油田區塊的最優驅替開發方式決策：基于全生命周期視角

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（大慶油田有限責任公司 黑龍江大慶163000）

一、引言

目前，我國前十大油氣田中，有7個油氣田開采時間在30年以上，總體進入高采出程度、高含水的“雙高”階段。處于“雙高”階段老油田的年產油量約占全年總產量的58%，開采難度正逐漸加大。DQ油田經過50多年高效開發，主力油田均已進入特高含水階段，目前正處于水驅、聚驅、三元復合驅三種開發方式并存階段。目前DQ油田是老區水驅為主，井數占總井數的62.11%，產液量占總產液量的55.00%，原油產量占比為56.83%；化學驅包括聚驅和三元驅，其中聚驅總井數為23 139口，占比為34.13%，產液量占比為42.27%，原油產量占比為39.43%；三元驅總井數為2 550口，占比為3.76%，產液量占比為2.73%，原油產占比為3.74%。

據統計，依靠天然能量和水驅開發的最終采收率一般為33%，現有技術條件下尚有約2/3不能采出，高含水老油田的剩余儲量非常大。近年來，DQ油田面臨著巨大的原油持續穩產壓力，水驅依靠鉆打新井、加大措施增油力度，控制自然遞減，三次采油加快聚驅開發，擴大三元驅規模，發揮其促采收率高、增油量多的優勢，在保證原油穩產的同時，也帶來了成本費用投入的快速增長。DQ油田采取的聚驅、三元復合驅油技術可在水驅基礎上提高采收率，突破了高含水、高采出程度階段常規技術無法更大幅度提高采收率的禁區。由于驅油物的影響，導致聚驅、三元驅的投資、操作成本均高于水驅，因此，油田企業如何合理匹配各驅替方式的產量結構，選用最優的驅替方式，是油田可持續開發實現的關鍵。

二、油田區塊最優驅替開發方式選擇與分析方法

（一）區塊選擇標準

為了客觀評價水驅、聚驅和三元復合驅不同技術的經濟效益，以及衡量油田企業不同開發階段的開發效果差異，在典型區塊的選擇上以儲層發育完整、油藏地質條件接近、開發階段完整為條件，綜合考慮綜合含水、采出程度、產量規模、遞減率等因素，選取具有代表性，有完整、獨立開發經營數據的區塊實行評價分析。按所選區塊逐一進行分析、評價，重點分析反映當前各單位區塊的現狀，綜述各單位不同驅油方式的生產成本特點及效益貢獻情況，實現油田開采的不同驅替方式的全生命周期成本效益分析。

對相同條件下的同一地質區塊，以含水達到98%為界限，確定水驅、聚驅、三元驅的開采周期，分析不同驅油方式的全生命周期內的投入產出、成本效益關系，相關數據基于各單位典型區塊分析結論及數模進行模擬計算。根據化學驅含水、產量的變化，將化學驅劃分為空白水驅階段、注聚/注三元階段、后續水驅。

（二）DQ油田典型區塊的全生命周期分析

從開發周期模擬情況來看，水驅開采時間最長，聚驅、三元驅開采時間最短，化學驅按照含水98%的標準測算，開采時間大約維持在6—11年左右。但從DQ油田目前實際開發情況來看，普遍采用的是先水驅開發，當含水達到一定程度后，轉為化學驅，最后再轉為后續水驅，且部分轉入后續水驅的三采區塊仍在有效開發，開發周期并未遵循上述規律。相反，高含水水驅在轉入聚驅開發后，含水下降，產量上升，在一定程度上反而延長了水驅開發年限。

本文選取DQ油田南七區水驅（綜合含水率接近注聚區塊空白階段含水）、南四區西部聚驅（提高采收率接近全廠一類油層平均值）、南六三元復合驅三個區塊進行分析。其中：南七區水驅1966年開始陸續投產，預計生產周期為81年；為有效對比各區塊成本經濟效益，對應所選聚區、三元復合驅開發初期綜合含水標準，選取南七區水驅2010—2046年37年生產、經營數據。如表1所示，南四區西部聚驅在空白階段綜合含水為93.61%，開采時間為2年，在其轉為聚驅后，綜合含水量上升至95.07%，開采時間增加至8年，但在轉入后續水驅開發后，含水上升至98.08%，開采時間降至6年，比前一階段減少2年。就南七區水驅區塊而言，綜合含水和聚驅區塊均隨著階段變換而逐漸增高，上升至98.07%，同時開采時間與聚驅區塊相比減少，但其轉入后續水驅階段后開采時間延長為30年，增幅是聚驅的3倍。

（三）典型區塊全生命周期的成本分析

1.區塊對比分析法分析成本效益。通過分析操作成本、科研成本、藥劑成本等數據（不含投資、折舊、折耗），以及全生命周期對比（見表2），可以發現：三元復合驅噸油成本是水驅的2.88倍，是聚驅的3.41倍；單井成本是水驅的4.86倍，是聚驅的1.68倍，截止區塊報廢，聚驅累計增油151.76萬噸，三元復合驅累計增油148.42萬噸，平均單井年增產聚驅是三元驅的1.36倍，單井年增成本是三元驅的22.14%（如果按當時布倫特油價105.75美元/桶、美元匯率1︰6.11計算，單井年增效益分別為226.3萬元/井、90.5萬元/井，聚驅是三元驅的2.5倍）。

2.增量法成本分析。在同一區塊，從空白水驅階段到含水98%，預測產量，分別模擬水驅驅替方式開發效果；對南四區西部聚驅、南六區三元復合驅作了全生命周期模擬水驅開采模式預測，以提高采收率為依據，計算聚驅和三元驅增加的產量，模擬水驅開采開發數據，將南四區西部聚驅、南六區三元復合驅注化學物期間成本同水驅成本進行對比，具體情況見下頁表3。在同一地質條件下，進行油田生命周期的開采方式的對比，結果是，南四區西部聚驅噸油成本是水驅的76.05%；單井成本是水驅的1.63倍；在平均單井產量的比較中，化學驅的單井產量均高于水驅的單井產量。在成本方面，聚驅比水驅多出58 999萬元，而三元驅要比水驅多出355 752.98萬元，南六區三元復合驅噸油成本是水驅的2.46倍；單井成本是水驅的4.53倍；截止報廢期，南四區西部聚驅對比模擬水驅增產148.42萬噸，增收31.18億元，平均單井產量是模擬水驅的3.42倍。由此可見，三元驅的成本最高，聚驅其次，水驅的成本是三者中最低的。因為受驅油藥劑等因素影響，聚驅、三元驅在注聚階段年成本投入高于水驅，藥劑停注后總成本會相應減少，但仍高于水驅。

三、不同驅替方式選擇的實施效果

（一）不同驅替方式的變化趨勢分析

從2009—2013年油水井總數趨勢來看，化學驅應用增長最快。2009年以來，DQ油田生產規模不斷擴大，油水井總數由82 975口上升到105 644口，增加了22 669口，增長27.3%。老區水驅由37 511口上升到43 673口，增加了 6 162口，增長 16.4%；化學驅由16 288口上升到25 704口，增加了9 416口，增長57.8%。

在驅替方式開采中水驅、化學驅均應用普遍。2009年以來，DQ油田原油產量始終維持在4 000萬噸的較高水平，從產量結構來看，水驅產量逐年下降，但仍是DQ油田原油穩產的主要力量；化學驅規模不斷擴大，且整體仍處于受效階段，產量逐年增加，已成為原油穩產的重要組成部分。

如下頁表4所示，老區水驅原油產量逐年下降，由2 051萬噸下降到1 848萬噸，比重由51.3%下降到46.2%。化學驅原油產量逐年上升，由1 214萬噸上升到1 403萬噸，比重由30.3%提高到35.1%，其中聚合物驅原油產量由1 091萬噸上升到1 282萬噸，三元復合驅受試驗規模影響，產量基本維持在100萬噸以上。

（二）不同驅替方式的成本投入

表1 水、聚驅、三元復合驅各階段對應時間表

表2 典型區塊全生命周期開發、生產、成本數據對比

表3 南四區西部聚驅、南六區三元復合驅同模擬水驅的對比表

表4 2009和2013年原油產量和成本分析

從總成本分析，在相同時間范圍內，三元驅的總成本最多，聚驅次之，水驅最少；在全生命周期內，水驅的總成本最高，三元驅次之，聚驅最少。受驅油藥劑等因素影響，聚驅、三元驅在注聚階段年成本投入（含藥劑）高于水驅30%—60%，藥劑停注后總成本會相應減少，但仍高于水驅。從每噸油的生產成本分析，三元驅每噸油生產的成本最高，聚合物驅次之，水驅最低。但聚驅在驅油效果好、采收率提高程度大的情況下，在產量峰值階段噸油成本也會出現低于水驅的情況。受含水、產量等因素影響，化學驅不同開發階段噸油成本差異較大，基本呈“U”型波動，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）不同驅替方式的產量及采收率

在相同生產條件下，三元驅復合的產量及采收率最高，聚驅次之，水驅最低。水驅開發曲線相對平穩，隨著油田綜合含水的上升，產量逐年自然遞減；化學驅采收率平均比水驅提高8—30個百分點，在完整生命周期內各年產量波動大，空白水驅階段含水較高、產量較低，注聚受效后含水降低、產量快速上升并逐漸達到峰值，維持2—3年后產量開始下降，后續水驅階段產量下降速度較快，產量再次提高難度很大。

（四）不同驅替方式的經濟效益

不同驅油方式下，影響區塊經濟效益的主要因素：一是區塊總的成本投入；二是區塊提高采收率程度。從目前油田開發的普遍情況來看，聚驅總體經濟效益情況最好、水驅次之、三元驅目前最低。但落實到某一具體區塊，如果采收率提高效果不理想，聚驅的經濟效益也會低于水驅。

2009年以來，DQ油田成本費用投入由466.4億元增加到665.3億元，年均增長9.29%。老區水驅成本投入由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%。化學驅成本投入由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個百分點；其中三元復合驅由于處于試驗階段，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個點。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精細挖潛工作，克服了油田自然遞減、地質儲量減少等不利因素影響，實現了老區水驅產量的緩慢下降，5年年均僅下降2.57個百分點，確保了老區水驅的低成本高效開發；聚合物驅雖然成本投入較水驅大幅增加，但整體處于受效階段，產量逐年上升，增油效果明顯，平均單位成本僅比水驅高20—90元/噸，取得了可觀的經濟效益。目前聚驅一類油層已全部動用，二類油層動用也已超過50%，后續投入聚驅的油層條件逐漸變差，采收率提高程度將逐步降低，預計未來聚驅單位生產成本將逐漸大幅高于水驅；三元復合驅近年來整體仍處于試驗階段，成本投入很大，單位成本大幅高于水聚兩驅，但提高采收率和增油效果顯著，未來幾年隨著工業化推廣步伐的加快，技術的不斷完善發展，成本投入將大幅降低，經濟效益日趨好轉。