D油田H1井CO2驅結垢趨勢研究

楊智平，楊 釗

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D油田H1井CO2驅結垢趨勢研究

楊智平，楊 釗

（東北石油大學 提高采收率教育部重點實驗室，黑龍江 大慶 163318）

作為一項有效提高采收率的手段，CO2驅已經在國內部分油田增產工作中發揮了巨大的作用。隨著CO2驅的大力度投入，暴露出了注采井結垢嚴重的問題。為進一步實現CO2驅提高采收率目的，開展CO2驅結垢趨勢研究，以D油田H1井為例，開展CO2驅結垢趨勢研究。分析了H1井的主控結垢因素，在此基礎上模擬并分析研究了不同的熱力學影響因素（pH值，溫度，壓力）對于H1井的結垢趨勢影響效果。開展H1井的巖心溶出規律研究實驗，針對H1井實現CO2驅結垢趨勢研究，確定H1井的結垢趨勢溫度及壓力范圍，對D油田的CO2驅結垢趨勢及防垢工作實現指導作用。

CO2驅；結垢趨勢研究；提高采收率

作為有效提高原油采收率的開發手段之一，CO2驅開發已經在國外成功實現規模化的實驗及應用，并且在國內油田原油開發提高采收率現場應用中取得了顯著的成果[1,2]。針對二氧化碳驅提高原油采收率的理論模型及現場應用試驗效果，國內外的專家學者開展了大量的相關研究[3,4]。有關CO2驅的相關研究主要體現在兩個方面，一方面主要為CO2注入效果評價研究，另一方面主要為后期CO2驅結垢防治機理及方法研究。前者在CO2注入效果方面研究人員大量研究討論了CO2驅注入溫度及壓力對于開發效果的影響效果[5]，CO2驅國過程中混相驅油機理、混相驅開發效果及混相驅過程中合理的壓力及溫度范圍[6,7]，另外CO2驅在低滲透油藏、裂縫性油藏、海上稠油油藏、傾斜油藏及各種非常規油藏的開發應用效果評價也是主要的討論方向之一[8-10]。后者在另一方面開展CO2結垢預測及防治研究工作[11,12]，由于CO2驅的特殊性，現有開展CO2驅的各個油田的結垢趨勢以及防治措施擁有自己的特點，國內已開展CO2驅的油田主要有大慶油田、勝利油田、華北油田、長慶油田及江蘇油田等，各油田已經針對自身油田開發特性開展了大量關于CO2驅的研究[13-15]，針對不同油田的特性研究人員得出了符合各自油田情況的研究結果，現針對D油田CO2驅特點進行結垢趨勢規律研究。

1 結垢主控因素分析

D油田自CO2驅投入開發以來，提高采收率的效果較明顯，提高采收率的同時也暴露出了注采井結垢嚴重的問題。根據現有的D油田油井測試結果，D油田的油井結垢主要集中在動液面以下和射孔層段以上的套管內壁，同時分析油井作業情況，花管內、泵筒內結垢嚴重。選取D油田的H1井進行采油井結垢主控因素分析，各段結垢主要成分見表1。

表1 H1井結垢主控因素分析表

根據表1數據分析，純無機垢為井H1的尾管及泵入口處主要結垢成分，初步分析造成這一現象的主要原因為壓力突降，流體在井筒中的離子平衡被破壞，同時地層的泥漿、沙土提供了大量加速垢形成的結晶核。在此基礎上分析H1井的注氣前后的采出水成分變化，分析H1井CO2驅的成垢影響，采出水成分變化見表2。

表2 H1井注氣前后水質變化分析表

Table 2 Analysis table of water quality change before and after gas injection of H1 mg/L

分析項目注氣前采出水注氣后采出水 Ca2+37.740~120 Mg2+7.5 Cl-4 486 HCO3-2 1051 100~2 100 SO42-854 Na++K+4 053

據表2分析可以得出在注氣前后H1井采出流體中Ca2+(mg/L）濃度增加明顯。根據表1及表2的數據分析，在CO2驅過程中對H1井下巖石造成溶蝕，無機垢的主要成分是Ca2+形成碳酸鈣垢，在此研究基礎上針對H1井結垢現象進行結垢規律分析。

2 結垢熱力學影響因素分析

在確定H1井的主要成垢因素為Ca2+形成的無機碳酸鈣垢的基礎上，進一步進行H1井結垢熱力學影響因素分析研究。模擬條件為H1井所在位置地層水的組成及溫度情況下，水體中可成垢得陰、陽離子濃度的變化和成垢層物質的電離平衡常數變化，開展實驗分別分析pH值、礦化度、溫度及壓力對碳酸鈣垢成垢的影響效果。

圖1 CaCO3溶度積與pH值的關系曲線

首先分析pH值對于碳酸鈣結垢的影響規律，結果如圖1所示。據圖1可知，CaCO3的溶度積隨pH值的升高呈現相對降低的反向變化規律，CaCO3成分大量以垢的形式出現。初步分析造成這一現象的主要原因為隨著CO2由注入井推進到生產井，注采壓力不斷降低導致CO2從油井采出液中溢出，影響流體的pH值升高，造成CaCO3垢的結垢趨勢明顯增加。

進一步研究不同的水礦化度的對于CaCO3垢的結垢趨勢影響規律，結果如圖2所示。

圖2 CaCO3溶度積與NaCl濃度的關系曲線

據圖2可知，隨著水礦化度增大，CaCO3溶度積增大程度明顯。 初步分析造成這一現象的因素是隨著溫度升高水中礦化度變化，水溶液中的原有離子平衡狀態被打破，原有的Ca2+傾向于形成無機CaCO3垢。

分析溫度對于CaCO3垢的結垢趨勢影響規律，結果如圖3所示。

圖3 CaCO3溶度積與溫度的關系曲線

圖3表明隨著溫度升高，CaCO3溶度積減小，結垢趨勢增加。基于此現象研究溫度降低的過程中碳酸鈣沉淀規律，結果如圖4所示。

據圖4可知，隨著溫度的降低失鈣率明顯增大，且在不同溫度條件下，失鈣率大都大于90%甚至接近100%，這一現象表明在模擬水中的Ca2+和HCO3反應生成了碳酸鈣沉淀，模擬液體介質中鈣離子濃度較低，側面說明了在油井底的高溫條件下，CaCO3可能已完全沉淀。即使后續溫度的降低，CaCO3的低溫時溶度積會增大，但一旦沉淀產生后，降低溫度對溶度積的平衡影響作用很小。

圖4 溶液中失鈣率隨溫度的變化

測定不同CO2分壓下的CaCO3溶度積，結果如圖5所示。

圖5 不同二氧化碳分壓下溶液中失鈣率隨溫度的變化

據圖5可以得出結論，隨著CO2分壓的增大，CaCO3的溶度積增大。為研究CO2分壓對于D油田H1井CO2驅的影響作用效果，取一定量的碳酸鈣置于D油田模擬水中，測定碳酸鈣的溶解度，結果見變化見表3和表4。

表3 二氧化碳分壓對碳酸鈣溶解度影響（70 ℃）

表4 不同溫度下二氧化碳分壓對碳酸鈣溶解度影響

根據以上數據可以得出結論，CO2驅結垢問題由CO2注入過程中溫度和壓力的變化引起，CO2驅過程中注采壓力的降低和溫度上升是產生垢的最直接原因。

3 H1井結垢趨勢分析研究飽和度場對比驗證

模擬過H1井的地層水條件下pH值、溫度和壓力對于碳酸鈣成垢規律的影響規律，隨之開展H1井的巖心溶出規律模擬研究工作，進一步研究H1井的CO2驅成垢趨勢及規律。取H1井巖心兩塊進行巖心成分分析，分析結果表明，巖心的主要礦物成分含有石英和長石，并且含有方解石（碳酸鈣），是碳酸鈣垢及采出水中重要的鈣來源。進行CO2驅模擬實驗，分析CO2驅對于巖石的溶蝕作用（圖6）。

圖6 鈣離子濃度變化情況

圖7 碳酸氫根離子濃度變化情況

根據圖6和圖7可知，隨實驗的進行Ca2+離子含量不斷上升，實驗中硬度離子含量亦具有相同變化趨勢。此實驗說明二氧化碳促使巖心中Ca2+離子溶出。造成產出水中Ca2+離子含量增加，碳酸氫根含量隨二氧化碳不斷注入呈增長趨勢，這兩個因素造成產出水中過飽和度增加，實現在溫度和二氧化碳分壓變化時造成碳酸鈣沉積。

為進一步分析H1井的結垢趨勢，確定H1井的碳酸氫鹽和碳酸鹽相互轉換的溫度區域、壓力區域，采用飽和Ca(HCO3)2的D油田，模擬研究溫度和壓力變化對于碳酸鹽垢的成垢影響規律。模擬結果分別如圖8、圖9和圖10所示。

據圖8中可得出結論，模擬溫度變化區域為15°到70°，實驗中Ca2+含量由187 mg.L-1降至9 mg.L-1，統計計算Ca2+的析出率高達97%，并且在溫度范圍為50～60 ℃之間時Ca2+析出速度最快，反而在40 ℃以下時碳酸氫鹽的分解量很少。

圖8 鈣離子濃度變化情況

模擬H1井水中Ca2+離子濃度為32 mg/L，CO2分壓為0.1、0.5、1、3、5 MPa情況下的碳酸根離子的變化情況。實驗結果表明在既定壓力之下，實驗后Ca2+離子濃度不降反增，充分說明實驗中未出現結垢現象，如圖9和圖10所示。

圖9 不同二氧化碳分壓下鈣離子濃度變化情況

圖10 不同二氧化碳分壓下結垢率變化情況

從圖9、圖10中可得出結論，對于H1井若CO2分壓超過1 MPa，不僅不會產生碳酸鈣垢而且會實現碳酸鹽垢再度溶解。

4 結 論

（1）針對D油田的井進行分析，H1井的主要成垢的主要成分為碳酸鈣無機鹽垢，得出H1井的主控成垢因素為Ca2+離子。

（2）針對H1井成垢為碳酸鈣無機垢的線性進行熱力學成垢規律分析，pH值、溫度、壓力和水礦化度為H1井主要成垢影響因素，其中溫度及壓力為重要影響因素。隨著PH值及溫度的升高，H1井的結垢趨勢明顯增加，隨著礦化度的增加和CO2分壓的增加，H1井結垢趨勢降低。

（3）采用H1井的巖心開展實驗，得出結論H1井在溫度為50～60 ℃之間時Ca2+析出速度最快，成垢趨勢明顯，在CO2分壓超過1 MPa，不會產生碳酸鈣垢且實現碳酸鹽垢再度溶解。H1井在溫度范圍為50～60 ℃、CO2分壓小于1 MPa時會有明顯的成垢趨勢。

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Research on Scaling Trend During CO2Flooding of Production-well H1 in D Oilfiled

YANG Zhi-ping, YANG Zhao

（Key Laboratory of Ministry of Education PRC, Northeast Petroleum University, Heilongjiang Daqing 163318，China）

CO2flooding as an effective method of EOR has played an important role in production of some native oilfields. With enlarged investment of CO2flooding, the problem of scaling has been exposed. In this paper, research of CO2flooding scaling trend of production-well H1 in D oilfield was carried out. Main scaling factors of production-well H1 were analyzed, and effect of pH, temperature and pressure on the scaling trend was investigated. The dissolution law experiment of production-well H1 drill core was carried out. Finally, the scaling temperature and pressure range of production-well H1 were determined.

CO2flooding; research of scaling trend; enhanced oil recovery

TE 357

A

1671-0460（2016）06-1244-04

2016-04-28

楊智平（1987-），男，甘肅省武威市人，在讀研究生，研究方向：從事油氣藏數值模擬理論與應用方面的研究。E-mail：yzp1798@163.com。