G83 油藏井筒结垢原因分析及治理技术

伏学斌，袁勇，王新民，王天卓

(中国石油长庆油田分公司第九采油厂，宁夏 银川 750006)

0 引言

油井井筒结垢后，大大制约了原油产出。国内各大油田积极探索油井井筒清防垢技术，当下主要以化学法和机械法为主，但由于区块地层物性及开采方式的不同，导致其适应性也存在较大差异。基于此，本文通过对G83 区的油井井筒结垢原因进行分析，研究出针对本区油井井筒适应性较好的清防垢治理措施，为G83 油藏稳产提供有力的井筒保障。

1 G83 油藏井筒结垢现状

1.1 区域结垢概况

2021 年1 月—2022 年6 月G83 油藏油井检泵315 井次(228口)，其中井筒结垢井116 口(129 井次)，占比达到50.9%。井筒结垢导致：一是油井卡泵、泵阀失效，其中①卡泵上修72 井次，占检泵井22.9%，②球座结垢漏失、失灵上修73 口，占检泵井23.2%；二是油井产液量下降，累计开展通井84 井次，其中遇阻47 井次，遇阻率56.0%。

2 结垢原因分析

2.1 结垢堵塞原因分析

2.1.1 地层水与注入水混合结垢

区域注入水为洛河层地层水，水型为Na2SO4，长4+5、长6 地层水矿化度高，水型为CaCl2，并含有大量的钡锶成垢离子，注入水与地层水混合后易生成BaSO4和CaCO3垢。

G83 区地层水与清水注入水配伍试验统计表如表1 所示。近两年结垢井中见注入水10 口，结垢类型为碳酸盐和硫酸盐的复合垢。目前清水系统均进行了纳滤脱硫，井筒结硫酸盐垢的现象较少。

表1 G83 区地层水与清水注入水配伍试验统计表

2.1.2 地层水自身结垢

地层流体进入井底时，压力和温度突然降低，破坏了流体在地层内部的化学平衡，使CO2释放而生成CaCO3垢[1]。

不同层位地层水自身结垢趋势试验结果表如表2所示。近两年结垢井中长4+5、长6 层合采30 口，平均结垢厚度0.8～1.2 mm；长4+5 层单采57 口，长6 层单采18 口，平均结垢厚度1.8～3.0 mm。根据统计，地层自身结垢是目前井筒结垢的主要原因，其中长4+5 层井筒结垢最严重，其次为长4+5、长6 层合采。

表2 不同层位地层水自身结垢趋势试验结果表

2.1.3 低流压、低液量井筒结垢明显

流压下降降低了采出液中的碳酸盐溶解度，使碳酸盐垢沉积，同时地层中压力平衡受到破坏，使油层中黏土微粒随碳酸盐晶体运移出地层，两者混合形成垢质[2-3]。

近两年结垢井中流压＜3 MPa 的井60 口，占比51.7%，平均结垢速率2.8 mm/a，如图2 流压分级油井结垢柱状图；日产液＜1 m3的井58 口，占比50.0%，平均结垢速率2.3 mm/a 如图1 液量分级油井结垢柱状图。随着压力和产液量的持续下降，垢不断沉积，导致井筒结垢范围更广、结垢速率更快，治理难度增大。

图1 结垢位置分布柱状图

图2 不同阻垢剂碳酸钙垢阻垢率柱状图(2020年)

2.1.4 垢主要集中在射孔段附近

在整个采油井筒中，套管内壁、油管外内壁、抽油泵活塞、筛管孔眼，抽油杆等所有井下附件都可能结垢，而射孔段附近是温度和压力变化最为剧烈的地方，也是垢大量聚集的部位[4]。

近两年实施磨钻47 井次，通过遇阻位置分布情况，结垢主要集中在射孔段附近30 m(37 井次)以及尾管附近10 m(10 井次)。此类井对油井产液量的发挥具有一定影响，32 口井磨钻后进行了酸浸，增油9 t/a，如图1 结垢位置分布柱状图所示。

3 治理措施及效果分析

3.1 井筒防垢

3.1.1 常规液体药剂井口投加

当碳酸根离子浓度为400 mg/L 时，钙质阻垢剂效果均较好，其中阻垢剂ZG-108 效果最好，阻垢率达93.2%，如图2 不同阻垢剂碳酸钙垢阻垢率柱状图(2020年)。选取动液面≤1 700 m，结垢速率≤3 mm/a的井，加药量10～30 kg/次，加药周期10 d，投加后使用50 kg 水冲洗，确保药剂投加至液面。根据油藏不同单元的结垢情况，调整阻垢剂投加药量58 井次，目前共计投加150 口。

检泵周期由256 d 延长到321 d，整体防垢效果较好。由于套管投加阻垢剂的用量较小，水冲洗的范围有限，部分药剂会黏附在套管壁上，影响加药效果。

3.1.2 固体颗粒阻垢剂套管投加

PBTCA 具有良好的阻碳酸钙垢的性能，还具有良好的耐高温、耐氧化、耐氯稳定性能，作为固体颗粒阻垢剂的主剂[5-6]。

选取动液面≤1 700 m，结垢速率≤3 mm/a 的井，投加量为口袋容积的80%，加药周期3 个月，加药工具连套管环空，将颗粒阻垢剂随水流带入井筒环空，停井8 h 后启井，确保药剂沉降至井底。

在结垢严重区域开展投加试验28 口。

投加后采出液中游离Ca2+含量增加，成垢Ca2+含量减少，实现了阻垢，检泵周期342 d 上升到534 d，投加1 次药剂有效期可达3 m，克服了人工加注药剂有效率低、深井和高气压井加注不到位等问题，图3为L64-101 采出液Ca2+含量(mg/L)(2020年)。

图3 L64-101 采出液Ca2+含量(mg/L)(2020年)

存在问题：①投加固体药剂需要停井8 h，影响采油时率；②药剂易堆积在油管接箍上，存在卡钻风险，目前起油管时发生卡钻2 口。

3.1.3 固体阻垢器井下配套

入井条件及原则：选取动液面＞1 700 m，液量＜1 m3/d 的井，或用于封上采下、无法井筒加药的井，随尾管下入至眼管和泵之间的位置。

实施情况：配套固体阻垢器21 口，平均运行时间460 d，目前仍在工具有效期内6 口。

效果认识：起出前期入井8 套，平均服役312 d，结垢速度3 mm/a 下降到1.8 mm/a。固体阻垢剂在原油中缓慢溶蚀，阻垢效果好，且操作简便。

存在问题：在用固体阻垢器最短63 d 药剂溶解完毕，最长375 d 溶解完毕，平均有效期312 d；工具阻垢剂在每口井井底溶解速率不同，难以准确预测剩余量，无法确定补充药品的周期；目前对下入阻垢器的井，超过300 d 后投加固体颗粒阻垢剂，延长治理效果。

3.2 井筒清垢

3.2.1 通井、磨钻

存在问题：(1)部分井结垢速度快，连续两年重复遇阻磨钻的井共3 口，平均检泵周期291 d；(2)部分井磨钻困难，近两年磨钻无进尺、酸浸后二次磨钻至人工井底井2 口；(3)磨钻后需要继续实施酸浸，提高清垢效果。

3.2.2 酸浸

选井条件及原则：储层物性好、符合地层堵塞特征的油井(液量下降、含水稳定或上升)或动管柱作业井筒结垢厚度≥3 mm 的油井。

实施情况：2022 年截至实施酸浸43 口，有效31 口，有效率72.1%，平均单井日增油0.37 t/d，累计增油1 946 t。

效果认识：(1)东南单采长4+5 单元，东部合采单元储层物性较好，结垢相对严重，酸浸后提液明显，共实施8 口，单井增油0.50 t/d；(2)生产动态表现为液量下降，含水稳定的井实施效果相对较好，共实施7 口，单井增油0.47 t/d。(3)根据试挤压力，确定酸浸井和参数，压力18 MPa 以上的优先实施，压力15～18 MPa 的增加反应时间2～3 h，15 MPa 以下的不实施；(4)对比酸浸前后求吸水，试挤压力下降明显，清垢疏通效果显著。

4 结论及下步防治方向

4.1 井筒防垢

(1)结垢机理认识。增加垢样分析井数和可对比井数，准确判识井筒结垢的形成机制，针对性、多元性地开展防垢治理。(2)合理生产制度。摸索合理流压，避免流压大幅度下降，减缓油井结垢速度；同时开展增产措施，提高结垢井的液量，及时排出结垢颗粒，减少在井筒上的附集。(3)固体药剂投加。优化药剂颗粒粒径和投加方式，便于固体药剂能够到达井底口袋，避免卡钻风险；同时设立治理专项，优选一个区域开展整体投加试验，便于进行效果评价。(4)固体阻垢器使用。开展工具药剂评价和优选，固化使用技术规范，增强油藏适应性，延长有效期；针对结垢严重的井，结合检泵入井阻垢器，操作简便，效果明显，建议持续使用。(5)配套开展其他治理。井筒中腐蚀产生的铁锈、油井出砂产生的砂粒有助于垢物附着沉积，析出的蜡和无机垢混合形成更难溶解的垢物，需要在防垢的同时，针对井筒情况，同时开展井筒的防腐、防砂、防蜡治理。(6)开展新工艺试验：一是防止垢物在井筒管柱上凝结沉积；二是提高采出水中碳酸盐溶解度。

4.2 井筒清垢

(1)通井、磨钻。坚持对1.5 a 以上未处理过井筒的井，结合动管柱作业实施通井处理，同时洗井结束后试求吸水，验证地层堵塞情况。针对磨钻时效短或磨钻困难的井，在磨钻后需要继续实施酸浸，提高清垢效果。(2)酸浸：一是坚持物质是基础、能量是保障的选井思路，做好结垢区能量培养，开展小水量强化注水；二是根据试挤压力，个性化参数设计，试挤压力高的井增加酸液用量至8～10 m3，增加预处理环节，试挤压力较低的井维持酸液用量4～5 m3，酸化反应结束后将酸液顶替至地层；三是开展酸液及添加剂配方的优化研究，降低酸对储层的二次伤害。