摘要：在油藏开发过程中，往往伴随着井筒结垢的存在，成垢类型也多样化。通过对油井垢样进行化验分析，井筒垢主要 是难溶性盐类的结晶物。其成分主要包括：CaCO3、CaSO4、BaSO4、SrSO4、MgCO3、FeCO3、FeS、Fe(OH)3、Fe2O3、Mg (OH)2、 SiO2、NaCl 等。油田垢很少会见到单一类型的结垢物，往往以混合垢的形式存在，并以某种难溶盐垢为主。文章通过开 展垢样化验分析、归纳成垢离子类型、分析主要结垢原因、明确结垢机理等一系列的思路主导，确定现阶段 G83 油藏采 油井结垢主要以碳酸盐垢为主，同时含有少量的硫酸盐垢 (主要存在形式是硫酸钡、硫酸锶)且主要分布在射孔段附近 及尾管附近，为 G83 油藏井筒清防垢工作下步将如何实施提供了有效的指导意见和思路。

　　关键词：结垢原因；防垢；清垢

　　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。

　　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。

　　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。

　　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) 。

　　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。

　　参考文献：

　　[1]  刘永杰，杨频，张大强. 浅析油井结垢机理及  清防垢技术[J] .  中国石油和化工标准与质量，2022， 42(10)：166-168.

　　[2]   卜宪标，郭志鹏，王令宝. 地热流体在井筒中  的流动及碳酸钙结垢过程模拟[J] . 新能源进展，2021， 9(5)：434-442.

　　[3] 寇伟龙，常涛涛，陈丽辉. 浅析**** 区结垢机理 及防治技术[J] . 化工管理，2018 (21)：158.

　　[4] 冀光，贾爱林，孟德伟，等. 大型致密砂岩气田有 效开发与提高采收率技术对策 — 以鄂尔多斯盆地苏里 格气田为例[J] 石油勘探与开发，2019，46(3)：602-612.

　　[5] 叶小闯，张鹏，魏美吉，等. 长庆气井除垢方法研究及现场试验效果分析[J] . 石油化工应用，2019，38(6)： 66-71.

　　[6] 贵健平，张娟. 陆上油田注水井结垢分析及防治 措施[J] . 化工设计通讯，2018，44(1)：45.