李曉亮，江安，蘇延輝

(中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452)

0 引言

南海東部E油田為中孔中滲稠油油田，因儲層面積大、厚度薄，原油流動性差，天然邊水能量補(bǔ)充緩慢，投產(chǎn)后產(chǎn)量出現(xiàn)明顯遞減，需采取注水措施補(bǔ)充地層能量。計(jì)劃采用深部水層為水源注入主力產(chǎn)層，需開展注水配伍性研究，防止因水源水不配伍對儲層造成傷害，影響油田穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)[1-2]。筆者通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)分析了E油田地層水及水源水的離子組成，綜合運(yùn)用軟件預(yù)測、室內(nèi)模擬實(shí)驗(yàn)等手段[3-5]完成注水配伍性研究，研究成果為該油田注水開發(fā)提供依據(jù)，也可為南海東部其他類似油田提供借鑒和參考。

1 水中離子含量分析

地層水及水源水中離子含量分析結(jié)果如表1所示。

地層水及水源水均為CaCl2水型，從水型上看，配伍性良好。兩種水最大的區(qū)別是水源水中硫酸根含量偏高。注水過程中，理論上可能產(chǎn)生碳酸鈣、硫酸鈣結(jié)垢及少量硫酸鋇、硫酸鍶，需開展詳細(xì)分析預(yù)測及實(shí)驗(yàn)驗(yàn)證。

2 結(jié)垢預(yù)測分析

采用Scalchem結(jié)垢預(yù)測軟件對該油田注水過程結(jié)垢情況進(jìn)行預(yù)測，該軟件通過輸入水質(zhì)分析及溫度、壓力數(shù)據(jù)，可以通過一系列內(nèi)部計(jì)算，輸出預(yù)測理論最大結(jié)垢量(以mg/L給出)，在國內(nèi)外得到廣泛應(yīng)用和認(rèn)可。根據(jù)E油田現(xiàn)場實(shí)際情況，預(yù)測溫度范圍選為75～120 ℃，壓力范圍13～25 MPa。將水源水與地層水按不同比例 (1∶0、3∶1、2∶1、1∶1、1∶2、1∶3、0∶1)混合之后開展預(yù)測。

在該溫度壓力范圍內(nèi)，結(jié)垢類型預(yù)測主要為碳酸鈣，不會產(chǎn)生硫酸鈣。不同溫度壓力條件下，碳酸鈣的預(yù)測理論最大結(jié)垢量結(jié)果如圖1所示。

軟件預(yù)測分析結(jié)果表明：水源水與地層水不同比例混合后，隨著地層水在混合水中比例的增加，結(jié)垢量總體呈現(xiàn)逐漸下降趨勢；混合水樣溫度越高，預(yù)測結(jié)垢量越大，最大值為260 mg/L；在不同溫度壓力條件下，結(jié)垢預(yù)測曲線均呈現(xiàn)比較規(guī)律的斜線，表明兩種水樣配伍性良好，結(jié)垢都是水樣自身產(chǎn)生，不會因?yàn)榛旌显黾宇~外的結(jié)垢量。

表1 水中離子含量分析

圖1 不同比例水源水與地層水混合后結(jié)垢量預(yù)測

另外，還進(jìn)行了鋇鍶垢結(jié)垢預(yù)測，由于地層水中鋇離子較少，硫酸鋇的總體結(jié)垢量預(yù)測值為5 mg/L左右，硫酸鋇預(yù)測值僅為碳酸鈣預(yù)測值的1/10至1/20，結(jié)垢風(fēng)險(xiǎn)較小。預(yù)測不會產(chǎn)生硫酸鍶結(jié)垢。

由于軟件預(yù)測的局限性，只是給出理論最大結(jié)垢量，但實(shí)際上水源水自身在120 ℃條件下的地層中是非常穩(wěn)定的。軟件預(yù)測只能作為結(jié)垢規(guī)律和變化趨勢的參考，水樣的真實(shí)結(jié)垢量還需再通過開展室內(nèi)模擬實(shí)驗(yàn)進(jìn)行驗(yàn)證。

3 結(jié)垢模擬實(shí)驗(yàn)

本實(shí)驗(yàn)用水為用孔徑為0.45 μm的混合纖維素脂濾膜精細(xì)過濾后的現(xiàn)場水樣，將水源水與地層水按不同比例(1∶0、3∶1、2∶1、1∶1、1∶2、1∶3、0∶1)混合。水源水注入地層時(shí)溫度約為100 ℃，設(shè)為本次的實(shí)驗(yàn)溫度。參照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦指標(biāo)及分析方法》[6]中濾膜法測定懸浮物含量的相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)開展實(shí)驗(yàn)。

以單一水樣的結(jié)垢量為基準(zhǔn)，計(jì)算不同比例混合水的結(jié)垢量為計(jì)算垢量。如果實(shí)驗(yàn)實(shí)測垢量高于計(jì)算垢量，說明水樣混合后有新沉淀產(chǎn)生，即兩種水樣不配伍。

結(jié)垢模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：實(shí)測結(jié)垢量相較軟件預(yù)測值明顯偏低，單一水源水沉淀量53 mg/L，單一地層水沉淀量為12 mg/L，說明現(xiàn)場水樣穩(wěn)定性較好，不會出現(xiàn)軟件預(yù)測理論最大結(jié)垢量；實(shí)驗(yàn)實(shí)測垢量基本與配伍的理論計(jì)算垢量相同，說明水源水與地層水水樣配伍性良好；結(jié)垢量總體屬少量垢，注水過程中結(jié)垢造成損害的潛在風(fēng)險(xiǎn)較低。

4 巖心傷害模擬實(shí)驗(yàn)

為研究水源水與地層水混合后，因結(jié)垢對儲層巖心造成的傷害情況，開展了巖心傷害模擬實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)溫度設(shè)置為100 ℃。先用與地層水相同礦化度的KCl鹽水測試滲透率，代表巖樣的初始滲透率Ki。再以相同流速注入不同類型的實(shí)驗(yàn)水，持續(xù)注入50PV(孔隙體積(pore volume，PV))之后，再次用與地層水相同礦化度的KCl鹽水測試滲透率，代表巖心注水結(jié)垢傷害之后的滲透率Kr。滲透率保留率=Kr/Ki×100%。

巖心傷害模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表2所示。

由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知：隨著水源水在混合水中所占比例的降低，巖心傷害程度也呈現(xiàn)降低趨勢；四組實(shí)驗(yàn)傷害率均＜10%，屬弱傷害。因此，該油田水源水注入目的層時(shí)，因結(jié)垢對儲層滲透率造成的傷害較小。

表2 不同注入水與模擬儲層巖心配伍性評價(jià)結(jié)果

5 結(jié)論

南海東部E油田水源水與地層水的水型配伍，預(yù)測結(jié)垢類型為碳酸鈣垢，隨溫度升高，結(jié)垢趨勢增加。結(jié)垢模擬實(shí)驗(yàn)表明現(xiàn)場水樣穩(wěn)定性較好，結(jié)垢量最高值53 mg/L，屬少量垢，結(jié)垢對巖心傷害程度均＜10%，屬弱傷害。

結(jié)垢潛在損害風(fēng)險(xiǎn)較低，暫時(shí)可不必考慮防垢措施，油田可正常開展現(xiàn)場注水試驗(yàn)。建議現(xiàn)場注水試驗(yàn)過程中，密切關(guān)注注水受益油井結(jié)垢情況，如有必要，及時(shí)制定和調(diào)整防垢措施。