大慶油田“十四五”期間地面工程助力效益建產技術路線

曹萬巖 陳振新 寇秋渙 夏蓉 邊孝琦

1大慶油田設計研究院有限公司

2大慶油田有限責任公司

經過60 多年的開發，大慶油田地面工程建設經歷了開發上產、高產穩產和產量戰略調整階段。產能建設是油田持續穩產的有序接替，是大慶油田3 000×104t 穩產的重要保障。大慶油田產能建設包括長垣水驅、化學驅和外圍低滲開發等類型。其中，長垣水驅逐漸從優質儲層開發轉向以層系調整、過渡帶加密、邊部外擴及剩余油挖潛和薄差油層開發為主，開發難度大、效益差；化學驅開發從主力一類、二類油層逐漸轉向以二類B 油層為主，儲層總體品質較差，建設投資高、化學劑用量大、開發費用高；外圍低滲油田儲層進一步變差，區塊分布更加零散，常規油豐度低，致密油占比大，稠油需配套熱采，開發難度大，地面依托差，經濟效益達標難[1]。面對油田日趨復雜的開發形勢，地面系統控投資、降成本、高效益建產的難度越來越大，為此，經過不斷探索、積累和總結，近年來，通過實施地上地下一體化優化、系統布局優化、系統剩余能力優化、工藝技術簡化等“三優一簡”技術措施，地面投資及運行成本得到有效控減，為油田效益建產提供了助力。

1 “十三五”期間“三優一簡”技術路線及成果

1.1 地上地下一體化優化

油藏工程、鉆井工程、采油工程、地面工程多方結合，通過對開發和地面統籌考慮，充分利用已建設施，如北一區斷東西塊三元驅產能，通過室內實驗研究，使普通污水配制三元體系的界面張力、穩定性、黏度和驅油效果等性能指標在不同濃度下均不低于深度水配制的體系質量，結合油藏工程，將注入水質“深度污水配制深度污水稀釋”調整為“普通污水配制普通污水稀釋”，調整后實現三元污水就地循環回注，節約投資5 213.4 萬元；通過錯峰開發、建設，有效控制新增規模，如南七～八區產能相鄰5 個區塊的錯峰開發，避免了地面系統注采規模峰谷疊加，少建規模2.5×104t，節約投資9 000 萬元；通過聯合部署叢式井發揮其建設優勢，減少地面建設工程量。同時，地面工程以“集、輸、注”系統為核心，圍繞主體工程對供配電、道路等配套系統同步優化。

1.2 系統布局優化

統籌考慮未來幾年的開發安排，科學優化站場布局，有效縮減新建站數量及規模。主要做法包括：總體規劃、分布實施；少建站，多站場合并建大站，如統籌考慮杏八～九區3 個區塊分年建設的能力和規模，集中建設聯合站1 座，減少2 座，節約投資1.2 億元；打破廠界、區域界線，統籌規劃；利用和依托轉油站已建加熱、分離能力，如在永樂油田源142-源20 區塊產能中，打破廠界，將采油八廠和十廠的58 口井采出液轉入頭臺油田源141 轉油站集中處理，少建中間加熱站4 座、拉油點1 座、通井路7 km，節省投資1 648 萬元。

1.3 系統剩余能力優化

通過多年建設，大慶油田形成了龐大的地面系統，隨著開發方式和產量結構調整，雖有負荷不均衡的現象，但已建能力仍有相互利用的空間。因此，“十三五”以來，通過水驅和化學驅能力相互利用、充分利用已建系統剩余能力進而提高負荷率、盤活已建資產等措施，有效挖潛利用各系統能力229.1×104m3/d，少建站場149 座。

1.4 工藝和新型高效設備簡化

大慶油田進入高含水開發階段后，為滿足開發需求和降低建設投資及運行成本，對地面工程系統不斷總結和研究，在傳統雙管摻水集油、單管環狀摻水集油工藝的基礎上，形成“兩就近”、“三管或五管大井叢”集油工藝。針對聚驅開發注入需求，發展形成“低壓二元、高壓二元”簡化配注工藝、“一泵多井”注入工藝。在原有處理技術基礎上，進一步研發出“翼形板式” 油水分離技術、“大容量脈沖供電+防污染護罩式高壓絕緣吊柱”電脫水器改進技術、“相變加熱爐機械自動清垢”技術、“沉降罐加氣浮”污水處理技術，形成適用于不同開發需求的新型高效處理設備，有效適應了不同形勢下開發需求的不斷變化[2-4]。

1.5 取得成果

“十三五”期間，通過全油田規模化應用“三優一簡”技術措施，少建站場149 座，減少占地33.6 km2，節省投資35.89 億元，年節約運行成本6 300 萬元，在滿足開發生產需求的前提下，有效控制地面建設投資和運行成本。與“十三五”初期相比，產能建設單井地面投資持續降低，由130.7萬元降至“十三五”末期的107.5 萬元，下降幅度達17.8%，地面投資得到有效控制。

2 “十四五”前兩年地面工程多措并舉助力效益建產

“十四五”期間，大慶油田為實現3 000 萬噸高質量原油穩產目標，平均年基建油水井6 000～7 000 口，結合不同區塊的開發特點，通過統籌規劃、深入挖潛、工藝簡化，努力實現“兩零一控減”，即規模零新增、站場零新增，單井投資逐年控減；同時，地面工程與油藏、鉆井、采油等多部門聯合，綜合實施優化措施，助推低效產能區塊的有效動用。

2.1 注重統籌規劃

南一區水聚驅綜合治理區塊基建井數2 400 余口，建成產能規模86.86×104t，為2022 年重點開發建設區域（長垣老區產能占比57.8%）。該區塊為水驅層系調整、抗鹽聚驅同區域同步開發，利用井和新鉆井交叉分布，地面處理設施龐雜，井網密度大。針對南區開發特點，地面系統水聚驅統籌規劃，通過能力調配、區域優化合并，提高區域負荷、控制站場規模不增，降低地面產能投資。

（1）合理調配液量，滿足開發及地面需求。針對水驅開發的深度水水源需求不足而周邊區域又無法補給的問題，從采出端進行調整，將后續水驅產出水作為深度水水源，以間為單元，將聚驅站后續水驅井調入水驅站，滿足開發需求的同時，利用已建聚驅站剩余能力接納聚驅新井產液，少建管網52 km，少建聚驅轉油站1 座。

（2）適時開展優化合并，精簡區域站場布局。結合區域站場老化、新增產液后能力不足需擴改建的時機，通過多方案比選，優化合并規模小、老化且分散的站場，集中合并建大站2 座，核減注入站1 座、停運深度污水站1 座。以上舉措實施后，在新增1 110 口油水井條件下，區域站場數量由31 座核減為25 座，氣液分離、游離水和電脫水負荷率分別提高了54.5%、2.8%和21.1%，深度水負荷率提高了6.5%，精簡了站場布局及規模，提高了站場負荷率。單井地面投資比指標降低了42%，投資控制效果顯著。

2.2 細化能力挖潛

近年來，為實現新增產能的有序接替，長垣化學驅開發逐漸從主力油層轉向水驅控制程度比較低的二類薄差油層，且開采儲層利用原二類油層井網進行上下返層開發。統計“十四五”期間平均年利用井占比55%以上，地面已建設施完備、可依托性強。針對不同開發特點，精準施策，有效利用剩余能力，降低建設投資。

（1）利用已建設施原井網返層開發充分。對于利用井井別不變，充分依托已建管網及站場剩余能力，結合開發配注參數調整，僅對部分工藝、腐蝕老化設備及管網進行改造完善，實現能力“零新增”；對于利用井井別發生調整，則就近搭接可利用已建管道，減少新建工程量。

（2）新布井網開發，適時打破水、聚驅處理界限[5]。如喇嘛甸油田南中西一區聚驅產能，鑒于區域內已建水驅轉油站普遍見聚濃度在200 mg/L 以上，水驅污水站均按照聚驅標準核算，未將將新建389 口油井就近接入周邊水、聚驅轉油站，將采出液混合處理，利用已建能力2.99×104m3，區域油氣分離負荷率由86.8%提高到98.7%。

（3）配注系統充分利用閑置設施，盤活已建資產。充分利用化學驅產能周期性注入的開發特點，當該區塊進入下一個注入周期時，盡可能對已建注入泵房、設施及站外管道等改造利舊，減少新建。

2.3 簡化地面工藝

“十四五”以來，外圍低滲透油田加快了低效、非常規開發建設步伐，由于開發建設區塊分布零散、物性差異大、地面依托條件差，若按常規模式建設，開發經濟效益差，難以有效動用[6]。為此，地面工程綜合采用多項措施解決這一問題。一是多方案比選，簡化工藝。對零散無依托區塊，采用集中拉油方式；對有已建系統可依托區塊，采用就近掛接已建集油工藝；對附近有依托，但距離較遠的區塊，采用環狀摻水工藝與電加熱工藝相結合。二是充分利舊已建站場及系統能力，實現大中型站場“零新增”。

如2020—2022 年來94 稠油區塊采用蒸汽吞吐開發方式，三批次產能相互交匯，針對單井產量低、地面系統無依托、開發需求復雜等不利條件，通過統籌布局、簡化工藝、優化路由、控制建設標準、多方案比選，實現難采儲量有效動用。通過統籌布置集中拉油點，有效縮減拉運距離和減少管理點；統籌規劃電力系統，前期搭接農用線路滿足快速投產需求，后期建設油田專線，保障供電平穩；根據黏溫曲線優化集輸溫度等參數，采用電加熱樹狀集油減少拉油點設置，應用撬裝化設備建設易于搬遷的橇裝注汽站；通過優化路由減少道路長度35 km，通過降低路基高度、優化道路結構降低道路標準、建筑垃圾用于拋石擠淤進行資源化利用，降低投資1 800 萬元[7]。

2.4 取得階段性成果

通過全面分析開發安排，細化挖潛地面潛力，深化應用“三優一簡”技術措施，初步實現“兩零一控減”目標。“十四五”以來，共少建站場70座，節省投資13.79 億元，年節約運行成本6 700 萬元，相比“十三五”末期，單井地面投資下降16.0個百分點，單井投資得以有效控制。

3 “十四五”后三年的主要對策及優化方向

“十四五”后三年，按照大慶油田3 000 萬噸高質量原油穩產發展目標，開發安排年基建油水井7千余口，尤其加大化學驅及外圍低滲透油田非常規開發力度。根據最新開發形勢，地面工程在持續做好水驅產能優化簡化的同時，著重做好化學驅能力挖潛、外圍油田非常規開發技術儲備工作。

3.1 長垣老區深化應用“三優一簡”措施

（1）水驅過渡帶及外擴新區重點實施集油工藝簡化。根據科研試驗取得的階段性成果，結合黏壁溫度理論、大平臺布井優勢和數字化建設的全面站庫，進一步簡化集油、計量工藝，不斷降低摻水量、優化摻水系統運行。如南一區西塊水驅產能按照黏壁溫度理論計算，站外平均單井摻水量減少50%，部分高產液井可以不摻水進間，站場少建摻水加熱爐3 臺（7.5 MW）、三合一1 臺，摻水泵排量降低50%，減少投資330 萬元。

（2）化學驅充分依托已建能力，同步實施區域優化調整。針對化學驅利用井為主的特點，對原井網返層開發且驅替方式不變的區塊，在充分利用已建能力的基礎上，進一步挖潛同步實施區域優化調整的可行性；對原井網返層開發但驅替方式發生調整的區塊（如聚驅轉三元驅），將重點分析已建設施能力對新開發方式的適應性、升級改造再利用的可行性。

3.2 外圍油田非常規開發區塊做好技術儲備

根據“十四五”后三年開發安排，采油七廠、十廠將陸續進行稠油開采。為此，地面工程重點做好兩方面工作。

首先要適時開展實驗研究，優化稠油處理工藝。主要包括：油品取樣分析檢測、采出液處理室內實驗、采出水處理工藝研究。如來94 區塊陸續開發井數已達293 口，提前開展采出水就地處理并回用注汽鍋爐的技術研究，當含水率上升時，適時考慮在該區域建設集中處理站，為減少拉運成本、降低運維難度做好技術儲備。

其次要持續推廣橇裝建站，適應動態開發建設。外圍油田開發區塊產量遞減快、規模小、分布零散、依托條件差，為此加大推廣多功能合一設備、撬裝建站，以減少設備數量、節約占地，同時便于后期搬遷復用，實現降投資提效益的最終目標。如“六合一”多功能一體化裝置在塔三轉成功應用，橇裝增壓注水間、橇裝注配間在零散區塊應用實現工藝簡化、快速投產，2019 年以來多個致密油區塊投產前期“返排液預處理一體化集成裝置”，實現各區塊間靈活調用，有效減少地面投資，提高產能實施效益。

4 結束語

“十四五”期間是大慶油田3 000×104t 高質量原油穩產關鍵時期，地面建設規劃應以油田開發規劃為依據，做到建設規模、規劃技術發展方向始終與油田的開發部署相吻合[8]。地面工程將積極應用標準化、撬裝化、一體化設計成果，借助數字化建設進一步推動工藝簡化，抓好新能源開發契機優選高效適用新能源技術設備，不斷推進地面系統優化簡化，助力油田產能建設持續高效開發，努力建設智能高效、綠色健康的油田地面工程系統。