單家寺油田采出液沉積物調堵運用與效果

王秋月 翟盼盼 張小英

1. 勝利油田濱南采油廠地質研究所 山東 濱州 256600

2. 勝利油田濱南采油廠采油管理四區 山東 濱州 256600

采油廠年產采出液沉積物19kt。這些廢棄物的產生，貫穿系統運行整個過程，已成為制約綠色發展的瓶頸難題。其特點首先是礦化度高，直接外排會造成土壤板結和堿化，且產出量大，如不能及時處理，易造成外溢等環保風險，對集輸和注水系統也會造成沉重負擔；其次是對采出液沉積物進行無害化處理費用較高，制約了其大規模的應用[1]。

單家寺稠油經過30多年的開發，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，嚴重影響了稠油開發效益。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，但現有體系成本偏高制約熱采井堵水、封竄技術的推廣應用，因此急需研究新的低成本深度調剖技術。

采出液沉積物調剖技術就是利用采出液沉積物與地層有良好配伍性的有利因素，對其進行化學處理至活性稠化污泥，然后用于油田深部調剖施工，該技術不僅可以解決環境污染問題，還可以降低調剖成本，為稠油油藏堵水、封竄、調剖提供廉價的堵劑來源[1]，并對提高油田整體開發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機理

1.1 采出液沉積物特性

采出液沉積物是油田生產過程產生的含油固體，主要包括作業現場、原油處理系統、水處理系統和管線泄漏四大系統產出的沉積物組成。其中水處理系統產出占比56%，是采出液沉積物主要來源。主要成分是水、泥沙、膠結瀝青質和蠟質[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效果的目的[5]。

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

2 采出液沉積物實驗部分

2.1 采出液沉積物存放狀態

全廠產出采出液沉積物的四大系統中，水處理系統的產量大，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產物，從西到東分別為半液態、糊狀和粉狀，上部雜質較少，底部雜質較多。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生的采出液沉積物粒徑中值均在3.3μm以下，遠小于存量采出液沉積物。

（2）地層孔喉與粒徑匹配關系研究。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；當孔喉/粒徑比＞12.0時，顆粒深入巖心內部，不易形成堵塞，適用于邊外調剖；當孔喉/粒徑比＜9.0時，顆粒在巖心表面聚集嚴重，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定性和懸浮性。

2.4 采出液沉積物堵劑穩定性研究

在前期注入性分析和懸浮性研究的基礎上，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。

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

單家寺熱采稠油產量350kt，開井732口，55%油井生產超過10個周期，由層間差異導致蒸汽流場不均勻、汽竄，導致稠油周期產量和油汽比逐輪次下降，嚴重影響稠油開發效益。根據數據統計，有431口熱采井有汽竄歷史，且受邊水影響的區塊較多，其中單10塊、單2塊、單83塊和單6西塊最為嚴重，涉及油井近300口。大片區域含水整體上升，開發效益變差。

本著“安全環保，綠企創建”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用

3.1.1 邊水水侵嚴重

單家寺油田中邊底水稠油油藏地質儲量占單家寺稠油總儲量的96.7%，年產量占單家寺稠油產量的91.8%，其中強邊底水油藏地質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%。邊水侵嚴重制約單家寺稠油的開發。

3.1.2 邊部堵水常規措施效果差

為了減緩邊水水侵對稠油開發的影響，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。鑒于常規堵調成本較高且風險大，2020年優選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，節約措施費用約25萬元。

3. 2 采出液沉積物在蒸汽流場調整的應用

3.2.1 井間熱干擾嚴重

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

3.2.2 措施效果變差

為了減弱井間熱干擾對稠油開發的影響，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 采出液沉積物調蒸汽流場應用

2019年以來，在井間熱干擾嚴重的單56塊選取了5口井進行井間蒸汽流場調整。

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發生汽竄。為了改善開發效果，采用“采出液沉積物懸浮體系封竄+耐溫高強度堵劑封口”技術進行治理。

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

與SJ56-10-4有嚴重互竄史的SJ56-11-5本周在未做任何措施的情況下，生產情況明顯好轉，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場邊部堵水應用5井次，蒸汽流場調整5井次，同比減少注汽量2200t，節約注汽費約66萬元，共計實現增油986t，增油效益約232萬元，真正實現將采出液沉積物變廢為寶。

4.2 節約處理費用

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

5 創新點

1）根據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，實現了采出液沉積物資源化利用。

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

6 結束語

1）采出液沉積物調剖技術降大量的采出液沉積物調理后注入地層，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”，貼上生產物料的“標簽”，實現變廢為寶創效益，為綠色企業創建作出積極貢獻。

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

3）采出液沉積蒸汽流場調整技術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，實現了抑制汽竄，提升效益的目標。