李紅昌，王凱宏，羅鈺涵，劉登科，劉延宗

(中國(guó)石化江蘇油田分公司勘探開發(fā)研究院,江蘇 揚(yáng)州 225009)

油田開發(fā)經(jīng)濟(jì)技術(shù)界限模型探討

李紅昌，王凱宏，羅鈺涵，劉登科，劉延宗

(中國(guó)石化江蘇油田分公司勘探開發(fā)研究院,江蘇 揚(yáng)州 225009)

油藏生產(chǎn)經(jīng)營(yíng)過程中存在5個(gè)比較關(guān)鍵的決策點(diǎn)，影響這5個(gè)決策的關(guān)鍵因素是不同的經(jīng)濟(jì)技術(shù)界限，分別是新井初始界限日產(chǎn)油量、油藏最低界限采油速度、油藏最大界限井網(wǎng)密度、油井或油藏關(guān)停界限日產(chǎn)油量等。研究推導(dǎo)了上述經(jīng)濟(jì)技術(shù)界限的理論模型，并測(cè)算了JS油田3個(gè)典型區(qū)塊的不同經(jīng)濟(jì)技術(shù)界限，通過與典型區(qū)塊開發(fā)方案預(yù)測(cè)指標(biāo)的比較，為不同開發(fā)階段油藏生產(chǎn)經(jīng)營(yíng)決策提供了重要的依據(jù)。研究成果已廣泛應(yīng)用于某油田的實(shí)際生產(chǎn)，取得了很好的效果。

油田開發(fā) 經(jīng)濟(jì)技術(shù)界限 模型 油井 油藏

眾所周知，油藏從投入開發(fā)到關(guān)停報(bào)廢的整個(gè)生產(chǎn)經(jīng)營(yíng)過程中有幾個(gè)比較關(guān)鍵的決策點(diǎn)。決策點(diǎn)一：部署的每口開發(fā)井經(jīng)濟(jì)上是否可行，能否鉆探？決策依據(jù)是新井預(yù)測(cè)初始日產(chǎn)油量能否達(dá)到新井初始界限日產(chǎn)油量；決策點(diǎn)二：油藏整體投入開發(fā)的最低產(chǎn)能是多少，即建多大產(chǎn)能才能保證油藏整體開發(fā)不虧損，決策依據(jù)是油藏采油速度必須大于等于油藏最低界限采油速度；決策點(diǎn)三：油藏整體開發(fā)的最佳經(jīng)濟(jì)效益是多少，即井網(wǎng)加密到何種程度時(shí)油藏經(jīng)營(yíng)經(jīng)濟(jì)效益最佳，決策依據(jù)是井網(wǎng)加密到油藏最大界限井網(wǎng)密度；決策點(diǎn)四：開發(fā)井什么條件下關(guān)停，決策依據(jù)是油井日產(chǎn)油量等于油井關(guān)停界限日產(chǎn)油量或者是油井綜合含水達(dá)到油井最高界限經(jīng)濟(jì)含水；決策點(diǎn)五：油藏整體關(guān)停的條件是什么，決策依據(jù)是油藏日產(chǎn)油量等于油藏關(guān)停界限日產(chǎn)油量或者是油藏綜合含水達(dá)到油藏最高界限經(jīng)濟(jì)含水?？傊鉀Q油藏生產(chǎn)經(jīng)營(yíng)過程中各個(gè)決策點(diǎn)的關(guān)鍵是不同的經(jīng)濟(jì)技術(shù)界限。

1 油田開發(fā)經(jīng)濟(jì)技術(shù)界限模型研究

1.1新井初始日產(chǎn)油界限模型

研究新井初始日產(chǎn)油界限的理論依據(jù)是盈虧平衡分析理論[1]。應(yīng)用盈虧平衡分析理論，通過新井固定費(fèi)用、變動(dòng)費(fèi)用、原油產(chǎn)銷量以及稅金、利潤(rùn)(或凈現(xiàn)金流量)的綜合分析，確定新井初始日盈虧平衡點(diǎn)產(chǎn)油量，即新井初始日產(chǎn)油界限。

圖1中的各條曲線反映了新井投入產(chǎn)出要素間的相互關(guān)系，其中Qe為新井初始界限日產(chǎn)油量，即新井初始日產(chǎn)油量達(dá)到Qe時(shí)，該井的原油銷售收入扣除變動(dòng)費(fèi)用以及銷售稅金及附加后正好能抵消新井固定費(fèi)用(包括投資以及生產(chǎn)成本中固定部分)，新井的利潤(rùn)(或財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值)為0。利潤(rùn)模型表示為式1，凈現(xiàn)值模型表示為式2。

攻關(guān)項(xiàng)目：江蘇油田分公司(JS12041)

年利潤(rùn)=年銷售收入-年固定費(fèi)用-年變動(dòng)費(fèi)用-年銷售稅金及費(fèi)加=0

(1)

圖1 新井盈虧平衡分析

(2)

式中：ic為折現(xiàn)率，%；n為評(píng)價(jià)期，a；t為現(xiàn)金流計(jì)算年，a。

由于原油生產(chǎn)自然遞減的特殊規(guī)律，利潤(rùn)盈虧平衡分析法計(jì)算的新井盈虧平衡點(diǎn)產(chǎn)油量每年都不一樣，這對(duì)油田企業(yè)的生產(chǎn)經(jīng)營(yíng)沒有指導(dǎo)意義，因此，筆者認(rèn)為油田企業(yè)不宜采用利潤(rùn)盈虧平衡分析法。而財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值盈虧平衡分析法則不同，該方法不但考慮了資金的時(shí)間價(jià)值，而且通盤考慮了新井整個(gè)評(píng)價(jià)期的經(jīng)濟(jì)效益，計(jì)算的盈虧平衡點(diǎn)產(chǎn)油量也是唯一的，對(duì)油田企業(yè)的生產(chǎn)經(jīng)營(yíng)具有很好的指導(dǎo)意義，因此，筆者建議油田企業(yè)的效益分析宜采用財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值盈虧平衡分析法。

(1)銷售收入計(jì)算模型

年銷售收入=新井初始日產(chǎn)油量×年生產(chǎn)時(shí)率×年自然遞減率×原油商品率×原油價(jià)格(不含稅)

(3)

式中：Rs為銷售收入，104￥；qo為新井初始日產(chǎn)油量，t/d；γ為年生產(chǎn)時(shí)率，d；Cr為原油商品率，%；Po為原油價(jià)格(不含稅)，￥/t；N1為建設(shè)期(或上產(chǎn)期)，a；N2為穩(wěn)產(chǎn)期，a；N3為經(jīng)濟(jì)遞減期(年凈現(xiàn)金流大于等于0的遞減開采期，下同)，a；i0表示折現(xiàn)率，%；so為產(chǎn)油量上升率，%；Do為自然遞減率，%；t為現(xiàn)金流計(jì)算年，a。

(2)開發(fā)投資計(jì)算模型

開發(fā)投資=開發(fā)井投資+地面工程投資

開發(fā)井投資=(205.59×e平均井深×0.000 4)×

(1+水油井?dāng)?shù)比)

地面工程投資=開發(fā)井投資×投資擴(kuò)大系數(shù) 或 =單井地面工程投資×(1+水油井?dāng)?shù)比)

采油工程投資分別列入開發(fā)井投資和地面工程投資，不單列。

(4)

式中：Id為單井開發(fā)投資，104￥；H為單井平均井深，m；kwo為水油井?dāng)?shù)比，f；Ce為地面投資擴(kuò)大系數(shù)，f；Ig為單井地面工程投資，104￥；其他參數(shù)意義同上。

通過某油田近兩年開發(fā)井投資與鉆井進(jìn)尺相互關(guān)系的分析，發(fā)現(xiàn)開發(fā)井投資與井深呈很好的指數(shù)關(guān)系(圖2)，相關(guān)系數(shù)0.8686，且顯著性檢驗(yàn)顯示兩者是非常顯著關(guān)系。

(3)操作成本計(jì)算模型

操作成本=原油產(chǎn)量×

成本修正系數(shù)

圖2 開發(fā)井投資與井深關(guān)系模型 圖3 含水率與噸液操作成本關(guān)系模型

(5)

式中：C0為操作成本，104￥；Cw為綜合含水，%；kc為成本修正系數(shù)，f；其他參數(shù)意義同上。

通過JS油田油井操作成本與油井含水率相互關(guān)系的分析，發(fā)現(xiàn)油井噸液操作成本與綜合含水呈比較好的對(duì)數(shù)關(guān)系(圖3)，相關(guān)系數(shù)0.8749，且顯著性檢驗(yàn)顯示兩者是非常顯著關(guān)系。

噸液操作成本=-479.1ln(綜合含水)+2 307.4

(6)

(4)銷售稅金與附加計(jì)算模型

油田企業(yè)的銷售稅金與附加主要包括資源稅、城建稅、教育費(fèi)附加以及特別收益金等，各稅費(fèi)均有規(guī)定的算法。綜合稅費(fèi)模型為：

(7)

式中：Ts為銷售稅金及附加(含特別收益金)，104￥；tzzs為增值稅占銷售收入的比，%；tcjs為城建稅率，%；tjyf為教育費(fèi)及附加率，%；tzys為資源稅率，%；Pi為特別收益金起征點(diǎn)油價(jià)，￥/t；ttbsyj為特別收益金征收比率，%；d為特別收益金速算扣除數(shù)，f；其他參數(shù)意義同上。

將式3、式4、式5、式7代入式2得新井初始界限日產(chǎn)油量模型(式8)。

(8)

由式8可知，新井初始界限日產(chǎn)油量除了與油價(jià)、投資、成本、稅收等財(cái)經(jīng)參數(shù)有關(guān)外，還與上產(chǎn)期、穩(wěn)產(chǎn)期、遞減期的長(zhǎng)短以及產(chǎn)量上升率、遞減率等參數(shù)有關(guān)。

1.2井網(wǎng)密度界限模型

井網(wǎng)密度是油氣開發(fā)的一項(xiàng)重要參數(shù)，是油藏開發(fā)中后期的一項(xiàng)控制指標(biāo)，井網(wǎng)越密，油氣采收率越高，但油氣開發(fā)的總投資及開采費(fèi)用也將大大增加。因此，有必要研究采收率與投資費(fèi)用的關(guān)系，找準(zhǔn)兩者的最佳結(jié)合點(diǎn)，即經(jīng)濟(jì)界限井網(wǎng)密度。

經(jīng)濟(jì)界限井網(wǎng)密度是指在一定的開發(fā)技術(shù)經(jīng)濟(jì)政策條件下，達(dá)到儲(chǔ)量損失最少、開發(fā)速度合理、穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間較長(zhǎng)、經(jīng)濟(jì)效益最佳的井網(wǎng)密度。即達(dá)到經(jīng)濟(jì)界限井網(wǎng)密度時(shí)所鉆的最后一口加密井所增加的產(chǎn)出正好等于該井的全部投入。

文獻(xiàn)資料顯示[2-8]，有許多專家學(xué)者把經(jīng)濟(jì)界限井網(wǎng)密度定義為：油藏開發(fā)期內(nèi)的總投入等于總產(chǎn)出時(shí)的井網(wǎng)密度,把本文定義的經(jīng)濟(jì)界限井網(wǎng)密度描述為經(jīng)濟(jì)合理井網(wǎng)密度。筆者認(rèn)為這樣的定義是欠缺的，眾所周知，一般情況下，已知油藏前期新井的邊際經(jīng)濟(jì)效益是最好的，隨著井網(wǎng)的不斷加密，新井的邊際經(jīng)濟(jì)效益會(huì)逐漸減弱，即新井的邊際經(jīng)濟(jì)效益是遞減的。當(dāng)新井的邊際經(jīng)濟(jì)效益接近于0時(shí)，油藏經(jīng)濟(jì)效益達(dá)到最佳，再增加新井帶來的邊際經(jīng)濟(jì)效益必將小于0，此時(shí)，油藏經(jīng)濟(jì)效益開始減少，隨著井網(wǎng)的繼續(xù)加密，油藏的經(jīng)濟(jì)效益將繼續(xù)減少，直至為0，這就是許多專家學(xué)者所說的總投入等于總產(chǎn)出。從這個(gè)過程不難看出，總投入等于總產(chǎn)出時(shí)的井網(wǎng)密度是一個(gè)不合理的井網(wǎng)密度，因此，不可能是經(jīng)濟(jì)界限井網(wǎng)密度。筆者認(rèn)為，經(jīng)濟(jì)界限井網(wǎng)密度與經(jīng)濟(jì)合理井網(wǎng)密度是兩個(gè)截然不同的概念，經(jīng)濟(jì)界限井網(wǎng)密度在一定技術(shù)經(jīng)濟(jì)條件下是一個(gè)定值，是指能使油藏開發(fā)獲得最佳經(jīng)濟(jì)效益的井網(wǎng)密度，而經(jīng)濟(jì)合理井網(wǎng)密度是一個(gè)范圍，是指能使油藏開發(fā)獲得經(jīng)濟(jì)效益的井網(wǎng)密度。研究和描述經(jīng)濟(jì)界限井網(wǎng)密度的方法很多，目前國(guó)內(nèi)比較成熟的方法是單位面積可采儲(chǔ)量界限法。

對(duì)謝爾卡喬夫公式中的井網(wǎng)密度(f)求導(dǎo)得：

?Er/?f=Ede-a/fa/f2

(9)

式9的含義是不同井網(wǎng)密度下單井采收率的邊際增值。

將式9兩端同乘儲(chǔ)量豐度Na,并令dNr=?Er/?f×Na，可得不同井網(wǎng)密度下單井可采儲(chǔ)量增值公式：即：

dNr=NaEde-a/fa/f2

(10)

經(jīng)濟(jì)界限井網(wǎng)密度(fmax)模型如下：

(11)

由式11可知，經(jīng)濟(jì)界限井網(wǎng)密度除了與油價(jià)、投資、成本、稅收等財(cái)經(jīng)參數(shù)有關(guān)外，還與上產(chǎn)期、穩(wěn)產(chǎn)期、遞減期的長(zhǎng)短以及產(chǎn)量上升率、遞減率、儲(chǔ)量規(guī)模、驅(qū)油效率、井網(wǎng)指數(shù)等參數(shù)有關(guān)。

1.3關(guān)停日產(chǎn)油量界限模型

對(duì)油井和油藏而言，存在著三個(gè)界限產(chǎn)油量：①經(jīng)營(yíng)虧損點(diǎn)界限產(chǎn)油量；②生產(chǎn)虧損點(diǎn)界限產(chǎn)油量；③關(guān)停界限產(chǎn)油量。經(jīng)營(yíng)虧損點(diǎn)界限產(chǎn)油量是指油井和油藏的銷售收入扣除應(yīng)納稅賦，并抵消相應(yīng)生產(chǎn)成本后，剛好還能分擔(dān)相應(yīng)期間費(fèi)用(管理費(fèi)用、財(cái)務(wù)費(fèi)用、銷售費(fèi)用)時(shí)的界限產(chǎn)油量；生產(chǎn)虧損點(diǎn)界限產(chǎn)油量是指油井和油藏的銷售收入扣除應(yīng)納稅賦后，只能抵消相應(yīng)生產(chǎn)成本(包括因投資而產(chǎn)生的折舊和攤銷以及進(jìn)攻性措施費(fèi)用)，不能分擔(dān)相應(yīng)期間費(fèi)用時(shí)的界限產(chǎn)油量；關(guān)停界限產(chǎn)油量是指油井和油藏的總銷售收入扣除應(yīng)納稅賦后不能抵消因開井而必然要消耗的直接成本時(shí)的界限產(chǎn)油量。研究認(rèn)為，當(dāng)油井和油藏的產(chǎn)油量小于生產(chǎn)虧損點(diǎn)界限產(chǎn)油量時(shí)還不能馬上關(guān)停。因?yàn)閷?duì)于一口油井和一個(gè)油藏而言，投資是已經(jīng)發(fā)生的，如果在折舊和攤銷沒有提足的情況下關(guān)停，那么剩下的固定資產(chǎn)凈值將無(wú)法收回，這對(duì)企業(yè)形成損失；另外，進(jìn)攻性措施費(fèi)用也不是生產(chǎn)后期必須要發(fā)生的費(fèi)用；還有職工工資與福利等費(fèi)用也是必然要發(fā)生的，不因油井或油藏的關(guān)停而減少和不發(fā)生，如果關(guān)停，那么這部分人工費(fèi)用必將轉(zhuǎn)嫁到別的油井和油藏，增加其他井和油藏的負(fù)擔(dān)。因此，從企業(yè)整體效益以及社會(huì)效益等角度考慮，只要油井和油藏的銷售收入扣除應(yīng)納稅賦后還能抵消因開井而必然要消耗的直接成本，就不能關(guān)停。

由上述關(guān)停產(chǎn)量的定義可得下列關(guān)系式：關(guān)停點(diǎn)銷售收入-關(guān)停點(diǎn)銷售收入及附加=關(guān)停點(diǎn)成本。

關(guān)停點(diǎn)成本是指為維持油井和油藏正常生產(chǎn)所必需的最低運(yùn)行費(fèi)用，包括油氣提升費(fèi)、驅(qū)油物注入費(fèi)、油氣處理費(fèi)、輸油輸氣費(fèi)、油區(qū)維護(hù)費(fèi)以及簡(jiǎn)單維護(hù)性井下作業(yè)費(fèi)等，但不包括上述費(fèi)用中的折舊和折耗。其中與油井?dāng)?shù)有關(guān)的固定費(fèi)用有油氣提升費(fèi)、油區(qū)維護(hù)費(fèi)以及簡(jiǎn)單維護(hù)性井下作業(yè)費(fèi)等；與產(chǎn)液量有關(guān)的變動(dòng)費(fèi)用有油氣處理費(fèi)、驅(qū)油物注入費(fèi)、輸油輸氣費(fèi)等。

(12)

qoe=Qo/(0.036 5γ);qle=Ql/(0.036 5γ)

式中：Qo為年產(chǎn)油量，t/a；Ql為年產(chǎn)液量；t/a；qoe為關(guān)停日產(chǎn)油量，t/d；qle為關(guān)停日產(chǎn)液量，t/d；ts為單位銷售稅金及附加(含特別收益金)，￥/t；Cts為油氣提升費(fèi)，104￥/井·a；Cwh為油區(qū)維護(hù)費(fèi)，104￥/井·a；Czy為簡(jiǎn)單維護(hù)性井下作業(yè)費(fèi)，104￥/井·a；Ccl為噸液油氣處理費(fèi)，￥/t；Czr為噸液驅(qū)油物注入費(fèi)，￥/t；Csy為噸液輸油輸氣費(fèi)，￥/t。

從上式可以看出，油井和油藏關(guān)停界限產(chǎn)油量是油井和油藏產(chǎn)液量的線性函數(shù)，它與油井最低運(yùn)行費(fèi)用成正比關(guān)系，與原油價(jià)格成反比關(guān)系。當(dāng)油井和油藏最低運(yùn)行費(fèi)用上升、原油價(jià)格下降或油井和油藏產(chǎn)液量增加時(shí)，油井和油藏的關(guān)停產(chǎn)量上升，反之，油井和油藏的關(guān)停界限產(chǎn)油量下降。

將式12轉(zhuǎn)換后可得油井和油藏的關(guān)停界限含水模型(式14)。

(13)

式中：fwe表示油井和油藏關(guān)停界限含水，%。

2 油田開發(fā)經(jīng)濟(jì)技術(shù)界限實(shí)例分析

2.1新井初始界限日產(chǎn)油量實(shí)例分析

JS油田H26區(qū)塊特低滲透油藏常規(guī)井井深3 500 m；目前該區(qū)塊平均噸油操作成本789￥，綜合含水60%。根據(jù)該區(qū)塊致密油儲(chǔ)量開發(fā)規(guī)律統(tǒng)計(jì)，開發(fā)第一年遞減較快，前6個(gè)月平均年遞減率35%，后6個(gè)月平均年遞減率20%，第二年起遞減變緩，大約為14%。根據(jù)以上參數(shù)計(jì)算H26區(qū)塊不同油價(jià)下新井初始界限日產(chǎn)油量如表1。

表1 H26區(qū)塊不同油價(jià)條件下新井初始界限日產(chǎn)油量

2.2油藏最低界限采油速度實(shí)例分析

JS油田G1區(qū)塊特低滲透油藏探明未動(dòng)用儲(chǔ)量115×104t；平均單井控制測(cè)量8×104t；常規(guī)井井深1 885 m；目前該區(qū)塊平均噸油操作成本為757 ￥；綜合含水55%；開發(fā)1～6個(gè)月平均年遞減率30%，7～12個(gè)月年遞減率18%，第13個(gè)月起平均年遞減率大約為12%。根據(jù)以上參數(shù)計(jì)算G1區(qū)塊不同油價(jià)條件下最低界限采油速度和最低界限產(chǎn)能如表2。

表2 G1區(qū)塊不同油價(jià)條件下最低界限采油速度與產(chǎn)能

2.3油藏界限井網(wǎng)密度實(shí)例分析

JS油田T33區(qū)塊低滲透油藏水平井垂深2 230 m，水平段長(zhǎng)度300 m；流度0.14×10-3μm2/mPa·s；儲(chǔ)量豐度66×104t/km2，目前該區(qū)塊噸油操作成本1 266 ￥、綜合含水85%；開發(fā)1～12個(gè)月平均年遞減率20%，13～24個(gè)月平均年遞減率15%，第25個(gè)月起平均年遞減率大約為10%。根據(jù)以上參數(shù)計(jì)算T33區(qū)塊不同油價(jià)條件下油藏界限井網(wǎng)密度如表3。

表3 T33區(qū)塊不同油價(jià)條件下界限網(wǎng)密度

3 結(jié)論與建議

(1)油藏從方案設(shè)計(jì)到?jīng)Q策執(zhí)行再到關(guān)停報(bào)廢的整個(gè)生產(chǎn)經(jīng)營(yíng)過程中，需要進(jìn)行多次決策。不同的經(jīng)濟(jì)技術(shù)界限是做出上述決策的主要依據(jù)。目前，上述經(jīng)濟(jì)技術(shù)界限模型已廣泛應(yīng)用于某油田的實(shí)際生產(chǎn)，并取得了很好的決策效果。

(2)油藏或油井生產(chǎn)性虧損并不意味著關(guān)停。只有在油井和油藏的營(yíng)業(yè)收入扣除應(yīng)納稅賦后已不能抵消因開井而必然要消耗的直接成本時(shí)才考慮關(guān)停。

(3)研究經(jīng)濟(jì)技術(shù)界限的理論依據(jù)是盈虧平衡分析理論，但以往的以利潤(rùn)等于0為基礎(chǔ)的盈虧平衡分析已不適合油田企業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營(yíng)的需要。筆者建議采用以財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值等于0為基礎(chǔ)的盈虧平衡分析。

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(編輯 王建年)

A model of economic and technical limits for oilfield development

Li Hongchang,Wang Kaihong,Luo Yuhan,Liu Dengke,Liu Yanzong

(ExplorationandDevelopmentResearchInstituteofJiangsuOilfieldCompany,SINOPEC,Yangzhou225009,China)

In production and management of reservoir,five key decision points are affected by various economic and technical limits,which are the initial daily oil production limit of a new well ,the lowest production speed limit of a reservoir，the well density limit of a reservoir,and the daily oil production limit of an old well or a reservoir.A model of these economic and technical limits was derived.And the different economic limits for the three blocks of a certain oilfield were predicted by the model.In the comparison of predictive indexes of development schemes for a typical block,an important basis was provided for the production-management decision of reservoir in different stages.The study result was widely used in a certain oilfield,and good results were achieved.

oilfield development;economic and technological boundaries;model;oil well;reservoir

TE322

A

10.16181/j.cnki.fzyqc.2015.01.013

2014-06-06；改回日期2014-09-23。

收稿日期：李紅昌(1969—)，高級(jí)經(jīng)濟(jì)師，現(xiàn)主要從事石油經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)與儲(chǔ)量評(píng)估工作，電話：13773508392，E-mail：lihc.jsyt@sinopec.com。