浅谈低油价下鲁胜公司的采油开发工作

徐张健+王伟

摘 要：在当前低油价的形势下，如何围绕成本，确保目标利润的实现，是胜利油田面临的巨大任务，鲁胜公司以“三线四区效益评价”为基础，本文对此进行了详细论述。

关键词：低油价；采油开发；提质提效

DOI：10.16640/j.cnki.37-1222/t.2017.03.046

低油价形势下，鲁胜公司紧紧围绕低成本开发战略，以“三线四区效益评价、事前算赢”为基础，根据吨油成本、油价的差异调整工作量和产量结构，开展分级分类效益管理，确保目标利润的实现。

1 效益开发技术路线

（1）以“三线四区”模型为手段，全面透析不同油价下单井效益。根据“三线四区”经济运行模型，按30、40和46.9美元对油井进行系统排序，根据油价变化及时调整工作对策。“三线四区”单井评价结果（30美元）：根据“三线四区” 模型对产量效益分级，位于无效益区的井38口。“三线四区”单井评价结果（40美元）：根据“三线四区” 模型对产量效益分级，位于无效益区的井23口。“三线四区”单井评价结果（46.9美元）：根据“三线四区” 模型对产量效益分级，位于无效益区的井16口。

（2）梳理出不同油价下，有效开发的工作量及产量。油价30美元时，停井38口，影响年产油1.37万吨，老井预计产油37.3万吨，平均日油水平1018吨。油价40美元时，停井23口，影响年产油1.2万吨，老井预计产油37.4万吨，平均日油水平1022吨。油价46.9美元时，停井16口，影响年产油1.1万吨，老井预计产油37.5万吨，平均日油水平1025吨。

（3）研究提效对策，梳理出无效变有效，有效变高效工作量及产量。水驱油藏开发工作：油井转注、补孔，完善注采井网；精细注采管理，强化注采调配；工艺技术优化配套，实现降本增效；加强长停井、高含水井治理。天然能量开发工作：优化工作制度，实现效益最大化；开展降粘吞吐，实现体质提效；高成本、高风险措施实施风险承包。

稠油热采开发工作：强化维护管理，提高周期效益；优化热采配套技术，挖潜增效；强化高含水井、套损井治理。降本增效工作方向：低产低液井优化间开周期；井筒捞油，挖掘生产潜力；关停无效益单元及单井。

（4）有效开发和提效开发工作量及产量安排，运行中，月度配产依据油价变化安排效益工作量及效益产量。

2 2016年提效开发工作

（1）水驱油藏加大注水管理，夯实稳产根基。2016年通过完善注采井网，精细注采调配，提升“三率”，确保油田的效益开发，在对9个水驱单元深入分析基础上，针对各单元存在问题，制定了相应的治理对策。

（A）强化注采完善，提高“三率”。注采对应率：2016年计划投转注水井23口，日增注水710方，增加水驱储量309万吨；2016年计划安排油井补孔归位措施10口，预计措施费用501万元。目前投产1口，初增油能力4.2吨，正作业1口；预计实施后注采对应率由96.3%提高至97.1%。

分注率：2016年对计划转注的23口井全部实施分注，笼统改分注2口，细分1口。注采对应率由76.2%提高至81%，提高4.8%。

层段合格率：2016年计划水井措施7口，日增注水235方，目前完成1口酸化（王55-斜11），日增注水20方。預计层段合格率由95%提高到95.9%。

（B）加强注采调配，减缓递减。2016年计划安排注采调整方案4个，目前4个单元调配方案已完成，预计实施水井调配工作量20口。1-2月共在3单元完成18井次调配，注水量下降25方。

（C）优化井筒技术配套，实现降本增效。 围绕“分因素控躺井、培养长寿井”活动，自2013年起开展油井偏磨、腐蚀、结垢治理工作，明确了以内衬管为主的一井一策综合治理措施。

三个转变：治理方法上提前介入，由“事后治理”向“提前预防”转变；治理工艺上精细论证，由“局部配套”向“长效投入”转变；治理对象上统筹兼顾，由“单一治理”向“集成配套”转变。

（D）加大长停井治理工作，降低投入风险 。

（2）天然能量开发精细管理，实现挖潜创。

（A）对地层能量充足的井提液。胜二三区4个区块普遍具有边底水，水油体积比均大于20倍，地层能量充足，压降小。基本思路：根据流入量-动液面关系曲线求出其合理最高动液面点；根据此动液面值，带回到流入方程中可得出其合理生产压差。

（B）降粘剂吞吐提效。降粘体系与原油接触后，通过扩散与渗透作用，使油水由“两相流”变成“单相流”，在提高洗油效率的同时，扩大了波及体积，提高了驱替效果。长停井、微生物采油井实施风险承包，降低投入风险。

（3）稠油热采优化转周管理，实现提质提效。

（A）加强维护延长吞吐周期，提高周期效益。加强后期维护管理，通过定期热洗、套管滴定降粘等措施延长吞吐周期，减少躺井率，增加周期效益；对所有转周措施井事前算盈，优化转周工艺，降低转周成本，确保高效转周井优先转周，并推广双炉注汽、联动注汽及氮气泡沫调剖等成熟工艺技术，提高转周效益。

（B）优化转周工艺，降低成本，提高效转周效益。优化注汽预处理工艺，实现节支保效；双炉注汽提高温度、速度；调整注汽管柱及氮气泡沫调剖工艺，改善吸汽剖面；联动注汽有效提高注汽质量。

（C）高含水井、套损井治理。根据“三线四区”模型对措施井系统评价，制定不同油价下措施方案。30美元内可转周48井次，40美元内可转周57井次，46.9美元可转周60井次。

（4）低效井无效井节能降耗，实现降本增效。

（A）低产低液井优化间开周期。2015年以来共实施间开井58口，日节约电费2556元，年节电费93.3万元。目前计划对16口油井实施间开，预计节约电费 56.5万元。

（B）停产的井采用井筒捞油方法，挖掘生产潜力。2016年在鲁升管理区初步选取25口井进行捞油作业。按照目前生产数据计划捞油5000方液量，平均含水按40%计算，捞获原油3000吨。预计产生效益53.9万元，并且捞油越多，产生效益越大。

（C）根据油价变化，对无效益区的井实施关停。利用“三线四区”经济运行模型，按30、40和46.9美元对油井进行系统评价，根据油价变化及时调整关停井策略。

3 提效工作实施效果预测

稳产类指标：实施后，预计注采对应率提高0.8%，分注率提高4.8%，层段合格率提高0.9%。

工程类指标：实施后，预计工况合格率提高1.7%，维护频次下降0.01，措施有效率提高1.5%。

经济类指标：实现内部利润比预算进度减亏841万元，吨油完全成本比预算节约79元/吨。