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(fù)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(jī)理,并與常規(guī)助排劑的助排效果進(jìn)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(dá)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(fù)雜的裂縫網(wǎng)絡(luò)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(dǎo)致流體與地層巖石孔隙、表面和地層流體發(fā)生物理化學(xué)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(xì)管阻力?？紫兜拿?xì)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(qiáng)。同時，根據(jù)Poiseulle方程，當(dāng)返排壓差為Δp時，從半徑為r、長為l的毛細(xì)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?xì)浔砻婊钚詣┲苽湟环N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(dá)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(jī)理，并與常規(guī)助排劑的助排效果進(jìn)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(xué)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(tuán)化學(xué)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?jǐn)?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?jǐn)?shù)為0．02%的破膠劑在90℃下恒溫6 h以上進(jìn)行破膠，即得到破膠液。