姬塬特低渗透油藏国家示范区地面建设初探

王春辉，高淑梅，张小龙，王莉娜

（西安长庆科技工程有限责任公司，陕西西安 710018）

0 引言

近年来，长庆油田针对鄂尔多斯盆地 “低渗、低压、低丰度”油藏现状，通过加强科技攻关，坚持管理创新，发展并完善了超前注水、井网优化及储层改造等主体技术，创新了标准化建设体系及数字化管理体系，实现了特低渗透油藏规模化开发和建设，油田已进入大发展的快车道，2011年油气当量突破4 000万t，预计到2013年油气当量将达到5 000万t。

姬塬油田作为鄂尔多斯盆地近年发现的储量超过10亿t的整装低渗透油田，其资源潜力大，综合利用前景好，技术条件基本成熟，是中国石油和长庆油田油气增储上产的重点区块之一，也是长庆油田实现油气当量5 000万t的重要保证。2011年5月姬塬油田被确定为我国首批矿产资源综合利用示范基地，长庆油田将进一步加大成熟技术的推广和新工艺新技术攻关，积极推进姬塬油田特低渗透油藏规模建设，为鄂尔多斯盆地及国内同类油藏的开发建设形成示范效应。

1 姬塬特低渗透油藏特性及国内开发形势

鄂尔多斯盆地主要发育低渗透岩性地层油气藏，油气资源十分丰富。截止2010年底，探明石油地质储量24.04亿t，其中低渗透油藏储量占总探明地质储量的90.8% （见图1）。近年来姬塬油田 “一类”储量油藏已开展大规模建设，低渗透、特低渗透油藏基本都属于 “二类、三类”储量油藏，资源量占姬塬地区总资源量的73%。

根据国土资源部与国家发改委新一轮油气资源评价，全国石油资源量为1 086亿t（不含台湾和南海），其中低渗透资源为537亿t，占总资源量的49%。2010年底，全国累积探明石油地质储量310亿t，其中低渗透158亿t，占50.9%。

从资源开发角度来看，我国目前已进入低渗透油田勘探开发时代。我国低渗透油藏资源丰富，国民经济对石油的需求快速增长，迫切需要开发低渗透油藏。“十一五”以来，我国每年探明储量中低-特低渗透油藏储量所占比例达到70%以上，低渗透油藏产量不断增加，逐步成为我国原油产量增产稳产的主要因素。但由于受技术及经济因素的制约，一方面大量探明的低-特低渗透油藏未能有效地投入开发，另一方面已开发油藏采收率低，经济效益不容乐观。如何经济有效地开发低渗透油田是我国石油行业当前急需研究的重大课题之一。在国内能源需求不断增长、石油资源对外依存度不断提高的情况下，迫切需要研究和有效应用低-特低渗透油藏开发的配套技术。

2 地面建设模式回顾与目前存在问题分析

纵观长庆特低渗透油田的油气集输工艺，经过了近40年的发展，形成了一套适用于黄土高原低渗透油田的地面工艺技术，创造了著名的 “马岭”、“安塞”、“靖安”、“西峰”等地面建设模式，成功地控制了地面建设投资，确保了长庆特低渗透油田的有效开发，为长庆油田大规模生产和滚动开发奠定了坚实的基础。其中“马岭模式”是基础，“安塞模式”是突破， “靖安模式”是继承完善，“西峰模式”是创新发展。

“马岭模式”首创了单井单管不加热密闭集输工艺流程，形成了 “单井—计量站—接转站—集中处理站”的三级布站方式。“安塞模式”以 “单、短、简、小、串”为技术特征，以丛式井双管不加热密闭集输为主要工艺流程，形成 “井口—接转站—集中处理站”二级布站方式。“西峰模式”采用井口功图计量，以丛式井单管不加热密闭集输为主要流程。随着地面工艺的不断优化简化，地面模式的不断创新发展，长庆油田地面建设投资占总投资的比例呈递减趋势，如图2所示。

姬塬特低渗透油藏开发建设中主要存在以下问题：

产量低，地面工程投资压力大；周期短，地面建设速度不满足要求；伴生气资源利用率低；含油污泥简易处理，面临环保压力大。姬塬示范区地面建设亟需针对特低渗透油藏开发特点和地面建设中存在的问题，在原有模式基础上进行创新和完善。遵循地面服从地下的原则，通过科研攻关和技术创新，探索出一条新的地面建设模式的思路，使地面建设向着低成本、集约化方向发展，从而更好地保证油田开发建设的效益和先进性。

3 示范区内地面建设思路与主要做法

经过多年来的科技攻关、现场试验，已初步形成了适合特低渗透油田开发的工艺技术。在示范区内将大力推广成熟先进的地面工艺技术；针对地面系统优化简化、提高伴生气回收与综合利用率等进行新工艺新技术攻关试验；围绕快速规模建产、经济效益开发，进一步降低建设成本，提高资源综合利用程度，突出节能环保，实现和谐发展。具体说来，姬塬特低渗透油藏国家示范区地面建设，将以“标准化设计、模块化建设、数字化管理、市场化运作”为手段，逐步形成以 “大井组、站场一体化集成、二级布站、井站共建、多站合建”为特点的特低渗透模式。

3.1 站场、设备一体化集成

各类站场推广应用各个系统的一体化集成装置，适应长庆油田多井低产和快速滚动建产的需要，实现技术集成、功能集成，力求结构紧凑、体积小型化、管理数字化。同时开展系列化设计与研发，满足不同规模工程建设的需要。主要包括数字化橇装增压集成装置 （见图3）、一体化智能橇装注水装置、泵—泵智能密闭供水装置、橇装组合式35 kV变电所、一体化变压器 （多功能组合式变压器，见图4）等。通过示范区内一体化集成站场、设备的广泛应用，达到降低地面建设投资、缩短施工周期和节约占地的目的。

以增压点建设为例，数字化橇装增压集成装置的应用实现了油田工艺流程从三级布站变为一级半布站，减少占地面积60%，缩短施工设计周期50%，降低投资20%。

3.2 井站合一，多站合建

通过优化井场和站场布局，实现地面建设向着集约化方向发展，主要体现在：一方面采用大井组组合，地质、工艺、地面结合，优选井场位置，井场布局和路网、管网协调一致，井场尽量布置在油区干线道路、管道附近，减少支线。另外一方面根据低产量、大井组、快速滚动的特点，通过平面布局优化，在建设中将集输、注水、供水系统有机结合，多站合建，整体优化；水源井、增压点、小型注水站等均依托采油井场建设，形成井站合一的地面站场布局模式。有效地节约土地资源，较常规百万吨产建节约土地面积133.4 hm2。

3.3 简化布站方式

针对特低渗透油藏滚动开发建设的特点，姬塬示范区建设采用以联合站为核心，注水站为骨架，增压点、橇装注水站为补充的骨架站场布局模式，形成以大井组—增压点—联合站二级布站方式为主的建站模式，布站方式更为灵活，对调整变化有较强的适应性。通过简化中间环节和减少站场数量，降低地面工程投资。

在部分区块地面建设需要设置接转站环节时，将根据集输工艺特点，取消事故罐设置，实现井场—联合站的全密闭输送，减少中间管理单元，降低油气集输过程中的油气损耗，节约能源，提高经济效益，降低地面工程建设投资。该工艺的成功应用还将为下一步提高装置集成度，实现接转站的橇装化集成创造条件。

3.4 伴生气回收与综合利用

大力推广长庆特色的伴生气回收及综合利用技术，促进高效、节能、环保的油田开发。实现全过程的油气密闭集输和伴生气的综合利用，保证大小站点加热炉的大部分燃气化，既充分利用了资源，又体现了环保理念。示范区内采用 “井口回收套管气；增压点采用混输工艺；联合站采用大罐抽气技术回收油罐挥发气；联合站进行原油稳定、轻烃回收；燃气发电、干气替代燃料油直接用作集输站场燃料气、规模站场热电联运”的总体技术路线。力争实现示范区内油气密闭集输率100%、伴生气的回收率大于90%，组分收率大于80%和原油稳定率100%的目标。

3.5 推广应用标准化地面建设模式

油田标准化设计以工艺技术优化简化和定型为核心，以模块化设计、三维化配管为关键手段，在对批量性、通用性、重复性的产建内容进行标准化设计的基础上，进一步深化完善标准化设计，规范油田地面建设模块预制管理，积极推进油田场站工程的模块化建设模式。模块预制有利于加快场站工程建设进度，降低工程建设成本，模块单元的划分及预制深度便于运输及现场安装，确保预制产品质量。

4 下一步示范区技术攻关方向

“十二五”期间，结合特低渗透油田开发特点，开展一系列的重点攻关项目，保证示范基地建设的安全性、先进性和适应性。

4.1 油气混输多相流管道理论分析和工艺研究

为实现油气全密闭输送，全面推广应用油气混输工艺，充分回收伴生气资源，为地面集输工艺优化、简化提供理论支撑。主要针对油气混输进行理论研究，模拟管道运行工况，提出适用于特低渗透油田多相混输工艺设计的边界条件，形成油气混输工艺设计规定及经验计算方法，指导工程设计。同时开展混输管道流型分析、热力条件分析、结蜡规律研究、段塞流防治研究等工作，形成 “井口—联合站”、“泵—泵”油气混输集输工艺，提高油田伴生气利用率，为后期大规模推广同步回转油气混输装置奠定基础。

4.2 地面集输工艺优化研究

针对新形势下的 “井场—管道—站场”二级布站、油气混输、水力越站等现状，对地面集输工艺提出了新的更高的要求。通过优化地面集输工艺形成多相油气混输工况下的油气集输模式，满足油田生产油气混输及回收利用伴生气的需要，简化布站方式，减少中间管理单元。实现油气集输密闭率100%、伴生气回收率100%，并与数字化建设管理模式充分结合，提高长庆油田油气集输工艺技术水平，提高伴生气综合回收利用率，降低员工劳动强度，节约能源，提高经济效益，降低地面工程建设投资。

4.3 一体化集成装置的研究与完善

随着油田发展，现场对橇装增压集成装置提出了新的更高的要求，结合装置现场运行过程中反映出的问题，需要对装置进行有针对性的优化和必要的升级换代。通过优化进一步提高装置的适应能力，使装置在生产中发挥更大的作用。同时针对性地研发橇装接转装置和橇装脱水装置，系统集成各种功能，代替常规的接转站、脱水站的设置。对原井场电气、仪表箱进行优化整合，研制一种新型抽油机控制柜，集原有抽油机配电箱、抽油机变频启动柜、抽油机数据采集箱3个不同单元为一体，优化井场各功能箱体的数量和分散布线，对装置内布局和接线设计进行标准化。通过多领域一体化集成装置的研究和推广应用，达到降低工程建设投资、节省建设时间、减少征地面积、减轻员工劳动强度的目的。

4.4 增压供水、注水工艺研究

通过研发水源井井口增压装置，进行井口二次加压，既可降低水源深井泵扬程，提高泵效率，又可实现深井泵和井口增压装置顺序启动，装置全自动控制，节省能耗，确保供水系统的正常运行。智能移动增压注水装置将增压注水泵、仪表控制柜、变频配电柜、高压管路过滤器一体化集成安装，配套先进的智能控制系统，以满足特低渗透油田部分高压注水井及边远注水井的升压需要。当稳流配水阀组压力不能满足注水压力要求时，注水支干线高压水可经过增压注水装置再次升压后，通过稳流配水阀组配注至注水井。

4.5 高压动态无功补偿装置研究

高压自动动态无功补偿装置采用直流助磁式可控电抗器，利用附加直流化铁心，改变铁心磁导率，实现电抗器的连续可调，其内部为全静态结构，无运动部件，工作可靠性高。本研究主要用于解决长距离线路限制过电压和无功补偿的矛盾，在最大程度上保持系统电压的稳定性，减少系统网损，提高电网输送能力，精确地控制系统电压和无功功率，减少由于电容器分组投切带来的冲击和涌流，可大大提高设备的使用寿命。

4.6 含油污泥集中处置技术研究与应用

目前含油污泥治理方式简单，主要采取浓缩、自然干化、露天堆放和填埋的 “简单治理”方式，不符合国家 《危险废物污染防治技术政策》要求，因此有必要研究适用、高效的含油污泥集中处置技术，适应姬塬示范区的产建需求。下一步将通过调研分析进行污泥技术论证研究，优选确定 “热洗预处理、调质+机械离心脱水”的污泥处理技术。通过油泥分离工艺技术研究，提高油分回收率，分离出的水中含油降至2%左右，可回收利用。该项技术研究将各个处理阶段的设备模块化集成，并采用全自动控制，一方面方便总体布局，另一方面方便维护管理，降低劳动强度。

5 示范效应与前景展望

综上所述，通过在示范区内大力推广成熟先进的地面工艺技术，并针对地面系统存在的问题进行针对性的技术攻关试验，形成技术领先、资源综合利用程度高的姬塬油田地面建设新模式，使示范区内技术水平达到国内领先的水准 （示范区主要技术参数详见表1）。

通过在示范区内大力推广应用标准化设计，实现井场—站场标准化设计覆盖率达100%，全面提升油田地面建设速度和整体建设水平，并形成一套完整的油田地面建设标准化设计技术规定。通过数字化建设建立全油田统一的生产管理、综合研究的数字化管理系统，让数字说话，听数字指挥，创建高水平的井站数字一体化管理示范基地。

表1 示范区主要技术参数

6 结束语

总之，通过姬塬特低渗透油藏国家示范区的效益开发与绿色建设，全面提高了特低渗透油藏油气资源综合利用水平，打造出特低渗油藏规模有效开发建设的示范基地，形成了技术领先、资源综合利用程度高的姬塬模式。随着示范区地面建设的不断深入，下一步将围绕低成本和集约化两大主题对特低渗透油藏地面建设展开更深层次的探讨。

[1]李永军，夏政.长庆低渗透油田油气集输[M].北京：石油工业出版社，2011.

[2]王道富，朱义吾，李忠兴，等.鄂尔多斯盆地低渗透油气田开发技术[M].北京：石油工业出版社，2003.

[3]王春辉，林罡，张小龙，等.姬塬油田多层系开发地面工艺技术研究与应用[J].石油工程建设，2012，38（2）：19-22.