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2. 勝利油區新區產能建設狀況及提高運行質量的措施方向

孫煥泉楊勇徐龍雲宮麗清趙小軍

參加工作的還有：李浩，馮義娜，范智慧，王濱，馬妤.

摘要新區產能建設是油田開發的一項重要工作，在開發投資中佔有較大的比例。通過對勝利油區「八五」以來新區產能建設狀況跟蹤分析，總結了新區產能建設的特點及成功的做法；對新區開發效果和經濟效益進行了經濟效益後評估；結合工作中的主要做法和存在的問題，提出了提高產能建設運行質量的主要措施。對提高新區產能建設的運行質量具有重要的指導意義。

關鍵詞勝利油區新區產能建設經濟效益措施方向

一、引言

「八五」以來，勝利油區累計實施新建產能區塊375個，新建產能1509×10⁴t。到1999年底，「八五」以來的新區含油麵積共577km²，動用石油地質儲量7.2994×10⁸t，佔全局動用儲量的21.9%。在現有井網及工藝技術條件下預測可采儲量1.4234×10⁸t，採收率19.5%。1999年，新區產油912×10⁴t，占油區總產量的34.2%，採油速度1.25%；累積產油5649×10⁴t，地質儲量采出程度 7.7%，采出可采儲量的39.7%；剩餘可采儲量8585×10⁴t，占油區剩餘可采儲量的36.2%；綜合含水量71.4%。

進入「九五」以來，新區產能建設的陣地越來越分散，區塊多，規模小，建設難度不斷加大。新區動用儲量品位變差，油藏類型更加復雜，動用難度增大。因此，有必要對近十年來新區產能建設工作的主要做法進行總結，評價新區產能建設的經濟效益，指出工作中存在的問題和不足，提出提高其運行質量的措施。

二、「八五」以來新區產能建設分析評價

1.新區產能建設概況

孫煥泉，尚明忠，何端辰等.勝利油區「九五」油田開發規劃（油藏工程）.勝利石油管理局，1996.

「八五」以來，勝利油區共實施新建產能區塊375個，含油麵積577km²，動用地質儲量7.2994×10⁸t，平均每塊動用儲量 195×10⁴t，新建產能 1509×10⁴t，平均採油速度2.1%，共鑽新井3445口，總進尺694×10⁴m，萬米進尺建產能2.2×10⁴t。

從「八五」以來勝利油田新區產能建設歷程可以看出（圖1），自1993年以來，每年

圖1勝利油區新區產能建設歷程圖

新建產能區塊均在40個以上，新區動用儲量除1995年較低以外，其餘幾年均在7000×104t以上，新建產能在1993、1994年達到200×10⁴t以上。近幾年產能建設規模呈下降趨勢，1999年降至150×10⁴t。由於產能建設區塊的品位越來越差，採油速度從「八五」期間的2.4%降至「九五」期間的1.8%。

通過對「八五」以來新建能力區塊的達標情況對比可知，區塊達標率由「八五」的52%上升到「九五」期間的60.5%，達標區塊的動用儲量由「八五」期間的60.5%下降到「九五」的55.2%，達標區塊建成能力從「八五」的62.1%降至「九五」的56.7%。

2.新區產能建設的特點

（1）新區產能建設的領域逐步擴大

進入「九五」以來，新區產能建設由陸地向海上擴大，海上新建能力的比例從「八五」期間的11.4%上升到「九五」的28.5%；同時，陸上產能建設領域向砂礫岩體、火成岩油藏、潛山油藏及超稠油等擴展，如火成岩油藏為「九五」期間新動用的油藏類型。從1996年開始，經過科研攻關，勝利油區1998年相繼動用了4個火成岩油藏，動用儲量769×10⁴t。

（2）新區產能建設的難度進一步加大

「九五」以來，新區產能建設的陣地越來越分散，區塊多，規模小，建設難度不斷加大。「九五」與「八五」相比，平均每塊建產能力由4.4×10⁴t降為2.9×10⁴t；新區動用儲量品位變差，動用難度增大，低滲、稠油、淺海等難采儲量的比例由「七五」期間的28%上升到「八五」期間的51%，「九五」期間達到61%；陸上當年滾動建產能的比例不斷加大，目前，陸上新區產能建設工作基本處於「找米下鍋」的被動局面，「八五」期間，陸上當年滾動建產能占陸上建產能的47.4%，「九五」期間上升到63.8%。

（3）前期研究力度進一步加大

「九五」期間，通過加大前期研究的力度，充分應用新技術新工藝，新區產能建設水平上了一個新台階。主要表現在以下兩個方面。

第一，「九五」期間，針對油藏類型更加復雜，開發難度大的特點，通過科技攻關，取得了新的突破。首先是通過推廣應用約束地震反演儲集層預測技術，提高了對窄河道油藏的認識能力，樁106等窄河道油藏的滾動勘探開發取得突破；其次，通過對商741、羅151等火成岩油藏開展技術攻關前期研究，形成了比較完善的火成岩油藏描述技術，對火成岩油藏的開發動用獲得突破；此外，針對草古1潛山儲集空間分布規律及連通狀況不清，油水關系復雜，油稠的特點開展了系統的前期研究，取得了很好的開發效果，灰岩潛山特稠油油藏的開發取得了新的突破。

第二，通過加大新技術新手段的應用推廣力度，提高了新區產能建設的水平。「九五」期間，推廣應用了一系列的新技術，如水平井技術已經成功地應用於新區的整體開發；約束地震反演技術在海上埕島油田的館陶組、樁106等地區對其儲集層預測方面發揮了較大的作用；油層保護工作已經開始應用於新區產能建設的全過程；採油工藝配套新技術也已經成功地應用於新區產能建設中難采儲量的開發。

「九五」期間，新區產能建設萬米進尺建產能從「八五」期間的2.0×10⁴t上升到「九五」期間的2.5×10⁴t。產能建設效果有了明顯的提高，主要有兩個方面的原因：一方面是由於海上新區的大規模投入，海上「九五」期間萬米進尺建產能6.8×10⁴t；另一方面，陸上在「九五」期間產能建設難度進一步加大的情況下，通過加大前期研究的力度，廣泛採用新技術，萬米進尺建產能從「八五」的1.9×10⁴t上升到「九五」的2.0×10⁴t。

3.新區產能建設的主要做法及效果

（1）加大開發准備力度

「九五」前四年，針對儲集層、產能等研究，開展三維地震特殊目標精細解釋約1250km²，平均每年部署開發准備井90口左右，為產能建設方案的科學編制提供了保證。

（2）加大前期研究力度，深化油藏認識，提高方案設計水平

進入「九五」以來，在新區產能建設中，特殊岩性油藏、復雜岩性油藏及特稠油油藏等難采儲量的比例較大，針對這種情況，加大前期研究力度，對重點產能建設區塊設立專項研究資金支持，大力開展新區前期研究，深化油藏認識，提高方案設計水平。

（3）加強滾動勘探開發，擴大新區建設規模

充分應用科學的工作程序與先進的配套技術，使滾動勘探開發不斷取得新進展，「九五」前四年滾動鑽井298口，累積新增探明儲量1.006×10⁸t，平均每年新增探明儲量2515×10⁴t，高於「八五」期間的平均每年新增探明儲量1793×10⁴t，平均每口井探明儲量34×10⁴t。

（4）充分應用水平井、測井約束地震反演、採油工藝配套等新技術，提高新區建設水平

水平井技術經過近幾年的攻關與配套完善，1998年成功地應用於新區開發建設，在營93、辛151、利33等區塊應用了水平井技術進行整體開發。通過加強工藝配套、優化方案部署，「九五」前三年共動用陸上難動用儲量1億多噸，建產能力200×10⁴t，佔全局陸上建產能的50%。

（5）加快海上埕島油田產能建設

1995年，針對埕島油田主力含油層系館陶組開辟了先導試驗區，解決了在少井條件下，利用鑽井、測井、地震等資料追蹤描述砂體的技術問題，取得了一整套館陶組油藏開發技術和經驗，使埕島油田全面進入開發階段。至1999年底，海上累積動用儲量1.2123×10⁸t，累建產能246×10⁴t，累計產油732.5×10⁴t，為勝利油區產量穩定作出了貢獻。

（6）搞好方案優化和經濟評估，提高開發投資效益

通過不斷加強對產能建設的項目評估，強化跟蹤分析和調整，提高了項目的投資效益。四年停、緩建40個區塊，增建54個區塊（當年探明，產能和效益較高的區塊），萬米進尺建產能達到2.5×10⁴t的高水平。

三、新區產能建設經濟效益分析

1.1996～1998年新區新井低效井測算分析

通過新區新井經濟極限初產測算新區低效新井，制定新區新井的篩選標准，最後測算了陸上新建能力區塊的低效新井。從1996年新區新井的測算結果來看，1996年鑽新井317口，共有低效井78口，佔24.6%，月產油量2775t，佔4.1%，平均單井初產油3.35t/d，平均單井綜合含水量74.2%。78口低效井平均單井初產油低於4t/d，當年即關井近40口，開井率低於50%。到1999年底，開井少於20口井，單井產油低於2t/d。78口井中，四年單井累計產油量最高僅為3376t（經測算，油田新區新井平均單井經濟極限累積產油量為1×10⁴t左右），平均單井累計產量為1071t。

表11996年新區產能建設經濟效益後評估結果表

2.1996年陸上新區產能建設經濟效益後評估

經濟後評估是在所建項目投資完成以後進行的（表1）。

本文以1996年新建能力區塊為例進行經濟後評估，固定資產的折舊一般取8年，所以後評估工作評價期取8年，1996～1999年為已開發期，2000～2003年為預測期。1999年以後的原油成本和費用是以1998年為基礎預測的。評價中原油價格的選取分為兩個階段，已開發階段按每年實際原油價格加權平均值取值。預測階段原油價格按1000元/t計算。商品率按每個油田的實際發生值計算，預測期按1998年值測算。

本次評價主要針對1996年陸上稀油新區產能建設區塊，總計21個塊，儲量4754×10⁴t，占陸上局主體產能建設區塊的80%，建產能82×10⁴t，佔79%。其中內部收益率大於6%的區塊18個，占評價區塊的85.7%，產能65×10⁴t，佔79.3%，內部收益率小於6%的區塊3個，占評價區塊的14.3%，產能17×10⁴t，佔20.7%。

對經濟效益達標的18個區塊及不達標的3個區塊做了對比分析，18個區塊平均單井初產油15t/d，低效井的比例為20.0%，內部收益率為6.1%～95.9%；3個不達標區塊平均單井初產油則在10t/d以下，低效井的比例高達30.0%，內部收益率均低於1%。

四、新區產能建設存在的主要問題

統計分析了1991～1998年陸上（不包括海上、八面河油田和油公司）新區產能建設區塊共226個，儲量4.7129×10⁸t，佔全局陸上新區的85.6%，建產能1003×10⁴t，佔86.6%。其中，產量未達到產能指標的區塊共有99個，占統計區塊數的43.8%，動用儲量1.9214×10⁸t，佔40.8%。

通過對「八五」以來新建能力區塊的開發效果的跟蹤評價，認為新區產能建設主要存在以下幾個問題。

1.部分區塊開發准備工作不足

（1）部分區塊對新區產能建設的風險估計不足

從目前新區產能建設的特點來看，區塊分散，面積小，低品位儲量逐年增加，地質條件復雜的區塊越來越多，加之基礎資料缺乏、開發准備工作不充分等因素的影響，大大增加了新區產能建設的風險性。因此，能不能建產能，是否具備新區產能建設的物質基礎和開發條件等產能建設的風險性問題已經成為新區產能建設必須重視的問題。

地質條件非常復雜的油藏類型在陸上新區佔有較大的比例，濁積岩岩性油藏、火成岩油藏、碳酸鹽岩油藏以及低彎度曲流河、三角洲平原分流河道和三角洲前緣水下分流河道沉積的窄河道「泥包砂」砂岩油藏等，其區塊數佔52%。這些油藏在地質認識上的難度加大了產能建設的風險性。

在統計的99個未達標區塊中，共有23個區塊由於儲量風險性太大，投入開發前認識不足，導致產能建設效果不好，占未達標區塊個數的23.2%，動用儲量共2238×10⁴t，佔12%。

如樊23塊沙三中岩性構造油藏，含油麵積2km²，地質儲量229×10⁴t。滲透率2.23×10^－3μm²，孔隙度12.8%，為特低滲透油藏。具有油水同層多、含水飽和度高、天然能量低的特點，為一地質條件很差的區塊。1993年建產能，設計產能3.3×10⁴t，實際產能相差近1/2,15口投產井平均單井產油僅4.3t/d，有9口井為低效井。由於對該塊物質基礎的風險性估計不足，導致產能建設效果較差。

實踐證明，在開發准備階段，對區塊的物質基礎條件進行充分的風險分析，對建產能的時機是否合適進行深入的論證是非常有必要的。

（2）部分區塊開發准備基礎工作比較薄弱

開發准備基礎工作是指基礎資料的採集，針對區塊的具體情況開展室內實驗、現場先導試驗和現代試井等工作。

陸上新區的部分區塊存在開發前期准備基礎工作不足的問題。尤其是小產能塊（指產能小於3×104t的新建能力區塊），在資料錄取方面與較大產能區塊相比，所做工作明顯不足。據了解，較多小產能區塊的資料是從其他區塊借用的，直接影響了方案設計的質量。

由於新區產能建設試采時間較短，影響了區塊的產能評價。上述產能建設效果較差的23個區塊從試油試采資料來看，平均單井產油23t/d，開發方案設計平均單井配產15t/d，方案實施後實際初產油不足7t/d，說明這些區塊的試油試采資料不能反映油藏的實際情況，對區塊的產能評價造成了較大影響。

從陸上新區狀況來看，部分區塊的孔滲飽、毛管曲線、相滲曲線、潤濕性、敏感性分析和高壓物性等室內試驗資料較少，通過資料的借用和類比而設計的開發方案存在一定的風險性。據統計，有16個區塊由於儲集層敏感性認識不清，方案實施後造成油層傷害，嚴重影響了這些區塊的產能建設。

2.開發方案編制中存在的問題

（1）儲集層認識不清，影響了方案設計質量

在產能不達標的99個區塊中，地質認識不清是方案不達標的主要原因。這樣的區塊共有53個，占未達標塊數的53.5%，動用儲量9134×10⁴t，佔47.5%。

在統計的226個區塊中，構造變化較大的只有12個區塊，佔5.3%，主要為「八五」期間的產能塊。近幾年，三維地震基本覆蓋產能建設新區，利用三維地震資料可以完成比較精細的構造解釋。因此，對構造的認識已經不是影響新區產能建設效果的重要因素，而儲集層認識不清是目前影響新區產能建設效果的主要原因。

目前，濁積岩岩性油藏、窄河道砂岩油藏、特殊岩性油藏以及復雜斷塊油藏已經成為勝利油區產能建設的主要陣地，多數新建能力區塊具有儲集層平面變化大、斷裂系統和油水關系復雜、非均質性嚴重等特點，使儲集層認識的難度越來越大，儲集層認識不清直接影響了新區方案的設計質量。

以濁積岩岩性油藏為例，該類油藏平面非均質性嚴重，砂岩厚度在平面上變化快，儲集層物性變化大，大部分為低滲透油藏，局部存在中高滲透帶，使儲集層認識比較困難，儲集層認識不清是影響該類型油藏產能建設效果的主要問題。「八五」以來，統計該類油藏共有68個產能建設區塊，儲量1.3136×10⁸t，其中未達到產能指標的有37個區塊，占未達標區塊數的37.4%（「未達標」指沒有達到方案設計的產能），是99個未達標區塊中比例最高的油藏類型。其中22個區塊由於對儲集層空間變化認識不清，井位部署不合理，造成較多空井及低效井的產生；有16個區塊由於對儲集層敏感性認識不清，導致油層保護工作不到位，造成地層污染，注水困難；有11個區塊的方案由於儲集層的變化而調整方案。

（2）地層能量認識不清，導致開發方式選擇不當

地層能量估計偏低 統計新區中有5個區塊對地層能量估計偏低，方案設計注水開采，實施後發現地層能量充足，沒有必要注水。例如商44-1塊為反向屋脊式油藏，方案設計注水，由於實施後邊水能量充足，2口注水井注水後又停注，影響了區塊開發的經濟效益。

地層能量估計偏高 有23個區塊地層能量估計偏高，儲量2158×10⁴t。方案沒有設計注水，導致地層能量虧空嚴重，產量遞減大，平均年遞減率為43%。油井供液普遍不足，開井率低，其中有14個區塊低效井的比例高達40%。

地層能量虧空的問題能否得到有效解決，將直接影響區塊的開發效果。如渤南油田的羅352塊，由於沒有注水，3年地層壓力下降6MPa；針對地層能量不足的問題，第4年實施注水後，單井供液情況明顯改善，單井日產量由不足6t上升到9.4t，地層能量穩定。

（3）部分區塊方案優化不到位

開發方案優化是提高新區效益行之有效的措施。如墾622-623塊為1999年新建產能區塊，應用數值模擬技術對方案進行多方案對比優化，僅16口開發井建成能力6.5×10⁴t，目前，該區塊平均單井產油21.5t/d，當年產油7.2×10⁴t，取得了很好的開發效果。

目前，新區產能建設區塊中復雜岩性油藏比例高，不確定因素多，油藏工程優化顯得非常重要。從統計的情況來看，小於3×10⁴t的產能塊，開發方案設計過於簡單，特別是油藏工程各項參數的優化，如產能大小、井網井距的優化、注水可行性評價等諸多方面的論證比較欠缺，較多區塊沒有通過多方案優化對比來優選最佳方案，實施後風險性較大。

（4）開發方案經濟評價力度不夠

勝利油區對產能在3×10⁴t以上的區塊統一組織經濟評估，包括開發方案設計、採油工程、地面工程等各個方面的經濟評價工作。根據評價結果，停建、緩建了一些區塊，提高了新區產能建設的經濟效益。與之相比，低於3×10⁴t的產能塊經濟評價工作差距較大，這些區塊經濟評價工作沒有統一的標准和審核機制，沒有真正起到經濟評估應起的作用。

3.開發方案實施過程中存在的問題

（1）方案實施後及時跟蹤調整不及時

目前，新區產能建設區塊多數為復雜岩性油藏，地質認識上的不確定因素越來越多。從「八五」以來陸上新區產能建設的實踐來看，在方案實施過程中，沒有及時進行跟蹤分析和井位調整的區塊，空井及低效井比例較高，較大程度地影響了區塊產能建設效果。

有25個區塊在儲集層認識不清的情況下，在實施過程中鑽井一次到位，新井完鑽後發現儲集層變差，致使空井和低效井的比例很高，占完鑽新井的32%以上。如大蘆湖油田樊23沙三中7砂組為岩性構造油藏，1993年動用，該塊由於部署方案時對地質認識不清楚，在實施過程中鑽井一次到位，造成了大量的低效井，鑽井19口，低效井9口，嚴重影響了該塊的開發經濟效益。

方案實施過程中的跟蹤調整工作非常重要。例如海上埕北4C井組，原方案設計以Ng¹⁺²為主要目的層，設計3口水平井，4口直井進行開發，根據埕北4C-1井完鑽情況，主要目的層變薄，但在Ng^3～5發現30多米厚油層，根據該井情況及時進行跟蹤反演，對方案重新進行了調整，改為打5口直井。調整後的3口井平均鑽遇油層7層32.6m。該塊為1999年埕島油田的新建產能塊，根據跟蹤反演結果，共調整井位 11口，多鑽油層110m。陸上如義112區塊，實施過程中通過跟蹤分析發現義112-9井儲集層變差，及時對方案進行了調整，原設計的3口井不打，避免了低效井，同時在油井投產好的部位又向外滾動了6口井。該塊1997年建產能4×10⁴t，當年年產油超過6×10⁴t。

（2）部分區塊注水工作滯後

在226個區塊中，統計能量較弱的共147個區塊，儲量2.9461×10⁸t，佔62.6%。其主要包括以下兩種油藏：①封閉性油藏，共41個油藏，儲量7424×10⁴t，佔25.2%；②邊底水較弱的油藏，共106個單元，儲量2.2038×10⁸t，佔74.8%。

在147個地層能量較弱的區塊中，有67個區塊由於方案設計注水而沒有注水或注水效果差，造成地層能量虧空嚴重，油井供液不足，影響了這些區塊的產能建設效果。

方案設計注水而具體方案實施沒有注水的有16個單元，儲量1899×10⁴t，分析沒有實施注水主要有以下幾個方面的原因：①主觀上的原因，如某些區塊初期產能較高，考慮注水後會損失掉部分產量，沒有實施注水；②地質條件的限制，如復雜小斷塊，塊小、薄油層、砂體連通差、儲集層水敏嚴重等油藏，無法實施注水；③地面條件限制，區塊較小，且遠離老油區，沒有配套的集輸流程和注水管網，難以形成合理的注采井網。此外，還存在水源問題。

通過統計，注水效果差的有51個區塊，儲量1.2523×10⁸t。其原因是：第一，在方案實施過程中，沒有嚴格按照方案執行，注水工作沒有及時跟上，統計有30個單元，儲量8491×10⁴t，占該類單元的67.8%；第二，注采井網不完善、注水量達不到配注要求等是注水效果差的一個主要原因，如樁89塊，注采井網不完善，注采井數比低於指標，注采對應率只有18.8%，油井大都單向受效，地層能量得不到及時補充；第三，低滲透油藏滲透率低、水敏嚴重，對水質要求嚴格，從目前注水的狀況來看，水質難以達標，致使注水效果較差，如王53塊，儲集層物性差，滲透率7.1×10^-3～29×10^-3μm²，儲集層吸水差，3口注水井不吸水。

五、提高新區產能建設運行質量的措施

1.開發准備階段深化產能建設風險性分析

開發准備階段，著重分析區塊物質基礎條件的風險及開發方案基礎資料的風險，把對風險性的分析，作為是否編制產能建設方案的先決條件。

首先要對區塊的物質基礎做風險性分析，為能否建產能提供決策依據，對品位極差的一些區塊應暫緩編制開發方案。在此基礎上，新區開發必須做好開發准備基礎工作，取全取准各項資料，重視試油試采及現代試井工作，依據區塊的具體情況，開展室內實驗、先導試驗等工作，為開發方案的編制奠定堅實的基礎。

2.加強開發方案編制的開發前期研究及深化井位優化和方案優化

針對開發難度較大的重點區塊加大前期研究工作的力度，擴大新區產能建設的陣地，提高產能建設效果。

新區產能建設中新井低效井的比例較高，達到25%左右；即使在經濟效益較好的區塊，低效井的比例也高達20%左右。因此，提高新區產能建設的開發效果和經濟效益，開發方案編制工作重點是深化井位優化和方案優化。

在新區產能建設中，由於各種不確定因素的影響，方案的風險性將越來越大，因而，應加強分析部署方案可能存在的各種風險，指出降低風險的方法和手段，以降低潛在的風險性，提高方案設計的質量和實施效果。

3.開發方案實施階段加強注水配套工作並及時跟蹤分析調整

在方案實施過程中，嚴格按照方案設計保質保量完成注水配套工作。爭取做到「註上水」、「注夠水」、「注好水」，夯實新建能力區塊的穩產基礎，提高新區開發效果。

近幾年新建能力區塊地質條件越來越復雜，認識難度進一步加大，對地質基本情況的認識很難一次完成。為了降低方案實施過程中的風險，必須採取整體部署、分批實施、不斷調整、不斷完善的原則滾動實施。加強方案實施過程中的跟蹤分析工作，根據所取得的新的動靜態資料對油藏進行再認識，對實施過程中出現的問題及時調整，避免低效井，提高經濟效益。

4.加強新技術新工藝的推廣應用

大力推廣水平井技術、測井約束地震反演技術、油層保護技術、採油工藝配套新技術等在新區產能建設中的應用，提高方案設計水平，確保方案實施效果。

5.逐步完善開發方案經濟評估制度和新區產能建設考核制度

進一步完善對新區產能建設的項目經濟評估工作，尤其要加強對小於3×10⁴t產能塊的經濟評估。強化跟蹤分析和調整，對經濟評價效益較差的區塊停建或緩建，對評價結果在基準收益率附近的區塊考慮壓縮產能建設規模，提高項目的投資效益。

建立開發及經濟雙重考核制度，開發上著重對產能建設的完成情況、注水配套工作的完成情況等進行考核，經濟上著重對低效井的比例及區塊整體的經濟效益進行考核。

主要參考文獻

[1]王秉海，錢凱主編.勝利油區地質研究與勘探實踐.東營：石油大學出版社，1992.