浅析陆上油田作业区长停井管理

【摘要】本文首先深入生产管理过程，对目前陆上油田作业区长停井管理措施及效果进行了分析，并对下步管理工作提出了相关建议；其次通过对企业财务职务的简析，使之延伸到生产过程，参与企业生产经营决策。

【关键词】财务管理 长停井 复产 管理

经济越发展，会计越重要。在现代企业制度下，局限于记账和核算的传统财务管理职能已不适应企业发展的要求，因此，作为财务人员必须改变传统观念，在做好基础会计核算的前提下，应深入企业生产过程，了解企业运营现状，参与企业生产经营决策，真正实现财务管理职能的转变，提高企业财务管理水平。本文详细介绍了陆上油田作业区长停井分布特征，对目前长停井管理状况进行了分析，并提出了下步工作建议。

1 概述

陆上油田作业区主要开发区域为高尚堡、柳赞、老爷庙、唐海四个油田，划分为高浅北区、高浅南区、高中深北区、高中深南区、高深北区、高深南区、高尚堡其它、柳赞南区、柳赞中区、柳赞北区、柳赞其他、老爷庙浅层、老爷庙中深层、老爷庙其它、柏格庄开发区、唐南开发区、唐海其它共十七个开发单元。

截止2012年12月底，陆上油田作业区资产系统内在账油水井资产共1759口，其中油井资产1413口，注水井资产346口。

2 长停井基本情况

长停井一般指的是在当时的经济政策及技术手段下暂时不能正常开采的井，即地下存在不能开发动用的闲置资源。但是长停只是个相对的概念。此处所指的长停井主要是已投产井并连续停产时间超过3个月以上的各类油气水井。

目前，陆上油田作业区共有停产油井503口，占总井数的39.11%，油井利用率60.89%。其中高含水关井293口，占全部长停井的58.25%，主要分布在高尚堡、老爷庙油田浅层；低压低产关井77口，占全部长停井的15.31%，主要分布在高尚堡、柳赞油田中深层、深层；井下故障关井59口，占全部长停井的11.73%，主要分布在高尚堡油田；作业原因及工农关系影响关井74口，占全部长停井的14.71%，主要分布在老爷庙、唐海、柳赞油田。

目前，陆上油田作业区水井停注共197口，其中无效注水井71口，占全部停注水井的36.04%；高压注不进井27口，占全部停注水井的13.71%；计划关井30口，占全部停注水井的15.23%；停注观察井40口，占全部停注水井的20.30%；作业及周期停注等井29口，占全部停注水井的14.72%。停注水井主要集中在浅层油藏区块。

3 长停井管理主要措施及效果

近年来，陆上油田作业区面对稳产上产的压力，不断转变整体开发思路，打破原有开发模式，积极推进长停井恢复工程。

3.1 实施油井精细化管理，优选措施寻找潜力层

对于低压低产和高含水这两类井，作业区进行精细综合地质研究，重建地质模型，重新认识地下剩余油分布等，建立全新的地下认识，并通过井网调整、细分层系、加密井网、侧钻等综合调整，提高单井产量，进行恢复。而对于井下故障类井，认真分析造成井下事故的类型和长停的原因，认清地下潜力类型，进行配套地质、工艺措施研究，制定相应的工艺技术对策。

3.2 结合生产实际，探索新型风险合作开发模式

针对长停井的恢复工作，陆上油田作业区积极探索新技术、新方法。如2012年8月与长城钻探工程技术研究院开展了二氧化碳多轮吞吐风险合作。

3.2.1风险合作条款如下：

（1）措施后日产油量低于原日产油量，措施无效，不予结算。

（2）吞吐有效期内投入产出比达到1∶0.5，支付乙方服务费的30%。

（3）吞吐有效期内投入产出比达到1∶1，支付乙方服务费的70%。

（4）吞吐有效期内投入产出比达到1∶1.66，支付乙方服务费的100%。

注：投入=甲方和乙方在单井措施中投入的总费用。

产出=单井有效期内增油量*1583.51元/吨（采用作业区2011年吨油措施成本1583.51元/吨）。

投入产出比指标1∶1.66参考2011年实际二氧化碳吞吐井有效期内投入产出比。

3.2.2二氧化碳多轮吞吐风险合作情况

由下述表1、表2可以看出，2012年陆上油田作业区二氧化碳多轮吞吐风险合作井增油效果明显。截至目前为止，G120-P1CP1井累计增油1077吨，应支付全部合作费用，间接创造经济效益86.5万元；G104-5P106CP1井累计增油612吨，应支付合作费用的70%，间接创造经济效益32.41万元。

3.3 加强边缘井治理，持续推进捞油开发措施

目前陆上作业区共有捞油井30口，日叠合捞油量89.09吨， 2012年共计捞油2371吨，发生费用124万元，吨油捞油成本520元/吨，远低于同期单位措施增油成本1898.76元/吨，经济效益较高。

4 长停井挖潜管理下步工作建议

长停井复产是保持油气产量相对稳定的重要补充手段，也是提高油田整体开发效果的有效途径，对于老开发油田来讲，长停井复产应作为油田增产的一项长期战略来看待，但长停井复产工作越来越难。针对不同类型的长停井，要实现复产应具备的最根本条件是具有潜力。经过认真研究和筛查，目前陆上油田作业区具有恢复潜力的停产井有113口，其中措施难度大、费用高井95口，作业及工农关系影响开井18口。对于这些尚有开发潜力的长停井，除了加强精细化管理跟踪、采取常规措施，下一步恢复工作可以考虑从三方面进行突破：

4.1 摸索试行区块承包制管理

对于油田远离系统的边缘零散的长停井，在生产管理上，可以采取完整区块对外承包的形式进行恢复。经过地质分析，陆上油田目前可以尝试实施对外承包的区块主要有柏格庄区块、唐海油田N80区块、庙南地区以及庙190区块。

四个区块工农关系复杂，均为单井拉油点，开井率小于50%甚至低于20%，日产油量较低，而投入成本偏高，适于采取整体区块对外承包制。但作为试行开发管理模式，有以下几点需要注意：一是建立严格的承包单位资质审查制度。承包单位作为被承包区块生产管理的具体执行者，其能力水平的高低对整体区块的开发利用有直接影响，因此，应选择专业性强、管理水平高的承包单位，并加强承包单位资质考核。二是制定完善的承包管理制度。实施整体区块承包管理，并不意味着作业区完全大撒手，被承包区块作为油田生产的一部分，其开发战略、开发思路必须服从作业区统一安排，作业区技术人员应适时对承包单位进行指导，以避免发生破坏性开采。三是确定合理的承包价格。承包管理最好的效果是实现双方共赢，因此，在承包价格上，一方面承包方要觉得有利可图，以调动承包方生产管理的积极性；另一方面作业区的收益又需达到最大化。结合上述各区块的生产现状，承包价格的确定应充分考虑到区块目前的产量、区块生产的潜力程度、举升设备、地下设施以及可用地面流程的折旧额度等。

4.2 进一步推进个性化单井风险合作

2012年作业区对5口井进行了风险合作，效果比较显著，在吸取相关经验教训的基础上，对措施费用较高、作业风险较大的井可以考虑进一步扩大个性化单井风险合作的范围。实施过程中，一是对风险井的选取必须要结合生产开况，认真分析筛选，如对由底水锥进造成的高含水井可以进行水平井堵水作业合作，对前期二氧化碳吞吐作业效果明显的浅北区高含水井可以继续实施二氧化碳吞吐作业开发风险合作。二是加强成本―效益评价。合作开发的目标是获取经济效益，成本效益评价作为衡量开发效果的唯一指标，在考虑开发成本呈逐年上升趋势的前提下，其各项数据的选取必须科学、真实、合理，以便做出正确的合作开发决策。4.3 继续推行捞油生产开发方式

针对油田生产实际，采用捞油方式生产能够有效降低油井生产成本，挖掘长停井潜力。目前陆上油田作业区一般选择低压、低产、较低含水等地质条件，地面一般没有集输系统，管理难度大或者偏远井站等进行捞油作业，井号的选择存在较多的主观因素。地质工程人员应通过分析油井的地质条件和工程条件，建立一套极具现场应用价值的捞油井筛选标准，既可以解决上述各项生产瓶颈，又能避免人力、物力、财力的浪费，节约油气生产成本，从而有效提高作业区产能规模。

财务管理的根本作用就是结合生产经营实际，创造最大经济价值。针对长停井的管理，作业区除了开展以上治理措施之外，在财务具体工作中也要加强对长停井资源的管理，对达到规定效用年限且无修复利用价值或者因技术落后或运营成本高而不适应生产需要的油水井及时进行账务报废处理，以实时盘活资产、优化资产结构、提高生产效率。