第一章　海上油田含聚污水回注技术现状

中国海上已发现原油地质储量47亿立方米，其中32.9亿立方米为稠油，占70%；目前已动用稠油储量约16.5亿立方米，稠油油田水驱采收率标定为20%，相对于陆地类似油田，提高采收率潜力巨大。海上稠油采收率每增加1%，就相当于发现了一个亿吨级地质储量的大油田。因此，中国海上油田的提高采收率技术和高速高效开发技术对确保国民经济的长期可持续发展和缓解石油供需矛盾，支持国民经济建设意义重大。

海上油田由于隔层海水，需要采用平台开发，成本高，工程建设难度大，平台寿命短，一般为20～25年，空间狭小，生产污水在平台上停留时间一般不超过2h，因此陆地油田许多成熟技术无法直接用到海上稠油油田开发。海上油田必须在较短时间内，提高采油速度，达到最大采收率。

聚合物驱油是油田进入中高含水期进一步提高采收率采取的有效方式之一，具有明显的降水增油效果。中海油于2003年进行聚合物驱先导性试验，截至2015年12月底已经进行了绥中36-1、旅大10-1和锦州9-3三个油田共计44口井实施注聚，一线注聚受效采油井187口，动用地质储量达1.4亿吨。三个油田将实现年度增油98万立方米，累积增油超过515万立方米，注聚提高采收率3.2%，初步建成了海上稠油油田化学驱油高效开发示范基地。十三五期间，海上油田注聚规模还将进一步扩大。

聚合物大量注入储层，部分聚合物通过降解/剪切等作用后从生产井产出，形成含聚采出液，其性质和成分相比水驱采油产出液更为复杂，具有黏度大、含油量高、原油油珠小、乳化严重、油水处理药剂用量大、伴生含聚油泥堵塞污水处理设备等特征，处理难度更大，处理成本更高，因此，聚驱采出液处理是一个带有普遍性的世界难题。由于海上平台空间及承载有限，使得聚驱采出液在油水处理流程停留时间短，另外，目前海上聚驱油田的油水处理设备是先期ODP阶段设计建造的用于处理常规水驱采出液的“斜板除油器+气浮装置+核桃壳过滤器（或双介质过滤器）”三级处理工艺，聚合物采出液的出现，或多或少造成现有油水处理流程、处理设备、处理药剂不适应，工艺处理效能逐步降低。

为实现注采平衡以及兼顾污水排放，海上绝大部分注水开发油田采取了将处理后的生产污水全部回注储层，水量不足则补充一定量浅层水源水或海水，即清污混注的注水开发方式。但实际运行中，水源水或海水和处理后的生产污水混合后常发生不配伍现象，含聚污水中由于含有一定浓度的产出聚合物，势必对清污混注配伍性产生更复杂的影响。目前，渤海三个注聚油田含聚污水处理总量高达6.2万方/天，占注水总量的75.6%，其余水量由采自馆陶组的浅层水源水补充。含聚污水处理得当是资源，处理不妥则是污染源，如果处理后的含聚污水水质不达标则会造成注水地层污染，宏观表现为注入压力高、注不进，常规解决方法只有酸化解堵，但频繁的酸化作业不仅使采油成本增加，并且会导致地层伤害更为复杂。随着注聚扩大化的逐步开展，今后含聚污水的产量和产出污水中聚合物的浓度等也会逐步升高，地面处理负荷将越来越大，含聚污水注水水质达标难度也将越来越大，含聚污水回注地层造成的储层伤害机理将越来越复杂。因此，将含聚污水按照“安全、环保、经济”六字方针回注储层既是油田注水开发对水源的切实需求，也是海上油田实现零排放、“绿色油田”建设的强制性规定。

安全注水：满足油田配注要求情况下，实施低压注水，注水管汇和地层不破裂，通过有效调控注水水质，研发有效的降压增注措施，确保含聚污水零排放、无事故的全面回注。目前，聚驱油田部分含聚污水回注井欠注、注入压力高的现象存在着多种弊端：①注入压力高，设备运行能源消耗量大，浪费能源；②采油平台注水流程高压运行，安全隐患大；③严重影响开发效果，无法实现油田高效快速开发。因此，为了高效快速开发海上注聚油田，必须对注水水质进行全面调控，并进行解堵作业以改善储层吸水能力，降低注入压力。

环保注水：含聚污水含油率高、乳化严重、伴生油泥等，常规处理方法是通过加入各种药剂进行破乳、絮凝等处理，最终形成难以处理的中间层和大量的伴生油泥，这样既浪费资源，又形成新的环境污染源，而海上油田无时间和空间来处理这类污染物。因而，从源头避免含聚油泥出现是实施环保注水的必然要求。

经济注水：含聚污水对设备堵塞严重，造成处理流程非常脆弱，水处理效率低；解堵频次增加，解堵有效期短；破乳剂、清水剂等主要处理剂用量增大，且对药剂的依赖性更加明显，导致处理后的含聚污水含油等主控水质指标大幅度提高，达不到回注的标准。遵循将产出聚合物不絮凝，溶解于水中形成均相溶液的原则，确保回注水质达标，不但不会造成堵塞，产出聚合物回注还可再次利用，变废为宝，有利于提高水驱油效率，降低解堵作业的频率。