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【摘 要】油田开发每一阶段都与产能建设息息相关，油田开发后期，没有新井投入，油田开发形势更加严峻，产能建设研究尤为重要;在国际油价低迷的状态下，目标区的选取、井位部署、钻井实施、效果评价等各个环节工作难度越来越大，因此，需要更加精细提高产能建设效果研究。
【关键词】产能建设;剩余油;挖潜;经济效益
1研究背景
油田进入特高含水期后，由于油田开发时间长、井况损坏严重、开发成本制约等因素的影响，在复杂断块油藏中存在注采井网不完善、水驱控制储量下降、平均单井产能降低等问题，油田开发形势严峻，整体效益明显下滑。精细提高产能建设效果研究是油田高效开发与效益开发的需要，坚持“资源为根、效益为先”的理念，在单位内部坚持动静有机结合，外部油藏与工程、地面、经济评价各环节紧密合作，单一地质设计向油藏地质设计观念进一步加强，研究认识、部署优化、钻井施工、地面工厂化均取得新的认识并且在实践中得以验证，实践多专业、油藏设计理念，优选构造、储层及剩余油有新认识，编制油藏工程、采油工和、地面工程和经济评价“4+1”方案。
2主要做法
随着油田进一步开发，井网密度增大，含水上升，在水淹程度较高的井区挖潜剩余油是下一步主要工作方向。以往的剩余油分析精度不能满足精细挖潜的需要，要求我们对水淹级别精细划分，并在沉积相基础上挖潜相变区剩余油。
2.1 复杂带剩余油挖潜研究
这类剩余油主要分布在构造复杂断块区，成因主要是构造复杂，断块破碎，注采井网不完善，储量控制程度底。本次研究主要针对卫11块、卫81块、卫334块等3个区块开展复杂带剩余油挖潜研究，整体部署，分批实施。部署新钻井14口，增加水驱控制储量85.5×104t，可采储量19.1×104t，新建产能1.89×104t。
2.2 断块边角剩余油
剩余油成因主要有两点：一是在构造新认识的基础上，边界断层外扩，断块边角面积增大，储量无井控制;二是构造边角高部位水驱动用程度低。本次研究主要对云2块、明6块、卫305块等3个区块开展断块边角剩余油挖潜研究，部署新钻井4口，增加水驱控制储量14.8×104t，可采储量4.52×104t，新建产能0.51×104t。
2.3 注采井网不完善区
剩余油主要分布在井网损坏区。由于断层活动、高压注水、腐蚀等因素的影响，导致井况损坏，井区内注采井网破坏，水驱动用程度低。对该类剩余油，主要工作在于：在构造认识精确的基础上分析历史注采情况，避开历史水淹方向、合理控制井距部署新井。本次研究主要对明6块、明1西、卫22块、卫334块等8个区块开展断块边角剩余油挖潜研究，部署新钻井10口，增加水驱控制储量41.8×104t，可采储量10.3×104t，新建产能1.25×104t。
2.4可行性研究
油田開发过程是一个不断调整挖潜的过程，这个过程伴随着资金的大量投入。投资是否经济有效，能否在预期内回收，是每个油藏和研究人员关心的问题，更是开发决策者关心的问题。为提高资金使用效率，加强开发投资的精细化管理，我厂在原经济评价的基础上开展了单井经济优化决策研究。通过对国内外有关油田新井经济评价方法比较筛选，提出了一套适合中原油田新井单井效益评价及单井经济界限评价方法，为新井投资决策提供了量化依据。通过经济评价，先后对油田33口新井实施方案进行了经济可行性论证，排除了5口低效井，对28口井进行了方案优化设计，降低了投入规模，累计为油田避免低效开发投入4759万元。
3 成果现场应用
增储建产：实施新钻井28口，初期单井日产油5.9t，含水56%，目前单井日产油3.4t，含水71.5%，单井设计日产能力4.0t，实际5.9t，新建产能3.65×104t;已完善注采井组数15个，增加水驱动用储量68.1×104t，恢复水驱动用储量24.7×104t。且每口井有1-2个见效方向，平均单井油量保持在日产油3.4t以上稳定生产。截止目前累产油13722.5t，总体效果较好。
经济效益：全年投产28口井，（调整井和更新井按总投入的1/15折算，侧钻井按总投入的1/6折算）当年累计投入资金1935×104元。年产油1.3722×104t，吨油销售价格按3560元计算，销售收入为4885×104元，创利润2950×104元，投入产出比为1：2.52。
4 结论
转变油田开发原有理念，一切以效益开发为中心，对部署井位进行效益排队，在效益优先的原则下，地质、工程、钻井相结合，以经济效益评价为基础，对实施新井效益排队，实现经济效益最大化，优化老区井位部署。
参考文献：
[1] 王羽.油田产能建设项目后评价系统 [J]，中国西部科技
[2] 俞启泰.关于剩余油研究的探讨.石油勘探与开发[J]，1997，24（2）：46～50
作者简介：
冯彦丽，女，高级工程师，中原油田文卫采油厂从事油气田开发研究管理工作。
（作者单位：中原油田分公司文卫采油厂）
【关键词】产能建设;剩余油;挖潜;经济效益
1研究背景
油田进入特高含水期后，由于油田开发时间长、井况损坏严重、开发成本制约等因素的影响，在复杂断块油藏中存在注采井网不完善、水驱控制储量下降、平均单井产能降低等问题，油田开发形势严峻，整体效益明显下滑。精细提高产能建设效果研究是油田高效开发与效益开发的需要，坚持“资源为根、效益为先”的理念，在单位内部坚持动静有机结合，外部油藏与工程、地面、经济评价各环节紧密合作，单一地质设计向油藏地质设计观念进一步加强，研究认识、部署优化、钻井施工、地面工厂化均取得新的认识并且在实践中得以验证，实践多专业、油藏设计理念，优选构造、储层及剩余油有新认识，编制油藏工程、采油工和、地面工程和经济评价“4+1”方案。
2主要做法
随着油田进一步开发，井网密度增大，含水上升，在水淹程度较高的井区挖潜剩余油是下一步主要工作方向。以往的剩余油分析精度不能满足精细挖潜的需要，要求我们对水淹级别精细划分，并在沉积相基础上挖潜相变区剩余油。
2.1 复杂带剩余油挖潜研究
这类剩余油主要分布在构造复杂断块区，成因主要是构造复杂，断块破碎，注采井网不完善，储量控制程度底。本次研究主要针对卫11块、卫81块、卫334块等3个区块开展复杂带剩余油挖潜研究，整体部署，分批实施。部署新钻井14口，增加水驱控制储量85.5×104t，可采储量19.1×104t，新建产能1.89×104t。
2.2 断块边角剩余油
剩余油成因主要有两点：一是在构造新认识的基础上，边界断层外扩，断块边角面积增大，储量无井控制;二是构造边角高部位水驱动用程度低。本次研究主要对云2块、明6块、卫305块等3个区块开展断块边角剩余油挖潜研究，部署新钻井4口，增加水驱控制储量14.8×104t，可采储量4.52×104t，新建产能0.51×104t。
2.3 注采井网不完善区
剩余油主要分布在井网损坏区。由于断层活动、高压注水、腐蚀等因素的影响，导致井况损坏，井区内注采井网破坏，水驱动用程度低。对该类剩余油，主要工作在于：在构造认识精确的基础上分析历史注采情况，避开历史水淹方向、合理控制井距部署新井。本次研究主要对明6块、明1西、卫22块、卫334块等8个区块开展断块边角剩余油挖潜研究，部署新钻井10口，增加水驱控制储量41.8×104t，可采储量10.3×104t，新建产能1.25×104t。
2.4可行性研究
油田開发过程是一个不断调整挖潜的过程，这个过程伴随着资金的大量投入。投资是否经济有效，能否在预期内回收，是每个油藏和研究人员关心的问题，更是开发决策者关心的问题。为提高资金使用效率，加强开发投资的精细化管理，我厂在原经济评价的基础上开展了单井经济优化决策研究。通过对国内外有关油田新井经济评价方法比较筛选，提出了一套适合中原油田新井单井效益评价及单井经济界限评价方法，为新井投资决策提供了量化依据。通过经济评价，先后对油田33口新井实施方案进行了经济可行性论证，排除了5口低效井，对28口井进行了方案优化设计，降低了投入规模，累计为油田避免低效开发投入4759万元。
3 成果现场应用
增储建产：实施新钻井28口，初期单井日产油5.9t，含水56%，目前单井日产油3.4t，含水71.5%，单井设计日产能力4.0t，实际5.9t，新建产能3.65×104t;已完善注采井组数15个，增加水驱动用储量68.1×104t，恢复水驱动用储量24.7×104t。且每口井有1-2个见效方向，平均单井油量保持在日产油3.4t以上稳定生产。截止目前累产油13722.5t，总体效果较好。
经济效益：全年投产28口井，（调整井和更新井按总投入的1/15折算，侧钻井按总投入的1/6折算）当年累计投入资金1935×104元。年产油1.3722×104t，吨油销售价格按3560元计算，销售收入为4885×104元，创利润2950×104元，投入产出比为1：2.52。
4 结论
转变油田开发原有理念，一切以效益开发为中心，对部署井位进行效益排队，在效益优先的原则下，地质、工程、钻井相结合，以经济效益评价为基础，对实施新井效益排队，实现经济效益最大化，优化老区井位部署。
参考文献：
[1] 王羽.油田产能建设项目后评价系统 [J]，中国西部科技
[2] 俞启泰.关于剩余油研究的探讨.石油勘探与开发[J]，1997，24（2）：46～50
作者简介：
冯彦丽，女，高级工程师，中原油田文卫采油厂从事油气田开发研究管理工作。
（作者单位：中原油田分公司文卫采油厂）