低渗透CO2驱注入井注入困难原因分析与防治对策*

2024-02-10马锋范冬艳高强李永宽

油气田地面工程 2024年1期

马锋范冬艳高强李永宽

1吉林油田公司油气工艺研究院

2CO2驱油与埋存试验基地

CO2驱实施以来，共有35 井次注气井先后出现注入困难现象，通过从储层特点、近井地带、井筒、井口、注入系统等不同环节沉积物、水质分析，结合试验区注水井与注气井对比分析，最终认识到了水质是导致注入困难的主要原因及影响因素[1]。因此，从根源上提出了针对性的防控措施，有效解决了欠注问题。

1 井筒堵塞状况

CO2驱气源保障至关重要，CO2平稳注入是正常生产与扩大波及体积的保障，试验区块陆续出现了腐蚀结垢产物引起的井筒与近井地带堵塞现象，影响CO2高效注入。通过注气井连续油管作业中井筒遇阻位置统计，普遍发生在400～2 400 m，遇堵位置分布情况见图1。

图1 井筒遇堵位置分布情况Fig.1 Location distribution of wellbore plugging

2 注入困难原因分析

依托连续油管冲洗、测试、返吐、可视化测井、过滤物取样化验等矿场措施，结合室内实验等手段，针对欠注井从储层、井筒、井口、管线等重点环节，从注入井堵塞物、固体沉积物入手，分析导致注入井注入困难的主要因素[2]。

2.1 储层物性对欠注的影响

大情字油田属于裂缝性储层，储层物性不是影响注水的主要因素，大情字油田储层渗透率0.01～20 mD，平均渗透率2.47 mD，孔隙度6%～20%，平均孔隙度为12.4%，属于中低孔、特低渗储层，但储层裂缝发育，青一段高台子层裂缝密度0.27 条/m，大情字油田储层伊蒙混层黏土含量较高，岩心黏土含量分析见图2，注入水水质与地层水水质矿化度接近，储层水敏性不是导致欠注的主要原因[3]，不同盐度条件下岩芯水敏性分析见图3。

图2 岩心黏土含量分析Fig.2 Core clay content analysis

图3 不同盐度条件下岩芯水敏性分析Fig.3 Analysis of core water sensitivity under different salinity conditions

2.2 注入系统中固体组分及堵塞物分析

通过注水管线冲洗、井筒起管作业与可视化测井、近井地带连续油管冲洗返吐、管线冲出物取样分析，追根溯源，确定了影响注入系统腐蚀结垢及欠注的主要因素为水质[4]。

2.2.1 地面管线沉积物分析

长期停注水管线的前端水样中硫酸盐还原菌（SRB）含量、铁离子含量超标，管线冲洗前后水样对比表明，水质由黑色逐步变为白，如图4所示。

图4 管线冲洗前后水样对比Fig.4 Comparison of water samples before and after pipeline flushing

注入水质腐蚀导致地面系统固相腐蚀产物多，停注水管线、地面过滤器滤网中的固相沉积物含有大量的油和固体颗粒，长期停注的注水管线分析见表1。能谱及X 射线衍射（XRD）分析表明主要是FeCO3、FeS、CaCO3等腐蚀结垢产物，分析结果见图5与表2。

表1 停注的注水管线前后端水质分析Tab.1 Water quality analysis of the front and rear end of the water injection pipeline of the stop-injection pipeline

表2 冲洗出固体组分分析Tab.2 Component analysis of flushed-out solids质量分数/%

图5 管线冲出杂质能谱分析Fig.5 Energy spectrum analysis of impurities flushed out of the pipeline

2.2.2 井筒及近井地带堵塞物分析

开展矿场欠注井起管作业、返吐、连续油管冲洗等措施，利用XRD 开展了井筒堵塞物、井筒冲出物、连续油管洗出物的固体物质分析，这些物质主要是FeCO3、FeS、CaCO3等腐蚀结垢产物，与注水管线（长停管线）冲洗物成分基本相同，分析结果见表3。

表3 井筒及近井地带堵塞物组分分析Tab.3 Component analysis of blockages in wellbores and near wellbores 质量分数/%

由于水质、CO2、细菌腐蚀作用导致地面管线及油管腐蚀，同时由于油管表面粗糙度大，导致腐蚀结垢产物沉积与附着，并逐渐堆积导致油管缩径[5]。同时，部分腐蚀产物随注入过程进入近井地带，导致注入困难，井筒及近井地带堵塞物形貌见图6。

图6 井筒及近井地带堵塞物Fig.6 Blockage in wellbores and near wellbores

2.2.3 可视化测井分析

注水时井下可视化测井表明，井筒内水质发黑，注入水中存在固相颗粒与井筒附着物，并且伴有大块固体杂质，导致管壁存在缩径现象，监测形貌见图7。根据可视化测井及管线、井筒、近井地带分析结果可以确定，水质中机杂及腐蚀产物导致油管内壁缩径；同时注入水中固相悬浮颗粒、未沉积的腐蚀产物颗粒及管线及井筒表面由于注水冲刷剥离的腐蚀产物进入地层堵塞孔隙通道，导致渗透率下降，从而导致欠注、注不进[6]。

图7 井下可视化监测Fig.7 Downhole visual monitoring

2.2.4 腐蚀结垢机理及影响因素分析

从“污水回注→注井组→注入井→储层”整个是一个闭环系统，腐蚀介质来源关系密切[7]，注入水中含油、悬浮物、SRB 严重超标，分析结果见表4。

表4 注入水质分析Tab.4 Analysis of injected water quality

室内分析表明注水管线沉积物与井筒、近井地带堵塞物主要为FeCO3、FeS、CaCO3等腐蚀结垢产物，导致腐蚀结垢的原因为注入水中结垢性离子及侵蚀性CO2、SRB等作用的结果。

水质为高矿化度盐水，总矿化度平均为15 000 mg/L，水中Cl-含量很高，同时注入水中含硫化物、侵蚀性CO2和SRB，它们对油井腐蚀与结垢具有积极的促进作用。由于SRB的存在，将水质中的硫酸盐还原生成硫化氢，使水中的硫化氢含量增加，水质发生恶化形成“黑水”，同时产生的硫离子与硫化氢与管线、井筒作用生成FeS 等物质，与CO2共同作用，导致腐蚀结垢，同时油管表面粗糙度大，易使腐蚀结垢产物附着并逐渐堆积导致管线及井筒缩径及垢下腐蚀，最终导致管线、井筒腐蚀失效[8]。同时由于部分腐蚀结垢产物由于从管壁脱落而悬浮于水中，使水质出现二次污染，造成管线、井筒、地层堵塞与欠注现象。

3 注入井注入困难防治对策

3.1 治理对策

以保障安全平稳注入为首要目标，针对影响CO2驱注入系统欠注原因分析，根据油管缩径、油管堵塞、近井油层堵塞等三类堵塞情况，针对性优选设计了连续油管热洗+钻磨、连续油管旋转喷射+解堵液等解堵技术与措施（表5）。

表5 解堵技术及优缺点Tab.5 Plugging removal technologies and their advantages and disadvantages

3.2 注入系统针对性综合防护技术

矿场注入管线与井筒材质以碳钢为主，耐腐蚀性能差，使用年限较短，更换耐腐蚀管线成本较高，因此需要通过完善注入水处理工艺系统，保证注入系统中的含油、机杂合格，通过添加防腐药剂，改善水质高腐蚀结垢性能，保障入井流体腐蚀速率及细菌含量合格。

针对药剂优选，结合药剂作用距离，配套完善了“接力加药+水气交替段塞+井口过滤”技术集成，形成了联合站加药防腐、注水站接力加药及井口过滤的注入水井口达标的综合防腐技术，保障地面管线内防腐效果与入井流体合格，减少井筒、地层二次污染，提高了管柱使用寿命和注入效果。

3.2.1 针对性防腐药剂研发

根据注入水侵蚀性CO2、SRB 腐蚀特点，通过作用机理及主剂、辅剂优选，研发了缓蚀杀菌体系，提高了综合防腐效果[9]。在注水系统工况条件下，腐蚀速率低于相关标准值0.076 mm/a，评价结果见表6。杀菌后SRB 含量9.5 个/mL，低于相关标准值25个/mL，杀菌效果显著，评价结果见表7。

表6 缓蚀杀菌剂缓蚀效果评价Tab.6 Corrosion inhibition effect evaluation of corrosion inhibition fungicide

表7 缓蚀杀菌剂杀菌效果评价Tab.7 Bactericidal effect evaluation of corrosion inhibition fungicide

3.2.2 接力加药工艺

注入系统防腐主要在联合站污水泵出口加药，从地面不同节点取样分析表明，随着药剂在注水系统运移过程中的吸附与消耗，从联合站—注水站—单井药剂浓度逐渐降低的趋势，注水站、井口药剂残余浓度低于有效作用浓度，导致腐蚀加剧[10]，根据单井管线及井筒防腐需求，设计应用了接力加药工艺，通过在注水站中间节点的接力加药，提高药剂作用距离，实现了井口防腐及杀菌效果满足指标要求，药剂评价效果见表8。