随着开发时间的延长以及多层位系共同开发等原因,采油七厂白豹油田采油、集输、回注系统出现不同程度的结垢,结垢造成油井产液量下降,管线及加热炉堵塞,导致泵和管线的工作负荷增加,致使生产成本增加。同时结垢严重者造成油井停产,垢下腐蚀导致管道破裂等,造成经济损失。本文从白豹油田采出水水质分析、结垢产物分析、水质配伍性研究入手,探究油田结垢原因、结垢类型；对白豹油田近年来实施的清防垢措施如对集输站点实施化学法防垢、物理法清垢、井下点滴加药、固体防垢筒、井口投加阻垢剂的跟踪,评价各种措施的特点及应用效果。研究发现：白豹油田Y10层水质水型为Na2SO4水型,长3、长4、长6、长8为CaCl2水型,地层水具有成垢离子种类多、矿化度高,水体易产生CaCO3、BaSO4、SrSO4沉淀。白豹油田相同层位和不同层位采出水按不同比例混合后,绝大部分水样有不同程度的沉淀生成,表明油田采出水配伍性差。垢样的电镜能谱和XRD结果表明,结垢物以CaCO3为主,BaSO4、SrSO4次之。通过对清防垢措施的跟踪发现：对集输站点实施化学法防垢工艺使采出水结垢速率降低到0.8mm/a,整体效果较好,但仍有部分站点结垢严重。物理法清垢使井组回压下降,但清理维护过程影响正常生产。井口投加阻垢剂使检泵周期平均延长36天,但存在投加药剂难度大等问题。井下点滴加药使检泵周期平均延长142天,而固体防垢筒使检泵周期平均延长226天。通过对白209井区站点、井组、井筒结垢措施的现场实施,各种措施均取得了良好的应用效果。