劉如杰.

(中國石油遼河油田公司曙光采油廠，遼寧盤錦 124109)

近年來，隨著油田的開發(fā)生產(chǎn)不斷深入，原油生產(chǎn)和運輸過程中產(chǎn)生的沉降罐底泥、落地油泥、污水處理站的底部沉淀物、浮選機產(chǎn)生的浮渣及生產(chǎn)事故產(chǎn)生溢出污油泥大量存在，而且存儲池內(nèi)污油泥沉降分離出的難揮發(fā)油層覆蓋在水層表面，使水分難以蒸發(fā)，污油泥越積越多(圖1)。由于污油泥含有大量老化原油、膠體、蠟質(zhì)、鹽類、細菌、酸性氣體、腐蝕產(chǎn)物等雜質(zhì)，因此處理過程復雜，處理成本高。若不處理并綜合利用，會對周圍空氣、水體等造成污染，影響人體健康。超稠油是指在地層溫度條件下脫氣原油黏度大于50 000 mPa·s、密度大于0.98 g/cm3的原油[1]，經(jīng)過近20年開發(fā)其吞吐效果逐年變差，其中油層動用不均，井間汽竄嚴重，蒸汽得不到有效利用，導致油層吸汽差、動用差、儲量損失大。為此需要研究一種既能實現(xiàn)對污油泥進行資源化利用，還能解決超稠油油藏動用不均矛盾的污油泥調(diào)剖工藝。

污油泥調(diào)剖技術的關鍵在于調(diào)剖劑的配制及注入?yún)?shù)，其優(yōu)劣決定該技術能否有效封堵高滲層、是否調(diào)整油層吸汽、是否回采時返排污油，為此2016年開始專題攻關研究。重點對油井井組篩選標準，乳化含污油泥體系、污油泥凝膠調(diào)剖劑體系、污油泥高溫封口劑體系組成及成分比例，調(diào)剖劑注入方式，調(diào)剖注入設備等方面進行研究，并在杜84-47-35井試驗成功，單井周期增油2 161 t。試驗表明，含油污泥調(diào)剖技術無論對于含油污泥無公害處理，還是對改善中高周期超稠油開發(fā)效果都是一項很有應用前景的技術。

圖1 含油污泥存儲點示意Fig.1 Schematic diagram of oil sludge storage point

1 問題的提出

高溫吸汽剖面資料顯示，曙一區(qū)興隆臺超稠油強吸汽、弱吸汽、不吸汽比例分別為55.8%、30.7%、13.5%，多輪次吞吐后，強吸汽層重復吸汽，而弱吸汽層和不吸汽層變化不大。杜813興隆臺主力區(qū)塊油層吸汽剖面統(tǒng)計結果顯示，強吸汽層厚度為268.8 m占51.5%，中等吸汽層厚度為95.9 m占18.4%，不吸汽層厚度為157.2 m占30.1%。吸汽強度與油層單層厚度和滲透率成正比，強吸汽層單層厚度為7.3 m，滲透率為2 006 mD；中等吸汽單層厚度為5 m，滲透率為1 498 mD；不吸汽層單層厚度為2.5 m，滲透率為1 473 mD。受蒸汽超覆影響，在縱向上主要表現(xiàn)為上部1/3～1/2的油層吸汽，下部油層吸汽差，油層縱向動用不均現(xiàn)象普遍(表1)。

表1 杜813興隆臺油層吸汽情況Table 1 The gas absorption of Du813 Xinglongtai oil layer

注：R(強度系數(shù))= 單層吸汽強度/油井平均注汽強度。

綜合分析影響超稠油動用不均的因素，主要是油層發(fā)育差異、蒸汽超覆現(xiàn)象及井下技術狀況差。

1.1 油層發(fā)育差異

曙一區(qū)超稠油儲層具有凈總厚度小、油層層數(shù)多、層間滲透率差異大等特點，油層平均厚度為39.46 m，單井厚度僅4.1 m，油層小于5 m的比例為44.8%，平均孔隙度為30.21%，平均滲透率為1 440 mD。杜813興隆臺油層厚度僅28.21 m，單層厚度為4.2 m，單層小于5 m的比例達51.5%，油層層數(shù)多，單層厚度小，油層非均質(zhì)程度較高。(表2)

表2 超稠油主力區(qū)塊油層發(fā)育統(tǒng)計Table 2 Statistics of reservoir development in main block of super heavy oil

四參數(shù)資料表明，油層吸汽程度與滲透率分布呈正相關，即滲透率越高，油層吸汽能力越強，油層動用程度高；隔夾層越多，滲透率值越低，則吸汽能力差，儲量動用程度低[2]。

1.2 蒸汽超覆現(xiàn)象

超稠油開發(fā)過程中，蒸汽超覆[3]導致油層吸汽不均現(xiàn)象普遍存在。在近井地帶，蒸汽超覆導致蒸汽熱利用率低，由于蒸汽大部分在油井上部井段進行熱交換，造成上部井段蒸汽交換充分，擴散距離遠，而被交換原油體積有限，造成熱量損失；若上部油層吸汽持續(xù)增加，在上部形成高壓區(qū)，蒸汽容易突破與鄰井形成連通導致汽竄(圖2)；蒸汽直接從生產(chǎn)井竄出，損失熱能，汽竄井排液量增加，注采井間溫度升高，生產(chǎn)壓差增大，出砂嚴重，進而引發(fā)套壞，影響生產(chǎn)等[4]。2015年超稠油區(qū)塊4口井因為汽竄出砂倒井，其中杜813-H206汽竄前日產(chǎn)液25 t/d，日產(chǎn)油11 t/d；鄰井H205注汽時汽竄關井，開井后砂卡，檢泵沖砂返大礫石，年影響產(chǎn)量2 300 t(表3)。在遠井地帶，由于地層沉積韻律不同，造成蒸汽波及程度不同，正韻律油層巖性上細下粗，下部油層易水淹，上部由于超覆吸汽，油層總體動用較好；反韻律油層巖性上粗下細，上部滲透率高，蒸汽超覆導致下部吸汽受限，油層動用相對較差。

圖2 蒸汽超覆導致油井汽竄示意Fig.2 Diagram of steam channeling caused by steam overlaying

井號倒井時間倒井原因影響產(chǎn)量/t杜813-H206CH2017年4月汽竄砂卡2 300杜84-43-332017年8月汽竄砂卡900杜813-46-472017年10月汽竄砂卡810杜212-31-K2972017年11月汽竄砂卡310

1.3 井下技術狀況差

超稠油井長期頻繁蒸汽吞吐作業(yè)對套管應力產(chǎn)生極大影響，每年要承受3～5次高溫差變化，加之地層出砂造成應力分布不均衡，所以油井套損、井下落物、砂埋油層等問題突出，造成油井停產(chǎn)或帶病生產(chǎn)，影響開發(fā)效果。其中杜212興隆臺的問題尤為突出，帶病生產(chǎn)33口(套損井9口、落物3口、出砂11口)、長停井24口(套損16口、落物2口、出砂6口)、井況完好僅4口。井下技術狀況差不僅造成油藏平面動用不均，而且限制選配注等井下工具的使用，不能定向調(diào)節(jié)各小層吸汽，造成縱向動用不均，砂埋油層井段根本無法吸汽，進一步降低蒸汽熱利用率。超稠油主力區(qū)塊井下技術狀況發(fā)現(xiàn)，井況完好井僅104口，占總井數(shù)的23.74%。(表4)

綜上，亟須尋找一種改善油層吸汽、改善縱向動用不均的技術來解決開發(fā)難題。

表4 超稠油主力區(qū)塊井況統(tǒng)計Table 4 Statistics for main block of super heavy oil

2 污油泥調(diào)剖機理

含污油泥調(diào)剖技術是一種復合調(diào)剖技術，所應用調(diào)剖劑由三大體系構成，分別是：污油泥乳化顆粒調(diào)剖劑體系、污油泥凝膠調(diào)剖劑體系、污油泥高溫封口劑體系；調(diào)剖劑注入方式為段塞式注入；調(diào)剖劑用量根據(jù)油層虧空和汽竄程度一井一策設計；油井選擇為縱向吸汽差異大、井況完好的超稠油油井。

含油污泥調(diào)剖體系以含油污泥為基本原料，加入一定比例的鈉基膨潤土、土粉、橡膠粉，將污油泥調(diào)配成黏稠微米級的O/W型具有懸浮性和穩(wěn)定性的乳化液。該體系乳化懸浮液進入地層后，受蒸汽及冷凝水沖釋分解，其中泥質(zhì)、膠質(zhì)和蠟質(zhì)等粘連聚集成大粒徑“團粒結構”堵塞高滲層，改變蒸汽流向低滲層，且污油泥具有很好的耐高溫性能和封堵性能，起到調(diào)整小層吸汽、改善縱向動用的目的[5-6]。污油泥凝膠調(diào)剖體系由高分子交聯(lián)劑和添加劑組成，交聯(lián)凝膠中的羧基、酰胺基吸水膨脹后對地層高滲透通道形成封堵，起到調(diào)整井段吸汽的作用[7-8]。污油泥高溫封口劑體系組分主要為超細水泥、浮選機浮渣、燒堿、稀土固化劑，其按比例配成，通過控制溫度、燒堿和稀土固化劑的用量，調(diào)節(jié)成膠速度和成膠后的強度。

3 現(xiàn)場試驗及效果分析

3.1 方案設計

3.1.1 井組選擇

條件1：高周期吞吐效果變差。杜84-47-35井位于杜84興隆臺南區(qū)塊中部，吞吐16周期，高峰期(8～12周期)注汽壓力為12.5 MPa，生產(chǎn)天數(shù)為550 d，日產(chǎn)油為7.5 t/d；近3周期(14～16周期)平均注汽壓力為11.2 MPa，生產(chǎn)天數(shù)為366 d，日產(chǎn)油為3.6 t/d；特別是第16周期，注汽壓力為11.1 MPa，生產(chǎn)天數(shù)為537 d，日產(chǎn)油為2.99 t/d，吞吐效果變差。條件2：油層動用不均。杜84-47-35共有4個小層，15#、16#、17#、22#層厚分別為9.8 m、4.6 m、9.6 m、9.6 m；滲透率分別為603 mD、2 651 mD、2 945 mD、1 046 mD，小層厚度分布不均，滲透率差異大，造成吸汽不均衡。15#層處于油層上部，受蒸汽超覆影響，滲透率最小，吸汽強度為1.2 t/(h·m)；16#和17#層滲透率最高，吸汽強度最高；22#層處于最底部，加之油井出砂，導致該層不吸汽。(圖3)

圖3 杜84-47-35小層吸汽剖面示意Fig.3 Schematic diagram of steam suction section of Du 84-47-35

條件3：汽竄嚴重。杜84-47-35井處于杜84興隆臺核心區(qū)域，井距為70 m，杜84-興H2067水平井加密后井距僅為35 m。14、15、16周期注汽過程中，與杜84-45-37、杜84-興H2066井互竄，單竄杜84-47-37、杜84-47-33、杜84-45-33井，汽竄導致蒸汽能量外溢，注汽壓力為11.2MPa。(圖4)特別是第16周期生產(chǎn)過程，受杜84-興H2067汽竄3次，竄后液量和油量均有不同幅度升降。(表5)

3.1.2 調(diào)剖劑體系配方及性能評測

(1)污油泥乳化顆粒調(diào)剖劑體系。

體系配方組成：16%含油污泥+0.2%土粉+0.3%膨潤土+2%橡膠粉+81.5%水。

體系性能指標：pH值為6～8，固相含量為7%～14%，懸浮時間>8 h，表觀黏度≤300 mPa·s。

圖4 杜84-47-35近3周期注汽汽竄示意Fig.4 Schematic diagram of steam injection channeling of Du 84-47-35 in the last 3 rounds

序號竄前竄后對比液量/(t·d-1)油量/(t·d-1)液量/(t·d-1)油量/(t·d-1)液量/(t·d-1)油量/(t·d-1)126.32.227.80.41.5-1.8210.30.125.40.315.10.235.40.28.33.62.93.4

性能評測：取配置成乳化顆粒的調(diào)剖劑體系50 mL樣品進行性能評測。外觀評測，樣品顏色為黑褐色黏稠液體；pH精密試紙評測，值為7.3；固相含量評測，利用振動篩分和重量法評測含油污泥的固相含量，污水處理廠污油泥粒徑≧200目占94%，固相含量為12.31%；懸浮分散性評測，將調(diào)剖劑攪拌15 min置于沉降管中靜止，觀察顆粒分散劑的沉降時間，觀察發(fā)現(xiàn)懸浮率為98.3%，懸浮時間為9 h 35 min；采用RV-2型旋轉黏度計測試樣品的表觀黏度為196 mPa·s[5]。(表6)

(2)污油泥凝膠調(diào)剖劑體系。

體系配方組成：10%含油污泥+0.1%交聯(lián)劑+0.15%聚丙烯酰胺+89.75%水。

體系性能指標：成膠溫度為40～110 ℃，成膠黏度≥16 000 mPa·s。

性能評測：由于含油污泥對礦化度、溫度不敏感，重點評測交聯(lián)劑和聚丙烯酰胺的耐溫、抗鹽敏感性。選取交聯(lián)劑濃度為0.1%，聚丙烯酰胺濃度為1.5%，測試成膠后體系隨溫度的變化。測試發(fā)現(xiàn)，小于90 ℃條件下聚合物的黏度變化在20%范圍內(nèi)，能滿足地溫條件下的調(diào)剖，且在60 ℃條件下保持90 d，黏度保存率達89%[9]。成膠后聚合物段塞受地層水礦化度的影響較大，評測發(fā)現(xiàn)地層水礦化度為1 000 mg/L時，聚合物黏度為16 000 mPa·s；當?shù)V化度提高到3 000 mg/L時，聚合物的黏度將為9 000 mPa·s，所以體系的配制采用清水配制[5]。

表6 含油污泥乳化顆粒調(diào)剖體系性能測試結果Table 6 Performance test results of emulsified particle profile control system for oily sludge

(3)污油泥高溫封口調(diào)剖劑體系。

體系配方組成：15%含油污泥+4.0%超細水泥+0.1%四氟化硅+0.3%燒堿+8.0%稀土固化劑+72.6%水。

開放獲取運動開展至今已經(jīng)有十幾個年頭，在科學界、出版界的推動下，這場以促進學術研究資源無限制獲取和再利用為宗旨的全球運動總體上呈增進趨勢。2018年6月18日，開放獲取學術出版協(xié)會（OASPA）發(fā)布的2017年度會員機構出版的開放獲取論文數(shù)量顯示，2017年全開放（full open access）雜志上發(fā)表的論文數(shù)為219，627篇，2016年為189，529篇，且在過去的幾年里開放獲取論文數(shù)量平均以14%—15%速度穩(wěn)步增長［1］。

體系性能指標：固化溫度為40～95 ℃，固化時間為10～72 h可調(diào)，耐溫350 ℃[10]。

性能評測：將封口調(diào)剖劑體系注入巖心，測定滲透率的變化。巖心原始滲透率為9 579 mD，初始滲透率為91 mD，初始封堵率為99.1%；將環(huán)境溫度升高到350 ℃后，滲透率為449 mD，高溫后封堵率為95.4%，說明高溫封口劑的耐溫性能滿足熱采要求。

3.1.3 注入?yún)?shù)

(1)注入方式。

建立填砂物理模型，填砂管采用石英砂填充，長60 cm，內(nèi)徑8 cm，試驗溫度為60 ℃，模擬5種巖心在不同注入方式下污油泥調(diào)剖技術的封堵效果。試驗表明：封堵率隨段塞數(shù)量增加而增高。單一污油泥乳化顆粒、污油泥凝膠封堵率分別為75.34%、62.67%；兩段塞污油泥乳化顆粒+高溫封口、污油泥凝膠+高溫封口的封堵率分別為82.21%、81.31%；三段塞污油泥顆粒+凝膠+高溫封口的封堵率為85.64%；多級段塞污油泥乳化顆粒+凝膠+乳化顆粒+高溫封口的封堵率為92.27%。(表7)

表7 不同注入方式下的封堵率Table 7 Plugging efficiency under different injection modes

(2)注入劑量。

注入劑量與油層的調(diào)剖厚度、孔隙度、調(diào)剖半徑有關。模擬不同調(diào)剖半徑下的增油效果，結果表明，最優(yōu)調(diào)剖半徑為8～11 m，此區(qū)間油井周期增油量大于260 t。(圖5)

Q=πr2ФH

(1)

式中Q——藥劑用量，t；

r——調(diào)剖半徑，m；

H——調(diào)剖油層厚度，m；

Φ——油層平均有效孔隙度，%。

(3)注入設備。

為保證污油泥施工的連續(xù)性，從污油泥采集、傳送、過濾、配置、攪拌、外輸、檢測等地面各個環(huán)節(jié)進行全面設計優(yōu)化集成，并研發(fā)出污油泥調(diào)剖專用注入設備。(圖6)

3.2 現(xiàn)場施工

2016年11—12月對杜84-47-35油井試驗污油泥調(diào)剖技術。為達到最優(yōu)調(diào)剖效果，調(diào)剖劑體系為污油泥乳化顆粒+污油泥凝膠+污油泥高溫封口復合型；注入方式為多級段塞，即污油泥乳化顆粒+凝膠+乳化顆粒+高溫封口。

圖5 調(diào)剖半徑與周期增油量的關系曲線Fig.5 The relationship between the profile radius and the periodic oil increment

3.2.1 復合調(diào)剖劑體系配方

3種復合體系組分嚴格按照方案設計配制，調(diào)剖半徑為10 m，高溫封口半徑為1 m，劑量設計按照Q=πr2ФH，其中r為10 m，Ф為27.2%，H為33.6 m，總劑量為2 870 m3。(表8)

圖6 污油泥調(diào)剖注入流程Fig.6 Flow chart of profile control injection for contaminated sludge

表8 杜84-47-35復合調(diào)剖體系配方及劑量設計Table 8 Prescription and dosage design of Du 84-47-35 composite profile control system

3.2.2 復合調(diào)剖注入方式

2016年11月16—24日注污油泥乳化顆粒調(diào)剖劑1 016 m3，11月25日注污油泥凝膠調(diào)剖劑500 m3，11月26日—12月2日注入污油泥乳化顆粒1 160 t，12月25日注入污油泥高溫封口劑100 m3。從施工曲線(圖7)上看，由于段塞的加入，注入壓力由5 MPa升高至6.5 MPa，最高達到8.5 MPa，注入過程中有穩(wěn)定的壓力增長梯度，說明段塞污油泥體系對地層起到有效的封堵作用。

圖7 杜84-47-35污油泥調(diào)剖施工數(shù)據(jù)變化曲線Fig.7 Variation curves of Du 84-47-35 oil sludge profile control construction data

3.3 效果評價

3.3.1 注汽效果

措施后該井的注汽壓力由上周期的11.2 MPa上升至本周期的12.8 MPa，壓力提高1.6 MPa。從措施前后吸汽剖面的對比圖(圖8)可以明顯看出，調(diào)剖前主要是上部15#、16#、17#層吸汽，且16#和17#層滲透率高，吸汽強度大，而處于最下部22#層滲透率最低，不吸汽；調(diào)剖后，16#和17#層的吸汽明顯降低，22#層開始吸汽，說明油層有了較好動用。注汽過程中汽竄井次由4口降低到1口，汽竄干擾明顯減弱。

3.3.2采油效果

對措施井進行連續(xù)30 d的采出液含泥量跟蹤，并與措施前進行對比，措施前該井注汽前30 d采出液平均含泥量為0.23%，措施后30 d采出液平均含泥量為0.21%，含泥量基本持平，說明污油泥沒有出現(xiàn)反吐現(xiàn)象。杜84-47-35實施污油泥調(diào)剖后，周

圖8 杜84-47-35污油泥調(diào)剖前后吸汽示意Fig.8 Suction diagram of Du 84-47-35 before and after profile control

期生產(chǎn)506 d與措施前536 d基本持平，產(chǎn)油量3 767 t與措施前1 606 t對比，增加了2 161 t，油汽比由0.63提升至4.19，增油效果明顯。(表9)

表9 杜84-47-35污油泥調(diào)剖前后汽竄程度統(tǒng)計Table 9 Du 84-47-35 statistics of steam channeling before and after profile control

4 結論

(1)污油泥調(diào)剖技術具有低成本、耐高溫、封堵率高等優(yōu)點，可有效解決超稠油高周期由于油層發(fā)育差異、蒸汽超覆和井下技術狀況差導致的油層動用不均、汽竄嚴重的開發(fā)矛盾。

(2)污油泥乳化顆粒調(diào)剖劑體系、污油泥凝膠調(diào)剖劑體系、污油泥高溫封口調(diào)剖劑體系主要組分為含油污泥+水，其中0.2%土粉+0.3%膨潤土+2%橡膠粉的組合時乳化顆粒體系的乳化性和穩(wěn)定性最優(yōu)；0.1%交聯(lián)劑+0.15%聚丙烯酰胺組合時聚合物的熱穩(wěn)定性最優(yōu)；4.0%超細水泥+0.1%四氟化硅+0.3%燒堿+8.0%稀土固化劑組合時高溫封口的封堵效果最優(yōu)。體系劑量與地層孔隙度、油層厚度、調(diào)剖半徑綜合控制，其中最優(yōu)調(diào)剖半徑為8～11 m。

(3)污油泥調(diào)剖技術的關鍵在于3種體系段塞注入，1/2污油泥乳化顆粒+污油泥凝膠+1/2污油泥乳化顆粒+污油泥高溫封口組合段塞注入時封堵率最高。