黃 海，陳 博，劉易非，陳軍斌

(1.西北大學地質學系，陜西 西安 710075;2.西安石油大學石油工程學院，陜西 西安 710065;3.長慶油田第五采油廠，陜西 西安 710000)

西峰油田是近年來國內(nèi)已發(fā)現(xiàn)的少有的幾個整裝特低滲透油田之一［1］，對長慶油田上產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)具有重要意義。西峰油田地處伊陜斜坡的西南部，屬三疊系延長組，主要生產(chǎn)層為長 8層，平均孔隙度為 10.5%，平均滲透率為 2.2×10－3μm2，屬低孔低滲儲層，但層內(nèi)非均質性嚴重，微裂縫發(fā)育。為補充地層能量，科學高效地開發(fā)該特低滲透油田，采取超前注水開發(fā)技術，進行大規(guī)模注水，保持油田處于穩(wěn)定生產(chǎn)狀態(tài)［2］。但開發(fā)幾年來，注水井注入壓力升高嚴重，由表1西峰油田各井區(qū)注水井投注前后壓力表可以看出，目前平均注水壓力由投注前的15.8 MPa上升到20.4 MPa，上升幅度達29%。因注不進水所造成的平均欠注率已達38.45%，部分井區(qū)甚至超過60%，嚴重影響了西峰油田的高效開發(fā)。已有研究表明［2，3］，西峰油田注水井壓力升高，除與儲層本身的特低滲透性、孔隙結構復雜、非均質性強等有關外，其另一個重要原因就是地層水與注入水的配伍性差，結垢嚴重堵塞儲層造成注水壓力上升。因此，研究無機垢結垢規(guī)律，采取有針對性的措施，對保持西峰油田長期穩(wěn)定注水、實現(xiàn)高效開發(fā)具有重要意義。

表1 西峰油田各井區(qū)注水井投注前后壓力表

1 西峰油田注入水與地層水化學特性

西峰油田長8儲層原始地層水礦化度較高，水型以CaCl2為主;注入水為洛河水，主要為 NaHCO3型，礦化度 0.7 g/L左右。西峰油田注入水和地層水化學成分如表2所示。從表2可以看出，地層水和注入水中含有大量的成垢離子。地層水中含有較高的 Ca2+和 Ba2+;注入水含 HCO3－和SO42－成垢陰離子。當注入水和地層水混合后，不相容的陰陽離子會形成難溶的 CaCO3或 BaSO4，如果過飽和就會產(chǎn)生沉淀。同時由于西峰油田注水過程中的溫度、壓力等熱力學條件改變也會導致成垢化學物質溶解度降低，在水溶液過飽和而析出沉淀、結垢堵塞儲層孔隙，致使注水壓力上升。

表2 西峰油田注入水和地層水化學成分分析結果

2 注水過程中結垢趨勢預測

單一水源的水或幾種來源不同的水相混時，應根據(jù)水中成垢離子的濃度，理論溶度積常數(shù)的大小，按照成垢離子濃度最大或理論溶度積常數(shù)最小的結垢趨勢進行預測。參照《采油工程手冊》［4］所列舉的能考慮注水過程中溫度、壓力以及二氧化碳分壓對結垢影響的 Oddo－Tomson方法，對西峰油田注水過程中碳酸鈣、硫酸鈣和硫酸鋇結垢趨勢進行了預測，預測結果如表3所示。預測結果顯示地層水、注入水和不同比例的地層水與注入水的混合物都有結碳酸鈣垢的趨勢，并且隨著注入水比例的增加結垢趨勢減弱，說明在注水初期結碳酸鈣垢的趨勢比較嚴重。同時，不同比例地層水與注入水混合物中硫酸鋇均處于過飽和狀態(tài)，有結垢的趨勢。

表3 西峰油田注水過程中不同水樣結垢趨勢預測結果

3 西峰油田注水過程中結垢實驗研究

結垢趨勢預測可以定性的預測目標水樣的結垢趨勢和結垢類型，并不能真實的反映結垢量的大小。為此，在室內(nèi)進行了靜態(tài)和動態(tài)管路結垢實驗研究。實驗用水為西峰油田現(xiàn)場地層水與注入水。

3.1 靜態(tài)結垢實驗研究

在室內(nèi)配置100 ml不同比例的地層水和注入水，置于容量瓶內(nèi)，在地層溫度70℃下恒溫。每隔10 d測定成垢離子含量，80 d后根據(jù)成垢離子含量的變化計算結垢總量，實驗結果如圖1所示。由圖1可知，當?shù)貙铀c注入水比例為9:1時80 d后的結垢量最大，達到1.19 g/L。因此，在西峰油田注水開發(fā)初期，很容易在近井地帶結垢形成堵塞，導致注水壓力高、注水井欠注、油井產(chǎn)量降低。同時，隨著地層水比例的下降、注入水比例的升高，成垢陰離子 SO42－、HCO3－的濃度雖然有所增加，但是成垢陽離子的濃度逐漸減少，所以結垢量呈下降趨勢。

圖2 不同比例的地層水和注入水80 d后結垢總量

3.2 動態(tài)結垢實驗研究

管路模擬實驗法是一種既接近真實地層條件，又簡便、快速的實驗方法［5］。實驗中采用長度為 5 m，直徑為 3 mm的不銹鋼管線。在70℃、16 MPa壓力下，恒速注入靜態(tài)結垢實驗中結垢量最大的地層水與注入水比例為9:1的混合水樣，每驅替10 d取出，烘干，稱量。實驗結果如圖2所示。由圖2可以看出，前十天三條管線的結垢量占60 d實驗總結垢量的65%以上，后50 d階段結垢量占總結垢量的比例呈曲線變化。因為剛注入時，由于管線內(nèi)表面不光滑，給垢晶的生成和生長創(chuàng)造了良好的條件。隨著時間的增長，結垢晶體逐漸長大、突起，這樣就可能被水沖刷帶走。由圖4可以看出，西峰油田特低滲透儲層中的孔隙結構復雜、曲折，孔隙表面粗糙，喉道細小，更容易使注入水流動狀態(tài)發(fā)生變化，產(chǎn)生結垢堵塞地層。

圖3 16 MPa下三條管線不同時間段結垢量

圖4 西29－44井鑄體薄片

4 垢樣成分分析

將實驗和現(xiàn)場收集的垢樣，烘干、碾碎，通過X衍射分析其礦物組成。結果如表4所示。由表4可知，實驗中生成的垢樣主要以碳酸鈣和硫酸鋇為主，其中碳酸鈣的含量最高，達到85.4%。泵口和射孔眼所取垢樣主要為碳酸鈣，尤其是水流狀態(tài)急劇改變的射孔眼附件近，碳酸鈣垢的含量到達了95.86%。

表4 樣品X衍射分析結果

5 防垢、解堵措施

5.1 防垢劑性能評價

目前國內(nèi)外油田普遍采用化學防垢方法來阻止水垢的形成，即在地面注水系統(tǒng)中加入防垢劑。根據(jù)西峰油田注水井的結垢特點，選取長慶井下化工廠生產(chǎn)的三種防垢劑，參照SY/T5673—1993油田用防垢劑性能評價方法，對其48 h和72 h的防垢效果進行了評價。實驗用水為地層水與注入水比例為9:1的混合水樣，防垢劑加入濃度為50 mg/L。實驗結果如表4所示。從實驗結果表中可以看出，ZG0501對地層水和9:1混合水樣的防垢效果最好，48 h的防垢率分別為88.46%和63.20%。ZG0502和 TM800的防垢效果稍差。

西峰油田自2010年5月開始在注水井進行加ZG0501防垢劑試驗，藥劑濃度50 mg/L。通過修井時上提的油管和泵口檢測情況看，結垢現(xiàn)象得到明顯改善。

表4 三種阻垢劑48、72 h阻垢效果評價實驗結果

5.2 深部酸化解堵現(xiàn)場試驗

針對已經(jīng)結垢的注水井，采用深部酸化的解堵措施來清理射孔眼和儲層深部的無機垢，降低注水壓力。主體酸液配方為:鹽酸6% ～8%+乙酸3% ～5%+檸檬酸0.5%+粘土穩(wěn)定劑0.2%+緩蝕劑 0.3%+活性劑 0.05%。西峰油田2011年使用該酸液體系實施深部解堵現(xiàn)場施工23井次，21口井有效，有效率超過 90%。平均注水壓降5.4 MPa，單井日平均增注8.6 m3，取得了良好的試驗效果。

6 結語

西峰油田長8儲層地層水和注入水配伍性較差，當?shù)貙铀c注入水比例為9:1時80 d后結垢量最大，可達1.19 g/L;將實驗生成和現(xiàn)場取得的垢樣進行X衍射分析，表明垢樣主要成分為碳酸鈣垢;現(xiàn)場解堵試驗所用的主體酸液配方(鹽酸6% ～8%+乙酸3% ～5%+檸檬酸 0.5%)可以起到很好的解堵效果，建議推廣應用。

［1］黃昌武.長慶油田成為中國重要油氣產(chǎn)區(qū)［J］.石油勘探與開發(fā).2006，33(2):188.

［2］王小琳，武平倉，韓亞萍，等.西峰油田長8層注水現(xiàn)狀及投注措施效果［J］.石油勘探與開發(fā).2008，35(3):344 －348.

［3］賈永剛，寧中宏.西峰油田注水壓力升高原因及對策［J］.石油勘探與開發(fā).2008，31(5):95 －98.

［4］萬仁溥.采油工程手冊(精要本)［M］.北京:石油工業(yè)出版社.2003:345－348.

［5］王世強，王笑菡，王勇.油田結垢及防垢動態(tài)評價方法［J］.中國海上油氣.1997，9(1):39 －46.