大港油田井丛场建设管理创新与实践

赵平起，李东平，唐世忠，滕国权

( 中国石油大港油田公司）

1 大港油田发展面临的困难与探索

大港油田地处京津冀腹地，主体位于经济高速发展的天津市滨海新区和河北省渤海新区，区域内自然保护区、生态农业保护区众多，生态环境敏感，随着新环保法及地方环境保护法规的实施和民众环保意识的增强，油田开发建设面临的环保要求日趋严格。大港油田需要探索新的产能建设和开发管理模式，高效利用土地资源，降低征地、用地成本，实现与周边环境和谐共生，以顺应滨海新区、渤海新区区位发展和环保要求。

1.1 生产经营压力与亟待解决的问题

作为中国石油集团东部地区唯一一家上产油田，大港油田全员劳动生产率、人工成本、百万吨油气当量用工总量等经营指标在集团成员企业中排名靠后。随着内外部环境不确定性因素的不断增多，油田上产、稳产、投资和生产经营均面临着前所未有的困难。

大港油田属于典型的复杂断块油藏，主战场黄骅坳陷的地质情况极为复杂，发育多套含油层系，油层埋深700～4300米。经过50多年的开发，油田整体已经进入“双高”（综合含水高达90.3%、可采储量采出程度高达75.4%）开发阶段，套损井占比高，单井产量低，开采成本高，产能建设成本年均增幅5%以上。7000余口生产井零散分布在油区各处，油气生产管道长达5200余千米，地面工艺流程复杂，生产链条长，管理半径和管控难度大，综合成本高。

当前，大港油田生产发展亟待解决如下主要问题。一是传统的零散布井、单井产能建设模式不能适应所在区域经济发展和环保要求。二是大港油田地下资源接替差，已进入高含水开发后期，单井产量逐步下降，开发成本逐步上升，油藏经营管理困难。三是受泥岩水化、出砂、腐蚀、地应力等因素影响，老油田套损套变加剧，基础井网受损。四是地层非均质严重，长期注水开发，区块注采关系不对应，注采井网不完善，开发效果差。五是复杂断块油藏长井段笼统注水开发（绝大部分为一套层系开发）层间矛盾突出，采收率低，开发效果差。

1.2 井丛场建设与管理创新

近年来，为解决产能建设用地等问题，国内部分油气田特别是胜利油田和辽河油田的部分区块，逐步放弃传统的打井布井方式，建立以“集约化布井、工厂化钻井”或者“平台式钻井、工厂化压裂”为核心的井工厂作业模式，这种模式在产能建设用地集约化方面取得了积极效果。

大港油田打破以产量为中心的思维定式，积极转变发展方式，借鉴已有经验，结合自身地质、环保等内外部经营环境的相对特殊性，建立科技、质量、环保、效益的协同管理机制；开展科技攻关和管理创新探索，攻克符合环保要求且能大幅降低开发成本的工艺技术和管理手段。

大港油田老油区实施调整井，开展二次开发、三次采油、注水专项治理，但与降低综合成本和实现环保目标的要求相比还有差距。通过进一步科技攻关实施产能井整体设计、施工和管理，完善注采井网、提高注采对应率，实现了多层系立体式开发，减少层间干扰，提高了开发效果和土地利用效率，不仅节约了资源、能源，而且在降低成本的同时实现了减排。

大港油田逐步放弃了以钻井、压裂为重点的生产工艺管理策略，采用新管理模式、新工艺技术和大数据智能化，制定井丛场（同一井场实施3口以上（含）丛式井，尤其是20口以上（含）大型井丛场）的布局设计规范标准，初步形成了井丛场建设管理概念和模式。井丛场可以充分利用有限的地面条件，降低综合成本，最大限度地实现绿色发展。

在此基础上，大港油田集中经营管理和生产工艺方面力量，形成大港油田井丛场建设管理的可量化、模型化、标准化和程序化成果。不但实现了企业低成本、高质量发展的目标。而且使其具备了大规模、深层次、可复制推广的价值和意义。

2 大港油田井丛场建设管理模式

大港油田的井丛场建设管理借助了大数据、云计算等智能化信息技术，按照环境友好型绿色经济发展理念，以降低成本、提高效率、提高油气采收率为目的，集地质、工程、钻采、IT等技术和经济评价、管理等手段于一体，发挥职能协同效应，对油气井实施全生命周期和全方位的管控。

2.1 建立健全井丛场建设管理评估系统

大港油田开发的井丛场项目建设评估系统，是一个闭环的工艺技术经济一体化评估系统，包含4个既相互独立又环环相扣的模型（见图1）。通过实践中不断健全和优化，系统要素齐全、逻辑严谨、职责清晰，用于评估选择最优工艺技术与最佳资金投入的结合点，确定具体实施方案，实现井丛场建设管理目标和长期经济效益最大化。

图1 井丛场建设管理评估系统

1）技术优化模型。依托地质工程一体化研究平台，建立地质模型数据库和工艺技术数据库。其中，地质模型数据库主要是对目标区地质储量、储层分布、含油面积、井位部署、注采对应等关系建立三维可视化模型；工艺技术数据库则是对目标区块应用的工艺、参数、工艺适应性、井场规格、技术要求等数据的信息集成，在三维可视化地质模型基础上，应用不同的排列组合方式，优选出施工难度低、工艺适应性强、智能化程度高、后期管理易的工艺配套方案，以期达到提高开发效果、提升建设效率的目的。

2）经济预测模型。依据工程造价定额体系、物资采购价格标准、管控费用、工艺关联取费系数等既定刚性参数，建立各项目取费标准化数据库，对技术优化模型推荐的方案，运用转换、引用、索引等云计算及大数据分析方法，测算工程工艺投资及吨油操作费，并结合方案整体生产运行安排，预测财务净现值、内部收益率等经济指标，完成多套技术优化方案的经济效益比选。

3）决策优选模型。在项目运行周期内，依据技术优化和经济预测后的方案排序，坚持以经济效益为中心，综合地质潜力分析、工程可行性评价、经济预测等影响因素，研究确定8个决策因子（控制地质储量、新建产能、阶段采收率、永久征地面积、钻井总进尺、项目投产周期、财务净现值、吨油操作费），综合考虑地上地下实际情况，为各决策因子赋值并给予权重评分，根据方案的综合评分制作雷达图。在对多套方案进行优选时，雷达图面积最大者为最优方案（见图2），同时形成优选方案对比表作为参考（见表1）。

4）实施评价模型。对项目前期的运行、组织管理、投资及财务成本效益、项目影响和可持续发展能力等进行综合评价，总结地质油藏、工程工艺技术成果，确定项目未来的技术优化方向，寻求提质增效空间，积累工艺技术和管理经验。

图2 雷达图示例（根据权重得出）

表1 井丛场建设项目决策优选方案对比

2.2 井丛场建设管理的工艺技术突破

在传统的生产建设模式下，油水井分散、辅助动能系统各自独立，建设用地利用效率低、生态破坏大、综合成本高，甚至出现在建工程项目需要推倒重来的情况，浪费比较严重。井丛场建设管理在工艺技术上实现融合和革新突破，解决了上述问题，主要体现在以下两个方面。

1）一体化与云集成平台。大港油田在地质与工程一体化设计的基础上，摸索出方案部署、井位论证、轨迹设计、井场布置、工程设计、动能配套、智能监测与调控和批量实施一体化，将油藏工程、钻井工程、采油工程、地面工程、效益评价的方案设计整合在云集成平台上同步论证、设计和统筹安排，不同职能部门相互支撑、数据互通、成果共享，提高了工作效率和决策的科学性。

一体化与云集成平台促进了工艺技术的协同和升级。首先，结合油藏地质情况，在工程作业层面实现了同一井场多井同时工厂化作业。其次，高频次、多维度、细粒度地实时在线采集油气水井生产数据，例如井口含水率、液量等，实现了工业物联网的“自主感知”。第三，应用云计算技术，建立了设备健康诊断系统、故障预警模型。以上措施改变了检测数据不连续、信息采集不全面、人工分拣不准确、分散巡井成本高效率低、控制系统未有效连接、智能化程度低等弊端和不足，实现了全维度工业物联网自主判断和全天候数据智能采集、分配以及多井协同控制的井丛场管理，实现了实时在线全视域智能监控和预警。

2）工艺技术协同提升，实现环境友好型发展。实现绿色环保和可持续发展是井丛场建设管理的出发点之一。大港油田井丛场建设管理通过技术革新和协同作业，实现了减少碳排放和扬尘、降低能耗和噪声、废料（液）零排放的绿色环保发展目标。

根据井场布置、动能配套、钻采工程、地面工程等一体化设计，井丛场四周垂直安装双玻双面光伏板，利用太阳能发电，实现供电、围挡两用。井丛场现场应用网电代替柴油提供钻井、修井等作业施工动力，大幅减少温室气体排放，并把工作噪声降低到56.9分贝以下。改造钻井液循环系统，实现钻井液废液不落地处理，处理后的达标泥饼铺垫井场，处理后的分离水则回注到地下。制作修井井口废液收集装置、箱式作业平台，使油管、抽油杆上的液体与土地零接触。井场生产区域选择铺设碎石或山皮石、灰土硬化、素土压实等防尘措施；在非生产区域，栽种易存活、易维护的绿色植物，既绿化美化了区域环境，又减少了扬尘。应用自主研发的电动潜油螺杆泵替代抽油机有杆泵节约电力消耗。采用多井常温输送和井场就地回注工艺，大幅降低地面管网规模和运行成本，降低了地面系统总能耗。通过共用直流母线供配电技术，实现反发电能的利用和用电设备的错峰供电，比常规变频技术节能5%以上。

2.3 “四全”管理保障井丛场建设

井丛场建设管理具有多学科互动、多工种交叉、涉及面广点多、管理职能分散等特点。为了确保各项工作扎实有效推进，及时有效协调解决井丛场建设运行中存在的问题，相关的组织保障至关重要，大港油田在实践中创建了“四全”管理模式（见图3）。

所谓“四全”管理模式，是在已有专业化职能和职责分工不变的前提下，把若干个相对独立、分散的单位和人员，组建成多部门、多专业、多学科的项目团队，形成网式连接、多向沟通的组织管理架构，同时分层级明确主导部门和协同部门，实现跨部门、跨专业的信息共享和及时透明的决策管理，提升了管理效率。“四全”管理模式既保存了条块管理的“边界”，又弥补了条块管理形成的“黑洞”，把工作放在隔着“玻璃门”的同一平台上，对井丛场建设管理起到了促进和保障作用。

3 井丛场建设管理模式的实践效果与展望

大港油田的井丛场建设管理创新实践，被证明是油田开发实现可持续发展的有效途径，也是油田实现转型升级、高质量发展的成功之路，其标准化的管理经验和建设成果对渤海湾盆地油气田乃至全国老油田的绿色产能建设具有重要的借鉴和示范意义，并具有进一步深入开展综合研究的价值。

3.1 实践效果显著

图3 井丛场建设管理的“四全”管理模式

2016年以来，大港油田的井丛场建设管理创新在实践中日益完善，取得了一系列成果，效果超出预期。一是缓解了产能建设用地困难的局面。截至2020年5月份，大港油田共建设井丛场243个（新建产能280万吨），井丛场钻井数占同期产能井总数近70%，产能达标率100%，井场土地征用减少70.8%（9956亩），地面工艺管道建设减少88.5%（182.9千米）。二是初步实现了绿色循环经济发展。碳排放量减少20.2%（8757吨），钻井液用量减少25.3%（17580立方米），100%废液零排放，地面系统能耗降低7.9%。三是提升了生产效率，增强了发展后劲。建设投产周期缩短12.3%（3.6日/井），智能物联管理人均管井数提高1.4倍，减少用工需求39.5%。四是降低了成本，提高了效益。累计控减建设费用6.19亿元，占同期产能投资的8.8%；控减操作成本5697万元/年，降幅达到12.2%。

3.2 新问题与对策

井丛场建设管理作为创新项目在探索中不断前进，随着井丛场建设管理的深化和推广，出现了一些新问题。一是人才的引进和培养。地质、工程、管理等工艺技术一体化以及云集成智能化等都对现有人力资源配置提出了更高的要求，有一技之长同时又有综合知识技能的人才出现了短缺。大港油田借助当前石油高校交叉学科建设机遇，采取“引进来上岗”和“送出去培训”的办法，加大复合型人才增量，盘活原有人才存量。二是生产调度难度加大。由于整体作业平面空间变小，对井丛场的建设、检修、维修等作业调度提出了精细化管理要求，作业调度需要利用科技手段和先进的管理方法，编制更加精细的设备、人员进场、离场甘特图，严格时间管理和HSE管理。

3.3 研究应用展望

随着老油田开发难度不断加大和新科技新工艺的更迭，以及国际油价的波动和内部环境的不断变化，大港油田的井丛场建设永远在路上，井丛场建设管理下一步研究方向和应用的重点内容主要包括以下几个方面。一是结合5G和物联网技术，进一步加强井丛场智能化建设，逐步提升整个生产过程的自动化、智能化水平。二是结合钻采技术的升级换代，在技术优化方面实现常态化，加快实现油井装置的自动优化和智能诊断、健康预警与智能管理。三是结合实施评价结果，开展井丛场建设管理“流程再造”，不断提升过程管理水平，实现效益持续稳定增长。四是继续提炼总结经验和改进不足，逐步实现井丛场建设管理的系统化、程序化、标准化，为其规模推广夯实基础。