李 晗
(中国石油辽河油田公司经济技术研究院)
经过几十年持续开发,以大庆、胜利、辽河为代表的我国一批老油田均已进入可采储量采出程度高、综合含水高的“双高期”,优质资源发现难、老井效益产量稳定难、低效业务发展难等矛盾日益突出,越来越多的油气井进入低效、无效生产状态,国际油价的频繁波动进一步加大了油田持续稳产风险。
老区稳产是保证产量规模的“压舱石”,实施老井增产措施是必然选择,但若只注重增产不注重效益,会导致措施增油回报不抵投入而加剧亏损。为此,对老井进行全过程、全要素效益跟踪,加强投资规划、财务预算与生产经营计划协同,突出控降低效投入、无效费用、能源消耗和管理成本,是老井增效的根本方法。通过细化区块、单井经济评价,抓好无效区块、无效井治理,则是实现老井效益精细管理的有效手段。
目前,油气行业老井效益管理体系尚未闭环。以措施效益为例,虽然通过现金流法、增量法对措施投资进行了一定程度的控降,但由于成本类措施井次多、类型多,尚未形成完善、准确的后评价体系,缺少足够的数据资料对前评价预估参数进行修正和控制,限制了前评价对措施效益的把控力。
采取以单井为最小单元的老井精细化效益管控方法,可有效引导资金流向,规避高风险投入。将单井效益评价体系全面融入油田经营管理,并以此为基础构建老井精细化效益管控体系,寻求稳产与增效平衡点,进行增产措施全过程效益跟踪,对保障老井稳产和措施增产、推进提质增效和亏损治理两大工程具有重要意义[1-2]。
老井效益精细化管控体系是基于效益风险管控模式的进一步发展,以单井效益评价理论为基础[3-7],以油气田经济评价系统为载体[8],利用大数据技术进一步细化老井效益数据统计分析;增添措施增油指标、成本指标和效益指标,完善措施效益后评价环节,形成全过程措施效益闭环管理;精细评价区块效益,进一步分级细化管理区块,指导优化区块治理方案。通过与各职能部门协作,形成“年初制定方案—月度持续跟踪—年终分析总结”的闭环管理模式(图1)。
图1 老井效益精细化管控体系简图
1.1.1 单井(区块)效益评价指标
依据《已开发油田区块、单井效益分类和评价方法》[9-10],选取单井效益级别和区块效益级别作为指标。
(1)单井效益级别:分为效益一类井、效益二类井、效益三类井、边际效益井和无效益井。单井效益级别是客观反映每口油井投入产出状况的重要标签,通过该指标可进一步进行不同单位效益产量计算和盈利能力剖析(表1)。
表1 油井效益分类标准
(2)区块效益级别:分为效益一类区块(区块销售收入>区块完全成本)、效益二类区块(区块完全成本-区块销售税金≥区块税后收入>区块生产成本)、效益三类区块(区块生产成本≥区块税后收入>区块操作成本)和无效区块(区块操作成本≥区块税后收入)。区块效益级别是宏观反映整个区块效益状况的指标,尤其在无效区块治理工作中,是作为衡量区块治理效果的重要依据。
(3)单位利润:表征评价对象(单井、区块、采油单位等)盈利能力的指标,可以在相同油品、相同油价等条件下,对不同规模采油单位的盈利状况进行横向对比,为采油单位对标管理提供数据支持。
式中Pu——单位利润,元/t;
Is——油气销售收入,元;
Cf——完全成本,元;
Qs——油气商品量,t。
1.1.2 措施效益评价指标
(1)投入产出比:反映措施效益高低程度的指标[11]。
式中CB—— 投入产出比,结果表达式为1∶x,一般直接简略为x;
CI—— 措施投入,包括措施费、作业配合费及增量成本,万元;
CO—— 措施产出,措施有效期累计增油(气)商品量的税后收入,万元。
当增产类措施投入产出比(x)≥1时,为措施经济有效,反之为措施经济无效。
(2)措施经济有效率:反映经济有效措施分布情况的指标。
式中Ex——措施经济有效率,%;
Ej——措施经济有效井次;
EI——措施总井次。
(3)措施单井次增油:反映固定井次措施的增油量。
式中 ΔQw——措施单井次增油,t/井次;
Δq——参评措施总增油量,t;
W——参评措施总井次。
(4)单井次措施费用:反映某项措施平均每井次措施费用。
式中Cw——单井次措施费用,万元/井次;
I——措施费用,万元。
1.1.3 无效井治理效果跟踪指标
无效井治理率:实际治理无效井数占年初计划治理无效井数的百分比,是考核采油单位无效井治理工作量的指标[12]。
无效井升级率:治理后效益升级井数占实际治理无效井数的百分比,是考核采油单位无效井治理效果好坏的指标。
通过新增指标,进一步加强单井效益的统计效果,增强单井效益评价对生产经营的指导功能;从成本、产量、效益多方面综合评定措施效益,深挖措施效益管理潜能;合理判定无效井、无效区块治理潜力,针对性开展治理工程,并且综合性判定治理效果,全面实现老井效益精细化管控。
对于每月开井数超过1万口的老油田,要实现对每口老井的效益跟踪,需要建立详实的单井投入产出数据库,打造综合性经济评价系统,借助大数据、云计算等数字技术,推进经济评价数字化转型,助力决策者精准快速制定经营方案。
以辽河油田为例,自2004年建立单井效益数据库,至今已积累超过1亿条相关数据,为老井效益精细管控工作奠定了坚实的数据基础。油气田经济评价系统是辽河油田经济评价工作的重要载体,经过近20年应用及上百次优化改进,2019年实现了单井、措施、无效益井治理等经济评价业务的整合,成为高效开展老井效益管控工作的有力工具。
近年来在原有系统软件基础上,辽河油田积极推进经济评价数字化转型进程,对油气田经济评价系统进一步升级。(1)单井效益评价上,梳理资金流向,优化表结构,简化数据录取流程,进一步加强油井分类管理的操作性和针对性。管理者从效益评价结果中,可直观掌握财务数据、开发数据的最终走向,按照“上高效、稳有效、限无效”的原则,合理引导资金流向,杜绝成本的持续性无效投入,利用大数据分析手段实现油气井“无效变有效、有效变高效、高效再提效”。(2)措施效益评价上,搭建前评价线上审核审批框架、线上集成效益风险预评价图版,实现效益速查,并配套后评价计算模块,进一步提升效益风险管控效率;(3)无效益井治理跟踪上,设置“阶段无效井跟踪评价模块”,实现了无效益井治理效果跟踪评价的即时计算,摒弃了各采油单位上传手写报表的方式,既能减少厂级评价人员工作量,又能杜绝虚报、错报成本数据,还原真实无效益井治理效果(图2)。
图2 无效井阶段评价数字化管理优化
以某油田A、B两厂为例,两厂油品均包含稠油和稀油。以2016—2020年5年为评价期开展单井效益评价(表2)。
表2 2016—2020年A、B两厂产量及经营简况
通过单井效益评价,进一步根据不同油品对A、B两厂历年单位操作成本统计分析。以B厂稀油为例,2018年、2019年高油价时期加大措施投入,2020年面对油价暴跌时全力控降成本,多项成本显著下降(图3)。
图3 B厂稀油单位费用变化曲线图
以单井效益评价成本数据为基础,A、B两厂结合开发现状与经营状况,确立老井成本控降方案,进一步制定不同油品的成本定额。基础指标为各厂2016—2020年成本项平均值,奋斗指标根据2016—2020年各项成本最低值,并参考2021—2022年实际成本情况,为2023—2025年效益预测提供依据(表3)。
表3 A、B两厂成本定额统计表 (单位:元·t-1)
对2016—2020年A、B两厂区块进行效益评价,结果表明A厂共有效益一类区块2个、效益三类区块1个;B厂有效益一类区块2个、效益三类区块4个、无效区块4个(表4)。
表4 A、B两厂区块效益评价结果
油价是区块效益的主要影响因素,进一步开展不同油价(40~60美元/bbl)区块效益计算,结果显示,A3、B3、B4等区块效益等级稳定为三级,B1、B2、B5、B8区块在60美元/bbl油价下仍属无效区块,盈利能力很低,需要严格管控成本投入,系统详细制定提质增效方案。
再看两厂无效井治理效果情况:“十三五”期间,A厂计划治理无效井413口,实际治理197口,平均治理率为47.7%,治理井效益升级78口,平均升级率为39.6%;B厂计划治理无效井2600口,实际治理1325口,平均治理率为51%,治理井效益升级566口,平均升级率为42.7%,B厂无效井整体治理效果优于A厂(图4)。分析各年数据,B厂无效井治理工作始终保持较高治理规模,取得了较好的治理效果;A厂则在2020年加大无效井治理措施投入,在低油价时期取得了理想的治理成绩。
图4 “十三五”期间A、B两厂无效井治理情况对比
以某措施为例,A、B两厂2016—2020年实施该措施情况详见表5。
表5 2016—2020年某措施在A、B两厂实施情况
为确保在相同条件下衡量该措施在两厂实施效果,采用60美元/bbl油价进行措施效益复评,结果表明,2016—2019年A厂该措施效益优于B厂,2020年时B厂加强措施效益监管力度,有效控降措施成本,取得了理想收益;同年A厂侧重增油,加大措施实施工作量,但单井措施增油下降明显,整体效益状况不如B厂(图5)。
图5 60美元/bbl油价下A、B两厂措施效益对比
分别根据单井效益分析制定成本定额,根据措施效益分析结果预估措施投入及产出,根据区块效益分析结果预估区块产量,通过固定油价计算各区块汇总数据,进行老井效益预测。根据基础指标、奋斗指标定额区间,再将两厂未来无效井治理指标设定为治理率达到50%、升级率达到55%,考评采油单位老井效益及成本管控情况(表6)。
表6 60美元/bbl油价条件下A、B两厂老井效益预测
2021年,A、B两厂深化开展老井精细化效益管控,A厂单位操作成本保持2020年水平,较2019年下降28%;B厂有效控制采出作业、稠油热采、井下作业成本,单位操作成本与2020年相比进一步降低6%,连续4年稳定下降。
2021年通过大修、侧钻、压裂、防砂等措施手段,A、B两厂共治理无效益井81口,产油3.27×104t,较上年多增油1.19×104t;单位操作成本由治理前的5427元/t下降至2921元/t。其中,49口井实现效益升级,升级率达60.5%,达到历年最高,有效助推了采油单位亏损治理。
严格执行生产单位动议部门初评—经济评价部门精评—管理部门决策的“三级论证”前期评价管理流程,杜绝无效措施投入。2021年,A、B两厂通过措施效益评价,否决无效措施40井次,减少风险性成本支出680万元。
依据预测结果,2021年A、B两厂优化产量结构,措施增油22×104t,措施经济有效率较上年提升6%;优化老井效益产量6.3×104t,同油价条件下对比上年盈利提升0.63亿元。其中2个区块利润达到优秀指标。
(1)老井精细化效益管理体系涵盖单井(区块)效益评价、无效井治理效果跟踪和油井增产措施效益评价3部分内容。对原有油气田效益评价工作进一步创新,形成了大数据多维度效益分析模式,创建了全过程措施效益分析体系和管控流程,划分重点治理效益区块并进行跟踪,测算老井未来几年内效益状况,全面强化老井效益对标管理,有效助力油田公司高质量发展。
(2)单井效益评价理论是老井精细化效益管理的基础理论;大数据库、云计算等数字化工具是高效开展老井精细化效益管理的必备工具;开展多维度分析、细化评价指标、优化计算模型是提升管控效果的根本手段;配套完善的管理制度是保障高效开展的前提。
(3)2021年将老井精细化效益管控体系在某油田2家采油厂进行应用实践,形成了特色老井效益对标管理模式,结果表明两厂效益产量结构显著优化,老井盈利能力有效提升,取得了理想的稳产增效成绩。