陕北油田水质配伍性研究

曹 博， 杨遵旭， 付 凡， 燕永利

(西安石油大学 化学化工学院，陕西 西安 710065)

陕北油田水质配伍性研究

曹 博， 杨遵旭， 付 凡， 燕永利

(西安石油大学 化学化工学院，陕西 西安 710065)

基于回注水、地层水水质的分析结果，进行了回注水与地层水的配伍性实验，探讨影响油田水质配伍性的因素。分别采用扫描电镜(SEM)、X-射线衍射法(XRD)、显微镜对垢样进行分析研究。结果表明，垢样主要成分为CaCO3，垢样尺寸比较均匀，陕北油田采油厂储层属于超低渗地层，回注水与地层水存在不配伍性，并且会对地层的渗透率产生较大影响，必须避免回注水与地层水的体积比为6∶4的情况。

注水系统； 结垢趋势； 渗透率； 配伍性

陕北油田储层属特低孔隙度、超低渗透率的致密砂岩储层，对注入水水质要求较高，而注入水水质通常成分复杂且不稳定，其中有机物浓度高，矿化度高，腐蚀、结垢均很严重。结垢已成为油田水质控制中遇到的最严重的问题之一[1]。垢样沉积在储油设备、集输管线、原油加工设备及水处理系统的任何部位，不仅严重影响到整个石油行业的安全生产，还会带来很大的经济损失[2-4]。水的注入会使油藏的参数和特性如储层微观孔隙结构以及储层中的流体性质等发生变化[5]。通过对水中离子浓度测定来分析回注水和地层水混合时成垢离子的变化率和结垢趋势，可以确定油田回注水存在结垢倾向。本文通过分析陕北油田采油厂区块的回注水与地层水的配伍性以及对储层的伤害性，研究其配伍性规律和结垢原因，预测结垢趋势，对保持油田高产、稳产，降低生产成本具有一定的现实意义[6-7]。

1 实验方法

1.1 试剂和仪器

实验过程所需水样均来自现场采集，用慢速定性滤纸过滤掉杂质，岩心为现场采集。实验所需试剂均为分析纯(乙二胺四乙酸二钠，天津市津东天正精细化学试剂厂；铬黑T，天津市津北精细化工有限公司；无水硫酸钠，天津市天力化学试剂有限公司；氯化钡，天津市登封化学品有限公司；硝酸，四川西陇化工有限公司；氨水，四川西陇化工有限公司；氯化铵，郑州派尼化学试剂厂；甲基橙，天津市天津新精细化工开发中心；酚酞，天津市北联精细化学品开发有限公司；铬酸钾，天津市福展化学试剂厂；钙羧酸指示剂，天津市天津新精细化工开发中心；硝酸银，广东光华科技股份有限公司；刚果红试纸，天津市塘沽鹏达化工厂；无水乙酸钠，广东光华科技股份有限公司；盐酸羟胺，天津市天津新精细化工开发中心；邻菲啰啉，天津市科密欧化试剂有限公司；乙酸铵，广东光华科技股份有限公司；冰醋酸，广东光华科技股份有限公司)。

实验仪器主要包括：徕卡DM4500P显微镜，DQ-Ⅳ型堵水调剖评价仪，BSA224S分析天平(精度为0.1 mg)，HH2型数显恒温水浴锅，101-1AB型恒温干燥箱，单联万用电炉,DDS-11A型数字电导仪。

1.2 注入水与地层水水质分析

参照中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T 5523—2000油气田水分析方法[8]、SY/T 5329—94碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法[9]对试验水样进行水质分析。

1.3 注入水与地层水配伍性研究

配伍性通过静态实验来研究[10-11]，将待测样品置于密封的比色管中，按照预先设计的实验条件进行样品预处理，测定静置前后离子浓度的变化情况。方法参照SY/T 0600—2009油田水结垢趋势预测[12]。

1.4 注入水结垢趋势分析

通过成垢物质的S值来表征是否有垢生成。预测模型为[12]：

结果判定：Sc，无结垢趋势。

1.5 注入水动态配伍性研究

采用岩心驱替法来研究油田注入水配伍性，分析注水过程中的储层伤害原因及伤害程度。方法参照SY/T 5358—2010储层敏感性流动实验评价方法[13]，SY/T 6285—2011油气储层评价方法[14]。

2 分析与讨论

2.1 水样离子成份及水质分析

表1 油田注入水和地层水的离子组成

2.2 垢样结构

向垢样中加入稀盐酸后有气泡产生，沉淀基本溶解。为了进一步分析结垢产物，分别采用扫描电镜分析(见图1)和X-射线衍射法分析(见图2)。从图1 SEM图谱可以直观的了解到垢样表面形貌以及它的尺寸介于4.8～6.8 μm，尺寸相对比较均匀。由jade6软件分析结果可知，垢样中CaCO3质量分数为80%，其他的成分与结垢无关，所以不再列出。因此可以确定结垢为CaCO3。

图1 垢样扫描电镜分析

Fig.1 SEM picture of scale sample

图2 垢样X-射线衍射法分析

Fig.2 XRD spectrum of scale sample

图3为回注水与地层水等比例混合后产生的垢样晶核微观图，将试样置于徕卡DM4500P显微镜下观察，在正交偏振光功能下旋转一定角度后，晶体会出现特有的双折射现象，从图3可以看出垢样晶体微观形态、大小及分散状态。由垢样的微观形态

探寻出垢样晶体成长的规律，为后续研究垢样处理方式打下基础。

图3 水样的晶核微观图(放大倍数100)

注：1、2、3分别表示当试样在偏光显微镜下旋转一定角度后晶体所呈现的图样

2.3 回注水与地层水的配伍性

表2为Ca2+质量浓度随时间、温度的变化关系。由表2可知，常温和50 ℃下，随着待测水样中地层水比例的增加，钙离子的质量浓度越来越大。通过0、24、48 h的对比可知，两种温度下水样中钙离子质量浓度随着时间的增加均呈减小趋势。当常温下回注水与地层水的体积比为6∶4时，钙离子质量浓度变化幅度最大；而在50 ℃时回注水与地层水的体积比在6∶4～4∶6变化幅度较大，特别是当回注水与地层水的体积比为5∶5时，钙离子质量浓度变化幅度最大。钙离子质量浓度的变化情况可以说明回注水和地层水不存在配伍性，有结垢风险。钙离子质量浓度减小幅度越大，则结垢趋势越大，因此在油田实际生产中要避免此种情形。

表2 钙离子质量浓度随时间、温度的变化

注：回注水与地层水的比例为体积比,简记为V(回)/V(地)。

图4为镁离子质量浓度随时间、温度的变化关系。由图4可知，常温和50 ℃下，随着待测水样中地层水比例的增加，镁离子质量浓度越来越大。随着时间的增加，常温和50 ℃下各配比水样的镁离子质量浓度均呈减小趋势，即温度越高镁离子质量浓度越低。常温和50 ℃时回注水与地层水的体积比在6∶4～2∶8镁离子质量浓度变化幅度较大。在50 ℃下，48 h时的镁离子质量浓度相比24 h时有明显的下降。镁离子质量浓度的变化情况可以说明回注水和地层水存在不配伍性，有结垢趋势。镁离子质量浓度减小幅度越大，则结垢趋势越大。

图4 常温和50 ℃时镁离子质量浓度随时间变化的关系

Fig.4 Relation histogram of vary of magnesium ion concentration with different time under normal temperature and 50 ℃

陕北油田回注水和地层水的配伍性研究结果见表3、4。由表3、4可见，随着时间的延长、温度的升高，钙离子和镁离子质量浓度损失率均有不同程度的增大，因此可以推断出钙离子和镁离子质量浓度均有不同程度的减小。常温下钙离子浓度在回注水与地层水的体积比在6∶4时损失率更大，而镁离子质量浓度在体积比为2∶8混合时损失率最大。50 ℃时当回注水与地层水按体积比5∶5混合时钙离子质量浓度损失率最大，在体积比为6∶4时镁离子质量浓度损失率最大。随着时间的变化，溶液中的钙离子、镁离子会与其中的硫酸根、碳酸根、碳酸氢根等离子发生化学作用而使离子浓度下降。钙离子质量浓度的损失率随着温度升高向回注水比例增加的方向变化，可能与溶解度以及温度对结晶过程的影响有关，温度越低硫酸钙的饱和度越低。综上所述，随着温度的升高，无机盐结垢趋势增强[15]。

表3 钙离子质量浓度的损失率随温度、时间的变化

表4 镁离子质量浓度的损失率随温度、时间的变化

Table 4 Loss rate of vary of magnesium ion concentration with different temperature and time

温度时间/h镁离子质量浓度的损失率/%V(回)/V(地)=10∶0V(回)/V(地)=8∶2V(回)/V(地)=6∶4V(回)/V(地)=5∶5V(回)/V(地)=4∶6V(回)/V(地)=2∶8V(回)/V(地)=0∶10室温240．410．921．012．086．257．696．25483．683．855．564．176．257．696．2550℃242．272．948．336．256．257．696．25484．558．828．338．338．307．696．25

2.4 结垢趋势预测

图5为时间、温度对不同配比的回注水与地层水的结垢趋势的关系趋势图。由图5可知，当回注水和地层水混合时均会发生不配伍现象，仅有回注水时不会发生结垢。随着地层水的比例增加，结垢趋势增加(仅有地层水时除外)。同一比例的水样温度越高水样结垢趋势越小，时间对结垢趋势的影响很小。由图5可知，S-c的值越小则表示结垢趋势越大，由此可以得出回注水与地层水的最适合体积比是8∶2。

图5 时间、温度对不同配比的回注水与地层水的结垢影响

3 结论

(1) 由XRD图谱可以确定垢样主要为CaCO3。

(2) 通过结垢趋势预测和对成垢离子变化率的分析，可以确定陕北油田的注水开采存在结垢风险。

(3) 陕北油田采油厂储层属于超低渗储层，回注水与地层水的不配伍性对地层的影响较大，应该尽量避免回注水与地层水按体积比6∶4配合。综合温度对结垢的影响，建议在外界温度较高时加大阻垢剂的投用量。

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(编辑 闫玉玲)

Compatibility of Water Injection Operation in Shanbei Oilfield

Cao Bo, Yang Zunxu, Fu Fan， Yan Yongli

(CollegeofChemistryandChemicalEngineering,Xi’anShiyouUniversity,Xi’anShaanxi710065,China)

Based on the water quality analysis of injection water and formation water, compatibility test of injection water and formation water was carried out. The factors of oilfield watering quality compatibility were also discussed in this report. The scale was characterized by SEM, XRD and probe microscopy. The results indicated that the main composition of scale sample was CaCO3, which size dispersion was evenly. Shanbei Oilfield Plant region belonged to low permeability formations. Injection water and formation water was not compatible and had a greater impact on the permeability, so volume batching of 6∶4 for the injection water and formation water must be avoided.

Water injection well; Scaling trend; Permeability; Compatibility

1006-396X(2016)06-0027-05

投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn

2016-05-31

2016-09-18

曹博(1989-)，男，硕士研究生，从事油田水处理及控制研究;E-mail:987833107@qq.com。

燕永利(1965-)，男，博士，教授，从事胶体与界面化学及能源化工方向研究;E-mail:yylhill@163.com。

TE39

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2016.06.006