鄭華安，田藝，梁玉凱 （中海石油 （中國）有限公司湛江分公司，廣東 湛江524057）

李玉光，何保生，王珊 （中海油研究總院，北京100027）

李蔚萍，向興金，舒福昌，肖加敏 （湖北漢科新技術(shù)股份有限公司，湖北荊州434000）

目前，潿洲油田群以處理后的海水作為油田注入水出現(xiàn)了嚴重的結(jié)垢問題，給油田正常生產(chǎn)帶來一些困難。分析潿洲油田群注水過程中出現(xiàn)的問題，查找出問題的主要原因，并更好地解決潿洲油田群在注水過程中出現(xiàn)的問題，是開展?jié)抻吞锶鹤⑷胨畟ρ芯康闹饕康摹?/p>

注水過程中引起的儲層傷害主要取決于油層自身條件 （巖性、孔隙結(jié)構(gòu)）及所含流體性質(zhì)與注入水水質(zhì)兩個方面。前者是客觀存在的，是引起儲層傷害的潛在因素；后者是誘發(fā)儲層傷害的外部條件[1～9]。

WZ12－1油田北塊潿二段、中塊3井區(qū)潿三段和中塊4井區(qū)潿三段，以及WZ6－9和WZ6－10油田潿三段儲層均為目前潿洲油田重點注水開采層段，其孔隙度在10%～22.69%，滲透率1.03～385.64mD，大部分屬于中孔、低－中滲儲層。因此，在注水過程中要嚴格控制水質(zhì)指標，尤其是懸浮物固相顆粒含量，若固相顆粒含量不達標，則更易堵塞孔道，傷害低滲儲層。

1 黏土礦物及敏感性

1.1 黏土礦物

潿洲油田群儲層礦物以石英為主，質(zhì)量分數(shù)為60.2%～86.0%，還含一定的黏土礦物，黏土礦物主要集中在孔隙內(nèi)和顆粒膠結(jié)處，屬砂巖地層膠結(jié)物。潿洲油田群儲層黏土礦物質(zhì)量分數(shù)為3.0%～15.2%，以高嶺石為主，其次為綠泥石、伊利石、伊－蒙混層。因此，儲層在注水過程中存在的潛在傷害為速敏 、酸敏和水敏。

1.2 儲層敏感性

潿洲油田群速敏分析結(jié)果表明，絕大多數(shù)儲層屬于無～弱速敏，極少數(shù)儲層屬于中等偏強速敏，生產(chǎn)過程中只要控制注水速度在臨界流速下即可。

水敏試驗表明，潿洲油田群絕大多數(shù)儲層屬中等～極強水敏，臨界礦化度為5000～10000mg/L。低于地層水礦化度的注入水進入儲層后可引起水敏性黏土礦物的膨脹、分散、運移，使注水井附近滲透率下降，產(chǎn)生水敏傷害。但潿洲油田群現(xiàn)場注入水均為海水，其礦化度為33000mg/L，遠高于臨界礦化度。因此，WZ12－1油田注水引起水敏傷害的可能性不大。

2 注入水水質(zhì)引起的傷害

注水雖然能向地層補充能量，提高采收率，但如果將不合格的水注入地層，將會傷害地層。主要可能造成兩個方面的傷害：一是堵塞傷害；二是腐蝕傷害[1～9]。

對潿洲油田群WZ11－1A/WZ11－1N/WZ12－1這3個平臺注水增壓泵出口水樣進行了取樣分析，結(jié)果見表1。與SY/T 5329—94《碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦指標及分析方法》中的B3級指標相比，潿洲油田現(xiàn)場注入水具有以下特點：①懸浮物含量和粒徑中值均嚴重超標；②含油和濾膜系數(shù)均達標；③在未除氧的情況下腐蝕速率嚴重超標，而除氧后腐蝕速率能滿足小于0.076mm/a的指標要求。

注入水中的固相顆粒對儲層傷害程度主要取決于顆粒大小與儲層孔喉大小的匹配程度。當固相顆粒粒徑大于1/3孔喉直徑時，懸浮物無法進入儲層內(nèi)部，不能形成堵塞；等于孔喉直徑的1/3～1/7的固相顆?？蛇M入近井地帶 （半徑小于10m）形成內(nèi)泥餅，嚴重傷害近井地帶的滲流通道；小于1/7孔喉直徑可隨注入水流動，不致嚴重堵塞近井地帶[1，2]。因此，必須結(jié)合潿洲油田儲層孔喉直徑情況，嚴格控制注入水中懸浮物質(zhì)量濃度及粒徑中值，最大限度降低該類傷害。

表1 潿洲油田現(xiàn)場注入水水質(zhì)分析結(jié)果

室內(nèi)選取潿洲油田3類不同滲透率的天然巖心進行試驗評價，研究注入水對儲層的傷害影響。首先用與現(xiàn)場注入水礦化度相同并經(jīng)過精細過濾的模擬鹽水飽和巖心，測定液相初始滲透率，然后用現(xiàn)場注入水進行驅(qū)替，測定其滲透率變化，結(jié)果見表2。由表2可知，直接用現(xiàn)場注入水進行巖心驅(qū)替，驅(qū)替40PV時，滲透率保留率為75.85%～83.03%，滲透率傷害率達16.97%～24.15%，而現(xiàn)場注入水中已添加防垢劑，可認為滲透率傷害主要是由固相顆粒堵塞引起的。

表2 潿洲油田現(xiàn)場注入水對天然巖心傷害評價結(jié)果

3 注入水自身結(jié)垢引起的傷害

從表3潿洲油田現(xiàn)場注入水水質(zhì)分析結(jié)果可知，注入水礦化度在33000mg/L左右，含有成垢陽離子Ca2＋、Mg2＋、Sr2＋和成垢陰離子HCO3－、CO23－和SO24－。除去溶于水的MgSO4，分析成垢的類型可能為碳酸鈣、硫酸鍶、硫酸鈣等。

3.1 注入水結(jié)垢趨勢預(yù)測

結(jié)垢的直接原因是一種難溶鹽在過飽和溶液中沉淀，而液體過飽和則是由于不相容液體的混合、溫度、壓力以及pH值的變化，也就是說，結(jié)垢是由于系統(tǒng)內(nèi)熱力學的不穩(wěn)定性與化學不相容性而引起的。在一定程度上，結(jié)垢趨勢是可以預(yù)測的。早在1952年Stiff和Davis就提出了用飽和指數(shù)法 （SI）來預(yù)測油田注入水中CaCO3的結(jié)垢趨勢[10，11]，該方法主要考慮了系統(tǒng)中的熱力學條件。之后，Oddo－Tomson對此進行了改進，考慮了CO2分壓和總壓對CaCO3結(jié)垢趨勢的影響[12]。硫酸鹽的結(jié)垢一般是由于系統(tǒng)內(nèi)2種不相容水的混合產(chǎn)生的，結(jié)垢程度取決于水的化學成分、水的混合配比以及混合部位的壓力和溫度等因素。Oddo－Tomson于1994年提出了硫酸鹽飽和指數(shù)的計算公式[13]。

表3 潿洲油田現(xiàn)場注入水水質(zhì)分析結(jié)果

筆者研究中采用Oddo－Tomson改進CaCO3預(yù)測方法和硫酸鹽飽和指數(shù)的計算公式，編寫了相應(yīng)的計算程序，形成了結(jié)垢預(yù)測軟件。對注入水在不同溫度下的結(jié)垢情況進行了預(yù)測，結(jié)果見表4。根據(jù)飽和指數(shù)分析，不同溫度下現(xiàn)場注入的硫酸鹽飽和指數(shù)均為負數(shù)，因此不具有結(jié)硫酸鹽垢的趨勢；而碳酸鈣飽和指數(shù)隨溫度的升高而增大，因此只具有結(jié)碳酸鈣垢的趨勢。

表4 潿洲油田現(xiàn)場注入水在不同溫度下的硫酸鹽垢和CaCO3垢飽和指數(shù)

3.2 注入水靜態(tài)結(jié)垢評價

室內(nèi)參照行業(yè)標準SY/T 5523—2000《油氣田水分析方法》中的絡(luò)合滴定法進行潿洲油田注入水結(jié)垢評價，結(jié)果見表5。從表5的試驗數(shù)據(jù)可知，注入水的鈣鎂損失率隨溫度升高而增大，因此其結(jié)垢程度也隨溫度升高而變大。同時，隨著溫度的升高，試驗結(jié)垢量也增大，這與采用Scale Chem3.0軟件預(yù)測的結(jié)果相符。細過濾出口水樣未添加防垢劑，因此，結(jié)垢趨勢和結(jié)垢量明顯高于已添加防垢劑的注入水，說明防垢劑起到了一定的防垢效果。

表5 潿洲油田現(xiàn)場注入水結(jié)垢程度、結(jié)垢量評價結(jié)果

3.3 注入水動態(tài)結(jié)垢評價

室內(nèi)選取天然巖心并用與注入水礦化度相同的KCl鹽水飽和巖心，測定巖心液相滲透率；再按照B1級標準處理細過濾器出口海水 （為了盡量排除雜質(zhì)對天然巖心的傷害）驅(qū)替至100PV左右，記錄滲透率變化，計算注入水不同驅(qū)替體積的滲透率保留率，結(jié)果見表6。從試驗結(jié)果可知，隨著驅(qū)替體積的增大，巖心滲透率保留率逐漸減小，經(jīng)過濾現(xiàn)場注入水驅(qū)替100PV時，滲透率傷害率為24.51%，具有明顯地結(jié)垢傷害。

注水作業(yè)是長期進行的，直接注入有一定程度結(jié)垢趨勢的注入水會對地層產(chǎn)生累積傷害，因此注入水必須采取更好地防垢措施。

表6 潿洲油田現(xiàn)場注入水動態(tài)結(jié)垢評價結(jié)果

4 注入水與地層水不配伍引起的傷害

注入水與儲層流體不配伍時，兩者相互作用將產(chǎn)生無機物沉淀、有機沉淀等，這些物質(zhì)可在孔喉處聚集沉積，最終導(dǎo)致注入量降低。表7為潿洲油田注水井地層水水質(zhì)分析結(jié)果。由表7可知，WZ12－1油田7口井的地層水礦化度差異較大，水型復(fù)雜，均含有成垢陰離子和和成垢陽離子。由于MgSO4是溶于水的，初步分析成垢的類型可能為碳酸鈣、硫酸鍶、硫酸鈣等。

表7 潿洲油田注水井地層水水質(zhì)分析結(jié)果

4.1 注入水和地層水混配結(jié)垢趨勢判斷

注入水注入地層，必然會與地層水混合，最后隨油氣產(chǎn)出成為采出水，在這些過程中由于注入水和地層水不配伍或熱力學因素的變化均可能導(dǎo)致結(jié)垢。

由飽和指數(shù)法預(yù)測可知：①現(xiàn)場注入水與WZ12－1油田7口井地層水相混合，硫酸鹽垢飽和指數(shù)均為負值，均沒有結(jié)硫酸鹽垢的趨勢，但采用ScaleChem3.0結(jié)垢預(yù)測軟件仍預(yù)測到具有結(jié)SrSO4垢的趨勢；②現(xiàn)場注入水與WZ12－1油田7口井地層水相混合，除WZ12－1－B17井外，其余6口井結(jié)CaCO3垢的趨勢均增強；③井有注入水和地層水結(jié)CaCO3垢趨勢受CO2分壓的影響很大，隨CO2分壓的減小，CaCO3結(jié)垢的趨勢明顯增大。

4.2 注入水和地層水靜態(tài)結(jié)垢評價

為了評價注入水和地層水靜態(tài)結(jié)垢趨勢，給出了潿洲油田注入水與地層水混合結(jié)垢程度和結(jié)垢量評價結(jié)果，見表8。從試驗數(shù)據(jù)和現(xiàn)象可知，與注入水自身結(jié)垢相比，注入水與 WZ12－1－A4井地層水混合后結(jié)垢現(xiàn)象嚴重，試驗結(jié)垢量增大9.1倍，高達478.75mg/L，無機垢將會嚴重傷害儲層。

5 結(jié)論與建議

1）從潿洲油田黏土礦物、敏感性、水質(zhì)以及結(jié)垢傷害分析結(jié)果可知，注入水懸浮物質(zhì)量濃度及粒徑中值是目前潿洲油田注入水傷害的主要因素，其次為注入水自身結(jié)垢和注入水與地層水混合結(jié)垢傷害。

2）潿洲油田現(xiàn)場注入水懸浮物質(zhì)量濃度和粒徑中值均嚴重超標。建議針對潿洲油田不同儲層開展注入水合適水質(zhì)控制指標專項研究。另外，要定期更換過濾器中的濾料，運行過程中定期做好過濾器的反沖洗[14]，或者增加精細過濾工序，保證注入水懸浮物質(zhì)量濃度和粒徑中值達標，降低固相顆粒堵塞引起的傷害。

3）潿洲油田現(xiàn)場注入水自身和注入水與地層水混合結(jié)垢，其垢主要均為碳酸鈣垢。

4）盡管現(xiàn)場注入水已添加了防垢劑，但仍具有一定結(jié)垢傷害，因此，建議針對潿洲油田現(xiàn)場注入水結(jié)垢特點，開展防垢技術(shù)研究，重新評價并優(yōu)選效果較好的碳酸鈣垢和硫酸鹽垢的復(fù)合防垢劑，改善潿洲油田現(xiàn)場注入水的防垢效果。

表8 潿洲油田注入水與地層水混合結(jié)垢程度和結(jié)垢量評價結(jié)果

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