对于低渗和超低渗油气藏而言，储层的压裂改造技术是较为重要的增产措施。在对储层进行压裂后，通常情况下需要依靠压裂液以及储层自身压力将压裂后的液相快速返排到地面，但是在大多数情况下，因为毛细管力的滞留作用，压裂液的返排率较低。对于大多数的低渗或超低渗油气藏来讲，其基质为亲水性，该特性导致滞留于地层的压裂液会对储层造成严重的水锁伤害，在这种情况下，储层的渗透率大幅降低，进而导致压裂效果受到影响。

为了解决该问题，现有技术人员通常通过助排剂降低外来水对储层的水锁。助排剂通常为低表面张力的表面活性剂，将其注入地层后，其能够降低界面张力，从而在一定程度上解除水锁。比如中国专利202311687188.7公开了一种酸化压裂用助排剂及其制备方法，其以N,N,N',N'-四(2-羟乙基)乙二胺为起始剂，利用环氧丙烷和环氧乙烷反应制得表面活性剂，随后加入氨基磺酸、乙醇胺制得助排剂，虽然其具有较高的助排率，但是，其单纯采用聚醚类作为表面活性剂，其浊点相对较低，难以应用于较高温度的油气藏；同时，其难以解除储层的水锁现象。

针对现有技术的缺陷，本文提供了一种酸化压裂用助排剂及其制备方法。

配方组分：500g水，280g正庚烷，180g异丙醇，150g第一乳化剂，60g十二烷基二甲基氧化胺，320g壬基酚聚氧乙烯醚NP-10。

其中，第一乳化剂采用以下方法制得：取碳八至十烷基缩水甘油醚商业品（平均分子量为204）204g、二甘醇胺105g，在60℃、持续搅拌的条件下，将碳八至十烷基缩水甘油醚商业品滴加至二甘醇胺中，滴加完毕后，持续反应12h，反应结束后，减压蒸馏除去低沸物即得。

制备方法

取正庚烷、异丙醇、第一乳化剂、十二烷基二甲基氧化胺、壬基酚聚氧乙烯醚NP-10，搅拌使其混合均匀，在持续搅拌的条件下，将水滴加至前述混合液中，直至溶液透明。

酸化压裂用助排剂配置成质量浓度为0.5%的水溶液，根据《SYT 5755-2016压裂酸化用助排剂性能评价方法》中的方法对其表面张力进行测定，同时，取页岩薄片，将其打磨光滑后，将页岩薄片浸泡于助排剂溶液中24h，后测量其水接触角。

随后将其在90℃条件下老化72h后，再次测量其老化后的表面张力；取页岩薄片，将其打磨光滑后，将页岩薄片浸泡于老化后的助排剂溶液中24h，再次测量其水接触角；空白页岩薄片的水接触角为21.7°。

其中，测量温度为25℃。最终测量结果如表1所示。

表1表面张力、界面张力和接触角测量结果

从表1可以看出，酸化压裂用助排剂具有较低的表面张力，同时能够有效的改善岩心的润湿性，能够将强亲水的岩心改变成疏水性。

小结：

酸化压裂用助排剂能够有效的改善储层的润湿性，使得岩心由亲水性转化为疏水性；同时，酸化压裂用助排剂作为一种微乳液，表面张力较低，具有良好的助排率以及较小的岩心伤害能力。