2.4 热稳定性评价

长庆油田油井地层温度一般为60~80℃，本实验测试了80℃下助排剂的界面张力，实验结果如表5。

从表5可以看出，80℃下，1#、2#、4#样的界面张力值与55℃下的界面张力相差不大，3种样品热稳定性较好，常规油井中使用，能达到降低界面张力，改变岩石润湿性的作用，满足陇东致密油藏现场压裂液助排的需求。

2.5 综合性能比较

将新研发的助排剂与长庆油田常用助排剂的表界面张力及接触角大小进行了比较，结果如表6。

从表6可以看出，1#样的界面张力低，同等条件下，毛管力为CF-5D的1/149，1#样为氟碳表面活性剂与烃类表面活性剂复配而得，其具有良好的热稳定性及耐盐性，将其用在压裂酸化液中，能有效的降低毛细管阻力，促使残液彻底返排。1#样在返排时阻力最小，助排效果也最好。

3 助排剂CQZP-1的现场应用

2015年在对长庆油田前期多年的压裂改造技术探索研究与实践的基础上，试验应用新研发的助排剂CQZP-1，在陇东致密油藏实施206口井239层，取得了较好的改造效果。以陇**井（使用新研发助排剂CQZP-1）和对比井陇**（使用助排剂CF-5D）为例进行分析。

3.1 现场返排液接触角与表界面张力

将新研发的助排剂与长庆油田常用助排剂现场应用后的返排液性能进行测试，结果如表7。

使用新研发的CQZP-1产品后，现场返排液与岩心接触角较高，返排液的表界面张力减小。同等条件下，毛管力变小，更有利于液体返排。

3.2 现场返排液处理岩心后不同液相的接触角

将同一块岩心等分切割成厚度为1cm岩心片备用。将岩心放在返排液溶液中浸泡2h，取出风干，测定岩心片浸泡前后的油、水两相润湿性变化。结果如图3所示。

图3 返排液处理后岩心与液体接触角

岩心原始水相、油相润湿角均小于90°，岩石表面亲水性更强。经过返排液浸泡后岩石表面水相润湿角变小，油相润湿角变大。返排液浸泡后岩石表面水润湿性更好，因为返排液中含助排剂中的表面活性剂成分，表面活性剂吸附于岩石表面，使岩石表面水润湿性增强，并影响油、水相对渗透率，能有效的提高采收率。

压裂结束后，打开套管进行排液，返排液已破胶（黏度小于5 mPa·s）。返排液油水分离界面清楚。一次放喷率达到37.7%，与使用长庆油田用常规助排剂CF-5D对比，提高10%左右，同期对比平均单井每天增油0.9 t。陇东地区助排剂研发应用取得重大突破，为长庆油田高效开发提供理论支持及实践经验。

4 结论

（1）通过理论分析和室内研究，研发出了适合长庆油田陇东地区的CQZP-1助排剂。（2）研发的CQZP-1助排剂优化后表面张力降为22.130 mN/m，界面张力值低至0.024 mN/m；其与天然岩心间接触角高达83.6°；并且具有一定的耐盐能力和热稳定性。（3）2015年新研发的助排剂CQZP-1在陇东致密油藏开展了206口井239层现场试验，一次放喷率达到37.7%，同期对比平均单井每天增油0.9 t。