描述固氣、固液、液氣界面張力和接觸角的楊氏方程為:

式中，γsg為固體表面張力，γsl為固液界面張力，γlg為液體表面張力。巖石表面親水性增強降低了巖石與水間的固液界面張力γsl，由于巖石的表面張力γsg不變，因而γcosθ上升。更重要的是，雖然隨著FC-XF質量分數的增加，γ減小，但是由于同時引起接觸角減小，導致γcosθ增加。由公式(1)可知，γcosθ增加表明毛細管阻力增大，這更直觀地說明對巖石潤濕性的調節是決定助排劑體系性能的一個至關重要的因素。

圖5為Ⅱ型潤濕性改變劑質量分數為0．2%、FC-XF質量分數為0．02%時碳氫表面活性劑APS質量分數對體系表面張力、界面張力和接觸角的影響。

圖5 APS+0．2%Ⅱ型潤濕性改變劑+0．02%FC-XF混合體系表面張力、界面張力和接觸角隨APS濃度的變化

從圖5(a)中可以看出，隨著APS質量分數的增加，體系的表面張力增大，界面張力減小，這與FXCF對表/界面張力的影響機制相同。從圖5(b)中可以看出，隨著APS質量分數的增加，體系與巖石的接觸角先增加再減小，相應的γcosθ先減小再增大，均出現極值點，這與圖4(b)的變化趨勢不同。這是因為吸附Ⅱ型潤濕性改變劑和FC-XF使得巖石表面由水濕轉變為弱親水性潤濕(接觸角＜75°)，更易于吸附APS的親水頭基而使碳氫鏈在巖石表面暴露，這降低了巖石表面的親水性，因而隨著APS質量分數的增加接觸角增大。但是，當APS質量分數大于0．15%后，過多的APS分子可能在巖石表面發生雙分子層吸附或因競爭吸附而降低Ⅱ型潤濕性改變劑的吸附量，使得巖石表面的親水性增加。而且，接觸角的變化決定了γcosθ的變化趨勢，因而接觸角和γcosθ隨APS質量分數的變化曲線中均出現極值點。

從圖4和圖5中也可以看出，當Ⅱ型潤濕劑質量分數為0．2%、APS質量分數在0．05%～0．20%之間、FC-XF質量分數在0．01%～0．03%之間時混合體系具有更高的界面活性。因此，選擇APS質量分數為0．05%、0．10%和0．20%，Ⅱ型潤濕劑質量分數為0．1%、0．2%和0．5%，FC-XF質量分數為0．01%、0．02%和0．03%進行三因素三水平的正交實驗，考察APS/Ⅱ/FC-XF混合體系的界面性能及與巖石的接觸角，結果如表1所示。

表1體系組成和含量對APS/Ⅱ/FC-XF混合體系界面性能的影響

從表1中可以看出，在所測試的濃度范圍內APS/Ⅱ/FC-XF混合體系均表現出良好的界面性能，且綜合對比上述混合體系的表/界面張力和接觸角數據，可以發現:0．05%APS+0．5%Ⅱ+0．02%FC-XF、0．1%APS+0．2%Ⅱ+0．02%FC-XF、0．1%APS+0．5%Ⅱ+0．03%FC-XF混合體系均能達到表面張力≤22 mN/m、界面張力≤0．5 mN/m和接觸角≥80°的高界面活性性能指標。實驗選擇具有21．7 mN/m和0．046 3 mN/m的低表/界面張力，并且與巖石達到中性潤濕的接觸角83．27°的0．1%APS+0．2%Ⅱ+0．02%FC-XF混合體系作為新型高界面活性助排劑使用。

2．3助排效果評價

實驗對比了新型助排劑(0．1%APS+0．2%Ⅱ+0．02%FC-XF混合體系)與勝利油田在用助排劑性能，結果如表2所示。

無助排劑、含質量分數0．3%在用助排劑、含質量分數0．32%的新型助排劑的破膠液黏度相當，且含新型助排劑的破膠液黏度略低，這表明新型助排劑的加入不影響壓裂液的破膠性能。同時，無助排劑破膠液的表/界面張力高且接觸角小，加入在用助排劑后的界面性能得到大大改善，界面張力可降低到0．023 1～0．933 5 mN/m，表面張力可降低到23．8～29．3 mN/m，接觸角在59°～71°間，破膠液排出效率上升，助排率為69%～76%。含新型助排劑的破膠液的界面性能更加優異，可具有20．8 mN/m和0．017 6 mN/m的低表/界面張力，且接觸角為82°，因而助排率可達到85%，這比在用常規助排劑的助排率提高了9%～16%。從上述結果可以看出，所制備的新型助排劑由于具有降低表/界面張力和改變巖石表面潤濕性的雙重作用，助排效果優良。

表2新型助排劑與在用助排劑性能對比

3結論

(1)烷基羧基甜菜堿APS、Ⅱ型潤濕性改變劑和全氟烷基氧化胺FC-XF復配體系具有高界面活性，0．1%APS+0．2%Ⅱ+0．02%FC-XF配方體系具有21．7 mN/m和0．046 mN/m的低表/界面張力，并且可將巖石表面潤濕性由55°的水濕接觸角調節到83°的中性潤濕接觸角，可作為高界面活性助排劑使用。

(2)由于具有降低表/界面張力和改變巖石表面潤濕性的雙重作用，所制備的新型助排劑比常規在用助排劑具有更加優異的界面性能和助排效果。