文南油田防盐工艺研究与应用
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作者: 张广胜 付合适
摘 要： 文南油田属于高温高压高盐油藏，产出液矿化度高（29-36×104mg/l），本文通过对油井结盐机理及影响结盐因素的分析，以文123块为例，介绍了复合防盐技术的原理、施工步骤及应用效果，并总结了高盐油藏的管理办法。
关键词： 油井； 结盐机理； 防盐； 应用效果
中图分类号： TE933文献标识码： A 文章编号： 1009-8631（2011）07-0031-02
1盐间油藏的特点及开发难度
油田开发过程中，受注采系统不完善的影响，地层能量不断下降，导致了地层流体在流休在流动过程中的渗流速度减缓及温度的变化，原油中的各组分性质也发生相应变化，如盐的溶解度变小，部份盐在流动过程中析出，在油井不同部位沉积，如炮眼、泵、油管壁等。
文南油田文123块S3中2属于盐间油藏，油井产出液矿化度高，结盐比较严重，是我厂日常管理的重点和难点。通过该油藏投产以来的不断摸索，我厂已建立了一套有效地防盐化盐管理措施，即复合化盐解堵技术（地层防盐）、采用掺水化盐管柱（井筒防盐）、推广应用连续掺水化盐技术（地面配套），三位一体进行防盐化盐。
2结盐机理研究及应用技术介绍
2.1地层水结盐的机理
在部分油井中，地层水的矿化度超过30104mg/l，其中主要成份是氯化钠。在油层被打开的过程中，地层中原有的平衡被破坏，在原始条件下的饱和地层水溶液变为过饱和水溶液，就可能在地层中、近井地带及井筒内结盐，而井筒及地面管线的压力、温度变化较大，所以在井筒、地面管线内盐垢极易产生。另外，井筒、地面管线内生成的无机盐垢，容易成为盐析出的晶核，加速盐的析出，并使盐的晶体颗粒变大、强度增高。
2.2地层产出水结盐的特性
文南油田地层产出水析出盐样组分进行分析后发现：氯化钠占到盐样总质量的95%以上。因此，研究氯化钠在水中的溶解、析出特点，就可以找出地层产出水结盐的特性。为此，我们对氯化钠溶液的特性进行了研究，氯化钠溶液存在着稳定区、亚稳定区和不定稳区等三个溶解区间（见图1）。此外，氯化钠在水中的溶解度也受到其它无机盐离子的影响，由于“离子效应”的作用，氯化钠在卤水中的溶解度为比纯水中的低。
氯化钠的特性可以归纳为三点。第一点，外界条件的变化可以使不饱和溶液变为饱和溶液或过饱和溶液。第二点，饱和盐溶液中晶核的存在，可以使饱和盐溶液产生结晶。第三点，溶液中其它无机盐离子的存在，可以降低氯化钠的溶解度。因此，我们把克服晶核作用、“离子效应”的影响，提高氯化钠在地层水中的溶解度作为解决地层防盐的主要技术思路。
2.3影响油井结盐的主要因素
一般来说，原油中含盐量越高，油井结盐越严重，地层水矿化度越高。进入井筒的盐晶微粒随油气流动而不断长大，并存在沉积和被继续携带两种趋势，液流速度越大，则携带作用越强，沉积作用减弱而不易结盐。在牛顿流体条件下，当流体速度大于沉降速度的1.7倍时，盐晶微粒被油流携带着，不易结盐。
室内模拟地层水所做的流速试验结果是：当流速逐渐增大时，结盐量增加，当达到絮状流态时，结盐量随流速增大而减少。这是由于单位时间内油流带来的盐量增多，结盐量增加，而流速增加到一定程度后，油流所带的盐量增多，但带走的也增多，而且液流对管壁冲刷作用增强，不易沉积，故结盐量减少。
2.4复合防盐解堵体系防盐机理
投加抑盐剂可以在一定程度解决油气井盐卡的问题，但目前使用的常规抑盐剂主要是改变无机盐的结晶形状，但盐的析出量并未大幅度减少（盐溶解增加率仅≥4%），从而制约了防盐效果。在通过对盐结晶条件研究的基础上，结合文123块沙三中实际情况，我们通过大量室内实验，对几种常用的抑盐剂与文123块地层水配伍性、化盐效果进行评价，（两种防盐技术指标对比见表1）最后优选了复合防盐技术进行推广应用，室内实验该体系可将盐样的溶解度提高20％以上的产品。
新型复合防盐解堵体系（由高分子聚合物复配添加剂组成）进入地层后，吸附在岩石表面上，逐渐释放出含高分子物质的组分，进入到产出液中，分散盐晶体、阻碍其结晶生长，从而达到抑盐的目的。
复合防盐解堵体系还改变了无机盐的结晶形状，而且使盐在水中溶解度大大增加(盐溶解增加率≥20%)，从而减少了盐的析出，有效地提高了抑盐防卡的效果。
3个案分析
W269-35井位于文269南块，区域构造位置处于东濮凹陷中央隆起文留构造文269断块区的南部。2009年7月9日完钻，完钻井深4120m。最大井斜48.8垂深：3828m水平位移：805m。
2009年7月新投，2009年8月补孔压裂后自喷生产，油压2MPa，套压26MPa，产量：32*3.2*90%，矿化度32万。2009年9月3日上修转抽过程中发现管柱卡，上提60吨无法活动管柱。9月8日上大修，油管内下切割仪器在1290米遇阻，倒扣捞出油管发现第135根油管有一条长30cm的裂缝，向内翻卷，第143-147油管被盐堵。后来起出的管柱证实底部的油管全部被盐堵死，当时的情况是浸泡、大修都无法处理，联系井下大修队需200万元才能恢复生产。经过认真分析与论证，技术人员认为该井作业前还有压力，证明油管还没有完全被堵死，可以用清水打入地层，化盐的同时可以保证油管畅通，打到一定的压力后关井化盐，再开井让饱和盐水排出井筒，反复这样施工可以逐渐将堵在油管内的盐溶解掉，通道打开后就可以将防盐药剂挤入井内解卡，采油区按放压、反挤清水、关井化盐、放压的方式实施，2009年11月13日至2010年3月27日连续实施16次，每次先循环15方，套管有液体返出；再从油管正挤清水30方进地层，最高压力40MPa，关井24-48小时后从套管放压。在挤清水时反映油压上升，套压同时上升。关井后油套最高压力在16MPa。经过与相关单位配合，实施了一系列化盐解卡措施，3月28日将原井射孔管柱顺利起出。
4社会经济效益分析
4.1投入计算
复合防盐解堵措施费用10万元/次
特车按二台计算 2台/次
罐车按二台计算 2台/次
施工时间按12小时计算 12小时/次
特车费用按厂规定额计算 312元/小时 180元/小时
注：防盐解堵措施结合检泵实施，不列入作业占产。
投入=措施费用+特车费用=10×3+2×12×（0.0312+0.018）×3=33.5万元
4.2产出计算
防盐措施有效期按半年计算180天
检泵作业按三天计算3天
检泵周期按30天计算30天
单井日产油按区块平均计算10吨/天
原油按市场价计算2000元/吨
检泵作业费用 2万元/次
产出=作业占产油量+节约作业费用=（180/30×3×10×0.2）×3+（180/30×2）×3=108万元+36万元=144万元
4.3阶段经济效益=产出-投入=144-33.5=110.5万元
4.4投入产出比=33.5∶144=1∶4.2
4.5社会效益
通过对文123块沙三中近年的防盐治理，取得了良好的经济效益，保证了各井的正常生产，同时丰富了对盐间油藏的开采手段，使文南油田防盐工艺上了一个新台阶。
5结论与认识
5.1首先与地质部门紧密联系，对整个区块的地质构造有清醒的认识，即目的层的含油面积、倾向、走向、油水边界等，在这个基础上再对每口井的产出液做出准确的评价，如含水、比重、矿化度等。
5.2结盐油井管理重点在于：在发现油井见水后，立即按照预案采取防盐措施。其次是完善防盐工艺配套，对于结盐井全部配套掺水化盐管柱，应用小直径尾管，可以增强油流对盐颗粒的冲刷能力，将盐晶体全部排出井筒，避免尾管以下形成盐桥，还有就是结合检泵下入固体抑盐器。再次是结盐井的后期采油管理，定期向井筒内掺水，增加盐的溶解度，与采油区紧密结合，对每口井实行动态管理，根据矿化度不同，摸索出合适的掺水量、掺水周期及套控，加密录取电流、套压等资料。保证油井正常生产，延长检泵周期，从而发挥每口井的最大潜力。
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