低滲透碳酸鹽巖油藏的開發優化注水配伍研究及結垢預測分析*

張佳琪，張亞芹

（1陜西延長石油（集團）有限責任公司研究院，陜西西安710065；2西安阿伯塔資環分析測試技術有限公司，陜西西安716000）

未充分開采的主體油藏（SR）位于某油田內，該油田擬實施一項重大的增量開發計劃，該計劃要求鉆探額外的采油廠、動力注水器（PWI）和觀察井。預計新儲層開發將比滲透率和總厚度明顯較高的已開發偏移儲層更具挑戰性。目前油田兩側的注水利用加工的海水（SW）和來自補償儲層的稀釋采出水處理水（DW）。自注入水突破以來，僅有兩口井在生產測井后回收了有機和無機垢的井底樣品，僅報告了輕微的結垢事件[1-2]。采出水通常用作注入液，因為必須在有或沒有額外清理的情況下進行處理，因此與不相容流體相關的地層損害風險降低[3]。混合不同來源的水會加劇結垢的風險。海水顯然是海上生產設施最方便的豐富來源，當泵入近海海水用于陸地油田時。在缺乏具有最高水質的低鹽度淺層含水層水的情況下，SR注水僅考慮來自補償水庫的DW和來自現有海水處理廠的SW[4-8]。

1 實驗室測試

1.1 樣品/測試設備準備

利用儲層描述工具（RDT）獲得SR地層鹵水井底壓力樣品，利用已知注入水源水分析數據在實驗室生成合成海水和采出水樣品。在同一口井中，共從2個不同深度（相距約15m）采集了4個加壓水樣。所有現場鹽水樣品均保存在加壓樣品瓶中，直到在實驗室地面條件下（CO2摩爾分數約0.06%，且未檢測到H2S氣體）進行控制萃取。

考慮到井下取樣，無需對暴露在地表條件下迅速變化的參數（溶解氧、堿度、pH值和溫度）進行現場化學分析。然而，在實驗室提取過程中，用鹽酸將分離的部分鹽水樣品處理至降低的pH值（約1.2），以保持溶液中的鐵和相關元素。

1.2 流體相容性

對不同配比的SR地層鹵水與注入水混合液進行了配伍性試驗。兩個系列的試驗使用了井底現場鹽水和實驗室產生的合成鍶地層鹽水，通過向混合物中加入10%、25%、50%、75%和90%的注入水含量（總混合物體積100mL）。使用1.2、0.8、0.3μm微孔濾紙分階段過濾現場鍶鹽水，然后在刻度試管中混合，以檢查初始條件下的沉淀。此后，將玻璃管置于HP/HT老化池中并在烘箱中保持16h（試驗壓力和溫度分別為6.8MPa和70℃）。對混合液樣品進行目視檢查，以評估沉淀程度。

1.3 巖心驅實驗

在70℃的恒溫條件下，使用海水和混合流體（即海水和處理水）以及儲層巖芯塞進行巖石和流體相容性試驗。試驗的目的是確定流體對鍶地層滲透率及其注入能力下降性能的潛在影響。過濾現場水樣（0.22μm濾紙），同時用合成鍶地層鹽水預飽和巖心塞。用于實驗室實驗的巖芯孔隙度為22%，滲透率范圍為2～4 md。巖芯尺寸略有不同，即長度為2.5～3.0 in，直徑為1.5 in。在圍壓（背壓3.4MPa，上覆壓力6.8MPa，預期儲層溫度70℃）下用合成鍶鹽水注入樣品，以確定基底滲透率。隨后，對巖心樣品進行了巖-水相互作用試驗。

2 結果與討論

2.1 結垢風險預測與分析

水垢沉淀本身可能不是問題，但固體在生產管柱和設備上的粘附和沉積會引起問題。這一認識導致了對最脆弱的設備（如生產商的井下壓力計和潛水泵）使用防止水垢粘附和成核的材料。結垢風險的嚴重程度可根據防垢所需的最低抑制劑濃度（MIC）進行評估，并通過現場和實驗室觀察與不同溫度條件下的SI相關 。值得注意的是，根據現場經驗，方解石結垢的正SI值＞2和大量沉積物＞250 ptb（1 ptb=2.856 mg/L）表明結垢的風險很高。

圖1顯示了現場注入海水和偏移儲層采出水/污水導致方解石沉淀的預測。預測顯示，在井底條件下，60%的注入處理水和注入海水的最大方解石沉淀量為200mg/L。圖2和圖3顯示了在井底壓力和溫度條件下，向SR儲層注入兩種潛在注入水（海水和生產/處置水）后硫酸鈣沉淀的預測。當海水與鍶鹽水混合時，預計石膏和硬石膏會顯著沉淀，在大約75%的海水注入量下，最大質量沉積速率分別為3200、1550 mg/L（圖2）。

圖1 方解石結垢預測-海水和處理水 Fig.1 Calcite scale prediction - seawater and treated water

圖2 井底硫酸鈣預測Fig.2 Bottom hole calcium sulfate prediction

圖3 硫酸鈣預測（生產水/DL鹽水混合物）Fig. 3 Calcium sulfate prediction (production water / DL brine mixture)

圖4顯示了在井底條件下作為注入海水體積百分比（%）函數的縮放指數（SI）。結垢指數預測顯示，方解石和石膏的最大SI值分別為2.8和0.4。方解石SI值表明方解石沉淀的可能性很高，并且在75℃的工作溫度下位于嚴重風險區域內。盡管硫酸鈣垢的最大SI相對于方解石而言較低，非酸溶性硫酸鹽垢和CaSO4/CaCO3復合垢沉淀的潛在風險被認為很高。

圖4 結垢指數預測（海水/DL鹽水混合）Fig. 4 Scale index prediction (seawater / DL brine mixture)

圖5顯示了在壓力（50psi）和溫度（40℃）的低壓分離器條件下預測的石膏和硬石膏的質量沉積。觀測到的石膏沉積速率與井底條件相似。然而，硬石膏垢的質量沉積速率顯著降低至約800 mg/L石膏（即在井底條件下，混合海水/地層鹽水的硬石膏沉積速率從1550 mg/L降低至800 mg/L）。這與在地表和井口條件下觀察到的硫酸鋇結垢減少的區域油田進行的海水注入結垢研究結果相似。

圖5 低壓分離器條件下硫酸鈣結垢Fig. 5 Calcium sulfate scaling in low pressure separator

2.2 流體相容性

通過室內相容性試驗研究了不同配比下的結垢可能性。在所需溫度下培養期間，目測每個樣品是否有任何潛在的結垢。如圖6顯示了混合鹽水流體（油田地層鹽水/海水），而圖7顯示了孵化前后的混合鹽水流體（合成鍶地層鹽水/海水）。在地表條件下，SR地層鹵水/海水混合液以～1:1的比例出現最多的沉淀，而所有混合液均未出現沉淀。獨立鍶地層鹵水樣品在實驗室中暴露后發生顏色變化（由透明白色變為淺棕色），而海水混合液中產生的沉淀物呈透明和微紅色晶體。這導致人們最初懷疑這些晶體與鐵氧化的化學反應有關。隨后用合成鍶地層鹵水進行的試驗也證實了透明垢沉積物的存在。

圖6 16h后（6.8MPa和70℃）海水與DL鹽水的混合物和處理水與DL鹽水的混合物Fig. 6 Mixture of seawater and DL brine and mixture of treated water and DL brine after 16 hours (6.8MPa and 70℃)

圖7 16h后（6.8MPa和70℃）海水與合成DL鹽水的混合物和處理水與合成DL鹽水的混合物Fig.7 Mixture of seawater and synthetic DL brine and mixture of treated water and synthetic DL brine after 16 hours (6.8MPa and 70℃)

2.3 氧化表面沉淀物/固體分析

從實驗室相容性試驗中提取的沉淀物的X射線衍射（XRD/F）分析表明存在石膏（CaSO4）、石鹽（NaCl）、文石（CaCO3）和白云石（Mg-Ca·(CO3)2）。

鹽水分析工具預測的主要無機垢為方解石、石膏和硬石膏。然而，實驗室相容性試驗中沉淀的XRD分析僅證實了石膏、石鹽、文石和白云石的存在。XRD分析用于確定相容性試驗期間收集的沉淀物的成分。鍶地層鹵水/海水沉積物中檢測到的主要垢是石膏（CaSO4·2H2O），重量含量超過95%，而鍶鹵水/處置水沉淀物中未檢測到任何垢（僅檢測到石鹽和白云石）。

3 結論

基于結垢預測模擬技術和室內實驗，對某地區一個含“硬水”鹵水（～44000mg/L鈣鎂）的低滲透輕質原油油藏的結垢風險進行了評價。研究得出的一些主要結論和建議如下：

（1）對低滲透（50md）、堅硬地層水（鈣20000 mg/L）和高TDS（200000 mg/L）的類似碳酸鹽巖儲層的研究資料表明，這些儲層在濕采過程中都遇到了明顯的方解石結垢問題和不同程度的硫酸鹽結垢。

（2）結垢指數預測表明，在井底條件下，60%的注入處理水和注入海水的最大方解石沉淀量為200mg/L。預測硫酸鈣垢的沉積速率較高，即在井底條件下注入約70%海水時，石膏和硬石膏的最大值分別為約3200 mg/L和1550 mg/L。盡管與方解石相比，硫酸鈣垢的SI最大值較低（～0.4），CaSO4/CaCO3復合沉淀的可能性較高。

（3）不同注入水的巖心驅實驗表明，處理后的采出水比海水具有更低的注入性能。

（4）實驗室瓶試驗表明，在預期的井下壓力和溫度條件下，海水和采出水與地層鹽水不相容。

（5）對于具有復雜多邊生產井設計的相對致密儲層，與硫酸鹽結垢沉積相關的風險被認為是嚴重的，因此建議進行海水預處理，即將硫酸鹽含量降低到300mg/L以下，以消除SR儲層海水注入期間的結垢風險。