劉洋

摘? ?要：曙光油田以稠油開發(fā)為主，產(chǎn)量規(guī)模占總產(chǎn)量的80%以上。主要依靠注蒸汽熱采開發(fā)，目前已進(jìn)入開發(fā)中后期。產(chǎn)能建設(shè)規(guī)?？s小、低效井逐年增多，主要依靠高投入維持產(chǎn)量規(guī)模，導(dǎo)致生產(chǎn)成本增加，維持產(chǎn)量規(guī)模與實(shí)現(xiàn)效益開發(fā)的矛盾越來越突出。文章通過研究產(chǎn)量效益關(guān)系，把提高效益產(chǎn)量作為重點(diǎn)，確保實(shí)現(xiàn)油田持續(xù)、有效開發(fā)。

關(guān)鍵詞：中后期油田;低效井;生產(chǎn)成本;效益產(chǎn)量

1? ? 油田概況

曙光油田是典型的復(fù)雜斷塊油氣田，整體是斜坡背景下發(fā)育起來的鼻狀構(gòu)造，共發(fā)育44個(gè)三級(jí)斷塊。自下而上從元古界到新生界共發(fā)育潛山、杜家臺(tái)、蓮花、大凌河、興隆臺(tái)、館陶等6套含油層系，包括“稀油、稠油、超稠油”3種油品類型，具有注水開發(fā)、蒸汽吞吐開發(fā)、火驅(qū)、蒸汽輔助重力泄油（Steam Assisted Gravity Drainage，SAGD）4種開發(fā)方式。

經(jīng)過40余年的開發(fā)建設(shè)，目前采出程度為24.2%，可采儲(chǔ)量采出程度達(dá)到87.5%。稀油已進(jìn)入雙高開發(fā)期，稠油進(jìn)入吞吐開發(fā)后期，生產(chǎn)成本逐年增加。

2? ? 高成本原因分析

2.1? 產(chǎn)量壓力大，油田高強(qiáng)度開采

在沒有新資源接替及老區(qū)基本調(diào)整到位的情況下，依靠老區(qū)挖潛，年產(chǎn)油3年增加了14萬t。采油速度由0.52%上升到了0.56%。

2.2? 注汽量增加，油汽比逐年下降

注汽量3年增加133萬t，吞吐油汽比由0.31下降到0.27，開發(fā)效果逐年變差。吞吐油汽比小于0.1的井?dāng)?shù)由167口增加到317口。

2.3? 措施工作量增加，措施效果變差

油田進(jìn)入開發(fā)中后期，受遞減加大、井況變差等因素影響，單井措施增油逐年下降，措施效益變差。但為了維持產(chǎn)量規(guī)模，措施投入力度不斷加大，從而造成高成本支出。

3? ? 產(chǎn)量效益評(píng)價(jià)

3.1? 評(píng)價(jià)原則

依據(jù)單井單位基本運(yùn)行費(fèi)與原油價(jià)格及單位相對(duì)變動(dòng)成本的關(guān)系[1]，將油井效益類別劃分為有效井、低效井和無效井。其中注入井及停產(chǎn)井不參與評(píng)價(jià)。

有效井：?jiǎn)挝换具\(yùn)行費(fèi)<單位相對(duì)變動(dòng)成本。

低效井：?jiǎn)挝幌鄬?duì)變動(dòng)成本<單位基本運(yùn)行費(fèi)<原油價(jià)格。

無效井：?jiǎn)挝换具\(yùn)行費(fèi)>原油價(jià)格。

3.2? 評(píng)價(jià)結(jié)果

根據(jù)上述評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，2019年無效產(chǎn)量占總產(chǎn)量的7%，主要集中在蒸汽吞吐開發(fā)。分方式評(píng)價(jià)結(jié)果及分析如下。

注水稀油：?jiǎn)挝换具\(yùn)行費(fèi)最低，但仍有無效產(chǎn)量0.7萬t，占2%。從無效井分類上看，主要是受油藏特點(diǎn)及所處開發(fā)階段影響，高含水、低壓低產(chǎn)井占比較多，井?dāng)?shù)比例達(dá)到84%。

一是主力油藏已進(jìn)入雙高開發(fā)后期，高含水造成生產(chǎn)成本高。儲(chǔ)量占到70%的注水油藏可采儲(chǔ)量的采出程度已超過90%，綜合含水大于86%，無因次采油速度已降至0.2以下。

二是部分低滲油藏注水難度大，低壓低產(chǎn)造成生產(chǎn)成本高。曙66、曙68等區(qū)塊滲透率只有164×10-3 um2，平均注水壓力達(dá)到20 MPa以上，注水難度大，低壓低產(chǎn)井多。

三是部分區(qū)塊出砂嚴(yán)重，造成生產(chǎn)成本高。曙三區(qū)、曙四區(qū)、杜85塊由于油藏埋深較淺、泥質(zhì)含量高，儲(chǔ)層膠結(jié)疏松，采油井普遍出砂。平均單井日產(chǎn)油只有0.3 t。

吞吐稠油：是一種降壓開采方式，經(jīng)過30余年的吞吐開發(fā)，整體已進(jìn)入開發(fā)后期，吞吐周期高（15.6）、可采儲(chǔ)量采出程度高（88.2%），地層壓力系數(shù)已降到0.2～0.3。特別是產(chǎn)量占70%以上的主力區(qū)塊吞吐周期達(dá)到16.2個(gè)，可采儲(chǔ)量采出程度89.5%，地層壓力系數(shù)不足0.2，低壓低產(chǎn)導(dǎo)致效益變差。無效井產(chǎn)量11.6萬t，占吞吐產(chǎn)量的12%。

火驅(qū)：?jiǎn)挝换具\(yùn)行費(fèi)高于全廠 ，無效井產(chǎn)量占11%。但隨火驅(qū)效果不斷改善，無效產(chǎn)量及基本運(yùn)行費(fèi)呈下降趨勢(shì)。

SAGD：近年來，通過低物性段治理、完善注采井網(wǎng)、強(qiáng)化動(dòng)態(tài)調(diào)控，蒸汽腔擴(kuò)展更加均衡，年產(chǎn)油達(dá)到40萬t，超過吞吐高峰時(shí)產(chǎn)量;預(yù)計(jì)最終采收率65%，比常規(guī)吞吐提高35.7%。隨著產(chǎn)量的持續(xù)增長，目前單位基本運(yùn)行費(fèi)用大幅下降，全部為有效產(chǎn)量。

綜上所述，從開發(fā)方式及成本結(jié)構(gòu)看，注水稀油生產(chǎn)成本最低，其次是SAGD，火驅(qū)及注汽吞吐生產(chǎn)成較高，且隨著采出程度的提高，地層壓力、油汽比下降，吞吐稠油低產(chǎn)低效井仍將進(jìn)一步增加，嚴(yán)重影響油田開發(fā)效益。

4? ? 優(yōu)化配置研究

通過上述評(píng)價(jià)結(jié)果，確定合理產(chǎn)量與效益原則如下[2]。（1）無效產(chǎn)量中稀油年產(chǎn)油僅0.7萬t，為保障注采井網(wǎng)完整性，應(yīng)維持生產(chǎn)。（2）火驅(qū)目前雖然存在無效井，隨著火驅(qū)效果的改善，可逐步實(shí)現(xiàn)效益升級(jí)，應(yīng)維持生產(chǎn)。（3）吞吐開發(fā)低壓低產(chǎn)造成的無效井，在現(xiàn)開發(fā)方式下難以進(jìn)一步改善現(xiàn)狀，產(chǎn)量成本優(yōu)化后可實(shí)施關(guān)井。

在上述原則的指導(dǎo)下，考慮油田整體產(chǎn)量及效益規(guī)模，確定了“增產(chǎn)量、調(diào)結(jié)構(gòu)、提效益”的配產(chǎn)配注思路，通過稀油、SAGD增產(chǎn)、吞吐稠油壓縮無效產(chǎn)量及注汽量，整體產(chǎn)量規(guī)模保持穩(wěn)定，實(shí)現(xiàn)“一樣的體重不一樣的比重”，最大限度確保增產(chǎn)提效。

[參考文獻(xiàn)]

[1]劉聲猛，田澤.石油企業(yè)“單井經(jīng)濟(jì)產(chǎn)量”的分析與評(píng)價(jià)研究[J].石油化工技術(shù)經(jīng)濟(jì)，2003（1）：19-20.

[2]劉斌，郭福軍，謝艷艷.基于單井效益評(píng)價(jià)的油田效益配產(chǎn)方法研究[J].國際石油經(jīng)濟(jì)，2011（7）：90-93.