南海W油田转注井堵塞原因分析与解堵技术对策

徐 靖，马 磊，何 连，舒福昌,杨仲涵，李祝军，曹 峰

(1.中海石油(中国)有限公司湛江分公司，广东 湛江 524057；2.湖北省油田化学产业技术研究院，湖北 荆州 434001)

为了贯彻落实国家和“海油总”节能减排的要求，先后将南海W油田三口油井转为注水井，实施生产水的回注。由于生产水中悬浮物含量、粒径、含油量等指标高于注水水质标准，导致南海W油田转注井堵塞严重，出现以下问题：(1)注水量大幅下降。经过2年多的注水，在相同的井口注入压力下转注井注水量下降45%～60%，并且有进一步恶化的趋势。(2)转注井近井地带堵塞严重。注水管汇堵塞严重，切开注水管汇发现大量的堵塞沉积物，初步分析为油井产出液中携带的粉细砂、管汇腐蚀产物以及部分有机堵塞物。钢丝作业捞砂，也从井筒中捞出一些堵塞物，进一步说明转注井近井地带堵塞。转注井近井地带堵塞会引起注水压力升高，存在造成地层破裂、渗漏引发海洋环境污染的隐患。随着老油田油井含水率的上升和新油田的投产，需要回注的生产水总量日益增多，若转注井注水能力进一步下降，将无法满足节能减排的要求。因此，转注井解堵增注迫在眉睫。

作者通过资料调研与分析，在充分了解转注井基本特点的基础上，室内开展现场注入水水质分析与结垢评价、现场堵塞物分析、现场注入水堵塞损害评价与机理研究，找出其堵塞原因，并提出相应的解堵技术对策，以期为南海W油田转注井解堵提供技术对策和理论依据。

1 南海W油田转注井的基本特点

1.1 转注井的基本情况

转注井采取筛管完井方式，其储层孔隙度在25%左右，渗透率在1 000 mD左右，属中高孔-高渗和特高孔-特高渗储层。各油组压力系数为1.01～1.05，属正常压力系统；地温梯度为5.324 ℃·(100 m)-1，比附近油田[3.4 ℃·(100 m)-1]高。转注前含水率达98%以上，累计产油约5×104～25×104m3，产气约20×104～90×104m3，产水约70×104～130×104m3。

1.2 转注井储层原油特性

南海W油田转注井储层原油属中等性质原油，具有“二高五低”的特点：(1)原油密度低，地面原油平均密度为0.886 g·cm-3；(2)原油黏度低，地面原油平均黏度为22.83 mPa·s，地层原油平均黏度为5.29 mPa·s；(3)胶质、沥青质含量低，胶质、沥青质总量平均为9.14%；(4)含蜡量(平均17.57%)高；(5)凝固点(平均31 ℃)高；(6)原始汽油比(平均3.2 m3/m3)低；(7)含硫量(平均0.17%)低。

1.3 转注流程及转注情况

转注井的注水水源为南海W油田的生产污水，最初只用三相油水分离器对生产污水进行油水分离处理和水力旋流器分离去除污水中较重的粗颗粒，然后直接注入到转注井储层，后来补装了细过滤器。

转注井采用恒压注水，注水压力为6.5 MPa，注水量约为700～2 400 m3·d-1。转注约2年后，在注水条件不变的情况下，出现了注水量大幅下降的情况，注水量下降达45%～60%。

注水期间水质监测结果显示，固含量和固相颗粒粒径严重超标；腐蚀性气体监测回注的生产污水中溶解性H2S含量(4 800 mg·L-1)较高。在安装流量计时也发现注水管线腐蚀严重，这与腐蚀性气体H2S含量高有关。

2 南海W油田转注井现场注入水水质分析与结垢评价

对南海W油田现场注入水进行针对性取样，参照行业标准SY/T 5329-2012《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》和SY/T 5523-2016《油田水分析方法》，对样品进行多项指标的测定与分析。

2.1 转注井现场注入水离子组成分析

2.2 转注井现场注入水结垢预测

在系统内形成结垢的直接原因是一种难溶盐在过饱和溶液中的沉淀，而液体过饱和则是由于不相容液体的混合、温度、压力以及pH值的变化。也就是说，结垢是由于系统内热力学的不稳定性与化学不相容性而引起的[1-3]。

饱和指数SI是过饱和度的一种量度，根据SI值大小可预测溶液中BaSO4、SrSO4、CaSO4、CaCO3沉淀的可能性，SI值越大，产生垢沉淀的可能性也越大，但不能预测结垢的数量。若SI<0，溶液未饱和，不结垢；若SI=0，溶液饱和，平衡状态；若SI>0，溶液过饱和，结垢。SI按式(1)计算：

(1)

式中：IP为实际溶液的离子积；Ksp为溶度积平衡常数。

分别采用Oddo-Tomson提出的硫酸盐垢和Oddo-Tomson改进CaCO3垢的SI计算公式[4-5]，对南海W油田转注井现场注入水在不同温度下的硫酸盐垢和CaCO3垢的SI进行计算，结果如图1所示。

图1 不同温度下现场注入水硫酸盐垢和CaCO3垢的SI变化趋势Fig.1 Change trend of SI of sulfate scale and calcium carbonate scale in field injected water at different temperatures

从图1可知，在45～75 ℃范围内，南海W油田现场注入水硫酸盐垢的SI<0，而CaCO3垢的SI>0，表明注入水具有结CaCO3垢的趋势。

2.3 转注井现场注入水结垢评价

参照SY/T 5523-2016中的络合滴定法对南海W油田转注井现场注入水结垢进行评价，具体步骤如下：在洁净的玻璃瓶中加入100 mL注入水，加盖密封好，分别置于45 ℃、55 ℃、65 ℃、75 ℃恒温水浴锅(烘箱)中恒温12 h，取出冷却后，过滤，用移液管精确量取10 mL滤液，用EDTA(配制EDTA溶液时必须加热溶解EDTA)进行络合滴定(先向样品中加入10 mL氨水-氯化铵缓冲溶液调节pH值至10左右，然后加适量钙指示剂，滴定过程中溶液由紫色变为纯蓝色)。根据成垢前后对水样进行络合滴定消耗的EDTA体积按式(2)计算成垢量(m，mg·L-1，以CaCO3计)：

m=(V0×c0-V1×c1)×MCaCO3×102

(2)

式中：MCaCO3为CaCO3的摩尔质量，100.09 g·mol-1；c0为成垢前滴定用EDTA标准溶液浓度，mol·L-1；c1为成垢后滴定用EDTA标准溶液浓度，mol·L-1；V0为成垢前EDTA消耗体积，mL；V1为成垢后EDTA消耗体积，mL。

结果表明，45 ℃、55 ℃、65 ℃、75 ℃下结垢量分别为59.76 mg·L-1、70.18 mg·L-1、76.02 mg·L-1、82.62 mg·L-1。结垢量随温度升高而增加，且75 ℃×12 h后可以明显看到白色结垢，结垢量达到82.62 mg·L-1，结垢现象严重，这与南海W油田转注井现场注入水未采取防垢措施有关。为了避免结垢带来的损害，建议南海W油田转注井现场注入水采取必要的防垢措施。

2.4 转注井现场注入水水质分析(表1)

从表1可知，南海W油田转注井现场水样含油量均能达标，但悬浮物含量和粒径中值全部超标，细过滤器出口水样的滤膜系数能满足指标要求。

表1 现场注入水水质分析结果

3 南海W油田转注井现场堵塞物分析

3.1 转注井现场堵塞物组成分析

萃取分离结果表明，现场堵塞物中有机堵塞物和无机堵塞物含量分别为3.88%～7.26%和92.74%～96.12%，有机物含量较少，堵塞主要由无机堵塞物引起。

3.2 转注井现场堵塞物中无机物的能谱分析(图2)

从图2可知，南海W油田转注井现场堵塞物中无机物主要含有Fe、C、O、Mo、Cr、Cu、Ca、P、Si、Cl等元素。与管线腐蚀产物相关的元素组成情况如表2所示。

图2 转注井1#现场堵塞物(a)及2#现场堵塞物(b)中无机物的能谱分析Fig.2 Energy spectrum analysis of inorganics in 1# field plug(a) and 2# field plug(b) of transfer wells

从表2可知，现场堵塞物中与管线腐蚀产物相关的元素含量占49.11%～62.02%，腐蚀堵塞需引起重视。

表2 现场堵塞物中与管线腐蚀产物相关的元素组成情况/%

3.3 转注井现场堵塞物中无机物的XRD分析(表3)

从表3可知，现场堵塞物中无机物主要为铁腐蚀产物、钙垢和储层其它矿物。

表3 现场堵塞物中无机物的XRD分析结果/%

4 南海W油田转注井现场注入水对岩心的堵塞损害评价及机理研究

4.1 转注井现场注入水腐蚀产物对不同渗透率岩心的堵塞损害评价

室内评价腐蚀产物模拟堵塞时，采用两种模拟水，模拟水1为高浓度Na2CO3，模拟水2为高浓度FeCl2，利用二者不相容的特点，模拟两者在岩心中混合后能迅速生成Fe(OH)3，形成腐蚀产物堵塞[6-10]。

实验步骤：(1)选取人造岩心测量其长度(L)、直径(D)；(2)烘干、称重、抽空，并用与单一注入水矿化度相同的KCl盐水饱和岩心，老化40 h，待用；(3)测定岩心的孔隙度(Ф)；(4)用KCl盐水加热至75 ℃时测定岩心原始渗透率(K1)； (5)在65 ℃下，用两台平流泵将模拟水1和模拟水2按2∶1体积比同时注入岩心，驱替40 PV，反应24 h；(6)在65 ℃下再用标准盐水测定岩心渗透率(K2)；(7)计算堵塞率。岩心物性参数见表4，结果见表5。

表4 腐蚀产物模拟堵塞损害评价用岩心物性参数

表5 腐蚀产物对不同渗透率岩心的模拟堵塞损害评价结果

从表5可知，随着岩心渗透率的减小，腐蚀产物模拟堵塞越来越严重，堵塞率达38.69%～68.26%。表明现场注入水采取防腐措施非常重要。

4.2 转注井现场注入水结垢对不同渗透率岩心的堵塞损害评价

参照行业标准SY/T 5358-2002中单相工作液评价方法，进行精过滤后现场注入水自身结垢及累积结垢评价。

实验步骤同4.1，在75 ℃时用精过滤现场注入水驱替至100 PV左右，中途多次记录驱替不同PV时的渗透率(K)，岩心物性参数见表6，结果见图3。

表6 现场注入水结垢堵塞损害评价用岩心物性参数

从图3可知，现场注入水驱替相同PV时，随着岩心渗透率的减小，岩心的渗透率保留率越来越小，表明堵塞越来越严重，堵塞率为10.6%～24.8%。说明现场注入水存在结垢堵塞，与之前结垢分析结果一致。

图3 现场注入水对不同渗透率岩心的结垢堵塞损害评价Fig.3 Evaluation of scaling plugging damage to cores with different permeability by field injection water

4.3 转注井现场注入水对不同渗透率岩心的综合堵塞损害评价

参照行业标准SY/T 5358-2002中单相工作液评价方法，进行现场注入水综合堵塞损害评价[11-13]。

实验步骤同4.2，岩心物性参数见表7，结果见图4。

表7 现场注入水综合堵塞损害评价用岩心物性参数

图4 现场注入水对不同渗透率岩心的综合堵塞损害评价Fig.4 Evaluation of comprehensive plugging damage to cores with different permeability by field injection water

从图4可知，综合堵塞较单一的结垢堵塞更严重，相同条件下的渗透率损害率更大，堵塞率为25.97%～36.98%。

5 南海W油田转注井堵塞原因与解堵技术对策

综上，南海W油田转注井堵塞原因如下：(1)悬浮物含量、粒径中值超标引起固相堵塞；(2)未采取防腐措施，生成的腐蚀产物引起堵塞；(3)未采取防垢措施，导致注入水自身结垢堵塞；(4)油井转注，高含蜡原油“析蜡”引起有机垢堵塞；(5)速敏引起的注水过程中微粒运移损害。

针对南海W油田转注井主要为无机物堵塞，并且由注入水水质和管线腐蚀产物引起，且该储层原油含蜡量高，在注水过程中由于温度和压力的变化，近井带会因“析蜡”而产生有机垢堵塞，另外转注井为筛管完井，在注水过程中回注水中的油滴极易在筛管内的金属棉表面吸附，形成油垢堵塞筛网。因此，建议采用先有机解堵，再无机解堵，“段塞解堵”的解堵增注对策，有机解堵液作为前置液，解除筛网油垢，解除有机垢堵塞；无机解堵液作为后置液，解除无机堵塞，改造储层。