油田项目建设风险因素辨识和规避对策

　　油田是我国油气资源的集中产地，油田建设投资大工期长，勘探开发受来自自然社会经济多方面因素影响，其风险管理至关重要。本篇油田技术论文阐述了我国目前油田项目风险管理存在的问题，分析风险因素辨识，提出风险应对方法，以达到风险规避，提高经济效益的效果。

　　推荐期刊：《石油化工》(月刊)1970年创刊，为学术与技术相结合的科技期刊，由中国石化集团资产经营管理有限公司北京化工研究院和中国化工学会石油化工专业委员会联合出版，国内外公开发行。本刊报道石油化工领域具有创新性、实用性、学术水平较高的研究成果，包括裂解分离、有机合成、高分子合成、石油化工新材料、绿色化工、精细化工、催化剂制备及表征、分析测试、化工数据测定、计算机应用、系统工程、化工设备、技术改造等;有关石油化工进展的专题述评及技术经济分析。

　　关键词：产能建设项目 投资 风险管理

　　一、引言

　　油气资源是不可再生能源，既是经济发展的主要能源，又是重要的战略物资，一个国家对石油的拥有量和使用量已成为衡量国家综合国力的重要因素。油田产能建设是指将油气储量通过前期项目优化设计、方案论证评价、布井钻井、射孔完井、作业投产和地面工程建设等工作转化为油气生产能力的一项重要生产活动，可分为油藏工程、钻井工程、采油工程、地面工程四大环节，是油田可持续发展的重要保证。因此，产能建设各投资环节管理对提高资源开发效果至关重要。

　　油气田产能建设项目具有投资大、工期长、一体化程度高、涉及内容多、牵涉面广等特点，而且石油资源作为一国战略性资源，它的勘探开发不仅受到自然、技术、经济等因素的制约，还会受到国际政治经济和社会环境的影响，油气田产能建设项目投资风险的不确定因素多。加强风险管理是实现科学决策的基础和前提。油气田产能建设项目在项目开发方案设计阶段不仅从技术和经济的角度进行全面论证，还要对项目建设、实施、运行中的技术风险和经济风险进行识别。此外，加强风险管理是节约投资成本，提高经济效益的需要。

　　二、风险管理现状

　　为降低油气产能建设项目各环节实施过程中可能存在的风险，减少油气产能建设项目投资损失，从地质研究、开发方案编制到油气开发项目实施的全过程以及项目的后续跟踪评价等方面做了大量风险管控工作。加强项目前期工作、提高项目决策水平，重视产能开发方案的经济评价工作，产能建设“4+1”方案单列经济评价方案，组织“4+1”方案的编制与审查，不断优化产能开发方案，加强经济与技术的紧密结合。

　　目前，多数油田开发建设项目虽然已经开始认识到风险管理的重要性，但是，在油气产能开发方案的经济评价中对产量、投资、成本、价格四大敏感性因素的分析不够深入细致，提出的应对措施不够具体，使得油田建设项目面临诸多潜在风险，方案实施结果偏离最初设计效果，无法保障投资效益。因而，系统地借助项目管理和风险管理的理论与方法，建立起科学系统的动态风险管理机制以应对油田建设过程中的各类风险就具有非常重要的实际意义和现实价值。

　　三、风险因素辨识

　　1.产量风险。产量风险因素包括油气产能建设项目的油藏工程、钻井工程、采油工程、地面工程等环节中存在的自然风险、技术风险、管理风险等方面的风险。不同油藏类型的特点差异较大，从地质构造、油层分布到开发方式、开采阶段，不同油藏类型所蕴含的风险存在显著差异，因此，按照不同油藏类型对产能建设油藏工程、钻井工程、采油工程、地面工程等环节中的风险因素分别进行辨识。

　　(1)油藏工程。中高渗油藏储层非均质造成注水纵向指进、平面舌进，油井见水早、含水上升快，影响产量和采收率，平面、层间非均质造成储量动用差，调整效果差;非均质造成高含水区高压力、低含水区低压力，使生产压差降低，开发效果变差;海恩斯跳跃和旁通造成残余油高，达不到预计产量;钻遇油层渗透率级差大，不能一次射开全部油层，逐层上返开采时间很长，影响产量;新井部位物性变差，出现低产低效井;平面矛盾造成部分井见不到注水效果，能量下降递减增大。

　　断块油藏断层发育、部分次级断层认识不清，断层增加、断块越变越小、油水关系越变越复杂，储量越变越少;由于断失油层(逆断层会使油层增厚)，造成产量降低;由于注水收效方向减少，使水驱储量减少，含水上升加快，最终采收率降低。

　　裂缝型砂岩注采系统布井方式不适应裂缝特点，油井暴行水淹，使油藏储量动用低、可采储量少，预测和实际差异大;裂缝发育储层一般渗透率低，水沿裂缝穿流降低水波及面积，压力保持困难，能量影响产量，使预测与实际差异大。缝洞型碳酸盐岩缝洞产状、油水界面与油井的配置关系发生变化，造成油井建产成功率低，落空井多，底水锥进，产量预测与实际变化大。

　　稠油油藏非均质引起的汽窜、出砂、地面冒汽影响油井正常生产，造成原油产量减少;原油性质、储量品位、平面及纵向都会发生变化，对油气比、产量影响大;产量受地质条件和开发方式的影响，油汽比会引起操作成本变化。凝析油构造、储层物性、地质储量发生变化对产能和产量造成重要影响。

　　海上油藏勘探地震品质受到影响、钻井成本高、资料控制程度较低;台风、龙卷风、海浪对钻井平台的侵害;由于构造、储层物性、开发方式(如注水、热采等)的变化引起产量变化。

　　(2)钻井工程。钻井是为揭开油气层，获得有开采价值的天然气流或石油，因此，当钻井进入高压油气层后，如果井控措施不当可能发生井喷事故;完井和修井时技术不过关、措施不利也会导致井喷事故的发生。由于操作者直接的责任而引起的井控措施不当、违反操作规程、井控设施故障是造成井喷失控事故的主要因素，包括：进入油气层钻井泥浆的密度偏低，使泥浆液柱压力达不到抑制地层压力的要求，或泥浆密度附加值不够;起下钻未及时灌满井筒内的泥浆，或起钻速度过快抽喷;对地质情况掌握不够，地质差异认识不足，地层实际压力比预计值大得多;井口设备装置、井身结构、油层套管、技术套管等存在内在质量问题;井口未安装防喷器或防喷器的安装不符合要求;完井固井质量出现问题;钻井设备受地面、地下流体的侵蚀，而长期生产维护不及时，而出现损坏、破裂渗漏;井下工具、封隔器胶皮失灵，解封不开，起钻时造成抽汲油气层;施工组织不严密，违章逾越程序;井场布置不合理，违反安全管理规定;作业人员素质差，缺乏应急能力。钻井工程中自然风险因素主要为沙尘暴和地震，沙尘暴和地震均可能对井场设备、储罐及井架等造成破坏。

　　(3)采油工程。中高渗油藏不同渗透率的储层井壁阻力系数差异大，射孔质量(孔密、相位、穿深)对产量影响较大;开发过程中工作制度对产量和含水上升影响较大。

　　裂缝型砂岩裂缝开发为管流，要改变为渗吸和渗流多采用调剖，段塞长度与强度是关键，在封堵裂缝中造成油层污染，预测与实际产量、采收率有较大差异。

　　高凝析油井筒结蜡，井底蜡堵造成油井没有产量，井筒结蜡造成抽油柑断脱，影响油井时率率，造成产量降低。凝析油工作制度直接影响凝析油开采的组分变化，由于压力变化工作制度相应变化不适应就会影响凝析油的产量，甲醛加入速度会引起水合物产生，也会影响产量。

　　(4)地面工程。油气产能建设中的油气集输通常采用埋地管线，各油井所产油气经管线进计量站计量后送入转油联合站处理。油气集输过程中的风险主要是管线及设备破裂造成的油气泄漏事故，事故发生时会有大量的油气溢出，对周围环境造成直接污染，而且泄漏的油气遇到明火还可能产生火灾、爆炸事故。

　　集输站场工艺设备多、布置相对集中、操作条件要求严格、处理介质又均属易燃易爆物质，因此存在火灾、爆炸的事故风险性。各站场可能发生的风险事故类型主要为工艺设施破裂引起原油和天然气泄漏，进而可能引发火灾、爆炸。另外，违章动火及雷击等也会引发火灾、爆炸事故。

　　2.在考虑企业生存与发展需要的情况下，根据预计油气开发规模做出预测，在更高的层面上进行投资估算与优化。

　　钻井工程投资占总投资的80%以上，油藏工程和地面工程投资占总投资的20%左右，采油工程主要是构成油气生产成本。因此，对油气地质情况的认识水平和钻井工程存在的风险是油气产能建设项目投资风险的重要影响因素。

　　油气产能建设投资风险主要为方案变更和设备材料改代两个方面。一方面，不同方案的权限和决算不同，重视产能建设方案设计，方案轻易不会出现变更。但是由于对油气地质情况的认识出现偏差导致方案整体变更，一旦方案出现整体变更，会对项目进度造成严重影响，对投资造成严重损失。另一方面，对方案进行的局部调整，如设备更换、材料替换等情况出现，不仅会增加相应的投资，也会造成工作量增加。偶尔的局部调整可能对整个项目投资的影响不大，但是如果方案频繁进行局部调整，积少成多也会对项目投资造成从量变到质变的影响。

　　3.油气产能建设项目成本的影响因素按投资成本、开采成本、动态因素三个方面进行分类识别。投资成本的影响因素包括探明地质储量、地质储量丰度、油层平均埋深、油气藏类型、流度等;开采成本影响因素包括原油品质、驱动类型、采油方式、每米采油指数等;动态因素包括采出程度、综合含水率、自然递减率等。油气产能建设生产成本构成复杂，影响其变动的因素较多，既有可控因素也有不可控因素，既有企业外部的也有企业内部的，既有直接的也有间接的，既有政策性的也有非政策性的。

　　4.结合国际政治、经济、社会等多种因素，全面识别价格风险。原油价格属于企业的不可控因素，利润总额对其变动高度敏感，因此防范与化解原油价格风险应该引起企业高度重视。近几年来，国际原油价格节节上涨，目前国际油价位于每桶100美元左右的高价位。据国内外众多预测机构和能源专家的分析，中长期的油价取决于原油供需矛盾，受国际政治、经济、社会等多种不可控因素影响，波动性较大。因此，分析各影响因素对价格的影响程度，进行风险识别。

　　四、风险应对

　　1.控制油气产能建设的产量风险首先要千方百计增加可采储量，提高储量动用率，提高采收率，最终达到提高原油产量的目的;另一方面，要通过加强和改善管理，不断降低原油损耗，减少原油自用量，提高原油商品率。不同油藏类型的具体产量风险控制措施各有特色，存在差异。

　　中高渗油藏应不断优化开发层系，运用矢量化井网，做好注采调剖，减缓非均质影响;进行聚合物驱，改善油水黏度比，提高开发效果;做好动态调配、高渗层或带的调剖;储层改造、注采合理调配;在保证正常钻井情况下确定合理的泥浆性能，固井照顾主要矛盾，选择合理的固井工艺;对完井和工作制度的选择合理;针对不同物性合理部署管网。

　　断块油藏应安排好钻井顺序，做好随钻分析跟踪;按照断块油田开发程序，先钻井后决定井别;利用天然能量开采，进一步评价天然能量，再确定注采井别，方案实施后应进一步计算水驱控制储量;注水后进行干扰试井验证断层的密封性，用油藏工程方法预测见效时间，及时动态调整;进行间歇注水，控制含水上升减缓产量递减。

　　裂缝型砂岩应在地应力和裂缝产状研究基础上部署注采系统，在生产中控制裂缝方向压力，防止潜裂缝开启，产生穿流后调剖;注采关系调整、间歇注采，调整汲水剖面;优化方案，沿裂缝注水，采油点弱面强的注水方式。

　　缝洞型碳酸盐岩应采用震开结合，预测缝洞产状，运用振幅反演预测油水界面，提高钻井成功率;选择合理工作制度，控制底水锥进，制定合理的周期进行注水替油;提高产量预测和开发预测水平，提高符合率，减少地面管网对产量的影响。

　　稠油油藏应防砂治窜、提前进行工艺技术准备(化学、混氮、固相颗粒调剖)，及时治理，组合注汽提高热效率;评价和开发结合、震开一体化，精细地质油藏研究，提高钻井符合率;优化注焖抽和注汽参数，提高注汽干度，提高热效率;制定恶劣天气集输预案，及时化解风险。

　　高凝油藏化学、强磁或热油循环清蜡，保障正常生产，对于低产井要确定合理的清蜡周期。注水洗井后注段塞表面活性剂，保障注水井底不形成蜡堵。做好高凝油集输中保持凝固点以上温度，采用掺热水拌热流成，管线应远离河流、水驱。

　　凝析油油藏应加强前期研究、做好地质跟踪，及时调整部署，规避风险;提前注气、注水，保持地层压力，选择合理的工作制度，实现注采平衡。加强监测、跟踪分析、及时调整保障正常生产。

　　2.投资风险控制的关键在于对油气建产能规模的准确预测，以及在产能建设过程中要避免因认识不到位或工程质量出现问题导致的重复无效建设。要做到项目前期可研、项目实施中监控、项目实施后跟踪评估，确保投资在合理化水平上的使用。要对中长期发展计划、项目前期工作和投资实施计划实行严格的动态化管理，以确保企业规划投资目标的实现。做好投资项目的前期工作，核心是可行性研究的编报与审查，通过优化来规避投资风险，提高投资效益。推行投资控制的标准化管理，通过继续推行限额设计、标准化设计、优化设计，加强施工组织管理和物资采购、预(结)算管理，挖掘潜力，实现节约投资，提高投资效益的目标。

　　3.成本变动风险的控制主要从加强预算管理入手，优化成本项目、提高资本效益，不断改善成本控制手段，切实做好成本监控工作。要强化全面预算管理，确保完成预算目标;挖掘深层成本管理潜力，坚决遏止成本上升的势头;优化资源配置，提高资本运营效率;要按照资本运营保值增值要求，将对不同类型投资分别制订不同的回报考核指标，规范考核，严格兑现。

　　4.原油价格虽然市场决定的，是人为不可控因素，但这并不等于面对油价变动只能无所作为、束手无策。实际上，原油价格是处于经常性变动之中的，因此，企业可以利用对油价变动趋势的判断，做出增加商品量还是减少商品量的选择，达到规避价格风险、减少经济损失，提高企业经济效益的目的。

　　五、结语

　　通过对油气产能建设过程中的油藏工程、钻井工程、采油工程、地面工程四个环节的不同油藏类型的风险辨识分析，提出了相应的风险应对措施，大大提高了油气产能建设中风险管控的及时性与针对性，增强项目风险分析的阶段性与层次性，实现了油气产能建设项目风险管理的科学化、动态化。

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文章名称： 油田项目建设风险因素辨识和规避对策

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