单井效益评价成果应用研究
单井效益评价细则
中国石油勘探与生产分公司已开发油气田效益评价细则第一章总则第三条已开发油气田效益评价,包括油气田（区块）效益评价和油气井效益评价。
第二章评价对象第六条油气田效益评价对象是指油气田（区块）评价单元和油气生产井。
第三章效益分类第十二条油气井单井效益评价结果分为效益一类井、效益二类井、效益三类井、边际效益井和无效益井。
1、效益一类井效益一类井是指油气及伴生产品税后收入大于生产成本和应分摊的期间费用及地质勘探费用之和的井。
2、效益二类井效益二类井是指油气及伴生产品税后收入等于或小于生产成本和应分摊的期间费用及地质勘探费用之和，且大于生产成本的井。
3、效益三类井效益三类井是指油气及伴生产品税后收入等于或小于生产成本，且大于操作成本的井。
4、边际效益井边际效益井是指油气及伴生产品税后收入等于或小于操作成本，且大于最低运行费用的井。
5、无效益井无效益井是指油气及伴生产品税后收入等于或小于最低运行费用的井。
第四章 参数确定第十六条 油气井最低运行费用包括直接材料费、直接燃料费、直接动力费、直接人员费、维护性井下作业费、油气处理费、天然气净化费、驱油物注入费、运输费（仅指拉油）、稠油热采费。
第十九条 油气井效益评价中，能够直接落实到单井的成本直接计入单井，不能直接落实到单井的成本费用，按规定分摊。
1、直接材料费各级单位所需分摊的材料费按其所属油（气）井开井天数分摊到单井。
注释：∑是指班组、队、厂、矿等各级单位分摊费用的逐级累加，费用分摊到各级单位所属的油（气）井上。
以辽河油区为例：单井效益分类油气及伴生产品税后收入油（气）井年开井天数井天数所属油（气）井年总开分摊费用井直接费用气油直接材料费⨯+=∑)(直接材料费=单井周转材料费+单井工艺措施材料费+单井一般材料费+单井分摊一般材料费直接费用：单井周转材料费、单井工艺措施材料费、单井一般材料费。
分摊费用：单井分摊一般材料费，分摊公式为：2、直接燃料费各级单位所需分摊的燃料费按其所属油（气）井开井天数分摊到单井。
单井气藏改建储气库的经济评价方法——以川西北地区WC1井为例
单井气藏改建储气库的经济评价方法——以川西北地区WC1井为例首先，进行改建储气库前的评估。
评估包括天然气价格、市场需求和改建成本等因素。
对于天然气价格，需要分析市场的供求关系以及价格走势，预测在储气库建成后，天然气价格的变化情况。
对于市场需求，需要了解在改建储气库后，对储气库的需求是否有保证，以及市场需求是否具有稳定性。
对于改建成本，需要对改建储气库的投资费用进行评估，包括土地购买费用、设备投资费用以及运营成本等。
接着，进行储气库规划和设计。
根据改建储气库前的评估结果，确定储气库的规模和设计，包括储气容量、储气压力和储气周期等。
同时还需要考虑储气库的运营模式和安全性。
然后，进行经济效益评估。
经济效益评估主要包括储气库建设和运营的成本，以及储气库带来的收益。
对于储气库建设成本，需要将土地购买费用、设备投资费用以及运营成本等计算在内。
对于储气库运营成本，包括储气库的维护费用、运输费用以及管理人员的费用等。
对于储气库带来的收益，需要分析储气库带来的降低储气成本、提高供应能力以及增加天然气产量等方面的收益。
在经济效益评估中，需要进行成本效益分析、投资回收期分析、内部收益率分析等。
最后，进行风险评估和灵敏度分析。
风险评估主要包括技术风险、市场风险和政策风险等。
技术风险主要是储气库建设和运营中可能出现的技术问题。
市场风险是指天然气市场的价格波动等因素对经济评价的影响。
政策风险是指政府相关政策变化对经济评价的影响。
灵敏度分析是为了了解不同因素对经济评价结果的影响程度。
综上所述，单井气藏改建储气库的经济评价方法主要包括评估、规划和设计、经济效益评估、风险评估和灵敏度分析等步骤。
通过系统的评估和分析，可以对单井气藏改建储气库的经济可行性进行科学、全面的评估，为决策提供参考依据。
如何用单井效益评价新方法确定和治理高成本单井
如何用单井效益评价新方法确定和治理高成本单井
严嘉年;汪军惠
【期刊名称】《青海石油》
【年(卷),期】2008(026)002
【摘要】本文运用单井效益评价成果，对采油一厂2007年度高成本单井从经济
和开发两个角度分析其形成高成本的影响因素，重新界定和分类，既是经济低效又是开发低产的高成本单井为Ⅰ类低效井，经济上低效但开发上不一定低产的高成本单井为Ⅱ类低效井。
对其提出下一步治理措施，对转变其效益状况将起到显著的效果。
这种分类界定新方法的提出对以后高成本单井的治理是一种比较实用的新思路、新方法。
【总页数】5页(P30-34)
【作者】严嘉年;汪军惠
【作者单位】青海油田公司采油一厂
【正文语种】中文
【中图分类】TE863.1
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3.浅谈油田单井效益评价体系及治理对策 [J], 李丽娜
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采油厂单井效益评价管理实施方案模板
采油厂单井效益评价管理实施方案（模板）按照xx公司单井效益评价工作整体要求，结合xx采油厂单井效益评价运行方法，采油厂深入研究，突出以效益为中心的管理理念，结合实际，特制定本方案。
一、实施目的通过实施单井效益评价，有效适应新常态低成本、高效益发展理念，根据效益分级，确定“重治理、轻关停”的工作思路，对采油队井、站、点开展分类治理，实现采油井“无效变有效、有效变高效、高效再增效”的工作目标，全面提升采油厂综合管理水平。
二、组织机构组长：厂长副组长：相关厂领导成员：各单位、部门负责人领导小组下设办公室，办公室设在财务资产科，财务资产科科长兼任办公室主任。
领导小组主要职责：负责统筹协调单井效益评价工作，对实施过程中存在的重要问题进行决策，并定期对各部门工作开展情况进行检查督促，依据评价结果安排部署相关工作；领导小组办公室主要职责：负责组织制定单井效益评价实施方案，落实单井效益评价数据填报、审查，根据单井效益情况进行分类汇总，形成效益评价报告，以及完成领导交办的其他工作。
三、实施范围选定xx采油队做为试点单位先行开展单井效益评价工作，待经验成熟后在全厂推广实施。
四、工作流程财务资产科每月将成本入账数据提供给各相关单位、部门，相关单位、部门按照任务分工将费用分摊至单井并反馈到采油队；采油队将本单位实际发生费用分摊至单井后与各部门反馈的单井费用汇总后上报领导小组办公室；领导小组办公室整理后对单井效益情况进行分析，将油井按照效益进行分类，汇报给领导小组做为决策依据，并对单项高费用推送至相关业务归口部门进行分析，业务部门依据分析结果制定相应降低成本措施，并督促实施。
五、任务分工以原油生产为主线、经济效益为中心，按照“谁结算、谁摊分，谁主管、谁归集”的原则进行费用归集摊分。
（一）生产科：1、负责原油运输费用、事故井维修费用、财产保险费用的分摊办法制定，并进行分摊后反馈至采油队；2、负责统计各单位每月生产井开井数及产销量，上报财务资产科；3、负责制定原油处理成本及输转站、计量站、脱水站、增压站、小而全集输点等站点产生费用摊分办法，指导采油队进行合理摊分；4、负责对推送燃料费、材料费、油井维修、房屋维修、道路维修、场站维修、运杂费等高成本进行分析，制定相应降低成本措施。
抽油机井参数优化方法及应用效果评价
抽油机井参数优化方法及应用效果评价摘要：针对抽油机井机采系统效率偏低，油井单耗高等问题，分析了影响抽油机井系统效率的因素，提出了抽油机井参数优化设计方法。
结合油井的实际生产状况，合理优化机、杆、泵等抽汲参数，优选出一套最适合油井的生产参数。
该技术是一项实用、高效且具有广阔推广前景的节能降耗技术，达到了提高机采系统效率、节电降耗、降低生产成本的目的。
关键词：抽油机优化设计系统效率效果评价1 抽油机井参数优化方法1.1 设计原理抽油机井参数优化方法在理论上总体设计思路是：将有杆泵抽油系统输人功率合理地划分为有效功率、地面损失功率、井下粘滞损失功率、井下滑动损失功率、溶解气膨胀功率5个部分，确定各种功率与影响因素的函数关系式，建立油井在各种不同物性参数、井斜参数、设备参数、生产参数条件下所对应的输入功率的数学计算公式。
通过油田生产动、静态参数，设计出包括电机、管径、管柱钢级、杆柱组合、冲程、冲次、泵径和泵挂等检、下泵技术参数，根据上述设计结果编制出现场施工方案。
1.2 设计方法在产液量确定的前提下，以最低输人功率为设计原则，具体参数设计方法为：（1）将各种管径、杆柱钢级、泵径与泵挂、冲程、冲次等一一组合，每一种组合对应着一种系统效率，即对应着一种能量消耗和管、杆、泵的投入与年度损耗。
（2）根据建模公式分别计算出每一种机采参数所对应的输人功率，得出每一种组合相对应的年度耗电费用。
（3）以年耗成本最低的机采参数（管径、管长、杆柱钢级、泵径、泵挂深度、杆柱组合、冲程、冲次）为最佳参数组合。
1.3主体功能（1）进行能耗最低或成本最低机采系统设计；（2）对机采系统的能耗、系统效率、成本现状进行评价分析；（3）对原机采系统测试数据进行计算处理；（4）对设计的新系统进行评估。
2 抽油机井参数优化现场应用2.1 应用情况2012年在石油开发中心胜凯管理区随检泵作业应用抽油机井参数优化方法15口井。
平均有功功率下降1.19 kW ，平均系统效率提高10.27个百分点，达到37.39%。
塔里木油田效益评价及单井经济极限研究
塔里木油田效益评价及单井经济极限研究
练章贵;江同文;肖君;许茜
【期刊名称】《西南石油大学学报（自然科学版）》
【年(卷),期】2000(022)004
【摘要】对油田效益进行评价,这是油田开发工作由产量主导型向效益主导型转变的重要体现,对明确投资方向、降低成本、提高油田经济效益,均具有重要的指导意义;在塔里木油田开发进入中、高含水期时,为了适应油田单井不同的地质、开发和经济条件,研制了单井经济极限产量、极限含水、措施经济极限增油量图版,这些研究为单井当前的效益分析、措施效益评价等,提供了一种灵活的查询和分析工具.【总页数】5页(P33-36,64)
【作者】练章贵;江同文;肖君;许茜
【作者单位】塔里木油田公司勘探开发研究院开发所,新疆,库尔勒,841000;塔里木油田公司勘探开发研究院开发所,新疆,库尔勒,841000;塔里木油田公司勘探开发研究院开发所,新疆,库尔勒,841000;塔里木油田公司勘探开发研究院开发所,新疆,库尔勒,841000
【正文语种】中文
【中图分类】TE-9;F407.2
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油区单井经济效益分类评价探讨
作者： 王卫华[1] 赵颖文[2] 张豪[2]
作者机构： [1]中国石油塔里木油田公司,新疆库尔勒841000 [2]西南石油大学经济管理学院,四川成都610500
出版物刊名： 西南石油大学学报：社会科学版
页码： 17-20页
主题词： 石油开发企业 单井核算 经济效益分类 经济评价
摘要：要提高油田的经济效益，就必须降低成本，对单井进行经济性评价是降低成本的措施之一。
在分析进行单井核算必要性的前提下，明确了单井核算的方法及流程。
根据成本与产量投入产出状况，对区块和单井进行经济效益分类，把单井按经济效益水平分为完全负效益井、边际效益井、中低效益井、高效益井四类；同时，对不同效益井从生产方式和管理方式上采取相应措施，逐渐实现边际效益井和低效益井向创效益井转化，对于多次采取措施的无效益油井实行停井或闭井。
加密井效果及效益评价
前言安塞油田位于陕西省安塞县、志丹县和子长三县境内，属低压、低渗、低产的特低渗油田，主要产层长6属三叠系延长组地层，以内陆淡水湖泊三角洲沉积为主。
砂体连片性好，含油范围与砂体展布主要受岩性和物性控制，形成较典型的岩性油藏。
储层孔喉组合以小孔细喉型为主，油层平均喉道半径仅0.25μm，喉道分选差，属小孔高密度分布；油层物性极差，有效孔隙度11%~14%；有效渗透率平均0.49×10-3μm2；中性-弱亲水的润湿性质有利于油田的注水开发。
在构造应力和成岩作用下，储层普遍发育水平微细层理及局部隐蔽裂缝，且受沉积及成岩作用影响，不同井区物性及裂缝发育程度差异较大。
1990年以后安塞油田进入大面积注水开发，先后建成了王窑、侯市、杏河、坪桥等四个注水开发主力区块，于1998年底，共动用含油面积168.6km2，地质储量10302 x104t，使安塞油田跨入“年产百万吨原油”的大油田行列。
至目前，投入开发的最早区块王窑区已开采近15年，采出程度已达到16.6%，含水为41.9%，已进入中期开发阶段。
随着注水开发时间的延长，地下油水运移关系日益复杂，且由于微裂缝的发育及井网布局的限制，侧向油井产能低，采出程度低。
为了动用死油区，自96年开始陆续在王窑区块打加密井67口，是目前安塞油田拥有加密井最多的区块。
另外，其它区块也在此经验基础上，共打加密调整井16口。
为油田稳产起到一定作用，并在一定程度上改善了井网布局，提高了最终采收率。
本文通过对已加密的油井进行效果、效益综合评价，总结出一套完整的加密技术，包括：加密时机（井距、井网密度、采出程度、地层压力）的研究，加密后可采储量的研究及加密后井网适应性研究等。
为安塞油田下步加密调整提供可靠的参考依据。
摘要安塞油田目前加密总井数已达到83口，本文着重对已加密的油井进行综合评价，并在此基础上运用油藏工程方法及数值模拟方法总结出一套适合于安塞油田的加密调整技术，包括加密时机，加密后最终采收率及加密后的井网适应性研究等，并提出下一步加密调整的主要方向及区域。
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单井效益评价成果应用研究
摘要
自2015年以来，油气价格持续在低位徘徊，虽然从2017年年产油量保持稳定，但是由于油气生产完全成本升高，油田整体效益下滑。
应用效益评价系统，
同时结合单井年产油及费用发生情况，对2019年生产井进行单井效益评价，确
定我厂低效无效井184口。
以精细地质认识为基础，工程技术进步为依托，降本
增效为目的，应用创新思维和管理理念，多项措施并举，从提高单井产量与降低
生产费用两方面，制定相应的治理对策，实现效益转型。
2020年通过实施进攻型
措施、转变生产方式等措施共计转化效益井64口井，日增油12吨，创效332.5
万元，提升区块及单井生产效益，提高油田开发管理水平，规范了降本增效的治
理手段，建立了单井降本增效的信心。
关键词：效益评价，降本增效，治理对策，成功转型
1.
成果实施背景
自2016年以来，油气价格持续在低位徘徊，特别是2020年受新冠肺炎疫情
爆发和持续，无疑给今年全球石油行业带来剧烈冲击。
业界人士期望，全球石油
需求在一两年的时间内能恢复到疫情前的水平。
国际能源署警告，疫情给能源体
系带来的影响将会持续多年，今年全球石油需求将下降8%，原油价格跌至35美元。
这一社会大背景下，无疑石油行业进入严冬序列。
1、油田开发现状
油田已进入高含水开发阶段，年产油水平21.45万吨，采出程度21.1%，可
采储量采出程度84.0%，采油速度0.47%，共有油井1667口，其中机采开井1087口，开井率仅占65.2%，稳定捞油井95口，占比5.7%，油田长期计关井485口，占比29.1%，平均单井日产液2.4吨，日产油0.5吨，综合含水达77.5%。
虽然
2018年以来年产油量稳中有升，但是由于油气生产完全成本升高，单耗达到
14.3美元/桶油，油田整体效益下滑。
2、低效无效井评价
根据低效井、无效井评价标准，针对2019年1667口生产井进行单井效益评价，结合单井年产油及费用发生情况，定义低效、无效井共184口。
其中，低效
井122口，日产液282.7吨，日产油20.2吨，综合含水93%，平均单井产量
0.16吨，45美元收益9.8万元；无效井62口，日产液130.3吨，日产油4.2吨，综合含水96.7%，平均单井产量0.06吨，45美元收益3.7万元。
1.
降本增效治理对策
1.一井一分析明对策
为了实现提效的治理思路，加大了油藏精细描述、再认识工作，应用最新的
油藏描述及单砂体的精细刻画成果,结合油井的历次动用,油藏监测资料及注采见
效特征，深化认识不同类型剩余油分布规律，针对性开展低效无效井的挖潜对策
的制定，形成8种综合提效方案。
高产高含水井共123口，动静结合分析其低效、无效原因为主力层单向水淹、主力层水淹倒灌抑制接替层产出、全井水淹三种类型，根据剩余油类型的不同共
制定10类方案，分别是拔管捞油3口，补孔压裂6口，解堵5口，间抽32口，
注水调控25口，转注1口，计关27口，压裂17口，堵水7口，预计创效128.2
万元。
低产液井共61口，动静结合分析其低效、无效原因为储层发育差，供液能
力不足或油水两相渗透率变化两种类型，此类井下步共制定8类方案，分别是间
抽37口，注水调控12口，转注1口，计关1口，压裂4口，堵水1口，解堵3口，拔管捞油2口，预计创效54.4万元。
2.降本增效治理方案
（1）对能量低造成供液能力不足的低产井，探索合理的间抽制度，实现节
电降本。
治理方法与思路：采取液面恢复法，通过连续液面监测仪跟踪间抽井液面变化。
先典型井摸索，后推广井验证，并在规模推广后不断跟踪调整。
整体效果：在维持产量不降的基础上，2020年对48口井的合理间抽制度进
行探索，共实现降液11.1吨，增油2.8吨，节电30万度，节约电费19.5万元。
（2）对储层差造成供液能力不足的低产井，采取拔管捞油，实现节电降本。
对具有一定产油能力的无效井转变生产方式拔管利用5口，节约生产成本10
万元，同时通过笼测测算液面恢复速度并结合效益科学制定捞油周期。
例如某低产井，经过60天60次、30次、20次、15次、12次、10次周期捞
油实验后，发现：虽然捞油量与捞油次数呈正相关，但是考虑捞油成本，60天捞
油60次、30次是经济效益最低的，60天捞油20次反而是效益最好的。
多井对比，分析认为同类型井效益最高捞油周期为3天一次。
（3）两相渗透率的低产井，通过对标评价，压裂引效，实现增油增效。
2020年共压裂30口，有效井22口，经济有效井15口，日增油12.0吨，共
创效180.1万元。
（4）对储层污染、结垢、能量不足的低产井，一井一策，针对性进行解堵
措施，实现增油增效。
2020年共解堵34口，有效22口，有效率64.7%。
合计日增油2.1吨，共创
效24.9万元。
解堵类低成本措施种类较多，但适用储层不同，相互之间不可替代。
（5）对主力层水淹接替层未发挥的高含水井，堵水矛盾层，实现增油增效。
2020年共堵水10口，7口有效，均实现降液，8口提液增油（说明存在层间
干扰），日降液20.2吨，日增油1吨，降低无效水循环，成功转型2口效益井。
（6）对个别层单向水淹的高含水井、注采不见效的低产井，进行注水调控
效果，实现增油增效。
基于以上整体认识对低效、无效井进行注采调控。
调控过程中持续跟踪低效、无效井动态，总结发现，能量不足井主要分为注水井井况变差导致、注水井欠注
导致、平面矛盾导致三种情况；不见效井主要分为区块边部扩边新井、小断块油
井注水方向单一、特低渗透储层未建立驱替关系三种情况。
其调控方法为：①适当控制见效层位注水，延长油井稳产期；②见水井在相
关关系最明显方向减水或停注相应注水层段；③见水层位进行堵水，减缓平面及
层间矛盾；④层层水淹油井进行间抽或暂时关井，调整注入、产出剖面。
2020年共注水调控28口，成功转型17口，日增油5.4吨，共创效58.2万元。
注水调控成本低廉且效果较好，需持续加强油藏认识，动静结合，精准调控。
（7）对全井水淹、主力层水淹无接替层的高含水井，停井或转注，实现降
本增效。
全井水淹、主力层水淹无接替层的高含水井，本井停井可节约运行成本，2020年共停井25口，合计降液73.6吨，减少日产油1.2吨，全年减少产出33
万元，但是节约电费、油气处理费等共计62.5万元，整体效益为正值。
全井水淹、主力层水淹无接替层的高含水井，本井转注，史一线油井受效，
可实现增效，2020年共转注2口，合计降液1.9吨，减少日产油0.3吨，全年减
少产出8.3万元，目前因时间短一线井未建立注采关系，效果有待评价。
三、取得的效果
1、低效无效井转型效益井
2020年共治理低效、无效井184口，转化成效益井64口，成功转型率
34.8%，其中低效井转化成功47口，无效井转化成功17口，共计直接创效332.5
万元。
2、增产效果突出
184口井低效益井、无效益井在2019年末合计日产液411.6吨，日产油
22.8吨，综合含水94.5%。
经过2020年逐步治理后，目前合计日产液301.4吨，日产油34.7吨，综合含水88.5%。
日降液110吨，日增油11.9吨，含水下降6%。
全年增油1800万吨，直接创效332.5万元，治理效果突出。
其中，降本类措施
包含间抽、停井、拔管捞油共计78井次，日增油1.6吨，累计增油240吨，直
接创效44.4万元。
增效类措施包含堵水、复活、解堵、压裂、注水调控、转注
共计106井次，日增油10.4吨，累计增油1560吨，直接创效288.1万元。
3、降本效果显著
降本类措施主要包括间抽、停井、拔管捞油，其中：间抽井48口，共实现
降液11.1吨，增油2.8吨，节电30万度，节约电费19.5万元；停井25口，节
约电费、运输费、油气处理费等共计62.5万元；拔管捞油5口，节约生产成本
10万元。
全年预计共计节约电费、材料费、运输费、占地费、油气处理费、修理费、井下作业费等共计92万元。
全年提质增效共计创效424.5万元。
4、油田效益有所改善
油田整体单耗由2019年14.3美元/桶油下降至14.1美元/桶油，50美元产
出投入比达到3.3，其中12个区块50美元产出投入比在3.0以上，油田整体效
益有所改善。
参考文献
[1]汤津.油井降本增效措施途径分析[J].石化技术,2019,26(02):227+245.
[2]郭庆,梁波.油田开发后期的挖潜增效措施[J].化工设计通
讯,2018,44(10):45.
9。