【专家视点】老油田低成本开发应对低油价
[中国石化报2016-05-30]
编者按：持续低油价倒逼国内老油田走低成本开发之路，但是低成本开发的内涵是什么？这条路怎么走才能走得稳、走得好？这些都值得深入研究探讨。胜利油田开发专家系统总结“十二五”油田开发经验，得到“五个不等于”的启示，坚定了老油田效益开发的信心，并梳理出增量和存量创效的六项重点工作，探索出一条适合东部老油田的低成本开发之路。希望这篇文章对其他老油田有所启示。
持续低油价，使老油田经营形势愈发严峻，如何应对才能度过经营的寒冬期？
作为已经开发了50多年的老油田，胜利油田将低成本开发战略作为“十三五”期间的油田开发战略，力求以低成本开发应对低油价寒冬，推进油田更有质量、更高效率、更可持续发展。
低成本开发内涵：既要做实增量，又要做强存量
尽管当前国际油价已有所回升，但还是低于国内大部分老油田的开发成本。这种形势下，如何减少亏损甚至不亏损？
这就要求油田开发工作既要经济有效，又要利于摊薄成本；既要立足当前，又要着眼长远。
对开发工作者来说，就要计算出平均成本线、效益临界线，找出边际效益点，确定在不同油价下油田的产量在什么水平上才是最优化、最可行的。
当前，胜利油田开发工作主要着眼于分析增量存量的投入产出效益，优化增量、存量工作方向，制定不同的开发对策。这就要求开发工作者既要做实增量、又要做强存量，科学部署提效益，调整结构保稳定。
从全油田层面看，重长远、降成本、谋发展是第一位的，所以首先要做实增量。对油田开发来说，增量就是增能建设，增能的前提是增储，这需要勘探更加聚焦重点领域，贯彻执行“储量价值化”理念，多发现优质储量，夯实可持续发展的资源基础。增量的特点是前期投入大，虽然当年没有效益，没有现金流，投资回收期较长，但后期收益大，有利于摊薄成本，有利于可持续发展。
目前，胜利油田的存量已普遍处于特高含水阶段，生产成本优化空间有限，仅靠存量优化很难把开发成本降下来。有效方式是靠做实增量来摊薄成本。“十二五”期间，胜利油田依靠海上和西部两大产量增长点有效摊薄开发成本。
胜利海上通过5年大调整，产量突破300万吨；胜利西部5年建成百万吨油田。这两个增长点的吨油完全成本，远低于全油田的吨油完全成本。如果能够找出一批这样的优质增量，就必然能够有效摊薄整体成本。
在做实增量的基础上，还要做强存量。胜利油田的存量就是现在已有的4.2万口油水井，这是创效的基础。存量的特点是资金投入少，只要加强管理、采用一些新的技术手段，采出更多的油，就会增加效益。例如，一口井原来日产油0.5吨没有效益，但通过酸化解堵日产量变成3吨，就增加了效益。这样的措施如果当月能干完，当月就有效益。这就是存量的特点：它有当期效益，能增加油田当年的现金流。
从目前梳理情况来看，胜利油田存量的潜力较大。例如，部分产能非常低的单井，产能优势还没有完全发挥出来。另外，对于一批停产井，如果能花费少量的成本扶起来，就能省下一大笔钻新井的费用。
综合来看，做实增量、做强存量，就是既重长远、降开发成本、谋发展，又重当前、降操作成本、增加现金流、求生存，这就是老油田低成本开发的内涵。
低成本开发实践：“五个不等于”，老油田开发仍大有可为
老油田经过多年开发，大部分油藏已进入高含水期，适逢低油价极寒期，还有没有开发效益？
胜利油田以自身实践证明：特高含水不等于没效益，规模小不等于没效益，渗透率低不等于没效益，油稠不等于没效益，聚驱后不等于没效益，老油田寒冬期效益开发依然大有可为。
以往观念认为，油田进入特高含水期便没有开发效益了，但胜坨油田的开发实践给了科研人员新的启示。胜坨油田含水已达96%，采出程度达到38%，似乎已接近极限水平，没多少井可钻、没多少油可采了。但近年来，科研人员加强剩余油认识，攻关突破矢量开发技术，找到了剩余油，工作量又上去了。这就是“特高含水不等于没有效益”。
胜利油田东辛采油厂的永3断块经过多年开发，剩余油已高度分散，18口油井日产油只有18吨，几近废弃。“十二五”以来，胜利油田组织勘探开发研究院、工程院、钻井院、东辛采油厂4家单位开展攻关，创新形成立体开发技术，把小规模单独开发没有效益的剩余油，通过串接变成规模高效的剩余油，区块日产油从18吨增至190多吨，其中一口井最高日产油达60多吨。目前，该区块投入开发的资金已全部收回，很好地诠释了“规模小不等于没有效益”。
对于渗透率特低的区块，以往科研人员主要通过水平井压裂进行开发，虽然开发效果比直井好，但成本太高。科研人员创新形成仿水平井开发技术，通过对直井进行压裂来减小井距，收到水平井的开发效果。油田许多难以动用的区块及渗透率小于10毫达西、埋藏较深的区块，通过应用仿水平井技术得到经济有效动用，其中樊142块平衡油价仅为每桶33美元。这就是“渗透率低不等于没效益”。
胜利油田的特超稠油，黏度大于10万毫帕·秒，可以拎起来。油太稠，注汽注不进去，科研人员就发明了HDCS技术，通过水平井、降黏剂、二氧化碳和蒸汽协同增效，实现特超稠油经济有效动用。所以“油稠不等于没有效益”。
胜利油田孤岛中一区Ng3在开展非均相复合驱先导试验前，区块含水高达98%，采出程度高达52%，接近废弃状态。科研人员通过先导试验攻关，创新形成非均相复合驱技术，应用后该区采收率已达到60%，平衡油价仅为每桶51美元。因此“聚驱后不等于没效益”。
地质认识无止境。老油田开发程度高，并不表示对油藏的认识程度也很高。孤东油田二区馆6单元含水已高达97%，平均单井日产油仅2.5吨。科研人员通过精细刻画储层内部结构，在特高含水老井间找到小夹层、储层非均质性控制的剩余油，并钻探了一批新井，单井日产油达到10.2吨，含水仅58.6%，证实特高含水期仍有很大潜力。
低成本开发重点：做好六项工作，实现存量和增量创效
要做到存量和增量创效益，关键要做好六个方面的工作：增量方面，向精细地质研究、技术集成配套、系统优化要效益；存量方面，向注采优化、单井产能、停产停注井要效益。
向精细地质研究要效益，即高开发程度的老区，通过做好精细刻画储层、精细刻画断棱、精细描述断层、精细评价低阻储层、精细表征地应力等工作，挖掘特高含水区潜力。目前，在大断层旁边，井已经很密，看似没有潜力可挖，但通过精细研究，还能找出小断层，部署一口井，还能日产几十吨油，因此“高认识程度区仍有低动用区”。再比如，原来对电阻很低的储层，科研人员可能解释为水层或油水层，但通过后来研究发现，电阻低是由于储层中含有导电矿物所致，实际上是油层，因此“原来认识的非油层也可能有潜力”。
向技术集成配套要效益，是因为油田油藏类型多、开发难度大，靠单一技术开发很难实现增效，因此要通过地质与钻井工程、油藏与注采工艺、扶停与完善井网相结合，钻高效井、上高效措施，通过压裂改造储层缩小井距、减少钻井数量、高效利用老井，把开发费用降下来。如东辛油田辛1沙1-4块，2008年左右就已废弃。科研人员利用该块开展注水试验，尽量将老井变废为宝利用起来，把多余的采出水注到边水里，半年后打开开发油藏顶部的4口油井，单井平均日产油20多吨，含水从90%降至70%。一口井没钻，净增油8万吨。
向系统优化要效益，要树立一个观念：油田目前的停产井不是包袱，而是财富，花少量的费用扶起来就有效益。目前，胜利油田的开发单元如果按油价40美元/桶评价，很多区块不能实施。而要把开发成本降下来，首先要把单井产量提上去。很多油井产能低是因为油层污染，如果在钻井过程中做好油层保护，就能提产能、增效益。其次要降投资，据测算，单井投资每降低100万元，平衡油价就可以降低2.6美元/桶。再次要降低人工费用和管理费用。人工成本在整个费用中占比很高，假如评价时不考虑人工成本，那么平衡油价就可以降低7美元/桶，这就意味着很多原来不能开发的区块现在可以实施了。最后要加强管理减缓递减。一口新井钻完后，若注水不及时，初期日产10吨油可能很快就会变成3吨，严重影响效益。但如果通过精细管理使油井在日产10吨油的水平稳产一段时间，就有效益了。这就是向系统优化要效益。
向注采优化要效益，潜力非常大。例如，东辛油田营6-平4井，周围有3口水井，渗透率高的储层注水快，科研人员通过调换注水方向，把一口高渗井日注水量从120立方米降为50立方米，并把一口低渗井日注水量从50立方米提至120立方米，只是调整了两个方向，营6-平4井的日产量便从5吨升至80多吨，累计增油4万吨。由于增加6000吨油就能收回钻井成本，因此这两口井只是调了一下参数，就相当于钻了六七口井。实际优化过程中，科研人员结合实际创新形成矢量注采优化技术，根据储层内部由于渗透率不同导致的注水快慢不同进行调节，注水快的就扩大井距，注水慢的就缩小井距，通过不均匀的井网、不均衡的注采实现均衡驱替，把各个方向的油都采出来。
向单井产能要效益，就是把液量提上去。目前胜利油田油井整体液量较低，70%的井日产液不到50立方米。通过优化工作制度、解开污染储层、恢复注水能量，就能有效提高液量。
向停产停注井要效益，也有很大空间。胜利油田停产井停产原因有两方面：一是含水率太高，开发成本太高；二是井况出了问题。这些停产井有的停产前含水率并不高，停产原因可能是井下套管损坏，通过一些措施修好后用起来就可以产生效益。一般来说，地质上停产的井应该最大限度用起来，把原来认为没有效益的井变成高效井。
低油价下，老油田效益开发困难很多，但仍要树立信心，信心源于油田扎实的资源基础、持续的技术突破、更精细的管理和能打硬仗的人才队伍。
资源方面，虽然已开发50多年，但胜利油田目前仍有两亿多吨剩余可采储量和近7亿吨未动用储量，正是“有米下锅，心里不慌”。
技术方面，还需要强化特高含水、化学驱等理论创新，攻关低成本开发技术，通过理论技术创新带动一批增量。
管理方面，近9年来，胜利油田持续推进一体化治理，在老油田全面推广“油藏、井筒、地面、水质”一体化治理模式，目前已治理区块42个，覆盖地质储量4.6亿吨，实现投转注井数增加、注水量增加，开发基础进一步筑牢。
人才方面，油田积累了丰富的科研生产实践经验，打造出了一支能够经受“寒冬”考验的高素质人才队伍。
有以上这些优势，老油田必将能在低油价考验中强健体魄，战胜寒冬，迎来春天。（杨勇胜利油田勘探开发研究院副院长、教授级高级工程师）