深化已开发油气田效益产量评价对策与建议

曲德斌 董伟宏 张爱东 郭福军 赵 蒙

1.中国石油勘探开发研究院；2.中国石油勘探与生产分公司；3.中国石油辽河油田公司

1 油田效益产量评价现状

从1998年开始，中国石油天然气集团公司（简称中国石油）前瞻性启动并持续开展了已开发油气田效益产量评价工作，目的是摸清生产经营状况，把产量按效益分类，从生产井到油气田区块，建立以经济产量为中心的指标和考核体系。中国石油自上市开始，在中国石油勘探与生产分公司强有力的组织和推动下，每年均进行已开发油气田效益评价工作方法、规范与软件等方面的培训与工作部署，取得了较好的应用成效。20年来，每年对覆盖99%以上的自营油气产量进行效益评价和分类。这项独具特色的系统工程在上游业务规划计划编制、油田开发生产经营管理、低效无效产量综合治理等方面发挥了重要的推动作用，是中国石油在长期大量工作基础上积累的一笔宝贵财富。

面对国际油价波动的影响，我国石油企业把降本增效作为重要的应对举措，其中重要途径是充分挖掘老区潜力，缓解当前新区产能建设压力。因此，需要强化和升级已开发油田效益产量评价，充分挖掘效益评价成果，适应新形势下老井效益精细评价及精益生产管理的需求，特别是通过低效井和区块的及时治理，提高老油田开发效益，助推老区挖潜提效。以此构建从依托技术创新控制老区递减到依托成本效益挖潜实现生产经营提效的配套老区精细挖潜系统。通过老区从产量到成本效益的系统评价和挖掘，释放老区效益开发潜力，确保各油公司规划计划目标的实现。

2 效益产量分类方法及存在问题

根据中国石油油气完全成本定义，原油完全成本包括操作成本、折旧折耗、期间费用、税费和其他费用。其中，生产成本是操作成本、折旧折耗之和，期间费用包括销售和管理费用、财务费用、勘探费用，其他费用是指科研和管输费。最低运行费包括直接发生在油气井上的直接材料费、直接燃料费、直接动力费、直接人员费、维护性井下作业费、油气处理费、天然气净化费、驱油物注入费、运输费（仅指拉油）、稠油热采费10项。根据原油收入与成本的关系，油气生产井产量一般分为效益一类、效益二类、效益三类、边际效益和无效益类5类：效益一类收入大于完全成本；效益二类收入不大于完全成本，且大于生产成本和税费之和；效益三类税后收入不大于生产成本，且大于操作成本；边际效益税后收入不大于操作成本，且大于最低运行费用；无效益税后收入不大于最低运行费用。和油井基本平行，油气田区块产量一般分为效益一类、效益二类、效益三类、无效益类4类[1]。目前，这种效益产量分类方法已被广泛接受和采用。

上述分类存在两个不足：一是由于最低运行费包含直接人员费，导致最低运行费被高估，按油井评价的无效益产量也被高估；二是由于在操作成本中没有考虑到固定和可变因素（受产量增减变化，成本是否变化），按区块评价，只要收入小于操作成本就认为是无效益产量，致使按区块评价的无效益产量过高，而且按区块评价的分类和按油井评价的分类也不对等。这两个问题导致评价结果不能反映实际效益情况，特别是对井或区块的无效益产量表述不能满足当前精细评价和精益管理的需求。实际上，操作成本包含固定成本和可变成本两部分，有些区块按细则属于无效益产量，但是税后收入大于操作成本中的可变成本，可视为低效产量，按原定义视为无效产量不够确切。

3 油田效益产量评价方法的改进

3.1 重新定义效益产量分类标准

根据已开发油田效益产量分类方法存在的不足，为落实无效产量，将直接人员费从原最低运行费中扣除，重新定义了边际和无效益类井。同时将区块操作成本进一步划分为固定成本和可变成本。固定与可变成本是相对概念，不是绝对的变与不变。对此我国三大石油公司分别给出了相应的定义划分，其中中国石油在油气勘探开发项目经济评价中，将采出作业费、井下作业费、测井试井费、维护及修理费、厂矿管理费、折耗费、摊销费、其他管理费和财务费用等作为固定成本，其他成本看成可变成本[2]。笔者以上述定义为基础，考虑到采出作业费含有的材料费、燃料费、动力费和直接人员费4项费用，前3项是和井数有关、与产量关联变化的成本项，不属于固定成本。此外，折耗费用按产量法折旧，依然不属于固定成本。因此，最后将操作成本中的直接人员费、井下作业费、测井试井费、维护及修理费、其他直接费、厂矿管理费等归集成固定成本，剩下的材料费、燃料费、动力费、驱油物注入费、稠油热采费、油气处理费等定义为可变成本。区块无效益产量进一步细分为边际效益类和无效益类，边际效益类税后收入只能覆盖可变成本，如不能覆盖则定义成无效类区块。在上述改进基础上，应用吨油成本和油价关系定义分类标准。例如，按油井评价，井吨油完全成本小于油价是效益一类，井吨油生产成本小于扣税油价是效益二类。按油井或区块分类标准详见表1和表2。

用吨油成本进行表述，通过和油价的关系重新定义效益产量分类标准，不仅丰富改进了原细则的分类标准，使井或区块的评价标准对等和更精细化（效益一类到效益三类和原细则一致），也使分类标准更清晰易懂，对各类产量治理或效益升级做法和原则也更容易理解。例如，无效类升级为边际效益类的措施是控制可变成本，即降低运行成本；低效类升级为效益三类需要控制直接人员费用，即降低直接人员成本；效益三类升级为效益二类对策是控制折旧折耗费用；效益二类升级为效益一类是要降低期间费用，即有效控制销售和管理费用、财务费用、勘探费用等固定成本。

表1 建议修改后的油井效益产量构成分类和标准

表2 建议修改后的油田区块效益产量构成分类和标准

3.2 升级配套软件，建立单井效益评价系统

一是在各油田全面建设单井效益评价系统，并将各油田的单井效益评价结果纳入油公司总部级信息化体系中，从而形成从开发到成本效益指标的公司配套信息化体系，有利于油公司对效益状况的及时把控和分析，进一步发挥单井效益评价数据库的作用。

二是规范和升级各油田的已开发油气田效益产量评价软件，使配套软件工具适应效益评价工作升级。

三是油公司总部的生产和信息管理部门相互协调，推进油公司总部级已开发油气田效益评价信息化建设，搭建油公司总部层面的油气田效益评价信息管理系统平台，涵盖季报、年报、负效区块和单井跟踪评价等信息。

3.3 加强边际成本和边际收益研究

边际成本是每增加单位产量所引起的成本增量，边际收益是每增加单位产量所引起的收益增量，是管理决策优化的重要参数。一般说来，如果边际收益（因采取行动增加的收入）大于边际成本（因采取行动增加的成本），该行动就有利。在已开发油气田效益评价及固定成本和可变成本划分基础上，研究油气生产成本、利润曲线以及累计单位成本曲线走势，通过边际成本和边际收益的关系，可获得盈亏平衡产量Q1、单位成本最低产量Q2、最大效益产量Q3和利润为正的最大产量Q4。此外，通过已开发油气田效益评价结果，可以确定产液量和可变成本的关系，据此可计算单井的经济极限产油和极限含水。这些产量界限是跟踪评价开发效益、制定年度优化部署方案的重要依据[2]。因此，各油田应注重边际成本和边际收益研究，通过产量界限指标，为油田增减产量方案制订提供经营决策依据。

3.4 强化效益产量评价和油藏分类治理

图1 生产成本、利润及累计单位成本曲线和经济产量界限的对应关系

中国石油已启动按“双高”“双低”和“双负”3类油藏分类治理。区块效益产量评价包含地质、开发、成本和效益等指标，通过挖掘效益产量评价结果可实现油藏分类的定量化统计，从而确定效益产量分类和油藏分类结果的对应关系。因此，在不同地质条件、不同类型油藏和不同井型的成本变化规律以及主控因素研究基础上，通过效益产量评价和油藏分类治理相结合，可有针对性、差异化治理低效油井或区块，促进效益逐步升级，推进业务和财务的融合。

4 深化油田效益产量评价工作的对策

4.1 建立效益评价工作新机制

在新常态下，需要明确效益产量评价工作的要求和定位，把握已开发油气田效益状况，为及时治理低效、无效区块（井）提出具体对策和建议，提高老井生产经营和管理水平。建议一是推进并实行从油气田公司二级采油气单位、油气田公司到油公司总部的逐级责任管理和按季度定期上报制度。通过上报的油气井、区块的基础信息、产量、成本和效益等数据，及时摸清生产经营状况，为生产经营和跟踪分析提供一手资料。二是定期开展已开发油气田效益评价成果交流，分享低效无效井和区块的治理经验和措施。三是各油田财务部门积极参与，并对评价结果进行核实和把关，促进投资成本一体化和成本控制管理。

4.2 规范各类评价单元，建立相互对应关系

我国石油企业从储量、开发到成本效益各类单元种类多、数量大。建立这些单元之间没有建立对应关系，有助于建立产量和成本归集关系和相应的数据模型，可利于投资、成本和效益评价跟踪和考核。建议由油公司总部专业主管部门牵头组织，建立各类评价单元划分标准、对应关系以及管理办法，包括产能区块实施井的归属，助力从局部向全过程优化的规范化和系统化。

4.3 注重效益产量评价结果的应用

建议一是加强单井评价数据分析和应用。确定低效、无效井明细，并在季报和年报中公布井号、所属单位和效益等信息。加强各油气田公司级低效、无效井跟踪管理，定期组织相关单位共同研究、制定治理措施，促进低效井向高效井转化。二是注重无效产量区块综合治理。充分利用区块评价结果，通过和区块中无效井分析相结合，计划、开发和财务部门相结合，以及不同地质条件、不同类型油藏和不同井型的成本变化规律和主控因素相结合，有针对性科学制定无效产量综合治理方案，提高老油气田开发生产经营管理水平。三是开展对标，找出成本效益挖潜方向。分直接生产性和非直接生产性成本，在油田公司内部以及不同油田公司之间，对油田、区块和单井进行建标、对标和追标，树立“一切成本都可控”理念，全方位控投降本。四是借助效益评价成果，界定尾矿标准，推进尾矿评价和管理。目前尾矿界定没有具体的国家和行业标准，可利用区块效益评价结果，结合不同类型油藏含水和可采储量采出程度，定义尾矿标准。建议综合含水和可采储量采出程度均大于一定值（例如，综合含水98%，可采储量采出程度96%）的无效益区块，定义为尾矿区块。在此基础上，分析评价公司尾矿现状，确定尾矿规模，向国家申请支持尾矿开发具体扶持政策。

4.4 推广好经验，推进老区降本增效

中国石油在已开发油气田效益产量评价工作中积累了很多好的经验和做法，值得国内石油公司的借鉴与推广[3-4]。这些经验包括：一是有效开展措施前评价，减少无效投入；二是及时开展高成本井跟踪分析治理；三是严格按实际发生在油井上的可变成本筛选甄别无效油井，及早确定相应的治理或关停措施；四是应用效益评价结果，优化油田产能建设；五是应用效益评价结果，协同生产部门做好限产、配产工作；六是加强低效井成因认识，对低效井分类管理并针对性治理。

5 结束语

定量化分析表明，在建立已开发油气田效益评价新的工作机制基础上，通过效益产量精细分类、各类产量综合分类施策、及时科学治理、精益化经营等手段，可减少边际产量或无效益产量15%～20%。这不仅释放和挖掘了老区潜力，还可以缓解新区建产风险，对于确保油公司规划计划目标的实现具有重大意义。