王秋月 翟盼盼 張小英

1. 勝利油田濱南采油廠地質(zhì)研究所 山東 濱州 256600

2. 勝利油田濱南采油廠采油管理四區(qū) 山東 濱州 256600

采油廠年產(chǎn)采出液沉積物19kt。這些廢棄物的產(chǎn)生，貫穿系統(tǒng)運行整個過程，已成為制約綠色發(fā)展的瓶頸難題。其特點首先是礦化度高，直接外排會造成土壤板結(jié)和堿化，且產(chǎn)出量大，如不能及時處理，易造成外溢等環(huán)保風(fēng)險，對集輸和注水系統(tǒng)也會造成沉重負(fù)擔(dān)；其次是對采出液沉積物進行無害化處理費用較高，制約了其大規(guī)模的應(yīng)用[1]。

單家寺稠油經(jīng)過30多年的開發(fā)，蒸汽吞吐輪次平均已達到12個周期以上，總體上處于高輪次吞吐階段。由于層間吸汽不均衡、地層壓力下降、井間熱連通等因素影響，致使油井汽竄加劇[2]，油汽比逐年降低，嚴(yán)重影響了稠油開發(fā)效益。針對蒸汽吞吐中的邊水入侵及汽竄問題，采油廠引進、研制了系列堵水、封竄體系并取得一定成效，但現(xiàn)有體系成本偏高制約熱采井堵水、封竄技術(shù)的推廣應(yīng)用，因此急需研究新的低成本深度調(diào)剖技術(shù)。

采出液沉積物調(diào)剖技術(shù)就是利用采出液沉積物與地層有良好配伍性的有利因素，對其進行化學(xué)處理至活性稠化污泥，然后用于油田深部調(diào)剖施工，該技術(shù)不僅可以解決環(huán)境污染問題，還可以降低調(diào)剖成本，為稠油油藏堵水、封竄、調(diào)剖提供廉價的堵劑來源[1]，并對提高油田整體開發(fā)效果具有十分重要的意義[3]。

1 采出液沉積物的特性及堵調(diào)機理

1.1 采出液沉積物特性

采出液沉積物是油田生產(chǎn)過程產(chǎn)生的含油固體，主要包括作業(yè)現(xiàn)場、原油處理系統(tǒng)、水處理系統(tǒng)和管線泄漏四大系統(tǒng)產(chǎn)出的沉積物組成。其中水處理系統(tǒng)產(chǎn)出占比56%，是采出液沉積物主要來源。主要成分是水、泥沙、膠結(jié)瀝青質(zhì)和蠟質(zhì)[4]，各成分所占比例因影響因素較多而變化較大[5]，自然降解及自然分解困難。

1.2 堵調(diào)機理

采出液沉積物注入油層達到一定的深度后，受地層孔隙剪切、吸附及地層水稀釋等作用，乳化懸浮體系破壞，體系中的泥質(zhì)等成分沉降、吸附在大孔道中，使大孔道通徑變小或形成堵塞，進而增加非主力層動用程度，達到改善邊底水稠油油藏開發(fā)效果的目的[5]。

要實現(xiàn)采出液沉積物調(diào)堵劑效果最大化 ，需通過調(diào)研濱南采油廠采出液沉積物現(xiàn)狀，從采出液沉積物顆粒的粒徑分析及與孔喉匹配規(guī)律研究入手，研制出適于不同類型采出液沉積物的堵劑體系系列，并優(yōu)化采出液沉積物分選工藝及注入?yún)?shù)，探索不同類型油藏采出液沉積物堵調(diào)組合注入模式，形成采出液沉積物調(diào)堵技術(shù)。

2 采出液沉積物實驗部分

2.1 采出液沉積物存放狀態(tài)

全廠產(chǎn)出采出液沉積物的四大系統(tǒng)中，水處理系統(tǒng)的產(chǎn)量大，處理難度低，是資源化利用的主力。濱一站存量采出液沉積物主要為水處理系統(tǒng)產(chǎn)物，從西到東分別為半液態(tài)、糊狀和粉狀，上部雜質(zhì)較少，底部雜質(zhì)較多。濱五站存量采出液沉積物以塊狀、粉狀為主，含有塑料、建筑垃圾和原油，需分選除雜，再研磨處理。

2.2 采出液沉積物注入性研究

（1）采出液沉積物粒徑分析。濱一站存量采出液沉積物相對粒徑小，粒度中值＜30μm；濱五站存量采出液沉積物經(jīng)分選壓縮研磨后，粒度中值由29.00μm下降至17.89μm；兩個站的存量采出液沉積物經(jīng)處理后，粒徑中值均在16～27μm。處理后的存量采出液沉積物粒度中值小于中滲儲層粒度中值（0.07～0.10mm）。

水處理系統(tǒng)清罐是增量采出液沉積物的主要來源，2019年各采出水站清罐產(chǎn)生的采出液沉積物粒徑中值均在3.3μm以下，遠(yuǎn)小于存量采出液沉積物。

（2）地層孔喉與粒徑匹配關(guān)系研究。采用人造巖心進行地層孔喉與采出液沉積物粒徑匹配性試驗：當(dāng)孔喉/粒徑比=9.0～12.0時，顆粒對巖心的封堵能力最強，適用于堵水封竄；當(dāng)孔喉/粒徑比＞12.0時，顆粒深入巖心內(nèi)部，不易形成堵塞，適用于邊外調(diào)剖；當(dāng)孔喉/粒徑比＜9.0時，顆粒在巖心表面聚集嚴(yán)重，無法進入巖心深部。

濱一站存量采出液沉積物d50=16.17μm，按照孔喉/粒徑比9.0～12.0計算，進行封堵時，地層孔喉直徑在146～194μm；進行邊外調(diào)剖時，地層孔喉直徑需在194μm以上。濱五站存量采出液沉積物d50=17.89μm，按照孔喉/粒徑比9.0～12.0計算，進行封堵時，地層孔喉直徑在161～215μm；進行邊外調(diào)剖時，地層孔喉直徑需在215μm以上。

2.3 采出液沉積物懸浮性研究

注入采出液沉積物時要求懸浮性好，不分層、不凝固、流動性好，分別對存量和清罐采出液沉積物進行懸浮性研究。采用存量采出液沉積物時，0.25%懸浮劑+（5%～20%）采出液沉積物有較好的穩(wěn)定性和懸浮性。

采用清罐采出液沉積物時，0.15%懸浮劑+（5%～20%）采出液沉積物有較好的穩(wěn)定性和懸浮性。

2.4 采出液沉積物堵劑穩(wěn)定性研究

在前期注入性分析和懸浮性研究的基礎(chǔ)上，用采出液沉積物研制堵水封竄堵劑，滿足封堵性能要求。

采出液沉積物堵水封竄需滿足條件：耐溫，可承受注汽或注水時井底溫度；耐鹽，可在地層水高礦化度下不變性；封堵性好，生產(chǎn)時不會重新采出地層。

2.4.1 堵水堵劑耐溫性評價

利用采出液沉積物研制堵水堵劑（3000mg/L凍膠+3000mg/L懸浮劑+10%采出液沉積物），進行固結(jié)時間和耐溫性試驗，溫度在60℃、70℃、80℃下封堵率均在96%以上，表明該堵水堵劑具有較好的耐溫性，溫度升高，體系固結(jié)后的強度略有降低，抗壓強度從60℃時的3.8MPa降低到180℃時的3.1MPa，具有足夠高的強度。

固結(jié)時間研究：溫度對封竄堵劑的固結(jié)時間影響較大，150℃固結(jié)時間11h，200℃固結(jié)時間6h，250℃固結(jié)時間3h。

2.4.2 耐鹽性能評價

對堵水堵劑和封竄堵劑（配方1：3000mg/L凍膠+3000mg/L懸浮劑+10%采出液沉積物；配方2：3000mg/L凍膠+3000mg/L聚合物+10%采出液沉積物），分別進行耐鹽性試驗，在0、10000、40000mg/L礦化度條件下模擬，封堵率均在96%左右，表明采出液沉積物堵劑具有較好的耐鹽性。

3 采出液沉積物在單家寺油田的利用

單家寺熱采稠油產(chǎn)量350kt，開井732口，55%油井生產(chǎn)超過10個周期，由層間差異導(dǎo)致蒸汽流場不均勻、汽竄，導(dǎo)致稠油周期產(chǎn)量和油汽比逐輪次下降，嚴(yán)重影響稠油開發(fā)效益。根據(jù)數(shù)據(jù)統(tǒng)計，有431口熱采井有汽竄歷史，且受邊水影響的區(qū)塊較多，其中單10塊、單2塊、單83塊和單6西塊最為嚴(yán)重，涉及油井近300口。大片區(qū)域含水整體上升，開發(fā)效益變差。

本著“安全環(huán)保，綠企創(chuàng)建”的原則，以“無害化、資源化”的思路，嘗試開展邊部堵水和蒸汽流場調(diào)整兩項治理措施，探索采出液沉積物資源化利用的新途徑。

3.1 采出液沉積物邊部堵水的應(yīng)用

3.1.1 邊水水侵嚴(yán)重

單家寺油田中邊底水稠油油藏地質(zhì)儲量占單家寺稠油總儲量的96.7%，年產(chǎn)量占單家寺稠油產(chǎn)量的91.8%，其中強邊底水油藏地質(zhì)儲量到占稠油總儲量的55.7%。隨著單家寺熱采稠油進入高輪次吞吐階段，地層能量降低，邊底水推進造成部分單元進入高水淹階段。目前單家寺熱采稠油已有11個單元含水高于90%，周期含水高于90%的油井占到熱采稠油的43%。邊水侵嚴(yán)重制約單家寺稠油的開發(fā)。

3.1.2 邊部堵水常規(guī)措施效果差

為了減緩邊水水侵對稠油開發(fā)的影響，通常采用的工藝措施主要以注氮、氮氣泡沫為主，還有少量的凝膠等措施。受到成本因素的影響，近年來堵水措施主要以低成本的氮氣泡沫為主，占比一直在85%以上。

但是稠油進入高輪次吞吐階段以來，氮氣泡沫措施的效果逐漸變差，邊部氮氣泡沫措施井的低含水階段生產(chǎn)時間逐漸變短。

3.1.2 采出液沉積物邊部堵水

為了改善邊部堵水措施的效果，同時降低邊部堵水的成本。2019年以來在水淹嚴(yán)重的單元邊部選取5口井開展了油井堵水，減緩邊水推進。

SJSH10X109井位置位于單10塊構(gòu)造斷層的邊部，邊底水較強，受邊水不斷推進的影響，該井每周的含水不斷升高。鑒于常規(guī)堵調(diào)成本較高且風(fēng)險大，2020年優(yōu)選SJSH10X109井開展了采出液沉積物稠油堵水工藝試驗，注入沉積物581m3，節(jié)約沉積物處理費用約60萬元。措施開井后日油峰值達到8.3t/d，含水相較上周有了大幅度的降低，從同期98%下降到90.5%，同期對比增油2.2t，措施效果顯著。與氮氣泡沫措施相比，節(jié)約措施費用約25萬元。

3. 2 采出液沉積物在蒸汽流場調(diào)整的應(yīng)用

3.2.1 井間熱干擾嚴(yán)重

單家寺油田各單元都存在著井間熱干擾嚴(yán)重的問題，且汽竄井的比例與影響產(chǎn)量逐年上升。以單56塊為例，2021年汽竄井次占注汽總井次的64%，影響產(chǎn)量到達1057t，嚴(yán)重制約了單56塊的開發(fā)，同時還產(chǎn)生了嚴(yán)重的井控風(fēng)險。

3.2.2 措施效果變差

為了減弱井間熱干擾對稠油開發(fā)的影響，通常采用的工藝措施主要以氮氣泡沫為主，輔助凝膠、凍膠等措施。受到成本因素的影響，近年來蒸汽流場調(diào)整的措施主要以低成本的氮氣泡沫為主，所占的比例一直在75%以上。但是稠油進入高輪次吞吐階段以來，氮氣泡沫措施的效果逐漸變差，抑制井間汽竄的能力越來越差。

3.2.3 采出液沉積物調(diào)蒸汽流場應(yīng)用

2019年以來，在井間熱干擾嚴(yán)重的單56塊選取了5口井進行井間蒸汽流場調(diào)整。

SJ56-10-4井縱向上滲透率差異較大，與周圍鄰井汽竄程度劇烈，在實施氮氣泡沫措施的情況下，仍與鄰井SJ56-11-5發(fā)生汽竄。為了改善開發(fā)效果，采用“采出液沉積物懸浮體系封竄+耐溫高強度堵劑封口”技術(shù)進行治理。

措施開井后，該井峰值日液51t/d，日油12.3t/d，生產(chǎn)情況明顯好于上周，相比上周增油108t，油汽比提升0.1。

與SJ56-10-4有嚴(yán)重互竄史的SJ56-11-5本周在未做任何措施的情況下，生產(chǎn)情況明顯好轉(zhuǎn)，同期增油389.8t。

4 效益分析

4.1 增油效益

2019年至今單家寺稠油油藏已完成現(xiàn)場邊部堵水應(yīng)用5井次，蒸汽流場調(diào)整5井次，同比減少注汽量2200t，節(jié)約注汽費約66萬元，共計實現(xiàn)增油986t，增油效益約232萬元，真正實現(xiàn)將采出液沉積物變廢為寶。

4.2 節(jié)約處理費用

消耗采出液沉積物共計13718t，水系統(tǒng)清罐處理及時率100%，累計創(chuàng)效約1645萬元。

5 創(chuàng)新點

1）根據(jù)濱南采油廠不同來源采出液沉積物的組分及粒徑特征，研制了采出液沉積物懸浮體系和采出液沉積物凍膠體系，實現(xiàn)了采出液沉積物資源化利用。

2）單家寺油田稠油區(qū)塊，實施了采出液沉積物邊部堵水與蒸汽流場調(diào)整措施，效果顯著，并取得了經(jīng)濟效益與環(huán)保效益。

6 結(jié)束語

1）采出液沉積物調(diào)剖技術(shù)降大量的采出液沉積物調(diào)理后注入地層，不僅緩解了邊底水的入侵，改善了注入井的吸汽剖面，而且為油田采出液沉積物的環(huán)保處理提供了切實可行的出路，遵循“來自地層、回歸地層”的思路，將采出液沉積物“綠色化、資源化”利用，通過回注油層開展措施，給它摘掉危險廢物的“帽子”，貼上生產(chǎn)物料的“標(biāo)簽”，實現(xiàn)變廢為寶創(chuàng)效益，為綠色企業(yè)創(chuàng)建作出積極貢獻。

2）采出液沉積物調(diào)堵技術(shù)明顯提高了受邊底水影響較大的油井產(chǎn)油量，降低了含水率，實現(xiàn)了增油控水的目標(biāo)[3]。

3）采出液沉積蒸汽流場調(diào)整技術(shù)明顯抑制了井間熱干擾，提高了蒸汽的熱利用率，同時降低了措施的投入，實現(xiàn)了抑制汽竄，提升效益的目標(biāo)。