張連昌 李興彥 周顯春 劉健 祁文珍

摘要：尕斯庫勒油田E31油藏曾經作為青海油田第一大油藏，自1978年試采開發(fā)，1989年全面投入注水開發(fā)，經歷了試采、基礎方案實施、加密調整方案實施、局部調整控水穩(wěn)油、注采井網轉換完善六個階段。該油藏已保持年產油60萬噸以上連續(xù)穩(wěn)產18年，作出了突出貢獻。目前，尕斯E31油藏開發(fā)處于高含水期，需要轉換開發(fā)方式，進一步提高采收率。該論文結合該油藏開發(fā)特點，評價利用減氧空氣泡沫驅開發(fā)試驗利用后的經濟效益和風險，為該類油藏增量經濟方案的制定提供了經驗。案例數(shù)據(jù)經過技術處理。

關鍵詞：減氧空氣泡沫驅;有無對比;增量決策;經濟評價

1 油田開發(fā)現(xiàn)狀

尕斯庫勒油田E31油藏開發(fā)至現(xiàn)在年產油60×104t以上已實現(xiàn)了18年穩(wěn)產，取得了較好的開發(fā)效果和巨大的經濟效益，目前油藏已進入高含水期。目前尕斯E31油藏含水已高達86.7%，采出程度43.96%，采油速度0.39%，井口累計注采比0.9。迫切需要“二三結合”轉換開發(fā)方式。為進一步提升老區(qū)采收率，使油藏煥發(fā)生機，決定開展尕斯E31油藏減氧空氣重力驅開發(fā)試驗。

2 開發(fā)方案簡介

2.1油藏方案

按照《油田開發(fā)管理綱要》有關要求，參考國內油田注氣重力穩(wěn)定區(qū)的做法，結合油藏實際特點，以頂部驅、井型、面積驅、輔助注水綜合設計對比方案。重力穩(wěn)定驅方案考慮在構造高部位部署注氣井;盡量利用老井，降低試驗成本。制定了開發(fā)方案，評價期內累計產油量120.37×104t。

2.2新井鉆采工程方案

鉆井工程：新鉆8口注氣井，新鉆8口采油井。注采井均采用三開井身結構;注氣井的生產套管采用氣密套管，其中注氣井段上界以上100m至人工井底采用13Cr防腐氣密套管，配套70MPa套管頭;注采井的生產套管采用增韌水泥漿體系固井并返至地面。

采油工程：注采井均采用套管射孔完井;注氣井采用氣密封隔器密封油套環(huán)空，封隔器以下采用L80-13Cr油管，封隔器以上采用P110氣密油管且進行防腐涂層處理，油套環(huán)空加入防腐保護液，配套70MPa注氣井口;采油井采用抽油機-有桿泵舉升工藝，配套防氣抽油泵、21MPa環(huán)空測試采油井口;觀察井采用光纖實時動態(tài)監(jiān)測工藝;為防氣竄優(yōu)選了高溫抗鹽地下發(fā)泡劑體系。

2.3地面工程方案

新建注氣站1座，設計規(guī)模20×104m3/d。采用“一段增壓、膜法減氧、二段增壓”工藝，新建螺桿壓縮機組8臺、往復式壓縮機組4臺、減氧裝置3套。

新建8井式注氣閥組2座、單井配注系統(tǒng)8套、注氣干線21.0km、注氣支線9.66km。

3 投資估算及融資方案

開發(fā)井投資：推薦方案新鉆8口注氣井，新鉆8口采油井，鉆井工程投資XXX萬元。采油工程費用合計XXX萬元。利用老井形成固定資產凈值XXX萬元。

流動資金：流動資金采用擴大指標估算法，按年均經營成本的25%計算。生產第一年開始投入，評價期末全額回收。按國家規(guī)定必須將流動資金全額列入投資計劃，其中自有流動資金占30%，銀行貸款70%，貸款年利率為3.7%，流動資金利息進入當年財務費用。

建設期利息估算：固定資產投資55%企業(yè)自籌，45%向有關銀行貸款，貸款年利率4.06%。

總投資估算結果：建設期總投資XXX萬元，其中建設投資XXX萬元，建設期利息XXX萬元，流動資金XXX萬元。

棄置成本估算：依據(jù)油田公司財務部門提供的計提棄置費用的標準，在沒有棄置方案的情況下，本項目棄置費用按照建設投資的10%計取。

4.財務評價

4.1 財務分析的范圍、依據(jù)和方法

4.1.1財務分析的范圍

以實施尕斯庫勒油田E31油藏減氧空氣泡沫驅開發(fā)試驗方案的全部增量投資為投資范圍，對項目生產期的全部增量成本和增量收入進行財務分析。

4.1.2財務分析的方法

“無項目”是指未實施減氧空氣泡沫驅開發(fā)試驗方案的數(shù)據(jù)，“有項目”是實施減氧空氣泡沫驅開發(fā)試驗方案的數(shù)據(jù)，采用“有無對比，增量決策”的方法，判斷實施減氧空氣泡沫驅開發(fā)帶來的經濟效益。

4.2 主要財務參數(shù)取值

項目改造期為3年，評價期為15年。行業(yè)基準收益率為8%。其他參數(shù)嚴格按照相關建設項目經濟評價參數(shù)執(zhí)行。

4.3 總成本費用計算

4.3.1操作成本

（1）“有、無項目”操作成本的測算

本項目根據(jù)經濟評價“有無對比”，測算 “無項目”和“有項目”的操作成本，“有項目”操作成本和“無項目”操作成本的差額做為效益評價中的“增量”操作成本。無項目操作成本定額參數(shù)，以2019年實際成本數(shù)據(jù)和主要開發(fā)指標測算。有項目操作成本定額參數(shù)，考慮了已建設施的剩余能力，同時增加了注氣成本等，在無項目基礎上進行了適當調整。

（2）“增量”操作成本估算

無項目評價期原油商品量26.66萬噸，總操作成本XXX萬元，平均單位操作成本XXX元/噸;有項目評價期原油商品量120.37萬噸，總操作成本XXX萬元，平均單位操作成本XXX元/噸;減氧空氣泡沫驅開發(fā)試驗方案增量項目評價期增油商品量93.71萬噸，增加操作成XXX萬元，平均單位增量操作成本為XXX元/噸。

4.3.2折耗計算

折耗按“直接增量法“進行估算”，增量油氣資產的折耗采用產量法計提。經計算，項目運營期內增量油氣資產計提折耗XXX萬元;平均折耗為XXX元/噸;棄置成本折耗XXX萬元。

4.3.3期間費用

期間費用包括管理費用、財務費用和營業(yè)費用，按“直接增量法”估算。

管理費用分為攤銷費、安全生產費和其它管理費，石油安全生產費用17元/噸，其他管理費根據(jù)油田近年發(fā)生情況按69.3元/噸取值計算。

財務費用包括長期借款利息、短期借款利息、流動資金借款利息和棄置成本財務費用。方案增量長期借款采取等額還本付息照付還款方式，還款期限10年。

營業(yè)費用按營業(yè)收入的1%計算。

5 財務分析及認識

（1）增量項目投資稅后財務內部收益率為15.40%，投資稅后財務凈現(xiàn)值為XXX萬元，項目投資回收期5.5年，具有較好的經濟效益和社會效益，以及具有較強的盈利能力和清償能力、抗風險能力，項目在經濟上可行。

（2）項目后期應根據(jù)實際開發(fā)情況適時調整開發(fā)方案以保證項目有更好的財務生存能力。結合二次開發(fā)經濟評價技術規(guī)定，要繼續(xù)開展綜合經濟評價。

參考文獻：

[1]油氣田開發(fā)經濟評價方法[J];江漢石油學院學報（社科版）;劉佃忠等;2002年02期

[2]油井增產措施的經濟評價方法[J];地質技術經濟管理;黃琳等;1999年01期