海上A油田注水井结垢分析及防垢措施研究

李 晖，于福生*

(1.中国石油大学(北京)地球科学学院，北京 102249；2.中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249)

注水是目前大多数油田主要采取的一种开发方式，尤其对于中、低渗透油藏而言，通过注水可以有效补充地层能量，达到提高油藏采收率的目的[1-4]。然而由于注入水中通常含有较多的成垢离子，如钙离子、锶离子、钡离子、碳酸根离子、碳酸氢根离子以及硫酸根离子等，当注入水经过井筒注入到地层中时，温度和压力会发生变化，通常会导致注入水自身产生一定的结垢现象。另外，注入水与地层水接触后，如果水型不同，其配伍性通常会较差，进而产生更加严重的结垢现象，会对注水井井筒或者地层产生比较严重的堵塞损害，严重影响油田注水开发的效率[5-8]。

海上A油田属于典型的中、低渗透油藏，前期一直采取注水开发，近年来，随着注水开发时间的不断延长，大部分注水井出现了注水压力升高、井筒结垢及注水量下降的现象。针对注水井堵塞，通常会采取酸化解堵措施来降低注水压力，增大注水量。海上A油田大部分注水井前期采取过常规的酸化解堵措施，也取得了较好的解堵效果，注水井的日注水量得到明显提高，注水压力显著降低，但随着后续注水作业的持续进行，又发生注水井堵塞的现象。因此，为缩短酸化解堵措施的周期，从源头上解决注水井结垢堵塞的问题，需要对注水井结垢现象进行分析，并研究切实可行的防垢措施[9-12]。作者以海上A油田现场平台注入水和地层水为研究对象，分析其离子组成，测定注入水及注入水与地层水混合后的结垢量，并针对性地开展防垢措施研究，为提高海上A油田注水开发效率提供一定的技术支持。

1 实验

1.1 材料、试剂与仪器

注入水样，取自海上A油田现场平台；地层水样、天然岩心，取自海上A油田储层段。

防垢剂HEDP、ATMP、EDTMP、PBTCA、PESA，有效质量浓度均为80%，市售；复合防垢剂FHFG-1和FHFG-2，有效质量浓度均为80%，自制。

电感耦合等离子体发射光谱仪(ICP-OES)，赛默飞世尔科技(中国)有限公司；HH-6型数显恒温水浴锅，金坛白塔金昌实验仪器厂；多功能岩心驱替实验装置，海安县石油科研仪器有限公司。

1.2 方法

1.2.1 注入水和地层水离子组成测定

收集目标油田现场平台注入水及地层水，按照石油与天然气行业标准SY/T 5523-2016《油田水分析方法》中的规定，将水样过滤，采用电感耦合等离子体原子发射光谱法(ICP-AES)对水样的离子组成进行测定。

1.2.2 静态结垢量测定

按照石油与天然气行业标准SY/T 5523-2016《油田水分析方法》中的规定，通过测定水样结垢前后成垢离子(以钙离子为准)的浓度来测定其静态结垢量。具体方法为：在锥形瓶中加入一定体积的水样(注入水或者注入水与地层水混合水样)，用保鲜膜密封，置于水浴锅中，在不同温度下恒温24 h；取出冷却，按1.2.1方法测定结垢后水样中钙离子浓度，按式(1)计算静态结垢量(mg·L-1)。

(1)

式中：c0为结垢前水样中初始钙离子浓度，mg·L-1；c1为结垢后水样中钙离子浓度，mg·L-1；M1为CaCO3的摩尔质量，100.09 g·mol-1；M0为Ca2+的摩尔质量，40.00 g·mol-1。

1.2.3 防垢剂性能评价

按照行业标准SY/T 5673-2020《油田用防垢剂通用技术条件》中的规定，通过测定注入水或者注入水与地层水混合水样中加入防垢剂前后钙离子浓度的变化，评价防垢剂的防垢效果。

1.2.4 动态防垢效果评价

(1)将目标油田储层段天然岩心洗油、烘干，抽真空饱和地层水，备用；(2)将岩心装入岩心夹持器中，使用注入水(或加入防垢剂后的注入水)驱替岩心，驱替流速为0.3 mL·min-1，温度为80 ℃，记录驱替不同PV数时岩心的压力值，计算渗透率，并与初始渗透率比较，计算驱替不同PV数后岩心的渗透率恢复值；(3)通过对比加入防垢剂前后注入水驱替岩心渗透率的变化情况，评价防垢剂在动态驱替过程中的防垢效果。

2 结果与讨论

2.1 注入水和地层水离子组成分析(表1)

表1 目标油田注入水和地层水离子组成/(mg·L-1)

由表1可以看出，目标油田注入水中的钙离子含量较高，达到了400 mg·L-1以上，而目标油田地层水中的碳酸氢根离子含量较高，达到了1 059 mg·L-1，当两种水样混合接触后可能会产生大量的碳酸钙垢；并且两种水样的总矿化度较高，均在30 000 mg·L-1左右。

2.2 注入水自身结垢情况(图1)

图1 不同温度下注入水自身的结垢量

由图1可以看出，随着温度的升高，目标油田注入水自身的结垢量逐渐增大，当温度为80 ℃时，结垢量达到121.8 mg·L-1。说明在注入水经过井筒注入到目标地层的过程中，随着温度的不断升高，注入水可能会在井筒中形成一定量的碳酸钙垢。

2.3 注入水与地层水混合后的结垢情况(图2)

图2 不同温度下注入水与地层水混合后的结垢量

由图2可以看出，随着温度的升高，目标油田注入水与地层水按不同比例混合后的结垢量均逐渐增大，而在不同温度下，注入水与地层水按体积比5∶5混合后的结垢量均大于其它混合比例；当温度为80 ℃时，注入水与地层水按体积比5∶5混合后的结垢量高达489.3 mg·L-1，明显高于注入水自身。说明注入水与地层水存在不配伍现象，在注入水经过井筒注入到地层的过程中，其与地层水混合后会产生比较严重的结垢现象。

综上，无论是注入水自身，还是注入水与地层水按不同比例进行混合，均会产生碳酸钙垢。因此，在海上A油田注水井的实际注水作业过程中，应采取防垢措施，以降低结垢对注水井井筒以及地层的损害程度。

2.4 防垢措施研究

2.4.1 不同类型防垢剂的性能评价

按1.2.3方法评价不同类型防垢剂对注入水与地层水按体积比5∶5混合后的防垢效果，防垢剂加量均为50 mg·L-1，实验温度为80 ℃，实验时间为24 h，结果见图3。

图3 不同类型防垢剂的防垢效果

由图3可以看出，不同类型防垢剂对注入水与地层水混合后的防垢效果有所不同，其中防垢剂PESA、FHFG-1和FHFG-2的防垢率相对较高,当其加量为50 mg·L-1时，防垢率均达到80%以上。后续针对这3种防垢剂开展加量优化实验。

2.4.2 防垢剂加量优化

按1.2.3方法评价不同加量防垢剂(PESA、FHFG-1和FHFG-2)对注入水与地层水按体积比5∶5混合后的防垢效果，实验温度为80 ℃，实验时间为24 h，结果见图4。

由图4可以看出，随着防垢剂加量的增加，3种防垢剂对注入水与地层水混合后的防垢率均逐渐升高，其中防垢剂FHFG-1的防垢效果明显优于防垢剂PESA和FHFG-2。当防垢剂FHFG-1加量为100 mg·L-1时，防垢率达到98%以上；再继续增大防垢剂FHFG-1加量，防垢率的变化不明显。因此，综合考虑防垢效果和经济成本等因素，防垢剂FHFG-1的最佳加量为100 mg·L-1。

图4 防垢剂加量对防垢效果的影响

2.4.3 动态防垢效果评价

选择两块物性相近的天然岩心(岩心长度均为6 cm，直径均为2.5 cm，渗透率均为50 mD左右)，按1.2.4方法，对比注入水加入防垢剂FHFG-1前后岩心渗透率的变化情况，以驱替不同PV数后岩心的渗透率恢复值为评价指标，评价防垢剂FHFG-1(加量100 mg·L-1)的动态防垢效果，结果见图5。

图5 防垢剂FHFG-1的动态防垢效果

由图5可以看出，随着岩心驱替PV数的增大，未加防垢剂FHFG-1的天然岩心的渗透率恢复值呈明显的下降趋势，而加入防垢剂FHFG-1的天然岩心的渗透率恢复值的降幅不明显。当驱替至100 PV时，未加防垢剂FHFG-1的天然岩心的渗透率恢复值仅为55.1%，这说明注入水在驱替过程中可能产生了结垢现象，对岩心孔隙造成了比较严重的堵塞，致使其渗透率下降明显；而加入100 mg·L-1防垢剂FHFG-1后的天然岩心的渗透率恢复值达到95%以上，这说明防垢剂FHFG-1对注水过程中的结垢现象起到了显著的抑制作用，避免结垢对岩心孔隙的堵塞损害，使岩心渗透率得到明显的提升。

综上，防垢剂FHFG-1能够起到良好的动态防垢效果，在海上A油田注水井注水过程中可以发挥较好的防垢效果，有效降低结垢对井筒以及地层的损害程度，提高海上油田注水开发的效率。

3 结论

(1)海上A油田注入水中的钙离子含量较高，而地层水中的碳酸氢根离子含量较高。当温度为80 ℃时，注入水自身结垢量可以达到121.8 mg·L-1，而注入水与地层水按体积比5∶5混合后的结垢量则高达489.3 mg·L-1。该油田注水井注水过程中，可能会在井筒附近或者地层中产生严重的结垢堵塞损害。

(2)防垢剂FHFG-1具有良好的防垢效果，当其加量为100 mg·L-1时，对注入水与地层水混合后的防垢率达到98%以上。在注入水中加入100 mg·L-1防垢剂FHFG-1能使岩心驱替100 PV后的渗透率恢复值达到95%以上，动态防垢效果较好。