低滲透油藏地層結(jié)垢防治技術(shù)

低滲透油藏地層結(jié)垢防治技術(shù)提要：在油田結(jié)垢的三大部位中，油藏地層結(jié)垢對(duì)油田生產(chǎn)的危害程度和防治難度都遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于井筒和地面集輸系統(tǒng)結(jié)垢。對(duì)油藏地層結(jié)垢的防治方法是向油層擠入螯合型除垢劑和吸附型防垢劑。1991?2006年，長(zhǎng)慶低滲透油田采用擠注化學(xué)劑法實(shí)施的47口采油井清防垢作業(yè)，有42口見(jiàn)到了增產(chǎn)效果，累計(jì)增產(chǎn)原油29578t，平均單井增油629.3t，平均有效期11.4個(gè)月；所實(shí)施的6口注水井增注作業(yè)，日注水總量由196m3提高到215m3，平均吸水指數(shù)由2.20m3/d?MPa上升到2.49m3/d?MPa。關(guān)鍵詞：油藏地層結(jié)垢螯合型除垢劑擠注型防垢劑現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施效果1長(zhǎng)慶油區(qū)地質(zhì)和結(jié)垢特征長(zhǎng)慶油區(qū)目前已經(jīng)開(kāi)發(fā)的油藏有侏羅系延安組和三疊系延長(zhǎng)組，其中以低滲透和特低滲透油藏為主。全油區(qū)平均滲透率56.6X10-3um2，其中特低滲透油藏僅有2.0X10-3um2o地層水含鹽量高達(dá)130g/L，水型以CaCl2為主，而注入水以NaSO4為主，地層結(jié)垢地質(zhì)特征明顯。特低滲透油藏膠結(jié)物中酸敏性礦物含量6.19%，是常規(guī)酸處理工藝造成儲(chǔ)層傷害的潛在因素。經(jīng)過(guò)三十多年的注水開(kāi)發(fā)，早期投入注水開(kāi)發(fā)的中等和中低滲透油藏以及低滲透油藏都已進(jìn)入中、高含水期，油田結(jié)垢和垢下腐蝕已成為困擾油田生產(chǎn)的兩大突出問(wèn)題。上世紀(jì)九十年代末，長(zhǎng)慶油田在結(jié)垢最為嚴(yán)重的馬嶺地區(qū)，分別于采油井附近、注水井附近及采油井和注水井中間等不同部位鉆了10口結(jié)垢檢查井。通過(guò)對(duì)所獲取地層巖樣的礦物學(xué)鑒定，并分析了鑒定結(jié)果與檢查井所在地區(qū)油田地質(zhì)和生產(chǎn)動(dòng)態(tài)的對(duì)應(yīng)關(guān)系，得到如下結(jié)論：①在多數(shù)巖樣的微孔隙中發(fā)現(xiàn)了重晶石、石膏等新生礦物微晶。②地層結(jié)垢與巖樣水洗程度有明顯的對(duì)應(yīng)關(guān)系：處于油層下部的高滲透層水洗程度較大，含水率較高，注入水與地層水的接觸較充分，結(jié)垢傾向較大。③地層結(jié)垢類(lèi)型與檢查井所處位置有關(guān)：位于注水井附近的檢查井，由于受到充分的注水驅(qū)替，地層剩余油飽和度較低、油層溫度較低，結(jié)硫酸鋇垢的傾向較大；位于采油井附近的檢查井，地層剩余油飽和度較高、油層溫度較高，結(jié)硫酸鈣垢的傾向較大；位于注水井和采油井中間的檢查井，結(jié)混合垢的傾向較大1。針對(duì)這一結(jié)垢特征，長(zhǎng)慶油田在參考國(guó)內(nèi)外清防垢技術(shù)的基礎(chǔ)上，經(jīng)過(guò)十幾年的科研攻關(guān)，開(kāi)發(fā)出一套以地層擠注法為主的油、水井地層結(jié)垢防治技術(shù)。2防治油藏地層結(jié)垢實(shí)施方案2.1油藏地層結(jié)垢防治機(jī)理油藏地層結(jié)垢防治技術(shù)的基本原理是通過(guò)采油井或注水井向油層深部擠入防垢劑溶液，依靠防垢劑在地層巖石表面的吸附使其滯留在地層孔隙中，再隨產(chǎn)出液或注入水而緩慢解吸附，使產(chǎn)出液或注入水中保持一定濃度的防垢劑。在擠完防垢劑段塞之后，再擠入螯合型除垢劑段塞清理井底、射孔眼及近距離地層結(jié)垢，達(dá)到既提高產(chǎn)液量或注水量又延長(zhǎng)防垢有效期的目的。盡管以前人們已經(jīng)習(xí)慣于采用向地層內(nèi)擠入強(qiáng)酸性或強(qiáng)腐蝕性激產(chǎn)液的辦法來(lái)解除地層堵塞，但無(wú)數(shù)經(jīng)驗(yàn)告訴我們，這種做法所造成的油層損害是很難恢復(fù)的。所以從保護(hù)油層的角度出發(fā)，不主張向遠(yuǎn)距離地層擠入強(qiáng)酸性或強(qiáng)腐蝕性化學(xué)劑。在采油井清、防垢施工中，當(dāng)完成擠注恢復(fù)生產(chǎn)時(shí)，被擠入地層的化學(xué)劑會(huì)隨產(chǎn)出液排出地面。為減少化學(xué)劑的浪費(fèi)，用于采油井施工的化學(xué)劑，宜采用低濃度和大劑量的原則。而在注水井清、防垢施工中，當(dāng)完成擠注恢復(fù)注水時(shí)，被擠入地層的化學(xué)劑會(huì)隨注入水向遠(yuǎn)距離地層繼續(xù)推進(jìn)，不會(huì)造成化學(xué)劑的浪費(fèi)。因此，用于注水井施工的化學(xué)劑，宜采用高濃度和小劑量的原則。對(duì)于油層巖石中綠泥石、含鐵白云石、含鐵方解石等含鐵礦物含量較高的酸敏性地層，應(yīng)在擠入的化學(xué)劑中添加足夠量的粘土穩(wěn)定劑和鐵離子穩(wěn)定劑。2.2螯合型除垢劑性能評(píng)價(jià)將螯合型除垢劑原液與清水按1:1的體積比（體積分?jǐn)?shù)50%）混合成除垢劑工作液，再將工作液與試劑級(jí)CaCO3、CaSO4或取自集輸管線的、被研成細(xì)粉的BaSO4油田垢（BaSO4含量74.5%），按1：5的固液比混合，在不同溫度下溶解不同時(shí)間，根據(jù)固體減少的質(zhì)量和所用除垢劑工作液的體積計(jì)算除垢量。表1示出所收集到的國(guó)內(nèi)幾個(gè)螯合型除垢劑產(chǎn)品的溶垢試驗(yàn)結(jié)果，其中第1組和第2組是對(duì)試劑級(jí)CaCO3和CaSO4溶解量的試驗(yàn)結(jié)果，可見(jiàn)在相同條件下，CQ-3在兩組試驗(yàn)中的溶解量都是最大的；第3組和第4組是50%體積分?jǐn)?shù)除垢劑工作液或除垢劑原液（體積分?jǐn)?shù)100%）對(duì)BaSO4油田垢溶解量的試驗(yàn)結(jié)果，可見(jiàn)在相同條件下，REMOVALBa在兩組試驗(yàn)中的溶解量都是最大的。表1 螯合型除垢劑溶垢試驗(yàn)結(jié)果序號(hào)除垢劑體積分?jǐn)?shù)%垢樣溫度°C時(shí)間h溶垢量g/L1CQ-350CaCO3（試劑）25328.0REMOVALBa50CaCO3（試劑）25324.8SY-150CaCO3（試劑）25325.2DH-850CaCO3（試劑）25319.52CQ-350CaSO4（試劑）25344.8REMOVALBa50CaSO4（試劑）25338.2SY-150CaSO4（試劑）25336.0DH-850CaSO4（試劑）25330.03REMOVALBa50BaSO4（油田垢）502226.0SY-150BaSOJ油田垢）502314.4DH-8504BaSO4（油田垢）602424.24REMOVALBa100BaSO4（油田垢）502248.4SY-1100BaSO4（油田垢）502319.0DH-8100BaSO,（油田垢）602429.0實(shí)驗(yàn)表明，螯合劑可溶解鈣鹽的量與螯合劑濃度成正比。但表1中50%體積分?jǐn)?shù)和100%體積分?jǐn)?shù)REMOVALBa對(duì)BaSO4的溶解量并不成正比關(guān)系，100%體積分?jǐn)?shù)除垢劑的溶解率（單位摩爾量螯合劑的溶垢量）明顯小于50%體積分?jǐn)?shù)除垢劑。這說(shuō)明在處理油田鈣垢時(shí)可在經(jīng)濟(jì)允許的范圍內(nèi)盡可能增大除垢劑中螯合物的濃度。而在處理鋇垢時(shí)應(yīng)采用低螯合劑濃度和多次處理工藝。2.3擠注型防垢劑性能評(píng)價(jià)按照使用環(huán)境的不同，可以將油田防垢劑分為兩種：一種適用于油田地面集輸流程結(jié)垢防治，使用時(shí)直接加入集輸系統(tǒng)流程中。對(duì)這種防垢劑的評(píng)價(jià)指標(biāo)主要是防垢率。另一種適用于油藏地層結(jié)垢防治，使用時(shí)通過(guò)注入水或其它工作液將其擠入油層深部。對(duì)這種防垢劑，除了要求其有較高的防垢率外，還要求其與地層巖石和地層流體完全配伍。擠注型防垢劑防垢性能的優(yōu)劣與結(jié)垢體系中成垢離子含量和使用條件有直接關(guān)系，因此對(duì)擠注型防垢劑的評(píng)價(jià)必須在模擬油藏條件下進(jìn)行。鑒于長(zhǎng)慶油田地層水礦化度普遍較高，

在篩選評(píng)價(jià)防垢劑時(shí)采用了具有特高礦化度的姬塬油田水分析資料（表2）。表2 姬塬油田水分析資料產(chǎn)液層位、井區(qū)Ca2+Mg2+Ba2+SO42-HCO3-NaCl長(zhǎng)274831033969024476130長(zhǎng)4+52237389200359629075759延947696640171130985860注入水（1區(qū)）2831250239736-注入水（2區(qū)）161710120094-由表2可知，在姬塬油田，不但各油層地層水成分復(fù)雜，不同注入水成分也有巨大差別。因此在篩選適用于不同地區(qū)、不同產(chǎn)液層的防垢劑時(shí)，必須根據(jù)具體地區(qū)、具體產(chǎn)液層的離子含量分別配制評(píng)價(jià)用模擬水。垢型分析表明，姬塬油田主要轉(zhuǎn)油站垢型是以BaSO4為主，在評(píng)價(jià)防垢劑防垢率時(shí)應(yīng)分別配制含Ba2+和SO42-的模擬水；增壓站垢型是以CaCO3為主，在評(píng)價(jià)防垢劑防垢率時(shí)應(yīng)分別配制含Ca2+、SO42-+HCO3-的模擬水；而油藏地層結(jié)垢是由于注入水所含SO42-與注水目的層所含Ba2+的不配伍所致，在評(píng)價(jià)防垢劑防垢率時(shí)應(yīng)分別配制含Ba2+和SO42-的模擬水，如此便組合成如表3所示的六組模擬水。表3 適用于不同地區(qū)、不同油層的模擬水成分表模擬水編號(hào)模擬產(chǎn)液層位Ca2+Mg2+Ba2+SO42-HCO3-NaCl垢型一延9480070076000CaCO3CaSO4延91700150076000一長(zhǎng)2100076000BaSO4長(zhǎng)4+560076000三長(zhǎng)2100076000BaSO4注入水（2區(qū)）1200四長(zhǎng)2100076000BaSO4注入水（1區(qū)）2400五長(zhǎng)4+5200076000BaSO4注入水（2區(qū)）1200六長(zhǎng)4+5200076000BaSO4注入水（1區(qū)）2400采用表3所示的模擬水體系評(píng)價(jià)了取自不同生產(chǎn)廠家的防垢劑產(chǎn)品，評(píng)價(jià)結(jié)果見(jiàn)表4?？梢?jiàn)在評(píng)價(jià)的4個(gè)防垢劑樣品中，PMA+EDTMP和ZG-108對(duì)于碳酸垢有明顯抑制作用，但對(duì)硫酸鋇垢的抑制作用較差;HS-05和ZG-558對(duì)碳酸垢和含有1200mg/L硫酸根、1000mg/L鋇離子模擬水的防垢作用都較好，但當(dāng)硫酸根含量增大到2400mg/L時(shí)，其使用量超過(guò)了300mg/L?？梢灶A(yù)見(jiàn)，這些產(chǎn)品對(duì)于五、六號(hào)模擬水的使用效果不會(huì)好于四號(hào)模擬水，因此未繼續(xù)進(jìn)行在五、六號(hào)模擬水條件下的評(píng)價(jià)。表4.防垢劑篩詵評(píng)價(jià)結(jié)果產(chǎn)品編號(hào)模擬水編號(hào)防垢劑濃度（mg/L）防垢率（%）備注PMA+EDTMP一30>90防垢作用明顯二>300>80無(wú)使用價(jià)值HS-05一20>90防垢作用明顯二40>80防垢作用明顯三60>80防垢作用明顯四200>80防垢劑用量較大ZG-108一20>90防垢作用明顯二60>80防垢作用明顯三>100>80無(wú)使用價(jià)值ZG-558一20>90防垢作用明顯二40>80防垢作用明顯三100>80防垢劑用量較大四>300>80無(wú)使用價(jià)值綜上所述，可以將上述4個(gè)防垢劑產(chǎn)品按防垢能力從大到小的順序排列為：HS-05>ZG-558>ZG-108>PMA+EDTMP。另一方面，由于陜北三疊系油藏中普遍存在較高含量的酸敏性物質(zhì)一一鐵離子，所以還要求在擠入地層的防垢劑產(chǎn)品中添加足夠的鐵離子穩(wěn)定劑。經(jīng)測(cè)定，HS-05防垢劑穩(wěn)定鐵離子的能力大于6200mg/L。因此HS-05號(hào)防垢劑除了可以應(yīng)用于油田注入水和地面集輸系統(tǒng)防垢作業(yè)之外，還更適合于向地層深部擠注。對(duì)HS-05有機(jī)防垢劑吸附性能評(píng)價(jià)結(jié)果表明，當(dāng)防垢劑質(zhì)量濃度分別為50、150和250mg/L時(shí)，在侏羅系延安組油砂中的靜吸附量依次為16.2、46.5和65.6ug/goHS-05防垢劑在延安組油砂中進(jìn)行的防垢劑解吸附模擬試驗(yàn)表明，在完成擠注開(kāi)始排液初期，返排液中防垢劑濃度降低很快。當(dāng)達(dá)到一定排液體積后，返排液防垢劑濃度降低曲線變得非常平緩，基本上接近于某一“穩(wěn)定”值。這表明擠入地層的防垢劑在后期的返排速度很小，從而可以充分延長(zhǎng)防垢有效期。3防治采油井地層結(jié)垢現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施效果分析3.1中等和中低滲透油藏現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施效果地處隴東和寧夏地區(qū)的中等和中低滲透油藏于上世紀(jì)七十年代初期全面投入注水開(kāi)發(fā)。幾年后即在L201、L206、Q1及Q參等油井發(fā)現(xiàn)結(jié)垢°Q1井檢泵2周后油管即被鹽垢堵死。接著Q參井也因嚴(yán)重結(jié)垢而報(bào)廢。幾口井所結(jié)垢型均為碳酸鈣。投產(chǎn)十年后，又在地面集輸系統(tǒng)發(fā)現(xiàn)結(jié)垢。其中馬嶺油田某轉(zhuǎn)油站投產(chǎn)僅兩周，換熱器管線就因嚴(yán)重結(jié)垢而報(bào)廢;馬嶺中區(qū)集中處理站加熱爐投產(chǎn)僅半年，就因爐管結(jié)垢導(dǎo)致過(guò)熱而被燒穿；馬嶺北區(qū)原油沉降罐內(nèi)垢層達(dá)120mm。投產(chǎn)二十年后，隴東采油二廠已有23.9%的油、水井和35.5%的地面集輸系統(tǒng)發(fā)現(xiàn)結(jié)垢。經(jīng)過(guò)不斷治理，三十年后采油二廠仍有21.3%的油、水井發(fā)現(xiàn)結(jié)垢，而發(fā)現(xiàn)結(jié)垢的地面集輸站又進(jìn)一步上升到70.2%。長(zhǎng)慶油田防治地層結(jié)垢的現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)于1991年率先在隴東和寧夏地區(qū)中等和中低滲透油藏的采油井中展開(kāi)。鑒于油田垢的主要成分為碳酸鹽和硫酸鹽，試驗(yàn)初期采用7CQ-1螯合型除垢劑［2］和HS-05有機(jī)防垢劑，后來(lái)又改為CQ-3或REMOVALBa螯合型除垢劑⑶與HS-05配合使用。其中CQ-1和CQ-3的主要作用對(duì)象是油田鈣垢（碳酸鈣和硫酸鈣），REMOVALBa的主要作用對(duì)象是油田鋇垢（硫酸鋇和硫酸鍶）。HS-05是以麟酸鹽為主要成分，并含有鐵離子穩(wěn)定劑的復(fù)配型防垢劑。馬嶺油田Z240井在實(shí)施擠注法除垢工藝之前因地層結(jié)垢堵塞，每年都要進(jìn)行多次常規(guī)酸化或檢泵作業(yè)，所有檢泵作業(yè)都幾乎看不到增產(chǎn)效果，而常規(guī)酸化作業(yè)雖有一定增產(chǎn)效果，但接著而來(lái)的則是油井產(chǎn)量一次比一次更大幅度地降低。這一生產(chǎn)動(dòng)態(tài)至少說(shuō)明了兩個(gè)問(wèn)題：一是導(dǎo)致油井產(chǎn)量降低的主要原因是油層深部產(chǎn)生了結(jié)垢堵塞，二是頻繁的酸化作業(yè)使地層滲透性受到了更加嚴(yán)重的傷害。而在1992年5月實(shí)施了螯合型除垢劑處理后，該井產(chǎn)量保持了較長(zhǎng)時(shí)間的穩(wěn)定，檢泵周期也明顯延長(zhǎng)。馬嶺油田N29-22井在實(shí)施清防垢作業(yè)前曾進(jìn)行過(guò)地層壓裂解堵和頻繁檢泵作業(yè)，各次作業(yè)都收效甚微。而采用螯合型除垢劑處理后，油井產(chǎn)量卻保持了較長(zhǎng)時(shí)間的穩(wěn)定，檢泵周期也有所延長(zhǎng)（圖1）。年月^<曰日日年月^<曰日日?qǐng)D1 N29-22井采油曲線3.2特低滲透油藏現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施效果安塞油田于上世紀(jì)九十年代初投入注水開(kāi)發(fā)，七年后發(fā)現(xiàn)結(jié)垢油井占總油井?dāng)?shù)的1.6%，十年后已增加到5.5%。在結(jié)垢油井中，因多套油層合采，各層地層水不配伍而結(jié)垢的油井占11%；因套管破損，開(kāi)采層地層水與套管破損層地層水不配伍而結(jié)垢的油井占37%；因井底壓力、溫度變化而自然結(jié)垢的油井占52%。W11-281井投產(chǎn)于1998年9月，因結(jié)垢嚴(yán)重，到1999年10月產(chǎn)液量和產(chǎn)油量分別由投產(chǎn)初期的9.57m3/d和5.22t/d降到1.71m3/d和0.77t/d。修井作業(yè)發(fā)現(xiàn)油管壁附著有2?4mm的碳酸鹽垢。1999年上半年曾實(shí)施過(guò)銑錐磨銑和酸化除垢作業(yè)，但產(chǎn)量仍繼續(xù)降低。1999年11月擠入CQ-3除垢劑和HS-05防垢劑后，產(chǎn)液量和產(chǎn)油量分別上升到5.18m3/d和1.61t/d，含水率逐月下降，日產(chǎn)油量保持了一年半的平穩(wěn)期。P36-2井是華池油田一口生產(chǎn)井，生產(chǎn)層位為三疊系延長(zhǎng)組。地層水中含有約1000mg/L濃度的鋇（鍶）離子，而注入水為硫酸鈉型，二者嚴(yán)重不配伍。2000年9月注水見(jiàn)效后，產(chǎn)液量由3m3/d上升到6m3/d，產(chǎn)油量由1.4t/d上升到2t/d。但2001年6月開(kāi)始，又因井底嚴(yán)重結(jié)垢，產(chǎn)液量和產(chǎn)油量分別下降到0.6m3/d和0.2t/d，動(dòng)液面由1107m降到1263m，修井時(shí)在生產(chǎn)管柱上發(fā)現(xiàn)2?3mm碳酸鈣和硫酸鋇的混合垢。除垢施工時(shí)先用鹽酸清洗井底和射孔眼，再充分洗井至返排液為中性，最后擠入REMOVALBa除垢劑和HS-05防垢劑。施工后產(chǎn)液量上升到7.8m3/d，產(chǎn)油量上升到3t/d，動(dòng)液面上升到1172m。其后，增產(chǎn)油量穩(wěn)定在1t/d左右，有效期長(zhǎng)達(dá)19個(gè)月。

Y47-39井是姬塬油田一口生產(chǎn)井，生產(chǎn)層位為三疊系延長(zhǎng)組。注水開(kāi)發(fā)近3年后，產(chǎn)出水含鹽量仍高達(dá)130g/L，歷次修井作業(yè)均可觀察到井筒結(jié)垢現(xiàn)象。2005年所實(shí)施的檢泵、熱洗作業(yè)均未見(jiàn)到增產(chǎn)效果，產(chǎn)液量和產(chǎn)油量已分別降到6.46m3/d和1.82t/d。2006年9月實(shí)施擠注法清防垢作業(yè)后，含水率一度上升到83%。之后隨著含水率的逐月下降，產(chǎn)液量和產(chǎn)油量分別上升到8.94m3/d和2.54t/d，目前仍然有效（圖2）。表5統(tǒng)計(jì)了長(zhǎng)慶油田1991?2006年實(shí)施的采油井結(jié)垢防治施工效果。到2007年3月，所試驗(yàn)的47口有對(duì)比資料的采油井中，有42口見(jiàn)到了增產(chǎn)效果，累計(jì)增產(chǎn)原油29578t，平均單井增油629.3t，措施平均有效期11.4個(gè)月。分析表2所示不同井區(qū)清防垢措施效果統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)可以看出，中等和中低滲透油藏的單井增產(chǎn)量和措施有效期明顯大于特低滲透油藏。另有統(tǒng)計(jì)資料表明，與酸處理解堵工藝相比，擠注法清防垢工藝在酸敏性特低滲透油藏的應(yīng)用效果要好得多4。但值得提及的是，在采用擠注法清防垢措施之后，隨著油井日產(chǎn)油量的增大，油井含水率也有較大幅度上升。因此在實(shí)施擠注法清防垢措施時(shí)，應(yīng)選擇含水率相對(duì)較低的油井。表5長(zhǎng)慶油田采油井地層結(jié)垢防治效果統(tǒng)計(jì)表油田及井區(qū)油藏類(lèi)型有效井?dāng)?shù)無(wú)效井?dāng)?shù)施工前生產(chǎn)參數(shù)/施工后生產(chǎn)參數(shù)累計(jì)增油t最長(zhǎng)有效期month平均單井增油t日產(chǎn)液m3日產(chǎn)油t含水率%馬嶺南區(qū)中等和中低滲透7142.39/151.517.04/50.4758.5/64.3930115.61162.6馬嶺中區(qū)中等和中低滲透8047.96/182.213.29/38.6060.0/75.2758815.6948.5馬嶺北區(qū)中等和中低滲透209.48/14.472.00/4.7172.4/65.353111.5265.5王家場(chǎng)油田中等和中低滲透4131.09/76.1411.37/30.5944.2/41.2476011.0952.0安塞王宗區(qū)特低滲透14151.67/116.833.41/66.3927.6/36.2539812.5359.9安塞侯杏坪區(qū)特低滲透3010.90/15.877.58/8.5518.0/36.13877.0129.0

華池152區(qū)特低滲透206.15/23.672.80/9.6855.2/52.389913.0449.5姬塬油田特低滲透2225.04/39.3614.84/18.9533.5/43.77147.0178合計(jì)（平均）425200.4/580.687.49/209.043.3/49.92957811.4629.34防治注水地層結(jié)垢現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施和效果分析西峰油田開(kāi)發(fā)層位為三疊系延長(zhǎng)組，平均滲透率3.6X10-3Um2，屬特低滲透非均質(zhì)砂巖油藏，于2001年10月注水開(kāi)發(fā)。從表6所示注水動(dòng)態(tài)可以看到，注水井在投產(chǎn)初期的注入壓力就高達(dá)12?15MPa。多數(shù)注入井在投注半年時(shí)間內(nèi)，吸水指數(shù)已呈現(xiàn)明顯下降趨勢(shì)，說(shuō)明存在地層傷害因素。表6 西峰油田初期注水動(dòng)態(tài)井號(hào)投注日期投注初期動(dòng)態(tài)投注半年后動(dòng)態(tài)油壓MPa注水量ms/d吸水指數(shù)ma/d?MPa油壓MPa注水量m3/d吸水指數(shù)m3/d?MPaX1320011015.0362.4015.8311.96X1720020211.5484.2112.8463.59X24-2520020412.9312.4013.8302.18X24-2720020412.1342.8113.8362.61X28-2920020412.5352.8013.6352.57X31-2020021214.3443.0717.5301.71X31-2420021214.2412.8916.9301.77地層水與注入水配伍性試驗(yàn)表明，由于西峰油田地層水中Ca2+、Mg2+含量高，局部地區(qū)含有高濃度的Ba2+，而注入水為NaHCO3型，兩者在地層內(nèi)易產(chǎn)生碳酸鹽或硫酸鹽沉淀，這是造成油層堵塞的重要原因之一。為模擬因注水引起的油層堵塞傾向和擠注法清防垢效果，將西峰地層巖心飽和地層水，測(cè)定水相滲透率kw1。再用注入水連續(xù)排驅(qū)，測(cè)定水相滲透率kw2,計(jì)算巖心傷害率［（kw1一kw2）/kw1］o然后依次注入500mg/L的HS-05防垢劑溶液和10%的螯合物除垢劑溶液各1PV，關(guān)閉巖心模型，在地層溫度下靜置48h，測(cè)定水相滲透率kw3，計(jì)算滲透率上升率［（kw3一kw1）/kw1］。表7給出REMOVALBa、CQ-3除垢劑和HS-05防垢劑對(duì)西峰長(zhǎng)8油層巖心的清防垢模擬試驗(yàn)結(jié)果，可見(jiàn)在連續(xù)注水后多數(shù)巖心的滲透率kw2都明顯低于初始滲透率kw1，巖心傷害率最大達(dá)到68.32%。而除垢劑和防垢劑處理后多數(shù)巖心的滲透率kw3都超過(guò)或接近于傷害前的水平。這是因?yàn)轵衔锍竸┎坏宄藥r石孔隙中的鹽垢沉積，而且對(duì)地層中原有的礦物成分或機(jī)械雜質(zhì)也有一定溶解作用。表7 巖心傷害及解堵試驗(yàn)結(jié)果取巖心井號(hào)kaX10-352^%k,w1X10-3UW2kw2X10-3UW2傷害率%kw3X10-3UW2上升率%除垢劑X2315.813.03.4842.72021.935.39554.85REMOVALBaX26-254.0211.81.4110.44768.320.555-60.67REMOVALBaX26-251.439.50.4610.28937.310.387-16.05REMOVALBaX26-254.5512.71.6661.23925.632.26035.65REMOVALBaX191.2311.50.5150.612-18.830.66228.54CQ-3X191.6711.80.8100.962-18.761.05430.12CQ-32002年?2004年在西峰油田注水井上實(shí)施了螯合型除垢劑和防垢劑聯(lián)合擠注解堵試驗(yàn)擠注工藝與采油井相同。從圖4可以看出，x13井在投注初期的8個(gè)月內(nèi)，吸水指數(shù)從2.4ma/d-MPa降到1.7iWd?MPa。實(shí)施REMOVALBa和HS-05解堵后，吸水指數(shù)開(kāi)始上升并穩(wěn)