李蔚萍，向興金，胡墨杰

(湖北漢科新技術股份有限公司，湖北荊州 434000)

由于渤海蓬萊油田在注水過程中出現(xiàn)了注水壓力明顯上升，在渤海蓬萊油田儲層敏感性，以及歷年來注水過程中水質指標、腐蝕與堵塞資料調研的基礎上，開展了現(xiàn)場注入水水質指標分析、結垢預測與評價、腐蝕評價，進行了速敏、水敏、水質超標、結垢和腐蝕引起的堵塞機理研究，為找出渤海蓬萊油田注水壓力上升原因，開展解堵增注措施提供了可靠的技術支持。

1 速敏引起的堵塞

如果存在速敏，則會引起微粒運移堵塞，由于流體流速較高或壓差波動較大，使得地層中微粒釋放和運移，當微粒運移至孔喉狹窄處時，即可堆砌而造成滲流通道堵塞，阻礙流體流動。渤海蓬萊油田速敏評價結果表明，臨界流速為1.0～2.0 mL/min，速敏損害程度弱～中等偏強;利用庫爾特儀分析速敏實驗驅出流體中顆粒大小，顆粒粒徑中值普遍為5～20 μm，最大粒徑小于30 μm，存在明顯的微粒運移現(xiàn)象。通過計算實際注水量12.0～3 024.7 m3/d，當實際注水量大于儲層臨界注水量497.4～994.8 m3/d時，注水速度過快，存在微粒運移堵塞。

2 水敏引起的堵塞

水敏引起的堵塞是指地層巖石與注入水接觸后引起黏土礦物水化、膨脹、分散脫落、運移，最終導致地層滲透率降低的現(xiàn)象［1］。

渤海蓬萊油田儲層蒙脫石含量高，水敏評價結果表明，具有極強水敏性，但渤海蓬萊油田現(xiàn)場注入水水源海水、混合注入水和平臺產出水礦化度為17 000～31 000 mg/L，均高于臨界礦化度14 565.8 mg/L，高礦化度注入水可抑制黏土水化膨脹。因此，渤海蓬萊油田注水過程中不會產生水敏堵塞損害。

3 水質超標引起的堵塞

對渤海蓬萊油田現(xiàn)場水樣進行了針對性的取樣，并按照石油天然氣行業(yè)標準 SY/T 5329—1994《碎屑巖油藏注水水質標準推薦》，SY/T 5329—2012《碎屑巖油藏注水水質推薦指標及分析方法》，Q/HS 2042—2008《海上碎屑巖油藏注水水質指標》，對樣品分別進行分析與測定，結果見表1。水樣水質指標懸浮物含量、粒徑中值和濾膜系數與行業(yè)標準相比，均嚴重超標，且處理后混合注入水經海管輸送至各平臺后，平臺注入水中懸浮物含量、粒徑中值和含油量均明顯增大，水質變差，存在沿程水質惡化問題。

參照行業(yè)標準SY/T 5358—2002《儲層敏感性流動實驗評價方法》中單相工作液評價實驗方法，考察5個平臺混合注入水對不同滲透率巖心的堵塞，結果見表2。水質超標存在明顯的堵塞損害，驅替 40 PV時，注入壓力增大 1.86～11.86 倍，滲透率損害率為 46.2%～91.6%;驅替100 PV時，注入壓力增大3.10～23.77倍，滲透率損害率為67.7%～95.8%。由此可見，水質超標是渤海蓬萊油田注水井堵塞的主要原因之一。

表1 渤海蓬萊油田現(xiàn)場水樣水質分析

表2 混合注入水對不同滲透率巖心的綜合堵塞結果

另外，對歷年來渤海蓬萊油田現(xiàn)場注入水水質指標監(jiān)測數據與現(xiàn)場執(zhí)行標準指標分析表明，固體懸浮物TSS(80%分布在11～22 mg/L)嚴重超標(≤10 mg/L);粒徑中值D50(90%分布在5～15 μm)超標(≤4 μm);含油量(60%分布在 30～70 mg/L)超標(≤25 mg/L);SRB指標不穩(wěn)定，有時超出幾千倍;溶解氧O2含量(70%分布在30×10－9～70×10－9)從 2009年9月開始嚴重超標(≤20 ×10－9);總鐵含量(80%分布在0.8×10－6～1.5×10－6)從2009 年7 月開始嚴重超標(≤0.5 ×10－6)。

渤海蓬萊油田原油屬環(huán)烷基重質原油，具有“三高四低”特點:高密度(平均0.959 g/cm3)、高黏度(平均 439.5 mPa·s)、高膠質(平均含量14.77%)，低含硫(平均含量0.37%)、低瀝青(平均含量 4.41%)、低蠟(平均含量 2.38%)、低凝固點(－33～4℃)。而注入水中油污和油井轉注井中膠質、瀝青質和蠟原油，在注水過程中因溫度和壓力變化，會產生有機垢，引起堵塞。

4 結垢引起的堵塞［2－5］

渤海蓬萊油田注入水水源較復雜，首先所有平臺產出水混合處理好后，與處理后海水再按體積比1∶1，通過海管分別輸送至各平臺，成為各平臺注入水。因此，若水源間配伍性不好，又沒有采取有效防垢措施，則極易出現(xiàn)結垢，產生堵塞。

4.1 現(xiàn)場水樣離子組成分析

現(xiàn)場水樣離子組成分析結果見表3。平臺產出水礦化度為17 000～26 000 mg/L，C，D，E 平臺產出水均屬Na2SO4水型，不含Ba2+;但F平臺產出水屬CaCl2水型，卻含一定量的成垢陽離子Ba2+;平臺注入水和海水均屬MgCl2水型，礦化度為24 000～31 000 mg/L;均含成垢陽離子Ca2+，Mg2+，Sr2+和成垢陰離子HCO3－，SO42－，具備結鍶垢和鈣垢的離子條件。

表3 渤海蓬萊油田現(xiàn)場水樣離子組成分析

4.2 現(xiàn)場水樣結垢評價

參照行業(yè)標準SY/T 5523—2000《油氣田水分析方法》中絡合滴定法對現(xiàn)場水樣進行結垢評價，結果見表4。隨著溫度升高，海水、產出水自身結垢量增大，結垢量為10～61 mg/L。

表4 不同溫度下現(xiàn)場水樣結垢評價結果

在65℃下，采用相同方法，考察海水與C平臺產出水不同體積比下的結垢量，結果見表5。V(海水)∶V(C)平臺產出水為 7∶3時，結垢量最大，為76.70 mg/L。因此，海水和產出水作為注入水時，必須采取有效地防碳酸鈣垢措施，F(xiàn)平臺還需采取防硫酸鋇垢措施。

表5 65℃下海水與C平臺產出水不同體積比的結垢量

5 腐蝕引起的堵塞

室內參照石油天然氣行業(yè)標準SY/T 5273—2000《油田采出水用緩蝕劑性能評價方法》中靜態(tài)掛片失重法，在不同條件對現(xiàn)場海水、產出水進行腐蝕評價，結果見表6。

表6 渤海蓬萊油田海水和產出水從井口至井底溫度下腐蝕評價結果

從表6看出，隨著從井口至井底溫度升高，渤海蓬萊油田海水和產出水腐蝕速率逐漸增大，海水除氧后的腐蝕速率為0.007 9～0.011 1 mm/a，滿足注水水質腐蝕速率控制指標要求(小于0.076 0 mm/a)，但不除氧的腐蝕速率明顯高于除氧的。由此可見，海水作為注入水必須采取合適的除氧措施;而產出水除氧后腐蝕速率仍為0.123 8～0.138 6 mm/a，不能滿足注水水質腐蝕速率控制指標要求。因此，海水與產出水混合作為注入水必須采取有效地除氧、防腐、殺菌措施。

從歷年對注水管線和水質的腐蝕監(jiān)測結果可知，2011年ER探針法檢測到3—4月注水管線防腐不達標;2009年第4季度至2012年第1季度期間掛片法檢測注水管線腐蝕速率為0.003 96～0.233 51 mm/a，存在間斷性腐蝕不達標現(xiàn)象;另外，海水對注水管線動態(tài)腐蝕速率達2.286 0 mm/a，且點蝕很嚴重，點蝕速率達7.000 0 mm/a。說明注水過程中沒有堅持采取有效地防腐措施，從而引起腐蝕產物堵塞損害，這也是渤海蓬萊油田注水井堵塞的主要原因之一。

6 堵塞物類型分析與評價

對現(xiàn)場取到的堵塞物樣品進行組分和X－衍射定量分析與評價。將現(xiàn)場堵塞物樣品倒入已恒重燒杯中，稱取質量M1;樣品恒重，將樣品置于105℃烘箱烘至恒重，并稱取質量M2;用石油醚(可部分溶解瀝青質，可完全溶解膠質、烷烴、環(huán)烷烴、芳香烴等原油組分)萃取，過濾;在120℃下分別烘干過濾后的固體和濾液，冷卻后分別稱取質量M3和M4;再將烘干后固體用甲苯(完全溶解瀝青質)萃取，過濾;在120℃下分別烘干過濾后的固體和濾液，冷卻后分別稱取質量M5和M6。結果見表7?，F(xiàn)場堵塞物有機物和無機物含量分別為69.74%和30.26%，其中有機物主要含瀝青質、膠質和芳香烴等。

表7 渤海蓬萊油田現(xiàn)場堵塞物組成分析結果

渤海蓬萊油田現(xiàn)場無機堵塞物按標準SY/T 6210—1996《沉積巖中黏土礦物總量和常見非黏土礦物X射線衍射定量分析方法》進行，結果見表8。

表8 渤海蓬萊油田現(xiàn)場堵塞物X－衍射定量分析結果

從表8看出，無機堵塞物主要為44.8%鐵腐蝕產物、42.5%儲層礦物和12.7%鈣垢。再次驗證了上述堵塞機理研究結果。

7 結論

1)造成渤海蓬萊油田注水井堵塞的主要原因是速敏損害、水質超標、結垢堵塞和腐蝕堵塞。

2)渤海蓬萊油田注水井堵塞類型無機物和有機物主次無法判斷，建議采取復合解堵增注措施。

3)渤海蓬萊油田注水井堵塞物類型，有機堵塞物油垢為23.3%瀝青質、46.44%膠質等，無機堵塞物主要為44.8%鐵腐蝕產物、42.5%儲層礦物和12.7%鈣垢。

［1］沈燕來，吉延章，陳建武.渤海埕北油田、綏中36－1油田注水井堵塞機理研究［J］.石油鉆采工藝，1998，20(1):90－93.

［2］Langlier W F.Analytical control of anti－corrosion water Treatment［J］.J Am Water Works Ass，1936，28(10):1500 － 1521.

［3］Stiff H A，Davis L E.A method of predicting the tendency of oil field waters to desposit calcium carbonate［J］.Journal of Petro leam Technology，1952，4(9):213 －216.

［4］Oddo J E，Tomson M B.Simplified calcultion of CaCO3saturation at high temperatures and pressures in brine solutions［J］.Journal of Petroleum Technology，1982，34(7):1583 －1590.

［5］Oddo J E，Tomson M B.Why scale forms in the oil field and methods to predict it［J］.SPE Production ＆ Facilities，1994，9(1):47－54.