致密油藏经济有效开发主要指标界限

2022-01-07董烈

大庆石油地质与开发 2021年6期

董烈

（1. 大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江大庆 163712； 2. 黑龙江省油层物理与渗流力学重点实验室，黑龙江大庆 163712）

0 引言

目前致密油开发技术已逐渐在国内油田大规模推广应用，主要采用直井缝网压裂或者水平井体积压裂的天然能量方式进行开采［1-2］。由于其采用弹性方式，产量递减快，受低油价影响，经济效益不明朗［3-4］。在长期低油价的背景下，如何快速、准确地找到评价致密油藏经济效益的方法尤为重要。因此需要对经济评价关键参数进行优选，完善致密油开发的经济评价方法，建立致密油藏主要开发指标与经济效益之间关系。既可减轻经济评价工作量又能直观地反映出开发效益，避免投资决策错误的发生，确保致密油藏储量顺利投入开发，对油田持续稳产具有重要意义［5-6］。

国外机构和学者对致密油气资源的经济评价研究较少，研究成果绝大多数集中于北美地区，并且主要针对的是页岩气开发项目。 J.D.Wright［7］通过300 多口井的数据对美国Barntt 页岩气影响产能的因素进行了分析，并对投资、成本和价格进行了敏感性分析； Mark［8］利用现金流量法结合敏感性分析结果对比了不同类型页岩气井净现值的变化，以及页岩气价格、成本与净现值和内部收益率之间的关系，并对净现值进行了回归拟合； Ruud［9］对中欧的Posidonja、 Silurian、 Turkey、 Austria 和Alum的5 个页岩气产区进行了经济分析，其分析方法类同于Mark 的研究，分别对这5 个产区的净现值和内部收益率指标进行了定量计算和敏感性分析。目前，国内关于致密油气资源开发经济效益的文献也不多。刘斌等［10］提出对国内致密油藏的经济效益评价要采用折现现金流量法与投资效果系数法相结合，同时在不同的开发阶段经济评价的参数建议采用不同的评价标准。宁云才等［11］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。通过以上对当前国内外研究的分析得出，目前已有的关于致密油资源技术经济评价方面的研究还不够深入，缺少系统性的研究成果。

1 致密油开发技术的应用

大庆油田剩余未动用储量中有将近50%的储量为致密油储量，因此致密油储量的效益开发对大庆油田的产量接替具有重要作用。致密油开发新技术的应用，提高了产能区块初期日产量、累计产油量和采收率，但因其开发成本较高，经济效益仍然达不到预期。因此需要分析其开发指标变化规律，将研究成果应用到致密油产能区块的经济评价中，实现开发效益的定量评价，有利于致密油开发技术的进一步推广。

1.1 直井缝网压裂技术

直井缝网压裂技术是采用更大压裂规模的压裂技术，压裂后产生更多的缝网状通道，能更有效地动用致密油难采储量，适用于致密油储量直井方式开发。但缝网压裂投资大，同时采用天然能量弹性开采，造成投产后产量递减率加大。各产能区块初期日产量不同，也造成了经济效益差别较大。因此需要研究直井缝网压裂井的产油量变化规律，以利于建立直井缝网压裂产能区块初期日产量与经济效益的关系。

大庆外围油田从2013 年开始实施直井缝网压裂开发技术，为了明确其产量递减规律，选择了实施时间较长的64 口缝网压裂井作为直井缝网压裂递减规律研究对象， 64 口直井缝网压裂井的实际开发数据见表1。从递减率的变化规律上来看，递减率比普通压裂井递减率大。大庆外围油田的产量递减规律基本符合双曲递减，因此采用双曲递减规律作为直井缝网压裂开发评价期内产油量递减预测的规律。致密油待评价区块初始递减率预测为30%，递减指数采用0.6，直井缝网压裂区块投产第1 年按建成产能的30%计算年产油量，第2 年产油量能够达到设计年产油量，运用此方法预测到第6 年与实际递减率结果较为接近。

表1 已实施缝网压裂的64 口直井实际开发数据Table 1 Actual development data from 64 fracture-network fractured vertical wells implemented

1.2 水平井体积压裂技术

从2013 年开始，水平井体积压裂技术在大庆油田实施，考虑到实施样本井数少，将2 年实施的2 批体积压裂井时间拉齐，样本井数达到36 口井，已实施体积压裂的井水平井实际生产数据见表2。水平井体积压裂井生产初期日产油10. 6t，但产量递减率较大， 5 a 内的递减率在30%以上，开发效益状况与初期日产量有很大关系。考虑大庆外围油田产量主要以双曲递减为主的特点，选取初始递减率为46%、递减指数为0.23 的双曲递减来拟合实际递减率。折算到实施第6 年的递减率为30.09%，与实际结果较为接近，以此规律作为水平井体积压裂开发评价期内产油量预测规律。

表2 已实施体积压裂的36 口水平井实际开发数据Table 2 Actual development data from 36 volume fractured horizontal wells implemented

2 致密油产能经济评价方法

对油田产能区块进行经济评价的方法主要是常规的现金流量法，通过计算产能区块评价期内每一年的现金收支情况（包括现金流入以及现金流出）以及各项经济评价指标，从而进行产能项目盈利情况分析。对致密油产能的经济评价由于其技术效果、油层条件、管理规范等多方面的不确定性，与常规评价方法不尽相同，有其特殊性［12-15］。

2.1 油气开发投资

油气开发投资是指在产能建设中建设产能项目的投资，主要包括建设投资和建设期贷款利息；建设投资包括产能钻井投资（包括钻井、完井、压裂和射孔等）和油井基建投资。致密油开发投资中压裂投资比例较大。油气开发投资费用计算公式为

式中：T——油气开发投资费用， 104元；Tz——产能钻井投资费用， 104元；Tj——基建投资费用，104元；Q——建设期贷款利息， 104元。

建设期每年的贷款利息计算公式为

式中：qj——建设期第j年产生利息， 104元；Pj-1——建设期第（j-1）年末贷款资金累计金额与利息费用累计金额之和， 104元；Aj——建设期第j年贷款资金金额， 104元；i——年利率，%。

2.2 油气操作成本

油气操作成本是指在油气开发生产过程中操作和维持井及有关设备和设施发生的成本性支出，对应生产作业过程的操作成本参数主要包括采出作业费、油气处理费、井下作业费、测井试井费、轻烃回收费、维护及修理费、运输费、其他辅助作业费和厂矿管理费等项目。致密油区块采用天然能量弹性开发，无注水井，因此不考虑驱油物注入费。油气操作成本的计算公式为

式中：CC——全部油气操作成本， 104元／井；

Ci——各项操作成本， 104元／井。

2.3 折耗

折耗是指对油气生产固定资产投资在生产使用过程中的损耗而进行的费用补偿。目前国际上通用规则是使用年产油量法来计算油气资产年折耗率［16］。利用产量法计算年油气资产折耗率是指整个产能区块的年产油量与整个产能区块的剩余经济可采储量之比，由于剩余经济可采储量与油价水平、储量品质和油田生产状况等很多因素有关，很难精确计算。因此对致密油藏评价期内的折耗率的计算方法进行了优化，具体公式为：

式中：r——折耗率，%；Qi——区块当期产油量，104t；Qs——区块剩余未采出油量， 104t；A——折耗， 104元；Cg——固定资产原值， 104元；Cs——回收油气资产余值， 104元。

2.4 致密油经济效益评价方法

2.4.1 经济效益计算

在分析致密油开发区块开发效果的基础上，利用现金流量的基本原理分别计算了评价期内每年的现金流入、现金流出、经营成本以及营业税金及附加。形成了投资表、开发指标表、成本表、收入与税金表、利润表和现金流量表等，从而实现了对致密油藏产能区块经济效益的定量评价。为了体现评价结果的可靠性，评价期内的成本费用选用已发生的实际成本，税费按照实际缴费比例来考虑，包含石油特别收益金。评价期内现金流入计算公式为：

式中：CI——评价期现金流入， 104元；CY——评价期营业收入， 104元；CB——补贴收入， 104元；Cs——回收油气资产余值， 104元；CO——现金流出， 104元；CL——流动资金， 104元；C——经营成本， 104元；Te——营业税金及附加， 104元；Ty——维持运营投资， 104元；CQ——弃置费， 104元；Tk——矿产资源补偿费， 104元；Fo——其他管理费， 104元；S——销售费用， 104元；Tw——城市维护建设税， 104元；Tj——教育附加税， 104元；Tz——资源税， 104元。

2.4.2 经济效益评价指标

经济效益的主要评价指标包含产能项目投资财务内部收益率、评价期财务净现值、项目资本金财务内部收益率、投资回收期、总投资收益率和资本金净利润率等指标，在实际工作中可根据项目的特点以及不同财务分析的目的进行选用［9-10］。目前在油气开发经济效益评价中主要采用投资财务内部收益率、净现值和投资回收期3 项指标进行效益分析，公式为：

式中：NPV——财务净现值， 104元；FIRR——投资财务内部收益率，%；iC——初期设定的折现率（同基准收益率），%；（CI-CO）t——第t期的财务净现金流量， 104元；H——项目评价期， a；Pt——投资回收期， a；t——时间， a。

基于式（10） —式（12）的计算步骤，编制了针对致密油不同开发方式的多区块多油价下的产能区块效益评价计算程序，该程序已经在大庆油田致密油产能区块评价工作中应用多年，能够满足产能区块效益评价工作的需要。

3 经济界限图版的建立

3.1 典型区块

为了开展致密油主要开发经济指标界限研究，分别确立了不同开采方式下的典型区块，直井缝网压裂典型区块内有50 口生产直井，无注水井，水平井体积压裂典型区块内有50 口水平井。 2 类开采方式下的典型区块新建产能按300 d 计算，投资基准收益率采用陆上特殊油气田基准收益率标准6%。评价中各项经济参数和税费标准采用大庆油田外围采油厂实际数据，整个评价期按15 a 考虑。直井缝网压裂典型区块基础数据见表3，水平井体积压裂典型区块基础数据见表4。

表3 直井缝网压裂典型区块基础数据Table 3 Basic data from the typical blocks of the vertical fracture-network wells

表4 水平井体积压裂典型区块基础数据Table 4 Basic data from the typical blocks of the volume fractured horizontal wells

3.2 直井缝网界限图版

采用直井缝网压裂的产量和含水率变化规律预测产能区块的开发指标，运用致密油产能效益评价计算程序对直井缝网典型区块进行了经济效益评价，计算了不同油价、不同单井日产量条件下典型区块的经济效益，并且倒算了在满足基本内部收益率为6%的条件下，典型区块在9 个不同油价不同单井日产油量条件下的投资界限，并绘制了单井全部投资界限与初期日产油量的界限图版（图1）。 9 种油价下区块开发指标以及各项经济评价参数无变化。

应用界限图版可以确定满足开发效益前提下的日产量界限，在明确评价油价和单井投资限额后，通过界限图版即可确定与之对应的产能区块的日产量界限，达到日产量界限标准即可以通过经济效益评价，如果对应投资限额下的单井日产量达不到界限标准，则区块经济效益不达标。以缝网压裂单井产能建设总投资600万元／井为界限，可以确定直井缝网压裂典型区块在不同油价下的日产量界限结果（表5）。

3.3 体积压裂界限图版

采用体积压裂的水平井产量和含水率变化规律预测致密油体积压裂水平井典型区块的开发指标，应用致密油产能效益评价计算程序对水平井体积压裂典型区块不同油价、不同单井日产量条件下的经济效益进行了评价。倒算了在满足基本内部收益率为6%的条件下，水平井体积压裂典型区块9 个不同油价不同单井日产量条件下的单井投资界限，并绘制了9 种不同油价下单井产能投资与初期单井日产量界限图版（图2）。

应用界限图版可以确定体积压裂水平井满足开发效益前提下的日产量界限，在明确评价油价和单井投资限额后，通过界限图版即可确定与之对应的产能区块的日产量界限。以水平井体积压裂单井产能建设总投资1 800 万元／井为界限，利用界限图版成果可以确定产能区块在不同油价下的日产量界限如表6 所示。

表6 水平井体积压裂单井投资1 800 万元时不同油价的日产量界限Table 6 Daily production limits at different oil prices for the horizontal volume fractured wells under individual well’s investment of RMB 18 million

3.4 界限图版的应用

油田开发方案编制的过程中，需要进行产能区块的经济效益评价。在明确评价油价和单井投资限额后，通过界限图版即可确定产能区块的日产量界限，达到日产量界限标准即可以通过经济效益评价。运用界限图版成果能够快速评价致密油区块是否达到经济效益标准，有效减少了经济评价工作量，提高了工作效率。在某一油价条件下，如果对应投资限额下的单井日产量达不到界限标准，则区块经济效益不达标。对于未达到评价标准的区块可以采取提高单井日产量或降低投资2 种方法使区块经济效益达标。单井日产量的提高可以通过提高压裂工艺水平以及优化开采层段等方式来提高，单井产能投资的降低可以采取公开招标的方式。

4 评价结果的敏感性

根据直井缝网压裂以及水平井体积压裂2 种致密油开发方式的典型区块的评价结果，分析了单井日产量和单井产能投资界限变化的情况，在初期单井日产量相同条件下，对油价每增加1 美元／桶时，投资界限增加值的变化进行了统计（表7）。当油价在65 美元／桶以下，投资界限增加值较大。油价超过65 美元／桶以上，由于石油特别收益金以及税金的影响，产能投资界限增加值开始逐渐减小。表明在油价低时（50 ～65 美元／桶），单井产能投资界限对油价比较敏感。

表7 不同开采方式的相同日产量单井产能投资界限变化Table 7 Changes of the productivity investment limits for the single well with the same daily production with different producing methods

在相同油价的条件下，统计了不同开发方式下单井日产油量每增加0.1 t 时投资界限的变化情况见表8。随着油价的逐渐增加，2种致密油开发方式投资界限也逐渐增加，这说明随着油价的升高，投资界限对单井日产量越来越敏感。

表8 不同开采方式下日产量每增加0.1 t 时单井投资界限变化Table 8 Changes of the investment limits for the single well with every 0.1 t increase of daily production with different producing methods

通过评价结果的敏感性分析可以看出，在油价低于65 美元／桶的情况下，致密油单井投资界限结果对油价更敏感，在油价高于等于65 美元／桶条件下，致密油投资界限对单井日产量更为敏感。因此，对于致密油开发来说，在低油价条件下应以降低开发井单井投资作为提高致密油开发经济效益的主要方向，在高油价条件下应以提高单井日产量作为提高致密油开发效益的主要措施。