低渗透碳酸盐岩油藏的开发优化注水配伍研究及结垢预测分析*

张佳琪，张亚芹

（1陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，陕西西安710065；2西安阿伯塔资环分析测试技术有限公司，陕西西安716000）

未充分开采的主体油藏（SR）位于某油田内，该油田拟实施一项重大的增量开发计划，该计划要求钻探额外的采油厂、动力注水器（PWI）和观察井。预计新储层开发将比渗透率和总厚度明显较高的已开发偏移储层更具挑战性。目前油田两侧的注水利用加工的海水（SW）和来自补偿储层的稀释采出水处理水（DW）。自注入水突破以来，仅有两口井在生产测井后回收了有机和无机垢的井底样品，仅报告了轻微的结垢事件[1-2]。采出水通常用作注入液，因为必须在有或没有额外清理的情况下进行处理，因此与不相容流体相关的地层损害风险降低[3]。混合不同来源的水会加剧结垢的风险。海水显然是海上生产设施最方便的丰富来源，当泵入近海海水用于陆地油田时。在缺乏具有最高水质的低盐度浅层含水层水的情况下，SR注水仅考虑来自补偿水库的DW和来自现有海水处理厂的SW[4-8]。

1 实验室测试

1.1 样品/测试设备准备

利用储层描述工具（RDT）获得SR地层卤水井底压力样品，利用已知注入水源水分析数据在实验室生成合成海水和采出水样品。在同一口井中，共从2个不同深度（相距约15m）采集了4个加压水样。所有现场盐水样品均保存在加压样品瓶中，直到在实验室地面条件下（CO2摩尔分数约0.06%，且未检测到H2S气体）进行控制萃取。

考虑到井下取样，无需对暴露在地表条件下迅速变化的参数（溶解氧、碱度、pH值和温度）进行现场化学分析。然而，在实验室提取过程中，用盐酸将分离的部分盐水样品处理至降低的pH值（约1.2），以保持溶液中的铁和相关元素。

1.2 流体相容性

对不同配比的SR地层卤水与注入水混合液进行了配伍性试验。两个系列的试验使用了井底现场盐水和实验室产生的合成锶地层盐水，通过向混合物中加入10%、25%、50%、75%和90%的注入水含量（总混合物体积100mL）。使用1.2、0.8、0.3μm微孔滤纸分阶段过滤现场锶盐水，然后在刻度试管中混合，以检查初始条件下的沉淀。此后，将玻璃管置于HP/HT老化池中并在烘箱中保持16h（试验压力和温度分别为6.8MPa和70℃）。对混合液样品进行目视检查，以评估沉淀程度。

1.3 岩心驱实验

在70℃的恒温条件下，使用海水和混合流体（即海水和处理水）以及储层岩芯塞进行岩石和流体相容性试验。试验的目的是确定流体对锶地层渗透率及其注入能力下降性能的潜在影响。过滤现场水样（0.22μm滤纸），同时用合成锶地层盐水预饱和岩心塞。用于实验室实验的岩芯孔隙度为22%，渗透率范围为2～4 md。岩芯尺寸略有不同，即长度为2.5～3.0 in，直径为1.5 in。在围压（背压3.4MPa，上覆压力6.8MPa，预期储层温度70℃）下用合成锶盐水注入样品，以确定基底渗透率。随后，对岩心样品进行了岩-水相互作用试验。

2 结果与讨论

2.1 结垢风险预测与分析

水垢沉淀本身可能不是问题，但固体在生产管柱和设备上的粘附和沉积会引起问题。这一认识导致了对最脆弱的设备（如生产商的井下压力计和潜水泵）使用防止水垢粘附和成核的材料。结垢风险的严重程度可根据防垢所需的最低抑制剂浓度（MIC）进行评估，并通过现场和实验室观察与不同温度条件下的SI相关 。值得注意的是，根据现场经验，方解石结垢的正SI值＞2和大量沉积物＞250 ptb（1 ptb=2.856 mg/L）表明结垢的风险很高。

图1显示了现场注入海水和偏移储层采出水/污水导致方解石沉淀的预测。预测显示，在井底条件下，60%的注入处理水和注入海水的最大方解石沉淀量为200mg/L。图2和图3显示了在井底压力和温度条件下，向SR储层注入两种潜在注入水（海水和生产/处置水）后硫酸钙沉淀的预测。当海水与锶盐水混合时，预计石膏和硬石膏会显著沉淀，在大约75%的海水注入量下，最大质量沉积速率分别为3200、1550 mg/L（图2）。

图1 方解石结垢预测-海水和处理水 Fig.1 Calcite scale prediction - seawater and treated water

图2 井底硫酸钙预测Fig.2 Bottom hole calcium sulfate prediction

图3 硫酸钙预测（生产水/DL盐水混合物）Fig. 3 Calcium sulfate prediction (production water / DL brine mixture)

图4显示了在井底条件下作为注入海水体积百分比（%）函数的缩放指数（SI）。结垢指数预测显示，方解石和石膏的最大SI值分别为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℃的工作温度下位于严重风险区域内。尽管硫酸钙垢的最大SI相对于方解石而言较低，非酸溶性硫酸盐垢和CaSO4/CaCO3复合垢沉淀的潜在风险被认为很高。

图4 结垢指数预测（海水/DL盐水混合）Fig. 4 Scale index prediction (seawater / DL brine mixture)

图5显示了在压力（50psi）和温度（40℃）的低压分离器条件下预测的石膏和硬石膏的质量沉积。观测到的石膏沉积速率与井底条件相似。然而，硬石膏垢的质量沉积速率显著降低至约800 mg/L石膏（即在井底条件下，混合海水/地层盐水的硬石膏沉积速率从1550 mg/L降低至800 mg/L）。这与在地表和井口条件下观察到的硫酸钡结垢减少的区域油田进行的海水注入结垢研究结果相似。

图5 低压分离器条件下硫酸钙结垢Fig. 5 Calcium sulfate scaling in low pressure separator

2.2 流体相容性

通过室内相容性试验研究了不同配比下的结垢可能性。在所需温度下培养期间，目测每个样品是否有任何潜在的结垢。如图6显示了混合盐水流体（油田地层盐水/海水），而图7显示了孵化前后的混合盐水流体（合成锶地层盐水/海水）。在地表条件下，SR地层卤水/海水混合液以～1:1的比例出现最多的沉淀，而所有混合液均未出现沉淀。独立锶地层卤水样品在实验室中暴露后发生颜色变化（由透明白色变为浅棕色），而海水混合液中产生的沉淀物呈透明和微红色晶体。这导致人们最初怀疑这些晶体与铁氧化的化学反应有关。随后用合成锶地层卤水进行的试验也证实了透明垢沉积物的存在。

图6 16h后（6.8MPa和70℃）海水与DL盐水的混合物和处理水与DL盐水的混合物Fig. 6 Mixture of seawater and DL brine and mixture of treated water and DL brine after 16 hours (6.8MPa and 70℃)

图7 16h后（6.8MPa和70℃）海水与合成DL盐水的混合物和处理水与合成DL盐水的混合物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/固体分析

从实验室相容性试验中提取的沉淀物的X射线衍射（XRD/F）分析表明存在石膏（CaSO4）、石盐（NaCl）、文石（CaCO3）和白云石（Mg-Ca·(CO3)2）。

盐水分析工具预测的主要无机垢为方解石、石膏和硬石膏。然而，实验室相容性试验中沉淀的XRD分析仅证实了石膏、石盐、文石和白云石的存在。XRD分析用于确定相容性试验期间收集的沉淀物的成分。锶地层卤水/海水沉积物中检测到的主要垢是石膏（CaSO4·2H2O），重量含量超过95%，而锶卤水/处置水沉淀物中未检测到任何垢（仅检测到石盐和白云石）。

3 结论

基于结垢预测模拟技术和室内实验，对某地区一个含“硬水”卤水（～44000mg/L钙镁）的低渗透轻质原油油藏的结垢风险进行了评价。研究得出的一些主要结论和建议如下：

（1）对低渗透（50md）、坚硬地层水（钙20000 mg/L）和高TDS（200000 mg/L）的类似碳酸盐岩储层的研究资料表明，这些储层在湿采过程中都遇到了明显的方解石结垢问题和不同程度的硫酸盐结垢。

（2）结垢指数预测表明，在井底条件下，60%的注入处理水和注入海水的最大方解石沉淀量为200mg/L。预测硫酸钙垢的沉积速率较高，即在井底条件下注入约70%海水时，石膏和硬石膏的最大值分别为约3200 mg/L和1550 mg/L。尽管与方解石相比，硫酸钙垢的SI最大值较低（～0.4），CaSO4/CaCO3复合沉淀的可能性较高。

（3）不同注入水的岩心驱实验表明，处理后的采出水比海水具有更低的注入性能。

（4）实验室瓶试验表明，在预期的井下压力和温度条件下，海水和采出水与地层盐水不相容。

（5）对于具有复杂多边生产井设计的相对致密储层，与硫酸盐结垢沉积相关的风险被认为是严重的，因此建议进行海水预处理，即将硫酸盐含量降低到300mg/L以下，以消除SR储层海水注入期间的结垢风险。