地层水配伍性研究

注入水与地层水及储层配伍性研究
在注入开发油田中，当注入水和不配伍的地层水相遇时，使原有的地层水和储层矿石之间的离子化学平衡被破坏，岩石和混合水之间，注入水和地层水之间随注入水不断介入将逐渐建立一个新的化学平衡。

在打破旧的平衡建立新的平衡过程中，只要流体中遇到两种以上不配伍的水存在或在流动过程中随压力和温度或流体的化学组分不平衡，都存在结垢的可能，不可避免的造成对储层的一定损害。

在导致严重水敏的同时，在注水速度过快时，还将产生严重的速敏伤害，低渗、特低渗的水敏更为严重。

本文下面主要从两方面进行配伍性实验研究：注入水与地层水的配伍性以及注入水与储层的配伍性。

【吉林油田低渗透油藏注入水水质实验研究】
1 注入水与地层水的配伍性
【油田注入水源与储层的化学配伍性研究】
油气田进入中后期开发后，普遍采用注水采油、排水采气、排水找气等新工艺，由于压力、温度等条件的变化以及水的热力学不稳定性和化学不相容性，往往造成注水地层、油套管、井下、地面设备以及集输管线出现结垢，造成油气田产量下降，注水压力上升，井下以及地面设备甚至油气井停产。

1.1油田水质分析
对该油田地层水及注入水的离子浓度进行分析，统计得到下表：（下表）
1.2注入水的自身稳定性
常温及地层温度下注入水的自身稳定性反映了注入水在注水管柱、采油管柱及储层中结垢状况。

在常温(20℃)和地层温度(70℃)的条件下，通过测定在密闭容器里分别放置不同时间的水中主要成垢离子Ca2+、Ba2+、Mg2+等的浓度变化研究水源水自身的稳定性以及结垢趋势。

在常温和地层温度下分别检测放置20天、30天时水源水中成垢离子浓度。

统计数据如下表所示：【商河油田注水配伍性及增注措施实验研究】
1.3 配伍性研究方法
1.3.1静态配伍性实验研究
【大港北部油田回注污水结垢性与配伍性研究】
注入水与地层流体不配伍主要表现在两者按不同比例混合后是否产生沉淀。

将地层水与注入水过滤后分别按不同体积比例混合（1: 9、2: 8、3: 7、4: 6、5:5、6:4、7:3、8:2、及9:1），并在85C下密闭加热恒温不同时间，测其浊度。

实验结果见图2。

浊度的测量方法：本方法参照采用国家标准ISO 7027—1984《水质—浊度的测定》主要方法有两种：分光光度法和目视比色法。

由图2可以看出，注入水与地层水混合后，均有沉淀生成，恒温时间越长，结垢越严重，浊度变大，表明地层水与海水不配伍。

1.3.2动态配伍性实验研究
（1）配伍性驱替实验【油田注入水源与储层的化学配伍性研究】
在低于临界流速下进行注入水的岩心流动实验，根据计算得到的临界流量，确定岩心驱替实验中流量的控制范围。

在室温下用地层水测岩心原始渗透率，然后用注入水驱替2PV后，关闭岩心夹持器的进出口阀，升温至设定温度，恒温静置6h，待自然冷却后，室温下用地层水驱，测岩心渗透率的变化。

实验结果见表2。

从表2可以看出随着温度的升高岩心渗透率恢复值Kd K0减小这主要是由于温度升高结垢趋势增大所引起的。

（2）注入水累积结垢损害实验
注入水在岩心中的累积结垢对岩心渗透率的影响见图3。

由表1、图l及图2我们不难看出:随着累积注水量的增加、注水时间的增长，不论何种水均使岩心渗透率值下降。

（3）交替驱替配伍性实验
为了充分评价注入水和地层水的配伍性进行了交替驱替注入水和地层水结垢对岩心的损害实验。

注入水与地层水交替驱替对岩心渗透率的影响结果见图4。

实验条件先用地层水测以地层水饱和的岩心原始渗透率，再注入10PV驱替液之后关闭岩心的进出口阀，加热至90℃恒温2h自然冷却至室温再打开岩心的进出口阀用地层水驱替测渗透率变化如此反复。

由图4可以看出注入水与地层水交替驱替对岩心损害严重。

4次交替注入天然海水和地层水岩心渗透率不断降低达32.3%。

1.4结垢可能的判断
（1）成垢离子浓度变化判断
注入水与地层流体不配伍主要表现在两者按不同比例混合后是否产生沉淀。

将地层水与注入水过滤后分别按不同体积比例混合（1: 9、2: 8、3: 7、4: 6、5:5、6:4、7:3、8:2、及9:1）测定混配水中各成垢离子浓度。

50℃、
70℃及90℃下混配水中各离子浓度实测值如图所示。

（2）线性判断
【吉林油田低渗透油藏注入水水质实验研究】
注入水与地层水的不相容性，产生结垢是存在的，前苏联学者指出，当注入水与地层水混合，混合物的化学成分符合Y=Ax+B型直线方程，如果曲线呈直线，表示两种水相容，若背离直线关系，则表示不相容，有生成沉淀的可能。

应用离子含量法，对英台油田方44、方68区块的注入水与地层水进行配伍性实验。

将现场取回的注入水与地层水按1: 9、2: 8、3: 7、4: 6配比，模拟油层温度完成实验，实验结果表明(图1、图2)，方44、方68区块的线性都很差，说明两种水不相容，可能有碳酸钙、碳酸镁、硫酸钙等沉淀生成。

1.5地层水与注入水结垢趋势预测
判断水质结垢趋势遵循的一般原则：
单一水源的水或几种不同来源的水相混时，应根据水中成垢离子的浓度、理论溶度积常数的大小，进行成垢离子浓度最大或理论溶度积常数最小的结垢趋势。

1.5.1碳酸钙结垢趋势预测
a ）饱和指数法
饱和指数按下列公式计算：
pAIK pCa K pH SI ---=
]
[][21lg 323--+=HCO CO pAIK )...(2
1
2222211i i z c z c z c ++=μ 式中：SI —饱和指数；
pH —水样的pH 值；
K —修正系数，由离子强度与水温度的关系曲线查得，如图所示。

pCa —+2Ca 浓度（L mol /）的负对数；
pAIK —总碱度（L mol /）的负对数；
μ—离子强度；
i c —离子浓度，L mol /；
i z —离子价数。

判断：
SI >0，有结垢趋势；SI =0，临界状态；SI <0，无结垢趋势。

图1 不同温度时，K 与离子强度μ的关系
b) 稳定指数法
稳定指数按下式计算：
pH pAIK pCa K SAI -++=)(2
式中：SAI —稳定指数；
K 、pCa 、pAIK 的计算同上。

判断：SAI ≧6，无结垢趋势；SAI <6，有结垢趋势；SAI <5；结垢严重。

1.5.2 硫酸钙结垢趋势预测
硫酸钙结垢趋势按下式计算：
)4(10002X K X S -+=
式中：S —4CaSO 结垢趋势预测值，L mmol /；
K —修正系数，
由水的离子强度和温度的关系曲线中查得，如下图所示；
X —+2Ca 与-24SO 的浓度差，L mmol /。

测定出水中][2+Ca 和[-24SO ]，然后再计算出水中4CaSO 实际含量C ，将S 与C 进行比较。

判断：
S <C ，有结垢趋势；S =C ，临界状态；S >C ，无结垢趋势。

1.5.3硫酸锶结垢预测
a ）硫酸锶结垢趋势判断按下式计算：
]][[242-+
=SO S Q r 式中：Q —+
2r S 与-24SO 浓度（单位为L mg /）的总称。

b ）判断：sp K Q />1.0，有结垢趋势；sp K Q /=1.0，临界状态；sp K Q /<1.0，无结垢趋势。

其中，sp K 为硫酸锶的浓度积，25°C 时，数值为2.8×10-7。

1.5.4 侵蚀性二氧化碳测定法
用侵蚀性二氧化碳测定方法判断水质结垢趋势，按SY/T 5329—94中5.9进行。

1.5.5 硫酸钡结垢趋势预测
硫酸钡结垢趋势判断按SY/T 5329—94中5.10进行。

实验现象观测：混配过程试验现象观测表明，混配水常温下变化不明显，说明常温下混配性较好。

单一处理水加热前后溶液透亮，加热后底部见少量沉积物，其他各点加热后有不同量的沉积物，其颜色随产出水比例增加由黄变成棕黄，说明铁垢在垢物中的含量明显增加。

各混配点及单一产出水恒温后经冲洗容器，容器壁无沉淀附着，表明没有形成较高强度附着性的晶体垢。

详细结果见表4。

5)总垢量分析结果分析结果见图1。

垢量分布图呈局部凹陷状，产出水总垢量145．Omg／L。

6)加热后结垢量分析结果加热后结垢量即扣除悬浮固体含量后的结垢量。

结果详见图2。

处理水生成垢量量139．8mg／L，比总垢量略有下降。

2、注入水与储层的配伍性
注入水是否对储层造成伤害与注入水的水质和储层的敏感性有关[1]。

注入水与储层岩石是否发生敏感性是注入水与储层是否配伍的一种主要表现形式。

2.1储层敏感性评价
储层中岩石矿物的组成(特别是粘土矿物)是影响敏感性伤害类型和程度的主要因素，水源水注入储层是否对储层造成伤害，主要与水源水的水质和储层的敏感性有关。

由储层内部微粒运移和粘土矿物膨胀／分散／运移所
产生的速敏性和水敏性是注入水对储层敏感性伤害的主要表现形式。

（1）速敏性评价
速敏是指在油井生产过程中，当流体在储层中流动时引起储层中微粒运移，堵塞孔喉，造成储层渗透率下降。

储层含有速敏性矿物，在注水过程中必须严格控制注水速度，速度过大易起速敏现象的出现，从而伤害储层。

开始由低流量(低流速)向岩心注入地层水，测出该注入量下的压差，并计算出岩心渗透率；然后按同样的步骤，再按一定流量等级级差增大注入量，找出随着注入量增大而岩心渗透率发生突变的临界速度值。

流量等级原则是前面级差小，后面级差大，其具体数值为0．10、0．25、0.5、0.75、1.0、1.5、2.0、3.0、4.0、5.0和6.0mL／min。

若岩心渗透率过低则可适当降低初始流速，选取0.03mL／min或者0.05mL／min作为初始点。

当测出临界流速后，流量间隔可以加大，若一直未测出临界流速，应一直实验到最大流量6.0mL／min。

但对低渗透岩心即使岩心两端压差很大，但流速仍可能很低，无法达到6.0mL／min，此时应考虑实验压力梯度，如岩心单位长度上压力梯度大于3MPa／cm仍未引起微粒运移(即渗透率不变)，则也可认为该岩心对流速不敏感。

（2）水敏性评价
油气层中的粘土矿物在原始的地层条件下处在一定矿化度的环境中，当淡水进人地层时，某些粘土矿物就会发生膨胀、分散、运移，从而减小或堵塞地层孔隙和喉道，造成渗透率的降低。

油气层的这种遇淡水后渗透率降低的现象，称为水敏。

水敏性评价实验一般采用经典驱替法，依次测定三种以上不同盐度(初始盐度、盐度减半、盐度为零)的液体通过岩样时的渗透率，也可根据情况增加中间矿化度的点。

初始盐度的盐水通常为模拟地层水，也可用标准盐水代替，驱替速度必须低于临界速度，此时产生的渗透率变化，才可以认为是仅由于粘土矿物水化膨胀引起的。

（3）酸敏性评价
指酸性流体进入地层后与地层中的酸敏性矿物发生反应，产生沉淀或释放出颗粒，导致渗透率下降下现象。

在酸敏实验中，砂岩颗粒骨架基本不与盐酸反应，主要是填隙物与盐酸反应。

酸敏性实验可以了解准备用于酸化的酸液是否会对储层产生损害及损害程度，以便寻求更有效的酸化处理方案，保护储层。

（4）碱敏性评价
指碱性液体进入地层后与地层中的碱敏性矿物及地层流体发生反应而导致渗透率下降的现象。

碱敏性评价实验的目的是研究油层岩石与不同PH 值盐水接触作用下岩石渗透率的变化过程，找出碱敏损害发生的条件（临界PH值）以及由碱敏引起的油层损害程度，为各种工作也PH值的确定提供依据。

2.2注入水水质的影响
（1）悬浮物含量对储层影响
注入水中悬浮物含量及悬浮粒径是注入水水质评价的重要指标。

注入水粒径的不同对油层产生的堵塞作用是不同的，储层主流喉道尺寸可确定相应的悬浮物粒径。

根据前人的研究结果，注入水悬浮物颗粒直径与孔喉直径（φ）相比，当悬浮物颗粒直径>1/3φ时，悬浮物无法进入储层内部，不能形成堵塞；当悬浮物颗粒直径<1/3φ时，悬浮颗粒可以进入储层，对储层有堵塞作用。

当悬浮物颗粒直径在1/4φ到1/7φ之间时，堵塞作用明显减弱。

【延长油区注入水水质对储层伤害因素分析】
为了验证注入水中悬浮物的存在究竟有无伤害，首先用含有悬浮物的注入水对天然岩心进行驱替实验，其次用除去悬浮物的注入水驱替天然岩心，
两者比较看其渗透率的变化，为了避开矿化度对岩心的敏感性而引起的渗透率变化，做了具有一定矿化度的配制水对天然岩心的伤害实验。

【吉林油田低渗透油藏注入水水质实验研究】
（2）含油量的影响
用具有不同含油量的注入水驱替岩心，试验结果见图2。

注入水含油量为26.3 mg/L时，没有造成岩心渗透率的严重伤害。

观察发现注入流程管线内附着有较多原油。

分析认为其主要原因是:一方面注入水中所含油较多地黏附在注入水流程管线内，而很少到达岩心注入端面;另一方面，注入水中所含的原油黏附并截留了其中的主要杂质，起到“过滤器”的作用，使驱替岩心的注入水水质变好。

这里需要说明的是，这种情况在现场注水生产时，大量原油黏附机械杂质并会被挤入储层造成严重伤害。

因此，现场需将注入水中的原油清除干净。

随注入水注入体积倍数的增加，地层水测得的岩心渗透率大幅度降低，曲线呈现明显的下降趋势，可以看出含油量为10.6 mg/L左右的注入水，会造成岩心渗透率的严重损害。

主要原因是少量原油会携带注入水中的杂质，并随注入水进入岩心，致使岩心孔喉受到严重堵塞。

用含油量小于10.6 mg/L 的注入水驱替岩心后，随注入水注入体积倍数的增加，地层水测得的岩心渗透率有所降低，曲线呈现稍有下降趋势。

岩心渗透率损害率分别为91.9%和49.8%。

说明经萃取油后的注入水中含油量低于10.6 mg/L时，对储层岩心造成的损害明显减轻。

【注入水水质对储层的伤害】
（3）细菌的影响
在油田注水中由于存在大量的细菌，使得注入水有强的腐蚀性和堵塞性，因此杀菌问题是油田污水处理的一个重点。

采用二氧化氯（ClO2）杀菌是油田污水处理的一项新技术。

通过室内实验和现场实施已经证明ClO2有很好的杀菌效果，但经过处理后的注入水对储层是否产生伤害，也就是说，处理后的污水与储层是否配伍，这就需要首先进行室内岩心模拟实验，综合评价处理后注入水与储层的配伍性。

实验方法：
采用天然岩心流动注入评价试验。

a）试验装置：岩心流动试验流程．恒温，恒速驱。

b）试验岩心：选自油田取心井的岩心，钻切成2.5cm×6cm的圆柱，除油。

c）实验用水：①地层水：未经C102处理的污水，经过精细过滤；②注入水：经过C102处理后的注入水。

d）试验程序：①将准备好的岩心抽空饱和地层水12h；②饱和后的岩心装入夹持器中，恒温60℃；③用地层水注入岩心．恒速注入，待压力稳定后测定岩心的地层水渗透率(Kd)；④用注入水注入岩心2—3倍孔隙体积，恒温、恒压12h，再用注入水驱替，至压力稳定后测定岩心的注入水渗透率(Kz)；⑤根据心和疋判断配伍性：Kz/Kd>0．95，则配伍性好，无伤害。