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HH油田注入水与储层流体配伍性研究
作者：宋薇 王长权 张光明 王子雨 来源：《当代化工》2017年第01期
摘要：HH油田属于典型的低孔特低渗储层油田。注入水与储层流体的配伍性对注水开发方案设计极为重要。通过开展HH油田注入水与C8、C9储层地层水的水质测定、结垢趋势预测和静、动态配伍性实验以及注入水与储层原油的配伍性实验，明确了HH油田注入水与C8、C9储层流体配伍性。结果表明，HH油田注入水与C8、C9地层水不配伍，存在碳酸钙垢趋势，且随着注入水比例的增加、温度的升高，碳酸钙结垢越严重，注入水与地层水比例为9：1时结垢指标SI值为2.354，SAI值为2.873，结垢程度严重；注入水与地层原油之间配伍性良好。该研究结果对HH油田注水水质指标标准制定、注水开发方案制定及水质处理等研究提供了依据。
关键词：HH油田；注入水；配伍性；结垢预测；水质分析
中图分类号：TE 357 文献标识码：A 文章编号：1671-0460（2017）01-0074-04 HH油田位于甘肃鄂南镇泾油气勘查区块内，区域构造上位于鄂尔多斯盆地天环坳陷南部，北西向倾斜，局部发育小型低幅度鼻状隆起。HHC8储层平均孔隙度为11.9%，平均渗透率为0.37×10-3μm2；c9储层平均孔隙度为13.1%；平均渗透率为1.3×10-3μm2，均属于低孔特低渗储层。低渗透油田孔喉小，渗透率低，储层非均质性强，目前大部分油田在注水开发过程中，存在注水压力高，吸水指数低，注水见效慢等问题，主要是注入水与储层流体不配伍产生结垢而造成储层堵塞。为合理确定注水水源及水质处理措施，通过从注入水的水质特征，结垢趋势预测，注入水与地层原油的配伍性，注入水与地层水的静态配伍性实验和动态驱替实验进行研究，为油田注水开发和油田污水处理工艺提供科学依据，从而提高该油田整体开发效率，对该油田开发具有重要意义。 1 注入水与地层水水质分析
按照石油天然气行业标准《SY/T5523-2006油气田水分析方法》，利用原子吸收光谱法和色谱法对HH油田注入水、C8、C9储层的地层水水样进行了水质分析，结果见表1。由结果中可知，该油田注入水矿化度为55120mg，L，水型为CaCl2；地层水矿化度为65000～67200mg/L，水型为CaCl2。注入水属于地层产出的污水，因此各种离子含量所占比重与地层水大致相同，含有大量成垢阳离子Ca2+、Mg2+和成垢阴离子HCO3-、SO42-。由于Mg2+浓度明显小于Ca2+浓度，且在相同的条件下，碳酸镁的溶解度大于碳酸钙。从地层水离子类型分析来看，该油田成垢类型可能为碳酸钙，硫酸钙等。下面分别对不同配比的注入水和地层水水样中碳酸钙和硫酸钙结垢趋势进行结垢预测。 2 注入水与地层水结垢趋势预测
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2.1 结垢趋势预测方法
结合HH油田注入水和C8、C9储层地层水的性质分析结果，参照石油天然气行业标准《SY/T0600-2009油田水结垢趋势预测》，对注入水和地层水进行结垢趋势预测。预测条件分别为：模拟地层温度C8为69℃、C9为63℃，地层压力C8为19.44MPa、C9为18.27MPa，注入水与地层水混合比例分别为1：9、3：7、1：1、7：3和9：1，碳酸钙结垢预测趋势选择Davis-Stiff饱和指数法和Rynar稳定指数法；硫酸钙结垢预测趋势选择Skillman法和Odd-Tomson法，判别标准见表2。 2.2 结垢趋势预测结果
碳酸钙结垢趋势预测结果如表3。从结果中可以看出，不同条件下，HH注入水与C8、C9储层地层水混合后均有严重的碳酸钙结垢趋势，且随注入水比例越大，结垢趋势越明显，当注入水与地层水混配比例为9：1时，SI值为2.354，SAI值为2.873，表现出严重的结垢程度。因此，在实际注水过程中，应当对注入水进行处理，提高水质质量，或者加入一些阻垢剂，从而减少地层结垢量，达到保护储层的目的。
硫酸钙结垢趋势预测结果如表4。从结果中可以看出，HH油田注入水与C8、C9储层地层水混配后，硫酸钙浓度的允许值S比其实际含量值C大，SI值小于0，表现出无硫酸钙垢结垢趋势。
3 注入水与地层原油配伍性评价
在注水作业中，注入水注入地层后可能会与原油相遇形成有机垢从而堵塞地层，因此开展注入水与原油的配伍性评价非常重要。利用显微镜（600倍放大倍数）观察法开展了HH油田注入水与c8、C9储层原油的配伍性实验，其中C8储层原油密度0.79g/cm3、粘度3.20mPa·s；C9储层原油密度0.82g/cm3、粘度3.73mPa·s，均为低含硫、轻质的常规原油。分别开展了过滤后注入水、未过滤注入水、蒸馏水及表活剂四种样品与C8、C9储层原油的配伍性测试，测试结果如图1、图2所示。由图可知，HH油田注入水与C8、C9储层原油混合后无固体物质产生，原油液滴周围也没有见到牢固的膜，没有出现形成淤泥的趋势，说明注入水中没有酸性物质使原油发生聚沉，同时也表明原油和注入水混合后没有乳状液生成。这说明注入水中无表面活性物质，pH值呈中性，注入水与地层原油有较好的配伍性。 4 注入水与地层水配伍性评价 4.1 静态配伍性评价
通过观察注入水与地层水按不同比例混合后是否生成沉淀来判断两者是否配伍，从而对垢趋势预测结果的准确性进行验证。将HH注入水与C8、C9地层水按1：9、3：7、5：5、7：3、9：1的比例进行混配，在常温常压和模拟地层温度、常压条件下恒温放置15d，观察不同
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比例混配液是否产生沉淀现象，将混配水用0.45μm滤膜进行精细过滤，秤得其混合液中生成的沉淀的质量。
不同比例混配液结垢情况如表5所示。混配水结垢现象均不明显，常温下容器水面有一层少量垢沉淀，地层温度下容器水面和管壁有少量垢沉淀。从实验观察结果看出，注入水与地层水在混合体积比为9：1时沉淀量最多。注入水含量越大，沉淀越多，这是由于注入水量越大，其钙、镁离子含量与碳酸根含量越接近，这就为产生碳酸盐沉淀提供物质基础。通过分析知，垢样主要为碳酸钙垢，常温下已经有垢物生成，在高温下结垢趋势更明显。这个结果与结垢趋势预测结果是相符合的。 4.2 动态配伍性评价
通过注入水与储层地层水的结垢预测与静态配伍实验可以看到，注入水与地层水混合时会有碳酸钙垢产生。为了全面的了解注入水与地层水结垢对储层伤害程度，利用室内岩心流动实验测定渗透率的变化值来反映其伤害程度。
为了避免注入水与储层岩石可能产生不配伍性干扰，实验过程中采用与储层渗透率相同的人造岩心进行，实验用水来自油田注入水与地层水。实验过程中注入水分为两种：用45μm的滤膜进行精细过滤与未过滤。实验条件为常温25℃。实验装置主要包括：平流泵、活塞容器、岩心夹持器等。实验流程如图3所示。
具体实验步骤如下：①岩心烘干称干重；②测初始气测渗透率、孔隙度；③岩心高压饱和精细过滤后的地层水，静置老化24h；④泵设定某一流速将地层水注入岩心，记录岩心入口端压力与出口端流量，直至出口端流量与入口端压力稳定，利用达西公式计算此时的渗透率即为岩心的初始液相渗透率；⑤设定相同的流速，将注入水注入岩心，记录不同驱替倍数下岩心入口端压力与出口端流量，直至注入水驱替至50倍孔隙体积为止，记录不同驱替倍数下岩心的伤害率。
通过4组岩心的注入水与地层水动态配伍性实验，结果见表6和图4所示。从实验结果可知，岩心渗透率随注入水注入的孔隙体积倍数增加而下降，注入水的注入量越大，对储层的伤害就越严重，当注入水驱替至50倍孔隙体积时，C8岩心伤害率低至31%、高至50%，C9岩心伤害率低至8%、高至59%；岩心渗透率越高，对储层的伤害越严重，这是由于渗透率越高，注入水与岩石的接触面积越大，不配伍程度就越严重；未过滤注入水的伤害率远大于过滤后的，这是由于未过滤注入水中含有更多颗粒杂质更容易堵塞地层；HH注入水与C8、C9储层地层水均具有结垢堵塞地层的现象。 5 结论
（1）HH油田注入水和C8、C9地层水矿化度为55000～67500mg/L，水型均为CaCl2，注入水与地层水混合后产生碳酸钙和硫酸钙垢。
HH油田注入水与储层流体配伍性研究
