构建油藏效益化开发管理模式_新闻_

...文范文研究当前油藏建设管理的新发展模式及意义

徐伟　陈国强　马金娜　杜冬梅

[摘要]河口采油厂管辖渤南、埕东、陈家庄、义东、大王北等14个油田，累计探明石油地质储量52693.24万吨，累计动用石油地质储量46563.42万吨，平均采收率24.8%，采出程度20.65%。近几年，面对国际油价持续走低的严峻形势，转变油藏开发管理思路，充分树立效益开发理念，构建油藏效益化开发管理新模式，确保增量、存量资产开发效益，实现降本增效，提升油藏开发管理整体水平。

[关键词]低油价；成本；效益

中图分类号：F014.35 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）15-0060-01

1 效益化开发管理新模式产生的背景

河口厂近几年面对目前低油价的严峻形势，高成本新井、措施投入效益变差，制约油藏有效开发。一是低油价形势下，部分新井不能实现效益开发；二是措施结构的变化，高成本措施投入逐年加大，制约油藏效益化开发。三是低油价下低产低效井增多，制约油藏开发管理水平。如何在低油价下实现油藏效益化开发，必须突破传统的油藏开发管理模式，构建油藏效益化开发管理新模式，确保存量、增量资产开发效益，实现降本增效，提升油藏开发管理整体水平。

2 效益化开发管理模式的内涵

油藏效益化开发新模式就是从增量和存量资产开发效益最大化出发，分析查找制约油藏经济有效开发的主要问题，将成本概念渗入到开发每一个环节，改变常规开发理念，变产量第一为效益第一。通过精细油藏管理、不断探索油藏效益化开发方式，最终促使油藏开发单元从无效变有效、低效变高效、高效再提效，达到产量效益双赢，油藏良性开发的目的。

主要通过对新井、措施井投入产出成本、效益测算，先算在干，杜绝低效、无效投入；通过油藏开发精细研究、工艺技术创新，改善新井措施井效果；通过低效无效井调查，采取间采间注等手段降本增效；通过精细油藏开发动态分析，优化注采调配，水井综合治理，控水稳油，提质提效。通过以上油藏效益化开发新模式，实现存量和增量效益最大化，达到降低油藏自然递减，提升油藏开发管理水平的目的。

3 效益化开发管理模式的具体实施

3.1 建立单井效益评价机制，开展低效井治理

一是确立单井效益评价方法。按照不同油价、不同开发方式确定相适应的评价标准。稀油油藏计算单井经济极限产油量为标准；稠油热采油藏应用极限油汽比为标准。二是开展油藏开发效益评价。计算在50、60、70美元/桶条件下，不同油藏類型单井经济极限产量和经济极限油汽比。评价油田单元经济效益。三是开展油藏低产低效井分析，找准潜力增长点。稀油低效井分三类：一是有注采对应关系：主要分布在整装、低渗、断块油藏，共有177口，平均单井日油0.4吨，含水98%.6。二是只采不注：主要分布在低渗透、断块油藏。共有88口，平均单井日油0.3吨，含水94.7%。三是有边底水：含水上升控制难度大。主要分布在整装、断块油藏，共有78口，平均单井日油0.4吨，含水98.6%，其中整装油田最多41口，占36.3%。

稠油油藏低效井分析：稠油油藏低产低效井共111口，平均单井日液28.7t、日油0.6t，综合含水98.2%。其中边底水、储层薄、多轮次后期、储层物性差是低效主要原因。

3.2 开展低效井分类治理，找准潜力增长点

3.2.1 应用“三线四区”经济运行模型，建立单井效益跟踪机制，定期梳理低效井。

对单井进行月度效益评价跟踪，将单井细分为四类：无效井，低效井、有效井、高效井。动态筛选不同油价下的低效、无效井，开展分析治理。

3.2.2 开展低效井分类治理，寻找潜力增长点。

低油价下通过加强注采调配和低成本措施提高单井产能。在油价为50美元/桶下，摸排措施增效87口，日增油能力159吨，单井日增1.8吨。摸排间开、周期采油保效187口、关停无效井39口，对有利于维护注采井网、自喷井维持生产。如：陈25块陈18-X11井周期采油，调注水流线促井组见效。井组日增油10吨，含水下降1.5%，年增油854吨，节约电费1.0万元。直接经济效益237万元。

3.3 建立单井措施评价模型，根据效益优化措施选井

优化单井措施实施流程。改变原单井措施提出后直接实施，实施完后才进行成本分析考核的模式，在措施实施前先进行效益预判，先算再干，干了再算，杜绝低效无效措施的产生。

优化措施流程：油藏潜力分析提出措施建议—工艺技术配套-单井效益评价—有效的直接实施，无效的复议—地质工艺探讨提效创新工艺技术应用—二次效益评价—有效实施、无效暂停—作业跟踪效果评价，保障投产效果。

完善防砂决策系统，提升常规防砂成功率。建立防砂按分类效益评价标准表，制定了效益评价标准，不同油价下不同防砂工艺，累增油经济极限，指导防砂工艺措施的实施。对达不到增油效益评价标准的井，不实施防砂措施，成功避免了15口井的无效防砂。防砂井次减少了56井次，节约防砂成本2000余万元。

大力推行低成本防膨抑砂，实现低油价下效益开发。防膨抑砂工艺较直斜井机械防砂单井节约费用约12.5万，较水平井机械防砂单井节约费用近25万，可有效降低防砂成本，达到降本增效目的。实施防膨抑砂工艺37井次，节约防砂费用587万元。

建立经济效益模板，指导稠油热采效益转周。河口稠油以高成本转周措施工作为主，针对不同类型稠油建立薄层稠油和深层特稠油效益评价测算模板，同时结合单井效益评价系统，做好单井措施效益预判，保证措施的高效运行，实现稠油油藏的提质提效。实施措施单井措施效益评价机制后，单井年增油增加23吨，措施有效率增加0.7%。吨油操作成本油1143元/吨下降到811元/吨。

建立长停井档案管理机制，效益扶停完善井网，盘活老区存量。一是建立长停井档案。包含单井井史、井况、地面配套等详细生产数据，并分析记录停井原因，下步潜力点、预计恢复效果、不同油价下效益评价。通过建档减轻以后大量重复性数据查阅工作量，同时可对不同油价下可恢复井，进行阶段性动态扶停。二是筛选有潜力油水井进行分批分阶段扶停。摸排补孔、压裂、检泵等工作恢复油井94口，增加日油能力143吨，恢复地质储量591万吨，可采储量70.7万吨，恢复水井25口，增加注水能力1730方，水驱储量137.5万吨。

3.4 强化“三率”提升，夯实老区稳产基础

强化“三率”提升，充分调动技术干部的技术创新主动性，精细注采调配，不断提高水驱油藏注采管理水平。共实施水井措施784井次，累增油67700t。

一是坚持油藏动态分析精细化，确保注采井网完善。认真做到日分析、月分析、季分析，精细油藏动态分析，及时完善注采井网，确保井网完整性，有效提高水驱效果。

二是定期梳理停注、欠注井，分类治理，增加有效注水。定期开展水井停注、欠注井分析，通过油藏动态分析、监测资料应用、地面系配套等多方面原因分析，确定水井停注欠注主要原因，制定针对性治理对策，由易到难，分期分批治理，恢复水驱储量138万吨。

三是精细注采调配，均衡采液强度，促井组整体见效。精细注采调配工作日常化，所、矿互动常态化，做到每日跟踪井组效果，随时与现场结合互动，现场动态变化能够及时反馈到技术人员，切实做到灵活注采调配。

4 实施成果

保障油藏效益开发的常态化精细管理模式，在河口油藏经过一年的实施运行，取得一定的效果，对油藏的经济有效开发，确保增量和存量具有长远的经营管理效益。

4.1 经济技术指标完成较好

递减降低：稀油自然递减11.66%，与去年同期对比下降1.21%，稠油综合递减6.53%，与去年同期对比下降1.2个百分点。

油汽比提高：稠油油藏油汽比快速递减趋势得到遏制，稠油油汽0.56，比规划增加0.03，同比增加0.07。

吨油操作成本有效控制：吨油操作成本447.07元/吨，较去年下降12元/吨。

4.2 经济效益显著