赵顺超，陈华兴，刘义刚，方涛，冯于恬，白健华

(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459)

海上油田注水水源主要有生产污水、水源井水和海水，海水注入比例较小。常规注水油田整个生命周期往往经历单注清水、清污混注、单注污水3个阶段，不同油田每个阶段经历的时间不一样，例如秦皇岛32-6油田已进入单注污水阶段，绥中36-1油田处于清污混注阶段。在不同注入阶段，人们往往关注水源之间不配伍带来的结垢问题，实际上管柱腐蚀问题同样影响注水效果，管柱穿孔直接导致修井作业，即使没有穿孔，不均匀腐蚀也会导致管柱局部变薄，强度降低[1，2]。2016年绥中36-1油田有8口注水井出现腐蚀穿孔问题，甚至有两口井管柱出现腐蚀断裂。笔者以绥中36-1油田为例，通过现场修井作业跟踪以及室内实验探究影响注水管柱不均匀腐蚀的主要原因，明确主控因素在不同注入阶段的变化情况，为不同阶段防腐措施制定提供理论依据，确保措施既起到防腐的作用，又不造成药剂、管材的浪费。

1 不同注入阶段注水管柱腐蚀特征

1.1 注入水腐蚀特性分析

绥中36-1油田注入水主要来源于馆陶组地层水和东营组油井产出水，截至2016年底，污水约占总注水量的70%，水源井出口水矿化度为10000mg/L左右，产出水矿化度均值约为6622mg/L，注入水矿化度约为7300mg/L，水离子分析资料见表1。平台注入水温度为50℃，储层温度为60～68℃。根据注水行业标准，影响注入水腐蚀性的指标主要有CO2含量、溶解氧含量、硫酸还原菌含量、铁细菌含量、腐生菌含量、硫化物含量、总铁和亚铁含量。……