張永飛，閆鈺琦，仝敏波

（1.西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，陜西西安710065；2.延長油田股份有限公司勘探開發(fā)技術(shù)

研究中心，陜西延安716000；3.延長油田股份有限公司定邊采油廠，陜西定邊718600；4.陜西延長石油（集團）有限責(zé)任公司研究院，陜西西安710075）

延長油田M井區(qū)長6儲層注入藥劑試驗與評價

張永飛1，2，閆鈺琦3，仝敏波4

（1.西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，陜西西安710065；2.延長油田股份有限公司勘探開發(fā)技術(shù)

研究中心，陜西延安716000；3.延長油田股份有限公司定邊采油廠，陜西定邊718600；4.陜西延長石油（集團）有限責(zé)任公司研究院，陜西西安710075）

本論文對延長油田M井區(qū)長6儲層注入水水質(zhì)、配伍性、注入水水處理劑、水處理工藝流程等各個方面做了深入分析與研究，根據(jù)長6段儲層物性特征，分析了水中細(xì)菌、溶解氧、硫化物含量等損害儲層因素，系統(tǒng)評價了各水處理劑指標(biāo)、性能。最終，結(jié)合井區(qū)實際注水工作流程，評選合適的殺菌防腐防垢藥劑，提出該區(qū)塊合理加藥工作制度。

儲層；注水；藥劑；工藝

延長油田M井區(qū)長6段屬于低滲儲層，巖石的儲滲空間主要是孔隙、溶洞與裂縫。根據(jù)該區(qū)巖心分析資料統(tǒng)計，儲層的孔隙度范圍為2.11%～4.36%；滲透率范圍為0.013×10-3μm2～7.53×10-3μm2。M井區(qū)長6段儲層儲集空間以空隙為主，其主要以粒間溶孔、殘余粒間孔、粒內(nèi)溶孔等形式存在，儲層屬小孔-微細(xì)喉組合。因此，在注水過程中需要充分認(rèn)識儲層特征，分析注入水水質(zhì)。注入水水質(zhì)不合格主要表現(xiàn)為：（1）注入水與儲層流體不配伍，容易產(chǎn)生結(jié)垢現(xiàn)象；（2）注入水與儲層巖石不配伍，造成儲層水敏、機雜堵塞等。在注水過程中，由于不合適的工作制度以及加藥方式，使注水過程中的儲層傷害更加嚴(yán)重。

1　注入水性質(zhì)分析

1.1注入水水源性質(zhì)分析

在延長油田該區(qū)塊現(xiàn)場測定了1號站和2號站兩個注水站水質(zhì)特性，配水間水樣為經(jīng)過處理后的水樣，測試結(jié)果（見表1）。

從實驗結(jié)果可以看出：1號站注入水中溶解氧、總鐵含量未達(dá)到油田標(biāo)準(zhǔn)要求；2號站溶解氧、二價鐵、總鐵含量等各項指標(biāo)均能達(dá)到標(biāo)準(zhǔn)。綜合分析：兩注水站水質(zhì)不達(dá)標(biāo)的主要原因是細(xì)菌含量超標(biāo)，同時隨著水處理流程進(jìn)入后期，細(xì)菌增長較快，表明殺菌劑未起到作用，導(dǎo)致細(xì)菌大量繁殖。

1.2離子含量結(jié)垢趨勢預(yù)測分析

室內(nèi)測定現(xiàn)場取回的注水水樣中的各離子含量、礦化度、pH值等基本性能（見表2）。

在室內(nèi)開展了注入水與地層水配伍性試驗，并利用結(jié)垢趨勢預(yù)測軟件分析，注入水水樣與X1井采出水及地層水水樣結(jié)垢趨勢試驗結(jié)果（見圖1，圖2）。

圖1　注入水與X1井碳酸鈣結(jié)垢趨勢預(yù)測

圖2　注入水與地層采出水結(jié)垢趨勢預(yù)測

注水水型為NaHCO3型，油井產(chǎn)出水水型為CaCl2，從實驗結(jié)果看出，在地層溫度下注入水與地層水混合后會有一定量的CaCO3結(jié)垢趨勢，隨著注入水所占比例增加，結(jié)垢量增加，當(dāng)注入量達(dá)到80%～90%時，結(jié)垢量達(dá)到了500 mg/L～700 mg/L。表明：注入水與地層水不配伍，兩種水體混合后，屬于強結(jié)垢型水質(zhì)。

表1　1號站和2號站水質(zhì)分析

表2　現(xiàn)場取回的注水水樣中的各離子含量、礦化度、pH值等基本性能

1.3注入水現(xiàn)場掛片試驗分析

分別在1號站、2號站凈水罐中掛鋼片，測定注入水對N80鋼片的腐蝕情況，掛片持續(xù)時間為13 d，試驗結(jié)果（見表3）。

表3　注入水現(xiàn)場掛片分析

從現(xiàn)場腐蝕掛片試驗結(jié)果可以看出：1號清水罐注入水對鋼片腐蝕速率較大，超過了水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)要求。2號清水罐注入水對鋼片腐蝕速率相對較好，只有罐體上部腐蝕速率超過了標(biāo)準(zhǔn)值。

2　注入水水處理劑研究

2.1殺菌劑評價

M井區(qū)注入水為清水，清水中溶解氧含量較高，鐵細(xì)菌（FB）是好氧菌，兩個注水站中FB含量較高，選擇對FB殺菌效果較好的殺菌劑。參照標(biāo)準(zhǔn)SY/T5890-93《殺菌劑性能評價方法》、SY/T5329-93《碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦指標(biāo)及分析方法》，采用絕跡稀釋法，用兩個注水站的注入水開展了殺菌劑評選試驗。

在現(xiàn)場取加殺菌劑前的注入水水樣進(jìn)行了殺菌劑評選，選擇了5種殺菌劑進(jìn)行了試驗，并與注水站目前所用的殺菌劑殺菌效果進(jìn)行了對比。試驗方法為：采用絕跡稀釋法，細(xì)菌培養(yǎng)溫度（30±5℃），TGB、FB、SRB在7 d后讀數(shù)。通過比較空白樣及加入殺菌劑細(xì)菌含量，計算各種殺菌劑殺菌率。

采用2號沉降罐水樣，室內(nèi)做殺菌劑試驗，結(jié)果（見表4）。

由表4中試驗結(jié)果可知，注水站目前所用殺菌劑殺菌效果較差，特別是對TGB和SRB沒有殺菌效果。殺菌劑較好的為S412、W07、XJ-2010，對單種菌體具有較高的殺菌劑?，F(xiàn)用的殺菌劑難以滿足現(xiàn)場殺菌要求，細(xì)菌增長速度極快。建議采用S412、W07、XJ-2010三種殺菌劑進(jìn)行交替使用，并采用連續(xù)加藥方式進(jìn)行。

表4　室內(nèi)殺菌試驗

2.2緩蝕劑評價

由于注入水細(xì)菌、溶解氧等含量較高，造成注水對鋼片腐蝕性高，容易造成注水管線腐蝕。分別采用兩個注水站不同處理點的水樣，參照SY/T5273-2000《油田采用緩蝕劑性能評價方法》開展了緩蝕劑的評選。試驗結(jié)果（見表5）。

表5　緩蝕劑評價試驗結(jié)果

結(jié)果表明：9806與WHS緩蝕效果較好，這兩種緩蝕劑為咪唑啉類，咪唑啉衍生物分子結(jié)構(gòu)中具有含氮環(huán)烷烴的極性基團和脂烷鏈的非極性基團，極性基團吸附在金屬表面上，改變金屬表面的電荷狀態(tài)，而非金屬基團由金屬表面向水中排列，形成疏水膜，組織腐蝕介質(zhì)與金屬表面接觸，達(dá)到抑制腐蝕的目的。

2.3阻垢劑評選

注入水和地層水不配伍，有碳酸鈣結(jié)垢趨勢。先按照標(biāo)準(zhǔn)SY/T5673-93《油田用防垢劑性能評定方法》進(jìn)行抑制碳酸垢試驗（見表6）。

表6　阻垢劑評選

表6　阻垢劑評選（續(xù)表）

從表6可見：WCSI WCH QSY-1三種阻垢劑的效果很好，阻垢率基本達(dá)到90%以上。

2.4除氧劑評價

該區(qū)塊注入水為清水，溶解氧含量較高是造成注入水腐蝕性強及鐵細(xì)菌含量較高的主要原因，因此，按照標(biāo)準(zhǔn)SY/T5889-93《除氧劑性能評價方法》開張了除氧劑的評選。

脫氧率按如下公式計算：

式中：x-脫氧率，%；c0-未加除氧劑時水溶液中溶解氧濃度；c-加除氧劑后水樣中剩余溶解氧濃度。

表7　除氧劑評價

表7　除氧劑評價（續(xù)表）

3　藥劑評價與優(yōu)化建議

根據(jù)室M井區(qū)長6段儲層注水分析與評價，優(yōu)選了殺菌劑、緩蝕劑、阻垢劑、除氧劑等水處理及注入藥劑，優(yōu)化了注水工藝。通過優(yōu)化后的注水工藝建議如下：

（1）更換注水站現(xiàn)用殺菌劑，選擇試驗中殺菌效果較好的W-07和XJ-2010殺菌劑。鑒于細(xì)菌含量隨著注水流程增加較快，為保證注入水地層中水質(zhì)，選擇在水處理流程后端及吸水泵前采用連續(xù)加藥方式進(jìn)行加藥。為防止細(xì)菌產(chǎn)生耐藥性，將兩種殺菌劑交替使用，每5～6個月?lián)Q一次，殺菌劑的使用濃度為100 mg/L。

（2）注入水采用地表河水，水中溶解氧含量較高，同時注入水pH值偏酸性，應(yīng)在水處理流程前端加入液堿和除氧劑，除氧劑使用濃度為100 mg/L。

（3）注入水與地層水水型不一致，容易結(jié)垢，因此在注水流程中加入緩蝕劑、阻垢劑，防止注入水進(jìn)入油層結(jié)垢及注入水對管線腐蝕。

4　結(jié)論

（1）該區(qū)塊注水站注入水為地表清水，溶解氧、鐵細(xì)菌含量超標(biāo)。注入水偏酸性，具有一定腐蝕作用，注入水為NaHCO3型，產(chǎn)出水型為CaCl2，兩種水型不一致，混合后有碳酸鈣少量結(jié)構(gòu)趨勢，進(jìn)入地層可能引起結(jié)垢堵塞。

（2）通過試驗篩選出了性能優(yōu)良的水處理藥劑，其中評選出殺菌劑S412和XJ-2010殺菌劑大于91.9%，緩蝕劑9806和WHS-1的緩蝕率大于61.36%，阻垢劑WCSI/WCHQSY-1的阻垢率基本達(dá)到90%以上，除氧劑XH-2的除氧效果較好。

（3）優(yōu)化了原注水工藝流程，增加了液堿水處理劑調(diào)節(jié)注入水pH值，同時優(yōu)化了各處理藥劑加藥方式及加藥點。

［1］陳大鈞，陳馥.油田應(yīng)用化學(xué)［M］.石油工業(yè)出版社，2009：377-383.

［2］張新印.延73井區(qū)長6儲層保護技術(shù)研究［J］.化工管理，2013，（10）：136.

［3］黃磊.結(jié)垢預(yù)測方法研究［J］.斷塊油氣藏，2009，16（5）：94-96.

［4］張西明，李軍，張新發(fā).長慶油田小套管的腐蝕與防護［J］.腐蝕科學(xué)與防護技術(shù)，2004，16（1）：59-61.

［5］蔣偉，鄭云萍，司先鋒，等.油田水結(jié)垢預(yù)測研究綜述［J］.特種油氣藏，2006，13（5）：15-18.

［6］萬里平.長慶油田油井井筒腐蝕機理與防護措施［J］.石油與天然氣化工，2006，35（4）：311-313.

［7］張志川，袁東，等.注水井油管腐蝕機理的探討［C］.2008全國緩蝕防銹學(xué)術(shù)討論與技術(shù)交流大會論文集，2008，41（增刊）：20-22.

［8］曹懷山.注水井腐蝕原因分析及防護對策［J］.石油與天然氣化工，2010，39（2）：151-154.

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.06.028

TE357.61

A

1673-5285（2015）06-0102-05

2015-03-04

2015-05-18