JY油田长8油藏结垢机理与防治对策研究

2017-03-03万涛杨振亚刁广智蒋亚琴

石油化工应用 2017年2期

关键词：结垢水井渗透率

万涛，杨振亚，刁广智，蒋亚琴

（中国石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西西安710018）

JY油田长8油藏结垢机理与防治对策研究

万涛，杨振亚，刁广智，蒋亚琴

（中国石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西西安710018）

JY油田在经历较长时间的注水开发后，高压欠注井逐年增加，储层开始出现明显的结垢现象。在对井筒、集输站点的垢样分析化验后，发现在存在碳酸钙垢的同时，还存在硫酸盐垢。通过对JY油田现场水质分析的同时，还分析了该油田结垢机理及影响因素，对长8油藏的结垢原因也进行了进一步的分析，并对注入水及地层水进行配伍性研究，寻找更适合于JY油田的防治对策。

高压欠注；结垢；注入水；地层水；配伍性

1 JY油田长8油藏注水现状研究

通过对JY地区各层位的欠注井进行统计分析，目前长8高压欠注井数最多，由于欠注导致地层压力保持水平较低（70%～80%），给油藏的稳产工作造成一定的难度（见图1）。

JY油田长8油藏在注水开发过程中主要表现为注水压力高、压力上升快，欠注井井数呈逐年增多趋势，每年的措施工作量也逐年增多，治理难度大。近年来开展了一系列降压增注措施，但普遍措施有效率偏低（75%），有效期偏短（平均有效期125 d）。常规的酸化、压裂等措施增注基本无效，治理难度较大（见图2，图3）。

图1 JY油田各层位高压欠注现状分布图

图2 长8油藏历年配注不达标井数分布图

图3 长8油藏历年水井措施增注分布图

2 JY油田长8油藏结垢机理研究

对地层结垢的判别主要是通过注入水和地层水配伍性分析和预测[1-4]。JY油田地层水矿化度高，注入水与地层水在地层中混合后，出现不同程度的结垢，随着水驱前缘的推进，结垢趋势越来越严重，尤其是长8层地层水富含Ba2＋（Sr2＋），通过室内配伍性的分析，长8油层BaSO4结垢量达到了1 000 mg/L以上，防治难度大。

2.1 储层及敏感性特征

JY油田长8储层致密，渗透率低，面孔率小，孔喉半径细小，是造成姬塬油田投注初期注水压力普遍偏高的主要原因之一。储层粒度细、黏土含量高，填隙物中高岭石含量较高，存在水敏、盐敏及速敏伤害，在注水开发的过程会因叠加效应加剧已有的地层伤害（见表1）。

2.2 地层流体化学特征

JY油田长8地层富含Ca2+、Mg2+、Ba2+等成垢离子的高矿化度原始地层水，水型为CaCl2。由于存在储层非均质性强，水动力条件较弱，在一定程度上存在矿化度和特征离子含量的差异。Ba2+离子浓度的差异性较大，约在0～2 400 mg/L。注水开发后，见水程度低的产出水钙、钡离子含量高，见水程度高的产出水硫酸根、碳酸氢根含量高，混合后结垢；注入水与地层矿物发生剧烈的水岩反应，导致产出水化学成分变化剧烈，也造成井筒、集输系统严重结垢（见表2）。

表1 长8储层填隙物成分含量对比表

表2 JY油田注入水化学特征数据表

2.3 注入水与地层水配伍性

长8油藏注入水与地层水不配伍且水岩反应剧烈，存在普遍的BaSO4结垢，且贯穿整个注水开发过程，地层结垢对储层渗透率的伤害是造成注水压力持续升高的主要原因。JY油田注入水为Na2SO4水型，地层水为CaCl2型，室内试验表明注入水与地层水不配伍，易生成钙锶钡沉淀，堵塞孔隙喉道（见图4）。

2.4 注入水水质现状

注入水水质如果较差，在注水开发的过程中将对地层产生严重堵塞伤害，造成注水开发后注水压力持续升高并且降低措施有效期。JY油田采出水水质整体较差，采出水回注区注水压力和表皮系数明显高于注清水区，采出水水质对储层伤害程度明显大于清水（见图5，图6）。

3 现场防治技术研究

3.1 提升注水水质

特低渗储层岩心驱替试验结果表明，处理合格采出水对实验岩心伤害率明显比洛河层注入水低。机杂和含油量控制到10 mg/L以下，对储层伤害较小（见表3）。

图4 室内模拟JY油田地层结垢形态及成分

图5 注清水井与采出水注水井油压对比曲线

图6 注清水与注采出水区表皮系数对比曲线

表3 不同处理程度注入水水驱伤害率数据表

3.2 加强结垢治理，消除注水地层堵塞

采用物理法防治地层结垢伤害：目前正应用的纳滤处理技术，大幅度降低注入水成垢离子及悬浮物含量。采用一体化处理技术，采出水水质大幅度好转，注水压力上升幅度明显减缓（见图7）；其中69口注水井平均注水压力降低1.23 MPa，吸水剖面厚度平均增加0.5 m～2.0 m。

图7 注清水井与采出水注水井压力对比曲线

采用化学法防治地层结垢伤害：（1）高浓度防垢剂溶液可有效提高地层渗透率；（2）防垢剂滞留岩心可有效防止地层伤害；（3）注入水中低浓度投加防垢剂可有效降低和防止注水地层的持续伤害（见图8）。

3.3 改善基质渗透率

针对投注即达不到配注、常规增注措施有效期短，采用不加砂酸压增注。2016年共实施93口井，措施后平均油压下降1.9 MPa，平均套压下降1.6 MPa，平均单井日增注12 m3。针对投注后初期能达到配注，注水一段时间后压力上升，达不到配注的井，实施连续酸化解堵工艺：实施12口井，措施后平均油压下降3.6 MPa，平均套压下降3.8 MPa，平均单井日增注18 m3（见图9）。