原油价格下降对物价的影响_原油价格下降解决方案怎么写比较好的方法

1.油价暴涨，我们以后真的会加不起油吗？石油永远也用不完？

2.塔河油田奥陶系油藏开发方案经济指标预测

3.油田开发经济政策界限计算方法与应用

4.现行勘查方案的不确定性分析

5.油价新一轮调整完成，春耕开始：粮补、粮价即将上涨？

6.现货原油是怎么赚钱的？

7.油田开发方案遇到问题怎么调整？

随着世界经济的发展和人类生活水平的不断提高，石油作为主要能源来源，对于许多国家来说都具有极其重要的意义。而近日，由于全球石油供需失衡、国际油价持续低迷等原因，多个主要石油生产国家已经宣布自愿减产，这一将会对全球经济和能源市场产生全面而深远的影响。

4月3日，沙特、俄罗斯等多个产油国对外宣布，从5月份开始到2023年年底，自愿削减原油产量，总减产幅度超过每日160万桶。突如其来的联合减产，看似为近来因银行业危机陷入萎靡的油市注入强心剂，伦敦布伦特原油期货价格3日随之大涨近6%。

欧佩克石油产量占比

我国一些媒体认为，多国宣布减产将进一步加剧美国的通胀，并使西方在俄乌冲突背景下对俄制裁“变得徒劳”。这代表着全球石油市场正在逐渐回归稳定，并将对整体经济产生影响。

一、石油减产意味着什么

二、石油减产的影响

一、石油减产意味着什么

对中东产油国而言，全球经济不景气，石油需求降低。这时候，中东产油国想要维持自己的利益，有两个选择：一是增产，降价，用价促量，提高总收入。二是减产，涨价，卖的少了，但更贵了。石油是不可再生，显然第二种选择更具有持久性。?

减产是指石油生产国限制或减少其石油产量，以达到稳定原油价格的目的。这次减产措施的核心指导思想来自欧佩克，而欧佩克是由包括沙特、伊朗、委内瑞拉等主要石油生产国组成的国际石油组织。实施减产意味着欧佩克主导的产油国将有意愿和能力在石油市场上掌控话语权，提高自身的议价能力。

此次石油减产决定不是一时的决定，而是产油国妥协之后的长期合作。由此可见，石油行业的发展已经进入到了一个全球性的协调阶段，而减产只是这个过程中的一个小小的组成部分。全球能源市场的调整和重新平衡，才是目前引发减产背后的主要原因。毕竟，石油的产量和价格都是由供需双方效果制定的，而自愿减产只是代表着产油国们希望通过自己的努力推动市场价格的调整，并为全球能源市场的回归平衡尽一份力量。

二、石油减产的影响

1、石油价格

根据市场的基本规律，减少供应，供不应求时价格就会上涨，由于全球石油供应的减少，市场将会更为均衡，因此油价的上涨应该是必然的，这也将为石油生产国带来更高的利润，同时也有助于支撑石油业的发展。事实上，在宣布减产的消息传出后，国际油价就出现了上涨的迹象。当然，价格的变化还受到其他因素的影响，比如需求的变化、库存的变化、汇率的变化等等。但总体来说，我们可以预期，在未来几个月内，石油价格会保持在较高的水平。

2、消费国

对于消费者来说，石油价格的上涨意味着成本的增加。尤其是对于那些依赖石油进口的国家和地区，比如中国、印度、欧洲等，他们将面临更大的贸易逆差和通货膨胀压力。这是一个不利于工业制造国和石油消费国的消息。石油作为能源基础和工业原料，它的价格一上涨，工业制造成本就会跟着上涨，最后都会反映在商品价格里面。?同时，高油价也会抑制消费者的购买力和信心，从而影响经济增长和就业。另一方面，高油价也可能促使消费者寻找更节能和环保的替代品，比如新能源汽车、公共交通等，从而有利于减少碳排放和应对气候变化。

3、环境

从环境的角度来看，石油价格的上涨可能有利也有弊。有利的一面是，高油价会降低石油的需求和消费，从而减少碳排放和污染。同时，高油价也会促进新能源和清洁能源的发展和使用，比如太阳能、风能、水力等。这些都是符合气候变化协议和可持续发展目标的措施。但是，有弊的一面是，高油价也会刺激一些高成本和高污染的石油生产方式，比如页岩油、油砂等。这些方式会造成更大的环境破坏和碳排放。因此，要实现低碳经济和绿色发展，还需要其他的政策和技术的配合和支持。

4、美国

美国是全球最大的石油生产国和消费国，所以石油价格的变化对其有重大的影响。一方面，高油价会增加美国消费者和企业的成本，导致通货膨胀上升，经济增长放缓，就业受挫。另一方面，高油价也会刺激美国的页岩油生产，提高其能源自给率和出口能力。此外，美国还要考虑其在全球的地缘政治利益，特别是与俄罗斯、伊朗、委内瑞拉等国家的关系。因此，美国对OPEC+的减产举措表示不赞成，并呼吁增加供应以降低能源价格。

总的来说，多国宣布实施自愿石油减产，将会对全球经济和能源市场产生全面的影响。市场的波动和调整，也让石油行业数据分析师居高不下，预计未来将会有更多的人投入到这个领域中。现在的产油国需要从过去的“追求市场份额”转变为更多元化的“调节能源供给”，不断适应新的市场环境和经济趋势，为人类的未来发展打造更合理和可持续的能源体系。

油价暴涨，我们以后真的会加不起油吗？石油永远也用不完？

现今世界能源大的趋势可以归纳为增速趋缓、转型加快。中国和世界的一个共同趋势是向低碳、高效能的方向发展，所以各项能源的使用量会有升有降。

2016年的一项数据显示，世界各项能源当中增长最快的是可再生能源，特别是太阳能和风能，然后是水电、天然气，核电也有增加，但是煤炭和石油基本上仍是持平的，这是一个趋势。所以，整个能源结构是在往低碳、绿色的方向走。在增速方面，全球去年能源增速大概是1%，而中国的增速则是1.3%，基本上持平。在这种背景下，我们再来谈一下中国的能源问题。

中国低碳能源的“三驾马车”

首先，中国能源的头号问题还是要节能提效，因为中国的节能潜力还很大。2015年的一项数据显示，中国贡献了全球15%的GDP，却消耗了全球23%的能源。也就是说，我们单位GDP所消耗的能源是全球能源强度的1.5倍。当然，中国在这方面已经进步了，较早之前需要消耗全球两倍的能源强度。就此而言，我们还有50%的可降低空间。

这也是为什么国家规划到2020年要将碳排放强度比2005年降40%到45%，到2030年降60%到65%，这都经过了大量的论证。当然，国家所做的承诺其实是留有余地的，现在来看，到2020年碳排放强度的降幅可能会达到50%左右。中国能源的浪费也很多，北京市交通委员会2012年公布的数据显示，仅北京堵车一项造成的各种浪费就相当于北京市GDP的7%。所以，中国要讲能源战略，首先得节能提效。

其次，能源结构仍需要调整。新能源，也就是非化石能源，包括可再生能源和核能等都需要增长。而在煤炭、石油、天然气三个主要的化石能源中，相对低碳的是天然气，所以我有一个自己的提法，叫做中国的低碳能源有“三驾马车”，就是天然气、可再生能源以及核能，要靠它们三个一起“拉车”，把低碳能源的比例拉上去。

去年中国的煤炭占一次能源的62%，这已经在进步。可以肯定地说，发改委公布到2020年，中国煤炭占一次能源的比例降到58%；到2030年，降至50%以下；到2050年，要降至30%，煤炭所占比例一定要降下来。其实，煤炭占比巨大的问题并不是中国所独有的，1913年的一项数据显示，全球的一次能源70%都是煤炭。

当今世界的能源结构：煤炭大概占29%，天然气21.2%，石油31%，剩下的非化石能源，占18%-19%。对比来看，中国的任务仍比较艰巨。拿什么在保证煤炭使用的前提下替代它，只有前面提到的“三驾马车”：天然气现在占一次能源的6%，非化石能源是13%，而国家规划到2020年，非化石能源要增加到15%，2030年达到20%。到2050年，我们估计非化石能源加上天然气，应该能占到55%-60%，而煤炭降至30%左右。我们希望能提出这样一个目标，让中国的能源结构更加合理，向更加低碳的方向走。

煤炭的“去路”何在？

我们不妨分析一下上述数据，也是现在存在分歧的地方：到底煤炭的比例能不能这么快地降下来？煤炭现在占我国一次能源的62%，也就是四十多亿吨原煤，但只有一半是用来发电的，剩下一半是直接燃烧的。后者中又有一部分是散烧煤，散烧煤一定要替代下来，这一点没有异议。当然，替代的过程中一定要有一系列的政策、措施，来保证农户等有能力使用更加清洁的能源，这是其一。

第二，钢铁、水泥等工业用煤占比很大。仅河北一省就产出两亿多吨钢铁，大家戏称，全球的钢铁第一是中国，第二是河北，第三是唐山，第四是美国，而钢铁产业需要消耗煤炭。现在这些高耗能产业已经趋于饱和，所以产业要调整，这一点不可否认，水泥亦是如此。所以，工业直接消耗的煤炭需要降低，这一块也非常重要。

第三，煤电方面。煤炭应该主要用来发电，相对集中的煤电污染可能也比较好控制。中国已经装机的煤电9亿千瓦，但却用不了这么多，现今煤电装机容量已经过剩。现在一座煤电厂一年可以运行6000小时，少一点的也达到5000小时，而前年则是4300小时，去年是4100小时，今年大约是4200小时，皆处在低效运行的状态。所以说，煤电的装机不应该再增加，因为已经过剩。

综上来看，中国已经连续三年煤炭的总消耗量在下降，归根结底是因为没有需求了。但仍有一块我认为会有争议：现在有人主张大力发展煤制油、煤制气。但煤制油在产出一吨油的同时还要产出五吨的二氧化碳，而平常消耗一吨煤炭所产生的二氧化碳仅2.5吨，煤制气也要产生二氧化碳，且比煤制油还要多。从低碳的角度来看，为应对气候变化，是不应鼓励煤制油、气的。中国因为缺油、缺气，有一点这样的技术储备是可以的，但不应大肆开发。

此处还应提到科学产能的概念，中国如今每年产出近40亿吨原煤，什么叫科学产能？就是在保证生产安全和少影响生态环境前提下，对煤炭的开叫做科学开、科学产能，而中国现今科学产能的能力只有不到20亿吨原煤，所以要减少非科学产能。此外，在开以后要增加洗煤的比重，脏、差的煤不去用，这些都是煤炭中所存在的一些问题。中国现在科学产能的能力不足，不得不容忍十几亿吨的非科学产煤，这就产生了很多问题，生态问题、环境问题、安全问题等等。而作为煤炭替代品的天然气，因受限于我国天然气的总量和能够进口的总量，还做不到高比例。

这样分析下来，我认为中国煤炭消耗不会再增加。

美国依靠页岩气革命使得它的能源独立了，中国随之产生一种说法：我们也要进入气体能源时代，但我认为中国并不会进入气体能源时代。我们要大力提倡发展天然气，增加天然气现在只有6%这个比重，现在国家规划到2020年天然气能增长到10%，2030年希望这个比例能到15%，这已经是很不容易了。天然气的概念指的是常规的天然气和非常规天然气，后者包括煤层气、页岩气、致密气和可燃冰等。

现在，我国三分之一的天然气依靠进口，这个比例应有所加大，因为我们自己增加开的量还不够，所以要提高进口的比例。如果15%这个目标能够实现，加上石油的贡献，两项占比最多也仅30%多。而现今全球的能源结构，“石油+天然气”的占比是超过50%的。

全球能源结构的变化可以分为三个阶段：以煤为主阶段、油气为主阶段和非化石能源为主阶段，现在世界各国都在开始调整这个结构，要增加非化石能源，特别是可再生能源的总量，往第三个阶段，即可再生能源为主的结构走。

而中国的能源结构也是三个阶段，却有所区别：第二个阶段并不是油气为主阶段，因为中国的油气最多就到30%多。所以，中国能源结构的第二阶段，应该叫多元结构阶段，即煤炭、石油、天然气、可再生能源和核能都“给力”，在这个阶段中各能源此消彼涨，逐步过渡到第三阶段——以非化石能源为主的阶段，这个是全球的大趋势，也是中国特有的模式。

中国的能源安全观应更加长远

对于能源安全观，我提几点概念。传统的能源安全是我需要多少，供给就要满足多少，供给不足的话就不安全了。中国并不缺少煤炭，而是缺少石油、天然气，所以真正的能源安全就是围绕石油、天然气的进口来转，这对目前的中国来讲还是重要的。但中国的能源安全还有一个关键，就是中国的能源环境安全观，需要把能源的环境安全提到战略高度，保证民众呼吸到好的空气，接触到干净的水和土壤，如果这些东西不能保证，我们为什么而奋斗？能源的环境安全观如果提到战略高度的话，国家就必须改变能源的结构。

塔河油田奥陶系油藏开发方案经济指标预测

最近一段时间受俄乌冲突的影响，国家油价又大涨了一波，而且不少机构都预警说，这只是一个开始，随着国际油价突破120美元大关，95号汽油或全面进入10元时代，不至于加不起油，只能说油会变贵，石油也总有用完的一天，新能源和旧能源交织碰撞，我们只能寻找新的方法！

一大批的风电光伏项目基地在内蒙古、甘肃等地集中开工，利用戈壁、沙漠等土地进行发电，有效带动产业和经济发展，中国风电装机容量在去年大涨16.6%，与此同时，中国还贡献了全国海上风电增量的四分之三，中国已经在2021年成为全球第一的风电大国，就算是石油用完了，也可以开新能源车！

为了推进光伏产业发展，我国还鼓励智能光伏应用，促进光伏产业向全球中高端价值链迈进，在传统的水电项目上，中国水电发电量占全球的30%，同样位居世界第一，足以用新能源来抵御此次油价上涨！

汽车的增多、城市拥堵以及油价的不断涨价，更重要的是中大城市已经修建了地铁或者快速公交，大家更愿意选择公共交通出行的方式，再加上单车和步行结合的方式来替代城市内的汽车出行,这也会延长石油的使用时长，可以为能源改革争取一部分时间！

尤其在北上广的一线城市，交通堵塞，停车位少，停车费贵，而公共交通已经非常完善，所以，会有更多的人选择公共交通出行，这也标志着汽油车的时代彻底宣告结束，新能源汽车将不可逆转的取代汽油汽车！

目前为了解决油价上涨问题，中国正在剥离传统的石油煤炭，努力构建清洁能源为基础的新一代能源体系，用新能源来替代旧能源，这不仅仅是一次普通的能源革命，更是中国在努力争夺未来话语权的革命！

油价暴涨只是表象，重要的是我们究竟要如何解决石油问题，过去我们仰人鼻息，能源进口看别人的脸色，经济命脉卡在别国的手里，发展处处受限制，如今正好利用碳中和发展契机，在自己的国土上构建属于自己的能源长城，来面对油价上涨！

经济在发展，时代也在不断变化，国家也大力推行绿色环保的生活，无论油价上涨是否会导致我们加不起油，我们也应该改变生活方式来应对这次油价上涨，要知道石油是有限的，总有一天会用完的，只有大力发展新能源才是关键！

油田开发经济政策界限计算方法与应用

毛洪斌

（西北石油局规划设计研究院　新疆乌鲁木齐　830011）

摘要　作者从经济评价参数的合理选取入手，进行多方案的经济指标测算。通过多方案比较和敏感性分析，对项目的经济指标进行预测，并对可能出现的问题提出相应建议，以期达到理想的经济效益。

关键词　经济指标　收益率　利润　敏感性

塔里木盆地的塔河油田是近几年发现的一个亿吨级大油田，油田所处位置地势平坦，交通便利，目前所具备的各项油田开发技术工艺条件可以满足该油田的工业开发。通过对塔河油田奥陶系油藏经济评价参数取值的研究，对有可能形成的几个不同开发方案进行经济指标预测，分析项目的抗风险能力及主要参数的盈亏界限，并就相应问题提出建议。

塔河油田奥陶系油藏为一古风化壳岩溶缝洞型块状油藏。目前，该油藏经过国家油气储量委员会评审通过的油气探明储量主要在A、B两个区块内（见表1）。

表1　塔河油田奥陶系油藏探明储量　Table1　Explored reserves in Ordovician oil pool of Tahe oil field

该地区大规模的油气勘探工作始于1985年。截至到1999年底，本区实际形成勘探投资总计41175万元。其中：A区块为14000万元，B区块为27175万元。探明油气储量7622.8×104t油当量，折合每百万吨油当量探明油气储量的勘探投资为540.16万元（折合每吨油当量油气探明储量的勘探投资为5.4元）。

1　参数取值

合理进行各项参数的取值是经济评价的前提和基础。对油气开发项目的经济评价而言，其评价期一般都在10～20年。所以，在经济评价中所选用的参数应该是一个流量的概念，这些参数应在今后相当长的一段时期具有代表性。经济评价所需要的参数非常多，涵盖了油气开发的所有方面。由于篇幅所限，以下只对几个主要参数予以探讨。

1.1　成本及费用

从该区的实际情况看，从19年到1999年生产是比较稳定的，各项参数的变化也比较小。因此，成本与费用参数除了储量有偿使用费外主要根据这3年的财务报表选取。近几年该区储量有偿使用费的提取与该油田5.4元／吨油当量油气探明储量的勘探投资相差甚远，对经济评价指标影响较大。国家最近有关政策也明确规定储量有偿使用费不再列入油气开成本中，在此用实际勘探投资进行计算。

1.2　物价上涨指数

物价上涨指数也是一个很难预测的参数，它涉及的因素很多。从近10年的实际情况看，我国的物价上涨指数从20％以上到负增长都曾出现过，这是我国经济体制由经济向市场经济变革这一特定历史时期的产物。随着我国经济已步入正常的发展轨道，加之政治形势稳定，通货膨胀和通货紧缩发生的概率都应该很小。再借鉴国外的经验参数，在这里将物价综合上涨指数定为3％是比较合适的。

1.3　原油销售价格

原油价格一直是一个变化很大的参数。特别是近几年，由于国际局势动荡不安，国际市场原油价格从32美元/桶到9美元/桶，又到现在的34美元/桶，其变化之大经常是出乎人们预测的。随着国际市场原油价格的不断变化，本区原油的井口销售价格在近几年也经历了600元/t到1200元/t之间的反复变化。目前该油藏原油的井口销售价格为780元/t。结合近期的国际原油价格及其走势，这一价格显然偏低，难以代表整个评价期的原油销售价格。在此，以井口原油销售价格分别为620元/t的保守价格、800元/t的最可能价格及960元/t的理想价格进行经济指标预测。

2　开发方案选择

不同的资金筹措方案及以不同的油速度进行油田的开，经济评价指标是不同的。而这些不同方案的选取可以完全由企业内部决定。多方案的比较对企业显得尤为重要。通过多方案的比较对比，可以使企业根据自身的实际情况选择出最适合本企业运作的方案进行实施，最终实现良好的经济效益。因此，企业应对多方案比较给予高度重视。

2.1　资金筹措方案

油田开发的资金筹措可以有多种方案，即企业自有资金、国内外其他企业投资、国内、国外等。根据我局实际情况，用国内为主，部分企业自有资金的方案为宜。在这一前提下，具体对国内比例分别为70％、100％两种方案进行经济指标预测。

2.2　油速度方案

油速度是一个综合各方面因素后得出的结果，受地质、钻工艺、环境及经济等诸多因素的控制。这里，在油藏地质等特性允许的前提下，对油速度分别为1.6％、2.0％、2.5％的三种方案进行经济指标预测。

3　经济指标预测及分析

项目的建设必须注重投资效益。为使项目取得良好、可靠的经济效益，就应对一些重大问题进行多方案比选和优化。通过多方案的比较，对项目的可行性和经济合理性进行分析论证，从中选出技术上先进，经济上合理，建设上可行的方案作为推荐方案。受篇幅所限，本文侧重从经济的合理性上进行多方案比较，从中选出适合本油田特点的方案作为推荐方案。

经济评价指标很多，有静态指标、动态指标、盈利能力指标、清偿能力指标等等，本文只从中选择有代表性的4个指标进行预测分析。

内部收益率（IRR）：反映项目占用资金的盈利率，是考察项目盈利能力的主要动态评价指标。其表达式为

塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集

式中：CI——现金流入量；

CO——现金流出量；

（CI-Co)t——第 t年的净现金流量；

n——计算期。

石油行业的基准收益率为12％。当内部收益率大于行业基准收益率时，即认为其盈利能力已满足行业最低要求，项目经济上可行。否则为经济上不可行。

总利润值（A）：反映项目在评价期内所能创造的总利润，是考察项目盈利能力的静态评价指标。

净现值（Npv）：是考察项目在评价期内盈利能力的动态评价指标。表达式为

塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集

式中：ic——行业基准收益率，其它同上。

投资回收期（Pt）：是指以项目的净收益抵偿全部投资所需要的时间，是考察项目清偿能力的主要静态指标。石油行业的基准投资回收期（P。）为6年。

由前面的论述，可以将该油藏开发项目细分为18个可能的方案进行经济指标预测，详细的预测指标见表2。

综合各方面因素比较分析，从以上18个方案中选取第9个方案为该项目最有可能实现的方案作为该油田开发推荐的目标方案。该方案的实现将使得该项目在4年内收回全部投资；该项目结束时将为企业创造近15.8亿元的纯利润；内部收益率可以达到38.34％；按12％的行业基准收益率进行折算，项目结束时有6.2亿元的净现值。下面就针对该方案的产量、销售价格、经营成本和开发投资四个主要不确定因素分别下降和上升 10％、20％时对内部收益率的影响进行简单的敏感性分析（表3，图1）。

经过对该方案的敏感性分析可以看到，原油销售价格和经营成本是两个最敏感因素，在－20％到＋20％的变化范围内，这两个因素都将影响到该项目的可行与否。为进一步说明这两个因素对项目的影响程度，在此针对这两个敏感因素引入两个界限：项目不可行界限和企业亏损界限（表4）。

表2　油藏开发项目各方案经济指标　Table2　Economic index of schems of mining

表3　内部收益率敏感性分析　Table3　Analysis of sensitivity in internal profit ratio

图1　内部收益率敏感性分析图　Fig.1　Analysis of sensitivity in internal profit ratio

表4　项目可行性及企业亏损界限　Table4　Feasibility of project and loss limitation of enterprise

4　结论与建议

通过以上分析，针对性的提出以下建议：

销售价格是该项目的最敏感因素，对项目经济效益的好坏起着至关重要的作用。特别要注意两个界限：当原油销售价格低于667元／t时，项目经济指标不能满足行业要求，项目不可行。当原油销售价格低于606元／t时，项目进入亏损经营。此时，生产的原油越多，企业亏损越大。

经营成本是该项目的另一个敏感因素，对该因素也同样要注意两个界限：当原油经营成本高于454.62元/t时，项目经济指标不能满足行业要求，项目不可行。当原油经营成本高于488.76元/t时，项目进入亏损经营。

项目若追求利润最大，则尽可能充分利用自有资金，减少额度。若追求项目占用资金的盈利能力，应尽可能多的利用。这主要是因为目前银行的利率远远低于行业基准收益率。

简单言之，油速度越高，项目经济效益越好。但油速度的高低主要是受油藏的地质特性所限制的，过高的油速度将会降低油藏的最终收率。所以，该参数的取值必须结合油藏的地质特性综合考虑。

5　结语

通过对参数的取值研究，开发的多方案比较及主要因素的敏感性分析，该项目是一个可行项目，并且有很强的抗风险能力。而密切关注石油价格走向，加强企业管理，降低成本，是该项目贯穿始终的工作重点。

参考文献

[1]全国矿产储量委员会．油（气）田（藏）储量技术经济评价规定．1991

[2]中国石油天然气总公司局，中国石油天然气总公司规划研究总院．石油工业建设项目经济评价方法与参数（第二版）．北京：石油工业出版社，1994

[3]蔡鹏展等．油田开发经济评价 ．北京：石油工业出版社，1994

[4]傅家骥．工业技术经济学．北京：清华大学出版社，1996

[5]（荷）樊缪斯．现代石油经济．北京：石油工业出版社，1994

The Economic Indexes Of The Developing Plan Of The Ordovician Oil Pool In Tahe Oilfield

Mao Hongbin

(Academy of planning and Designing,Northwest bureau of Petroleum Geology， ?rümqi 830011)

Abstract:With the rational selection of the economic eveluational parameters,We discussed the results of economic index in several calculating ways.Through analyses,we calcultated the economic index and proposed some suggestions aimed at some possible questions in order to achieve better economic benefit.

Key words:Economic indicator Earning rate Profit Sensitivity

现行勘查方案的不确定性分析

尚明忠　孙伟　孟新华　王兴科　苏映宏

摘要　介绍了新井经济极限初产油量、老井经济极限含水量及经济极限产油量、措施增产油量经济政策界限的研究方法，制作了胜利油区不同类型油田的开发经济政策界限图版，为避免油田开发中的低效工作量和提高油田开发的整体经济效益提供了依据。

关键词　经济政策界限　经济极限含水量　措施　经济极限产油量　经济效益　胜利油区

一、引言

在油田开发过程中，随着油田含水量的上升和开发难度的加大，其产量也会不断下降。当产量降低到一定界限，其产值不能平衡必要的投资和成本时，油田或油井的开就会没有效益，甚至亏本。因此，研究油田开发经济政策界限，对于提高油田开发经济效益具有非常重要的意义。

1.计算原理及方法

二、新井经济极限初产油量

新井经济极限初产油量是指在一定的技术、经济条件下，当油井在投资回收期内的累积产值等于同期总投资、累积年经营费用和必要的税金之和，即单井投资回收期内的经济效益为零时井对应的产油量，称为新井经济极限初产油量。

单井投资回收期内经济效益表达式为

胜利油区勘探开发论文集

当投资回收期内累计经济效益为0，即Pp=0时，得出新井经济极限初产油量的计算公式为

胜利油区勘探开发论文集

式中：Pp——投资回收期内生产井单井累计效益，104元；

Sp——投资回收期内生产井单井累计总产值，104元；

K——投资回收期内生产井单井累计总投资，104元；

Cp——投资回收期内生产井单井累计年经营成本，104元；

τ0——油井开井时率，小数；

qmin——新井单井经济极限初产油量，t/d；

w——原油商品率，小数；

P——原油价格，元/t；

Rt——吨油税金，元/t；

T——投资回收期，a；

B——油井在投资回收期内产量平均年递减余率，小数；

Ib——单井地面建设投资，104元/井；

Id——单井钻井投资，104元/井；

β——油水井系数，小数；

i——经营成本年上涨率，小数；

C0——单井经营成本，104元/井。

2.参数的确定[1]

(1）投资

投资可分为钻井投资和地面建设投资两部分。

钻井投资是指油气田开发建设期所钻的开发井投资，包括钻前准备工程、钻井工程、测井和完井工程投资。其投资定额主要和井深有关。胜利油区每米钻井投资CM与井深H有如下回归公式（不包括海上油田）

胜利油区勘探开发论文集

油田地面建设投资主要包括油气集输、注水、供排水、供电、通讯、道路等。根据“九五”期间实际发生的油田地面建设投资，可以确定陆上老区新井、陆上新区新井、海上油井的平均单井地面建设投资。

（2）经营成本及费用

经营成本和费用是油气田企业在生产经营活动中按规定发生的一切消耗和费用的总和，包括油气开成本、管理费用、销售费用和财务费用。原油开成本包括生产过程中实际消耗的直接材料、直接工资、其他直接支出等。油气勘探开过程发生的管理、销售和财务等三项费用作为当期损益，直接从当期销售收入中扣除。

按现行会计报表，油气开成本由15项构成，包括动力费、材料费、燃料费、生产人员工资、费、驱油物注入费、热费、油气处理费、轻烃回收费、井下作业费、测井试井费、修理费、制造费用、折耗及摊销、勘探费用。

（3）税金

主要税金包括增值税、城建税、教育费附加税和税。为简化步骤，计算了不同油价下的吨油综合税金。在原油价格为800～1800元/t时，吨油综合税金为99～220元/t。

（4）递减率

为了确定新井产量递减率，统计分析了胜利油区1990～1995年新井的变化规律，按日产油水平分为小于4t、4～6t、6～8t、8～10t和大于10t五个级别进行跟踪分析。统计结果表明，递减率的大小与单井初产油量的高低有关，单井初产油量越高，递减率越大。单井初产油大于10t/d的井递减率约为15%，单井初产油量为8～10t/d、6～8t/d、4～6t/d的井递减率分别为12%、10%、5%左右，小于4t/d的井基本不递减。

3.新井经济极限初产油量计算

通过分析“九五”以来胜利油区的投资、成本，结合单井日产油量的变化规律，分别计算了不同井深、不同油价条件下陆上老区、陆 上新区和海 上新区新井的经济极限初产油量。

根据计算的经济极限初产油量，对胜利油区“九五”以来的新区进行了评价，在综合分析的基础上得出了不同地区不同油价下的低效产量比例。

（1）陆上新区新井经济极限初产油量计算

以井深为1000～3500m，原油价格取900～1700元/t为条件，测算了陆上新区低渗透油田和高渗透油田新井经济极限初产油量，并制作了图件（图1、图2）。从图中可看出，井深相同时，油价越高，新井经济极限初产油量越低；在相同油价情况下，井越浅，对新井初产油量要求越低。

图1　陆上新区低渗透油田新井经济极限初产油量图

图2　陆上新区高渗透油田新井经济极限初产油量图

高渗透油田对新井的初产要求低于低渗透油田。油价为1000元/t，井深为2000m时，高渗透油田新井经济极限初产为5.65t/d，低渗透油田为6.12t/d。

根据陆上新区新井经济极限初产油量图，对胜利油区1996～1998年所钻陆上新区新井进行了跟踪分析。1996年共钻新区新井317口，平均单井产量11.43t/d，其中低效井78口，平均单井产量3.35t/d，低效井井数占24.6%，但产量仅占4.1%；19、1998年低效井井数分别占当年钻新井的25.6%、20.2%，产量分别占6.1%、3.5%。

（2）陆上老区新井经济极限初产油量计算

陆上老区井深取1000～3500m，原油价格取900～1700元/t，其低渗透、高渗透油田新井经济极限初产油量计算结果分别见于图3、图4。由于低渗透油田钻井投资、地面建设投资及经营成本等均高于高渗透油田，其新井经济极限初产油量要高于高渗透油田。油价为1000元/t，井深为2000m时，高渗透油田新井经济极限初产为5.3t/d，低渗透油田为5.5t/d。

图3　陆上老区低渗透油田新井经济极限初产油量图

图4　陆上老区高渗透油田新井经济极限初产油量图

根据陆上老区新井经济极限初产油量图，对胜利油区1990年以来的陆上老区新井进行了跟踪分析，得出了不同油价下其新井低效产量的比例。油价为1000元/t时，1990～1995年陆上老区新井低效产量比例从4.5%上升到13.4%，高于陆上新区新井低效产量的比例，且低效产量的比例上升较快。1995年以后，通过应用精细油藏描述等新技术，不断优化新井井位设计，使得低效产量比例上升的趋势得到控制，基本保持在13%左右。

（3）海上油田新井经济极限初产油量计算

依据海上油田经济参数分析结果，计算了不同油价、井深情况下海上油田新井经济极限初产油量，并制作了图件（图5）。在原油价格为1000元/t时，海上油田新井经济极限初产油量为35.7t/d（井深2200m）。1999年，胜利油区的平均原油销售价格为931元/t，所对应的海上新井经济极限初产油量为36t/d。

图5　海上油田新井经济极限初产油量图

根据上述经济极限初产，统计了海上油田近几年新井低效产量的比例。当油价为1000元/t时，1995～1998年低效产量比例分别为11.08%、7.87%、4.36%、7.36%。海卜油田自1995～1996年馆陶组油藏全面投入开发以来，不断应用地震约束反演、油层保护等新技术，优化方案设计，钻井成功率高，新井低效产量的比例明显降低。随着动用储量难度加大，1998年以后低效产量比例上升。

三、老井经济极限含水及经济极限产油量

研究油田的经济极限含水量及经济极限产油量，可以及时判别低效井，并对之取关闭或转注、改层等措施，以提高经济效益。

1.计算原理及方法

经济极限含水量及经济极限产油量，是指油田（油井）开发到一定的阶段，其含水量上升到某一数值或产油量下降到某一数值，投入与产出达到平衡，含水如再升高、产油量如再下降，油田开发就没有利润了，油田（油井）此时的含水量称为经济极限含水量，其对应的产量称为经济极限产量。

老井经济极限含水量、新井经济极限初产油量的计算都是用盈亏平衡原理，但不同的是，新井经济极限初产油量的计算是指一定阶段（投资回收期）的投入产出平衡，而老井经济极限含水量的计算是指瞬时（一般取一年）的投入产出平衡。

由于老井一般都认为经历了8年以上的开时间，在计算老井经济极限含水量及经济极限产油量时，可以不考虑其投资，仅计算它的经营成本。对原油经营成本不同的考虑方法，可以得出不同概念的经济极限含水量及经济极限产油量。常规成本分析法是考虑老井开时所需的全部经营成本；而最低成本分析法，则是按油井主要的维持生产的费用来计算的。

计算老井经济极限含水量及经济极限产油量的投入产出平衡式为：

胜利油区勘探开发论文集

由（4）式可导出求老井经济极限含水量及经济极限产油量的表达式：

胜利油区勘探开发论文集

式中：qo,min——经济极限产油量，t/d；

fw,min——经济极限含水，小数；

qL——单井产液量，t/d；

Cv——吨液可变成本，元/t；

Cg——固定成本，104元/井；

t——预测年相距基础年的年数，a。

2.吨液成本与平均单井产液量关系

单井生产成本分固定成本和可变成本。（5）、（6）式中准确求取单井生产成本非常关键。为提高该方法的可操作性和实用性，经研究可简化成本分析项目，直接通过平均单井产液量、吨液成本求取单井生产成本。

按最低成本统计分析了1998年胜利油区40个陆上水驱开发油田的吨液成本 CL和油田的平均单井产液量qL有很好的相关关系，其回归关系式为：

胜利油区勘探开发论文集

将（7）式代入（5）、（6）式，可得新的经济极限产油量和经济极限含水量的表达式：

胜利油区勘探开发论文集

3.老井经济极限产油量及经济极限含水量计算

（1）陆上老井经济极限产油量及经济极限含水量计算

油价选800～2400元/t，单井产液量取10～160t/d，利用式（8）、（9）计算了老井的经济极限产油量和经济极限含水量（图6，图7）。从图中可以看出，在相同单井产液量条件下，油价越高，单井经济极限产油量越低；相同油价下，单井产液量越高，单井经济极限产油量越高。油价为1000元/t，单井产液量为10t/d时，单井经济极限产油量为1.15t/d，经济极限含水量为88.5%；单井产液量为160t/d时，单井经济极限产油量为1.68t/d，经济极限含水量为98.9%。

（2）海上老井经济极限含水量及经济极限产油量计算

由于资料所限，海上油田未建立起吨液成本与单井产液量的关系，其原油成本通过分项统计获得。利用公式（5）、（6），油价为1000元/t，单井产液量为30t/d时，计算得老井经济极限含水量为87.2%，经济极限产油量为3.8t/d；单井产液量为80t/d时，计算得老井经济极限含水量为89.1%，经济极限产油量为8.7t/d。从计算结果看，海上油田由于原油生产成本高，其经济极限含水大大低于陆上油田，而经济极限产量大大高于陆上油田。

（3）胜利油区老井低效井情况

依据绘制的老井经济极限产油量及经济极限含水量判别图，对2000年6月开井的13028口老井进行了分析，其中低效井有1293口，占总井数的9.9%；月产油1.94×104t，占全部老井产量的0.83%；平均单井日产油0.5t；综合含水量98.2%。这批低效井2000年6月的最低生产成本为3365×104元，同比产值为1982×104元，亏损1383×104元，建议该部分井进行关停并转。

图6　陆上老井经济极限产油量图

图7　老井经济极限含水量图

四、措施增产油量经济界限[2]

1.计算原理及方法

措施增产油量经济界限是当油井在措施有效期内的投入与产出平衡时，措施后比措施前累积增产的油量，其计算公式为：

胜利油区勘探开发论文集

式中：Ic——措施新增投入，104元；

Tc——措施有效期，a；

Cc——措施成本，元/t；

qc——措施增油量经济界限，t/d。

2.计算实例

利用公式（10）测算了埕东油田下电泵、防砂、补孔改层、下大泵、卡堵五项措施的日增油量经济界限值。其下电泵措施的有效期为半年至两年，单井日增油界限值为2.29～0.57t，累计增油量经济界限值364t；防砂、补孔改层、下大泵、卡堵的累计增油量经济界限值分别为111t、158t、95t、142t。

五、稠油蒸汽吞吐热井经济极限油汽比

1.计算原理及方法

对于稠油注蒸汽开来说，设备工艺的要求要比稀油开高，设备投资额较大，原油成本也较高。因此，应特别注意蒸汽吞吐热井开中的经济界限问题。当油汽比达到某一数值，使总成本高于总销售收入时，注蒸汽开便无经济意义了，收入与支出平衡时的油汽比即为经济极限油汽比。

测算经济极限油汽比的公式为：

胜利油区勘探开发论文集

式中：OSRmin——经济极限油汽比，小数；

Cig——平均每注1m3蒸汽的成本，元/m3；

Cwdf——单井平均分摊的固定成本，元/d；

Cg——吨油可变成本，元/t；

qo——平均单井产油量，t/d。

2.计算实例

据1998年孤岛油田稠油成本实际发生值，与注汽量有关的费用按注汽费和部分热费计算，按照公式（11）测算的孤岛稠油油田单井日产分别为4t、5.2t、6t、7t、8t、10t情况下，当油价为948元/t时，经济极限油汽别为0.71、0.25、0.19、0.16、0.14、0.12。

六、结论

本文分析研究了不同类型油藏成本、投资分类，建立了老井吨液成本与单井产液量的函数关系，简化了老井经济极限含水量的计算方法和步骤，提高了方法的实用性。

全面而系统地研究了新井、老井、热井及措施井的经济界限值，并制作了胜利油区不同类型油田开发的经济界限图件，为关停并转低效和无效井提供了依据。

致谢　本文集中了地质科学研究院开发综合规划室最近几年在经济政策界限方面的主要成果，是集体智慧的结晶。胜利有限公司副总地质师、地质院院长孙焕泉和开发管理部总地质师方开璞给予了悉心指导。参加本文工作的还有凡哲元、杨勇、邴绍献、吴作舟、侯春华、王道祯、王星等，在此一并致谢。

主要参考文献

[1]中国石油天然气总公司局，中国石油天然气总公司规划总院编.石油工业建设项目经济评价方法与参数（第二版）.北京：石油工业出版社，1994.

[2]岳立，岳登台.老油田高含水期可储量及增产措施经济评价方法.石油学报，2000,21(5).

油价新一轮调整完成，春耕开始：粮补、粮价即将上涨？

现行勘查方案的经济评价所用的基础数据，如投资、成本费用、产品销售价格、石油产量、建筑工期等，大部分数据均来自预测和估算，因而带来一定程度的不确定性，给项目带来风险。尤其在中国海拔最高的该盆地，自然地质条件具有许多特殊性，比如地下情况复杂，油气地质资料不足，量不明，用滚动勘探开发和进行地面建设缺少充足依据等。为此，在该盆地进行油气勘查、开发建设项目具有较大的风险性，对项目进行不确定性分析尤为必要。

前面已对现行勘查方案经济评价的指标进行了计算和分析(表9-31)。从表中可以看出，现行勘查方案的财务净现值为负值，财务内部收益率为10.27%，小于石油行业基准收益率12%，投资利润率和投资利税率分别为4.5%和7.1%，其值均不高；经济内部收益率为17.63%，高于社会折现率12%，但没有超过20%；投资净效益率为4.9%，其值较低。所有这些指标均反映现行勘查方案收益不大，效益不高，抗风险能力不强，故对项目进行不确定性等风险分析尤为重要。

表9-31 现行勘查方案经济评价指标统计表

(一)财务评价中的不确定性分析

1.盈亏平衡分析

盈亏平衡分析是通过盈亏平衡点(BEP)分析项目成本与收益的平衡关系。

图9-9是以原油产量为横坐标，以销售收入和产品总成本费用(包括固定成本和可变成本)为纵坐标绘制的销售收入曲线和总成本曲线，即盈亏平衡分析图，两条曲线的交叉点即为盈亏平衡点，与盈亏平衡点对应的横坐标即为以产量表示的盈亏平衡点BEP，相当于未来开发时应获商品油总产量为460×104t，亦即若获得516.85×104t可储量的原油，则现行勘查方案不亏不盈，恰好保本。

从图中可以看出，盈亏平衡点BEP位置较高，若从现行勘查方案的商品油总产量为750×104t来考察，总体来说，则现行勘查方案是盈利的，但实际盈利区并不大，可见现行勘查方案适应市场变化的能力不算大，抗风险能力不太强。

图9-9 现行勘查方案的财务评价盈亏平衡图

2.敏感性分析

用敏感性分析方法分析、预测现行勘查方案主要不确定性因素发生变化时对财务评价指标的影响，从中找出敏感因素，亦即影响评价指标最明显的因素。

在现行勘查方案完成后的开发基本建设期，可能发生变化的因素主要是有固定资产投资、原油产量、产品价格、成本费用、建设工期等。

图9-10为现行勘查方案财务评价的敏感性分析图。从图中可以看出，该项目的财务内部收益率线低于油气行业基准收益率线，表明该项目效益不好，未达到国家规定的最低行业效益标准。在此，运用敏感性分析法，对原油产量、原油价格、固定成本、经营成本四个方面进行目标寻求分析，即为使该方案能达到行业基准收益率，求取产量、价格、成本、投资等应达到目标数值。经计算：

图9-10 现行勘查方案的财务评价敏感性分析图

(a)商品油的总产量应增加8.35%(其他因素不变)，才能达到石油行业基准收益率12%，即增加商品油产量为750万吨×8.35% ＝62.625万吨。则原油产量为：

(750+62.625)÷89% ＝913(104t)

亦即，现行勘查方案到2000年投资的勘探费用9.86亿元，至少要获得可储量913×104t才能达到行业基准收益率的要求。

(b)未来商品油的价格应上涨7.35%(其他因素不变)，才能达到石油行业基准收益率，亦即价格上涨为：800+800×7.35% ＝858.8(元/t)，其值才是寻求的目标值。

(c)未来商品油的经营成本应大幅度降低(其他因素不变)，才能达到石油行业基准收益率，降低程度应达41.90%。经营成本目标值为120-120×41.9% ＝69.72(元/t)。

(d)现行勘查方案的固定资产投资应降低9.43%(其他因素不变)，才能达到石油行业基准收益率12%。即油气勘探开发总投资应减少194 356.91 万元×9.43% ＝18 327.86万元，约合人民币1.83亿元，才能符合石油行业基准要求。

(二)国民经济评价中的不确定性分析

1.盈亏平衡分析

图9-11是以商品油平均年产量为横坐标，以年销售收入和年成本为纵坐标绘制的年销售收入曲线和年总成本曲线，即国民经济评价的盈亏平衡图。两条曲线的交叉点即为盈亏平衡点BEP，盈亏平衡点所对应年均商品油产量为19.3×104t。该数值表明，若未来以此产量生产，则现行勘查方案完成后的开发工程建设从国民经济角度看处于不亏不盈的状态。

图9-11 现行勘查方案的国民经济评价盈亏平衡分析图

从盈亏平衡图可以看出，现行勘查方案完成后进入开发期若以原油平均年产量50×104t生产，则项目从国民经济角度看，实际盈利区较大，表明抗风险能力较强。

2.敏感性分析

现行勘查方案在国民经济评价中，所计算的经济指标之一，经济内部收益率为17.63%，大于社会折现率12%。在此，用敏感性分析法，对各个因素进行极限变化的追踪分析(图9-12)，亦即各因素变化程度达到多大时，才使该项目经济内部收益率小于社会折现率，也就是分析该方案的抗风险能力的大小。经计算：

图9-12 现行勘查方案的国民经济评价敏感性分析图

(a)现行勘查方案的石油影子价格下降17.8%时，才可使本项目的经济内部收益率低于社会折现率。即影子价格下降至888-888×17.8% ＝729.936(元/t)的极限值。

(b)未来商品油的产量下降19.2%时，现行勘查方案完成后未来的经济内部收益率才低于社会折现率12%。

亦即商品油的产量下降到750-750×19.2% ＝606(104t)的极限值。或油气勘查若获681×104t原油可储量，从国民经济角度看，则已达到国家规定的社会折现率值12%的标准。

(c)勘探开发固定资产投资增加26.2%时，现行勘查方案完成后未来的经济内部收益率才低于社会折现率值12%。

亦即固定资产投资增加额为194 356.91万元×26.2% ＝50 921.51万元，约合人民币5.1亿元，其为固定资产投资增加的极限值。

(d)经营成本增加125.5%时，现行勘查方案的未来经济内部收益率才低于社会折现率12%。

亦即经营成本可增至126+126×125.5% ＝284.13(元/t)的极限值。

以上对现行勘查方案分别进行了财务评价的敏感性和国民经济评价的敏感性分析。研究表明，未来原油产量、原油价格以及固定资产投资三个因素是影响财务内部收益率或经济内部收益率最敏感的因素(表9-32)，三者稍有变化，就会引起收益率的变化。为此，原油产量、固定资产投资、原油价格，尤其前两者是影响现行勘查方案完成后投入开发的经济效益最主要、最敏感的因素。如果原油的产量、勘探开发投资的不可预见性大，变化的可能程度高，则现行勘查方案完成后的开发建设风险性就愈大。

现货原油是怎么赚钱的？

站在农民角度，收藏三农！农民兄弟们大家好，我是三农老道！时间过得飞快，一转眼2023年已经来到3月份！随着春耕的正式启动，对于我们农民来说现在最关心的就是在今年春耕阶段，汽柴油价格调整和粮补、粮价的相关消息！按照现在原油市场情况来看，美国原油、伦敦布伦特原油价格已经开始迎来下跌！在最近一次油价调整完成之后，4月份国内成品油价格很有可能会再次迎来新变化！同时国家针对粮食产业方面也制定了很多扶持政策，尤其是在前段时间，国家正式发布的中央一号文件中明确提出加大粮食产业扶持力度，并且会提高粮补标准！今天老道就为大家重点收藏一下，4月份国内油价、粮补、粮价的相关消息！具体情况，咱们一起说一说！

就在刚刚新一轮汽柴油价格调整正式完成，按照现在国际原油市场情况来看，因为油价调整幅度小于每吨50元，所以在3月3日完成的汽柴油价格调整当中，国内成品油价格并未迎来变化！而从2023年开始一直到现在，国内成品油价格已经经历了两次上涨、一次下跌和两次搁浅！汽柴油价格总体趋势处于上涨状态！而且现在随着地缘冲突等多边因素影响，美国原油、伦敦布伦特原油价格短期之内迎来大幅下跌的概率正在变小！起码有两件事，希望广大的农民兄弟有所了解！

第1件事：

现在欧盟对俄罗斯的经济制裁已经发挥影响，俄罗斯原油出口量已经开始下降！而且据有关人士透露，俄罗斯已经开始削减原油出口产能，预计削减幅度或将达到25%以上；（用句大白话讲，市场上的原油总量已经开始下降）

第2件事：目前美国原油、伦敦布伦特原油价格总体处于小幅下跌状态！涨跌幅度非常有限！而且现在美国战略储备原油库库存虽然较高，但是释放出来的原油库存总量已经下降！欧佩克相关国家也在进一步削减原油产量，用以提振全球原油市场价格！

通过以上两件事来看，国际原油价格在3月中下旬期间很有可能会再次迎来上涨！按照10个工作调整一次的汽柴油价格调整周期进行预测，预计在3月下旬启动的新一轮汽柴油价格调整中，国内成品油价格迎来上涨的概率很大！预计3月底、4月初油价有较大概率迎来上涨！希望广大的农民兄弟能够做好心理准备，多多收藏地方加油站制定的油品促销活动！提前做好油品储备，应对油价上涨带来的春耕农机作业成本增加的问题！

除了关于油价调整的相关情况之外，随着4月份的正式开始，全国各地春耕将全面展开！国家针对粮食产业也制定了诸多利好政策，粮补、粮价方面迎来了一系列重要调整！从政策消息来看，今年粮补、粮价迎来上涨已经成为定局！

政策1：在国家正式颁布的中央一号文件当中，国家明确提出将在今年正式启动新一轮千亿斤粮食产能提升行动！这充分表明，在2023年粮食总产量将迎来稳步增长！入市粮食规模提高了，粮食市场交易总量也将呈现增长趋势！

政策2：按照中央一号文件规定，在今年国家将全面建立农民种粮挣钱得利机制！不仅要让农民种粮有收益，更要让农民得到实实在在的利润！所以今年国家针对粮食购销方面有很大概率加大调控力度，粮价行情与去年相比有很大概率迎来上涨！

政策3：在今年国家也将稳步完善玉米、大豆等主粮作物生产者补贴！并且鼓励东北、黄淮海地区开展粮豆轮作试点等等！现在吉林、黑龙江等地已经发布了类似政策，今年农民种地补贴或将迎来较大幅度上涨！

综合以上3大政策来看，在2023年国家针对粮补、粮价方面已经提出新方案！在全面推进乡村振兴的2023年，老道坚信有国家各项利好政策的扶持，咱农民的种地收益一定能够再上一个新台阶！在这里，老道也恳请大家一起行动，点击文末右下角在看，一起为国家的乡村振兴战略、三农扶持政策点个赞。

油田开发方案遇到问题怎么调整？

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1、尽量避免持仓过夜。由于原油投资是22小时连续的，而在市场行情波动最

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，一定要设置好止损、止盈价。

在开发初期，油田的开发方案是以分布面积较大、渗透率较高、储量比较集中的主要油层为对象编制的。由于油层物性在层内、层间和平面的不均匀性以及油层砂体形态的差异，导致油田注水开发过程中油层水淹动态的复杂性，因此必须对开发方案进行调整。调整能使油田的层系、井网、注系统、工作制度以及其他技术政策和措施更加适应油田的地质情况和不断变化的地下动态。具体说来，以下几类油田需要进行调整：

(1)初期井网较稀、层系划分较粗、各类油层的动态情况差异大，在开发过程中逐渐暴露出问题和矛盾。

(2)在注水开发非均质、多油层油田的过程中，水淹状况复杂，原有的开发技术措施已经不适应新的情况。

(3)国家或油田发展的需要对油田的油速度等指标提出了新的要求。

油田开过程的调整是建立在油田动态分析的基础上的。油田动态分析就是通过获取的开发资料，结合油田静态资料，及时准确地掌握油田开发过程中油、气、水在油层内运动的规律，并且取相应措施以充分发挥区块、井组及小层的生产能力，保持油田高产、稳产和提高最终收率。动态分析越准确，方案调整就越切合实际。

一、调整的主要内容调整的主要内容是根据投入开发后的动态反映以及产生的新情况和新问题，有针对性地进行油田开发调整。针对不同情况所做的调整主要有下面几类。

1.层系调整对于多油层油田通常要划分开发层系，各层系用不同的井网进行单独开发。从而减缓开过程中的层间矛盾，改善开发效果，提高油藏开发的经济效益。但是，在油田开发过程中，每个层系的各个单层之间由于注不均衡会产生新的矛盾。为了更合理地进行开发，需要进一步划分开发层系。此时有两种划分方法：(1)将每个开发层系进一步划分为若干个开发层系;(2)把相邻的开发层系中开发得较差的单层组合在一起，形成另一个独立的开发层系。这两种方法统称为层系细分。在层系细分时仍遵循层系划分的原则，但应避免经济上无利的层系划分。

2.开发井网调整油田开发的中后期，主力油层的出程度已经相当高,油田进入高含水阶段。注水和一系列的油层改造措施使原来的非主力油层逐渐弥补主力油层产量的下降，使油田保持稳产。由于原来的开发井网是根据主力油层的地质特点布置的，油田的产能不断被非主力油层接替后，原井网和注系统都不能很好地发挥非主力油层的生产能力；原来的注水井数和注水量也难以满足地平衡的需要；注水井的位置也不能适应变化后的平面油水分布情况。此时调整开发井网已刻不容缓，调整开发井网是通过补钻新井来完成的。

3.驱动方式调整根据油藏的地质条件建立技术上有效、经济上可行的驱动方式时，也要考虑产量的要求。研究这个问题时，要考虑充分利用天然能量的可能性。

如果开发初期证明油藏的边水比较活跃，对于油层组成比较单一的油藏可以先不考虑注水。后期为了更好地开发那些与边水连通较差的层位时才进行内部注水。未饱和油藏具有弹性能量开阶段，在地层压力降至饱和压力之前注水不会有什么问题。对于油藏压力接近饱和压力的油藏，开发时溶解气就会从原油中分离出来。在这种情况下，只要在储集层中的含气饱和度低于气体开始流动的饱和度以前进行注水，仍可得到比较好的效果。

4.注井别的调整在油田开发过程中，原来布置的油井或注水井变得不符合油层的地质情况，不能发挥应有的作用，或因油田开发动态的变化而达不到原有目的时，则可将注水井改成油井或将油井改为注水井，这叫做注井别的调整。

例如，低渗透带上的某口注水井注不进去水，进行酸化、压裂等增注措施后吸水指数仍然很低，这时应将其改为油井。若注入水沿着高渗透带单向突进，在很多情况下可以取强化措施油，然后将油井改为注水井，沿着高渗透带对油田进行切割注水。

通过以上几种类型的开发部署调整，可以提高油速度、水驱控制程度、油层动用程度、可储量和水驱收率，减缓含水上升速度。

二、油田调整方案的编制油田调整方案的编制大体要做以下几方面的工作：

(1)收集、整理和分析资料。

需要录取的资料包括：油、水井每天的井口生产参数；定期测得的油井静压和流压；油井和注水井的井史资料；井距，油、水井措施等统计资料。

掌握上述资料后，就可以着手绘制相关的关系曲线和图件，以便能够直观地了解调整区域的油层和油、水井现状。相关图件中，单井剩余储量用于了解目前油区的生产潜力分布情况；累积现状图是标出油水井累积油量、注水量，目前注水量和含水的柱状图，可以直观察看平面上各井之间的差异；动液面等值图和压降等位图可用于显示高压区、低压区及压力变化规律；水淹图能够表明油水运动的方向以及油水在平面上的分布特点；注对应率图能给出注入水量与出水量的关系等。关系曲线中包括综合含水与出程度的关系曲线、注水利用率与出程度和综合含水的关系曲线、水驱指数与综合含水曲线以及产量递减曲线等。

根据上述资料和其他相关数据，可以得知油层平面、层间和层内的油水分布特点及水淹特点。据此可分析油层的非均质特征、砂体形态、注关系、压力关系、注入水运动规律以及油层动用特点与油层特征和开条件的关系等等。

(2)调整井网布置和指标测算对比。

(3)落实新井位，提出相应的油工艺和地面工程方案。

(4)经济技术指标综合评价和方案优选。

思　考　题

1.油气田的早期评价主要包括哪些方面？

2.油气田的开发设计主要包括哪些内容？

3.何谓油速度？

4.什么叫出程度和收率？二者之间有何区别？

5.什么叫综合含水率？

6.何谓含水上升率？油田见水后，不同出程度时所对应的含水上升率相同吗？

7.什么叫油井的流动压力？什么叫油压差？

8.什么叫渗流？

9.渗透率的量纲是什么？其大小与哪些因素有关？

10.什么叫渗流速度？它与力学中所定义的速度是否相同？

11.平面径向流的产量与哪些因素有关？其压力消耗的特点是什么？

12.何谓试井？它主要有哪些用途？

13.试井按测试目的可分为哪两大类？

14.对于多油层油田，为什么要划分开发层系开？

15.划分开发层系的主要原则是什么？

16.利用天然能量开发油田的优、缺点分别是什么？

17.目前国内外油田应用的注水方式主要有哪几种？

18.面积注水可分为哪些方法？用面积注水方式的条件是什么？

19.对于一个具体油田，选择开发方式的原则是什么？

20.在层系调整时，层系细分的含义是什么？