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h公司水平井开发成本效益的调查分析--大学毕业设计论文

H公司水平井开发成本效益的调查分析

内容摘要

伴随着油田勘探开发的不断深入，油气藏开采难度日益增加，开发成本逐渐增高。为了提高单井油气产量，降低开发综合成本，国内外众多油气生产企业加大了水平井开采技术的研究和应用，水平井已经成为油田开发提高采收率的重要手段。水平井技术不仅可用于直井不能开采的边际油藏和没有价值的油藏，还可用于开发地面空间受到限制的油藏、存在锥进问题的油藏、裂缝性等存在定向渗透的非均质油藏和薄层油藏等。另外水平井开采方式在稠油、超稠油开发方面，效果尤其显著，由于增加了与油层的接触面积，可以提高油层的吸汽能力，加速井筒到油藏之间的热传递，同时油层供液能力强，采油指数高，周期生产时间长、油汽比高。

本次调研走访了多个水平井较多的采油单位，并参加了业务主管部门召开的水平井总结会议。通过多方调查和收集资料，理清传统直井和水平井在开发工艺、流程、设备状况、单位进尺投资、操作成本投入等方面的差异，认真研究水平井生产对投资及操作成本的影响，形成了比较翔实有说服力的调研报告。

水平井注水采油方式是当今世界上油（气）田开发，最新、最先进的工艺技术之一。水平井与同期调整井或周围直井相比，投资约为直井的1.5～3.1倍，单井增加可采储量约为直井的2～3倍，产量约为直井的2～5倍，甚至更高。所以水平井开发具有较大的优势。

关键词：水平井开发对比分析

一、H公司水平井开发总体情况.......................................... - 3 -

二、水平井投资高于直井 (7)

（一）钻井周期长 (7)

（二）测井、录井工艺复杂.......................................... - 6 - （三）随钻仪器价格高.............................................. - 7 - （四）钻井液价格高................................................ - 7 - （五）套管费用高 (8)

三、水平井成本消耗低于直井 (8)

（一）材料费 (8)

（二）电费 (9)

（三）作业费 (10)

（四）注汽费..................................................... - 10 - （五）测井试井费................................................. - 11 - （六）基本运行费.. (12)

四、水平井开发方式周期效果好，吨油成本低 (13)

（一）优点 (13)

（二）缺点 (13)

（三）结论 (14)

（四）水平井技术应用范例......................................... - 13 -

参考文献 (15)

H公司水平井开发成本效益的调查分析

凡是井眼在产层延伸较长距离、井斜角达到85°以上的井统称为水平井。见示意图。

图1 水平井示意图

一、 H公司水平井开发总体情况

H公司自“八五”初期开始进行水平井、侧钻水平井方面的研究和试验工作，经过单水平井攻关试验、以断块为单元水平井开发和侧钻水平井试验、大规模应用水平井技术等三个

发展阶段，目前水平井技术应用领域和规模不断扩大，水平井开发已经成为H 公司提高储量动用程度和油藏采收率的重要方式。

图2 辽河油田上市以来水平井数

416

128

220

100200300

400500

200

1年

200

2年

200

3年

200

4年

200

5年

200

6年

200

7年

200

8年预

计

当年末水平井数

目前，H 公司完钻的大部分水平井是开发水平井，只有少数井是勘探水平井。除少数水平井采用螺杆泵、电潜泵举升方式外，96％以上的水平井采用有杆泵。水平井开采是一种高投资、高风险、高回报的油气资源开发方式，因此水平井开发是需要慎重决策，有效组织的系统工程。

截止到2006年底，H 公司水平井总井数达220口，预计到2008年底，水平井将达416口，比2008年初增加89％；随着水平井开发规模快速扩大，水平井油气综合产量也逐年上升，2008年1-9月份水平井油气综合产量为95.18万吨，占油区总产量的11.88％；预计2008年全年水平井油气综合产量132.96万吨，占总产量的10.84％。2008年水平井开发总体情况如下。

表1 2008年水平井开发情况表

井数(口)

图3 2007年度各单位新增水平井

图4 2008年度各单位预计新增水平井

二、水平井投资高于直井

水平井投资一般包括：钻井费用（钻机搬迁、钻机运行、固井、管材）、测井费用、录井费用、完井费用、泥浆费用、MWD费用、特殊工具摊销费用（螺杆钻具等）、地质跟踪服务费用等。从统计结果分析，水平井投资与直井差别主要是在钻井、录井、测井方面，水平井平均单井投资一般是直井的1.5-3.1倍。造成水平井投资高的主要因素如下：

（一）钻井周期长

1、钻井工艺过程自身的复杂性：水平井的钻井施工与直井相比有较大的风险性，如水平井段容易发生意外情况，钻井事故多；需要不断清洁井眼和频繁起下钻；与直井相比较在钻井技术方面还不是很完善，现场事故处理能力不高、协调效率低。设计水平井大部分是薄油层，风险大，地质跟踪困难，经常出现钻不到油层现象，造成填井或报废。

2、井斜大、随钻定向使用螺杆钻进,比转盘钻进慢，钻井周期长。

3、导眼钻进增加进尺：水平井在钻主眼水平段之前一般要先钻导眼，然后根据导眼的油气显示情况、油层深度，再钻主眼水平段,导致水平井进尺普遍比直井多。

4、目前水平井技术较多用来开发薄油层，油层薄，走向不易掌握，极易钻遇泥岩，需调整设计,从而影响钻井周期。

5、水平井靶前位移大，造成油井斜深大，延长了油井钻井周期。

6、水平井需要专用工具、仪器，延长钻井时间。

以上因素造成水平井的钻井速度慢、周期长，钻井周期大约是直井的3至4倍。因此水平井钻井定额高，造成钻井成本高于直井。

（二）测井、录井工艺复杂

直井测井属常规测井，由于井斜较小，多采用电测仪器自由下放的方式，省时省力。水平井井斜超过60度后，电测仪器就不能自由下放，必须用钻具送。另外导眼井段还需进行电测，因此与直井相比，水平井要进行双眼电测，外加3700系列测井，费用高。直井测井单井费用一般为50万元，水平井测井单井费用一般为170万元，是直井的3.4倍。

录井方面，一般水平井设计除常规录井外有综合录井，综合录井单井费用大约30万元。另外由于水平井钻具结构繁琐、井眼复杂、岩屑运移方式改变，钻井岩屑细小混杂，代表性

差等原因，造成岩屑描述困难，油气显示落实和归位难度增加，钻时不能准确反映地层岩性和物性。而且水平井钻井为减少钻具"磨阻"往往要使用混油钻井液，极大的影响荧光录井、气测录井的作用。所有这些因素都会降低录井采集品质、岩性和油气层的符合率，削弱现场录井对钻井施工的地质导向作用。

（三）随钻仪器价格高

直井一般采用有线随钻仪器，而水平井由于钻井过程中轨迹控制难度大，必须采用无线随钻仪器（用MWD、LWD或采用美国斯伦贝谢公司随钻仪器）来控制轨迹，费用高、时间长。目前随钻仪器MWD费用30万元，LWD费用80万元，斯伦贝谢随钻仪器每天需要费用3万元。

（四）钻井液价格高

直井一般采用普通水基泥浆，而水平井需要润滑、稳定井壁，一般采用混油泥浆，这种钻井液价格要比直井钻井液高。

（五）套管费用高

直井一般为二开井身结构，即表层下外径∮273.5mm套管，下深250m，油套用外径∮177.8mm套管。而水平井采用三开井身结构，即表层下外径∮339.2mm套管，技术套管用外径∮244.5mm套管，三开水平段下激光割缝筛管，外径为∮177.8mm，因此水平井套管费用一般比直井高。

三、水平井成本消耗低于直井

目前，H公司水平井中有稀油水平井、普通稠油水平井、超稠油水平井和高凝油水平井。其中普通稠油水平井、超稠油水平井占水平井总井数的比例高达80.24%，分别为36.47％、43.77％，这两类油品的水平井具有一定的代表性，现以这两类水平井与直井为例对成本消耗情况作对比：

水平井单井年材料费支出大于直井。一是水平井作业工序复杂，为减少因管材质量问题而导致的作业施工，大多使用新的管、杆、泵；二是井下工具、抽油泵质量要求高，类型多而且复杂（如分段注汽阀、空心杆扶正减磨器、柔性金属泵、强开强闭浮环泵、直线电机潜油电泵），单价普遍高。水平井使用的特种抽油泵（73mm、83mm、95mm）比直井使用的普通抽油泵（57mm）单价高4000～5000元，仅抽油泵一项每年比直井多支出6750～9000元；三是超稠油水平井开发普遍使用三元复合吞吐，黄酸盐、二氧化碳等消耗量是直井的2～3倍，仅此一项每年比直井多支出33000元。

表2 材料费对比表

1、普通稠油水平井与普通稠油直井对比：

直井：吨油材料费消耗：21元/吨；平均单井消耗3万元/口。

水平井：吨油材料费消耗：12元/吨；平均单井消耗5.4万元/口。

比较：水平井吨油材料费消耗是直井的0.57倍；平均单井消耗是直井的1.8倍。

2、超稠油水平井与超稠油直井对比：

直井：吨油材料费消耗：57.68元/吨；平均单井消耗6.8万元/口。

水平井：吨油材料费消耗16.95元/吨；平均单井消耗9.5万元/口。

比较：水平井吨油材料费消耗是直井的0.29倍；平均单井消耗是直井的1.4倍。

水平井单井年电量消耗远高于直井。一是由于水平井井深普遍大于直井，加之排液量大，因此水平井大多使用大型抽油机和大排量泵，目前稠油水平井开发普遍使用12型抽油机、72mm～95mm抽油泵，所用电动机额定功率达到37～45千瓦，有些超稠油水平井使用20型的塔式抽油机，其所用电动机额定功率高达110千瓦。而一般直井采用8型或10型抽油机，所用电动机额定功率大多只有30～35千瓦，仅电动机功率一项因素，水平井年耗电量（按41千瓦计算）比直井多（6*24*0.76*365）39，946度；二是稠油、超稠油开发中广泛采用电加热工艺，由于水平井排液量大，加热所耗电量也大于直井，年耗电增加13,661度

(380*18*0.3/1000*24*0.76*365）。以上两项因素导致水平井单井年耗电增加53,607度。

表3 电量消耗对比表

1、普通稠油水平井与普通稠油直井对比：

直井：吨油耗电量71.1度/吨；平均单井消耗电量14.8万度/口。

水平井：吨油耗电量55度/吨；平均单井消耗电量16.8万度/口。

比较：水平井吨油耗电量是直井的0.77倍；平均单井消耗是直井的1.14倍。

2、超稠油水平井与超稠油直井对比：

直井：吨油耗电量85度/吨；平均单井消耗电量16.2万度/口。

水平井：吨油耗电量65度/吨；平均单井消耗电量23.2万度/口。

比较：水平井吨油耗电量是直井的0.76倍；平均单井消耗是直井的1.43倍。

由于水平井日产高、生产周期长，维护及措施性工作量较直井少，但是水平井单次作业费高于直井。一是由于水平井平均井深高于直井，且含有水平段，作业工艺技术难度大，工艺复杂，如水平井单次转抽作业费是直井的1.84倍，检泵作业也比直井多3700元;二是为了避免套管因作业损坏，水平井作业对起下管过程限速，导致作业时间延长，此因素增加作业费1200元/井次；三是由于水平井注氮气隔热作业单次注氮量往往大于4000方，注氮费比直井高7500元/井次。综合以上因素，水平井年作业费比直井略多，但是吨油作业费明显低于直井。

表4 作业费对比表

1、普通稠油水平井与普通稠油直井对比：

直井：吨油作业费支出60元/吨；平均单井消耗4.8万元/口。

水平井：吨油作业费支出21元/吨；平均单井消耗6.2万元/口。

比较：水平井吨油作业费支出是直井的0.35倍；平均单井消耗是直井的1.29倍。

2、超稠油水平井与超稠油直井对比：

直井：吨油作业费支出61元/吨；平均单井消耗5.6万元/口。

水平井：吨油作业费支出25元/吨；平均单井消耗8.6万元/口。

比较：水平井吨油作业费支出是直井的0.41倍；平均单井消耗是直井的1.54倍。

（四）注汽费

水平井单井年注汽量高于直井，周期油气比也比同周期直井高。水平井水平段较长、油层厚度大，注汽覆盖面很大（水平井注汽井段长100～500米，而直井注汽生产井段一般长

25～30米），必须采用大排量注汽（直井设计注汽强度一般为70～80方/米，水平井设计注汽强度20～30方/米），而且要逐轮提高注汽强度（每轮比前一轮提高10～15%注汽量），因此水平井设计注汽量普遍高于直井注汽量(水平井单次注汽量5000～8000方，直井单次注汽量1500～3000方)。但是，水平井年注汽轮次少于直井（水平井年注汽轮次1.5～2次/井，直井一般2～3次/井）。

综合以上因素，可以看出水平井年注汽量比直井高6700方（6500*2-2250*2.8），按照27.82元/方（不含自用油气等燃料费）的平均单位注汽成本计算，水平井年注汽费比直井高18.64万元。

表5 注汽费对比表

1、普通稠油水平井与普通稠油直井对比：

直井：吨油注汽量消耗2.2方/吨；平均单井3200方/口。

水平井：吨油注汽量消耗2方/吨；平均单井9500方/口。

比较：水平井吨油注汽量消耗是直井的0.91倍；平均单井消耗是直井的2.97倍。

2、超稠油水平井与超稠油直井对比：

直井：吨油注汽量消耗2.8方/吨；平均单井6000方/口。

水平井：吨油注汽量消耗2.5方/吨；平均单井11250方/口。

比较：水平井吨油注汽量消耗是直井的0.89倍；平均单井消耗是直井的1.88倍。

（五）测井试井费

水平井测试费高于直井。一是由于存在水平段，水平井测试工序比直井复杂；二是为准确掌握井下温度及压力等参数，水平井每次注汽前都需要进行测试，而直井一般测试比率只有5％。以上因素增加水平井年测试费3万元。

（六）基本运行费

1、普通稠油水平井与普通稠油直井对比：

直井：吨油基本运行费392元/吨。

水平井：吨油基本运行费294元/吨。

比较：水平井吨油基本运行费是直井的0.75倍。

2、超稠油水平井与超稠油直井对比：

直井：吨油基本运行费400元/吨。

水平井：吨油基本运行费320元/吨。

比较：水平井吨油基本运行费是直井的0.8倍。

四、水平井开发方式周期效果好，吨油成本低

（一）优点

1、水平井增加了油流通道、泄油面积以及与油层的接触面积，不但可以提高油层的吸汽能力，加速井筒到油藏之间的热传递，同时油层供液能力强，采油指数高，周期生产时间长、油汽比高。

2、水平井产量比较高而且平稳（一般是直井日产量的2 ~5.4倍），生产周期长，而且水平井后期的作业措施费比直井低。

3、水平井周期效果好，吨油成本低。对比水平井与直井周期吨油成本，水平井约为直井的70%～80%左右。由于水平井的日产水平、周期生产时间高于直井，这样在生产管理上还具有管理工作量小、劳动强度低、作业成本低、吨油能耗低及设备投入少等优点。

4、水平井的抗风险能力较直井强。当油价下降20%时，水平井仍能达到盈亏平衡，而直井油价下降6%即出现亏损。

（二）缺点

1、投入高，单井投资一般为直井的3.1倍。

2、后期工艺措施实施难。水平井井眼轨迹控制技术、完井技术和对钻井液的性能指标要求高，工艺过程复杂。水平井录取资料难度大。受技术水平等限制，侧钻水平井井眼通径、生产井段套管变形、水平井井下高温测试技术缺乏、筛管完井方式不利于后期工艺措施的实施等问题未得到有效解决。

（三）结论

水平井注水采油方式是当今世界上油（气）田开发，最新、最先进的工艺技术之一。水平井与同期调整井或周围直井相比，投资约为直井的1.5～3.1倍，单井增加可采储量约为直井的2～3倍，产量约为直井的2～5倍，甚至更高。

（四）利用水平井技术成功动用薄层边际储量应用范例

茨631块位于茨榆坨断裂背斜构造带中部，探明含油面积1.14km2，石油地质储量35.03×104t，含油层位为一套低阻薄互砂层，平均发育油层厚度仅2.0m。由于砂体分布范围较小、储层较薄、渗透性差等原因，应用直井常规及压裂投产后，产能较低且产量下降较快，难以投入有效开发。为动用该块石油地质储量，2007年4月，在断块东北部部署了茨631-H公司2井，该井于5月27日完钻，完钻井深2690.0m，目的层垂直厚度仅1.2m。6月3日投产，初期日产油40.0t，为区块直井产量的4倍，日产气4377m3，含水8.0%；目前日产油9.3t，含水3.0%，阶段累产油1789t，累产气11.03×104m3。茨631-H公司2井的成功实施，为同类油藏水平井开发提供了很好的先例。

参考文献

1. 李勇、李保柱、胡永乐、焦玉卫、丁伟，“水平井分段生产试井模型求解新方法”，《重庆科技学院学报(自然科学版)》, 2008年第5期。

2. 付建华、骆进、李朝阳，“国内水平井修井工艺技术现状”，《钻采工艺》, 2008年第6期。

3.周永炳、臧伟，“大庆外围低渗透油田水平井产能公式研究”，《内蒙古石油化工》, 2008年第15期。