技术经济最优配置的采气速度优化

孙华超，夏朝辉，李陈，淮银超，乐雪霖，胡云鹏

（1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；2.长安大学，陕西 西安 710054；3.中国石油天然气集团公司川庆钻探工程有限公司四川石油天然气建设工程有限责任公司重庆分公司，重庆 400021）

技术经济最优配置的采气速度优化

孙华超1，夏朝辉1，李陈1，淮银超2，乐雪霖3，胡云鹏1

（1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；2.长安大学，陕西 西安 710054；3.中国石油天然气集团公司川庆钻探工程有限公司四川石油天然气建设工程有限责任公司重庆分公司，重庆 400021）

采气速度是气藏最重要的开发指标之一，前人多从稳产期、采出程度等技术方面研究其合理性，而较少考虑经济效益。对于特定地质特征的气藏，存在一个合理的采气速度，使得在技术上满足较高的稳产期采出程度，同时又能在经济上保证较高的效益，以实现动用储量、累计采出程度、经济效益三者的最优配置。文中以澳大利亚海上Bk气田为研究对象，首先，从采出程度、稳产时间等技术指标因素确定了合理开发井数为10口；其次，建立经济效益评价模型，研究了不同采气速度的净现值；最后，构建综合考虑稳产期采出程度和净现值的目标评价函数，确定了Bk气田最优采气速度范围是3.57%～3.93%，与既有规划的3.75%基本一致。研究成果为后续整个项目的产能部署工作奠定了基础。

经济效益；采出程度；采气速度；优化

0　引言

采气速度是气田最重要开发规划指标之一，前人大多从技术上进行不同采气速度下稳产期及采出程度的研究［1-8］，而较少考虑经济效益。在实际生产中，若采用较低的采气速度，稳产期能够延长，且前期所需开发井少，能延迟钻井投入，节省钻井成本，但同时资金回笼慢，而资金是具有时间价值的［9］；所以，低采气速度策略下的经济效益并不一定好。反之，若采用较高的采气速度，短时间内采出气量越多，油气产品收入越高，资金回笼越快，经济效益在短时间内增长越显著，但同时前期所需开发井多，钻井成本投入集中，且高速开发可能导致气藏边底水水侵加剧，稳产时间变短，稳产期采出程度降低［3］，造成资源浪费；所以，并非采气速度越高，经济效益越好。由此可见，对特定气田来讲，存在一个合理的采气速度范围，使得既能在技术上具有较高的稳产期采出程度，又能在经济上保证较好效益，实现动用储量、累计采出程度、经济效益三者的最优配置。

本文以澳大利亚海上某边底水发育的Bk气田为研究对象。首先，依据距离钻井平台位置由近及远、构造部位由高到低的原则，设定了14口井的投产顺序；运用数值模拟方法，研究了不同采气速度下的投产井数、稳产时间及采出程度等开发技术指标，确定了合理开发井数；其次，确立经济评价参数体系，建立了经济效益计算模型，研究了各采气速度下的净现值；最后，综合考虑稳产期采出程度及净现值，给出了气田最优采气速度范围。

1　合理开发井数的确定

图1　不同采气速度下采出程度与开发井数的关系

结合项目初步产能规划，分别设计500×104，750×104， 1000×104，1 500×104，2 000×104m3/d等5种采气速度，以及4，6，8，10，12，14口等6种开发井数，运用Petrel RE数值模拟模块，依据设定的投产顺序投产，在Bk气田的地质模型上开展生产动态预测。

根据预测结果，首先对比了各采气速度下不同开发井数的最终采出程度和稳产期采出程度（见图1）。可以看出，随着开发井数的增加，最终采出程度相应增加，且在井数达到10口时，均出现明显拐点——这表明采用10口井能较好地控制储量［10-11］，最终采出程度能达到66%左右（见图1b）。

对稳产期采出程度随投产井数变化的研究结果（见图1b）表明，在投产达到井数8～10口时，曲线出现拐点。为兼顾总采出程度，初步将Bk气田的合理开发井数定为10口。

2　采气速度优化模型的建立

由图1a可知，各个采气速度下的最终采出程度相差不大，但从图1b可以看出，500×104m3/d的采气速度相比2 000×104m3/d时，稳产期采出程度高出10%；因此，从技术角度看，采气速度越小，稳产期采出程度越高［3］。然而，为兼顾各方案的经济效益情况，尚需研究不同采气速度下的稳产时间（见图2）。从图2可以发现，在确定合理开发井数为10口的情况下，500×104m3/d的采气速度稳产时间近14 a，采气速度为2 000× 104m3/d的不足3 a，二者相差近5倍。由于资金具有时间价值，为评价方案的经济效益，有必要建立经济评价模型。

图2　不同采气速度下稳产时间与开发井数的关系

2.1模型的建立

假设条件：

1）不同采气速度下开发井数均为10口，只针对稳产期内成本和收益进行评价。

2）不考虑钻井进尺成本、气价、油价、单位气操作成本及单位油操作成本在稳产期内的波动。

3）不考虑纳税，贴现率i=12%［9，12］。

模型设计变量为采气速度，约束条件为采出程度最大和净现值最大都是模型的目标函数。为充分考虑气藏非均质性和非均匀布井，本文基于静态地质模型，利用数值模拟法，预测5种采气速度下的稳产期及对应的采出程度和净现值。

采气速度优化为多目标优化问题。求解多目标优化，最主要的解法是构造一个新的目标函数，将多目标优化问题转化为单目标优化问题。转化方法有评价函数法、主要目标法和分层序列法等，本文选取评价函数法。

将无因次采出程度与无因次净现值的乘积最大值设定为评价函数，则采气速度优化模型为

式中：RF为稳产期采出程度，%；NPV为稳产期净现值，＄；Q为采气速度，m3/d；RFD为无因次采出程度；NPVD为无因次净现值。

RFD和NPVD均由对应采气速度下两者的值除以对应采气速度下两者的最大值获得。

2.2净现值计算

第j年支出（包括钻井成本和油气操作成本）CO可表示为

第j年收入（包括销售气收入和销售油收入）CI可表示为

则第j年的净现值NPV为

所以，n年稳产期内累计净现值为

式中：Lj为第j年新投产井总进尺，m；a1为单位进尺成本，$/m；a2，a3分别为单位油、气操作成本分别为第j年累计产气量及累计产油量，m3；P1，P2分别为单位油、气销售价格，$/m3。

依据上述公式得到不同采气速度对应的净现值（见表1）。由表1可以看出，随着采气速度增大，净现值增加，但稳产期产出程度降低。因此，需综合考虑净现值和稳产期采出程度，才可既保证较高的稳产期经济效益，又保证较高的稳产期采出程度。

表1　不同采气速度下净现值和稳产期采出程度

3　合理采气速度的确定

将5种采气速度分别除以最大采气速度2 000× 104m3/d，得到无因次采气速度QD（见表1）。以无因次化的相关参数作图得到图3。从图3可以明显看出，当无因次采气速度大于0.50后，净现值增加变缓，采出程度降低也变缓。而观察两因素的乘积，则可以看出采出程度和净现值的综合性变化趋势，当无因次采气速度为0.50～0.55时，乘积达到最大值——说明在该采气速度范围内，可使稳产期采出程度和净现值配置最优化，兼顾了较高的采出程度和较高的经济效益。这一速度范围对应的实际采气速度为1000×104～1100×104m3/d；若换算为年采气速度（年采气速度=日采气速度×365 d/地质储量×100%）为3.57%～3.93%。

图3　不同无因次采气速度下的无因次净现值和采出程度

4　结论

1）合理开发井数与采气速度的高低不存在明显相关性。对于研究对象Bk气田，采用10口开发井能较好地控制储量，最终采出程度达66%左右。

2）在确定合理开发井数的基础上，通过分解各年份的成本和收益，确立经济评价参数体系，建立累计净现值计算模型；通过无因次化实现综合考虑稳产期的采出程度和净现值，优化得出合理采气速度范围。对于Bk气田，合理的年采气速度为3.57%～3.93%。

3）不同地质特征的气田具有不同的合理采气速度范围。当更注重储量采出程度时，合理采气速度变小，反之，若更注重经济效益时，合理采气速度要变大；因此，合理的采气速度应根据实际需要而定。

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（编辑李宗华）

Optimization of reasonable gas offtake rate considering technical and economic factors

Sun Huachao1，Xia Zhaohui1，Li Chen1，Huai Yinchao2，Le Xuelin3，Hu Yunpeng1
（1.Research Institute of Petroleum Exploration&Development，PetroChina，Beijing 100083，China；2.Chang′an University，Xi′an 710054，China；3.Chongqing Company，Sichuan Petroleum Engineering Construction Co.Ltd.，Chuanqing Drilling Engineering Company Ltd.，CNPC，Chongqing 400021，China）

Offtake rate is one of the most important natural gas reservoir development indexes，most of existing studies focuse on determining its reasonability from technical aspects，such as plateau duration and recovery factor，economic benefits are seldom considered.For a gas reservoir with specific geology features，there is an optimum offtake rate，which makes producing reserve，recovery factor and economic benefits meet at the optimum point.For offshore Bk Gas Field in Australia，ten development wells are deployed considering the recovery factor and plateau duration；economic estimation model is established and the net present values（NPV）for different offtake rates are calculated；considering duration period recovery factor and NPV，the optimal offtake rate range of Bk Gas Field is between 3.57%and3.93%，which is very close to 3.75%set up by the joint ventures.The research results can be served as the foundation for the whole project′s subsequent development plan.

economic benefits；recovery factor；gas offtake rate；optimization

国家科技重大专项“海外重点风险项目勘探综合配套技术”（2011ZX05029）

TE37

A

10.6056/dkyqt201503020

2014-12-26；改回日期：2015-03-18。

孙华超，男，1990年生，在读硕士研究生，研究方向为油气藏工程。E-mail：sunhuachao9009@163.com。

引用格式：孙华超，夏朝辉，李陈，等.技术经济最优配置的采气速度优化［J］.断块油气田，2015，22（3）：361-363，368. Sun Huachao，Xia Zhaohui，Li Chen，et al.Optimization of reasonable gas offtake rate considering technical and economic factors［J］. Fault-Block Oil&Gas Field，2015，22（3）：361-363，368.