边际油田开发范文

边际油田开发范文（精选5篇）

边际油田开发 第1篇

1.1 最少设施平台

最少设施平台的特点是平台设施少, 自动化程度高, 平台结构简单, 建造周期短, 安装费用低。这种平台首先出现在墨西哥湾的气田, 而后在世界各海域边际油田的开发中得到广泛应用。2001年, Mustang工程公司在世界范围内对最少设施平台做了调查, 共整理出约150个小平台设计方案。调研结果发布在“2001 Worldwide Survey of Minimal Platforms for Marginal Fields”, Offshore, 2001.1。据统计, 截至2001年, 全世界共安装小平台>1 500个, 其中美国墨西哥湾>1 200个, 西非63个, 北海59个, 东南亚和墨西哥各39个, 澳大利亚21个。可见, 小平台主要安装在墨西哥湾海域。

此类平台结构型式种类繁多, 如果按平台腿数分类, 则有独腿平台、三腿平台和四腿平台, 大多为独腿和三腿平台。平台容纳的井数为1～16口, 大多为1～6口。

1.2 用钻井船安装平台技术

采用自升式钻井船或半潜式钻井船安装平台, 可大大降低平台安装费用, 改善油田开发的经济性。该技术已在世界各地得到应用, 用得最多的海域是澳大利亚和东南亚近海, 因为那里油田位置偏远, 起重船动复员昂贵。

自升式钻井船一般都有500 t的起升能力, 这为小平台的安装提供了条件。如果在油田开发项目上采用该技术, 则必须在前期研究阶段就要全面论证, 包括平台尺度、质量、运输方法、拟选用的钻井船类型、安装方案等。

1.3 平台自动化技术

平台设施的简化和自动化及可靠的远程监控, 保证了平台的无人操作, 降低了登平台次数及由此引起的人员风险, 操作费用随之降低。在墨西哥湾, 最少设施平台通常只有井口, 工艺设施很少, 处理能力有限, 平台是无人操作的。而在北海, 最少设施平台通常有工艺处理设施, 如气体压缩和脱水, 平台通常是有人操作的。在北海, 为了降低费用, 对最少设施平台实现无人操作, 将是今后面临的技术挑战。

1.4 甲板最小化

设施少, 甲板面积小, 可以大大降低工程投资和操作费用。正是看到了这一点, 油公司如BP和Shell, 工程设计公司如Atlantia、Halliburton、Kvaerner等都以极大的热情研究如何减小甲板上设备的尺寸, 减少占用的空间以及设备质量, 开发和寻求更小、更紧凑的设备。为此, 甚至取消某些系统功能。甲板面积变小, 质量变轻, 不仅可以降低建造费用, 还有可能采用钻井船、Liftboat 或小型浮吊进行安装, 从而降低安装费用。

1.5 动力技术

平台设施的减少, 使得平台的动力消耗随之降低, 也为采用新的、小型的供电方案提供了条件。如热电发电机或闭式循环透平发电机, 其功率范围1～3 kW。还有微透平发电机, 功率范围20～50 kW。Shell、BP和Apache等公司一直在探索使用可再生能源发电技术, 如太阳能、风能和波能发电技术。Shell公司2005年在北海安装了2个小平台, 平台供电由2个6 kW风力涡轮发电机和68个太阳能电池板提供, 后者最大输出功率为55 kW。与传统的气体发动机和柴油发动机相比, 由于设备的维修工作量大大降低, 登平台的频率随之降低。

1.6 标准化

平台的标准化设计和建造一直是油公司和工程公司关注的重点, 其好处是图纸可重复使用, 节省设计费用, 平台的批量建造可以降低建造成本。很多公司都有自己的系列化产品, 如Atlantia公司的Seahorse平台, 共安装了133个。Technip公司的MOSS系列平台, 共安装了约200个。许多按标准化设计的小平台甚至成为一种商品供客户选用。

1.7 筒形基础技术

采用筒形基础技术, 平台易于搬迁, 还可设计成自安装平台, 该技术已逐步被接受。挪威Statoil 公司是世界上第一个采用筒形基础技术安装平台的, 平台1989年安装在北海油田。Chevron和Clyde等油公司也已在他们的平台上采用筒形基础技术, 国外筒形基础平台安装情况见表1。

1.8 登平台技术

在2001年调查整理出的150个最少设施平台方案中, 几乎所有平台都设有直升机甲板, 乘直升机上平台是传统的登平台方式, 后来又开发出乘船登平台设施。Seascape Access、Oceantech、Halliburton等公司已开发出登平台的专利技术, 这些技术使得乘船登平台所允许的海况条件与乘直升飞机上平台相近。

登平台设施的设计不仅要考虑安全问题, 还要考虑无人平台的防盗和故意破坏。

2 小型FPSO

据统计, 截至2006年8月, 全世界共有8艘专门为边际油田的开发而建造或改造的小型FPSO。

2.1 Crystal Sea/Crystal Ocean

Crystal Sea和Crystal Ocean是两艘小型FPSO, 载质量约10 000 t, 先后于1994年和1999年由挪威Brovig Offshore公司建造。船东最初的目的是用这两艘小型FPSO在北海油田进行试油和延长测试。随着边际油田的开发逐渐增多, 这两艘船就专门用于边际油田和小油田的开发。最初的储油能力相同, 都是7 950 t, 船的尺度也相同, 船长101 m, 船宽21 m, 型深12 m, 采用动力定位。

Crystal Sea自1994年投入使用后, 先在北海作业, 1999年拖到尼日利亚用于Obe油田的开发。Obe油田储量仅238104 m3, 开发年限5年, 油田水深约20 m, 从签定合同到油田投产, 仅用了五个半月的时间。Crystal Sea目前正在船厂改造, 改造后将开赴印度海上油田作业。

Crystal Ocean目前在澳大利亚的Basker/manta油田作业, 油田可采储量约370104 m3, 预计高峰日产量3 180 m3。油田生产期间, 经Crystal Ocean处理的原油被输送到存储能力为1105 t的油轮上进行储存和销售。

2.2 Seillean DP FPSO

Seillean DP FPSO 是BP石油公司为了开发北海的边际油田而设计建造的。英文Seillean即蜜蜂, 意指像蜜蜂采花粉一样, 油轮采完一口井的油, 可移到另一口油井采油。BP最初的想法是采用Seillean进行单井生产, 处理后的原油装满后, 油轮解脱, 拖到附近的外输点外输。

Seillean载质量56 000 t, 储油4.77104 m3, 原油日处理能力3 500 m3, 船长250 m, 吃水37 m, 最大作业水深可达2 000 m。船上配有3台燃气透平发电机组, 电站功率22 MW, 另配1台蒸气锅炉, 所有工艺设备布置在船舱内。系泊系统采用动力定位, 推进器总功率21 MW。在FPSO和水下井口之间装有一根刚性生产立管, 其适用水深范围为2 000 m, 通过水下采油树, 最多可与两个水下井口连接。船上有井架和月池, 用于生产立管和水下设备的起升。

Seillean FPSO 1989年建造, 从1990年到1997年, 一直在北海Cyrus和Doran油田生产作业。从1999年至今, 先后在巴西的两个深水油田Rancador和Jubarte油田进行单井延长测试作业, 目前仍在Jubarte油田作业。原油外输通过穿梭油轮完成, 油轮使用情况很好。

2.3 SSP300圆筒形小型FPSO

据测算, 在现有技术条件下, 要想确保经济有效地开发水深大于1 000 m的油田, 则油田储量必须大于4 770 m3, 原油密度小于API 20°。Sevan Marine公司开发的新型浮式装置-SSP300圆筒形小型FPSO为深水小油田的开发提供了解决方案。SSP300除用于深水外, 也适用于浅水小油田的开发, 以及油田的试生产和早期生产系统。

与船形FPSO相比, SSP300外形独特, 是圆筒形, 参见图1, 圆筒直径60 m, 型深27 m, 吃水18 m。船形FPSO的一大缺点就是对波浪力的方向很敏感, 而圆筒形FPSO由于其在圆周上的对称性, 它对环境力是全方向的。正是由于这一特点, SSP300采用的是低成本的多点系泊系统, 既不需要系泊塔盘, 也不需要输送流体的旋转接头, 使设计和建造成本大幅度降低。系泊缆分为3组, 每组3根。

截至2006年底, Sevan Marine公司在建和准备建造的SSP300共3艘, 船体均由中国烟台莱佛士船厂承包建造, 第一艘船命名为SSP Piranema, 其工艺模块及安装由新加坡Keppel船厂完成, 建成后将租给巴西Piranema油田, 租期11年。SSP Piranema船体质量约8 500～9 000 t, 上部模块质量约2 500 t。 SSP Piranema可储油4.77104 t, 日处理原油7 950 m3, 原油外输通过穿梭油轮完成。Piranema油田水深范围1 000～1 600 m。

命名为Sevan Hummingbird的第二艘圆形FPSO目前正在烟台莱佛士船厂建造, 建成后将用于北海Chestnut油田的开发。Chestnut油田很小, 可采储量小于159104 m3, 油田水深120 m。Sevan公司的第三艘FPSO的建造合同也已签署, 建成后同样用于北海油田的开发。

参考文献

[1]Jean F, Giannesini O, Trouve C Virondaud.Marginal fields development:strategic important, technology chal-lenge.Proceedings of the14th World Petroleum Congress

[2]Kurt Albaugh, Pat O′Connor:Oil and gas prices, newcon-cepts, technology, renew interest in minimal facilities[J].Offshore, 2001, 61 (1) :58～60

[3] Mats Rosengren, Arild Svendsen.Heavy crude production successful in Brazil's deep water[J].World Oil, 2006, 227 (3) :D3～D9

[4] Gustavo Castro.Petrobras leads in deepwater EWT with DP FPSO[J].Offshore, 2005, 65 (9)

边际油田开发 第2篇

杨德林

中原油田勘探开发科学研究院主要承担东濮凹陷、普光气田、内蒙探区及外围新区的勘探开发研究，承担油田中长期发展规划及年度部署、方案的编制，储备性、超前性科研项目及其基础研究，是油田勘探开发决策的参谋机构。研究院坚持以科学发展观为指导，围绕油田三大基地建设，充分发挥工会“大学校”作用，着力培养一支适应油田发展要求的高素质的科研队伍，通过开展三个“坚持不懈”活动，有效的提升了科研人员素质，全面促进了油田勘探开发科研生产。

一、坚持不懈地抓好职工思想道德教育活动

以职业道德建设为重点，广泛开展“讲传统、学先进、比贡献”活动，大力倡导“忠诚企业、敬业爱岗，献身科研”的职业道德观，引导职工提高职业道德意识。

1.广泛开展典型宣传和职工职业道德教育活动。在全院科研人员中开展了“讲传统、学先进、比贡献”主题教育。邀请院老专家、劳模、学科带头人召开座谈会、报告会。利用院报、院网、橱窗等各种形式宣传劳模等先进人物爱岗敬业典型事迹，以他们忠诚企业的精神和职业道德素养教育激励青年职工。先后举办了以弘扬责任意识和奉献精神为主题的“庆三八节日、颂科研巾帼”表彰先进大会、以庆“五一”“五四”为主题的“劳动创造幸福、奉献点亮青春”先进表彰暨身边感动演讲会。用身边的典型对全院职工进行爱岗敬业教育，增强主人翁责任感。

2、加强职工思想政治工作。把做好职工的思想政治工作与解决职工实际困难相结合，把宣传教育职工与服务尊重职工相结合，使思想政治工作更具有感染力和说服力。建立职工思想动态报告机制，及时掌握职工的思想波动方向。狠抓形势任务宣传教育，增强干部职工的责任感和紧迫感。

二、坚持不懈地抓好职工业务技能提升活动

以“创建学习型班组，争做知识型员工”活动为载体，不断创新形式，造就一批掌握创新知识、创新技能、创新本领的知识型职工。

l、着力提升科研人员文化技术素质。一是加强学术培训。今年以来培训员工950人次，其中外培60人次，内培890人次，举办新技术讲座11场次，邀请8名外部专家教授来院讲学。二是开展“导师带徒”。结合科研工作特点，签订师徒协议书45对，促进了年轻科研人员的快速成长。三是深化创争活动。采取“月度检查、半年考核、年度奖惩”的方式，对基层“创争”活动进行全面检查考核。坚持突出“创争”理论知识、业务知识的学习;突出学历教育;突出解决科研生产实际问题;努力打造知识型团队。院开发规划室被局党委授予20油田学习型红旗班组。

2、深入开展职工读书活动。一是不断充实“职工书屋”;坚持工会会费反哺工会会员的原则，为基层工会购置了DVD机、音响话筒、电视机、台球桌，乒乓球台、书桌等硬件设备，购买了石油地质、开发工程、油气藏工程、计算机、生活杂志等书籍。职工书屋已成为广大职工充电的“加油站”，精神文化的“新乐园”，越来越多的职工自觉地走进职工书屋，读书已成为广大职工追求的新时尚，书屋成了职工空闲时最爱去的地方。二是倡导和组织职工多读书、读好书。依托职工书屋，广泛开展职业道德教育、业务技能培训、知识竞赛、读书征文等丰富多彩的“读书提素质”活动。要求每一名职工每月读一本书并写出读书笔记与心得，提出了“每人每月一本书，每人每天都进步”的口号。

3、搭建职工成长成才平台。一是鼓励职工自学成才。向职工配发最新专业书籍，每人每年可自购一定的专业书报销：送职工外出培训;举办单位内部培训。二是成立“专家工作室”，随时解决科研中职工遇到的各种技术难题。三是开展“成果交流会”，相互学习，共同提高。四是开展“我能行”风采展，为各类优秀人才脱颖而出，提供展示舞台。 三、坚持不懈地抓好职工建功立业竞赛活动

以“工人先锋号”创建活动为载体，引导职工积极参加合理化建议、技术创新创效和职工小发明、小创造、小革新、小设计、小建议“五小”活动。

1、党政支持，工会运作，形成齐抓共管的.竞赛格局。一是每年年初召开专题会议，成立以院长书记为组长、各分管院领导为副组长、相关部门负责人为成员的竞赛活动领导小组。院工会在结合实际，反复调研，广泛听取各方意见的基础上，制定出切实可行的实施方案。二是通过建立导师聘任机制、优秀人才评选机制、物质奖励机制，确保竞赛活动健康发展。

2.职工经济技术创新、合理化建议活动取得新成效。进一步完善经济技术创新组织机构和各项规章制度，搭建经济技术创新活动平台。结合科研生产实际，开展职工经济技术创新活动，取得了一批优秀的创新成果，上报参评的职工经济技术创新成果12项，荣获一等奖2项、二等奖2项、三等奖1项。我院也对荣获局、院的创新成果项目进行了表彰奖励。活动的开展，有效提高了我院的竞争力。今年以来，全院职工提合理化建议35条，采纳32条，采纳率91. 4%，实施后共节约资金l干余万元。

3.围绕油田三大基地建设，深化职工建功立业活动。根据我院科研生产实际，分系统在全院科研人员中开展建功立业竞赛活动，在普光新区开展了产能建设立功竞赛活动;在内蒙探区开展了勘探突破竞赛活动;在东濮老区开展设计优质井位、编制优质方案、挖潜增效促生产竞赛活动：在院科研辅助单位、服务部门开展了服务科研、无私奉献竞赛活动。各项活动的开展，全面促进了科研生产任务的完成.年我院全面完成油田下达年度各项指标。

探讨边际油田开发技术现状与对策 第3篇

关键词：边际油田,开发技术,现状,优化策略

边际油田为不符合正规开发条件的油田, 存在石油储量规模较小以及现有设施不完善等特点。相对比常规油田而言, 边际油田在实际开发过程中, 面临着巨大的安全风险以及技术难点, 因此, 对相关生产管理以及开发工艺具有较强的特殊性要求。现有开发技术已经无法满足实际开发要求, 针对开发现状, 探析优化策略是石油开发的必然趋势。

1 边际油田开发现状

1.1 复杂断块油田开发效率较高

随着我国科学技术水平的不断创新与完善, 水平井技术快速发展, 且不断创新, 受到了边际油田开发的广泛应用, 在很大程度上提高了我国复杂断块油田的开发效率。例如, 薄层油藏具有产能低、储集层较薄等特点, 如果在开发过程中, 仅应用压裂改造技术, 不仅无法有效提高该油藏的石油产量, 还易损耗开发企业的资金成本, 给开发企业的整体效益造成不良影响, 甚至危害开发企业的生存与发展。针对此类油藏应用水平井技术具有良好的开发效果, 可以有效提高油藏采收率, 为开发企业创造良好的经济效益、市场效益以及社会效益。

1.2 蒸汽吞吐开发技术受到了广泛应用

现阶段, 我国边际油田开发过程中, 开发人员广泛应用蒸汽吞吐技术以及相关配套开发技术, 大幅度提升了稠油油藏产量, 为开发企业创造了良好的开发效益。我国石油开采技术经过多年科研探究以及实际应用, 不仅针对稠油开发的实际需求, 逐渐形成了一套全新的开发技术模式, 还结合稠油开发特点, 构建了具有针对性的热采工艺技术体系, 例如, 热采油井机械采油技术、高效隔热技术、保护套管技术、热采完井技术、防砂工艺、分层注汽技术、调剖工艺、化学剂助排解堵技术、降粘增产技术、水平井开发技术、丛式井开发技术、热采物理模拟工艺、热采数值模拟工艺、动态监测技术、高效注入技术、稠油油藏描述技术等。

1.3 开发技术模式

我国边际油田开发技术经过不断创新与完善, 已针对低渗透油田形成了全新的开发技术模式, 该模式不仅具有良好的实用性与有效性, 还具备十分显著的经济性。在边际油田的实际开发过程中, 合理应用该开发技术模式, 可以促使我国边际油田的原油产量实现长期稳定增长。现阶段, 低渗透油田的地理位置较为分散, 例如, 鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、大庆长垣以及渤海湾盆地等, 大力推广该开发技术模式, 有利于提高我国原油的总产量。

2 边际油田开发策略

2.1 创新观念及体制

对于现阶段的石油市场而言, 边际储量无疑属于宝贵资源。目前, 很多发达国家均对边际储量开发给予了高度重视, 并不断创新、完善相关机制, 大力开发利用边际资源。而随着我国综合国力的提升, 我国石油开发人员也开始探索边际开发体制。我国常采取油气资源评价法, 评价边际资源经济能效, 这种方法与现阶段的市场经济环境具有较大的相悖性, 无法证实体现边际资源的价值, 因此, 石油开发人员还要创新观念, 不断探索全新评价方法。除此之外, 还要获取国家政策支持, 以税费制度为边际储量开发创造良好环境, 提高边际储量的开发量以及利用率。

2.2 提高低渗透油藏的产量

低渗透油藏具有吸水性能薄弱、渗透率较差等特点, 因此, 边际油田开发人员要加大对储集层保护技术以及改造技术的科研力度, 不断探索全新且高效的注汽方式, 例如, 非混相驱油、近混相驱油以及注汽混相驱油等。而现阶段, 实际应用性能最好的驱油剂是二氧化碳, 其不仅支持非混相驱油方式、混相驱油方式开发轻质油藏, 还支持吞吐方式开发稠油油藏。除此之外, 在实际开发过程中, 开发人员还可以在油藏中埋存二氧化碳, 有利于降低石油开发的温室效应。

2.3 勘探开发实现一体化

首先, 石油开发企业要有效结合油藏预探以及评价工作。在开发前, 对油藏进行有效评价, 并跟踪分析预探结果, 对油藏开发方案进行合理优化;其次, 石油开发企业要有效结合产能建设以及储集层评价。统一部署产能井以及评价井, 在开展产能建设工作的同时, 明确落实储量;试采评价井以及探井, 并对其进行产能评价, 参考评价结果, 对油藏开发方案进行合理优化。

2.4 积极引进先进技术

现阶段, 蒸汽吞吐技术的应用效果已经无法满足实际开发需求, 要想提高超稠油油藏产量, 必须引进先进技术。石油企业应加大对直井、水平井组合重力泄油技术的实践探究力度, 并大力开发热电联供技术、携砂冷采技术、火烧油层技术以及化学辅助热水驱技术等。

3 结语

现有边际油田开发技术存在较强的滞后性, 已经无法满足实际开发要求, 相关开发人员只有采取有效优化措施, 降低其生产成本, 改善开发效果, 才能提高边际油田开发的整体效益, 降低我国石油资源的对外依存度, 提高我国综合国力。

参考文献

[1]马志良.边际油田及其开发技术的主要特征[J].中国海洋平台, 1996 (01) .

边际油田开发 第4篇

关键词：蒙特卡洛,边际油田,经济评价,风险分析

一、引言

“边际油田”是指由于各种原因 (地理、地质、技术或征税) 以及在给定的经济条件下被测定为用常规方法开发没有足够经济效益的油田。随着对石油需求的不断增长, 开发这些油田的战略显得非常重要, 并将使多数国家保持石油工业对经济的影响, 有利于能源独立、贸易平衡、工业投资和解决就业。然而在边际油田开发的经济评价中, 基础数据的确定和基本参数的选取又存在着不稳定性。如油藏产量往往很难确定出精确的数据, 只能凭借现有地质数据及相关经验预测出估值范围。在基础数据和基本参数确定后, 通常假定在整个油田开发寿命期内不变。而在油田开发的过程中, 基础数据与基本参数也是在不断地变化中的。如油价的变化幅度往往是在经济评价工作人员的预测范围之外。正因为如此, 一方面边际油田往往承受不了不确定因素的不利变化对其经济性的影响, 达不到目标收益。另一方面由于没有预测到不确定因素的有利变化, 而错失对边际油田开发的机会。

二、风险因素分析与评价过程设计

1. 概述

海上边际油田经济评价是在对拟开发海上边际油田项目勘探评价、开发评价、工程评价和市场预测的基础上, 对投入的费用和产出的效益进行计算、分析, 通过多方案的比较, 分析论证海上边际油田项目的财务可行性和经济合理性, 为项目的科学决策提供依据。然而海上边际油田开发的不确定性因素的存在为项目决策又带来了风险。目前常用的风险分析方法是单因素敏感性分析、多因素敏感性分析、盈亏平衡分析以及临界值分析的方法。本文试图利用蒙特卡洛模拟的方法, 预测出由于风险因素的变化而导致的NPV (净现值) 和IRR (内部收益率) 的定量变化, 为决策者决策提供科学依据。首先要确定风险因素, 然后基于这些风险因素的变化模拟出经济评价指标的变化图形, 实现定量化的分析风险。

2. 海上边际油田开发的风险因素分析

风险是指实际结果与预期结果相背离从而产生损失的一种不确定性。风险具有随机性、相对性、可变性、客观性等特点。引起风险的产生的原因被称为风险因素。边际油田经济评价中的风险因素是指各种评价前确定的指标和参数。

海上边际油田开发的经济评价中的风险因素包括两类, 即基本参数和基础数据。

基本参数是在地质评价和油藏工程评价的基础上, 根据行业标准及国内、国际行情确定的, 主要包括基准折现率、增值税、资源税、城建税、教育附加税、所得税、资产折旧年限、固定资产残值率、人民币与美元汇率等。这些指标相对来讲具有长期性、稳定性、确定性的特点, 因此在实践工作中通常不作为油田开发项目经济评价的风险因素来考虑。

基础数据包括:投资、经营成本、油价、油藏产量预测等指标。

经营成本通常是根据现有油田的规模, 依据已有油田的相关数据, 按照分项类比, 分项估计的方法预测出拟开发油田每年的经营成本, 并按照一定的上涨系数, 逐年估算经营成本。其组成通常包括:海上人员费、培训费、物料费, 机具费等项目。由于经营成本的数额相对投资、收入来讲较小, 其对评价结果的敏感度通常较投资、产量、油价等因素也小的多。

投资是油田开发项目评价中较为敏感的因素。油气开发方案评价中涉及的投资包括勘探投资和开发投资。开发投资包括开发井投资和地面建设投资, 其中地面建设投资主要包括油气集输、注水注气、储运、轻烃回收装置、水电通讯、环保节能等工程投入。通常是由经济专业人员根据油田开发项目的方案进行估算。投资虽然是经济评价中较为敏感的风险因素, 但由于其计算方法相对科学、成熟, 可参考资料丰富, 在项目的建设期内投资变化的幅度不会很大, 因此相对风险较小。

油价参数直接决定着一个油田开发项目生产周期内每年的收入水平, 其敏感性最强, 与项目经济效益关联度最高。经济评价中的油价参数是对未来相当长一段时期的油价水平预期, 有着较多的主观性、不确定性和不可控性。合适的油价参数有利于将公司的投资风险降至最低, 又可以最大限度地开发储量资源, 为公司创造最大的经济价值。

油藏产量是决定油田收益的又一重要指标, 它与油价一样是经济评价效益分析中最敏感因素。在年经营成本一定的前提下, 油藏产量对经济评价结果的敏感度与油价的敏感度基本相同, 在分析时可以选取其中的一个来进行。

3. 蒙特卡洛模拟评价过程设计

蒙特卡洛模拟方法是以概率统计理论为基础的一种计算方法, 又称为随机抽样技巧或统计试验方法。通常, 它利用计算机随机模拟出金融变量的随机价格走势, 并以此来近似地解释该金融变量的市场特征。

用蒙特卡洛模拟的方法进行经济评价的风险分析过程如下:

(1) 确定评价指标

本文选取最能反映投资效果的净现值 (NPV) 指标和内部收益率 (IRR) 指标。在考虑时间价值的基础上, 根据勘探开发油气资源整个经济寿命期内各年现金流量状况, 对资源的经济效益进行分析计算、评价。

(2) 风险参数及分布规律确定

当风险变量只能获得一个范围值时, 可采用均匀分布公式来描述;当风险变量除取得范围值外, 还知道最可能值, 则用三角分布公式来描述;当风险变量获得少量的随机值, 则根据多数风险变量具有正太分布或对数正太分布的特征, 可模拟为正太或对数正太分布公式来描述。通过上文风险因素分析, 本文将以油价为例展开评价, 并假定其符合三角分布。

(3) 边际油田开发项目经济评价

以蒙特卡洛模拟法为基础, 对边际油田开发项目的IRR和NPV进行模拟计算和统计分析, 确定其分布规律及特征值和风险度。

净现值是指项目按投资者要求的收益率或设定的折现率, 在实施期内项目各年的资金流入现值和资金流出现值之差的总和。是动态指标, 也是主要的经济评价指标。

式中:NPV净现值;CI现金流入量;CO现金流出量; (CI-CO) ) t第t年的净现金流量;i贴现率;n计算期年限。

内部收益率是指资金流入现值总额与资金流出现值总额相等、净现值等于零时的折现率。

三、案例

1. 项目概况及参数准备

以我国渤海某边际油田的数据进行应用分析。该油田由两座平台、一艘浮式储卸油装置 (FPSO) 和一座单点系泊系统组成。目前存在三个问题:一是缺少井槽钻井;二是污水处理能力达到极限;三是在老井换泵提液后电力不足。为解决以上问题, 设计人员提出新建一座综合平台, 同时具备打井、发电及污水处理的功能。预计项目总投资11.87亿元, 生产期内累计增油77.5万方, 经营成本2400万元/年, 按照公司长期预测油价计算后得到NPV=98.17万元, 内部收益率 (IRR) 为12.05%, 刚刚达到公司的基准收益率。

2. 模拟分析

若采用蒙特卡洛法, 原油价格选用三角形分布作为概率分布函数, 用随机变量求得各参数的随机值, 用一组随机参数组合代入计算公式, 分别求出一个目标函数IRR值和一个NPV值, 这样反复计算1000次, 分别得出IRR和NPV的概率分布曲线, 见图1和图2。

计算结果表明, 该开发方案的税后内部收益率的数学期望值为10.88%, 均方差为0.08%, IRR>12%的概率为34.8%;净现值 (NPV) 的数学期望值为-2150万元, 均方差为151.31万元, NPV>0的概率为34.8%。综上分析结果表明该项目风险较大, 决策前需慎重考虑。

四、结论

在边际油田项目开发的可行性研究中, 经济评价的结果对投资决策的影响甚为重要。而海上油田开发项目又具有风险大、投资大、受多种不确定性因素影响的特点, 因此, 专业人员需要为决策者提供更为科学的决策依据, 尽量降低投资的风险。本文试图以油价为例展示了基于蒙特卡洛模拟的边际油田经济评价的过程。希望通过这种风险分析, 能够择优选择项目, 规避明显的风险。

参考文献

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[4]卢有杰, 卢家仪.项目风险管理[M].北京:清华大学出版社, 1998

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边际油田开发 第5篇

1 地质概况

东区东馆3位于孤岛油田东部, 北部、南部分别以孤北、孤南断裂带为界, 东部以外油水边界为界, 边水活跃。整体构造呈西高东低的单斜, 具有南北高, 中间低的特点。主力小层为馆33～5, 油藏平均埋深1230m～1320m, 胶结疏松, 孔隙度35.4%～37.3%, 空气渗透率500～310010-3um2, 原始含油饱和度51.4%～72%, 50℃地面原油粘度3000mPa～5500mPa.S, 强亲水, 属高孔、高渗疏松粉细砂岩稠油油藏。截至2006年12月, 单元累积产油115.6t104t, 采出程度16.7%, 采油速度1.72%, 开发效果差。

2 开发技术政策界限

2.1 开发方式

结合东区东馆3稠油单元储层展布规律、储层物性、原油性质和水侵规律的分析结果, 参考常规稠油油藏开发模式和稠油开发筛选标准[1], 选取东11-3井组, 利用数值模拟、类比法开展了开发方式优化研究 (表1) 。当采用常规水驱开采时, 预测累计产油量45.67万吨, 采收率仅为25.69%;采用蒸汽吞吐的方式开采, 累计产油量62.57万吨, 采收率为35.2%;采用常规水驱转蒸汽吞吐再转蒸汽驱的开发方式, 累计产油量高达84.49万吨, 采收率达到47.53%。蒸汽吞吐后转蒸汽驱比不转蒸汽驱采收率提高了12.3%, 表明东区东馆3稠油油藏采用蒸汽驱开发方式能够实现高轮次吞吐后大幅度提高采收率, 实现产量的接替。

2.2 经济极限厚度

经济极限厚度指经济有效开发油藏的最小单层厚度。如果油层单层厚度小于经济极限厚度, 热损失太大, 就不能经济有效地进行开采。利用数值模拟方法, 东区东馆3在油价为1480元/t ($26/bbl) , 油层厚度大于3m时, 生产4个周期, 采出程度达到了40.6%, 净增油0.29万吨 (表2) , 具有开采价值。因此, 该油藏的经济极限厚度为3m。

2.3 蒸汽吞吐转蒸汽驱时机

模拟计算了吞吐后2周 (油藏压力7MPa) 、吞吐3周 (油藏压力6MPa) 、吞吐4周 (油藏压力5MPa) 三种转汽驱时机, 蒸汽吞吐后2、3、4周期时转蒸汽驱的采出程度分别为43.6%、43.8%、44.0%。结果表明, 优化结果表明吞吐4周后效果最佳, 此时油藏压力降为5MPa。这是由于地层压降为5MPa时, 吞吐井间加热半径 为70m～100m, 接近半个井距, 井间初步建立起热连通;同时, 油藏压力相对低, 容易提高井底蒸汽干度和发挥蒸汽在油层内的驱油作用[2]。因此, 最好选择在蒸汽吞吐后第4周 (压降为5 MPa) 时转蒸汽驱。

2.4 合理井距

利用数值模拟计算了井距为100、150、200、250m时油井开发指标。当井距为100m时, 采出程度最高, 达到了45.5%, 但油气比、净产油最低, 分别为0.25t/t、0.5104t;随着井距增大, 净产油不断上升, 油气比增大。考虑到吞吐加热半径为75m～90m, 井距过大会导致井间未动用储量增加, 结合经济极限出产量, 东区东馆3稠油单元合理井距应该取150m。

2.5 注汽强度

对比注汽强度从100～400t/m等7个方案, 注汽强度在200t/m之前, 若每米注汽量增加50t, 则每米采油量可提高130t, 净产油达到峰值;注汽强度在200～300t/m之后, 每米注汽量增加50t, 则每米采油量不再增加。因此, 注汽强度取200t/m较合适。

3 实施效果

应用上述研究成果, 在东区东馆3稠油热采单元陆续投产热采井20口, 初期日产油水平220t, 峰值日产油水平达到313t, 平均单井日产油能力达到15.6t, 综合含水60%, 单元采收率提高5.8个百分点, 新增可采储量40t104t, 均达到了设计的指标, 采油速度达到了3.22%。

4 结语

开采方式先期为蒸汽吞吐, 到压降为5MPa时转为蒸汽驱, 是开采边际稠油油藏的有效途径;依据油井的开发指标和经济指标, 蒸汽吞吐开采经济极限厚度为3米, 合理井距为150米, 最佳注汽强度为200t/m, 净产油量最大, 探索出了一套适合孤岛油田边际稠油的开发技术界限, 达到了改善开发效果的目的。

参考文献

[1]刘文章.稠油注蒸汽热采工程[M].石油工业出版社, 1997, 7.