2结果与讨论

2．1助排剂组成

本研究的目的是获得具有低表/界面张力且与岩石达到近似于中性润湿的助排剂。首先，需要选择表面活性剂。表面活性剂溶液达到临界胶束浓度(cmc)后的表面张力(γcmc)是该表面活性剂溶液能够获得的最低表面张力。根据常见表面活性剂的γcmc数据，氟表面活性剂能够使水溶液达到更低的表面张力。因此，在新型助排剂中将选用合适的氟表面活性剂以降低溶液的表面张力。其次，选择润湿性改变剂。要达到与岩石接近中性润湿，需要调节助排剂在岩石表面的吸附作用，以改变岩石表面的性质使助排剂体系与岩石润湿接触角在75°～105°间(90°±15°)。此外，由于氟表面活性剂和润湿性改变剂一般只能使油水界面张力降低到1 mN/m以上，因此要借鉴化学驱提高采收率中能够与原油达到超低界面张力的表面活性剂的选择方法，复配合适的碳氢表面活性剂以获得能够同时降低界面张力的助排剂体系。

图1为3种氟表面活性剂的表面张力曲线。从图1可以看出，随着氟表面活性剂浓度的增加，溶液表面张力迅速下降，当浓度达到临界胶束浓度(cmc)后，随着浓度的增加，表面张力趋于稳定。3种氟表面活性剂FC-XF、FC-100和FC-H水溶液的cmc分别为0．001%、0．003%和0．005%，最低表面张力γcmc分别约为19、19．5和22．5 mN/m。因此，两性氟表面活性剂FC-XF比2种非离子型氟表面活性剂具有更强的降低表面张力效率(低cmc)和能力(低γcmc)，而且两性型氟表面活性剂也不存在非离子型表面活性剂在更高温度下氧乙烯基团失去亲水性而不溶于水的问题。因此选择FC-XF作为助排剂中的氟表面活性剂。

图1氟表面活性剂溶液的表面张力

图2为Ⅱ型润湿性改变剂质量分数与岩石的接触角之间的关系。从图2可以看出，随着Ⅱ型润湿性改变剂质量分数的增加，接触角由55°逐渐增大，当加入0．2%Ⅱ型润湿性改变剂时接触角可达到83°，继续增加浓度接触角略有减小，但都大于75°。

图2Ⅱ型润湿性改变剂质量分数与岩石接触角关系曲线

图3为典型的碳氢表面活性剂/润湿性改变剂混合溶液与原油的动态界面张力曲线。从图3可以看出，0．1%C12CON+0．2%Ⅱ型润湿性改变剂、0．1%GL6/SDS(混合质量比为4∶1)+0．2%Ⅱ型润湿性改变剂混合溶液与原油的界面张力分别为2．573 2 mN/m和0．063 5 mN/m，但0．1%APS+0．2%Ⅱ型润湿性改变剂混合溶液与原油的界面张力可以达到0．024 6 mN/m。而且，0．1%APS+0．1%Ⅱ混合溶液与原油的界面张力也低于0．05 mN/m，0．1%APS+0．5%Ⅱ型润湿性改变剂混合溶液与原油的界面张力甚至可以达到小于0．003 5 mN/m的超低界面张力。

图3碳氢表面活性剂/润湿性改变剂混合溶液与原油的动态界面张力曲线

综合上述研究结果，选择氟表面活性剂FC-XF、Ⅱ型润湿性改变剂和两性表面活性剂APS复配制备高界面活性剂助排剂。

2．2助排剂配方确定

将不同质量分数的氟表面活性剂FC-XF、Ⅱ型润湿性改变剂和两性表面活性剂APS复配可以获得不同的助排剂体系。各组分的含量不同，所获得的助排剂溶液的表/界面张力和对岩石润湿角不同。为了获得最优配方，实验考察了当Ⅱ型润湿性改变剂质量分数为0．2%，分别改变FC-XF和APS的质量分数时对助排剂体系表/界面张力和接触角的影响。这不仅可以分析助排剂组分对表/界面性能的影响，而且有利于助排剂的配方优化。

图4为Ⅱ型润湿性改变剂质量分数为0．2%，APS质量分数为0．1%时氟表面活性剂FC-XF浓度对体系表面张力、界面张力和接触角的影响。

图40．1%APS+0．2%Ⅱ型润湿性改变剂+FC-XF混合体系表面张力、界面张力和接触角随FC-XF质量分数的变化

从图4(a)中可以看出，随着FC-XF质量分数由0．005%增加到0．050%，体系的表面张力由25．6 mN/m降低至20．8 mN/m，界面张力则由0．028 6 mN/m升高到0．212 3 mN/m。这是因为助排剂中各组分在表/界面上发生协同和竞争吸附，FC-XF浓度增加使得表/界面中FC-XF的吸附量增加，因而降低表面张力的效率增加，同时使得降低界面张力组分的吸附量减小，因而界面张力升高。

从图4(b)中可以看出，随着FC-XF质量分数由0．005%增加到0．050%，混合体系与岩石的接触角由87°降低至73°，γcosθ由1．3 mN/m上升到6．3 mN/m。这是由于吸附Ⅱ型润湿性改变剂和APS使得岩石表面由水湿转变为中性润湿(接触角＞87°)，更易于吸附FC-XF的碳氟链而使亲水性头基在岩石表面暴露，增加了岩石表面的亲水性，因而随着FC-XF质量分数的增加接触角减小。