西峰油田长8储层无机垢结垢规律及解堵措施效果

黄 海，陈 博，刘易非，陈军斌

(1.西北大学地质学系，陕西 西安 710075;2.西安石油大学石油工程学院，陕西 西安 710065;3.长庆油田第五采油厂，陕西 西安 710000)

西峰油田是近年来国内已发现的少有的几个整装特低渗透油田之一［1］，对长庆油田上产、稳产具有重要意义。西峰油田地处伊陕斜坡的西南部，属三叠系延长组，主要生产层为长 8层，平均孔隙度为 10.5%，平均渗透率为 2.2×10－3μm2，属低孔低渗储层，但层内非均质性严重，微裂缝发育。为补充地层能量，科学高效地开发该特低渗透油田，采取超前注水开发技术，进行大规模注水，保持油田处于稳定生产状态［2］。但开发几年来，注水井注入压力升高严重，由表1西峰油田各井区注水井投注前后压力表可以看出，目前平均注水压力由投注前的15.8 MPa上升到20.4 MPa，上升幅度达29%。因注不进水所造成的平均欠注率已达38.45%，部分井区甚至超过60%，严重影响了西峰油田的高效开发。已有研究表明［2，3］，西峰油田注水井压力升高，除与储层本身的特低渗透性、孔隙结构复杂、非均质性强等有关外，其另一个重要原因就是地层水与注入水的配伍性差，结垢严重堵塞储层造成注水压力上升。因此，研究无机垢结垢规律，采取有针对性的措施，对保持西峰油田长期稳定注水、实现高效开发具有重要意义。

表1 西峰油田各井区注水井投注前后压力表

1 西峰油田注入水与地层水化学特性

西峰油田长8储层原始地层水矿化度较高，水型以CaCl2为主;注入水为洛河水，主要为 NaHCO3型，矿化度 0.7 g/L左右。西峰油田注入水和地层水化学成分如表2所示。从表2可以看出，地层水和注入水中含有大量的成垢离子。地层水中含有较高的 Ca2+和 Ba2+;注入水含 HCO3－和SO42－成垢阴离子。当注入水和地层水混合后，不相容的阴阳离子会形成难溶的 CaCO3或 BaSO4，如果过饱和就会产生沉淀。同时由于西峰油田注水过程中的温度、压力等热力学条件改变也会导致成垢化学物质溶解度降低，在水溶液过饱和而析出沉淀、结垢堵塞储层孔隙，致使注水压力上升。

表2 西峰油田注入水和地层水化学成分分析结果

2 注水过程中结垢趋势预测

单一水源的水或几种来源不同的水相混时，应根据水中成垢离子的浓度，理论溶度积常数的大小，按照成垢离子浓度最大或理论溶度积常数最小的结垢趋势进行预测。参照《采油工程手册》［4］所列举的能考虑注水过程中温度、压力以及二氧化碳分压对结垢影响的 Oddo－Tomson方法，对西峰油田注水过程中碳酸钙、硫酸钙和硫酸钡结垢趋势进行了预测，预测结果如表3所示。预测结果显示地层水、注入水和不同比例的地层水与注入水的混合物都有结碳酸钙垢的趋势，并且随着注入水比例的增加结垢趋势减弱，说明在注水初期结碳酸钙垢的趋势比较严重。同时，不同比例地层水与注入水混合物中硫酸钡均处于过饱和状态，有结垢的趋势。

表3 西峰油田注水过程中不同水样结垢趋势预测结果

3 西峰油田注水过程中结垢实验研究

结垢趋势预测可以定性的预测目标水样的结垢趋势和结垢类型，并不能真实的反映结垢量的大小。为此，在室内进行了静态和动态管路结垢实验研究。实验用水为西峰油田现场地层水与注入水。

3.1 静态结垢实验研究

在室内配置100 ml不同比例的地层水和注入水，置于容量瓶内，在地层温度70℃下恒温。每隔10 d测定成垢离子含量，80 d后根据成垢离子含量的变化计算结垢总量，实验结果如图1所示。由图1可知，当地层水与注入水比例为9:1时80 d后的结垢量最大，达到1.19 g/L。因此，在西峰油田注水开发初期，很容易在近井地带结垢形成堵塞，导致注水压力高、注水井欠注、油井产量降低。同时，随着地层水比例的下降、注入水比例的升高，成垢阴离子 SO42－、HCO3－的浓度虽然有所增加，但是成垢阳离子的浓度逐渐减少，所以结垢量呈下降趋势。

图2 不同比例的地层水和注入水80 d后结垢总量

3.2 动态结垢实验研究

管路模拟实验法是一种既接近真实地层条件，又简便、快速的实验方法［5］。实验中采用长度为 5 m，直径为 3 mm的不锈钢管线。在70℃、16 MPa压力下，恒速注入静态结垢实验中结垢量最大的地层水与注入水比例为9:1的混合水样，每驱替10 d取出，烘干，称量。实验结果如图2所示。由图2可以看出，前十天三条管线的结垢量占60 d实验总结垢量的65%以上，后50 d阶段结垢量占总结垢量的比例呈曲线变化。因为刚注入时，由于管线内表面不光滑，给垢晶的生成和生长创造了良好的条件。随着时间的增长，结垢晶体逐渐长大、突起，这样就可能被水冲刷带走。由图4可以看出，西峰油田特低渗透储层中的孔隙结构复杂、曲折，孔隙表面粗糙，喉道细小，更容易使注入水流动状态发生变化，产生结垢堵塞地层。

图3 16 MPa下三条管线不同时间段结垢量

图4 西29－44井铸体薄片

4 垢样成分分析

将实验和现场收集的垢样，烘干、碾碎，通过X衍射分析其矿物组成。结果如表4所示。由表4可知，实验中生成的垢样主要以碳酸钙和硫酸钡为主，其中碳酸钙的含量最高，达到85.4%。泵口和射孔眼所取垢样主要为碳酸钙，尤其是水流状态急剧改变的射孔眼附件近，碳酸钙垢的含量到达了95.86%。

表4 样品X衍射分析结果

5 防垢、解堵措施

5.1 防垢剂性能评价

目前国内外油田普遍采用化学防垢方法来阻止水垢的形成，即在地面注水系统中加入防垢剂。根据西峰油田注水井的结垢特点，选取长庆井下化工厂生产的三种防垢剂，参照SY/T5673—1993油田用防垢剂性能评价方法，对其48 h和72 h的防垢效果进行了评价。实验用水为地层水与注入水比例为9:1的混合水样，防垢剂加入浓度为50 mg/L。实验结果如表4所示。从实验结果表中可以看出，ZG0501对地层水和9:1混合水样的防垢效果最好，48 h的防垢率分别为88.46%和63.20%。ZG0502和 TM800的防垢效果稍差。

西峰油田自2010年5月开始在注水井进行加ZG0501防垢剂试验，药剂浓度50 mg/L。通过修井时上提的油管和泵口检测情况看，结垢现象得到明显改善。

表4 三种阻垢剂48、72 h阻垢效果评价实验结果

5.2 深部酸化解堵现场试验

针对已经结垢的注水井，采用深部酸化的解堵措施来清理射孔眼和储层深部的无机垢，降低注水压力。主体酸液配方为:盐酸6% ～8%+乙酸3% ～5%+柠檬酸0.5%+粘土稳定剂0.2%+缓蚀剂 0.3%+活性剂 0.05%。西峰油田2011年使用该酸液体系实施深部解堵现场施工23井次，21口井有效，有效率超过 90%。平均注水压降5.4 MPa，单井日平均增注8.6 m3，取得了良好的试验效果。

6 结语

西峰油田长8储层地层水和注入水配伍性较差，当地层水与注入水比例为9:1时80 d后结垢量最大，可达1.19 g/L;将实验生成和现场取得的垢样进行X衍射分析，表明垢样主要成分为碳酸钙垢;现场解堵试验所用的主体酸液配方(盐酸6% ～8%+乙酸3% ～5%+柠檬酸 0.5%)可以起到很好的解堵效果，建议推广应用。

［1］黄昌武.长庆油田成为中国重要油气产区［J］.石油勘探与开发.2006，33(2):188.

［2］王小琳，武平仓，韩亚萍，等.西峰油田长8层注水现状及投注措施效果［J］.石油勘探与开发.2008，35(3):344 －348.

［3］贾永刚，宁中宏.西峰油田注水压力升高原因及对策［J］.石油勘探与开发.2008，31(5):95 －98.

［4］万仁溥.采油工程手册(精要本)［M］.北京:石油工业出版社.2003:345－348.

［5］王世强，王笑菡，王勇.油田结垢及防垢动态评价方法［J］.中国海上油气.1997，9(1):39 －46.