董晶颢，田 禹，熊 晔

(1.哈尔滨工业大学城市水资源与水环境国家重点实验室，哈尔滨150090，djinghao@126.com; 2.哈尔滨理工大学化学与环境工程学院，哈尔滨150040)

特低渗透油层的开发具有单井产量低、油藏丰度低、油层的连通性差的特点，因此，作为难采油藏之一，虽然具有较大的地质储量，但由于开发效益差的原因，这部分原油地质储量一直没有得到有效动用［1］.

近年来，随着各国对原油需求量的不断增加，国际原油价格的不断攀升以及特低渗透油藏开发技术的不断进步，原来不能实现有效开发的特低渗透油藏正在开发之中.据资料分析:目前，在大庆油田未开采的原油储量中，特低渗透油层的储量约为1.4×108t，约占未开采量的37%，实现该部分油藏的有效开发，已成为大庆油田确保原油产量的重要措施之一.

特低渗透油藏的开发，给油田地面工程提出了新的技术问题，其主要集中在含油污水的处理方面，由于油藏的渗透率低，因此，对回注水的水质要求大幅度提高［2］，水质指标由原来的低渗透层的“8、3、2”(含油量≤8 mg/L、悬浮固体含量≤3 mg/L、悬浮固体颗粒粒径中值≤2 μm)提高到“5、1、1”(含油量≤5 mg/L、悬浮固体含量≤1 mg/L、悬浮固体颗粒粒径中值≤1 μm)［3］，常规的低渗透油田采出污水处理工艺难以满足该种水质处理要求［4－8］.

1 研究材料及工艺

1.1 废水来源及水质

以大庆油田外围特低渗透油田采出水为研究对象.采出水含油量平均值为280.4 mg/L，悬浮固体含量为383 mg/L，CODCr为1124 mg/L，平均温度为40℃，pH值为8.15.

1.2 工艺流程

1.2.1 物理化学法处理工艺流程

图1所示流程为常规的低渗透油田采出水处理工艺，处理规模为20 m3/h.特低渗透油田采出水沉降后，出水投加混凝剂聚合氯化铝(PAC)，气浮后经紫外灯照射杀菌，然后经过粗滤和精滤，滤料分别采用海绿石，磁铁矿，最后经过中空纤维超滤膜(PVDF)超滤后回注地下.整个处理流程采用“物理+物化”的处理方法.

图1 物理化学法处理特低渗透油田采出水工艺流程

1.2.2 生物法处理工艺流程

实验室采用混凝－MBR工艺处理特低渗透油田采出水，如图2所示.采出水首先通入混凝反应器，投加混凝剂Al2(SO4)3一定时间后，取其上清液进入MBR反应器.MBR反应器主要由载有填料的好氧生物反应器和膜组件两部分组成.经过好氧生物反应处理后的上清液通过蠕动泵抽吸作用进入膜组件，在膜组件透过液出口同样利用恒流蠕动泵抽吸出透过液，而浓缩液则从浓缩液出口回流至好氧生物反应器.

MBR工艺的操作条件:不改变油田采出水温度、pH，曝气强度选择25.2 L/min，曝气时间为6 h，对于污泥浓度则要求不大，进水压力为0.07 MPa，透过液出口压力为0.06 MPa.

图2 生物法处理特低渗透油田采出水工艺流程

2 结果与讨论

2.1 物理化学法处理效果

表1为采出水物理化学法处理工艺水质分析结果.物理化学法对于油的去除效果较好，能够满足回注水水质指标(含油量≤5 mg/L)［3］，但是悬浮固体的去除效果则很不理想.另外从各处理阶段来看，过滤出水不稳定，分析认为由于该工艺为物化处理，对其中的溶解物、微生物等的去除都没有涉及到，而这些因素恰恰是导致水质不稳定的潜在因素，同时也影响着悬浮固体的产生.

通过气相色谱/质谱联用仪，对采出水进行了有机物分析.采出水中共含有108余种有机物，其中，峰面积(峰高)较大的有机物66种，包括:脂肪烃45种(正烷烃30种(C11～C40)，支链烷烃和环烷烃15种)，胺类7种，苯、苯酚、萘、蒽等环状化合物9种，含硫化合物5种.这些有机物质主要为原油组分及采油过程中投加的化学助剂［9－11］.

脂肪烃类化合物作为微生物生长的主要营养物，很容易被微生物降解和利用.苯和萘亦能有效地被微生物降解，且对降解它们的微生物进行驯化也比较容易［12］.因此，采出水中的大部分有机物可通过生物法进行去除，这样不仅能保证水质的稳定，而且能够避免因更多化学助剂的投入而带来的副反应.

2.2 生物法处理效果

2.2.1 含油量的去除

石油类有机污染物是油田采出水的主要污染成分，也是重要的控制指标之一.回注水中含油量过高，会使硫酸盐还原菌、铁细菌等微生物滋生，造成管道腐蚀，并且会堵塞岩石孔隙.本实验中采出水含油量为260～330 mg/L，经过混凝处理后，含油量大大降低，可达到50 mg/L左右.经过MBR处理后的出水，含油量<3 mg/L，低于特低渗透油层回注水中含油量的指标(如图3所示).可见MBR工艺对含油量的去除非常有效.另外，对于透过液再采用0.45 μm的滤膜过滤后测定其含油量，数值变化不大，可见透过液中油大部分属于溶解油.

图3 生物法对含油量的去除效果

2.2.2 悬浮固体的去除

悬浮固体的去除是特低渗透油田采出水回注的关键［2］，也是本实验的重点考察指标.油田采出水悬浮固体(SS)含量为300～400 mg/L.由图4可以看到，经过混凝法处理后SS有了大幅度的降低(50 mg/L左右).MBR工艺出水悬浮固体含量基本控制在1 mg/L以下，且出水SS稳定，去除率可达到99%.可见，MBR工艺不但能够有效截留采出水中的固体悬浮物，同时能够充分降解水中的溶解性固体，从而使得系统能够保持稳定运行，出水满足特低渗透油层回注水对于悬浮固体含量的严格要求.

图4 生物法对SS的去除效果

2.2.3 悬浮固体粒径中值的变化

特低渗透油层渗透率较低(渗透率为(1～0.5)×10－3μm2)［1，13］，因此对于悬浮固体的粒径中值要求也就较为严格.图5为整个工艺各阶段的粒径中值.由实验结果可知，油田采出水的悬浮固体粒径中值为3.7～5.0 μm.经过混凝处理后，其粒径中值明显减小，部分时候可以达标(低于1 μm)，但并不能保证混凝出水粒径中值稳定在1 μm以下.经过MBR的进一步处理，粒径中值稳定控制在0.3 μm左右，远远低于特低渗透油层对回注水粒径中值的要求，从而保证了MBR出水回注地层后，不会堵塞岩石的空隙，也有利于进一步提高油田的开采效率.

图5 生物法对粒径中值的处理效果

2.2.4 CODCr的去除

在对油田采出水物理化学工艺进行水质分析时发现，处理后达标的出水放置一段时间后会变绿，导致色度升高.通过分析，认为这可能与水中含有的胶体及溶解性杂质有关.由于水中某些金属离子与无机分子及有机化合物发生反应，从而形成有色的金属盐及络合物.而这些作为CODCr贡献者的溶解性物质的处理却是在常规物理及物化处理工艺中被忽视的.

由图 6可知采出水 CODCr含量为 900～1 200 mg/L，在经过混凝和MBR处理后，其浓度降至约为50 mg/L，这部分CODCr主要是为水中溶解性原油，以及水溶性有机物和少量还原性离子.

3 结论

1)常规的物理化学法处理特低渗透油田采出水，含油量的去除可以满足回注水要求，但悬浮固体的去除效果很不理想，且系统运行不稳定.

2)气相色谱/质谱分析结果表明，采出水中的大部分有机物可生物降解.生物法的采用不仅能保证回注水水质的稳定，而且能够避免因添加化学助剂而带来的二次污染.

3)采用混凝－MBR工艺对特低渗透油田采出水进行处理，回注水能够满足《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》(SY/T 5329－1994)的要求，出水水质稳定.

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