南海W油田轉(zhuǎn)注井堵塞原因分析與解堵技術(shù)對(duì)策

徐 靖，馬 磊，何 連，舒福昌,楊仲涵，李祝軍，曹 峰

(1.中海石油(中國(guó))有限公司湛江分公司，廣東 湛江 524057；2.湖北省油田化學(xué)產(chǎn)業(yè)技術(shù)研究院，湖北 荊州 434001)

為了貫徹落實(shí)國(guó)家和“海油總”節(jié)能減排的要求，先后將南海W油田三口油井轉(zhuǎn)為注水井，實(shí)施生產(chǎn)水的回注。由于生產(chǎn)水中懸浮物含量、粒徑、含油量等指標(biāo)高于注水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)，導(dǎo)致南海W油田轉(zhuǎn)注井堵塞嚴(yán)重，出現(xiàn)以下問(wèn)題：(1)注水量大幅下降。經(jīng)過(guò)2年多的注水，在相同的井口注入壓力下轉(zhuǎn)注井注水量下降45%～60%，并且有進(jìn)一步惡化的趨勢(shì)。(2)轉(zhuǎn)注井近井地帶堵塞嚴(yán)重。注水管匯堵塞嚴(yán)重，切開(kāi)注水管匯發(fā)現(xiàn)大量的堵塞沉積物，初步分析為油井產(chǎn)出液中攜帶的粉細(xì)砂、管匯腐蝕產(chǎn)物以及部分有機(jī)堵塞物。鋼絲作業(yè)撈砂，也從井筒中撈出一些堵塞物，進(jìn)一步說(shuō)明轉(zhuǎn)注井近井地帶堵塞。轉(zhuǎn)注井近井地帶堵塞會(huì)引起注水壓力升高，存在造成地層破裂、滲漏引發(fā)海洋環(huán)境污染的隱患。隨著老油田油井含水率的上升和新油田的投產(chǎn)，需要回注的生產(chǎn)水總量日益增多，若轉(zhuǎn)注井注水能力進(jìn)一步下降，將無(wú)法滿足節(jié)能減排的要求。因此，轉(zhuǎn)注井解堵增注迫在眉睫。

作者通過(guò)資料調(diào)研與分析，在充分了解轉(zhuǎn)注井基本特點(diǎn)的基礎(chǔ)上，室內(nèi)開(kāi)展現(xiàn)場(chǎng)注入水水質(zhì)分析與結(jié)垢評(píng)價(jià)、現(xiàn)場(chǎng)堵塞物分析、現(xiàn)場(chǎng)注入水堵塞損害評(píng)價(jià)與機(jī)理研究，找出其堵塞原因，并提出相應(yīng)的解堵技術(shù)對(duì)策，以期為南海W油田轉(zhuǎn)注井解堵提供技術(shù)對(duì)策和理論依據(jù)。

1 南海W油田轉(zhuǎn)注井的基本特點(diǎn)

1.1 轉(zhuǎn)注井的基本情況

轉(zhuǎn)注井采取篩管完井方式，其儲(chǔ)層孔隙度在25%左右，滲透率在1 000 mD左右，屬中高孔-高滲和特高孔-特高滲儲(chǔ)層。各油組壓力系數(shù)為1.01～1.05，屬正常壓力系統(tǒng)；地溫梯度為5.324 ℃·(100 m)-1，比附近油田[3.4 ℃·(100 m)-1]高。轉(zhuǎn)注前含水率達(dá)98%以上，累計(jì)產(chǎn)油約5×104～25×104m3，產(chǎn)氣約20×104～90×104m3，產(chǎn)水約70×104～130×104m3。

1.2 轉(zhuǎn)注井儲(chǔ)層原油特性

南海W油田轉(zhuǎn)注井儲(chǔ)層原油屬中等性質(zhì)原油，具有“二高五低”的特點(diǎn)：(1)原油密度低，地面原油平均密度為0.886 g·cm-3；(2)原油黏度低，地面原油平均黏度為22.83 mPa·s，地層原油平均黏度為5.29 mPa·s；(3)膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量低，膠質(zhì)、瀝青質(zhì)總量平均為9.14%；(4)含蠟量(平均17.57%)高；(5)凝固點(diǎn)(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 轉(zhuǎn)注流程及轉(zhuǎn)注情況

轉(zhuǎn)注井的注水水源為南海W油田的生產(chǎn)污水，最初只用三相油水分離器對(duì)生產(chǎn)污水進(jìn)行油水分離處理和水力旋流器分離去除污水中較重的粗顆粒，然后直接注入到轉(zhuǎn)注井儲(chǔ)層，后來(lái)補(bǔ)裝了細(xì)過(guò)濾器。

轉(zhuǎn)注井采用恒壓注水，注水壓力為6.5 MPa，注水量約為700～2 400 m3·d-1。轉(zhuǎn)注約2年后，在注水條件不變的情況下，出現(xiàn)了注水量大幅下降的情況，注水量下降達(dá)45%～60%。

注水期間水質(zhì)監(jiān)測(cè)結(jié)果顯示，固含量和固相顆粒粒徑嚴(yán)重超標(biāo)；腐蝕性氣體監(jiān)測(cè)回注的生產(chǎn)污水中溶解性H2S含量(4 800 mg·L-1)較高。在安裝流量計(jì)時(shí)也發(fā)現(xiàn)注水管線腐蝕嚴(yán)重，這與腐蝕性氣體H2S含量高有關(guān)。

2 南海W油田轉(zhuǎn)注井現(xiàn)場(chǎng)注入水水質(zhì)分析與結(jié)垢評(píng)價(jià)

對(duì)南海W油田現(xiàn)場(chǎng)注入水進(jìn)行針對(duì)性取樣，參照行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5329-2012《碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦指標(biāo)及分析方法》和SY/T 5523-2016《油田水分析方法》，對(duì)樣品進(jìn)行多項(xiàng)指標(biāo)的測(cè)定與分析。

2.1 轉(zhuǎn)注井現(xiàn)場(chǎng)注入水離子組成分析

2.2 轉(zhuǎn)注井現(xiàn)場(chǎng)注入水結(jié)垢預(yù)測(cè)

在系統(tǒng)內(nèi)形成結(jié)垢的直接原因是一種難溶鹽在過(guò)飽和溶液中的沉淀，而液體過(guò)飽和則是由于不相容液體的混合、溫度、壓力以及pH值的變化。也就是說(shuō)，結(jié)垢是由于系統(tǒng)內(nèi)熱力學(xué)的不穩(wěn)定性與化學(xué)不相容性而引起的[1-3]。

飽和指數(shù)SI是過(guò)飽和度的一種量度，根據(jù)SI值大小可預(yù)測(cè)溶液中BaSO4、SrSO4、CaSO4、CaCO3沉淀的可能性，SI值越大，產(chǎn)生垢沉淀的可能性也越大，但不能預(yù)測(cè)結(jié)垢的數(shù)量。若SI<0，溶液未飽和，不結(jié)垢；若SI=0，溶液飽和，平衡狀態(tài)；若SI>0，溶液過(guò)飽和，結(jié)垢。SI按式(1)計(jì)算：

(1)

式中：IP為實(shí)際溶液的離子積；Ksp為溶度積平衡常數(shù)。

分別采用Oddo-Tomson提出的硫酸鹽垢和Oddo-Tomson改進(jìn)CaCO3垢的SI計(jì)算公式[4-5]，對(duì)南海W油田轉(zhuǎn)注井現(xiàn)場(chǎng)注入水在不同溫度下的硫酸鹽垢和CaCO3垢的SI進(jìn)行計(jì)算，結(jié)果如圖1所示。

圖1 不同溫度下現(xiàn)場(chǎng)注入水硫酸鹽垢和CaCO3垢的SI變化趨勢(shì)Fig.1 Change trend of SI of sulfate scale and calcium carbonate scale in field injected water at different temperatures

從圖1可知，在45～75 ℃范圍內(nèi)，南海W油田現(xiàn)場(chǎng)注入水硫酸鹽垢的SI<0，而CaCO3垢的SI>0，表明注入水具有結(jié)CaCO3垢的趨勢(shì)。

2.3 轉(zhuǎn)注井現(xiàn)場(chǎng)注入水結(jié)垢評(píng)價(jià)

參照SY/T 5523-2016中的絡(luò)合滴定法對(duì)南海W油田轉(zhuǎn)注井現(xiàn)場(chǎng)注入水結(jié)垢進(jìn)行評(píng)價(jià)，具體步驟如下：在潔凈的玻璃瓶中加入100 mL注入水，加蓋密封好，分別置于45 ℃、55 ℃、65 ℃、75 ℃恒溫水浴鍋(烘箱)中恒溫12 h，取出冷卻后，過(guò)濾，用移液管精確量取10 mL濾液，用EDTA(配制EDTA溶液時(shí)必須加熱溶解EDTA)進(jìn)行絡(luò)合滴定(先向樣品中加入10 mL氨水-氯化銨緩沖溶液調(diào)節(jié)pH值至10左右，然后加適量鈣指示劑，滴定過(guò)程中溶液由紫色變?yōu)榧兯{(lán)色)。根據(jù)成垢前后對(duì)水樣進(jìn)行絡(luò)合滴定消耗的EDTA體積按式(2)計(jì)算成垢量(m，mg·L-1，以CaCO3計(jì))：

m=(V0×c0-V1×c1)×MCaCO3×102

(2)

式中：MCaCO3為CaCO3的摩爾質(zhì)量，100.09 g·mol-1；c0為成垢前滴定用EDTA標(biāo)準(zhǔn)溶液濃度，mol·L-1；c1為成垢后滴定用EDTA標(biāo)準(zhǔn)溶液濃度，mol·L-1；V0為成垢前EDTA消耗體積，mL；V1為成垢后EDTA消耗體積，mL。

結(jié)果表明，45 ℃、55 ℃、65 ℃、75 ℃下結(jié)垢量分別為59.76 mg·L-1、70.18 mg·L-1、76.02 mg·L-1、82.62 mg·L-1。結(jié)垢量隨溫度升高而增加，且75 ℃×12 h后可以明顯看到白色結(jié)垢，結(jié)垢量達(dá)到82.62 mg·L-1，結(jié)垢現(xiàn)象嚴(yán)重，這與南海W油田轉(zhuǎn)注井現(xiàn)場(chǎng)注入水未采取防垢措施有關(guān)。為了避免結(jié)垢帶來(lái)的損害，建議南海W油田轉(zhuǎn)注井現(xiàn)場(chǎng)注入水采取必要的防垢措施。

2.4 轉(zhuǎn)注井現(xiàn)場(chǎng)注入水水質(zhì)分析(表1)

從表1可知，南海W油田轉(zhuǎn)注井現(xiàn)場(chǎng)水樣含油量均能達(dá)標(biāo)，但懸浮物含量和粒徑中值全部超標(biāo)，細(xì)過(guò)濾器出口水樣的濾膜系數(shù)能滿足指標(biāo)要求。

表1 現(xiàn)場(chǎng)注入水水質(zhì)分析結(jié)果

3 南海W油田轉(zhuǎn)注井現(xiàn)場(chǎng)堵塞物分析

3.1 轉(zhuǎn)注井現(xiàn)場(chǎng)堵塞物組成分析

萃取分離結(jié)果表明，現(xiàn)場(chǎng)堵塞物中有機(jī)堵塞物和無(wú)機(jī)堵塞物含量分別為3.88%～7.26%和92.74%～96.12%，有機(jī)物含量較少，堵塞主要由無(wú)機(jī)堵塞物引起。

3.2 轉(zhuǎn)注井現(xiàn)場(chǎng)堵塞物中無(wú)機(jī)物的能譜分析(圖2)

從圖2可知，南海W油田轉(zhuǎn)注井現(xiàn)場(chǎng)堵塞物中無(wú)機(jī)物主要含有Fe、C、O、Mo、Cr、Cu、Ca、P、Si、Cl等元素。與管線腐蝕產(chǎn)物相關(guān)的元素組成情況如表2所示。

圖2 轉(zhuǎn)注井1#現(xiàn)場(chǎng)堵塞物(a)及2#現(xiàn)場(chǎng)堵塞物(b)中無(wú)機(jī)物的能譜分析Fig.2 Energy spectrum analysis of inorganics in 1# field plug(a) and 2# field plug(b) of transfer wells

從表2可知，現(xiàn)場(chǎng)堵塞物中與管線腐蝕產(chǎn)物相關(guān)的元素含量占49.11%～62.02%，腐蝕堵塞需引起重視。

表2 現(xiàn)場(chǎng)堵塞物中與管線腐蝕產(chǎn)物相關(guān)的元素組成情況/%

3.3 轉(zhuǎn)注井現(xiàn)場(chǎng)堵塞物中無(wú)機(jī)物的XRD分析(表3)

從表3可知，現(xiàn)場(chǎng)堵塞物中無(wú)機(jī)物主要為鐵腐蝕產(chǎn)物、鈣垢和儲(chǔ)層其它礦物。

表3 現(xiàn)場(chǎng)堵塞物中無(wú)機(jī)物的XRD分析結(jié)果/%

4 南海W油田轉(zhuǎn)注井現(xiàn)場(chǎng)注入水對(duì)巖心的堵塞損害評(píng)價(jià)及機(jī)理研究

4.1 轉(zhuǎn)注井現(xiàn)場(chǎng)注入水腐蝕產(chǎn)物對(duì)不同滲透率巖心的堵塞損害評(píng)價(jià)

室內(nèi)評(píng)價(jià)腐蝕產(chǎn)物模擬堵塞時(shí)，采用兩種模擬水，模擬水1為高濃度Na2CO3，模擬水2為高濃度FeCl2，利用二者不相容的特點(diǎn)，模擬兩者在巖心中混合后能迅速生成Fe(OH)3，形成腐蝕產(chǎn)物堵塞[6-10]。

實(shí)驗(yàn)步驟：(1)選取人造巖心測(cè)量其長(zhǎng)度(L)、直徑(D)；(2)烘干、稱重、抽空，并用與單一注入水礦化度相同的KCl鹽水飽和巖心，老化40 h，待用；(3)測(cè)定巖心的孔隙度(Ф)；(4)用KCl鹽水加熱至75 ℃時(shí)測(cè)定巖心原始滲透率(K1)； (5)在65 ℃下，用兩臺(tái)平流泵將模擬水1和模擬水2按2∶1體積比同時(shí)注入巖心，驅(qū)替40 PV，反應(yīng)24 h；(6)在65 ℃下再用標(biāo)準(zhǔn)鹽水測(cè)定巖心滲透率(K2)；(7)計(jì)算堵塞率。巖心物性參數(shù)見(jiàn)表4，結(jié)果見(jiàn)表5。

表4 腐蝕產(chǎn)物模擬堵塞損害評(píng)價(jià)用巖心物性參數(shù)

表5 腐蝕產(chǎn)物對(duì)不同滲透率巖心的模擬堵塞損害評(píng)價(jià)結(jié)果

從表5可知，隨著巖心滲透率的減小，腐蝕產(chǎn)物模擬堵塞越來(lái)越嚴(yán)重，堵塞率達(dá)38.69%～68.26%。表明現(xiàn)場(chǎng)注入水采取防腐措施非常重要。

4.2 轉(zhuǎn)注井現(xiàn)場(chǎng)注入水結(jié)垢對(duì)不同滲透率巖心的堵塞損害評(píng)價(jià)

參照行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5358-2002中單相工作液評(píng)價(jià)方法，進(jìn)行精過(guò)濾后現(xiàn)場(chǎng)注入水自身結(jié)垢及累積結(jié)垢評(píng)價(jià)。

實(shí)驗(yàn)步驟同4.1，在75 ℃時(shí)用精過(guò)濾現(xiàn)場(chǎng)注入水驅(qū)替至100 PV左右，中途多次記錄驅(qū)替不同PV時(shí)的滲透率(K)，巖心物性參數(shù)見(jiàn)表6，結(jié)果見(jiàn)圖3。

表6 現(xiàn)場(chǎng)注入水結(jié)垢堵塞損害評(píng)價(jià)用巖心物性參數(shù)

從圖3可知，現(xiàn)場(chǎng)注入水驅(qū)替相同PV時(shí)，隨著巖心滲透率的減小，巖心的滲透率保留率越來(lái)越小，表明堵塞越來(lái)越嚴(yán)重，堵塞率為10.6%～24.8%。說(shuō)明現(xiàn)場(chǎng)注入水存在結(jié)垢堵塞，與之前結(jié)垢分析結(jié)果一致。

圖3 現(xiàn)場(chǎng)注入水對(duì)不同滲透率巖心的結(jié)垢堵塞損害評(píng)價(jià)Fig.3 Evaluation of scaling plugging damage to cores with different permeability by field injection water

4.3 轉(zhuǎn)注井現(xiàn)場(chǎng)注入水對(duì)不同滲透率巖心的綜合堵塞損害評(píng)價(jià)

參照行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5358-2002中單相工作液評(píng)價(jià)方法，進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)注入水綜合堵塞損害評(píng)價(jià)[11-13]。

實(shí)驗(yàn)步驟同4.2，巖心物性參數(shù)見(jiàn)表7，結(jié)果見(jiàn)圖4。

表7 現(xiàn)場(chǎng)注入水綜合堵塞損害評(píng)價(jià)用巖心物性參數(shù)

圖4 現(xiàn)場(chǎng)注入水對(duì)不同滲透率巖心的綜合堵塞損害評(píng)價(jià)Fig.4 Evaluation of comprehensive plugging damage to cores with different permeability by field injection water

從圖4可知，綜合堵塞較單一的結(jié)垢堵塞更嚴(yán)重，相同條件下的滲透率損害率更大，堵塞率為25.97%～36.98%。

5 南海W油田轉(zhuǎn)注井堵塞原因與解堵技術(shù)對(duì)策

綜上，南海W油田轉(zhuǎn)注井堵塞原因如下：(1)懸浮物含量、粒徑中值超標(biāo)引起固相堵塞；(2)未采取防腐措施，生成的腐蝕產(chǎn)物引起堵塞；(3)未采取防垢措施，導(dǎo)致注入水自身結(jié)垢堵塞；(4)油井轉(zhuǎn)注，高含蠟原油“析蠟”引起有機(jī)垢堵塞；(5)速敏引起的注水過(guò)程中微粒運(yùn)移損害。

針對(duì)南海W油田轉(zhuǎn)注井主要為無(wú)機(jī)物堵塞，并且由注入水水質(zhì)和管線腐蝕產(chǎn)物引起，且該儲(chǔ)層原油含蠟量高，在注水過(guò)程中由于溫度和壓力的變化，近井帶會(huì)因“析蠟”而產(chǎn)生有機(jī)垢堵塞，另外轉(zhuǎn)注井為篩管完井，在注水過(guò)程中回注水中的油滴極易在篩管內(nèi)的金屬棉表面吸附，形成油垢堵塞篩網(wǎng)。因此，建議采用先有機(jī)解堵，再無(wú)機(jī)解堵，“段塞解堵”的解堵增注對(duì)策，有機(jī)解堵液作為前置液，解除篩網(wǎng)油垢，解除有機(jī)垢堵塞；無(wú)機(jī)解堵液作為后置液，解除無(wú)機(jī)堵塞，改造儲(chǔ)層。