□ 文/羅鈺涵 李紅昌 王凱宏

在資源限制、成本高企新形勢下，油田內外部環(huán)境發(fā)生深刻變化，主要體現(xiàn)在資源接替陣地不足，建產陣地由探明儲量轉向控制、預測儲量，儲量落實程度低，轉化為產能周期加長；投資規(guī)模持續(xù)壓減，影響開發(fā)增量的投入規(guī)模；安全環(huán)保更加嚴格，新區(qū)產能建設周期變長，開發(fā)成本攀升等等，固有的按生產能力配產模式已不能適應新形勢的要求，給規(guī)劃部署工作帶來新的挑戰(zhàn)。為更好地適應新常態(tài)，有必要逐步建立完善以生產經營效益最大化為目標、又兼顧可持續(xù)發(fā)展的效益配產新模式。

一、原有配產模式分析

由于經營管理理念與考核指標的制約，以及管理上的條塊分割，長久以來油田原油配產與效益部署都是割裂的。原有的按生產能力配產模式基本不考慮投資、成本等影響油田效益的投入因素，只注重老井自然產能以及措施與新井潛力。為了完成規(guī)定的產量任務，前幾年油田配產往往都超越實際生產能力，導致油田后續(xù)潛力嚴重匱乏，以及油田各類成本快速上升，經濟效益日趨下降?！笆濉逼陂g油田各類成本快速上升，完全成本平均年上升率10.6%；生產成本平均年上升率6.9%；開發(fā)成本平均年上升率7.5%?！笆濉逼陂g營業(yè)利潤逐年下降，2015年首次出現(xiàn)虧損。面臨保效益、求生存、謀發(fā)展的巨大壓力，要有效減緩企業(yè)經濟效益嚴重下滑的頹勢，首先必須在優(yōu)化效益配產上做精做細做優(yōu)，逐步探索出一套適合江蘇復雜小斷塊油藏的效益配產新模式。

二、油田效益配產方法研究

針對越來越嚴峻的開發(fā)形勢，中國石化江蘇油田采取“積極進取、效益發(fā)展、創(chuàng)新驅動、合作共贏”的對策措施，用系統(tǒng)、集成的思維和理念指導油田效益配產管理及油田經營實踐，實現(xiàn)各種資源要素的優(yōu)勢互補、合理配置，實現(xiàn)油田全面、協(xié)調、可持續(xù)發(fā)展。具體做法是：突出一個“配置”，做到四個“精細”。

所謂一個“配置”，即產量、成本的優(yōu)化配置。1. 年內過程控制。優(yōu)化配置是指以經濟效益最大化為目的，相關專業(yè)與職能部門協(xié)同作業(yè)，在充分分析產量構成、成本構成與經濟效益三者關系的基礎上，科學合理優(yōu)化配置產量與成本，并將效益配產后的產量、成本指標層層細化分解，確保油田生產經營任務指標圓滿完成。2. 年內過程控制。過程控制是指根據(jù)效益配產結果，在生產經營過程中科學合理地部署開發(fā)井、優(yōu)選作業(yè)措施，動態(tài)調控資金投向，確保各級承擔的優(yōu)化配置指標順利實現(xiàn)。3. 年末總結評價。總結評價是指盤點一年的生產經營成果，從制度層面總結、分析油藏經營管理中取得的經驗及存在問題，進一步完善油藏經營管理制度，為下年度更好地優(yōu)化配置產量、成本及更合理地管理生產奠定基礎（圖1）。

圖1 產量、成本優(yōu)化配置與管理模式流程圖

所謂四個“精細”，即精細規(guī)律研究、精細效益評價、精細成本控制、精細方案優(yōu)選。

第一個精細是精細研究增量存量開發(fā)規(guī)律，指導油田宏觀配產。中低油價下油田開發(fā)由主要依靠投入擴大增量轉向更多依靠調整存量做優(yōu)增量的發(fā)展模式，固有的開發(fā)規(guī)律延續(xù)性變差。為探尋適應新的開發(fā)階段和管理模式的開發(fā)規(guī)律，指導油田宏觀配產，從全油田、區(qū)塊目標管理單元、不同類型油藏各角度精細研究增量存量開發(fā)規(guī)律。按中國石化總部規(guī)定，將2010年以前投產井作為存量，2011—2015年投產新井作為增量，分別分析產量變化趨勢。首先對全油田增量存量分別進行月度數(shù)據(jù)及無因次開發(fā)規(guī)律分析，存量平均年遞減11.1%，2015年遞減增大，歷年增量規(guī)律性較強，平均年遞減17.6%（圖2、圖3）。

對存量部分主要采用了兩種遞減規(guī)律進行分析，一種是參考前3年的平均年遞減進行預測，平均年遞減取值14.0%，預計2016年存量部分年產油為96萬噸；另一種是按照指數(shù)遞減進行預測，預計2016年存量部分年產油為93萬噸（圖4）。增量開發(fā)趨勢分析分兩種情況，針對2011—2013年投產已出現(xiàn)了遞減的新井，和存量部分的遞減預測方法一致（圖5）；2014年和2015年投產新井參考江蘇油田歷年增量產能轉化率參考范圍進行預測，分年增量進入遞減后基本符合指數(shù)遞減規(guī)律。

為提高各區(qū)塊配產工作的準確性，按20個區(qū)塊目標管理單元分別分析增量存量開發(fā)規(guī)律（圖6、圖7），按照目前各區(qū)塊增量存量遞減規(guī)律分析，陳堡2015年底已投產井在2016年年產油15.3萬噸，赤岸2015年底已投產井在2016年年產油15.4萬噸。

圖2 江蘇油田老井存量月度跟蹤開發(fā)曲線

圖3 江蘇油田歷年增量無因次開發(fā)曲線

圖4 2010年底已投產老井產量跟蹤及預測

圖5 2011年投產新井年產油跟蹤及預測

圖6 陳堡區(qū)塊增量存量構成分析預測曲線

圖7 赤岸區(qū)塊增量存量構成分析預測曲線

此外還按不同類型油藏分類分析增量存量開發(fā)趨勢（圖8-圖9），復雜斷塊油藏“十二五”前4年存量平均年遞減13.8%，2015年遞減增大至18.1%，平均單井日產油呈緩慢遞減的態(tài)勢，近兩年保持在2.1噸，平均單井日產液保持在13立方米。低滲透油藏“十二五”前4年存量平均年遞減10.7%，2015年遞減增大至14.4%，平均單井日產油呈緩慢遞減的態(tài)勢，近兩年保持在1.9噸，平均單井日產液呈上升趨勢，2015年10.6立方米。

增量部分以2011年投產井為例，復雜斷塊油藏“十二五”期間增量平均年遞減24.5%，平均單井日產油、日產液都呈下降趨勢，近兩年平均單井日產油1.5—2噸，平均單井日產液14立方米。低滲油藏“十二五”期間增量平均年遞減16.8%，平均單井日產油呈緩慢下降趨勢，近兩年在1.8噸，平均單井日產液9立方米。為探尋不同油價下未來5年增量投入規(guī)模，江蘇油田還對“十二五”期間新增動用儲量按基準平衡油價分類（圖10），結果顯示，在60美元/桶下有效益的年新增動用儲量超過100萬噸，80美元/桶下有效益的年新增動用儲量超過300萬噸。結合上述增量存量規(guī)律研究成果，可對油田“十三五”宏觀配產進行預測。

第二個精細是精細研究目標區(qū)塊產量成本差異，確定優(yōu)化配置關鍵油田。

目標管理區(qū)塊間產量差異、成本差異非常大，各區(qū)塊對分公司整體經濟效益的貢獻也有很大不同，因此配產時應考慮各區(qū)塊的貢獻能力大小，確定配產與成本控制的主力區(qū)塊。具體步驟如下：第一步，確定區(qū)塊最大生產能力。在各區(qū)塊老井自然遞減規(guī)律、措施潛力、加密調整潛力等精細方案研究的基礎上，確定各區(qū)塊最大生產能力。第二步，確定區(qū)塊價值系數(shù)。1. 根據(jù)配產前1年各區(qū)塊實際原油產量占分公司實際原油產量的比例計算各區(qū)塊功能系數(shù)。2. 根據(jù)配產前一年各區(qū)塊實際可控操作成本占分公司區(qū)塊實際可控總操作成本的比例計算各區(qū)塊成本系數(shù)。3. 根據(jù)功能系數(shù)和成本系數(shù)計算各區(qū)塊價值系數(shù)。價值系數(shù)大于1說明該區(qū)塊為分公司創(chuàng)造的價值超過了各區(qū)塊的平均水平，可適當放寬對成本的控制，即可以適當增加工作量，提高配產。價值系數(shù)小于1則相反，應嚴格控制該區(qū)塊工作量與可控操作成本。根據(jù)2015年年初生產能力配產結果，以及各區(qū)塊直接歸集可控操作成本計算各區(qū)塊價值系數(shù)。價值系數(shù)大于1的區(qū)塊8個，分別為陳堡、永安、黃玨、邵伯、赤岸、周莊、高集、瓦莊區(qū)塊；其余12個區(qū)塊價值系數(shù)均小于1（圖11）。第三步，確定各區(qū)塊目標操作成本及調控額度。1. 確定分公司目標操作成本；2. 根據(jù)各區(qū)塊價值系數(shù)，計算各區(qū)塊目標操作成本；3. 計算各區(qū)塊目標操作成本調控額度。正值表示目標成本可上浮額度，負值表示目標成本控制額度。第四步，確定成本控制以及提高配產主力區(qū)塊。1. 分別計算各區(qū)塊操作成本目標控制（上?。╊~度占總控制（上浮）額度的比例。2. 應用帕雷托分析法，分別確定成本控制和提高配產主力區(qū)塊。價值系數(shù)小于1的12個區(qū)塊需要適當減少新井以及措施工作量，壓縮配產，控制操作成本（圖12），價值系數(shù)大于1的8個區(qū)塊應在生產能力許可的情況下適當調高配產，操作成本也可適當上浮（圖13）。分析發(fā)現(xiàn)真武、安樂、安豐、富民4個區(qū)塊目標成本控制總額占分公司目標成本控制總額的61.5%，屬A類成本主控區(qū)塊；沙埝、碼頭莊、閔橋、卞東4個區(qū)塊目標成本控制總額占28.6%，屬B類成本次主控區(qū)塊；其余4個區(qū)塊目標成本控制總額占9.9%，屬C類成本控制一般關注區(qū)塊。圖12顯示，與分公司平均區(qū)塊直接歸集操作成本比，陳堡、永安、黃玨區(qū)塊目標成本可上浮總額占分公司目標成本上浮總額的69.1%，屬A類調高配產主力區(qū)塊；赤岸、邵伯兩個區(qū)塊目標成本上浮總額占20.4%，屬B類調高配產次主力區(qū)塊；其余3個區(qū)塊周莊、高集、瓦莊目標成本上浮總額占10.5%，屬C類調高配產一般關注區(qū)塊。第五步，確定成本主控區(qū)塊成本主控項目。構成區(qū)塊操作成本的要素很多，各成本要素對區(qū)塊操作成本的影響也不盡相同，用帕雷托分析法找出影響區(qū)塊操作成本的成本主控項目，在此基礎上進一步研究成本控制措施。

圖9 不同類型油藏2011年投產井產量跟蹤

圖10 新增動用儲量按基準平衡油價分類

圖11 2015年各區(qū)塊價值系數(shù)及排序圖

圖12 成本控制主力油田帕雷托分析圖

圖13 配產主力油田帕雷托分析圖

圖14 真武直接歸集操作成本主控項目圖

以真武為例，通過區(qū)塊直接歸集操作成本主控項目分析，外購動力、外購材料以及井下作業(yè)勞務費用三項成本占了操作成本的主導地位，比重為80.3%，因此，需要嚴格控制、優(yōu)化用電、材料采購以及措施工作量。外委修理費、運輸費、其他直接費用等三項費用占區(qū)塊直接歸集操作成本的比例為11.4%，這3項成本在成本控制中也應重點關注（圖14）。

第三個精細是精細研究各區(qū)塊產量界限，確定油井效益屬性。

在確定成本控制以及提高配產主力區(qū)塊基礎上，分析研究各區(qū)塊經濟與非經濟產量，努力提高經濟產量，盡量壓縮和關停非經濟產量。第一步，分析研究各區(qū)塊采油井的三個界限產量。1. 經營盈虧平衡產量。即采油井的總銷售收入扣除應納稅金，并抵消相應生產成本后，剛好能分攤相應期間費用（管理費用、財務費用、銷售費用、勘探費用）的產量。采油井的實際產量大于經營盈虧平衡產量，則該井有營業(yè)利潤，為高效益井。2. 生產盈虧平衡產量。即采油井總銷售收入扣除應納稅金后，只能抵消相應生產成本，不能分攤相應期間費用的產量。采油井實際產量大于生產盈虧平衡產量，小于經營盈虧平衡產量，該井為有效益井。3. 關停界限產量。當稅后銷售收入不能抵消因開井而必然要消耗的直接成本時，必須關停，此時的產量即為關停界限產量。采油井實際產量大于關停界限產量，小于生產盈虧平衡產量，該井為邊際井；采油井實際產量小于關停界限產量，該井為無效益井。第二步，根據(jù)界限產量以及單井日產，確定采油井效益屬性，并統(tǒng)計經濟與非經濟產量以及相應采油井數(shù)與井號。在效益配產過程中，重點關注有提高配產能力的主力油田的高效益井和有效益井，將產量任務重點向這兩類井傾斜。2015年12月油田共有油井2148口，扣除計劃關停井、間抽井，以及生產天數(shù)為0的井，實際參與統(tǒng)計的井數(shù)2097口。根據(jù)各區(qū)塊三個界限產量統(tǒng)計分公司經濟與非經濟井數(shù)及產量。油價50美元/桶條件下（圖15），共有經濟采油井1929口，其中高效益井272口，有效益井1657口；經濟采油井日產油量4372噸，其中高效益產量1652噸/天，有效益產量2720噸/天。共有非經濟采油井168口，其中邊際井91口，無效益井77口；非經濟采油井日產油量27噸，其中邊際產量22噸/天，無效益產量6噸/天。第三步，精細研究每口邊際井與無效益井，結合開發(fā)井網等實際情況，對這兩類井進行三采、轉注、間抽、承包、關井等綜合處理。第四步，分析研究各區(qū)塊各類措施經濟界限增油量，優(yōu)化措施項目與結構。根據(jù)分公司2015年各類增產措施操作成本分別測算各區(qū)塊壓裂、酸化、補孔改層、大修等措施經濟界限增油量。

第四個精細是精細研究工作量優(yōu)選模板，實現(xiàn)方案優(yōu)化與過程控制的有機融合。

新建（增）產能項目。在精細方案研究的基礎上，嚴格按照“4＋1”模式精心做好四個概念設計和一個經濟評價，篩選出技術先進效益最佳的實施方案。嚴格按照項目管理制組織實施。零星調整項目。建立各區(qū)塊單井初始日產油與增儲界限模板（圖16），嚴格按照擬建調整井預測初始日產及增儲能力優(yōu)選排隊部署。作業(yè)措施項目。利用盈虧平衡理論，對作業(yè)措施項目進行充分的論證和優(yōu)化，并按照輕重緩急進行優(yōu)選排隊，盡量壓縮高成本低產出措施，確保措施增產經濟有效。

三、油田效益配產方法應用效果分析

新模式的建立有助于達到資源配置優(yōu)化、投資結構合理，成本控制有效、效益提升穩(wěn)步的企業(yè)發(fā)展目標。目前效益配產新模式已應用于2015—2016年分公司整體及重點區(qū)塊效益配產，應用一個“配置”、四個“精細”做實存量、做優(yōu)增量，應用效果顯著，經濟效益較好。

以2015年油田效益配產為例，年初按生產能力法配產結果：自然產油140萬噸，新井產油5萬噸，措施增油8萬噸，合計分公司總產量153萬噸。平均單位操作成本1248元/噸，單位生產成本2242元/噸，油價70美元/桶條件下，預算利潤-7.44億元。

圖15 不同油價下分公司經濟與非經濟井數(shù)及日產油分布圖

圖16 不同油價、油藏類型單井初始日產與增儲界限圖版

圖17 優(yōu)化前后收入與利潤對比表

通過深化項目、單井、措施經濟與非經濟產量研究，油價70美元/桶條件下，優(yōu)化采油井68口，注水井14口，措施68井次，產液量11.5萬立方米，注水量31萬立方米，含水下降0.32個百分點。與年初生產能力法配產結果比，優(yōu)化高成本老井自然產量0.97萬噸，措施增油量1.53萬噸，總產量減少2.5萬噸。同時壓減措施費用0.21億元，操作費用0.23億元，實際減虧0.35億元。分公司單位操作成本下降29元/噸、單位生產成本下降11元/噸（圖17）。

通過彈性效益配產前后效益對比，可以看出年度效益配產配成本引領全年的生產經營活動，直接影響分公司的年度經濟效益，采用先進、科學、合理的理論和方法至關重要。