改善油田区块和单井效益状况的治理措施

朱彩云

中原石油勘探局公共事业管理处，河南 濮阳 457001

油田开发后期单井开发经济界限研究属于石油技术经济学的范畴，为油田开发和经济评价决策技术的综合应用技术[1]。从微观上讲，油田开发后期单井开发经济界限主要研究油井的经济生产运行与相应的措施。油田开发后期单井开发经济界限研究不仅要实现油田产量与经济的最佳结合，而且也要适应油田生产经济规律本身，从而使产量和效益配置日趋合理与科学。

1 某油田的操作成本特点

2008年，某油田操作成本大于8美元/桶的低效区块有35个，平均单位操作成本11.16美元/桶，拉动油田总操作成本上升1.78美元/桶[2]。低效区块产量60.44×10气，占评价区块总产量的15.1%；油水井总数1005口，占评价区块总井数的29.1%。

1.1 高成本区块大部分位于外围油田的低效成因

1）西部零散小区块的低效原因：一是区块含水高，剩余油主要分布在水驱难以控制的砂体边部和油层内，挖潜难度大，油田产量递减快，如敖古拉油田和杏西油田；二是油田渗透率低，常规的压裂措施难以见效，注水受效差，单井产能低，如布木格扶杨油层和龙虎泡高台子单采高台子井区；三是油田规模小，砂体发育零散，水驱控制程度低，油水分布复杂，如葡西油田和高西油田。

2）已进入中高含水期的外围老油田低效原因：一是油田进入高含水期开采，可采储量采出程度高，有效厚度层数减少、厚度变薄、油水分布更加复杂，产量接替能力逐渐降低，油田剩余可采储量采油速度高，稳产难度大。宏观上水驱挖潜的余地小，低产井、高含水井数多；二是油田经过多年注水开发，系统设备老化严重，工艺复杂，自动化程度低，能耗高，注水压力高，注水单耗高；三是油田机型及管杆老化，偏磨严重，能耗高，同时维护费用高；四是扶余油层具有特低渗透、特低流度、裂缝不发育等特点，在较高的注采压差下，仍难以建立起有效的驱动体系，导致很难经济有效动用。如肇州油田、升平油田、龙虎泡油田、宋芳屯油田。

3）朝阳沟油田区块原油物性、储层发育较差，造成油水井间憋压严重，套变井多且修复难度大，老井压裂挖潜余地小，措施效果较差，且有效期短。新开发区块储层物性差，油水井间难以建立有效驱动体系，油井注水受效效果不明显。如朝阳沟背斜翼部、朝阳沟背斜轴部、翻身屯油田、肇源油田等地区。

1.2 高成本区块的低效成因

1）进入聚驱后续水驱或含水回升后期高成本开发阶段，控水难度大，存在低效无效循环。如中区西部聚合物驱、北一区断西聚合物驱、北一区断东东块聚合物驱；2）进入特高含水期开采的水驱区块，控制递减难度加大，而且油层非均质程度比较严重，各套井网之间的含水差别较小，调整余地不大。油井压裂选井选层余地减小，压裂等各项措施效果逐年变差。如喇北东块；3）水驱过渡带地区：一是油层发育差，与水驱老井相比，射开厚度小、渗透率低、射开程度差；二是原油物性差、其含蜡量高、密度高、粘度高；三是开发效果差、产能低、含水低、地层压力高；四是剩余油分布零散。大部分层段砂体在平面上分布零散，连通性差，动用程度低。新投井单井初期产量较低，未能达到设计产能。如萨北开发区东部过渡带水驱和北部过渡带水驱。

综上所述，2008年新增操作成本高于8美元/桶的区块进入高成本的原因：一方面是由于区块地质、动态特征影响；另一方面是由于原材料涨价等因素影响。受区块地质、动态特征影响的区块分两种情况，一种是由于低效、无效循环场的存在，引起能耗增加，导致操作成本上升。另一种是经过多年注水开发的区块，系统设备老化严重，工艺复杂，自动化程度低，能耗高，注水压力高，注水单耗高；而缺乏扶余油层具有特低渗透、特低流度、裂缝不发育等特点，在较高的注采压差下，仍难以建立起有效的驱动体系。受原材料涨价等因素影响，11个区块中有9个在2007年操作成本已经超过7美元/桶的区块在2008年升至8美元/桶以上[3]。在2008年由于汇率因素、电价以及原材料价格上涨等因素影响引起区块操作成本总额增加，另外2008年与2007年相比人员工资平均上涨40.8元/t，这势必导致2007年大于7美元/桶的区块在2008年进入操作成本高于8美元/桶区块范围。由于作业区费用分摊不同，2007年龙虎泡油田和龙虎泡高台子层油田分属两个不同作业区，2007年下半年两个油田合并为一个作业区，使两年费用分摊的方式发生变化，导致龙虎泡高台子层费用上升。另外，像敖包塔、肇州这两个区块在2008年均新投产了部分井，这些新井投产时间短，见效不明显，初期费用需求大，引起了区块操作成本的上升，随着新井投产时间的延长，生产趋于稳定，区块的整体经济效益将会提高。

2 低效无效区块治理有效途径

在对高成本、低产低效区块及低产低效井的治理方面，此油田树立了“资源有限、科技无限”，“规律不可逆转、趋势可以把握”等辩证思维，在进一步认识规律、把握规律、利用规律的基础上知难而进、迎难人上，积极主动地研究、把握油田开发趋势，研究特高含水和特低渗透油藏开发基础理论[4]，加快科技成果转化；多学科集成化油藏研究技术日趋完善，提高了剩余油描述精度，建立了“系统分析、两级优化”的措施优化方法。油田对效益评价工作于分重视，由计划规划部牵头，开发、采油、地面各个部门，包括基层矿建管理干部各个专业聚到一起，研究综合治理方案，对比分析投入产出比是否合适，效益状况是否改善，操作成本是否降低，经综合评价后确定实施具体方案，成本控制取得了显著成效。2008年新增的高成本区块多数为特高含水区块，因此油田对特高含水区块低效无效循环治理方法进行了大胆的探索。经过近年来的综合治理，长垣外围积累了一定的治理经验。初步形成了高成本低渗透油田从地质开发、地面系统到经营管理的三位一体的综合治理方法，有效地控制了成本的上升。

2.1 剩余油挖潜研究，控制低效无效循环

到2008年底，喇萨杏油田水驱综合含水已高达91%，但产油量仍占全油田总产量的60%以上，是油田持续发展的重要基础。“十五”以来，由于综合含水高，液油比高，能耗大，严重影响了油田开发效益。综合含水达到90%以后，水油比急剧增长，含水每上升1个百分点，产液量将增加8000×104m3，地面设备负荷增加，能耗增加，吨油成本增加。2008年新增操作成本大于8美元/桶的区块，多数为特高含水区块。为了控制产量递减、控制低效无效循环，实现高水平、高效益开发，油田依靠多学科研究剩余油，创新科研，摸索特高含水区块低效无效循环的有效治理方法，科学合理界定特高含水井层的关停界限，指导特高含水期的开发调整挖潜。以含水率98%为界限，确定低效无效循环层的驱油效率为66%。辫状河、曲流河、分流河道三类河道砂体中有9.2%的油层厚度进入低效无效循环状态。对进入低效无效循环状态厚油层剩余油立足于常规调整措施精细化，挖掘不同河流相储层层内剩余油潜力。一是采取井网加密和注采系统调整挖潜分流河道剩余油。油田南部三次加密后水下窄小河道三向以上水驱控制程度仍然偏低，需结合薄差油层井网加密或注采系统调整进一步提高多向受效比例。针对基础井网对窄小河道控制程度差的状况，2007年以来杏九区实施调整井油井补孔22口，截至2008年6月累计增油0.36 ×104t，预测平均单井增加可采储量3352t；二是底部堵水或改变注水方向挖潜曲流河剩余油。近几年在油田北部开展了利用常规措施挖掘曲流河侧积火层顶部剩余油的探索性工作，取得了一定的效果。措施后试验井口产油普遍提高（提高0.8t/d～2.7t/d，含水也有所降低（降低1.8%～4% ）；二是利用水平井挖潜厚油层剩余油。在厚度为6m以上的泛滥平原的曲流河砂体、三角洲分流平原的高弯曲分流河道砂体，结合井网和层系，可以优选水平井区块和层位，钻水平井。通过几年试验研究，提出了“三个部位、一个结合”的水平井挖潜方向，设计厚油层顶部水平井11口，目前已完钻6口，其中南1-2-平25井口产百吨，杏6-1-平35取心井初期产量较高，在厚油层挖潜中初见成效，例如对萨南过渡带350m区块综合治理。从地质方面分析，进入特高含水开发期的区块主要有以下特点：1）单砂体注采关系完善程度差，多方向连通比例低；2）井网相互利用程度低，单方向受效比例高，含水上升速度快；3）油层条件差，水井吸水能力差，区块供液能力差，地层压力系统不合理；4）井网间含水差异小，措施潜力小，采油速度低。

针对高含水后期注水负担重，区块电费过高，且产量低的原因，在多学科研究剩余油的基础上编制综合治理方案：1）依靠精细研究，分析储层沉积特征：综合治理区块萨、葡油层属于河流-三角洲内、外前缘相沉积，按照油层沉积特征和砂体的发育状况，将萨、葡油层细分为73个沉积单元，平面上形成了两类共6种类型的砂体；3）利用数值模拟技术分析:剩余油平面分布零散，剩余油在纵向上分布不集中，主要以注采不完善和吸水差为主；3）在精细分析剩余油的基础上，编制综合治理方案：优选缓注井补孔转注，进一步强化线状注水，转注3口井，其中基础井1口，一次加密井2口；针对不同成因形成的剩余油，采取补孔14口，其中注水井3口，转注井2口，采油井9口；利用加密井网注采系统调整的有利时机，加强注水井方案的调整。综合治理区块砂岩和有效水驱控制程度分别提高了3.9%和3.1%，二向及以上砂岩和有效水驱控制程度分别提高了4.1%和2.6%。

2.2 精细油藏研究，向新技术、新工艺要效益

长垣外围区块为低渗透油田，由于油层物性差等天然地质条件，区块操作成本一直处于较高水平，油田“以经济效益为中心，技术上可行、经济上有效”的宏观思路，采取“分析原因、明确潜力、分类治理、提高效益”的做法，初步形成高成本低渗透油田综合治理方法。2008年，油田加强低渗透油田精细调整，通过压裂、三换、注采系统调整等措施，改善开发效果；以控制含水上升、提高低产能井产量为目的，采取结构调整、高含水关井、堵水、加大周期注水的调整力度等综合性措施，减少产液量和注水量，控制油田产液量的增长幅度。优化综合调整方案，加大分层注水、周期注水等措施的实施力度，精细实施结构调整，注够水、注好水。他拉哈油田根据储层物性、砂体展布和边水能量等情况确定合理的工作制度，开展合理流压调整工作。泵况合理率由61.2%提高到78.9%，实现天然能量开发油田开发水平的提高，自然递减率由20.69%下降到18.01%，下降了2.68个百分点。

2.3 深化增产措施方法研究

措施增油是实现油田持续稳产、弥补产量递减的重要组成部分。深化增产措施方法研究和应用，开展个性化设计，发展配套跟踪调整技术，是完善窄薄砂体油田增产措施技术的重要手段。一是油井压裂。2008年压裂28口低产低效井，平均单井年增油270t，累计增产原油0.15×104t；二是换泵。统计换泵井沉没度、含水与累积增油量之间关系，研究认为沉没度大于300m时，增油效果较好。对156口含水在90%以下，沉没度大于300m以上的低产低效油井分析油层发育及连通状况，确定可实施换泵80口井，单井年增油120t左右，累计增产原油0.26×104t；三是堵水。通过具体分析这部分井的主产层、接替层条件，确定堵水潜力井l00口，预计平均单井年降水0.2×104m3左右，累积降水21.3×104m3；四是裂缝油田实施整体堵缝调剖，改善层间平面矛后，提高低效井产量。实施10口水井，目前已有13口低效油井受效，累积增油2010t。

3 结论

当油田进入中含水期以后，原油产量迅速递减，标志着油田进入开发中后期。随着油田进入中后期开发，地下情况变得复杂，工艺措施效果逐渐变差，投入产出效益下降，导致成本上升。本文从油田开发中研究问题及对象的不同出发，分析单井运行成本和分摊成本，并考虑了采油时率、含水率、商品率、成本等一系列影响经济界限的开发和经济因素，提出了改善油田和单井效益状况的治理措施。

[1]童小光，等.21世纪初中国跨国油气勘探开发战略研究，北京：石油工业出版社，2003.

[2]吕建中，冯连勇，等.加强石油石化企业国际竞争力研究的几点认识，石油科技论坛，2003，8：12-13.

[3]高立勋.石油企业竞争力评价指标探讨.石油大学学报：社会科学版，2003，6：27-30.

[4]陈江之.胜利油田降本增效的实践与思考.国际石油经济，2000，1.