黄广庆，范洪富，吴超，王兴伟

（1.中国石油集团长城钻探工程有限公司，北京　100101；2.中国地质大学（北京）能源学院，北京　100083；3.北京四维动向能源科技有限公司，北京　100083）

XG潜山油藏结垢影响因素室内实验研究

黄广庆1，范洪富2，吴超3，王兴伟2

（1.中国石油集团长城钻探工程有限公司，北京100101；2.中国地质大学（北京）能源学院，北京100083；3.北京四维动向能源科技有限公司，北京100083）

XG潜山油藏注水开发生产过程中，结垢情况严重，需分析结垢的影响因素，控制结垢的发生。文中利用正交试验设计，分析了影响XG潜山油藏注水开发油藏结垢的因素。实验结果表明：XG潜山油藏注水开发中，随着注入水pH值升高，油藏结垢量逐渐增大；随着地层压力增大，沉淀结垢量逐渐减小；随着注入水混合比例增大，沉淀结垢量缓慢增大，达到峰值后又逐渐减小，注入水混合比例为50%时沉淀结垢量最大；随着体系温度升高，沉淀结垢量逐渐增大。对XG潜山油藏结垢影响最大的因素是注入水pH值，油藏压力次之，注水量与油藏温度影响较弱。当pH值控制在6.5以下，油藏压力保持在20 MPa以上，就能有效避免XG潜山油藏在注水开发过程中出现大量结垢。

正交实验；油藏结垢；反应釜；组分模拟；结垢因素

XG潜山油藏目前处于注水开发期，随着注水开发的进行，由于注入水-地层水-岩石不配伍，导致油层、生产井等结垢问题严重。这是油田水质控制中遇到的最严重问题之一［1］，严重影响了油田的正常生产，需提出相应解决方案。

导致生产井及地层结垢的原因很多，其主要影响因素为注入水与地层水的配伍性、油层中二氧化碳的分压、油层流体的pH值及油层温度等［2-9］。本文针对XG油藏结垢问题，通过实验模拟的方法，分析其结垢机理，评价各因素对结垢的影响程度，以期对XG油藏生产过程中的防垢方案提供借鉴和参考。

1　注入水-地层水-岩石模拟实验

实验模拟是认识油藏体系各相物质间地球化学作用机理的有效手段与方法之一，该次实验利用高温高压反应釜，对注入水-地层水-岩石作用过程进行了模拟，考察注入水-地层水混合比例、注入水pH值、温度及压力（CO2分压）4个对注入水-地层水-岩石作用影响最大的因素。采用正交实验的方法［8］，通过改变各影响因素的水平，来综合评价各因素对注入水-地层水-岩石的影响规律。

1.1实验概况

注入水为污水，地层水选择XG潜山油藏某水平井的产出水（见表1），用2 mol/L的盐酸调节注入水pH值达到不同水平，分别按照设计体积比例与地层水混合。然后在其中放入一定质量的岩样，随后向高温高压反应釜中通入CO2直至达到预定压力，并加热至一定的温度，保持此温度反应48 h。实验结束后，将岩样在恒温箱中烘干之后，测定岩样的质量变化。

表1　模拟实验水样

在模拟实验中，将注-地水体积比、注入水pH值、温度、压力（CO2分压）4个不同的因素与对应水平进行正交，正交组合设计见表2。

表2　模拟实验考察因素指标与因素水平

1.2实验仪器

实验采用密封性完好的耐高温高压反应釜作为模拟容器。由CO2气瓶进行反应釜内部加压，程序升温控制系统使反应釜在设计时间内保持高温高压，模拟油藏真实情况下的压力和温度。

1.3实验步骤

根据表2中所列实验组合，依次进行反应釜的模拟实验，共16组实验。

1）取一干净的烧杯，实验前放入烘箱中（105℃）烘干1 h，冷却后称重并记录质量。将实验岩心粉碎、烘干后放入干燥的烧杯中，称重并记录质量，二者之差即为反应前岩样的质量。

2）将不同pH值的注入水与地层水按照一定体积比例混合后，倒入有岩样的烧杯中。

3）将烧杯放入反应釜中，拧紧反应釜盖以防止漏气。在反应釜中通入一定量的CO2将其中的空气排净后封闭反应釜，继续通CO2至预定压力的一半左右，然后升温至预定温度。此过程中压力随温度升高而升高，到达预定温度后，如果压力不到预定压力，则补充压力至预定压力，保持此温度及压力，计时开始，持续预定时长反应。

4）反应时间达到预定时长后停止实验，冷却一段时间，打开反应釜，取一滤纸，称重并记录质量，水样过滤得到测试用的水样。过滤后滤纸一起放入烧杯中于烘箱（105℃）中烘干4 h以上，取出冷却，称重记录质量，减去反应前烧杯和滤纸的质量之和即为反应后岩样的质量。

1.4实验结果

1.4.1实验数据

16组正交实验数据记录见表3。

表3　模拟实验正交序列与实验结果因素

1.4.2实验后岩样全岩分析

16组高温高压反应釜热模拟实验后，岩样X衍射全岩定量分析结果表明（见表4、表5）：突进系数、变异系数较高的是方解石和白云石，其质量分数相互间差异最大；其次为黏土矿物。这说明注入水-地层水-岩石作用过程中产生沉淀结垢主要为碳酸盐垢，水-岩溶蚀作用也主要在岩石中的碳酸盐矿物与黏土矿物间发生。

表4　模拟实验后岩样X衍射全岩定量分析因素%

表5　模拟实验后岩样X衍射全岩定量分析结果%

2　油藏结垢影响因素分析

正交实验结果极差分析的结果见表6、表7。注入水-地层水-岩石作用过程中，一方面，注入水与油藏地层水因不配伍而产生沉淀结垢；另一方面，低矿化度的注入水会对油藏岩石矿物产生一定的溶蚀作用。不论沉淀结垢还是矿物溶蚀，最终都将导致实验前后岩样质量发生变化。这样，就可以选择实验前后岩样质量的变化量作为一个综合指标，全面考察注入水-地层水-岩石作用过程中的沉淀结垢及溶蚀作用。

由表3可以看出，注入水-地层水-岩石模拟实验后岩样的质量都有所增加，说明注入水与地层水不配伍导致的沉淀结垢程度要大于岩石矿物的溶蚀程度，综合作用的结果是反应后岩样的质量增加。

2.1各因素对结垢的影响程度

由正交实验极差分析结果（见表6、表7），可以看出，各影响因素的极差D1＞D2＞D3＞D4。由此可以确定，在本次实验的因素与水平范围内，对结垢影响最大的是注入水pH值，其次是CO2分压（油藏压力），再者是注-地水体积比，最后是温度。

表6　正交实验方案设计

表7　正交实验结果极差分析结果

表7中，Ⅰj为第j列“1”水平所对应的实验指标的数值之和；Ⅱj为第j列“2”水平所对应的实验指标的数值之和；Ⅲj为第j列“3”水平所对应的实验指标的数值之和；Ⅳj为第j列“4”水平所对应的实验指标的数值之和；kj为第j列同一水平出现的次数，等于实验的次数除以第j列的水平数；Ⅰj/kj为第j列“1”水平所对应的实验指标的平均值；Ⅱj/kj为第j列“2”水平所对应的实验指标的平均值；Ⅲj/kj为第j列“3”水平所对应的实验指标的平均值；Ⅳj/kj为第j列“4”水平所对应的实验指标的平均值；Dj为极差，Dj=max｛Ⅰj/kj，Ⅱj/kj，Ⅲj/kj，Ⅳj/kj｝-min｛Ⅰj/kj，Ⅱj/kj，Ⅲj/kj，Ⅳj/kj｝。

2.2各因素对结垢的影响规律

研究中注入水中含有大量的HCO3-，CO32-，而油藏地层水中Ca2+，Mg2+质量浓度高，二者混合后产生严重的碳酸盐沉淀结垢是导致不配伍的主要原因。

1）降低注入水的pH值，水中H+浓度增大，使得水中CO32-，HCO3-浓度降低。当pH值低于8.34时，CO32-浓度将降至常规检测手段最低检出限以下，即检测不到CO32-。随着注入水pH值的降低，水中的CO32-及HCO3-浓度将逐渐下降，注入水与地层水混合后碳酸盐成垢离子的离子积逐渐降低，沉淀结垢的程度也会随之逐渐降低（见图1）。当离子积低于相应矿物的溶度积后将不再发生沉淀结垢。

图1　注污水过程中沉淀结垢程度变化规律

2）随着CO2分压的增加，地层水体系中CO2溶解量相应增加，碳酸钙溶解平衡Ca2++2HCO3-=CaCO3↓+ H2O+CO2↑向左移动，碳酸钙在水中的溶解度增大，沉淀结垢趋势降低，使得水-水-岩综合作用后岩样的增加的质量减少。将CO2分压1.0 MPa为压力保持的最低技术界限，按CO2在油水气体系中所占比例为5%进行折算，油藏地层压力应保持在20 MPa以上（见表6）。

3）随着注水量的不断增加，注入水与地层水混合体系中，CO32-，HCO3-浓度逐渐增加，而Ca2+，Mg2+浓度被逐渐稀释降低，当注入水与地层水等比例混合时，碳酸盐矿物成垢离子的离子积达到最大，沉淀趋势也达到最大。因此，随着注入水混合比例的不断增加，水化学作用后的岩样增质量呈现先增加后降低的规律。

4）由于注入水与油藏地层水混合后，只是产生了碳酸盐垢，硫酸盐达不到沉淀析出的程度，而碳酸盐矿物的溶解度随着温度的升高而降低；因此，随着作用温度的升高，反应后的岩样增质量逐渐增加。

注污水过程中沉淀结垢程度随各影响因素的变化规律见图1。在该正交实验因素水平范围内，沉淀结垢程度随各因素变化规律为：沉淀结垢量随着注入水pH值的升高而增大；随着地层压力的增大沉淀结垢量逐渐减小；随着注入水混合比例的增大，沉淀结垢量缓慢增大，达到峰值后又逐渐减小，注入水混合比例为50%时沉淀结垢量最大；随着体系温度的升高，沉淀结垢量逐渐增大。

3　结束语

对于XG潜山油藏来说，注水开发时pH和压力对XG潜山油藏结垢影响较大，注入水pH值宜控制在6.5以下，油藏压力应保持在20 MPa以上。注水过程中沉淀结垢趋势先增大至最高而后逐渐减小，但实际现场注水过程中沉淀结垢对油层造成的伤害是不可逆的，因此通过控制注水量来抑制沉淀结垢可行性较低。温度与碳酸盐沉淀结垢程度呈负相关关系，但是影响不大。注水温度不仅会影响水化学作用，也会对原油物性造成一定的影响。在此前提下，注入水只要达到水质控制指标即可注入油藏。

［1］Todd A C，Yuan M.Barium and strontium sulfate solid solution formation in relation to North Sea scaling problems［J］.SPE Production Engineering，1990，5（3）：279-285.

［2］陈峰，赵春辉，陈朝林.油田注水系统结垢机理研究［J］.油气田地面工程，2006，25（7）：7-8．

［3］何志平.韦2油井结垢研究与防治措施初探［J］.断块油气田，2006，13（5）：67-69.

［4］蒋官澄，马先平，纪朝凤，等.注水系统结垢趋势预测及影响因素研究［J］.天然气勘探与开发，2006，29（2）：49-52.

［5］尹先清，伍家忠，王正良.油田注入水碳酸钙垢结垢机理分析与结垢预测［J］.石油勘探与开发，2002，29（3）：85-87.

［6］罗明良，蒲春生，董经武，等．无机结垢趋势预测技术在油田开采中的应用［J］．油田化学，2000，17（3）：208-212.

［7］孙海虹，王蓉莎，卢燕.油气田结垢预测技术与应用研究［J］.断块油气田，1999，6（4）：64-66.

［8］徐仲安，王天保，李常英，等.正交实验设计法简介［J］.科技情报开发与经济，2002，12（5）：148-150.

［9］吴青，许化政，周新科，等.鄂尔多斯盆地上古生界气藏特征与成藏史研究［J］.石油实验地质，2013，35（5）：505-510.

（编辑杨会朋）

Experimental study on influence factors of XG buried hill reservoir scaling

Huang Guangqing1，Fan 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

国家科技重大专项课题“新一代油藏数值模拟软件”（2011ZX05009-006）

TE135

A

10.6056/dkyqt201505020

2015-03-11；改回日期：2015-07-22。

黄广庆，男，1984年生，在读博士研究生，从事油气田开发方面的研究。E-mail：85694738@qq.com。

引用格式：黄广庆，范洪富，吴超，等.XG潜山油藏结垢影响因素室内实验研究［J］.断块油气田，2015，22（5）：637-640.

Huang Guangqing，Fan 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.