目前，油田开发过程中，低渗透油井热洗后，由于洗井液对油层的污染，造成油井产量下降甚至不出液的现象经常发生。造成这种现象的原因，首先是洗井水进入地层，引起粘土膨胀降低地层渗透率。尤其当我们用清水洗井，而且洗井地层粘土(檬脱石）含量高时，这种矛盾更加突出；其次，洗井水水质不合格，机械杂质含量超标，杂质进入地层造成堵塞，或者洗井水和地层水不配伍，生成沉淀；再次，洗井液携带能力差，经过热洗在井壁上剥离下来的蜡、胶质沥青、无机盐垢等杂质不能被顺利带出井筒。

    据介绍，目前国内外油田使用的洗井液主要是各种磺酸盐类表面活性剂，现有的常规磺酸盐类表面活性剂经不同油田的有一定的应用效果，但也存在一些问题：一方面是因为使用磺酸盐的润湿、乳化性能较差，泡沫的强度及其稳定性不够；另一方面是因为磺酸盐的结构组成及搭配不够合理，如磺酸盐结构中的烃链是线型还是枝型，烃链的长度，芳基的大小和数量以及磺酸盐的分子量没有达到最佳匹配。基于这种情况，以技术创新为手段，研制了不压井洗井液，实现油井不压井洗井，现场取得了很效的应用效果。

不压井洗井液的开发

    我们借鉴泡沫压裂施工中的起泡剂的原理，结合油井热洗的实际情况，应用含有一定数量的硫酸基和环氧基的兼具阴离子和非离子表面活性剂双重性质的脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠，与极少量的碳氟、硅氟表面活性剂复配得到一种起泡性能很好的洗井液。具有较强的乳化、润湿、发泡性能外，还具有优良的抗硬水性和钙皂分散性，是一种较为理想的高效率洗井液。其主要技术性能指标为：外观：浅黄色粘稠液体； 密度：25℃，1.00～1.10g/cm3；表面张力：25℃（1.0％水溶液）26.8×10－3mN/m；发泡量：≥ 25℃（1.0％ 100mL）700mL；半衰期：≥120min。洗井液易溶于水，活性物含量70%时外观为淡黄色粘稠液体(半透明)，当pH值在7时能够很快水解，但在碱性环境下水解稳定性好。刺激性小，10%溶液刺激指数2.3，适合现场使用，生物降解率为90%以上。

    这种不压井洗井液现场应用情况的好坏，一是取决于洗井液的表面张力；二是取决于洗井液入井后的发泡量。对于油井本身含有伴生气的，利用伴生气就能满足洗井液的发泡量；对于油井不含伴生气的，考虑地层防膨，我们引入了铵盐（常用的防防膨剂为KCl），铵盐是由铵离子(NH4+)和酸根离子组成的化合物。一般为无色晶体，易溶于水，是强电解质。从结构来看，NH4+离子和Na+离子是等电子体。NH4+离子的半径比Na+离子的大，而且接近于K+离子，一般铵盐的性质也类似于钾盐，如溶解度。铵盐和钾盐是同晶型等。

    对于油井不含伴生气的，需要防膨的，在洗井时加入一定量的氯化铵，一部分氯化铵受热分解成氨气和氯化氢。分解产生的气体起到了发泡作用，一部分氯化铵进入地层起到防膨作用。对于不需要防膨的油井，在洗井时加入一定量的分解温度为30℃为碳酸氢铵。

现场应用

    现场上推荐的用量为0.5%～1.0%；在热洗时的10～15m3水中加入洗井液作为前置即可(或者先将洗井从油套环空倒入）。然后进行正常洗井。2007年8月，我们选择了部分油井进行了洗井液洗井试验，效果明显，有效防止了常规洗井导致的压井现象，而且在洗井水加入洗井液后能有效提高其清洗能力，有效地剥离附着在杆、管、泵表面的蜡、垢等沉积物。

    典型井例1： 晋45-9井在2007年3月17日常规洗井，洗井后产液量从16.8m3/d（3月8日至3月16日的平均值）下降到12.1m3/d（3月19日至3月31日的平均值）液面由1386m降至1402m，发生了明显的压井现象。8月15日用小热洗车在向油套环空先加入200Kg洗井液后，用工区小热洗车完成了洗井，洗井后产液量基本不变，液面由1384m降至1386m，对产油量影响减少2天，增油7.2吨。

    典型井例2：晋45-316井表现主要表现为液量低，洗井前后产液量变化不大，动液面在持续下降，主要原因应该是地层能量不足，示功图也证明这一点。该井用洗井液洗井的目的有两个：一是看洗井液对供液不足的油井在洗井过程中有无压井现象，二是看能否对地层进行小型解堵。2007年8月25日应用洗井液对其进行了洗井后，液量也继续保持原来的水平。液面由1275m升至1266m，对产油量影响减少至2天，增油3.6吨。