20世纪90年代以来，以大庆油田和胜利油田为代表的东部老油田通过持续攻关，实现了以聚合物驱和复合驱为主的化学驱油技术的工业化推广应用，为高含水老油田进一步提高采收率发挥了重要的作用。其中，大庆油田在化学驱油方面重点发展了聚合物驱和三元复合驱技术，2019年年产油规模超过 1 000×10⁴ t。胜利油田先后发展了聚合物驱、二元复合驱和非均相复合驱技术，截至2019年底已覆盖石油地质储量 5.3 × 10⁸ t，累积增油量超过 3 000×10⁴ t，年产油量达到230×10⁴ t。

随着化学驱油技术不断创新，适应领域不断拓展^[1-5]，实施阵地逐步转向高温、高盐、高黏、中低渗透油藏，聚合物、表面活性剂、PPG 等药剂注入量持续增加，投入逐年增加，吨聚增油量下降，经济效益逐渐变差，化学驱油项目的经济性受到越来越多关注，尤其是在低油价条件下，化学驱油项目能否实现经济有效推广、对油田的成本影响如何^[6-9]、不同技术优化方向等问题都面临较大争议，因此，需要开展化学驱油项目效益后评价方法研究^[10-13]，客观认识不同化学驱油项目的经济性。而目前对化学驱油项目经济效益的认识主要停留在单个项目编制可行性研究方案过程中开展的经济评价上，只关注技术经济条件下是否经济可行；与此同时，不同时期实施的化学驱油项目受到经济评价条件和成本参数取值标准差异的影响，不同化学驱油项目经济效益评价的结果之间不具有可对比性，较难形成对化学驱油技术整体效益的认识。为此，笔者提出了基于成本重构的化学驱油项目效益后评价方法，选取部分已实施的化学驱油项目进行经济效益评价，对比不同化学驱油项目实施后的成本状况和经济效益，研究化学驱油项目开发经济运行规律及影响经济效益的主要因素，为低油价下化学驱油项目规模化推广及效益优化提供借鉴。

1 成本重构法的提出

不同时期投入的化学驱油项目，经济效益难以直接进行对比，主要存在2个方面的问题：①项目实施的时间不同。由于物价因素的影响，造成按照当时的成本水平进行评价的结果不具有可比性。从 “十五”初期到“十三五”末期，物价指数上涨了 1.53 倍，物价变化对成本的影响较大，因此不同时期投入的化学驱油项目经济效益要进行有效的对比分析，合理消除物价因素的影响是关键问题之一。②不同项目效益后评价中成本的取值是影响经济评价结果的重要因素。化学驱油项目的经济效益评价通常是采取增量法，其中收入增量可根据实施后的增油量来确定，增油量的确定方法研究较多^[14]，也较为成熟，但增量成本研究较少，大多是简单地考虑药剂成本的增加，未考虑实施化学驱油项目后的降液降水效果对成本的影响。要准确认识化学驱油项目的经济效益，合理确定成本是亟待解决的关键问题。

针对以上问题，提出了在化学驱油项目效益后评价中采用成本重构的思路，通过成本和开发指标关系研究，按照评价时的实际成本水平，重新计算已实施化学驱油项目的历史成本，包括项目成本、基础水驱成本和增量成本，并依据化学驱油项目实施后的开井数、产液量、产油量等指标变化规律^[15-18]，对未来成本进行预测，从而实现项目全周期成本的重构。成本重构法既消除了物价因素对效益分析的干扰，又同时实现了化学驱油项目成本、基础水驱成本和增量成本的合理确定。

2 化学驱油项目开发规律

2.1 产液量变化规律

由于注入聚合物之后，驱替相黏度大幅度增加，渗流阻力增加，导致油层的产液能力下降。同时为了确保均衡驱替，初期一般都采取控制产液量生产，后期随着含水率逐渐上升，为了持续保持增油效果再逐步提高单井日产液量。从无因次单井日产液量变化（图1）可以看出，从注聚合物开始，单井日产液量呈持续下降态势，最低下降到注聚合物前水驱的 60%～80%；随着注聚合物结束转入后续水驱阶段后，大部分单元日产液量逐步回升，直至恢复到注聚合物前水驱的日产液量。

2.2 产油量变化规律

化学驱油项目依据产量变化特征可划分为见效前期、见效高峰期和见效后期等 3个阶段（图2）。见效前期约为注聚合物开始后的20个月左右，在该阶段后期单井日产油量出现明显的上升趋势；见效高峰期一般维持 50~60 个月，该阶段内单井日产油量大幅度上升，并且保持在高位运行，当单井日产油量接近见效前期水平时即进入见效后期，该阶段单井日产油量维持在较低水平且递减较快。见效高峰期增油量占化学驱油项目增油量的60%以上，是化学驱油项目增油的重要阶段。

3 成本重构模型构建

化学驱油项目成本按照产量构成分为基础水驱成本和增量成本。基础水驱成本按照要素属性可分为固定成本和可变成本，固定成本是指开发过程中变化相对较小的成本，主要包括生产工人工资、职工福利费、井下作业费、测井试井费、维护及修理费、其他直接费、厂矿管理费用等。可变成本是指随产油量、产液量等开发指标变化而变动的成本部分，主要包括材料费、燃料费、动力费、驱油物注入费、稠油热采费、轻烃回收费、油气处理费、运输费等。固定成本受开井数影响较大，在后期开采中变化较小；可变成本主要与产液量、产油量紧密相关。固定成本约占总成本的 60%，可变成本约占总成本的 40%。增量成本主要包括井网调整、注聚合物设施设备投资形成的折旧折耗、化学药剂费、动力费、杀菌剂费、清水费、注聚合物设施的修理费、注聚合物效果测试费、井下措施作业费、其他开采费等。增量成本按照影响因素可分为与投资相关的折旧费用、财务费，与注入药剂用量相关的药剂费、与注聚合物井相关的维护、修理、作业费用，以及与增油量有关的油气处理费、运输费、动力等费用。统计结果表明，化学驱油项目增量成本主要是化学剂费用，约占总增量成本的 65%，折旧折耗约占20%，其他增量成本约占15%。

3.1 基础水驱成本模型

胜利油田已实施的化学驱油项目基础水驱主要为高含水水驱油藏，影响该油藏成本的主要因素为产液量和开井数，当开井数不变时，则产液量是影响成本的主要因素，根据成本重构思路，按照评价起始年的成本水平，测算吨液可变成本和单井固定成本。单井固定成本可按照项目所在单元实际平均值取值，并保持不变。吨液可变成本需研究产液量变化与成本变化之间的关系，通过对胜利油田高含水水驱油藏分析发现，吨液可变成本与单井日产液量呈幂指数关系（图3）。随着单井日产液量的增加，吨液可变成本降低，总成本上升。

利用回归方程得到吨液可变成本表达式为：

基础水驱成本表达式为：

基础水驱全周期平均吨油成本表达式为：

应用模型计算了胜利油田化学驱油项目基础水驱成本随单井日产液量和含水率变化状况（图4），研究结果表明：高含水后期，相同单井日产液量条件下，随含水率上升，吨油成本急速上涨；相同含水率条件下，单井日产液量越高，吨油成本越低。

3.2 增量成本模型

化学驱油项目增量成本包括直接增量和间接增量，直接增量主要为化学药剂费、清水费等，可以按照实际用量和评价起始年单位价格进行成本重构，间接增量主要包括：①投资形成的分摊成本，即新增折耗，按照经济可采储量计提折耗的方法进行计算。②实施化学驱油项目后基础水驱增量成本，参考基础水驱成本计算模型，考虑实施化学驱油项目后对单井固定成本和吨液可变成本的影响来进行计算。通过对胜利油田已实施化学驱油项目成本变化跟踪分析，基础水驱增量成本主要与单元液量、含水率变化紧密相关，含水率越高，增量成本也越高。

直接增量成本表达式为：

新增折耗表达式为：

其中：

基础水驱增量成本表达式为：

化学驱油项目成本等于基础水驱成本和增量成本之和，其表达式为：

从（9）式可得化学驱油项目全周期平均吨油成本表达式为：

3.3 成本对比

应用成本重构法，分析了 9 个胜利油田已实施化学驱油项目成本，并按照聚合物驱、二元复合驱和非均相复合驱进行了分类评价。

以GDNQ-KDZJ项目为例，从年度看，化学驱油项目成本相对水驱先高后低（图5），但评价期内吨油成本比水驱低，GDNQ-KDZJ 项目全周期水驱平均吨油成本为 2 528元/t，实施化学驱后全周期项目平均吨油成本为1 848元/t，下降26.9%。

从吨油成本构成变化看，油藏实施化学驱后，吨油增量成本增加，但由于产油量大幅度提高，其他部分吨油成本大幅度下降（表1）。

化学驱油项目全周期平均吨油成本与基础水驱成本相比下降幅度为 15%~30%（表2），聚合物驱、二元复合驱和非均相复合驱由于实施对象越来越复杂，吨聚增油量下降，但项目实施后均能较大幅度地降低吨油成本。

按照化学驱油项目实施前含水率的状况，对比相同含水率条件下胜利油田整装油藏水驱单元的吨油成本（图6），研究结果表明，化学驱油项目吨油成本比相同含水率水驱单元下降了10%~20%，进一步验证了化学驱油项目的降本作用。

采用成本重构法分析化学驱油项目成本，去除了经济因素和会计核算政策变化对成本的扰动，真实反映了化学驱油项目开发效果变化对成本的影响，有助于客观认识化学驱油项目成本和基础水驱成本变化规律，明晰化学驱油项目规模化推广对油田吨油成本的影响。

4 化学驱油项目效益后评价

4.1 评价方法

应用现金流法分别评价基础水驱、增量和项目效益指标，关键是确定现金流入和流出，现金流入按照实际的开发效果和给定的油价进行计算，现金流出应用成本重构的方法对不同时期实施的化学驱油项目按照评价起始年成本水平进行重构。先计算基础水驱现金流入和流出，再计算增量现金流入和流出，最后形成化学驱油项目现金流入和流出，依据净现金流计算财务内部收益率、财务净现值和利润主要经济评价指标。

应用成本重构法计算基础水驱、增量和项目净现金流表达式分别为：

经济指标计算式分别为：

调整化学驱油项目增油量，直到项目净现值为 0，计算项目盈利需要的最小累积增油量，则吨聚增油量经济界限表达式为：

4.2 实例应用

选取胜利油田已实施的9个化学驱油项目开展效益评价，重点分析4个方面：①分析在低油价下化学驱油项目效益状况如何，从而为制定化学驱项目进一步开发提供技术支持。②分析影响化学驱油项目效益的因素，为化学驱油项目优化提供指导。 ③油价波动对化学驱油项目效益的影响如何。④ 计算化学驱油项目吨聚增油量经济界限，为聚合物注入量优化提供支持。成本重构法能较好地满足以上要求，通过重置成本消除了不同时期投产项目的时间因素影响，充分反映化学驱不同驱油技术开发效果对经济效益的影响，实现不同技术和不同项目之间的对比分析。

按照评价起始年成本水平进行成本重构，油价取50 美元/bbl，其他经济参数按照国家有关规定，评价结果见表3。

从评价结果看，按照目前的成本水平和经济条件，9个化学驱油项目中，仅有 1个财务内部收益率低于 8%，化学驱油项目在低油价下依然能够取得较好的经济效益。

全周期开发经济规律表明，化学驱油项目见效高峰期产油量高，占总产油量的 60% 左右；吨油成本低，吨油成本最大降幅超过 50%；现金流量大，约占项目总净现金流量的80%（图7）。因此化学驱油项目实施过程中，应及时跟踪驱油效果，可适当加大聚合物注入量，并做好优化，尤其是非均相复合驱，要做好药剂用量和不同药剂结构之间的优化，尽可能延长见效高峰期，提高开发效益^[19-20]。

吨聚增油量既是影响化学驱油项目效益的重要指标，同时也是编制开发方案过程中能快速得到的指标，因此，通过对已实施化学驱油项目的跟踪分析，应用基于成本重构的化学驱油项目效益后评价方法，将吨聚增油量与化学驱油项目的经济效益进行转换、对应，得到不同油价、不同药剂价格下吨聚增油量的经济界限图版^[21-22] （图8），当油价为 40 美元/bbl时的化学驱油项目吨聚增油量经济界限约为15 t/t，胜利油田满足该条件的化学驱资源潜力较大，低油价下化学驱仍具有较大推广前景。

4.3 油价波动对效益的影响

油价是影响化学驱油项目效益的重要因素，为了研究油价波动对化学驱油项目效益的影响，应用成本重构消除了其他经济因素的影响，根据已实施化学驱项目的实际开发规律，建立了化学驱油项目效益评价的概念模型，假设3种油价波动模式，分别是油价从高点开始下降波动，稳定不变和油价从低点开始上升波动，为了具有更好的对比性，3种模式的平均油价均为 50 美元/bbl（图9）。其评价结果 3 种模式的净现值分别为15 485，14 278和12 203×10⁴ 元。相对油价大幅度波动，经济效益差异较小，其原因为化学驱油项目投入高峰期和产出高峰期不一致，平滑了油价对效益的影响。应用历史实际油价对不同时期已实施项目进行效益后评价，评价结果同样验证了这一观点。因此无论油价如何波动，保持化学驱油项目投入规模相对稳定，更有利于油田长远发展。

5 结论

应用成本重构法解决了化学驱油项目效益后评价中其他经济因素的影响问题，客观反映当前经济条件下项目开发效果和开发规律对效益的影响，实现不同时期投产项目的效益对比，为认识化学驱油项目的成本和效益问题提供了新途径。

化学驱油项目吨油成本变化规律呈先降后升的特点，比该项目基础水驱吨油成本平均下降幅度为15%~30%，比相同含水率水驱单元吨油成本下降 10%~20%，这一认识改变了化学驱油项目实施后推高油田吨油成本的传统认识。胜利油田化学驱油项目的规模化推广不仅减缓了高含水率水驱油藏吨油成本的上涨，同时在低油价下能取得较好的经济效益。在油价为 40美元/bbl时，化学驱油项目吨聚增油量经济界限约为15 t/t，胜利油田能够满足该条件的化学驱资源潜力较大，低油价下化学驱仍具有较大推广前景。

符号解释

C _a——直接增量成本，元；

C _d——新增折耗，元；

C _g——单井固定成本，元/a；

C _o——经营成本，元；

C _p——项目成本，元；

C _po——项目全周期平均吨油成本，元；

C _pi ——项目第i年成本，元；

C _L——吨液可变成本，元/t；

C _w——基础水驱成本，元；

C _wa——基础水驱增量成本，元；

C _wi ——第i年的基础水驱成本，元；

C _wo——基础水驱全周期平均吨油成本，元/t；

C _wp——项目基础水驱成本，元；

CI ——现金流入，元；

CI _a——增量现金流入，元；

CI _w——基础水驱现金流入，元；

D ——递减率，小数；

EOR _P——化学驱油项目采收率，小数；

EOR _W——基础水驱采收率，小数；

f _w——含水率，小数；

i ——年序，a；

i _c——基准收益率，%；

I ——新增投资，元；

IRR ——内部收益率，%；

k，j ——回归系数，其值分别为789.01和-0.702；

L ——单井日产液量，t/d；

n ——药剂数量，个；

n _w ——开井数，口；

N ——地质储量，t；

N _P——新增经济可采储量，t；

NCF _a——增量净现金流，元；

NCF _p——项目净现金流，元；

NCF _t ——第t年的净现金流，元；

NCF _w——基础水驱净现金流，元；

NP ——净利润，元；

NPV ——财务净现值，元；

P_i ——药剂价格，元/t；

P _o——原油价格，元/t；

q _min——经济极限月产油量，t/月；

q _pt ——月产油量，t/月；

Q ——产油量，t；

Q _min——净现值为0时的累积产油量，t；

Q _pi ——项目第i年产量，t；

Q _wi ——第i年的基础水驱产油量，t；

t ——评价期，a；

T——生产时间，a；

T _ax——吨油税费，元/t；

T _D——生产天数，d；

V ——聚合物用量，t；

V_i ——药剂用量，t；

V _min——吨聚增油量经济界限，t/t；

β——原油商品率，小数。

参考文献