超稠油污油泥復(fù)合調(diào)剖技術(shù)研究與應(yīng)用

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(yùn)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(jī)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(chǔ)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(xì)菌、酸性氣體、腐蝕產(chǎn)物等雜質(zhì)，因此處理過程復(fù)雜，處理成本高。若不處理并綜合利用，會(huì)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(dòng)用不均，井間汽竄嚴(yán)重，蒸汽得不到有效利用，導(dǎo)致油層吸汽差、動(dòng)用差、儲(chǔ)量損失大。為此需要研究一種既能實(shí)現(xiàn)對污油泥進(jìn)行資源化利用，還能解決超稠油油藏動(dòng)用不均矛盾的污油泥調(diào)剖工藝。

污油泥調(diào)剖技術(shù)的關(guān)鍵在于調(diào)剖劑的配制及注入?yún)?shù)，其優(yōu)劣決定該技術(shù)能否有效封堵高滲層、是否調(diào)整油層吸汽、是否回采時(shí)返排污油，為此2016年開始專題攻關(guān)研究。重點(diǎn)對油井井組篩選標(biāo)準(zhǔn)，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(shè)備等方面進(jìn)行研究，并在杜84-47-35井試驗(yàn)成功，單井周期增油2 161 t。試驗(yàn)表明，含油污泥調(diào)剖技術(shù)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(xiàng)很有應(yīng)用前景的技術(shù)。

圖1 含油污泥存儲(chǔ)點(diǎn)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(tái)超稠油強(qiáng)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(qiáng)吸汽層重復(fù)吸汽，而弱吸汽層和不吸汽層變化不大。杜813興隆臺(tái)主力區(qū)塊油層吸汽剖面統(tǒng)計(jì)結(jié)果顯示，強(qiáng)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(qiáng)度與油層單層厚度和滲透率成正比，強(qiáng)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(dòng)用不均現(xiàn)象普遍(表1)。

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

注：R(強(qiáng)度系數(shù))= 單層吸汽強(qiáng)度/油井平均注汽強(qiáng)度。

綜合分析影響超稠油動(dòng)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(shù)狀況差。

1.1 油層發(fā)育差異

曙一區(qū)超稠油儲(chǔ)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(diǎn)，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(tái)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(dá)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(jì)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(guān)，即滲透率越高，油層吸汽能力越強(qiáng)，油層動(dòng)用程度高；隔夾層越多，滲透率值越低，則吸汽能力差，儲(chǔ)量動(dòng)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(dǎo)致油層吸汽不均現(xiàn)象普遍存在。在近井地帶，蒸汽超覆導(dǎo)致蒸汽熱利用率低，由于蒸汽大部分在油井上部井段進(jìn)行熱交換，造成上部井段蒸汽交換充分，擴(kuò)散距離遠(yuǎn)，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(dǎo)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(yán)重，進(jìn)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?yàn)槠Z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(shí)汽竄關(guān)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(yuǎn)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(xì)下粗，下部油層易水淹，上部由于超覆吸汽，油層總體動(dòng)用較好；反韻律油層巖性上粗下細(xì)，上部滲透率高，蒸汽超覆導(dǎo)致下部吸汽受限，油層動(dòng)用相對較差。

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

井號(hào)倒井時(shí)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(shù)狀況差

超稠油井長期頻繁蒸汽吞吐作業(yè)對套管應(yīng)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(yīng)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(tái)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(shù)狀況差不僅造成油藏平面動(dòng)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(dòng)用不均，砂埋油層井段根本無法吸汽，進(jìn)一步降低蒸汽熱利用率。超稠油主力區(qū)塊井下技術(shù)狀況發(fā)現(xiàn)，井況完好井僅104口，占總井?dāng)?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(dòng)用不均的技術(shù)來解決開發(fā)難題。

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

2 污油泥調(diào)剖機(jī)理

含污油泥調(diào)剖技術(shù)是一種復(fù)合調(diào)剖技術(shù)，所應(yīng)用調(diào)剖劑由三大體系構(gòu)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(shè)計(jì)；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(jí)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(jìn)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(tuán)粒結(jié)構(gòu)”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(dòng)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(xì)水泥、浮選機(jī)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(qiáng)度。

3 現(xiàn)場試驗(yàn)及效果分析

3.1 方案設(shè)計(jì)

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(tái)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(dòng)用不均。杜84-47-35共有4個(gè)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(qiáng)度為1.2 t/(h·m)；16#和17#層滲透率最高，吸汽強(qiáng)度最高；22#層處于最底部，加之油井出砂，導(dǎo)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(yán)重。杜84-47-35井處于杜84興隆臺(tái)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(dǎo)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(biāo)：pH值為6～8，固相含量為7%～14%，懸浮時(shí)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(hào)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(jìn)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?jiān)u測，值為7.3；固相含量評測，利用振動(dòng)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(shí)間，觀察發(fā)現(xiàn)懸浮率為98.3%，懸浮時(shí)間為9 h 35 min；采用RV-2型旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)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(biāo)：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(diǎn)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(dá)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(shí)，聚合物黏度為16 000 mPa·s；當(dāng)?shù)V化度提高到3 000 mg/L時(shí)，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(jié)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(xì)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(yùn)動(dòng)開展至今已經(jīng)有十幾個(gè)年頭，在科學(xué)界、出版界的推動(dòng)下，這場以促進(jìn)學(xué)術(shù)研究資源無限制獲取和再利用為宗旨的全球運(yùn)動(dòng)總體上呈增進(jìn)趨勢。2018年6月18日，開放獲取學(xué)術(shù)出版協(xié)會(huì)（OASPA）發(fā)布的2017年度會(huì)員機(jī)構(gòu)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(biāo)：固化溫度為40～95 ℃，固化時(shí)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(yàn)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(shù)的封堵效果。試驗(yàn)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(jí)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(guān)。模擬不同調(diào)剖半徑下的增油效果，結(jié)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(shè)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(gè)環(huán)節(jié)進(jìn)行全面設(shè)計(jì)優(yōu)化集成，并研發(fā)出污油泥調(diào)剖專用注入設(shè)備。(圖6)

3.2 現(xiàn)場施工

2016年11—12月對杜84-47-35油井試驗(yàn)污油泥調(diào)剖技術(shù)。為達(dá)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(fù)合型；注入方式為多級(jí)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(guān)系曲線Fig.5 The relationship between the profile radius and the periodic oil increment

3.2.1 復(fù)合調(diào)剖劑體系配方

3種復(fù)合體系組分嚴(yán)格按照方案設(shè)計(jì)配制，調(diào)剖半徑為10 m，高溫封口半徑為1 m，劑量設(shè)計(jì)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(fù)合調(diào)剖體系配方及劑量設(shè)計(jì)Table 8 Prescription and dosage design of Du 84-47-35 composite profile control system

3.2.2 復(fù)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(dá)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(jià)

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(qiáng)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(dòng)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(jìn)行連續(xù)30 d的采出液含泥量跟蹤，并與措施前進(jìn)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(shí)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(jì)Table 9 Du 84-47-35 statistics of steam channeling before and after profile control

4 結(jié)論

(1)污油泥調(diào)剖技術(shù)具有低成本、耐高溫、封堵率高等優(yōu)點(diǎn)，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(shù)狀況差導(dǎo)致的油層動(dòng)用不均、汽竄嚴(yán)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(shí)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(shí)聚合物的熱穩(wěn)定性最優(yōu)；4.0%超細(xì)水泥+0.1%四氟化硅+0.3%燒堿+8.0%稀土固化劑組合時(shí)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(shù)的關(guān)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(shí)封堵率最高。