渤海边际储量勘探开发经济评价体系及计算模型建立

尚 洁， 李少芳， 陈 强， 姜云飞， 王冰月

(中海石油(中国)有限公司 天津分公司， 天津 300459)

0 引 言

在勘探目标评价、储量目标评价和前期研究的快速评价等阶段，初步经济评价的内部收益率(Internal Rate of Return，IRR)和储量开发界限在项目决策中起到关键性作用[1]。在快速评价过程中，为尽快从众多开发方案中确定开发方向，要求经济评价具有快速性和准确性。具体地，在进行经济评价时，通常需要油藏、钻完井、采油和海洋工程等多个专业提交大量的界面数据，且各专业研究进度不一，使得评价工作的效率受到制约。目前，国内外对具体油田开发的相关研究[2-3]较多，而针对不同项目、不同因素的不确定性，有关多角度组合优化勘探开发经济评价体系及计算模型的研究[4]极少，在我国海域尚无相关研究。

1 渤海边际储量评价原则与基础

边际油田通常为可动用储量规模小、经济效益差的油田。从渤海已开发的边际油田来看，大多数边际油田依托周边电力和处理设施，且新建的工程设施简易。为厘清油田开发中各关键参数对收入、开发成本等产生的影响进而研究储量开发界限，结合渤海油田实际情况，从油藏类型、依托距离、钻探深度等几个角度出发，形成关键数据指标，梳理典型油藏方案、工程开发方案和钻采方案作为边际储量评价基础。

1.1 典型油藏方案

不同油藏的油水关系、储层特征和流体性质等存在差异，导致不同类型油藏在开采过程中呈现不同的开发规律和开发效果。对渤海油田开发较集中的4类典型油田进行统计，其采收率变化如图1所示。

图1 不同类型油藏采收率变化情况

各类型油藏的采油规律存在较大差异，又体现一定的规律性。综合分析，得到不同类型油藏的采收率、采油速率等关键参数的平均值(见表1)，将其作为后续开发界限研究中分年产量指标的预测基础。

表1 不同类型油藏选取的采油规律

结合4种类型油藏采油规律，以1 000万m3、600万m3、300万m3的储量规模为样本，按照先期稳产4 a后递减、技术生产年限25 a进行不同储量规模下的分年产量预测，共形成12种分年产量的预测结果。

1.2 工程开发方案

渤海边际油田开发工程量主要包括海上平台、海底管道、海底电缆的新建和依托平台的适应性改造。从开发经验来看，新建的平台主要考虑常规有人井口平台、无人井口平台和无人简易井口平台等3种，其对应不同的储量规模，如表2所示。新建海底管道及电缆大多为5～20 km。值得注意的是，考虑的油品为常规原油。据此，将不同类型平台与依托管线距离相组合形成12种工程方案，作为边际储量评价基础。

表2 不同储量规模对应海上平台类型及管线依托距离

1.3 钻采方案

钻采方案主要包括2部分：(1) 与平台规模相对应的机具费。常规有人井口平台大多采用钻井船钻完井、修井机修井，机具费主要为修井机费用。另外2种无人平台的钻完井和修井工作一般由钻井船完成，因不设修井机而无机具费。后续常规有人井口平台用修井机修井、无人井口平台用钻井船修井所产生的逐年修井费用与平台运营成本一同计入生产操作费。(2) 随钻井数量及钻探深度增加而在一定程度上线性增加的钻井、完井费。结合渤海油田统计数据，常规有人井口平台开发井数按12～20口、无人井口平台开发井数按10口左右、无人简易井口平台开发井数按6口及以下考虑。针对各平台类型及井数，完井费用根据井数计算，钻井进尺及钻井费按照1 000～3 500 m以500 m为刻度划分为6档。不同类型平台具体方案如表3所示。

表3 不同类型平台对应钻井、完井方案

结合不同修井方式确定是否有修井机，共形成18种钻井方案。生产操作费影响因素较多，受产量规模、平台类型、井数、依托管线距离、修井方式等共同影响，需要综合考虑各项因素并进行类比得出基础操作费，并结合具体分年产量指标确定最终费用。

2 经济评价参数预测方法

2.1 渤海边际储量评价方案

各类型油藏根据3种平台形式、4种依托距离以6种钻探深度形成72种方案。为方便起见，仅以无人井口平台为例，参照波士顿矩阵，将24种方案绘制矩阵图，如图2所示。根据钻探深度和依托管线距离，各方案可分为3类：(1) 管线距离不大于10 km且钻探深度不大于2 000 m，投资较低、经济效益较好，归为一类方案；(2) 管线距离不大于10 km而钻探深度大于2 000 m，或者管线距离大于10 km而钻探深度不大于2 000 m，投资一般、经济效益居中，归为二类方案；(3) 管线距离大于10 km且钻探深度大于2 000 m，投资较高、经济效益较差，归为三类方案。

图2 钻探深度和依托距离方案矩阵

2.2 经济评价参数预测方法

经济评价参数是边际储量开发界限研究的基础，其准确程度直接决定研究结果的可靠性。经济评价参数包括油价、汇率、上涨率、各种税率、产量、开发投资、操作费等，各种费率通常根据行业及公司标准统一确定，仅针对开发投资和操作费进行方法预测。开发投资主要包括工程设施投资、钻完井投资、油藏研究费、采油操作费和其他费用等，其中占比最大的是工程设施投资和钻完井投资。结合渤海油田实际情况，给出工程设施投资、钻完井投资、采油操作费的预测方法作为经济评价投资、费用选取的基础。

2.2.1 工程设施投资

工程设施投资包括新建平台、海底管线和依托平台适应性改造的投资，主要影响因素众多[5]，具体如表4所示。

表4 主要工程设施投资影响因素分析表

平台投资估算由类比法确定，同时对不同时期费用进行调整。类比的主要因素包括井口数量、有/无生活楼、有/无修井机、下部结构吨重、上部结构吨重、海上施工船舶、油气水处理能力等。

不同类型平台投资计算模型为

(1)

海底管线投资主要包括材料费、预制费和海上安装费，主要影响因素包括管线长度、管道直径、管道壁厚、海上施工船舶等。海底管线投资相对来说与影响因素更容易具有一定的线性关系。

海底管线投资计算模型为

(2)

2.2.2 钻完井投资

钻完井投资包括动复员费、机具费、钻井费和完井费[6-7]。机具费与平台配置的修井机具类型有关，钻井费主要受埋藏深度、单位进尺费用和钻井半径影响，完井费与井口数量相关。

钻完井投资的计算模型为

(3)

式中：Pd为钻完井投资；Pm为动复员费用；Pr为修井机投资；Pz为单位进尺钻井费用；B为油藏埋藏深度；R为钻井半径；N为井口数量；Pc为单井完井费用。

2.2.3 采油操作费

采油操作费分为固定操作成本和可变操作成本[8]。操作成本与平台类型、依托距离、井口数量、平台定员人数、油气水产量等多个因素相关，且固定成本占比较大[9]。采油操作成本采用对以往相同类型平台、相同操作条件进行数据统计并类比的方法确定。

3 经济评价模型建立及应用

建立经济评价模型，计算各产量和评价方案框架下的经济效益，再反向测算达到一定经济效益的储量开发界限并进行敏感性因素分析，最终形成可快速查询使用的渤海边际储量快速经济评价模型。

3.1 经济评价模型建立

油气项目经济评价指标较多，净现值(Net Present Value，NPV)法和IRR法应用最为广泛。NPV指未来资金(现金)流入(收入)现值与未来资金(现金)流出(支出)现值的差额。IRR指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。先计算NPV，再计算IRR指标。在一般情况下，当NPV大于等于零或IRR大于等于基准收益率时，该项目达到决策经济门槛。

综合海上油田评价模式及相关经济评价参数，建立经济效益评价模型：

(4)

式中：V为油田净现值；T为评价时点距油田经济年限结束的年数；Qt为第t年的产油量；P为原油价格；Ts为增值税销项税率；Ck,t为第t年的开发投资(包括海上平台投资、海底管线投资、钻完井投资等)；Tb为增值税进项税率；Cj,t为第t年的采油操作费；Tr为综合税率；i0为基准折现率；Il为流动资金投资；Ia为弃置费。

3.2 应用实例

为验证所建立经济评价模型的准确性，以渤中某边际油田为例进行计算。该油田的实际采收率为25.2%，动用储量为570万t(670万m3)，11口开发井，埋藏深度为2 800 m，依托管线为3 km。采用所建立的经济评价模型进行快速评价，并将结果与常规计算数据进行对比。假设油价为40美元/桶，得到年收入和年净现金流对比图(见图3)以及各项投资费用和评价结果对比(见表5)。

由图3和表5可知：快速评价年收入与年净现金流与常规计算结果相比，趋势一致，数据结果较为接近，各项关键参数平均差异率低于10%。这验证了模型的可靠性，说明所建立的经济评价模型可满足勘探目标评价、储量目标评价和前期研究的快速评价等需求。

图3 渤中某油田年收入和年净现金流对比

表5 快速评价与常规计算结果对比表

4 结 论

边际油田的有效开发对渤海油田增储上产具有重要作用。以渤海已开发的边际油田为样本，分析研究各专业典型方案及关键参数，建立经济性体系和快速计算模型，并以渤海某边际油田为例，对模型进行评价。具体结论如下：

(1) 结合渤海边际油田开发现状，梳理油藏、钻采和工程典型方案，建立勘探开发快速评价阶段的经济评价方案体系。

(2) 研究工程设施投资和钻完井投资的预测方法，将其作为经济评价投资、费用选取的基础。

(3) 所建立的快速经济评价模型能够在油田勘探、储量评价等早期阶段快速给出油田开发初步经济评价结果，并以渤中某边际油田为例，验证该模型的可靠性和准确性。