摘要研究了油田開發後期單井措施的特點建立科學的經濟界限分析方法,並針對具體菜油田的油井效益存在的問題提出了改善區塊和單井效益狀況的治理措施,而且通過利用各種資源,提高了油田開發的整體效益。
關鍵詞油田經濟;油井;操作成本
中圖分類號[te99] 文獻標識碼a 文章編號1674-6708(2010)28-0131-02
油田開發後期單井開發經濟界限研究屬於石油技術經濟學的範疇,為油田開發和經濟評價決策技術的綜合應用技術ⅲ。從微觀上講,油田開發後期單井開發經濟界限主要研究油井的經濟生產執行與相應的措施。油田開發後期單井開發經濟界限研究不僅要實現油田產量與經濟的最佳結合,而且也要適應油田生產經濟規律本身,從而使產量和效益配置日趨合理與科學。
1 某油田的操作成本特點
2023年,某油田操作成本大於8美元,桶的低效區塊有35個,平均單位操作成本11.16美元,桶,拉動油田總操作成本上公升1.78美元/桶。
低效區塊產量60.44×10氣,佔評價區塊總產量的15.1%;油水井總數1005口,佔評價區塊總井數的29.
1%。1.1 高成本區塊大部分位於外圍油田的低效成困
1)西部零散小區塊的低效原因:一是區塊含水高,剩餘油主要分布在水驅難以控制的砂體邊部和油層內,挖潛難度大,油田產量遞減快,如敖古拉油田和杏西油田;二是油田滲透率低,常規的壓裂措施難以見效,注水受效差,單井產能低,如布木格扶楊油層和龍虎泡高台子單採高台子井區;三是油田規模小,砂體發育零散,水驅控制程度低,油水分布複雜,如葡西油田和高西油田。
2)已進人中高含水期的外圍老油田低效原因:一是油田進入高含水期開採,可採儲量採出程度高,有效厚度層數減少、厚度變薄、油水分布更加複雜,產量接替能力逐漸降低,油田剩餘可採儲量採油速度高,穩產難度大。巨集觀上水驅挖潛的餘地小,低產井、高含水井數多;二是油田經過多年注水開發,系統裝置老化嚴重,工藝複雜,自動化程度低,能耗高,注水壓力高,注水單耗高;三是油田機型及管杆老化,偏磨嚴重,能耗高,同時維護費用高;四是扶餘油層具有特低滲透、特低流度、裂縫不發育等特點,在較高的注採壓差下,仍難以建立起有效的驅動體系,導致很難經濟有效動用。
如肇州油田、昇平油田、龍虎泡油田、宋芳屯油田。
3)朝陽溝油田區塊**物性、儲層發育較差,造成油水井間憋壓嚴重,套變井多且修復難度大,老井壓裂挖潛餘地小,措施效果較差,且有效期短。新開發區塊儲層物性差,油水井間難以建立有效驅動體系,油井注水受效效果不明顯。如朝陽溝背斜翼部、朝陽溝背斜軸部、翻身屯油田、肇源油田等地區。
1.2 高成本區塊的低效成因
1)進入聚驅後續水驅或含水回公升後期高成本開發階段,控水難度大,存在低效無效迴圈。如中區西部聚合物驅、北一區斷西聚合物驅、北一區斷東東塊聚合物驅;2)進入特高含水期開採的水驅區快,控制遞減難度加大,而且油層非均質程度比較嚴重,各套井網之間的含水差別較小,調整餘地不大。油井壓裂選井選層餘地減小,壓裂等各項措施效果逐年變差。
如喇北東塊;3)水驅過渡帶地區:一是油層發育差,與水驅老井相比,射開厚度小、滲透率低、射開程度差;二是**物性差、其含蠟量高、密度高、粘度高;三是開發效果差、產能低、含水低、地層壓力高;四是剩餘油分布零散。大部分層段砂體在平面上分布零散,連通性差,動用程度低。
新投井單井初期產量較低,未能達到設計產能。如薩北開發區東部過渡帶水驅和北部過渡帶水驅。
綜上所述,2023年新增操作成本高於8美元,桶的區塊進入高成本的原因:一方面是由於區塊地質、動態特徵影響;男一方面是由於原材料漲價等因素影響。受區塊地質、動態特徵影響的區塊分兩種情況,一種是由於低效、無效迴圈場的存在,引起能耗增加,導致操作成本上公升。
另一種是經過多年注水開發的區塊,系統裝置老化嚴重,工藝複雜,自動化程度低,能耗高,注水壓力高,注水單耗高;而缺乏扶餘油層具有特低滲透、特低流度、裂縫不發育等特點,在較高的注採壓差下,仍難以建立起有效的驅動體系。受原材料漲價等因素影響,11個區塊中有9個在2023年操作成本已經超過7美元,桶的區塊在2023年公升至8美元,桶以上_引。在2023年由於匯率因素、電價以及原材料****等因素影響引起區塊操作成本總額增加,另外2023年與2023年相比人員工資平均**40.
8元/t,這勢必導致2023年大於7美元,桶的區塊在2023年進入操作成本高於8美元,桶區塊範圍。由於作業區費用分攤不同,2023年龍虎泡油田和龍虎泡高台子層油田分屬兩個不同作業區,2023年下半年兩個油田合併為乙個作業區,使兩年費用分攤的方式發生變化,導致龍虎泡高台子層費用上公升。另外,像敖包塔、肇州這兩個區塊在2023年均新投產了部分井。
這些新井投產時間短,見效不明顯,初期費用需求大,引起了區塊操作成本的上公升,隨著新井投產時間的延長,生產趨於穩定,區塊的整體經濟效益將會提高。
2 低效無效區塊治理有效途徑
在對高成本、低產低效區塊及低產低效井的治理方面,此油田樹立了「資源有限、科技無限」,「規律不可逆轉、趨勢可以把握」等辯證思維,在進一步認識規律、把握規律、利用規律的基礎上知難而進、迎難人上,積極主動地研究、把握油田開發趨勢,研究特高含水和特低滲透油藏開發基礎理論,加快科技成果轉化;多學科整合化油藏研究技術日趨完善,提高了剩餘油描述精度,建立了「系統分析、兩級優化」的措施優化方法。油田對效益評價工作於分重視,由計畫規劃部牽頭,開發、採油、地面各個部門,包括基層礦建管理幹部各個專業聚到一起,研究綜合治理方案,對比分析投入產出比是否合適,效益狀況是否改善,操作成本是否降低,經綜合評價後確定實施具體方案,成本控制取得了顯著成效。2023年新增的高成本區塊多數為特高含水區塊,因此油田對特高含水區塊低效無效迴圈治理方法進行了大膽的探索。
經過近年來的綜合治理,長垣外圍積累了一定的治理經驗。初步形成了高成本低滲透油田從地質開發、地面系統到經營管理的三位一體的綜合治理方法。有效地控制了成本的上公升。
2.1 剩餘油挖潛研究,控制低效無效迴圈
到2023年底,喇薩杏油田水驅綜合含水已高達91%,但產油量仍佔全油田總產量的60%以上,是油田持續發展的重要基礎。「十五」以來,由於綜合含水高,液油比高,能耗大,嚴重影響了油田開發效益。綜合含水達到90%以後,水油比急劇增長,含水每上公升1個百分點,產液量將增加8000×104m3,地面裝置負荷增加,能耗增加,噸油成本增加。
2023年新增操作成本大於8美元/桶的區塊,多數為特高含水區塊。為了控制產量遞減、控制低效無效迴圈,實現高水平、高效益開發,油田依靠多學科研究剩餘油,創新科研,摸索特高含水區塊低效無效迴圈的有效治理
方法,科學合理界定特高含水井層的關停界限,指導特高含水期的開發調整挖潛。以含水率98%為界限,確定低效無效迴圈層的驅油效率為66%。辮狀河、曲流河、分流河道三類河道砂體中有9.
2%的油層厚度進入低效無效迴圈狀態。對進入低效無效迴圈狀態厚油層剩餘油立足於常規調整措施精細化,挖掘不同河流相儲層層內剩餘油潛力。一是採取井網加密和注採系統調整挖潛分流河道剩餘油。
油田南部三次加密後水下窄小河道三向以上水驅控制程度仍然偏低,需結合薄差油層井網加密或注採系統調整進一步提高多向受效比例。針對基礎井網對窄小河道控制程度差的狀況,2023年以來杏九區實施調整井油井補孔22口,截至2023年6月累計增油0.36×104t,**平均單井增加可採儲量3352t;二是底部堵水或改變注水方向挖潛曲流河剩餘油。
近幾年在油田北部開展了利用常規措施挖掘曲流河側積火層頂部剩餘油的探索性工作,取得了一定的效果。措施後試驗井口產油普遍提高(提高0.8t/d～2.
7t/d,含水也有所降低(降低1.8%-4%);二是利用水平井挖潛厚油層剩餘油。在厚度為6m以上的氾濫平原的曲流河砂體、三角洲分流平原的高彎曲分流河道砂體,結合井網和層系,可以優選水平井區塊和層位,鑽水平井。
通過幾年試驗研究,提出了「三個部位、乙個結合」的水平井挖潛方向,設計厚油層頂部水平井11口,目前已完鑽6口,其中南1-2-平25井口產百噸,杏6-1-平35取心井初期產量較高,在厚油層挖潛中初見成效,例如對薩南過渡帶350m區塊綜合治理。從地質方面分析,進入特高含水開發期的區塊主要有以下特點:1)單砂體注採關係完善程度差,多方向連通比例低;2)井網相互利用程度低,單方向受效比例高,含水上公升速度快;3)油層條件差,水井吸水能力差,區塊供液能力差,地層壓力系統不合理;4)井網間含水差異小,措施潛力小,採油速度低。
針對高含水後期注水負擔重,區塊電費過高,且產量低的原因,在多學科研究剩餘油的基礎上編制綜合治理方案:1)依靠精細研究,分析儲層沉積特徵:綜合治理區塊薩、葡油層屬於河流一三角洲內、外前緣相沉積,按照油層沉積特徵和砂體的發育狀況,將薩、葡油層細分為73個沉積單元,平面上形成了兩類共6種型別的砂體;3)利用數值模擬技術分析:
剩餘油平面分布零散,剩餘油在縱向上分布不集中,主要以注採不完善和吸水差為主;3)在精細分析剩餘油的基礎上,編制綜合治理方案:優選緩注井補孔轉注,進一步強化線狀注水,轉注3口井,其中基礎井1口。一次加密井2口;針對不同成因形成的剩餘油。
採取補孔14口.其中注水井3口,轉注井2口,採油井9口;利用加密井網注採系統調整的有利時機,加強注水井方案的調整。綜合治理區塊砂岩和有效水驅控制程度分別提高了3.
9%和3.1%。二向及以上砂岩和有效水驅控制程度分別提高了4.
1%和2.6%。
2.2 精細油藏研究,向新技術、新工藝要效益
長垣外圍區塊為低滲透油田,由於油層物性差等天然地質條件。區塊操作成本一直處於較高水平,油田「以經濟效益為中心,技術上可行、經濟上有效」的巨集觀思路,採取「分析原因、明確潛力、分類治理、提高效益」的做法,初步形成高成本低滲透油田綜合治理方法。2023年,油田加強低滲透油田精細調整,通過壓裂、三換、注採系統調整等措施,改善開發效果;以控制含水上公升、提高低產能井產量為目的,採取結構調整、高含水關井、堵水、加大週期注水的調整力度等綜合性措施,減少產液量和注水量,控制油田產液量的增長幅度。
優化綜合調整方案,加大分層注水、週期注水等措施的實施力度,精細實施結構調整,注夠水、注好水。他拉哈油田根據儲層物性、砂體展布和邊水能量等情況確定合理的工作制度。開展合理流壓調整工作。
幫浦況合理率由61.2%提高到78.9%,實現天然能量開發油田開發水平的提高,自然遞減率由20.
69%下降到18.01%,下降了2.68個百分點。
2.3 深化增產措施方法研究
措施增油是實現油田持續穩產、彌補產量遞減的重要組成部分。深化增產措施方法研究和應用,開展個性化設計,發展配套跟蹤調整技術,是完善窄薄砂體油田增產措施技術的重要手段。一是油井壓裂。
2023年壓裂28口低產低效井,平均單井年增油270t,累計增產**0.15×114t;二是換幫浦。統計換幫浦井沉沒度、含水與累積增油量之間關係,研究認為沉沒度大於300m時,增油效果較好。
對156口含水在90%以下,沉沒度大於300m以上的低產低效油井分析油層發育及連通狀況,確定可實施換幫浦80口井,單井年增油120t左右,累計增產**0.26×104t;三是堵水。通過具體分析這部分井的主產層、接替層條件,確定堵水潛力井100口,預計平均單井年降水0.
2×104m3左右,累積降水21.3×104m3;四是裂縫油田實施整體堵縫調剖,改善層間平面矛後。提高低效井產量。
實施10口水井,目前已有13口低效油井受效,累積增油2010t。
3 結論
當油田進入中含水期以後,**產量迅速遞減,標誌著油田進入開發中後期。隨著油田進入中後期開發,地下情況變得複雜,工藝措施效果逐漸變差,投入產出效益下降,導致成本上公升。本文從油田開發中研究問題及物件的不同出發,分析單井執行成本和分攤成本,並考慮了採油時率、含水率、商品率、成本等一系列影響經濟界限的開發和經濟因素,提出了改善油田和單井效益狀況的治理措施。
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