油田新區建設優化簡化措施實踐與探索

大慶油田有限責任公司第八采油廠規劃設計研究所

隨著油田開發的不斷推進，某采油廠近年來新開發油田逐漸出現儲層豐度低、地層滲透率低、油品性質差、地面基建條件差等特點，造成部分低產油田難以實現經濟有效開發[1]。“十三五”以來，按照兼顧地上地下、滿足生產需要、建設投資最省、運行費用最低的原則，堅持以經濟效益為中心，推進觀念創新、技術創新、管理創新，圍繞降低建設投資和運行費用的總體目標，實施新區產能地面建設整體優化簡化。

1 開發建設特點

2020 年，某采油廠將對葡萄花油層落實儲量全部動用，至2020 年底葡萄花油層剩余潛力僅剩余已開發區塊擴邊71口井，“十四五”期間扶余致密油層區塊占開發主導地位。新建產能存在以下特點：

（1）開發對象差，主要表現為“三低一深”。油層滲透率低：扶余油層未開發儲量滲透率主要在0.5×10-3～1.5×10-3μm2，地層對注水水質要求高，需要采用“5.1.1”（含油質量濃度≤5 mg/L、含懸浮物質量濃度≤1 mg/L、懸浮物粒徑中值≤1 μm）水質標準，地面處理工藝復雜。新區儲量豐度低：葡萄花油層儲量為20.7×104t/km2，扶余油層儲量為30.6×104t/km2。單井產量低：單井平均產量低于2.3 t/d，至“十四五”末期，全廠產油量將由199×104t/d 遞減到117.7×104t/d，降低41%。油層深度深：井深多為2 000 m以上。

（2）原油物性差，主要表現為“三高一低”。扶余油層原油黏度高于40 mPa·s，凝固點高于34 ℃，含蠟量高于24%，氣油比低于20 m3/t。

（3）建設環境差。產能建設區塊多處于林地、耕地、魚池、稻田地、泄洪區等地帶，地類復雜，征地費用高，建設難度大。泄洪區內產能需要按照防洪標準建設，安全環保要求高，增大了建設難度，增加了工程建設投資。

（4）地面依托條件差。產能建設區塊分布偏遠、零散，遠離已建地面系統，依托條件差，集輸半徑大，地面建設難度大。采油廠經過不斷探索和實踐，總結葡萄花油層建設經驗，從優化技術和做法兩方面開展科研攻關和現場應用，不斷優化簡化地面工藝。

2 優化技術研究

根據采油廠生產實際需要，結合開發特點和地面條件，重點開展三項技術研究[2]：“叢”即采用叢式井布井方式，降低地面投資；“混”即采用摻水混輸技術，擴大集油半徑，簡化工藝流程；“橇”即采用橇裝數字化工藝建設偏遠零散區塊，保障新區產能經濟有效開發。“十三五”以來，年均節省地面建設投資6 000萬元以上。

2.1 大井叢布井

該采油廠深化布井研究，自2004 年起開始應用叢式井，目前共有叢式井6 118 口，占全廠總井數55%，2010年起開展地上地下深度一體化，合理優化地面井位。近3年規模應用大井叢布井，井叢平均轄井數由2010 年3.1 口增加至5.1 口，方便了生產管理，有效降低了地面投資及后期運行成本。為了將布井研究向標準化、精細化推進，重點開展了三項技術研究。

2.1.1 井叢轄井經濟技術分析

通過建立理論布井模型，確定不同水平位移下井叢理論上最大轄井數，結合大慶油田目前常用鉆機所能實現的垂直井深及最大水平位移，確定不同鉆機實際最大轄井數。目前Z50D 鉆機最大水平位移達2 000 m，井叢最大轄井數達145口（表1）。

表1 不同型號鉆機井叢布井情況Tab.1 Well cluster arrangement of different types of drilling rigs

建立單井建設投資及10 年運行費用與平臺井數、水平位移關系曲線。根據理論模擬結果，考慮成本，井叢布井9～25口投資及運行費用最低，如果鉆井投資分別下降20%和40%，井叢最多轄井可達89 口，因為單個井叢轄井越多，投資及后期成本越低。

2.1.2 井場布置優化

為滿足鉆井運行、作業修井等生產需要，著重考慮生產安全及方便管理、減少征地面積，兼顧地面工藝優化進行綜合研究，當井數大于8口時，雙排相對布井征地面積最小，巡回檢查路徑最短（表2）。

2.1.3 井叢地面工藝優化

常規集油環轄井5口，平均單井摻水量0.5 m3/h，若大于10口井，平均單井摻水量下降至0.35 m3/h，耗氣下降30%，因此集油環轄井數越多，后期運行成本越低（表3）。

扶余油層大規模壓裂投產初期產量高，遞減速度快，穩定期短，采用單摻水雙回油的集輸方式[3]，系統適應性強，后期運行成本低（表4）。

表2 不同井叢布置下征地面積對比Tab.2 Comparison of land expropriation area under different well cluster arrangement

表3 地面集輸工藝參數界限Tab.3 Boundary of surface gathering and transportation process parameters

2.2 摻水混輸技術

采油廠待開發區塊多為偏遠零散區塊，距離已建系統較遠，周邊地面已建系統依托性差。若集中建站，建設投資大，經濟有效動用困難；若以集油閥組間投產，采用常規環狀摻水集油工藝建設，存在站間跨度大、集油半徑長、溫降壓降大等問題，無法滿足正常生產[4]。以永樂油田臺B 地區為例，探索摻水混輸數字化技術，簡化工藝流程，為類似區塊的輸油工藝提供可借鑒經驗。

臺B 地區總體規劃基建油水井283 口，其中油井201 口、注水井82 口，分2016 年、2018 年、2020 年三年實施。區塊分布零散，主要分布在庫里泡水庫的東南部，區域被古庫排干渠及支干渠劃分為三部分，東西寬6.1 km，南北長6.5 km，區塊總含油面積36 km2。區域內地面高程自西北向東南逐漸降低，地面標高-1.3 m，整體地勢低洼，位于庫里泡泄洪區內，區域中心距已建轉油站7.65 km。針對區塊特點，具體開展了以下優化簡化措施：

（1）油氣混輸，區域轉油。將偏遠零散區塊視為區塊擴邊，將獨立建站轉化為集油增壓閥組間，將臺B地區的油、氣、水多相介質混輸至已建轉油站處理，少建轉油站1 座，少建小隊點1 座，充分利用已建設備能力，減少新建工程量，簡化工藝流程，集油半徑由常規摻水工藝的10 km 擴大至15 km。

（2）無人值守，集中監控。以已建轉油站為監控中心，實現臺B地區井、間、站的生產參數和設備運行數據的自動采集匯總，實時監控生產設施，及時進行工況分析，提高運行時率；優化生產管理方式與組織結構，提高工作效率，降低勞動強度；提供數據支持，及時發現問題并調整運行方式，實現節能降耗與科學決策。

（3）統籌規劃，區域排水。取消電泵井場標準化設計中原放置控制柜的井口房，改為水泥桿結合高架平臺形式安裝的井場控制柜；針對低洼地優化道路設計，升級路面標準并增加護坡，管道沿路肩敷設并留有巡檢路，井排路加設涵洞；井排路旁建設集水渠道，將區塊積水引入已建排澇站南側，利用排澇站將積水提升后排除。針對區域地勢特點優化設計，避免淹地、阻水糾紛，方便生產管理，遭遇20年一遇的洪水時也能滿足油田排水標準。

通過推行摻水混輸數字化技術，與新建站相比，臺B地區節省建設投資988萬元，年節省運行成本120萬元，減少勞動用工36人（表5）。

2.3 橇裝一體化

針對肇州油田州C區塊距離已建系統較遠，周邊無已建系統依托的注水井，采用橇裝一體化集成裝置，減少新建工程量，結合數字化工藝實現無人值守，為類似區塊的供注水工藝提供可借鑒經驗[5]。

州C區塊新建肇3-8配水間1座，管轄注水井6口，距離最近的1 號注水站12 km，已超過2 km 的經濟注水半徑，若依托1 號注水站，注水干線較長，管道壓力損失較大，長距離輸送易造成水質二次污染。為降低建設投資，按照就近建設供注水工藝思路，編制了就近建設供注水站場和就近建設供注水一體化裝置2套方案并開展對比研究。通過對比，新建集成度高、自動化程度高的橇裝一體化裝置，將兩級過濾→凈化水儲罐→注水泵這三個工藝階段合并成一體化集成裝置[6]，避免了工藝設備分散建設，少建注水站1座，建設周期短，降低了建設投資，且易于搬遷，能更好地適應后期開發變化。

表4 三種集輸工藝經濟對比Tab.4 Economic comparison of three gathering and transportation processes

表5 不同建設方案對比Tab.5 Comparison of different construction schemes

與新建站方案相比，橇裝建設方案節省建設投資421萬元，年節省運行成本67萬元，減少勞動用工6人（表6）。

表6 不同建設方案投資對比Tab.6 Comparison of investment in different construction schemes

3 致密油區塊地面建設優化簡化

永樂油田源D區塊扶余油層產能建設工程規劃基建油井52口，建成產能6.29×104t，單井產量遞減率25%。區塊中心距離2號轉油站15.2 km，集油半徑近20 km，區塊中部為安肇新河，東臨大廣高速。開展經濟預評價的結果表明，內部收益率僅為-0.5%，低于6%的行業標準，具有遞減快、依托差、建設難度大、效益差的典型致密油區塊特點。因此以源D示范區為例開展優化簡化工作，總投資下降了1.4億元，實現內部收益率6%的效益建產目標，為致密油經濟有效動用提供了可借鑒的思路。

3.1 地面建設模式

針對源D區塊一體化方案評價結果，編制了三套地面建設模式方案，論證其經濟可行性。方案一是站外采取環狀摻水工藝，油氣混輸至2號轉油站處理；方案二是站外采取電熱集油工藝，油氣混輸至2號轉油站處理；方案三是站外采取環狀摻水工藝[7]，就近搭接至頭臺油田源D轉油站。

為實現偏遠低品位儲量經濟有效動用，地面系統打破廠界限制，采取就近搭接頭臺油田已建系統的方式建設源D區塊，與輸至2號轉油站相比，節省建設投資近2 000萬元。

3.2 壓裂返排液單獨處理

致密油開發需采取大規模壓裂措施，前期壓裂返排液量大，每天在200 t 左右。由于壓裂返排液組成十分復雜，具有高穩定性、高黏度、懸浮物含量高等特點，這些化學物質進入聯合站影響脫水效果，因此在站外新建壓裂返排液處理工藝。

新建廢壓裂液回收池，將壓裂返排液拉運至新建的回收池中進行沉降，新建氧化—氣浮—混凝—過濾為主的處理工藝，處理后污水達到“20.20”標準，就近輸至污水站進一步處理。

3.3 先拉后輸集油工藝

致密油區塊采取先拉后輸集油工藝[8]。根據開發預測，致密油大規模壓裂后投產初期液量為正常生產時的2～10倍，在同樣集輸半徑下，需增大1～2級管徑，每公里增加工程費用2.5～4.5萬元。因此結合生產經驗，確定了先拉后輸的集油工藝，初期采用多功能儲油裝置拉油的臨時生產流程，待液量降至預測產量后，再進入地面系統處理，受開發變化影響小，符合滾動開發需求。2019 年扶余油層產能項目中共設計拉油罐35 座，其中新建28 座，改造現有拉油罐7座。

3.4 鋪設管排路保鉆井

采油廠區塊地勢低洼，鉆機及壓裂車組運行均需要墊土才能保證通行，惡劣天氣下需不停地保通墊土，嚴重影響鉆井和壓裂運行。因此在鉆井初期，現場應用快速鋪筑油管管排路進行保通的運行方式[9]。主要有以下優點：①現場保通運行方式靈活；②可滿足鉆機和壓裂車組快速通行要求，不影響搬家周期；③廢舊油管可以重復利用。因此，針對滾動開發的致密油區塊，管排保通道路有更強的靈活性、快速性，后期生產運行再修建相應標準道路。

3.5 一體化產能運行組織提效率

為推動產能建設的提質提速，采油廠成立以廠主要領導為組長的一體化運行領導小組，細化各單位部門的主要職責和責任人，打破各自為戰的局面[10]。按照超前組織、打破常規、化整為零、逐塊推進的運行思路，以新井產量為目標，建立產量倒逼機制，推進各環節的工作，保證做到環環相扣，無縫銜接。明確設計、鉆關、環評、征地、鉆井、備料、基建、壓裂、射孔九條主線及35 個重點節點的目標時限，時間細化到旬，責任落實到人。通過一體化產能運行組織，最大限度提高工作效率。

4 結論

實踐證明，“叢、混、橇”技術的應用，既實現了降低建設投資和運行費用的目標，又較好地滿足了油田開發需要。

（1）井叢布井9～25 口投資及運行費用最低；當井數大于8 口時，雙排相對布井征地面積最小，巡回檢查路徑最短；集油環轄井數越多，后期運行成本越低；針對初期液量高、遞減快的井叢，采用單摻水雙回油的集輸方式，系統適應性強，后期運行成本低；采用大井叢布井優化評價模型，可有效降低建設投資。

（2）混輸數字化工藝，擴大集油半徑，簡化集輸系統站內流程，減少勞動用工，為邊際低產及環境敏感油田區塊的開發，提供了有效的經濟開發模式。

（3）橇裝數字化工藝，可擴大注水半徑，減少新建工程量，縮短建設周期，可循環利用，滿足偏遠零散區塊注水開發需求。

下一步針對扶余油層致密油區塊，以降低全生命周期成本為目標，進一步發揮地上地下一體化運行的優勢，深化布井研究，統籌規劃地面布局，實現低品位區塊經濟有效動用。