低油价下产能储备库模式研究

2017-03-08董庆生

环球市场 2017年36期

董庆生

中原油田分公司采油三厂

一、前言

2014年开始，国际油价断崖式下跌，一度跌破30美元/桶。油价断崖式下跌带给油田企业的冲击前所未有，生产经营进入“寒冬期”，成为危及生存发展的最大挑战。文卫马油田经过多年开发，整体处于高含水期产量递减阶段。如果因低油价而终止产能建设工作，油田稳产基础势必越来越薄弱，最终面临递减加大，产能规模大幅下降的严峻形势。为实现老油田效益、储量、产量的有机统一，实现低油价下油田的效益开发有必要开展低油价下经济建产研究。

二、不同油价区间不同投资产能的确定

为适应文卫马油田操作成本，按目前单位变动成本257.63元/吨，单井年相对固定费用59.32万元/井的操作成本(采油X厂平均值)，统一用油井的评价标准推算出不同投资在不同油价下税后内部收益率能达到12%以上的产能界限。

采油X厂(油价&投资)控制产能界限汇总表

三、不同油藏各区块产能与可采储量换算系数的确定

根据公式(单井累计采油/单井地质储量)=单井采出程度；(单井标定采收率/单井地质储量)=单井可采储量。联立得单井可采储量=(单井采收率/单井采出程度)×单井累计采油。由此可得单井可采储量与评价期内界限产量的换算系数R=单井采收率/单井采出程度。其中单井采收率可根据文卫马油田内各类型区块的采收率以及实际单井开采情况取经验值，单井评价期内采出程度通过调查文卫马各类型油藏，对文明寨极复杂中渗油藏取值30%，卫城马寨中渗油藏取值25%，卫城马寨低渗油藏取值22%。根据换算系数将评价期产量分别推算为文明寨极复杂中渗油藏、卫城马寨浅层中渗油藏、卫城马寨低渗油藏的可采储量界限。

四、潜力评价

以操作成本为基准，换算出不同油价下不同投资金额所需的经济产能界限区间，按照产能与经济可采储量的关系形成了一套能指导潜力区的筛选模式。在筛选模型的指导下按油藏油层埋深、储量富集程度、剩余油富集类型等因素有针对性地展开构造、储层和层间剩余油精细研究，落实井位目标区。

构造型剩余油。主要以挖潜构造高部位、断层遮挡区、断层边角剩余油为目的。这类潜力区在文明寨复杂断块油藏普遍存在，卫城及马寨油田主要分布在开发时间较长的构造边角以及块间结合部。其特点是储量基本未有效动用，钻探风险低，初期产能及评价期累采油量都很高。

储层型剩余油。主要以完善井网，扩边等为目的，这类潜力区分布于文卫马油田开发时间短的区块。储量基本未有效动用，但其钻探风险较构造型剩余油大，初期产能及评价期累产油较高。

事故区剩余油。主要以恢复事故区注采井网，挖潜二三类层剩余油等为目的，这类潜力区主要分布于文卫马油田内因事故井导致注采井网瘫痪的井区。其特点是井区内储量已动用，主力层水淹程度较高，层间仍有挖掘潜力，钻探风险低，初期产能及评价期累产油量相对较低。

各区块内初步调查出的各潜力区根据预计的单井可采储量，利用换算系数计算出产能，以油价界限为标准进行潜力排队，按排队顺序进行下步精细研究及评价。

五、设计优化

在潜力评价的基础上，根据目标区潜力大小及老井可利用现状进行井型优化和挖潜对策优化，以实现优中选优。

井型优化。井型包括新井、侧钻井和换井底井。其中换井底井对老井的井筒条件要求比较高，但是其钻井进尺短，投资低，每口井投资约在200万元以内，投资回收期为3年，储量规模小的目标区也能通过经济评价，而且对地面条件要求低，实施工艺简单。侧钻井对老井井筒条件要求相对较低，钻井进尺较短，每口井投资约在400万元以内，投资回收期为4年，可适用于较小储量规模区域，但是对地面条件要求较高。新井钻井进尺长，每口井投资约在500万元以上，投资回收期6年，因此对储量规模要求高，而且实施工艺复杂，但是新井轨迹不受老井影响，设计靶点调整余地大。根据目标区附近可利用井的轨迹、井筒状况和地面条件分别按换井底、侧钻和调整井三种预实施方案进行设计，按照预实施方案的产能和投资情况，经过经济效益评价结果优选效益最高方案，进一步储备井效益。

挖潜对策优化。通过储备库建设模式中的潜力去筛选模式对文卫马油田内潜力区进行摸排筛选后，会出现一批地面位置相邻和重叠的潜力区。针对位置相邻的潜力区，在附近可利用老井较少的情况下，综合兼顾相邻块部署井效益，合理分配利用老井，避免出现因无井口可用导致潜力区投资抬高，最终达到提高储备库整体效益的目的。针对位置重叠的潜力区，可根据兼顾目标层位空间上的位置关系分别按可实现的换井底、侧钻和新井三种类型进行设计，对比不同方案效益进行优选。这种兼顾设计的方式既可以减少投资来提高一部分低效益目标区的经济效益，也可以减少因经济评价无效导致储量无法动用的区域。

四、现场应用情况

按照储备库建设研究模式储备不同油价下以潜力区筛选模式在文卫马各油藏内筛选分类90$油价内潜力区24个，储备调整、侧钻井井位24口，预计可采储量20.3×104t，新增(恢复)产能2.8×104t。编制、评价不同油价下综合方案24份，优选50$可实施方案6份。根据储备井油价界限，50$/bbl实施侧钻井6口，投资1729.07万元(侧钻井按投资回收期3年折算为576.36万元)，年产油0.31万吨，销售收入782.44万元。投入产出比为1：1.36。