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长庆油田陇东地区的CQZP-1助排剂表/界面张力测量及现场应用（二）

来源：科学技术与工程 浏览 424 次 发布时间:2026-02-05

1.3 表面活性剂复配


实验按不同比例表面活性剂复配，结果如表1。


表1 表面活性剂复配结果
样品编号 成分
1# 2% 1631+2% 1128Y
2# 2% 1631+1% 18C
3# 2% 1631+1% FC-Y


利用不同类表面活性剂之间的协同效应可有效降低表面张力值，在2% 1631溶液中加入非离子型氟碳表面活性剂。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，同时考虑成本因素，最终确定复配1#样为新研发的助排剂CQZP-1。


2 助排剂性能评价


2.1 表、界面张力评价


依据SY/T5755-1995《压裂酸化用助排剂性能评价方法》及Q/SY 1376-2011《酸化压裂助排剂技术要求》中规定的表、界面张力评价方法对复配出的助排剂进行了表、界面张力性能评价。表面张力测试采用芬兰Kibron Delta-8全自动高通量表面张力仪，实验温度为常温，实验压力为常压。界面张力测试采用芬兰Kibron公司生产的 dIFT双通道动态界面张力仪，实验温度为55℃，实验压力为常压。


从表2可以看出，复配的1#样表面张力值降低，其界面张力值很低，界面张力值只有常规4#样的1/30。因为氟碳表面活性剂降低油水界面张力的能力要比烃类表面活性剂大很多，而且其热稳定性又最高，与阳离子型表面活性剂1631复配后，能产生极低的表面张力和增大接触角。


表2 表/界面张力评价结果
样品 使用浓度/% 表面张力/(mN·m⁻¹) 界面张力/(mN·m⁻¹)
1#: 2% 1631+2% 1128Y 0.5 22.130 0.024
2#: 2% 1631+1% 18C 0.5 24.116 0.339
3#: 4% 1631+1% FC-Y 0.5 24.172 0.120
4#: CF-5D（目前常用） 0.5 26.46 0.620


2.2 接触角评价


采用DSA-100型视频光学接触角测量仪（德国Kruss生产）动态记录液滴在岩心表面的接触角，然后在采集的录像上选择接触瞬间时（液滴在岩心表面上形成的第一个清晰图像的时刻）的图像，通过软件模拟得出θ₀。由于接触角随时间而变小，且接触角变化率能反映液滴在岩心表面的自吸程度，通过大量实验发现从接触瞬间至5s后接触角大小变化幅度很小，因此可以用式（2）计算接触角变化率。


1#样、2#样与岩石达到中性润湿的接触角，且助排剂接触到岩石后较稳定，接触角变化率不大。实验表明中性润湿的采收率最高，当油藏为中性润湿时，对提高原油采收率最有利（表3）。


表3 接触角评价结果
样品 使用浓度/% 接触角θ/(°) 接触角变化率/(°·s⁻¹)
% (°) (°)⁻¹
1#: 2% 1631+2% 1128Y 0.5 82.6 0.48
2#: 2% 1631+1% 18C 0.5 81.9 0.50
3#: 4% 1631+1% FC-Y 0.5 59.3 0.87
4#: CF-5D（目前常用） 0.5 41.7 -


2.3 耐盐能力评价


本实验在具有一定矿化度的盐水中加入0.5%的助排剂样品，测量其在55℃下界面张力。结果如表4。


表4 盐浓度对界面张力的影响
样品 盐水浓度/(mg·L⁻¹)
0 150 750
1#: 2% 1631+2% 1128Y 0.024 0.081 0.142
2#: 2% 1631+1% 18C 0.339 0.008 0.002
3#: 4% 1631+1% FC-Y 0.120 0.172 0.226
4#: CF-5D（目前常用） 0.620


由于地层水中均含有一定量盐，具有一定的矿化度，压裂液进入地层后会与地层水接触，目前使用的助排剂大多在盐溶液的作用下会降低助排效果。从表4可以看出，1#样的油水界面张力值随盐溶液的浓度增大而增大，2#样的油水界面张力值随盐溶液浓度增大而降低。1#样可以在常规致密油储层使用，2#样可以在地层水矿化度较高的致密储层使用。