渤海蓬萊油田注水井堵塞機(jī)理研究

李蔚萍，向興金，胡墨杰

(湖北漢科新技術(shù)股份有限公司，湖北荊州 434000)

由于渤海蓬萊油田在注水過(guò)程中出現(xiàn)了注水壓力明顯上升，在渤海蓬萊油田儲(chǔ)層敏感性，以及歷年來(lái)注水過(guò)程中水質(zhì)指標(biāo)、腐蝕與堵塞資料調(diào)研的基礎(chǔ)上，開(kāi)展了現(xiàn)場(chǎng)注入水水質(zhì)指標(biāo)分析、結(jié)垢預(yù)測(cè)與評(píng)價(jià)、腐蝕評(píng)價(jià)，進(jìn)行了速敏、水敏、水質(zhì)超標(biāo)、結(jié)垢和腐蝕引起的堵塞機(jī)理研究，為找出渤海蓬萊油田注水壓力上升原因，開(kāi)展解堵增注措施提供了可靠的技術(shù)支持。

1 速敏引起的堵塞

如果存在速敏，則會(huì)引起微粒運(yùn)移堵塞，由于流體流速較高或壓差波動(dòng)較大，使得地層中微粒釋放和運(yùn)移，當(dāng)微粒運(yùn)移至孔喉狹窄處時(shí)，即可堆砌而造成滲流通道堵塞，阻礙流體流動(dòng)。渤海蓬萊油田速敏評(píng)價(jià)結(jié)果表明，臨界流速為1.0～2.0 mL/min，速敏損害程度弱～中等偏強(qiáng);利用庫(kù)爾特儀分析速敏實(shí)驗(yàn)驅(qū)出流體中顆粒大小，顆粒粒徑中值普遍為5～20 μm，最大粒徑小于30 μm，存在明顯的微粒運(yùn)移現(xiàn)象。通過(guò)計(jì)算實(shí)際注水量12.0～3 024.7 m3/d，當(dāng)實(shí)際注水量大于儲(chǔ)層臨界注水量497.4～994.8 m3/d時(shí)，注水速度過(guò)快，存在微粒運(yùn)移堵塞。

2 水敏引起的堵塞

水敏引起的堵塞是指地層巖石與注入水接觸后引起黏土礦物水化、膨脹、分散脫落、運(yùn)移，最終導(dǎo)致地層滲透率降低的現(xiàn)象［1］。

渤海蓬萊油田儲(chǔ)層蒙脫石含量高，水敏評(píng)價(jià)結(jié)果表明，具有極強(qiáng)水敏性，但渤海蓬萊油田現(xiàn)場(chǎng)注入水水源海水、混合注入水和平臺(tái)產(chǎn)出水礦化度為17 000～31 000 mg/L，均高于臨界礦化度14 565.8 mg/L，高礦化度注入水可抑制黏土水化膨脹。因此，渤海蓬萊油田注水過(guò)程中不會(huì)產(chǎn)生水敏堵塞損害。

3 水質(zhì)超標(biāo)引起的堵塞

對(duì)渤海蓬萊油田現(xiàn)場(chǎng)水樣進(jìn)行了針對(duì)性的取樣，并按照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn) SY/T 5329—1994《碎屑巖油藏注水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)推薦》，SY/T 5329—2012《碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦指標(biāo)及分析方法》，Q/HS 2042—2008《海上碎屑巖油藏注水水質(zhì)指標(biāo)》，對(duì)樣品分別進(jìn)行分析與測(cè)定，結(jié)果見(jiàn)表1。水樣水質(zhì)指標(biāo)懸浮物含量、粒徑中值和濾膜系數(shù)與行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)相比，均嚴(yán)重超標(biāo)，且處理后混合注入水經(jīng)海管輸送至各平臺(tái)后，平臺(tái)注入水中懸浮物含量、粒徑中值和含油量均明顯增大，水質(zhì)變差，存在沿程水質(zhì)惡化問(wèn)題。

參照行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5358—2002《儲(chǔ)層敏感性流動(dòng)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)方法》中單相工作液評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)方法，考察5個(gè)平臺(tái)混合注入水對(duì)不同滲透率巖心的堵塞，結(jié)果見(jiàn)表2。水質(zhì)超標(biāo)存在明顯的堵塞損害，驅(qū)替 40 PV時(shí)，注入壓力增大 1.86～11.86 倍，滲透率損害率為 46.2%～91.6%;驅(qū)替100 PV時(shí)，注入壓力增大3.10～23.77倍，滲透率損害率為67.7%～95.8%。由此可見(jiàn)，水質(zhì)超標(biāo)是渤海蓬萊油田注水井堵塞的主要原因之一。

表1 渤海蓬萊油田現(xiàn)場(chǎng)水樣水質(zhì)分析

表2 混合注入水對(duì)不同滲透率巖心的綜合堵塞結(jié)果

另外，對(duì)歷年來(lái)渤海蓬萊油田現(xiàn)場(chǎng)注入水水質(zhì)指標(biāo)監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)與現(xiàn)場(chǎng)執(zhí)行標(biāo)準(zhǔn)指標(biāo)分析表明，固體懸浮物TSS(80%分布在11～22 mg/L)嚴(yán)重超標(biāo)(≤10 mg/L);粒徑中值D50(90%分布在5～15 μm)超標(biāo)(≤4 μm);含油量(60%分布在 30～70 mg/L)超標(biāo)(≤25 mg/L);SRB指標(biāo)不穩(wěn)定，有時(shí)超出幾千倍;溶解氧O2含量(70%分布在30×10－9～70×10－9)從 2009年9月開(kāi)始嚴(yán)重超標(biāo)(≤20 ×10－9);總鐵含量(80%分布在0.8×10－6～1.5×10－6)從2009 年7 月開(kāi)始嚴(yán)重超標(biāo)(≤0.5 ×10－6)。

渤海蓬萊油田原油屬環(huán)烷基重質(zhì)原油，具有“三高四低”特點(diǎn):高密度(平均0.959 g/cm3)、高黏度(平均 439.5 mPa·s)、高膠質(zhì)(平均含量14.77%)，低含硫(平均含量0.37%)、低瀝青(平均含量 4.41%)、低蠟(平均含量 2.38%)、低凝固點(diǎn)(－33～4℃)。而注入水中油污和油井轉(zhuǎn)注井中膠質(zhì)、瀝青質(zhì)和蠟原油，在注水過(guò)程中因溫度和壓力變化，會(huì)產(chǎn)生有機(jī)垢，引起堵塞。

4 結(jié)垢引起的堵塞［2－5］

渤海蓬萊油田注入水水源較復(fù)雜，首先所有平臺(tái)產(chǎn)出水混合處理好后，與處理后海水再按體積比1∶1，通過(guò)海管分別輸送至各平臺(tái)，成為各平臺(tái)注入水。因此，若水源間配伍性不好，又沒(méi)有采取有效防垢措施，則極易出現(xiàn)結(jié)垢，產(chǎn)生堵塞。

4.1 現(xiàn)場(chǎng)水樣離子組成分析

現(xiàn)場(chǎng)水樣離子組成分析結(jié)果見(jiàn)表3。平臺(tái)產(chǎn)出水礦化度為17 000～26 000 mg/L，C，D，E 平臺(tái)產(chǎn)出水均屬Na2SO4水型，不含Ba2+;但F平臺(tái)產(chǎn)出水屬CaCl2水型，卻含一定量的成垢陽(yáng)離子Ba2+;平臺(tái)注入水和海水均屬M(fèi)gCl2水型，礦化度為24 000～31 000 mg/L;均含成垢陽(yáng)離子Ca2+，Mg2+，Sr2+和成垢陰離子HCO3－，SO42－，具備結(jié)鍶垢和鈣垢的離子條件。

表3 渤海蓬萊油田現(xiàn)場(chǎng)水樣離子組成分析

4.2 現(xiàn)場(chǎng)水樣結(jié)垢評(píng)價(jià)

參照行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5523—2000《油氣田水分析方法》中絡(luò)合滴定法對(duì)現(xiàn)場(chǎng)水樣進(jìn)行結(jié)垢評(píng)價(jià)，結(jié)果見(jiàn)表4。隨著溫度升高，海水、產(chǎn)出水自身結(jié)垢量增大，結(jié)垢量為10～61 mg/L。

表4 不同溫度下現(xiàn)場(chǎng)水樣結(jié)垢評(píng)價(jià)結(jié)果

在65℃下，采用相同方法，考察海水與C平臺(tái)產(chǎn)出水不同體積比下的結(jié)垢量，結(jié)果見(jiàn)表5。V(海水)∶V(C)平臺(tái)產(chǎn)出水為 7∶3時(shí)，結(jié)垢量最大，為76.70 mg/L。因此，海水和產(chǎn)出水作為注入水時(shí)，必須采取有效地防碳酸鈣垢措施，F(xiàn)平臺(tái)還需采取防硫酸鋇垢措施。

表5 65℃下海水與C平臺(tái)產(chǎn)出水不同體積比的結(jié)垢量

5 腐蝕引起的堵塞

室內(nèi)參照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5273—2000《油田采出水用緩蝕劑性能評(píng)價(jià)方法》中靜態(tài)掛片失重法，在不同條件對(duì)現(xiàn)場(chǎng)海水、產(chǎn)出水進(jìn)行腐蝕評(píng)價(jià)，結(jié)果見(jiàn)表6。

表6 渤海蓬萊油田海水和產(chǎn)出水從井口至井底溫度下腐蝕評(píng)價(jià)結(jié)果

從表6看出，隨著從井口至井底溫度升高，渤海蓬萊油田海水和產(chǎn)出水腐蝕速率逐漸增大，海水除氧后的腐蝕速率為0.007 9～0.011 1 mm/a，滿足注水水質(zhì)腐蝕速率控制指標(biāo)要求(小于0.076 0 mm/a)，但不除氧的腐蝕速率明顯高于除氧的。由此可見(jiàn)，海水作為注入水必須采取合適的除氧措施;而產(chǎn)出水除氧后腐蝕速率仍為0.123 8～0.138 6 mm/a，不能滿足注水水質(zhì)腐蝕速率控制指標(biāo)要求。因此，海水與產(chǎn)出水混合作為注入水必須采取有效地除氧、防腐、殺菌措施。

從歷年對(duì)注水管線和水質(zhì)的腐蝕監(jiān)測(cè)結(jié)果可知，2011年ER探針?lè)z測(cè)到3—4月注水管線防腐不達(dá)標(biāo);2009年第4季度至2012年第1季度期間掛片法檢測(cè)注水管線腐蝕速率為0.003 96～0.233 51 mm/a，存在間斷性腐蝕不達(dá)標(biāo)現(xiàn)象;另外，海水對(duì)注水管線動(dòng)態(tài)腐蝕速率達(dá)2.286 0 mm/a，且點(diǎn)蝕很?chē)?yán)重，點(diǎn)蝕速率達(dá)7.000 0 mm/a。說(shuō)明注水過(guò)程中沒(méi)有堅(jiān)持采取有效地防腐措施，從而引起腐蝕產(chǎn)物堵塞損害，這也是渤海蓬萊油田注水井堵塞的主要原因之一。

6 堵塞物類型分析與評(píng)價(jià)

對(duì)現(xiàn)場(chǎng)取到的堵塞物樣品進(jìn)行組分和X－衍射定量分析與評(píng)價(jià)。將現(xiàn)場(chǎng)堵塞物樣品倒入已恒重?zé)校Q取質(zhì)量M1;樣品恒重，將樣品置于105℃烘箱烘至恒重，并稱取質(zhì)量M2;用石油醚(可部分溶解瀝青質(zhì)，可完全溶解膠質(zhì)、烷烴、環(huán)烷烴、芳香烴等原油組分)萃取，過(guò)濾;在120℃下分別烘干過(guò)濾后的固體和濾液，冷卻后分別稱取質(zhì)量M3和M4;再將烘干后固體用甲苯(完全溶解瀝青質(zhì))萃取，過(guò)濾;在120℃下分別烘干過(guò)濾后的固體和濾液，冷卻后分別稱取質(zhì)量M5和M6。結(jié)果見(jiàn)表7?，F(xiàn)場(chǎng)堵塞物有機(jī)物和無(wú)機(jī)物含量分別為69.74%和30.26%，其中有機(jī)物主要含瀝青質(zhì)、膠質(zhì)和芳香烴等。

表7 渤海蓬萊油田現(xiàn)場(chǎng)堵塞物組成分析結(jié)果

渤海蓬萊油田現(xiàn)場(chǎng)無(wú)機(jī)堵塞物按標(biāo)準(zhǔn)SY/T 6210—1996《沉積巖中黏土礦物總量和常見(jiàn)非黏土礦物X射線衍射定量分析方法》進(jìn)行，結(jié)果見(jiàn)表8。

表8 渤海蓬萊油田現(xiàn)場(chǎng)堵塞物X－衍射定量分析結(jié)果

從表8看出，無(wú)機(jī)堵塞物主要為44.8%鐵腐蝕產(chǎn)物、42.5%儲(chǔ)層礦物和12.7%鈣垢。再次驗(yàn)證了上述堵塞機(jī)理研究結(jié)果。

7 結(jié)論

1)造成渤海蓬萊油田注水井堵塞的主要原因是速敏損害、水質(zhì)超標(biāo)、結(jié)垢堵塞和腐蝕堵塞。

2)渤海蓬萊油田注水井堵塞類型無(wú)機(jī)物和有機(jī)物主次無(wú)法判斷，建議采取復(fù)合解堵增注措施。

3)渤海蓬萊油田注水井堵塞物類型，有機(jī)堵塞物油垢為23.3%瀝青質(zhì)、46.44%膠質(zhì)等，無(wú)機(jī)堵塞物主要為44.8%鐵腐蝕產(chǎn)物、42.5%儲(chǔ)層礦物和12.7%鈣垢。

［1］沈燕來(lái)，吉延章，陳建武.渤海埕北油田、綏中36－1油田注水井堵塞機(jī)理研究［J］.石油鉆采工藝，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.

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