中国石油大学油藏工程

第四章开发工程要求、经济分析及综合评价1第四章开发工程要求、经济分析及综合评价第一节开发方案对工程的要求及设计油田开发方案：油藏描述、油藏工程设计对钻井工程、完井工艺、测井技术提出要求应有采油工程及地面生产系统的设计、矿场总体布置及设计2在钻井、完井工艺方面：对打开油层钻井液、射孔液、完井液的要求开发井合理的套管程序固井要求完井方式射孔方案3对测井技术的要求：应按照油藏类型及特点，选择适宜该油田地层、流体特征相应的测井系列及解释系统，针对油田采油工艺各项技术的需要，进行各种项目的生产测井。4第二节技术经济分析油田经济评价的角度：从企业的角度出发来分析从国民经济全局的角度出发来分析在开发上，对于在地质基础上所拟定的各种开发技术方案、工程技术措施必须详尽地进行经济分析和评价，以便做出决策。5经济分析的任务：是在市场经济条件下，分析和计算各种不同技术方案，采出每吨或方油、气所消耗的人力、物力和投资之间的数量关系，各种耗费所产生的经济效果，尽量取得最大的利润，为决策及指导油田开发提出可行性的意见。6经济分析的目的：在确保国民经济对能源的需要及获得最高的油田最终采收率的前提下，选择节省投资、节省原材料、节省人力、经济效果好的开发设计方案。在分析计算方法上，基本上是用统计法。7在分析内容上包括：

1)勘探开发投资2)油气成本及单位能耗3)方案技术经济对比及最佳方案选择81、油田建设总投资由勘探投资和开发投资两部分组成勘探投资：主要是物探(地震)工作和打探井，其余是研究、试验、管理费用。9开发投资：主要是钻井投资和地面建设投资。钻井投资＝油水井口数×平均井深(米)×每米进尺钻井成本油田地面建设投资：主要包括油气集输工程、供水工程、电讯工程、道路、机修、变电及油田公共福利设施的全面投资。10我国石油投资的资金来源：

(1)银行贷款(2)自筹资金(3)利用外资(4)股票与债券112、原油成本原油成本：是油田采油费用的贷币表现，它反映原油开采过程中的劳动消耗及其价值。它既是衡量开发方案经济效益的综合性指标之一，又是编制现金流量表和计算企业利润的基础指标。12(1)材料费(2)燃料(3)动力(4)生产工人工资及工资附加费(5)折旧费(6)注水注气费(7)井下作业费(8)原油三脱费(9)科学试验费(10)油田维护费(11)矿场经费(12)企业管理费(13)轻烃回收费(14)天然气净化费(15)储量有偿使用费采油成本应包括：133、利税指标税金是国家向企业征收的一部分财政收入，是国家筹措资金的重要手段之一。利润是企业追求的经济目标，也是调节企业经济活动的重要杠杆。根据国家税法的规定，石油开采企业应向国家缴纳增值税、资源税、所得税、城市建设维护费、教育附加费等。14增值税：

增值税＝油气产品销售项税－进项税

原油销售项税＝商品量×销售价格×0.17/1.17天然气销售项税＝商品量×销售价格×0.13/1.13进项税＝总成本×外购费用比例×0.1715城市建设维护费：以增值税为计税依据。城市为7%，县镇为5%，县镇以下为1%。

资源税：全部产量计征。原油为8～30元/t。天然气为2～15元/103m3。所得税：按利润计征，税率33%。164、现金流量及现金流量曲线将耗费的资金称为现金流出，以负值表示产生的收入称为现金流入，以正值表示两者的差值称为现金流量净值将现金流量净值与时间的变化关系曲线，称为现金流量曲线。175、经济指标静态法和动态法(1)静态法以使用资金的票面值为基础。1)总投资额：总投资＝固定资产投资＋流动资金2)高峰期的现金支出3)最终盈利整个生命期内的现金流动累计值。184)投资回收期(返本期)：是指项目投产后所得的净收益回收(抵偿)全部投资所需的时间。式中：CI——现金流入；CO——现金流出；Pt——投资回收期。19205)采油总成本和单位总成本：

总成本＝油田生产费用＋销售费用单位成本＝商品原油总成本/商品油量6)建成百万吨生产能力投资：

217)投资利润率：

投资利润率＝评价年内年平均利润总额/总投资×100%８）投资利税率：

投资利税率＝评价年内年平均利税总额/总投资×100%９）贷款偿还期：

22１０）投资净效益率

年净效益＝年产品销售收入＋年外部效益－年经营成本－年技术转让费－年外部费用

投资净效益率＝平均年净效益／全部投资×100%23(2)动态法１）净现值(NPV)净现值是将各年净现金流量以一定的贴现率(或基准收益率)都贴现到基准年的现值之和。式中:CI——现金流入；

CO——现金流出；

at——第t年的贴现系数；

I—基准贴现率24净现值可用来判别方案的优劣：

①若NPV＞0，表示在评价期内，可获得大于预定折现率的利益。②若NPV＝０，表示在评价期内正好获得预定的利益。③NPV＜0，表示在评价期内不能获得预定的经济效益。④两个以上方案比较时，如果投资及折现率相同，则现值大的方案为优。25基准贴现率(又称基准收益率)的确定：

①以贷款筹集资金时，基准收益率应高于贷款利率。②考虑项目风险程度。③分析各工业部门或行业平均盈利水平来定。④考虑通货膨胀率。26２）净现值指数(净现值比率)NPVR：

它是净现值与投资现值之比，或称单位投资的净现值。ＮＰＶＲ＝ＮＰＶ／Ｉ式中：

I——为投资现值。27３）内部收益率IRR是指使投资项目在建设或生产服务年限内各年净现金流量现值累计数等于零的贴现率。式中：at——第t年的贴现系数(t＝0，1，2，……，n）；n——建设和生产服务年限的终止年份。28４）动态投资回收期式中：P’t—动态投资回收期(自建设开始年算起)29306、还款期限

根据贷款合同，银行对建设项目的还款期限都有明确的要求。因此，评价时也要计算还款期限。从多方案中选择还款期限较短而符合要求的方案。31第三节开发方案的综合评价及优选技术上先进经济上合理生产上可行社会效果及环境效果好32各方案具备有相互比较的基础和条件：满足需要上可比消耗费用上可比价格上可比时间上可比33技术-经济综合指标的对比：①总投资额及单位投资额；②产量水平及稳产时间和递减速度；③开采速度及最终采收率；④劳动消耗量，包括职工总数，劳动生产率；⑤生产总费用及每吨原油成本；⑥主要物资(如钢材)消耗量；⑦利润额及投资回收期等。34在方案评价时对比和决择:选出重点考虑的指标，作综合分析，然后作出决策。采取分项打分法来确定方案的名次。35第五章开发方案的实施要求及实施36第一节开发方案的实施要求1、钻井后井的投产及投注程序钻井程序的问题：蔓延式地进行加密式地进行投产的时间：短期一次投产逐批逐口投产投注方式：先排液后注水一开始就投注372、油田需做的开发试验的要求与安排在有条件的油田应该开辟试验区，进行开发试验，提出项目及要求。383、资料录取和观察系统的要求(1)核实、检验、补充设计时尚不充分的资料，对原来的地层压力、温度、储量、油气水分布等再认识。(2)掌握不同时期的油田开发的实际动态，为采取各项开发措施提供依据。394、增产措施及其他40第二节开发方案的实施1、注采井别及射孔方案的编制在井网钻完后，应对油层进行再认识。内容包括：

1)对油层分布的再认识；2)对油层地质参数的再认识；3)对底水、气夹层、断层的再认识；对于调整井还应对注水后储量动用程度再认识。412、编制配产配注方案在油水井全部射孔投产以后，应进行油水井的测试，核定各井及油层生产与吸水能力。然后编制油田的配产配注方案。42第六章油田动态的监测、分析、控制与经营43第一节油田动态的监测1、动态监测的内容1)产量监测油、气、水产量2)油水井压力监测关键井，每半年测一次地层压力观察井每月测一次注水井要有30%的井每年测一次地层压力其他油水井要求二、三年内测一次地层压力443)油井产出剖面的监测通过生产测井、深井流量计、井温仪来测定所定的井点每年应测试一次4)注水井吸水剖面的监测凡是具备测试条件的注水井可以用同位素测井每年测一次吸水剖面，测定分层吸水量和吸水厚度。455)井下技术状况的监测：①套管损坏地区要选加10%～20%井，每半年要进行一次时间推移测井，查清套管损坏原因和状况。②出砂严重的油田应有15％～20%的井，每半年测一次井径。③重大增产措施井应在措施前后测试压力恢复曲线，以便分析了解效果。46对于特殊类型的油田，还有附加要求：

1)稠油、高凝油田的监测2)有气顶油藏的监测3)油水界面移动的监测4)凝析油气藏的监测472、日常油水井及观察井的资料的录取(1)生产井

1)产能资料日产液、油、气、水量分层油、气、水量2)压力资料全井及分层的地层压力、流动压力、井口油压、套压、集油管线的回压3)水淹状况资料生产井的产水率、分层含水率、开发检查井及开发调整井录取的分层含水率和分层驱油效率等484)产出物的物理、化学性质5)井下作业资料包括施工名称、内容、主要措施参数、完井管柱结构等49(2)注水井

1)吸水能力资料日液入量、分层注入量2)压力资料3)水质资料4)井下作业资料分层配注井的分层段，封隔器的位置，每个层段所用水嘴等。50(3)观察井

根据资料井设计要求，完成规定的录取资料和试验工作。51第二节油田开发动态分析生产井及注入井的单井资料油田分层、分区及总的综合数据表产油量构成数据表以及分层产量构成表油井油层水淹情况统计表单井动态图综合动态图各种关系曲线52(1)当前的累积产油量、产水量、产气量以及注入剂注入量的变化动态(包含整个油田、层、区、井)。(2)整个油藏、各个区和层驱替剂的前缘位置。(3)在驱替剂侵入区，当前含油饱和度分布的情况。(4)整个油藏、区和层的压力分布情况，各井井底、井口、套压的分布情况。(5)当前采油指数、吸水指数和整个、各个射孔井段的表皮系数。53(6)当前地层水力传导系数的分布情况。(7)注入剂向边外区及其它的层的外溢量。(8)生产层与邻近层的相互作用，弄清开发层系各小层间液、气倒灌数量和强度。(9)在地层及地面条件下的液气采出物的物理化学性质的变化。(10)各口井的效率(按层系确定该井生产的油、水增量)。(11)提高油井产率及油层采收率措施的实施工艺效果。54油田开发动态分析可分成三类：

月(季)生产动态分析

年度油藏动态分析阶段开发分析551、月(季)生产动态分析

通过开发动态数据，对油田产量变化的分析，目前油田压力、含水或油气比变化对生产形势的影响，提出保持高产、稳产及改善生产形势所要采取的基本措施。562、年度油藏动态分析全面系统地进行年度油藏动态分析，搞清油藏动态变化。为编制第二年的配产、配注方案和调整部署提供可靠依据。571)分析注采比的变化和压力水平的关系，压力系统和注采井数比的合理性。2)确定合理的油层压力，并与目前地层压力进行对比，分析能量利用、保持是否合理，提出调整配产、配注方案和改善注水开发效果的措施。3)分析研究不同开发阶段合理的压力剖面、注水压差和采油压差，并与目前的实际资料对比。在年度分析时，重点可考虑：

(1)注采平衡和能量保持利用状况的分析评价58(2)注水效果的分析评价1)要搞清单井或区块的注水见效情况、见效方向、增产效果、分层注水状况等，并提出改善注水状况的措施。2)分析注水量完成情况，吸水能力的变化及原因。3)分析年度和累计的含水上升率、含水率、水驱指数，并与上一年度的相应值或理论值进行对比，分析注入水的驱油效率和变化趋势。59(3)分析储量利用程度和油的分布状况。1)应用动态监测系统中的吸水剖面、产液剖面资料，密闭取心的分析资料，分层试油资料和单层生产资料等，分析研究注入水纵向波及状况、水洗状况、储量动用状况等。2)应用油藏工程方法及现场测试资料、多参数测井解释资料，综合分析不同时期注入平面波及范围及水驱油效率，搞清主力层系平面油水分布情况。3)利用不同开发阶段驱替特征曲线，分析储量动用状况及变化趋势。60(4)分析含水上升率与产液量增长情况。1)应用实际含水与采出程度关系曲线和理论计算曲线对比，分析含水上升速度，提出控制含水上升措施。2)另一种井况分析是在于搞清哪些井出现异常现象，若某些井的生产动态比预期差得多，则应设法改善。3)分析当年含水上升率变化趋势及原因。4)分析产液量的增长并与规划预测指标对比，实现油田的稳产和减缓产量的递减。61(5)分析新投产区块和整体综合调整区块的效果。1)要严格按照新区开发方案的各项指标分析检查当年投产的新区块的开发效果。2)进行井网、层系、注采系统综合调整的区块，按开发整调方案规定的指标，分项对比其效果，用经验公式、水驱特征曲线等，分析调整前后可采储量和采收率的增加幅度，还要按调整井(新井)和老井分别统计分析调整效果。62(6)分析主要增产措施的效果。(7)分析一年来油田开发上突出的重要变化，分析开发效果好和差的典型区块。(8)分油田编写开发一年来的评价意见。633、阶段开发分析

根据油田开发过程中所反映出来的问题，进行专题分析研究，为制订不同开发阶段的技术政策界限，进行综合调整、编制开发规划提供依据。(1)五年计划的末期；(2)油田进行大调整前(包括开采方式的转变)；(3)油田稳产阶段结束，开始进入递减阶段；(4)油田正常注水临近最后结束阶段。64油藏注采系统的适应性储量动用状况潜力的分析研究阶段的重大调整和增产措施的效果现有工艺技术适应程度评价开发的经济效益油藏总的潜力评价65第三节油田动态的控制开采技术定额是指受到某些限制的最大允许产量。开采工艺定额是指不受技术可能性限制的最大可能产量，它取决于全层系的产油动态，油井水淹规律、地层压力状况等。66生产运行曲线图：

月产量构成曲线老井日产水平、措施井日增水平、新井日产水平三条曲线组成；月生产综合曲线由日产油水平、日产液水平、日注水水平、综合含水四条曲线组成；月老井递减曲线由自然递减曲线及综合递减曲线组成。67第四节油田的经营管理1、油藏特性2、总体环境

(1)合作环境(2)经济环境(3)社会环境3、技术和技术手段68由于油藏开发的特点是具有：整体性连续性长期性69油藏工程第七章油田开发的调整70第一节概述通常需做油田开发调整方案的有以下5种情况：1)原油田开发设计与实际开发情况出入较大，采油速度达不到设计的要求，需对原设计作调整和改动，甚至重新设计。2)改变油田开发方式，由靠天然能量开采调整为人工注水、注气，由自喷采油转变为机抽等。713)根据国家对原油生产的需要，要求油田提高采油速度，增加产量，采取提高注采强度和井网加密等调整措施。4)改善油田开发效果，延长油田稳产和减缓油田产量递减。5)为提高油田最终采收率，对油田进行的调整，包括采用各种物理、化学方法、热采法、钻调整井。72在作调整方案时，都应包含有以下内容：1)分析油藏分层工作状况，评价开发效果。2)利用开采历史资料，对地层模型进行再认识和修改，描述各类油砂体剩余油饱和度分布(即剩余储量的分布)。3)提高储量的动用程度，保持油田稳产的注采系统和压力系统。734)采用油藏数值模拟技术，拟合原有油田开发过程并预测调整措施后的开发效果及开发调整后的指标。5)经济技术指标的计算及分析，以优选方案。6)方案实施的要求。74第二节油田开发调整涉及的几个重要问题1、对油田地质特征的再认识(1)对构造、断层和油藏类型的再认识(2)对储层性质及其分布规律的再认识

(3)油藏水动力学系统的再认识(4)油田原始地质储量的核实752、油田开发状况的分析以原油产量变化为中心，查明各阶段油田储量动用状况和剩余储量的分布。(1)油田开发(调整)方案的执行情况及调整措施效果分析(2)油田地层压力变化和注采平衡的分析(3)储量动用状况及剩余油分布状况的分析(4)油气界面和油水界面的分析(5)油田开发试验效果分析763、对层系、井网、注水方式的分析主要以储量动用为基本内容，分析注入水在纵向上各个油层和每一油层平面上波及的均匀程度。774、采油工艺适应性的分析(1)油井转抽条件的分析。(2)对油田主要的增产措施如压裂、酸化、卡、堵水、放大压差等进行总结，分析其对增加产量、提高储层动用程度及改善开发效果的作用，进一步改善及提高。(3)对现有注采工艺技术适应程度予以分析评价，以提高注水的波及体积及驱油效率。785、油田地面装置及流程适应性的分析79产油量的限制因素：工艺限制技术限制计划经济限制80(1)工艺限制包括：

①生产井数及布井方式、投产程序；②注水方式；③决定油田开发合理工艺条件的压力和产量等方面的限制。81(2)技术限制包括：

①保持地层压力系统方面的限制②油井举升装置方面的限制③油气集输系统方面的限制④原油处理系统方面的限制⑤污水(伴生水)净化、利用、收集系统方面的限制82(3)计划—经济限制：①年度产量的计划，它确定层系限制的最低的产油量。②选择最合理的调整方法所依据的经济指标(成本、基建投资)，允许的最低油井产量，油藏的开发年限及其他。83第三节编制调整方案的准则、方法及实施制定调整方案应遵循的准则：1)技术准则保证用最少的井数，最短的开发年限，最高的累积产油量、最高的日产水率，最少的产水量，最低的地层能量消耗等。2)经济准则保证最少的基建投资，最低的生产费用，最大的利润，最高的赢利率等。84调整的方法和手段：1)不改变开发系统即不改变开发层系及注水方式和注入井，不钻新井。

2)局部或全部改变开发系统需钻新的生产井及注水井。85不改变开发系统的调整方法和措施是：①提高井的水动力学完善性，改善井底附近渗流阻力。②油井对产水层堵水。③调整油层出油和吸水剖面④改变油井工作方式及制度。⑤改变注水井的工作制度。⑥采用同井分注或同井分采或合注分采等采