朱彩云

中原石油勘探局公共事業(yè)管理處，河南 濮陽 457001

油田開發(fā)后期單井開發(fā)經濟界限研究屬于石油技術經濟學的范疇，為油田開發(fā)和經濟評價決策技術的綜合應用技術[1]。從微觀上講，油田開發(fā)后期單井開發(fā)經濟界限主要研究油井的經濟生產運行與相應的措施。油田開發(fā)后期單井開發(fā)經濟界限研究不僅要實現油田產量與經濟的最佳結合，而且也要適應油田生產經濟規(guī)律本身，從而使產量和效益配置日趨合理與科學。

1 某油田的操作成本特點

2008年，某油田操作成本大于8美元/桶的低效區(qū)塊有35個，平均單位操作成本11.16美元/桶，拉動油田總操作成本上升1.78美元/桶[2]。低效區(qū)塊產量60.44×10氣，占評價區(qū)塊總產量的15.1%；油水井總數1005口，占評價區(qū)塊總井數的29.1%。

1.1 高成本區(qū)塊大部分位于外圍油田的低效成因

1）西部零散小區(qū)塊的低效原因：一是區(qū)塊含水高，剩余油主要分布在水驅難以控制的砂體邊部和油層內，挖潛難度大，油田產量遞減快，如敖古拉油田和杏西油田；二是油田滲透率低，常規(guī)的壓裂措施難以見效，注水受效差，單井產能低，如布木格扶楊油層和龍虎泡高臺子單采高臺子井區(qū)；三是油田規(guī)模小，砂體發(fā)育零散，水驅控制程度低，油水分布復雜，如葡西油田和高西油田。

2）已進入中高含水期的外圍老油田低效原因：一是油田進入高含水期開采，可采儲量采出程度高，有效厚度層數減少、厚度變薄、油水分布更加復雜，產量接替能力逐漸降低，油田剩余可采儲量采油速度高，穩(wěn)產難度大。宏觀上水驅挖潛的余地小，低產井、高含水井數多；二是油田經過多年注水開發(fā)，系統設備老化嚴重，工藝復雜，自動化程度低，能耗高，注水壓力高，注水單耗高；三是油田機型及管桿老化，偏磨嚴重，能耗高，同時維護費用高；四是扶余油層具有特低滲透、特低流度、裂縫不發(fā)育等特點，在較高的注采壓差下，仍難以建立起有效的驅動體系，導致很難經濟有效動用。如肇州油田、升平油田、龍虎泡油田、宋芳屯油田。

3）朝陽溝油田區(qū)塊原油物性、儲層發(fā)育較差，造成油水井間憋壓嚴重，套變井多且修復難度大，老井壓裂挖潛余地小，措施效果較差，且有效期短。新開發(fā)區(qū)塊儲層物性差，油水井間難以建立有效驅動體系，油井注水受效效果不明顯。如朝陽溝背斜翼部、朝陽溝背斜軸部、翻身屯油田、肇源油田等地區(qū)。

1.2 高成本區(qū)塊的低效成因

1）進入聚驅后續(xù)水驅或含水回升后期高成本開發(fā)階段，控水難度大，存在低效無效循環(huán)。如中區(qū)西部聚合物驅、北一區(qū)斷西聚合物驅、北一區(qū)斷東東塊聚合物驅；2）進入特高含水期開采的水驅區(qū)塊，控制遞減難度加大，而且油層非均質程度比較嚴重，各套井網之間的含水差別較小，調整余地不大。油井壓裂選井選層余地減小，壓裂等各項措施效果逐年變差。如喇北東塊；3）水驅過渡帶地區(qū)：一是油層發(fā)育差，與水驅老井相比，射開厚度小、滲透率低、射開程度差；二是原油物性差、其含蠟量高、密度高、粘度高；三是開發(fā)效果差、產能低、含水低、地層壓力高；四是剩余油分布零散。大部分層段砂體在平面上分布零散，連通性差，動用程度低。新投井單井初期產量較低，未能達到設計產能。如薩北開發(fā)區(qū)東部過渡帶水驅和北部過渡帶水驅。

綜上所述，2008年新增操作成本高于8美元/桶的區(qū)塊進入高成本的原因：一方面是由于區(qū)塊地質、動態(tài)特征影響；另一方面是由于原材料漲價等因素影響。受區(qū)塊地質、動態(tài)特征影響的區(qū)塊分兩種情況，一種是由于低效、無效循環(huán)場的存在，引起能耗增加，導致操作成本上升。另一種是經過多年注水開發(fā)的區(qū)塊，系統設備老化嚴重，工藝復雜，自動化程度低，能耗高，注水壓力高，注水單耗高；而缺乏扶余油層具有特低滲透、特低流度、裂縫不發(fā)育等特點，在較高的注采壓差下，仍難以建立起有效的驅動體系。受原材料漲價等因素影響，11個區(qū)塊中有9個在2007年操作成本已經超過7美元/桶的區(qū)塊在2008年升至8美元/桶以上[3]。在2008年由于匯率因素、電價以及原材料價格上漲等因素影響引起區(qū)塊操作成本總額增加，另外2008年與2007年相比人員工資平均上漲40.8元/t，這勢必導致2007年大于7美元/桶的區(qū)塊在2008年進入操作成本高于8美元/桶區(qū)塊范圍。由于作業(yè)區(qū)費用分攤不同，2007年龍虎泡油田和龍虎泡高臺子層油田分屬兩個不同作業(yè)區(qū)，2007年下半年兩個油田合并為一個作業(yè)區(qū)，使兩年費用分攤的方式發(fā)生變化，導致龍虎泡高臺子層費用上升。另外，像敖包塔、肇州這兩個區(qū)塊在2008年均新投產了部分井，這些新井投產時間短，見效不明顯，初期費用需求大，引起了區(qū)塊操作成本的上升，隨著新井投產時間的延長，生產趨于穩(wěn)定，區(qū)塊的整體經濟效益將會提高。

2 低效無效區(qū)塊治理有效途徑

在對高成本、低產低效區(qū)塊及低產低效井的治理方面，此油田樹立了“資源有限、科技無限”，“規(guī)律不可逆轉、趨勢可以把握”等辯證思維，在進一步認識規(guī)律、把握規(guī)律、利用規(guī)律的基礎上知難而進、迎難人上，積極主動地研究、把握油田開發(fā)趨勢，研究特高含水和特低滲透油藏開發(fā)基礎理論[4]，加快科技成果轉化；多學科集成化油藏研究技術日趨完善，提高了剩余油描述精度，建立了“系統分析、兩級優(yōu)化”的措施優(yōu)化方法。油田對效益評價工作于分重視，由計劃規(guī)劃部牽頭，開發(fā)、采油、地面各個部門，包括基層礦建管理干部各個專業(yè)聚到一起，研究綜合治理方案，對比分析投入產出比是否合適，效益狀況是否改善，操作成本是否降低，經綜合評價后確定實施具體方案，成本控制取得了顯著成效。2008年新增的高成本區(qū)塊多數為特高含水區(qū)塊，因此油田對特高含水區(qū)塊低效無效循環(huán)治理方法進行了大膽的探索。經過近年來的綜合治理，長垣外圍積累了一定的治理經驗。初步形成了高成本低滲透油田從地質開發(fā)、地面系統到經營管理的三位一體的綜合治理方法，有效地控制了成本的上升。

2.1 剩余油挖潛研究，控制低效無效循環(huán)

到2008年底，喇薩杏油田水驅綜合含水已高達91%，但產油量仍占全油田總產量的60%以上，是油田持續(xù)發(fā)展的重要基礎。“十五”以來，由于綜合含水高，液油比高，能耗大，嚴重影響了油田開發(fā)效益。綜合含水達到90%以后，水油比急劇增長，含水每上升1個百分點，產液量將增加8000×104m3，地面設備負荷增加，能耗增加，噸油成本增加。2008年新增操作成本大于8美元/桶的區(qū)塊，多數為特高含水區(qū)塊。為了控制產量遞減、控制低效無效循環(huán)，實現高水平、高效益開發(fā)，油田依靠多學科研究剩余油，創(chuàng)新科研，摸索特高含水區(qū)塊低效無效循環(huán)的有效治理方法，科學合理界定特高含水井層的關停界限，指導特高含水期的開發(fā)調整挖潛。以含水率98%為界限，確定低效無效循環(huán)層的驅油效率為66%。辮狀河、曲流河、分流河道三類河道砂體中有9.2%的油層厚度進入低效無效循環(huán)狀態(tài)。對進入低效無效循環(huán)狀態(tài)厚油層剩余油立足于常規(guī)調整措施精細化，挖掘不同河流相儲層層內剩余油潛力。一是采取井網加密和注采系統調整挖潛分流河道剩余油。油田南部三次加密后水下窄小河道三向以上水驅控制程度仍然偏低，需結合薄差油層井網加密或注采系統調整進一步提高多向受效比例。針對基礎井網對窄小河道控制程度差的狀況，2007年以來杏九區(qū)實施調整井油井補孔22口，截至2008年6月累計增油0.36 ×104t，預測平均單井增加可采儲量3352t；二是底部堵水或改變注水方向挖潛曲流河剩余油。近幾年在油田北部開展了利用常規(guī)措施挖掘曲流河側積火層頂部剩余油的探索性工作，取得了一定的效果。措施后試驗井口產油普遍提高（提高0.8t/d～2.7t/d，含水也有所降低（降低1.8%～4% ）；二是利用水平井挖潛厚油層剩余油。在厚度為6m以上的泛濫平原的曲流河砂體、三角洲分流平原的高彎曲分流河道砂體，結合井網和層系，可以優(yōu)選水平井區(qū)塊和層位，鉆水平井。通過幾年試驗研究，提出了“三個部位、一個結合”的水平井挖潛方向，設計厚油層頂部水平井11口，目前已完鉆6口，其中南1-2-平25井口產百噸，杏6-1-平35取心井初期產量較高，在厚油層挖潛中初見成效，例如對薩南過渡帶350m區(qū)塊綜合治理。從地質方面分析，進入特高含水開發(fā)期的區(qū)塊主要有以下特點：1）單砂體注采關系完善程度差，多方向連通比例低；2）井網相互利用程度低，單方向受效比例高，含水上升速度快；3）油層條件差，水井吸水能力差，區(qū)塊供液能力差，地層壓力系統不合理；4）井網間含水差異小，措施潛力小，采油速度低。

針對高含水后期注水負擔重，區(qū)塊電費過高，且產量低的原因，在多學科研究剩余油的基礎上編制綜合治理方案：1）依靠精細研究，分析儲層沉積特征：綜合治理區(qū)塊薩、葡油層屬于河流-三角洲內、外前緣相沉積，按照油層沉積特征和砂體的發(fā)育狀況，將薩、葡油層細分為73個沉積單元，平面上形成了兩類共6種類型的砂體；3）利用數值模擬技術分析:剩余油平面分布零散，剩余油在縱向上分布不集中，主要以注采不完善和吸水差為主；3）在精細分析剩余油的基礎上，編制綜合治理方案：優(yōu)選緩注井補孔轉注，進一步強化線狀注水，轉注3口井，其中基礎井1口，一次加密井2口；針對不同成因形成的剩余油，采取補孔14口，其中注水井3口，轉注井2口，采油井9口；利用加密井網注采系統調整的有利時機，加強注水井方案的調整。綜合治理區(qū)塊砂巖和有效水驅控制程度分別提高了3.9%和3.1%，二向及以上砂巖和有效水驅控制程度分別提高了4.1%和2.6%。

2.2 精細油藏研究，向新技術、新工藝要效益

長垣外圍區(qū)塊為低滲透油田，由于油層物性差等天然地質條件，區(qū)塊操作成本一直處于較高水平，油田“以經濟效益為中心，技術上可行、經濟上有效”的宏觀思路，采取“分析原因、明確潛力、分類治理、提高效益”的做法，初步形成高成本低滲透油田綜合治理方法。2008年，油田加強低滲透油田精細調整，通過壓裂、三換、注采系統調整等措施，改善開發(fā)效果；以控制含水上升、提高低產能井產量為目的，采取結構調整、高含水關井、堵水、加大周期注水的調整力度等綜合性措施，減少產液量和注水量，控制油田產液量的增長幅度。優(yōu)化綜合調整方案，加大分層注水、周期注水等措施的實施力度，精細實施結構調整，注夠水、注好水。他拉哈油田根據儲層物性、砂體展布和邊水能量等情況確定合理的工作制度，開展合理流壓調整工作。泵況合理率由61.2%提高到78.9%，實現天然能量開發(fā)油田開發(fā)水平的提高，自然遞減率由20.69%下降到18.01%，下降了2.68個百分點。

2.3 深化增產措施方法研究

措施增油是實現油田持續(xù)穩(wěn)產、彌補產量遞減的重要組成部分。深化增產措施方法研究和應用，開展個性化設計，發(fā)展配套跟蹤調整技術，是完善窄薄砂體油田增產措施技術的重要手段。一是油井壓裂。2008年壓裂28口低產低效井，平均單井年增油270t，累計增產原油0.15×104t；二是換泵。統計換泵井沉沒度、含水與累積增油量之間關系，研究認為沉沒度大于300m時，增油效果較好。對156口含水在90%以下，沉沒度大于300m以上的低產低效油井分析油層發(fā)育及連通狀況，確定可實施換泵80口井，單井年增油120t左右，累計增產原油0.26×104t；三是堵水。通過具體分析這部分井的主產層、接替層條件，確定堵水潛力井l00口，預計平均單井年降水0.2×104m3左右，累積降水21.3×104m3；四是裂縫油田實施整體堵縫調剖，改善層間平面矛后，提高低效井產量。實施10口水井，目前已有13口低效油井受效，累積增油2010t。

3 結論

當油田進入中含水期以后，原油產量迅速遞減，標志著油田進入開發(fā)中后期。隨著油田進入中后期開發(fā)，地下情況變得復雜，工藝措施效果逐漸變差，投入產出效益下降，導致成本上升。本文從油田開發(fā)中研究問題及對象的不同出發(fā)，分析單井運行成本和分攤成本，并考慮了采油時率、含水率、商品率、成本等一系列影響經濟界限的開發(fā)和經濟因素，提出了改善油田和單井效益狀況的治理措施。

[1]童小光，等.21世紀初中國跨國油氣勘探開發(fā)戰(zhàn)略研究，北京：石油工業(yè)出版社，2003.

[2]呂建中，馮連勇，等.加強石油石化企業(yè)國際競爭力研究的幾點認識，石油科技論壇，2003，8：12-13.

[3]高立勛.石油企業(yè)競爭力評價指標探討.石油大學學報：社會科學版，2003，6：27-30.

[4]陳江之.勝利油田降本增效的實踐與思考.國際石油經濟，2000，1.