摘要：利用氟表面活性劑FC-XF、Ⅱ型潤濕性改變劑和兩性表面活性劑APS復配制備了一種新型高界面活性助排劑,研究了體系組分含量對表/界面張力、接觸角的影響及其內(nèi)在機理,并與常規(guī)助排劑的助排效果進行了對比。結(jié)果表明,組成為0.1%APS、0.2%Ⅱ和0.02%FCXF的混合體系具有21.7 mN/m和0.0463 mN/m的低表/界面張力,并且與巖石達到接近中性潤濕的接觸角83°。這種新型高界面活性助排劑由于具有降低表/界面張力和改變巖石表面潤濕性的雙重作用,表現(xiàn)出優(yōu)于在用常規(guī)助排劑的界面性能和助排效果。

致密砂巖、頁巖等低滲透儲層具有孔隙度低、孔隙半徑小、滲透性差等特征，使得這些儲層油氣井完井后一般無自然產(chǎn)能，必須經(jīng)過大規(guī)模壓裂溝通天然裂縫形成復雜的裂縫網(wǎng)絡結(jié)構(gòu)方可實現(xiàn)商業(yè)開發(fā)。然而，壓裂施工中大量的入井流體由于無法及時返排而易導致流體與地層巖石孔隙、表面和地層流體發(fā)生物理化學作用，帶來水鎖等儲層傷害，降低壓裂作業(yè)的效果并最終影響儲層的產(chǎn)能。因此，必須在壓裂液中加入助排劑以提高壓裂后破膠液的返排率。

壓裂液返排的阻力主要是毛細管阻力。孔隙的毛細管阻力可用Laplace公式

表示。式中，σ為表/界面張力，r為孔隙平均半徑，θ為潤濕角。因此，對于特定的儲層，破膠液表/界面張力越低且與巖石接近中性潤濕則返排能力越強。同時，根據(jù)Poiseulle方程，當返排壓差為Δp時，從半徑為r、長為l的毛細管中排出黏度為η、表/界面張力為σ和接觸角為θ的液體所需時間

從式(2)可以看出，低表/界面張力和接近中性的潤濕角也將加快破膠液的返排速度。因此，助排劑降低表/界面張力的能力、使界面接近中性潤濕的程度決定了助排劑的助排效果。本文利用氟表面活性劑、潤濕性改變劑和碳氫表面活性劑制備一種新型的高表/界面活性助排劑，該助排劑具有低表/界面張力且可與巖石達到近似于中性潤濕。研究了這種新型助排劑組分對表/界面性能的影響及其內(nèi)在機理，并與常規(guī)助排劑的助排效果進行了對比。

1實驗部分

1．1實驗材料

脫水原油(勝利油田純梁采油廠);巖心(純梁采油廠密閉取心井)，水測接觸角55°;兩性表面活性劑烷基羧基甜菜堿APS、烷基氧化胺C12CON、烷基磺基甜菜堿GL6、兩性氟表面活性劑全氟烷基氧化胺FC-XF(百靈威化學試劑有限公司);非離子型氟表面活性劑FC-100、FC-H(杜邦公司);陰離子型表面活性劑十二烷基硫酸鈉(縮寫為SDS，分析純，國藥集團化學試劑公司);二次蒸餾水;在用壓裂液、破膠劑和助排劑(勝利油田采油工藝研究院)。

1．2實驗方法

表面張力采用Delta-8全自動高通量表面張力儀(芬蘭Kibron)測定;界面張力采用Kibron dIFT雙通道動態(tài)界面張力儀(芬蘭Kibron)測定;接觸角采用DSA-100型接觸角測量儀(德國Kruss)測定;破膠液黏度采用Physica MCR301型流變儀(奧地利Anton Paar)在剪切速率為170 s－1時測定;助排率參考Q/SH 0054－2007《壓裂酸化用助排劑技術(shù)要求》采用驅(qū)替裝置測定。實驗溫度為60℃。

1．3破膠液制備

將壓裂液分為多份，其中一份不加任何助排劑，作為空白對比;其他各份中分別加入質(zhì)量分數(shù)為0．3%的在用助排劑和組成為0．1%APS+0．2%Ⅱ型潤濕性改變劑+0．02%FC-XF的新型助排劑，同時分別加入質(zhì)量分數(shù)為0．02%的破膠劑在90℃下恒溫6 h以上進行破膠，即得到破膠液。