摘要：作为胜利油田难动用储量板块的石油开发中心，经过自2003年以来的快速发展过程，逐步探索出一条独具特色的高成本原油开采之路，并实现经济可持续性良性循环。文章通过阐述石油开发中心的油田特性、成本特性与构成、成本管理方面主要做法与效果、成本管理中存在的问题及对策思路等，对胜利油田难动用储量原油开采成本可持续发展提供参考。
关键词：石油开发中心 难动用储量 成本管理
中图分类号：17275.3 文献标识码：A
文章编号：1004-4914(2009)05-283-02
一、石油开发中心油藏现状及开发特点
石油开发中心自2003年成立以来，原油产量迅速提高，由2003年的6000吨发展到2008年的70万吨，发展速度及资产规模呈几何形趋势发展。油区跨四地市九县区，南至现河乐安油田，北到河口采油厂，西到临盘采油厂，东到黄河人海口，都有石油开发中心的生产油区。
1 资源特点。石油开发中心现有油井总井数680口，其中稠油热采井390口，占总井数57％，现有区块从储量品位看，均以特一超稠油油藏和特低渗油藏为主，其中特-超稠油油藏地质储量9892万吨，占总储量的61％；特低渗透油藏4488万吨，占总地质储量的28％；滩海稠油储量1759万吨，占总控制储量的11％。其中稠油油藏特点：(1)稠油油藏以粉细砂为主，出砂严重；(2)以特、超稠油为主，最高30万毫帕秒以上；(3)大部分具较强的边、底水，含油高度低；(4)大部分储层具较强的敏感性，注汽、注水、钻井、作业过程易造成伤害；(5)特稠油单层厚度一般小于6m。
特低渗油藏特点：(1)油藏埋深均大于3200米；(2)孔隙度小于14％，渗透率小于5毫达西；(3)层薄且含油井段长，井段长一般在200米左右。
2 开采工艺。(1)在稠油、特超稠油的开采上，主要以水平井套管完井+精密滤砂管挤压砾石充填防砂工艺，同时配以中心的专利产品SLKF油溶性降粘剂和C02加蒸汽吞吐工艺。(2)在特低渗透油藏的开采上，以低渗透、薄互层油藏压裂配套技术。(3)在滩海油田开采上，建立了路岛合一的海油陆采配套开采技术，对滩海油藏实现了有效动用。(4)区块分布散，多数区块不能形成规模以实现管网输油。目前，石油开发中心通过干线外输油液100万吨左右，车辆运输油液60万吨。石油开发中心超稠油的特性，又使车辆外运极其困难，具体表现在稠油装车、卸车难，装一车油液要3个小时，而卸一车油液同样要用3－4小时，每车每天最多拉一车。而且，为了保持原油的流动性而易于装卸，必须经常烧煤或用电加热的方式来保持原油温度，大大增加了成本投入。
二、难动用储量成本特性与构成
石油开发中心经过几年的快速发展，原油成本逐年上升，吨油完全成本由1445元，吨上升到1878元，吨，吨油操作成本由1182元/吨上升到1338元/吨。从不同油藏类型来看，成本构成方式有所区别。
1 稠油区块开采工艺复杂，开采难度大，吨油成本高。目前石油开发中心特超稠油开采主要采用水平井二氧化碳辅助蒸汽吞吐技术(简称DCS)，这种稠油开采方式周期费用高，D是指高效油溶性降粘剂，水平井一般用量为40吨，井。C是指二氧化碳，水平井用量每米油层用1吨，平均单井用量为200吨，井。S是指注汽，每米油层为10吨/米，单井用量为2000吨，井。每口井每周期费用费用在120万元左右，周期内吨油成本700-800元。下面以郑411区块为例，其成本构成如下表：
从表中可以看出，作业费和注汽费达到792元/吨，占总成本的37％。
2 特低渗透区块单井产量低，压裂费用高，造成吨油成本高。石油开发中心特低渗透区块主要以整体压裂改造，改善地层渗透状况，降低油流阻力提高产液量。但压裂费用高，有效周期短，单井产量低。下面是滨425区块2008年一季度4口压裂井效果表。
目前石油开发中心中心的压裂主要以单井加砂量在80m3左右的大型压裂为主，平均单井压裂费在135万元，但压裂后单井产量仅4吨多。使得吨油成本高。
3 滩海油田海油陆采平台投资规模大，折旧费用高，造成吨油成本高。滩海油田采取采用路岛合一的建设模式，目前建成4个平台，投资4.2亿元，钻井90口，投资3.8亿元，巨额的前期投入，使滩海油田的成本相对较高，目前我们的滩海油田一垦东12区块吨油折旧费近800元。
三、石油开发中心成本管理主要做法与效果
1 加大科研经费投入，强化科技创新，采油工艺技术逐步完善。石油开发中心经过几年努力，针对难动用储量开发难点，加大科技试验费投入，累计投入科研经费6500多万元。在四大类型油藏开发上初步形成了六大开发技术系列——疏松敏感特稠油油藏开发技术系列；超稠油HDCS强化采油技术系列；特低渗透、薄互层油藏压裂配套技术系列；海油陆采配套采油工艺技术系列；泡沫流体技术系列；热采井先期封堵及延长寿命完井技术系列。通过这些先进生产技术的应用，单井产量明显提高。(1)敏感性特超稠油开发配套技术。针对中心特稠油储量“砂”、“稠”、“水”、“敏”、“薄”等技术难点，2003年以来逐渐配套完善了此类油藏的开发技术系列，目前这些配套技术，已成功应用于草104、草128、草4、郑411东等四个区块，目前开井196口，日产液量2013吨，日产油量1033吨，综合含水48.7％，年产油能力达到33万吨。(2)超稠油油藏HDCS开发配套技术。2007年在三个区块共实施HDCS技术61井次，其中结束周期的有29井次，平均周期注汽2159吨，平均周期产油1619吨，平均油气比0.75；平均周期生产时间151天，周期内平均单井日液24.1吨，日油10.7吨。增油效果明显。(3)低渗透、薄互层油藏压裂配套技术。通过压裂井段射孔优化、优质压裂液应用、油溶性粉陶降滤、C02增能助排，使压裂液返排率由38％提高到52％，压裂效果取得了较大的突破。(4)海油陆采配套开采技术。2005年以来，通过加强油藏地质研究与各项技术的配套攻关，目前已在大斜度高密集钻井工艺技术、大斜度长跨度分类防砂工艺技术、滩海油田举升工艺技术和海工方面形成了配套技术。
2 油压对于具备一定规模的区块，实现管网外输。石油开心中心自成立以来一直采单井拉油的外输原油方式，这种外输方式极易受天气、油地关系所困扰，并且原油外运牵扯大量人力、物力，并且原油运输费用居高不下，吨油原油运输费用达182元/吨，为了降低成本、方便管理，2006年中心投资兴建了草桥地区原油集输系统，实现整个草桥油区原油进管网运输，大大降低了原油外输运费、减少了原油生产的意外因素且便于生产管理。
3 油压利用油公司体制优势，降低成本费用。(1)精简组织机构设置。实
施扁平化管理，减少管理层次，增大管理幅度，对中心机关，坚持精简、高效，合理配置工作人员，目前，包括地质、工艺在内的全体机关工作人员只有109人，不再设置直属单位，实现了小机关、大职能。同时根据所辖油藏规模大小决定基层单位的设置。(2)创新市场运行机制。实行借外力策略，在充分保证油田整体利益的前提下，最大程度地发挥市场的资源优化配置功能，石油开发中心坚持统一采购、统一合同结算、统一核算的“三统一”经营管理模式，保证了中心经营管理工作高效规范运行。
4 建立单井成本分析制度，降低成本费用。石油开发中心管理的区块、油井分散，单井产量低，一直以来，我们坚持将成本核算到单井，通过近几年的努力，基层单位的单井成本意识显著增强，建立了相对完善的单井成本台账，成本费用有逐年下降的趋势。(1)通过对单井耗电的分析，对不同井的生产特点更换不同型号的节能电机及控制设备，节能效果明显。(2)在原油粘度相对较低的区块试验双空心杆掺水代替电加热取得成功，节约成本效果明显。
四、石油开发中心成本管理存在的问题
1 动用储量开发在油田是个新课题，生产中遇到的问题都是新问题，需要不断地试验、摸索。不断地投入资金来解决生产的问题。对难动用储量的开采规律、生产的最佳方式都还要长期探索，成本不确定性很大，有时可能巨额投入不见成效，存在很大潜在风险。
2 油区块单井产量低，自然递减快，每年自然递减在15％～30％之间，如何实现经济开采是难动用储量成本管理的重要问题。经济开采指的是油田开采的经济性与可持续性。在难动用储量油田开采初期投资巨大，但单井产量相对较高、单位操作成本相对较低、油田开发收益较大，而随着油田的持续开发，单井产量由于自然递减而降低、单位操作成本则由于维护费用上升上升、油田开发收益下降，而固定成本则一直保持不变，这增大了难动用版块油气田企业的潜在经营风险。
3 难动用区块油田特点各不相同，有超稠油田、特低渗油田、有海油陆采油田、有常规油田，不同的油田成本构成也不同，摸清各油田的成本发生规律，制定不同油田成本管理战略规划，实现难动用版块的可持续发展。
4 对石油开发中心的考核模式不利于难动用储量的持续开发。目前分公司对石油开发中心的成本管理考核模式是按照吨油成本进行考核的，以至于由于成本压力所致，许多难动用储量没有得到有效的动用。
5 石油开心中心为油公司模式，而实际操作中油公司的优点并没有发挥到最大化。作为独立法人的油公司，本应是利润最大化的企业经营模式，而现实中，石油开发中心却变成了与采油厂一样的成本中心，这大限制了油公司对于有利润的高成本区块原油开采的积极性，客观上制约了油公司的进一步发展成长。
6 由于产量压力，中心对取得的新区块往往一次性将井布完，使得油公司长期持续发展受到制约，并且使中心投资规模偏大，随着油田的产量的快速递减，中心将背负沉重的成本，直接给中心带来经营风险。
五、石油开发中心成本管理探讨
1 确定合理的投资规模是石油开发中心可持续发展的基础，实现经济投资，保证投资有序投入，牢记今天的投资就是明天的成本，根据油藏特点，不一次性大规模投入，做到逐年投入，持续发展。建议分公司减轻油公司的产量压力。
2 加大科技成本投入，加强对先导试验的支持力度，保障资金对技术的投入。加大科技投入，可以为难动用版块摸索先进的生产、地质工艺，以最终实现科技增油、科技降本的目标。经过几年的投入，我们已经摸索出包括HDCS在内的一系列先进生产技术，为石油开发中心特超稠油油藏郑411块、坨826块的整体规模开发提供了强大的技术支持，实现了产量上规模，油田见收益。
3 据稠油开发自然递减快的特殊性，前期产量高，操作成本低，收益高，后期产最低，操作成本高，收益低，如分公司总按固定成本对油公司进行考核，约束了油公司对企业经营风险的规避能力，可以允许油公司不按分公司对资产折旧管理，因为油公司与采油厂本来性质资源特性就不一样，对其资产管理理应有其特殊性，对其对资产按照加速折旧法提取折旧，或按照吨油折旧来计算当期折旧费用，这样可以解决收入和成本不配比的问题，从而更好的体现当期经济效益，也有利于投资的回收。作为具有法人地位的油公司来讲，探索是否可以与当地主管税务机关协调，使用加速折旧方法的可行性。
4 公司应当对油公司实行更加灵活的考核机制，在完成分公司下达的产量基础上。对于超产部分实行利润考核，这种油价不是人为估定价格，而是根据一段时期内市场价来确定的。可以在目前高油价的情况下，在完成分公司下达的产量指标的情况下，对高成本区块实现有效动用。
5 于油公司来讲直接用利润最大化来考核油公司，对当前变动剧烈的油价来讲，分公司难于操作，建议分公司对油公司实行成本、利润双指标相关考核。也就是说成本超支、利润完成和成本节约、利润未完成仍视为完成经营任务。
(作者单位：胜利石油管理局石油开发中心 山东东营57000)
(责 编：贾 伟)