華慶油田一套井網兩層開發水質配伍性與阻垢技術研究

何治武，張振云，楊全安，董 俊

（長慶油田分公司油氣工藝研究院， 陜西 西安 710021）

華慶油田一套井網兩層開發水質配伍性與阻垢技術研究

何治武，張振云，楊全安，董 俊

（長慶油田分公司油氣工藝研究院， 陜西 西安 710021）

華慶油田屬特低滲油田，為有效提高效益，在開發過程中采用一套井網延長組長6、長8兩層開發，地層水之間、注入水與地層水之間的配伍性與阻垢技術研究是油藏開發面臨的首要問題。通過水質配伍性分析認為，長6、長8層水之間結垢以碳酸鈣為主，結垢量在50～100 mg/L，注入水與長6、長8層水之間以硫酸鋇鍶垢為主，結垢量在80～490 mg/L。研究篩選出TH-60阻垢劑針對硫酸鋇垢，阻垢率達60%以上，現場試驗5個增壓站，有效遏制了集輸管線結垢趨勢。

一套井網兩層開發；配伍性；硫酸鋇鍶垢；阻垢劑

華慶油田位于鄂爾多斯盆地西部，是長慶油田近年來開發的特低滲油田。主要開發層位為三疊系延長組，油藏是以遠源三角洲前緣相與前三角洲濁積體為主，滲透率＜1.0 mD，巖性致密、孔喉細微，主力開發油層是延長組長6、長8，存在油層疊合區，如按傳統的一套井網一套層系方式開發，則投入高，效益差；采用一套井網兩層開發，對提高油井產量、降低開發成本具有重要意義。在華慶油田實現一套井網兩層有效開發，對油層長6、長8地層水、注入水與地層水之間的配伍性與阻垢技術研究是面臨的首要問題。

1 注水與地層水的水質配伍性分析

1.1 水質分析

華慶油田主要開發層位為三迭系延長組長 6、長8油層，富含鋇、鍶離子，注入水為礦化度較高的白堊系洛河層水水源充足、水質穩定[1]（表1）。

表1 華慶油田注入水與地層水水質分析Table 1 Huaqing oil field injection water and formation water quality analysis mg/L

由表1可以看出，該油田注入水高含SO42-離子，總礦化度為2.75 g/L；長6、長8地層水Ba2+/Sr2+離子含量高，礦化度分別達到44.39 g/L和76.09 g/L。

1.2 水質配伍性分析

對華慶油田開采層位長6、長8地層水之間、注入水與地層水之間、注入水與長6、長8合層水之間，模擬地層溫度60 ℃，進行水質不同配比的配伍性試驗，測試結垢量，實驗結果見圖1-3。

圖1 長6、長8地層水之間配伍性Fig.1 Compatibility between the Chang 6 and Chang 8 formation water

圖2 注入水分別與長6、長8地層水之間配伍性Fig.2 Compatibility of injected water with the Chang6,Chang 8 water

圖3 注入水與長6、長8不同比例地層水之間配伍性Fig.3 Compatibility of injected water with the Chang6,Chang 8 water under different ratio

從水質配伍性分析結果得出：

（1）長6、長8層地層水結垢以碳酸鈣為主，結垢量在50～100 mg/L；

（2）注入水與長 6、長 8層水結垢以硫酸鋇鍶垢為主，注入水與長6結垢量在80～200 mg/L，與長8結垢量在160～490 mg/L；

（3）注入水與長6層、長8層水不同比例混合結垢以硫酸鋇鍶垢為主，結垢量為注入水與長6、長8結垢的疊加，結垢趨勢隨長8層水含量的增加而增大。

1.3 現場結垢分析

白153區是華慶油田最早注水開發的區塊，開發層位為長6層，2009年3月開始投入開發，截至2010年6月底含水在40%以上油井有31口，3個油井增壓站輸油壓力增加0.3～0.5 MPa,，結垢主要部位為：井組來油混合管線，平均結垢厚度為1～2 cm，結垢主要為單井注水與其它井地層水混合產生的硫酸鋇垢（見圖4-5）。

圖4 增壓站管線結垢照片Fig.4 Scaling pipeline booster station photos

圖5 井組垢樣X-衍射分析Fig. 5 X-diffraction analysis of scale sample

2 阻垢劑評價研究

2.1 硫酸鋇專用阻垢劑篩選

從注入水與地層水的配伍性分析可以看出，華慶油田注水開發結垢以硫酸鋇鍶垢為主，帶有少量的碳酸鈣垢等。按照SY/T 5673-93《油田用防垢劑性能評定方法》篩選硫酸鋇鍶阻垢劑［2］，阻垢劑濃度為50×10-3g/L。

由表2可見，TS-09、TH-60兩種阻垢劑對硫酸鋇鍶垢有較高的防垢率，阻垢率均在80%以上，應用華慶油田注入水與地層水對其阻垢性能進一步評價。

表2 不同防垢劑的防垢率Table 2 Scaling rates of different scale inhibitor

2.2 硫酸鋇鍶阻垢劑性能評價

取華慶油田注入水、長6層水、長8層水，以注水與長6最大結垢比例4︰6對TS-09（天津化工研究院）、TH-60（山東泰安化工公司）兩種阻垢劑進行評價，結果如圖6所示。

圖6 注入水與長6、長8地層水BaSO4垢阻垢率的曲線Fig.6 Scale inhibition rate of injected water with the Chang 6 and Chang 8 formation water

TS-09、TH-60兩種阻垢劑加入到注入水與長8地層水的混合水中對BaSO4垢阻垢率性能評價試驗結果如從圖4-6可以看出，TH-60型阻垢劑對硫酸鋇垢阻垢效果最好，阻垢劑濃度在100×10-6時阻垢率為64.74%。

3 現場試驗情況

2009年10月起，擴大白豹油田現場試驗效果，在白2增、白7增、白9增總機關匯管處分別進行TH-60阻垢劑現場加注試驗，結果如表3所示。

表3 硫酸鋇阻垢劑現場試驗效果統計Table 3 Results of BaSO4 statistics inhibitor field test

4 結 論

華慶油田延長組長6、長8采用一套井網合層開發，地層水之間相對配伍，注入水與地層水不配伍，加重結垢趨勢產生，篩選專門針對油層產生的硫酸鋇阻垢劑，能有效抑制硫酸鋇阻垢劑，TH-60阻垢劑在現場注水系統得到有效推廣。

[1] 王曉琳,等.長慶低滲透油田注水水質穩定技術[J].石油勘探與開發，2002，29（5），77-79.

[2] 金長文,等.中華人民共和國石油天然氣行業標準《油田用防垢劑性能評定方法》，SY/T5673-93[S].

[3] 閆健,等. 低滲透油田超前注水增產機理研究[J]. 西安石油大學學報(自然科學版)，2008(05).

[4] 侯光東,韓靜靜.長慶油田三疊系特低滲儲層分層注水技術研究[J].斷塊油氣田，2008(02).

[5] 康興妹.等.油田分層注水工藝技術的應用及發展[J].內蒙古石油化工，2008(10).

[6] 王喜梅,班艷華. 板橋油田注水后儲層變化及水質配伍性研究[J].內蒙古石油化工，2009（08）.

Formation Water Compatibility and Anti-scaling Technology for
Developing Two Oil Layers With a Set of Well Pattern in Huaqing Oil Field

HE Zhi-wu, ZHANG Zhen-yun, YANG Quan-an, DONG Jun
（Changqing Oilfield Company Oil＆Gas Technology Research Institute, Shaanxi Xi’an 710021，China）

Huaqing oil field is a low permeability oil field. To improve economy benefit, a set of well pattern was used to simultaneously develop Chang 6 & Chang 8 stratums. The compatibilities between formation waters, between formation water and injection water, as well as anti-scaling technology are most important problems during development of oil field. In this article, the water compatibility was analyzed by mixing waters of Chang 6 and Chang 8. It was found that calcium carbonate scale is main ingredient, and the scale amount is 50～100 mg/L. For mixed water between injection water and water of Chang 6 or water of Chang 8, the main scale is strontium and barium sulfate scale,and the scale amount is 80～490 mg/L. TH-60 was selected by a screening process as a barium sulfate scale inhibitor,and the inhibition rate was more than 60%.The scene test in five stations proved that it can inhibit the scaling trend in transportation pipelines effectively.

Development of two oil layers with a set of well pattern; Compatibility; Strontium and barium sulfate; Scale inhibitor

TE 133+

A

1671-0460（2011）09-0949-03

2011-06-27

何治武（1969-），男，陜西西安人，工程師，工程碩士，1992年畢業于西安石油學院應用化學專業，從事油田化學方面研究與推廣工作。E-mail：hzw_cq@petrochina.com.cn，電話：029-86590679。