周福建，蘇航，梁星原，孟磊峰，袁立山，李秀輝，梁天博

（1.中國石油大學(xué)（北京）油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249；2.中國石油大學(xué)（北京）教育部重點實驗室，北京 102249；3.西部鉆探工程有限公司井下作業(yè)公司，新疆克拉瑪依 834000）

0 引言

水平井鉆井和水力壓裂技術(shù)可提高裂縫與儲集層的接觸面積，達(dá)到經(jīng)濟(jì)高效開發(fā)致密油的目的。美國能源信息署（EIA）統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，2017年，美國致密油產(chǎn)量占原油總產(chǎn)量的 54%[1]。但是，由于中國致密油儲集層地質(zhì)條件復(fù)雜、增產(chǎn)改造效果較差，導(dǎo)致致密油產(chǎn)量僅占原油總產(chǎn)量的不到 1%[2-3]。盡管通過增加水平井水平段長度、減小段間距、增加壓裂液和支撐劑的使用量等手段可提高單井產(chǎn)能，但最終采收率尚低于10%[4-6]。因此，需要更先進(jìn)的技術(shù)配合水力壓裂進(jìn)一步提高致密油采收率。本文基于對提高致密油儲集層壓裂改造效果面臨挑戰(zhàn)的分析，提出高效縫網(wǎng)改造與提高采收率一體化技術(shù)。

1 提高致密油儲集層壓裂改造效果面臨的兩大挑戰(zhàn)

1.1 形成密集有效的裂縫網(wǎng)絡(luò)

致密儲集層中的原油聚集在滲透率小于 0.1×10-3μm2的巖石孔喉內(nèi)[7]，距離水力裂縫較遠(yuǎn)基質(zhì)中的原油很難以衰竭方式開采。從美國 Barnett和Marcellus氣田上千口水平井的生產(chǎn)情況來看，壓裂4～5年后，兩條間距為15 m的水力裂縫才會發(fā)生產(chǎn)能的相互干擾，即兩條平行水力裂縫正中部的儲集層基質(zhì)內(nèi)的氣體能夠流至裂縫而被采出[8-9]。對于黏度更高的致密油，除非水力裂縫間距進(jìn)一步減小，否則“產(chǎn)能干擾”開始的時間會更長。因此，提高致密油儲集層壓裂改造效果的第 1個挑戰(zhàn)是形成密集有效的裂縫網(wǎng)絡(luò)，在擴(kuò)大儲集層泄油面積的同時，確?？p網(wǎng)具有一定的導(dǎo)流能力。

對于致密油氣井，即便壓裂方案對每段每簇裂縫都設(shè)計了近似的壓裂規(guī)模，但現(xiàn)場的分布溫度光纖測試（DTS）和生產(chǎn)測井結(jié)果往往顯示各簇裂縫的發(fā)育程度差別很大，超過70%的單井產(chǎn)量來自于僅 20%的裂縫[10-11]。水力裂縫的延伸會改變其周圍的應(yīng)力場，從而限制其相鄰水力裂縫的發(fā)育，這種干擾被稱為“應(yīng)力陰影”效應(yīng)[12]。當(dāng)水力裂縫密集排布以擴(kuò)大儲集層的泄流面積時，應(yīng)力陰影會導(dǎo)致各簇裂縫在擴(kuò)展時發(fā)生轉(zhuǎn)向，甚至使兩條鄰近的裂縫在擴(kuò)展過程中逐漸合并[13-14]，從而降低了人工縫網(wǎng)的改造體積；同時，應(yīng)力陰影也會導(dǎo)致各簇裂縫的寬度不同，從而影響了支撐劑的均勻鋪置[15]。

根據(jù)壓裂過程中注入的壓裂液量、井筒體積與設(shè)計人工裂縫總體積進(jìn)行物料平衡計算，發(fā)現(xiàn)超過 90%的壓裂液進(jìn)入了未支撐的誘導(dǎo)性裂縫中[16]。研究表明，由于這類誘導(dǎo)性裂縫的縫寬通常在微米、亞微米量級，常規(guī)尺寸的支撐劑無法進(jìn)入其中而實現(xiàn)有效支撐，無法在生產(chǎn)過程中為原油流動提供足夠的導(dǎo)流能力[17]。

1.2 提高壓裂液的滲吸效果

致密油生產(chǎn)初期的產(chǎn)量遞減嚴(yán)重，難以實現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)。美國大多數(shù)致密油水平井的產(chǎn)量會在投產(chǎn) 1年后降低到初始產(chǎn)量峰值的30%左右[18]。水力壓裂施工過程中，數(shù)以萬方的壓裂液以高排量被注入儲集層以形成人工裂縫網(wǎng)絡(luò)[19-20]。如果可以充分發(fā)揮壓裂液在儲集層基質(zhì)中的滲吸作用，提高其波及體積與原油的動用程度，則可有效緩解產(chǎn)量急劇衰減的現(xiàn)象。因此，提高致密油儲集層壓裂改造效果的第 2個挑戰(zhàn)是有效利用“萬方壓裂液”，使其在形成人工縫網(wǎng)的同時能夠高效地進(jìn)入儲集層，提高壓裂液的滲吸效果。

原油中的瀝青質(zhì)可吸附在致密儲集層表面，將原本水濕的礦物（如石英和黏土）改變?yōu)槠蜐裥訹21]；環(huán)烷酸等極性化合物可以吸附在碳酸鹽礦物（如方解石和白云石）表面，同樣可將其改變?yōu)槠蜐裥訹22]。致密儲集層狹小且呈偏油濕性的孔喉具有很強的毛細(xì)管力，阻礙了水基壓裂液滲吸進(jìn)入孔隙置換原油。為了改變巖石的潤濕性，提高壓裂液滲吸置換原油的效果，可以將表面活性劑作為添加劑加入壓裂液中。這一思路最初來源于偏油濕裂縫型碳酸鹽巖儲集層化學(xué)驅(qū)[23-24]，目前相關(guān)的研究與現(xiàn)場試驗都選用與之相近的表面活性劑體系[25-26]。然而，與裂縫型碳酸鹽巖儲集層不同的是，致密油儲集層基質(zhì)孔隙比表面積非常大，表面活性劑在孔隙壁面的吸附損失巨大，使得該技術(shù)無法滿足經(jīng)濟(jì)開發(fā)致密油的目標(biāo)。此外，這類表面活性劑往往產(chǎn)生超低的油水界面張力，減緩了毛細(xì)管力滲吸置換原油的速度，限制了該方法的礦場應(yīng)用[27-28]。為了經(jīng)濟(jì)高效地實現(xiàn)滲吸置換，所選的表面活性劑需要具備以下 3個特點：①可將偏油濕性巖石改為水濕性；②在巖石表面的吸附損失盡可能?。虎勰軌虮３忠欢ǖ挠退缑鎻埩閴毫岩簼B吸提供動力。

2 高效縫網(wǎng)改造與提高采收率一體化技術(shù)

為了同時解決上述兩大挑戰(zhàn)，本文在前期研究成果的基礎(chǔ)上提出了高效縫網(wǎng)改造與提高采收率一體化技術(shù)。該技術(shù)利用暫堵劑實現(xiàn)壓裂段內(nèi)多簇均勻改造，密集排布水力裂縫以最大化縫網(wǎng)與儲集層的接觸面積；在段內(nèi)多簇改造過程中，在壓裂液前置液中加入微尺寸支撐劑，利用其粒徑小、沉降速度慢等特點，支撐更窄和更深的微裂縫；在壓裂液中加入一種新型的納米乳液表面活性劑體系（LNF），促進(jìn)壓裂液滲吸置換原油，在壓開裂縫的同時又能夠補充地層能量，以提高致密油最終采收率。

2.1 利用暫堵劑形成密集人工縫網(wǎng)

本文研發(fā)了一系列具不同形態(tài)、尺寸且適用于不同溫度、壓力條件的暫堵劑。暫堵劑可適用于最高溫度200 ℃、最高壓力140 MPa地層條件下的段內(nèi)多簇壓裂施工需求，彌補了常規(guī)機械分隔器無法適用于高溫、高壓儲集層的不足[29]。暫堵劑在地層溫度下可自然降解，通過調(diào)整用于合成暫堵劑的聚合物相對分子質(zhì)量，可進(jìn)一步控制其降解時間以適用于不同施工需求。暫堵劑降解后無固體殘渣，其降解液可隨著壓裂液與原油返排回地面，不會造成額外的地層傷害[30-31]。暫堵劑的降解液呈酸性，有助于緩解鉆井液和完井液在作業(yè)過程中對地層的傷害作用[32]。根據(jù)不同的作業(yè)需求，暫堵劑可以加工成纖維、顆?；蛑睆阶畲鬄?5 mm的小球，通過優(yōu)化暫堵劑的組合類型、用量與注入順序，可在段內(nèi)多簇壓裂過程中分別實現(xiàn)縫內(nèi)暫堵轉(zhuǎn)向和縫口暫堵轉(zhuǎn)向。

利用可視化縫內(nèi)暫堵模擬裝置可以直觀呈現(xiàn)裂縫內(nèi)不同暫堵材料在形成暫堵段過程中的協(xié)同作用。將纖維狀與顆粒狀暫堵劑同時注入裂縫模擬裝置，纖維狀暫堵劑會首先附著于裂縫的粗糙壁面并逐漸團(tuán)聚形成網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，該網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)將捕獲后續(xù)注入的顆粒狀暫堵劑以實現(xiàn)縫內(nèi)封堵（見圖1）[33]。利用改進(jìn)的裂縫導(dǎo)流能力評價裝置開展動態(tài)帶壓暫堵實驗，該設(shè)備可在模擬真實儲集層壓力和閉合壓力的條件下，通過監(jiān)測裂縫上、下游之間的壓差獲得裂縫面粗糙程度與不同暫堵劑配比對縫內(nèi)暫堵段形成效率的影響規(guī)律。實驗樣品可使用現(xiàn)場真實巖樣，當(dāng)需要進(jìn)行壁面粗糙度相同但縫寬不同的對比實驗時，可使用現(xiàn)場真實巖樣的 3D打印復(fù)制品進(jìn)行正交實驗分析（見圖2）。暫堵段形成之后，可通過CT掃描明確暫堵位置與裂縫面粗糙程度、初始縫寬以及暫堵劑泵注配比的關(guān)系。實驗結(jié)果表明，暫堵劑中的顆粒狀組分決定裂縫內(nèi)暫堵段的形成位置，纖維狀組分決定最終封堵效率和封堵強度（見圖3）。暫堵劑的尺寸需要根據(jù)已壓開裂縫的縫寬來確定，較寬裂縫需要較大尺寸的顆粒狀暫堵劑，迂曲程度大的裂縫需要使用較小尺寸的顆粒狀暫堵劑。實驗結(jié)果還表明，相較于纖維狀與顆粒狀暫堵劑的混合注入，暫堵作業(yè)中優(yōu)先泵注纖維狀暫堵劑段塞有利于提高暫堵劑的封堵效率，能夠節(jié)約形成縫內(nèi)封堵所需的暫堵劑使用量[33]。當(dāng)儲集層的可壓性較差時，為了滿足暫堵段形成后新裂縫擴(kuò)展所需的較高起裂壓力[34-35]，需要在暫堵作業(yè)中使用較高濃度的纖維狀暫堵劑以提高縫內(nèi)暫堵段的封堵強度。

圖1 大尺度可視化縫內(nèi)暫堵模擬裝置與縫內(nèi)暫堵段的形成

圖2 真實壓裂巖樣的3D打印復(fù)制品（縫面尺寸為130 mm×35 mm）

圖3 暫堵實驗所用3D打印巖板（a）及動態(tài)暫堵實驗中暫堵段形成后暫堵纖維與顆粒的分布狀態(tài)（b）（縫面尺寸為130 mm×35 mm）

在單縫可視化縫內(nèi)暫堵實驗與帶壓縫內(nèi)暫堵實驗評價的基礎(chǔ)上，進(jìn)一步利用大尺度露頭巖塊（300 mm×300 mm×300 mm）開展三軸應(yīng)力條件下的水力壓裂與暫堵重復(fù)壓裂實驗。實驗結(jié)果表明，纖維狀與顆粒狀暫堵劑的組合能夠有效實現(xiàn)暫堵，激發(fā)與原水力裂縫不同軌跡的新裂縫起裂[36]。為了進(jìn)一步評估礦場尺度的暫堵效果，開發(fā)了基于擴(kuò)展有限元與內(nèi)聚力模型的水力裂縫擴(kuò)展數(shù)值模擬軟件[37]，該軟件能夠同時模擬不同組合與配比的暫堵劑在縫口或縫內(nèi)形成暫堵段的過程，及暫堵段在后續(xù)壓裂過程中對新裂縫起裂的激發(fā)作用。與三軸應(yīng)力條件下露頭巖塊的實驗結(jié)果相比對后，利用軟件分析主要巖石力學(xué)參數(shù)與暫堵劑泵注程序?qū)Χ蝺?nèi)多簇壓裂改造效果的影響，實現(xiàn)對現(xiàn)場壓裂與暫堵施工方案的優(yōu)化。數(shù)值模擬結(jié)果表明，通過優(yōu)化暫堵劑的配方與泵注程序，可以實現(xiàn)已有裂縫的縫口封堵以完成縫間轉(zhuǎn)向，或是在已有裂縫內(nèi)運移至一定深度后實現(xiàn)縫內(nèi)封堵以完成縫內(nèi)轉(zhuǎn)向[37-39]。因此，既可以針對直井進(jìn)行厚層的多層壓裂改造，也可以針對水平井進(jìn)行段內(nèi)的多簇壓裂改造。

在室內(nèi)實驗和數(shù)值模擬結(jié)果的支持下，利用暫堵劑對三塘湖盆地26口水平井進(jìn)行老井重復(fù)壓裂改造。一方面這些水平井已經(jīng)生產(chǎn)超過兩年且產(chǎn)量遞減較為嚴(yán)重，亟需重復(fù)壓裂來恢復(fù)其經(jīng)濟(jì)性；另一方面這些水平井難以使用機械分隔，重復(fù)壓裂改造后的產(chǎn)量提升可直接反映利用暫堵劑進(jìn)行段內(nèi)多簇壓裂改造的效果。通過優(yōu)化暫堵劑配方與泵注程序，完成了水平段超過250 m的段內(nèi)重復(fù)壓裂改造，每段內(nèi)成功實現(xiàn)縫間轉(zhuǎn)向2次以上，相比于第1次壓裂改造后的產(chǎn)量，暫堵重復(fù)壓裂后的產(chǎn)量平均提高了80%。

S-1井水平段深度2 300 m，儲集層平均孔隙度為18%，平均滲透率為 0.4×10-3μm2。70 ℃地層溫度下油黏度為140 mPa·s。該井第1次壓裂將521 m水平段分割成6段，每段4簇，通過橋塞射孔完井。二次改造中，通過可鉆橋塞將原來的1—3段和4—6段隔離成兩段進(jìn)行重復(fù)壓裂，設(shè)計了 8個泵注程序?qū)啥芜M(jìn)行暫堵改造，具體步驟如下：①注入滑溜水前置液；②注入胍膠攜砂液；③注入段內(nèi)轉(zhuǎn)向暫堵材料；④注入滑溜水前置液；⑤注入胍膠攜砂液；⑥注入段內(nèi)轉(zhuǎn)向暫堵材料；⑦注入滑溜水前置液；⑧注入胍膠攜砂液。重復(fù)壓裂過程中不同流體、支撐劑、暫堵劑的用量見表1，重復(fù)壓裂過程中施工壓力、施工排量、砂濃度的變化見圖4。加入暫堵劑后，施工壓力升高了3～10 MPa，兩段壓裂前置液和攜砂液注入時的施工壓力都呈現(xiàn)逐段上升的趨勢，如第①步、第④步、第⑦步的施工壓力逐漸升高，第②步、第⑤步、第⑧步的施工壓力逐漸升高，這一觀測結(jié)果符合前人對于暫堵作業(yè)是否成功所總結(jié)的判據(jù)[40]，即暫堵劑成功封堵了初次壓裂改造所形成的裂縫，使后續(xù)泵入的壓裂液激發(fā)了未改造或初次改造程度較低的區(qū)域。重復(fù)壓裂改造后，S-1井第1個月的平均日產(chǎn)油量為29 t，比第1次改造后初期產(chǎn)量提高了26%。

表1 重復(fù)壓裂壓裂液、支撐劑和暫堵劑用量表

圖4 重復(fù)壓裂過程中施工壓力、施工排量及砂濃度變化

2.2 利用微支撐劑形成高效人工縫網(wǎng)

在壓裂液前置液中加入微尺度支撐劑可以在造縫階段實現(xiàn)兩個功能：①進(jìn)入并支撐常規(guī)支撐劑無法進(jìn)入的窄裂縫，尤其是微米級的誘導(dǎo)性裂縫；②降低支撐劑的沉降速度使其進(jìn)入并支撐距離井筒更遠(yuǎn)的裂縫。

目前的實驗結(jié)果表明，0.075 mm（200目）石英砂的沉降速度是0.800 mm/0.425 mm（20目/40目）石英砂的1/10，是0.425 mm/0.212 mm（40目/70目）石英砂的1/5。而0.044 mm（325目）石英砂的沉降速度是0.800 mm/0.425 mm（20目/40目）石英砂的1/44，是0.425 mm/0.212 mm（40目/70目）石英砂的1/22[41]。已有的致密氣、頁巖氣或凝析油藏應(yīng)用微尺度支撐劑的案例均顯示，與不使用微尺度支撐劑的井相比，單井產(chǎn)量可增加 30%～50%[42-43]。目前仍不清楚微尺度支撐劑在微尺度的誘導(dǎo)裂縫、重復(fù)壓裂的分支裂縫等密集裂縫網(wǎng)絡(luò)中的運移規(guī)律與沉降過程，并且后續(xù)研究還有待進(jìn)一步探究微尺度支撐劑的表面改性工藝，通過增強支撐劑粒間的排斥力而進(jìn)一步降低其沉降速度[44]。

2.3 利用納米乳液實現(xiàn)增能壓裂開發(fā)

近年來，學(xué)者們對固態(tài)納米顆粒在裂縫型碳酸鹽巖儲集層提高采收率中的應(yīng)用進(jìn)行了大量研究[45-47]。結(jié)果表明，固態(tài)納米顆粒能夠?qū)⑵蜐裉妓猁}巖儲集層改性為水濕，同時保持適當(dāng)?shù)挠退缑鎻埩Γ栽鰪姖B吸置換效果[48]。雖然這兩種特性符合壓裂液添加劑壓后提高采收率的需求，但致密儲集層中的納米級孔喉可引起納米顆粒的團(tuán)聚以至堵塞喉道，從而造成永久性的儲集層傷害[49]。文獻(xiàn)[50]提出非原位微乳液體系并將其作為壓裂液添加劑，以降低入井流體的水鎖效應(yīng)而提高頁巖氣或致密氣儲集層的產(chǎn)量。這類微乳液體系內(nèi)，表面活性劑形成了具熱力學(xué)穩(wěn)定性的膠束，可有效降低表面活性劑在巖石表面的吸附損失，從而獲得更深的作用距離，降低油水界面張力，提高返排效果[51-52]。

基于上述研究，本文研發(fā)了一套適用于致密油儲集層的納米乳液體系（LNF），能夠伴隨壓裂液進(jìn)入儲集層提高油井產(chǎn)能。該乳液體系同樣是由具熱力學(xué)穩(wěn)定性且分散性良好的納米級膠束分子構(gòu)成。納米乳液溶液中均勻分散的膠束分子具有約10 nm的粒徑，較窄的分布峰展示出物性均一的特點（見圖5）。根據(jù)儲集層巖石的表面電性，可使用陰離子、陽離子或非離子等不同類型的表面活性劑合成 LNF，以進(jìn)一步降低乳液在巖石表面的吸附損失。與固態(tài)納米顆粒一樣，LNF可以將偏油濕性巖石表面改性為水濕，并保持一定的油水界面張力，如保持煤油和水的界面張力為 1～3 mN/m[53]。相比于固態(tài)納米顆粒，LNF液體膠束的柔性結(jié)構(gòu)可使其順利通過納米級孔喉，壓力傳導(dǎo)實驗結(jié)果表明，LNF不會在致密巖心中造成額外的儲集層傷害[53]。如將含有LNF的模擬地層水注入飽和煤油的滲透率為0.05×10-3μm2的致密巖心中進(jìn)行壓力傳導(dǎo)測試，保持上游壓力恒定，與不含LNF的模擬地層水的平行實驗對比發(fā)現(xiàn)，下游壓力達(dá)到平衡的速率幾乎一致，表明LNF在隨壓裂液進(jìn)入致密儲集層過程中不會產(chǎn)生額外的儲集層傷害（見圖6）。

圖5 納米乳液溶液的粒度分布測試結(jié)果

圖6 含與不含LNF的模擬地層水在壓力傳導(dǎo)實驗中對無因次下游壓力變化的影響（據(jù)文獻(xiàn)[54-55]修改）

為了評估LNF對偏油濕性致密巖心的提高采收率效果，可預(yù)先使用環(huán)烷酸將滲透率約為0.7×10-3μm2的石灰?guī)r的潤濕性轉(zhuǎn)為偏油濕[56]，之后將直徑為2.54 cm、長度為5 cm的巖樣先飽和油，后浸沒在含LNF的模擬壓裂液中，與不含LNF的模擬壓裂液平行實驗進(jìn)行對照。實驗時間為50 h，在不含LNF液體中浸泡的巖心最終采收率不足5%，而在含有LNF液體中浸泡的巖心最終采收率超過了 50%且仍保持持續(xù)增加的趨勢（見圖7）。實驗結(jié)果表明，LNF可以有效地將偏油濕巖石轉(zhuǎn)化為水濕，從而促進(jìn)水相滲吸以置換孔隙中的油相。利用低場核磁共振分析儀（NMR）進(jìn)一步分析LNF的微觀作用機理：在油水置換過程中，在不同時刻下通過CPMG（脈沖序列實現(xiàn)方法）脈沖序列測得巖心樣品的T2圖譜，根據(jù)T2譜可以分析致密巖石不同大小孔隙中的油水分布情況[57]。在核磁共振掃描樣品前，需要先將巖心樣品造束縛水并飽和氟油，以屏蔽油相的核磁共振信號，使T2譜中只顯示孔隙中水的信號。實驗過程中，將含有LNF的模擬壓裂液（2%的KCl溶液+0.1%的LNF）以0.05 mL/min的恒定流速持續(xù)注入樣品，直到T2譜不再發(fā)生明顯變化為止，實驗持續(xù)時間為1 290 min。含 LNF的模擬壓裂液首先侵入毛管阻力相對較小的大孔（見圖8a），360 min后，由于LNF逐漸擴(kuò)散至小孔并在其內(nèi)觸發(fā)了潤濕性反轉(zhuǎn)作用，使水相得以進(jìn)入其中置換油相（見圖8b）。結(jié)果表明，LNF在孔隙內(nèi)的擴(kuò)散與運移速度決定了油水置換速率，從而影響了壓后提高原油采收率的效率，最終提高采收率效果也可通過泵入LNF后的關(guān)井處理而獲得進(jìn)一步提高[58]。然而，完善LNF的作用機理并確立該體系針對不同類型致密儲集層的優(yōu)選標(biāo)準(zhǔn)仍然需要更加深入的研究。

圖7 評估壓裂液添加劑LNF效果的對照實驗結(jié)果

圖8 含LNF的模擬壓裂液360 min前（a）和360 min后（b）的T2圖譜（T2—橫向弛豫時間）

總之，LNF可以盡可能地減少表面活性劑在巖石表面的吸附損失，保證其能夠伴隨壓裂液深入儲集層。對于儲集層的偏油濕性區(qū)域，LNF可以改變孔喉與孔隙壁面的潤濕性并保持一定的油水相界面張力，從而改善水相滲吸置換原油的效果。對于儲集層的水濕性區(qū)域，LNF可以降低油水相界面張力，減輕裂縫端面的水鎖效應(yīng)，提高原油相對滲透率的同時，提高致密油的采收率[56,59-60]。

3 結(jié)論

提高致密油儲集層壓裂改造效果，目前面臨兩大挑戰(zhàn)，即如何產(chǎn)生密集有效的裂縫網(wǎng)絡(luò)和如何補充基質(zhì)能量實現(xiàn)油水置換。

利用暫堵劑進(jìn)行段內(nèi)的多簇壓裂，能夠?qū)⑿聣洪_的裂縫轉(zhuǎn)向至未改造區(qū)域或改造不充分的區(qū)域，從而起到細(xì)分切割致密儲集層的效果。同時，在前置液中利用微尺度支撐劑，對壓裂過程形成的較窄裂縫和前端裂縫（特別是廣泛發(fā)育的微尺度誘導(dǎo)性裂縫）進(jìn)行有效支撐，提高其導(dǎo)流能力，以保證儲集層基質(zhì)中的原油能夠被有效采出。

利用納米乳液體系可以最大程度地減少表面活性劑在巖石表面上的吸附損失，促使表面活性劑伴隨壓裂液深入儲集層。LNF可實現(xiàn)巖石的潤濕反轉(zhuǎn)，同時保持一定的油水相界面張力，可利用致密儲集層強大的毛細(xì)管力效應(yīng)滲吸置換原油。使用LNF作為壓裂液添加劑是實現(xiàn)補充儲集層能量、高效利用“萬方壓裂液”并最大化產(chǎn)能的最可行辦法之一。