南海東部E油田水源水與地層水配伍性研究

李曉亮，江安，蘇延輝

(中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，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，天然邊水能量補充緩慢，投產后產量出現明顯遞減，需采取注水措施補充地層能量。計劃采用深部水層為水源注入主力產層，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，影響油田穩產增產[1-2]。筆者通過室內實驗分析了E油田地層水及水源水的離子組成，綜合運用軟件預測、室內模擬實驗等手段[3-5]完成注水配伍性研究，研究成果為該油田注水開發提供依據，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。兩種水最大的區別是水源水中硫酸根含量偏高。注水過程中，理論上可能產生碳酸鈣、硫酸鈣結垢及少量硫酸鋇、硫酸鍶，需開展詳細分析預測及實驗驗證。

2 結垢預測分析

采用Scalchem結垢預測軟件對該油田注水過程結垢情況進行預測，該軟件通過輸入水質分析及溫度、壓力數據，可以通過一系列內部計算，輸出預測理論最大結垢量(以mg/L給出)，在國內外得到廣泛應用和認可。根據E油田現場實際情況，預測溫度范圍選為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)混合之后開展預測。

在該溫度壓力范圍內，結垢類型預測主要為碳酸鈣，不會產生硫酸鈣。不同溫度壓力條件下，碳酸鈣的預測理論最大結垢量結果如圖1所示。

軟件預測分析結果表明：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，結垢量總體呈現逐漸下降趨勢；混合水樣溫度越高，預測結垢量越大，最大值為260 mg/L；在不同溫度壓力條件下，結垢預測曲線均呈現比較規律的斜線，表明兩種水樣配伍性良好，結垢都是水樣自身產生，不會因為混合增加額外的結垢量。

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垢量預測

另外，還進行了鋇鍶垢結垢預測，由于地層水中鋇離子較少，硫酸鋇的總體結垢量預測值為5 mg/L左右，硫酸鋇預測值僅為碳酸鈣預測值的1/10至1/20，結垢風險較小。預測不會產生硫酸鍶結垢。

由于軟件預測的局限性，只是給出理論最大結垢量，但實際上水源水自身在120 ℃條件下的地層中是非常穩定的。軟件預測只能作為結垢規律和變化趨勢的參考，水樣的真實結垢量還需再通過開展室內模擬實驗進行驗證。

3 結垢模擬實驗

本實驗用水為用孔徑為0.45 μm的混合纖維素脂濾膜精細過濾后的現場水樣，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。水源水注入地層時溫度約為100 ℃，設為本次的實驗溫度。參照石油天然氣行業標準《碎屑巖油藏注水水質推薦指標及分析方法》[6]中濾膜法測定懸浮物含量的相關標準開展實驗。

以單一水樣的結垢量為基準，計算不同比例混合水的結垢量為計算垢量。如果實驗實測垢量高于計算垢量，說明水樣混合后有新沉淀產生，即兩種水樣不配伍。

結垢模擬實驗結果表明：實測結垢量相較軟件預測值明顯偏低，單一水源水沉淀量53 mg/L，單一地層水沉淀量為12 mg/L，說明現場水樣穩定性較好，不會出現軟件預測理論最大結垢量；實驗實測垢量基本與配伍的理論計算垢量相同，說明水源水與地層水水樣配伍性良好；結垢量總體屬少量垢，注水過程中結垢造成損害的潛在風險較低。

4 巖心傷害模擬實驗

為研究水源水與地層水混合后，因結垢對儲層巖心造成的傷害情況，開展了巖心傷害模擬實驗。實驗溫度設置為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驗水，持續注入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%。

巖心傷害模擬實驗結果如表2所示。

由實驗結果可知：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降低趨勢；四組實驗傷害率均＜10%，屬弱傷害。因此，該油田水源水注入目的層時，因結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結果

5 結論

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

結垢潛在損害風險較低，暫時可不必考慮防垢措施，油田可正常開展現場注水試驗。建議現場注水試驗過程中，密切關注注水受益油井結垢情況，如有必要，及時制定和調整防垢措施。