平台延寿设计与油田开发方式的平衡优化研究

孟林 丛培婷 郭欣欣

胜利油田海洋采油厂 山东 东营 257237

胜利海上共建设平台107座，根据胜利海上油田开发现状和未来规划，到达设计寿命平台需要通过延寿改造实现长期继续服役。油藏开发周期超过40年，平台需要多次延寿，并且单次投入费用高，有些甚至超过了新建平台的费用。如果延寿改造方案与油藏开发周期不匹配，会造成延寿投资的浪费，进而影响经营效益。

区块不同的开发设计方案对应着不同的开发周期和开发产出，对海工的设计能力和寿命有不同的要求，相应的，初期的建设投入和后续的维护性投入也不相同。基于既定的油藏未来开发方案，待延寿平台是否还值得进一步延寿投入、采用哪种改造方案最匹配、对于不同的油藏开发方案，哪种投入产出组合方案效益最大，这就是延寿设计与油藏开发平衡优化要解决的问题。

对于海上平台延寿有很多措施，也有专家学者提出一些延寿经济指标。陈养厚[1]（2008）通过推导计算了平台受力作用，指出采用能量耗散及受力缓冲原理，对正在服役的海洋平台添加部分可更换的阻尼减振耗能装置，如在平台构件的受外力端点处配置弹簧、放置橡皮垫圈以及添加阻尼器可以减小平台所受的最大作用力，减少平台疲劳振动次数，从而有效延长平台剩余服役期限。张春茂[2]（2009）提出了以磁致伸缩导波检测为主并辅以其它水上及水下无损检测技术进行平台结构水上及水下部位的全面检测，同时利用ALGOR 软件进行平台延寿评估方案。杨冬平[3]（2012）研究随机冰力作用下海洋延寿平台构件的时程响应与损伤评估思路。刘福国[4]（2013）在文章中阐述了外加电流阴极保护技术替代牺牲阳极技术对平台进行延寿修复的必要性。黄焱[5]（2013）总结了海洋平台延寿与再利用可行性评估的流程，主要从需求入手、分析各方面的技术可行性以及经济指标进行了研究。陈同彦[6]（2017）进行了基于波高、流速、风速的采油平台延长寿命准则设计。欧阳雄[7]（2017）对平台结构延寿评估的要求和方法进行了综合概述。徐辉[8]（2018）提出了老龄平台结构延寿评估的具体流程。但是以上平台延寿研究没有涉及到结合油藏开发设计的经济效益实施方案。

因此需要从经济的角度，建立起投入产出的关系，将效益评价贯穿于区块开发周期和平台寿命设计优化全过程，以全生命周期投入产出效益最大化为目标，逐步平衡优化，以期达到平台延寿设计与油田开发方式的最佳组合。

1 评价方法及原则

为了实现平台延寿设计与油田开发方式最佳经济效益，从经济学的角度设计了评价方法、原则以及评价指标。经济效益评价以开发调整区块为对象，以油藏为中心，将涉及到的投入产出纳入评价范围，根据评价原则及评价方法计算当前到区块开发结束全周期效益评价指标。以开发预测的开发周期为评价期，计算评价期内的年度投入、产出以及年度现金流量。年度现金流为正值的最后一年作为该区块的经济极限年，其区间为经济有效期。从经济的角度，判断经济有效期即为既定油价下剩余的油藏经济开发寿命。对于中期某一年由于有较高的资本性投入或者进行井下作业导致的现金流小于0，则需要根据后续年份的现金流能否抵消当年负的现金流来判断是否已经达到经济极限年。若可以抵消，则继续生产；若不能抵消，则在经济上已经达到油藏经济寿命。

1.1 评价原则

投入产出一致是效益评价最根本原则。产出：在一定油价下，区块所有油井产量带来的销售收入。投入：在整个生产流程中能够为油井正常生产运行服务所付出的所有投入。包括所有注采井所在平台延寿投资、转聚区配套投资、油井生产发生的运行成本、注水井依托的注水泵站的运行成本、注聚运行成本、集输系统依托的集输站库的运行成本等。不同组合平衡优化的总体原则是以“全生命周期效益最大化”为目标。

（1）投入相关参数

按照投入属性及资金来源，投入相关参数包括投资和成本两部分。

投资包括建设期资本性投入和运营期资本性投入。建设期资本性投入主要指配套油藏方案的新增建设投资；已发生的投资（资产净值），作为“沉没成本”，不计入评价范围；运营期资本性投入主要指配套油藏方案开发周期，后期需要投入的延寿改造等投资。

根据油藏开发指标预测业务量，结合单位成本取值预测；只考虑“边际成本”，固定成本不做分摊。

（2）产出相关参数

产出相关参数主要包括油价和产量。

结合当前中石化开发项目决策油价，以及实际油价态势，采用40、50、60美元/桶共3套评价油价，其中50美元/桶为主评价油价。

对应开发方案，油藏调整范围内（完整井网）油井全生命周期的产量。商品量按照98.04%的商品率进行计算。

1.2 评价方法

采用贴现现金流法，即通过预期未来现金净流量，利用一定的折现率对净现金流量进行贴现，进而计算出项目现值，该现值被视作项目公允价值。

式（1）中：NPV——财务净现值，万元；CI——现金流入，万元；CO——现金流出，万元；ic——折现率，%；t——年份，年

2.3 评价指标

优化的总体原则是以“全生命周期效益最大化”为目标，因此需要选择综合性的效益指标作为主要评价指标。

目前现行的效益评价指标，根据是否考虑资金的时间价值，分为动态指标和静态指标。

动态指标主要包括财务内部收益率和财务净现值；静态指标主要包括投资利润率和经济增加值，相关计算公式如下。

财务内部收益率：

财务净现值：

评价时，根据区块特点选择合适的指标进行计算。

2 应用分析

海上A平台自2008年投产以来，先后经历弹性开发、注水开发、层系井网调整和精细注水等开发阶段。井区目前开油井50口、开注水井22口，采出程度29.2%，综合含水88.8%，处于中采出程度高含水开发阶段。按照平台投入时间及15年使用寿命计算，即将到期有A-1、A-2、A-3三座平台；2035年到期的B-1、B-2、B-3、B-4四座平台。

（1）开发方案设计

根据提液幅度、转聚时机的不同，设计6套开发方案。其中全生命周期水驱三套（不提液、提液10%、提液20%），水驱+化学驱组合开发方式三套（尽快实施化学驱、第6年实施化学驱、第9年实施化学驱）。

方案一：在当前采油速度基础上，不提液，继续水驱开发。未来20年累产油268×104t，采出程度40.2%。

方案二：在当前采油速度基础上，提液10%，继续水驱开发。未来20年累产油240×104t，采出程度38.7%。

方案三：在当前采油速度基础上，提液20%，继续水驱开发。未来20年累产油192×104t，采出程度36.2%。

方案四：在当前基础上，尽快实施化学驱。未来20年累产油531×104t，采出程度53.9%。

方案五：在当前基础上，第6年实施化学驱。未来20年累产油401×104t，采出程度47.1%。

方案六：在当前基础上，第9年实施化学驱。未来20年累产油375×104t，采出程度45.7%。

单纯从产出来看，方案四效果最好，见图1。

图1 海上A井区不同开发方案下未来20年产量预测（单位：万吨）

（2）对照开发方案匹配成本投入

在该流程中厘清每个方案的开井数、产液量、含水率、注水量、转聚时间以及注化学药剂量等与计算投入相关的各项业务量，分别去匹配各项成本投入。

（3）计算改变现状所需要的新增投资

计算包括提液工作量对应的措施作业费和转化学驱所需要的配套投入，根据区块作业及海工情况，将估算出的投资分别计入相应方案。

（4）基于投入产出效益的平台延寿方案匹配

在不考虑平台延寿投入的情况下，计算每个方案在未来创造的效益，根据每个平台下次延寿所处节点，评价该平台是否值得再次延寿以及如何合理匹配延寿方案，最后形成六套“开发方案+平台延寿方案”组合。

（5）延寿投资匹配

不同的延寿方案，各平台相应的投入也不一样。根据平台现状及需要改造的内容，估算出各平台新化及加固维持生产的延寿投资。

（6）不同组合方案的优选

对于海上A井区这种已开发区块，由于无大规模的新建产能投入，不适应采用内部收益率、投资利润率等指标，推荐按照财务净现值作为评价指标，进行排队优选。

3 结束语

海上平台延寿方案选择应该紧密结合平台所在井区未来规划开发方案，以开发方案的油藏经济寿命和创效规模作为平台延寿方案的确定依据，做到开发方案确定、产出一定的情况下投入最少。

通过提液的方式来提高采油速度，投入少，见效快，相对于常规开发可缩短油藏寿命期、减少平台延寿投入；但是在高含水期提液会导致含水急速上升，采出程度大大降低，属于低投入、低产出的方案，综合来看全生命周期投入产出效益差。

含水到达一定水平后，由水驱开发转变为三次采油，采出程度大幅增加，尽管会增加注聚配套投入以及药剂成本投入，同时油藏经济寿命延长、平台延寿投入增加，但也会大幅提高采出程度，属于高投入高产出的方案，综合来看全生命周期投入产出效益最好。但是需要把握好转化时机。

在区块进行方案优选时，不能片面追求低投入或者高产出，应注重全生命周期投入产出效益，开发和海工共同组合优化。