液；
110.步骤3.在搅拌状态下，将2.5g助排剂聚氧乙烯脂肪醇醚、2.5g粘土稳定剂三甲基丙烯基铵盐和2.5g疏水型表面改性纳米封堵剂2#依次加入到第一溶液中，持续搅拌至溶液粘度不再变化，得到第二溶液；
111.步骤4.将1.5g碳酸钠加入到第二溶液中，搅拌至碳酸钠在水中完全溶解后静置30min即得压裂液基液，其ph值为10；
112.步骤5.将3.0g有机硼交联剂(东营施普瑞石油工程技术有限公司)加入到压裂液基液中，搅拌均匀即得压裂液(或称之为压裂液冻胶)。
113.对比例5
114.步骤1. 25℃条件下，取500ml自来水放置于1000ml容器中；
115.步骤2.在400转/分搅拌条件下，将1.5g甲醛和戊二醛以1:10比例混合作为杀菌剂加入到上述水中，搅拌均匀，继续加入1.5g稠化剂羟丙基胍胶，持续搅拌至羟丙基胍胶在水中完全溶解，得到第一溶液；
116.步骤3.在搅拌状态下，将2.5g助排剂聚氧乙烯胺醚和2.5g粘土稳定剂氯化十二烷基三甲胺依次加入到第一溶液中，持续搅拌至溶液粘度不再变化，得到第二溶液；
117.步骤4.将0.5g碳酸钠加入到第二溶液中，搅拌至碳酸钠在水中完全溶解后静置30min即得压裂液基液，其ph值为9；
118.步骤5.将1.5g有机硼交联剂(东营施普瑞石油工程技术有限公司)加入到压裂液基液中，搅拌均匀即得压裂液(或称之为压裂液冻胶)。
119.对比例6
120.步骤1. 25℃条件下，取500ml自来水放置于1000ml容器中；
121.步骤2.在400转/分搅拌条件下，将1.5g甲醛和戊二醛以1:10比例混合作为杀菌剂加入到上述水中，搅拌均匀，继续加入1.5g稠化剂羟丙基胍胶，持续搅拌至羟丙基胍胶在水中完全溶解，得到第一溶液；
122.步骤3.在搅拌状态下，将2.5g助排剂聚氧乙烯胺醚、2.5g粘土稳定剂氯化十二烷基三甲胺和亲水型表面改性纳米封堵剂(市售)依次加入到第一溶液中，持续搅拌至溶液粘度不再变化，得到第二溶液；
123.步骤4.将0.5g碳酸钠加入到第二溶液中，搅拌至碳酸钠在水中完全溶解后静置30min即得压裂液基液，其ph值为9；
124.步骤5.将1.5g有机硼交联剂(东营施普瑞石油工程技术有限公司)加入到压裂液基液中，搅拌均匀即得压裂液(或称之为压裂液冻胶)。
125.对比例7
126.使用的疏水型表面改性纳米封堵剂由对比例1制备得到，其他同实施例7。
127.对比例8
128.使用的疏水型表面改性纳米封堵剂由对比例2制备得到，其他同实施例7。
129.对比例9
130.使用的疏水型表面改性纳米封堵剂由对比例3制备得到，其他同实施例7。
131.对比例10
132.使用的疏水型表面改性纳米封堵剂由对比例4制备得到，其他同实施例7。
133.以上述实施例和对比例制得的压裂液进行了致密砂岩岩心伤害性能评价实验，具体实验条件及要求是：将各实施例和对比例的压裂液冻胶样品分别加入高温高压滤失仪中，设定温度为80℃，压力为3.5mpa，制得滤液300ml，选用渗透率在同一数量级的致密砂岩天然岩心，测定滤液伤害前后的岩心渗透率降低率即为岩心伤害率。通过前述实验，取得如表1所示的压裂液伤害性能评价实验结果。
134.表1
135.实施例致密砂岩岩心伤害率/％实施例413.22实施例513.78实施例613.96实施例714.35实施例812.97实施例913.04实施例1013.43实施例1114.21实施例1214.52实施例1314.68对比例530.01对比例625.14对比例729.38对比例829.11对比例928.76对比例1028.34
136.通过表1中的实验结果可以清楚的看出，本发明的上述各实施例所制得的纳米封堵型胍胶压裂液对致密砂岩岩心的伤害率均小于15％，与对比例5至10相比，其伤害降低率达到50％以上。由此可见，本发明纳米封堵型胍胶压裂液能够广泛适宜于各种致密砂岩气藏的压裂改造。
137.虽然本发明已经参照具体实施方式进行了描述，但是本领域的技术人员应该理解在没有脱离本发明的真正的精神和范围的情况下，可以进行的各种改变。此外，可以对本发明的主体、精神和范围进行多种改变以适应特定的情形、材料、材料组合物和方法。所有的这些改变均包括在本发明的权利要求的范围内。