摘要 針對(duì)長慶油田隴東致密油藏儲(chǔ)層特點(diǎn)和壓裂施工工藝要求，選用16碳鏈長度的陽離子型表面活性劑與非離子型氟碳表面活性劑復(fù)配，研發(fā)了低表界面張力的助排劑CQZP-1。優(yōu)化后的助排劑，采用Kibron表界面張力儀測(cè)試表面張力結(jié)果為22.130 mN/m；芬蘭Kibron dIFT雙通道動(dòng)態(tài)界面張力儀測(cè)試該助排劑的界面張力值低至0.024 mN/m；DSA100視頻光學(xué)接觸角測(cè)量?jī)x測(cè)得其與天然巖心間的接觸角高達(dá)83.6°；并且具有一定的耐鹽能力和熱穩(wěn)定性。2015年，在隴東致密油藏開展了206口井239層現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)與應(yīng)用。與同區(qū)塊使用常規(guī)助排劑CF-5D的油井相比，現(xiàn)場(chǎng)返排液接觸角較大，表界面張力減小，一次放噴率提高10%。

隴東致密油藏C7儲(chǔ)層以次生孔隙為主，孔喉類型以微喉道為主，孔徑小、喉道窄，面孔率低，填隙物含量高，尤其水敏性礦物（水云母等）含量相對(duì)較高，壓裂采用"低黏+交聯(lián)"混合壓裂液技術(shù)，對(duì)壓裂液的需求從常規(guī)的耐高溫交聯(lián)凍膠向"滑溜水+弱交聯(lián)液"易返排低黏液體轉(zhuǎn)變。單井壓裂規(guī)模及壓裂液用量不斷增大，壓裂液進(jìn)入地層后返排困難，若破膠液不能迅速完全地排出至地面，將會(huì)對(duì)地層造成新的更嚴(yán)重的堵塞，引起嚴(yán)重水鎖，造成地層損害。因此，為提高壓裂、酸化效果必須向地層中加入助排劑，其助排能力對(duì)儲(chǔ)層改造效果影響很大。

砂巖的主要成分是硅酸鹽，其表面帶有負(fù)電荷，親水能力很強(qiáng)，當(dāng)帶有親水正電荷的表面活性劑與其接觸時(shí)，使巖石變?yōu)橛H油，當(dāng)表面活性劑濃度較大時(shí)，又重新吸附到巖石表面，再次使巖石變?yōu)橛H水。陽離子表面活性劑通過正電荷與砂巖表面相互作用，形成親油端朝外的疏水吸附層，使得進(jìn)入孔隙的壓裂液聚集并脫離巖石表面，起到提高返排率的作用（圖1）。

圖1 儲(chǔ)層潤濕性改善圖

長慶致密油儲(chǔ)層大多屬于弱親水儲(chǔ)層，巖石孔隙表面主要被水相潤濕，返排時(shí)毛細(xì)管力為阻力。從Laplace公式

Pc=2σcosθ/r

式（1）中，σ為表/界面張力，r為孔隙平均半徑，θ為潤濕角。可以看出，降低油水間界面張力以及增大液體與儲(chǔ)層巖心間接觸角均可以有效降低毛管阻力。

1 助排劑的研發(fā)

1.1 主劑篩選

如果儲(chǔ)層潤濕性由親水變成親油，不利于地層中原油的流動(dòng)，陽離子表面活性劑的使用質(zhì)量分?jǐn)?shù)一般大于1%時(shí)才會(huì)形成潤濕反轉(zhuǎn)（儲(chǔ)層潤濕性由親水變成親油），質(zhì)量分?jǐn)?shù)較小時(shí)不會(huì)改變固體表面的潤濕性，壓裂液中表面活性劑的實(shí)際使用濃度僅有萬分之幾，遠(yuǎn)遠(yuǎn)達(dá)不到形成潤濕反轉(zhuǎn)的條件。基于陽離子表面活性劑在砂巖儲(chǔ)層中存在的優(yōu)勢(shì)，在助排劑研發(fā)時(shí)選取陽離子表面活性劑作為主要成分。從表面活性劑分子結(jié)構(gòu)特點(diǎn)考慮：結(jié)構(gòu)中C-C鏈越長，疏水性越強(qiáng)，在水潤巖心表面形成的接觸角越大，越利于儲(chǔ)層中水相流體的流動(dòng)；但C鏈長度的增加同時(shí)影響到表面活性劑的溶解性能及表面張力，初選16碳鏈長度的陽離子型表面活性劑。從能有效降低表、界面張力考慮加入非離子型氟碳類表面活性劑利用協(xié)同效應(yīng)有效提高表面活性，減少表面活性劑用量、降低成本。綜上所述，基于陽離子表面活性劑在砂巖儲(chǔ)層中存在的優(yōu)勢(shì)，在助排劑研發(fā)時(shí)選取陽離子表面活性劑作為主要成分。試驗(yàn)篩選出以16碳鏈長度的陽離子型表面活性劑1631為主劑，非離子型氟碳類表面活性劑1128Y、18C和FC-Y為輔劑，進(jìn)行復(fù)配。

1.2 主劑濃度的確定

試驗(yàn)中按不同比例配制不同濃度的主劑1631水溶液，然后在將配制好的水溶液再配制成0.5%的溶液進(jìn)行表界面張力的測(cè)試。實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖2所示。

圖2 主劑1631使用濃度與表界面張力關(guān)系曲線圖

由圖2可知，表面張力值隨著主劑濃度的增加而減小，當(dāng)濃度為2%時(shí)，表面張力小于28 mN/m；界面張力值都小于1 mN/m，變化幅度較小。綜合考慮，試驗(yàn)確定主劑濃度為2%，此時(shí)表面張力小于28 mN/m，且界面張力也較小，同時(shí)使用濃度較低，成本相對(duì)較低。