A sucção do fluido de fraturamento para deslocamento de óleo é uma técnica importante atualmente para aumentar a taxa de recuperação em reservatórios de petróleo de xisto. Avaliando o impacto do agente modificador de molhabilidade do fluido de fraturamento na eficiência do deslocamento por sucção, estudou-se o mecanismo de deslocamento por sucção em reservatórios de petróleo de xisto. Foram testadas a tensão superficial, tensão interfacial e molhabilidade do agente, examinada a compatibilidade do agente com fluidos de fraturamento convencionais e avaliada a eficiência do deslocamento por sucção em amostras de rocha com diferentes tamanhos de poros. Os resultados mostram que o agente tensoativo aniônico AOS (α-olefina sulfonato de sódio) é o melhor modificador de molhabilidade para fluido de fraturamento, com eficiências de deslocamento por sucção de 8,17%, 17,55% e 37,37% para amostras de grãos, matriz e fissuras respectivamente. Foi confirmado que as forças motrizes do deslocamento por sucção incluem flutuabilidade, flutuabilidade-capilar e força capilar. O modificador aumenta a força capilar ao alterar a molhabilidade da rocha, melhorando a eficiência do deslocamento em cerca de 152,9% em comparação com fluidos de fraturamento convencionais. A estrutura do poro influencia a força dominante no deslocamento por sucção, com força capilar predominante em poros pequenos e flutuabilidade predominante em fissuras naturais e hidráulicas. O estudo do mecanismo de deslocamento por sucção do fluido de fraturamento fornece orientações para o desenvolvimento eficiente do petróleo de xisto compacto.

petróleo de xisto; deslocamento por sucção; modificação da molhabilidade; estrutura do poro; força capilar