油田新区建设优化简化措施实践与探索

郭昕雨

【摘 要】随着油田开发的不断推进，某采油厂近年来新开发油田逐渐出现储层丰度低、地层渗透率低、油品性质差、地面基建条件差等特点，造成部分低产油田难以实现经济有效开发[1]。“十三五”以来，按照兼顾地上地下、满足生产需要、建设投资最省、运行费用最低的原则，坚持以经济效益为中心，推进观念创新、技术创新、管理创新，围绕降低建设投资和运行费用的总体目标，实施新区产能地面建设整体优化简化。

【关键词】产能一体化;地面建设模式;优化简化;致密油;经济有效动用

1开发建设特点

2020年，某采油厂将对葡萄花油层落实储量全部动用，至2020年底葡萄花油层剩余潜力仅剩余已开发区块扩边71口井，“十四五”期间扶余致密油层区块占开发主导地位。新建产能存在以下特点：

（1）开发对象差，主要表现为“三低一深”。油层渗透率低：扶余油层未开发储量渗透率主要在0.5×10-3～1.5×10-3μm2，地层对注水水质要求高，需要采用“5.1.1”（含油质量浓度≤5mg/L、含悬浮物质量浓度≤1mg/L、悬浮物粒径中值≤1μm）水质标准，地面处理工艺复杂。新区储量丰度低：葡萄花油层储量为20.7×104t/km2，扶余油层储量为30.6×104t/km2。单井产量低：单井平均产量低于2.3t/d，至“十四五”末期，全厂产油量将由199×104t/d递减到117.7×104t/d，降低41%。油层深度深：井深多为2000m以上。

（2）原油物性差，主要表现为“三高一低”。扶余油层原油黏度高于40mPa·s，凝固点高于34℃，含蜡量高于24%，气油比低于20m3/t。

（3）建设环境差。产能建设区块多处于林地、耕地、鱼池、稻田地、泄洪区等地带，地类复杂，征地费用高，建设难度大。泄洪区内产能需要按照防洪标准建设，安全环保要求高，增大了建设难度，增加了工程建设投资。

（4）地面依托条件差。产能建设区块分布偏远、零散，远离已建地面系统，依托条件差，集输半径大，地面建设难度大。采油厂经过不断探索和实践，总结葡萄花油层建设经验，从优化技术和做法两方面开展科研攻关和现场应用，不断优化简化地面工艺。

2优化技术研究

根据采油厂生产实际需要，结合开发特点和地面条件，重点开展三项技术研究[2]：“丛”即采用丛式井布井方式，降低地面投资;“混”即采用掺水混输技术，扩大集油半径，简化工艺流程;“橇”即采用橇装数字化工艺建设偏远零散区块，保障新区产能经济有效开发。“十三五”以来，年均节省地面建设投资6000万元以上。

2.1大井叢布井

该采油厂深化布井研究，自2004年起开始应用丛式井，目前共有丛式井6118口，占全厂总井数55%，2010年起开展地上地下深度一体化，合理优化地面井位。近3年规模应用大井丛布井，井丛平均辖井数由2010年3.1口增加至5.1口，方便了生产管理，有效降低了地面投资及后期运行成本。为了将布井研究向标准化、精细化推进，重点开展了三项技术研究。

2.1.1井丛辖井经济技术分析

通过建立理论布井模型，确定不同水平位移下井丛理论上最大辖井数，结合大庆油田目前常用钻机所能实现的垂直井深及最大水平位移，确定不同钻机实际最大辖井数。目前Z50D钻机最大水平位移达2000m，井丛最大辖井数达145口.

建立单井建设投资及10年运行费用与平台井数、水平位移关系曲线。根据理论模拟结果，考虑成本，井丛布井9～25口投资及运行费用最低，如果钻井投资分别下降20%和40%，井丛最多辖井可达89口，因为单个井丛辖井越多，投资及后期成本越低。

2.1.2井场布置优化

为满足钻井运行、作业修井等生产需要，着重考虑生产安全及方便管理、减少征地面积，兼顾地面工艺优化进行综合研究，当井数大于8口时，双排相对布井征地面积最小，巡回检查路径最短。

2.2掺水混输技术

采油厂待开发区块多为偏远零散区块，距离已建系统较远，周边地面已建系统依托性差。若集中建站，建设投资大，经济有效动用困难;若以集油阀组间投产，采用常规环状掺水集油工艺建设，存在站间跨度大、集油半径长、温降压降大等问题，无法满足正常生产[4]。以永乐油田台B地区为例，探索掺水混输数字化技术，简化工艺流程，为类似区块的输油工艺提供可借鉴经验。

台B地区总体规划基建油水井283口，其中油井201口、注水井82口，分2016年、2018年、2020年三年实施。区块分布零散，主要分布在库里泡水库的东南部，区域被古库排干渠及支干渠划分为三部分，东西宽6.1km，南北长6.5km，区块总含油面积36km2。区域内地面高程自西北向东南逐渐降低，地面标高-1.3m，整体地势低洼，位于库里泡泄洪区内，区域中心距已建转油站7.65km。针对区块特点，具体开展了以下优化简化措施：

（1）油气混输，区域转油。将偏远零散区块视为区块扩边，将独立建站转化为集油增压阀组间，将台B地区的油、气、水多相介质混输至已建转油站处理，少建转油站1座，少建小队点1座，充分利用已建设备能力，减少新建工程量，简化工艺流程，集油半径由常规掺水工艺的10km扩大至15Km.

（2）统筹规划，区域排水。取消电泵井场标准化设计中原放置控制柜的井口房，改为水泥杆结合高架平台形式安装的井场控制柜;针对低洼地优化道路设计，升级路面标准并增加护坡，管道沿路肩敷设并留有巡检路，井排路加设涵洞;井排路旁建设集水渠道，将区块积水引入已建排涝站南侧，利用排涝站将积水提升后排除。针对区域地势特点优化设计，避免淹地、阻水纠纷，方便生产管理，遭遇20年一遇的洪水时也能满足油田排水标准。

3致密油区块地面建设优化简化

永乐油田源D区块扶余油层产能建设工程规划基建油井52口，建成产能6.29×104t，单井产量递减率25%。区块中心距离2号转油站15.2km，集油半径近20km，区块中部为安肇新河，东临大广高速。开展经济预评价的结果表明，内部收益率仅为-0.5%，低于6%的行业标准，具有递减快、依托差、建设难度大、效益差的典型致密油区块特点。因此以源D示范区为例开展优化简化工作，总投资下降了1.4亿元，实现内部收益率6%的效益建产目标，为致密油经济有效动用提供了可借鉴的思路。

3.1地面建设模式

针对源D区块一体化方案评价结果，编制了三套地面建设模式方案，论证其经济可行性。方案一是站外采取环状掺水工艺，油气混输至2号转油站处理;方案二是站外采取电热集油工艺，油气混输至2号转油站处理;方案三是站外采取环状掺水工艺，就近搭接至头台油田源D转油站。为实现偏远低品位储量经济有效动用，地面系统打破厂界限制，采取就近搭接头台油田已建系统的方式建设源D区块，与输至2号转油站相比，节省建设投资近2000万元。

3.2压裂返排液单独处理

致密油开发需采取大规模压裂措施，前期压裂返排液量大，每天在200t左右。由于压裂返排液组成十分复杂，具有高稳定性、高黏度、悬浮物含量高等特点，这些化学物质进入联合站影响脱水效果，因此在站外新建压裂返排液处理工艺。新建废压裂液回收池，将压裂返排液拉运至新建的回收池中进行沉降，新建氧化—气浮—混凝—过滤为主的处理工艺，处理后污水达到“20.20”标准，就近输至污水站进一步处理。

4结论

实践证明，“丛、混、橇”技术的应用，既实现了降低建设投资和运行费用的目标，又较好地满足了油田开发需要。

参考文献：

[1]李华林.优化简化节能降耗——油田地面建设、改造的主题[J].石油科技论坛，2007，15（4）：46-54.

（作者单位：辽河油田建设有限公司）