最小经济储量规模计算在油田勘探开发中的应用

2014-07-12关静

新疆有色金属 2014年3期

关静

(中石化西北油田分公司勘探开发研究院乌鲁木齐 830013)

在油气勘探投资决策中，常需根据探明油气储量做出勘探投资决策，其实质就是确定探区相对于勘探投资所要求的油气最小经济储量规模，也就是在目标区块进行勘探投资所要求探明地质储量的最低界限。如果未来探明的油气储量低于这一界限，该项目就无法获得勘探投资所要求的最低投资回报。如果能找到确定油气最小经济储量规模的方法，建立最小经济储量模型，就可通过对比目标探区探明地质储量的最小经济规模和预测的油气资源量，判断投资的经济效益和可能的风险，从而规避那些明显不具备效益的高风险区块投资。

1 类型划分

根据塔河油田的实际情况，这类问题主要分为两种情况：一是在一个区块或圈闭进行勘探投资时要求达到的最低储量规模；二是在已探明油气储量但未达到经济边界的区块，至少还需探明多少油气储量才能使已探明储量和新探明储量达到可以开发的经济边界。

（1）新探区最小经济储量规模。探区石油（天然气）最小经济储量规模，就是在现行法规以及特定的地质、工程技术和经济条件下，能够满足投资决策最低效益要求的地质储量规模。目前，预测石油（天然气）投资效益的方法主要是建立在美国经济学家艾尔文·费雪的“项目价值是其所能带来的未来现金流量的折现值”这一理论上的评价方法。照此方法评价项目是否达到投资者所要求的最低效益标准，主要依据反映最低期望收益的基准折现率计算出来的净现值(NPV)、投资回收期和依据基准折现率判断投资是否可行的内部收益率。由于投资回收期不能反映投资收回后的经济效益而只能作为辅助指标，内部收益率不适应油、气投资的经济评价，因而评价石油（天然气）投资经济可行性的指标主要是NPV。若NPV＜0则项目不可行；若NPV≥0则项目可行，NPV=0是投资者可以接受的最低期望收益。这样，确定石油（天然气）最小经济储量规模实际上就是确定NPV=0时对应的储量规模。

在评价勘探投资是否可行的方法中，影响NPV的现金流出有勘探投资(Ce)、产能建设投资(Cd)、铺底流动资金(Cl)、经营成本(Cj)和税费(Tx)；影响NPV的现金流入(CI)有销售收入(R)、流动资金回收(Cl’)和残值回收。考虑到油、气田寿命结束时会需要一定的废弃费用，可不考虑残值回收，用这部分资金弥补油、气田废弃的投入。这些因素中随储量规模变动的有销售收入、产能建设投资、经营成本、流动资金和除所得税以外的税费，只有勘探投资和所得税与储量规模没有直接对应关系。鉴于确定石油（天然气）最小经济储量规模是在勘探阶段从实物量角度计算投资的最低期望收益，可以近似地假定在获得最低期望收益时没有利润因而忽略所得税。这样，就可把销售收入、产能建设投资、经营成本、流动资金和税费表示为储量规模的函数，令NPV=0就可以把储量规模(N)计算出来，N就是最小经济储量规模。

（2）发现区新增石油（天然气）储量最小经济规模。在已探明石油（天然气）储量的区块，如果探明的储量没有经济价值，则对其作经济评价所得NPV必为负值。至少再探明多少储量才能让已探明的储量达到可以开发的经济边界且使新增探明储量也具有开发价值，是这类决策问题的关键。由于已探明储量因达不到经济规模使净现值为负，新增储量带来的超额收益必须补偿这一负值才能满足最低期望收益要求。设NPV1为在探明新的储量之后开发现已探明储量的净现值，NPV2为继续进行勘探并获得探明储量的投资净现值，则这两者的净现值之和就是这一投资决策问题的净现值，即：

NPV=NPV1+NPV2

其中，NPV1可根据已探明石油（天然气）储量的相关参数预测投入产出从而计算出其数值；NPV2则可按照解决新探区天然气最小经济储量规模的思路，将之表示为新增储量N的函数。这样，需进一步探明储量的最低经济规模，就是令NPV=0时求出的N。由于NPV1为负值，则最低储量规模就是在|NPV1|=NPV2的前提下计算出的N。

2 模型建立

2.1 常规天然气最小经济储量规模计算模型

令该式等于0，解出的N就是在该区块进行勘探时所要求的天然气最小经济储量规模。

式中，N1为勘探年限；N2为开发工程建设年限；N3为稳产年限；N4为经济递减年限。

销售收入随开发阶段变化而变化，分为稳产期销售收入及递减期的销售收入。

稳产期的产量可表示为：

式中，qt为天然气产量；Vg为稳产期采气速度；fs为商品率；P为气价。

稳产期限和递减期限以及递减规律根据预测的气藏类型通过类比确定。递减期的产量以稳产期为基础按产量递减规律预测，递减规律主要有指数递减、双曲递减和调和递减。在资料较少的情况下，也可采用直线递减方式粗略估计递减期产量。

勘探投资指从决策时点直到探明资源的全部勘探投入。

产能建设投资按储量规模与单位产能建设投资（IQ）的乘积确定：

流动资金按产能建设投资的1%～5%计算：《方法与参数》中规定：中国石化油气田开发项目原则上不考虑流动资金，新建独立项目可考虑一定的流动资金。

经营成本通过类比，由单位产量经营成本与产量相乘计算。假定单位产量经营成本在寿命期不变，经营成本可表示为：

税费由单位商品天然气的综合税率Txx与销售量相乘确定：

综上所述：

2.2 凝析气藏最小经济储量规模计算模型

凝析气藏是一种特殊而复杂的气藏，在开采过程中同时采出天然气和凝析油，增加了开发的复杂性。建立模型如下：

式中，No为凝析油储量;Ng为凝析气储量。令该式等于0，解出的N就是在该区块进行勘探时所要求的凝析气藏最小经济储量规模。

式中，N1为勘探年限;N2为开发工程建设年限;N3为稳产年限;N4为经济递减年限。

销售收入随开发阶段变化而变化，分为稳产期销售收入及递减期的销售收入。

稳产期的销售收入为：

稳产期产量：

递减期产量：

qgt为凝析气产量；Vg为稳产期采气速度；fsg为天然气商品率；Pg为气价；qot为凝析油产量；Vot为稳产期产油速度；fso为凝析油商品率；Po为原油价格。GOR为气油比。

综上所述：

2.3 油藏最小经济储量规模计算模型

塔河油田既有常规的碎屑岩油藏，又有碳酸盐岩油藏，并主要以缝洞型碳酸盐岩油藏为主。碳酸盐岩油藏与碎屑岩油藏有很大不同，油藏具有严重的非均一性，呈现出多个独立储集体、多压力体系、多个流动单元的开发特征。不同缝洞单元间被致密层隔挡，互不连通，每个缝洞单元可作为一个单独的油藏独立进行开发。开发过程中缝洞体也是逐步筛选动用，储集体规模往往由大变小，构造也由高变低。在筛选缝洞单元时，应同时考虑到缝洞单元的储量规模是否大于最小经济规模储量，这样才能做到开发的经济性。建立NPV模型：

令该式等于0，解出的N就是在该缝洞单元进行勘探时所要求的最小经济储量规模。

式中，N1为勘探年限;N2为开发工程建设年限;N3为上产年限;N4为稳产年限;N5为经济递减年限。

销售收入随开发阶段变化而变化，分为上产期销售收入、稳产期销售收入及递减期的销售收入。

假设上产期产量按直线增长，上产期销售收入为：

稳产期的销售收入为：

qt为原油产量；V为稳产期采油速度；fs为商品率；p为油价。

递减期的销售收入以稳产期为基础按产量递减规律预测：

上产期限、稳产期限和递减期限以及递减规律根据预测的油藏类型通过类比确定。

勘探开发投资、流动资金、经营成本和税费与天然气估算方法相同。

综上所述：

目前塔河油田奥陶系油藏已开发区早期依靠天然能量开发，中期深抽和后期单井注水替油和多井单元注水开发作为人工能量补充，因此，投产2～3年里产液量呈指数递减趋势，之后由于注水补充能量开采及水驱驱动方式启动，产液量有所上升。碳酸盐岩油藏产量递减规律以指数递减为主。

3 实例

以塔河油田12区奥陶系油藏为例计算油藏最小经济规模储量。

根据塔河油田12区奥陶系第六期产能建设钻井工程方案设计，该区主要井型包括四级直井、有侧钻点的三级直井、无侧钻点的三级直井、新三级斜直井、四级水平井，单井平均进尺6247 m，平均每米进尺成本为4032元；与井数相关的地面工程投资主要是工程费，单井地面工程投资为291.834万元/井；与储量规模无关投资主要有地面工程其他费用、六期分摊的勘探投资、采油工程投资；经营成本分为与产量有关和与井数有关两部分，与产量有关经营成本主要有油气提升费、掺稀损失费、油气处理费、油气安全费用、其他管理费、销售费用，与井数有关经营成本主要有井下作业费、测井试井费、修理费、制造费用；平均单井日产量为16.2 t/d，伴生气与石油产出比为16∶1，此时，采用上述模型计算出的塔河油田12区奥陶系第六期最小储量规模为1338.2万t，而该区动用了1620万t的储量，超过最小储量规模，可以开发。