齐40蒸汽驱处于剥蚀调整开发阶段, 为进一步提高区块的经济效益, 通过推进单井经济效益评价和油藏管理相结合的方式, 对区块进行综合治理, 有效推动了齐40蒸汽驱规模产量与效益增储的双重发展。
单井效益评价系统, 将生产经营过程中发生的各项费用, 通过直接录入和分摊的方式, 全部落实到单井上, 直观的显示生产单井或井组或区块在某一点或某一区间或某一阶段上的效益情况。并按照发生不同成本费用和收益情况将其效益划分成五类, 即效益一、二、三类井、边际效益井和无效益井。
2016年齐40蒸汽驱共发生操作成本5.24亿元, 其中稠油热采费占操作总成本的44.38%, 为影响蒸汽驱开发效益的主要因素。在保证原油生产量稳定的基础上, 如何加强注汽量的调控, 是蒸汽驱效益开采的主要研究方向。
蒸汽驱按照转驱时间分为先导扩大的11井组、工业化开采的65井组和74井组, 因转驱时间不同和地质体差异, 各层各井组间开发效益也不同。65井组内生产井占齐40蒸汽驱的42.13%, 操作成本占45.20%, 有效益井占48.92%, 单位操作成本是齐40蒸汽驱单位操作成本的0.82倍, 平均单井年产油1087吨。74井组开采层位选取齐40块外围莲花油层合采区, 实施区井组连片分布, 部署原则同于65井组并与65井组衔接, 到目前井组内大部分生产井处于剥蚀阶段生产, 与其相比, 采收率较低、单位操作成本较高。
2016年通过对低效单井和对应的井组的生产动态分析, 对不同状况下的单井, 采取大修、汽驱引效等措施, 对不同的井组采取注汽调控和改变注汽方式, 来提高油井的效益级别, 从而提高汽驱的开发效益。
常规注汽方式已经难以缓解剥蚀井区注采矛盾、改善井区的开发效果, 经过地质研究分析, 改为间歇注汽的开发方式。2016年以来, 累计实施间歇汽驱31井次, 注汽量由2250m3调整至1350 m3, 全年节约注汽量25万吨, 年同期相比结余注汽成本1831.5万元, 油汽比由0.08提高至0.17。
根据各开发单元不同地质体特征和汽驱采出程度, 从汽驱机理和提高蒸汽热利用角度出发, 及时采取针对性的调控措施, 抑制汽窜, 保持油藏最佳注采平衡状态。
2016年以来进行四次注汽调控, 合计调整注汽井组247井次, 全年结余注汽量23.8万吨, 年同期相比结余注汽成本1743.59万元。
油井吞吐效果受地层温度、压力和饱和度影响。通过分析, 单井油汽比保持在0.18以上即可取得经济效益。因此对井组内非优势方向受效差井或主力层动用程度高、非主力层剩余油潜力较大井, 遵循油汽比该原则, 采用笼统注汽或选层注汽方式。2016年共实施措施100井次, 累计增油1.86×104吨。
单井措施风险预评价方法, 是以单井效益评价系统为平台, 依据投入产出平衡关系原则, 以采油厂的吨油运行费、吨油操作成本、吨油生产成本及销售油价四个参数为措施分类区间, 采用取值计算的方法, 对措施井效益进行预测, 避免无效、负效措施的出现。
2016年进行措施井评价87口, 否决措施井9口, 避免无效投资187万元, 与上一年相比措施经济有效率提高了1.63个百分点。
动静态的地质分析与单井经济效益评价的有机结合, 大大减缓产量递减趋势、有效提高油层纵向动用程度, 区块产量下降趋势得到有效的减缓。2016年以来, 年结余注汽量7.5743万吨, 结余注汽操作成本554.89万元。
(1) 单井效益评价与地质分析相结合, 明确了单井的经济生产方式和区块的综合治理方向, 合理的配置经济产量与成本。
(2) 单井措施风险预评价方法的应用, 避免了油井的无效投入, 提高了措施有效率和油汽比。
(3) 经济效益评价工作与生产经营相结合, 全面提高了油藏经营管理水平, 实现油田开发效益最大化。
摘要:2016年, 面对日趋严峻的勘探开发形势与生产经营形势, 齐40蒸汽驱紧紧围绕“效益优先、保持能力、优化调整、超前准备”的十六字方针, 借助单井效益评价平台, 深入开展油藏精细研究与科技攻关, 不断优化蒸汽驱区块的产量结构与注汽结构, 提高区块的整体经济效益。
关键词:蒸汽驱,单井效益,勘探开发,油藏
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