油田区块的最优驱替开发方式决策：基于全生命周期视角

□

（大庆油田有限责任公司 黑龙江大庆163000）

一、引言

目前，我国前十大油气田中，有7个油气田开采时间在30年以上，总体进入高采出程度、高含水的“双高”阶段。处于“双高”阶段老油田的年产油量约占全年总产量的58%，开采难度正逐渐加大。DQ油田经过50多年高效开发，主力油田均已进入特高含水阶段，目前正处于水驱、聚驱、三元复合驱三种开发方式并存阶段。目前DQ油田是老区水驱为主，井数占总井数的62.11%，产液量占总产液量的55.00%，原油产量占比为56.83%；化学驱包括聚驱和三元驱，其中聚驱总井数为23 139口，占比为34.13%，产液量占比为42.27%，原油产量占比为39.43%；三元驱总井数为2 550口，占比为3.76%，产液量占比为2.73%，原油产占比为3.74%。

据统计，依靠天然能量和水驱开发的最终采收率一般为33%，现有技术条件下尚有约2/3不能采出，高含水老油田的剩余储量非常大。近年来，DQ油田面临着巨大的原油持续稳产压力，水驱依靠钻打新井、加大措施增油力度，控制自然递减，三次采油加快聚驱开发，扩大三元驱规模，发挥其促采收率高、增油量多的优势，在保证原油稳产的同时，也带来了成本费用投入的快速增长。DQ油田采取的聚驱、三元复合驱油技术可在水驱基础上提高采收率，突破了高含水、高采出程度阶段常规技术无法更大幅度提高采收率的禁区。由于驱油物的影响，导致聚驱、三元驱的投资、操作成本均高于水驱，因此，油田企业如何合理匹配各驱替方式的产量结构，选用最优的驱替方式，是油田可持续开发实现的关键。

二、油田区块最优驱替开发方式选择与分析方法

（一）区块选择标准

为了客观评价水驱、聚驱和三元复合驱不同技术的经济效益，以及衡量油田企业不同开发阶段的开发效果差异，在典型区块的选择上以储层发育完整、油藏地质条件接近、开发阶段完整为条件，综合考虑综合含水、采出程度、产量规模、递减率等因素，选取具有代表性，有完整、独立开发经营数据的区块实行评价分析。按所选区块逐一进行分析、评价，重点分析反映当前各单位区块的现状，综述各单位不同驱油方式的生产成本特点及效益贡献情况，实现油田开采的不同驱替方式的全生命周期成本效益分析。

对相同条件下的同一地质区块，以含水达到98%为界限，确定水驱、聚驱、三元驱的开采周期，分析不同驱油方式的全生命周期内的投入产出、成本效益关系，相关数据基于各单位典型区块分析结论及数模进行模拟计算。根据化学驱含水、产量的变化，将化学驱划分为空白水驱阶段、注聚/注三元阶段、后续水驱。

（二）DQ油田典型区块的全生命周期分析

从开发周期模拟情况来看，水驱开采时间最长，聚驱、三元驱开采时间最短，化学驱按照含水98%的标准测算，开采时间大约维持在6—11年左右。但从DQ油田目前实际开发情况来看，普遍采用的是先水驱开发，当含水达到一定程度后，转为化学驱，最后再转为后续水驱，且部分转入后续水驱的三采区块仍在有效开发，开发周期并未遵循上述规律。相反，高含水水驱在转入聚驱开发后，含水下降，产量上升，在一定程度上反而延长了水驱开发年限。

本文选取DQ油田南七区水驱（综合含水率接近注聚区块空白阶段含水）、南四区西部聚驱（提高采收率接近全厂一类油层平均值）、南六三元复合驱三个区块进行分析。其中：南七区水驱1966年开始陆续投产，预计生产周期为81年；为有效对比各区块成本经济效益，对应所选聚区、三元复合驱开发初期综合含水标准，选取南七区水驱2010—2046年37年生产、经营数据。如表1所示，南四区西部聚驱在空白阶段综合含水为93.61%，开采时间为2年，在其转为聚驱后，综合含水量上升至95.07%，开采时间增加至8年，但在转入后续水驱开发后，含水上升至98.08%，开采时间降至6年，比前一阶段减少2年。就南七区水驱区块而言，综合含水和聚驱区块均随着阶段变换而逐渐增高，上升至98.07%，同时开采时间与聚驱区块相比减少，但其转入后续水驱阶段后开采时间延长为30年，增幅是聚驱的3倍。

（三）典型区块全生命周期的成本分析

1.区块对比分析法分析成本效益。通过分析操作成本、科研成本、药剂成本等数据（不含投资、折旧、折耗），以及全生命周期对比（见表2），可以发现：三元复合驱吨油成本是水驱的2.88倍，是聚驱的3.41倍；单井成本是水驱的4.86倍，是聚驱的1.68倍，截止区块报废，聚驱累计增油151.76万吨，三元复合驱累计增油148.42万吨，平均单井年增产聚驱是三元驱的1.36倍，单井年增成本是三元驱的22.14%（如果按当时布伦特油价105.75美元/桶、美元汇率1︰6.11计算，单井年增效益分别为226.3万元/井、90.5万元/井，聚驱是三元驱的2.5倍）。

2.增量法成本分析。在同一区块，从空白水驱阶段到含水98%，预测产量，分别模拟水驱驱替方式开发效果；对南四区西部聚驱、南六区三元复合驱作了全生命周期模拟水驱开采模式预测，以提高采收率为依据，计算聚驱和三元驱增加的产量，模拟水驱开采开发数据，将南四区西部聚驱、南六区三元复合驱注化学物期间成本同水驱成本进行对比，具体情况见下页表3。在同一地质条件下，进行油田生命周期的开采方式的对比，结果是，南四区西部聚驱吨油成本是水驱的76.05%；单井成本是水驱的1.63倍；在平均单井产量的比较中，化学驱的单井产量均高于水驱的单井产量。在成本方面，聚驱比水驱多出58 999万元，而三元驱要比水驱多出355 752.98万元，南六区三元复合驱吨油成本是水驱的2.46倍；单井成本是水驱的4.53倍；截止报废期，南四区西部聚驱对比模拟水驱增产148.42万吨，增收31.18亿元，平均单井产量是模拟水驱的3.42倍。由此可见，三元驱的成本最高，聚驱其次，水驱的成本是三者中最低的。因为受驱油药剂等因素影响，聚驱、三元驱在注聚阶段年成本投入高于水驱，药剂停注后总成本会相应减少，但仍高于水驱。

三、不同驱替方式选择的实施效果

（一）不同驱替方式的变化趋势分析

从2009—2013年油水井总数趋势来看，化学驱应用增长最快。2009年以来，DQ油田生产规模不断扩大，油水井总数由82 975口上升到105 644口，增加了22 669口，增长27.3%。老区水驱由37 511口上升到43 673口，增加了 6 162口，增长 16.4%；化学驱由16 288口上升到25 704口，增加了9 416口，增长57.8%。

在驱替方式开采中水驱、化学驱均应用普遍。2009年以来，DQ油田原油产量始终维持在4 000万吨的较高水平，从产量结构来看，水驱产量逐年下降，但仍是DQ油田原油稳产的主要力量；化学驱规模不断扩大，且整体仍处于受效阶段，产量逐年增加，已成为原油稳产的重要组成部分。

如下页表4所示，老区水驱原油产量逐年下降，由2 051万吨下降到1 848万吨，比重由51.3%下降到46.2%。化学驱原油产量逐年上升，由1 214万吨上升到1 403万吨，比重由30.3%提高到35.1%，其中聚合物驱原油产量由1 091万吨上升到1 282万吨，三元复合驱受试验规模影响，产量基本维持在100万吨以上。

（二）不同驱替方式的成本投入

表1 水、聚驱、三元复合驱各阶段对应时间表

表2 典型区块全生命周期开发、生产、成本数据对比

表3 南四区西部聚驱、南六区三元复合驱同模拟水驱的对比表

表4 2009和2013年原油产量和成本分析

从总成本分析，在相同时间范围内，三元驱的总成本最多，聚驱次之，水驱最少；在全生命周期内，水驱的总成本最高，三元驱次之，聚驱最少。受驱油药剂等因素影响，聚驱、三元驱在注聚阶段年成本投入（含药剂）高于水驱30%—60%，药剂停注后总成本会相应减少，但仍高于水驱。从每吨油的生产成本分析，三元驱每吨油生产的成本最高，聚合物驱次之，水驱最低。但聚驱在驱油效果好、采收率提高程度大的情况下，在产量峰值阶段吨油成本也会出现低于水驱的情况。受含水、产量等因素影响，化学驱不同开发阶段吨油成本差异较大，基本呈“U”型波动，即受效前期吨油成本较高，受效后逐年下降，在受效高峰期吨油成本达到最低 （高峰期比其他阶段低2—4倍左右），受效后期吨油成本快速上升。

（三）不同驱替方式的产量及采收率

在相同生产条件下，三元驱复合的产量及采收率最高，聚驱次之，水驱最低。水驱开发曲线相对平稳，随着油田综合含水的上升，产量逐年自然递减；化学驱采收率平均比水驱提高8—30个百分点，在完整生命周期内各年产量波动大，空白水驱阶段含水较高、产量较低，注聚受效后含水降低、产量快速上升并逐渐达到峰值，维持2—3年后产量开始下降，后续水驱阶段产量下降速度较快，产量再次提高难度很大。

（四）不同驱替方式的经济效益

不同驱油方式下，影响区块经济效益的主要因素：一是区块总的成本投入；二是区块提高采收率程度。从目前油田开发的普遍情况来看，聚驱总体经济效益情况最好、水驱次之、三元驱目前最低。但落实到某一具体区块，如果采收率提高效果不理想，聚驱的经济效益也会低于水驱。

2009年以来，DQ油田成本费用投入由466.4亿元增加到665.3亿元，年均增长9.29%。老区水驱成本投入由209.8亿元增加到269.7亿元，年均增长6.48%，占公司投入比重由45%降到40.5%。化学驱成本投入由128.6亿元增加到212.5亿元，年均增长13.39%，占公司投入比重由27.6%上升到31.9%，上升4.3个百分点；其中三元复合驱由于处于试验阶段，成本投入比较大，由17.5亿元增加到28.3亿元，年均增长12.8%，占公司投入比例增加了5个点。外围油田成本投入由128亿元增加到183.1亿元，年均增长9.35%，占公司投入比重基本维持在27.5%左右。

综合来看，DQ油田近年来通过开展水驱精细挖潜工作，克服了油田自然递减、地质储量减少等不利因素影响，实现了老区水驱产量的缓慢下降，5年年均仅下降2.57个百分点，确保了老区水驱的低成本高效开发；聚合物驱虽然成本投入较水驱大幅增加，但整体处于受效阶段，产量逐年上升，增油效果明显，平均单位成本仅比水驱高20—90元/吨，取得了可观的经济效益。目前聚驱一类油层已全部动用，二类油层动用也已超过50%，后续投入聚驱的油层条件逐渐变差，采收率提高程度将逐步降低，预计未来聚驱单位生产成本将逐渐大幅高于水驱；三元复合驱近年来整体仍处于试验阶段，成本投入很大，单位成本大幅高于水聚两驱，但提高采收率和增油效果显著，未来几年随着工业化推广步伐的加快，技术的不断完善发展，成本投入将大幅降低，经济效益日趋好转。