油田注水开发环境治理保护措施

中勘冶金勘察设计研究院有限责任公司 唐林川雄，朱巧丽

随着国民经济的快速发展，资源需求量日益增加，油田开采需求逐渐增加，在持续性的开采过程中，油层自身的能量逐渐减少，导致油层压力降低，引起极大的地下亏空现象，不仅降低了油田开采量，甚至造成难以持续对油田进行开采的后果。基于此，可以对注水工艺进行合理应用，并实现对原油开采后的地下亏空进行有效弥补，保障其满足油田开采作业中的油层压力需求，才能有效提升油田开采量，促进油田的可持续发展。同时要结合具体情况，采取有效的污染处理措施，加强油田注水开采时的环境保护力度，实现油田开采与生态环境的协调发展。

一、注水开发的意义

原油开采一般需要经历三次开采过程，一次开采为天然能量开采，主要靠地层压力采油；二次开采向油藏注水以补充地层压力进行驱油；三次开采主要是通过向油藏注入聚合物或改变水的特性进行驱油。

油田采出水回注属于深井灌注用于二次采油，即将采出水经过必要处理达到回注标准后通过回注井回注到储油层，以提高采收率并达到合理处置采出水的目的。

随着近年来油气田开发力度的加大，环境污染和资源消耗成为油田产能建设的主要制约因素。油田进入开采中后期时原油含水率较高，采出水水量较大，地表环境容量很难消纳油田采出水，同时，油田进行注水开发需要消耗大量的水资源。综上所述，油田需要将大量的采出水经处理达标后回注油藏，在减少环境污染的同时节约宝贵的水资源。与废水外排相比，采出水回注具有良好的经济效益及环境效益，其优点如下：

（1）用于油田生产的二次采油，提高油田采收率。

（2）对水质要求较低，能极大地降低处理难度，减少采出水处置成本。

（3）利用深层地质环境有效的处理污染物，保护地表水环境及土壤环境质量。在地表环境容量问题日益严重的情况下，油田将采出水回注不但能使工业废水不外排，而且可以为油田产能开发建设提供回注水源，是合理处置采出水的最佳手段。

二、相关政策及标准

对于油田采出水回注，我国制定了以污染控制为前提的环境管控要求，相关文件如下：

（1）《石油天然气开采业污染防治技术政策》中第二部分清洁生产中要求“在开发过程中，适宜注水开采的油气田，应将采出水处理满足标准后回注”；第三部分生态保护中要求“应设立地下水水质监测井，加强对油气田地下水水质的监控，防止回注过程对地下水造成污染”。

（2）《关于进一步加强石油天然气行业环境影响评价管理的通知》（环办环评函〔2019〕910号）中要求“涉及废水回注的，应当论证回注的环境可行性，采取切实可行的地下水污染防治和监控措施，不得回注与油气开采无关的废水，严禁造成地下水污染。在相关行业污染控制标准发布前，回注的开采废水应当经处理并符合《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》（SY/T5329）等相关标准要求后回注，同步采取切实可行的措施防治污染。回注目的层应当为地质构造封闭地层，一般应当回注到现役油气藏或枯竭废弃油气藏。相关部门及油气企业应当加强采出水等污水回注的研究，重点关注回注井井位合理性、过程控制有效性、风险防控系统性等，提出从源头到末端的全过程生态环境保护及风险防控措施、监控要求。”

（3）《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》（SY/T5329）主要针对不同类型的油藏规定了悬浮物、含油率等回注水具体水质要求。

三、采出水回注的主要环境影响

（一）污染因子

油田采出水成分较为复杂，回注前需要通过油田采出水处理系统或污水处理系统进行处理，处理后应满足《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》（SY/T5329）中相应标准限值，但处理达标的回注水中仍存在少量石油类、污水处理药剂、盐类、悬浮物、重金属等各类水污染物。

（二）地下水污染途径

处理达标的采出水回注过程可能对地下水造成污染的情形如下：

（1）回注井泄漏使回注水在注入过程中流窜到井外，对地下水含水层造成污染。

（2）回注油藏封闭性不好使回注水注入地层后，污染物扩散至含水层。

由于回注水中污染物种类较多，一旦泄漏将直接影响地下水含水层的水质。如果影响的是地下水饮用水源，则会导致人体疾病，影响人群生命安全。回注水造成的地下水污染很难被发现并且缺乏有效的治理手段。

（三）土壤污染途径

回注水在管道输送过程中若管道破裂发生泄漏，则会进入土壤环境中造成污染，回注井井口或井口较近距离的井身发生泄漏，也会对土壤造成污染，影响土壤环境质量，降低土壤生产力，进而影响植被生长，最终造成生态环境的破坏。

四、注水开发过程中的地下水及土壤环境保护措施

为了避免注水开发对地下水及土壤环境的污染，油田公司采取的环境保护措施如下：

（一）源头控制

1.环境影响评价及竣工环保验收

所有包含回注井、注水管线的钻井及产能建设项目应编制环境影响报告书（表），取得生态环境主管部门出具的环评批复后方可进行开发建设。项目建成后应及时开展企业自主竣工环境保护验收工作，通过验收后方可投产运行。建设及生产开发过程中必须认真落实环评文件及批复中提出的各项环境保护措施，并接受相关政府部门的监督检查。

2.注水水源及水质

提高采出水处理水平，确保达标处理后的采出水100%回注地层，实现采出水“零排放”，减少地下水取用量，节约地下水资源，缓解油田开发区域地下水资源短缺的情况。

采出水处理后必须满足《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》（SY/T5329）中相应类型油层的标准限值。在处理达标的基础上，开展注水水质配伍性研究，制定和完善适合不同油藏的回注水水质标准并严格执行，严格禁止回注与油气开采无关的废水。

3.选址要求

注水井网设计阶段应重点关注回注井、注水管线选址，各类注水设施应避让并尽可能远离各类集中式饮用水水源、分散式饮用水水源地、特殊地下水资源保护区等涉及地下水的环境敏感区，与地下水环境敏感区的具体距离由环境影响评价文件确定。

4.回注工程设计及建设

以预防为主，加强源头控制，建设优质工程，使用高标准材料，避免泄漏事故的发生，减少后期养护、维修及污染治理成本。严把设计、材料、施工和检测关，合理设计管柱结构，保证固井质量，选用优质套管；选用高质量、高级别的优质环保水泥，必要时可采用添加剂来提高水泥性能和适应性，钻井施工应选用先进的固井设备和有经验的施工队伍，严格遵守作业规范程序和标准要求，确保优质高效地完成固井作业。

表层套管需要全井段进行固井，固井水泥的底部深度应在最低的潜水含水水层以下，固井水泥至少返高到回注层以上75米。技术套管和油管也需要全井段固井，固井过程中选用符合设计要求的固井水泥并进行固井质量检测。注水井各层套管固井后，要进行固井质量测试，在质量检测合格后方可进行下一井段的建设。将采油井改造为注水井时，也需要对每个井段进行套管测井，保证改造后的井筒完整性。

回注井应设置封隔器，位置在回注层段以上不超过30m，同时需要确定封隔器有效性，其耐受压力应不小于最大注入压力。

5.完整性检测

根据相关要求使用套管、水泥固井、封隔器；在注水过程中对注入压力、回注水流量、生产套管环空压力进行持续监测，定期进行套管机械完整性检查。

定期对回注井吸水能力和生产套管环空压力进行监测；远离地层断裂，规避风险。注水前应通过相应的技术手段确定地层断裂压力，严禁注入压力超过断裂压力。定期进行地层压力测量，在日常生产中应对回注井底压力进行持续监测，井底压力不得大于最大注入压力，定期开展回注压力监测。

（二）过程管理

1.加强宣传教育

油田企业应当以习近平总书记的生态文明思想为指导，树立和培育生态环境保护的理念和意识。要将当地人民的可持续生存和发展放在第一位，认真学习和研究所在资源国的相关地下水、土壤环境法律法规，并自觉、严格地遵守执行，同时采取多种形式和方法积极地宣传教育，加大环境保护宣传普及力度，提高对生态环境保护重要性的认识，正确认识并处理生态环境保护与企业发展的关系，树立与国际接轨的新的资源观和发展观，树立清洁开发、循环生产的理念。要将生态环境保护视为转变企业发展方式的战略举措，视为建设资源节约、环境友好的生态型企业的有利契机，视为服务当地民生、塑造优秀企业形象、建立良好社会关系、改善企业经营环境、推进企业可持续发展的有效途径。

2.完善管理制度

明确管理责任，设立专门的回注工程管理机构，落实回注井责任到人的管理要求。回注井管理机构应充分掌握其管理的每口回注井具体情况，包括所在区域或地层信息、回注井设计参数、回注参数、回注过程中的监测数据等，并掌握建设项目的环评资料。管理机构应该在生产过程中要求回注井负责人定期汇报与回注有关的各种技术信息。

精心制订回注水配伍方案、不断优化注水工艺、严格回注水水质检测、强化注水井安全管理。从地下、井筒到地面全方位抓好单井、井组、区块和油田的全过程注水管理和注水效果分析评价，实时进行注水措施跟踪调控。

应当建立并不断完善科学、高效、可控的油田注水管理制度和回注技术标准，明确油田公司、采油厂等各级管理责任。定期对油田注水开发状况进行综合分析评价，评价油田注水开发状况是否正常。

3.开展环境监测

加强对采出水处理系统出水口、注水站出水口、注水井井口等控制点的水质监测。定期对上述节点开展水质检测，发现水质超标等问题时及时上报管理机构并组织实施整改。

结合环境影响评价文件提出的监测要求，制订企业自行监测计划，定期对回注井及输水管线周边的水、土壤环境质量开展监测。根据注水工程选址、规模等实际建设情况，制订地下水及土壤环境质量监测方案，包括监测点数量、点位、监测频次、监测指标等内容。

地下水质量监测计划应明确监测井位置、数量，监测井应设置在注水井网地下水流向的上、下游及侧向。地下水水质监测是验证注水开发是否造成地下水污染的最直接的方式，通过定期监测的方式确保回注水污染地下水时可以及时发现，及时处理。

土壤监测点可布设在注水井井口、注水管线沿线，通过定期监测验证注水工程实施位置是否存在泄漏导致土壤环境质量恶化，以便后续采取治理措施。

4.对污水处理技术进行合理应用

在油田注水开采中，往往会因为各种因素造成水体污染，基于此要合理应用污水处理技术对污水进行有效处置，强化环境保护效果。一般情况下，油田污水的特征表现为高油量、高盐量、微生物较多等，基于此，可以结合具体情况，采取压力沉降、水利旋流、重力式隔离罐等除油技术进行处置，也可以利用过滤层、过滤材料等措施对污水中的悬浮性颗粒物进行过滤和吸附，实现对污水净化的目的。在实际处理过程中，要先对采出水进行沉降，然后对其进行除油操作，最后进行污水过滤，以便对污水中的原油、颗粒进行全面清除，使其符合油田回注标准。在具体操作中，要注重对化学药剂的合理使用，保障其质量；要对设备质量进行合理控制，加强质量检查力度；要加强对水处理系统工作人员的技能培训，提高技术能力，确保操作人员的技术能力可以满足污水处理设施的操作要求。只有这样才能保障油田注水工艺的高质量开展，减少对生态环境的破坏，促进生态环境的可持续发展。

（三）末端治理

正常情况下，油田注水开发过程全部密闭，无污染物外排，不会造成不良环境影响。在回注井、注水管线发生泄漏事故时，回注水可能进入地下水及土壤环境中造成污染。因此，注水开发过程中末端治理主要是加强环境风险应急管理。

1.强化环境风险管理

生产运行中应实施油田公司建立的HSE管理体系，确保各类注水设施的正常运行。将注水工程纳入油田公司环境风险应急预案中并不断完善风险防范及应急措施，强化应急响应联动机制，保障地下水和土壤环境安全。配备应急物资，定期开展应急演习。

2.风险防范措施

回注水集输管线建设期间，应加强对材料和连接件的质量检查，确保使用合格产品。对管道组对连接处进行严格的质量检验，避免因组对连接问题导致回注水泄漏。在注水开发过程中，应定期对输水管线进行超声波监测，对壁厚不满足设计要求的管段进行更换，避免管道破裂的风险；定期监测截断阀、安全阀等管线安全保护设施，确保管道超压等情况发生时的生产安全，在管道发生破裂时应当及时截断管段上下游，最大限度地减少回注水泄露量，将事故状态下的不利环境降到最低。严禁在管线两侧各5m范围内修筑工程，在管线上方及近旁严禁动土开挖和修建超过管道负荷的建筑物。

定期进行系统性的地层压力测试，通过监测项目确定地层完整性是否良好；定期进行系统性的回注井机械完整性测试，确保回注井正常运行。

3.风险应急措施

回注系统运行过程中如果发现注水量、注水压力或环境质量监测数据出现异常必须及时上报，并进行注水管柱密封检查，必要时进行工程测井，检测套管和管外水泥环状况，发现套损等情况时必须立即停止注水，修复完成后方可重新投入使用。在注水管线发生断裂、泄漏事故时，按照制订好的应急方案进行停泵、关井等操作。应急抢修队根据应急预案规定的程序并结合实际情况进行抢修，做好人员安全防范工作，把事故造成的损失降到最低。回注水泄露后应及时土壤污染治理措施，开展应急监测，如果受回注水影响的土壤中各项污染因子超过相应质量标准限值，应委托有相应处理资质的单位集中收集、处置污染土壤。

4.回注井封井要求

回注井封井时应将地面设施全部拆除，对井口按照《废弃井封井回填技术指南》（试行）进行封井作业，按照要求选择水泥和封井方式，防治回注水在封井后缓慢扩散或泄露对地下水造成污染。