低渗透油藏地层结垢防治技术

低渗透油藏地层结垢防治技术

提要：在油田结垢的三大部位中，油藏地层结垢对油田生产的危害程度和防治难度都远远大于井筒和地面集输系统结垢。对油藏地层结垢的防治方法是向油层挤入螯合型除垢剂和吸附型防垢剂。1991～2006年，长庆低渗透油田采用挤注化学剂法实施的47口采油井清防垢作业，有42口见到了增产效果，累计增产原油29578 t，平均单井增油629.3 t，平均有效期11.4个月；所实施的6口注水井增注作业，日注水总量由196 m3提高到215 m3，平均吸水指数由2.20 m3/d·MPa上升到2.49 m3/d·MPa。

关键词：油藏地层结垢螯合型除垢剂挤注型防垢剂现场实施效果

1 长庆油区地质和结垢特征

长庆油区目前已经开发的油藏有侏罗系延安组和三叠系延长组，其中以低渗透和特低渗透油藏为主。全油区平均渗透率56.6×10-3 μm2，其中特低渗透油藏仅有2.0×10-3 μm2。地层水含盐量高达130 g/L，水型以CaCl2为主，而注入水以NaSO4为主，地层结垢地质特征明显。特低渗透油藏胶结物中酸敏性矿物含量6.19%，是常规酸处理工艺造成储层伤害的潜在因素。经过三十多年的注水开发，早期投入注水开发的中等和中低渗透油藏以及低渗透油藏都已进入中、高含水期，油田结垢和垢下腐蚀已成为困扰油田生产的两大突出问题。

上世纪九十年代末，长庆油田在结垢最为严重的马岭地区，分别于采油井附近、注水井附近及采油井和注水井中间等不同部位钻了10 口结垢检查井。通过对所获取地层岩样的矿物学鉴定，并分析了鉴定结果与检查井所在地区油田地质和生产动态的对应关系，得到如下结论：①在多数岩样的微孔隙中发现了重晶石、石膏等新生矿物微晶。②地层结垢与岩样水洗程度有明显的对应关系：处于油层下部的高渗透层水洗程度较大，含水率较高，注入水与地层水的接触较充分，结垢倾向较大。③地层结垢类型与检查井所处位置有关：位于注水井附近的检查井，由于受到充分的注水驱替，地层剩余油饱和度较低、油层温度较低，结硫酸钡垢的倾向较大；位于采油井附近的检查井，地层剩余油饱和度较高、油层温度较高，结硫酸钙垢的倾向较大；位于注水井和采油井中间的检查井，结混合垢的倾向较大[1]。针对这一结垢特征，长庆油田在参考国内外清防垢技术的基础上，经过十几年的科研攻关，开发出一套以地层挤注法为主的油、水井地层结垢防治技术。

2 防治油藏地层结垢实施方案

2.1 油藏地层结垢防治机理

油藏地层结垢防治技术的基本原理是通过采油井或注水井向油层深部挤入防垢剂溶液，依靠防垢剂在地层岩石表面的吸附使其滞留在地层孔隙中，再随产出液或注入水而缓慢解吸附，使产出液或注入水中保持一定浓度的防垢剂。在挤完防垢剂段塞之后，再挤入螯合型除垢剂段塞清理井底、射孔眼及近距离地层结垢，达到既提高产液量或注水量又延长防垢有效期的目的。尽管以前人们已经习惯于采用向地层内挤入强酸性或强腐蚀性激产液的办法来解除地层堵塞，但无数经验告诉我们，这种做法所造成的油层损害是很难恢复的。所以从保护油层的角度出发，不主张向远距离地层挤入强酸性或强腐蚀性化学剂。

在采油井清、防垢施工中，当完成挤注恢复生产时，被挤入地层的化学剂会随产出液排出地面。为减少化学剂的浪费，用于采油井施工的化学剂，宜采用低浓度和大剂量的原则。而在注水井清、防垢施工中，当完成挤注恢复注水时，被挤入地层的化学剂会随注入水向远

距离地层继续推进，不会造成化学剂的浪费。因此，用于注水井施工的化学剂，宜采用高浓度和小剂量的原则。对于油层岩石中绿泥石、含铁白云石、含铁方解石等含铁矿物含量较高的酸敏性地层，应在挤入的化学剂中添加足够量的粘土稳定剂和铁离子稳定剂。

2.2 螯合型除垢剂性能评价

将螯合型除垢剂原液与清水按1∶1的体积比（体积分数50%）混合成除垢剂工作液，再将工作液与试剂级CaCO3、CaSO4或取自集输管线的、被研成细粉的BaSO4油田垢（BaSO4含量74.5%），按1∶5的固液比混合，在不同温度下溶解不同时间，根据固体减少的质量和所用除垢剂工作液的体积计算除垢量。表1示出所收集到的国内几个螯合型除垢剂产品的溶垢试验结果，其中第1组和第2组是对试剂级CaCO3和CaSO4溶解量的试验结果，可见在相同条件下，CQ-3在两组试验中的溶解量都是最大的；第3组和第4组是50%体积分数除垢剂工作液或除垢剂原液（体积分数100%）对BaSO4油田垢溶解量的试验结果，可见在相同条件下，REMOV AL Ba在两组试验中的溶解量都是最大的。

实验表明，螯合剂可溶解钙盐的量与螯合剂浓度成正比。但表1中50%体积分数和100%体积分数REMOV AL Ba对BaSO4的溶解量并不成正比关系，100%体积分数除垢剂的溶解率（单位摩尔量螯合剂的溶垢量）明显小于50%体积分数除垢剂。这说明在处理油田钙垢时可在经济允许的范围内尽可能增大除垢剂中螯合物的浓度。而在处理钡垢时应采用低螯合剂浓度和多次处理工艺。

2.3 挤注型防垢剂性能评价

按照使用环境的不同，可以将油田防垢剂分为两种：一种适用于油田地面集输流程结垢防治，使用时直接加入集输系统流程中。对这种防垢剂的评价指标主要是防垢率。另一种适用于油藏地层结垢防治，使用时通过注入水或其它工作液将其挤入油层深部。对这种防垢剂，除了要求其有较高的防垢率外，还要求其与地层岩石和地层流体完全配伍。

挤注型防垢剂防垢性能的优劣与结垢体系中成垢离子含量和使用条件有直接关系，因此对挤注型防垢剂的评价必须在模拟油藏条件下进行。鉴于长庆油田地层水矿化度普遍较高，

在筛选评价防垢剂时采用了具有特高矿化度的姬塬油田水分析资料（表2）。

由表2可知，在姬塬油田，不但各油层地层水成分复杂，不同注入水成分也有巨大差别。因此在筛选适用于不同地区、不同产液层的防垢剂时，必须根据具体地区、具体产液层的离子含量分别配制评价用模拟水。垢型分析表明，姬塬油田主要转油站垢型是以BaSO4为主，在评价防垢剂防垢率时应分别配制含Ba2+和SO42-的模拟水；增压站垢型是以CaCO3为主，在评价防垢剂防垢率时应分别配制含Ca2+、SO42-+HCO3-的模拟水；而油藏地层结垢是由于注入水所含SO42-与注水目的层所含Ba2+的不配伍所致，在评价防垢剂防垢率时应分别配制含Ba2+和SO42-的模拟水，如此便组合成如表3所示的六组模拟水。

采用表3所示的模拟水体系评价了取自不同生产厂家的防垢剂产品，评价结果见表4。可见在评价的4个防垢剂样品中，PMA+EDTMP和ZG-108对于碳酸垢有明显抑制作用，但对硫酸钡垢的抑制作用较差；HS-05和ZG-558对碳酸垢和含有1200mg/L硫酸根、1000mg/L 钡离子模拟水的防垢作用都较好，但当硫酸根含量增大到2400mg/L时，其使用量超过了300mg/L。可以预见，这些产品对于五、六号模拟水的使用效果不会好于四号模拟水，因此未继续进行在五、六号模拟水条件下的评价。