2.4 熱穩定性評價

長慶油田油井地層溫度一般為60~80℃，本實驗測試了80℃下助排劑的界面張力，實驗結果如表5。

從表5可以看出，80℃下，1#、2#、4#樣的界面張力值與55℃下的界面張力相差不大，3種樣品熱穩定性較好，常規油井中使用，能達到降低界面張力，改變巖石潤濕性的作用，滿足隴東致密油藏現場壓裂液助排的需求。

2.5 綜合性能比較

將新研發的助排劑與長慶油田常用助排劑的表界面張力及接觸角大小進行了比較，結果如表6。

從表6可以看出，1#樣的界面張力低，同等條件下，毛管力為CF-5D的1/149，1#樣為氟碳表面活性劑與烴類表面活性劑復配而得，其具有良好的熱穩定性及耐鹽性，將其用在壓裂酸化液中，能有效的降低毛細管阻力，促使殘液徹底返排。1#樣在返排時阻力最小，助排效果也最好。

3 助排劑CQZP-1的現場應用

2015年在對長慶油田前期多年的壓裂改造技術探索研究與實踐的基礎上，試驗應用新研發的助排劑CQZP-1，在隴東致密油藏實施206口井239層，取得了較好的改造效果。以隴**井（使用新研發助排劑CQZP-1）和對比井隴**（使用助排劑CF-5D）為例進行分析。

3.1 現場返排液接觸角與表界面張力

將新研發的助排劑與長慶油田常用助排劑現場應用后的返排液性能進行測試，結果如表7。

使用新研發的CQZP-1產品后，現場返排液與巖心接觸角較高，返排液的表界面張力減小。同等條件下，毛管力變小，更有利于液體返排。

3.2 現場返排液處理巖心后不同液相的接觸角

將同一塊巖心等分切割成厚度為1cm巖心片備用。將巖心放在返排液溶液中浸泡2h，取出風干，測定巖心片浸泡前后的油、水兩相潤濕性變化。結果如圖3所示。

圖3 返排液處理后巖心與液體接觸角

巖心原始水相、油相潤濕角均小于90°，巖石表面親水性更強。經過返排液浸泡后巖石表面水相潤濕角變小，油相潤濕角變大。返排液浸泡后巖石表面水潤濕性更好，因為返排液中含助排劑中的表面活性劑成分，表面活性劑吸附于巖石表面，使巖石表面水潤濕性增強，并影響油、水相對滲透率，能有效的提高采收率。

壓裂結束后，打開套管進行排液，返排液已破膠（黏度小于5 mPa·s）。返排液油水分離界面清楚。一次放噴率達到37.7%，與使用長慶油田用常規助排劑CF-5D對比，提高10%左右，同期對比平均單井每天增油0.9 t。隴東地區助排劑研發應用取得重大突破，為長慶油田高效開發提供理論支持及實踐經驗。

4 結論

（1）通過理論分析和室內研究，研發出了適合長慶油田隴東地區的CQZP-1助排劑。（2）研發的CQZP-1助排劑優化后表面張力降為22.130 mN/m，界面張力值低至0.024 mN/m；其與天然巖心間接觸角高達83.6°；并且具有一定的耐鹽能力和熱穩定性。（3）2015年新研發的助排劑CQZP-1在隴東致密油藏開展了206口井239層現場試驗，一次放噴率達到37.7%，同期對比平均單井每天增油0.9 t。