单家寺油田采出液沉积物调堵运用与效果

王秋月 翟盼盼 张小英

1. 胜利油田滨南采油厂地质研究所 山东 滨州 256600

2. 胜利油田滨南采油厂采油管理四区 山东 滨州 256600

采油厂年产采出液沉积物19kt。这些废弃物的产生，贯穿系统运行整个过程，已成为制约绿色发展的瓶颈难题。其特点首先是矿化度高，直接外排会造成土壤板结和碱化，且产出量大，如不能及时处理，易造成外溢等环保风险，对集输和注水系统也会造成沉重负担；其次是对采出液沉积物进行无害化处理费用较高，制约了其大规模的应用[1]。

单家寺稠油经过30多年的开发，蒸汽吞吐轮次平均已达到12个周期以上，总体上处于高轮次吞吐阶段。由于层间吸汽不均衡、地层压力下降、井间热连通等因素影响，致使油井汽窜加剧[2]，油汽比逐年降低，严重影响了稠油开发效益。针对蒸汽吞吐中的边水入侵及汽窜问题，采油厂引进、研制了系列堵水、封窜体系并取得一定成效，但现有体系成本偏高制约热采井堵水、封窜技术的推广应用，因此急需研究新的低成本深度调剖技术。

采出液沉积物调剖技术就是利用采出液沉积物与地层有良好配伍性的有利因素，对其进行化学处理至活性稠化污泥，然后用于油田深部调剖施工，该技术不仅可以解决环境污染问题，还可以降低调剖成本，为稠油油藏堵水、封窜、调剖提供廉价的堵剂来源[1]，并对提高油田整体开发效果具有十分重要的意义[3]。

1 采出液沉积物的特性及堵调机理

1.1 采出液沉积物特性

采出液沉积物是油田生产过程产生的含油固体，主要包括作业现场、原油处理系统、水处理系统和管线泄漏四大系统产出的沉积物组成。其中水处理系统产出占比56%，是采出液沉积物主要来源。主要成分是水、泥沙、胶结沥青质和蜡质[4]，各成分所占比例因影响因素较多而变化较大[5]，自然降解及自然分解困难。

1.2 堵调机理

采出液沉积物注入油层达到一定的深度后，受地层孔隙剪切、吸附及地层水稀释等作用，乳化悬浮体系破坏，体系中的泥质等成分沉降、吸附在大孔道中，使大孔道通径变小或形成堵塞，进而增加非主力层动用程度，达到改善边底水稠油油藏开发效果的目的[5]。

要实现采出液沉积物调堵剂效果最大化 ，需通过调研滨南采油厂采出液沉积物现状，从采出液沉积物颗粒的粒径分析及与孔喉匹配规律研究入手，研制出适于不同类型采出液沉积物的堵剂体系系列，并优化采出液沉积物分选工艺及注入参数，探索不同类型油藏采出液沉积物堵调组合注入模式，形成采出液沉积物调堵技术。

2 采出液沉积物实验部分

2.1 采出液沉积物存放状态

全厂产出采出液沉积物的四大系统中，水处理系统的产量大，处理难度低，是资源化利用的主力。滨一站存量采出液沉积物主要为水处理系统产物，从西到东分别为半液态、糊状和粉状，上部杂质较少，底部杂质较多。滨五站存量采出液沉积物以块状、粉状为主，含有塑料、建筑垃圾和原油，需分选除杂，再研磨处理。

2.2 采出液沉积物注入性研究

（1）采出液沉积物粒径分析。滨一站存量采出液沉积物相对粒径小，粒度中值＜30µm；滨五站存量采出液沉积物经分选压缩研磨后，粒度中值由29.00µm下降至17.89µm；两个站的存量采出液沉积物经处理后，粒径中值均在16～27µm。处理后的存量采出液沉积物粒度中值小于中渗储层粒度中值（0.07～0.10mm）。

水处理系统清罐是增量采出液沉积物的主要来源，2019年各采出水站清罐产生的采出液沉积物粒径中值均在3.3µm以下，远小于存量采出液沉积物。

（2）地层孔喉与粒径匹配关系研究。采用人造岩心进行地层孔喉与采出液沉积物粒径匹配性试验：当孔喉/粒径比=9.0～12.0时，颗粒对岩心的封堵能力最强，适用于堵水封窜；当孔喉/粒径比＞12.0时，颗粒深入岩心内部，不易形成堵塞，适用于边外调剖；当孔喉/粒径比＜9.0时，颗粒在岩心表面聚集严重，无法进入岩心深部。

滨一站存量采出液沉积物d50=16.17µm，按照孔喉/粒径比9.0～12.0计算，进行封堵时，地层孔喉直径在146～194µm；进行边外调剖时，地层孔喉直径需在194µm以上。滨五站存量采出液沉积物d50=17.89µm，按照孔喉/粒径比9.0～12.0计算，进行封堵时，地层孔喉直径在161～215µm；进行边外调剖时，地层孔喉直径需在215µm以上。

2.3 采出液沉积物悬浮性研究

注入采出液沉积物时要求悬浮性好，不分层、不凝固、流动性好，分别对存量和清罐采出液沉积物进行悬浮性研究。采用存量采出液沉积物时，0.25%悬浮剂+（5%～20%）采出液沉积物有较好的稳定性和悬浮性。

采用清罐采出液沉积物时，0.15%悬浮剂+（5%～20%）采出液沉积物有较好的稳定性和悬浮性。

2.4 采出液沉积物堵剂稳定性研究

在前期注入性分析和悬浮性研究的基础上，用采出液沉积物研制堵水封窜堵剂，满足封堵性能要求。

采出液沉积物堵水封窜需满足条件：耐温，可承受注汽或注水时井底温度；耐盐，可在地层水高矿化度下不变性；封堵性好，生产时不会重新采出地层。

2.4.1 堵水堵剂耐温性评价

利用采出液沉积物研制堵水堵剂（3000mg/L冻胶+3000mg/L悬浮剂+10%采出液沉积物），进行固结时间和耐温性试验，温度在60℃、70℃、80℃下封堵率均在96%以上，表明该堵水堵剂具有较好的耐温性，温度升高，体系固结后的强度略有降低，抗压强度从60℃时的3.8MPa降低到180℃时的3.1MPa，具有足够高的强度。

固结时间研究：温度对封窜堵剂的固结时间影响较大，150℃固结时间11h，200℃固结时间6h，250℃固结时间3h。

2.4.2 耐盐性能评价

对堵水堵剂和封窜堵剂（配方1：3000mg/L冻胶+3000mg/L悬浮剂+10%采出液沉积物；配方2：3000mg/L冻胶+3000mg/L聚合物+10%采出液沉积物），分别进行耐盐性试验，在0、10000、40000mg/L矿化度条件下模拟，封堵率均在96%左右，表明采出液沉积物堵剂具有较好的耐盐性。

3 采出液沉积物在单家寺油田的利用

单家寺热采稠油产量350kt，开井732口，55%油井生产超过10个周期，由层间差异导致蒸汽流场不均匀、汽窜，导致稠油周期产量和油汽比逐轮次下降，严重影响稠油开发效益。根据数据统计，有431口热采井有汽窜历史，且受边水影响的区块较多，其中单10块、单2块、单83块和单6西块最为严重，涉及油井近300口。大片区域含水整体上升，开发效益变差。

本着“安全环保，绿企创建”的原则，以“无害化、资源化”的思路，尝试开展边部堵水和蒸汽流场调整两项治理措施，探索采出液沉积物资源化利用的新途径。

3.1 采出液沉积物边部堵水的应用

3.1.1 边水水侵严重

单家寺油田中边底水稠油油藏地质储量占单家寺稠油总储量的96.7%，年产量占单家寺稠油产量的91.8%，其中强边底水油藏地质储量到占稠油总储量的55.7%。随着单家寺热采稠油进入高轮次吞吐阶段，地层能量降低，边底水推进造成部分单元进入高水淹阶段。目前单家寺热采稠油已有11个单元含水高于90%，周期含水高于90%的油井占到热采稠油的43%。边水侵严重制约单家寺稠油的开发。

3.1.2 边部堵水常规措施效果差

为了减缓边水水侵对稠油开发的影响，通常采用的工艺措施主要以注氮、氮气泡沫为主，还有少量的凝胶等措施。受到成本因素的影响，近年来堵水措施主要以低成本的氮气泡沫为主，占比一直在85%以上。

但是稠油进入高轮次吞吐阶段以来，氮气泡沫措施的效果逐渐变差，边部氮气泡沫措施井的低含水阶段生产时间逐渐变短。

3.1.2 采出液沉积物边部堵水

为了改善边部堵水措施的效果，同时降低边部堵水的成本。2019年以来在水淹严重的单元边部选取5口井开展了油井堵水，减缓边水推进。

SJSH10X109井位置位于单10块构造断层的边部，边底水较强，受边水不断推进的影响，该井每周的含水不断升高。鉴于常规堵调成本较高且风险大，2020年优选SJSH10X109井开展了采出液沉积物稠油堵水工艺试验，注入沉积物581m3，节约沉积物处理费用约60万元。措施开井后日油峰值达到8.3t/d，含水相较上周有了大幅度的降低，从同期98%下降到90.5%，同期对比增油2.2t，措施效果显著。与氮气泡沫措施相比，节约措施费用约25万元。

3. 2 采出液沉积物在蒸汽流场调整的应用

3.2.1 井间热干扰严重

单家寺油田各单元都存在着井间热干扰严重的问题，且汽窜井的比例与影响产量逐年上升。以单56块为例，2021年汽窜井次占注汽总井次的64%，影响产量到达1057t，严重制约了单56块的开发，同时还产生了严重的井控风险。

3.2.2 措施效果变差

为了减弱井间热干扰对稠油开发的影响，通常采用的工艺措施主要以氮气泡沫为主，辅助凝胶、冻胶等措施。受到成本因素的影响，近年来蒸汽流场调整的措施主要以低成本的氮气泡沫为主，所占的比例一直在75%以上。但是稠油进入高轮次吞吐阶段以来，氮气泡沫措施的效果逐渐变差，抑制井间汽窜的能力越来越差。

3.2.3 采出液沉积物调蒸汽流场应用

2019年以来，在井间热干扰严重的单56块选取了5口井进行井间蒸汽流场调整。

SJ56-10-4井纵向上渗透率差异较大，与周围邻井汽窜程度剧烈，在实施氮气泡沫措施的情况下，仍与邻井SJ56-11-5发生汽窜。为了改善开发效果，采用“采出液沉积物悬浮体系封窜+耐温高强度堵剂封口”技术进行治理。

措施开井后，该井峰值日液51t/d，日油12.3t/d，生产情况明显好于上周，相比上周增油108t，油汽比提升0.1。

与SJ56-10-4有严重互窜史的SJ56-11-5本周在未做任何措施的情况下，生产情况明显好转，同期增油389.8t。

4 效益分析

4.1 增油效益

2019年至今单家寺稠油油藏已完成现场边部堵水应用5井次，蒸汽流场调整5井次，同比减少注汽量2200t，节约注汽费约66万元，共计实现增油986t，增油效益约232万元，真正实现将采出液沉积物变废为宝。

4.2 节约处理费用

消耗采出液沉积物共计13718t，水系统清罐处理及时率100%，累计创效约1645万元。

5 创新点

1）根据滨南采油厂不同来源采出液沉积物的组分及粒径特征，研制了采出液沉积物悬浮体系和采出液沉积物冻胶体系，实现了采出液沉积物资源化利用。

2）单家寺油田稠油区块，实施了采出液沉积物边部堵水与蒸汽流场调整措施，效果显著，并取得了经济效益与环保效益。

6 结束语

1）采出液沉积物调剖技术降大量的采出液沉积物调理后注入地层，不仅缓解了边底水的入侵，改善了注入井的吸汽剖面，而且为油田采出液沉积物的环保处理提供了切实可行的出路，遵循“来自地层、回归地层”的思路，将采出液沉积物“绿色化、资源化”利用，通过回注油层开展措施，给它摘掉危险废物的“帽子”，贴上生产物料的“标签”，实现变废为宝创效益，为绿色企业创建作出积极贡献。

2）采出液沉积物调堵技术明显提高了受边底水影响较大的油井产油量，降低了含水率，实现了增油控水的目标[3]。

3）采出液沉积蒸汽流场调整技术明显抑制了井间热干扰，提高了蒸汽的热利用率，同时降低了措施的投入，实现了抑制汽窜，提升效益的目标。