大慶外圍低滲透油田非常規開發效益建產地面建設路線探索

夏蓉 王慶偉 曹萬巖（大慶油田設計院有限公司）

大慶低滲透油田是指相對于長垣老區，油藏滲透率普遍低于100 mD的外圍區塊，也是大慶油田的重要組成部分。自1982年杏西油田開發建設以來，大慶外圍已相繼開發建設了33個油田，截至2021年底，年產油量達到了600×104t以上，是實現大慶油田持續穩產3 000×104t的重要保障。

近些年，為確保低滲透油田效益建產，大慶外圍采用多種與常規水驅開發不同的非常規開發方式，主要有稠油、致密油開發。稠油是指溫度在50℃時，動力黏度大于400 mPa·s，且溫度為20℃時，密度大于0.916 1 g/cm3的原油，按黏度大小可分為普通稠油、特稠油、超稠油。大慶外圍油田稠油主要采用蒸汽吞吐開采方式[1]。

致密油是指一種蘊藏在低滲透油層，以吸附或游離態存在于生油巖中，緊挨著致密砂巖且未經大規模長距離位移的石油聚集，滲透率平均小于0.1 mD，大慶外圍油田致密油主要采用大規模壓裂、彈性開采方式[2]。

文中針對大慶外圍低滲透油田的特點，分析面臨的開發形勢，為保證外圍油田效益建產，快速、高效、節省投資，通過對典型區塊地面工藝技術的探索研究，總結取得的認識，提出下步攻關方向。

1 開發現狀

1）油區分布零散，無法相互依托。大慶外圍低滲透油田單個油區跨度大，各類油田區塊距離遠，無法相互依托，整體開發效益差。

2）地面環境復雜，工程建設困難。外圍油田區域內地面環境復雜，區域內自然保護區、漁場、鄉鎮等，給產能地面工程建設帶來一定的困難，需統籌考慮敏感區域、征地難度、道路規劃走向及標準等。

3）多種開發方式并存，開發難度較大。多種開發方式并存，分別有常規水驅開發、稠油開發及致密油開發[3]，油品物性差異較大，不同開發方式區塊原油物性見表1。

表1 不同開發方式區塊原油物性Tab.1 Physical properties of crude oil in blocks with different development modes

4）大規模壓裂，產量波動大。致密油開發采用大規模壓裂，初期油井產液量較高，產液波動大，對集油系統影響較大。

2 地面工程效益建產技術路線

2.1 針對不同的開發方式，制定不同的技術路線

1）稠油區塊技術路線鑒于稠油黏度較高，采用前端加熱提溫，后段摻稀沉降的方式進行降黏，改善集輸及處理難度。考慮到稠油開發區塊的集油相關參數與稀油有所不同，通過現場取樣，對析蠟點進行測試，同時依據原油黏溫曲線，優選集輸和拉運的設計參數，降低管道結蠟發生堵塞的概率及油井井口回壓。為確保后段油水處理效果，通過現場取樣、室內實驗加藥量、處理溫度及摻稀比等方法進行對比分析，確定熱化學脫水及摻混后電化學脫水的運行參數，結合現場生產實際，選擇合理的脫水方式。

2）致密油區塊技術路線由于開發區塊分散，系統布局時，充分利用已建設施，就近接入已建系統，主體、配套系統建設均采用現場成熟可靠工藝，滿足開發需求同時確保生產運行穩定。地面系統工藝貫徹“站場工藝簡化、管網路由優化”思想，按標準化、模塊化、橇裝化、數字化進行設計，以利于項目快速建成投產。鑒于油井壓裂后初期排液量較大，此階段油井返排液（采出液）成分復雜，液量波動較大，在產量穩定前暫不接入集油系統，以油井返排液預處理一體化集成裝置作為產液儲存、裝車主要生產裝置，進行拉運生產，同時返排液預處理一體化集成裝置考慮循環使用，充分利用資產。

2.2 優化布局，簡化工藝，控投資降成本

1）稠油區塊。多方案比選，合理確定實施方案根據工程適應性與實際情況，采用多方案比選，簡化工藝，在方案中新老井統籌考慮，優化區塊整體系統布局，優選站外集油系統與站內處理工藝，節省投資[4]。

如“來94區塊產能建設”中，集油系統簡化集油工藝，經過方案比選，油井產液采用“井口升溫、沿程電加熱管道維溫”的方式集輸，集中拉油點轄井按照集油半徑小于或等于3 km布局，井口電加熱器設置按照加熱至60℃考慮。對注汽系統設置移動或固定注汽點進行比選，確定區塊采用移動注汽方式進行開采；比選優化注汽半徑，按井位區域分布，合理配置注汽鍋爐，優化注汽半徑。鍋爐選擇按注1口水平井，或同時注2口直井規模配置。鍋爐選擇為11.5 t/h車載式注汽鍋爐3套。注汽半徑按2.5 km控制。注汽點燃料系統編制2套方案，優選方案后，蒸汽注入費用下降約200元/t。

站場合并建設，方便生產管控。新建站場盡量采用合并建設，節約占地，同時方便生產管理。如“來94區塊產能建設”中，集油系統油井產液采用“井口升溫、沿程電加熱管道維溫”的方式集輸，就近建集中拉油；注汽系統設置移動注汽點，采油車載注汽鍋爐移動注汽；方案中注汽點、拉油點及水源井合并建設，節約占地及道路建設，節省投資，方便生產管控。

在保證生產運行需求的前提下，適當降低道路建設標準。按照優化原則，通過路由優化、建筑垃圾資源化、優化道路標準、取消橋梁加固等多種方式減少道路建設工程量。如“來94區塊產能建設”中，對道路建設標準進行了優化：一是應建路面寬4 m長度11.5 km瀝青砼路改為砂石路，降低標準后投資由1 265萬元降低至792萬元，投資減少473萬元；二是應建路面寬3.5 m長度4 km稻田地瀝青砼路調整為砂石路，降低標準后投資由680萬元降低至494萬元，投資減少186萬元。

2）致密油區塊。多方案比選，合理確定實施方案。如“塔21-4區塊產能建設”中，進行多方案比選，站外系統通過比選集中拉油、電加熱集油、環狀摻水流程，布局上比選油氣混輸與分輸工藝（表2），另外，新老井統籌考慮，進行區域系統優化，將區域內已建4個拉油點所轄66口拉油井接入系統，實現密閉集油，實現年集氣308×104m3，年節省運行費用184.13萬元。充分利用已建系統能力，提高區塊綜合開發效益。由于開發區塊分散，系統布局時，充分利用已建設施，就近接入已建系統，充分利用已建轉油站油氣分離能力、脫水站脫水能力及污水站污水處理能力，主體、配套系統建設均采用現場成熟可靠工藝，滿足開發需求同時確保生產運行穩定。

表2 布局方案比選結果統計對比情況Tab.2 Statistical comparison of the results of layout schemes comparison

如“塔21-4區塊產能建設”中，區域內16口油井就近掛接已建塔一轉及塔二轉集油系統，與新建系統相比節省管道5.8 km，節省投資120萬元；另外，含水油輸至已建龍一聯脫水站處理，充分利用該站已建剩余能力，利用油氣分離能力704 t/d，脫水能力290 t/d，污水處理能力300 t/d，節省投資約450萬元。

依托叢式布井，合理布置管廊帶。外圍油田建設區域地勢起伏較大（高程差最大8 m），稻田、葦塘、水泡子等特殊地類較多，工程管道及配電線路無法直線敷設，因此可依托叢式布井，管道及配電線路沿路肩集中建設管廊帶。

如“塔21-4區塊產能建設”中，針對區域內油井分布較為分散，部分井位于水泡子、農田等敏感地類，建設投資高，環保風險大等情況，基建的102口井采用叢式井方式建設，減少井位點，遠離敏感區，102口井形成24座平臺，依托叢式布井，管道及配電線路沿路肩集中建設管廊帶，少建集油管道18.6 km、供電線路10.6 km、道路11.7 km，節省投資1 036.8萬元；節約永久占地54.98×104m2。

2.3 標準化設計、模塊化建設，助力快速高效建產

大慶油田稠油及致密油區塊均采用標準化設計、模塊化建設。

1）小型站場采用標準化設計、橇裝化建設。油、水井場、集油閥組間、配水間等小型站場建設數量大、重復性強、工藝相對簡單，采用整體標準化設計、橇裝化建設，保障系統工程先建先投[5]。

2）應用一體化集成裝置，橇裝建站。外圍油田零散單井或集中拉油采用“九合一”裝置，該裝置具備密閉儲油氣功能、天然氣回收利用功能、計量直讀功能、原油自加溫功能等，分離出的伴生氣可用于“九合一”裝置自耗升溫[6]。

鑒于油井壓裂后初期排液量較大，此階段油井返排液（采出液）成分復雜，液量波動較大，在產量穩定前暫不接入集油系統，以油井返排液預處理一體化集成裝置作為產液儲存、裝車主要生產裝置，進行拉運生產，同時返排液預處理一體化集成裝置考慮循環使用，充分利用資產[7]。

應用橇裝集成技術，可簡化地面工藝，實現快速建站、重復利用，降低投資[8]。

在大慶外圍“四合一”裝置的基礎上進一步集成創新，研發了采出液一體化集成處理裝置，即原油加熱、分離、沉降、緩沖、天然氣除油、干燥六項功能于一體的集成裝置“六合一”，使站內流程進一步簡化，提高設備處理效率，滿足零散小型化、依托條件差、處理規模小的外圍油田區塊的開發建設需要，實現轉油站工藝設備高度集成化和撬裝化。

研發六合一裝置后，將合一裝置橇、外輸摻水橇、加藥橇和電控信橇4橇合一，組合成小型橇裝轉油站，適于外圍零散小區塊，可縮短工期，實現快速建站、組合搬遷、重復利用，相對常規轉油站可節約投資300萬元左右。

如“塔21-4區塊產能建設”中，新建的塔三轉油站首次應用高度集成化橇裝裝置“六合一”，既可滿足快速建產需求又可最大程度減少占地、降低投資，同時，應用了“橇裝建站”模式，以最優方式解決致密油區塊大規模壓裂、初期產量高的問題。

小型橇裝注水水質站可實現地下水“就地處理、就地回注”，能夠較好的適應外圍油田滾動開發。具有體積小、占地面積小、運行費用低、便于安裝和移動的特點。“十三五”期間，采油九廠在塔87、塔35等區塊共應用小型橇裝注水水質站13套，設計規模為40～420 m3/d，目前均運行良好。

3 結論

1）優化、完善集油工藝。雖然拉油工藝及電加熱集油工藝在“十三五”期間應用較廣泛，但現場實際應用中還存在問題，如VOCs治理對拉油工藝井場氣體排放的限制；電加熱集油工藝也存在耗電高、維修費用高等問題。

2）完善稠油處理工藝，持續優化方案。進一步調查了解國內外稠油油田地面工藝技術水平、適應條件，跟蹤稠油區塊生產運行情況，總結稠油油田在注采、集輸、脫水、污水處理等方面成熟的工藝流程和技術界限;進一步研究規模建產情況下，集中建設橇裝站，實現油水就地處理，污水處理后就地回用;進一步探索注氣系統租用注汽設施的可行性[9]。

3）完善含壓裂返排液的采出液處理工藝參數。投產初期壓裂返排液液量不穩定、成分復雜，若短時大量進入地面系統，容易對電脫水以及污水處理系統造成沖擊[10]。將繼續研究其對系統的影響，完善電脫水、污水處理工藝，更好的適應生產。