注入水的主要来源是油井的产出水，也有地表水等。地层水(产出水)的主要特点是含有相当多的金属盐类，矿化度极高，是其有别于地表水的最大特点^[2-3]。引起注水井伤害的主要原因有：沉积堵塞，无机垢(Ca、Ba、Sr等，氯化物、FeCO₃、FeS、Fe₂O₃、氢氧化物和碳酸盐)；机械杂质伤害，悬浮物；微粒运移，黏土膨胀，脱落，分散；细菌及代谢产物主要有铁细菌、硫酸盐还原菌、腐生菌等，这些细菌的繁殖会引起注水井的堵塞；混合沉积物；有机伤害物(沥青、胶质等)等。

注入水的主要伤害是无机垢和机械杂质伤害。水垢的生成主要取决于水中盐类是否过饱和以及盐类结晶的生长过程。只要环境条件发生变化，打破了原来水中溶解物质的平衡状态，就会形成水垢。1997年贾红育等用砂岩孔隙微观模型研究了安塞低渗透油层的结垢问题。实验表明，只要含成垢离子的两种水相遇就产生垢。含成垢离子浓度大的水相遇时，结垢的程度就严重。含成垢离子浓度小时，结垢程度弱，或经过一段时间以后才明显结垢。垢的晶体在孔隙和喉道的表面逐渐形成，可在水流的通道中多处多次发生。也有以形成的垢晶体为中心的二次晶体生长现象。垢晶体呈单个晶体或晶体集合体形态分布在水流通道中。新生的晶体牢固地附着在孔道的表面上，即使提高注水压力，也始终未发现晶体迁移现象。在孔道中生成垢的晶体，它要占据孔道的一部分空间，这就造成孔道半径的缩小，可能造成孔道堵塞，导致地层渗透率降低，对油层造成伤害。在成垢晶体析出程度相同的情况下，孔道越小，垢晶体所占孔道半径的比例就越大，渗透率降低的程度就越大。油层渗透率越低，结垢对油层的伤害就越严重^[4]。

2 注入水与地层水配伍性实验分析

对于注水井，注入水与地层水的配伍性直接影响到注水效果。若注入水与地层水的配伍性差，就会产生沉淀或者盐的结晶，将会增大注水压力和缩短酸化有效期^[5]。因此，进行了注入水和地层水的配伍性实验。

实验方法：在90 ℃下将地层水与注入水1:1混合，加热4 h，试验样品采用某油田实际注入水、地层水。

实验发现：加热前溶液澄清透明，加热后溶液颜色变深，略有点浑浊，溶液半透明，溶液表面有悬浮状态的固体产生。

由表 1可以看出, 注入水和地层水的硬度差别不大。地层水和注入水混合后, 在常温下硬度基本没变化，但在加热后，溶液中的硬度明显减小，说明注入水和地层水不配伍。

表 1

表 1    配伍实验水样总硬度测定结果 Table 1    Total hardness determination of compatibility water

表 1    配伍实验水样总硬度测定结果 Table 1    Total hardness determination of compatibility water

从配伍性实验结果可得出，注入水和地层水不配伍，在地层条件下可能结垢，会对储层造成伤害，导致注入压力升高。

3 注入水过流量对渗透率的影响

实验方法：在90 ℃采用储层岩心，顺序注入基液-注入水-基液，测定岩心渗透率变化数据，实验采用某油田实际岩心和注入水。

由实验可看出(图 1)，当注入水进入岩心时瞬时伤害最大且随注入时间越长岩心伤害越大。从伤害岩心注入端面可看出，有大量固形物沉淀在岩心入口段。这说明注水井欠注的主要原因是在注水过程中大量固形物(离子成盐和机杂)产生堵塞伤害。

图 1

图 1     注入水过流量实验结果图 Figure 1     Effect of injected water flux on core

4 注水井酸化酸液体系研究

从前面实验可看出，注水井在注水过程会在储层产生大量垢，这些垢堵塞在井筒周围。注水井结垢的成因十分复杂，成垢离子和注入水中的固相颗粒是结垢的物质基础。注入水中的固相颗粒可以通过过滤、沉淀等方式去除，而注入水中的成垢离子不能消除，所以必然导致注水井结垢。

注水井酸处理(酸化)可用于除去近井地带的堵塞物，恢复或提高地层的渗透率，达到注水井增注的效果。氢氟酸是溶解砂岩硅质的唯一普通酸，故所有用于砂岩酸化酸液的配方均含有氢氟酸或其原始化合物，其中最常用的是土酸。随着砂岩酸化技术的发展，研究人员针对地层和现场的不同要求开发出不同功能的酸液体系，大多数是具有缓速性能，能达到深穿透的缓速酸液体系。目前，注水井酸化常用酸液体系有^[6]：土酸、有机酸体系、氟硼酸体系、多氢酸，新近又提出氟钛酸(FTC)。

在砂岩酸化中容易产生氟硅酸钾、氟硅酸钠、氟铝酸钾、氟铝酸钠、氟化钙、氟化镁、氟化铝等二次沉淀，这些沉淀将会造成储层的永久性伤害，对酸化效果及后续的生产具有重要影响^[7]。如果酸液能鳌合一部分金属离子，那么就能一定程度地减少这些沉淀的产生，从而改善酸化效果。所以，建议注水井酸化过程中尽量采用具有抑制二次沉淀能力的酸液体系，同时也可以在酸液中加入一些抑制沉淀效果较好的配合物。

酸化的本质就是解堵。因此，注水井酸化的首要问题是考虑除垢，二是尽可能地延长酸化有效期。

5 酸液防垢实验结果分析

5.1 常用酸液体系防垢性能定性描述

试验方法：按常规酸液浓度配制酸液，且在酸液中加入500 mg/L的CaCl₂溶液。将酸液加热至90 ℃，恒温2 h，调节pH值为0。将加热后的溶液取一定量加入钙红指示剂，试验结果见图 2。酸液在鲜酸下呈透明状态，加热后就变浑浊。酸液在pH值升高时就会容易生成二次沉淀。但多氢酸溶液还是比较透明，说明多氢酸伤害较小。

图 2

图 2     酸液防垢实验结果 Figure 2     Effect of acid on scale inhibition

从酸液颜色可看出，大多数酸液中都还有Ca²⁺存在，而多氢酸溶液中没有Ca²⁺存在，说明大多数酸液都不能很好地抑制垢的生成。多氢酸对Ca²⁺有很好的鳌合能力，可以认为多氢酸溶液体系具有防垢抑制二次沉淀的能力。

5.2 酸液体系防垢性能定量测定

储层伤害中的矿物离子主要有钙、镁、铁等离子，实验过程中以酸液主剂对铁离子和钙离子的稳定能力进行测试，实验结果见图 3。

图 3

图 3     酸液稳定金属离子的性质 Figure 3     Properties of stable metal ions in acid

SA601能很好地稳定铁离子和钙离子。该实验说明，在注水井酸化过程中选择具有稳定金属离子能力的酸液体系，能更好地起到酸化增注的效果。

6 注水井酸化现场应用实例

以大港油田公司第二采油厂歧123-3注水井为例。歧123-3是黄骅凹陷南大港潜山构造带王徐庄油田歧15井断块注水井，井位于河北省黄骅市王徐庄东北4 km，完钻方式为后期射孔完井。为了对目的层实施针对性的增注，降低注入压力，提高注水量，大港油田公司2007年采用多氢酸体系进行了深部酸化改造。从酸化后恢复注水的情况来看，施工前在压力28 MPa的条件下，注入量为6~8 m³/d；酸化施工后，在3.5 MPa注入压力下，注入量为50 m³/min，说明降压增注效果非常明显(图 4)。现场施工情况说明，注水井可以通过酸化解堵增注。

图 4

图 4     歧123-3并酸化施工曲线 Figure 4     Acidification construction curve of Qi 123-3 well

7 结论

(1) 注入水和地层水不配伍，在地层条件下会结垢，对储层造成伤害，导致注入压力升高。

(2) 注入水进入岩心时瞬时伤害最大。

(3) 注水井酸化的首要问题是考虑除垢抑垢，二是考虑尽可能地延长酸化有效期。

(4) 建议注水井酸化过程中尽量采用具有抑制二次沉淀能力的酸液体系，同时也可以在酸液中加入一些抑制沉淀效果较好的配合物。

参考文献

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[6]	Gregory D. Dean, Chris A. Nelson, Steven Metcalf. New acid system minimizes post acid stimulation decline rate in the wilmington field, Los Angeles County, California[C]. SPE 46201: 1-16. http://www.onepetro.org/doi/10.2118/46201-MS
[7]	Gdanski R D. Fluosilicate solubilities affect HF acid compositions[C]. SPE 27404, 1994-11-08. http://www.onepetro.org/journal-paper/SPE-27404-PA

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