黃廣慶，范洪富，吳超，王興偉

（1.中國(guó)石油集團(tuán)長(zhǎng)城鉆探工程有限公司，北京　100101；2.中國(guó)地質(zhì)大學(xué)（北京）能源學(xué)院，北京　100083；3.北京四維動(dòng)向能源科技有限公司，北京　100083）

XG潛山油藏結(jié)垢影響因素室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究

黃廣慶1，范洪富2，吳超3，王興偉2

（1.中國(guó)石油集團(tuán)長(zhǎng)城鉆探工程有限公司，北京100101；2.中國(guó)地質(zhì)大學(xué)（北京）能源學(xué)院，北京100083；3.北京四維動(dòng)向能源科技有限公司，北京100083）

XG潛山油藏注水開(kāi)發(fā)生產(chǎn)過(guò)程中，結(jié)垢情況嚴(yán)重，需分析結(jié)垢的影響因素，控制結(jié)垢的發(fā)生。文中利用正交試驗(yàn)設(shè)計(jì)，分析了影響XG潛山油藏注水開(kāi)發(fā)油藏結(jié)垢的因素。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：XG潛山油藏注水開(kāi)發(fā)中，隨著注入水pH值升高，油藏結(jié)垢量逐漸增大；隨著地層壓力增大，沉淀結(jié)垢量逐漸減?。浑S著注入水混合比例增大，沉淀結(jié)垢量緩慢增大，達(dá)到峰值后又逐漸減小，注入水混合比例為50%時(shí)沉淀結(jié)垢量最大；隨著體系溫度升高，沉淀結(jié)垢量逐漸增大。對(duì)XG潛山油藏結(jié)垢影響最大的因素是注入水pH值，油藏壓力次之，注水量與油藏溫度影響較弱。當(dāng)pH值控制在6.5以下，油藏壓力保持在20 MPa以上，就能有效避免XG潛山油藏在注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中出現(xiàn)大量結(jié)垢。

正交實(shí)驗(yàn)；油藏結(jié)垢；反應(yīng)釜；組分模擬；結(jié)垢因素

XG潛山油藏目前處于注水開(kāi)發(fā)期，隨著注水開(kāi)發(fā)的進(jìn)行，由于注入水-地層水-巖石不配伍，導(dǎo)致油層、生產(chǎn)井等結(jié)垢問(wèn)題嚴(yán)重。這是油田水質(zhì)控制中遇到的最嚴(yán)重問(wèn)題之一［1］，嚴(yán)重影響了油田的正常生產(chǎn)，需提出相應(yīng)解決方案。

導(dǎo)致生產(chǎn)井及地層結(jié)垢的原因很多，其主要影響因素為注入水與地層水的配伍性、油層中二氧化碳的分壓、油層流體的pH值及油層溫度等［2-9］。本文針對(duì)XG油藏結(jié)垢問(wèn)題，通過(guò)實(shí)驗(yàn)?zāi)M的方法，分析其結(jié)垢機(jī)理，評(píng)價(jià)各因素對(duì)結(jié)垢的影響程度，以期對(duì)XG油藏生產(chǎn)過(guò)程中的防垢方案提供借鑒和參考。

1　注入水-地層水-巖石模擬實(shí)驗(yàn)

實(shí)驗(yàn)?zāi)M是認(rèn)識(shí)油藏體系各相物質(zhì)間地球化學(xué)作用機(jī)理的有效手段與方法之一，該次實(shí)驗(yàn)利用高溫高壓反應(yīng)釜，對(duì)注入水-地層水-巖石作用過(guò)程進(jìn)行了模擬，考察注入水-地層水混合比例、注入水pH值、溫度及壓力（CO2分壓）4個(gè)對(duì)注入水-地層水-巖石作用影響最大的因素。采用正交實(shí)驗(yàn)的方法［8］，通過(guò)改變各影響因素的水平，來(lái)綜合評(píng)價(jià)各因素對(duì)注入水-地層水-巖石的影響規(guī)律。

1.1實(shí)驗(yàn)概況

注入水為污水，地層水選擇XG潛山油藏某水平井的產(chǎn)出水（見(jiàn)表1），用2 mol/L的鹽酸調(diào)節(jié)注入水pH值達(dá)到不同水平，分別按照設(shè)計(jì)體積比例與地層水混合。然后在其中放入一定質(zhì)量的巖樣，隨后向高溫高壓反應(yīng)釜中通入CO2直至達(dá)到預(yù)定壓力，并加熱至一定的溫度，保持此溫度反應(yīng)48 h。實(shí)驗(yàn)結(jié)束后，將巖樣在恒溫箱中烘干之后，測(cè)定巖樣的質(zhì)量變化。

表1　模擬實(shí)驗(yàn)水樣

在模擬實(shí)驗(yàn)中，將注-地水體積比、注入水pH值、溫度、壓力（CO2分壓）4個(gè)不同的因素與對(duì)應(yīng)水平進(jìn)行正交，正交組合設(shè)計(jì)見(jiàn)表2。

表2　模擬實(shí)驗(yàn)考察因素指標(biāo)與因素水平

1.2實(shí)驗(yàn)儀器

實(shí)驗(yàn)采用密封性完好的耐高溫高壓反應(yīng)釜作為模擬容器。由CO2氣瓶進(jìn)行反應(yīng)釜內(nèi)部加壓，程序升溫控制系統(tǒng)使反應(yīng)釜在設(shè)計(jì)時(shí)間內(nèi)保持高溫高壓，模擬油藏真實(shí)情況下的壓力和溫度。

1.3實(shí)驗(yàn)步驟

根據(jù)表2中所列實(shí)驗(yàn)組合，依次進(jìn)行反應(yīng)釜的模擬實(shí)驗(yàn)，共16組實(shí)驗(yàn)。

1）取一干凈的燒杯，實(shí)驗(yàn)前放入烘箱中（105℃）烘干1 h，冷卻后稱(chēng)重并記錄質(zhì)量。將實(shí)驗(yàn)巖心粉碎、烘干后放入干燥的燒杯中，稱(chēng)重并記錄質(zhì)量，二者之差即為反應(yīng)前巖樣的質(zhì)量。

2）將不同pH值的注入水與地層水按照一定體積比例混合后，倒入有巖樣的燒杯中。

3）將燒杯放入反應(yīng)釜中，擰緊反應(yīng)釜蓋以防止漏氣。在反應(yīng)釜中通入一定量的CO2將其中的空氣排凈后封閉反應(yīng)釜，繼續(xù)通CO2至預(yù)定壓力的一半左右，然后升溫至預(yù)定溫度。此過(guò)程中壓力隨溫度升高而升高，到達(dá)預(yù)定溫度后，如果壓力不到預(yù)定壓力，則補(bǔ)充壓力至預(yù)定壓力，保持此溫度及壓力，計(jì)時(shí)開(kāi)始，持續(xù)預(yù)定時(shí)長(zhǎng)反應(yīng)。

4）反應(yīng)時(shí)間達(dá)到預(yù)定時(shí)長(zhǎng)后停止實(shí)驗(yàn)，冷卻一段時(shí)間，打開(kāi)反應(yīng)釜，取一濾紙，稱(chēng)重并記錄質(zhì)量，水樣過(guò)濾得到測(cè)試用的水樣。過(guò)濾后濾紙一起放入燒杯中于烘箱（105℃）中烘干4 h以上，取出冷卻，稱(chēng)重記錄質(zhì)量，減去反應(yīng)前燒杯和濾紙的質(zhì)量之和即為反應(yīng)后巖樣的質(zhì)量。

1.4實(shí)驗(yàn)結(jié)果

1.4.1實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

16組正交實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)記錄見(jiàn)表3。

表3　模擬實(shí)驗(yàn)正交序列與實(shí)驗(yàn)結(jié)果因素

1.4.2實(shí)驗(yàn)后巖樣全巖分析

16組高溫高壓反應(yīng)釜熱模擬實(shí)驗(yàn)后，巖樣X(jué)衍射全巖定量分析結(jié)果表明（見(jiàn)表4、表5）：突進(jìn)系數(shù)、變異系數(shù)較高的是方解石和白云石，其質(zhì)量分?jǐn)?shù)相互間差異最大；其次為黏土礦物。這說(shuō)明注入水-地層水-巖石作用過(guò)程中產(chǎn)生沉淀結(jié)垢主要為碳酸鹽垢，水-巖溶蝕作用也主要在巖石中的碳酸鹽礦物與黏土礦物間發(fā)生。

表4　模擬實(shí)驗(yàn)后巖樣X(jué)衍射全巖定量分析因素%

表5　模擬實(shí)驗(yàn)后巖樣X(jué)衍射全巖定量分析結(jié)果%

2　油藏結(jié)垢影響因素分析

正交實(shí)驗(yàn)結(jié)果極差分析的結(jié)果見(jiàn)表6、表7。注入水-地層水-巖石作用過(guò)程中，一方面，注入水與油藏地層水因不配伍而產(chǎn)生沉淀結(jié)垢；另一方面，低礦化度的注入水會(huì)對(duì)油藏巖石礦物產(chǎn)生一定的溶蝕作用。不論沉淀結(jié)垢還是礦物溶蝕，最終都將導(dǎo)致實(shí)驗(yàn)前后巖樣質(zhì)量發(fā)生變化。這樣，就可以選擇實(shí)驗(yàn)前后巖樣質(zhì)量的變化量作為一個(gè)綜合指標(biāo)，全面考察注入水-地層水-巖石作用過(guò)程中的沉淀結(jié)垢及溶蝕作用。

由表3可以看出，注入水-地層水-巖石模擬實(shí)驗(yàn)后巖樣的質(zhì)量都有所增加，說(shuō)明注入水與地層水不配伍導(dǎo)致的沉淀結(jié)垢程度要大于巖石礦物的溶蝕程度，綜合作用的結(jié)果是反應(yīng)后巖樣的質(zhì)量增加。

2.1各因素對(duì)結(jié)垢的影響程度

由正交實(shí)驗(yàn)極差分析結(jié)果（見(jiàn)表6、表7），可以看出，各影響因素的極差D1＞D2＞D3＞D4。由此可以確定，在本次實(shí)驗(yàn)的因素與水平范圍內(nèi)，對(duì)結(jié)垢影響最大的是注入水pH值，其次是CO2分壓（油藏壓力），再者是注-地水體積比，最后是溫度。

表6　正交實(shí)驗(yàn)方案設(shè)計(jì)

表7　正交實(shí)驗(yàn)結(jié)果極差分析結(jié)果

表7中，Ⅰj為第j列“1”水平所對(duì)應(yīng)的實(shí)驗(yàn)指標(biāo)的數(shù)值之和；Ⅱj為第j列“2”水平所對(duì)應(yīng)的實(shí)驗(yàn)指標(biāo)的數(shù)值之和；Ⅲj為第j列“3”水平所對(duì)應(yīng)的實(shí)驗(yàn)指標(biāo)的數(shù)值之和；Ⅳj為第j列“4”水平所對(duì)應(yīng)的實(shí)驗(yàn)指標(biāo)的數(shù)值之和；kj為第j列同一水平出現(xiàn)的次數(shù)，等于實(shí)驗(yàn)的次數(shù)除以第j列的水平數(shù)；Ⅰj/kj為第j列“1”水平所對(duì)應(yīng)的實(shí)驗(yàn)指標(biāo)的平均值；Ⅱj/kj為第j列“2”水平所對(duì)應(yīng)的實(shí)驗(yàn)指標(biāo)的平均值；Ⅲj/kj為第j列“3”水平所對(duì)應(yīng)的實(shí)驗(yàn)指標(biāo)的平均值；Ⅳj/kj為第j列“4”水平所對(duì)應(yīng)的實(shí)驗(yàn)指標(biāo)的平均值；Dj為極差，Dj=max｛Ⅰj/kj，Ⅱj/kj，Ⅲj/kj，Ⅳj/kj｝-min｛Ⅰj/kj，Ⅱj/kj，Ⅲj/kj，Ⅳj/kj｝。

2.2各因素對(duì)結(jié)垢的影響規(guī)律

研究中注入水中含有大量的HCO3-，CO32-，而油藏地層水中Ca2+，Mg2+質(zhì)量濃度高，二者混合后產(chǎn)生嚴(yán)重的碳酸鹽沉淀結(jié)垢是導(dǎo)致不配伍的主要原因。

1）降低注入水的pH值，水中H+濃度增大，使得水中CO32-，HCO3-濃度降低。當(dāng)pH值低于8.34時(shí)，CO32-濃度將降至常規(guī)檢測(cè)手段最低檢出限以下，即檢測(cè)不到CO32-。隨著注入水pH值的降低，水中的CO32-及HCO3-濃度將逐漸下降，注入水與地層水混合后碳酸鹽成垢離子的離子積逐漸降低，沉淀結(jié)垢的程度也會(huì)隨之逐漸降低（見(jiàn)圖1）。當(dāng)離子積低于相應(yīng)礦物的溶度積后將不再發(fā)生沉淀結(jié)垢。

圖1　注污水過(guò)程中沉淀結(jié)垢程度變化規(guī)律

2）隨著CO2分壓的增加，地層水體系中CO2溶解量相應(yīng)增加，碳酸鈣溶解平衡Ca2++2HCO3-=CaCO3↓+ H2O+CO2↑向左移動(dòng)，碳酸鈣在水中的溶解度增大，沉淀結(jié)垢趨勢(shì)降低，使得水-水-巖綜合作用后巖樣的增加的質(zhì)量減少。將CO2分壓1.0 MPa為壓力保持的最低技術(shù)界限，按CO2在油水氣體系中所占比例為5%進(jìn)行折算，油藏地層壓力應(yīng)保持在20 MPa以上（見(jiàn)表6）。

3）隨著注水量的不斷增加，注入水與地層水混合體系中，CO32-，HCO3-濃度逐漸增加，而Ca2+，Mg2+濃度被逐漸稀釋降低，當(dāng)注入水與地層水等比例混合時(shí)，碳酸鹽礦物成垢離子的離子積達(dá)到最大，沉淀趨勢(shì)也達(dá)到最大。因此，隨著注入水混合比例的不斷增加，水化學(xué)作用后的巖樣增質(zhì)量呈現(xiàn)先增加后降低的規(guī)律。

4）由于注入水與油藏地層水混合后，只是產(chǎn)生了碳酸鹽垢，硫酸鹽達(dá)不到沉淀析出的程度，而碳酸鹽礦物的溶解度隨著溫度的升高而降低；因此，隨著作用溫度的升高，反應(yīng)后的巖樣增質(zhì)量逐漸增加。

注污水過(guò)程中沉淀結(jié)垢程度隨各影響因素的變化規(guī)律見(jiàn)圖1。在該正交實(shí)驗(yàn)因素水平范圍內(nèi)，沉淀結(jié)垢程度隨各因素變化規(guī)律為：沉淀結(jié)垢量隨著注入水pH值的升高而增大；隨著地層壓力的增大沉淀結(jié)垢量逐漸減??；隨著注入水混合比例的增大，沉淀結(jié)垢量緩慢增大，達(dá)到峰值后又逐漸減小，注入水混合比例為50%時(shí)沉淀結(jié)垢量最大；隨著體系溫度的升高，沉淀結(jié)垢量逐漸增大。

3　結(jié)束語(yǔ)

對(duì)于XG潛山油藏來(lái)說(shuō)，注水開(kāi)發(fā)時(shí)pH和壓力對(duì)XG潛山油藏結(jié)垢影響較大，注入水pH值宜控制在6.5以下，油藏壓力應(yīng)保持在20 MPa以上。注水過(guò)程中沉淀結(jié)垢趨勢(shì)先增大至最高而后逐漸減小，但實(shí)際現(xiàn)場(chǎng)注水過(guò)程中沉淀結(jié)垢對(duì)油層造成的傷害是不可逆的，因此通過(guò)控制注水量來(lái)抑制沉淀結(jié)垢可行性較低。溫度與碳酸鹽沉淀結(jié)垢程度呈負(fù)相關(guān)關(guān)系，但是影響不大。注水溫度不僅會(huì)影響水化學(xué)作用，也會(huì)對(duì)原油物性造成一定的影響。在此前提下，注入水只要達(dá)到水質(zhì)控制指標(biāo)即可注入油藏。

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（編輯楊會(huì)朋）

Experimental study on influence factors of XG buried hill reservoir scaling

Huang Guangqing1，F(xiàn)an Hongfu2，Wu Chao3，Wang Xingwei2
（1.Great Wall Drilling Co.Ltd.，CNPC，Beijing 100101，China；2.School of Energy Resources，China University of Geosciences，Beijing 100083，China；3.Beijing Four-dimensional Dynamic Energy Technology Co.Ltd.，Beijing 100083，China）

Serious scaling will happen when XG buried hill reservoir is developed by water flooding，in order to prohibit this scaling，the reason must be found out.Based on the principle of orthogonal experimental analysis，taking the HPHT reaction kettle experiment to simulate the reservoir scaling，the influence factors of XG buried hill reservoir scaling are analyzed.The result shows that the scaling amount of XG buried hill reservoir increases with the pH value increasing of injected water；decreases gradually with the increasing of formation pressure；the amount increases slowly with the increasing amount of injection water in the mixing proportion and then decreases gradually after reaching the peak and the precipitation scaling maximum appears when the injected water mixing ratio is 50%；increases with the increasing of temperature.The experimental results show that the main influence factor to the scaling of XG buried hill reservoir during water flooding is pH value and the second factor is reservoir pressure，volume of water and reservoir temperature are weak.Controlling pH value below 6.5 and reservoir pressure above 20 MPa can effectively prevent the emergence of a large amount of scaling of XG buried hill reservoir during water flooding.

orthogonal experiment；reservoir scaling；reaction kettle；compositional simulation；scaling factor

國(guó)家科技重大專(zhuān)項(xiàng)課題“新一代油藏?cái)?shù)值模擬軟件”（2011ZX05009-006）

TE135

A

10.6056/dkyqt201505020

2015-03-11；改回日期：2015-07-22。

黃廣慶，男，1984年生，在讀博士研究生，從事油氣田開(kāi)發(fā)方面的研究。E-mail：85694738@qq.com。

引用格式：黃廣慶，范洪富，吳超，等.XG潛山油藏結(jié)垢影響因素室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究［J］.斷塊油氣田，2015，22（5）：637-640.

Huang Guangqing，F(xiàn)an Hongfu，Wu Chao，et al.Experimental study on influence factors of XG buried hill reservoir scaling［J］.Fault-Block Oil &Gas Field，2015，22（5）：637-640.