摘要 針對長慶油田隴東致密油藏儲層特點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配，研發了低表界面張力的助排劑CQZP-1。優化后的助排劑，采用Kibron表界面張力儀測試表面張力結果為22.130 mN/m；芬蘭Kibron dIFT雙通道動態界面張力儀測試該助排劑的界面張力值低至0.024 mN/m；DSA100視頻光學接觸角測量儀測得其與天然巖心間的接觸角高達83.6°；并且具有一定的耐鹽能力和熱穩定性。2015年，在隴東致密油藏開展了206口井239層現場試驗與應用。與同區塊使用常規助排劑CF-5D的油井相比，現場返排液接觸角較大，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）含量相對較高，壓裂采用"低黏+交聯"混合壓裂液技術，對壓裂液的需求從常規的耐高溫交聯凍膠向"滑溜水+弱交聯液"易返排低黏液體轉變。單井壓裂規模及壓裂液用量不斷增大，壓裂液進入地層后返排困難，若破膠液不能迅速完全地排出至地面，將會對地層造成新的更嚴重的堵塞，引起嚴重水鎖，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，其助排能力對儲層改造效果影響很大。

砂巖的主要成分是硅酸鹽，其表面帶有負電荷，親水能力很強，當帶有親水正電荷的表面活性劑與其接觸時，使巖石變為親油，當表面活性劑濃度較大時，又重新吸附到巖石表面，再次使巖石變為親水。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 儲層潤濕性改善圖

長慶致密油儲層大多屬于弱親水儲層，巖石孔隙表面主要被水相潤濕，返排時毛細管力為阻力。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

1.1 主劑篩選

如果儲層潤濕性由親水變成親油，不利于地層中原油的流動，陽離子表面活性劑的使用質量分數一般大于1%時才會形成潤濕反轉（儲層潤濕性由親水變成親油），質量分數較小時不會改變固體表面的潤濕性，壓裂液中表面活性劑的實際使用濃度僅有萬分之幾，遠遠達不到形成潤濕反轉的條件。基于陽離子表面活性劑在砂巖儲層中存在的優勢，在助排劑研發時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構特點考慮：結構中C-C鏈越長，疏水性越強，在水潤巖心表面形成的接觸角越大，越利于儲層中水相流體的流動；但C鏈長度的增加同時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同效應有效提高表面活性，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層中存在的優勢，在助排劑研發時選取陽離子表面活性劑作為主要成分。試驗篩選出以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，進行復配。

1.2 主劑濃度的確定

試驗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%的溶液進行表界面張力的測試。實驗結果如圖2所示。

圖2 主劑1631使用濃度與表界面張力關系曲線圖

由圖2可知，表面張力值隨著主劑濃度的增加而減小，當濃度為2%時，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，試驗確定主劑濃度為2%，此時表面張力小于28 mN/m，且界面張力也較小，同時使用濃度較低，成本相對較低。