外围油田效益建产模式实践

于洋 刘恒煊 杨梅红

1大庆油田有限责任公司第八采油厂

2华北油田公司检验检测中心

面对油田开发难度不断增大和油价持续低迷的双重压力，大庆油田采油八厂统一思想、直面困难，树立全生命周期投资控制理念，从优化简化、提高区块效益和一体化运行、提质提速两方面着手，多措并举，为增储稳产提供强力支撑，助力油田高质量发展。

1 优简并用，实现新区效益建产

1.1 新区建设面临的问题

开发区块以低产、偏远、零散的薄差油层为主，经济评价需要反复优化才能达标，存在开发对象差、储量接替难、地面依托性差、建设环境差四个特点。新区建设面临的常见问题见表1，主要是地面方案设计编制难度大，新区建设效益建产难度大[1]。

表1 新区建设面临的问题统计Tab.1 Statistics of problems faced by the construction of the new district

1.2 常规措施

1.2.1 优化系统布局

2021 年基建井377 口，全部依托已建系统，不建新站，仅扩建阀组间1 座、配水间2 座。产能情况见表2。

表2 2021年产能统计Tab.2 Production capacity statistics in 2021

1.2.2 优化地面井位

综合考虑地形、地貌、油层深度、井身结构、运行费用等全成本因素，整体优化，能平尽平、能丛尽丛，2021年丛式井比例占94.7%，减少了地面新建工程量，降低了建设投资，同时节省了后期运行成本[2]。地面井位布井原则见表3。同时应注意以下问题：①明确布井原则。六项原则指导各专业标准化、精细化布井，减少新建工程量，提高丛式井比例[3]。②明确辖井数界限。布井9～25口，水平位移450～850 m，建设投资及后期运行费用最低。③明确井场布置方式。8口井以上井场，双排驴头相对布井，占地面积最小，巡回检查路径最短。

表3 地面井位布井原则及优化措施Tab.3 Principle and optimization measures of surface well placement

1.2.3 优化地面工艺

按照站场少增占地、管网路由简化思路，采用环状掺水与电热工艺相结合、一管多井配注、一变多井等简化工艺，2021 年降低建设投资1 500 万元，节省运行成本80万元[4]。采用环状掺水与电热工艺结合，少建阀组间3 座、集油管道33 km；采用多井配水与单井配水结合，少建配水间5座、注水管道27 km；规模应用一变多井，少建变压器162座。

采油八厂通过优化系统布局、地面井位和地面工艺，实现控规模、降投资、提效益，年可降低地面建设投资4 000 万元，2021 年百万吨产能地面投资16.4 亿元，单井地面投资102.1 万元，地面投资占比17.7%。投资指标对标情况见表4。

表4 地面工程投资指标对标Tab.4 Benchmarking of surface engineering investment indicators

1.3 针对偏远区块的措施

1.3.1 优化区块部署，错峰投产

源142区块为扶余油层产能，位于头台油田境内，区域内没有采油八厂已建地面设施，区域中心距离最近的永5 转油站15.2 km。采取滚动开发建设，区块内涉及采油八厂、采油十厂、头台油田产能，2019—2021 年共规划基建井155 口，“十四五”期间还有220～250 口井待开发。源142 区块开发规划基建井数见表5。

表5 源142区块开发规划基建井数Tab.5 Number of planned infrastructure wells in Yuan142 Block

2019 年采油八厂源142 区块基建52 口油井，地面系统依托头台油田源141转油站建设，2021年进行区块外扩，补充基建58 口油井，导致站内工艺设备需重复扩建，单井地面工程投资178 万元。主要存在以下两方面建设难度：①钻建难度大。区块中部为安肇新河，东临大广高速，南部为村屯、稻田、蟹塘、鱼池，绝大部分井区位于低洼地，2019年建设的52口井，井口标高平均为500～1000mm，地势低洼、环境复杂，易出现道路阻水，造成水淹地、地方道路征用困难等情况，地面建设难度大。②地面投资高。外扩井均位于2019年源142井区周边，若仍然依托源141站建设，站内刚扩建完的三合一、二合一、掺水泵、外输泵等工艺设备均需要二次扩建，同时头台油田源二联至头台联的30 km外输管道能力也无法满足生产需求，需在本工程中扩建。

通过采取扣分摊、延长评价期至15 年、降低钻采投资、利旧已建地面设备等措施后，在目前45美元/桶的低油价下，经济评价仍无法达到6%的行业基准收益率。

对源142区块已投产的42口油井产量情况进行跟踪分析，投产初期最高日产液量合计921.3 t，最高日产油量合计144.1 t，平均生产240 d 后，日产液量递减为457.5 t，日产油量递减为69.7 t，产液递减率为50.3%，产油递减率为51.6%[5]。

根据产量递减情况优化区块部署，地上地下相结合，源142外扩区块推迟至2023年建设，届时源142 区块已建井产量递减近80%，已建地面系统负荷下降后再开展外扩区块基建，错峰建设，以减少扩建工程量，同时可避免因扶余油层递减太快而造成后期设备设施低负荷运行[6]。

1.3.2 简化工艺流程，混输接力

台9区块位于库里泡水库东南侧，区域被古库排干渠和支干渠划分为三部分，区块总含油面积34 km2，区域内主要分布有农田、林地及3 座村屯等，区域中心距离最近的永4转油站7.72 km。采取滚动开发，2016—2022 年逐年基建，共规划基建287 口井，其中油井209 口、水井78 口，建成产能14.19×104t/a。开发规划安排情况见表6。

表6 台9区块开发规划安排Tab.6 Development planning and arrangement of Tai 9 Block

首先，采取站内工艺“降级”措施。台9区块最远井距离永4 站10.7 km，集油半径达17 km，按照常规建设模式，需要在区域中心新建转油注水站。但滚动开发形势不明朗，初期建站规模难以确定，因此将台9区块视为区块扩边，新建转油注水站“降级”为增压集油配水间。利用掺水混输工艺扩大集油半径，充分依托永4 转油注水站剩余能力，应用混输工艺，简化布站，降低建设投资，减少运行成本，永4站处理负荷率提高40%。建设投资和运行成本对比情况见表7。

表7 台9区块建设投资和运行成本对比Tab.7 Comparison of construction investment and operation cost of Tai 9 Block

其次，采取站外工艺“升级”措施。针对区块管理面积大、井场分布零散、距离已建站场较远的问题，通过数字化技术“升级”站外工艺。以永4站为监控中心，实现台9区块6座集油配水间、287口油水井生产数据自动采集、远程监控，站外用工仅5人，与传统模式相比少用工31人[7]。

最后，完善混输工艺。通过现场清淤，在泵前过滤器、站间回油管道、站内沉降罐中均清出大量砂体。来液含砂对混输泵运行主要造成以下两方面影响：①堵塞工艺设备造成偏流。来液中含砂，堵塞匀流装置内孔板，导致匀流装置无法充分均匀混合气液；堵塞泵前过滤器，造成泵进液困难，并联运行的混输泵吸入的气液流量不均匀，产生偏流现象。混输泵在高含气率的工况下运行，导致泵体过热、震动增加、泵轴断裂[8]。②磨损泵体内衬造成漏失。双螺杆混输泵属于回转式容积泵，衬套与螺旋套间隙约为0.3 mm，两螺旋套间隙约为0.4 mm，运行时衬套、螺旋套附有一层油膜起密封作用。由于砂子磨损，各组件之间缝隙增大，油膜起不到良好的密封作用，造成混输泵漏失严重，泵效下降，无法达到设计排量，变频器长期工频运行。

针对混输工艺存在的问题，通过与设计院、厂商多次结合，确定以下解决措施：①改变运行方式。将“运二备一”改为“运一备一”的运行方式，避免了气液产量波动较大造成的进液不均，从根本上解决偏流问题[9]。②增设油气分离器。在台9-1间外设置油气分离器，各阀组间来液先进入油气分离器分离、缓冲、沉降，再经过匀流装置进入混输泵，减少气液波动直接冲击泵体，同时实现沉砂功能。③更换大排量混输泵。拆除原排量160 m3/d的混输泵3 台，结合后续新建产能，更换为2 台排量320 m3/d的混输泵。④改进匀流装置。匀流装置与工艺管道采用法兰连接，方便拆卸清淤；匀流装置上加装玻璃看窗，方便观察流体形态。⑤更换泵前过滤器。更换滤网目数更高、面积更大的两级过滤器，目前泵前过滤器为20 目（孔径0.85 mm），混输泵的两个螺旋套之间及螺旋套与衬套之间空隙约为0.3 mm，滤后介质含砂直径大于内衬空隙，易磨损泵体[10]。

2 多措并举，推进前期工作提速

采油八厂开发整体进入难采储量接替阶段，剩余优选潜力区面积小、不整体连片，造成新建产能区块小、产量低、项目多。2022 年开发规划基建662口井，预计建成产能31.48×104t，产能项目17项，占全油田产能新建井数的7.9%、建成产能的12.3%、项目总数的16.8%。为全力推进产能提质提速，将产能建设细分为3条主线、10条辅线、35个节点，成立一体化办公室，整合资源、各部门集中力量、协同联动。

2.1 抢抓前期程序

按照新井产量目标，倒排运行工期，提前半年着手，超前组织图纸调整、环评安审、征地、备料等工作。通过以下“四个超前”为后续环节争取了时间。

（1）超前图纸调整。提前收集完钻井资料，早出调整方案，早发施工图纸，加快资料流转，缩短完钻施工图调整周期20天。

（2）超前环评安审。采用地面方案初稿，提前勘察现场，采集资料，积极配合环评单位编制报告，压缩环评办理周期；安全评价与初设同步开展、同步审批。

（3）超前土地征用。设计、环保、基建等多专业联合现场勘察，提前采用钻前施工图和初设办理征地手续，加强横向沟通和企地协作，确保环评批复后一周内完成用地手续。

（4）超前物资供应。计划、设计、生产、器材、基建等多部门联动，核准物资需求，提前委托加工抽油机、管线等大宗物资，通用物资分批次备料、及时补充，避免“等米下锅”。

2.2 紧抓方案设计

方案设计应着重注意以下两点：

（1）超前介入，提前开展地面方案编制。提前掌握产能区块地面生产现状；提前分析影响投产运行的关键生产难题；提前编制地面建设思路并组织相关单位讨论；提前派人驻扎设计院协助编制方案设计。

（2）立足自身，自设为主开展方案设计。以自设为主、外委为辅开展地面方案设计，自设率由2019 年的12%提升至2021 年的70%，预计2022 年将达到82%。

3 有的放矢，明确下步攻关方向

下一步将针对以下几方面问题开展技术攻关，适应新的油田开发形势，探索适合外围油田的地面效益建产模式。

（1）针对致密油区块产能经济达标困难的问题，继续开展一体化降投资优化措施，地上地下联合攻关，从提高评价期产量、降低初期建设投资两方面着手，按全生命周期开发考虑，保障致密油区块经济、有效动用。

（2）解决致密油区块压裂返排液处理难度大的问题。2021 年预测产生返排液62.8×104m3，返排液胶质含量高，并且含大量砂体及其他杂质，影响地面系统安全生产及平稳运行。与采油工程联合攻关，按照“能复配即复配”的原则，使返排液在站外进行充分降解，避免直接冲击地面系统。

（3）解决滚动开发不明朗，扶余油层产能免钻风险高的问题。2019—2021 年扶余油层共规划基建564 口井，已取消基建70 口井，占总井数的12.4%，2023 年及以后产能区块，开发形势不明朗。与开发紧密结合，根据“十四五”钻井环评确定的井位，提前核实预判涉及站场扩建情况，2022年地面方案及初步设计编制过程中，时时跟踪钻井进展，根据免钻情况及时调整地面工程量。