第３２卷第２期 洛 石 ２０１２年６月 ＯＦＦＳＨＯＲＥ ＯＩＬ Ｖ＿０Ｉ＿３２ ＮＯ．２ Ｊｕｎ．２Ｏ１２ 文章编号：１００８．２３３６（２０１２）０２—００６４．０７ 绥中３６．１油田注水井堵塞原因分析及对策 崔 波，王洪斌，冯浦涌，杨永庆 （中海油田服务股份有限公司油田生产研究院，天津３００４５２） 摘要：绥中３６．１油田注水井注入压力普遍偏高，导致注水量下降，地层能量亏空，油田开发受到影响。注水井注入压力 上升的主要原因是地层受到堵塞，此文从注水水质、储层敏感性和工艺措施三个方面分析了绥中３６．１油田注水并堵塞的原 因，提出了解除注水井堵塞的对策，并以Ｄ１７井和Ｅ７井为例论述了氟硼酸体系对绥中３６．１油田注水井解堵的有效性。 关键词：注水井堵塞；水质；储层敏感性；氟硼酸体系 中图分类号：ＴＥ３５７．６ 文献标识码：Ａ ＤＯＩ：１０．３９６９￣．ｉｓｓｎ．１００８．２３３６．２０１２．０２．０６４ Ｒｅａｓｏｎ Ａｎａｌｙｓｉｓ ｆｏｒ Ｉｎｊ ｅｃｔｉｏｎ Ｗｅｌｌ Ｃｌｏｇｇｉｎｇ ａｎｄ ｔｈｅ Ｍｅａｓｕｒｅｓ ｔｏ Ｂｒｅａｋｉｎｇ ｄｏｗｎ Ｐｌｕｇｇｉｎｇ ｉｎ ＳＺ３６－１ Ｏｉｌ Ｆｉｅｌｄ ＣＵＩ Ｂｏ，ＷＡＮＧ Ｈｏｎｇｂｉｎ，ＦＥＮＧ Ｐｕｙｏｎｇ，ＹＡＮＧ Ｙｏｎｇｑｉｎｇ （Ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ Ｒｅｓｅａｒｃｈ Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ，Ｃｈｉｎａ Ｏｉｌｉｅｌｆｄ Ｓｅｒｖｉｃｅｓ Ｌｉｍｉｔｅｄ，Ｔｉａｎｊｉｎ ３００４５２，Ｃｈｉｎａ） Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｅ ｉｎｊｅｃｔｉｏｎ ｐｒｅｓｓｕｒｅ ｉｓ ｇｅｎｅｒａｌｌｙ ｈｉｇｈｅｒ ｉｎ ｔｈｅ ｉｎｊｅｃｔｉｏｎ ｗｅｌｌｓ ｏｆ ＳＺ３６－１ ｏｉｌ ｉｆｅｌｄ，ｒｅｓｕｌｔｉｎｇ ｉｎ ｄｅｃｒｅａｓｉｎｇ ｉｎ ｗａｔｅｒ ｉｎｊｅｃ— ｔｉｏｎ，ａｎｄ ｄｅｃｌｉｎｅ ｉｎ ｆｏｒｍａｔｉｏｎ ｅｎｅｒｇｙ，ａｎｄ ｔｈｅ ｏｉｌ ｉｆｅｌｄ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｈａｓ ａｌｓｏ ｂｅｅｎ ａｆｆｅｃｔｅｄ．Ｔｈｅ ｍａｉｎ ｒｅａｓｏｎ ｆｏｒ ｉｎｊｅｃｔｉｏｎ ｗｅｌｌ ｐｒｅｓ— ｓｒｅ ｕｉｒｓｅ ｉｎ ＳＺ３６—１ ｏｉ１ ｉｆｅｌｄ ｉｓ ｈｅ ｔｆｏｒｍａｔｉｏｎ ｐｌｕｇｇｉｎｇ．Ｉｎ ｔｈｉｓ ｐａｐｅｒ，ｔｈｅ ｍａｉｎ ｔｈｒｅｅ ｒｅａｓｏｎｓ ｏｒｆ ｉｎｊｅｃｔｉｏｎ ｗｅｌｌ ｃｌｏｇｇｉｎｇ ｉｎ ＳＺ３６—１ ｏｉｌｆｉｅｌｄ ｈａｖｅ ｂｅｅｎ ｄｉｓｃｕｓｓｅｄ，ｉｎｃｌｕｄｉｎｇ ｔｈｅ ｗａｔｅｒ ｑｕａｌｉｔｙ，ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｓｅｎｓｉｔｉｖｉｙ ａｔｎｄ ｐｒｏｃｅｓｓ ｍｅａｓｕｒｅｓ，ａｎｄ ｔｈｅ ｍｅａｓｕｒｅｓ ｔｏ ｒｅｍｏｖｅ ｔｈｅ ｃｌｏｇ ｏｆ ｉｎｊｅｃｔｉｏｎ ｗｅｌｌｓ ｉｎ ＳＺ３６－１ ｏｉｌ ｉｆｅｌｄ ｈａｖｅ ｂｅｅｎ ｐｕｔ ｆｏｒｗａｒｄ．Ｗｉｈ ｔＤ１７ ｗｅｌｌ ａｎｄ Ｅ７ ｗｅｌｌ ｉｎ ＳＺ３６—１ ｏｉｌ ｉｆｅｌｄ ａｓ ｎ ａｅｘａｍｐｌｅ．ｔｈｅ ｅｆｆｅｃｔｉｖｅｎｅｓｓ ｏｆｆｌｕｏ ｂｏｒｉｃ ａｃｉｄ ｓｙｓｔｅｍ ｉｎ ｒｅｍｏｖｉｎｇ ｈｅ ｔｃｌｏｇ ｏｆ ｉｎｊｅｃｔｉｏｎ ｗｅｌｌｓ ｈａｓ ｂｅｅｎ ｄｉｓｃｕｓｓｅｄ． Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：ｉｎｊｅｃｔｉｏｎ ｗｅｌｌ ｃｌｏｇ；ｗａｔｅｒ ｑｕａｌｉｙ；ｒｔｅｓｅｒｖｏｉｒ ｓｅｎｓｉｔｉｖｉｔｙ；ｆｌｕｏ ｂｏｒｉｃ ａｃｉｄ ｓｙｓｔｅｍ 绥中３６—１油田位于渤海湾盆地辽东湾坳陷辽 西低凸起中段，孔隙度在２６％～３７％之间，渗透 率在３０×１０－３ ５ ０００×１０～ ｍ２之间。绥中３６—１油 田主力油层的砂岩结构多为粉砂、细砂状，粒径 在Ｏ．０２～０．５ ｍｍ之间。胶结类型以接触式胶结为 充，油田开发受到影响，因此有必要对绥中３６ １ 油田注水井堵塞原因进行分析。本文从注水水质、 储层敏感性、工艺措施三个方面分析了地层堵塞 的原因。 主，孔隙结构主要为粒问孔、孔隙发育，连通性 好，胶结疏松，且胶结物以泥、泥钙质为主；油 １注水水质造成的堵塞 渤海绥中３６．１油田注入水来自水源井的清水 和处理后的原油污水，年注水量为１ ０１０．０８×１０ 层厚，易污染面大；纵向非均质性较严重，渗透 率级差较大，中低渗透层极易受到污染［１】。目前， 该油田采用注水开发，由于地层受到堵塞，导致 注水井注压力普遍较高，地层能量得不到及时补 收稿日期：２０１卜０９－０５；改回日期：２０１２—０２—０９ ｍ ，清污混合比例为５０％～７０％。绥中３６一ｌ油田含 有一个污水处理系统，将各油田产油污水进行处 第一作者简介：崔波，男，１９８６年生，工程师，中国石油大学（北京）应用化学专业硕士研究生，主要从事油田储层改造研究工作。 Ｅ－ｍａｉｌ：ｃｕｉｂｏ＠ｃｏｓ１．ｃｏｒｎ．ｃｎ。 第３２卷第２期 崔波，等．绥中３６—１油田注水井堵塞原因分析及对策 ・６５・ 理后运送到各个平台。各平台注水分为三种方式， 表面和浅表部位附着、桥堵，降低岩石表层渗透 分别是注污水、注清水和清污混注。其中Ａ平台 率 。图１为２００８年１月～２０１１年ｌ２月各平台 ∞ 加 ∞ ５ ０ 和Ｇ平台注水主要以注污水为主，Ｂ平台、ｃ平 注入水中的悬浮固体含量，图中可以看出２００８年 台、Ｅ平台、Ｆ平台和Ｈ平台水以注清水为主，Ｄ １月～２０１１年２月各平台注入水中的悬浮固体质量 平台和Ｊ平台采用清污混注。注入水中的含有一定 分数为５～１０ ｍｇ／Ｌ，２０１１年２月～２０１１年１２月各 的悬浮固体，粒径较大的颗粒，会堵塞储层。注 平台注入水中的悬浮固体质量分数波动较大，为 入水中含有的铁离子和钙镁离子往往导致铁垢和 ５－３０ ｍｇ／Ｌ。 碳酸盐垢的生成，从而堵塞储层。另外清污混注时， 注入水中悬浮固体主要包括：①泥砂：０．Ｏ５～４ 清水和污水的不配伍也会产生悬浮固体。下面从 ｍ的黏土、４～６０ ＩＸｍ的粉砂和大于６Ｏ ＩＸｍ的 悬浮固体、结垢和清污混注三个方面讨论注水水 细砂；②各种腐蚀产物及垢：Ｆｅ２Ｏ 、ＭｇＯ、ＦｅＳ、 质造成的地层堵塞。 ＣａＳＯ 、ＣａＣＯ 等；③细菌：硫酸盐还原菌（ＳＲＢ） １．１悬浮固体 ５～１０ ｍ，腐生菌（ＴＧＢ）１０－３０ Ｉｘｍ；④有机物： 油田注入水中的悬浮固体会损害地层，粒径 胶质沥青质类和石蜡等重质油类。悬浮固体中粒 较小的悬浮固体能进入岩石孔隙内部，堵塞孔喉 径较大的颗粒会堵塞储层，降低储层渗透率，因 形成深部损害，粒径相对较大的悬浮固体在岩石 此需要严格控制注入水中悬浮固体的粒径。 —◆一Ａ平台 —■一Ｂ平台 二、 —●一ｃ平台 ６Ｄ 吕 一 — Ｄ平台 ＼ — Ｅ平台 皿囹ｌ ＋Ｆ平台 略 Ｇ平台 一Ｈ平台 ——Ｊ平台 ｍ 卜、ｏｏ ０ 寸 ∞０ 寸 。ｏ ０ Ｎ寸 ｏｏ ０ Ｎ ｏ。∞∞∞ｏ。 ａ、 杖 ０ ０ ０ ０ 甚 、Ｌ 世廿ｒ＇－Ｉ廿，ｒ－＇ｌ世 ｏ ｏ ｏ ｏ ０ ０ ０ ０ ０ ０ ０ ０ ０ ０ ０ ０ ０ｅ，－，Ｉ ０ ｏ ｏ ０ Ｈ Ｎ ０ ０ Ｎ Ｎ ０ ０ Ｎ Ｎ Ｎ ０ ０ Ｎ ０ ０ Ｎ Ｎ Ｎ Ｎ Ｎ 图１各平台注入水中的悬浮固体含量检测 根据绥中３６—１油田孔喉分布，累计渗透率值 为９５％时对应的主流孔喉半径下限平均值为６－３ ｇｍ，按照固相颗粒粒径为孔径的１／３计算，要求 ＾ 合理的固相颗粒粒径应小于２．１ ｒｔｍ，否则将对地 籁 求 层产生堵塞。图２为绥中３６—１油田某注水井井口 水样悬浮固体粒度分析，Ｄ（０．１）为２４．２５０ ｍ， Ｄ（０．５） 为９２．５１７ ｍ，Ｄ（０．９） 为２２６．１２９ ｍ。从水样分析可知该水样中悬浮固体粒径中值 远远大于绥中３６—１油田主流孔喉半径下限，因此 图２水样悬浮固体粒度分析 会造成储层的堵塞。 储层渗透率下降。图３为各平台注入水中的总铁 １．２结垢 含量检测，从图中可以看出注入水中均含一定量 在油田开发过程中，长期的注水作业导致无 得铁和亚铁，且大部分平台铁的含量超过注水控 机垢的形成。无机垢的形成会导致储层受到堵塞， 制标准（ ０．５ ｍｇ／Ｌ）。铁和亚铁在地层中反应后生 ２０１２年６月 成三价铁的沉淀容易导致地层堵塞 。 表ｌ为绥中３６—１油田某注水井注入水水质 分析，表中可以看出该注入水含有大量的Ｃａ 、 加 ８ ６ ４ ２ Ｏ Ｍｇ 以及ＨＣＯ 。等离子，为碳酸盐垢的产生提供 了充分条件。 Ｈ廿∞ｏｏＮ ｍ廿∞０ｏＮ 廿∞ｏ０Ｎ 吕 一 一ｅ Ａ平台 —●一Ｂ平台 —廿∞００Ｎ ∞廿∞０ｏＮ ０．［廿∞ｏ０Ｎ Ｎ．【廿∞ｏ０Ｎ Ｎ廿∞０ｏＮ 寸廿∞００Ｎ ・一ｃ平台 ＼ －＊－Ｄ平台 — Ｅ平台 皿吲 皑 ＋Ｆ平台 Ｇ平台 廿ｍ００Ｎ ∞冲∞０ｏＮ ０＿【廿∞０ｏＮ Ｎ 廿８０Ｎ Ｎ廿ｏｇＮ 寸廿０ｇＮ 口 ０ｇＮ 一——Ｈ平台 Ｊ平台 图３各平台注入水中的总铁含量检测 ∞冲ｏｇＮ 表１注入水水质分析 Ｎ．【 ０吕Ｎ ０＿【廿ｏｇＮ Ｎ廿．【ｇＮ 寸廿＝０Ｎ ∞ ＝０Ｎ Ｎａ ２ ３９８．２７ ０Ｈ。 ０．００ Ｍｇ Ｓｉ Ｋ ８３＿３３ ４１．６６ ４４．１０ ＣＯ３ 一 ０．００ ６３９．４９ ３７－２２ ∞廿．【ｇＮ Ｎ．［ ＝０Ｎ 阴离子（ｍｇ・Ｌ。） ＨＣＯ 。 ＳＯ４ 一 Ｃａ２ ２０１．１１ ０＿【廿．【ｇＮ Ｃｒ ３ ９６４＿３２ Ｃｒ 阳离子／（ｍｇ・Ｌ。） Ｍｎ Ｃｕ２ Ｚｎ２＋ ０．Ｏ１ ０．７２ ０．１８ ０２１ ．总量 ４ ６４１．０３ 总矿化度／（ｍｇ・Ｌ。） ７ ４３４．５１ 总碱度／（ｍｍｏｌ・Ｌ ） 总硬度／（ｍｒｎｏｌ・Ｌ ） ｐＨ（室温１３％） 悬浮物固相含量／（ｍｇ・Ｌ。： １０．４８ ８．４５ ７．８９ ４６．２ Ｓ Ｂａ 总铁 总量 １５．１ ７．１６ １．６３ ２ ７９３．４８ 碳酸钙结垢预测，采用饱和指数法对水样的 碳酸钙结垢趋势进行预测，公式如下： ＳＩ＝ｐＨ—Ｋ—Ｐｃ 一Ｐ ｌｋ （１） １．３清污混注 绥中３６．１油田大部分平台采用清污混注，将 处理后的油田生产污水和水源井清水混合注入时， 常出现不配伍现象，严重时产生大量黑色絮状悬 浮物 】。绥中３６—１油藏为酸性油气藏，地层油气 式中：ＳＩ一饱和指数； ｐＨ一水样的ｐＨ值； Ｋ一修正系数； 含硫化氢（Ｈ ｓ）气体，硫化氢溶于地层水伴随原 油产出，因此油田生产污水中含有硫离子（Ｓ ）， 水源井产出的清水往往含有一定量的亚铁离子，当 Ｐ 一钙离子浓度的负对数； Ｐ 。 一总碱度浓度的负对数。 饱和指数ＳＩ＜０表示水中碳酸钙未饱和，不结 垢；ＳＩ＞０表示结垢，ＳＩ＝０表示稳定。通过计算可 知绥中３６—１水样的饱和指数为１．７９，表明该注入 水存在碳酸钙结垢趋势。 这两种水混合时有生成的硫化亚铁沉淀的趋势【６， 。 硫化亚铁不溶于水，从水中析出时形成黑色的比 较稳定的胶态悬浮物，导致注入水悬浮物含量增 加。 第３２卷第２期 崔波，等．绥中３６．１油田注水井堵塞原因分析及对策 ２储层敏感性造成的堵塞 绥中３６—１油田泥质含量较高，部分井的黏土 绝对含量达２６％。在注水过程中黏土颗粒的水化 膨胀、分散运移往往导致地层堵塞，储层的渗透 率下降。图４为绥中３６．１油田Ｂｌ９井不同层段黏 土矿物分析，主要成分为伊／蒙混层、高岭石、伊 利石及绿泥石。以伊／蒙混层为主，平均质量分数 为６１．５％，其次为高岭石、伊利石、绿泥石，平 均质量分数分别为２６．１％、７．８％、４．６％。黏土矿 物中不同的组分表现出不同的敏感性。其中，蒙 脱石主要表现为水敏，当进入油气储层的流体矿 化度低于临界矿化度时，蒙脱石会发生水化和阳 离子交换，层间距加大，产生膨胀、分散运移［８］。 伊利石和高岭石主要表现为速敏，易在高速流体 作用下被打碎，并随流体迁移，在喉道处会发生 堵塞现象 】。绿泥石是富铁的黏土矿物，它对储 层的最大潜在危害是酸敏，当对储层进行酸化处 理时，绿泥石被溶解并析出铁离子，最终形成氢 氧化铁沉淀而堵塞喉道，降低储层的渗透率。 ９Ｏ ８０ ７０ ６０ 塞４５０ｏ Ｏ ｌ ２ ３ ４ ５ ６ ７ ８ ９ ｌＯ 图４绥中３６—１油田Ｂ１９井不同层段黏土矿物分析 通过对绥中３６—１油田储层岩心进行的敏感性 实验评价，可得到以下结论：绥中３６—１油田储层 黏土含量高，具有潜在的储层敏感性伤害问题。（１） 绥中３６—１油田储层存在弱至中等偏强速敏。渗透 率在２５０×１０～ ｍ。以上的岩心，其临界流速为２－３ ｍ／ｄ。（２）绥中３６—１油田储层属强水敏储层，不 配伍液体注入岩心后，其渗透率损害达８０％以上。 （３）绥中３６—１油田储层临界矿化度为９ ０００ ｍｇ／Ｌ。 （４）绥中３６．１油田储层中等碱敏，临界ｐＨ值不要 大于１０，防止储层发生碱敏，否则碱敏损害程度达 ４０％。在注水过程中，注入水矿化度一般大于９ ０００ ｍｇ／Ｌ，且ｐＨ值小于１０。因此，绥中３６—１油田注 水井储层受到的储层敏感性伤害主要来自水敏和 速敏。 ３ Ｔ艺措施引起的堵塞 在油田开发过程中，为了提高采油井的原油 产量和注入井的注水量，常对注水井采用注聚调 剖作业和酸化解堵作业。上述工艺措施可能会导 致储层受到污染，渗透率下降。另外，管线设备 的腐蚀以及注水参数的突变也会造成地层的堵塞。 注聚调剖作业：注水井中往往在加入聚合 物，不仅可以起到调整吸水剖面，有效利用注入 水，而且可以增大注入水的黏度，降低油水黏度比， 进行有效驱油。然而聚合物的残渣以及配液过程 中因循环不充分等产生的鱼眼会堵塞地层孔喉和 防砂筛管，并且岩石与聚合物表面通过静电作用 产生吸附，吸附作用造成聚合物溶液的损失，降 低聚合物溶液的浓度；同时吸附作用也造成孔隙 喉道的堵塞，降低岩石的有效渗透率。同时由于 聚合物溶液的黏度要比注入水的黏度大的多，造 成注入压力上升较快。 酸化作业：酸化作业被视为解除注水井堵塞 的最常用方法，效果往往十分显著。然而注水井 酸化一般不排液，因此在酸化后，随着酸液ｐＨ值 升高，必然产生氟化钙、氢氧化铁等沉淀，这些 沉淀随着后续的注入水推进，很容易堵塞地层孔 喉，尤其是形成深部堵塞。 另外，绥中３６．１油田注水流程存在腐蚀、结 垢、出口铁离子含量较高等问题，部分罐体、管线、 阀体腐蚀报废，管线结垢影响注水输送量，同时 造成注水井堵塞。在正常注水过程中，因种种原 因如注水泵坏或平台作业影响等，导致注水参数 （注水压力、注水量）突变，造成油层激动，使地 层中泥质、粉细砂运移，从而也会堵塞地层孔喉 和防砂筛管。 ４注水井堵塞对策 对于绥中３６．１油田注水井堵塞，要从以下三 个方面人手，一是需要严格控制注入水的水质， 并在注入水中加入缓蚀剂、杀菌剂、防垢剂等高 效添加剂，预防注水井的堵塞，二是定期对注水 井进行酸化解堵或洗井作业，消除注水井的堵塞。 ・６８・ 洛 浮 石 ２０１２年６月 三是要选择合适的注水工艺，避免因注水参数的 改变导致注水井的堵塞。 ４．１注水水质的控制 次（占酸化总井次６０％），采用多氢酸体系酸化解 堵ｌ２井次（占酸化总井次２４％），采用土酸体系 酸化解堵５井次（占酸化总井次１０％），采用氧化 ９ ８ ７ ６ ５ ４ ３ ２ ｌ 绥中３６—１油田污水经处理后，需要对水质进 ∞∞∞∞∞∞∞∞∞０ 解堵体系酸化解堵２井次（占酸化总井次４％）， 行严格检测，将各项指标控制的标准范围内，并 对输送管线进行定期清洗。注入水在管线会造成 采用盐酸体系酸化解堵１井次（占酸化总井次２％）。 采用氟硼酸酸化解堵时，平均视吸水指数由 ４７．８ ｍ３／ＭＰａ・ｄ提高到２４９．５ ｒｎ ／ＭＰａ・ｄ，各井采 管线的腐蚀，细菌的存在导致腐蚀程度的加剧， 注入水中应加入缓蚀剂、杀菌剂等添加剂抑制管 线的腐蚀，减少腐蚀产物的产生。另外注入水有 生成铁垢和碳酸钙垢趋势，有必要加入防垢剂， 减少垢的生成。缓蚀剂、杀菌剂、防垢剂等高效 添加剂的加入及严格的注水指标以确保各井口注 用氟硼酸酸化解堵前后视吸水指数对比见图５。采 用多氢酸酸化解堵时，平均视吸水指数由４５．２ ｍ ／ ＭＰａ・ｄ提高到１５６．２ ｍ３／ＭＰａ・ｄ，各井采用氢氟酸 酸化解堵前后视吸水指数对比见图６ａ。采用氢氟 酸酸化解堵时，平均视吸水指数由４ｌ－３ ｍ ／ＭＰａ・ｄ 入水水质合格。另外，不同比例清污混注时，可 采取较大或较小的混配比，以避免产生硫化铁的 析出并絮凝有机杂质而形成大量黑色悬浮物。 ４．２酸化解堵作业 提高到１１８．７ ｍ ／ＭＰａ・ｄ，各井采用氢氟酸酸化解 堵前后视吸水指数对比见图６ｂ。采用氧化解堵体 系酸化解堵时，平均视吸水指数由５７．４ ｍ３／ＭＰａ・ｄ 提高到１１８．１ ｍ。／ＭＰａ・ｄ。采用盐酸体系酸化解堵 酸化解堵能有效的解除绥中３６—１油田注水井 的堵塞。２０１０年绥中３６．１油田注水井酸化解堵施 时，视吸水指数由４５＿３ ｍ ／ＭＰａ・ｄ提高到７０ ｍ。／ ＭＰａ・ｄ。 工５０井次，其中采用氟硼酸体系酸化解堵３０井 一 通过对比可以看出，在绥中３６—１油田注水井 ， 。■ 日 吕 一 ＼ 拳 三 耋《 ＜ 霉雹。。吕 墨 。口誊。∞。口言 函 口 图５氟硼酸酸化解堵前后视吸水指数对比 ＿解堵前视吸水指： 一 －解堵前视吸水指数 一 解堵后视吸水指 －解堵后视吸水指数 二９ 。’矗 山 ｎ 吕 一～ 一 ＼ ● 拳 Ｉ １ ＿ 露 Ｉ ● ， ｊ＿Ｊ． ＿＿Ｉ Ｊ ｌ ｌ ｌ ｌ Ｉ ■．Ｊ． 一一 毫萎 磊 萎 堇 善 基。 。 基 昌 吾 ５ 善 吝 吾 ６ａ、多氢酸酸化 ６ｂ、氢氟酸酸化 图６多氢酸和氢氟酸酸化解堵前后视吸水指数对比 第３２卷第２期 崔波，等．绥ｄ７３６—１油田注水井堵塞原因分析及对策 的酸化解堵应用中，氟硼酸体系和多氢酸体系的 酸化效果较好，其中氟硼酸体系的效果最好。氟 硼酸体系具有稳定黏土、深部酸化等特点，其酸 化解堵机理如下：氟硼酸通过在地层中水解生成 氢氟酸，能够溶解黏土矿物及颗粒。氟硼酸由于 第一级水解慢，故了酸液中ＨＦ的生成速度， 延长了反应时间，增加了氢氟酸的有效穿透距离， 从而达到了深部酸化和缓速酸化的目的。被溶蚀 英长石等矿物进行了反应，起到了沟通地层，增 强地层导流能力的作用。从施工曲线上看，氟硼 酸体系有效的解除该井的地层堵塞。 案例２：ＳＺ３６—１一Ｅ７井为Ｅ平台的一口注水井， 油层孔隙度为２５％～３５％，渗透率为１０×１０－３ １１ ５２４ Ｘ １０。ｔｘ１１１ 。＾ｌ＿０ Ｏ ０ ８ＯＯ一 一酸化前注入压力为１１．２ ＭＰａ，视 吸水指数为９３．７ １ＴＩ ／ＭＰａ・ｄ。酸化后注入压力下降 为５．８ ＭＰａ，初期压降达５．４ ＭＰａ，视吸水指数增 大为１３２．４ １ＴＩ。／ＭＰａ・ｄ，说明解堵效果比较明显。 的黏士会覆盖在其表面，封锁了黏土表面离子交 换点，降低黏土阳离子交换能力，使潜在的黏土 颗粒原地胶结，从而达到清除堵塞、固结黏土、 图８为绥中３６—１一Ｅ７井酸化作业施工曲线，从曲 线中可以看出，随着前置液进入地层，注入压力 由１３ ＭＰａ降为７ ＭＰａ，由此判断前置液初步解除 了地层的堵塞。随着主体液、后置液的相继注入， 防止微粒运移的目的ｌ１］。因而氟硼酸具有疏通孔 道和稳定黏土的作用，是适合进行砂岩油气层深 部酸化的一种酸液。 案例１：ＳＺ３６—１一Ｄ１７井是Ｄ平台的一口注水 压力持续降低，由７ ＭＰａ降为１ ＭＰａ，从施工曲 线上看，氟硼酸体系有效的解除该井的地层堵塞。 ４．３选择合适的注水工艺 井，油层孔隙度为２５％～３５％，渗透率为１７．７ Ｘ １０－３￣６ ０７９８×１０。ｔｘｍ。。目前注水层位Ｉ＋ＩＩ油组， ．通过储层的敏感性实验得出绥中３６．１油田 储层存在弱至中等偏强速敏，渗透率在２５０×１０。 １ＴＩ 以上的岩心，其临界流速为２．３ ｍ／ｄ，因此在 单井注入时要严格控制日注入量，避免注入水流 速过大，产生速敏。绥中３６—１油田储层属强水敏 为地面分注管柱，此次酸化油组为ＩＩ油组，酸化 前注入压力为１１．５ ＭＰａ，视吸水指数为２２．２ ｍ ／ ＭＰａ・ｄ。酸化后注入压力下降为３．１ ＭＰａ，初期压 降达８．４ ＭＰａ，视吸水指数增大为７５．２ １１１ ／ＭＰａ・ｄ， 说明解堵效果比较明显。图７为绥中３６．１一Ｄ１７井 酸化作业施工曲线，从曲线中可以看出，正挤前 置液时，注入压力由１３．２ ＭＰａ降到１１．３ ＭＰａ，说 明地层堵塞严重并且地层物性较好，前置液对地 层近井地带的无机垢堵塞物得到了较好的解除； 储层，不配伍液体注入储层后，会导致储层伤害 严重，在注水时，要充分考虑这个问题，控制注 入水的矿化度。在注入过程中，注水参数发生突 变会造成油层激动，使地层中泥质、粉细砂运移， 堵塞地层孔喉，因此，在改变注水参数时，尽量 平缓增减。 当处理液接触地层后，注入压力由１１．３ ＭＰａ降为 ９ ＭＰａ左右，说明处理液对地层中的黏土矿物及石 通水试压Ｉ Ｉ 前置液３０ ｍ Ｉ主体液２５ ｍ 工后置液１ ｍ 顶替液２ １．４０ 注２．１ １．２０ １．００ 自 Ｏ．８Ｏ ｎｇ ０．６０ ０．４０耀 ０．２Ｏ ０ ００ ＵＬ ｊ－－・＿－Ｈ－＿・＿＿＿‘ ＾ ＾ — ＾ ｕ— ＾Ｌ ｕ— ｕ ｕ ｕ ‘ｕ ｕ Ｌｕ ｕ ｕ －ｕ ＾ ＾～ ０．０Ｏ 、、 ， 荩 § §§ § ８ ・ 警・ 。 ・尊，享 譬・ ・ 时间（ｈｈ：ｍｍ） 图７绥中３６．１一Ｄ１７井酸化作业施工曲线 ・７０・ ２５００．０Ｏ 洛 占 ８．００ ２０１２年６月 试压 ｉ前置液３０ ｍ３ ２０００．０Ｏ 处理液２ｏ ｍ３ ｆ后置液２ｏ ｍ３领替液１０ ｍ ７．００ ６．００ 凸一 １５００．００ ５．００量 艘 Ｒ ４．０Ｏ ｖ Ｈ １０００．０Ｏ 耀 ３．００ ⅢＩ】 耀 ２．００ ５００．ＯＯ １．００ ｎｎ●‘ ．一 ■ Ｈ●■Ｈ ＾ ０ ＿ ＾ ＾ ＾ 上 上 ＾ ｕ＾ — ＾ 零豢 参拳 ｌ＝＝比盈琴拳参 参 疹 雾移爹爹黟参参移雾参 时间（ｈｈ：ｍｍ） ＝＝耻童 ｌ ０．００ 图８绥中３６—１一Ｅ７井酸化作业施工曲线 ５小结 绥中３６—１油田长期的注水作业导致地层受到 堵塞，注水井注入压力过高。导致地层堵塞的原 因包括注入水质造成的堵塞（粒径、固相含量、 含菌浓度、结垢、油污）、储层敏感性造成的堵塞 以及工艺措施造成的堵塞（注聚调剖、酸化）。针 对注水井的堵塞，需要严格控制注入水水质，在 参考文献： ［１］任晓宁，赵立强。刘平礼，等．渤海ＳＺ３６—１油田深部解堵技 术及应用［Ｊ］．海洋石油，２００６，２６（２）：２３ ２７． ［２】陈华兴，唐洪明，赵峰，等．绥中３６—１油田注入水悬浮物特 征及控制措施［Ｊ］．中国海上油气，２０１０，２２（３）：１７９—１８２． ［３］关德，杨寨，魏光华，等．ＳＺ３６—１油田注水系统结垢趋势预 测及防垢研究［Ｊ］．油田化学，２００１，１８（２）：１３６—１３８． ［４ 尹先清，伍家忠，王正良．油田注入水碳酸钙垢结垢机理分 ４］析与结垢预测［Ｊ］．石油勘探与开发，２００２，２９（３）：８５．８７． 注入水中加入缓蚀剂、杀菌剂、防垢剂等高效添 加剂，预防注水井的堵塞；并定期进行酸化解堵 或洗井作业，解堵注水井的堵塞。目前在绥中 ３６—１油田采用的氟硼酸酸液体系具有良好的适应 性，在配方上可以复配解聚剂、除垢防垢剂和深 部解堵药剂对地层结垢进行有效抑制和解除。另 【５】李洪建，陈一健，王淑娣，等．ＳＺ３６—１油田三种水源水混注 的实验研究 ．西南石油学院学报，２００２，２４（４）：３３—３５． ［６］６ 赵林，李支文，程艳，渤海ＳＺ３６—１油田清水污水混配产生沉 淀原因分析［Ｊ］．油田化学，２００５，２２（１）：５２—５４． ［７】李洪建，陈一健，钟双飞，等．ＳＺ３６—１油田水源水混注对储 层损害的实验研［Ｊ］．西南石油学院学报，２００２，２４（６）：２２—２４． ［８］韩德金，董平川，石娜．储层水敏实验及其形成机理研究［Ｊ］＿ 大庆石油地质与开发，２００８，２７（５）：１４一ｌ７． 外，要求采用合适的注水工艺，避免水敏和速敏 的产生及注水参数的突变。 ［９］石京平，宫文超，曹维政，等．储层岩石速敏伤害机理研究［Ｊ Ｊ ＿成都理工大学学报（自然科学版），２００３，３０（５）：５０１—５０４．
