外圍非常規(guī)油產(chǎn)能區(qū)塊效益建產(chǎn)的實踐與認(rèn)識

李福章 劉玉凱 魏鵬

1大慶油田有限責(zé)任公司第九采油廠

2中國石油集團(tuán)渤海鉆探工程有限公司第四鉆井分公司

“十三五”以來，按照大慶油田公司對致密油、稠油等非常規(guī)原油產(chǎn)能效益建產(chǎn)的指示要求，大慶油田第九采油廠加快了非常規(guī)油產(chǎn)能區(qū)塊的建設(shè)步伐。依據(jù)“解放思想、大膽實踐、創(chuàng)新管理、完善機制”的指導(dǎo)思想，共新開發(fā)致密油區(qū)塊6個，建設(shè)油井476 口，新開發(fā)稠油區(qū)塊3 個，建設(shè)油井209 口，開辟了龍西塔21-4 區(qū)塊致密油開發(fā)示范區(qū)及西部斜坡來94 區(qū)塊稠油開發(fā)示范區(qū)。通過技術(shù)創(chuàng)新、機制創(chuàng)新、組織創(chuàng)新，實施低成本開發(fā)，實現(xiàn)效益最大化。

1 地面建設(shè)面臨的主要問題

塔21-4 致密油示范區(qū)于2018 年開發(fā)建設(shè)，與常規(guī)油田開發(fā)相比，采用大規(guī)模壓裂技術(shù)，具有單井投資大、初期產(chǎn)液高、產(chǎn)量遞減快的特點。投產(chǎn)初期產(chǎn)液量達(dá)42 t/d，產(chǎn)油量15 t/d，第2 年產(chǎn)液量下降至4.6 t/d，產(chǎn)油量3.2 t/d，且塔21-4 區(qū)塊井區(qū)跨度大，東西距離12 km，分布狹長，井位多位于湖泊邊緣地區(qū)，地類低洼，環(huán)境溫度低，最大凍土深度2.3 m，加大了地面集輸規(guī)劃設(shè)計難度，按常規(guī)模式建設(shè)，區(qū)塊經(jīng)濟(jì)效益差，難以有效動用。

來94 稠油區(qū)塊位于齊齊哈爾市境內(nèi)，于2020年開發(fā)建設(shè)，井位分布零散，呈多點分布，油區(qū)跨度大，南北距離19 km、東西距離13 km，距離最近的龍一聯(lián)卸油點130 km，無系統(tǒng)依托。井區(qū)中部有雙嫩高速、齊平鐵路貫穿，地面條件復(fù)雜。由于初期采用天然能量開發(fā)，產(chǎn)量遞減快，后期采用蒸汽吞吐開采，建設(shè)投資及運行成本高。同時，來94 稠油區(qū)塊產(chǎn)液原油物性差，50 ℃條件下黏度為104 mPa·s、密度為0.903 g/cm3、氣油比低，僅為4.5 m3/t，目前已建原油脫水工藝難以滿足稠油處理需求。

2 三優(yōu)一簡技術(shù)的應(yīng)用

塔21-4 區(qū)塊實施站場一體化布局[1]，稠油區(qū)塊統(tǒng)籌考慮系統(tǒng)建設(shè)，通過“三優(yōu)一簡”“市場化運作”等措施[2]，實施低成本開發(fā)，實現(xiàn)效益最大化，共減少投資1.24 億元，內(nèi)部收益率平均提高4.3%，使得非常規(guī)油區(qū)塊得以有效動用。

2.1 優(yōu)化站場建設(shè)，滿足滾動開發(fā)需求

龍西地區(qū)塔21-4 區(qū)塊共基建油井314 口，分三期建設(shè)，其中一期174 口，二期40 口，三期100口。一期新建塔二轉(zhuǎn)油站1 座，站外集油系統(tǒng)采用樹狀電加熱集輸工藝，在有效降低建設(shè)投資的同時，實現(xiàn)快速建產(chǎn)；二期油井屬一期外擴(kuò)加密區(qū)塊，就近掛接已建系統(tǒng)，新擴(kuò)建拉油點，優(yōu)化已建站場建設(shè)規(guī)模；三期在井區(qū)中心新建塔三轉(zhuǎn)油站1座，實現(xiàn)周邊前期建設(shè)零散拉油點并入塔三轉(zhuǎn)站外集油系統(tǒng)，同時優(yōu)化井站布局。為滿足致密油油藏開發(fā)特性，形成了先井后站、先拉后輸、集中建站的滾動建設(shè)方式。

2.1.1 先井后站，優(yōu)化建站規(guī)模

結(jié)合致密油油藏開發(fā)初期產(chǎn)液量高、后期遞減快的規(guī)律，前期采用“儲罐接液+罐車?yán)\”，保障高產(chǎn)液情況下的順利投產(chǎn)，后期采用集中建站管輸?shù)臐L動開發(fā)方式建設(shè)。同時根據(jù)次高年穩(wěn)定產(chǎn)量優(yōu)化建站規(guī)模。

（1）優(yōu)化前期投產(chǎn)工程，降低建設(shè)規(guī)模。為保證致密油產(chǎn)能項目順利實施，綜合考慮前期產(chǎn)液量高（投產(chǎn)第1 個月見油后平均產(chǎn)液量為42 t/d，平均產(chǎn)油量為15 t/d），接入集油系統(tǒng)后，對系統(tǒng)沖擊大的情況；同時為有效降低建站規(guī)模，在油井投產(chǎn)初期采用罐車?yán)\的方式進(jìn)行生產(chǎn)。為了保證油井壓后連續(xù)生產(chǎn)，根據(jù)致密油縫網(wǎng)壓裂井產(chǎn)液變化規(guī)律，將初期投產(chǎn)運行劃分為三個階段，將接液、拉運、處理、回注四位一體統(tǒng)籌考慮。日產(chǎn)液量＞30 m3，即高壓高液量階段，采取單井井口接液方式；日產(chǎn)液量在7～30 m3，即低壓較高產(chǎn)量，采取平臺儲油罐集中拉運，橇裝移動式儲油罐使用周期按2 個月循環(huán)使用考慮；日產(chǎn)液量＜7 m3，即低壓較低產(chǎn)量，抽油機進(jìn)入集油管網(wǎng)生產(chǎn)。

（2）提高設(shè)備利舊使用率，降低建設(shè)投資。根據(jù)開發(fā)預(yù)測，單井產(chǎn)液量高峰僅維持1 個月。按照投產(chǎn)安排，7 月份建成的橇裝移動式拉油罐可在9月份投產(chǎn)油井進(jìn)行利用。因此，橇裝移動式拉油罐使用周期按2 個月循環(huán)使用考慮。架罐數(shù)量由75 座減少為55 座，滿足了初期高產(chǎn)液情況下的原油集輸要求。塔21-4 區(qū)塊一期前期投產(chǎn)工程共新建儲罐32 座；二期工程固定拉油點利舊儲罐8 座，前期投產(chǎn)循環(huán)利舊使用5 座；三期前期投產(chǎn)循環(huán)利舊使用8 座。“九合一”綜合利舊使用率75%，降低地面建設(shè)投資1 440 萬元。先井后站的地面建設(shè)方式解決了壓裂返排階段與正常生產(chǎn)液量差別大的矛盾，有效降低油田開發(fā)集中建站規(guī)模，投產(chǎn)前期工程建罐，后續(xù)循環(huán)利舊，提高了橇裝拉油設(shè)備使用率，實現(xiàn)油田滾動高效開發(fā)。

2.1.2 先拉后輸，實現(xiàn)零散區(qū)塊集中建站

在塔21-4 區(qū)塊三期基建過程中，統(tǒng)籌考慮先期建設(shè)的塔32、塔26、塔86、塔9 等拉油點，距離區(qū)域中心在4 km 之內(nèi)，新老井規(guī)劃統(tǒng)籌考慮，進(jìn)行區(qū)域系統(tǒng)優(yōu)化；同時發(fā)揮三期項目整裝區(qū)域優(yōu)勢，在區(qū)域中心建設(shè)轉(zhuǎn)油站1 座，將已建拉油點所轄油井采用摻水與電加熱相結(jié)合的集油工藝，接入新建集油系統(tǒng)，達(dá)到集中建站規(guī)模，實現(xiàn)區(qū)塊滾動開發(fā)。

塔21-4 三期項目建成后共可取消集中拉油點3座，分散拉油點6 座，含40 m3“九合一”20 座、20 m3“九合一”5 座、值班室4 座、旱廁3 座，核減值守人員8 人，實現(xiàn)零散區(qū)塊66 口油井密閉集油、充分回收。利用伴生氣資源解決已建拉油點排放問題，降低了生產(chǎn)管理難度，節(jié)省費用184.13 萬元，其中電費47.68 萬元、拉運費56.45 萬元、人員管理費用80 萬元。

2.1.3 實施調(diào)整，優(yōu)化站場運行

隨著致密油區(qū)塊的持續(xù)擴(kuò)大建設(shè)，一期建設(shè)的塔二轉(zhuǎn)油站剩余能力不足，外輸管道超負(fù)荷運行，塔二轉(zhuǎn)站內(nèi)加熱爐、分離器等設(shè)備均超設(shè)計負(fù)荷。塔二轉(zhuǎn)油站已建設(shè)備能力核實情況見表1。

表1 塔二轉(zhuǎn)油站設(shè)備能力核實Tab.1 Verification of equipment capacity of Ta-2 Oil Transfer Station

從節(jié)省投資角度考慮，并充分利用已建外輸油管道，將塔二液量分兩部分外輸（表2）：一部分含水油通過已建管道外輸，另一部分含水油通過新建管道與剩余氣量混輸至龍一聯(lián)。若新建混輸管道選用DN100 管道，最高外輸壓力達(dá)到7.59 MPa，由表2 可知，選用DN150 管道最高外輸壓力3.01 MPa、設(shè)計壓力4.0 MPa 即可滿足生產(chǎn)需求，因此本次新建混輸管道管徑選用DN150。

表2 塔二轉(zhuǎn)油站輸油混輸計算結(jié)果統(tǒng)計Tab.2 Statistics of oil mixed transportation calculation results of Ta-2 Oil Transfer Station

塔二轉(zhuǎn)油站共擴(kuò)建0.75 MW 真空加熱爐2 臺，油氣分離器1 座。新建塔二轉(zhuǎn)至龍一聯(lián)混輸管線1條，有效解決了塔二外輸管線超負(fù)荷運行的問題，同時使富余天然氣得到回收[3]，避免能源浪費，可減少天然氣排放2.1×104m3/d。

2.2 優(yōu)化系統(tǒng)布局，保障工程有效銜接

來94 區(qū)塊于2021 年開始建設(shè)，目前已部署油井196 口，分兩批實施。共新建拉油點12 座，依托已建拉油點2 座，新建活動注汽點15 座，新建移動注汽鍋爐5 座。根據(jù)稠油開發(fā)特性，形成了集中供氣、相對集中拉油和活動注汽的建設(shè)方式。

2.2.1 優(yōu)化參數(shù)設(shè)置

根據(jù)黏溫曲線（圖1）和析蠟點測試曲線（圖2）可以看出，集輸和拉運溫度均保證在30 ℃以上，同時避免低于析蠟點[4]。測試該區(qū)塊原油析蠟點為22.29 ℃，不同溫度下比熱在0.2（30 ℃）～0.26（145 ℃）J/g·℃。原油黏度隨著溫度的升高下降較快，當(dāng)溫度高于50 ℃時，黏度隨著溫度的升高下降幅度趨于平緩，當(dāng)溫度低于30 ℃時，黏度驟升。

圖1 稠油區(qū)塊原油黏溫測試曲線Fig.1 Viscosity temperature test curve of crude oil in the heavy oil block

圖2 稠油區(qū)塊原油析蠟點測試曲線Fig.2 Wax precipitation point test curve of crude oil in the heavy oil block

通過Pipephase 建模計算（圖3），建立集輸溫度與集輸距離的模擬曲線，優(yōu)選40 ℃集輸溫度，將集油半徑擴(kuò)大至5 000 m，合理布置拉油點，少建設(shè)5 座。

圖3 集輸溫度與集輸距離模擬計算曲線Fig.3 Simulation calculation curve of gathering and transportation temperature and gathering and transportation distance

綜合考慮注汽點、拉油點工藝合建，共用道路及井場共用天然氣管線，減少征地，降低能耗。兩期供氣管道工程統(tǒng)一考慮，一期供氣管線擴(kuò)徑建設(shè)，為二期預(yù)留能力。

2.2.2 優(yōu)選道路路由

根據(jù)區(qū)域內(nèi)道路分布，按照鐵路東部上下分行、鐵路西部就近掛接的思路進(jìn)行規(guī)劃，減少新建跨線橋梁1 座、橋梁加固2 處。同時對生態(tài)紅線、環(huán)保區(qū)域重點關(guān)注，對低效環(huán)線路由進(jìn)行刪減，對較長支線道路進(jìn)行多方案比選，共減少低效環(huán)線12.68 km，減少支線建設(shè)12.12 km，后期通過截彎取直措施優(yōu)化線路5.2 km。

2.2.3 優(yōu)選電力工藝

區(qū)域內(nèi)濕地、稻田地多，單桿單回高壓線路建設(shè)難度大，首次應(yīng)用長距離同電壓等級單桿雙回線路19 km，減少征地面積20%，每千米降低投資7.3萬元。單桿單回與單桿雙回投資對比見表3。

表3 單桿單回與單桿雙回投資對比Tab.3 Comparison of single-pole single-return investment and single-pole double-return investment

將兩期電力系統(tǒng)統(tǒng)籌安排，先期工程搭接農(nóng)網(wǎng)線路，滿足快速投產(chǎn)要求，后期工程新建油田專線，保障供電平穩(wěn)，邊緣井場設(shè)燃油發(fā)電機，減少手續(xù)辦理。

2.2.4 分散拉運，集中處理

針對稠油具有密度大、凝點低、黏度高的特點，現(xiàn)有工藝無法滿足處理需求，需完善龍一聯(lián)稠油處理系統(tǒng)。

（1）稠油熱化學(xué)沉降脫水試驗。實驗室用油樣為來94 區(qū)塊江27 井采出原油，水樣為龍一聯(lián)來液游離水。利用龍一聯(lián)生產(chǎn)用破乳劑，在不同脫水溫度下測試不同含水率原油脫至含水率為0.3%所需的沉降脫水時間。

根據(jù)熱化學(xué)脫水室內(nèi)試驗數(shù)據(jù)結(jié)果，得出以下結(jié)論：①脫水溫度對脫水效果的影響比較明顯。脫水溫度為40 ℃和60 ℃時，破乳劑加藥質(zhì)量濃度為200～500 mg/L，沉降24 h，油中含水率均未達(dá)到0.3%的脫水指標(biāo)；脫水溫度為65 ℃時，破乳劑加藥質(zhì)量濃度為200～400 mg/L，沉降24 h，油中含水率達(dá)到0.5%以下；脫水溫度為70 ℃時，初始含水率為10%的乳狀液在破乳劑加藥質(zhì)量濃度為400 mg/L，沉降24 h 時，油中含水率可達(dá)到0.3%以下；初始含水率為20%的乳狀液在破乳劑加藥質(zhì)量濃度為500 mg/L，沉降24 h 時，油中含水率可達(dá)到0.3%以下。②在本次進(jìn)行的所有熱化學(xué)脫水試驗中，水中含油質(zhì)量濃度都可以達(dá)到1 000 mg/L 以下。③由于該區(qū)塊原油密度較高、黏度較大，只采用熱化學(xué)脫水工藝時脫水難度較大。

（2）稠油室內(nèi)摻混電脫水試驗。實驗室用油樣為來94 區(qū)塊江27 井采出原油，水樣為龍一聯(lián)來液游離水。利用龍一聯(lián)生產(chǎn)用破乳劑，在不同沉降時間、脫水溫度、加藥量情況下，測試不同含水率原油脫至含水率為0.3%所需的一段沉降脫水、二段電化學(xué)脫水所需的溫度及時間。

根據(jù)試驗數(shù)據(jù)及結(jié)論，推薦一段游離水脫除工藝參數(shù)：摻混比例在1∶1～1∶8 范圍內(nèi)，脫水溫度50 ℃，龍一聯(lián)破乳劑加藥質(zhì)量濃度為50 mg/L，沉降30 min；摻混比例為2∶1 時，脫水溫度50 ℃，龍一聯(lián)破乳劑加藥質(zhì)量濃度為50 mg/L，沉降60 min。推薦二段電脫水工藝參數(shù)：處理溫度55 ℃、加電時間30 min。

通過開展室內(nèi)脫水試驗可知：溫度對脫水效果的影響較大，僅采用熱化學(xué)脫水處理難度較大，且為開式流程，增加油氣損耗，加藥量大，運行成本高；電化學(xué)脫水后含水率更易達(dá)標(biāo)，且運行成本相對更低。因此規(guī)劃采用“四合一+電脫水”處理工藝對稠油進(jìn)行集中脫水處理。

2.3 優(yōu)化源頭設(shè)計，有效控制建設(shè)投資

2.3.1 優(yōu)化平臺設(shè)計

在平臺布置階段，以投資效益為界限，地上地下聯(lián)動，優(yōu)選叢式平臺數(shù)量[5]，降低整體投資。通過對平臺井井?dāng)?shù)、鉆井投資、地面建設(shè)投資三個因素進(jìn)行對比分析。

鉆井投資計算模型為

式中：S為鉆井投資，萬元；μi為單位進(jìn)尺費用，萬元；Li為鉆井進(jìn)尺長度，m。

地面投資計算模型為

式中：C為地面投資；C1為集輸管線投資；C3為道路投資；C4為電力線路投資；C5為征地費用。

通過平臺投資模型的建立，以及布井方式投資曲線（圖4）和常規(guī)區(qū)塊平臺井?dāng)?shù)對比分析，確定“一直八斜”的小平臺布井方式。以投資效益為界限，優(yōu)化叢式平臺數(shù)量，在致密油區(qū)塊開展布井優(yōu)化研究，平臺井?dāng)?shù)以不超過9 口為界。致密油平臺布井率為97%，稠油區(qū)塊由于井深淺，井距大，平臺布井率為72%。

圖4 布井方式投資曲線Fig.4 Investment curve of well layout

2.3.2 優(yōu)化電加熱工藝

在致密油區(qū)塊推廣使用集膚電加熱技術(shù)。以塔二轉(zhuǎn)集油系統(tǒng)為例，88 口井距離已建系統(tǒng)較遠(yuǎn)，集油工藝分別按單管環(huán)狀摻水集油、電加熱集油、單管通球進(jìn)行比選。根據(jù)建設(shè)投資及運行費用推薦采用電加熱集油工藝。根據(jù)油井和已建站場分布，采用集膚電加熱技術(shù)形成樹狀集輸管網(wǎng)[6]，集輸管道減少51%，轉(zhuǎn)油站處理規(guī)模減少80%。采用樹狀電加熱集油流程，與摻水流程相比，減少集輸管道67 km，少建站外閥組間4 座，轉(zhuǎn)油站處理規(guī)模減少80%。

針對電加熱集油工藝能耗高的問題，優(yōu)化電加熱功率[7]，在稠油區(qū)塊試驗應(yīng)用20 W/m 集膚電加熱裝置，目前運行良好。

2.3.3 優(yōu)化道路設(shè)計

面對道路里程長、不良地質(zhì)路段多、投資占比高的問題，采用多種手段降低道路投資，優(yōu)化路面結(jié)構(gòu)。將井排道路由55 cm 瀝青砼結(jié)構(gòu)降低為42 cm 砂石路結(jié)構(gòu)，采取線路合建，稻田路段橫斷面加寬，以及管廊帶與電力線路同道路合建的方式，減少征地1.2×104m2；優(yōu)化工程銜接，利用鉆井保通剩余土方及廢方，核減相應(yīng)土方3.6×104m3。以上措施合計節(jié)省投資費用3 655 萬元。

2.4 簡化橇裝工藝，有效控制建設(shè)規(guī)模

（1）建設(shè)橇裝轉(zhuǎn)油站。在塔三轉(zhuǎn)推廣應(yīng)用“六合一”集成裝置，實現(xiàn)轉(zhuǎn)油站工藝設(shè)備高度集成化、橇裝化[8]。與常規(guī)摻水轉(zhuǎn)油站相比，整體用料降低20%，減少占地面積53%。常規(guī)轉(zhuǎn)油站與一體化集成處理裝置建設(shè)情況對比見表4。

表4 “六合一”建設(shè)情況對比Tab.4 Comparison of“six in one”construction status

（2）建設(shè)橇裝注汽站。來94 區(qū)塊應(yīng)用橇裝注汽設(shè)備，引入移動式注汽車組，形成易于搬遷的活動水處理和注汽鍋爐模塊。采用移動注汽設(shè)備，活動注汽管網(wǎng)，根據(jù)注汽周期及參數(shù)，合理選擇鍋爐數(shù)量，共建設(shè)注汽車組5 套、注汽管道12 km，注汽壓力21 MPa，注汽半徑≤2.5 km，注汽能力為11.5 t/h，同時可根據(jù)注汽點轄井?dāng)?shù)量，合理安排注汽順序，保證注汽工作效率。

2.5 市場化商務(wù)運作，提升區(qū)塊開發(fā)效益

充分發(fā)揮市場在資源配置中的優(yōu)勢，面向內(nèi)、外部市場引入競爭機制，選擇服務(wù)方、承包商、供應(yīng)商，同質(zhì)同價優(yōu)先選用局內(nèi)企業(yè)，通過服務(wù)市場化實現(xiàn)效率和效益的最大化。采取五種市場化運作方式（表5）完成110 個經(jīng)營項目商務(wù)運作，實現(xiàn)了降投資目標(biāo)。

表5 市場化運作統(tǒng)計Tab.5 Statistics of market-oriented operation

通過市場化運作，塔21-4 區(qū)塊整體投資10.88億元，平均單井投資625 萬元，對比常規(guī)模式開發(fā)節(jié)省投資5.54 億元，投資降幅達(dá)33.7%（表6）。

表6 節(jié)約投資統(tǒng)計Tab.6 Statistics of saved investment

3 堅持“三個介入”，實現(xiàn)快速建產(chǎn)

為滿足原油上產(chǎn)要求，實施井位勘察超前介入，地上地下一體化聯(lián)動[5]。加強人員組織，自主設(shè)計，主動介入環(huán)評、安評、征地等事宜，實現(xiàn)全周期參與。持續(xù)跟蹤基建施工問題協(xié)調(diào)，后續(xù)投產(chǎn)運行，實現(xiàn)有效介入。通過“三個介入”，促進(jìn)前期工作有序推進(jìn)，實現(xiàn)塔21-4 區(qū)塊開發(fā)首年多產(chǎn)原油0.6×104t，來94 區(qū)塊開發(fā)首年多產(chǎn)原油1.37×104t。

3.1 超前介入，保障鉆井有效運行

（1）井位勘察超前介入。根據(jù)油藏布井資料，通過衛(wèi)星遙感地圖布置叢式平臺，地面、油藏、采油、土地、運行五部門開展聯(lián)合勘察。位于環(huán)保區(qū)域的井位提前取消，影響地面建設(shè)的井位提前調(diào)整，平臺布置滿足鉆井、地面要求；確定道路走向，實現(xiàn)三路合一。

（2）道路保通超前介入。通過各環(huán)節(jié)的緊密配合，有效地提高了工作效率，保證了鉆建工作的開展，平均縮短各工作等待時長18 d。在收到井位坐標(biāo)后第一時間前往現(xiàn)場實地勘察道路選線，對村屯內(nèi)、水泡中、林帶處的井位進(jìn)行初步調(diào)整，并進(jìn)行多方案比選。來94 區(qū)塊跨越三個行政區(qū)，需與多個地方進(jìn)行結(jié)合，為確保協(xié)調(diào)效率，采用現(xiàn)場指定路由，現(xiàn)場確定方案的方式進(jìn)行。針對來94 區(qū)塊地域廣、路線長、支路多的特點，采用多支隊伍協(xié)同測量的方式提高測量速度。同設(shè)計單位、測量單位密切溝通，采用測完一條路、設(shè)計一條路的流水線方式加速設(shè)計流程。由生產(chǎn)運行部組織，設(shè)計、測量、施工、地方多部門實地踏勘聯(lián)合交樁，遇到問題現(xiàn)場解決，減少施工阻力。

3.2 主動介入，多項工作無縫銜接

（1）加強自主設(shè)計（表7），提前編制地面建設(shè)初步方案，保證鉆井、地面環(huán)評同時進(jìn)行；提前繪制油、水、電、路專業(yè)路由圖紙，為土地復(fù)墾方案編制爭取時間；提前設(shè)計前期臨時流程，加快投產(chǎn)進(jìn)程。

表7 自主設(shè)計工作內(nèi)容統(tǒng)計Tab.7 Statistics of work contents of independent design

（2）加強人員組織，選派技術(shù)人員到設(shè)計院參與站場工藝、管網(wǎng)等圖紙設(shè)計。

（3）加強并聯(lián)運行，保證施工圖紙與初步設(shè)計同步進(jìn)行、設(shè)計交底與物資報料同步進(jìn)行。

3.3 有效介入，推進(jìn)項目順利實施

（1）加強技術(shù)保障，成立重點項目工作組，派設(shè)計代表駐扎施工現(xiàn)場，及時解決施工中遇到的問題。跟蹤井?dāng)?shù)、井位調(diào)整情況，積極與設(shè)計人員溝通，協(xié)助調(diào)整施工圖指導(dǎo)施工。

（2）加強服務(wù)協(xié)調(diào)，協(xié)調(diào)供電局以及相關(guān)部門，及時提供技術(shù)規(guī)格書協(xié)助物資報料（表8）。

表8 技術(shù)協(xié)調(diào)工作內(nèi)容統(tǒng)計Tab.8 Statistics of technical coordination work contents

4 取得的認(rèn)識

通過對地面建設(shè)工藝的不斷探索，進(jìn)一步拓展了地面系統(tǒng)投資挖潛空間，滿足了非常規(guī)油開發(fā)建設(shè)需求，取得以下幾點認(rèn)識：

（1）通過站場建設(shè)、系統(tǒng)布局、源頭設(shè)計的技術(shù)優(yōu)化，為非常規(guī)油區(qū)塊的效益建產(chǎn)提供了技術(shù)支撐。

（2）根據(jù)不同區(qū)塊特點，應(yīng)用多種靈活機動的建設(shè)方式，加大投資低、易于利舊的橇裝化設(shè)備使用力度，提高產(chǎn)能區(qū)塊開發(fā)效益，滿足外圍油田滾動開發(fā)建設(shè)需求。

（3）還需繼續(xù)研究和推廣降投資、降成本的新技術(shù)，不斷總結(jié)經(jīng)驗，進(jìn)一步探索適應(yīng)非常規(guī)油的建設(shè)工藝，以滿足不同開發(fā)方式的生產(chǎn)需求。