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（大慶油田有限責(zé)任公司 黑龍江大慶163000）

一、引言

目前，我國前十大油氣田中，有7個(gè)油氣田開采時(shí)間在30年以上，總體進(jìn)入高采出程度、高含水的“雙高”階段。處于“雙高”階段老油田的年產(chǎn)油量約占全年總產(chǎn)量的58%，開采難度正逐漸加大。DQ油田經(jīng)過50多年高效開發(fā)，主力油田均已進(jìn)入特高含水階段，目前正處于水驅(qū)、聚驅(qū)、三元復(fù)合驅(qū)三種開發(fā)方式并存階段。目前DQ油田是老區(qū)水驅(qū)為主，井?dāng)?shù)占總井?dāng)?shù)的62.11%，產(chǎn)液量占總產(chǎn)液量的55.00%，原油產(chǎn)量占比為56.83%；化學(xué)驅(qū)包括聚驅(qū)和三元驅(qū)，其中聚驅(qū)總井?dāng)?shù)為23 139口，占比為34.13%，產(chǎn)液量占比為42.27%，原油產(chǎn)量占比為39.43%；三元驅(qū)總井?dāng)?shù)為2 550口，占比為3.76%，產(chǎn)液量占比為2.73%，原油產(chǎn)占比為3.74%。

據(jù)統(tǒng)計(jì)，依靠天然能量和水驅(qū)開發(fā)的最終采收率一般為33%，現(xiàn)有技術(shù)條件下尚有約2/3不能采出，高含水老油田的剩余儲(chǔ)量非常大。近年來，DQ油田面臨著巨大的原油持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)壓力，水驅(qū)依靠鉆打新井、加大措施增油力度，控制自然遞減，三次采油加快聚驅(qū)開發(fā)，擴(kuò)大三元驅(qū)規(guī)模，發(fā)揮其促采收率高、增油量多的優(yōu)勢(shì)，在保證原油穩(wěn)產(chǎn)的同時(shí)，也帶來了成本費(fèi)用投入的快速增長。DQ油田采取的聚驅(qū)、三元復(fù)合驅(qū)油技術(shù)可在水驅(qū)基礎(chǔ)上提高采收率，突破了高含水、高采出程度階段常規(guī)技術(shù)無法更大幅度提高采收率的禁區(qū)。由于驅(qū)油物的影響，導(dǎo)致聚驅(qū)、三元驅(qū)的投資、操作成本均高于水驅(qū)，因此，油田企業(yè)如何合理匹配各驅(qū)替方式的產(chǎn)量結(jié)構(gòu)，選用最優(yōu)的驅(qū)替方式，是油田可持續(xù)開發(fā)實(shí)現(xiàn)的關(guān)鍵。

二、油田區(qū)塊最優(yōu)驅(qū)替開發(fā)方式選擇與分析方法

（一）區(qū)塊選擇標(biāo)準(zhǔn)

為了客觀評(píng)價(jià)水驅(qū)、聚驅(qū)和三元復(fù)合驅(qū)不同技術(shù)的經(jīng)濟(jì)效益，以及衡量油田企業(yè)不同開發(fā)階段的開發(fā)效果差異，在典型區(qū)塊的選擇上以儲(chǔ)層發(fā)育完整、油藏地質(zhì)條件接近、開發(fā)階段完整為條件，綜合考慮綜合含水、采出程度、產(chǎn)量規(guī)模、遞減率等因素，選取具有代表性，有完整、獨(dú)立開發(fā)經(jīng)營數(shù)據(jù)的區(qū)塊實(shí)行評(píng)價(jià)分析。按所選區(qū)塊逐一進(jìn)行分析、評(píng)價(jià)，重點(diǎn)分析反映當(dāng)前各單位區(qū)塊的現(xiàn)狀，綜述各單位不同驅(qū)油方式的生產(chǎn)成本特點(diǎn)及效益貢獻(xiàn)情況，實(shí)現(xiàn)油田開采的不同驅(qū)替方式的全生命周期成本效益分析。

對(duì)相同條件下的同一地質(zhì)區(qū)塊，以含水達(dá)到98%為界限，確定水驅(qū)、聚驅(qū)、三元驅(qū)的開采周期，分析不同驅(qū)油方式的全生命周期內(nèi)的投入產(chǎn)出、成本效益關(guān)系，相關(guān)數(shù)據(jù)基于各單位典型區(qū)塊分析結(jié)論及數(shù)模進(jìn)行模擬計(jì)算。根據(jù)化學(xué)驅(qū)含水、產(chǎn)量的變化，將化學(xué)驅(qū)劃分為空白水驅(qū)階段、注聚/注三元階段、后續(xù)水驅(qū)。

（二）DQ油田典型區(qū)塊的全生命周期分析

從開發(fā)周期模擬情況來看，水驅(qū)開采時(shí)間最長，聚驅(qū)、三元驅(qū)開采時(shí)間最短，化學(xué)驅(qū)按照含水98%的標(biāo)準(zhǔn)測(cè)算，開采時(shí)間大約維持在6—11年左右。但從DQ油田目前實(shí)際開發(fā)情況來看，普遍采用的是先水驅(qū)開發(fā)，當(dāng)含水達(dá)到一定程度后，轉(zhuǎn)為化學(xué)驅(qū)，最后再轉(zhuǎn)為后續(xù)水驅(qū)，且部分轉(zhuǎn)入后續(xù)水驅(qū)的三采區(qū)塊仍在有效開發(fā)，開發(fā)周期并未遵循上述規(guī)律。相反，高含水水驅(qū)在轉(zhuǎn)入聚驅(qū)開發(fā)后，含水下降，產(chǎn)量上升，在一定程度上反而延長了水驅(qū)開發(fā)年限。

本文選取DQ油田南七區(qū)水驅(qū)（綜合含水率接近注聚區(qū)塊空白階段含水）、南四區(qū)西部聚驅(qū)（提高采收率接近全廠一類油層平均值）、南六三元復(fù)合驅(qū)三個(gè)區(qū)塊進(jìn)行分析。其中：南七區(qū)水驅(qū)1966年開始陸續(xù)投產(chǎn)，預(yù)計(jì)生產(chǎn)周期為81年；為有效對(duì)比各區(qū)塊成本經(jīng)濟(jì)效益，對(duì)應(yīng)所選聚區(qū)、三元復(fù)合驅(qū)開發(fā)初期綜合含水標(biāo)準(zhǔn)，選取南七區(qū)水驅(qū)2010—2046年37年生產(chǎn)、經(jīng)營數(shù)據(jù)。如表1所示，南四區(qū)西部聚驅(qū)在空白階段綜合含水為93.61%，開采時(shí)間為2年，在其轉(zhuǎn)為聚驅(qū)后，綜合含水量上升至95.07%，開采時(shí)間增加至8年，但在轉(zhuǎn)入后續(xù)水驅(qū)開發(fā)后，含水上升至98.08%，開采時(shí)間降至6年，比前一階段減少2年。就南七區(qū)水驅(qū)區(qū)塊而言，綜合含水和聚驅(qū)區(qū)塊均隨著階段變換而逐漸增高，上升至98.07%，同時(shí)開采時(shí)間與聚驅(qū)區(qū)塊相比減少，但其轉(zhuǎn)入后續(xù)水驅(qū)階段后開采時(shí)間延長為30年，增幅是聚驅(qū)的3倍。

（三）典型區(qū)塊全生命周期的成本分析

1.區(qū)塊對(duì)比分析法分析成本效益。通過分析操作成本、科研成本、藥劑成本等數(shù)據(jù)（不含投資、折舊、折耗），以及全生命周期對(duì)比（見表2），可以發(fā)現(xiàn)：三元復(fù)合驅(qū)噸油成本是水驅(qū)的2.88倍，是聚驅(qū)的3.41倍；單井成本是水驅(qū)的4.86倍，是聚驅(qū)的1.68倍，截止區(qū)塊報(bào)廢，聚驅(qū)累計(jì)增油151.76萬噸，三元復(fù)合驅(qū)累計(jì)增油148.42萬噸，平均單井年增產(chǎn)聚驅(qū)是三元驅(qū)的1.36倍，單井年增成本是三元驅(qū)的22.14%（如果按當(dāng)時(shí)布倫特油價(jià)105.75美元/桶、美元匯率1︰6.11計(jì)算，單井年增效益分別為226.3萬元/井、90.5萬元/井，聚驅(qū)是三元驅(qū)的2.5倍）。

2.增量法成本分析。在同一區(qū)塊，從空白水驅(qū)階段到含水98%，預(yù)測(cè)產(chǎn)量，分別模擬水驅(qū)驅(qū)替方式開發(fā)效果；對(duì)南四區(qū)西部聚驅(qū)、南六區(qū)三元復(fù)合驅(qū)作了全生命周期模擬水驅(qū)開采模式預(yù)測(cè)，以提高采收率為依據(jù)，計(jì)算聚驅(qū)和三元驅(qū)增加的產(chǎn)量，模擬水驅(qū)開采開發(fā)數(shù)據(jù)，將南四區(qū)西部聚驅(qū)、南六區(qū)三元復(fù)合驅(qū)注化學(xué)物期間成本同水驅(qū)成本進(jìn)行對(duì)比，具體情況見下頁表3。在同一地質(zhì)條件下，進(jìn)行油田生命周期的開采方式的對(duì)比，結(jié)果是，南四區(qū)西部聚驅(qū)噸油成本是水驅(qū)的76.05%；單井成本是水驅(qū)的1.63倍；在平均單井產(chǎn)量的比較中，化學(xué)驅(qū)的單井產(chǎn)量均高于水驅(qū)的單井產(chǎn)量。在成本方面，聚驅(qū)比水驅(qū)多出58 999萬元，而三元驅(qū)要比水驅(qū)多出355 752.98萬元，南六區(qū)三元復(fù)合驅(qū)噸油成本是水驅(qū)的2.46倍；單井成本是水驅(qū)的4.53倍；截止報(bào)廢期，南四區(qū)西部聚驅(qū)對(duì)比模擬水驅(qū)增產(chǎn)148.42萬噸，增收31.18億元，平均單井產(chǎn)量是模擬水驅(qū)的3.42倍。由此可見，三元驅(qū)的成本最高，聚驅(qū)其次，水驅(qū)的成本是三者中最低的。因?yàn)槭茯?qū)油藥劑等因素影響，聚驅(qū)、三元驅(qū)在注聚階段年成本投入高于水驅(qū)，藥劑停注后總成本會(huì)相應(yīng)減少，但仍高于水驅(qū)。

三、不同驅(qū)替方式選擇的實(shí)施效果

（一）不同驅(qū)替方式的變化趨勢(shì)分析

從2009—2013年油水井總數(shù)趨勢(shì)來看，化學(xué)驅(qū)應(yīng)用增長最快。2009年以來，DQ油田生產(chǎn)規(guī)模不斷擴(kuò)大，油水井總數(shù)由82 975口上升到105 644口，增加了22 669口，增長27.3%。老區(qū)水驅(qū)由37 511口上升到43 673口，增加了 6 162口，增長 16.4%；化學(xué)驅(qū)由16 288口上升到25 704口，增加了9 416口，增長57.8%。

在驅(qū)替方式開采中水驅(qū)、化學(xué)驅(qū)均應(yīng)用普遍。2009年以來，DQ油田原油產(chǎn)量始終維持在4 000萬噸的較高水平，從產(chǎn)量結(jié)構(gòu)來看，水驅(qū)產(chǎn)量逐年下降，但仍是DQ油田原油穩(wěn)產(chǎn)的主要力量；化學(xué)驅(qū)規(guī)模不斷擴(kuò)大，且整體仍處于受效階段，產(chǎn)量逐年增加，已成為原油穩(wěn)產(chǎn)的重要組成部分。

如下頁表4所示，老區(qū)水驅(qū)原油產(chǎn)量逐年下降，由2 051萬噸下降到1 848萬噸，比重由51.3%下降到46.2%?；瘜W(xué)驅(qū)原油產(chǎn)量逐年上升，由1 214萬噸上升到1 403萬噸，比重由30.3%提高到35.1%，其中聚合物驅(qū)原油產(chǎn)量由1 091萬噸上升到1 282萬噸，三元復(fù)合驅(qū)受試驗(yàn)規(guī)模影響，產(chǎn)量基本維持在100萬噸以上。

（二）不同驅(qū)替方式的成本投入

表1 水、聚驅(qū)、三元復(fù)合驅(qū)各階段對(duì)應(yīng)時(shí)間表

表2 典型區(qū)塊全生命周期開發(fā)、生產(chǎn)、成本數(shù)據(jù)對(duì)比

表3 南四區(qū)西部聚驅(qū)、南六區(qū)三元復(fù)合驅(qū)同模擬水驅(qū)的對(duì)比表

表4 2009和2013年原油產(chǎn)量和成本分析

從總成本分析，在相同時(shí)間范圍內(nèi)，三元驅(qū)的總成本最多，聚驅(qū)次之，水驅(qū)最少；在全生命周期內(nèi)，水驅(qū)的總成本最高，三元驅(qū)次之，聚驅(qū)最少。受驅(qū)油藥劑等因素影響，聚驅(qū)、三元驅(qū)在注聚階段年成本投入（含藥劑）高于水驅(qū)30%—60%，藥劑停注后總成本會(huì)相應(yīng)減少，但仍高于水驅(qū)。從每噸油的生產(chǎn)成本分析，三元驅(qū)每噸油生產(chǎn)的成本最高，聚合物驅(qū)次之，水驅(qū)最低。但聚驅(qū)在驅(qū)油效果好、采收率提高程度大的情況下，在產(chǎn)量峰值階段噸油成本也會(huì)出現(xiàn)低于水驅(qū)的情況。受含水、產(chǎn)量等因素影響，化學(xué)驅(qū)不同開發(fā)階段噸油成本差異較大，基本呈“U”型波動(dòng)，即受效前期噸油成本較高，受效后逐年下降，在受效高峰期噸油成本達(dá)到最低 （高峰期比其他階段低2—4倍左右），受效后期噸油成本快速上升。

（三）不同驅(qū)替方式的產(chǎn)量及采收率

在相同生產(chǎn)條件下，三元驅(qū)復(fù)合的產(chǎn)量及采收率最高，聚驅(qū)次之，水驅(qū)最低。水驅(qū)開發(fā)曲線相對(duì)平穩(wěn)，隨著油田綜合含水的上升，產(chǎn)量逐年自然遞減；化學(xué)驅(qū)采收率平均比水驅(qū)提高8—30個(gè)百分點(diǎn)，在完整生命周期內(nèi)各年產(chǎn)量波動(dòng)大，空白水驅(qū)階段含水較高、產(chǎn)量較低，注聚受效后含水降低、產(chǎn)量快速上升并逐漸達(dá)到峰值，維持2—3年后產(chǎn)量開始下降，后續(xù)水驅(qū)階段產(chǎn)量下降速度較快，產(chǎn)量再次提高難度很大。

（四）不同驅(qū)替方式的經(jīng)濟(jì)效益

不同驅(qū)油方式下，影響區(qū)塊經(jīng)濟(jì)效益的主要因素：一是區(qū)塊總的成本投入；二是區(qū)塊提高采收率程度。從目前油田開發(fā)的普遍情況來看，聚驅(qū)總體經(jīng)濟(jì)效益情況最好、水驅(qū)次之、三元驅(qū)目前最低。但落實(shí)到某一具體區(qū)塊，如果采收率提高效果不理想，聚驅(qū)的經(jīng)濟(jì)效益也會(huì)低于水驅(qū)。

2009年以來，DQ油田成本費(fèi)用投入由466.4億元增加到665.3億元，年均增長9.29%。老區(qū)水驅(qū)成本投入由209.8億元增加到269.7億元，年均增長6.48%，占公司投入比重由45%降到40.5%?；瘜W(xué)驅(qū)成本投入由128.6億元增加到212.5億元，年均增長13.39%，占公司投入比重由27.6%上升到31.9%，上升4.3個(gè)百分點(diǎn)；其中三元復(fù)合驅(qū)由于處于試驗(yàn)階段，成本投入比較大，由17.5億元增加到28.3億元，年均增長12.8%，占公司投入比例增加了5個(gè)點(diǎn)。外圍油田成本投入由128億元增加到183.1億元，年均增長9.35%，占公司投入比重基本維持在27.5%左右。

綜合來看，DQ油田近年來通過開展水驅(qū)精細(xì)挖潛工作，克服了油田自然遞減、地質(zhì)儲(chǔ)量減少等不利因素影響，實(shí)現(xiàn)了老區(qū)水驅(qū)產(chǎn)量的緩慢下降，5年年均僅下降2.57個(gè)百分點(diǎn)，確保了老區(qū)水驅(qū)的低成本高效開發(fā)；聚合物驅(qū)雖然成本投入較水驅(qū)大幅增加，但整體處于受效階段，產(chǎn)量逐年上升，增油效果明顯，平均單位成本僅比水驅(qū)高20—90元/噸，取得了可觀的經(jīng)濟(jì)效益。目前聚驅(qū)一類油層已全部動(dòng)用，二類油層動(dòng)用也已超過50%，后續(xù)投入聚驅(qū)的油層條件逐漸變差，采收率提高程度將逐步降低，預(yù)計(jì)未來聚驅(qū)單位生產(chǎn)成本將逐漸大幅高于水驅(qū)；三元復(fù)合驅(qū)近年來整體仍處于試驗(yàn)階段，成本投入很大，單位成本大幅高于水聚兩驅(qū)，但提高采收率和增油效果顯著，未來幾年隨著工業(yè)化推廣步伐的加快，技術(shù)的不斷完善發(fā)展，成本投入將大幅降低，經(jīng)濟(jì)效益日趨好轉(zhuǎn)。