南海W油田轉注井堵塞原因分析與解堵技術對策

徐 靖，馬 磊，何 連，舒福昌,楊仲涵，李祝軍，曹 峰

(1.中海石油(中國)有限公司湛江分公司，廣東 湛江 524057；2.湖北省油田化學產業技術研究院，湖北 荊州 434001)

為了貫徹落實國家和“海油總”節能減排的要求，先后將南海W油田三口油井轉為注水井，實施生產水的回注。由于生產水中懸浮物含量、粒徑、含油量等指標高于注水水質標準，導致南海W油田轉注井堵塞嚴重，出現以下問題：(1)注水量大幅下降。經過2年多的注水，在相同的井口注入壓力下轉注井注水量下降45%～60%，并且有進一步惡化的趨勢。(2)轉注井近井地帶堵塞嚴重。注水管匯堵塞嚴重，切開注水管匯發現大量的堵塞沉積物，初步分析為油井產出液中攜帶的粉細砂、管匯腐蝕產物以及部分有機堵塞物。鋼絲作業撈砂，也從井筒中撈出一些堵塞物，進一步說明轉注井近井地帶堵塞。轉注井近井地帶堵塞會引起注水壓力升高，存在造成地層破裂、滲漏引發海洋環境污染的隱患。隨著老油田油井含水率的上升和新油田的投產，需要回注的生產水總量日益增多，若轉注井注水能力進一步下降，將無法滿足節能減排的要求。因此，轉注井解堵增注迫在眉睫。

作者通過資料調研與分析，在充分了解轉注井基本特點的基礎上，室內開展現場注入水水質分析與結垢評價、現場堵塞物分析、現場注入水堵塞損害評價與機理研究，找出其堵塞原因，并提出相應的解堵技術對策，以期為南海W油田轉注井解堵提供技術對策和理論依據。

1 南海W油田轉注井的基本特點

1.1 轉注井的基本情況

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

1.2 轉注井儲層原油特性

南海W油田轉注井儲層原油屬中等性質原油，具有“二高五低”的特點：(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、瀝青質含量低，膠質、瀝青質總量平均為9.14%；(4)含蠟量(平均17.57%)高；(5)凝固點(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 轉注流程及轉注情況

轉注井的注水水源為南海W油田的生產污水，最初只用三相油水分離器對生產污水進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，然后直接注入到轉注井儲層，后來補裝了細過濾器。

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

注水期間水質監測結果顯示，固含量和固相顆粒粒徑嚴重超標；腐蝕性氣體監測回注的生產污水中溶解性H2S含量(4 800 mg·L-1)較高。在安裝流量計時也發現注水管線腐蝕嚴重，這與腐蝕性氣體H2S含量高有關。

2 南海W油田轉注井現場注入水水質分析與結垢評價

對南海W油田現場注入水進行針對性取樣，參照行業標準SY/T 5329-2012《碎屑巖油藏注水水質推薦指標及分析方法》和SY/T 5523-2016《油田水分析方法》，對樣品進行多項指標的測定與分析。

2.1 轉注井現場注入水離子組成分析

2.2 轉注井現場注入水結垢預測

在系統內形成結垢的直接原因是一種難溶鹽在過飽和溶液中的沉淀，而液體過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，結垢是由于系統內熱力學的不穩定性與化學不相容性而引起的[1-3]。

飽和指數SI是過飽和度的一種量度，根據SI值大小可預測溶液中BaSO4、SrSO4、CaSO4、CaCO3沉淀的可能性，SI值越大，產生垢沉淀的可能性也越大，但不能預測結垢的數量。若SI<0，溶液未飽和，不結垢；若SI=0，溶液飽和，平衡狀態；若SI>0，溶液過飽和，結垢。SI按式(1)計算：

(1)

式中：IP為實際溶液的離子積；Ksp為溶度積平衡常數。

分別采用Oddo-Tomson提出的硫酸鹽垢和Oddo-Tomson改進CaCO3垢的SI計算公式[4-5]，對南海W油田轉注井現場注入水在不同溫度下的硫酸鹽垢和CaCO3垢的SI進行計算，結果如圖1所示。

圖1 不同溫度下現場注入水硫酸鹽垢和CaCO3垢的SI變化趨勢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，南海W油田現場注入水硫酸鹽垢的SI<0，而CaCO3垢的SI>0，表明注入水具有結CaCO3垢的趨勢。

2.3 轉注井現場注入水結垢評價

參照SY/T 5523-2016中的絡合滴定法對南海W油田轉注井現場注入水結垢進行評價，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，過濾，用移液管精確量取10 mL濾液，用EDTA(配制EDTA溶液時必須加熱溶解EDTA)進行絡合滴定(先向樣品中加入10 mL氨水-氯化銨緩沖溶液調節pH值至10左右，然后加適量鈣指示劑，滴定過程中溶液由紫色變為純藍色)。根據成垢前后對水樣進行絡合滴定消耗的EDTA體積按式(2)計算成垢量(m，mg·L-1，以CaCO3計)：

m=(V0×c0-V1×c1)×MCaCO3×102

(2)

式中：MCaCO3為CaCO3的摩爾質量，100.09 g·mol-1；c0為成垢前滴定用EDTA標準溶液濃度，mol·L-1；c1為成垢后滴定用EDTA標準溶液濃度，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。

結果表明，45 ℃、55 ℃、65 ℃、75 ℃下結垢量分別為59.76 mg·L-1、70.18 mg·L-1、76.02 mg·L-1、82.62 mg·L-1。結垢量隨溫度升高而增加，且75 ℃×12 h后可以明顯看到白色結垢，結垢量達到82.62 mg·L-1，結垢現象嚴重，這與南海W油田轉注井現場注入水未采取防垢措施有關。為了避免結垢帶來的損害，建議南海W油田轉注井現場注入水采取必要的防垢措施。

2.4 轉注井現場注入水水質分析(表1)

從表1可知，南海W油田轉注井現場水樣含油量均能達標，但懸浮物含量和粒徑中值全部超標，細過濾器出口水樣的濾膜系數能滿足指標要求。

表1 現場注入水水質分析結果

3 南海W油田轉注井現場堵塞物分析

3.1 轉注井現場堵塞物組成分析

萃取分離結果表明，現場堵塞物中有機堵塞物和無機堵塞物含量分別為3.88%～7.26%和92.74%～96.12%，有機物含量較少，堵塞主要由無機堵塞物引起。

3.2 轉注井現場堵塞物中無機物的能譜分析(圖2)

從圖2可知，南海W油田轉注井現場堵塞物中無機物主要含有Fe、C、O、Mo、Cr、Cu、Ca、P、Si、Cl等元素。與管線腐蝕產物相關的元素組成情況如表2所示。

圖2 轉注井1#現場堵塞物(a)及2#現場堵塞物(b)中無機物的能譜分析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，現場堵塞物中與管線腐蝕產物相關的元素含量占49.11%～62.02%，腐蝕堵塞需引起重視。

表2 現場堵塞物中與管線腐蝕產物相關的元素組成情況/%

3.3 轉注井現場堵塞物中無機物的XRD分析(表3)

從表3可知，現場堵塞物中無機物主要為鐵腐蝕產物、鈣垢和儲層其它礦物。

表3 現場堵塞物中無機物的XRD分析結果/%

4 南海W油田轉注井現場注入水對巖心的堵塞損害評價及機理研究

4.1 轉注井現場注入水腐蝕產物對不同滲透率巖心的堵塞損害評價

室內評價腐蝕產物模擬堵塞時，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，模擬兩者在巖心中混合后能迅速生成Fe(OH)3，形成腐蝕產物堵塞[6-10]。

實驗步驟：(1)選取人造巖心測量其長度(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)測定巖心的孔隙度(Ф)；(4)用KCl鹽水加熱至75 ℃時測定巖心原始滲透率(K1)； (5)在65 ℃下，用兩臺平流泵將模擬水1和模擬水2按2∶1體積比同時注入巖心，驅替40 PV，反應24 h；(6)在65 ℃下再用標準鹽水測定巖心滲透率(K2)；(7)計算堵塞率。巖心物性參數見表4，結果見表5。

表4 腐蝕產物模擬堵塞損害評價用巖心物性參數

表5 腐蝕產物對不同滲透率巖心的模擬堵塞損害評價結果

從表5可知，隨著巖心滲透率的減小，腐蝕產物模擬堵塞越來越嚴重，堵塞率達38.69%～68.26%。表明現場注入水采取防腐措施非常重要。

4.2 轉注井現場注入水結垢對不同滲透率巖心的堵塞損害評價

參照行業標準SY/T 5358-2002中單相工作液評價方法，進行精過濾后現場注入水自身結垢及累積結垢評價。

實驗步驟同4.1，在75 ℃時用精過濾現場注入水驅替至100 PV左右，中途多次記錄驅替不同PV時的滲透率(K)，巖心物性參數見表6，結果見圖3。

表6 現場注入水結垢堵塞損害評價用巖心物性參數

從圖3可知，現場注入水驅替相同PV時，隨著巖心滲透率的減小，巖心的滲透率保留率越來越小，表明堵塞越來越嚴重，堵塞率為10.6%～24.8%。說明現場注入水存在結垢堵塞，與之前結垢分析結果一致。

圖3 現場注入水對不同滲透率巖心的結垢堵塞損害評價Fig.3 Evaluation of scaling plugging damage to cores with different permeability by field injection water

4.3 轉注井現場注入水對不同滲透率巖心的綜合堵塞損害評價

參照行業標準SY/T 5358-2002中單相工作液評價方法，進行現場注入水綜合堵塞損害評價[11-13]。

實驗步驟同4.2，巖心物性參數見表7，結果見圖4。

表7 現場注入水綜合堵塞損害評價用巖心物性參數

圖4 現場注入水對不同滲透率巖心的綜合堵塞損害評價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垢堵塞更嚴重，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油田轉注井堵塞原因與解堵技術對策

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

針對南海W油田轉注井主要為無機物堵塞，并且由注入水水質和管線腐蝕產物引起，且該儲層原油含蠟量高，在注水過程中由于溫度和壓力的變化，近井帶會因“析蠟”而產生有機垢堵塞，另外轉注井為篩管完井，在注水過程中回注水中的油滴極易在篩管內的金屬棉表面吸附，形成油垢堵塞篩網。因此，建議采用先有機解堵，再無機解堵，“段塞解堵”的解堵增注對策，有機解堵液作為前置液，解除篩網油垢，解除有機垢堵塞；無機解堵液作為后置液，解除無機堵塞，改造儲層。