稠油热采井含油污泥调剖技术研究与应用*

2020-09-10郑赛男

油气田环境保护 2020年4期

杨洋王哲郑赛男魏巍

(1.中国石油辽河油田公司曙光采油厂; 2.中国石油润滑油公司；3.中国石油辽河油田公司质量安全环保部)

0 引言

曙光油田是国内重要的稠油热采生产基地，目前已进入中后期高含水开发阶段，其集输和污水处理系统日产含油污泥约350 t，缺乏高效低成本的处理手段，储存能力已达极限。稠油含油污泥成分复杂、分离困难，含有苯类、酚类、蒽类等物质，会对环境造成污染[1-4]，且含油污泥含有泥质、原油，无论从环境保护还是从资源回收的角度考虑，都亟需研究一种行之有效的处理技术对含油污泥进行减量化、资源化、无害化处理[5-10]。目前国内外含油污泥处理主要有焚烧法、热洗法、生物处理法、溶剂萃取法等，但普遍存在处理成本高、效率低、二次污染的问题，难以满足企业的实际需求，简化工艺流程、降低处理成本、满足环保要求是含油污泥处理技术的发展方向。稠油含油污泥中的固体成分对高渗储层具有物理堵塞作用[11-12]，具有颗粒调剖的可行性。曙光稠油油藏非均质性强，经过多年热采开发，油层动用不均、汽窜问题严重，年均调剖措施规模大、投入高，含油污泥调剖技术是降低措施成本、解决含油污泥处理难题的有效途径。

1 含油污泥组分分析及特性评价

1.1 组分及含量

曙光采油厂含油污泥主要来自污水处理系统，成分较为复杂，大致分为水相、油相和固相，不同来源的含油污泥各组分含量差别较大。分别取底泥、浮渣、活性污泥3种含油污泥，用蒸馏灼烧法测定其组分及含量，结果见表1。

表1 污水处理厂含油污泥组分分析

样品固相含量14.63%～22.69%，浮渣、底泥固相含量较高，常规颗粒调剖剂中固相含量通常为10%～30%，样品具有制成颗粒调剖剂的可行性；含水均超过50%，泵送性良好；活性污泥固相含量稍低，需在体系中添加一定量固相成分，增加其封堵强度[13]。激光粒度仪对含油污泥固相成分粒度分布测定结果见图1。

图1 含油污泥固相成分粒度分布曲线

图1显示，其粒度主要在10～100 μm，以中小颗粒为主，且分布较均匀，粒径最频值为5～100 μm，约占80%。调剖用颗粒粒径一般要求为孔隙喉径的1/9～1/3，稠油油藏高渗透层孔喉半径经过多轮蒸汽吞吐后，一般在200～500 μm，因此含油污泥固相粒径与地层配伍性良好，满足孔隙喉径的要求。

1.2 分散悬浮性

颗粒调剖剂须具备良好的悬浮性能，避免在输送至目的层过程中出现沉降，影响后续注入。将样品按不同掺水比例稀释后，观察其分散性、悬浮稳定性，含油污泥分散悬浮状态结果见表2。

表2 含油污泥分散悬浮状态

实验结果表明，活性污泥稳定性最好，稀释后不分层，可单独作为调剖剂使用；浮渣和底泥由于固相成分含量较高，掺水比例较高时，会出现分层，需要加入一定量的稠化剂，提高悬砂性能及稳定性，以满足现场施工要求[14]。

1.3 流动性

图2 不同掺水比例含油污泥黏度曲线

为保证调剖剂正常流动及管输，其黏度需≤600 mPa·s。将样品按不同掺水比例稀释后测定其黏度，结果见图2。当各类含油污泥掺水率达到75%以上，黏度<600 mPa·s，具有较好的流动性，能够顺利泵入地层。但是含水率过高，会造成含油污泥固相含量和黏度下降，影响其封堵能力，所以在现场使用时，需要控制含油污泥含水率为75%～80%。

2 含油污泥封堵效果模拟评价

组分及特性分析表明，含油污泥具备制成调剖剂的可行性，通过物理模型与数值模拟对含油污泥封堵机理进行研究。

2.1 物模实验

将实际地层砂筛析后制成不同渗透率级别填砂管模型，注入1.0 PV含油污泥。

单填砂管封堵实验(1 PV)结果见表3；串联填砂管封堵实验(1 PV)结果见表4。实验表明，不同含水率含油污泥在不同温度下对3 000～4 000 mD填砂模型的封堵率均超过98%，含水率和温度对效果影响不大；串联填砂管模型封堵实验表明，当两个填砂管串联注入1 PV含油污泥时，前填砂管封堵率达到99.90%，后填砂管封堵率仅25.13%，产出液为清澈的水。

表3 单填砂管封堵实验(1 PV)

表4 串联填砂管封堵实验(1 PV)

2.2 数值模拟

以曙光油田曙D1油藏作为目标油藏，开展热采井含油污泥调堵数值模拟，以CMG公司稠油热采油藏模拟模块STARS为模拟器建立数值模型，并考虑蒸汽吞吐后油藏物性变化。模拟含油污泥以流体形式注入过程中，流向高渗区域，经过多孔介质时固相和油质会与水相分离，起到堵塞作用。蒸汽吞吐热采一轮油藏注入1 400 m3含水80%含油污泥后地层渗透率变化见图3。

图3 注入含油污泥前后纵向渗透率变化

由图3可知，调剖后高渗区渗透率降低约70%，油藏渗透率分布更均匀，有助于改善吸汽剖面和动用状况。

2.3 机理分析

注入含油污泥通过砂样介质时，含油污泥中水与油、泥质发生分离，泥质和油在孔隙介质中吸附滞留，产生封堵效果；数值模拟显示，注入含油污泥可明显降低高渗区或出砂产生空洞区域的渗透率，使得油藏渗透率分布更加均匀，有助于改善蒸汽吞吐的吸汽剖面和油藏动用状况。

3 含油污泥调剖技术研究

3.1 含油污泥调剖剂研制

稠油油藏经过长期蒸汽吞吐，其孔隙度、渗透率等地层参数与原始状况已有很大差别，需针对不同含油污泥加入适合的改性化学剂和添加剂，制成有一定强度和耐冲刷能力的调剖剂。

1)含油污泥颗粒调剖剂

以污水厂活性污泥为原料，混配含量75%～85%，并加入一定量悬浮剂和分散剂，同时，添加合适种类和大小的固相颗粒，提高封堵强度。悬浮剂为与含油污泥配伍性较好，具有一定触变性的钠基膨润土，能保持体系有较高悬浮性和强度；固相颗粒选择200目以上有一定膨胀系数的树脂颗粒，产生桥架作用，对孔道进行封堵；分散剂为一种有机电解质，主要是降低含油污泥调堵剂的界面张力，防止形成油、泥、水聚集体。该体系悬浮性>8 h，封堵率50%～90%。

2)含油污泥聚合物复合调剖剂

配方主要成分为底泥，混配含量60%～80%，并加入适量聚丙烯酰胺及絮凝剂，利用含油污泥微粒表面—OH基团与聚丙烯酰胺分子的—NH2基团结合形成氢键，大量氢键作用使聚合物能稳定地吸附在含油污泥微粒表面，使含油污泥絮凝成更大的颗粒，从而产生封堵作用。体系成胶时间12～24 h，黏度80～500 mPa·s，耐温>200℃。

3)含油污泥改性高温封口剂

以固相含量较高的浮渣为主料，混配含量50%～62%，并加入无机凝胶、固化剂、增强剂、活化剂、悬浮剂等，按适当比例复配而成。通过控制反应温度和活化剂用量，调节成胶速度和强度。体系在成胶前黏度低，利于泵注；成胶后，强度高，耐温性好，能满足热采条件下耐热、耐冲刷要求，并长期有效。体系封堵率≥95%，突破压力>20 MPa，耐温超过300℃。

3.2 调剖剂封堵性能评价

含油污泥调剖剂应用于稠油热采井，对耐温、耐冲刷、封堵强度要求较高，在室内采用填砂管模型(300℃)进行封堵实验，结果见表5。

表5 含油污泥调剖剂封堵率实验数据

实验表明，3种含油污泥调剖剂岩心封堵率75.8%～95.2%，可通过段塞优化组合满足不同类型储层封堵需求。

3.3 调剖方案设计优化

采用CMG油藏模拟软件进行稠油热采井含油污泥调剖数值模拟，模拟结果用来指导含油污泥调剖方案设计。处理半径取1～10 m，模拟计算不同剂量下封堵效果。不同热采轮次调剖数值模拟结果见图4；不同非均质系数调剖数值模拟结果见图5。

图4 不同热采轮次调剖数值模拟结果

由图4可以看出，对非均质系数1.82的模型，生产15周期时进行封堵，封堵后周期增油量最高75 t；生产20周期时进行封堵，封堵后周期增油量最高为297 t，最优封堵半径8 m。对于非均质系数为1.90，1.94和1.95的3个模型，同样第20周期封堵效果好于15周期。

图5 不同非均质系数调剖数值模拟结果

图5显示，封堵后原油产量上升，含水量下降，周期增油量并非简单地随封堵半径的增大而增多，而是存在一个最优的封堵半径。对于非均质系数为2.5的模型，最优封堵半径为7 m，封堵后的周期含水率为70.3%，对比下降10%。

综合数值模拟结果，认为油层渗透率变异系数越大，含油污泥调剖效果越好；针对稠油高渗透油藏，最佳调剖半径约7～8 m，最佳封堵时机>20轮。

3.4 调剖段塞组合优化

针对不同稠油区块地质状况和开发矛盾，结合不同含油污泥调剖剂的性能进行段塞最优组合，目前现场实践了3种段塞组合方式的实施工艺，结果见表6。

表6 含油污泥调剖技术施工工艺及段塞组合

1)高强度含油污泥调剖工艺：主要针对井距较小、汽窜严重的超稠油油藏，以封堵汽窜通道、调整吸汽剖面为主要目的。前段塞采用强度较大的含油污泥聚合物体系+大颗粒对该井油层进行“建墙”处理，建立前沿封堵强度；第二段塞采用含油污泥颗粒体系进行“填缝处理”，填充高渗透层中远端细小地层孔喉；第三段塞使用含油污泥高温封口剂，体系固化后形成耐高温蒸汽冲刷的保护段塞。

2)常规含油污泥调剖工艺：主要针对吸汽不均、汽窜相对较轻的稠油、超稠油油藏，以改善吸汽剖面为主要目的。采用含油污泥+微细颗粒作为前置段塞，进入地层深部起到保护后续段塞的作用；含油污泥凝胶调剖剂中间段塞，起到推送、加强封堵的作用；最后以含油污泥高温封口剂封口。

3)大剂量含油污泥调剖工艺：主要针对地层亏空严重、注汽压力较低的普通稠油油藏，以补充地层能量为主。以含油污泥+中细颗粒作为主段塞，剂量大于5 000 m3，含油污泥封口剂封口。

4 现场应用效果

在理论研究及室内实验基础上，在曙光油田D1区块进行含油污泥调剖现场试验。试验油藏储层物性好，高孔、高渗，平均渗透率为2.37 μm2，有效孔隙度32.6%，汽窜、动用不均严重，适合开展含油污泥调剖。

4.1 应用效果

含油污泥调剖技术现场应用32井次，累计使用含油污泥原料9.34×104t。与措施前对比，实施井注汽压力平均提高2.6 MPa、增油6 849 t，汽窜方向减少43个、汽窜影响产量降低4 338 t；与常规凝胶类调剖技术相比，单井投入减少6.7万元，单井增油增加106 t，技术优势明显。

4.2 经济效益

按辽河油田常规含油污泥处理费用1 000元/t、含油污泥调剖技术综合成本480元/t计算，处理含油污泥9.34×104t，节约处理费用4 856.8×104元；按稠油价格850元/t计算，措施增油6 849 t，增油创效582.1×104元，经济效益显著。

4.3 典型实例

D1-1井措施前已热采25轮，注汽压力10.7 MPa，周期生产仅57 d，产油205 t，与周边两口井汽窜严重。该井实施高强度含油污泥调剖技术，注入含油污泥852 m3。措施后注汽压力14.2 MPa，对比提高3.5 MPa；周期生产136 d，产油523 t，对比增油318 t；注汽期间周边未出现明显汽窜反应，调剖后封窜增油效果明显。