肖君 王徑 姚莉

（中國石油西南油氣田公司天然氣經(jīng)濟研究所，四川 成都 610051）

低滲致密氣藏單井經(jīng)濟界限研究

肖君 王徑 姚莉

（中國石油西南油氣田公司天然氣經(jīng)濟研究所，四川 成都 610051）

應用技術經(jīng)濟學和盈虧平衡的原理，在一定技術經(jīng)濟條件下，結(jié)合影響開發(fā)效益的主要因素，建立單井經(jīng)濟界限計算模型。以X盆地低滲致密氣藏單井為研究對象，分別計算在不同目標收益率下單井的產(chǎn)量界限、投資界限和經(jīng)營成本界限等經(jīng)濟極限指標，為企業(yè)實行目標管理、開展經(jīng)濟活動分析、確定單井經(jīng)濟界限產(chǎn)量、投資和成本提供直觀的方法和參數(shù)。

低滲致密氣藏 效益開發(fā) 經(jīng)濟界限 模型

0 引言

經(jīng)濟界限就是在一定技術經(jīng)濟條件下，某一影響經(jīng)濟效益因素達到一定數(shù)值，使得生產(chǎn)達到規(guī)定標準時的界限［1］。經(jīng)濟界限的確定可為經(jīng)營管理者提供決策依據(jù)，保證生產(chǎn)經(jīng)濟有效，提高企業(yè)的市場競爭能力。筆者針對X盆地低滲致密氣藏開發(fā)的實際特點，主要研究低滲致密氣藏效益開發(fā)的單井初期經(jīng)濟產(chǎn)量界限和投資界限。

1 低滲致密氣藏開發(fā)特點

低滲致密氣藏從開發(fā)地質(zhì)的角度分析，通常表現(xiàn)為低孔隙度、低滲透率、非均質(zhì)性強的特點。從開發(fā)生產(chǎn)的角度分析，由于低滲致密氣藏儲層物性條件差，使得低滲致密氣藏開發(fā)與常規(guī)氣藏開發(fā)相比，低滲致密氣藏的開發(fā)一般需要采取增產(chǎn)工藝措施才能有效開發(fā)，同時低滲致密氣藏氣井的產(chǎn)能低，產(chǎn)量遞減速度快。從開發(fā)效益的角度分析，低滲致密氣藏開發(fā)投資大，且隨著生產(chǎn)的進行，開發(fā)的能耗和操作成本會逐年增加。因此，必須從源頭做起，通過技術與經(jīng)濟結(jié)合，降低工程投資成本，提高單井產(chǎn)量來實現(xiàn)效益開發(fā)。

2 低滲致密氣藏效益開發(fā)經(jīng)濟界限

2.1 單井經(jīng)濟界限計算模型

計算單井經(jīng)濟界限值，所采用基本方法的理論依據(jù)就是投入產(chǎn)出平衡原理。從企業(yè)的經(jīng)濟利益來考察，將投資、經(jīng)營成本、稅金等視為投入，將銷售收入視為產(chǎn)出，在一定的經(jīng)營目標、開發(fā)條件和開發(fā)原則下，求得使投入與產(chǎn)出相平衡（凈現(xiàn)值為零）時所對應的單井初期產(chǎn)量下限、投資上限和年經(jīng)營成本上限等界限值［2］。

計算模型：

式中：Qd1為第一年單井產(chǎn)量，104m3；Ic為企業(yè)目標收益率；Wr為天然氣商品率；P為銷售價格，元/m3；Idt為單井直接投資，萬元；Bdt為單井相對第一年產(chǎn)量的各年產(chǎn)量系數(shù)；Cdt為單井年經(jīng)營成本［操作費、銷售費用、財務費用（利息除外）與管理費用］，萬元；TXg為銷售稅金及附加，元/m3；n為計算期，a。

2.2 經(jīng)濟界限值測算基礎參數(shù)選取

研究單井技術經(jīng)濟界限，其實質(zhì)就是研究單井實現(xiàn)開發(fā)效益和經(jīng)濟效益相統(tǒng)一的條件［3］。在天然氣價格以及現(xiàn)行財稅政策等外部條件不變的情況下，最重要的條件是氣井的生產(chǎn)能力（以高峰年產(chǎn)量為代表）、單井直接投資和年經(jīng)營成本。以X盆地低

滲致密氣藏為例，對基礎參數(shù)的確定進行說明。

1）單井直接投資

單井直接投資包括鉆井工程投資和地面建設投資。鉆井投資根據(jù)鉆井進尺及完井試油方式等進行綜合估算；地面建設投資只計算與新井有關的直接投資，不包括為全氣田服務的系統(tǒng)工程投資。

2）單井初期日產(chǎn)氣量

根據(jù)X盆地低滲致密氣藏不同區(qū)塊生產(chǎn)井的實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計，選取部分代表井的實際日產(chǎn)量作為單井初期日產(chǎn)量，按穩(wěn)產(chǎn)1年，第二年綜合遞減率分別為43.72%、33.2%、11.52%，以后各年遞減率10%估算單井的年產(chǎn)氣量，各區(qū)塊單井初期日產(chǎn)氣量統(tǒng)計見表1。

3）單井經(jīng)營成本

單井經(jīng)營成本是指在實際生產(chǎn)過程中，1口生產(chǎn)井一年內(nèi)實際發(fā)生的操作費、銷售費用、除利息之外的財務費用和管理費之和［4］。各區(qū)塊單井經(jīng)營成本參照2013年實際成本取值，單井經(jīng)營成本見表2。

4）其他基礎參數(shù)

其他基礎參數(shù)選取主要依據(jù)X盆地低滲致密氣藏的天然氣實際生產(chǎn)經(jīng)營數(shù)據(jù)，評價參數(shù)按照《中國石油天然氣集團公司建設項目經(jīng)濟評價參數(shù)》規(guī)定計取。

表1 不同井型初期日產(chǎn)氣量統(tǒng)計表

表2 單井經(jīng)營成本取值表

2.3 經(jīng)濟界限值測算結(jié)果

1）單井經(jīng)濟產(chǎn)量界限值

當單井直接投資、經(jīng)營成本、稅金、目標收益率及其它評價參數(shù)即定的情況下，由公式（1）推導得出新井初期產(chǎn)量下限計算模型：

將上述不同投資方案的單井直接投資、經(jīng)營成本及其它基礎參數(shù)代入式（2），按照目標收益率為0%（保本）、8%（頁巖氣基準值）和12%（常規(guī)氣基準值）時分別測算了單井初期經(jīng)濟產(chǎn)量的下限值與單井計算期總經(jīng)濟產(chǎn)量，見表3。

按不同井型的單井直接投資測算，以區(qū)塊2為例，水平井若實現(xiàn)保本（Ic＝0%），平均初期經(jīng)濟日產(chǎn)量為4.26×104m3/d，評價期累積產(chǎn)量6 206× 104m3；要12%盈利，平均初期經(jīng)濟日產(chǎn)量為4.63× 104m3/d，評價期累積產(chǎn)量6 744×104m3；斜井若實現(xiàn)保本，平均初期經(jīng)濟日產(chǎn)量為3.21×104m3/d，評價期累積產(chǎn)量5 424×104m3；要12%盈利，平均初期經(jīng)濟日產(chǎn)量為3.12×104m3/d，評價期累積產(chǎn)量5 273× 104m3/d。

2）單井投資界限值

當單井初期產(chǎn)量、經(jīng)營成本、稅金、目標收益率及其它評價參數(shù)即定的情況下，由公式（1）推導得出單井直接投資上限計算模型：

X盆地低滲致密氣藏的單井投資過大，在現(xiàn)有技術經(jīng)濟條件下只降低經(jīng)營成本不能實現(xiàn)單井目標產(chǎn)量，只有降低單井投資才能達到經(jīng)濟效益開發(fā)。按各區(qū)塊的單井初期日產(chǎn)量，在其它參數(shù)不變的情況下，對單井投資進行了極限分析。將上述的不同區(qū)塊的單井產(chǎn)量、經(jīng)營成本及其它基礎參數(shù)代入式（3），當目標收益率為0%、8%和12%時分別測算了單井直接投資的上限值，見表4。

表3 單井經(jīng)濟產(chǎn)量界限值表

表4 單井直接投資界限值表

根據(jù)X盆地低滲致密氣藏生產(chǎn)井的單井初期產(chǎn)量，以區(qū)塊2為例，若要保本，單井直接投資可上升到4 450萬元，每米進尺成本14 807元/m；要8%盈利，單井直接投資可上升到3 840萬元，每米進尺成本12 625元/m；要12%盈利，單井直接投資可上升到3 510萬元，每米進尺成本11 445元/m，若按區(qū)塊2的鉆井成功率71.88%，每米進尺成本不超過8 227元/m。

不管是保本還是盈利，單井產(chǎn)量的高低對單井的投資上限、單位成本上限影響非常大——探索形成適用的增產(chǎn)改造技術、盡可能提高單井產(chǎn)量是對X盆地低滲致密氣藏降本增效的首要問題。

3 結(jié)論與建議

1）優(yōu)化鉆試方案設計，加強過程管理，控制鉆井投資成本。加強鉆井提速、壓裂提效綜合措施研究，強化過程管理，確保投資受控。根據(jù)各井地質(zhì)特征、測井資料及鉆井顯示，有條件的井進行初測，利用測試結(jié)果優(yōu)化壓裂方案設計，減少無效投入。強化施工過程管理，減少井下復雜故障損失。

2）加大新工藝新技術應用和攻關，突出科技支撐作用?？偨Y(jié)水平井和分級壓裂酸化改造工藝，進一步提高開發(fā)井鉆井成功率和獲產(chǎn)量。針對低滲致密氣藏各構造成藏機理、開發(fā)效果評價、井位優(yōu)選、儲層及高產(chǎn)控制因素的研究工作，加深儲層認識，提高鉆井成功率；開展氣藏鉆完井儲層保護評價研究，增加儲層改造效果，提高單井產(chǎn)量。

［1］孟憲君，張英芝，李浩.油田開發(fā)過程中單井經(jīng)濟界限研究［J］.大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2001（3）：45-49.

［2］張今弘.石油產(chǎn)量利潤化［M］.北京：群言出版社，1999.

［3］樊芳，彭玉茹，彭光明.高含硫氣藏單井經(jīng)濟界限模型及其應用［J］.斷塊油氣田，2012，19（4）：497-499.

［4］閔敏，催傳智.天然氣藏開發(fā)的經(jīng)濟極限產(chǎn)量及壓力研究［J］.河南石油，2006，20（3）：37-38.

（編輯：周娟）

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2095-1132（2014）06-0061-03

10.3969/j.issn.2095-1132.2014.06.019

修訂回稿日期：2014-11-02

肖君（1967-），女，高級工程師，從事項目經(jīng)濟評價研究。E-mail：xiaojun@petrochina.com.cn。