HH油田注入水與儲層流體配伍性研究

宋薇　王長權　張光明　王子雨

摘要：HH油田屬于典型的低孔特低滲儲層油田。注入水與儲層流體的配伍性對注水開發(fā)方案設計極為重要。通過開展HH油田注入水與C8、C9儲層地層水的水質(zhì)測定、結垢趨勢預測和靜、動態(tài)配伍性實驗以及注入水與儲層原油的配伍性實驗，明確了HH油田注入水與C8、C9儲層流體配伍性。結果表明，HH油田注入水與C8、C9地層水不配伍，存在碳酸鈣垢趨勢，且隨著注入水比例的增加、溫度的升高，碳酸鈣結垢越嚴重，注入水與地層水比例為9：1時結垢指標SI值為2.354，SAI值為2.873，結垢程度嚴重；注入水與地層原油之間配伍性良好。該研究結果對HH油田注水水質(zhì)指標標準制定、注水開發(fā)方案制定及水質(zhì)處理等研究提供了依據(jù)。

關鍵詞：HH油田；注入水；配伍性；結垢預測；水質(zhì)分析

中圖分類號：TE 357 文獻標識碼：A 文章編號：1671-0460（2017）01-0074-04

HH油田位于甘肅鄂南鎮(zhèn)涇油氣勘查區(qū)塊內(nèi)，區(qū)域構造上位于鄂爾多斯盆地天環(huán)坳陷南部，北西向傾斜，局部發(fā)育小型低幅度鼻狀隆起。HHC8儲層平均孔隙度為11.9%，平均滲透率為0.37×10^-3μm²；c9儲層平均孔隙度為13.1%；平均滲透率為1.3×10^-3μm²，均屬于低孔特低滲儲層。低滲透油田孔喉小，滲透率低，儲層非均質(zhì)性強，目前大部分油田在注水開發(fā)過程中，存在注水壓力高，吸水指數(shù)低，注水見效慢等問題，主要是注入水與儲層流體不配伍產(chǎn)生結垢而造成儲層堵塞。為合理確定注水水源及水質(zhì)處理措施，通過從注入水的水質(zhì)特征，結垢趨勢預測，注入水與地層原油的配伍性，注入水與地層水的靜態(tài)配伍性實驗和動態(tài)驅(qū)替實驗進行研究，為油田注水開發(fā)和油田污水處理工藝提供科學依據(jù)，從而提高該油田整體開發(fā)效率，對該油田開發(fā)具有重要意義。

1 注入水與地層水水質(zhì)分析

按照石油天然氣行業(yè)標準《SY/T5523-2006油氣田水分析方法》，利用原子吸收光譜法和色譜法對HH油田注入水、C8、C9儲層的地層水水樣進行了水質(zhì)分析，結果見表1。由結果中可知，該油田注入水礦化度為55120mg，L，水型為CaCl₂；地層水礦化度為65000～67200mg/L，水型為CaCl₂。注入水屬于地層產(chǎn)出的污水，因此各種離子含量所占比重與地層水大致相同，含有大量成垢陽離子Ca²⁺、Mg²⁺和成垢陰離子HCO₃^-、SO₄^2-。由于Mg²⁺濃度明顯小于Ca²⁺濃度，且在相同的條件下，碳酸鎂的溶解度大于碳酸鈣。從地層水離子類型分析來看，該油田成垢類型可能為碳酸鈣，硫酸鈣等。下面分別對不同配比的注入水和地層水水樣中碳酸鈣和硫酸鈣結垢趨勢進行結垢預測。

2 注入水與地層水結垢趨勢預測

2.1 結垢趨勢預測方法

結合HH油田注入水和C8、C9儲層地層水的性質(zhì)分析結果，參照石油天然氣行業(yè)標準《SY/T0600-2009油田水結垢趨勢預測》，對注入水和地層水進行結垢趨勢預測。預測條件分別為：模擬地層溫度C8為69℃、C9為63℃，地層壓力C8為19.44MPa、C9為18.27MPa，注入水與地層水混合比例分別為1：9、3：7、1：1、7：3和9：1，碳酸鈣結垢預測趨勢選擇Davis-Stiff飽和指數(shù)法和Rynar穩(wěn)定指數(shù)法；硫酸鈣結垢預測趨勢選擇Skillman法和Odd-Tomson法，判別標準見表2。

2.2 結垢趨勢預測結果

碳酸鈣結垢趨勢預測結果如表3。從結果中可以看出，不同條件下，HH注入水與C8、C9儲層地層水混合后均有嚴重的碳酸鈣結垢趨勢，且隨注入水比例越大，結垢趨勢越明顯，當注入水與地層水混配比例為9：1時，SI值為2.354，SAI值為2.873，表現(xiàn)出嚴重的結垢程度。因此，在實際注水過程中，應當對注入水進行處理，提高水質(zhì)質(zhì)量，或者加入一些阻垢劑，從而減少地層結垢量，達到保護儲層的目的。

硫酸鈣結垢趨勢預測結果如表4。從結果中可以看出，HH油田注入水與C8、C9儲層地層水混配后，硫酸鈣濃度的允許值S比其實際含量值C大，SI值小于0，表現(xiàn)出無硫酸鈣垢結垢趨勢。

3 注入水與地層原油配伍性評價

在注水作業(yè)中，注入水注入地層后可能會與原油相遇形成有機垢從而堵塞地層，因此開展注入水與原油的配伍性評價非常重要。利用顯微鏡（600倍放大倍數(shù)）觀察法開展了HH油田注入水與c8、C9儲層原油的配伍性實驗，其中C8儲層原油密度0.79g/cm³、粘度3.20mPa·s；C9儲層原油密度0.82g/cm³、粘度3.73mPa·s，均為低含硫、輕質(zhì)的常規(guī)原油。分別開展了過濾后注入水、未過濾注入水、蒸餾水及表活劑四種樣品與C8、C9儲層原油的配伍性測試，測試結果如圖1、圖2所示。由圖可知，HH油田注入水與C8、C9儲層原油混合后無固體物質(zhì)產(chǎn)生，原油液滴周圍也沒有見到牢固的膜，沒有出現(xiàn)形成淤泥的趨勢，說明注入水中沒有酸性物質(zhì)使原油發(fā)生聚沉，同時也表明原油和注入水混合后沒有乳狀液生成。這說明注入水中無表面活性物質(zhì)，pH值呈中性，注入水與地層原油有較好的配伍性。

4 注入水與地層水配伍性評價

4.1 靜態(tài)配伍性評價

通過觀察注入水與地層水按不同比例混合后是否生成沉淀來判斷兩者是否配伍，從而對垢趨勢預測結果的準確性進行驗證。將HH注入水與C8、C9地層水按1：9、3：7、5：5、7：3、9：1的比例進行混配，在常溫常壓和模擬地層溫度、常壓條件下恒溫放置15d，觀察不同比例混配液是否產(chǎn)生沉淀現(xiàn)象，將混配水用0.45μm濾膜進行精細過濾，秤得其混合液中生成的沉淀的質(zhì)量。

不同比例混配液結垢情況如表5所示。混配水結垢現(xiàn)象均不明顯，常溫下容器水面有一層少量垢沉淀，地層溫度下容器水面和管壁有少量垢沉淀。從實驗觀察結果看出，注入水與地層水在混合體積比為9：1時沉淀量最多。注入水含量越大，沉淀越多，這是由于注入水量越大，其鈣、鎂離子含量與碳酸根含量越接近，這就為產(chǎn)生碳酸鹽沉淀提供物質(zhì)基礎。通過分析知，垢樣主要為碳酸鈣垢，常溫下已經(jīng)有垢物生成，在高溫下結垢趨勢更明顯。這個結果與結垢趨勢預測結果是相符合的。

4.2 動態(tài)配伍性評價

通過注入水與儲層地層水的結垢預測與靜態(tài)配伍實驗可以看到，注入水與地層水混合時會有碳酸鈣垢產(chǎn)生。為了全面的了解注入水與地層水結垢對儲層傷害程度，利用室內(nèi)巖心流動實驗測定滲透率的變化值來反映其傷害程度。

為了避免注入水與儲層巖石可能產(chǎn)生不配伍性干擾，實驗過程中采用與儲層滲透率相同的人造巖心進行，實驗用水來自油田注入水與地層水。實驗過程中注入水分為兩種：用45μm的濾膜進行精細過濾與未過濾。實驗條件為常溫25℃。實驗裝置主要包括：平流泵、活塞容器、巖心夾持器等。實驗流程如圖3所示。

具體實驗步驟如下：①巖心烘干稱干重；②測初始氣測滲透率、孔隙度；③巖心高壓飽和精細過濾后的地層水，靜置老化24h；④泵設定某一流速將地層水注入巖心，記錄巖心入口端壓力與出口端流量，直至出口端流量與入口端壓力穩(wěn)定，利用達西公式計算此時的滲透率即為巖心的初始液相滲透率；⑤設定相同的流速，將注入水注入巖心，記錄不同驅(qū)替倍數(shù)下巖心入口端壓力與出口端流量，直至注入水驅(qū)替至50倍孔隙體積為止，記錄不同驅(qū)替倍數(shù)下巖心的傷害率。

通過4組巖心的注入水與地層水動態(tài)配伍性實驗，結果見表6和圖4所示。從實驗結果可知，巖心滲透率隨注入水注入的孔隙體積倍數(shù)增加而下降，注入水的注入量越大，對儲層的傷害就越嚴重，當注入水驅(qū)替至50倍孔隙體積時，C8巖心傷害率低至31%、高至50%，C9巖心傷害率低至8%、高至59%；巖心滲透率越高，對儲層的傷害越嚴重，這是由于滲透率越高，注入水與巖石的接觸面積越大，不配伍程度就越嚴重；未過濾注入水的傷害率遠大于過濾后的，這是由于未過濾注入水中含有更多顆粒雜質(zhì)更容易堵塞地層；HH注入水與C8、C9儲層地層水均具有結垢堵塞地層的現(xiàn)象。

5 結論

（1）HH油田注入水和C8、C9地層水礦化度為55000～67500mg/L，水型均為CaCl₂，注入水與地層水混合后產(chǎn)生碳酸鈣和硫酸鈣垢。

（2）C8、C9儲層結垢趨勢預測結果表明，注入水與地層水不配伍產(chǎn)生的垢主要是碳酸鈣垢，無硫酸鈣垢，且注入水比例越多，碳酸鈣結垢趨勢越明顯。

（3）原油液滴周圍沒有形成淤泥的趨勢，注入水與地層原油配伍性良好。

（4）靜態(tài)配伍性實驗結果表明，注入水與C8、C9地層水不同比例混配的垢物為碳酸鈣垢，注入水含量越大、溫度越高，垢沉淀越多，注入水與地層水混配比為9：1時產(chǎn)生的沉淀量最多。動態(tài)驅(qū)替實驗結果表明，注入水的注入量越大、巖心滲透率越高，對儲層的傷害越嚴重，未過濾注入水的傷害率遠大于過濾后的，注入水與地層水均具有結垢堵塞地層的現(xiàn)象。

（5）HH油田注入水與C8、C9地層水配伍性較差，在注水作業(yè)時，應加入阻垢劑進行防垢處理，以減輕垢物對儲層造成的傷害。