海上A油田異常水質分析及配套工藝研究

張海勇，姚為英，李曉亮，馬 超，張 強

（中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452）

A油田位于南海東部海域，主力層L層為邊水驅巖性油藏，儲層物性較好，平均孔隙度為19.9%，平均滲透率435.8×10-3μm2。油田投產后，地層壓力下降迅速，產量遞減明顯，個別油井供液不足，迫切需要通過注水補充地層能量（圖1）。

圖1 A油田投產后地層壓力場

海上油田的注水開發受到水資源的限制，一般采用地下水、地下水與處理后的生產污水混配、海水等水源類型作為注入水源。但注入水與儲層的不配伍容易引起結垢、堵塞、腐蝕等傷害［1-3］，因此注入水配伍性、水質的分析顯得尤為重要。

前人在注水水質方面做了一些研究，高永華等人通過結垢趨勢預測、配伍性實驗方法，分析了目標油田注水井堵塞的原因［4］。周寶鋒等人通過敏感性實驗、配伍性評價實驗，研究了目標油田混配水的注水水質［5］。曹博等人通過水質配伍性實驗，研究了回注水與地層水配伍性的影響因素［6］。于洋等人從水質污染、注水壓力上升兩方面分析了低滲透油田注水水質問題［7］。可以看出，利用室內實驗分析注水水質是常用的方法。

A油田是南海東部首個需要注水的中大型油田，沒有類似注水經驗及相關注水水質資料可以參考。

針對A油田注水的緊迫性和存在的問題，開展注水水質實驗分析是必要的。現場取樣的水源水呈黃褐色渾濁狀（圖2），水質差。

圖2 現場取J層水樣

在地層水異常情況分析基礎上，通過水質實驗分析，明確了注入水能否滿足注水要求，并提出了相應的水質保障配套工藝，為油田控制注水水質、注好水提供依據。

1 地層水異常情況分析

A油田注水可選水源有三種：地層水、海水、生產污水，各種類型水源的離子含量見表1。地質研究成果表明，L層上部有水體體積大的J層可以作為水源層，能滿足油田注水量的要求。注海水需要巨大的脫氧塔，但平臺空間有限，不滿足要求；生產污水目前僅有1 100 m3／d，短期無法滿足回注水量要求。因此，選擇地層水作為注水水源。

表1 不同類型水源的離子含量 mg／L

利用上部水體體積大的J層作為注水水源注入L層，修井作業返排水層時現場取J層水樣。J層現場取樣時發現的異常情況如圖3所示。經分析發現，這是水中的亞鐵離子接觸空氣后發生氧化反應導致反應過程如下：

圖3 J層現場取樣異常情況

將已經發生氧化反應的現場水樣用鹽酸反應之后，使用ICP（電感耦合等離子體）分析方法，得出水樣中鐵離子含量：J層為13.335 mg／L，L層為8.154 mg／L，該現象在海上油田首次出現。Fe3+在水中的溶解度很小，當pH=5時，Fe3+在水中的溶解度不足0.001 mg／L，所以天然地層水中不含有溶解性的Fe3+，Fe2+是地層水中鐵質的主要成分。因此，水中亞鐵離子含量偏高是A油田本身的地層條件所導致。

地層水未曝氧時，以Fe2+為主。當水中含氧時，Fe2+不穩定，易被氧化成Fe3+，形成氫氧化鐵沉淀并最終轉化為氧化鐵沉淀，會使處理水中懸浮固體含量大幅升高，造成水的二次污染，堵塞地層，腐蝕設備和管柱。因此，如果A油田地層水中的亞鐵離子被氧化，則會造成水質渾濁、懸浮物含量升高，加劇管柱腐蝕。

2 結垢量預測新方法

A油田注水先導試驗井擬采用井下助流注水新工藝，將地下水源層的水通過井筒管柱直接注入油層，水源水不需要經過地面流程，避免了水源水中亞鐵離子接觸氧氣氧化。實驗分析過程中，水樣接觸氧氣時，亞鐵離子有絮凝作用，會導致部分亞鐵離子在實驗中逐漸氧化沉淀，與碳酸鈣共同結垢析出、聚集，導致碳酸鈣的測量結果偏高［8］，造成結垢實驗及巖心動態實驗結果不準確。靜態結垢實驗結垢量異常（偏高），現行行業標準的結垢量預測方法不適用于井下助流注水新工藝。為此，提出了“結垢量增加量”新評價方法，針對高含亞鐵特殊地層水，采取曝氧預處理方法和監測水中鈣離子含量變化的方式，預測與現場實際相吻合的結垢量。

2.1 實驗過程

2.1.1 實驗方法

采取監測水中鈣離子含量減少量的方法，計算出碳酸鈣結垢量［9-13］。L油層溫度為110℃左右，實驗溫度設定為110℃。

2.1.2 實驗步驟

洗凈250 mL具塞瓶，于干燥箱中以100℃烘干2 h，具塞瓶冷卻到室溫后待用。將待配伍性評價的兩種水樣按照不同比例混合后倒入具塞瓶中，按混合比例1∶0、5∶1、3∶1、2∶1、1∶1、1∶2、1∶3、1∶5、0∶1取樣，每樣次200 mL；將水樣密封放入恒溫烘箱，在設定的溫度下靜置24 h。

采用ICP檢測方法，檢測水中鈣離子含量變化情況，計算出碳酸鈣結垢量。

2.1.3 實驗用水

將現場取的地層水在過濾前充分曝露于空氣中，地層水中的亞鐵離子氧化沉淀為氧化鐵，然后用孔徑為0.45μm的混合纖維素脂濾膜精細過濾，氧化鐵沉淀被過濾出，過濾后的水樣作為配伍性實驗用水，水樣中的鈣離子將影響混配水的沉淀。

2.2 實驗結果及分析

水樣加熱前清澈透亮，加熱后有少量白色沉淀生成。對比分析J層水樣與L層水樣配伍性實驗結果，J層位水樣與L層位水樣配伍產生沉淀量見圖4。由圖4可知，J層水樣與L層水樣不同比例混合后，結垢量隨混配比例基本呈線性變化，說明J層位水樣與L層位水樣配伍性良好。其中，單一水樣J層的沉淀量最大，為61.3 mg／L，單一L層水樣沉淀量最小，為12.4 mg／L。

圖4 J層水樣與L層水樣配伍性實驗后垢含量變化趨勢

3 巖心傷害評價實驗

巖心傷害實驗需要注意亞鐵離子的額外傷害。采取自行配制模擬水的方法，比直接用現場水樣更能模擬現場實際情況（表2）。

表2 模擬地層水的離子含量 mg／L

通過巖心流動實驗，分析注入層儲層巖心與注入水接觸后對巖石滲透率的影響程度。

實驗步驟：①天然巖樣洗油，烘干，氣測滲透率；②巖樣抽真空，用礦化度為30 000mg／L的模擬地層水飽和24 h；③實驗溫度設定為95℃（儀器受限，不能達到110℃理論值），用與L層地層水相同礦化度的KCl鹽水測試滲透率，ki代表巖樣的初始滲透率；④以相同流速注入實驗水，注入50 PV之后，用與L層地層水相同礦化度的KCl鹽水測試滲透率，kr代表巖樣注水之后的滲透率；⑤實驗結果計算：滲透率保留率為kr／ki×100%。實驗結果見表3。

表3 不同注入水與L儲層巖心適應性動態評價結果

圖5為驅替實驗前后的滲透率變化趨勢，由巖心驅替實驗結果可以看出，J層、M層水源水對L層巖心滲透率損害率小于20%，根據行業標準《儲層敏感性流動實驗評價方法》［15］，屬弱傷害。

圖5 地層水與L儲層巖心適應性評價

4 懸浮物含量分析新方法

A油田水源水中亞鐵離子的存在，導致懸浮物含量偏高，不能直接測出水中懸浮物實際含量，影響水質化驗結果。為此，提出用總懸浮物含量減去鐵離子氧化物含量的新方法，確定水中懸浮物實際含量，只要總鐵離子含量的增加量不超標就可放心注水。

用孔徑0.45μm的混合纖維素脂濾膜精細過濾，稱量過濾前后濾膜的質量差，即為水樣中懸浮物含量。實驗結果表明，J層、M層水源水中懸浮物含量分別為23.00 mg／L和18.76 mg／L（圖6）。

圖6 水樣抽濾后濾膜

濾膜上的懸浮物包括：①氧化鐵沉淀（通過鐵離子含量計算，J層、M層水源水的沉淀量分別為19.00 mg／L、15.20 mg／L）；②水中本來就有的懸浮物；③水中絮凝出來的懸浮物。因此，J層、M層水源水中懸浮物含量均小于4.00 mg／L。

參考行業經驗，懸浮物含量小于5.00 mg／L時，粒徑中值一般為1.00μm左右，滿足不超過3.00 μm的要求。

5 保障水質的配套工藝研究

綜合以上實驗分析，A油田的水源水與地層水配伍性良好，主要風險是水中的亞鐵離子，容易轉化為氧化鐵沉淀，堵塞地層，同時也會腐蝕設備和管柱。采取合適的工藝將地層水中的亞鐵離子除掉可避免亞鐵離子產生的不良影響。

5.1 井下助流注水新工藝

對于注水先導試驗井，創新研發了助流注水新工藝。其原理是利用井下電泵增壓，將地下水源層的水直接注入到壓力較低的開采層中，水源層水不需要到達地面，達到注水開發的目的。新工藝具有變流量注入、定期酸洗、水質監測、注入水量測調、水源層返排清井及產水能力測試等多種功能，實現了海上平臺在無地面注水設施預留下的注水開發（圖7）。利用該工藝，水源層水在井下的封閉環境中采出與注入，密閉環境中不接觸氧氣，避免了水中亞鐵離子的氧化。

圖7 助流注水新工藝

5.2 地面水處理流程工藝

油田長遠的開發需要采取地面注水以滿足較大注水量的要求，水中亞鐵離子可能加劇管柱腐蝕等不良影響。在注水處理流程的常規設計基礎上，新增一套小型高純度制氮設備（氮氣純度約99.99%），為注水緩沖罐補充氮氣。對傳統的緩沖罐結構進行相應的改造，采用旁通式結構，降低緩沖罐與罐內氣體的接觸面積。高純度的氮氣基本消除了水處理流程中的氧氣，保障亞鐵離子不會在地面水處理流程中發生氧化，可有效避免水質中二價鐵離子與氧氣發生化學反應生成懸浮物，確保了注水水質。

5.3 地層水除鐵預防措施

為防止可能出現的意外情況，制定了除地層水中亞鐵離子的預防工藝措施，即用氧化劑將水中的二價鐵離子氧化成三價鐵。三價鐵在水中的溶解度很小，故能從水中沉淀析出，利用濾膜過濾掉水中沉淀物，從而達到除鐵的目的。

6 結論

（1）A油田J層水源水異常的主要原因是水中的亞鐵離子氧化導致，該現象為海上油田首次發現，控制亞鐵離子的氧化是保證注水水質的關鍵。

（2）通過結垢量預測、巖心傷害評價、懸浮物含量評價，確定了注入水可能引起的儲層傷害，為消除潛在的堵塞地層、腐蝕設備及管柱等風險，研發了井下助流注水新工藝，通過地面水處理流程增加高純度制氮設備、去除水中亞鐵離子等工藝，達到除鐵或避免亞鐵離子氧化的目的，可確保注水水質。