[关键词]三元复合驱；结垢；离子浓度；垢质成分
中图分类号：TE358 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2019）01-0047-01
1 结垢原理
弱碱三元复合驱驱替过程中，碱性化学药剂注入地层后，形成一个新的、由三元驱替液—地层水—含溶解气原油—地层岩石组成的相互作用的复杂体系，打破了地层内原有的物理化学平衡状态，在特定温度下成垢离子浓度达到过饱和时，以沉淀的形式析出，进而成垢。油井结垢后，经常出现卡泵、杆断等现象，影响生产时率，检泵周期缩短，制约着三元复合驱高效开采。因此，分析三元复合驱油井结垢规律意义重大，可以为除、防垢措施的开展提供重要依据。
2 结垢规律分析
三元复合驱不同注采井距条件下，油井结垢速度及见垢时间等结垢规律不同，本文通过以下几方面的分析，总结了120 m井距下萨北油田二类油层三元复合驱油井结垢规律。
2.1 采出液离子浓度的变化
采出液中离子浓度的变化能直接反映该井的结垢状况及所处的结垢阶段，并根据离子浓度及时调整除、防垢配套措施。目前，试验区62口油井已全部进入结垢期，其中9口油井进入结垢初期，33口油井进入结垢中期，20口油井进入结垢后期。由62口结垢期油井采出液离子浓度变化曲线可知：①p H 值持续升高，升高速度不快，略有波动，目前值为 10.65，已进入结垢中后期；②Ca2+、Mg2+浓度和为先上升后下降，但由于防垢剂的加入而下降幅度不大，始终保持在 50 mg/L 以上，目前值为62 mg/L；③Si4+整体表现为上升趋势，进入结垢中后期波动幅度较大，目前值为 1 379 mg/L；④CO32-整体呈上升趋势，进入结垢中后期略有波动，目前值为2705 mg/L；⑤HCO3-整体呈下降趋势，目前值为1 352 mg/L。自 2018 年以来，通过对试验区油井离子浓度的跟踪分析，取得如下认识：
（1）采出液中pH值持续升高，主要原因为注入的三元液中含弱碱Na2CO3，因此随三元液的连续注入，p H值持续升高。
（2）采出液中 Ca2+、Mg2+浓度先上升后下降，主要原因为Na2CO3 与岩石矿物反应，导Ca2+、Mg2+浓度升高；生成的 Ca2+、Mg2+与CO32-存在动态溶解沉淀平衡：Ca2++ CO32-= CaCO3，Mg2++CO32-=MgCO3，随碱液注入，CO32-浓度持续升高，使动态溶解沉淀平衡向右移动，因此导致 Ca2+、Mg2+浓度下降。加药防垢后，防垢剂与 Ca2+、Mg2+发生络合反应，使得 Ca2+、Mg2+含量保持相对稳定，下降速度缓慢。
（3）采出液中 Si4+浓度持续升高，主要原因为Na2CO3与岩石矿物反应，生成硅酸盐，而硅酸盐在碱性介质中的溶解度随p H值的升高而增大。
（4）采出液中 HCO3-浓度先上升后下降，CO32-浓度先下降后上升。HCO3-浓度变化的原因为随碱液的注入，OH-与油层中 CO2气体存在化学反应：OH-+ CO2? HCO3-； OH-+HCO3-? CO32-+ H2O。 因此，HCO3-浓度先上升后下降；CO32-浓度变化的原因是CO32-与Ca2+、Mg2+反应产生沉淀，导致CO32-降低，但随着碱液注入，CO32-生成的量大于沉淀的量，曲线上升。
2.2 垢质外观及成分的变化
（1） 结垢时期对垢质成分的影响。结垢初期以碳酸盐垢为主 （碳酸盐垢含量在70%左右，硅酸盐垢含量在 10%左右）；结垢中期以混合垢为主 （碳酸盐垢含量在 40%左右，硅酸盐垢含量在 50%左右）；结垢后期以硅酸盐垢为主 （碳酸盐垢含量在10%左右，硅酸盐垢含量在70%左右）。
（2） 垢质外观差异对垢质的影响。碳酸盐垢多呈蜂窝状、较疏松；硅酸盐垢表面光滑、较致密。筛管、尾管处垢质颜色较深，以棕黄色为主；油管、抽油杆处垢质颜色较浅，为白色。主要由于筛管、尾管在井内液体中长期处于静止状态，原油附着量较多，颜色较深；井内液体在油管内一直保持运动状态，因此抽油杆及油管内壁垢质成分中原油附着量较少，颜色较浅。
（3） 结垢部位对垢质成分的影响。通过作业现场跟踪发现，主要结垢部位为下部 40 根抽油杆、油管、筛管、泵筒及尾管，且结垢油井套管及炮眼亦存在结垢严重情况。越靠油井近下部，碳酸盐垢含量越高，这是因为下部垢形成期较早，结垢速度较快。
（4） 结垢方式对垢质成分的影响。经扫描电镜分析，摩擦区垢没有树枝状或柱状结晶，结构致密、平滑且分层；而非摩擦区部位的垢呈树枝状或柱状结晶，同时伴有孔洞。
2.3 结垢阶段判断标准的制定
结合采出液离子浓度监测和垢质变化规律，制定结垢判断标准，用于分析单井及区块的结垢规律。结垢前期：Ca2+、Mg2+浓度之和在上升阶段大于 50 mg/L。结垢初期：8.7
10.8，HCO3-全部转化为CO32-，以硅垢为主。经作业现场跟踪表明，结垢判断标准符合率达到95.9%。按照上述标准，分析全区单井离子浓度变化情况，判断9口油井进入结垢初期，33口油井进入结垢中期。
2.4 平面上结垢井位的变化
一是中心井与边角井在见垢时间、结垢速度方面无固定规律。试验区第一口见垢井为边角井，于2013年8月12日首次检泵见垢。二是中心井结垢比例大。目前作业现场跟踪确认结垢油井有 25 口井，其中中心井井数为 16 口，占中心井比例的 57.1%；边角井井数为 9 口，占边角井比例的26.5%。从结垢油井分布上来看，中心井比例远远大于边角井。
2.5 油井压裂后离子浓度变化速度加快
试验区出现第1口见垢井至目前，三元驱油井共压裂22井次，压裂后离子浓度变化情况数据可知，7 口油井压裂后离子浓度变化较大，p H 值升高速度加快，Ca2+、Mg2+浓度和降低，占统计井数的 31.8%。其中 6 口井压裂后由结垢前期立即进入结垢初期，1口井压裂后由结垢中期立即进入结垢后期。
通过以上几方面分析，总结出萨北油田二类油层三元复合驱油井的结垢规律，为除防垢时机的确定、药剂配方优选、浓度调节提供了依据，可以及时有效地开展除防垢工作，减缓了结垢对机采井的影响，延长了检泵周期。
3 结语
（1）在120m井距条件下二类油层三元复合驱油井结垢严重。结垢部位主要集中在生产管柱下部40根杆、管、泵、筛管、套管、炮眼及近井地带。
（2）三元复合驱油井采出液离子浓度变化具有一定规律性。
（3）目前制定的结垢判断标准对喇嘛甸油田二类油层三元复合驱油井适应性较强，符合率达到95.9%。
（4）垢质外状态及颜色存在差异，碳酸盐垢呈蜂窝状、较疏松，硅酸盐垢表面光滑、较致密。
（5）平面上结垢井分布具有规律性，中心井比例大于边角井。
（6）油井压裂后离子浓度变化速度加快，结垢速度加快。