油田效益建产模式探讨

效益建产是投资、产量、成本、效益最佳匹配的具体体现。面对上产目标与效益目标、新井数量与投资效益、方式转换与增量效益评价的三大挑战,效益建产成为油气生产企业可持续发展的重要保障。依托现行开发管理体系,融入投入产出指标,把开发单元的技术经济指标转化为产能建设的控制目标,既精打细算以效定投,又统筹优化整体提效,通过思想、资源、技术、政策机制方面的保障,实现新区达标建产、老区效益生产,是效益建产的基本模式。通过3个油田在前期论证、投资管控、跟踪评价方面的案例剖析,解析了效益建产在管理理念和经营方式的变革,对油气田企业质量效益发展具有一定指导意义。     

油气产能建设跟踪评价在油田效益生产中的重要作用

油气产能建设项目跟踪评价是以各开发区块、产能井为分析对象,通过密切跟踪各开发区块、产能井的开发指标、投资指标变化情况,结合当年油价,建立经济评价财务指标体系并对各区块、产能井的财务指标进行全面、客观的分析、评价。实现产能建设与单井效益评价有机结合,强化产能新井跟踪评价,为未来产能建设新井实施提供决策依据.     

新疆油田乌33井区地面工程产能建设方案研究

针对新疆油田乌33井区2013年产能建设存在的诸多问题,统筹考虑地质开发与地面工程建设,以优化简化为手段,以降低建设投资、节约运行成本为目的,编制该井区地面工程产能建设方案。在该方案的编制中采用了"优化整体布局、优化集输设计、优化注水方式、优化油气转输方式"以及"地面地下一体化、能力平衡整体化、工艺技术简单化、工艺设备标准化"的"四优"、"四化"措施,该方案的实施降低了乌33井区2013年地面工程产能建设投资,提高了开发效益。     

三元复合驱地上地下一体优化高效开发建设模式

萨南油田已进入“双特高”开发阶段,作为长垣老区采油厂,面临着资源接替不足、生产成本紧张、设备设施老化等诸多问题,给生产经营发展带来很大困难和挑战。针对三元复合驱产能建设投资高、控制难度大、生产运行成本高等问题,深入研究和践行了地上地下一体优化技术,创新提出了适应三元复合驱周期性开发的建设模式,在“南七区—南八区弱碱三元复合驱”五年产能建设工程中,实现了从“地上服从地下”到“地下兼顾地上”再到“地上地下整体优化共同服从经济效益”的工作理念转变。共计节省地面建设投资4亿元,百万吨产能投资降低3.5个百分点,新井产能贡献率由20.6%提升到50%以上,年均节省运行成本3 730余万元,同时加快了产能建设进度,提高了油田综合开发效益。     

化学驱项目全生命周期效益评价体系及应用

化学驱项目具有投资大、风险高的特点,为了避免无效投入,辽河油田从项目立项到规模实施的全过程,以全生命周期效益评价为手段,强化完整项目管理。成立责权利相统一的化学驱项目部,明确责任主体,创建全生命周期评价与管理体系、多层次多角度的全方位评价技术,优化开发方案,强化风险管理,实施全过程精细管理,在项目论证、运行、竣工后评价3个阶段分别采取有无对比、跟踪对比、前后对比等不同的经济评价方法,客观展示化学驱项目的综合效益,根据评价结果进行优化管理,极大地降低了投入风险。项目实施后,企业管理水平大幅提升,日产油由63t上升至351t,含水由96.7%下降至82.7%。3年实现增油22.56×104t、增气986.83×104m3,增加销售收入11.3亿元,项目直接创效3.1亿元、间接效益1.01亿元,取得良好的社会效益和经济效益。     

基于增量和存量的油田效益开发优化模型

伴随着油田"增量-存量"管理模式的推广,以往的开发规划优化模型已不适应油田开发规划的总体要求。结合油田中长远开发规划的特点,定义了适用于开发规划的增量和存量的概念。以新区新井和老区新井工作量为决策变量,以油田实际要求、关系和规律模型为约束,以效益最大、投资最小和成本最小为目标,建立增量构成油田效益开发优化模型,以实现储量、工作量、产油量、投资、成本和效益的一体化优化。利用内点法对模型进行求解,并应用于某水驱油田的"十三五"开发规划。应用结果表明:由于新区增量比老区增量效益更好,因此在满足老区增量约束的条件下,剩余投资全部投向新区增量,体现了以效益为中心的规划优化。该模型的建立可为"增量-存量"模式下油田效益优化决策提供思路和方法。     

油田效益产量计算方法探讨

为了合理制定油田产量计划指标,使油田开采获得最佳效益,从油田开展单井效益评价出发,依据油田产量的经济特征,将效益产量分为新井效益产量、老井效益产量和措施效益产量。新井效益产量计算方法为现金流量法,将新井作为建设项目评价其经济性,求解净现值最大时的产能建设规模及当年新井产量;老井效益产量计算方法为单井贡献值法,从单井的收入扣除变动成本后对油田效益的贡献大小进行评价,求解老井利润最大时的产量;措施效益产量研究方法是依据投入产出法对措施产出的增量价值的经济性进行评价,然后求解利润最大时的措施产量。针对新井、老井、措施提出了油田效益产量计算模型,模型解决了油田配产中只注重产量指标、忽视油田效益的状况,实现油田效益配产。     

浅谈中俄原油管道二线工程全生命周期数据库的实施应用

天然气与管道工程项目全生命周期数据库是《中国石油"十二五"信息技术总体规划》中管道工程建设管理(PCM)系统的配套项目,以管道资产全生命周期管理为主线,以实现"管道数字化"和"运营信息化"和目标,覆盖管道规划、设计、采购、建设、运维和处置全过程。围绕管道资产管理对象,持续积累管道"本体数据"和"过程数据",实现管道工程各阶段信息的集成共享、递延传承和丰富完善,为管道生产运行提交规范、完整、准确的管道资产数据。同时推动管道后评价及运行、维护数据向采办、设计和规划的数据回流,促进项目规划、投资及工程设计能力的提升。本文以全生命周期数据库在中俄原油管道二线工程的深化应用与实施推广为例,介绍了全生命周期数据库的实施应用过程及价值。     

昭通国家级示范区页岩气一体化高效开发模式及实践启示

与已成功开发页岩气的北美地区及四川盆地内勘探开发区块不同,昭通国家级页岩气示范区地质条件复杂、山地地形地貌、钻采工程实施难度大、作业成本高、安全环保管理要求高、页岩气开发风险大。通过"一体化技术手段保质量、促产量,创新管理模式提效率、要效益"的开发思路,探索了适用于南方海相山地页岩气条件的产建一体化IPDP(Integrated Project Development by Production)高效开发模式。IPDP模式以勘探与开发、地质与工程、科研与生产一体化为基础,以一体化项目运作IPMP(Integrated Project Management by Production)模式和地质与工程技术支撑团队为保障,采用"效益产量为目标导向、工程技术保障、逆向思维设计、正向组织实施、工厂化作业"的工作机制,全方位推行全生命周期一体化项目组织实施做法,从而实现由研究评价、现场生产实施到项目组织管理全过程把控的山地页岩气钻采工程品质和气井产量。通过采用与单井产气量挂钩的一体化风险项目总包模式,增强效益产量责任意识,优化生产组织,确保各环节无缝衔接,有效提高作业效率,实现降本增效,规避了开发风险,实施效果显著,为南方海相山地页岩气高效开发作出了有益探索。     

深化已开发油气田效益产量评价对策与建议

充分挖掘老区潜力是我国石油企业实现降本增效的重要途径。根据中国石油已开发油田效益产量评价现状以及新形势下老井效益精细评价与精益生产管理需求,提出了强化和升级已开发油田效益产量评价的对策与建议,具体包括重新定义效益产量分类标准,提升和丰富评价方法体系;升级配套软件,建立单井效益评价系统;加强边际成本和边际收益研究,分析已开发油气田不同经济产量界限,为年度优化部署提供定量决策依据;强化效益产量评价和油藏分类治理,分类施策,实现低效井和区块的及时治理等。以此构建依托成本效益挖潜实现生产经营提效的配套老区精细挖潜系统,预计可减少边际产量或无效益产量15%～20%,从而释放老区效益开发潜力,缓解新区建产风险,助推我国油公司上游业务可持续高质量发展。     

南美奥连特盆地勘探开发一体化实践——以A项目J油田为例

J油田位于南美奥连特盆地R区块西部空白区，通过甩开勘探取得发现后勘探与开发相互配合、钻井与地面运行，实现了从储量向产量、从产量向效益的快速转换。滚动勘探评价中精细新井井位部署，确定了J油田上倾部位向北方向的“泥岩墙”边界、下倾部位向南方向的油水边界、构造东翼的有效油层边界及构造西翼的轻质油边界，快速圈定了油田含油范围。通过探井迅速由测试转生产、开发井多井型综合部署，以水平井工艺技术为支撑，实现了油田快速投产。通过井身结构优化、强抑制钻井液体系等多项钻井配套技术结合地面设计优化，保证了油田上产后的原油集输处理。J油田勘探开一体化实践对海外油气田产能建设具有借鉴意义。     

我国页岩油有效开发面临的挑战及关键技术研究

页岩油的规模效益开发对我国的能源安全具有重要意义,但目前在资源品质、开发技术、配套设施、市场化程度等方面存在诸多挑战。为此,在分析低油价时期美国二叠盆地页岩油开发实现大幅降本增效成功经验的基础上,指出我国页岩油规模效益开发需要采用理念转变、技术创新、管理创新和市场运作的技术思路,并提出了页岩油甜点识别与评价新方法、差异化压裂优化设计和全生命周期开发优化等3项关键技术,对实现我国页岩油规模效益开发具有一定的推动作用。      

用目标引导法促油气田降本增效

<正>目标引导法是以经济、高效为总目标,以价值提升为核心,以投资成本控制为切入点,通过战略性成本分析设定投资成本管理目标,引导企业从战略层、管理层和操作层来构建投资成本管理体系,并持续优化,以实现油气田低成本开发建设的管理方法。目标引导法在油气田应用实施目标引导法的内涵集中体现为两个目标、三个引导,提出了特低渗透油气田开发建设投资成本控制的指导方向。结合油田管理现状,确定目标引导法应用实施的总体思     

产能工程中优化简化等效益建产措施的应用

2019至2021年某油田实施产能建设工程15项,基建油水井1735口,其中过渡带地区产能建设工程6项。针对过渡带区块原油物性差、区域位置偏远、建设周期紧张等实际情况,地面系统遵循“降本增效”原则,大力开展优化简化、快速建产等措施,通过相邻区域产能统筹部署、打破水聚驱管理界限、充分利用已建站场设施能力、大平台井工艺技术简化等措施,在控投资、降成本、增效益方面取得了显著效果,节省建设投资1.68亿元。产能方案自主编制分期实施、橇装设备推广应用、局外用地个性建产、大平台井集中施工等快速建产措施,保证了项目整体进度,缩短了施工建设周期。通过以上措施,过渡带地区产能得以有效动用,为某油田产量奠定了基础。     

大庆外围油田地面系统提质增效措施分析

大庆某外围油田属低渗透油田,随着油田的开发,剩余未动用储量丰度降低,百万吨产能井数增高,使投资控制空间越来越小。同时,地面系统运行局部工艺出现不适应性和能耗高等问题,造成成本控制难度加大。分析了该油田地面系统存在的问题,论述了地面系统提质增效的措施,包括优化新区建设方案、优化调整分散注水工艺、减少掺水量实施降温集输等优化调整措施。通过地面系统的优化运行,达到了降低投资、控制成本、提高整体开发效益的目的,满足了油田生产需要。     

碳酸盐岩油藏产能建设阶段新井产能评价经验方法

研究区奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏非均质性强,储集空间多样。在滚动开发、滚动建产的过程中,产能建设方案的合理编制极其重要,而新井产能评价对方案指标的准确性起着关键性的作用。结合碳酸盐岩油藏的实际情况,以具体事例介绍了适合于碳酸盐岩产能建设阶段新井产能评价的几种经验方法,为此类油藏的高效勘探开发提供了有益的借鉴。     

全生命周期视角下的战略采购成本管理

战略采购的实施,应在集中市场与资源的基础上,更加着眼于对物料供应的细分、对供应商的评价和管理,以及对战略采购全生命周期成本的分析,从而为企业争取明显的竞争优势。本文介绍了全生命周期成本管理理论在战略采购中的应用逻辑,并以进口发电机组为例,构建了全生命周期成本因素分析模型及战略供应商选择流程。在此基础上,提出现阶段战略采购面临的突出问题,包括全生命周期成本数据收集与整合困难,缺少专业、客观的分析工具,缺乏基于全生命周期理念的采购决策与策略调整。最后,从在战略采购流程机制改进、供应商评价、战略供应商管理模式优化和技术环境建设等角度,提供可供参考的解决方案。     

油气田开发生产管理平台建设模式

目前,油气田上游专业应用系统主要是以数据管理为核心,与勘探、评价、开发生产各领域的业务运行管理结合尚不充分,还不能有效支持各项业务的过程管控和精细化管理;勘探与开发生产各信息项目独立实施,资源分散,沟通协调困难,导致系统建设效率和质量受到影响;勘探开发生产信息项目建设缺乏统一的业务支撑平台,系统的灵活性和可扩展性都受到制约。本文从油气田信息化现状以及业务管理内在需求分析出发,以业务流程管理的建设为基础,基于SOA信息平台技术搭建覆盖油气田开发生产全过程的业务管理应用平台,实现集规划计划、产能建设、油气藏工程、采油气工艺、油气集输、天然气净化的全业务信息化管理与应用,实现公司开发生产核心业务全生命周期管理的应用平台。并通过对现有已建系统的应用集成,实现多部门、不同层级之间的生产业务管理的协同,转变生产组织方式,改变经营管理模式,再造业务流程,真正实现地质与工程、勘探与开发、科研与生产、管理与经营的数字化和智能化管理。     

青石峁气田气井生产阶段划分及生产管理对策研究

按照全生命周期管理理念,分类分阶段实行差异化管理是实现致密气高效开发的有效手段。青石峁气田单井产量低、自然递减大,无明显平稳生产阶段,需进一步优化生产方式。综合分析合理配产、合理生产压差、临界携液流量等影响开发效果的关键要素,将气井生产阶段划分为投产前、投产初期、连续携液生产、措施连续生产、间歇生产、积液停产6个阶段,以优化合理配产、优选排水采气措施为思路,分别制定了各类气井的管理对策。     

薄互层稠油油藏开发后期负效井研究及应用

针对曙光油田薄互层稠油油藏吞吐开发后期稳产难度大、经济效益变差的生产经营矛盾，开展了单井效益分析；根据油井负效原因及存在潜力，在剩余油研究的基础上，进行了措施产量和效益的双论证；按油井不同情况，分别采取产能升级措施和节约成本措施，实现了负效井降本增效，取得了较好的效果。