油田进入中后期开发后，含水率逐渐升高，各种提高采收率技术的普遍应用造成油藏环境及采出系统中的结垢问题日益严重。结垢一般是由于生产过程中温度、压力等条件的变化，以及水的热力学不稳定性和化学不相容性而产生的，它们可能在地下储层、射孔孔眼、井筒、井下泵、地面油气集输设备管线内形成结垢。结垢往往造成地层、生产管线或设备堵塞，降低油井产能，增加生产成本[1]。
目前应用较多的油井结垢处理技术主要是酸洗除垢和投加化学防垢剂防垢。酸洗除垢容易对设备造成腐蚀，且有效期短，返排液还会对环境造成污染。防垢剂的投放方法国内应用较多的主要是向油管或油套环空连续或间歇注入液体防垢剂和向井底投放固体防垢块；而国外应用较多的主要是井下挤注液体防垢剂[2-6]。三种方法对比而言，注入法需要定量加药泵和管线，操作复杂；投放固体防垢块法，固体块的溶解速度不易控制；井下挤注法是将液体防垢剂挤注到油井周围地层内一定深度，利用防垢剂的吸附特性或与地层中某些物质反应生成沉淀的化学特性，使防垢剂吸附在岩面上或沉淀在孔隙中，当生产井投产后，防垢剂缓慢解吸或溶解于产出液中起防垢作用[7]。与注入法和投放固体防垢块法相比，具有不仅可以防治井筒和管线设备上的结垢，还可以防治近井地层内的结垢，有效期长等优点。
鉴于国外应用井下挤注防垢技术取得的良好效果及国内防垢剂常规投放方法的不足，本文研究了井下挤注防垢技术在胜利油田和江苏油田的应用。
(1) 纯梁油田。纯梁油田樊41块位于高青大断层下降盘，胜利油田的西南部。1994年部署探井樊41井，经试油见工业油流，1996年投入开发，含油面积1.7 km2，石油地质储量110×104 t。该块目的储层为沙三中一砂组，据F41岩心资料分析，其石英含量为38%~45%，长石含量为35%，岩屑含量为20%~27%。平均空气渗透率为24.5×10-3 μm2，平均孔隙度为16%，灰质含量为7.6%，泥质含量为5.5%，储层物性较差。原始地层压力高于25 MPa，油层温度110 ℃。1997年实施注水开发。随着生产时间的延长，区块平面、层间、层内矛盾日益突出，综合含水明显上升，为了控制区块含水不断上升的趋势，从2002年开始，对区块实施不稳定注水以及对部分井进行补孔、酸化等控水稳油措施，从而保证了区块的稳定生产。但由于含水率的升高，结垢现象日益明显。炮眼处及射孔井段向上一段距离处结垢最严重，3~6个月垢厚度就达2 mm~5 mm，垢样分析表明其成分主要是碳酸钙。
(2) 牛庄油田。牛25-C砂体于1986年投产。储层为低孔低渗，非均质严重，温度高(123 ℃左右)。根据牛42、43、101井213块岩样的物性统计结果，孔隙度最大值22.8%，平均值18.2%，一般值15%~20%；渗透率最大值222×10-3 μm2，平均值24.5×10-3 μm2，一般值15×10-3 μm2~40×10-3 μm2；碳酸岩含量最大值30%，平均值8.2%，最小值1.5%，一般值4%~12%；泥质含量最大值12%，平均值8.4%，最小值7%，一般值8%~10%。地层水矿化度12.21×104 mg/L~13.06×104 mg/L，Ca2+含量5 386.0 mg/L~5 961.9 mg/L，Cl-含量7.37×104 mg/L~7.70×104 mg/L，HCO3-含量518.7 mg/L~582.1 mg/L，水型CaCl2。
1986年10月~1994年9月，主要依靠天然能量开发生产；1994年10月，砂体全面进行注水开发。油田生产井结垢问题最早发现于1996年。1999年之前，只在部分油井出现结垢问题，结垢主要发生在井筒的下部油管、抽油杆及泵筒内，导致油井检泵周期缩短；1999年后，随着油井含水的上升，结垢问题日益严重。井下有关抽油杆及泵筒内结垢问题的井数大幅度增加，油层部位套管及近井地带也出现结垢问题，结垢周期大幅度缩短，尤其是含水量高的井。通过垢样分析可知，其所结垢主要为碳酸钙垢。
针对牛25-C砂体结垢堵塞问题，1999年进行酸化除垢4井次，2002年9井次，2004年上半年9井次，由于对油井进行频繁的酸化及检泵作业，严重伤害了油层套管和地层，且不能从根本上解决结垢问题，严重影响了砂体的开发效果和经济效益。
江苏油田韦2断块位于苏北盆地高邮凹陷西部，该油藏于1996年8月发现，当年投入产能建设，至1997年上半年完成产能建设全面投入开发。油底埋深1580 m，含油面积2.6 km2，地质储量619×104 t。原始地层压力13.78 MPa~15.03 MPa，地层温度68 ℃~71 ℃。储层为下第三系阜宁组阜一段和阜二段，自上而下：上部有灰岩，平均孔隙度15%，含油饱和度63%，地质储量39×104 t；下部是砂岩，平均孔隙度18.6%，渗透率10.9×10-3 μm2，地质储量580×104 t。砂岩储层的矿物组分为石英含量56.3%~67.0%，长石含量15.8%~21.6%，岩屑含量16.0%~27.4%。砂岩胶结较为致密，组分以云灰质为主，泥质次之。
韦2断块采用注采同步的方式，在采油井投产的同时注水井投注。全油藏有总井数54口，其中采油井39口、注水井15口，分两套井网开发。早期采用注浅层地下清水作为注入水源，2005年底开始采用清水和油田污水混注。随着含水率的不断升高，一些油井出现较为严重的结垢现象，根据垢样分析可知，其主要成分为碳酸钙。
准确地进行结垢趋势预测对于提前采取合适的预防措施非常重要。目前，碳酸盐的结垢趋势预测方法主要有饱和指数(SI)法和稳定指数(RI)法；硫酸盐的结垢趋势预测方法主要有热力学溶解度法和Odd-Tomson饱和指数法[8-11]。
本文采用油田无机结垢趋势预测软件(OFISTP3.0)对胜利油田和江苏油田从地层、生产井底、生产井筒到地面的结垢趋势进行了预测。OFISTP3.0是一种针对油田无机结垢趋势预测的专门软件，是国内最早推出的能综合预测包括碳酸盐垢(CaCO3)和硫酸盐垢(BaSO4、SrSO4、CaSO4)在内的油田常见无机结垢的专门软件。其中，碳酸盐结垢预测技术为国内首创。
应用该软件对胜利油田和江苏油田结垢趋势的预测结果见表 4~表 6。通过预测可知，三个目标区块存在不同程度的结CaCO3垢趋势，其中樊41块最严重，牛25-C砂体次之，江苏油田结垢趋势最小，均不存在结CaSO4垢趋势。对于同一区块而言，由于油层内部压力的缓慢降低及地层水和注入水的混合作用导致碳酸钙垢形成趋势较大；生产井近井地带和生产井井筒温度降低幅度较小，而压力大幅度降低，从而可能导致碳酸钙垢的形成；到达地面后，温度和压力的降低幅度都很大，二者的综合影响决定碳酸钙垢的形成与否。
井下挤注防垢技术的关键在于防垢剂的优选。挤注用防垢剂的选用条件：与地层岩石、流体及其他所用化学药剂相配伍；防垢效率高且最低有效防垢浓度(MIC)低；低浓度下易于准确检测；在地层条件下可长期稳定存在；在地层岩石中有较大的吸附量和适中的解吸速率[12]。通过防垢剂与地层水的配伍性实验、防垢效果及MIC实验、吸附解吸性能与挤注寿命实验等对防垢剂进行优选。
将一定浓度的防垢剂加入到配制好的地层水溶液中充分混合，然后将盛有实验溶液的高温容器放入保温箱内，在地层温度下保温48 h，观察有无沉淀物或混浊物产生。如果有沉淀或混浊物产生，说明防垢剂与地层水不配伍，原因可能是防垢剂与地层水中的结垢阳离子反应生成沉淀，不仅不能起到防垢作用，而且可能会堵塞地层，造成地层伤害。
化学防垢剂的一个特点是低剂量高效率，但有门槛浓度效应，即有一最低有效防垢浓度(MIC)，低于该值时其防垢效果将大大减弱。MIC与结垢溶液中离子种类和它们的相对浓度有关。防垢率的测定采用成垢离子平衡法。将一定浓度的防垢剂加入到结垢阳离子溶液中，再与结垢阴离子溶液等体积混合，在实验温度下恒温静置24 h，利用滴定法测量结垢后溶液中剩余的结垢阳离子含量，计算防垢率。当防垢率大于85%时，可达到油田现场应用要求。为了更好地模拟油田实际条件，需要利用动态环路实验进一步确定防垢剂的MIC值。将模拟地层水阳离子溶液(加有不同浓度的防垢剂)和阴离子溶液用2个恒流泵分别从不同预热管线按1:1以较慢的速度注入恒温混合管线。监测混合管线两端的压差，压差一旦上升，表明管线中已出现结垢，这段时间称为结垢诱导期。通常取当加入一定的防垢剂浓度后，结垢诱导期为空白条件的3~5倍时所对应的防垢剂浓度为其MIC值。
防垢剂的挤注寿命是指从挤注后恢复生产开始直到在产出液中防垢剂浓度降低到防止垢形成的MIC值时所对应的总产量或生产时间[13]。要使防垢剂的挤注寿命较长，则要求防垢剂在地层岩心中具有较好的吸附解吸性能，因此需要通过岩心驱替实验进行考察。
首先用NaCl和KCl混合溶液冲洗实验岩心，对其进行预处理；然后注入一定浓度的防垢液，在实验温度下保温24 h；再用NaCl和KCl混合溶液驱替岩心中的防垢剂。隔一定时间取样，利用ICP(电感偶合等离子体发射光谱仪)方法测定产出液中防垢剂的浓度。绘制防垢剂浓度与累积产液量的关系曲线，以观察防垢剂在岩心中的吸附与解吸情况，同时利用该曲线，结合目标井实际地层条件和施工情况还可以进一步预测防垢剂的实际挤注寿命。通过实验结果优化井下挤注设计方案，提高防垢剂的吸附性能和挤注寿命。
通过上述各种实验，优选出了适用于胜利油田和江苏油田井下挤注用的防垢剂SA13。
挤注防垢技术所用的工作液主要包括前置液、防垢液和后置液，其辅助作业主要是酸洗。
本试验采用了三种酸洗与挤注防垢工艺的结合方式进行了试验：①先常规酸洗，以清除近井筒地层内的垢，并将酸洗垢液返排出来，再挤注防垢工作液；②为了缩短作业时间，采用酸洗和防垢复合挤注工艺，即先挤注酸洗液，不返排，接着依次挤注防垢工作液；③为了防止酸洗垢液进入地层，采用先挤注防垢工作液，后注酸洗液，让酸洗垢液最先返排出来。
挤注参数的设计主要包括前置液、防垢液和后置液的体积及防垢液的浓度和挤注深度的确定。防垢液浓度和挤注深度一般根据目标井的产液量、结垢严重程度等凭经验确定，浓度取值范围一般为5%~15%，挤注深度一般为2 m~5 m，使用浓度较小时相应的挤注深度要增大些。各种工作液的挤注体积须根据被处理地层的厚度、孔隙度及处理半径等进行计算确定，计算方法如式(1):
式中：V为上述各种工作液所需的挤注体积，m3；kn为工作液的消耗系数，经验值，一般取1.5~3.0；r2为前一种工作液被挤入地层的半径，m；r1为后一种工作液被挤入地层的半径，m；h为被处理地层的厚度，m；ϕ为被处理地层的平均孔隙度；Sor为被处理地层的剩余油饱和度，%。
(1) 纯梁油田。自2006年6月以来相继对樊41块进行了6口井的挤注防垢作业。下面是两口施工较早的井作业后防垢剂的返排浓度及生产情况。其中，樊41-A井2006年6月施工，酸洗与挤注防垢工艺的结合方式为4.1中的第①种；樊41-B井2006年9月施工，酸洗与挤注防垢工艺的结合方式为4.1中的第②种。从图 1~图 4可以看出，施工1年后，目前防垢剂返出浓度仍在60 mg/L左右，远高于其MIC值(15 mg/L)，表明防垢剂仍然有效；日产液量和日产油量较施工前明显升高。这说明防垢剂有效抑制了结垢的产生，维持和提高油产量，不会造成储层伤害。同时也证明了防垢剂能够吸附在地层中，并且能够缓慢释放，该技术具有长期防垢的作用。
(2) 牛庄油田。对牛25-A井进行了挤注防垢作业，酸洗与挤注防垢工艺的结合方式为4.1中的第②种。恢复生产后，产液量由施工前的7.1 m3/d上升到施工后的9.5 m3/d，动液面由施工前的690.9 m上升到施工后的2197.5 m，说明防垢剂有一定的酸化解堵作用，不会造成储层伤害。恢复生产后产出液中的防垢剂返排浓度见图 5。从返排曲线可以看出，最初防垢剂返排浓度波动较大，以后趋于平稳。目前防垢剂返出浓度保持在60 mg/L左右，远远高于其MIC(10 mg/L)值，表明防垢剂仍然有效。施工一年后，仍有效地抑制了结垢的产生，延长了检泵周期，取得了良好的经济效益。
分别于2006年12月和2007年1月对江苏油田两口结垢较为严重的油井韦2-A和韦X-B进行了挤注防垢作业。酸洗与挤注防垢工艺的结合方式为4.1中的第③种。
两口井的防垢剂返排浓度监测结果如图 6和图 7所示。从图中可以看出，初始防垢剂返排浓度较高，这主要是由一些存留在地层孔隙中但未被地层吸附的防垢剂造成的，以后防垢剂返出浓度趋于平稳，主要来自被吸附的防垢剂的缓慢解吸。目前防垢剂返出浓度仍远高于其MIC值(10 mg/L)，表明防垢剂仍然有效。
挤注防垢剂前后油井产出液成分变化情况如表 7和表 8所示。从表 7可以看出，韦2-A井挤注防垢剂防垢50天后测得的产出液中的Ca2+浓度较挤注前增加了2.7倍，Mg2+增加了0.45倍；从表 8可以看出，韦X-B井挤注防垢剂防垢61天后测得的产出液中的Ca2+浓度增加了5.9倍，Mg2+增加了2.9倍，防垢效果非常明显。
(1) 胜利油田和江苏油田在注水开发后期都出现了较为严重的结垢现象。垢样分析表明，其所结垢主要为碳酸钙垢。
(2) 应用油田无机结垢趋势预测软件(OFISTP3.0)对胜利油田和江苏油田的无机结垢趋势预测结果可以看出，三个目标区块存在不同程度的结CaCO3垢趋势，都不存在结CaSO4垢趋势。同时，因为牛庄油田和纯梁油田两个区块的地层条件相差不大，所以其结垢趋势基本相同，江苏油田地层温度、压力较低，所以结垢趋势明显小于其它两个油田。对于同一区块而言，油层内部结垢趋势最大；由地层向生产井底、生产井筒、地面，结垢趋势逐渐降低，这主要取决于温度和压力变化的综合影响。
(3) 鉴于国外应用井下挤注防垢技术取得的良好效果及国内防垢剂常规投放方法的不足，研究了井下挤注防垢技术在胜利油田和江苏油田的应用，具体介绍了防垢剂挤注技术的室内试验、挤注方案设计和现场应用。在三个目标区块的现场试验表明，井下挤注防垢技术是一种可行的现场施工工艺，操作过程简单，适用地层条件范围广，可用于高温、高钙、低孔低渗的苛刻地层条件；与酸洗除垢的结合方式对挤注防垢效果无明显影响，实际作业时可根据不同的目标要求选择相应的结合方式；井下挤注防垢技术不仅可防止井筒及以上设备结垢，还可防止近井地层结垢，从源头防垢，有效期长，可显著提高油田的经济效益。
(4) 井下挤注防垢技术可与其它技术相结合，如防腐、堵水技术等，发挥协同效应。同时起到防垢、防腐和堵水的作用；此外，随着我国海上油田的开发，硫酸钡垢问题将会突出，其危害与清除难度比碳酸钙垢更大，因而研制高效钡垢防垢剂及在海上油田推广井下挤注防垢技术十分重要。
2011, Vol. 40 Issue (4): 375-380
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