垦利3－2油田注入水结垢与防垢试验研究

王珊 （中海油研究总院，北京100027）

随着油田开发的不断进行，注水开发已经成为海上油田普遍采用的二次采油方式，水的注入能有效维持和进一步补充储层压力与地层能量，提高采收率。若注入水水质不稳定或与储层不配伍，不但达不到稳产增产的效果，而且可能对储层造成伤害［1，2］。下面，笔者通过室内试验分析了垦利3－2油田地层水及水源水的水质成分，对注入水自身结垢趋势、注入水与储层之间的配伍性进行了研究，为现场注水开发提供技术依据。

1 试验部分

1.1 垦利3－2油田地层水与水源井水数据

垦利3－2油田明化镇组水借用渤中34－1－B4井明化镇组水质数据，东营组水借用渤中34－6－1井东营组水质数据，水源水借用BZ34－1－A34馆陶组水质数据，详细见表1。

表1 垦利3－2油田明化镇组、东营组与馆陶组水质数据

1.2 垦利3－2油田注入水方案

采用垦利3－2油田产出水与垦利3－2油田水源井水混合水样作为垦利3－2油田注入水，其中产出水采用明化镇组或东营组地层水水质数据，水源井水采用馆陶组水质数据。

1.3 垦利3－2油田注入水结垢趋势分析

对水样结垢趋势的预测采用Oddo－Tomson饱和指数法［3，4］。通过成垢物质的饱和指数Is来表征是否有垢生成。预测模型为：

式中，Ksp为溶度积，是温度（t）、压力（p）和离子强度（Si）的函数；［Me］为阳离子活度，如［Mg2＋］、［Ca2＋］等；［An］为阴离子活度，如［CO］、［SO］等。

结垢趋势判断如下 ：Is＜0，表示不结垢；Is＝0，表示处于平衡状态；Is＞0，表示结垢。

1.4 垦利3－2油田注入水防垢措施研究

试验方法参照石油天然气行业标准《油田用防垢剂性能评价方法》［5］。

1.5 垦利3－2油田注入水与储层岩心的配伍性研究

室内利用岩心流动试验从动态方面对垦利3－2油田储层保护进行研究。具体步骤如下：选取垦利3－2油田储层岩心，经洗油、洗盐、烘干后用与注入水矿化度相同KCl盐水抽真空饱和并浸泡老化40h后，测定岩心在80℃下的初始渗透率K1；在相同流速与温度下，用注入水驱替，测定不同注入量PV数与岩样渗透率Kr的关系；计算渗透率保留值：

2 垦利3－2油田注入水自身结垢分析

由水质数据表可以看出，水中所含的成垢阳离子为Ca2＋和Mg2＋，而阴离子为HC、SO，由于MgCO3的溶度积明显大于CaCO3，另外MgSO4是溶于水的，因此初步分析垦利3－2油田注入水成垢的类型只可能为CaCO3和CaSO4。

2.1 注入水在不同温度下结垢趋势预测

对垦利3－2油田注入水在不同温度下的CaSO4垢和CaCO3垢饱和指数进行计算。对于纯注入水，不存在CO2分压的影响，CaCO3垢饱和指数按单相系统计算。CaSO4垢和CaCO3垢饱和指数计算结果见表2～表5。

1）垦利3－2油田明化镇组产出水与馆陶组水源井水。由表2与表3可以看出，在50～120℃温度范围内垦利3－2明化镇组产出水与馆陶组水源井水2种水相互混合会产生CaCO3垢，不会产生CaSO4垢。当馆陶组产出水与明化镇组水源井水2种水混合比例为1∶3时，结垢趋势最大（Is为1.52～3.27）。

表2 馆陶组产出水与明化镇组水源井水混合在不同温度下的CaSO4垢饱和指数Is

表3 馆陶组产出水与明化镇组水源井水混合在不同温度下的CaCO3垢饱和指数Is

2）垦利3－2油田东营组产出水与馆陶组水源井水。由表4与表5可以看出，垦利3－2油田东营组产出水与馆陶组水源井水2种水相互混合在50～120℃温度范围内会产生CaCO3垢，不会产生CaSO4垢。馆陶组水源井水与东营组产出水2种水混合比例为2∶2时，结垢趋势最大（Is为0.90～2.66）。

表4 馆陶组水源井水与东营组产出水混合在不同温度下的CaSO4垢饱和指数Is

表5 馆陶组水源井水与东营组产出水混合在不同温度下的CaCO3垢饱和指数Is

2.2 注入水在不同温度下的结垢程度

由结垢趋势判断可知，垦利3－2油田注入水在50～120℃温度范围内均会形成CaCO3垢。选结垢趋势较大的2种混合水（V馆陶组∶V明化镇组＝1∶3与V馆陶组∶V东营组＝2∶2），参照石油天然气行业标准《油气田水分析方法》［6］中EDTA络合滴定分析法，由成垢前后Ca2＋浓度的变化换算结垢量，来表征其结垢程度，结果见表6。由表6可知，垦利3－2油田注入水在50～120℃温度范围内都会不同程度结CaCO3垢，其结垢程度（CaCO3结垢量）随着温度升高而增大。

表6 混合水样在不同温度下CaCO3结垢量

3 垦利3－2油田注入水防垢措施研究

垦利3－2油田注入水会形成CaCO3垢，有必要采取适当措施控制结垢。选择结垢程度较大的混配水（V馆陶组∶V东营组＝2∶2）按照石油天然气行业标准《油田用防垢剂性能评价方法》［5］进行防垢剂防垢性能评价。

3.1 防垢剂的筛选

对7种聚合物和有机膦酸盐防垢剂在90℃下进行筛选（恒温时间12h，防垢剂加量为30mg／L），结果见表7。由表7可知，当防垢剂加量为30mg／L时，7种防垢剂中HEDP对混配水的防垢效果较好，防垢率可达95%以上。

3.2 防垢剂在不同加量下的防垢效果

考察HEDP防垢剂的加量分别对混配水防垢效果的影响（温度90℃，恒温时间12h），试验结果见图1。由图1可知，随着HEDP防垢剂加量的增大，防垢率也随着增大；当HEDP防垢剂加量为20mg／L时，对混配水的防垢效果较好；随后HEDP防垢剂加量再增大，防垢率增大不明显。因此，HEDP防垢剂推荐加量为20～30mg／L，其防垢率≥90%。

3.3 温度对HEDP防垢剂防垢效果影响

考察HEDP在不同温度下分别对混配水的防垢效果（HEDP防垢剂加量为20mg／L，恒温时间12h），试验结果见图2。由图2可知，HEDP在50～120℃范围内对馆陶组水和混配水的防垢效果均比较好，其防垢率≥90%。

表7 不同防垢剂的防垢率

图1 不同加量下HEDP的防垢率

图2 不同温度下HEDP的防垢率

4 注水过程储层保护研究

选择结垢程度较大的混配水（V馆陶组∶V东营组＝2∶2）作为注入水，测定不加防垢剂与加入25mg／L HEDP防垢剂的注入水在注入过程中，不同注入孔隙体积倍数与岩心渗透率保留值的关系，测定结果见图3。由图3可知，上述注水方案对储层岩心渗透率造成的损害不容忽视，投加防垢剂后岩心渗透率保留值可达95%以上，可避免因地层流体不配伍而结垢造成的地层伤害。

图3 不同注入孔隙体积倍数与岩心渗透率保留值的关系

5 结论

1）垦利3－2油田注入水自身不稳定，在地层温度范围内会产生CaCO3垢，且CaCO3结垢趋势随温度的升高而增大。这与注入水静态结垢程度（CaCO3结垢量）随温度的变化规律一致。

2）针对垦利3－2油田注入水存在自身结垢问题，优选出防垢剂HEDP，其具有良好的防垢效果与抗温性。当加量为25mg／L时，其防垢率≥90%，可以大大减轻结垢对岩心渗透率损害，岩心渗透率保留值≥95%，满足垦利3－2油田注水开发的要求。

［1］余焱冰，高建崇.SZ36－1油田注入水与储层配伍性实验研究 ［J］.工业水处理，2012，32（10）：68～71.

［2］李明忠，秦积舜，郑连英 .注水水质造成油层损害的评价技术 ［J］.石油钻采工艺，2002，24（3）：40～42.

［3］尹先清，郑琼，李玫，等 .大港南部油田回注污水结垢性与配伍性研究 ［J］.工业水处理，2008，28（10）：24～26.

［4］郑华安，田艺，梁玉凯，等 .涠洲油田群注入水伤害研究 ［J］.石油天然气学报（江汉石油学院学报），2014，36（3）：126～130.

［5］SY／T5673－1993.油气田防垢剂性能评价方法 ［S］.

［6］SY／T5523－2006.油气田水分析方法 ［S］.