摘要 针对长庆油田陇东致密油藏储层特点和压裂施工工艺要求，选用16碳链长度的阳离子型表面活性剂与非离子型氟碳表面活性剂复配，研发了低表界面张力的助排剂CQZP-1。优化后的助排剂，采用Kibron表界面张力仪测试表面张力结果为22.130 mN/m；芬兰Kibron dIFT双通道动态界面张力仪测试该助排剂的界面张力值低至0.024 mN/m；DSA100视频光学接触角测量仪测得其与天然岩心间的接触角高达83.6°；并且具有一定的耐盐能力和热稳定性。2015年，在陇东致密油藏开展了206口井239层现场试验与应用。与同区块使用常规助排剂CF-5D的油井相比，现场返排液接触角较大，表界面张力减小，一次放喷率提高10%。

陇东致密油藏C7储层以次生孔隙为主，孔喉类型以微喉道为主，孔径小、喉道窄，面孔率低，填隙物含量高，尤其水敏性矿物（水云母等）含量相对较高，压裂采用"低黏+交联"混合压裂液技术，对压裂液的需求从常规的耐高温交联冻胶向"滑溜水+弱交联液"易返排低黏液体转变。单井压裂规模及压裂液用量不断增大，压裂液进入地层后返排困难，若破胶液不能迅速完全地排出至地面，将会对地层造成新的更严重的堵塞，引起严重水锁，造成地层损害。因此，为提高压裂、酸化效果必须向地层中加入助排剂，其助排能力对储层改造效果影响很大。

砂岩的主要成分是硅酸盐，其表面带有负电荷，亲水能力很强，当带有亲水正电荷的表面活性剂与其接触时，使岩石变为亲油，当表面活性剂浓度较大时，又重新吸附到岩石表面，再次使岩石变为亲水。阳离子表面活性剂通过正电荷与砂岩表面相互作用，形成亲油端朝外的疏水吸附层，使得进入孔隙的压裂液聚集并脱离岩石表面，起到提高返排率的作用（图1）。

图1 储层润湿性改善图

长庆致密油储层大多属于弱亲水储层，岩石孔隙表面主要被水相润湿，返排时毛细管力为阻力。从Laplace公式

Pc=2σcosθ/r

式（1）中，σ为表/界面张力，r为孔隙平均半径，θ为润湿角。可以看出，降低油水间界面张力以及增大液体与储层岩心间接触角均可以有效降低毛管阻力。

1 助排剂的研发

1.1 主剂筛选

如果储层润湿性由亲水变成亲油，不利于地层中原油的流动，阳离子表面活性剂的使用质量分数一般大于1%时才会形成润湿反转（储层润湿性由亲水变成亲油），质量分数较小时不会改变固体表面的润湿性，压裂液中表面活性剂的实际使用浓度仅有万分之几，远远达不到形成润湿反转的条件。基于阳离子表面活性剂在砂岩储层中存在的优势，在助排剂研发时选取阳离子表面活性剂作为主要成分。从表面活性剂分子结构特点考虑：结构中C-C链越长，疏水性越强，在水润岩心表面形成的接触角越大，越利于储层中水相流体的流动；但C链长度的增加同时影响到表面活性剂的溶解性能及表面张力，初选16碳链长度的阳离子型表面活性剂。从能有效降低表、界面张力考虑加入非离子型氟碳类表面活性剂利用协同效应有效提高表面活性，减少表面活性剂用量、降低成本。综上所述，基于阳离子表面活性剂在砂岩储层中存在的优势，在助排剂研发时选取阳离子表面活性剂作为主要成分。试验筛选出以16碳链长度的阳离子型表面活性剂1631为主剂，非离子型氟碳类表面活性剂1128Y、18C和FC-Y为辅剂，进行复配。

1.2 主剂浓度的确定

试验中按不同比例配制不同浓度的主剂1631水溶液，然后在将配制好的水溶液再配制成0.5%的溶液进行表界面张力的测试。实验结果如图2所示。

图2 主剂1631使用浓度与表界面张力关系曲线图

由图2可知，表面张力值随着主剂浓度的增加而减小，当浓度为2%时，表面张力小于28 mN/m；界面张力值都小于1 mN/m，变化幅度较小。综合考虑，试验确定主剂浓度为2%，此时表面张力小于28 mN/m，且界面张力也较小，同时使用浓度较低，成本相对较低。