低油价下致密油资源经济效益评价研究

宁云才，钟 敏,，魏 漪，王志平，车树芹

(1.中国矿业大学(北京)管理学院，北京 100083；2. 中国石油勘探开发研究院，北京 100083)

经济研究

低油价下致密油资源经济效益评价研究

宁云才1，钟 敏1,2，魏 漪2，王志平2，车树芹2

(1.中国矿业大学(北京)管理学院，北京 100083；2. 中国石油勘探开发研究院，北京 100083)

美国致密油采用“水平井+体积压裂+工厂化”模式实现了工业化开采，我国致密油开发总体上仍处于准备阶段。在致密油开发的核心技术中，水平井加体积压裂是提升致密油产量的利器。这意味着相比常规石油，致密油的单井投资更为高昂。在低油价下，油气田开发企业的生产经营陷入困境。在成本制约下，致密油开发的经济效益评价至关重要，而压裂水平井水平段的优化设计尤为关键。由致密油压裂水平井全生命周期产能预测模型计算出单井产油量，利用折现现金流量法评价水平井钻井压裂过程中水平段长度和压裂级数对经济效益的影响，得出存在相对最佳的水平段长度和压裂级数范围使得单井经济效益达到最优。实际制订水平井开发方案时，应考虑单井产量、投资、成本和效益的综合影响，制订最优开发方案。

低油价；致密油；经济效益评价；产能预测；净现值；内部收益率

致密油属于非常规油气，全称致密储层油。与常规石油相比，致密油具有超低的渗透率，开采此类资源需要进行水力压裂改造，通过长水平段钻井加多级水力压裂，实现泄油面积最大化，从而提升单井产量。致密油是未来能源领域最重要的接续利用资源之一[1]。美国致密油的革命性发展已逾十年[2]，根据2014年度美国能源署(EIA)的年度能源展望，该报告预测美国的致密油技术可采资源量达到590亿桶，位列全球排名第二，仅次于俄罗斯。通过推广页岩气技术以及管理上的创新，美国致密油采用“水平井+体积压裂+工厂化”模式实现了工业化开采[3]。目前我国致密油开发总体上仍处于准备阶段[4]。

美国致密油的成功开发建立在以甜点区评价与优选和提高单井产量为目标的地震预测、测井评价、水平井钻探和体积压裂等4项关键配套技术[5]。其中水平井加体积压裂技术是提升致密油产量的利器[6]。

自2014年年末以来，国际油价下跌速度之快和幅度之大在市场预期之外[7]。相比常规石油，致密油储层因其自身特点，必须采用“水平井+体积压裂”技术实现开采，这意味着单井投资更为高昂。即使是在高油价下，政府的扶持或补贴政策仍发挥着关键作用[8]。低油价下油气田开发企业的生产经营陷入困境，对于非常规油气资源开发的投资决策将更为谨慎。在成本制约下，致密油开发的经济效益评价至关重要。致密油开发单井投资中钻井、压裂投资的构成是基于水平段的长度、压裂级数和压裂液使用量等。这说明水平段长度和压裂级数范围的选取对致密油井的产量高低及经济效益起着决定性作用，故研究水平段长度和压裂级数对致密油开发的技术经济影响尤为必须。

1 经济效益评价参数和方法

1.1 经济效益评价参数

采用折现现金流量法对致密油开发进行经济效益评价，选取经典指标净现值(NPV)和内部收益率(IRR)来评价致密油开发的经济效益。作为一种动态评价方法，净现值(NPV)和内部收益率(IRR)在充分考虑资金时间价值的基础上，来考察评价期内项目的可行性，经济意义直观且明确。

净现值(NPV)的表达式见式(1)。

(1)

式中：NPV为致密油井按设定的折现率计算的项目计算期内净现金流量的现值之和，NPV≥0时，方案经济有效，否则没有效益；CI为项目计算期内致密油井的净现金流入；CO为项目计算期内致密油井的净现金流出；t为评价期，本文取t=15年；i0为设定的折现率。

其中，CI主要包括致密油的销售收入、政府补贴收入、回收固定资产余值和回收流动资金等。致密油的销售收入可按式(2)计算。

Rt=qt×f×p

(2)

式中：Rt为第t年致密油的销售收入；qt为第t年致密油的产量；f为原油商品率；P为油价。

CO则主要包括投资、流动资金现金流出、经营成本和税费等。

内部收益率(IRR)是指致密油开发项目在计算期内净现值累计为零时的折现率，即资金流入现值总额与资金流出现值总额相等、净现值等于零时的折现率。

内部收益率(IRR)的表达式见式(3)。

(3)

IRR≥i0，则项目经济有效，否则应予否定。

进行上述分析时需要投资、费用、效益、油价和税率等参数值。投资可概括为钻井投资(包括垂深段及水平段)、压裂投资(随压裂级数增加而增加)、地面工程投资等，费用概括为操作成本等。上述数据取值根据油田实际取平均值，致密油开发经济效益评价所需参数基础数据如表1所示。

表1 致密油开发经济效益评价所需参数基础数据

1.2 致密油产能预测

作为经济效益评价的重要输入值，产量是油气田企业长远发展的最终落脚点，有产量才能谈效益。尤其在低油价环境下，经济评价要将产量评价融入其中，发掘产量、成本与油价三因素互动的内在规律，构建反映投资、产量、成本和效益四因素联动关系的低成本运营新模式[9]。

致密油藏发育纳米、微米和毫米级多尺度的孔缝介质，储层结构复杂，孔喉细微，基质储层物性差。通过对致密油储层的产能动态曲线进行统计回归，在体积压裂模式下，致密油压裂水平井生产动态整体表现为“初期高产、过渡期递减和后期稳产低产”的特征[10]，不同阶段具有不一样的渗流特点。在生产的初期阶段，单井产量高，但产量递减很快，高产期较短；过渡期阶段介于初期和后期阶段之间，产量递减率低于初期；后期阶段则表现为产量低，但递减较慢，基本保持稳产，且稳产期长。致密油储层需采用“水平井长水平段+体积压裂”开发模式提高单井产量。体积压裂后，储层渗流场发生很大改变，储渗模式由单一孔隙渗流转变为基质-裂缝耦合渗流，渗流机理极为复杂。产能受储层油藏条件、渗流机理、工艺技术等多因素影响，产能控制因素多，水平井产量差异大。在考虑致密油多尺度、多介质、多流态耦合特征及复杂非线性渗流机理基础上，建立致密油单井全生命周期产能预测模型，并研发出致密油产能预测软件。本文利用该软件重点分析水平井钻井压裂过程中水平段长度和压裂级数对致密油压裂水平井产能的影响。

1.3 经济效益评价方法

利用长庆油田致密油区块的平均地质参数和人工裂缝参数，选取不同的水平段长度和压裂级数，采用致密油产能预测软件，来获得不同钻井和压裂施工参数下的单井产油量。

第一步，将输入参数定为储层参数(地层压力、储层厚度、基质渗透率和孔隙度等)、流体参数(地层原油黏度、地面原油密度等)、水平井参数(井筒半径、井底流压、水平井长度、压裂级数等)、工艺参数(裂缝半长、裂缝宽度、裂缝间距、裂缝渗透率、完井方式等)。

第二步，根据以上参数利用致密油产能预测软件考察不同水平段长度和压裂级数对产能的影响，水平段长度和压裂级数的改变会同时改变单井产量和单井投资。

第三步，利用折现现金流量法分析方案的现金流，计算NPV和IRR，评价经济效益。

2 水平段长度对致密油经济效益的敏感性分析

水平井与直井相比，可提高油井与储层的接触面积，致密油水平井技术致力于提高单井产量和EUR(Estimated Ultimate Recovery)——估算最终储量，水平段长度可高达4 000 m以上。水平段长度直接影响着油井的单井产能，合理的水平段长度能形成有效的驱替系统，从而提高动用程度，增大储量控制体积，产生较大的泄油区，进而最大限度的提高单井产能，并获得较高的采收率[11]。但水平井钻井成本高且难度大，增加水平段长度会同时增加生产成本以及施工难度。因此，实际制订水平井开发方案时，需要优选一个最佳的水平井段长度，在成本制约下满足生产要求。

2.1 水平段长度与单井产量关系

根据致密油复杂的储层特征和渗流机理，推导出反映致密油压裂水平井全生命周期的产能预测模型。根据区块内储层参数和工程参数，结合实际生产数据，利用产能预测模型对历史生产数据进行拟合，对参数予以优化。利用完善后的储层参数、流体参数、水平井参数和工艺参数来预测压裂水平井的产量。产能预测模型输入基础数据表如表2所示。

表2 致密油压裂水平井产能模型输入基础数据表

实际生产中增加致密油井水平段长度的目的是为了增加压裂级数，在人工裂缝段间距不变的条件下，随着水平段长度的增加，压裂级数会随之增加。利用上表的地质参数和人工裂缝参数，分别选取水平段长度L=500～4 000 m(步长为500 m)，利用致密油产能预测软件计算出评价期内不同水平段长度下水平井的日产油量及累产油量。其中水平段长度取值软件截图如图1所示。

图1 水平井段长度取值范围

图2 不同水平段长度与日产量曲线

图3 不同水平段长度与评价期内累产量曲线

压裂水平井评价期内单井初期产油和累产油与水平段长度的关系如图2和图3所示。从图中可以发现致密油压裂水平井的初期产量和累积产量都会随着水平井水平段长度的增加而增加。当水平段长度从1 000 m增加到2 000 m时，水平井的初期产量从16.43 t/d增加到31.36 t/d；评价期内水平井累积产量从1万t增加到1.9万t，产量增加到原来的1.9倍。且水平段长度越短，日产量的递减速度越快，累产量越低；水平段长度越长，日产量增加，产量递减幅度减缓，累产量增加。

在其他参数保持不变的前提下，选择不同的水平段长度来预测单井日产量及累产量，水平段长度与日产量和评价期内累产量的散点图如图4和图5所示。由致密油产能预测模型计算结果得出，在段间距和人工裂缝长度不变的条件下，随着水平井长度和压裂级数的增加，储层基质和裂缝的接触面积增大，水平井的初期产量和累计产量与水平段长度都呈近似的线性增长关系。

图4 单井初期日产量与水平段长度的关系

图5 评价期内单井累产量与水平段长度的关系

低油价下，单井的产量指标至关重要，但油气田企业更应注重的是能获取经济效益的产量，具有单井经济效益的产量才是油气田企业长远发展的根本。

2.2 水平段长度与单井投资关系

压裂水平井的投资主要由钻井投资、压裂改造投资、地面工程与其他投资三大部分构成。钻井投资主要发生在钻井过程中，包括垂深段及水平段。随着水平井水平段长度的变长，钻井周期增加，长水平段下轨迹控制难度加大，对钻井配套设备的要求也不段提升，钻井投资相应增加。压裂投资主要发生在压裂完井过程中，随着水平井水平段长度变长，压裂级数增加，压裂设备与材料使用量增加，压裂投资随之提升。地面及其他投资主要包括地面各种设备设施及其他相关费用，其与水平段长度无直接关系，投资额相对固定。

水平段长度及压裂级数的增加会带来水平井单井总投资的大幅增加，由图6可以看出，单井总投资与水平段长度呈近似线性增长关系。

图6 单井总投资与水平段长度的关系

2.3 水平段长度与单井效益关系

根据单井产量与单井投资的研究结果，采用油气开发项目通用的折现现金流量法，当评价油价P为40美元/桶、60美元/桶和80美元/桶时，NPV、IRR与水平段长度的关系分别如图7～9所示。

图7 油价为40美元/桶时NPV和IRR与水平段长度的关系

图8 油价为60美元/桶时NPV和IRR与水平段长度的关系

当油价为40美元/桶时，不同水平段长度下单井的NPV和IRR均为负值。可见，在低油价下，致密油水平井不具备开发效益。当油价为60美元/桶和80美元/桶时，NPV与水平段长度呈近似线性增长关系；而IRR随着水平段长度的递增而递增，且增幅逐渐减小。三种评价油价下，IRR与水平段长度的关系如图10所示。从图10中可以看出，不同油价下的IRR变化规律基本一致，都是随着水平段长度变长而逐渐递增，而增幅逐渐减小。且随着水平段长度的增加，油价越高，IRR增长得越快，说明油价是致密油开发效益的高度敏感因素。

图9 油价为80美元/桶时NPV和IRR与水平段长度的关系

图10 不同油价下IRR与水平段长度的关系

3 压裂级数对致密油经济效益的敏感性分析

体积压裂通过水力压裂对储层实施改造，水力压裂利用水平钻井技术在垂直天然裂缝方向上钻出水平段之后，借助体积压裂改造工艺，使天然裂缝与人工裂缝互相交织，形成十分复杂的裂缝网络，从而扩大SRV(Stimulated Reservoir Volume)——改造油藏体积，加深缝网复杂程度和导流能力，以及增加地层压力并提高驱油效率[12]。SRV越大，累产量越高。

理论上讲，压裂级数越多，泵注的压裂液越多，压裂规模越大，裂缝和储层的接触面积变大，产能就越高。但储层的可动用面积是一定的，当压裂规模达到一定水平后，再加大压裂规模产能的增量将不再显著，因为储层中的原油已大部分被动用。因此，分析压裂规模对产能和经济效益的影响，优化最佳的压裂级数是非常必要的。

3.1 压裂级数与单井产量关系

产能模型输入基础数据中的水平井长度定为1 000 m，压裂级数为n=6～30级(步长为3级)，在水平井的水平段长度保持不变的情况下，裂缝间距随压裂级数变化而变化，其他参数与表2相同。利用致密油产能预测软件计算出评价期内不同压裂级数下水平井的日产油量及累产油量。其中压裂级数取值软件截图如图11所示。

压裂水平井评价期内单井初期产油和累产油与压裂级数的关系如图12和图13所示。从图中可以发现致密油压裂水平井的初期产量和累积产量都会随着水平井压裂级数的增加而增加。当压裂级数从6级增加到30级时，水平井的初期产量从9 t/d，增加到44.8 t/d，评价期内的水平井累积产量从最初的0.54万t增加到了2.73万t，产量增加到了原来的5倍。且压裂级数越少，日产量的递减速度越快，累产量越低；压裂级数越多，日产量增加，产量递减幅度减缓，累产量增加。

图11 人工压裂裂缝级数取值范围

图12 不同压裂级数与日产量曲线

在其他参数保持不变的前提下，选择不同的压裂级数来预测单井日产量及累产量，压裂级数和日产量与评价期内累产量的散点图见图14、图15。由致密油产能预测模型计算结果得出，在水平段长度和人工裂缝长度不变的条件下，随着压裂级数的增加，裂缝间距减小，可更好地动用裂缝之间的储量。水平井的初期产量与压裂级数呈近似的线性增长关系，累产量与压裂级数呈非线性增长关系。这是因为随着压裂裂缝级数的增加，裂缝间距减小，裂缝之间会发生较强的应力干扰，从而影响油井产能。

图13 不同压裂级数与评价期内累产量曲线

图14 单井初期日产量与压裂级数的关系

图15 评价期内单井累产量与压裂级数的关系

3.2 压裂级数与单井投资关系

人工裂缝压裂级数的增加会带来水平井单井总投资的增加，由图16可以看出，单井总投资与压裂级数呈近似线性增长关系。

3.3 压裂级数与单井效益关系

当评价油价分别为P=40美元/桶、60美元/桶和80美元/桶时，NPV、IRR与压裂级数的关系分别如图17～19所示。

图16 单井总投资与压裂级数的关系

图17 油价为40美元/桶时NPV和IRR与压裂级数的关系

图18 油价为60美元/桶时NPV和IRR与压裂级数的关系

当油价为40美元/桶时，不同压裂级数下该井的NPV和IRR均为负值。当油价为60美元/桶和80美元/桶时，NPV与IRR都随着压裂级数的增加而呈现非线性的增加。三种评价油价下，IRR与压裂级数的关系见图20。从图20中可以看出，不同油价下的IRR基本都是随着压裂级数变多而逐渐递增，且随着油价下降，IRR的增幅逐渐趋于平缓。

图19 油价为80美元/桶时NPV和IRR与压裂级数的关系

图20 不同油价下IRR与压裂级数的关系

综合考虑致密油单井产量和单井投资的综合影响，以及生产实践中实际地质情况的复杂性、工艺技术的限制与成本制约，在特定的油价下，应该存在一个相对最佳的水平段长度和压裂级数范围使得单井经济效益达到最优。而从经济效益角度来研究致密油压裂水平井的合理水平段长度和压裂级数，实际上就是寻找技术前提下单井产量、投资、成本和效益的最优匹配点。在如今的低油价宏观背景下，研究匹配点的分布范围，将有助于从经济效益最优而仅非产能最大化的角度来设计水平井开发方案。

4 结论

本文通过对致密油压裂水平井经济效益评价的深入研究，重点研究水平段长度和压裂级数对致密油开发的技术经济影响，得出以下结论。

1)随着水平井长度和压裂级数的增加，水平井的初期产量与累产量均增加。且水平段长度越长，压裂级数越多，日产量的递减幅度趋缓。同时投资也大幅度增加。

2)不同油价下的IRR都是随着水平段长度变长和压裂级数变多而逐渐递增，且随着油价下降，IRR的增幅逐渐趋于平缓。油价越高，IRR增长得越快，说明油价是致密油开发效益的高度敏感因素。

3)在低油价下，油气田企业对致密油开发的投资决策更为谨慎。在成本制约下，更需从经济效益角度来研究致密油压裂水平井的合理水平段长度和压裂级数范围，寻找技术前提及实际复杂的地质情况下单井产量、投资和效益的最佳匹配点，从而从经济效益最优而仅非产能最大化的角度来设计水平井开发方案。

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Evaluation of the tight oil resources economic benefit under the low oil price

NING Yuncai1，ZHONG Min1,2，WEI Yi2，WANG Zhiping2，CHE Shuqin2

( 1.School of Management，China University of Mining and Technology(Beijing)，Beijing 100083，China; 2. Research Institute of Petroleum Exploration & Development，Beijing 100083，China)

Applying volumetric fracturing of horizontal wells in factory-like mode, the US tight oil resources realized industrial development. Tight oil development in China is still in preparation stage as a whole. In the core technology of tight oil development, volumetric fracturing in horizontal wells is to be powerful tool to increase production which means more expensive single well investment compared with conventional oil. The production and operation of oil and gas field development enterprises are in trouble under the low oil prices. Economic evaluation of tight oil development is particularly critical under cost constraints while optimal design of the horizontal section of fractured horizontal wells is especially crucial. Single well production is yielded from the full life circle productivity prediction model of fractured horizontal well in tight oil reservoirs. Utilizing discounted cash flow method to evaluate how horizontal length and the number of fractures effect economic benefit of tight oil. There is a relatively optimal value of the horizontal length and the number of fractures range to achieve the most excellent economic benefit of single well. The preparation of horizontal development program should consider the factors of output, investment, cost and benefit of single well and optimal development plan should be prepared.

low oil price; tight oil; economic benefit evaluation; productivity prediction; NPV; IRR

2016-09-20

中央高校基本科研业务费项目资助(编号：2010YG03)；国家高技术研究发展计划(863计划)“致密砂岩油气藏数值模拟技术与软件”资助(编号：2013AA064902)

宁云才(1963-)，男，博士，教授，博士生导师，主要从事技术经济及管理、管理系统工程、投资项目评价理论与方法等方面的教学与研究工作，E-mail：nyc@cumtb.edu.cn。

钟敏(1984-)，女，汉族，湖北仙桃人，博士研究生，从事油气开发经济评价和项目管理工作，E-mail：tbp140501013@student.cumtb.edu.cn。

F416.22

A

1004-4051(2017)02-0051-07