王斐 朱國(guó)承 霍富永 王博 王晗 朱源

長(zhǎng)慶工程設(shè)計(jì)有限公司

美國(guó)先后發(fā)現(xiàn)巴肯（Bakken）、鷹灘（Eagle-Ford）、尤蒂卡（Utica）等主要頁(yè)巖油產(chǎn)層[1-2]，近30 年，北美開展了大量研究和試驗(yàn)，如注水、注氣、CO2驅(qū)、化學(xué)驅(qū)等，并在海相頁(yè)巖油開發(fā)過程中形成了相對(duì)成熟的頁(yè)巖油地面工藝技術(shù)[3]。

中國(guó)頁(yè)巖油于1999 年開始勘探開發(fā)，2010 年提出致密油概念。2014 年，吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁(yè)巖油開始開發(fā)，目前已進(jìn)入規(guī)?；_發(fā)階段[4-5]；2017 年，中國(guó)長(zhǎng)慶油田、勝利油田、大港油田和吐哈油田等相繼進(jìn)行了頁(yè)巖油勘探開發(fā)研究工作，頁(yè)巖油藏也逐步進(jìn)入勘探開發(fā)試驗(yàn)階段[6-7]。

長(zhǎng)慶油田鄂爾多斯盆地長(zhǎng)7 頁(yè)巖油資源豐富，是長(zhǎng)慶油田二次加快發(fā)展的現(xiàn)實(shí)接替資源，主要分布在隴東、陜北兩個(gè)地區(qū)[8]。隴東長(zhǎng)7 頁(yè)巖油地處甘肅省華池縣、慶城縣、合水縣境內(nèi)，面積廣闊，截至目前，通過科技創(chuàng)新已形成頁(yè)巖油地面建設(shè)模式，目標(biāo)建成年產(chǎn)300 萬(wàn)噸“創(chuàng)新、高效、綠色、智能”的國(guó)家級(jí)陸相頁(yè)巖油開發(fā)示范區(qū)。

1 工程難點(diǎn)

（1）放噴階段高液量、高含水率，地面系統(tǒng)配套難度大。大量產(chǎn)出水無(wú)法回收利用，分階段生產(chǎn)參數(shù)見表1。井口初期放噴液量大；初期生產(chǎn)階段時(shí)間長(zhǎng)；采出物含水率高；構(gòu)成復(fù)雜（含壓裂液及各種藥劑等）。

表1 頁(yè)巖油分階段生產(chǎn)參數(shù)Tab.1 Staged production parameters of shale oil

（2）單井液量大、氣油比高、遞減快，區(qū)域集輸難度大。2019—2022 年地面氣油比范圍在67～216 m3/t，遞減幅度89%。單井液量從放噴階段至初期生產(chǎn)階段遞減幅度為60%，需提出經(jīng)濟(jì)合理的集輸方式[9]（圖1）。

圖1 頁(yè)巖油生產(chǎn)階段液量變化柱狀圖（投產(chǎn)初期）Fig.1 Histogram of fluid volume changes during shale oil production stage(initial stage of production)

（3）前期自然能量開發(fā)、無(wú)注水井，采出水回注難度大。由于長(zhǎng)7層位孔隙度滲透率低，有效回注難度大。目前長(zhǎng)7 層采出水回注長(zhǎng)8 層，但長(zhǎng)7層采出水與長(zhǎng)8層、侏羅系采出水均不配伍，需投加緩蝕阻垢劑后再回注至附近油藏層系。

（4）安全環(huán)保要求高。應(yīng)對(duì)全球氣候變暖，為減少溫室氣體排放，國(guó)家對(duì)溫室氣體減排要求日益嚴(yán)格，節(jié)能減排任務(wù)艱巨。油田伴生氣作為勘探生產(chǎn)板塊溫室氣體重點(diǎn)排放源，占集團(tuán)公司甲烷排放量的39%，在安全環(huán)保要求越來(lái)越高的形勢(shì)下應(yīng)建立應(yīng)對(duì)措施。

2 總體思路

結(jié)合頁(yè)巖油全生命周期開發(fā)方式，以水平井大井組為平臺(tái)，針對(duì)頁(yè)巖油開發(fā)特點(diǎn)及難點(diǎn)，按照道路標(biāo)準(zhǔn)化、井場(chǎng)最小化、供水供電系統(tǒng)化、裝備配套定型化技術(shù)路線，針對(duì)大井組平臺(tái)進(jìn)行地面配套，頁(yè)巖油全生命周期開發(fā)過程如圖2所示。利用現(xiàn)有系統(tǒng)，結(jié)合新建系統(tǒng)，依托社會(huì)服務(wù)，實(shí)現(xiàn)平臺(tái)標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)、智能化無(wú)人值守及平臺(tái)獨(dú)立計(jì)量等，達(dá)到大井組平臺(tái)提速、提效、提產(chǎn)及控降投資的目的。

圖2 頁(yè)巖油全生命周期開發(fā)過程Fig.2 Full life-cycle development process of shale oil

3 解決方案

3.1 平臺(tái)集約化

通過平臺(tái)—聯(lián)合站全過程密閉處理，最大限度降低油氣損耗，并因地制宜加以利用，形成以套管集氣、油氣混輸分輸相結(jié)合、原油穩(wěn)定、DHX輕烴回收、干氣利用的油氣密閉集輸及伴生氣綜合利用主體技術(shù)，目前頁(yè)巖油密閉集輸流程如圖3所示。

圖3 頁(yè)巖油密閉集輸流程Fig.3 Closed gathering and transportation process of shale oil

（1）井組套氣分輸技術(shù)。結(jié)合頁(yè)巖油井生產(chǎn)氣油比高，利用套氣分輸技術(shù)對(duì)大井組平臺(tái)進(jìn)行標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)，平臺(tái)均采用套管集氣、區(qū)域增壓的分輸伴生氣集輸模式，有效回收伴生氣。

（2）新型輕烴回收技術(shù)。新型輕烴回收裝置，采用了以分子篩脫水、自產(chǎn)冷劑制冷、DHX 重吸收、閉式循環(huán)水系統(tǒng)為主的安全、環(huán)保技術(shù)，保證裝置長(zhǎng)周期運(yùn)行。

3.2 水資源綜合利用技術(shù)

水平井壓裂作業(yè)具有周期短、用水量大、作業(yè)集中的特點(diǎn)[10]，頁(yè)巖油開發(fā)過程中鉆井、壓裂、吞吐供水采用多源集中供水、管線環(huán)聯(lián)成網(wǎng)、返排液全回用、采出水有效利用的閉環(huán)供水技術(shù)，水資源利用流程如圖4所示。

圖4 水資源綜合利用流程Fig.4 Comprehensive utilization process of water resources

（1）多源集中供水、管線環(huán)聯(lián)成網(wǎng)。鉆井初期供水由平臺(tái)水源井供給，后期壓裂采用臨時(shí)管線將各平臺(tái)水源井環(huán)聯(lián)成網(wǎng)，供壓裂作業(yè)平臺(tái)壓裂用水。同時(shí)設(shè)臨時(shí)供水點(diǎn)，補(bǔ)充壓裂用水。

（2）返排液全回用。油井返排階段，在大井組設(shè)置自主研發(fā)的返排液三相分離處理裝置，脫出低含水率原油進(jìn)入附近已建集輸系統(tǒng)或拉運(yùn)至附近站點(diǎn)。采出水在大井組就地儲(chǔ)存回用至附近壓裂井場(chǎng)，實(shí)現(xiàn)了返排液就地處理、采出液全回用，返排液全回用流程如圖5所示。

圖5 返排液全回用流程Fig.5 Full reuse process of backflow fluid

（3）采出水有效回注。采出水一部分在周邊長(zhǎng)8層注水井有效回注，通過已建加藥裝置投加緩蝕阻垢劑，緩解采出水與地層水結(jié)垢趨勢(shì)，回注采出水可節(jié)約清水資源，降低投資，此外另一部分可作為周邊平臺(tái)壓裂用水，采出水有效回注站外系統(tǒng)如圖6所示。

圖6 采出水有效回注站外系統(tǒng)示意圖Fig.6 Schematic diagram of effective reinjection of produced water into the off-site system

3.3 裝置橇裝化

依據(jù)頁(yè)巖油單井產(chǎn)液量大、遞減快的特點(diǎn)，研制并應(yīng)用橇裝化設(shè)備，替代中小型站場(chǎng)和大型站場(chǎng)主要生產(chǎn)單元，采用橇裝拼接技術(shù)、橇裝組合技術(shù)，研發(fā)了系列化一體化集成裝置，形成了頁(yè)巖油從井場(chǎng)—增壓點(diǎn)—接轉(zhuǎn)站—聯(lián)合站全橇裝化建設(shè)，利用橇裝裝置可搬遷易改造的優(yōu)勢(shì)，增強(qiáng)布站的靈活性，加快地面建設(shè)速度，提高工程質(zhì)量，降低工程投資。

中小型站場(chǎng)推行“先大后小”的地面建設(shè)方式，采用裝置集成和拼接技術(shù)，適應(yīng)生產(chǎn)初期產(chǎn)量高、中后期遞減快的特點(diǎn)。根據(jù)站場(chǎng)負(fù)荷變化，三年后實(shí)現(xiàn)裝置及設(shè)備的靈活調(diào)配和重復(fù)利用。

（1）增壓裝置。主要由原油接轉(zhuǎn)、油氣分輸、集油收球加藥、電控一體化集成裝置組合成站，共有5種規(guī)模，可靈活組合，實(shí)現(xiàn)井站無(wú)人值守。

（2）橇裝聯(lián)合站。由原油脫水、原油加熱、采出水回注等5類一體化集成裝置組成，具有來(lái)油計(jì)量、原油加熱、采出水處理及回注等功能，可替代常規(guī)聯(lián)合站，減少占地面積，縮短建設(shè)周期，降低投資，同時(shí)配套先進(jìn)的數(shù)字化控制系統(tǒng)，可大幅縮減用工。

（3）35 kV橇裝組合式變電站技術(shù)。35 kV變電站采用橇裝組合式變電站技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)化、設(shè)備橇裝化、采購(gòu)集約化、作業(yè)預(yù)制化、管理數(shù)字智能化、維護(hù)模塊化的目標(biāo)。

3.4 全流程智能化管控

全面搭建地面工程信息化、智能化平臺(tái)，通過“遠(yuǎn)程集中監(jiān)控、數(shù)據(jù)自動(dòng)采集、后臺(tái)智能分析、指令實(shí)時(shí)發(fā)布、工況動(dòng)態(tài)匹配”的建設(shè)思路，實(shí)時(shí)采集油井壓力、溫度以及振動(dòng)等參數(shù)，站點(diǎn)外輸原油外輸排量、溫度壓力以及站內(nèi)工藝設(shè)備運(yùn)行參數(shù)，利用SCADA 系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)了運(yùn)行參數(shù)自動(dòng)優(yōu)化。另一方面，促進(jìn)中心站管理模式的轉(zhuǎn)變，基本生產(chǎn)管理單元縮減、勞動(dòng)組織架構(gòu)改革、實(shí)現(xiàn)扁平化管理，將原有的作業(yè)區(qū)直管井區(qū)以及站點(diǎn)優(yōu)化為核心的中心站管理模式，形成了中心站模式下的無(wú)人值守、集中監(jiān)控、定期巡檢的生產(chǎn)組織方式，盤活用工，減少前端駐點(diǎn)人員。大幅減少人工干預(yù)，體現(xiàn)了節(jié)能、高效、無(wú)人值守的智能化管理模式。

（1）區(qū)域中心站智能化控制。創(chuàng)新形成中心站+無(wú)人值守站勞動(dòng)組織架構(gòu)模式，依托作業(yè)區(qū)SCADA 系統(tǒng)，通過完善基礎(chǔ)網(wǎng)絡(luò)，提升智能化控制水平，井（站）無(wú)人值守，聯(lián)合站少人操作，實(shí)現(xiàn)智能化管控（圖7）。

圖7 頁(yè)巖油中心站智能化管控示意圖Fig.10 Schematic diagram of intelligent management and control of shale oil central station

（2）站場(chǎng)智能化設(shè)計(jì)。聯(lián)合站、接轉(zhuǎn)站內(nèi)使用的一體化集成裝置本體智能化程度較高，具備無(wú)人值守功能，在集油收球裝置后增加進(jìn)事故油箱流程，并設(shè)切換電動(dòng)三通閥。裝置緩沖后增加去事故油箱流程，并設(shè)電動(dòng)閥，配套相應(yīng)的控制流程，確保含氣原油經(jīng)氣液分離后進(jìn)入事故油箱。優(yōu)化事故油箱設(shè)計(jì)，增加進(jìn)油立管、擴(kuò)大排氣孔，提高安全可靠性。

（3）區(qū)域智能電網(wǎng)架構(gòu)。電網(wǎng)形成“三級(jí)網(wǎng)絡(luò)”構(gòu)架，采用“四級(jí)無(wú)功補(bǔ)償”，變電站無(wú)人值守，智能操作，集成電力SCADA 系統(tǒng)、綜合自動(dòng)化管理系統(tǒng)、地理信息系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)了四遙五防、數(shù)據(jù)采集、在線監(jiān)控、電子巡護(hù)、數(shù)據(jù)上傳、遠(yuǎn)程調(diào)度等功能。

（4）區(qū)域聯(lián)防。針對(duì)頁(yè)巖油敏感區(qū)眾多的情況，在設(shè)計(jì)中堅(jiān)決貫徹執(zhí)行“三級(jí)防控”管理體系，嚴(yán)格執(zhí)行勞動(dòng)安全衛(wèi)生設(shè)施“三同時(shí)”管理制度，防范環(huán)境風(fēng)險(xiǎn)、加強(qiáng)環(huán)境監(jiān)管、確保安全生產(chǎn)。通過集群化管道泄漏監(jiān)測(cè)以及高后果區(qū)視頻監(jiān)控建立了安全環(huán)保數(shù)字化監(jiān)控系統(tǒng)，構(gòu)建了頁(yè)巖油區(qū)域立體式防控體系，提升了重大河流附近站庫(kù)的安全防護(hù)等級(jí)。在設(shè)計(jì)各個(gè)環(huán)節(jié)均充分考慮現(xiàn)行的安全、環(huán)保和節(jié)能減排政策，利用標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)固化措施，確保投資落實(shí)到位，建設(shè)綠色油田，保護(hù)綠水青山，實(shí)現(xiàn)企地和諧發(fā)展。

4 應(yīng)用實(shí)例

馬嶺油田西233 區(qū)已建成長(zhǎng)7 頁(yè)巖油百萬(wàn)噸處理能力的地面系統(tǒng)，示范區(qū)內(nèi)目前油井約327 口，產(chǎn)油量93.8×104t/a。主要采用“平臺(tái)增壓—聯(lián)合站”的一級(jí)布站方式，某聯(lián)合站使用新型輕烴回收技術(shù)，年經(jīng)濟(jì)效益達(dá)到2 900 萬(wàn)元。同時(shí)，該聯(lián)合站采用橇裝化設(shè)計(jì)，由原油脫水、原油加熱、采出水回注等一體化集成裝置組成，具有來(lái)油計(jì)量、原油加熱、采出水處理及回注等功能，可替代常規(guī)聯(lián)合站，減少占地面積35%，縮短建設(shè)周期50%，降低投資10%。井站區(qū)域按照無(wú)人值守、聯(lián)合站少人干預(yù)的思路，共新增定員51 人，由中心站負(fù)責(zé)所轄區(qū)域的日常巡檢維護(hù)，全部無(wú)人值守，較常規(guī)建產(chǎn)定員79 人盤活用工35%，前端駐點(diǎn)人員由50%降低至10%。

5 結(jié)論

針對(duì)頁(yè)巖油開發(fā)特點(diǎn)及難點(diǎn)，結(jié)合頁(yè)巖油全生命周期開發(fā)方式，以水平井大井組為平臺(tái)，通過大井組配套、橇裝化設(shè)備推廣、智能化管理等系列技術(shù)，降低集輸站場(chǎng)用工比例，減少員工操作強(qiáng)度；減少伴生氣放空量，符合當(dāng)?shù)匕踩h(huán)保部門的要求，并實(shí)現(xiàn)了較高的環(huán)境效益；油氣密閉集輸和伴生氣綜合利用，有利于安全生產(chǎn)和員工健康。形成了平臺(tái)集約化、裝置橇裝化、管控智能化的頁(yè)巖油地面建設(shè)模式，創(chuàng)建了頁(yè)巖油開發(fā)地面建設(shè)示范區(qū)。