基于不同开发阶段的深层油气田经济评价方法

龙隆，陈恭洋，印森林, 裴潇，彭少杰, 郭秋麟

1.长江大学录井技术与工程研究院, 湖北 荆州 434023 2.长江大学经济与管理学院, 湖北 荆州 434023 3.中国石油勘探开发研究院油气资源规划研究所，北京 100083

我国石油工业自20世纪50年代起步，经过近70年的艰难发展，已在20多个省、自治区以及直辖市发现了油气田，并建立了大量的油气生产基地[1,2]。经过几十年的勘探开发，我国陆上主体盆地的勘探程度已相当高，埋深浅、丰度高、规模大的油藏已基本找到，在这种情况下，寄希望于常规勘探深度发现大规模油气藏已不太可能[3,4]。中外油气勘探实践表明，许多接近枯竭的老油区正是通过更深层的勘探取得了新的进展。目前全球范围内深层和超深层油气探明储量和产量比例虽然还较小，但是增长速度快，深层油气在我国油气总储量中所占的份额将会有大幅度的提高。深层及非常规油气资源被我国国土资源部油气资源战略研究中心视为我国未来油气勘探开发的重点领域。

深层油气田勘探开发有别于常规油气田，虽然潜力巨大，但是同时具有技术依赖性强、投资额巨大、风险程度高的特点，因此在实施勘探开发前需对其经济可行性进行评估，借以达到降低投资风险、提高经济效益的目的。

1 我国深层油气田现状

1.1 我国深层油气界定

深层油气，顾名思义是埋藏较深的油气资源，即从深度上进行界定。大部分的文献以及笔者的研究仅考虑储层埋深，即按照油气藏埋藏深度进行定义。

文献梳理发现，不同国家对于深层的界定各不相同，甚至是同一国家不同区域、不同时期的划分标准也不一样[5-7]。在国际上，俄罗斯将勘探深度超过4000m定义为深层，而美国和巴西将埋深大于或等于4500m以上定为深层；在国内，2005年国土资源部颁发的《石油天然气储量计算规范》[7]中，将储层埋深在3500～4500m之间的地层作为深层，超过4500m作为超深层；我国常规钻井工程则将目的层在4500～6000m之间确定为深层，超过6000m则为超深层。也有按照地温梯度进行划分的，西部的准噶尔盆地和四川盆地地温梯度较低，将7000m以下定义为深层；东部的松辽盆地和渤海湾盆地地温梯度高，以5500m为界。

目前，根据国土资源部最新划分[8]，我国将埋深超过3500m的油气资源统一定义为“深层”，将埋深超过6000m的油气资源统一定义为“超深层”。

1.2 我国深层油气资源特点

1)资源分布广。我国在松辽盆地、渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地和准噶尔盆地等相继发现了深层工业性油气藏(见表1)。其中松辽盆地、渤海湾盆地以及鄂尔多斯盆地位于东部地区；准噶尔盆地、塔里木盆地和四川盆地位于西部地区。据统计，六大盆地深层油气资源为220×108t油当量，约占陆上深层油气总量的40%[9,10]。

表1 六大盆地地质资源量、可采资源量和探明储量

2)资源前景好。中石油第四次资源评价结果表明，深层天然气资源量大约20.31万亿立方米，占55%，且探明程度仅为18.46%。由于深层油气在我国还处于开发的试验阶段，因此，探明率还比较低。随着理论的创新和技术上的突破，深层油气资源具有广阔的勘探开发前景，有预计表明到2020年，深层天然气储量占比将由25%增加到60%，与此同时，产量占比也会由20%增加到53%[11]。

1.3 深层油气田开发特点

1)技术水平高。石油行业本属于技术密集型行业，而在深层油气领域，对技术水平的要求更加凸显。遥感技术及以重力、磁力、电法、地震为代表的地球物理探测技术的应用极大提高了寻找含油气盆地的效率；以声波、放射性以及电阻率为代表的地球物理测井方法与技术提高了对油气层的解释力度；石油钻井平台技术的攻关使得石油勘探战略选区从陆地扩展到了海上。从2000年到2020年我国油气勘探开发领域共获得24项国家技术发明奖，这从侧面印证了深层油气田开发的技术水平高。

2)风险程度高。对于油气勘探开发来说，主要就是勘探风险，也就是勘探阶段的地质风险。油气埋藏于几千米深的地下，具有隐藏性，只能凭借有限的物探、钻井以及录井等资料来推测目标地区油气地质情况[12]。由于地下情况复杂，地质资料不足等，致使未来的勘探成效，即能否找到油气以及能够找到多少油气具有很大的不确定性[13]。除了勘探风险之外，市场风险也是无法回避的。市场风险主要表现在供求关系的不确定性和原油价格的不确定性。石油作为一种不可或缺的化工原料，同时也是极其重要的战略物资，其在全球范围内分布的不均衡性决定了其价格的影响因素的多样性。国际油价从112.24美元/桶下降到26.06美元/桶只用了不到3年时间，国际原油交易价格更是每分每秒都在变动，由此可见油价的不确定性极大。

3)投资额巨大。油气勘探开发是一个极其庞杂的系统工程，所涉及的投资项目自然繁多。在勘探阶段需要二维地震作业、三维地震作业、钻井等，在开发阶段需要开发井投资、地面建设投资、运营成本投资等，其中任何一项花费动辄成百上千万，甚至数以亿计。单说钻井投资，中浅层钻井成本还可以用线性模型去拟合，到了深层领域，钻井成本与深度需要用指数模型去拟合，随着钻井深度的增加，钻井成本成直线上升。由于深层油气埋深大，而单个抽油泵的扬程有限，往往需要数百级抽油泵以及抽油机协同才能将深层油气采出地面。

1.4 不同开发阶段深层油气资源评价方法选择

深层油气资源开发过程中的经济性常常受到质疑，对于深层油气资源更需要进行技术经济评价以提供有价值的评估。深层油气资源与传统油气资源开发相比存在明显差异，传统油气资源开发的技术经济评价不能直接应用于深层油气资源。

在油气勘探开发一体化背景下，由于低勘探区和高勘探区所处阶段不一样，工作重点不一样，所得数据也不一样。深层油气田勘探开发尚处于起步阶段，对其地质背景、结构构造、油气成藏与油气分布规律尚需进一步研究，在低勘探程度区块能够获取的数据资料有限，不仅没有详细的开发方案，而且可能连储量信息都不可靠。因此，笔者分别采用了2种不同的评价方法，即适用于低勘探区的“基于多指标综合评分的资源经济性评价法”和适用于高勘探区的“基于蒙特卡洛的贴现现金流模型”，这2种方法并不是彼此割裂的关系，而是基于勘探和开发各阶段典型特征选择的结果，基于蒙特卡洛的贴现现金流模型是对资源经济性评价结果的验证。此外，通过引入蒙特卡洛模拟，将风险理念贯穿于深层油气资源评价的全过程，在投资项目风险量化方面做出了有价值的探索。

2 低勘探区多指标综合评价指标体系

所谓低勘探区，即仍处于勘探阶段、并未开发的区块，其最大的特点是已知数据资料有限，对资源量的把握程度不高。

2.1 多指标综合评价的理论依据和基本原则

1)多指标综合评价的理论依据。对于低勘探区的经济评价要以地质评价为基础，兼顾工程条件、市场条件和技术进步等因素。常规油气地质学研究的核心问题在于“圈闭能否成藏”，重点考察“生、储、盖、运、圈、保及配套史”条件；而深层油气资源勘探的关键地质问题则是深部成烃、有效储层及成藏问题[9]。

2)多指标综合评价的基本原则。①可操作性原则。该研究的目的在于指导油田生产实践，因此经济评价方法是否能够落地，即可操作性十分关键。②可比性原则。可比性既要做到横向可比，又要做到纵向可比，因此要保持评价指标体系、评价方法的连贯性。③全面性与重要性相结合的原则。影响深层油气田经济评价的因素很多，因此决定了指标选取要遵循全面性原则。④定性与定量相结合的原则。只使用定性指标将导致评价结果过于主观，而深层油气田经济性评价中很多指标无法做到量化(如储层岩性、地形地貌等)，因此只能依靠相关专家做出定性判断，或者也可以通过制定评级标准对其进行定量化。

2.2 多指标综合评价指标确定

1)多指标综合评价指标初步选择。在大量文献梳理的基础上，遵循经济评价的四大基本原则，全面筛选影响深层油气田经济性的因素[14-16]，初步建立了包括地质因素、工程因素、市场因素和技术进步因素在内的4个一级指标，12个二级指标，38个三级指标组成的初步指标体系，如表2所示。

表2 深层油气田综合评价指标体系

2)多指标综合评价指标进一步筛选。在深层油气田初步多指标体系基础上，进一步筛选影响深层油气田经济性的主要因素，在初步构建的评价指标基础上编制了调查问卷[17]。

问卷在正式发放之前必须进行预调查，以确保问卷的合理性得到应有的保证。信度分为内部信度和外部信度，通常只对内部信度进行检验。预调查共计发放问卷130份，有效收回127份，回收率97.69%。利用SPSS20软件对预调查的结果进行统计分析，小样本测试结果表明：信度检验Cronbach’sα系数为0.95，大于0.9，说明问卷具有很高的内在信度。进一步分析各单项指标“校正的项总计相关性”值，发现“圈闭面积系数X12”、“盖层断裂破坏程度X17”和“重复压裂技术X38”3个指标的数值小于0.5。因此，将此3个三级指标从问卷中删除，最终呈现在问卷中的还剩35个三级指标。

3)基于因子分析法的综合评价体系构建。经过小样本测试后，项目组对上述35个指标进行大样本问卷调查。借助问卷星平台，总计收回386份问卷，排除7份极端值较多、可能对评价结果造成影响的问卷后，最终得到379份有效问卷。参与本次调研的包括中石油勘探开发研究院、长江大学、中国石油大学(北京)、中国石油大学(华东)以及克拉玛依油田生产单位。

课题组采用因子分析法进行指标的选取。因子分析法的主要思想是降维，分解原始变量，从中归纳出潜在类别。通过提取公因子，最终几个公因子能够解释原始资料中绝大多数信息，达到信息浓缩的目的。借助SPSS20统计分析软件，选择主成分分析法提取的公因子，同时也可利用碎石图辅助确定公因子的数量。公因子累计解释程度最好超过80%，实际操作中只需确保累计解释程度不低于50%即可。

研究提取的7个公因子，方差贡献率达87%以上，能很好地进行评价。7个公因子分别是技术可采储量、圈闭类型、岩性、地形地貌、直井单井产能、井深、技术进步，分别反映地质、地面、技术、单井等因素的影响。

4)指标权重的确定。根据筛选的关键指标构建评价体系，通过德尔菲法以及模糊层次评价法求出其权重，从而求出其综合经济得分:

(1)

表3 各指标权重

式中：Si为第i个区块的综合经济得分；Sij为第i个区块第j个指标的实际得分；qij为第i个区块第j个指标所占的权重。

确定出的各指标权重如表3所示。

2.3 经济评价参数标准

根据测算，7个指标的经济评价参数标准见表4。

依据该经济评价参数标准，利用给定的高勘探程度区经济数据求出项目净现值和经济得分的拟合方程y=ax+b。高勘探程度区项目的净现值以及经济得分计算见表5。

表4 各指标的经济评价参数标准

根据表5，其拟合方程为：

y=413.18x-25133R2=0.9932

方程拟合度非常好，能较好地预测净现值(见图1)。

表5 高勘探区项目的净现值以及经济得分计算表

图1 多指标综合评价体系拟合图 Fig.1 Fitting diagram of multi-index comprehensive evaluation system

根据拟合方程求出净现值y=0时的经济得分，求出临界值的经济得分。进一步，计算低勘探区项目的预测净现值，从而得出经济性等级。将经济性等级分为高经济区(y≥y2)、次经济区(y1

拟合方程中，当y=0时经济得分为60.83，即当经济得分低于该值时，项目风险较大，不可行。表5中，新垦4井区净现值为负值概率较大，与多指标综合体系经济得分(57.83，小于临界值)结论一致，验证了指标体系的科学性。

2.4 经济评价典型案例

项目选取了12个低勘探程度区的深层油气田，通过对全国12个区块的相关数据进行测算，验证理论模型。这些区块的油气资源特征见表6。

表6 典型案例的油气资源特征(低勘探程度区12个区块)

根据这些区块的技术可采储量、圈闭类型等相关指标数据，计算每个区块的综合经济评分，再通过拟合方程求出每个区块的净现值，并给出结论，具体见表7。

表7 典型案例净现值与经济得分

通过建模与定级实例，得到多指标综合评价体系拟合图(见图2)：

高经济区(经济得分≥66)，净现值≥1000百万元，有5个探明储量区；

次经济区(经济得分介于60～66)，净现值为(10～1000)百万元，有3个探明储量区；

不经济区(经济得分<60)，净现值<10百万元，有2个探明储量区。

3 高勘探区基于蒙特卡洛模拟的贴现现金流评价体系

图2 多指标综合评价体系拟合图Fig.2 Fitting diagram of multi-index comprehensive evaluation system

这里所说高勘探程度是指处于开发阶段，具有详细的开发方案部署，对资源量的把握程度较高的区块。

3.1 基于蒙特卡洛模拟的贴现现金流模型

传统的不确定性分析方法仅能分析不确定性的大小和方向，无法对不确定性的可能性做出判断，而蒙特卡洛模拟的方法不仅能够同时分析不确定性的大小和可能性，而且能够与贴现现金流法结合使用，因此笔者选择蒙特卡洛模拟的贴现现金流模型对高勘探程度区进行评价[18]。

1)蒙特卡洛模拟基本原理。假设变量y是随机变量A1，A2，…，An的函数，函数关系式为y=f(A1,A2,…,An)，其中随机变量A1～An的分布函数是已知的，抽取符合随机变量分布函数的随机数列，代入函数关系式可以得到变量的数列，称之为模拟。当模拟的次数足够多时，变量y的模拟结果可以无限逼近其实际分布规律。有了y的分布规律，就可以通过期望、方差等对其风险进行量化分析。

对于高勘探程度区，构建基于蒙特卡洛模拟的贴现现金流模型，相比于传统的贴现现金流法，最大的区别在于输入变量(如油价)不再是确定的数值，而是某一种分布函数，由此得出的最终累计净现值也不再是确定的数值，而是与概率相对应的一系列数值，从而确定风险。

2)基于蒙特卡洛的贴现现金流模型。基于蒙特卡洛的贴现现金流模型依然符合传统模型的一般特征，只是在现金流入和现金流出的计算上有些不同。以Vnp和Ip为例的计算公式如下：

(2)

(3)

式中：Cg为天然气销售收入分布；Co为石油销售收入分布；Cm为管理费用；Cf为财务费用；Cop为操作成本分布；CT&S为税金及附加分布；Rit为所得税税率；Cad为累计折旧分布；r为基准贴现率；Ip为现值指数；Cin,t为第t年现金流入；Cou,t为第t年现金流出。

3)蒙特卡洛模拟中常用的概率分布。随机变量大体上可以分为2类:一类是离散型随机变量，另一类是连续性随机变量。其中离散型分布主要包括二项分布、泊松分布以及几何分布等；连续性分布包括均匀分布、三角分布、正态分布、Beta分布以及对数正态分布。

4)基于蒙特卡洛的贴现现金流评价结果。油气产量、油气销售价格、操作成本、建设投资(包括钻井成本和地面设施成本)以及折现率等是影响油田开发项目经济效益的主要因素。投资、建设期、产量、价格、成本、项目寿命期、残值、折现率以及外部汇率等是主要的不确定性因素。研究将油气产量、油气价格、钻井成本、地面设施成本、操作成本等因素作为经济评价中的主要风险因素。风险因素分布函数及参数的确定优先采用历史数据拟合的方法，借鉴文献资料中预测模型并结合德尔菲法。根据案例中的油气价格、油气产量等分布函数，借助Crystal ball风险模拟软件，模拟500000次得出净现值累计概率分布图。

3.2 经济评价典型案例

以5个高勘探区块为例，采用基于蒙特卡洛的贴现现金流模型，在不同油价下进行高勘探区块的净现值与敏感性分析。

根据近20年油价的拟合确定参数分布(也可拟合其他参数如产量、成本)，拟合的原油价格以及油气产量参数分布如图3所示。

图3 原油价格及油气产量的参数分布Fig.3 Parameter distribution of crude oil price and oil and gas production

通过模拟得出5个高勘探区块的净现值概率分布(见图4)。从图4中可以看出，西南油气田龙岗井区、轮南油田轮西1井区、大港油田滨海48X1井区和张28X2井区这4个井区模拟得出的平均累计净现值均大于0，各年净现值大于0的概率在90%以上，表明项目盈利的可能性极大，有极强的风险抵御能力；而哈拉哈塘油田的新垦4-热普3井区平均累计净现值小于0，项目投资风险较大。

图4 高勘探区块的累计净现值概率分布Fig.4 Probability distribution of cumulative net present value of high exploration blocks

4 结论

通过建立低勘探区的“多指标综合得分的资源经济性评价体系”以及高勘探区的“基于蒙特卡洛的贴现现金流模型”对深层油气资源进行经济评价，实现了以下创新：

1)创新了投资项目风险量化方法。已有研究投资项目风险分析多采用不确定性分析方法，也就是敏感性分析和盈亏平衡分析。敏感性分析只能进行单因素分析，盈亏平衡分析要求成本能够按照成本性态划分为变动成本和固定成本，在只生产石油或者只生产天然气的情况下尚可能实现，面对同时生产油气的情况下无法区分变动成本是随油或者随气的产量而变动。总之传统风险分析方法具有一定的局限性，而基于蒙特卡洛模拟的贴现现金流模型能够较好地弥补传统方法的不足。

2)采用科学的方法筛选评价指标和对指标赋予权重。多指标综合评价法用于油气勘探开发地质评价由来已久，但是以往研究中不管是评价指标的选取还是对指标赋权大都采用主观经验判断。笔者采用问卷的方法，收集了大量专家学者的问卷样本，采用因子分析法从众多因素中筛选影响深层油气田经济性的主成分因子，并采用客观科学的方法得到各指标及主成分因子的权重。

3)探索了勘探开发一体化评价新模式，针对不同阶段分别采用不同的方法，并且这两种方法相互验证，彼此关联，不断优化调整。