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老油田原油产量效益分析与优化配置研究

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刘洋

摘??要：曙光油田以稠油开发为主，产量规模占总产量的80%以上。主要依靠注蒸汽热采开发，目前已进入开发中后期。产能建设规模缩小、低效井逐年增多，主要依靠高投入维持产量规模，导致生产成本增加，维持产量规模与实现效益开发的矛盾越来越突出。文章通过研究产量效益关系，把提高效益产量作为重点，确保实现油田持续、有效开发。

关键词：中后期油田;低效井;生产成本;效益产量

1??油田概况

曙光油田是典型的复杂断块油气田，整体是斜坡背景下发育起来的鼻状构造，共发育44个三级断块。自下而上从元古界到新生界共发育潜山、杜家台、莲花、大凌河、兴隆台、馆陶等6套含油层系，包括“稀油、稠油、超稠油”3种油品类型，具有注水开发、蒸汽吞吐开发、火驱、蒸汽辅助重力泄油（SteamAssistedGravityDrainage，SAGD）4种开发方式。

经过40余年的开发建设，目前采出程度为24.2%，可采储量采出程度达到87.5%。稀油已进入双高开发期，稠油进入吞吐开发后期，生产成本逐年增加。

2??高成本原因分析

2.1?产量压力大，油田高强度开采

在没有新资源接替及老区基本调整到位的情况下，依靠老区挖潜，年产油3年增加了14万t。采油速度由0.52%上升到了0.56%。

2.2?注汽量增加，油汽比逐年下降

注汽量3年增加133万t，吞吐油汽比由0.31下降到0.27，开发效果逐年变差。吞吐油汽比小于0.1的井数由167口增加到317口。

2.3?措施工作量增加，措施效果变差

油田进入开发中后期，受递减加大、井况变差等因素影响，单井措施增油逐年下降，措施效益变差。但为了维持产量规模，措施投入力度不断加大，从而造成高成本支出。

3??產量效益评价

3.1?评价原则

依据单井单位基本运行费与原油价格及单位相对变动成本的关系[1]，将油井效益类别划分为有效井、低效井和无效井。其中注入井及停产井不参与评价。

有效井：单位基本运行费单位相对变动成本。

低效井：单位相对变动成本单位基本运行费原油价格。

无效井：单位基本运行费原油价格。

3.2?评价结果

根据上述评价标准，2019年无效产量占总产量的7%，主要集中在蒸汽吞吐开发。分方式评价结果及分析如下。

注水稀油：单位基本运行费最低，但仍有无效产量0.7万t，占2%。从无效井分类上看，主要是受油藏特点及所处开发阶段影响，高含水、低压低产井占比较多，井数比例达到84%。

一是主力油藏已进入双高开发后期，高含水造成生产成本高。储量占到70%的注水油藏可采储量的采出程度已超过90%，综合含水大于86%，无因次采油速度已降至0.2以下。

二是部分低渗油藏注水难度大，低压低产造成生产成本高。曙66、曙68等区块渗透率只有164×10-3um2，平均注水压力达到20MPa以上，注水难度大，低压低产井多。

三是部分区块出砂严重，造成生产成本高。曙三区、曙四区、杜85块由于油藏埋深较浅、泥质含量高，储层胶结疏松，采油井普遍出砂。平均单井日产油只有0.3t。

吞吐稠油：是一种降压开采方式，经过30余年的吞吐开发，整体已进入开发后期，吞吐周期高（15.6）、可采储量采出程度高（88.2%），地层压力系数已降到0.2～0.3。特别是产量占70%以上的主力区块吞吐周期达到16.2个，可采储量采出程度89.5%，地层压力系数不足0.2，低压低产导致效益变差。无效井产量11.6万t，占吞吐产量的12%。

火驱：单位基本运行费高于全厂，无效井产量占11%。但随火驱效果不断改善，无效产量及基本运行费呈下降趋势。

SAGD：近年来，通过低物性段治理、完善注采井网、强化动态调控，蒸汽腔扩展更加均衡，年产油达到40万t，超过吞吐高峰时产量;预计最终采收率65%，比常规吞吐提高35.7%。随着产量的持续增长，目前单位基本运行费用大幅下降，全部为有效产量。

综上所述，从开发方式及成本结构看，注水稀油生产成本最低，其次是SAGD，火驱及注汽吞吐生产成较高，且随着采出程度的提高，地层压力、油汽比下降，吞吐稠油低产低效井仍将进一步增加，严重影响油田开发效益。

4??优化配置研究

通过上述评价结果，确定合理产量与效益原则如下[2]。（1）无效产量中稀油年产油仅0.7万t，为保障注采井网完整性，应维持生产。（2）火驱目前虽然存在无效井，随着火驱效果的改善，可逐步实现效益升级，应维持生产。（3）吞吐开发低压低产造成的无效井，在现开发方式下难以进一步改善现状，产量成本优化后可实施关井。

在上述原则的指导下，考虑油田整体产量及效益规模，确定了“增产量、调结构、提效益”的配产配注思路，通过稀油、SAGD增产、吞吐稠油压缩无效产量及注汽量，整体产量规模保持稳定，实现“一