【文章內容簡介】 ，需人工注水補充地層能量。由于本區(qū)含油層段較短（25m 以下） ，因此采用一套開發(fā)層系部署開發(fā)。區(qū)塊扶楊油層屬低滲透油藏，無氣頂、邊水不活躍，驅動類型主要是溶解氣驅，天然能量不足，需人工補充能量方能獲得較長的穩(wěn)產期和較高的采收率。根據前 D1—1 區(qū)塊的開發(fā)實踐經驗，認為采取注水開發(fā)比較經濟可行。 開發(fā)部署17 / 162（1）井網部署原則以區(qū)塊沉積微相、三維構造和水淹狀況等精細地質研究成果為指導，結合區(qū)塊和井區(qū)動態(tài)情況，進行區(qū)塊井位部署和砂體厚度預測。為了達到提高區(qū)塊整體開發(fā)效果，提高區(qū)塊儲量動用程度和最大采收率的目的，本次開發(fā)本著整體規(guī)劃，分布實施的原則：①以完善主力油層砂體注采關系和充分挖掘主力砂體剩余油動用為重點，進行井網部署，在儲層相對發(fā)育，目前地質認識較清楚井區(qū)總體采取均勻開發(fā)方式。②裂縫發(fā)育方向，新老井統(tǒng)一考慮，有利于后期井網調整成沿裂縫注水向兩側驅油的線性注水方式。③斷塊區(qū)要以完善斷層區(qū)內部注采關系為主，根據情況適當調整。④井位以部署油井為主，注水井多數采取老油井轉注，井網統(tǒng)一規(guī)劃調整一步到位。（2）井網形式根據已開發(fā)區(qū)塊的特點，前 101 區(qū)塊按 200m 井距斜反九點面積注水井網、前 102 區(qū)塊按 250m 井距斜反九點面積注水井網，即原井網形式部署。前 103 根據斷塊油藏構造較小的特點，且為Ⅰ砂組和單層出油，儲層不發(fā)育、穩(wěn)定性差，采取不規(guī)則井網進行開發(fā)部署。該區(qū)塊采用 250m 井距斜反九點面積注水井網。根據目前認識，本次又進行系統(tǒng)的注水方式、井網密度計算。設計注采井網為斜反九點面積注水，注水井排方向與東西向呈 30186。 夾角，待注水井排東西向上的油井水淹后，可形成東西向線狀注水井網，有利于提高油田最終水驅采收率和獲得較好的經濟效益。（3）注水方式、注入壓力及注入量根據裂縫油藏特點和吉林低滲透裂縫油藏開發(fā)經驗，井網設計時考慮了加大油水井的井距，縮小油水井的排距，這樣有利于延緩油井見水周期，有利于注水和油田的穩(wěn)產，也有利于提高油田開發(fā)的經濟效益。前 D1—1 區(qū)塊采取線性行列注水方式，實行早期注水，注入壓力 6—10MPa，注采比為 ，設計初期單井日注水量為 20—40m3。（4）合理井距計算18 / 162根據相關的公式和開發(fā)的實際經驗，計算出極限井網密度 ，折算成極限三角形井網井距為 118m。（5）井距的確定根據上述研究結果，井距選擇 200—300m 之間比較合理。根據區(qū)塊油藏的實際特點，選擇 200—250m 井距三角形井網的方案進行開發(fā)部署。主要依據：①該區(qū)位于Ⅰ砂組出油，200—250m 井距對砂體的控制程度好。②為一次井網，采油速度高，投資收期短。（6）井位部署前 D1—1 區(qū)塊按 250m 井距斜反九點面積注水井網共部署 119 口新井，其中油井 89 口，水井 30 口。油藏埋深為 1050m—1200m，含油井段長 90m，井深在1140m—1290m。 原油含水預測前 D1—1 區(qū)塊第 1 年綜合含水率確定為 40%，逐年遞增，第 15 年綜合含水率達到 82%。詳見表 2—3。 表 2—3 前 D1—1 區(qū)塊 1—15 年含水率情況一覽表第幾年 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15含水率% 40 45 50 55 60 63 65 67 70 73 75 77 80 81 82 地面建設方案（1）采油系統(tǒng)鉆機鉆井后，通過壓裂、固井等一系列成井工藝后，形成采油井。采油井分均為平臺井。本工程前 D1—1 區(qū)塊設計油水井 119 口，分布在 30 個鉆井平臺上，每個鉆井平臺根據實際情況設計 1—5 口井。（2）油氣集輸系統(tǒng)前 D1—1 區(qū)塊新建計量間 10 個、接轉站 1 座、集輸管線 和新修5578m 砂石路。集輸管材選用玻璃鋼管材。接轉站主要工藝流程見圖 2—5。圖 2－5 接轉站工藝流程兩相分離器 200m3 罐 外輸泵 加熱爐摻輸油污車排氣、除油器烴類氣體干燥器站外來液 液氣氣油 油油外輸去站外摻輸燃料油緩沖罐19 / 162經計算和校核，站內外輸泵（Q=50m 3/h，H=150m，開一備一運行）可以滿足生產需要，需設變頻調節(jié)；2 座 φ24008000 兩相分離器可以滿足產量需要；1座 φ24008000 除油器、410 4Nm3/d 干燥器、清水系統(tǒng)、燃料油系統(tǒng)，新建 2臺 2500KW 真空加熱爐，開一備一運行；新建摻輸泵 2 臺，開一備一運行，予留1 臺泵位；新建采暖泵 2 臺，開一備一運行。新建 2 座 200m3儲油罐，設計高出口，滿足沉降油罐功能要求。（3）含油污水處理系統(tǒng)接轉站內新建一套含油污水處理系統(tǒng)，日處理能力為 1200 m3/d，本區(qū)塊完鉆 2022 年的采出水量合計為 104m3/a（約為 245m3/d） ，生產末期將達到104m3/a（約為 294m3/d） ；修井廢水產生量為 ～ 3/d；洗井廢水產生量為 （詳見工程分析） ，這些廢水全部進入接轉站站污水處理裝置，本污水處理工藝與吉林油田的其他聯合站相同：首先污水進入凈化污水罐、一次緩沖罐、混凝除油罐、二次緩沖罐，上部的污油定期由污油泵回收至原油初加工的脫水轉油系統(tǒng)。本系統(tǒng)由 240m3的一次緩沖除油罐（1 座） 、300m 3的混凝除油罐（1 座） 、100m 3二次緩沖罐（1 座） 、300m 3凈化污水罐（1 座） 、一二級核桃殼過濾器（各 2 臺）等設備組成，凈化污水經過雙核桃殼過濾器過濾后達標回注地下，原油經管輸至新木 6 隊，進入吉林油田集輸系統(tǒng)外售。本區(qū)塊污水處理前后水質情況詳見表 2—4。設計溫度為 20～50℃油比重為 —礦化度為 10000—23000mg/lcl含量為 10000—11000mg/l20 / 162Ca2+、Mg 2+含量為 400mg/l表 2—4 污水處理前后水質情況一覽表項目 石油類 SS進口 2022 300出口 5 2①主流程含水原油來液經分離器并計量后進入沉降罐，油水沉降分離后的原油進入油緩沖罐，經脫水泵進入加熱爐，再經電脫水器、油凈化器后由外輸泵輸至外輸管線。油水沉降分離后的廢水和脫水泵的廢水共同進入一次緩沖罐，底部的污水經一次加壓泵提升進入混凝斜板除油罐，依靠混凝劑的化學作用和斜板的物理作用除去一部分污油；經混凝斜板除油罐靠液位差進入二次緩沖罐，再由二次加壓泵加壓至兩級核桃殼過濾器過濾；過濾后的凈化污水靠余壓進入凈化污水罐，然后由輸水泵將凈化污水輸往注水站回注。②污油回收流程凈化污水罐、一次緩沖罐、混凝除油罐、二次緩沖罐上部的污油定期由污油泵回收至原油初加工的脫水轉油系統(tǒng)。本系統(tǒng)由 240m3的一次緩沖除油罐（1 座） 、300m3的混凝除油罐（1 座） 、100m 3二次緩沖罐（1 座） 、300m 3凈化污水罐（1 座） 、一二級核桃殼過濾器（各 2 臺）等設備組成，凈化污水經過雙核桃殼過濾器過濾后達標回注。污水處理設施設計參數見表 2—5，本項目含油廢水處理工藝流程見圖 2—6。 表 2—5 污水處理各單元設計技術參數表進水指標 出水指標（mg/l）處理單元 處理能力 含油量(≤)懸浮固體(≤)含油量(≤) 懸浮固體(≤)工作周期（h）除油器 單臺1200m3/d 1000 100 50 30一級自動核桃殼過濾器單臺50 m3/h 50 30 10 5 8~24二級自動雙濾料過濾器單臺50 m3/h 10 5 5 3 8~2421 / 162本環(huán)評考察與本項目相同處理工藝的新立聯合站，新立聯合站污水處理設備運行 1 年來，總的情況較好，據吉林油田監(jiān)測站 2022 年 3 月和 2022 年 4 月對新立聯合站含油污水處理結果的水質監(jiān)測結果（見附件）表明，總懸浮固體和石油類目前都能達到回注水水質標準（SS 為 ，石油類為 10 mg/l 以下） ，監(jiān)測結果詳見表 2－6。 表 2－6 新立聯合站水質監(jiān)測結果（～4） 采樣位置 項目濃度（mg/l） 濃度(mg/l)石油類 CODcr 360 109氯化物 － －總鐵 － －除油前PH 石油類 CODcr 261 109氯化物 － －總鐵 － －石英砂過濾后PH 核桃殼過濾后 石油類 水力旋流器 圖 2－6 新立聯合站廢水處理工藝流程圖 原油來液 分離器流量計沉降罐油緩沖罐水緩沖罐脫水泵 加熱爐 電脫水器 油凈化器 外輸泵 油庫摻輸泵 供熱站污水泵生產井兩級核桃殼過濾器清水罐注水泵回注蜂窩斜管沉降罐22 / 162CODcr 117 氯化物 － －總鐵 － －PH 石油類 CODcr 氯化物 1720 1779總鐵 雙過濾后pH （4）供注水系統(tǒng)前 D1—1 區(qū)塊新建注水井 30 口，在接轉站注水轄區(qū)內，由接轉站供水管輸配注，敷設注水管線 。（5）供配電系統(tǒng)前 D1—1 區(qū)塊配電線路引自附近油井的低壓供電線路。站內改造后總用電量沒有增加，站內變壓器可以滿足要求，只需改造配電柜開關，新建 2 臺軟啟柜，1 臺變頻柜，即可滿足改造要求。（6）道路系統(tǒng)前 D1—1 區(qū)塊新建主干道一條，長 5578m，幅寬 10m 采用砂石路面。（7）管線防腐、保溫①埋地單包管線防腐：材料采用熱復合型聚乙烯防腐膠粘帶（T150）及配套的 P19 底漆，管線補口采用補口膠帶（T360）及配套的 P19 底漆。保溫：采用硬質聚氨酯泡沫塑料。防水：采用低壓高密度聚乙烯和交聯聚乙烯熱縮防水帽。每根保溫管兩端均采用配套防水帽密封，保溫補口材料及厚度與主管線相同，防水補口材料采用交聯聚乙烯熱縮帶。②埋地合包鋼質管線防腐：采用 JS－1 低溫固化防腐涂料、配套底漆及中堿性玻璃布。補口材料23 / 162與主管線相同。保溫：采用 45 倍聚乙烯泡沫管殼和氯丁膠。防水：采用 J52 氯磺化聚乙烯瀝青改性防水面漆及中堿性玻璃布。③地上管線防腐：采用 J521 灰色氯磺化聚乙烯防化工氣體腐蝕涂料及配套底漆。保溫：采用硬質超細玻璃棉管殼。防水：采用鍍鋅鐵皮。 污染源及污染物排放分析 污染源分析油田開發(fā)工程的污染源是以油井為中心的由鉆井、井下作業(yè)、采油、油氣集輸、儲運等各工藝過程，以及計量站、接轉站、油氣管網等設施所組成的區(qū)域性污染源。根據現場勘察和類比調查、分析，確定油田開發(fā)過程中的環(huán)境問題主要是油田開發(fā)初期鉆機及各種車輛排放的廢氣，油井、計量站和接轉站等系統(tǒng)油氣集輸、加工等過程揮發(fā)的烴類氣體；油田開發(fā)初期的鉆井廢水、井下作業(yè)中修井和洗井廢水、采油含油廢水；鉆井泥漿、巖屑和落地油等固體廢物；油田開發(fā)期鉆機噪聲和運行期抽油機噪聲等。油田開發(fā)工藝流程污染物排放流程見圖 2—7和圖 2－8。鉆井廢水 運 輸廢棄泥漿 鉆 井 車輛排氣鉆井巖屑 占地及地表破壞鉆井噪聲噪聲落地油烴類氣體 油井 井下作業(yè) 含油污水 烴類氣體單井罐加熱廢氣 單井罐 烴類氣體24 / 162油田勘探開發(fā)過程污染源地震勘探過程污染源鉆井過程污染源測井過程污染源井下作業(yè)過程污染源采油過程污染源油氣集輸及儲運過程污染源爆炸、震動噪 聲廢棄鉆井液井場污水柴油機煙氣振動及噪聲井噴事故污染放射性三廢活 化 液落地原油洗井廢水車輛排氣噪聲和振動壓裂液油 污烴類氣體噪 聲含油污水烴類氣體加熱爐煙氣油 泥圖 2—8 油田勘探開發(fā)過程中污染源總體構成烴類主體罐 車 噪 聲 油田采油廠聯合站圖 2—7 前 D1—1 區(qū)塊開發(fā)過程污染物排放流程示意圖25 / 162 污染物排放分析油田開發(fā)工程從開發(fā)建設到生產，污染物排放較為復雜，對環(huán)境影響主要集中在開發(fā)初期和生產期。在開發(fā)初期，由于鉆大量的生產井以及地面配套站場、管網、道路的建設，產生鉆井泥漿、鉆井廢水、鉆井煙氣、巖屑以及噪聲，對地表植被的破壞等對區(qū)域環(huán)境的影響比較顯著，但持續(xù)時間較短。在生產期，主要是采油、井下作業(yè)、油氣集輸、儲運等工藝過程以及洗井、生產井所產生的含油污水、落地油、井下作業(yè)廢水、烴類氣體、加熱爐煙氣及噪聲等污染物，將會對周圍環(huán)境產生一定的影響，這一階段持續(xù)時間較長，本項目穩(wěn)定生產期可達10～15 年。生產后期，隨著原油產量下降和原油含水量上升，排放污染物相應增加，同時設備陳舊老化等原因也對環(huán)境帶來了潛在影響。閉井期隨著油井逐步關