叢式井勘探開發集約解決單井場運行成本高難題

引用格式：劉易. 叢式井勘探開發集約解決單井場運行成本高難題［J］. 石油鉆采工藝，2024，46（2）：164-174，188.

摘要：叢式井場在減少土地占用、降低生態環境影響方面優勢突顯，但叢式井自身易偏磨、碰撞控制要求高、后期運維成本高和投產節奏慢等特點影響其持續推廣。為此，綜合平臺設計、數智化提效、新能源節能以及鉆完井方式及相關運行費用等多方面要求，對叢式井是否可以降低井場運行成本、提高運行效率進行充分論證。對單井開發井場、1 臺鉆機2 口井叢式井場、1 臺鉆機5 口井叢式井場等3 種設計方案的鉆前土地及地面施工費用、鉆井階段費用和后期運維管理成本進行了對比，5 口井叢式井場鉆前費用投入較單井開發井場可節約600 萬元以上；2 口井叢式井場相同周期累計產量最高；5 口井叢式井場運行效率高于2 口井叢式井場；因叢式井場高度集成化的特點，采取集約化管理模式，可進一步降本增效。叢式井場不僅很好應對了當前油田征地困難的問題，還降低了環保風險，約可節約綜合投資3% 左右，實現油氣田高效益、高質量開發。

關鍵詞：工程技術；叢式井場；土地使用；臨時用地；經濟效益

中圖分類號：TE29 文獻標識碼： A

0 引言

《中華人民共和國土地管理法》《中華人民共和國土地管理法實施條例》及《國務院辦公廳關于堅決制止耕地“非農化”行為的通知》等有關土地管理政策相繼出臺，完善調整了征地流程、補償款計算辦法和補償原則等相關內容，對耕地保護力度全面加大，嚴守18 億畝耕地紅線。為此，各油田結合實際情況開展土地節約攻關，取得了許多可借鑒的成果。

早在2012 年， Marcellus 頁巖氣田勘探和評估階段中發現，將原始鉆井工藝開發轉向使用“井工廠”鉆井技術，可以降低每口井總成本，且在額定經濟計劃內增加經濟可采儲量的動用程度，最大限度地提高區塊產量。同時，該油氣田為“井工廠”技術工藝開發了新的旋轉可操縱系統，實現油藏導航，同時最大限度地減少鉆井時間。

在當時的叢式井鉆采工藝中，最嚴峻的挑戰是叢式井井間距離小，防碰工作難度大，傳統的分離系數監測技術，僅依賴鄰井距離掃描計算，無法滿足實際需求。面對這一難題，刁斌斌等對比了傳統分離系數和定向分離系數的不同，并對定向分離系數的空間解析幾何算法進行了初步探討，利用空間解析幾何方法實現了法面距離掃描、最近距離掃描及水平距離掃描定向分離系數的計算，為難題的進一步解決提供了參考［1］。

2013 年，夏政等結合數字化集成技術，研制了一體化集成裝置，進一步簡化優化地面工藝。通過工廠預制，達到用地節約、投資節省、建設迅速、運維方便、調用靈活的目的，滿足了長慶油田快速上產、高效開發的現代化管理需求［2］。

2015 年，徐慧指出，勘探開發頁巖氣過程中，鉆井周期長，鉆井平臺地面設施的搬運時間長，采用叢式井鉆探技術可縮短設備搬用時間，提高頁巖油氣井鉆探效率［3］。史玉才等提出了一種全新的井眼分離系數計算方法，該方法通過同比例縮放2 個誤差橢球使之滿足外切條件，與之對應的縮放系數即為井眼分離系數，實現了直接在三維空間中準確評價2 個誤差橢球的分離程度。該項技術與其他井眼分離系數計算方法相比，可以更好地指導井眼交、碰風險評價工作，協助準確定位危險井段，提高防碰施工質量［4］。

2016 年，為解決Eagle Ford 頁巖油藏水平井井距和多井布局相關等問題，Gakhar 等構建了基于頁巖油藏垂直裸眼先導試驗井測井的三維地質模型，幫助深入認識油藏復雜性，為井位選擇和井距優化提供科學依據，進一步提高了油氣采收率，增強了油田開發的整體經濟效益［5］。

2018 年，高德利為滿足安全環保、節約用地、降本增效的中國山區頁巖氣開發要求，提出了叢式水平井高效開發模式及工程技術支撐體系，建立了叢式井場最大布井數量計算模型，解決了叢式水平井場“降本增效”的關鍵技術［6］。但叢式井組因井間距小造成的防碰施工難度較大的問題仍沒有得到有效解決。李兵等基于理論分析，通過距離掃描、分離系數計算，以及優選檢測設備、優化鉆具組合和現場施工工藝，完成了兩口井的防碰工作，為后續防碰施工積累了經驗［7］。葉俊華等為減少征地面積，節約投資費用，降低管理難度，在吉7 生產開發中結合油田開發模式特點，采用“多井叢-大平臺-井站一體式采油平臺”實現地面工藝優化，降低現場運行難度和運維成本，提高人力資源配置效率［8］。

2019 年，為經濟有效地開發非常規資源，在增產技術方面試點優化能量補充和集群間距實現資源高效利用。主要通過構建三維地質模型，細化裂縫局部網格和等效滲透率模擬來優化裂縫系統和簇間距參數，成功在吐哈油田三塘湖Ma56 區塊應用后，石油產量較鄰近井增加了1.7 倍。根據Abramov 的研究，優化井叢分組設計，進一步優化井間距離，提升井身結構設計、鉆井液性能強化、鉆井設備效率，同時通過技術-經濟模型，為后續叢式井平臺設計提供依據［9］。

2020 年，張輝針對鄂爾多斯盆地某致密低滲透氣田的鉆井技術問題，對我國致密低滲透氣藏集約化升級與降本的方法進行了探討，對叢式井組和簡化井身結構集約化應用的可行性進行了研究，并提出了叢式小井眼集約化鉆井方法。該項技術的應用平均縮短搬遷周期54.49%，縮短鉆井周期24.54%，提高鉆速15.04%，降低了廢棄物及水泥漿、征地、鉆前、搬遷等投資費用［10］。梁珀等針對NH 油田開發難度大的問題，以叢式井場技術應用開發為核心，通過高效協作機制、高效研究平臺一體化統籌、集約化建產方案和生產管理信息化，形成了具有區域特色的高效開發模式，進一步提升了鉆井效率和開發效益。這種集約化的管理模式，使該地區日產量較原設計增加約12.7%，平均單井建井周期降低近54.6 d，總費用下降28%，運行成本降低達520 萬元/年［11］。蘇朋龍等采用叢式井平臺開發模式，從采油、集輸、配套等工藝進行多方面、多角度革新，在響應國家能源用地政策改革、順應國家發展建設對油田建設合理、集約、高效用地的更高要求的同時，實現油田安全、高效、可持續發展［12］。

2021 年，李琴提出，各大油氣田企業均不同程度存在存量土地侵占現象嚴重、油田建設用地與地方規劃建設存在矛盾、待利用土地難以發揮資產價值等問題。針對這些問題，提出了應加強土地管理，深化地質認識，強化地質、工藝與生產結合，合理發揮待利用土地資產的價值［13］的核心理論觀點。楊洪指出，油氣田企業用地特征具有用地不可預見性、地上服從地下、用地時間急等特征，隨著國家愈發重點關注土地資源利用、土地保護意識持續增長，土地占用審核難度逐漸加大的大背景趨勢，促使油氣田企業必須科學合理應用土地資源，滿足自身長遠發展的背景下，節約資源，提升經濟效益［14］。

2023 年，于燕等針對中國油氣田企業頁巖氣開發面臨鉆完井成本高、壓裂施工時間長以及核心技術不足等問題，也提出了以下建議：提高油氣田開發技術，明確區域甜點識別標準；提高工藝技術，減少鉆完井和壓裂施工時長；改善排采制度，提高頁巖油單井采收率；降低設備設施投入，推進頁巖油資源低成本規模化、效益化開發進度［15］。

國家土地管理法的修訂，對油氣田企業影響深遠，涉及企業土地使用、稅收、合規管理等多個方面。通過調研大量的叢式井技術應用相關文獻，總結出叢式井技術在工程中應用，可以提高生產效率、減短鉆井周期、節約土地資源、提高運行管理效率、節省搬遷安裝時間與成本、減小環境破壞、降低材料成本和損耗，實現降低消耗和提升效益的目標。綜上，總結調研文獻中叢式井技術應用優勢與其文獻中提及次數見表1。共計調研了34 篇叢式井技術應用相關文獻，可以看出叢式井技術具有的技術優勢主要集中在節約土地資源、提升鉆井效率、降低鉆井成本、提高運行效率、提升產量、環境影響小等方面。而對比該6 項技術優勢提及次數與比例可以發現提升鉆井效率、節約土地資源、降低鉆井成本被廣泛論證，足以見得在叢式井技術的現場應用中該優勢最被認可。而本文著重討論采用叢式井技術開發節約土地資源對鉆井效益的影響。

在新的法律環境下，叢式井場，因可以減少土地占用、降低生態環境影響和后期運維難度等優勢突顯，被作為一種有效的先進技術手段，受到了油氣田企業的高度關注和廣泛推廣。但是這種井場技術在復雜地質條件下的應用難度較大，且建設周期較長，在油價波動較大的情況下，石油企業需要承擔較大的投資風險。所以，要充分認識叢式井場技術的優劣勢，做好不同場景下的效益評估，最大限度提高企業整體效益。

在特定場景中，稱為叢式井場的井場或平臺，鉆探過程中形成若干個井口甚至上百個井口，各井口距離地面僅數米，井底延伸至不同方位。叢式井場因以下五項優勢特點， 在油氣田開發中被廣泛應用。

一是提高安全生產能力。這種井場可以滿足鉆井工程上某些特殊需要，可以互為井噴搶險井。楊萬豪等在南海某高溫高壓氣田采用了叢式井方式，該套設備能夠有效緩解該氣田表層?660.4 mm 井段施工中竄漏和防碰壓力的同時，實現了提高作業效率達50% 以上［16］。

二是土地利用效率高。該類井場實現了在較小的區域內鉆出多口井，相較傳統單井鉆探，可以節約大量土地資源。中石油某油氣田74 口開發井，僅用了兩個井場，減少用地430 多畝。謝鑫等指出叢式井組開發可節約大量的道路、井場建設投資，節省地面空間，便于采油集中建站和管理［17］。

三是提高開發速度。該類井場通過數值模擬和動態評價方法相結合的方式，在同層或異層利用水平井組，采用兩井式（反向）、三井式或四井式等設計布局，可實現“三低”油氣田規模效益開發，提高開發效率。田啟忠等在中國石化某油田開發中推廣使用叢式井技術，通過結合井眼軌道優化及精細控壓鉆井技術，對井組整體設計進行了優化調整；通過優選鉆具、優化鉆具結構和應用提速配套技術研究，讓叢式井技術在該油田開發中實現了油氣層鉆遇率高、鉆井效率高的兩大突破［18］。

四是集中管理方便。該類井場部署技術，最大限度減少了集輸流程和地面工程的重復性建設，實現了地面、地下設備設施的集中管理和維護，減少重復性工作，進一步提高了整個井場的運營效率，減少了地面工程建設投入的同時，也減少了相應支出。高寶元等在某油田采用叢式井組套管防護數字化監控柜與油田現場操作控制數字化的平臺，實現遠程控制的叢式井組防護運行，使叢式井組套管的電壓恒定在規范范圍，從而達到了最佳保護效果，解決了現場管理的難題，提高了生產運行管理水平［19］。

五是適用于特殊地理環境。相較傳統單井鉆探方式，叢式井場可通過密集布局的方式，克服地理環境限制，順利完成鉆探任務，特別適合城市、良田、沼澤等特殊地理環境下的鉆探活動。周偉等針對某油氣田AT 井區碎屑巖油藏，利用叢式井解決了當地環境保護等級要求很高的難題，降低了鉆井開發難度，同時降低了對周圍環境破壞的風險［20］。

叢式井場鉆井工藝比傳統單井更為復雜，需要更高的技術水平和更嚴格的施工管理。叢式井缺點主要為以下4 方面。

一是新井當年貢獻較低。該類井場一般需要集體投產（前期征地面積足夠大，具備投產安全距離除外），針對穩產壓力較大的油氣田企業，在短期內會加劇產量需求和新井投產之間的矛盾。張悅提出叢式井場技術的井位部署方式，不僅可以全面滿足整裝油藏的開發部署需求，同時還可以降低投資成本、縮減搬遷時間，實現多口井相繼鉆井、射孔、壓裂、試氣、生產，在一定程度上，加快了投產進度，提高了新井當年貢獻率。部分同一井場的叢式井組，即使在單井投產層位、物性、壓裂措施規模均一致的情況下，各井產量還存在很大差別，需有針對性地開展效益評估［21］。

二是勘探鉆井周期較長。該類井場探井如有測井解釋、取心、試油需求，將存在鉆機和試油機組重復性搬遷的現象，影響勘探節奏。毛志新等指出某礦區煤層氣叢式井，因前期勘探過程未結合地層與油藏特點、鉆井目的要求，采用常規單井場鉆進工藝，致使出現鉆井效率低下、井斜角超標、井身質量不好控制等問題［22］。

三是油井后期運維成本增加。叢式井多為定向井，易發生桿管偏磨，影響正常生產。在修井、壓裂等措施作業中，增加防止井間干擾技術，致使技術難度和作業費用增加，且存在降低壓裂效果的可能性。王希巖在中國石油某油氣田開發過程中采用叢式井技術，因為叢式井普遍為定向井的特點，致使對初期施工壓力影響較大［23］。

四是前期鉆井費用增加。影響叢式井鉆井費用的因素較多，如地質條件的復雜性致使鉆探難度增加［24］，防碰撞、防纏繞［25］等先進技術的推廣應用也會帶來更高的成本投入。

綜上所述，叢式井場的技術應用在投資、產建節奏等方面的優缺點存在博弈點。如何極大地發揮井場部署優勢，實現經濟效益、環境效益最大化的閾值點，是本文論證探尋的重點。

筆者從叢式井的技術特點出發，通過平臺設計費用、數智節約費用、新能源節約費用、鉆完井優化節約費用以及提高產量增加收入，降低叢式井的費用，具體降低數量通過所有費用討論來比較。

1 方法過程

脫離油藏地質的工程技術是不存在的，工程技術是為了更好地服務地質開發。近年來，中國定向井技術發展成熟，針對大斜度井造斜及相應井控風險管控都已具備相對成熟的技術管理手段，基本都可以滿足當前地質目的需求和安全需求。但目前在油氣田開發過程中，石油企業采用鄰井掃描井間最近距離確定井間相對位置，用井間分離系數評價兩口井在鉆井過程中可能發生的碰撞程度，用來對井間碰撞進行事故預防。通過調研井場數據，某井場有36 口井，其中有30 口井深集中在30～300 m，6 口井深在600 m 以上。在井深0～30 m 時，井間最近距離逐漸減小，井間距離在0～20 m；在井深30～200m 時隨著井深的加深，井間最近距離趨于穩定；在井深200～800 m 時，井間最近距離隨著井深的加深，最近距離逐漸增大，井間最近距離基本在40～50 m。

雖然當前仍然存在誤差因素較多的情況，但是相信隨著思路的進一步延展和技術進步，叢式井場的相關技術難題不僅會逐步攻克，同時，鉆井速度還會得到進一步提升，推動油氣田開發企業效益開源。

為此，將整個勘探開發過程中的費用分為平臺設計費用、數智化節約費用、新能源節約費用、鉆完井方式優化節約費用、提高產量增加收入、提高運行管理效率節約費用。

1.1 平臺設計費用

叢式井場技術應用中，井距和井間干擾是常見問題，受到整個行業的高度關注。為了攻克這一問題，各國專家分別提出了多種不同分組設計配置思路，擬實現投產時間最少、產量提高最多、安全性最好、投產效益最高等優勢。

為確保經濟效益最大化，油氣田企業通常會在綜合考慮產油量遞減率后，進行多版本分組式經濟評估，明確綜合情況下的凈現值最大的分組方式。張磊等指出叢式井平臺位置優選將直接影響油氣田開發經濟效益，而兼顧鉆井難度和鉆井總進尺最優的方法，不能完全兼顧成本費用。因此，依據叢式井分類方法，結合標準測算其他因素引起的鉆完井費用，提出目標油田鉆完井總投資函數，并將其作為成本優選平臺基礎條件。在“最小進尺法”與“權重法”的基礎上，合理劃分平臺位置分布邊界，利用網格法確定可能的平臺位置，并在井型分類和井眼軌道設計的基礎上利用鉆完井投資目標函數測算對比可能平臺位置的鉆完井投資，優選出成本最低的位置作為最終平臺位置［26］。

1.2 數智化節約費用

叢式井場數智化建設，包含多元智能微電網集控系統、站內視頻監控、注水間數字化管理與監控系統，它具備了對現場的監測和控制功能，可以有效解決數據自動采集率問題，降低全流程、全鏈條、全業態的井站管理、運行、操作和維護成本，提升井場數智化水平，為“無人值守、遠程監控、事故巡井”運行模式的推廣應用提供了技術支撐。其中，多元智能微電網集控系統滿足了分布式新能源接入、節能低碳降耗、井場標準化建設、井場數智化建設新舊系統的互接改造，在實現技術升級的同時，進一步節省了通信光纜和工藝管道的建設成本。王貴宏為深度挖掘叢式井集約優勢，簡化了野外建設施工建設流程，進一步提高叢式井場地面設備利用效率，增強了標準化電氣一體化集成產品推廣力度，推動石油勘探技術發展取得巨大成果。鑒于大慶油田叢式井場建設實際和橇裝電控一體化技術特點，推廣實施遠程監控數字化管理模式，對配電管理系統標準化、儀表和通信等設施進行探討，通過集成化和標準化的管理系統，全面推動實現油氣田叢式井站點的日常生產電控系統“橇裝化”和“一體化”建設，實現油氣田叢式井站點的高效運營，同時降低員工現場工作強度，減少人員和環境對施工的干擾，從而降低工程成本和工程造價，從而提升油田的精益管理能力［27］。

1.3 新能源節約費用

當前，國家提出“雙碳”目標，以不影響后期作業施工為前提，在開發井場面積不增加的情況下，可以加裝新能源替代設備（單井場面積標定為30m×50 m，如加裝新能源光伏板等設備設施情況下，綜合安全距離，則須增加井場面積），降低運行成本和碳排放。

在區域勘探階段，更多為臨時試采，地面建設僅為立罐、三相（兩相） 分離器等臨時投產裝置，不需要系統考慮新能源替代、數智化配套等事項。劉一山等集成了綜合抽油機集中控制節能技術、基于泵功圖檢測的自學習智能調參技術、基于動液面在線監測的智能調參技術和抽油機自動調平衡技術，開發了叢式井組抽油機智能調參節能系統。該裝置具有較強環保性，環境污染等高風險問題得到有效地解決［28］。

1.4 鉆完井方式優化節約費用

叢式井場技術，允許多口井依次一開、固井、二開、再依次固完井，提高設備利用率，提升作業效率。針對壓裂作業，可以實現同井場同步壓裂，有利于形成網狀裂縫，提高產能及采收率。而且返排壓裂液可以二次回收利用（當前，叢式井非常規氣水平井壓裂液回收利用率為15%～35%），大幅減少了用水量和壓裂施工車輛的使用，降低了有害化學物質的泄漏風險，實現節約成本的同時，保護了生態環境，積極響應了當前國家對于可持續發展和環境保護的要求。沈建中等在中國中西部地區某煤層氣區塊引入叢式井場鉆井模式，通過井組和鉆具優選、施工工序優化、預偏離防碰和高效堵漏技術的應用，開展降本增效系列工作。同時，為進一步落實低成本高效鉆井，利用學習曲線法，對關鍵技術進行了持續優化［29］。

1.5 提高產量增加收入

采取叢式井開發模式應用于現場進行油氣開采，可利用叢式井集中部署的特點提升井區的產量。楊歡等（2016） 對叢式井組的效率，從液態體系、放噴方法、放噴控砂、液體回收再利用等方面進行了深入研究，開展了多項的技術集成，加快應用區塊壓裂液的排液及回收工作，使回收壓裂液快速投入到下一口井施工中。同時通過低分子壓裂液的應用以及快速放噴排液制度，降低了壓裂液對儲層的傷害，提高了產量［30］。

叢式井技術一般采取集中投產方式，集中投產部署方式的不同會導致產生產量差異。以中石油東部地區某油田為例，分別采取3 種叢式井平臺部署方式，對比產量與叢式井平臺部署間的關系。一是6 個井叢、每個井叢2 口井，二是4 個井叢、每個井叢3 口井，三是3 個井叢、每個井叢4 口井。利用3 種平臺投產方式，進行日產量與累計產量統計與對比。從圖1 中可以看出，12 口井的3 種平臺布局方式，在投產100 d 時，3 個井叢、每個井叢4 口井的部署方式日產油量最高，約80 t/d；6 個井叢、每個井叢2 口井的日產油量最低，約60 t/d。隨著時間的延長，產油量基本滿足遞增關系。由此可知，在產量壓力較大的油氣田企業中的非整裝油氣田推廣叢式井場技術，難度較大，但綜合考慮初始產量、綜合遞減率、初始含水率、生產時間、措施增油以及鉆完井成本、當前油價等因素后，同一時間軸線內，叢式井場井數越多，總產量越大。為確保井場部署方式效益最大化，還需確定滿足當地地面條件的井叢分組，把握好投產節奏。

1.6 提高運行管理效率節約費用

叢式井場集輸地面工藝流程的生產運行管理相較于與單井場來說，實現了集中管理，提高了安全管理的有效性（前文講到的救援井等內容），可以通過標準化管理和規程確保所有作業活動安全平穩。此外，在面對自然災害或其他突發事件時，其集中布局的特性，讓單井實現快速批量啟停，讓應急響應更加迅速和高效。另外，這種技術的集輸地面工藝運維成本、工作量和難度都較單井場低，再加上當前數智化建設配套等設備設施應用，大幅降低了人工成本投入。陳俊昌等開展了數字化叢式井場規劃標準化研究并推廣應用，不僅促使地面工程建設高效運行，同時還進一步推動油氣田企業高質量、高效益長遠發展［31］。

以中石油某油氣田企業相關數據為例進行分析。員工巡查一個單井井場用時10 min，10 口井用時為100 min+各單井場路途時間。如果該站有50 口井（50 個井場） 需要巡檢，則需要2 名員工參與完成。如果叢式井場有10 口井，則1 名員工可以完成全部工作量。其管線巡護工作量將減少80%，且工作區域相對集中，便于操作。如果該井場通過視頻監控、無線數據采集傳輸等技術手段，實現無人值守，則員工成本為0，且人員安全風險事故也成指數型下降，實現了“雙降”目標，即成本降、風險降。

2 結果現象討論

效益是企業發展根本，關鍵在于前期投資、費用成本和時間成本管控，以及后期價值創造。本文將結合勘探、開發不同場景，對鉆前準備、鉆井施工、地面工程建設、投產運行全周期效益情況進行分析，全面論證叢式井整體效益，為油氣田企業最優化成本適用環境的確定提供依據。

2.1 鉆前準備經濟效益討論

在前期準備階段，需根據鉆井全過程各項目費用對井場建設階段總費用進行預算。現場井場開發部署模式主要分為單井場與叢式井井場，現在以井場開發 “單井開發”、“2 井叢式開發”、“5 井叢式開發”等3 個方案舉例，對各方案井場開發費用進行對比分析。

井場單井開發方案基礎數據：鉆機1 臺，鉆1 口井；標準井場（永久征地） 規格為30 m×50 m，永征占地面積1 500 m2； 臨時征用鉆井場地規格為80 m×120 m，臨征占地面積9 600 m2。井場2 井叢式開發方案基礎數據：鉆機1 臺，鉆2 口井；標準井場（永久征地） 規格為（50+8）m×30 m，永征占地面積1 740 m2；臨時征用鉆井場地規格為120 m×110m，臨征占地面積13 200 m2。井場5 井叢式開發方案基礎數據：鉆機1 臺或2 臺，鉆5 口井；標準井場（永久征地） 規格為（50+8×4）m×30 m，永征占地面積2 460 m2；臨時征用鉆井場地規格為200 m×100 m，臨征占地面積20 000 m2。

鉆前手續的相關費用主要包含安環評費用、臨時征地費用、永久征地費用。其中安環評費包含安評費（單井安評費5 萬元）、環評費（單井環評費10 萬元）；臨時征地費用包含臨時征用耕地占用稅（30 元/m2）、臨時征用土地補償款（150 元/m2）、土地復墾保障金（15 元/m2）、臨時征地其他費用；永久征地費用包含永久征用耕地占用稅（30 元/m2）、永久征用土地補償款（150 元/m2）、永久征地社保費（30 元/m2）、永久征地補充耕地指標（300 元/m2）、永久征地組卷費等。準備階段，臨時征地費用中的耕地臨時占用稅在辦理土地永征手續時將給予退還，土地復墾保障金在土地復墾結束并通過政府相關部門驗收后也將退還，影響整體費用的指標主要為征地面積和賠償款價格。單井開發、2 井叢式開發、5 井叢式開發等3 個方案的井場開發費用見表2。針對40 鉆機，單井開發、2 井叢式開發、5 井叢式開發等3 個不同井場部署方案進行對比，2 井叢式開發較單井節約費用94.44 萬元，主要為臨時征地階段節約的6.6 畝用地補償款及轉永久征地后節約的1.5 畝土地所產生的用地補償款、社保費用和補充耕地指標；5 井叢式開發較單井節約費用可達400 萬元以上（含鉆前施工費用）。針對70 鉆機，5 井叢式開發方式將較單井節約費用約為737 萬元。由此得知，叢式井場部署井位越多，土地投資成百萬元正比例下降，且環境風險及相關資金投入呈冪指數型下降，在這個方面，上限沒有閾值。

2.2 鉆井階段經濟效益討論

叢式井場部署技術應用的基本原則，必須滿足地質設計、鉆井和采油工藝的各方面要求，并且要提升管理水平和經濟效益。所以本文將分別從地質、工程、經濟三方面，對叢式井場的效益優勢進行分析論證。

2.2.1 鉆井費用

以冀中地區某凹陷為例，叢式井平均單井設計斜深較垂深多700～800 m（下文按700 m 計算）。按綜合鉆井平均費用3 000 元/m 計算（含鉆、錄、測等費用），平均單井鉆井增加費用為700 m×3 000 元/m，即210 萬元。

這是極大值的極端計算方式，在實際應用鉆井過程中，尤其是牙刷狀油藏或是其他類上升盤、下降盤多層系兼探井，因為這類井造斜的目的是經濟性開發的最大化，所以造斜和防碰撞等技術設備產生的費用可以忽略不計。

由此可見，叢式井鉆井成本費用是否增加，需要結合油藏類型進行具體評估。在開發方案質量較高，方案符合率較高的區域，叢式井場因進尺產生的額外費用忽略不計。

2.2.2 鉆井液費用

叢式井技術，通過優化施工設計和加強現場監控，能夠減少鉆井液用量。多口井在相同開次鉆井液體系相同，且得到重復性利用，可大幅降低鉆井液使用量，減少了化學品使用，有效減少了危險化學物質泄露風險，對環境保護起到積極作用的同時，降低了鉆井費用。

按單井鉆井液費用40 萬元（鉆井液費用受井別、深度、井斜等諸多因素影響，結合某平原地區各井史鉆井液數據，計算得出平均水平） 計算，一個有5 口井的叢式井場5 口，預計可以節約160 萬元。

2.2.3 搬遷費用

油氣田開發企業多采取總包的形式與鉆井公司簽訂合同。叢式井場技術的應用，大幅降低了鉆機搬遷頻次，減少了搬遷費用，提高鉆井公司的經濟效益。中國平原地區，平均單井次搬家費用在30 萬元，以5 口井為例計算，預計可以節約搬遷費用120 萬元。

綜上所述，在不考慮壓裂作業的前提下，在多種油藏類型下，尤其是巖性油藏中，一個2 口井的叢式井場，在鉆井階段可以節約費用70 萬元以上。在牙刷狀油藏等多種非巖性油藏類別中，一個5 口井的叢式井場在鉆井階段可以節約費用近300 萬元，同時極大限度降低了化學危廢物污染風險，國家的土地和環境資源得到了積極的保護。

2.3 地質方面經濟效益討論

叢式井場技術在勘探、開發階段的應用，存在不同聲音。有人認為，叢式井不應該大規模使用，尤其是勘探階段和建產初期；有人認為，叢式井的應用意義深遠，應該立意長遠，進一步推廣使用。本文將從井別分類、地質意義等方面著手，對使用場景進行重點梳理分析。

2.3.1 區域勘探階段經濟效益討論

探井主要分為三類：風險探井、預探井和評價井。這類井的目的主要是取得區域地質認識，了解生儲蓋特征，初步認識烴源巖的分布與生烴潛力，尋找油氣勘探戰略“靶區”。

風險探井是通過鉆遇目標靶點，了解構造位置，查明地層層序及接觸關系，確定有利目標或層系。這類井一般在新區域進行，鉆前手續準備周期較長，辦理難度較大。但區域內控制井數相對較少，一般為一口，且后期數據資料錄取較多，完鉆周期因不同的地質條件、技術措施和操作團隊而存在很大差異，比常規井要更為漫長和復雜。中國中部區域，風險探井完鉆周期一般在一年以上；西部地區較長，個別井達到3 年之久，且費用較其他類別井高出許多。所以，這類井一般為單井場井。

預探井，是風險探井在鉆遇具有進一步勘探價值的層系后，繼續鉆探獲取勘探深度、地質構造、巖層厚度等重要數據的井，以輔助下步勘探決策，圈定油氣藏邊界、計算控制儲量和預測儲量。這類井的鉆探，需要提前考慮勘探成本等多項因素。

評價井，是建立探明儲量為目的而鉆的井，是在預探井明確工業油氣流圈閉后，進一步研究油氣藏類型、地質構造特征、石油層厚度和物性變化，并對新油氣田的規模、生產能力及經濟價值進行整體事前評價，明確探明儲量，為下步規模開發提供地層數據支撐。

近年來，隨著中國對能源用地政策的不斷調整及新“兩法”實施，各地土地征用難度呈現指數型上升，土地成本投入（時間成本和資金成本、沉沒成本等） 日益增加。為此，各油氣田企業針對預探井和評價井開始叢式井技術推廣，以工程作業時間和成本的節約彌補前期損益，降低投資風險。

綜上所述，在區域地質勘探階段，叢式井技術因其高效、經濟的特性，在預探、評價階段具有一定適用性，叢式井井場與單井場在相同井口數因部署方式不同導致在運行效率上略有差異，針對2、3、4、5 口井數下叢式井井場與單井場進行對比，如圖2所示。可以看出，2 井叢式井組與單井場的運行效率都在20%～30% 之間，叢式井低于單井場，運行效率差距在5% 以內。相同井數下單井場的運行效率高于叢式井場，且隨著井數的增多，單井場的運行效率增幅高于叢式井井場。在5 口井時，叢式井井場與單井場之間的運行效率差距達到10% 以上。故油田企業要結合其集體投產的特性、儲量上交工作時間安排和經濟效益，計算井數臨界點，明確最優化井場部署方案，超前組織井位部署和相關合規手續辦理，全方位提高勘探效率。

2.3.2 油藏開發階段經濟效益討論

開鉆新井的主要目的分為兩類，一是井網完善，提高油氣采收率；二是滾動評價，對現有油藏有新的認識，進一步擴邊、擴沿，增加新建產能。

油藏分布范圍和地質認識相對清楚，開發方案已經上級部門審定，井網類型、開發井數、開發成本及產量等數據基本確定。在這一階段，開發效益是重點。現場開發過程中主要采用叢式井井場部署與單井場部署兩種井場部署模式，現對叢式井井場鉆井部署與單井場鉆井部署全過程進行進度計劃與時間效益對比。不考慮鉆前手續影響，叢式井井場要素與單井場部署方式下的時間成本對比見圖3。

從圖3 可看出，單井部署與叢式井部署技術在關鍵環節上都包含土地手續、安環等其他手續、鉆前施工、地質設計、工程設計、施工設計、鉆井搬安周期、鉆井施工、完井作業等環節。而兩項技術在時間成本上存在差異。在鉆井搬安過程中單井場需周期性地搬遷運移鉆井設備，而叢式井無需搬遷，對比單井場與叢式井井場間可節約6 周時間。鉆井周期過程中需進行完井工作同樣造成額外的時間成本，而叢式井可以連續施工，叢式井場施工對比單井場施工又可節約3 周時間，最終造成叢式井技術工期比單井場施工技術時間減少9 周。叢式井技術在時間成本上優于單井技術，可減少施工時間，增加效益。故井位部署方式可采用叢式井場，其時間成本主要集中在鉆機的統籌運行，整體相對可控。

2.4 地面建設階段經濟效益討論

地面工程在油氣田開發建設中具有極其重要的地位。近年來，隨著大型叢式井場推廣使用，以及對井站一體化采油平臺的重視和應用的推動，這個概念逐漸得到了關注和應用。即通過實現集輸工藝流程精簡、供配電保障、數智化建設等多項技術配套，降低地面建設成本，促進系統集成、無人值守、遠程監控、故障巡井落地，為生產運行成本降低奠定了基礎。

2.4.1 集輸工藝經濟效益討論

以中國石油某油氣田吉7 井區為例，該油氣田采取“摻水橇+多通閥系統”三撬裝合一的運行方式，對油氣的收集、處理、存儲和運輸過程，采取標準化運行管理模式，大幅度縮短單井出油管線、摻水管道和注水管線長度，提升現場運行效益，降低后期運維管理難度，同時還可以減少用地面積，降低熱量損耗，實現地層溫度清潔利用。圖4 為中國石油某油田叢式井場推廣“井站一體化采油平臺”配套建設方案（三維立體圖）。

從圖4 中可以看出，該站場主要由智能控制撬、一體化裝置、箱式變壓站、采油井、注水井等組成，該模式下的站場布置具有縮短建設工期，降低施工難度，減少工程施工量和占地面積等優勢，采用該建設方案可以進一步降低建設成本和運營成本。

2.4.2 供配電經濟效益討論

叢式井場技術的推廣，伴隨著井場配電方式的多元化。為了進一步實現供電效益最大化，地面工程設計單位通常需要結合區域開發方案，全周期考慮開發方式，提前為二次、三次開發所需負荷留出措施空間。為此，將傳統單井場的單變帶單井或單變帶多井的配電方式，改為叢式井場的井站一體化箱式變電站，將1 140 V、400 V 等供電設備進行集成，并提供了智能控制系統橇裝設備電源用的額定為500 kVA 降壓變壓器和供一體化自動摻水選井計量裝置的315 kVA 降壓變壓器，實現電力線路建設合理優化，避免重復拆建造成的成本投入增加。

3 結論

（1） 在用地從嚴管理政策的統籌規劃下，叢式井場井位部署技術在油藏開發階段具有極大的效益優勢，可以為油田建設節約投資3%～5%，所以其大規模應用是投資收緊大環境下的必然選擇。

（2） 井位部署方式的選擇，要具有靈活多樣性，要立意長遠，要堅持“勘探開發一體化”原則系統考量，要綜合當下需求和長期經濟效益，分類對待不同油藏類型和鉆井目的，找準閾值臨界點，最大限度發揮叢式井場部署優勢。同時，要堅持技術創新，用好經濟評價手段和先進工藝技術，合理優選配套設備設施及工具，彌補叢式井場在巖性油藏應用中的部署劣勢，推動油藏高效益正向發展，為下步積極應對技術難題、投資風險和社會矛盾等挑戰打下堅持基礎。

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（修改稿收到日期 2024-01-28）

〔編輯 楊春莉〕