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由于杏河长6储层地层水为弱酸性,水中含有大量的无机盐和溶解状态的二氧化碳、硫化氢,将高压CO2作为驱替气体注入地层后,CO2就不可避免地会接触到盐水、H2S、油、固体悬浮物(Suspended Solid,SS)等物质,从而形成了一种复杂的腐蚀环境。这种腐蚀环境轻则对井下管柱和地面采、集、输管线及设备产生腐蚀,重则将导致井筒油管和套管穿孔或断裂。因此迫切需要结合现场实际情况,开展该区块二氧化碳驱过程中采出井井筒腐蚀影响因素的研究,为寻求更加有效的防腐措施提供依据。本文首先采用化学容量法和仪器分析相结合的方法,详细分析研究了杏河长6储层产出水和注入水水质组成性质分析,以此为依据然后通过室内试验采用失重法对杏河长6储层常用管材在不同二氧化碳压力、矿化度、温度等条件下腐蚀状况进行了研究,同时采用扫描电镜、能谱分析、X-衍射和点蚀显微测量仪等方法对监测挂片表面形貌和腐蚀产物进行了分析,同时结合电化学法研究二氧化碳驱过程中产生的腐蚀产物对钢材腐蚀的影响,详细分析研究了杏河长6储层二氧化碳驱采出井井筒腐蚀的影响因素。通过以上研究得出:(1)杏河长6地层产出水为CaCl2型,pH在5.90～7.50附近变动,污水矿化度和Cl-含量变化大,矿化度为6000～70000mg/L、Cl-含量为3000～40000mg/L,Ca2+含量在700～10000mg/L之间,Mg2+含量在30～900mg/L左右,水质具有一定的腐蚀和结垢趋势。(2)对于N80、J55材质,气相腐蚀均相对较低,液相腐蚀较高;在CO2压力为0-25MPa范围内,气相、液相中N80材质的腐蚀均呈现先增大后减小又增大的趋势,气相在3MPa时腐蚀速率达到最大,液相在2MPa时腐蚀达到最大;在CO2压力为0-10MPa范围内,气相、液相中J55材质腐蚀速率均为波动形式,但总体气相呈现先增大后减小又增大的趋势,液相呈现先增大后减小的趋势,对于气相、液相腐蚀速率均在8MPa出现最大值,两种材质主要是因为二氧化碳溶解度增加和腐蚀结垢产物膜碳化铁、碳酸亚铁的共同作用,使得腐蚀呈现上述规律。(3)随着矿化度的增大,N80材质气相、液相腐蚀速率均呈现先增大后减小趋势,J55材质气相、液相腐蚀呈现先减小后增大的趋势,由于Cl-和HCO3-共同作用,使得腐蚀呈现上述规律。(4)无论是J55还是N80材质,当有CO2存在时,腐蚀后挂片表面不平整,局部有腐蚀发生,表面有疏松的晶体产物覆盖,其上白色晶体可能为结垢产物和腐蚀产物。对挂片表面腐蚀产物膜进行EDS分析可知,产物膜中主要含有C、O、Na、Cl、Ca、Mn、Fe等元素。Mn、Fe元素应该来自基体金属,Na、Ca和Cl元素等应来自模拟油田污水结晶的无机盐。Fe、C、O等元素含量较高,腐蚀产物主要组分为FeCO3和Fe2O3。(5)在无论是压力升高、矿化度升高还是温度升高,点蚀坑分布密集程度呈现升高的趋势,挂片腐蚀整体呈现均由局部腐蚀为主向点蚀坑连通而向均匀腐蚀为主的方向发展;低二氧化碳压力下,J55的耐腐蚀性好于N80,高二氧化碳压力下N80材质多数情况下抗二氧化碳腐蚀好于J55,在高温80℃时,J55的耐腐蚀性又好于N80。(6)通过电化学法对J55材质腐蚀进行研究,二氧化碳的腐蚀是受阴极控制的腐蚀。