描述固气、固液、液气界面张力和接触角的杨氏方程为:

式中，γsg为固体表面张力，γsl为固液界面张力，γlg为液体表面张力。岩石表面亲水性增强降低了岩石与水间的固液界面张力γsl，由于岩石的表面张力γsg不变，因而γcosθ上升。更重要的是，虽然随着FC-XF质量分数的增加，γ减小，但是由于同时引起接触角减小，导致γcosθ增加。由公式(1)可知，γcosθ增加表明毛细管阻力增大，这更直观地说明对岩石润湿性的调节是决定助排剂体系性能的一个至关重要的因素。

图5为Ⅱ型润湿性改变剂质量分数为0．2%、FC-XF质量分数为0．02%时碳氢表面活性剂APS质量分数对体系表面张力、界面张力和接触角的影响。

图5 APS+0．2%Ⅱ型润湿性改变剂+0．02%FC-XF混合体系表面张力、界面张力和接触角随APS浓度的变化

从图5(a)中可以看出，随着APS质量分数的增加，体系的表面张力增大，界面张力减小，这与FXCF对表/界面张力的影响机制相同。从图5(b)中可以看出，随着APS质量分数的增加，体系与岩石的接触角先增加再减小，相应的γcosθ先减小再增大，均出现极值点，这与图4(b)的变化趋势不同。这是因为吸附Ⅱ型润湿性改变剂和FC-XF使得岩石表面由水湿转变为弱亲水性润湿(接触角＜75°)，更易于吸附APS的亲水头基而使碳氢链在岩石表面暴露，这降低了岩石表面的亲水性，因而随着APS质量分数的增加接触角增大。但是，当APS质量分数大于0．15%后，过多的APS分子可能在岩石表面发生双分子层吸附或因竞争吸附而降低Ⅱ型润湿性改变剂的吸附量，使得岩石表面的亲水性增加。而且，接触角的变化决定了γcosθ的变化趋势，因而接触角和γcosθ随APS质量分数的变化曲线中均出现极值点。

从图4和图5中也可以看出，当Ⅱ型润湿剂质量分数为0．2%、APS质量分数在0．05%～0．20%之间、FC-XF质量分数在0．01%～0．03%之间时混合体系具有更高的界面活性。因此，选择APS质量分数为0．05%、0．10%和0．20%，Ⅱ型润湿剂质量分数为0．1%、0．2%和0．5%，FC-XF质量分数为0．01%、0．02%和0．03%进行三因素三水平的正交实验，考察APS/Ⅱ/FC-XF混合体系的界面性能及与岩石的接触角，结果如表1所示。

表1体系组成和含量对APS/Ⅱ/FC-XF混合体系界面性能的影响

从表1中可以看出，在所测试的浓度范围内APS/Ⅱ/FC-XF混合体系均表现出良好的界面性能，且综合对比上述混合体系的表/界面张力和接触角数据，可以发现: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混合体系均能达到表面张力≤22 mN/m、界面张力≤0．5 mN/m和接触角≥80°的高界面活性性能指标。实验选择具有21．7 mN/m和0．046 3 mN/m的低表/界面张力，并且与岩石达到中性润湿的接触角83．27°的0．1%APS+0．2%Ⅱ+0．02%FC-XF混合体系作为新型高界面活性助排剂使用。

2．3助排效果评价

实验对比了新型助排剂(0．1%APS+0．2%Ⅱ+0．02%FC-XF混合体系)与胜利油田在用助排剂性能，结果如表2所示。

无助排剂、含质量分数0．3%在用助排剂、含质量分数0．32%的新型助排剂的破胶液黏度相当，且含新型助排剂的破胶液黏度略低，这表明新型助排剂的加入不影响压裂液的破胶性能。同时，无助排剂破胶液的表/界面张力高且接触角小，加入在用助排剂后的界面性能得到大大改善，界面张力可降低到0．023 1～0．933 5 mN/m，表面张力可降低到23．8～29．3 mN/m，接触角在59°～71°间，破胶液排出效率上升，助排率为69%～76%。含新型助排剂的破胶液的界面性能更加优异，可具有20．8 mN/m和0．017 6 mN/m的低表/界面张力，且接触角为82°，因而助排率可达到85%，这比在用常规助排剂的助排率提高了9%～16%。从上述结果可以看出，所制备的新型助排剂由于具有降低表/界面张力和改变岩石表面润湿性的双重作用，助排效果优良。

表2新型助排剂与在用助排剂性能对比

3结论

(1)烷基羧基甜菜碱APS、Ⅱ型润湿性改变剂和全氟烷基氧化胺FC-XF复配体系具有高界面活性，0．1%APS+0．2%Ⅱ+0．02%FC-XF配方体系具有21．7 mN/m和0．046 mN/m的低表/界面张力，并且可将岩石表面润湿性由55°的水湿接触角调节到83°的中性润湿接触角，可作为高界面活性助排剂使用。

(2)由于具有降低表/界面张力和改变岩石表面润湿性的双重作用，所制备的新型助排剂比常规在用助排剂具有更加优异的界面性能和助排效果。