长庆油田超低渗透油藏开发地面设计探讨.pdf

80
石油工程建设
2010年4月
さeAsH(?《???6??????6??(??くM民M? xe6xet60-xe
长庆油田超低渗透油藏开发地面设计探讨
ヤ水かドわドペか氷ドつ氷かドペ氷氷ジ氷かかドかペか氷か水うかかャう氷かか氷ハかかのヤ氷わ氷の水かか収ャかドかャ草
张箭啸,夏政,穆冬玲,郭恚,商永滨
(西安长庆科技工程有限责任公司,陕西西安710018
摘要:长庆油田超低渗透油藏开发的地面工程设计针对黄土高原复杂地形特点以及大规模滚动建
产和快速建设需要,根据地质开发特点、原油物性和管理需求,应用了大丛式井布并和井站一体的
小站布局模式,功图计量、树枝状不加热集输、油气混输二级布站的油气集输工艺,供注水一体化
的水源直供、小站增压注水工艺,流沙连续过滤、反洗的水处理工艺等,优化简化了地面系统,同
时推行标准化设计、模块化建设、数宇化管理、市场化运作、社会化服务,实现了地面建设授资的
有效控制。
关键词;超低渗透油藏:优化;简化;数字化:;投资控制
中图分类号:TE348文献标识码:A文章编号:1001-2206(2010)02-0080-06
1长庆油田超低渗透油藏开发概况
“两沟夹一梁”的地貌特征,地形破碎,梁塬顶部
长庆油田超低渗透油藏系指渗透卒小于1mD、和沟谷间相对高差一般在300m左右,水土流失严
单井配产2t左右的油藏,其显著特点是分布重,并处于Ⅱ~Ⅳ级自重湿陷区。气候属于大陆性
广、储量大、埋藏深、产量低,较常规产能开发区季风气候,四季分明,干早少雨且分配不均,降水
块(平均配产4~5td),万吨产建的油水井数几多集中在夏、秋季,年平均气温8.3~15℃,最低
乎翻倍,建设工程量大,开发成本较高。在超低渗气温-14.5--39℃,最高气温34.4~37.7℃。油
透油藏开发中,推行勘探开发一体化、快速建产、区内水资源匮乏,生态脆弱,社会依托条件差,外
规模开发、滚动建产、超前注水开发模式。2007部干扰大。
年在沿25、庄9、白155等井区进行了超低渗透油2地面工程设计的总体思路
藏先导性试验开发,2008年随即进行大规模开发
在地面工程设计中,以“降低建设成本”为
截止目前已建成产能385万ta,建井6300余口
核心,坚持“简短、实用、经济、快速、标准”的
油田超低渗透油藏平均井深2200m,井网形原则,地面、地质、开发、管理“四位一体”紧密
式一般为菱形反九点注采井网,井网密度为10~结合,紧扣生产特点和环境特点,统筹考虑,优化
12.5口/km2,单井平均配产2~2.3td,采用超前布局,简化工艺,推行标准化建设、市场化运作
注水开发,超前注水时间为95~105d,注水井配社会化服务,切实降低地面建设成本,保障油田的
注量20~25m,最大注水压力:20.8MPa(长高效益开发
6)、24MPa(长8)。
(1)适应低成本开发的需要,针对油井小产
采出原油属轻质含蜡原油,性质较好,具有低量、注水井小配注量的特点,简化系统,进一步降
密度、低黏度、低凝固点的特征,密度850kg/m,低地面建设投入。
凝点20℃,原始气油比较高,为62.6~15.7mれ,
(2)突出整体性和规模性,适应短周期、快节
油井初期含水率较低,一般小于30%,油藏地层奏、大规模建设的需要,满足当年部署、当年建成
水总矿化度普遍较高,约100gL,水型为CaCl2投运的进度要求,提高油井的当年贡献率,保证投
型,pH值普遍呈酸性。
资效益。
油田的地面主要为黄土高原丘陵沟壑地形,呈
(3)突出灵活性和适应性,以适应滚动建设中
第36卷第2期
张箭啸等:长庆油田超低渗透油藏开发地面设计探讨
8
调整变化的需要和超前注水的需要。
应用较成熟,平均计量误差在10%以内,特殊井
4)适应大油田管理的需要,优化组织结构,计量误差较大。简易多相计量工艺采用了多通阀自
确保产量5000万t、人员控制在7万人的目标。
动选井和小型计量分离器计量,对于大井组来说,
(5)适应高水平开发的需要,构建科技、绿多相计量的投入与功图计量基本相当,均为1万
色、人文、和谐型油田。地面系统全密闭,采出油元/单井左右,且误差能够控制在5%以内,但管
气水要充分有效地利用,满足国家节能、节水、节理和冬季运行难度较大。
地的要求。
油井计量的目的是掌握油井的生产动态,从
(6)适应黄土高原的复杂地形特点。
这一点上看,功图计量优势明显,主要表现在自
3地面工程设计的特点
动化管理水平高,全天候数据采集和处理,实现
3.1地面地下一体化,优化井场布局
了井况在线监控,为井筒揹施的及时、有效实施
井场是油田地面工程建设中数量最多、占地面提供了技术支撑,提高了油井生产时率和效率。
积最大、投资比例较大、人员配置较多的单元之而多相轮转计量,在进行油井工况分析诊断时,
,随着油田快速发展,井场土地征借、钻前道路明显地滞后于功图诊断,具有间接性和间歇性的
修建及井队搬迁等钻前工作已经成为影响油田产建特点。另外根据井筒管理要求,每旬也需测试一
提速的重要因素。通过地面地下一体化的优化研次油井功图。因此综合比较,确定继续推广功图
究,确定了采用大丛式井组的布局方式,优化后的计量技术,同时生产运行中要求加强计产的修正,
最优大井组平台井数为8~15口。
每3~6个月标定一次载荷传感器,以降低零点漂
在井场选址上,加强和地面设计的联系和协移带来的影响。
调.结合地形特点,油、水、电、信、路等线路工3.3充分利用原油的流变特性,采用不加热集输
程统筹考虑,协调一致,减少各类支线的建设,既
由于原油产量低(2~3md)和含水率低的
节约了土地,加快了钻井进度,也利于优化地面系原因,井口油温只有15℃左右。实验室测定原
统和方便运行管理
油凝点一般在20℃左右。而按通常的管道运行
在井场建设上,推行群式、阶梯或子母井场的温度要高于凝点3℃的设计要求,需采用井口加
形式,优先施钻注水井,减少钴、试、投相互于热或沿线伴热或掺水集输的方式保证集输所需的
扰,避免交叉作业安全风险,加快新井投产,保证温度,投资大、能耗高、易结垢、生产管理难度
超前注水需要。
大。因此设计应从原油的流变特性出发,寻求低
大井组的简化重点从管理防护和环保两方面入成本的解决方案。
手,以电子巡并技术为支撑,应用了油水井数据自
以超低渗华庆油田长6为例,试验分析表明
动采集和远程调控技术、井场视频监测技术、自动(见表1),原油中蜡和胶质含量较高。胶质、沥青
投球、智能稳流配水技术等,实现无人值守;优化质是天然的降凝剂,在原油中的蜡析出结晶过程
井场平面,严格控制用地;雨水污水分流,合并污中,通过与蜡晶的相互作用,从而影响蜡晶的尺
油污水回收设置;简化井场围墙,利用土坎和沙棘寸、形态和聚集状态,进而影响原油的低温流变
的组合,兼顾安全和环保需求。与以往4~6口的性。在实验室内,测试的加热温度和凝点关系如
井场组合相比,标准化、数字化大井组使得井场少表2所示,说明了在好的热处理条件下,低温原油
建50%以上,百万吨产建减少井场229个,节约具有良好的蜡晶结构形态,宏观上表现出良好的低
井场和钴前道路占用土地228万m2。井场建设投温流动性。
资下降50%左右,平均单井投资由6.8万元下降至
含蜡原油是一种