2.4 熱穩(wěn)定性評價(jià)

長慶油田油井地層溫度一般為60~80℃，本實(shí)驗(yàn)測試了80℃下助排劑的界面張力，實(shí)驗(yàn)結(jié)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(wěn)定性較好，常規(guī)油井中使用，能達(dá)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(xiàn)場壓裂液助排的需求。

2.5 綜合性能比較

將新研發(fā)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(jìn)行了比較，結(jié)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(fù)配而得，其具有良好的熱穩(wěn)定性及耐鹽性，將其用在壓裂酸化液中，能有效的降低毛細(xì)管阻力，促使殘液徹底返排。1#樣在返排時(shí)阻力最小，助排效果也最好。

3 助排劑CQZP-1的現(xiàn)場應(yīng)用

2015年在對長慶油田前期多年的壓裂改造技術(shù)探索研究與實(shí)踐的基礎(chǔ)上，試驗(yàn)應(yīng)用新研發(fā)的助排劑CQZP-1，在隴東致密油藏實(shí)施206口井239層，取得了較好的改造效果。以隴**井（使用新研發(fā)助排劑CQZP-1）和對比井隴**（使用助排劑CF-5D）為例進(jìn)行分析。

3.1 現(xiàn)場返排液接觸角與表界面張力

將新研發(fā)的助排劑與長慶油田常用助排劑現(xiàn)場應(yīng)用后的返排液性能進(jìn)行測試，結(jié)果如表7。

使用新研發(fā)的CQZP-1產(chǎn)品后，現(xiàn)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(xiàn)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(fēng)干，測定巖心片浸泡前后的油、水兩相潤濕性變化。結(jié)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(qiáng)。經(jīng)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?yàn)榉蹬乓褐泻艅┲械谋砻婊钚詣┏煞?，表面活性劑吸附于巖石表面，使巖石表面水潤濕性增強(qiáng)，并影響油、水相對滲透率，能有效的提高采收率。

壓裂結(jié)束后，打開套管進(jìn)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(dá)到37.7%，與使用長慶油田用常規(guī)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(qū)助排劑研發(fā)應(yīng)用取得重大突破，為長慶油田高效開發(fā)提供理論支持及實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)。

4 結(jié)論

（1）通過理論分析和室內(nèi)研究，研發(fā)出了適合長慶油田隴東地區(qū)的CQZP-1助排劑。（2）研發(fā)的CQZP-1助排劑優(yōu)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(dá)83.6°；并且具有一定的耐鹽能力和熱穩(wěn)定性。（3）2015年新研發(fā)的助排劑CQZP-1在隴東致密油藏開展了206口井239層現(xiàn)場試驗(yàn)，一次放噴率達(dá)到37.7%，同期對比平均單井每天增油0.9 t。