松遼盆地某高溫特低滲油田注水系統(tǒng)防垢方法*

徐加放，史 睿，李 影，鄭麗華，叢 林

（1.中國(guó)石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東青島 266580；2.大慶榆樹林油田開發(fā)有限責(zé)任公司，黑龍江大慶 163000）

松遼盆地位于中國(guó)東北部，是當(dāng)今世界上最大的典型陸相沉積盆地之一［1］，其中某油田的兩開采區(qū)塊（G、H 區(qū)塊）平均孔隙度12.4%，平均滲透率0.078×10-3μm2，地層溫度95 ℃，屬于高溫特低滲儲(chǔ)層［2］，該油田開發(fā)到中后期采用注水開發(fā)。但長(zhǎng)期注水，因溫壓變化和注入水熱力學(xué)、動(dòng)力學(xué)因素影響導(dǎo)致注水系統(tǒng)結(jié)垢，進(jìn)而注入壓力升高、注入困難，注水井套損嚴(yán)重，影響正常生產(chǎn)作業(yè)。其中，G區(qū)塊36口注水井10年內(nèi)因結(jié)垢問題影響生產(chǎn)56井次，年均阻垢比為16%。目前，國(guó)內(nèi)外應(yīng)對(duì)油田注入水結(jié)垢問題，通常是利用超聲波、電磁場(chǎng)或脈沖射電等物理法，或者直接向注入水中投放阻垢劑的常規(guī)化學(xué)法來防治油田結(jié)垢［3-4］。然而，注入水中富含鈣、鎂、碳酸根和碳酸氫根離子，在進(jìn)入高溫油氣儲(chǔ)層后，極易生成碳酸鹽垢，加之目標(biāo)區(qū)塊為特低滲儲(chǔ)層，因此，即使在化學(xué)阻垢劑的作用下，注入水依然會(huì)存有小顆粒垢晶，進(jìn)而堵塞流動(dòng)孔隙，最終防垢效果不明顯，結(jié)垢問題依然嚴(yán)重存在，對(duì)油氣儲(chǔ)層造成嚴(yán)重?fù)p害。為徹底解決該問題，本文首先對(duì)注入水質(zhì)組分以及儲(chǔ)層物性進(jìn)行分析，明確結(jié)垢原因，在垢晶成長(zhǎng)規(guī)律以及儲(chǔ)層孔隙分析的基礎(chǔ)上優(yōu)選濾膜材料；在不同的軟化劑以及阻垢劑中確定最佳藥劑及加量；并借助巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)?zāi)M處理后注入水于儲(chǔ)層中流動(dòng)的實(shí)際情況，從而評(píng)價(jià)結(jié)垢防治效果。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 材料與儀器

二水氯化鋇（BaCl2·H2O），分析純，上海阿拉丁生化科技股份有限公司；鹽酸標(biāo)準(zhǔn)溶液（0.0250 mol/L）、甲基橙指示劑水溶液（0.04%）、酚酞（98%）、無水碳酸鈉（Na2CO3）、燒堿（NaOH）、硫酸（H2SO4）、碳酸氫鈉（NaHCO3）、亞硝酸鈉（NaNO2）、氟化鈉（NaF）、硝酸鈉（NaNO3）、無水磷酸氫二鈉（Na2HPO4）、硫酸鉀（K2SO4），分析純，國(guó)藥集團(tuán)化學(xué)試劑有限公司；陽(yáng)離子聚丙烯酰胺（CPAM），工業(yè)級(jí)，諾爾生物科技有限公司；阻垢劑1#（主要成分聚丙烯酸），阻垢劑3#（主要成分氨基三甲叉磷酸），阻垢劑4#（主要成分水解聚馬來酸酐），阻垢劑6#（主要成分聚環(huán)氧琥珀酸），工業(yè)品，湖北巨勝有限公司；阻垢劑2#（主要成分2-膦酸基丁烷-1，2，4-三羧酸），工業(yè)品，山東艾克水處理有限公司；阻垢劑5#（主要成分磷基馬來酸共聚物），工業(yè)品，大慶油田開普化工有限公司；油田G、H區(qū)塊水樣的礦化度和離子組成見表1；油田注水區(qū)塊儲(chǔ)層巖心，尺寸φ2.5 cm×5 cm，滲透率為0.05×10-3～0.1×10-3μm2。

AA-6300 型原子吸收分光光度計(jì)，日本島津公司；CIC-D160 型離子色譜儀，青島盛瀚色譜技術(shù)有限公司；D8 Advance 型粉末X-射線衍射儀（銅靶光源），德國(guó)Bruker 公司；S-4800 型掃描電子顯微鏡，日本Hitachi公司；Mastersizer 3000型超高速智能粒度分析儀，英國(guó)馬爾文公司；LDY50-180A型巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)儀，江蘇宏博公司。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

（1）油田水質(zhì)離子測(cè)定

實(shí)驗(yàn)水質(zhì)樣品分別取自兩區(qū)塊的水源井口、G區(qū)塊一次處理后水質(zhì)站口、注水井入口及采油井口，依據(jù)石油與天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5982—1994《原子吸收光譜法測(cè)定油氣田水中金屬元素》對(duì)水樣進(jìn)行原子吸收法測(cè)定，測(cè)定水樣中陽(yáng)離子濃度；參考石油與天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5523—2000《油氣田水分析方法》，采用指示劑滴定法、重量法和離子色譜法對(duì)水樣進(jìn)行試驗(yàn)，測(cè)定水樣中陰離子濃度。

（2）儲(chǔ)層物性實(shí)驗(yàn)

將注水區(qū)塊儲(chǔ)層巖心破碎，選擇4 組直徑小于10 mm、相對(duì)平整且具有明顯代表性的巖塊樣品，將待觀測(cè)面（新斷開的面）向上黏在樣品臺(tái)上，為增加導(dǎo)電性，對(duì)樣品進(jìn)行噴金處理，然后采用掃描電子顯微鏡觀察儲(chǔ)層巖石的孔隙結(jié)構(gòu)。

參照石油與天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5163—1995《沉積巖黏土礦物相對(duì)含量X射線衍射分析方法》，將兩注水區(qū)塊的巖心樣品進(jìn)行黏土分離并制備定向片，然后采用X-射線衍射儀中分析儲(chǔ)層巖石礦物特征。

（3）軟化劑篩選實(shí)驗(yàn)

參考石油與天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5673—1993《油田用軟化劑性能評(píng)定方法》測(cè)試軟化劑（Na2CO3、NaOH 和NaOH-Na2CO3）的軟化效率。取3組（500 mL）G水質(zhì)站處的原水，將一定量的燒堿、碳酸鈉和碳酸鈉-燒堿依次加入3組水樣中，先快速攪拌（300 r/min）1 min，再慢速攪拌（70 r/min）5 min，靜置10 min 后取上層清液測(cè)定3 組水樣指標(biāo)，并計(jì)算軟化劑對(duì)水樣的軟化效率。采用相同方法對(duì)其它4個(gè)水樣井原水進(jìn)行實(shí)驗(yàn)操作。

（4）垢晶成長(zhǎng)規(guī)律測(cè)定

分別取200 mL的5口水樣井原水，依次加入設(shè)定濃度的NaOH溶液，調(diào)pH值至11.3，在加入NaOH溶液后的1、2、5、12、24 和48 h 后，利用超高速智能粒度分析儀檢測(cè)垢晶的粒徑。

（5）過濾膜篩選實(shí)驗(yàn)

取兩組200 mL 的G-37 注水間原水于燒杯中，均加入一定量的燒堿，攪拌后靜置，再分別經(jīng)用0.45、2 μm孔徑的濾膜過濾處理；向過濾后水樣中加入一定量的絮凝劑CPAM，攪拌后靜置1 h，采用粒度分析儀測(cè)試垢晶的粒徑。

（6）阻垢性能評(píng)價(jià)

參考石油與天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5673—93《油田用防垢劑性能評(píng)定方法》進(jìn)行阻垢劑篩選實(shí)驗(yàn)。具體地，將G-37 注水間原水樣裝入藍(lán)口瓶中，分別投加一定濃度的防垢劑，密封后置于95 ℃烘箱中24 h，取出冷卻至室溫，取上層清液，用原子吸收分光光度計(jì)測(cè)定溶液中鈣離子濃度，按式（1）計(jì)算阻垢劑的阻垢率rscal：

式中，rscal—阻垢率，%；c—原水中鈣離子含量，mg/L；c0—加阻垢劑前鈣離子含量，mg/L；ci—加阻垢劑后鈣離子含量，mg/L。

向G-37 注水間原水中分別投加0、10、20、40、50 mg/L 的阻垢劑ZGJ4，再按照阻垢劑篩選的實(shí)驗(yàn)流程進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，計(jì)算不同加量下阻垢劑ZGJ4 的阻垢率并確定最優(yōu)投加量。

（7）巖心滲透率測(cè)定

參考石油與天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5336—2006《巖心分析方法》對(duì)儲(chǔ)層巖心進(jìn)行了驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。具體地，取兩組注水區(qū)塊具有代表性的巖心，經(jīng)洗油、烘干和飽和水（儲(chǔ)層水）后放入溫度設(shè)為95 ℃的巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)儀中，首先用去離子水進(jìn)行驅(qū)替，然后分別用現(xiàn)場(chǎng)注入水和經(jīng)處理后的注入水對(duì)兩塊巖心進(jìn)行定壓驅(qū)替，測(cè)定巖心滲透率。

2 結(jié)果與討論

2.1 水樣分析

兩區(qū)塊水源井口、G區(qū)塊一次處理后水質(zhì)站口、注水井入口及采油井口取得的實(shí)驗(yàn)用水的水質(zhì)分析結(jié)果見表1。兩區(qū)塊注入水水質(zhì)成分檢測(cè)結(jié)果相差不大，為重碳酸鈉型，pH值在8左右，易結(jié)垢離子含量高。結(jié)合前人研究［5-7］，該油田注水系統(tǒng)所結(jié)垢主要為CaCO3、MgCO3的混合垢，并以CaCO3垢為主，故鈣、鎂離子為主要清除對(duì)象［8］。采出液的礦化度雖較高，但Ca2+、Mg2+含量很低，無沉淀物，說明易結(jié)垢離子已成垢，并滯留在井筒或地層中。

表1 G、H區(qū)塊水質(zhì)分析

2.2 注入水結(jié)垢趨勢(shì)預(yù)測(cè)

根據(jù)水質(zhì)檢測(cè)結(jié)果，注入水水質(zhì)成分接近，以G-37 注水間水樣作為理論預(yù)測(cè)對(duì)象。參照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 0600—2009《油田水結(jié)垢趨勢(shì)預(yù)測(cè)》，對(duì)注入水在溫度和pH影響因素下分別按飽和指數(shù)（SI）法和穩(wěn)定指數(shù)（SAI）法進(jìn)行結(jié)垢預(yù)測(cè)：

（1）飽和指數(shù)（SI）法［9］：

式中，IS—飽和指數(shù)；pH—水樣pH值；pHs—水樣在CaCO3飽和時(shí)的pH 值；K—常數(shù)，由水樣在不同溫度時(shí)離子強(qiáng)度μ與修正系數(shù)K關(guān)系圖查得；pK2—HCO3-電離值的負(fù)對(duì)數(shù)；pKsp—CaCO3溶度積值的負(fù)對(duì)數(shù)；pCa為Ca2+離子濃度值的負(fù)對(duì)數(shù)，mol/L；pAlk為總堿度值的負(fù)對(duì)數(shù)，mol/L。

（2）穩(wěn)定指數(shù)（SAI）法［9］：

G-37注水間水樣在pH值為8、不同溫度下及在溫度80 ℃、不同pH 值（大于7）下的結(jié)垢趨勢(shì)理論預(yù)測(cè)結(jié)果見圖1。在弱堿（pH=8，即注入水pH值）條件下，當(dāng)溫度超過30 ℃時(shí)，穩(wěn)定指數(shù)均小于6，飽和指數(shù)均大于1，因此注入水具有結(jié)垢趨勢(shì)且溫度越高結(jié)垢趨勢(shì)越強(qiáng)，注入水在儲(chǔ)層中（95 ℃）有嚴(yán)重的結(jié)垢趨勢(shì)。在溫度80 ℃、不同pH值（大于7）下，飽和指數(shù)均大于0，且穩(wěn)定指數(shù)均小于5，因此在堿性環(huán)境中注入水有嚴(yán)重的結(jié)垢趨勢(shì)，且結(jié)垢趨勢(shì)隨pH值上升而逐漸加強(qiáng)。

圖1 G-37水樣在不同溫度（pH=8）（a）、pH值（T=80 ℃）（b）下的結(jié)垢趨勢(shì)理論預(yù)測(cè)結(jié)果曲線

2.3 儲(chǔ)層物性分析

2.3.1 儲(chǔ)層巖石學(xué)特征

巖心分析可以預(yù)測(cè)儲(chǔ)層的潛在敏感因素和敏感程度，分析注入水及注入水結(jié)垢對(duì)儲(chǔ)層的危害。兩注水區(qū)塊巖心礦物分析結(jié)果如表2 所示。從表2可以看出，4 組巖樣的巖石礦物以石英和鈉長(zhǎng)石為主，巖樣中石英和鈉長(zhǎng)石的平均相對(duì)體積分?jǐn)?shù)分別約為48.86%和34.40%；儲(chǔ)層黏土礦物含量較低，其中黏土礦物以白云母和斜綠泥石為主，巖樣中白云母和斜綠泥石的平均相對(duì)體積分?jǐn)?shù)約為18.02%和3%。該油田的開發(fā)油層為三角洲沉積及河流相沉積，且儲(chǔ)層大面積分布河道砂體，其構(gòu)造部位離物源較遠(yuǎn)，故石英含量較高［10-11］。結(jié)合以往敏感性測(cè)試結(jié)果、注水經(jīng)驗(yàn)和礦物檢測(cè)結(jié)果，該儲(chǔ)層不易水化、膨脹而造成顆粒運(yùn)移，總體上產(chǎn)生水敏和堿敏的可能性較小，但由于致密儲(chǔ)層孔喉較小，存在顆粒堵塞風(fēng)險(xiǎn)［12-13］。

表2 兩注水區(qū)塊儲(chǔ)層礦物含量分析

2.3.2 儲(chǔ)層物性分析

通過對(duì)儲(chǔ)層四組巖心樣品的分析，儲(chǔ)層孔隙度為6.7%～17%，平均為10.68%；滲透率為0.52×10-3～0.717×10-3μm2，屬于致密低滲透儲(chǔ)層［14］。4組巖樣的掃描電鏡照片見圖2。由圖2可知，巖心表面呈現(xiàn)片狀碎屑，深層平整，裂隙較少；孔隙以管狀喉道為主，孔喉半徑普遍較小，在0.5～2.5 μm范圍內(nèi)，平均為1.1 μm。由此可見，該儲(chǔ)層為低孔低滲儲(chǔ)層，一旦發(fā)生結(jié)垢，極易造成地層堵塞、注水困難。

圖2 兩注水區(qū)塊儲(chǔ)層礦物微觀孔隙結(jié)構(gòu)的SEM圖

2.4 除垢防垢效果

針對(duì)該地層溫度高（95 ℃），阻垢劑防垢效果差，注入水在井筒和地層仍然存在結(jié)垢，甚至造成地層堵塞的問題，提出了“軟化-過濾-阻垢”的組合工藝，首先在地面加入軟化劑井上除去注入水中Ca2+、Mg2+易結(jié)垢離子，并過濾除去已結(jié)垢，然后在注入前加入高溫阻垢劑進(jìn)一步防止結(jié)垢。

2.4.1 軟化處理

目前，工業(yè)水軟化主要有4 種方法，藥劑軟化、離子交換、電滲析和反滲透［15］。其中，用藥劑軟化來降低注入水硬度的成本較低，且操作簡(jiǎn)易，尤其是對(duì)于只用去除Ca2+、Mg2+時(shí)有突出優(yōu)勢(shì)。結(jié)垢的本質(zhì)是成垢陰、陽(yáng)離子相互轉(zhuǎn)換、相互作用，因此通過對(duì)加堿工藝的調(diào)整實(shí)現(xiàn)對(duì)成垢離子的調(diào)控，將鈣、鎂離子含量降低，從而達(dá)到防垢的目的。

分別向注入水中加入159 mg/L Na2CO3、65.8 mg/L NaOH+159 mg/L Na2CO3和過量（360 mg/L）NaOH，3種軟化處理工藝的藥劑投加量均為理論最優(yōu)投加量，軟化處理試驗(yàn)結(jié)果見表3。3種軟化處理方式對(duì)Ca2+的去除效果相差不大，去除率為95%左右；從對(duì)Mg2+的處理結(jié)果上看，采用Na2CO3軟化處理工藝的處理效果明顯不如其它兩種處理工藝，其他兩種處理工藝對(duì)Mg2+的去除率均在84%左右；其中利用過量的NaOH 對(duì)注入水軟化效果最優(yōu)。NaOH既能除去注入水中的Ca2+，也能除去Mg2+，而且現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際操作簡(jiǎn)易。從軟化效果和現(xiàn)場(chǎng)施工運(yùn)行等角度綜合考慮，采用NaOH 作為軟化劑處理注入水更有優(yōu)勢(shì)。

表3 注入水軟化試驗(yàn)結(jié)果

水溶液在不同pH 值下H2CO3的分布如圖3 所示。由圖3可知，HCO3-和CO32-對(duì)pH值的變化較為敏感，在pH 值＞8 時(shí)，溶液中HCO3-開始轉(zhuǎn)換變?yōu)镃O32-；在pH值＞9.5時(shí)，溶液中以CO32-為主，且隨著pH 值的升高CO32-濃度增加。因此，通過調(diào)節(jié)注入水pH 值可使碳酸氫根離子轉(zhuǎn)化為碳酸根離子，進(jìn)而減低鈣離子濃度，當(dāng)鈣離子被基本清除后，過剩的OH-即可以形成Mg（OH）2沉淀，特別是碳酸氫根過量時(shí)，該方法可簡(jiǎn)化作業(yè)程序。其原理如下：

圖3 水溶液在不同pH值下H2CO3的分布

該油田注入水中碳酸氫根離子過量，將注入水pH值調(diào)為11時(shí)，不但能將注入水中的HCO3-完全轉(zhuǎn)化為CO32-，從而與Ca2+反應(yīng)生成CaCO3沉淀，而且Mg2+與OH-反應(yīng)生成Mg（OH）2沉淀，實(shí)現(xiàn)了注入水的軟化。

2.4.2 過濾

（1）垢晶成長(zhǎng)規(guī)律

選擇軟化效果的軟化劑NaOH，考察NaOH 軟化注入水時(shí)所結(jié)垢晶隨時(shí)間的成長(zhǎng)規(guī)律，結(jié)果見圖4。研究表明，5 組水樣垢晶粒徑成長(zhǎng)趨勢(shì)大體相同：在0～5 h內(nèi)粒徑增長(zhǎng)迅速，之后粒徑增長(zhǎng)減緩；垢晶從小到大累積分?jǐn)?shù)達(dá)10%（D10）時(shí)約在8～14 μm 范圍內(nèi)，中值粒徑（D50）在20～28 μm 范圍內(nèi)；其中最大粒徑D90差別較大。在48 h 時(shí)，最大粒徑（D90）可增至1.3～2.0 mm，表明垢晶一旦形成，生長(zhǎng)十分迅速，很快便會(huì)發(fā)生沉積或堵塞。

圖4 注入水垢晶粒徑D10（a）及D50（b）隨時(shí)間增長(zhǎng)變化曲線

（2）過濾膜優(yōu)選

通過對(duì)微孔濾膜類型的調(diào)研，結(jié)合地層孔隙結(jié)構(gòu)特征及軟化時(shí)垢晶的成長(zhǎng)規(guī)律，選出孔徑為2 μm和0.45 μm兩種微孔濾膜。借助粒度分析儀考察了兩種微孔濾膜的處理效果，結(jié)果顯示：經(jīng)0.45 μm孔徑濾膜過濾后未檢測(cè)到垢物顆粒，表明垢晶的粒徑≤1 μm；經(jīng)2 μm 孔徑濾膜過濾后，依舊有粒徑約267 μm左右的大垢物顆粒。表明選用0.45 μm孔徑的濾膜能濾除絕大部分的垢樣。

2.4.3 阻垢性能

表3 中濾液離子含量的測(cè)定結(jié)果表明，注入水經(jīng)軟化過濾后，鈣、鎂易結(jié)垢離子仍有少量剩余，為防止注入水經(jīng)高溫或時(shí)間延長(zhǎng)造成結(jié)垢和地層堵塞的現(xiàn)象，進(jìn)一步實(shí)驗(yàn)優(yōu)選了高溫阻垢劑。

通過調(diào)研國(guó)內(nèi)外主要油田常用的阻垢劑，篩選出阻垢劑1#、阻垢劑2#、阻垢劑3#、阻垢劑4#、阻垢劑5#以及阻垢劑6#，進(jìn)一步實(shí)驗(yàn)優(yōu)選耐高溫阻垢劑。對(duì)以上6 種阻垢劑阻垢效果進(jìn)行比較優(yōu)選，阻垢效果見圖5，表4。

表4 阻垢劑4#投藥量對(duì)G-37注入水阻垢效果的影響

圖5 阻垢單劑的阻垢效果

由圖5 看出，單劑阻垢效果阻垢劑4#>阻垢劑2#>阻垢劑1#>阻垢劑3#>阻垢劑5#>阻垢劑6#。其中，阻垢劑6#實(shí)驗(yàn)過程出現(xiàn)沉淀、不耐高溫，故未測(cè)其剩余離子含量。主要成分為水解聚馬來酸酐的阻垢劑4#防垢效果最好且具有耐溫性，在該實(shí)驗(yàn)條件下，鈣離子阻垢率93.86%，鎂離子阻垢率95.10%。這是由于水解聚馬來酸酐主要功能團(tuán)羧基，水解后其有效基團(tuán)能夠不斷靠近鈣離子，甚至靠近過程中進(jìn)入垢的晶格內(nèi)部，從而改變分子構(gòu)型，除上述的晶格畸變作用還兼有閾值效應(yīng)，正由于這兩種作用，具備分散鈣微晶的效能和較高的熱穩(wěn)定性，適用于高溫條件下的阻垢、緩蝕［16］。

綜上所述，阻垢劑4#具有低環(huán)境傷害、耐溫性和對(duì)Ca2+、Mg2+高阻垢率等特性。在20 mg/L的加藥濃度下注入水中剩余離子量較高，且相較于加藥量為50 mg/L 的處理工藝成本低。故選定阻垢劑4#作為該注水系統(tǒng)的阻垢單劑，最優(yōu)加藥量為20 mg/L。

2.5 防垢效果評(píng)價(jià)

為檢驗(yàn)評(píng)價(jià)所確定的“軟化-過濾-阻垢”組合處理方法結(jié)垢防垢效果，采用兩注水區(qū)塊的儲(chǔ)層巖心進(jìn)行了驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，結(jié)果見表5。從表5 可知，初始巖心滲透率平均為0.077×10-3μm2，在高溫高壓的環(huán)境下，用優(yōu)化處理后的注入水作驅(qū)替介質(zhì)進(jìn)行驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，巖心滲透率為0.063 ×10-3μm2，滲透率僅下降14%；而用未處理的注入水進(jìn)行驅(qū)替實(shí)驗(yàn)未能測(cè)出巖心滲透率，說明未處理的注入水在巖心中發(fā)生了結(jié)垢，堵塞了巖心孔隙。由此可見，采用“軟化-過濾-阻垢”組合處理方法處理注入水，可有效解決高溫特低滲儲(chǔ)層注水結(jié)垢堵塞的問題。

表5 巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)果（48 h）

3 結(jié)論

所研究?jī)蓞^(qū)塊均為高溫特低滲儲(chǔ)層，由于注入水為重碳酸氫鈉型且鈣鎂離子含量高，易形成碳酸鹽垢；地層平均孔喉半徑小，易形成堵塞，是造成注水壓力增大、甚至注不進(jìn)去的主要原因。

結(jié)合儲(chǔ)層巖石礦物以石英為主，水敏、堿敏效應(yīng)較弱的特點(diǎn)，提出的“軟化-過濾-阻垢”組合處理技術(shù)，即在地面加入軟化劑使Ca2+、Mg2+離子結(jié)垢，用超微濾膜過濾除垢，在注入前加入抗高溫阻垢劑進(jìn)行防垢，可有效解決高溫特低滲儲(chǔ)層注水結(jié)垢堵塞的問題。