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1、油藏滚动开发项目环评报告公示建设项目环境影响报告表 项 项 目 名 称：鲁克沁油田二叠系油藏滚动开发项目 建设单位（盖章）： 中国石油自然气股份有限公司吐哈油田分公司鲁克沁采油厂中煤科工集团重庆设计探讨院有限公司编制日期二 二 年 六 月玉北 1 块 玉北 6 块井区道路 已有阀组 玉北 6 拉油站 区块已有油井 鲁中联合站 玉北脱水站 鲁中联合站污水处理系统明 建设项目环境影响报告表编制说明本表由具有从事环境影响评价工作资质的单位编制。本表一式四份，一律打印填写。1、项目名称指项目立项批复时的名称，应不超过 30 个字（两个英文段作一个汉字）。2、建设地点指项目所在地具体地址，马路、铁路应填
2、写起止地点。3、行业类别按国标填写。4、总投资指项目投资总额。5、主要环境爱护目标指项目四周肯定范围内集中居民住宅区、学校、医院、爱护文物、风景名胜区、水源地和生态敏感点等，应尽可能给出爱护目标、性质、规模和距厂界距离等。6、结论与建议给出本项目清洁生产、达标排放和总量限制的分析结论，确定污染防治措施的有效性，说明本项目对环境造成的影响，给出建设项目环境可行性的明确结论，同时提出削减环境影响的其他建议。7、预审看法由行业主管部门填写看法，无主管部门的项目，可不填。8、审批看法由负责审批该项目的环境爱护行政主管部门批复。目录 建设项目基本状况. 1 建设项目所在地自然环境社会环境简况. 29 环
3、境质量状况. 33 评价适用标准. 37 建设项目工程分析. 50 项目主要污染物产生及预料排放状况. 61 环境影响分析. 64 建设项目拟实行的防治措施及预期治理效果. 74 结论与建议. 97 附件：附件 1、托付书 附件 2、检测报告 附件 3、关于吐哈油田鲁克沁采油厂玉东废渣场低含油废渣无害化处理项目环境影响报告书的批复 附件 4、关于吐哈油田分公司鲁克沁采油厂鲁克沁油田污水处理扩建工程环境影响报告书的批复 附件 5、环境风险评价自查表 附件 6、大气环境影响评价自查表 附件 7、土壤环境影响评价自查表 附件 8、建设项目环评审批基础信息表1建设项目基本状况 项目名称 鲁克沁油田二叠
4、系油藏滚动开发项目 建设单位 中国石油自然气股份有限公司吐哈油田分公司鲁克沁采油厂 法人代表 娄铁强 联系人 顾煜祖 通讯地址 鄯善县鲁克沁镇 联系电话 0995- 传真邮政编码 838206 建设地点 新疆吐鲁番市鄯善县鲁克沁镇 立项审批部门 / 批准文号 / 建设性质 新建√ 改扩建技改 行业类别及代码 陆地石油开采B0711 占地面积 （平方米）9.387hm 2绿化面积 （平方米）/ 总投资（万元）48632.39 其中：环保投资（万元）1660 环保投资占 总投资比例 3.41% 评价经费（万元）预期投产日期 2020 年 10 月 工程内容及规模：1. 项目背景 鲁克沁
5、油田位于新疆维吾尔自治区鄯善县鲁克沁镇，鲁克沁稠油聚集带包括鲁克沁构造带和玉北-连木沁构造带，东西长 60km，南北宽 1020km，面积约900km 2 ，资源量 5.2 亿吨，发育三叠系、二叠系两套主力油层，平面上分为 4 个区，即西区、中区、东区和北区，北区和东区的主力油藏是二叠系梧桐沟组，中西区的主力油藏是三叠系克拉玛依组。二叠系梧桐沟组油藏自 2012 年获得发觉，截止 2017 年底二叠系油藏共发觉三级石油储量 10579 万吨，其中探明 3666.8 万吨、限制 2480 万吨、预料 4432 万吨。为进一步扩大二叠系油藏开发产能，鲁克沁采油厂拟实施鲁克沁油田二叠系油藏滚动开发项
6、目（以下简称本项目），本项目涉及区块为北区的玉北 6 东、玉北 6 西、玉北 1 块和东区英 15 块，动用面积 4.6km 2 ，动用储量 456 万吨，部署 38 口井，其中油井 26 口(水平井 12 口)、注水井 12 口，新建产能 9.4 万吨。2 依据中华人民共和国环境影响评价法、建设项目环境爱护管理条例，本项目应开展环境影响评价工作。依据建设项目环境影响评价分类管理名录，石油开采新区块开发；页岩油开采应编制建设项目环境影响报告书，除此之外，其他项目应编制建设项目环境影响报告表。本项目属于老区块石油开发项目，应编制环境影响报告表，鲁克沁采油厂托付中煤科工集团重庆设计探讨院有限公司对
7、本项目开展环境影响评价工作。环评单位接受托付后，刚好组织环评技术人员收集了项目设计等相关技术资料，并对现场进行了踏勘。在对工程的分析以及项目所在地环境现状调查的基础上，分析、预料工程建设对环境的影响，提出预防或者减轻不良环境影响的对策和措施，编制完成了鲁克沁油田二叠系油藏滚动开发项目环境影响报告表。2. 前期勘探开发历史 鲁克沁油田在 2006 年以前原称吐玉克油田，2006 年更名为鲁克沁油田，鲁克沁油田于 1997 年投入试采，2000 年 8 月优选储层物性好、单井产能高的鲁 2块投入开发，衰竭开发两年半后于 2003 年 6 月在鲁 3-7 井开展了常规注冷水试验，在试验胜利的基础上，
8、于 2005 年 10 月该块全面投入注水开发。在鲁 2 块注水开发试验胜利基础上，玉东 2008 年整体投入注水开发。2012 年 12 月，玉北 1 号构造上钻探的玉北 1 井在二叠系梧桐沟组（P 2 w）见到良好的油气显示，自此发觉二叠系梧桐沟组油藏。2013 年完钻的开发井玉北 1-2 和玉北 1-1 井分别获得了 32.27t 和 27.36t 的高产稠油，北一区玉北 1 块进入了快速建产阶段。玉北区块获得突破后，加强了对中西区二叠系的地质相识，先后对玉1-18和玉东401-2-8井二叠系梧桐沟组进行试采，均获得了较高的产量，日产油分别为 12.93t 和 20.80t。为了进一步扩
9、展勘探，2013 年向北部署了玉北 6 井，9 月底完钻，10 月试油获日产 9.12m 3 的稠油，之后又先后部署了玉北 601、玉北 101 和玉北 602 等评价井，其中玉北 602 井试油获 43.3m 3 的稠油，玉北 101 井试油日产 18.1m 3 稠油，基本落实了玉北 6 块的含油面积，在此基础上编制了玉北 6 块产能建设方案，玉北 6 块成为了油田的重点产能建设区块。在北一区发觉二叠系梧桐沟组油藏的启示下，东一区也起先了二叠系油藏的探究。2013 年 4 月 24 日完钻预探井英 15 井，2013 年 5 月对 P 2 w35633573m压裂试油获得 10.58m 3
10、/d 的工业油流，2013 年 6 月英 11 井对 P 2 w35783589m3 井段重新进行试油求产获得 4.8m 3 /d 的工业油流，后来又相继钻探了英 1102、英15-2、英 1103 三口井在 P 2 w油层组均获得工业油流，其中英 1102 井对 35883602.4m 井段进行压裂试油获得 20.34m 3 /d 的工业油流，之后编制了东一区开发方案，东一区的产能建设也拉开了序幕。截止目前，目前玉北 6 和玉北 1 区块共有生产油井 102 口，均采纳有杆泵举升生产，平均单井日产液 8.7m 3 /d，单井日产油 6.9t/d，平均含水 9.8%。英 15 区块共有生产油井
11、 33 口，均采纳有杆泵举升生产，平均单井日产液 8.0m 3 /d，单井日产油 6.0t/d，平均含水 21%。目前玉北 6 区块共有注水井 4 口，开井 4 口，均采纳单注注入方式，平均注水压力 14MPa，配注量 88m 3 /d，日注量 82m 3 /d；玉北 1 区块共有注水井 6 口，开井 4 口，其中有 1 口分注井停注，平均注水压力 33MPa，配注量 24m 3 /d，日注量 22m 3 /d；英 15 区块共有注水井 12 口，开井 8 口，均采纳单注注入方式，平均注水压力 32MPa，配注量 30m 3 /d，日注量 27.1m 3 /d。3. 工程基本状况 项目名称：鲁
12、克沁油田二叠系油藏滚动开发项目。建设单位：中国石油自然气股份有限公司吐哈油田分公司鲁克沁采油厂。项目性质：新建（滚动开发）。工程投资：总投资 48632.39 万元，其中环保投资 1660 万元，占工程总投资的 3.41%。建设地点：鲁克沁油田位于新疆维吾尔自治区鄯善县鲁克沁镇，本项目开发区块为北区玉北 6 东、玉北 6 西、玉北 1 块和东一区英 15 块。开采层位：二叠系梧桐沟组。主要建设内容：本项目共部署新钻井 38 口（其中油井 26 口、注水井 12 口），新建产能 9.4 万 t/a；玉北 6 块新建混油单井管线 3.3km、稀油单井管线 3.3km、混油汇管 3km、稀油汇管 4
13、km；玉北 1 块新建混油单井管线 4.4km、稀油单井管线 4.4km；英 15 块新建混油单井管线 5.5km、稀油单井管线 5.5km；玉北 6 块新建注水支管 4km、单井注水管线 1.1km，玉北 1 块新建注水支管 1.4km，英 15块新建单井注水管线 2km；在玉北 6 东、玉北 6 西各新建撬装单井计量装置 1套；东区 1#阀组扩建 9m×6m 掺稀阀组间 1 座，建筑面积 64m 2 ；在西区 3#阀组东侧新建 18 头标准化掺稀计量阀组（9m×24m），新建阀组至西区 2#阀组混油4 汇管 1.45km，新建阀组至去西区稀油汇管 1.25km，新建
14、混油单井管线 0.85km、稀油单井管线 0.85km；新建 4.5m 宽砂石巡检道 8km；配套建设供配电、仪表、土建等协助工程。图 图 1本项目地理位置示意图 本项目主要工程组成见表 1。表 表 1主要工程组成一览表 类别 名称 单位 工程量 备注 主体工程 钻井工程 采油井 口 26 12 口为水平井，14 口为直井，井场、井口安装、标记标识等采纳标准化设计 注水井 口 12 井场、井口安装、标记标识等采纳标准化设计 集输管线 混油单井管线 km 14.05 柔 性 复 合 高 压 输 送 管 D74 × 12 PN12MPa(50mm 卷毡保温+一油一布一膜防水处理）5 稀
15、油单井管线 km 14.05 柔 性 复 合 高 压 输 送 管 D65 × 12.5 PN12MPa(50mm 卷毡保温+一油一布一膜防水处理）混油汇管 km 4.45 玻璃钢管 DN100 PN4.0MPa(50mm 卷毡保温+一油一布一膜防水处理）稀油汇管 km 5.25 20 无缝钢管 D89×5（40mm 黑夹克聚氨酯防腐保温）注水管线 注水支管 km 5.4 D76×12Q345C 单井注水管线 km 3.1 D60×10Q345C （3PE 加强级防腐）站场 单井计量装置 套 2 玉北 6 东、玉北 6 西各 1 套 掺稀阀组间 座
16、 1 东区 1#阀组扩建，9m×6m 掺稀计量阀组 座 1 18 头标准化掺稀计量阀组（9m×24m）协助工程 供配电 就近从已建 10kV 单井架空线路T接 仪表 实现抽油井油压、套压、冲程、冲次、示功图、启停时间、启停状态、电机综合电参（电流、电压、电量、有功功率、无功功率）等参数采集。道路 km 8 4.5m 宽砂石巡检道 环保及依托工程 原油处理 依托鲁中联合站原油处理系统处理，处理规模 166×10 4 m 3 /a（液），稠油处理实力 50×10 4 t/a。污水处理 依托鲁中联合站污水处理系统进行处理，处理规模 4000m 3 /d
17、 含油污泥 依托低含油废渣无害化处理项目无害化处置 泥浆、岩屑处理 泥浆不落地系统处置 生活垃圾 依托鲁克沁镇生活垃圾填埋场进行处置4. 油气资源概况4.1 油藏特征 鲁克沁油田二叠系梧桐沟组油层目前主要分布在北一区的 1 砂组、中西区的3 砂组以及东区的梧桐沟组 3 砂组。目前来看，梧桐沟组油藏主要受控于岩性、地层和构造。北一区 1 砂组的油层组自西向东，砂层及油层均渐渐减薄至尖灭，在玉北 3井旁边油层已经减薄到 2.8m，试油日产油 1.91t，累计产油 19.94t；试采稳定日产油 0.47t，累计产油 61.5t。目前依据钻井数据，已经推想出北一区 1 砂组砂体的东部边界沿着玉 W1-
18、16 井、玉 113 井、玉北 20-21 井、玉北 19-22 井、玉北 3井一线向北，边界以东几乎没有 1 砂组的砂体。依据沉积相探讨边界以西为扇三角洲沉积，砂体厚度图明显显示出一个扇形。可见，梧桐沟组 1 砂组油层受岩性6 限制较明显。东区英 15 块油藏分布明显受岩性限制。英 15 块二叠系梧桐沟组油层厚度不大，约厚 7-15m，以细砂岩为主，油层平面上分布受沉积相影响明显，扇三角洲主河道发育区是油层的主要分布区，由于此区块扇三角洲分布规模较小，因此油层平面分布也较局限。例如，英 13-3 井未钻遇到梧桐沟组砂岩，而侧钻后的英13-3C 井就钻遇到了英 15 块相应的油层，说明砂体在英
19、 13-3C 以南地区相应油层的砂体尖灭。4.2 地质储量 二叠系梧桐沟组油藏自 2012 年获得发觉，截止 2017 年底二叠系油藏共发觉三级石油储量 10579 万吨，其中探明 3666.8 万吨、限制 2480 万吨、预料 4432万吨。4.3 流 流 体性质 鲁克沁油田北一区玉北 6 块 P 2 W油藏地面原油密度分布在 0.92120.9518g/cm 3 之间，平均 0.9374g/cm 3 ；粘度(50）292237550mPas，平均16745mPa.s；凝固点 1535，含蜡量 7.211.3。依据玉北 101 等井水分析结果，玉北 6 块 P 2 w 地层水水型均为 CaC
20、l 2 型，地层水矿化度 29372mg/l。东一区 W3 油藏原油密度 0.87760.9426g/cm 3 ，平均值为 0.925g/cm 3 。原油粘度 32.8726600mPa•s，平均值为 523mPa•s（50），凝固点-725，初馏点 8898，含蜡量 12.0328.4%。依据英 15 等井水分析结果，英 15 块地层水总矿化度 33248mg/L，水型 CaCl 2 。5. 开发部署方案 本项目 共部署新钻井 38 口，其中油井 26 口（水平井 12 口）、注水井 12 口，动用面积 4.6km 2 ，动用储量 456 万吨，建产能 9.4 万吨。本项
21、目开发部署方案见表 2、开发预料指标见表 3，井网部署示意图见图 2、图 3。表 表 2本项目 开发部署方案 一览表 区块 总井数(口) 油井(口) 注水井 (口) 单井产能(吨/天) 总产能 (万吨) 直井 水平井 直井 水平井 玉北 6 东 12 9 3 10 2.7玉北 6 西 8 4 4 7.5 15 1.8玉北块 7 3 3 1 7.5 15 2.0英 15 块 11 2 5 4 8 16 2.9合计 38 14 12 12 9.47表 表 3本项目开发指标预料一览表 时间 地质 储量 (104 t) 年产油 (104 t) 年产水 (104 m 3 ) 年注水 (104 m 3 )
22、 累产油 (104 t) 累注水 (104 m 3 ) 年注 采比 累注 采比 采油速度 (%) 采出程度 (%) 含水率 (%) 2020 456 3.76 0.04 3.76 0.820.821.12021 456 9.40 0.35 6.71 13.166.710.60 0.43 2.062.893.62022 456 7.05 0.72 10.61 20.2117.321.20 0.71 1.554.439.32023 456 5.64 1.35 9.41 25.8526.741.20 0.83 1.245.6719.3 2024 456 4.51 2.16 8.09 30.3634.
23、831.10 0.88 0.996.6632.4 2025 456 3.84 3.35 8.55 34.2043.381.10 0.92 0.847.5046.6 2026 456 3.26 4.78 9.39 37.4652.761.10 0.94 0.718.2159.4 2027 456 2.77 6.33 10.47 40.2363.241.10 0.97 0.618.8269.5 2028 456 2.44 8.25 11.06 42.6774.291.00 0.97 0.539.3677.2 2029 456 2.15 10.27 12.74 44.8187.031.00 0.98
24、 0.479.8382.7 2030 456 1.89 12.28 14.46 46.70101.49 1.00 0.98 0.4110.24 86.7 2031 456 1.66 14.16 16.08 48.36117.57 1.00 0.98 0.3610.61 89.5 2032 456 1.47 15.86 17.55 49.83135.12 1.00 0.98 0.3210.93 91.5 2033 456 1.32 17.70 19.22 51.15154.34 1.00 0.99 0.2911.22 93.0 2034 456 1.19 19.34 20.71 52.34175
25、.06 1.00 0.99 0.2611.48 94.2 2035 456 1.07 20.74 21.97 53.42197.03 1.00 0.99 0.2311.71 95.1 2036 456 0.97 21.85 22.97 54.39220.00 1.00 0.99 0.2111.93 95.7 2037 456 0.89 22.66 23.69 55.28243.68 1.00 0.99 0.1912.12 96.2 2038 456 0.81 23.18 24.11 56.08267.79 1.00 0.99 0.1812.30 96.6 2039 456 0.73 23.41
26、 24.26 56.82292.05 1.00 0.99 0.1612.46 97.08图 图 2玉北 6 东、玉北 6 西、玉北 1 块井网部署 示意图 沙漠英 15英1 1 101英15-2- - 3300- - 3300- - 3400英平16英平15英 18英15-5英15-3英16-3英17-3英17-4英17-5英16-5英1 1 102 2C C英1 1 104 4英18-5英18-8英17-7英17-8英平12英平13英13-3- - 3250- - 3200- - 3400- - 3450英15-4山脚英 1106英1 1 104 4C C英20-7C英平18-6英18-7英
27、平18-9英平18-4英20-7英1 1 101C C英平17-9英1 1 103 3英 1107英 18C C英 1107C C英13-3C英16-6英平19-5英13-6英19-8英15-6英平19-6英19-7英12-5英13-4英平13-2英 1108英平16-8英平15-1英15-1- - 3250- - 3350- - 3400英17-6英1 1 104 4 CP英18-3 图 图 3英 英 15 块井网部署 示意图 6. 主体工程 6.1 钻井工程 6.1.1 井身结构 （1）玉北 6 东、玉北 6 西、玉北 1 块 玉东 6 东新建油井 9 口、注水井 3 口，井型为直井。玉东
28、 6 西新建油井 4 口、注水井 4 口，油井井型为水平井，注水井井型为直井。玉北 1 块新建油井 6 口、9 注水井 1 口，3 口油井井型为水平井，3 口油井井型为直井，注水井井型为直井。井身结构如下：直井 导管段采纳 φ660mm 钻头，钻至井深 60m，下入 φ508mm 导管。采纳 φ375mm钻头一开，钻至井深 500m 左右，下入 φ273mm 表层套管，常规水泥返至地面；采纳 φ216mm 钻头二开，钻至设计井深完钻，下入 φ139.7mm 油层套管，采纳低密高强+常规增韧复合水泥浆体系固井完井，水泥返至油顶以上 200m。水平井
29、 导管段采纳φ660mm钻头，钻至井深 60m，下入φ508mm导管。用φ444.5mm钻头一开，钻至井深 500m左右，下入φ339.7mm表层套管，常规水泥返至地面；采纳φ311mm钻头二开，钻至井深 3700m左右，下入φ244.5mm技术套管中完，采纳常规水泥浆体系固井，水泥返至表层套管脚；采纳φ216mm钻头三开，钻至设计井深完钻，下入φ139.7mm油层套管完井，采纳常规+低密高强复合水泥浆体系固井完井，水泥返至油顶以上 200m。井身结构示意图见图 4。 图 图 4玉北 6 东、玉北 6 西、玉北 1 块 块 井身结
30、构示意图 （2）英 15 块 英 15 块新建油井 7 口、注水井 4 口，5 口油井井型为水平井，2 口油井井型为直井，注水井井型为直井。井身结构如下：直井 导管段采纳 φ660mm 钻头，钻至井深 50m，下入 φ508mm 导管。一开采纳10 φ375mm 钻头，钻至井深 600m，下入φ273mm 表层套管，常规水泥浆体系返至井口。二开采纳φ216mm 钻头下入φ139.7mm 油层套管，采纳常规水泥浆体系固井，水泥返至造斜点以上 100m。水平井 导管段采纳φ660mm钻头，钻至井深 50m，下入φ508mm导管。一开采
31、纳φ375mm钻头，钻至井深 600m，下入φ273mm表层套管，常规水泥浆体系返至井口。二开采纳φ216mm钻头按设计轨迹钻至设计井深，下入φ139.7mm油层套管，采纳常规水泥浆体系固井，水泥返至造斜点以上 100m。井身结构示意图见图 5。 图 图 5东区英 15 块 块 井身结构示意图6.1.2 钻井液 （1）玉北 6 东、玉北 6 西、玉北 1 块 1）导管及一开：高坂土钻井液 清水+ 812坂土+ 0.3Na 2 CO 3 +重晶石。2）二开：聚合物钻井液和 MEG 钻井液 直井 造 斜 点 以 上 为 聚 合 物 钻 井 液 ：3-5% 土 粉 +
32、0.2-0.4%ZNP-1/IND30+ 0.3-0.6%NH4-HPAN +1-2%HS-1。造斜点以下为聚磺钻井液：井浆+3-5%KR-n/HF-024+2-4%HS-2+1-2%PSC +6-10%润滑剂+3-5%QCX-2+0.05-0.1%ABSN。水平井11 造斜点以上为聚合物钻井液：3-5%土粉+0.2-0.4%ZNP-1/IND30+0.3-0.6%NH 4 -HPAN +1-2%HS-1 。造斜点-2500m 井段为聚磺钻井液：井浆+3-5%KR-n/HF-024+2-4%HS-2 +1-2%PSC +6-10%润滑剂+3-5%QCX-2+0.05-0.1%ABSN。2500
33、m-A 点井段为 MEG 钻井液体系：聚磺钻井液+5-8%MEG+2-3%液体润滑剂。3）三开：弱凝胶钻井液体系MEG 聚磺钻井液+2%PSC-1+1%SMT+0.5%BC-VIS+2%BC-BPG+2-3%液体润滑剂。（2）英 15 块 1）导管及一开：高坂土钻井液 清水+ 812坂土+ 0.3Na 2 CO 3 +重晶石。2）二开：聚合物钻井液和 MEG 钻井液 直井 造斜点以上为聚合物钻井液：部分井浆+0.3-0.5%K-PAM/ZNP-1+1%HS-1/SP -8+0.3-0.5%CMC+0.1-0.3%Na 2 CO 3 +1-1.5%LY-1+2%LYDF+0.2%NaOH。造斜点
34、以下为聚磺钻井液：井浆+0.2-0.3% K-PAM/ZNP-1+0.8%NaHPAN +0.2-0.3%CMC+2%SPNH+1%PSC+0.5-1%SMP-2+3%QCX+0.5%单封+2.5-3%磺化沥青+5-8%润滑剂。水平井 造斜点以上为聚合物钻井液：部分井浆+0.3-0.5%K-PAM/ZNP-1+1%HS-1/SP -8+0.3-0.5%CMC+0.1-0.3%Na 2 CO 3 +1-1.5%LY-1+2%LYDF+0.2%NaOH。造斜点-3600 井段以为聚磺钻井液：井浆+0.2-0.3% K-PAM/ZNP-1+0.8% NaHPAN+0.2-0.3%CMC+2%SPNH
35、+1%PSC+0.5-1%SMP-2+3%QCX+0.5% 单 封+2.5-3%磺化沥青+5-8%润滑剂。A 点-B 点井段为 MEG 钻井液：聚合物井浆+0.1-0.3%K-PAM/ZNP-1+ 4-6%MEG+2-3%SPNH+0.5%NaOH+3%LYDF+2.5-3% 磺 化 沥 青 +3%QCX+0.5% DF-1。6.1.3 固井12 （1）玉北 6 东、玉北 6 西、玉北 1 块 直井 表层套管：低密高强水泥浆体系，Φ273mm 套管采纳内插法固井；油层套管：低密高强、常规加砂、增韧加砂水泥浆体系，常规固井。水平井 表层套管：常规水泥浆体系，常规固井；技术套管：常规水泥浆
36、体系，常规固井；油层套管：低密高强、常规加砂、增韧加砂水泥浆体系，常规固井。（2）英 15 块 表层套管：低密高强水泥浆体系，Φ273mm 套管采纳内插法固井；油层套管：常规水泥浆体系，常规固井。6.1.4 钻井周期 （1）玉北 6 东、玉北 6 西、玉北 1 块 直井 单井钻井周期限制在 52 天。水平井 单井钻井周期限制在 94 天。（2）英 15 块 直井 单井钻井周期限制在 32 天。水平井 单井钻井周期限制在 55 天。6.2 采油工程 （1）储层爱护 射孔采纳油管传输射孔技术，射孔液采纳混合油或加浓度 2%BCS-851 的活性水；尽量削减压井作业，须要压井时，举荐运用浓度
37、 2%BCS-851 的活性水压井液；注水前进行粘土稳定处理；采纳浓度 2.0%的 BCS-851 水溶液进行预处理，处理半径 2-3m。（2）完井射孔 套管固井射孔完井。直井油层套管13 玉北 6 东、玉北 6 西、玉北 1 块直井采纳外径φ139.7mm、P110 钢级，壁厚10.54mm 和 9.17mm 的组合套管：0-500m 段采纳外径φ139.7mm、P110 钢级，壁厚10.54mm的套管,500-4300m段采纳外径φ139.7mm、P110钢级，壁厚9.17mm的套管。套管满意抗拉、抗挤强度要求。英 15 区块直井采纳外径φ139.7mm、P
38、110 钢级、壁厚 9.17mm 和 N80 钢级、壁厚 9.17mm 的套管组合，套管满意抗拉、抗挤强度要求。进行压裂施工时，需采纳封隔器爱护套管。水平井油层套管 玉北 6 东、玉北 6 西、玉北 1 块水平井油层套管采纳外径φ139.7mm，P110钢级，壁厚 10.54mm 和壁厚 9.17mm 的组合套管：0-500m 段采纳外径φ139.7mm、P110 钢级，壁厚 10.54mm 的套管,500-4900m 段采纳外径φ139.7mm、P110 钢级，壁厚 9.17mm 的套管。套管满意抗拉、抗挤强度要求，不能满意抗内压强度要求。进行压裂施工时，建议配套应用
39、控排量、前置段塞打磨等限制和降低施工压力的工艺。英 15 区块水平井采纳外径φ139.7mm、P110 钢级、壁厚 9.17mm 的套管，套管满意抗拉、抗挤强度要求。（3）注水工艺 依托目前二叠系已配套的注水压力系统，注水压力等级为 42MPa。注水井口选择 KZ50/65 卡箍式井口，采纳外径φ73mm 的外加厚油管，管柱采纳具有锚定和补偿性能的新型补偿平衡式注水管柱。（4）举升方式 有杆泵举升技术，空心杆泵上掺稀降粘工艺，采纳 KY21/65 型采油井口。（5）压裂工艺 直井采纳注水增能+体积压裂，保持地层能量，二次加砂工艺，增加裂缝导流实力。水平井采纳速钻桥塞分段压裂技术
40、。（6）酸化工艺 在 HCl/HBF 4 /多氢酸的基础上，加入 5%的微乳酸，酸化后不返排。6.3 地面工程 6.3.1 集输方案 （1）玉北 6 块14 总体布局 在玉北 6 东、玉北 6 西各新建撬装单井计量装置 1 套；新建玉北 6 东、玉北6 西至已建汇管集输管线，与已建区块产液管输至玉北 6 拉油站后，统一拉运至鲁中联合站进行处理。单井管线 单井采纳密闭常温集输，单井混合油集油管线采纳 D74×12PN12MPa 柔性复合高压输送管，经计算井口回压不大于 1.5MPa，满意油田油气集输规范设计要求。单井稀油集油管线采纳 D65×12.5PN12MPa 柔性复
41、合高压输送管，满意油田油气集输规范设计要求。采油井口 单井均采纳抽油机生产，抽油机选型采纳新型节能型 18 型抽油机 。单井计量与集输 单井采纳撬装单井计量装置，周期性连续倒井计量，玉北 6 东、玉北 6 西各设撬装单井计量装置 1 套。井口掺稀采纳井口掺稀计量阀组进行计量。新建玉北6东、玉北6西至已建汇管混合油集输管线各1条，管线采纳DN100玻璃钢管。新建玉北 6 注油注水站至玉北 6 东、玉北 6 西稀油汇管各 1 条，稀油汇管采纳 D89×5 的无缝钢管。集输管线平面示意图见下图。图 图 6玉北 6 块集输管线平面走向示意图 （2）玉北 1 块15 总体布局 玉北 1 块新
42、增油井依托已建玉北 1#、3#和西区 5#标准化阀组，均接入已建阀组预留头，通过已建集输管线管输至玉北脱水站进行处理。单井管线 单井采纳密闭常温集输，单井混合油集油管线采纳 D74×12PN12MPa 柔性复合高压输送管，经计算井口回压不大于 1.5MPa，满意油田油气集输规范设计要求。单井稀油集油管线采纳 D65×12.5PN12MPa 柔性复合高压输送管，满意油田油气集输规范设计要求。采油井口 单井均采纳抽油机生产，抽油机选型采纳新型节能型 18 型抽油机 。单井计量与集输 单井计量依托已建单井计量阀组，采纳周期性连续倒井计量。新建单井均接入已建阀组预留头，通过已建
43、集输管网管输至玉北脱水站进行处理。集输管线平面示意图见下图。图 图 7玉北 1 块集输管线平面走向示意图 （3）英 15 块 总体布局 英 15 块新增油井依托已建东区 1#标准化阀组，对标准化阀组进行扩建，通过已建集输管线管输至东一区拉油站，统一拉运至鲁中联合站进行处理。单井管线 单井采纳密闭常温集输，单井混合油集油管线采纳 D74×12PN12MPa 柔16 性复合高压输送管，经计算井口回压不大于 1.5MPa，满意油田油气集输规范设计要求。单井稀油集油管线采纳 D65×12.5PN12MPa 柔性复合高压输送管，满意油田油气集输规范设计要求。采油井口 单井均采纳抽
44、油机生产，抽油机选型采纳新型节能型 18 型抽油机 。单井计量与集输 单井计量依托已建单井计量阀组，采纳周期性连续倒井计量。新建单井均接入已建阀组预留头，通过已建集输管网管输至东一区拉油站进行处理。集输管线平面示意图见下图。图 图 8英 英 15 块集输管线平面走向示意图 集输系统主要工程量见下表。表 表 4集输系统主要工程量 一览表 序号 名称及规格 单位 数量 备注 一 玉北 6 块 （一）单井部分 1 抽油机（18 型 节能型）及井场 座 13 新购 2 标准化设计采油井口 座 13 3 井口掺稀计量阀组（直式高压流量自控仪、阀门等）套 13 4 柔性复合高压输送管 D74×
45、12 PN12MPa(50mm 卷毡保温+一油一布一膜防水处理）m 3300 混油单井管线 5 柔性复合高压输送管 D65×12.5 PN12MPa(50mm 卷毡保温+一油 m 3300 稀油单井17 一布一膜防水处理）管线 6 单井计量装置（带保温房）PN2.5MPa 套 2 7 手提式干粉灭火器 MFZL8 台 8 8 4.5m 宽砂石巡检道路 m 3000 （二）集输管线部分 1 玻璃钢管 DN100 PN4.0MPa(50mm 卷毡保温+一油一布一膜防水处理）m 3000 混油汇管 2 20 无缝钢管 D89×5（40mm 黑夹克聚氨酯防腐保温）m 4000 稀油汇管 3 螺旋焊缝焊接钢管 D273×7（聚乙烯胶带防腐）m 300 穿路套管 二 玉北 1 块 （一）单井部分 1 抽油机（18 型 节能型）及井场 座 3 新购 2 抽油机（18 型 节能型）及井场 座 3 再制造利用 3 标准化设计采油井口 座 6 4 柔性复合高压输送管 D74×12 PN12MPa(50