随着油田开发时间的增加，地层压力会随之降低，当压力降低至油井不能自喷时，为了保证油田正常地生产，用电泵开采是油田开发中经常使用的机械举升方式，与此相关的维护井下作业是常规检泵。

常规检泵作业和大修作业都需要进行洗井作业，在洗井作业中会使得部分洗井液漏失到地层，而地层能量的亏空则会加剧洗井液的漏失。直接使用地热水洗井具有以下几方面缺点：

（1）洗井效果差，洗井作业所需时间较长。由于地热水中不含表面活性物质，对于油管表面附着的原油清洗效果较差，只能通过长时间洗井达到去除油管表面原油的目标，这就会延长修井的作业时间，增加作业成本；（2）地热水漏失至地层后，会对储层产生多种伤害，延长油井修井以后的恢复时间。地热水进入地层后会与储层中的油、水和黏土发生反应，产生W/O乳化、水锁、结垢、黏土颗粒膨胀和运移等而堵塞原油流动孔道，严重地延长了油井修井以后的恢复时间，影响油井产能^{[1, 2]}。

为了提高洗井效率和减少洗井液对储层产生的伤害，针对不同原油及地层条件，通过实验筛选，研究了三种类型修井液，以便满足不同类型修井作业的要求。

1 对三种修井液的总体描述 1.1 广谱型修井液

广谱型修井液适用于原油黏度较低（50℃时，< 200 mPa·s）和无明显黏土颗粒膨胀危害的油井，该类型修井液以加入高效表面活性剂R134、固化促进剂GC和消泡剂XP为主。R134是一种非离子表面活性剂，可以大幅度地降低油水界面张力，防止水伤害^[3]。GC不仅具有降低油水界面张力的效果，还能吸附在黏土表面，防止黏土颗粒吸水。消泡剂XP可以有效消除表面活性剂溶液搅拌后所产生的泡沫，避免泡沫带来的井控风险等不利影响。在实验中，使用TX-500C旋转界面张力仪测定不同浓度表面活性剂的表界面张力。使用一级钠膨润土压制泥质岩心，分别放在不同浓度的GC溶液中静置浸泡，观察经历不同时间的岩心变化。图 1所示为不同浓度表面活性剂的界面张力。表 1所示为不同浓度固化促进剂GC的黏土稳定效果。

由图 1可以看出，R-134具有大幅降低油水界面张力的效果，当质量分数＞0.75%后，油水界面张力降低幅度变小，表明R134的最佳质量分数为0.75%，此时油水界面张力降低率为97.41%，考虑到现场作业中修井液进入至地层会被地层水稀释，优选R134的最佳质量分数度升至1.00%。由图 1和表 1可以看出，随着加入浓度的不断增加，GC的油水界面逐渐降低，黏土稳定效果增加，加入GC的目的是在降低油水界面的同时具有一定黏土稳定效果，综合考虑GC的油水界面张力和防膨效果，GC最佳加入质量分数定为1.00%。

再以1.00%R-134和1.00%GC配制的溶液为基液，分别加入不同浓度的XP，使用搅拌机在200 r/min条件下搅拌5 min，观察经历不同时间的消泡效果。表 2为加入不同浓度XP的消泡效果。

由表 2可以看出，XP具有良好的消泡效果，随着加入浓度的增加，消泡效果变好，当质量分数＞0.6%后，能在20 s左右将所产生的泡沫全部消除，综合考虑作业成本，确定消泡剂的最佳质量分数为0.6%。至此，可以组成如表 3所示的广谱型修井液配方。

1.2 防膨型修井液

在广谱型修井液中，GC具有一定的黏土效果，但对于黏土含量较高的储层，还是满足不了防膨要求，需要在广谱型修井液中再加入一定量的高效防膨剂FP-03，以便更加有效地防止黏土膨胀。FP-03是一种高效阳离子型防膨剂，可以快速、密集地吸附在黏土表面，从而具有良好的防膨效果。首先，以广谱型修井液为基液，配制含有不同浓度FP-03的防膨型修井液，然后按照防膨型修井液:一级膨润土=4:1比例进行混合，研究在不同防膨剂浓度下的防膨效果（及防止黏土颗粒运移效果）。图 2为不同FP-03浓度下的防膨效果。

由图 2可以看出，FP-03比GC具有更好的防膨效果，少量地加入前者就具有较好的防膨效果。当前者加入量≥0.3%后，防膨率几乎再无明显变化，这说明FP-03质量分数为0.3%时，防膨剂在黏土表面的吸附量已基本达到饱和，表明防膨剂的最佳加入质量分数为0.3%，此时防膨率为87.20%。

1.3 高效修井液

对于原油黏度较大的油井，广谱型修井液对原油乳化困难，尤其是冬季作业（修井液温度较低）时，使用广谱型修井液就难以满足洗井和减少储层伤害的要求。广谱型修井液只有在原油黏度较低时才能起到较好的洗油和助排效果，因此，在实验时向广谱型修井液中加入油溶性高效清洗剂QXJ-02^{[4, 5]}。QXJ-02可以快速和高黏度原油混合，并大幅降低稠油黏度，从而使修井液与原油乳化，达到洗井和助排的目的。向广谱型修井液中加入不同浓度的QXJ-02，在室温下与金县1-1A22井原油（50℃的黏度为4 830 mPa·s）按照高效修井液：原油=20:1的比例进行混合，研究不同浓度QXJ-02对原油的乳化效果，并观察实验后各评选瓶的清洁情况，结果见表 4。

由表 4可以看出，加入QXJ-02后的高效修井液均能与原油形成乳状液，乳状液黏度在35~40 mPa·s左右，而未加入QXJ-02的试样几乎不能与原油乳化，表明QXJ-02的加入能有效促进高黏度原油与修井液形成乳状液。加入QXJ-02的试样倾倒出油水样后评选瓶都很干净，而未加入QXJ-02的评选瓶壁上沾有大量原油，表明QXJ-02能有效提高修井液的清洗能力，这可能是由于QXJ-02为油溶性溶剂，与原油混合后降低原油黏度，不仅利于原油乳化，也有利于原油后期破乳。加入5%QXJ-02就已经具有较好清洗效果，考虑作业成本，优选QXJ-02的最佳比例为5%。

再将QXJ-02质量分数为5%的高效修井液与原油分别按照20:1、10:1和5:1的比例进行混合，研究不同比例下高效修井液的清洗效果，结果见表 5。

由表 5可以看出，随着原油比例的不断增加，高效修井液对原油的乳化能力逐渐减弱，当比例为5:1时，原油形成的乳状液稳定性已经较差，瓶壁上也沾有一定的油污，这是由于加入原油比例过大，高效修井液不足以较好地与原油乳化，因此，高效修井液与原油混合的最佳比例是＞5:1。

2 现场应用情况

优选了这一系列修井液以后，先后在埕北A25、A30、A31h与B32H等4口井进行现场应用，取得了良好的效果（见表 6），现以埕北B32H井为例加以说明。

埕北B32H井油层物性是以粗喉道、高渗透率为主的非均质油层。砂岩孔隙喉道半径大于10 μm的占总孔隙体积的56%，平均有效孔隙度28.9%。该井原油中蜡含量为7.4%~8.9%，沥青质约4%，胶质约21%，原油黏度为161 mPa·s。

作业中使用平台地热水按照设计配方配置新型修井液，利用泥浆泵大排量反循环洗、压井，排量50 m³/h，泵压2 MPa，测循环漏失量15 m³/h。整个作业过程中，累计漏失量约为300 m³，为验证新型修井液与地层之间的匹配效果，本次作业全程未采取暂堵措施。

该井修井作业结束并恢复生产后，在24 h内见油产出，产液量较停电泵前具有大幅提升，约50 h后该井产油量即超过故障前产量；17 d后，该井产液达到267.8 m³/d，产油166.8 m³/d，远大于故障前产量（产液111.2 m³/d、产油66.7 m³/d）。稳定生产3个月后，产液及含油量较故障前仍有大幅提升。

由表 6可以看出，使用新型修井液在修井作业中取得了良好的应用效果，不仅大大地缩短油井修井后的恢复期，也较修井前提高了油井的产量。这可能是原油组分随着油层压力、温度的变化而变化，导致胶质、沥青质及蜡质析出，析出的有机垢与近井地带油层孔隙内的微粒一起造成油井的近井地带堵塞，以致近井油层渗透率大幅度下降。修井过程漏入地层的修井液对近井地带的有机垢（胶质和沥青质等有机沉淀）具有一定的清除效果，提高了油井渗透率。

3 结论及建议

本文针对不同油井的原油及储层类型，提出了三种不同类型的修井液，经过室内测试与现场使用验证，主要得出以下结论：

（1）广谱型修井液适用于原油黏度小及储层中易膨胀黏土含量较低的油井，优选的基本配方为：1.00%R-134+1.00%GC+0.6%XP+水，其油水界面张力降低率为97.41%，兼有一定的黏土稳定效果。

（2）高防膨修井液适用于储层中易膨胀黏土含量高的油井，优选的配方为：1.00%R- 134+1.00%GC+0.6%XP+0.3%FP-03+水，该配方对一级膨润土的防膨率为87.20%。

（3）高效修井液适用于原油黏度较高的油井，优选的配方为：1.00%R- 134+1.00%GC+0.6%XP+5%QXJ-02+水，该修井液可对稠油井起到较好的清洗效果，高效修井液与原油混合的最佳比例是＞5:1。

（4）经过在埕北油田多口油井的应用验证，表明新型修井液具有良好的预期效果。

（5）建议在为某一特定井选择修井液时，需要进行化学药剂与作业用水、作业用水与地层水结垢实验及修井液助排液对原油破乳脱水影响实验，若不配伍或者影响原油脱水，则需要适当地调整配方。