滲吸采油用非交聯(lián)締合型清潔壓裂液體系*

任洪達(dá)，許成軍，孫錫澤，蒲 迪，董景鋒，郭擁軍2，

（1.中國(guó)石油新疆油田分公司工程技術(shù)研究院，新疆克拉瑪依 834000；2.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川成都 610500；3.西南石油大學(xué)化學(xué)化工學(xué)院，四川成都 610500）

0 前言

隨著國(guó)內(nèi)油氣田的不斷勘探開(kāi)發(fā)，豐富的低滲透致密油氣資源逐漸成為開(kāi)發(fā)主體之一［1］。低滲透致密油儲(chǔ)層開(kāi)發(fā)普遍存在的問(wèn)題是能量低、孔隙度低、滲透率低、非均質(zhì)性強(qiáng)，常規(guī)注水難以取得較好的開(kāi)發(fā)效果。目前低滲透致密油藏主要開(kāi)發(fā)方式為體積壓裂［2-3］，很多研究者在此基礎(chǔ)上提出了“體積壓裂+滲吸采油”的開(kāi)發(fā)模式［1-2］，利用低滲透致密油藏細(xì)小孔喉產(chǎn)生的強(qiáng)毛管力，在壓裂液體系中加入滲吸劑［4-5］，在形成人工縫網(wǎng)后燜井，所形成的破膠液在毛管力作用下進(jìn)入儲(chǔ)層，置換原油［6］，進(jìn)一步提高壓裂后的產(chǎn)量［2，7-8］。這種開(kāi)發(fā)模式同時(shí)也解決了壓裂返排液難處理、回收利用率低，資源浪費(fèi)等問(wèn)題。

目前對(duì)于滲吸采油壓裂液的研究為潤(rùn)濕性、界面張力、滲透壓、燜井時(shí)間及儲(chǔ)層滲透率、孔隙孔喉半徑等因素對(duì)滲吸效果的影響［9-13］，并未考慮破膠液中殘?jiān)考俺砘瘎┢颇z后的相對(duì)分子質(zhì)量對(duì)滲吸采收率的影響。部分研究者采用過(guò)濾后的破膠液研究其滲吸采收率［14-15］，而在現(xiàn)場(chǎng)施工過(guò)程中壓裂后就進(jìn)行燜井，無(wú)法進(jìn)行過(guò)濾。

本文針對(duì)新疆油田某區(qū)塊，考察了破膠液中殘?jiān)考俺砘瘎┫鄬?duì)分子質(zhì)量對(duì)滲吸采收率的影響，并基于非交聯(lián)締合型清潔稠化劑［16］，利用其結(jié)構(gòu)特征及與表面活性劑的相互作用規(guī)律，通過(guò)滲吸劑優(yōu)選、滲吸劑與非交聯(lián)締合型稠化劑相互作用研究，構(gòu)建了一套破膠后殘?jiān)?、相?duì)分子質(zhì)量低的高效滲吸采油非交聯(lián)締合型清潔壓裂液體系，為低滲透致密儲(chǔ)層高效開(kāi)采提供理論依據(jù)及技術(shù)支持。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 材料與儀器

非交聯(lián)締合型稠化劑CFZ，相對(duì)分子質(zhì)量418×104g/mol，水解度23.25%，實(shí)驗(yàn)室自制；羥丙基胍膠（HPG），工業(yè)級(jí)，中國(guó)石油化學(xué)昆山公司；脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸鈉AES、烷基糖苷APG1214、氟碳表面活性劑FC-118，工業(yè)級(jí)，上海建鴻實(shí)業(yè)有限公司；混合碳鏈異構(gòu)醇聚氧乙烯醚SZX-1、聚氧乙烯山梨醇單脂SZX-2、直鏈烷基丙氧基硫酸鹽SZX-3、烷基二苯基氧化物磺酸鹽SZX-4，實(shí)驗(yàn)室自制；過(guò)硫酸銨，APS，分析純，成都市科龍化工試劑廠；實(shí)驗(yàn)用油為新疆油田某區(qū)塊脫水原油與煤油配制而成，黏度（儲(chǔ)層溫度90 ℃）為10.52 mPa·s；實(shí)驗(yàn)用水為自來(lái)水；實(shí)驗(yàn)用巖心為人造巖心，氣測(cè)滲透率10×10-3μm2，尺寸φ2.5×10 cm，北京石大融智科技有限公司。

ZNN-D6B型電動(dòng)六速旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)，青島同春石油儀器有限公司；RS6000 型高溫流變儀，德國(guó)Haake 公司；DSA100 型卓越型接觸角測(cè)量?jī)x，德國(guó)克呂士科學(xué)儀器有限公司；TX-500C 型全量程旋轉(zhuǎn)滴界面張力測(cè)量?jī)x，美國(guó)CNG公司；PL-GPC50型凝膠色譜儀，美國(guó)Agilent 公司；體積法滲吸采油實(shí)驗(yàn)裝置，實(shí)驗(yàn)室自制，實(shí)驗(yàn)裝置示意圖見(jiàn)圖1。

圖1 體積法滲吸采油實(shí)驗(yàn)裝置示意圖

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

（1）壓裂液破膠處理

向一定質(zhì)量分?jǐn)?shù)的稠化劑HPG 溶液中分別加入0.2%的滲吸劑SZX-1 和一定量的破膠劑過(guò)硫酸銨，通過(guò)調(diào)整胍膠濃度控制破膠液中的殘?jiān)?，通過(guò)調(diào)整破膠劑加量、破膠時(shí)間、破膠溫度控制破膠液中胍膠稠化劑的相對(duì)分子質(zhì)量。

（2）觸角測(cè)定

將人造巖心切成薄片，并置于新疆油田某區(qū)塊的脫水原油中，在90 ℃下浸泡15 d，使其表面變?yōu)橛蜐駹?。采用DSA100接觸角測(cè)量?jī)x測(cè)試不同滲吸液體在油濕巖心表面的接觸角。

（3）界面張力測(cè)定

使用TX-500C全量程旋轉(zhuǎn)滴界面張力測(cè)量?jī)x，在90 ℃、5000 r/min 下測(cè)試滲吸體系與新疆油田某區(qū)塊原油之間的界面張力。

（4）相對(duì)分子質(zhì)量測(cè)定

采用Agilent 凝膠滲透色譜儀測(cè)試，色譜柱用PLgel 5um MIXED-C。將破膠液過(guò)濾、脫氣后放入樣品瓶，打開(kāi)濃度檢測(cè)器，等待系統(tǒng)平衡穩(wěn)定后開(kāi)始測(cè)試。用注射器將樣品勻速注入進(jìn)樣器，在計(jì)算機(jī)上觀察凝膠滲透色譜（GPC）曲線，計(jì)算重量平均相對(duì)分子質(zhì)量。

（5）壓裂液性能測(cè)定

參照中國(guó)石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5107—2005《水基壓裂液性能評(píng)價(jià)方法》中的相關(guān)評(píng)價(jià)方法進(jìn)行測(cè)定。采用ZNN-D6B電動(dòng)六速旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)在溫度25 ℃、剪切速率170 s-1下測(cè)試壓裂液的表觀黏度；采用RS6000哈克高溫流變儀在溫度90 ℃、剪切速率170 s-1下對(duì)壓裂液連續(xù)剪切90 min，測(cè)試黏度隨剪切時(shí)間的變化以考察壓裂液的耐溫耐剪切能力；在溫度90 ℃下對(duì)壓裂液密閉恒溫破膠4 h，將徹底破膠的破膠液全部移入已烘干恒量的離心管中，在3000 r/min的轉(zhuǎn)速下離心30 min，然后慢慢傾倒出上層清液，再用50 mL 水洗滌破膠容器后倒入離心管中，用玻璃棒攪拌洗滌殘?jiān)鼧悠?，再放人離心機(jī)中離心20 min，傾倒上層清液，將離心管放入恒溫電熱千燥箱中烘烤，在溫度105 ℃下烘干至恒量，計(jì)算殘?jiān)俊?/p>

（6）滲吸采收率測(cè)試

測(cè)試巖心的滲透率、孔隙度等參數(shù)，選擇參數(shù)相近的巖心飽和新疆某區(qū)塊模擬原油，計(jì)算其飽和油體積及含油飽和度；密封好后在90 ℃下熟化放置15 d，將其放入滲吸采油實(shí)驗(yàn)裝置中并裝入待測(cè)滲吸液，在90 ℃下進(jìn)行滲吸采油實(shí)驗(yàn)，每隔6 h讀取油相體積，直到油相體積連續(xù)24 h 不變，計(jì)算滲吸采收率。

2 結(jié)果與討論

2.1 滲吸采油影響因素

2.1.1 接觸角及界面張力影響分析

低滲透油藏滲吸采油的關(guān)鍵在于毛細(xì)管力。對(duì)于水濕儲(chǔ)層，清水與儲(chǔ)層表面接觸角θ＜90°，清水即是潤(rùn)濕相，毛細(xì)管力是動(dòng)力，加入滲吸劑可進(jìn)一步降低水相與儲(chǔ)層表面的接觸角，增加毛細(xì)管力，進(jìn)而提高滲吸采收率；對(duì)于中性或油濕儲(chǔ)層，清水與儲(chǔ)層表面的接觸角θ=90°時(shí)，不存在毛細(xì)管力，清水與儲(chǔ)層表面接觸角θ＞90°時(shí)，清水為非潤(rùn)濕相，毛細(xì)管力為阻力，加入滲吸劑后水相變?yōu)闈?rùn)濕相，毛細(xì)管力成為動(dòng)力，滲吸液可進(jìn)入儲(chǔ)層置換原油，提高采收率。兩種情況下，降低水相在儲(chǔ)層表面的接觸角，一方面可使毛細(xì)管力成為動(dòng)力同時(shí)增強(qiáng)毛細(xì)管力；另一方面根據(jù)黏附功計(jì)算公式（1），滲吸劑將多孔介質(zhì)表面潤(rùn)濕性變?yōu)樗疂窈?，油相在水濕多孔介質(zhì)表面接觸角變大，原油的黏附功降低，有利于原油置換，從而提高滲吸采收率。因此，水相在儲(chǔ)層表面的接觸角越低，對(duì)滲吸采油越有利，參考已有的研究結(jié)果［15］，本文優(yōu)選接觸角小于40°的滲吸劑。

根據(jù)毛細(xì)管力計(jì)算公式（2），油水界面張力對(duì)毛細(xì)管力有一定的影響，界面張力降低，導(dǎo)致毛細(xì)管力降低，降低滲吸采收率；但是根據(jù)原油在巖石表面的黏附功計(jì)算公式（式1），降低油水界面張力，可降低原油在多孔介質(zhì)表面的黏附功，使流動(dòng)阻力降低，原油更易被置換，提高滲吸采收率［15，17］。因此，對(duì)于滲吸采油，界面張力存在最佳范圍，參考已有的研究結(jié)果［11］，優(yōu)選油水界面張力在0.1～2 mN/m范圍的滲吸劑。

式中：w黏附—黏附功；σ油水—油水界面張力；θ—油對(duì)巖石表面接觸角。

式中：pC—毛細(xì)管力；σ—油水界面張力；θ—水相在巖石表面接觸角；r—毛細(xì)管半徑。

2.1.2 破膠液殘?jiān)繉?duì)滲吸采收率影響

在一定濃度的稠化劑HPG 溶液中分別加入滲吸劑0.2% SZX-1 及足量的破膠劑過(guò)硫酸銨（0.06%），通過(guò)調(diào)整胍膠濃度控制破膠液中的殘?jiān)?，研究破膠液中的殘?jiān)繉?duì)滲吸采收率影響。經(jīng)過(guò)測(cè)試調(diào)整，獲得6種殘?jiān)糠謩e為17.3、38.5、95.2，207.6、319.5、422.7 mg/L的破膠液，這6種不同殘?jiān)科颇z液在油濕巖心表面的接觸角均在25～30°范圍，與煤油間的界面張力均在0.6～0.7 mN/m 范圍，平均相對(duì)分子質(zhì)量均在1.2×104～1.4×104范圍。

巖心飽和油熟化后，在90 ℃下測(cè)試不同殘?jiān)科颇z液對(duì)油濕巖心的滲吸采收率，結(jié)果如圖2 所示。隨破膠液殘?jiān)吭黾?，滲吸采收率降低，當(dāng)破膠液中殘?jiān)酱笥诳缀頃r(shí)，殘?jiān)鼤?huì)直接堵塞流動(dòng)通道。在實(shí)際壓裂過(guò)程中，大粒徑的殘?jiān)邏合聲?huì)在儲(chǔ)層表面形成濾餅，阻礙滲吸劑進(jìn)入，同時(shí)也阻礙原油置換；當(dāng)殘?jiān)叫∮诳缀頃r(shí)，微粒進(jìn)入巖心中也會(huì)減小滲流半徑，降低導(dǎo)流能力，增大原油流動(dòng)阻力甚至阻止原油置換［18-19］。殘?jiān)吭蕉鄬?duì)巖心的傷害越嚴(yán)重［19］，滲吸采收率呈下降趨勢(shì)。為保證滲吸采油壓裂液達(dá)到預(yù)期效果，體系應(yīng)采用低殘?jiān)膲毫岩骸?/p>

圖2 滲吸采收率隨殘?jiān)孔兓闆r

2.1.3 破膠液中稠化劑相對(duì)分子質(zhì)量對(duì)滲吸采收率影響

在0.3%的胍膠稠化劑溶液中加入0.2%的滲吸劑SZX-1，通過(guò)調(diào)整破膠劑加量、破膠時(shí)間、破膠溫度，從而控制破膠液中胍膠稠化劑的相對(duì)分子質(zhì)量，并用篩網(wǎng)將破膠液過(guò)濾，排除殘?jiān)绊憽＝?jīng)過(guò)測(cè)試調(diào)整，獲得6 種稠化劑相對(duì)分子質(zhì)量分別為0.52×104、1.36×104、5.75×104、10.34×104、35.67×104、52.72×104的破膠液，這6 種破膠液在油濕巖心表面的接觸角均在25～30°范圍，與煤油間的界面張力均在0.6～0.7 mN/m 范圍，過(guò)濾后殘?jiān)烤∮?0 mg/L。

對(duì)巖心飽和油熟化后，在90 ℃下考察破膠液中稠化劑的相對(duì)分子質(zhì)量對(duì)滲吸采收率的影響，結(jié)果如圖3所示。隨破膠液中稠化劑相對(duì)分子質(zhì)量的增加，滲吸采收率呈現(xiàn)下降的趨勢(shì)，稠化劑平均相對(duì)分子質(zhì)量較小時(shí)，稠化劑分子會(huì)隨著滲吸劑少量進(jìn)入巖心中，吸附在孔喉表面，形成吸附膜，導(dǎo)致巖心中大孔隙減少，滲吸毛管半徑減小，原油流動(dòng)通道減小、流動(dòng)阻力增大，滲吸采收率減?。浑S著平均相對(duì)分子質(zhì)量增加，吸附膜厚度增加，微粒架橋增加，儲(chǔ)層傷害程度迅速增加，導(dǎo)流能力下降幅度增大［18-20］。同時(shí)，相對(duì)分子質(zhì)量大的稠化劑分子會(huì)吸附在巖心表面，導(dǎo)致滲吸劑更難滲吸進(jìn)入巖心、原油更難排出，滲吸采收率大幅度降低。為提高滲吸采收率，要求滲吸采油壓裂液徹底破膠，破膠后稠化劑相對(duì)分子質(zhì)量要盡可能得低。

圖3 滲吸液中稠化劑相對(duì)分子質(zhì)量對(duì)滲吸采收率的影響

2.2 滲吸采油非交聯(lián)締合型壓裂液體系構(gòu)建

根據(jù)2.1 節(jié)研究得到的滲吸采油影響規(guī)律，為了進(jìn)一步提高壓裂后的產(chǎn)量，滲吸采油壓裂液體系在滿足基本性能指標(biāo)的同時(shí)，還需滿足破膠液低殘?jiān)?、低相?duì)分子質(zhì)量的要求。非交聯(lián)締合型稠化劑本身是一種清潔稠化劑，該稠化劑具有特殊的分子結(jié)構(gòu)，通過(guò)疏水締合、氫鍵、靜電作用形成了非交聯(lián)締合型聚集體，屬于物理可逆交聯(lián)，無(wú)需加入化學(xué)交聯(lián)劑，破膠液中殘?jiān)扛停瑫r(shí)由于非交聯(lián)締合型稠化劑自身相對(duì)分子質(zhì)量低，破膠更徹底，破膠后相對(duì)分子質(zhì)量更低［16，21］。

因此，基于非交聯(lián)締合型稠化劑，利用其結(jié)構(gòu)特征及增黏機(jī)理，通過(guò)研究非交聯(lián)締合型稠化劑分子鏈上的疏水基團(tuán)與不同滲吸劑分子中的疏水基團(tuán)相互作用規(guī)律，獲得與非交聯(lián)締合型稠化劑相互作用締合形成更強(qiáng)網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)的滲吸劑，進(jìn)一步減少稠化劑用量，使破膠更徹底，破膠液中稠化劑相對(duì)分子質(zhì)量及殘?jiān)扛汀?/p>

2.2.1 滲吸劑優(yōu)選

用清水配制質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為0.01%、0.05%、0.1%、0.2%、0.3%的不同滲吸劑溶液，采用DSA100接觸角測(cè)量?jī)x測(cè)試不同滲吸劑溶液在油濕巖心薄片表面的接觸角，結(jié)果如圖4 所示。滲吸劑AES、APG1214、FC-118溶液在油濕巖心表面的接觸角均大于40°；而滲吸劑SZX-1、SZX-2、SZX-3、SZX-4溶液在油濕巖心表面的接觸角小于40°。進(jìn)一步測(cè)試不同濃度下這4 種滲吸劑溶液與原油的界面張力，結(jié)果如圖5 所示。根據(jù)2.1.1 節(jié)中界面張力對(duì)滲吸采油影響分析，優(yōu)選油水界面張力在0.1～1 mN/m范圍內(nèi)的滲吸劑SZX-1、SZX-2、SZX-3。

圖4 不同濃度滲吸劑溶液在油濕巖心表面的接觸角

圖5 不同濃度滲吸劑溶液與原油間的界面張力

2.2.2 非交聯(lián)締合型稠化劑濃度優(yōu)選

在溫度25 ℃、剪切速率170 s-1下，不同濃度的非交聯(lián)締合型稠化劑CFZ 溶液的表觀黏度測(cè)試結(jié)果如圖6 所示。質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于0.3%時(shí)，CFZ 分子間出現(xiàn)較強(qiáng)的締合作用，形成了超分子空間網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)的聚集體，基液黏度大于50 mPa·s，以下選擇CFZ質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%，研究非交聯(lián)締合型稠化劑CFZ與滲吸劑的相互作用規(guī)律。

圖6 非交聯(lián)締合稠化劑溶液黏度隨濃度的變化

2.2.3 滲吸劑與非交聯(lián)締合型稠化劑的相互作用

質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%的非交聯(lián)締合型稠化劑CFZ與不同濃度滲吸劑（SZX-1、SZX-2、SZX-3）的復(fù)合體系在溫度25℃、170 s-1下的表觀黏度測(cè)試結(jié)果如圖7 所示。隨滲吸劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增大，復(fù)合體系的黏度先增大后降低，當(dāng)SZX-1 質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.15%、SZX-2質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.1%時(shí)，兩種復(fù)合體系的黏度達(dá)到最大，可達(dá)到質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%的非交聯(lián)締合型稠化劑的黏度。此時(shí)，滲吸劑分子的疏水尾基與聚合物CFZ的疏水基團(tuán)形成新的聚集體，使鏈內(nèi)締合向鏈間締合轉(zhuǎn)變，形成更大規(guī)模的、更強(qiáng)的空間網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)［22］（如圖8所示）。加入滲吸劑SZX-1與SZX-2可以大幅減少稠化劑用量。

圖7 不同滲吸劑對(duì)非交聯(lián)締合稠化劑黏度的影響

圖8 0.3%CFZ（a）和0.3%CFZ+0.2%SZX-1（b）體系的微觀結(jié)構(gòu)對(duì)比

2.2.4 耐溫耐剪切能力

0.3 % CFZ+0.15% SZX-1+0.06% APS、0.3%CFZ+0.2% SZX-1+0.06% APS、0.3% CFZ+0.1%SZX-2+0.06% APS、0.3% CFZ+0.15% SZX-2+0.06%APS 這4 個(gè)體系的耐溫耐剪切能力如圖9 所示，溫度為90 ℃、剪切速率為170 s-1。由圖9 可知，CFZ 與SZX-2 所形成的締合結(jié)構(gòu)不夠穩(wěn)定，隨溫度的升高及剪切時(shí)間的延長(zhǎng)，網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)被破壞，耐溫耐剪切能力較差；CFZ 與SZX-1 所形成的締合結(jié)構(gòu)較穩(wěn)定，0.3% CFZ+0.15% SZX-1 與0.3% CFZ+0.2%SZX-1體系在溫度90 ℃、剪切速率為170 s-1下剪切90 min 后的黏度分別為88.6、77.43 mPa·s，均滿足天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 6376—2008《壓裂液通用技術(shù)條件》中的指標(biāo)要求。

圖9 不同體系的耐溫耐剪切能力

2.2.5 滲吸采收率

不同滲吸采油體系的性能參數(shù)及滲吸采收率如表1所示。CFZ破膠液可小幅度降低在油濕表面的接觸角及油水界面張力，但由于其破膠液含有少量殘?jiān)熬哂幸欢ㄏ鄬?duì)分子質(zhì)量，因此，滲吸采收率與清水差異不大。單獨(dú)SZX-1 可大幅度降低油濕表面接觸角及油水界面張力，因此可大幅度提高滲吸采收率。CFZ與SZX-1復(fù)配后2個(gè)體系破膠后的殘?jiān)烤∮?0 mg/L，相對(duì)分子質(zhì)量低于2×104，相比單獨(dú)滲吸劑，加入稠化劑CFZ 破膠后滲吸采收率略有降低，同時(shí)，加入0.2%的SZX-1 相比0.15%的SZX-1，復(fù)合體系的潤(rùn)濕性改善能力更強(qiáng)，在油濕巖心表面的接觸角更小，滲吸采收率更高。綜合考慮，確定了破膠后殘?jiān)?、相?duì)分子質(zhì)量低的高效滲吸采油非交聯(lián)締合型清潔壓裂液體系配方為：0.3%CFZ+0.2%SZX-1+0.06%APS。

表1 不同壓裂液體系參數(shù)及滲吸采收率

3 結(jié)論

通過(guò)分析接觸角及油水界面張力影響滲吸采收率的原理，并參考已有的研究成果，確定滲吸劑的優(yōu)選指標(biāo)為：接觸角小于40°，界面張力范圍為0.1～1 mN/m。

隨破膠液中殘?jiān)考俺砘瘎┫鄬?duì)分子質(zhì)量的增大，滲吸采油壓裂液的采收率降低。為達(dá)到預(yù)期壓后產(chǎn)量，滲吸采油壓裂液應(yīng)選擇清潔稠化劑，且稠化劑可徹底破膠，保證破膠液低殘?jiān)?、低相?duì)分子質(zhì)量。

配方為非交聯(lián)締合型稠化劑CFZ+0.2%滲吸劑SZX-1+0.06%過(guò)硫酸銨APS 的滲吸采油非交聯(lián)締合型清潔壓裂液體系，在90 ℃、170 s-1下剪切90 min 的黏度為77.43 mPa·s，破膠液在油濕表面接觸角為31.6°，油水界面張力為0.66 mN/m，殘?jiān)繛?7.2 mg/L，平均相對(duì)分子質(zhì)量為1.15×104，滲吸采收率可達(dá)14.8%。

本文主要考慮壓裂液體系破膠液性能對(duì)滲吸采油影響及滲吸劑對(duì)壓裂液體系的表觀黏度、耐溫耐剪切、滲吸采收率性能指標(biāo)影響，從而構(gòu)建了一套滲吸采油非交聯(lián)締合型清潔壓裂液體系，沒(méi)有考慮其它輔劑對(duì)體系性能影響，在實(shí)際應(yīng)用過(guò)程中需根據(jù)儲(chǔ)層具體情況，考慮防膨劑、破乳劑等輔劑對(duì)體系性能影響，優(yōu)化壓裂液體系。