曹万岩 陈振新 寇秋涣 夏蓉 边孝琦

1大庆油田设计研究院有限公司

2大庆油田有限责任公司

经过60 多年的开发，大庆油田地面工程建设经历了开发上产、高产稳产和产量战略调整阶段。产能建设是油田持续稳产的有序接替，是大庆油田3 000×104t 稳产的重要保障。大庆油田产能建设包括长垣水驱、化学驱和外围低渗开发等类型。其中，长垣水驱逐渐从优质储层开发转向以层系调整、过渡带加密、边部外扩及剩余油挖潜和薄差油层开发为主，开发难度大、效益差；化学驱开发从主力一类、二类油层逐渐转向以二类B 油层为主，储层总体品质较差，建设投资高、化学剂用量大、开发费用高；外围低渗油田储层进一步变差，区块分布更加零散，常规油丰度低，致密油占比大，稠油需配套热采，开发难度大，地面依托差，经济效益达标难[1]。面对油田日趋复杂的开发形势，地面系统控投资、降成本、高效益建产的难度越来越大，为此，经过不断探索、积累和总结，近年来，通过实施地上地下一体化优化、系统布局优化、系统剩余能力优化、工艺技术简化等“三优一简”技术措施，地面投资及运行成本得到有效控减，为油田效益建产提供了助力。

1 “十三五”期间“三优一简”技术路线及成果

1.1 地上地下一体化优化

油藏工程、钻井工程、采油工程、地面工程多方结合，通过对开发和地面统筹考虑，充分利用已建设施，如北一区断东西块三元驱产能，通过室内实验研究，使普通污水配制三元体系的界面张力、稳定性、黏度和驱油效果等性能指标在不同浓度下均不低于深度水配制的体系质量，结合油藏工程，将注入水质“深度污水配制深度污水稀释”调整为“普通污水配制普通污水稀释”，调整后实现三元污水就地循环回注，节约投资5 213.4 万元；通过错峰开发、建设，有效控制新增规模，如南七～八区产能相邻5 个区块的错峰开发，避免了地面系统注采规模峰谷叠加，少建规模2.5×104t，节约投资9 000 万元；通过联合部署丛式井发挥其建设优势，减少地面建设工程量。同时，地面工程以“集、输、注”系统为核心，围绕主体工程对供配电、道路等配套系统同步优化。

1.2 系统布局优化

统筹考虑未来几年的开发安排，科学优化站场布局，有效缩减新建站数量及规模。主要做法包括：总体规划、分布实施；少建站，多站场合并建大站，如统筹考虑杏八～九区3 个区块分年建设的能力和规模，集中建设联合站1 座，减少2 座，节约投资1.2 亿元；打破厂界、区域界线，统筹规划；利用和依托转油站已建加热、分离能力，如在永乐油田源142-源20 区块产能中，打破厂界，将采油八厂和十厂的58 口井采出液转入头台油田源141 转油站集中处理，少建中间加热站4 座、拉油点1 座、通井路7 km，节省投资1 648 万元。

1.3 系统剩余能力优化

通过多年建设，大庆油田形成了庞大的地面系统，随着开发方式和产量结构调整，虽有负荷不均衡的现象，但已建能力仍有相互利用的空间。因此，“十三五”以来，通过水驱和化学驱能力相互利用、充分利用已建系统剩余能力进而提高负荷率、盘活已建资产等措施，有效挖潜利用各系统能力229.1×104m3/d，少建站场149 座。

1.4 工艺和新型高效设备简化

大庆油田进入高含水开发阶段后，为满足开发需求和降低建设投资及运行成本，对地面工程系统不断总结和研究，在传统双管掺水集油、单管环状掺水集油工艺的基础上，形成“两就近”、“三管或五管大井丛”集油工艺。针对聚驱开发注入需求，发展形成“低压二元、高压二元”简化配注工艺、“一泵多井”注入工艺。在原有处理技术基础上，进一步研发出“翼形板式” 油水分离技术、“大容量脉冲供电+防污染护罩式高压绝缘吊柱”电脱水器改进技术、“相变加热炉机械自动清垢”技术、“沉降罐加气浮”污水处理技术，形成适用于不同开发需求的新型高效处理设备，有效适应了不同形势下开发需求的不断变化[2-4]。

1.5 取得成果

“十三五”期间，通过全油田规模化应用“三优一简”技术措施，少建站场149 座，减少占地33.6 km2，节省投资35.89 亿元，年节约运行成本6 300 万元，在满足开发生产需求的前提下，有效控制地面建设投资和运行成本。与“十三五”初期相比，产能建设单井地面投资持续降低，由130.7万元降至“十三五”末期的107.5 万元，下降幅度达17.8%，地面投资得到有效控制。

2 “十四五”前两年地面工程多措并举助力效益建产

“十四五”期间，大庆油田为实现3 000 万吨高质量原油稳产目标，平均年基建油水井6 000～7 000 口，结合不同区块的开发特点，通过统筹规划、深入挖潜、工艺简化，努力实现“两零一控减”，即规模零新增、站场零新增，单井投资逐年控减；同时，地面工程与油藏、钻井、采油等多部门联合，综合实施优化措施，助推低效产能区块的有效动用。

2.1 注重统筹规划

南一区水聚驱综合治理区块基建井数2 400 余口，建成产能规模86.86×104t，为2022 年重点开发建设区域（长垣老区产能占比57.8%）。该区块为水驱层系调整、抗盐聚驱同区域同步开发，利用井和新钻井交叉分布，地面处理设施庞杂，井网密度大。针对南区开发特点，地面系统水聚驱统筹规划，通过能力调配、区域优化合并，提高区域负荷、控制站场规模不增，降低地面产能投资。

（1）合理调配液量，满足开发及地面需求。针对水驱开发的深度水水源需求不足而周边区域又无法补给的问题，从采出端进行调整，将后续水驱产出水作为深度水水源，以间为单元，将聚驱站后续水驱井调入水驱站，满足开发需求的同时，利用已建聚驱站剩余能力接纳聚驱新井产液，少建管网52 km，少建聚驱转油站1 座。

（2）适时开展优化合并，精简区域站场布局。结合区域站场老化、新增产液后能力不足需扩改建的时机，通过多方案比选，优化合并规模小、老化且分散的站场，集中合并建大站2 座，核减注入站1 座、停运深度污水站1 座。以上举措实施后，在新增1 110 口油水井条件下，区域站场数量由31 座核减为25 座，气液分离、游离水和电脱水负荷率分别提高了54.5%、2.8%和21.1%，深度水负荷率提高了6.5%，精简了站场布局及规模，提高了站场负荷率。单井地面投资比指标降低了42%，投资控制效果显著。

2.2 细化能力挖潜

近年来，为实现新增产能的有序接替，长垣化学驱开发逐渐从主力油层转向水驱控制程度比较低的二类薄差油层，且开采储层利用原二类油层井网进行上下返层开发。统计“十四五”期间平均年利用井占比55%以上，地面已建设施完备、可依托性强。针对不同开发特点，精准施策，有效利用剩余能力，降低建设投资。

（1）利用已建设施原井网返层开发充分。对于利用井井别不变，充分依托已建管网及站场剩余能力，结合开发配注参数调整，仅对部分工艺、腐蚀老化设备及管网进行改造完善，实现能力“零新增”；对于利用井井别发生调整，则就近搭接可利用已建管道，减少新建工程量。

（2）新布井网开发，适时打破水、聚驱处理界限[5]。如喇嘛甸油田南中西一区聚驱产能，鉴于区域内已建水驱转油站普遍见聚浓度在200 mg/L 以上，水驱污水站均按照聚驱标准核算，未将将新建389 口油井就近接入周边水、聚驱转油站，将采出液混合处理，利用已建能力2.99×104m3，区域油气分离负荷率由86.8%提高到98.7%。

（3）配注系统充分利用闲置设施，盘活已建资产。充分利用化学驱产能周期性注入的开发特点，当该区块进入下一个注入周期时，尽可能对已建注入泵房、设施及站外管道等改造利旧，减少新建。

2.3 简化地面工艺

“十四五”以来，外围低渗透油田加快了低效、非常规开发建设步伐，由于开发建设区块分布零散、物性差异大、地面依托条件差，若按常规模式建设，开发经济效益差，难以有效动用[6]。为此，地面工程综合采用多项措施解决这一问题。一是多方案比选，简化工艺。对零散无依托区块，采用集中拉油方式；对有已建系统可依托区块，采用就近挂接已建集油工艺；对附近有依托，但距离较远的区块，采用环状掺水工艺与电加热工艺相结合。二是充分利旧已建站场及系统能力，实现大中型站场“零新增”。

如2020—2022 年来94 稠油区块采用蒸汽吞吐开发方式，三批次产能相互交汇，针对单井产量低、地面系统无依托、开发需求复杂等不利条件，通过统筹布局、简化工艺、优化路由、控制建设标准、多方案比选，实现难采储量有效动用。通过统筹布置集中拉油点，有效缩减拉运距离和减少管理点；统筹规划电力系统，前期搭接农用线路满足快速投产需求，后期建设油田专线，保障供电平稳；根据黏温曲线优化集输温度等参数，采用电加热树状集油减少拉油点设置，应用撬装化设备建设易于搬迁的橇装注汽站；通过优化路由减少道路长度35 km，通过降低路基高度、优化道路结构降低道路标准、建筑垃圾用于抛石挤淤进行资源化利用，降低投资1 800 万元[7]。

2.4 取得阶段性成果

通过全面分析开发安排，细化挖潜地面潜力，深化应用“三优一简”技术措施，初步实现“两零一控减”目标。“十四五”以来，共少建站场70座，节省投资13.79 亿元，年节约运行成本6 700 万元，相比“十三五”末期，单井地面投资下降16.0个百分点，单井投资得以有效控制。

3 “十四五”后三年的主要对策及优化方向

“十四五”后三年，按照大庆油田3 000 万吨高质量原油稳产发展目标，开发安排年基建油水井7千余口，尤其加大化学驱及外围低渗透油田非常规开发力度。根据最新开发形势，地面工程在持续做好水驱产能优化简化的同时，着重做好化学驱能力挖潜、外围油田非常规开发技术储备工作。

3.1 长垣老区深化应用“三优一简”措施

（1）水驱过渡带及外扩新区重点实施集油工艺简化。根据科研试验取得的阶段性成果，结合黏壁温度理论、大平台布井优势和数字化建设的全面站库，进一步简化集油、计量工艺，不断降低掺水量、优化掺水系统运行。如南一区西块水驱产能按照黏壁温度理论计算，站外平均单井掺水量减少50%，部分高产液井可以不掺水进间，站场少建掺水加热炉3 台（7.5 MW）、三合一1 台，掺水泵排量降低50%，减少投资330 万元。

（2）化学驱充分依托已建能力，同步实施区域优化调整。针对化学驱利用井为主的特点，对原井网返层开发且驱替方式不变的区块，在充分利用已建能力的基础上，进一步挖潜同步实施区域优化调整的可行性；对原井网返层开发但驱替方式发生调整的区块（如聚驱转三元驱），将重点分析已建设施能力对新开发方式的适应性、升级改造再利用的可行性。

3.2 外围油田非常规开发区块做好技术储备

根据“十四五”后三年开发安排，采油七厂、十厂将陆续进行稠油开采。为此，地面工程重点做好两方面工作。

首先要适时开展实验研究，优化稠油处理工艺。主要包括：油品取样分析检测、采出液处理室内实验、采出水处理工艺研究。如来94 区块陆续开发井数已达293 口，提前开展采出水就地处理并回用注汽锅炉的技术研究，当含水率上升时，适时考虑在该区域建设集中处理站，为减少拉运成本、降低运维难度做好技术储备。

其次要持续推广橇装建站，适应动态开发建设。外围油田开发区块产量递减快、规模小、分布零散、依托条件差，为此加大推广多功能合一设备、撬装建站，以减少设备数量、节约占地，同时便于后期搬迁复用，实现降投资提效益的最终目标。如“六合一”多功能一体化装置在塔三转成功应用，橇装增压注水间、橇装注配间在零散区块应用实现工艺简化、快速投产，2019 年以来多个致密油区块投产前期“返排液预处理一体化集成装置”，实现各区块间灵活调用，有效减少地面投资，提高产能实施效益。

4 结束语

“十四五”期间是大庆油田3 000×104t 高质量原油稳产关键时期，地面建设规划应以油田开发规划为依据，做到建设规模、规划技术发展方向始终与油田的开发部署相吻合[8]。地面工程将积极应用标准化、撬装化、一体化设计成果，借助数字化建设进一步推动工艺简化，抓好新能源开发契机优选高效适用新能源技术设备，不断推进地面系统优化简化，助力油田产能建设持续高效开发，努力建设智能高效、绿色健康的油田地面工程系统。