吳起老油田油氣生產(chǎn)成本管理

隨著我國市場經(jīng)濟的快速發(fā)展，油氣田生產(chǎn)經(jīng)營的市場競爭日益激烈，如何降低油田生產(chǎn)成本和經(jīng)營成本，提高企業(yè)工作效率將是油田企業(yè)急需解決的問題，該文通過對吳起老油田成本分析，簡要闡述了降低成本的方法。

一、吳起老油田開發(fā)歷史簡介

吳旗油田是長慶油田在陜北勘探開發(fā)的重點油田之一，1964年開始鉆第一口探井吳三井，發(fā)現(xiàn)侏羅系和三疊系地層有含油顯示。1971年2月，在吳三井東南200 m處，鉆吳1井，在侏羅系延3油層獲日產(chǎn)9 m3工業(yè)油流；同年7月又在吳旗張坪完鉆吳8井，在侏羅系延9油層獲得日產(chǎn)90.7 m3的高產(chǎn)工業(yè)油流，從而揭開了吳旗地區(qū)重點勘探的序幕。

1987年采用不規(guī)則井網(wǎng)、利用自然能量全面投入開發(fā)，投產(chǎn)主力區(qū)塊是吳133區(qū)、吳135區(qū)延10油藏，到1990年已投產(chǎn)67口，單井日產(chǎn)水平7.20 t，含水16.3%，累計產(chǎn)油85.9058×104t，動用儲量1129×104t，采油速度1.18%，采出程度7.61%。形成了一定規(guī)模的原油生產(chǎn)能力，為陜北原油上產(chǎn)奠定了堅實的基礎(chǔ)，它就是當時的長慶勘探局采油一分部。該文原載于中國社會科學院文獻信息中心主辦的《環(huán)球市場信息導(dǎo)報》雜志http：//www.ems86.com總第543期2014年第11期-----轉(zhuǎn)載須注名來源該階段投產(chǎn)主力區(qū)塊吳133區(qū)、吳135區(qū)延10油藏，利用自然能量開發(fā)，控水穩(wěn)油技術(shù)主要是應(yīng)用合理生產(chǎn)壓差，控制底水上錐速度，平穩(wěn)生產(chǎn)，這期間嚴格執(zhí)行油藏開發(fā)技術(shù)政策：采油速度控制在1.5-2.0%之間，生產(chǎn)壓差控制在1.61-2.00Mpa之間，開發(fā)指標優(yōu)于方案指標，使油藏管理達到了高效開發(fā)的要求。

吳旗油田開發(fā)呈遞減趨勢，含水自然上升，產(chǎn)量連年遞減，穩(wěn)產(chǎn)難度增大。目前吳起老油田為3個井區(qū)：吳133井區(qū)、吳135井區(qū)、吳88井區(qū)，管理著 6個區(qū)塊6個層系；油田區(qū)塊多層系復(fù)雜，經(jīng)過42年的開發(fā)，所管理的油藏由單一的侏羅系到侏羅系、三疊系并存。油井開井數(shù)190口，水井開井數(shù) 48 口，平均單井日產(chǎn)液 9.49 方，日產(chǎn)油1.6噸 。

二、吳起老油田成本變動分析

老油田操作成本變動。如表1所示吳起老油田近五年的油氣生產(chǎn)成本逐年升高，尤其在2011年、2012年油氣生產(chǎn)的成本增幅較大，主要是對老油田的井筒進行了集中治理。

表1 吳起老油田油氣生產(chǎn)成本趨勢圖（2008-2012）

從表2可以看出單井費用逐年升高，但是在2010年直線下降，由于單井產(chǎn)量遞減較快，2011年、2012年加大了投入。

表2 吳起老油田單井操作陳本變動趨勢圖（2008-2012）

老油田產(chǎn)量與操作成本變動趨勢。吳旗油田開發(fā)呈遞減趨勢，含水自然上升，產(chǎn)量連年遞減，雖然在2009年后逐漸增加產(chǎn)建，但是老油田的產(chǎn)量在2010年后還是繼續(xù)下降，穩(wěn)產(chǎn)難度大。

表3 吳起老油田產(chǎn)量與操作成本變動趨勢圖

三、確定老油田經(jīng)濟界限產(chǎn)量的方法

我們采取盈虧平衡的方法，確定盈虧平衡點，將盈虧平衡點作為經(jīng)濟界限產(chǎn)量。

由于利潤的計算公式可表示為：P=SP（X）-VX（X）-FC

而盈虧臨界點是企業(yè)利潤等于零時的產(chǎn)量，即 BE（SP）-BE（VC）-FC=0

因而得到：BE=

盈虧臨界點的產(chǎn)量=

根據(jù)上述公式，我們分別計算了老油田2010年、2011年、2012年的盈虧臨界點產(chǎn)量（經(jīng)濟界限產(chǎn)量）。

（1）采用2010年內(nèi)供原油接軌價為3761元/噸計算：

（2）采用2011年內(nèi)供原油接軌價為4831元/噸計算：

（3）采用2012年內(nèi)供原油接軌價為5624元/噸計算：

通過三年價格的分別計算，2010年的原油實際產(chǎn)量較原油臨界產(chǎn)量比為三年中最高，屬于效益最大化。

四、2011年、2012年未實現(xiàn)效益最大化生產(chǎn)的原因分析

開發(fā)時間較長。隨著老油田開發(fā)時間的延長，油田產(chǎn)量遞減較快，穩(wěn)產(chǎn)難度大，以致造成單井產(chǎn)量較低。

油藏的原因。由于油藏本身的原因，呈現(xiàn)高液量、高含水現(xiàn)象，部分新投油井在生產(chǎn)初期單井產(chǎn)量就較低。

動力費支出較高。老油田每年發(fā)生的動力費占到總操作成本的28%-33%，主要是承擔了較大一部分的地方農(nóng)用電，近兩年因老油田產(chǎn)建外協(xié)問題，每投一口新井，必須增加農(nóng)用電10戶—15戶，造成農(nóng)用電上升幅度較大。

材料費成本偏高。在老油田產(chǎn)量遞減較快，穩(wěn)產(chǎn)難的情況下，加大了材料（尤其油管桿）投入，無效、低效投入較多。

五、提高油田開發(fā)經(jīng)濟效益的主要途徑

根據(jù)盈虧臨界點計算公式可知，影響盈虧臨界點數(shù)值的主要參數(shù)為固定成本、變動成本、原油價格、產(chǎn)量等。因此提高油田開發(fā)的經(jīng)濟效益的主要應(yīng)從以下三個方面入手：

大力降低固定成本。降低固定成本主要從勘探開發(fā)和產(chǎn)能建設(shè)抓起。要牢固樹立“今天的投資就是明天的成本的觀念”。要從勘探開發(fā)決策、方案設(shè)計、工程施工質(zhì)量等方面入手，大力降低投資成本。

大力提高單井產(chǎn)量。根據(jù)老油田的特點，制定科學的開發(fā)方案，提高單井的效益產(chǎn)量，根據(jù)油藏特點，積極開展油層改造的措施，提高單井的效益產(chǎn)量。

大力降低變動成本。完善老油田成本管理體系，實現(xiàn)全員、全方位、全過程的成本管理；積極推行生產(chǎn)經(jīng)營一體化，通過生產(chǎn)對標、技術(shù)對標、成本對標管理相結(jié)合辦法，找出生產(chǎn)環(huán)節(jié)中的成本可控點，降低成本；完善老油田效益評估體系，杜絕無效、低效投入，努力實現(xiàn)效益最大化；充分挖掘老油田內(nèi)部潛力，降低成本支出。

吳起老油田如無人為決策影響、原油內(nèi)供價格為2013年的5085元/噸、固定成本6078.09萬元和變動成本6006.61萬元為三年內(nèi)最低的情況下：

盈虧臨界點的產(chǎn)量= =2.3767（萬噸）

當老油田的實際產(chǎn)量高出盈虧臨界點產(chǎn)量為最高時，實現(xiàn)了效益最大化。