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(wǎng)兩層開發(fā)水質(zhì)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(fā)過程中采用一套井網(wǎng)延長組長6、長8兩層開發(fā)，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(fā)面臨的首要問題。通過水質(zhì)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(xiàn)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(wǎng)兩層開發(fā)；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(fā)的特低滲油田。主要開發(fā)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(fā)油層是延長組長6、長8，存在油層疊合區(qū)，如按傳統(tǒng)的一套井網(wǎng)一套層系方式開發(fā)，則投入高，效益差；采用一套井網(wǎng)兩層開發(fā)，對提高油井產(chǎn)量、降低開發(fā)成本具有重要意義。在華慶油田實現(xiàn)一套井網(wǎng)兩層有效開發(fā)，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(zhì)配伍性分析

1.1 水質(zhì)分析

華慶油田主要開發(fā)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(zhì)穩(wěn)定[1]（表1）。

表1 華慶油田注入水與地層水水質(zhì)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(zhì)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(zhì)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(zhì)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(xiàn)場結垢分析

白153區(qū)是華慶油田最早注水開發(fā)的區(qū)塊，開發(fā)層位為長6層，2009年3月開始投入開發(fā)，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(chǎn)生的硫酸鋇垢（見圖4-5）。

圖4 增壓站管線結垢照片F(xiàn)ig.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(fā)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(xiàn)場試驗情況

2009年10月起，擴大白豹油田現(xiàn)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(xiàn)場加注試驗，結果如表3所示。

表3 硫酸鋇阻垢劑現(xiàn)場試驗效果統(tǒng)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(wǎng)合層開發(fā)，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(chǎn)生，篩選專門針對油層產(chǎn)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(xiàn)場注水系統(tǒng)得到有效推廣。

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

[2] 金長文,等.中華人民共和國石油天然氣行業(yè)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(chǎn)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(fā)展[J].內(nèi)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(zhì)配伍性研究[J].內(nèi)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(yè)于西安石油學院應用化學專業(yè)，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。