滩海油田开发模式经济界限研究

2022-07-25翟亮

承德石油高等专科学校学报 2022年3期

翟亮

(中石化股份胜利油田分公司勘探开发研究院，山东东营 257015)

随着油田勘探开发工作的逐渐深入和技术的不断进步，胜利滩海地区发现的窄河道岩性油藏越来越多，该类油藏地质特征复杂，油砂隐蔽性强，具有河道窄(河道宽度100～600 m)、砂体小(面积小于0.2 km2)、厚度薄(3.6 m)、储量丰度低(80～90×104t/km2)特点，而且地处滩海复杂的地理环境，地面投资大，属于典型的滩浅海低品位油藏。同时此类油藏目前勘探开发程度还相对较低，其前景比较广阔，统计胜利滩海“十二五”预计还有8 000×104t的储量规模亟待开发动用，潜力巨大。

为实现该类油藏的高效动用，一是从油藏技术角度，优化层系井网、射孔方案、注采参数等，提高储量动用率、单井产量和采收率；二是优选合理开发模式。在目前低品位油藏提高采收率空间有限情况下，选择合理开发模式，是实现该类油藏有效动用开发的关键。而开发模式的选择受地质条件、地面条件、经济因素以及开发风险等多种因素的影响。经过文献调研发现[1-4]，目前尚未有一套成型的理论和方法来优选开发模式，多数是根据经验判断，因此本研究是在进行多因素敏感性分析基础上，利用现金流法，计算不同开发模式的经济界限，并绘制了优选图版。此方法对于指导该类油藏开发具有重要意义。

1 滩浅海开发模式及影响因素

1.1 滩浅海开发模式

胜利滩浅海油田开发模式在借鉴国内外海洋油田开发成功经验基础上，从油田地理位置、海洋环境条件、生产管理、开发效益等一系列实际情况出发，贯彻“简易、高效、安全、经济”的海上油田开发方针，因地制宜、开拓创新，先后形成了 “人工岛+进海路”相结合的海油陆采开发模式；“海洋平台+海底管线+陆地处理站”相结合的半海半陆的开发模式； “海洋钢制固定平台+移动式拉油设施+陆地站场“相结合的船拉油开发模式；近岸地带大位移井开发模式，如图1所示。

四种开发模式各具特色。“人工岛+进海路” 海油陆采开发模式，先修筑进海路，然后以进海路为依托修筑人工岛，通过海油陆采方式降低开发成本，具有地面一次性投资大，后期维护费用及操作成本低特点，但由于先建岛修路后钻井落实储量，因此开发风险大；“海洋平台+海底管线+陆地处理站”相结合的半海半陆的开发模式，为国外先进技术与胜利海上开发实际相结合设计的，能够充分利用胜利油田陆上已建系统及其能力，相对于人工岛开发，海洋平台可以重复利用，但后期维护成本较大；船拉油开发模式适用于远离集输系统的边际小油田；大位移井开发模式适用于近岸地带油田，地面投资小，但钻井成本大，开发风险性对较小。

2.2 影响因素分析

不同开发模式虽具有各自特点，但要优选合理开发模式，考虑的因素是非常多的，可以总结分为4大类：一是地质条件，主要包括储量规模、储量丰度、渗透率等；二是地面状况，主要包括水深、距岸距离、海底状况以及陆地处理设施完善程度；三是经济因素，主要包括油价、地面投资、生产成本及建产周期等；四是开发风险，主要包括储量落实程度以及产能风险。

在油价一定的条件下，影响海上油藏经济效益的主要因素为投资和产量，在以上众多的影响因素中，储量规模、储量丰度、渗透率、水深、距岸距离对投资和产量影响较大，各因素之间的影响关系见图2。

2 经济界限研究

2.1 计算方法

一般采用静态法或动态法计算经济界限[5-6]。其中，静态法依据盈亏平衡原理，一般考虑6年评价期，计算评价期内累计投入和累计收益达到平衡时对应的投资、产量、油价等参数的临界值。动态法是应用现金流量法，按照基准收益率对年现金流进行贴现，计算财务净现值为零时对应的投资、产量、油价等参数的临界值。静态法简单易用，计算结果误差较大，动态法过程繁琐，但是计算结果比较符合实际情况。考虑到海上油藏高投入，高风险，建产周期长等特点，本研究采用动态法进行经济界限分析。

2.2 经济界限研究

不同开发模式下经济界限计算方法虽然相同，但是计算参数取值差异大。本研究根据近几年胜利滩浅海不同开发模式下产量变化规律、投资和成本状况，采用动态法，按照12%的基准收益率，分析不同开发模式下经济界限和效益的变化情况。

对于近海岸的小规模储量，首先考虑大位移定向井开发，距离海岸越远，单井投资越高，单井需要控制的地质储量也越大。在给定油价条件下(80$/bbl)，储量规模和距岸距离关系见图3。

随着储量规模的增大，可以考虑两种方式选择，一是增加定向井控制储量，二是选择进海路+人工岛开发方式，进海路+人工岛开发方式经济界限见图4。

从计算结果看：随着储量规模的逐渐增加，承担的地面投资越大，承受的距岸距离也越远，并且随着储量规模的增长其距岸距离增长幅度逐渐变缓，这是因为随着距岸距离及水深的增加，进海路和人工岛的地面建设费用急剧增加所致。

随着距岸距离和水深的增加，由于开发技术的制约及投资的快速增长，不适合采用大位移定向井或进海路和人工岛开发方式，因此必须考虑井组平台+船拉油开发方式(储量规模较小)或者采油平台+海底管线开发方式(储量规模较大)。因此，采用的同样的方法，本研究计算了这两种方式的经济界限。计算结果表明井组平台+船拉油开发方式最小储量规模为50万吨，采油平台+海底管线开发方式能承受的最小储量规模220万吨。

此外，油价也是影响海上油藏开发经济界限的敏感因素。当油价增加时，同一条件下能承受的储量规模变小。距离海岸距离变大。以进海路+人工岛模式为例研究油价对距岸距离和储量规模的影响，如图5和图6所示。

从计算结果可以看出，油价的升高，距岸距离的界限增加。而随着油价的继续增加，距岸距离的增加幅度变小。另外，随着油价的升高，控制储量规模的界限变小。

3 开发模式优选图版

优选滩浅海开发模式，不仅要考虑不同开发模式的经济界限，同时还要研究当可以选择多种开发方式时，何种开发模式才能获取更好的经济效益。常用的方法就是比较不同开发方式下的净现值，优先选择净现值大的开发方式作为最佳开发方式。同样以大位移水平井和进海路+人工岛两种近海岸主要开发方式为例进行分析，以胜利老河口油田为例，假设其他条件不变，仅改变储量规模和距岸距离，计算两种开发方式净现值的变化，如图7和图8所示。

从图上可以看出，随着储量和距岸距离的变化，大位移定向井和进海路+人工岛开发方式存在效益临界点。当距岸距离一定的条件下，储量规模大于100万吨，采用近海路+人工岛的开发方式净现值高于大位移水平井；当储量规模一定，距岸距离小于1 400米时，采用大位移水平井开发方式经济效益高于近海路+人工岛。

以胜利老河口油田为例，应用以上所述方法，在对各因素分析基础上，绘制不同开发模式优选图版。因为不同滩浅海油田，储量丰度、单井产量、递减率、采收率都不一样，因此经济界限及图板是不一样的。因此，在老河油田储量丰度为80万吨/km2、单井产量为12 t/d、递减率为5%、采收率为28%、油价为80$/bbl条件下，绘制了不同储量规模与距岸距离及水深的优选图版(图9)。

从图版中可知各开发模式适用的条件如表1：

表1 滩浅海地区开发模式优选分类表(老河口油田)

根据研究优化的图版，对胜利浅海老河口油田近几年开发区块进行了开发模式优选，例如老168块，储量规模为660万吨，距岸距离2.5 km，选择进海路+人工岛开发模式；桩斜148块储量规模较小，仅有110万吨，距岸距离为1.5 km，采用大位移井开发；老178块由于距岸距离超过4 km，储量规模较小，采用井组平台+船拉油的开发方式。

以上各区块的开发均取得良好效果，例如老168块，采用“进海路+人工岛”开发，新建产能16.8万吨，在油价50$/bbl条件下，投资回收期仅2年，成为胜利浅海开发标杆工程。从2008年以来，胜利滩浅海共有12个区块，储量5171万吨，通过开发模式的优选实现了高效动用开发，新建产能78.4万吨，截止到2019年底，已累增油356万吨，开发模式的优选为滩浅海油田的高效开发动用提供了重要保障。