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中原油田:低效储量变有效 无效储量不动用

日期:2017-04-24    来源:中国石化新闻网

国际石油网

2017
04/24
11:37
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关键词: 中原油田 油田 油藏

    油田全面深化应用“三线四区”经济评价模型,找准产量、成本、效益最佳平衡点,实施“一井一策”方案优化开采,去年以来共实施产液结构调整739井次,降低无效液量137万吨;实施注水结构调整1551井次,压减无效注水量300万立方米;效益产量比例提高3.5个百分点。这是持续低油价下油田大力优化开发方式、增加经济可采储量取得的新成绩。
 
    “要蹚出低油价下上游企业生存发展的新路子,增加经济可采储量是一个重要着力点。”近日,油田副总地质师、油田开发管理处处长李存贵介绍,油田科研人员分析影响效益开发主要因素,研究制订提高开发效益对策,引入全成本可优化的经济开发模式,通过方案优化、开发方式优化、组织运行优化,达到降本增效、增加经济可采储量的目的。
 
    明确影响效益开发的三大因素
 
    经过近40年的开发,油田已进入“高含水、高采出、高投入”开发阶段,低油价下要实现老油田效益开发,面临储量品位低、开发成本高、成本结构不合理等诸多难题。
 
    “困难重重,但仔细想想都是‘纸老虎’。”李存贵说,只要把握住价值引领、低成本开发的大原则,认清影响效益开发的各类因素,然后对症下药一一破解,就能实现效益开发目标。
 
    在对比分析后,科研工作者找出影响效益开发的三个关键因素,即完全成本、资产减值及收入。
 
    “它们之间也有规律可循。”李存贵说,资产减值与剩余经济可采储量相关,增加剩余经济可采储量可减少资产减值;收入与油气价格和产量相关,减缓油田递减,可提高产量,增加收入;完全成本由操作成本、折旧折耗及期间费用构成,增加剩余经济可采储量可减少折旧折耗,而操作成本中,可控因素主要有人工费、电费及作业费。
 
    基于以上认识,油田确定提高开发效益的主要途径是:千方百计减缓油田自然递减,控制操作成本,增加剩余经济可采储量。
 
    油田勘探开发研究院副院长李中超介绍,影响剩余经济可采储量的因素很多,除采出量外,主要有油气价格、操作费、递减类型及递减率、初始值等。这些因素相互影响、相互制约。
 
    就递减对剩余经济可采储量的影响,李中超说,通过大量调查,油田科研工作者认识到,递减率增加1个百分点,剩余经济可采储量就会减少7.8%,相应油气资产折耗率上升1.16%;递减率减小1个百分点,剩余经济可采储量增加9.6%,相应油气资产折耗率下降1.2%。
 
    认清了规律,明确了主要矛盾,也就明确了工作方向和工作方法。油田在增加经济可采储量上确定“差中选优”的思路,让有效益的储量发挥最大作用,让低效的储量变为有效储量,让无效益的储量停止动用。
 
    分油藏实行量体裁衣式治理
 
    勘探开发研究院首席专家陈林媛介绍,他们按照储层渗透率、孔隙度等多项指标对油藏进行分类,然后实施量体裁衣式治理,达到减缓递减、提高采收率的目的。
 
    针对一类储层,油田主要通过平面液流方向优化、层内调剖进行挖潜,去年共实施5个单元,覆盖地质储量4326万吨,自然递减率降低7.4个百分点,采收率提高0.26个百分点,吨油水驱成本较计划降低16元。
 
    对二、三类储层,他们主要通过单砂体精细解剖、纵向细分注水挖潜;对于水驱难动用的低渗油层,他们考虑转换驱替方式提高采收率,主要包括二氧化碳驱、天然气驱等。
 
    科研人员深化气驱驱油机理研究与油藏适应性评价,精细描述文72块沙三中等3个油藏单元,制订卫42-43块二氧化碳驱、文72块沙三上天然气驱等4个开发方案,覆盖地质储量800万吨,增加经济可采储量144万吨。
 
    此外,油田还针对濮城沙一下水驱废弃油藏实施二氧化碳与水交替驱11个井组,产油量连续5年保持在1.22万吨以上。此前实施的深层低渗油藏二氧化碳驱12个井组中有8个见效,年增油7800吨。文88块天然气驱持续见效,其中文88-15井、文88-29井组上返注气后年增油4000吨,累计增油4万吨。
 
    “治理成效体现了技术创新力量。”陈林媛说,“十二五”期间,油田通过进一步深化油藏深度水驱机理研究,集成相控油藏精细描述和配套工艺技术,坚持分类精细治理,积极探索气驱提高采收率技术,油藏开发状况不断改善,水驱动用程度提高5.6个百分点,老区采收率提高0.85个百分点,自然递减率降低3.7个百分点。
 
    全成本可优化
 
    “我们左右不了市场,但可以管控成本。”李存贵说,油田科研工作者牢固树立“一切成本都可控”的理念,引入全成本可优化的经济开发模式,实行方案、开发方式、组织运行“三个优化”,实现经济可采储量最大化目标。
 
    油田一年产多少油能实现效益最大化?相关人员研究低油价下油田工作量与成本的关系,建立不同产量与成本、油价、效益之间的模型,在保持生产能力稳定、井网完整、地面系统完好、技术可采储量不损失的条件下,对3554个油水井组按照单位完全成本进行排序累计,计算得出2016年最佳效益产量为142.7万吨。
 
    在优化效益产量方案的同时,油田在优化开发方式上狠下功夫。油田坚持“变(变关注效果为关注效益)、减(减少高投入措施实施比例)、优(优化措施工序)、建(建立措施效益优化模板)、培(培养高效措施)”,去年全油田措施有效率提高6.2个百分点;油井措施压减57.8%,水井措施压减39.5%;措施费用减少1.73亿元,提效3019万元。
 
    在优化组织运行上,油田大刀阔斧地推进油公司体制建设、生产信息化建设、拓展外部增收渠道等措施。2016年,油田在6个单位11个采油气区启动生产信息化建设,实现“数字巡检、中心值守、人机联动、快速响应”,用工减少51%,人均管井数提高103%。对于改革和优化呈现的富余人员,该油田大力拓展外部市场,引导他们“走出去”创效。目前,油田外部从业人员达7060人,年新签合同额达10亿元。
 
    对于2017年的工作,李存贵表示,将以增加经济可采储量为中心,优选“可采储量大、单井产能高、钻井费用少、完全成本低”的油藏开展研究。
 
    目前,油田已储备了44个目标井位,审定通过了30个新钻井(侧钻井)方案。其中,滚动勘探井两口,预计可落实商业开发储量41.5万吨;新区产能建设井两口,预计新建产能0.29万吨;老区调整井3口,预计新增产能0.57万吨;侧钻井23口,预计恢复产能2.34万吨,恢复可采储量18.6万吨。
 
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