孤島油田投入產(chǎn)出分析(上報(bào)稿)

孤島采油廠2013年3月孤島油田投入產(chǎn)出分析前言

孤島油田經(jīng)過(guò)了四十多年的開發(fā)歷程，目前整體處于三高、深度開發(fā)階段。要實(shí)現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展，必須要注重理念、技術(shù)和管理的創(chuàng)新，努力提高采收率，控制成本上升速度，這是老油田可持續(xù)發(fā)展的必由之路，不僅事關(guān)孤島采油廠的未來(lái)，而且對(duì)同類油田開發(fā)具有重要的借鑒意義。目錄第一部分基本情況第三部分2013-2015年效益測(cè)算第四部分存在的矛盾和主要問(wèn)題第二部分區(qū)塊投入產(chǎn)出分析第五部分下步工作方向和保障措施第六部分相關(guān)啟示和建議第一部分基本情況一、總體概況

孤島油田正式投產(chǎn)于1972年。截至2012年12月，探明含油面積94.37平方千米。孤島地區(qū)勘探部署圖孤島油田可采儲(chǔ)量1.65億噸動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量4.07億噸采收率40.7%采出程度37.1%累積產(chǎn)油1.51億噸可采儲(chǔ)量采出程度91.2%油井2,689口開井2,269口日油水平8,216噸平均單井日油3.7噸綜合含水93.0%采油速度0.75%水井899口開井814口日注水平99,838方月注采比0.83剩余速度20.9%

二、開發(fā)現(xiàn)狀第一部分基本情況孤島油田開發(fā)歷程分區(qū)投產(chǎn)天然能量開發(fā)注水開發(fā)搞好注采調(diào)配細(xì)分層系、強(qiáng)化注采系統(tǒng)加密調(diào)整化學(xué)驅(qū)和稠油熱采技術(shù)應(yīng)用三、開發(fā)歷程1、分區(qū)投產(chǎn)天然能量開發(fā)2、注水開發(fā)搞好注采調(diào)配（1972年-1974年）（1975年-1980年）3、細(xì)分層系、強(qiáng)化注采系統(tǒng)加密調(diào)整（1981年-1991年）4、化學(xué)驅(qū)和稠油熱采技術(shù)應(yīng)用（1992年-目前）第一部分基本情況分區(qū)投產(chǎn)天然能量開發(fā)注水開發(fā)搞好注采調(diào)配細(xì)分層系、強(qiáng)化注采系統(tǒng)加密調(diào)整化學(xué)驅(qū)和稠油熱采技術(shù)應(yīng)用第一部分基本情況三、開發(fā)歷程“九五”以來(lái)，化學(xué)驅(qū)和稠油熱采成為孤島油田主要開發(fā)方式?；瘜W(xué)驅(qū)年產(chǎn)油量占46.5%；稠油熱采年產(chǎn)油量占38.4%。孤島油田不同開發(fā)方式產(chǎn)量分布圖（2012年）聚合物稠油水驅(qū)孤島油田水驅(qū)開發(fā)聚合物驅(qū)稠油熱采開發(fā)方式四、開發(fā)方式第一部分基本情況目錄第一部分基本情況第四部分存在的矛盾和主要問(wèn)題第二部分區(qū)塊投入產(chǎn)出分析第五部分下步工作方向和保障措施第六部分相關(guān)啟示和建議第三部分2013-2015年效益測(cè)算截止2012年底，未開發(fā)儲(chǔ)量?jī)H剩261.03萬(wàn)噸，品位較低，基本為稠油和超低滲透油藏。孤島地區(qū)：900km22012年累計(jì)探井口數(shù)：515口探井密度：0.57口/km2高成熟探區(qū)第二部分區(qū)塊投入產(chǎn)出分析（一）儲(chǔ)量及儲(chǔ)量結(jié)構(gòu)分析一、產(chǎn)出情況分析孤島油田不同開發(fā)方式剩余可采儲(chǔ)量分布圖聚合物稠油水驅(qū)

孤島油田探明儲(chǔ)量全部投入開發(fā)動(dòng)用。至2012年底，剩余可采儲(chǔ)量1,456萬(wàn)噸，其中聚合物驅(qū)占30.7%，稠油熱采占34.3%，水驅(qū)占35.0%。孤島油田不同開發(fā)方式儲(chǔ)量構(gòu)成第二部分區(qū)塊投入產(chǎn)出分析（二）產(chǎn)量及產(chǎn)量結(jié)構(gòu)分析分產(chǎn)量構(gòu)成

2001年以來(lái)，新井產(chǎn)量降低，措施產(chǎn)量持續(xù)加大，自然產(chǎn)量呈現(xiàn)下降趨勢(shì)。第二部分區(qū)塊投入產(chǎn)出分析孤島油田產(chǎn)量構(gòu)成圖分開發(fā)方式（二）產(chǎn)量及產(chǎn)量結(jié)構(gòu)分析第二部分區(qū)塊投入產(chǎn)出分析

聚合物驅(qū)：新投注聚儲(chǔ)量接替不足，正注聚增油難以彌補(bǔ)后續(xù)水驅(qū)產(chǎn)量遞減，聚合物單元產(chǎn)量逐年下降。

稠油熱采：依靠新井大量投入，加大轉(zhuǎn)周力度和推廣蒸汽驅(qū)實(shí)現(xiàn)了產(chǎn)量穩(wěn)中有升。孤島油田不同開發(fā)方式產(chǎn)量構(gòu)成圖稠油熱采聚合物增油聚合物基礎(chǔ)油孤島水驅(qū)（一）勘探投資投入情況分析二、投入情況分析第二部分區(qū)塊投入產(chǎn)出分析2001-2012年孤島油田完鉆探井統(tǒng)計(jì)2001-2012年孤島油田完鉆探井投資統(tǒng)計(jì)隨著勘探開發(fā)的深入，勘探成熟度高，勘探目標(biāo)向深層巖性隱蔽油藏轉(zhuǎn)移，在勘探領(lǐng)域不增、勘探難度加大的形勢(shì)下，孤島油田完鉆探井和投資總體程下降趨勢(shì)。

2001年以來(lái)孤島油田共探明儲(chǔ)量1336萬(wàn)噸，年均167萬(wàn)噸，總體呈下降趨勢(shì)，噸探明儲(chǔ)量發(fā)現(xiàn)成本呈上升趨勢(shì)。第二部分區(qū)塊投入產(chǎn)出分析（一）勘探投資投入情況分析第二部分區(qū)塊投入產(chǎn)出分析受產(chǎn)能建設(shè)陣地儲(chǔ)量品位變低，物價(jià)上漲等因素影響，年度投資額總體呈上升趨勢(shì)?！笆濉蹦昃?.47億元“十一五”年均：7.5億元比“十五”上升：37.1%時(shí)間（年）二、投入情況分析（二）開發(fā)投資投入情況分析第二部分區(qū)塊投入產(chǎn)出分析滾動(dòng)勘探：平均每年鉆井3-4口，年投資維持在0.2億元。產(chǎn)能建設(shè)：總體呈上升趨勢(shì)。2009年和2010年實(shí)施了先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)塊，地面投資較大。

地面改造及系統(tǒng)配套：2001-2009年平均每年在1.0億元左右，僅解決了油田維持正常生產(chǎn)地面系統(tǒng)矛盾，對(duì)于老油田地面系統(tǒng)長(zhǎng)效投入相對(duì)不足。從2010年開始逐步實(shí)施污水站污水系統(tǒng)改造，聯(lián)合站原油脫水系統(tǒng)改造，注汽站鍋爐更新及注汽管網(wǎng)更新。

第二部分區(qū)塊投入產(chǎn)出分析

鉆井投資占產(chǎn)能建設(shè)投資額的63.6%。鉆井口數(shù)每年均在110口左右，鉆井投資和鉆井每米進(jìn)尺費(fèi)用不斷上漲。第二部分區(qū)塊投入產(chǎn)出分析累計(jì)新增產(chǎn)能218.9萬(wàn)噸，新井年產(chǎn)量157.66萬(wàn)噸，百萬(wàn)噸產(chǎn)能投資由于受到鉆井成本上升、開發(fā)方式轉(zhuǎn)變及產(chǎn)能陣地品位變差等影響上升較大，由2001年24.53億元/百萬(wàn)噸上升到2012年43.97億元/百萬(wàn)噸，上升79.2%。第二部分區(qū)塊投入產(chǎn)出分析2012年總成本47.99億元，平均單位完全成本1,596.52元/噸，較2001年相比，總成本上升23.14億元，單位完全成本上升889.79元/噸。單位完全成本變化趨勢(shì)單位：元/噸1、成本變化趨勢(shì)分析（三）生產(chǎn)成本投入情況分析單位：億元

孤島油田原油產(chǎn)量呈逐年遞減趨勢(shì)，但產(chǎn)液量、注水量、注汽量等工作量呈逐年上升趨勢(shì)，成本投入逐年上升。第二部分區(qū)塊投入產(chǎn)出分析（三）生產(chǎn)成本投入情況分析2、主要業(yè)務(wù)量趨勢(shì)分析序號(hào)項(xiàng)目單位2001年2002年2003年2004年2005年2006年2007年2008年2009年2010年2011年2012年1原油產(chǎn)量萬(wàn)噸3603553523533553543403313223163083032開井?dāng)?shù)口1,6211,7381,7951,7481,8251,9141,9662,0652,1072,1632,2112,2693產(chǎn)液量萬(wàn)噸3,9594,1714,1263,9743,9504,0494,1164,2074,2534,2474,1914,3674注水量萬(wàn)方3,5983,6163,5313,6063,5793,5123,6263,4753,7043,6913,5643,6355注汽量萬(wàn)方313840395055578293991341566作業(yè)工作量井次2,5472,5962,8552,5932,7983,5163,0053,3083,3953,3683,3383,1487用電量萬(wàn)千瓦時(shí)41,36742,27643,19243,24644,63144,61845,92245,98849,22950,03050,73151,4438用工人數(shù)人8,7388,7669,2279,1728,9538,9268,7278,7139,3009,6689,5079,5139單位完全成本元/噸706.73711.22763.54767.57768.51885.04989.061,136.591,211.131,460.451,557.051,596.52第二部分區(qū)塊投入產(chǎn)出分析3、主要成本項(xiàng)目分析（1）折舊折耗資產(chǎn)規(guī)模增加、折舊方法變更等因素，拉動(dòng)折舊折耗費(fèi)用上升(2006年由于核銷聚合物資產(chǎn)，資產(chǎn)原值減少22.4億元)。孤島油田折舊折耗（三）生產(chǎn)成本投入情況分析單位：億元單位：萬(wàn)元2012年人工成本100,128萬(wàn)元，較2001年的22,475萬(wàn)元增加77,654萬(wàn)元，單位人工成本由2001年2.57萬(wàn)元/年.人提高到2012年的10.53萬(wàn)元/年.人。單位人工成本總?cè)斯こ杀荆?）人工成本單位：萬(wàn)元單位：萬(wàn)元/年.人第二部分區(qū)塊投入產(chǎn)出分析2012年用工人數(shù)9513人，較2001年的8738人增加775人；由于產(chǎn)量下降、人員增加，勞動(dòng)生產(chǎn)率由2001年的402噸/人降低到2012年的316噸/人。勞動(dòng)生產(chǎn)率用工人數(shù)單位：人單位:噸/人第二部分區(qū)塊投入產(chǎn)出分析（3）作業(yè)費(fèi)第二部分區(qū)塊投入產(chǎn)出分析受總井?dāng)?shù)增加、物價(jià)上漲影響，2001-2012年作業(yè)費(fèi)用、作業(yè)工作量均出現(xiàn)大幅上升，費(fèi)用增加2.52億元，工作量增加600井次?？傋鳂I(yè)費(fèi)單位：萬(wàn)元作業(yè)工作量單位：井次（3）作業(yè)費(fèi)第二部分區(qū)塊投入產(chǎn)出分析單井作業(yè)成本由2001年的8.51萬(wàn)元上升到2012年的14.89萬(wàn)元。單井作業(yè)費(fèi)用變化趨勢(shì)圖單位：萬(wàn)元/井次高成本措施作業(yè)工作量不斷增加，影響作業(yè)費(fèi)用大幅提高。防砂、補(bǔ)孔、改層等高成本措施工作量增加240井次。高成本井措施工作量變化趨勢(shì)圖單位：井次20.321.321.025.624.432.730.332.426.030.327.830.20204060200120022003200420052006200720082009201020112012措施年增油變化趨勢(shì)圖第二部分區(qū)塊投入產(chǎn)出分析措施作業(yè)費(fèi)由2001年的1.29億元上升到2012年的2.72億元，增加1.43億元。措施增油量增加10萬(wàn)噸。單位：萬(wàn)噸措施作業(yè)費(fèi)變化趨勢(shì)圖單位：萬(wàn)元①大修井情況

2001年以來(lái)，實(shí)施大修1255口，年均105口，平均單井占井時(shí)間14.0天；累計(jì)發(fā)生大修費(fèi)用3.22億元，平均單井25.7萬(wàn)元。第二部分區(qū)塊投入產(chǎn)出分析單位：口單位：萬(wàn)元孤島油田長(zhǎng)停井治理孤島油田長(zhǎng)停井治理情況統(tǒng)計(jì)表

2008年以來(lái)，孤島油田治理長(zhǎng)停井265口，恢復(fù)可采儲(chǔ)量158.3萬(wàn)噸，平均單井0.6萬(wàn)噸。第二部分區(qū)塊投入產(chǎn)出分析②扶長(zhǎng)停井情況③套損井治理情況

2001年以來(lái)，共治理套損井365口，年均30.5口；總費(fèi)用1.55億元，平均單井42.5萬(wàn)元?；謴?fù)可采儲(chǔ)量112.4萬(wàn)噸，恢復(fù)水驅(qū)控制儲(chǔ)量129.6萬(wàn)噸。第二部分區(qū)塊投入產(chǎn)出分析單位：口單位：萬(wàn)元④水井長(zhǎng)效投入情況第二部分區(qū)塊投入產(chǎn)出分析孤島油田水井長(zhǎng)效投入統(tǒng)計(jì)表孤島油田水井長(zhǎng)效投入工作量孤島油田水井長(zhǎng)效投入恢復(fù)儲(chǔ)量

2008-2011年開展了水井長(zhǎng)效投入治理，合計(jì)治理401井次，恢復(fù)儲(chǔ)量134.4萬(wàn)噸。第二部分區(qū)塊投入產(chǎn)出分析（4）電費(fèi)電費(fèi)變化趨勢(shì)圖

2012年電量51,443萬(wàn)KW.H，較2001年增加10,076萬(wàn)KW.H，電費(fèi)39,966萬(wàn)元，較2001年增加16,971萬(wàn)元。單位：萬(wàn)元單位：萬(wàn)度電量變化趨勢(shì)圖第二部分區(qū)塊投入產(chǎn)出分析（4）電費(fèi)一是受液量、注水量的上升和產(chǎn)液結(jié)構(gòu)變化影響，拉動(dòng)電量增加。注水量（萬(wàn)噸）年產(chǎn)液（萬(wàn)噸）電量（萬(wàn)度）第二部分區(qū)塊投入產(chǎn)出分析（4）電費(fèi)二是價(jià)格上漲因素影響電費(fèi)12,959萬(wàn)元。價(jià)格上漲影響趨勢(shì)圖單位：萬(wàn)元

用電單耗變化：稠油液量比例由2007年16.30%上升至2012年22.30%。產(chǎn)液結(jié)構(gòu)變化導(dǎo)致采油單耗上升。第二部分區(qū)塊投入產(chǎn)出分析單位：kwh/t單位：%

用電單耗變化：2006-2012年注水干壓由12.63MPa上升至12.85MPa，導(dǎo)致注水單耗上升。第二部分區(qū)塊投入產(chǎn)出分析單位：kwh/t單位：MPA單位：%稠油注汽量變化趨勢(shì)單位：萬(wàn)噸稠油產(chǎn)量變化趨勢(shì)單位：萬(wàn)噸稠油注汽量2012年156萬(wàn)噸較2001年增加125萬(wàn)噸，稠油產(chǎn)量2012年116.92萬(wàn)噸較2001年增加54.88萬(wàn)噸。第二部分區(qū)塊投入產(chǎn)出分析（5）稠油熱采費(fèi)用稠油熱采成本變化趨勢(shì)圖單位：萬(wàn)元在不考慮自用油成本的前提下，2012年稠油熱采成本27,495萬(wàn)元，較2001年增加20,446萬(wàn)元。第二部分區(qū)塊投入產(chǎn)出分析（5）稠油熱采費(fèi)用若考慮自用油成本，稠油熱采成本2012年達(dá)到73,906萬(wàn)元，較2001年增加63,851萬(wàn)元，其中自用油成本46,412萬(wàn)元。第二部分區(qū)塊投入產(chǎn)出分析自用油用量變化趨勢(shì)圖單位：萬(wàn)噸自用油成本變化趨勢(shì)圖單位：萬(wàn)元稠油熱采成本變化趨勢(shì)圖單位：萬(wàn)元第二部分區(qū)塊投入產(chǎn)出分析（6）三采費(fèi)用在保持三采費(fèi)用持續(xù)投入的情況下，保障了三采增油量的穩(wěn)定。三采藥劑注入量增油量三采藥劑費(fèi)單位：萬(wàn)噸單位：萬(wàn)元單位：萬(wàn)噸完全生產(chǎn)成本增加減利16.26億元油價(jià)上漲增利92.51億元增利減利較2001年增加利潤(rùn)33.25億元交油氣量減少51萬(wàn)噸減利7.06億元2012年孤島油田利潤(rùn)總額56.22億元，較2001年增加33.25億元。稅費(fèi)等增加減利35.94億元第二部分區(qū)塊投入產(chǎn)出分析三、利潤(rùn)情況分析1、從資源的投入產(chǎn)出評(píng)價(jià)看，孤島油田處于開發(fā)后期階段，資源接替不足，儲(chǔ)采比逐年下降，但通過(guò)強(qiáng)化管理，優(yōu)化運(yùn)行，整體效益依然十分突出。孤島油田儲(chǔ)采比曲線孤島油田儲(chǔ)量替代率曲線第二部分區(qū)塊投入產(chǎn)出分析四、區(qū)塊投入產(chǎn)出情況評(píng)價(jià)孤島油田2001-2012年利潤(rùn)及油價(jià)變化曲線

2、2001-2012年間，孤島油田整體盈利能力強(qiáng)，投入產(chǎn)出效益明顯。

孤島油田累計(jì)利潤(rùn)總額達(dá)到550億元，年均增長(zhǎng)8.4%。期末EVA值38.7億元。孤島油田2001-2012年EVA變化曲線第二部分區(qū)塊投入產(chǎn)出分析財(cái)務(wù)指標(biāo)財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率投資回收期評(píng)價(jià)期內(nèi)EVA（億元）（%）（年）（億元）稅后112.6854.92.3526.10孤島油田整體評(píng)價(jià)指標(biāo)表2001-2012年間，孤島油田新增投資83.17億元，投資內(nèi)部收益率71.2%，投資回報(bào)率保持較高水平，投入產(chǎn)出效益顯著。第二部分區(qū)塊投入產(chǎn)出分析3、新井開發(fā)成本相對(duì)較高，但投入盈利能力仍然較強(qiáng)開發(fā)成本曲線圖2001-2012年新增可采儲(chǔ)量柱狀圖

2001年-2012年間，孤島油田鉆新井1267口，年度新增可采儲(chǔ)量波動(dòng)變化，新增可采儲(chǔ)量2449萬(wàn)噸，平均開發(fā)成本291元/t。第二部分區(qū)塊投入產(chǎn)出分析財(cái)務(wù)指標(biāo)財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率投資回收期評(píng)價(jià)期內(nèi)EVA（億元）（%）（年）（億元）稅后37.2144.85.1275.992001年-2012年間，新井投資71.3億元，新井投入的內(nèi)部收益率61%，新井的盈利能力較強(qiáng)。2001-2012年新井評(píng)價(jià)指標(biāo)表第二部分區(qū)塊投入產(chǎn)出分析3、新井開發(fā)成本相對(duì)較高，但投入盈利能力仍然較強(qiáng)4、三采投入較大，但效益明顯2001-2012年投入注聚單位增油量曲線

2001年-2012年期間，新投入注聚單元15個(gè)，覆蓋地質(zhì)儲(chǔ)量1.9204億噸，注聚單元稅前內(nèi)部收益率34.3%，投資回收期5.5年。序號(hào)財(cái)務(wù)評(píng)價(jià)指標(biāo)稅后1財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率(%)27.82靜態(tài)投資回收期(年)5.9注聚單元主要評(píng)價(jià)指標(biāo)第二部分區(qū)塊投入產(chǎn)出分析5、老井（資產(chǎn)凈值）的盈利能力仍然最強(qiáng)，是盈利的主體。2001年以來(lái)，受益于油價(jià)升高和技術(shù)進(jìn)步，孤島油田新井和三采投入產(chǎn)出比高，盈利能力強(qiáng)。而老區(qū)老井，通過(guò)降低自然遞減，經(jīng)濟(jì)效益依舊良好，累計(jì)利潤(rùn)364億元，占孤島油田的65%，仍是孤島油田利潤(rùn)的主要貢獻(xiàn)部分。

利潤(rùn)變化曲線第二部分區(qū)塊投入產(chǎn)出分析目錄第一部分基本情況第三部分2013-2015年效益測(cè)算第四部分存在的矛盾和主要問(wèn)題第二部分區(qū)塊投入產(chǎn)出分析第五部分下步工作方向和保障措施第六部分相關(guān)啟示和建議“十一五”年均：7.5億元“十二五”年均：9.92億元比“十一五”上升：32.3%根據(jù)“十二五”規(guī)劃，測(cè)算孤島油田2013-2015年投資31.26億元，“十二五”比“十一五”仍有一定幅度上升，上升幅度32.3%。第三部分2013-2015年效益測(cè)算一、投資投入測(cè)算單位：億元新建產(chǎn)能、新井產(chǎn)量新建產(chǎn)能塊以稠油為主，預(yù)計(jì)累計(jì)產(chǎn)油25萬(wàn)噸。二、新井產(chǎn)能測(cè)算第三部分2013-2015年效益測(cè)算孤島油田2013-2015產(chǎn)量預(yù)測(cè)稠油熱采及聚合物產(chǎn)量仍占主導(dǎo)地位。三、產(chǎn)量結(jié)構(gòu)測(cè)算第三部分2013-2015年效益測(cè)算參照歷年來(lái)成本、產(chǎn)量變化趨勢(shì)，預(yù)計(jì)2015年收入121.78億元，利潤(rùn)43.22億元，噸油成本1,908.37元/噸，噸油利潤(rùn)1,582.69元/噸。四、收入利潤(rùn)測(cè)算第三部分2013-2015年效益測(cè)算年度收入（億元）完全成本（億元）稅費(fèi)（億元）利潤(rùn)（億元）噸油成本（元/噸）噸油利潤(rùn)（元/噸）2013年128.5349.6827.9350.931723.861767.112014年125.4650.7327.2647.471803.411687.522015年121.7852.1126.4643.221908.371582.69合計(jì)375.77152.5281.65141.625435.645037.321、2013-2015年孤島油田新增投入效益

在4,460元/噸

（$100/bbl）的油價(jià)條件下，2013-2015年新增投入稅前內(nèi)部收益率達(dá)到61.2%，基準(zhǔn)平衡油價(jià)為2,600元/噸（$58/bbl），盈利能力仍然較強(qiáng)。財(cái)務(wù)評(píng)價(jià)指標(biāo)財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值（億元）財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率（%）投資回收期（年）EVA（億元）稅后16.9540.94.354.41新增投入評(píng)價(jià)指標(biāo)五、效益指標(biāo)測(cè)算第三部分2013-2015年效益測(cè)算2、2013-2015年孤島油田整體效益

整體調(diào)整后，預(yù)計(jì)孤島油田整體內(nèi)部收益率68.3%，預(yù)計(jì)2013-2015年累計(jì)利潤(rùn)總額147億元，2015年EVA值31.3億元。財(cái)務(wù)評(píng)價(jià)指標(biāo)財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率（%）投資回收期（年）稅后50.62.0孤島油田整體評(píng)價(jià)指標(biāo)指標(biāo)單位2013年2014年2015年利潤(rùn)總額億元47.7546.8747.11EVA億元32.0431.2231.28孤島油田財(cái)務(wù)指標(biāo)第三部分2013-2015年效益測(cè)算目錄第一部分基本情況第四部分存在的矛盾和主要問(wèn)題第二部分區(qū)塊投入產(chǎn)出分析第五部分下步工作方向和保障措施第六部分相關(guān)啟示和建議第三部分2013-2015年效益測(cè)算通過(guò)以上分析，我們可以看出，孤島油田作為整裝大油田，產(chǎn)量高、效益好，多次被中石化評(píng)為“高效開發(fā)油田”，成績(jī)顯著。但是從深層次和后期發(fā)展來(lái)看，受體制機(jī)制影響，仍存在一些制約因素和問(wèn)題，如產(chǎn)量技術(shù)接替問(wèn)題，化學(xué)驅(qū)和稠油熱采提高采收率技術(shù)能推廣的儲(chǔ)量越來(lái)越少，需要加大科研攻關(guān)和后期投入彌補(bǔ)產(chǎn)量遞減；同時(shí)在投資成本優(yōu)化上，現(xiàn)行投資主要集中在新老區(qū)產(chǎn)能建設(shè)，對(duì)原有生產(chǎn)設(shè)施更新投入不足，成本投入僅能維持簡(jiǎn)單再生產(chǎn)，對(duì)水井、套損井、低效井等缺乏長(zhǎng)效治理機(jī)制，無(wú)法有效釋放潛能，制約了老油田的持續(xù)有效發(fā)展。第四部分存在的矛盾和主要問(wèn)題一、產(chǎn)量技術(shù)接替問(wèn)題1、稠油熱采已進(jìn)入高輪次吞吐階段，周期產(chǎn)油遞減加大，開發(fā)效果變差。要依靠加大工作量投入、推廣蒸汽驅(qū)，來(lái)維持措施產(chǎn)量的穩(wěn)定。在蒸汽驅(qū)方面，先導(dǎo)試驗(yàn)取得了階段性突破，但在舉升、監(jiān)測(cè)、作業(yè)、工藝等系統(tǒng)不配套，需要后期加大投入。第四部分存在的矛盾和主要問(wèn)題隨著溫度的升高，管、桿、泵損壞加劇。硫化氫含量高井增多，上作業(yè)難度大2、聚合物驅(qū)儲(chǔ)量、產(chǎn)量規(guī)模接替不足，年產(chǎn)油呈下降趨勢(shì)，年總遞減率9.0%。同時(shí)提高采收率的接替技術(shù)仍未突破，下步需加強(qiáng)技術(shù)攻關(guān)配套，加快新投注聚節(jié)奏。第四部分存在的矛盾和主要問(wèn)題

二、投入不足導(dǎo)致穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)變差

1、套損井增多孤島油田屬于疏松砂巖油藏，易套損。加上近年來(lái)注汽新井和多輪次注汽老井增多，損壞加重，目前套損井已達(dá)1973口，平均壽命13.6年，套損率36.0%，年新增套損井65口。隨著套管使用年限的延長(zhǎng)，注聚、注汽開發(fā)的深入和汽驅(qū)規(guī)模的擴(kuò)大，進(jìn)入了第三個(gè)套損高發(fā)期。第四部分存在的矛盾和主要問(wèn)題年齡＜55～1010～1515～20≥20合計(jì)井?dāng)?shù)(口)255

471

5173274031973比例(%)12.923.926.216.620.4套損井按套管使用壽命分類類型變形破漏錯(cuò)斷復(fù)雜事故套其它合計(jì)井?dāng)?shù)(口例(%)41.318.09.530.50.7套損井按套損類型分類1978年開始注水1983年強(qiáng)化注水1992年注聚1992年注汽1997年注聚轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)2008年汽驅(qū)321套損井按年度分類統(tǒng)計(jì)

2、水井投入不足近年來(lái)，水井投入嚴(yán)重不足，更新和大修不及時(shí)，問(wèn)題水井得不到治理；同時(shí)注水系統(tǒng)管網(wǎng)老化嚴(yán)重，絕大部分還是油田開發(fā)初期的管網(wǎng)，安全環(huán)保風(fēng)險(xiǎn)大，影響了系統(tǒng)效率的提高。第四部分存在的矛盾和主要問(wèn)題孤島油田事故待大修井統(tǒng)計(jì)表井別帶病上返修復(fù)封井關(guān)停合計(jì)水井(口)1617254150161598所占比例(%)24.817.510.625.421.7

孤島油田水井目前狀態(tài)統(tǒng)計(jì)表

3、低效井增多

孤島油田的水平井生產(chǎn)層段主要為水淹層頂部和薄差層，開發(fā)難度大，低效水平井多。目前共有水平井198口，其中液量低于15t/d的低液量水平井56口，含水大于95%的高含水水平井64口。第四部分存在的矛盾和主要問(wèn)題隨主力單元開發(fā)時(shí)間延長(zhǎng)和低品位稠油規(guī)模不斷擴(kuò)大，低效熱采井逐年增多。主要體現(xiàn)在熱采高含水井和油氣比低的井。井?dāng)?shù)單元油汽比小于0.6的發(fā)育及物性差的井分單元柱狀圖

4、生產(chǎn)配套設(shè)施老化在用注汽鍋爐21臺(tái)，使用10年以上的占四成，普遍存在安全系數(shù)低、自控系統(tǒng)老化嚴(yán)重、蒸汽損失量大等問(wèn)題。油管廠工藝落后，修復(fù)能力低，無(wú)法實(shí)現(xiàn)全井油管回收檢測(cè)和管桿等壽命管理。罐車、水泥車、吊車、抓管機(jī)等特種車輛僅110臺(tái)，2/3以上使用時(shí)間在15年以上，作業(yè)保障能力嚴(yán)重不足。油氣集輸系統(tǒng)污水系統(tǒng)注水系統(tǒng)采油系統(tǒng)供電道路裝備

孤島油田設(shè)備及設(shè)施運(yùn)行年限柱狀圖第四部分存在的矛盾和主要問(wèn)題

5、HSE形勢(shì)日趨嚴(yán)峻。硫化氫濃度逐步上升，含硫化氫井逐漸增多，截至5月15日，硫化氫濃度超過(guò)150mg/m3的單井已達(dá)80口，最高達(dá)23500mg/m3；油泥砂等危廢處置難度較大，同時(shí)，隨著伴生氣中二氧化碳含量的增加，給減排低碳帶來(lái)較大壓力。第四部分存在的矛盾和主要問(wèn)題濃度大于30mg/m3硫化氫井?dāng)?shù)量趨勢(shì)圖各聯(lián)合站硫化氫濃度明細(xì)表目錄第一部分基本情況第四部分存在的矛盾和主要問(wèn)題第二部分區(qū)塊投入產(chǎn)出分析第五部分下步工作方向和保障措施第六部分相關(guān)啟示和建議第三部分2013-2015年效益測(cè)算

在下步工作中，采油廠將緊緊圍繞集團(tuán)公司“建設(shè)世界一流能源化工公司”的戰(zhàn)略目標(biāo)和油田“打造世界一流、實(shí)現(xiàn)率先發(fā)展”的發(fā)展定位，以轉(zhuǎn)變發(fā)展方式為主線，全面樹立油藏經(jīng)營(yíng)管理理念，以理論創(chuàng)新和技術(shù)集成配套為支撐，重點(diǎn)推進(jìn)產(chǎn)量結(jié)構(gòu)、成本結(jié)構(gòu)調(diào)整，確保油氣資源高效開發(fā)，經(jīng)濟(jì)效益穩(wěn)步提高，科學(xué)技術(shù)不斷創(chuàng)新。第五部分下步工作方向和保障措施孤島油田“十二五”投化學(xué)驅(qū)提高采收率潛力規(guī)劃表一、開發(fā)方面

1、通過(guò)拓寬化學(xué)驅(qū)技術(shù)界限、擴(kuò)大聚驅(qū)后井網(wǎng)調(diào)整非均相驅(qū)技術(shù)，覆蓋地質(zhì)儲(chǔ)量4,598萬(wàn)噸，調(diào)整區(qū)提高采收率8.6%第五部分下步工作方向和保障措施2、加大低效水驅(qū)轉(zhuǎn)熱采及井網(wǎng)加密等成熟技術(shù)，擴(kuò)大化學(xué)驅(qū)蒸汽驅(qū)技術(shù)，覆蓋地質(zhì)儲(chǔ)量3,113萬(wàn)噸，調(diào)整區(qū)提高采收率16.6%。“十二五”后三年蒸汽驅(qū)井組安排表蒸汽驅(qū)井組由15個(gè)井組增加到42個(gè)。第五部分下步工作方向和保障措施3、攻欠增注，優(yōu)化注水產(chǎn)液結(jié)構(gòu)，實(shí)現(xiàn)老油田自然遞減和含水上升率的有效控制

。采油油田不同開發(fā)方式年產(chǎn)液構(gòu)成圖孤島油田年注水構(gòu)成圖

注水結(jié)構(gòu)優(yōu)化調(diào)整：開展注水井狀況及注水提質(zhì)提效潛力調(diào)查，加大攻欠增注、大修、分注和地面升級(jí)配套，力爭(zhēng)有效注水量每天提升3,000-5,000方。

產(chǎn)液結(jié)構(gòu)優(yōu)化調(diào)整：在注重井網(wǎng)完整性的基礎(chǔ)上，加大高含水、高液量等低效井治理，力爭(zhēng)每天控液3,000-5,000方。第五部分下步工作方向和保障措施二、工藝方面1、加大低效水平井治理低效水平井治理低液井優(yōu)化二次防砂、化學(xué)解堵、降粘注汽等措施高含水研究配套找堵水工藝，卡封出水段、優(yōu)化堵水工藝措施套損引進(jìn)配套應(yīng)用水平井修井工藝，打撈修套作業(yè)措施、免鉆塞完井技術(shù)第五部分下步工作方向和保障措施開發(fā)難點(diǎn)工藝對(duì)策注汽壓力偏高、驅(qū)替效率低粘土含量高，有較強(qiáng)水敏性薄膜擴(kuò)展劑全過(guò)程油層保護(hù)，防膨劑的優(yōu)選生產(chǎn)時(shí)間短，地層能量低CO2或N2氣體增能、助排、降粘特稠油HDCS、HDNS及注采一體化工藝2、加大低效熱采井治理，實(shí)施各類熱采控水工藝。在低品位稠油單元，配套應(yīng)用相應(yīng)稠油工藝。第五部分下步工作方向和保障措施三、經(jīng)營(yíng)管理方面

1、立足價(jià)值化管理，深化內(nèi)部模擬市場(chǎng)運(yùn)行體系。引入市場(chǎng)供需機(jī)制、價(jià)格機(jī)制、利益機(jī)制和競(jìng)爭(zhēng)機(jī)制，深化以油藏經(jīng)營(yíng)管理區(qū)為核心，作業(yè)、集輸注水、監(jiān)測(cè)、熱采、供電等為“乙方”的內(nèi)部模擬市場(chǎng)運(yùn)行體系，進(jìn)而使各類資源得到高效配置，經(jīng)濟(jì)運(yùn)營(yíng)效率得到有效提升，推動(dòng)實(shí)現(xiàn)了油田經(jīng)營(yíng)管理更加科學(xué)高效。第五部分下步工作方向和保障措施2、營(yíng)運(yùn)資產(chǎn)動(dòng)態(tài)化配置。盤活存量資產(chǎn)，健全營(yíng)運(yùn)指標(biāo)動(dòng)態(tài)記錄，配套“測(cè)、保、修、改、調(diào)、補(bǔ)、退”動(dòng)態(tài)調(diào)整機(jī)制，推行重點(diǎn)單機(jī)成本核算，利用單井計(jì)量、單井作業(yè)、單車消耗等管理手段，提高區(qū)塊核算準(zhǔn)確性，提升資產(chǎn)使用效率。優(yōu)化前系統(tǒng)效率

（%）井?dāng)?shù)

（口）合計(jì)

（口）提高幅度（%）<10%711128<1%10-20%9720-30%18230-40%317>40%461<10%647831-5%10-20%16220-30%18930-40%214>40%154<10%183255-10%10-20%4020-30%10930-40%117>40%41<10%857>10%10-20%2220-30%1930-40%8>40%0潛力井平均系統(tǒng)效率31.2%+2.8%34.0%用電量16181-915萬(wàn)度15266預(yù)計(jì)效果油井調(diào)參主要設(shè)備狀況新度系數(shù)28%22%37%11%第五部分下步工作方向和保障措施

3、立足成本運(yùn)行精細(xì)化，開展單元成本目標(biāo)化管理。圍繞區(qū)塊成本管理，深化單元目標(biāo)化管理，繼續(xù)深入拓展成本優(yōu)化空間。單元目標(biāo)化橫向上推廣到所有單元，縱向上深化到基層隊(duì)注采管理，形成油田、區(qū)塊（單元）、井組、單井四級(jí)動(dòng)態(tài)分析體系，建立單元目標(biāo)化管理網(wǎng)絡(luò)，加強(qiáng)監(jiān)控和考核力度，責(zé)任落實(shí)到人，建立有效激勵(lì)機(jī)制。區(qū)塊消耗基準(zhǔn)材料費(fèi)潤(rùn)滑對(duì)象潤(rùn)滑單耗8型機(jī)10型機(jī)12型機(jī)皮帶機(jī)要素成本功能成本工藝成本材料費(fèi)動(dòng)力費(fèi)作業(yè)費(fèi)修理費(fèi)水循環(huán)措施增油稠油注汽三采注入三采成本稠油成本水驅(qū)成本固定費(fèi)用變動(dòng)費(fèi)用第五部分下步工作方向和保障措施

4、強(qiáng)化HSE源頭管理，實(shí)施低碳綠色再生戰(zhàn)略。加強(qiáng)硫化氫和一氧化碳的防控；對(duì)伴生氣中的二氧化碳進(jìn)行精制提純，達(dá)到工業(yè)級(jí)別，實(shí)現(xiàn)減排低碳和再生資源利用的綜合效果；加大職業(yè)健康投入，大力提升職業(yè)健康管理的“軟、硬實(shí)力”。第五部分下步工作方向和保障措施硫化氫四色管理聯(lián)合站脫硫工藝流程圖目錄第一部分基本情況第四部分存在的矛盾和主要問(wèn)題第二部分區(qū)塊投入產(chǎn)出分析第五部分下步工作方向和保障措施第六部分相關(guān)啟示和建議第三部分2013-2015年效益測(cè)算第六部分啟示和建議

通過(guò)對(duì)油田投入產(chǎn)出的分析，引導(dǎo)油田企業(yè)牢固樹立“讓開采的每一噸油都是經(jīng)濟(jì)的”理念，摸清油田不同開發(fā)階段的成本投入特點(diǎn)，建立不同油價(jià)下的投入產(chǎn)出機(jī)制，提升價(jià)值管理理念，進(jìn)而制定合理的配產(chǎn)政策和開發(fā)策略，提高老油田整體開發(fā)效益。這是實(shí)現(xiàn)中石化打造上游長(zhǎng)板的有效途徑之一。通過(guò)分析，我們有以下幾點(diǎn)收獲：第六部分啟示和建議成本的高低決定了油田的競(jìng)爭(zhēng)力和抗風(fēng)險(xiǎn)能力，決定了油田的經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量，也就決定了油田的開發(fā)壽命。要牢固樹立“讓支出的每一分錢都創(chuàng)造價(jià)值，讓管理的每一個(gè)節(jié)點(diǎn)都成為效益增長(zhǎng)點(diǎn)”的理念，從油田勘探、開發(fā)、生產(chǎn)全過(guò)程各個(gè)環(huán)節(jié)的內(nèi)在聯(lián)系入手研究成本的控制問(wèn)題，將