渤海蓬莱油田注水井堵塞机理研究

李蔚萍，向兴金，胡墨杰

(湖北汉科新技术股份有限公司，湖北荆州 434000)

由于渤海蓬莱油田在注水过程中出现了注水压力明显上升，在渤海蓬莱油田储层敏感性，以及历年来注水过程中水质指标、腐蚀与堵塞资料调研的基础上，开展了现场注入水水质指标分析、结垢预测与评价、腐蚀评价，进行了速敏、水敏、水质超标、结垢和腐蚀引起的堵塞机理研究，为找出渤海蓬莱油田注水压力上升原因，开展解堵增注措施提供了可靠的技术支持。

1 速敏引起的堵塞

如果存在速敏，则会引起微粒运移堵塞，由于流体流速较高或压差波动较大，使得地层中微粒释放和运移，当微粒运移至孔喉狭窄处时，即可堆砌而造成渗流通道堵塞，阻碍流体流动。渤海蓬莱油田速敏评价结果表明，临界流速为1.0～2.0 mL/min，速敏损害程度弱～中等偏强;利用库尔特仪分析速敏实验驱出流体中颗粒大小，颗粒粒径中值普遍为5～20 μm，最大粒径小于30 μm，存在明显的微粒运移现象。通过计算实际注水量12.0～3 024.7 m3/d，当实际注水量大于储层临界注水量497.4～994.8 m3/d时，注水速度过快，存在微粒运移堵塞。

2 水敏引起的堵塞

水敏引起的堵塞是指地层岩石与注入水接触后引起黏土矿物水化、膨胀、分散脱落、运移，最终导致地层渗透率降低的现象［1］。

渤海蓬莱油田储层蒙脱石含量高，水敏评价结果表明，具有极强水敏性，但渤海蓬莱油田现场注入水水源海水、混合注入水和平台产出水矿化度为17 000～31 000 mg/L，均高于临界矿化度14 565.8 mg/L，高矿化度注入水可抑制黏土水化膨胀。因此，渤海蓬莱油田注水过程中不会产生水敏堵塞损害。

3 水质超标引起的堵塞

对渤海蓬莱油田现场水样进行了针对性的取样，并按照石油天然气行业标准 SY/T 5329—1994《碎屑岩油藏注水水质标准推荐》，SY/T 5329—2012《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》，Q/HS 2042—2008《海上碎屑岩油藏注水水质指标》，对样品分别进行分析与测定，结果见表1。水样水质指标悬浮物含量、粒径中值和滤膜系数与行业标准相比，均严重超标，且处理后混合注入水经海管输送至各平台后，平台注入水中悬浮物含量、粒径中值和含油量均明显增大，水质变差，存在沿程水质恶化问题。

参照行业标准SY/T 5358—2002《储层敏感性流动实验评价方法》中单相工作液评价实验方法，考察5个平台混合注入水对不同渗透率岩心的堵塞，结果见表2。水质超标存在明显的堵塞损害，驱替 40 PV时，注入压力增大 1.86～11.86 倍，渗透率损害率为 46.2%～91.6%;驱替100 PV时，注入压力增大3.10～23.77倍，渗透率损害率为67.7%～95.8%。由此可见，水质超标是渤海蓬莱油田注水井堵塞的主要原因之一。

表1 渤海蓬莱油田现场水样水质分析

表2 混合注入水对不同渗透率岩心的综合堵塞结果

另外，对历年来渤海蓬莱油田现场注入水水质指标监测数据与现场执行标准指标分析表明，固体悬浮物TSS(80%分布在11～22 mg/L)严重超标(≤10 mg/L);粒径中值D50(90%分布在5～15 μm)超标(≤4 μm);含油量(60%分布在 30～70 mg/L)超标(≤25 mg/L);SRB指标不稳定，有时超出几千倍;溶解氧O2含量(70%分布在30×10－9～70×10－9)从 2009年9月开始严重超标(≤20 ×10－9);总铁含量(80%分布在0.8×10－6～1.5×10－6)从2009 年7 月开始严重超标(≤0.5 ×10－6)。

渤海蓬莱油田原油属环烷基重质原油，具有“三高四低”特点:高密度(平均0.959 g/cm3)、高黏度(平均 439.5 mPa·s)、高胶质(平均含量14.77%)，低含硫(平均含量0.37%)、低沥青(平均含量 4.41%)、低蜡(平均含量 2.38%)、低凝固点(－33～4℃)。而注入水中油污和油井转注井中胶质、沥青质和蜡原油，在注水过程中因温度和压力变化，会产生有机垢，引起堵塞。

4 结垢引起的堵塞［2－5］

渤海蓬莱油田注入水水源较复杂，首先所有平台产出水混合处理好后，与处理后海水再按体积比1∶1，通过海管分别输送至各平台，成为各平台注入水。因此，若水源间配伍性不好，又没有采取有效防垢措施，则极易出现结垢，产生堵塞。

4.1 现场水样离子组成分析

现场水样离子组成分析结果见表3。平台产出水矿化度为17 000～26 000 mg/L，C，D，E 平台产出水均属Na2SO4水型，不含Ba2+;但F平台产出水属CaCl2水型，却含一定量的成垢阳离子Ba2+;平台注入水和海水均属MgCl2水型，矿化度为24 000～31 000 mg/L;均含成垢阳离子Ca2+，Mg2+，Sr2+和成垢阴离子HCO3－，SO42－，具备结锶垢和钙垢的离子条件。

表3 渤海蓬莱油田现场水样离子组成分析

4.2 现场水样结垢评价

参照行业标准SY/T 5523—2000《油气田水分析方法》中络合滴定法对现场水样进行结垢评价，结果见表4。随着温度升高，海水、产出水自身结垢量增大，结垢量为10～61 mg/L。

表4 不同温度下现场水样结垢评价结果

在65℃下，采用相同方法，考察海水与C平台产出水不同体积比下的结垢量，结果见表5。V(海水)∶V(C)平台产出水为 7∶3时，结垢量最大，为76.70 mg/L。因此，海水和产出水作为注入水时，必须采取有效地防碳酸钙垢措施，F平台还需采取防硫酸钡垢措施。

表5 65℃下海水与C平台产出水不同体积比的结垢量

5 腐蚀引起的堵塞

室内参照石油天然气行业标准SY/T 5273—2000《油田采出水用缓蚀剂性能评价方法》中静态挂片失重法，在不同条件对现场海水、产出水进行腐蚀评价，结果见表6。

表6 渤海蓬莱油田海水和产出水从井口至井底温度下腐蚀评价结果

从表6看出，随着从井口至井底温度升高，渤海蓬莱油田海水和产出水腐蚀速率逐渐增大，海水除氧后的腐蚀速率为0.007 9～0.011 1 mm/a，满足注水水质腐蚀速率控制指标要求(小于0.076 0 mm/a)，但不除氧的腐蚀速率明显高于除氧的。由此可见，海水作为注入水必须采取合适的除氧措施;而产出水除氧后腐蚀速率仍为0.123 8～0.138 6 mm/a，不能满足注水水质腐蚀速率控制指标要求。因此，海水与产出水混合作为注入水必须采取有效地除氧、防腐、杀菌措施。

从历年对注水管线和水质的腐蚀监测结果可知，2011年ER探针法检测到3—4月注水管线防腐不达标;2009年第4季度至2012年第1季度期间挂片法检测注水管线腐蚀速率为0.003 96～0.233 51 mm/a，存在间断性腐蚀不达标现象;另外，海水对注水管线动态腐蚀速率达2.286 0 mm/a，且点蚀很严重，点蚀速率达7.000 0 mm/a。说明注水过程中没有坚持采取有效地防腐措施，从而引起腐蚀产物堵塞损害，这也是渤海蓬莱油田注水井堵塞的主要原因之一。

6 堵塞物类型分析与评价

对现场取到的堵塞物样品进行组分和X－衍射定量分析与评价。将现场堵塞物样品倒入已恒重烧杯中，称取质量M1;样品恒重，将样品置于105℃烘箱烘至恒重，并称取质量M2;用石油醚(可部分溶解沥青质，可完全溶解胶质、烷烃、环烷烃、芳香烃等原油组分)萃取，过滤;在120℃下分别烘干过滤后的固体和滤液，冷却后分别称取质量M3和M4;再将烘干后固体用甲苯(完全溶解沥青质)萃取，过滤;在120℃下分别烘干过滤后的固体和滤液，冷却后分别称取质量M5和M6。结果见表7。现场堵塞物有机物和无机物含量分别为69.74%和30.26%，其中有机物主要含沥青质、胶质和芳香烃等。

表7 渤海蓬莱油田现场堵塞物组成分析结果

渤海蓬莱油田现场无机堵塞物按标准SY/T 6210—1996《沉积岩中黏土矿物总量和常见非黏土矿物X射线衍射定量分析方法》进行，结果见表8。

表8 渤海蓬莱油田现场堵塞物X－衍射定量分析结果

从表8看出，无机堵塞物主要为44.8%铁腐蚀产物、42.5%储层矿物和12.7%钙垢。再次验证了上述堵塞机理研究结果。

7 结论

1)造成渤海蓬莱油田注水井堵塞的主要原因是速敏损害、水质超标、结垢堵塞和腐蚀堵塞。

2)渤海蓬莱油田注水井堵塞类型无机物和有机物主次无法判断，建议采取复合解堵增注措施。

3)渤海蓬莱油田注水井堵塞物类型，有机堵塞物油垢为23.3%沥青质、46.44%胶质等，无机堵塞物主要为44.8%铁腐蚀产物、42.5%储层矿物和12.7%钙垢。

［1］沈燕来，吉延章，陈建武.渤海埕北油田、绥中36－1油田注水井堵塞机理研究［J］.石油钻采工艺，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.