夏蓉 王庆伟 曹万岩（大庆油田设计院有限公司）
大庆低渗透油田是指相对于长垣老区，油藏渗透率普遍低于100 mD的外围区块，也是大庆油田的重要组成部分。自1982年杏西油田开发建设以来，大庆外围已相继开发建设了33个油田，截至2021年底，年产油量达到了600×104t以上，是实现大庆油田持续稳产3 000×104t的重要保障。
近些年，为确保低渗透油田效益建产，大庆外围采用多种与常规水驱开发不同的非常规开发方式，主要有稠油、致密油开发。稠油是指温度在50℃时，动力黏度大于400 mPa·s，且温度为20℃时，密度大于0.916 1 g/cm3的原油，按黏度大小可分为普通稠油、特稠油、超稠油。大庆外围油田稠油主要采用蒸汽吞吐开采方式[1]。
致密油是指一种蕴藏在低渗透油层，以吸附或游离态存在于生油岩中，紧挨着致密砂岩且未经大规模长距离位移的石油聚集，渗透率平均小于0.1 mD，大庆外围油田致密油主要采用大规模压裂、弹性开采方式[2]。
文中针对大庆外围低渗透油田的特点，分析面临的开发形势，为保证外围油田效益建产，快速、高效、节省投资，通过对典型区块地面工艺技术的探索研究，总结取得的认识，提出下步攻关方向。
1）油区分布零散，无法相互依托。大庆外围低渗透油田单个油区跨度大，各类油田区块距离远，无法相互依托，整体开发效益差。
2）地面环境复杂，工程建设困难。外围油田区域内地面环境复杂，区域内自然保护区、渔场、乡镇等，给产能地面工程建设带来一定的困难，需统筹考虑敏感区域、征地难度、道路规划走向及标准等。
3）多种开发方式并存，开发难度较大。多种开发方式并存，分别有常规水驱开发、稠油开发及致密油开发[3]，油品物性差异较大，不同开发方式区块原油物性见表1。
表1 不同开发方式区块原油物性Tab.1 Physical properties of crude oil in blocks with different development modes
4）大规模压裂，产量波动大。致密油开发采用大规模压裂，初期油井产液量较高，产液波动大，对集油系统影响较大。
2.1 针对不同的开发方式，制定不同的技术路线
1）稠油区块技术路线鉴于稠油黏度较高，采用前端加热提温，后段掺稀沉降的方式进行降黏，改善集输及处理难度。考虑到稠油开发区块的集油相关参数与稀油有所不同，通过现场取样，对析蜡点进行测试，同时依据原油黏温曲线，优选集输和拉运的设计参数，降低管道结蜡发生堵塞的概率及油井井口回压。为确保后段油水处理效果，通过现场取样、室内实验加药量、处理温度及掺稀比等方法进行对比分析，确定热化学脱水及掺混后电化学脱水的运行参数，结合现场生产实际，选择合理的脱水方式。
2）致密油区块技术路线由于开发区块分散，系统布局时，充分利用已建设施，就近接入已建系统，主体、配套系统建设均采用现场成熟可靠工艺，满足开发需求同时确保生产运行稳定。地面系统工艺贯彻“站场工艺简化、管网路由优化”思想，按标准化、模块化、橇装化、数字化进行设计，以利于项目快速建成投产。鉴于油井压裂后初期排液量较大，此阶段油井返排液（采出液）成分复杂，液量波动较大，在产量稳定前暂不接入集油系统，以油井返排液预处理一体化集成装置作为产液储存、装车主要生产装置，进行拉运生产，同时返排液预处理一体化集成装置考虑循环使用，充分利用资产。
2.2 优化布局，简化工艺，控投资降成本
1）稠油区块。多方案比选，合理确定实施方案根据工程适应性与实际情况，采用多方案比选，简化工艺，在方案中新老井统筹考虑，优化区块整体系统布局，优选站外集油系统与站内处理工艺，节省投资[4]。
如“来94区块产能建设”中，集油系统简化集油工艺，经过方案比选，油井产液采用“井口升温、沿程电加热管道维温”的方式集输，集中拉油点辖井按照集油半径小于或等于3 km布局，井口电加热器设置按照加热至60℃考虑。对注汽系统设置移动或固定注汽点进行比选，确定区块采用移动注汽方式进行开采；
比选优化注汽半径，按井位区域分布，合理配置注汽锅炉，优化注汽半径。锅炉选择按注1口水平井，或同时注2口直井规模配置。锅炉选择为11.5 t/h车载式注汽锅炉3套。注汽半径按2.5 km控制。注汽点燃料系统编制2套方案，优选方案后，蒸汽注入费用下降约200元/t。
站场合并建设，方便生产管控。新建站场尽量采用合并建设，节约占地，同时方便生产管理。如“来94区块产能建设”中，集油系统油井产液采用“井口升温、沿程电加热管道维温”的方式集输，就近建集中拉油；
注汽系统设置移动注汽点，采油车载注汽锅炉移动注汽；
方案中注汽点、拉油点及水源井合并建设，节约占地及道路建设，节省投资，方便生产管控。
在保证生产运行需求的前提下，适当降低道路建设标准。按照优化原则，通过路由优化、建筑垃圾资源化、优化道路标准、取消桥梁加固等多种方式减少道路建设工程量。如“来94区块产能建设”中，对道路建设标准进行了优化：一是应建路面宽4 m长度11.5 km沥青砼路改为砂石路，降低标准后投资由1 265万元降低至792万元，投资减少473万元；
二是应建路面宽3.5 m长度4 km稻田地沥青砼路调整为砂石路，降低标准后投资由680万元降低至494万元，投资减少186万元。
2）致密油区块。多方案比选，合理确定实施方案。如“塔21-4区块产能建设”中，进行多方案比选，站外系统通过比选集中拉油、电加热集油、环状掺水流程，布局上比选油气混输与分输工艺（表2），另外，新老井统筹考虑，进行区域系统优化，将区域内已建4个拉油点所辖66口拉油井接入系统，实现密闭集油，实现年集气308×104m3，年节省运行费用184.13万元。充分利用已建系统能力，提高区块综合开发效益。由于开发区块分散，系统布局时，充分利用已建设施，就近接入已建系统，充分利用已建转油站油气分离能力、脱水站脱水能力及污水站污水处理能力，主体、配套系统建设均采用现场成熟可靠工艺，满足开发需求同时确保生产运行稳定。
表2 布局方案比选结果统计对比情况Tab.2 Statistical comparison of the results of layout schemes comparison
如“塔21-4区块产能建设”中，区域内16口油井就近挂接已建塔一转及塔二转集油系统，与新建系统相比节省管道5.8 km，节省投资120万元；
另外，含水油输至已建龙一联脱水站处理，充分利用该站已建剩余能力，利用油气分离能力704 t/d，脱水能力290 t/d，污水处理能力300 t/d，节省投资约450万元。
依托丛式布井，合理布置管廊带。外围油田建设区域地势起伏较大（高程差最大8 m），稻田、苇塘、水泡子等特殊地类较多，工程管道及配电线路无法直线敷设，因此可依托丛式布井，管道及配电线路沿路肩集中建设管廊带。
如“塔21-4区块产能建设”中，针对区域内油井分布较为分散，部分井位于水泡子、农田等敏感地类，建设投资高，环保风险大等情况，基建的102口井采用丛式井方式建设，减少井位点，远离敏感区，102口井形成24座平台，依托丛式布井，管道及配电线路沿路肩集中建设管廊带，少建集油管道18.6 km、供电线路10.6 km、道路11.7 km，节省投资1 036.8万元；
节约永久占地54.98×104m2。
2.3 标准化设计、模块化建设，助力快速高效建产
大庆油田稠油及致密油区块均采用标准化设计、模块化建设。
1）小型站场采用标准化设计、橇装化建设。油、水井场、集油阀组间、配水间等小型站场建设数量大、重复性强、工艺相对简单，采用整体标准化设计、橇装化建设，保障系统工程先建先投[5]。
2）应用一体化集成装置，橇装建站。外围油田零散单井或集中拉油采用“九合一”装置，该装置具备密闭储油气功能、天然气回收利用功能、计量直读功能、原油自加温功能等，分离出的伴生气可用于“九合一”装置自耗升温[6]。
鉴于油井压裂后初期排液量较大，此阶段油井返排液（采出液）成分复杂，液量波动较大，在产量稳定前暂不接入集油系统，以油井返排液预处理一体化集成装置作为产液储存、装车主要生产装置，进行拉运生产，同时返排液预处理一体化集成装置考虑循环使用，充分利用资产[7]。
应用橇装集成技术，可简化地面工艺，实现快速建站、重复利用，降低投资[8]。
在大庆外围“四合一”装置的基础上进一步集成创新，研发了采出液一体化集成处理装置，即原油加热、分离、沉降、缓冲、天然气除油、干燥六项功能于一体的集成装置“六合一”，使站内流程进一步简化，提高设备处理效率，满足零散小型化、依托条件差、处理规模小的外围油田区块的开发建设需要，实现转油站工艺设备高度集成化和撬装化。
研发六合一装置后，将合一装置橇、外输掺水橇、加药橇和电控信橇4橇合一，组合成小型橇装转油站，适于外围零散小区块，可缩短工期，实现快速建站、组合搬迁、重复利用，相对常规转油站可节约投资300万元左右。
如“塔21-4区块产能建设”中，新建的塔三转油站首次应用高度集成化橇装装置“六合一”，既可满足快速建产需求又可最大程度减少占地、降低投资，同时，应用了“橇装建站”模式，以最优方式解决致密油区块大规模压裂、初期产量高的问题。
小型橇装注水水质站可实现地下水“就地处理、就地回注”，能够较好的适应外围油田滚动开发。具有体积小、占地面积小、运行费用低、便于安装和移动的特点。“十三五”期间，采油九厂在塔87、塔35等区块共应用小型橇装注水水质站13套，设计规模为40～420 m3/d，目前均运行良好。
1）优化、完善集油工艺。虽然拉油工艺及电加热集油工艺在“十三五”期间应用较广泛，但现场实际应用中还存在问题，如VOCs治理对拉油工艺井场气体排放的限制；
电加热集油工艺也存在耗电高、维修费用高等问题。
2）完善稠油处理工艺，持续优化方案。进一步调查了解国内外稠油油田地面工艺技术水平、适应条件，跟踪稠油区块生产运行情况，总结稠油油田在注采、集输、脱水、污水处理等方面成熟的工艺流程和技术界限;进一步研究规模建产情况下，集中建设橇装站，实现油水就地处理，污水处理后就地回用;进一步探索注气系统租用注汽设施的可行性[9]。
3）完善含压裂返排液的采出液处理工艺参数。投产初期压裂返排液液量不稳定、成分复杂，若短时大量进入地面系统，容易对电脱水以及污水处理系统造成冲击[10]。将继续研究其对系统的影响，完善电脱水、污水处理工艺，更好的适应生产。
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