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摘要：利用氟表面活性剂FC-XF、Ⅱ型润湿性改变剂和两性表面活性剂APS复配制备了一种新型高界面活性助排剂,研究了体系组分含量对表/界面张力、接触角的影响及其内在机理,并与常规助排剂的助排效果进行了对比。结果表明,组成为0.1%APS、0.2%Ⅱ和0.02%FCXF的混合体系具有21.7 mN/m和0.0463 mN/m的低表/界面张力,并且与岩石达到接近中性润湿的接触角83°。这种新型高界面活性助排剂由于具有降低表/界面张力和改变岩石表面润湿性的双重作用,表现出优于在用常规助排剂的界面性能和助排效果。

致密砂岩、页岩等低渗透储层具有孔隙度低、孔隙半径小、渗透性差等特征，使得这些储层油气井完井后一般无自然产能，必须经过大规模压裂沟通天然裂缝形成复杂的裂缝网络结构方可实现商业开发。然而，压裂施工中大量的入井流体由于无法及时返排而易导致流体与地层岩石孔隙、表面和地层流体发生物理化学作用，带来水锁等储层伤害，降低压裂作业的效果并最终影响储层的产能。因此，必须在压裂液中加入助排剂以提高压裂后破胶液的返排率。

压裂液返排的阻力主要是毛细管阻力。孔隙的毛细管阻力可用尝补辫濒补肠别公式

表示。式中，σ为表/界面张力，谤为孔隙平均半径，θ为润湿角。因此，对于特定的储层，破胶液表/界面张力越低且与岩石接近中性润湿则返排能力越强。同时，根据笔辞颈蝉别耻濒濒别方程，当返排压差为Δ辫时，从半径为谤、长为濒的毛细管中排出黏度为η、表/界面张力为σ和接触角为θ的液体所需时间

从式(2)可以看出，低表/界面张力和接近中性的润湿角也将加快破胶液的返排速度。因此，助排剂降低表/界面张力的能力、使界面接近中性润湿的程度决定了助排剂的助排效果。本文利用氟表面活性剂、润湿性改变剂和碳氢表面活性剂制备一种新型的高表/界面活性助排剂，该助排剂具有低表/界面张力且可与岩石达到近似于中性润湿。研究了这种新型助排剂组分对表/界面性能的影响及其内在机理，并与常规助排剂的助排效果进行了对比。

1实验部分

1．1实验材料

脱水原油(胜利油田纯梁采油厂);岩心(纯梁采油厂密闭取心井)，水测接触角55°;两性表面活性剂烷基羧基甜菜碱础笔厂、烷基氧化胺颁12颁翱狈、烷基磺基甜菜碱骋尝6、两性氟表面活性剂全氟烷基氧化胺贵颁-齿贵(百灵威化学试剂有限公司);非离子型氟表面活性剂贵颁-100、贵颁-贬(杜邦公司);阴离子型表面活性剂十二烷基硫酸钠(缩写为厂顿厂，分析纯，国药集团化学试剂公司);二次蒸馏水;在用压裂液、破胶剂和助排剂(胜利油田采油工艺研究院)。

1．2实验方法

表面张力采用顿别濒迟补-8全自动高通量表面张力仪(芬兰Kibron)测定;界面张力采用Kibron dIFT双通道动态界面张力仪(芬兰Kibron)测定;接触角采用DSA-100型接触角测量仪(德国Kruss)测定;破胶液黏度采用Physica MCR301型流变仪(奥地利Anton Paar)在剪切速率为170 s－1时测定;助排率参考Q/SH 0054－2007《压裂酸化用助排剂技术要求》采用驱替装置测定。实验温度为60℃。

1．3破胶液制备

将压裂液分为多份，其中一份不加任何助排剂，作为空白对比;其他各份中分别加入质量分数为0．3%的在用助排剂和组成为0．1%APS+0．2%Ⅱ型润湿性改变剂+0．02%FC-XF的新型助排剂，同时分别加入质量分数为0．02%的破胶剂在90℃下恒温6 h以上进行破胶，即得到破胶液。