南海东部E油田水源水与地层水配伍性研究

2021-04-25李晓亮江安苏延辉

化工管理 2021年10期

李晓亮，江安，苏延辉

(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452)

0 引言

南海东部E油田为中孔中渗稠油油田，因储层面积大、厚度薄，原油流动性差，天然边水能量补充缓慢，投产后产量出现明显递减，需采取注水措施补充地层能量。计划采用深部水层为水源注入主力产层，需开展注水配伍性研究，防止因水源水不配伍对储层造成伤害，影响油田稳产增产[1-2]。笔者通过室内实验分析了E油田地层水及水源水的离子组成，综合运用软件预测、室内模拟实验等手段[3-5]完成注水配伍性研究，研究成果为该油田注水开发提供依据，也可为南海东部其他类似油田提供借鉴和参考。

1 水中离子含量分析

地层水及水源水中离子含量分析结果如表1所示。

地层水及水源水均为CaCl2水型，从水型上看，配伍性良好。两种水最大的区别是水源水中硫酸根含量偏高。注水过程中，理论上可能产生碳酸钙、硫酸钙结垢及少量硫酸钡、硫酸锶，需开展详细分析预测及实验验证。

2 结垢预测分析

采用Scalchem结垢预测软件对该油田注水过程结垢情况进行预测，该软件通过输入水质分析及温度、压力数据，可以通过一系列内部计算，输出预测理论最大结垢量(以mg/L给出)，在国内外得到广泛应用和认可。根据E油田现场实际情况，预测温度范围选为75～120 ℃，压力范围13～25 MPa。将水源水与地层水按不同比例 (1∶0、3∶1、2∶1、1∶1、1∶2、1∶3、0∶1)混合之后开展预测。

在该温度压力范围内，结垢类型预测主要为碳酸钙，不会产生硫酸钙。不同温度压力条件下，碳酸钙的预测理论最大结垢量结果如图1所示。

软件预测分析结果表明：水源水与地层水不同比例混合后，随着地层水在混合水中比例的增加，结垢量总体呈现逐渐下降趋势；混合水样温度越高，预测结垢量越大，最大值为260 mg/L；在不同温度压力条件下，结垢预测曲线均呈现比较规律的斜线，表明两种水样配伍性良好，结垢都是水样自身产生，不会因为混合增加额外的结垢量。

表1 水中离子含量分析

图1 不同比例水源水与地层水混合后结垢量预测

另外，还进行了钡锶垢结垢预测，由于地层水中钡离子较少，硫酸钡的总体结垢量预测值为5 mg/L左右，硫酸钡预测值仅为碳酸钙预测值的1/10至1/20，结垢风险较小。预测不会产生硫酸锶结垢。

由于软件预测的局限性，只是给出理论最大结垢量，但实际上水源水自身在120 ℃条件下的地层中是非常稳定的。软件预测只能作为结垢规律和变化趋势的参考，水样的真实结垢量还需再通过开展室内模拟实验进行验证。

3 结垢模拟实验

本实验用水为用孔径为0.45 μm的混合纤维素脂滤膜精细过滤后的现场水样，将水源水与地层水按不同比例(1∶0、3∶1、2∶1、1∶1、1∶2、1∶3、0∶1)混合。水源水注入地层时温度约为100 ℃，设为本次的实验温度。参照石油天然气行业标准《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》[6]中滤膜法测定悬浮物含量的相关标准开展实验。

以单一水样的结垢量为基准，计算不同比例混合水的结垢量为计算垢量。如果实验实测垢量高于计算垢量，说明水样混合后有新沉淀产生，即两种水样不配伍。

结垢模拟实验结果表明：实测结垢量相较软件预测值明显偏低，单一水源水沉淀量53 mg/L，单一地层水沉淀量为12 mg/L，说明现场水样稳定性较好，不会出现软件预测理论最大结垢量；实验实测垢量基本与配伍的理论计算垢量相同，说明水源水与地层水水样配伍性良好；结垢量总体属少量垢，注水过程中结垢造成损害的潜在风险较低。

4 岩心伤害模拟实验

为研究水源水与地层水混合后，因结垢对储层岩心造成的伤害情况，开展了岩心伤害模拟实验。实验温度设置为100 ℃。先用与地层水相同矿化度的KCl盐水测试渗透率，代表岩样的初始渗透率Ki。再以相同流速注入不同类型的实验水，持续注入50PV(孔隙体积(pore volume，PV))之后，再次用与地层水相同矿化度的KCl盐水测试渗透率，代表岩心注水结垢伤害之后的渗透率Kr。渗透率保留率=Kr/Ki×100%。

岩心伤害模拟实验结果如表2所示。

由实验结果可知：随着水源水在混合水中所占比例的降低，岩心伤害程度也呈现降低趋势；四组实验伤害率均＜10%，属弱伤害。因此，该油田水源水注入目的层时，因结垢对储层渗透率造成的伤害较小。