寧云才，鐘 敏,，魏 漪，王志平，車(chē)樹(shù)芹

(1.中國(guó)礦業(yè)大學(xué)(北京)管理學(xué)院，北京 100083；2. 中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院，北京 100083)

經(jīng)濟(jì)研究

低油價(jià)下致密油資源經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)研究

寧云才1，鐘 敏1,2，魏 漪2，王志平2，車(chē)樹(shù)芹2

(1.中國(guó)礦業(yè)大學(xué)(北京)管理學(xué)院，北京 100083；2. 中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院，北京 100083)

美國(guó)致密油采用“水平井+體積壓裂+工廠化”模式實(shí)現(xiàn)了工業(yè)化開(kāi)采，我國(guó)致密油開(kāi)發(fā)總體上仍處于準(zhǔn)備階段。在致密油開(kāi)發(fā)的核心技術(shù)中，水平井加體積壓裂是提升致密油產(chǎn)量的利器。這意味著相比常規(guī)石油，致密油的單井投資更為高昂。在低油價(jià)下，油氣田開(kāi)發(fā)企業(yè)的生產(chǎn)經(jīng)營(yíng)陷入困境。在成本制約下，致密油開(kāi)發(fā)的經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)至關(guān)重要，而壓裂水平井水平段的優(yōu)化設(shè)計(jì)尤為關(guān)鍵。由致密油壓裂水平井全生命周期產(chǎn)能預(yù)測(cè)模型計(jì)算出單井產(chǎn)油量，利用折現(xiàn)現(xiàn)金流量法評(píng)價(jià)水平井鉆井壓裂過(guò)程中水平段長(zhǎng)度和壓裂級(jí)數(shù)對(duì)經(jīng)濟(jì)效益的影響，得出存在相對(duì)最佳的水平段長(zhǎng)度和壓裂級(jí)數(shù)范圍使得單井經(jīng)濟(jì)效益達(dá)到最優(yōu)。實(shí)際制訂水平井開(kāi)發(fā)方案時(shí)，應(yīng)考慮單井產(chǎn)量、投資、成本和效益的綜合影響，制訂最優(yōu)開(kāi)發(fā)方案。

低油價(jià)；致密油；經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)；產(chǎn)能預(yù)測(cè)；凈現(xiàn)值；內(nèi)部收益率

致密油屬于非常規(guī)油氣，全稱(chēng)致密儲(chǔ)層油。與常規(guī)石油相比，致密油具有超低的滲透率，開(kāi)采此類(lèi)資源需要進(jìn)行水力壓裂改造，通過(guò)長(zhǎng)水平段鉆井加多級(jí)水力壓裂，實(shí)現(xiàn)泄油面積最大化，從而提升單井產(chǎn)量。致密油是未來(lái)能源領(lǐng)域最重要的接續(xù)利用資源之一[1]。美國(guó)致密油的革命性發(fā)展已逾十年[2]，根據(jù)2014年度美國(guó)能源署(EIA)的年度能源展望，該報(bào)告預(yù)測(cè)美國(guó)的致密油技術(shù)可采資源量達(dá)到590億桶，位列全球排名第二，僅次于俄羅斯。通過(guò)推廣頁(yè)巖氣技術(shù)以及管理上的創(chuàng)新，美國(guó)致密油采用“水平井+體積壓裂+工廠化”模式實(shí)現(xiàn)了工業(yè)化開(kāi)采[3]。目前我國(guó)致密油開(kāi)發(fā)總體上仍處于準(zhǔn)備階段[4]。

美國(guó)致密油的成功開(kāi)發(fā)建立在以甜點(diǎn)區(qū)評(píng)價(jià)與優(yōu)選和提高單井產(chǎn)量為目標(biāo)的地震預(yù)測(cè)、測(cè)井評(píng)價(jià)、水平井鉆探和體積壓裂等4項(xiàng)關(guān)鍵配套技術(shù)[5]。其中水平井加體積壓裂技術(shù)是提升致密油產(chǎn)量的利器[6]。

自2014年年末以來(lái)，國(guó)際油價(jià)下跌速度之快和幅度之大在市場(chǎng)預(yù)期之外[7]。相比常規(guī)石油，致密油儲(chǔ)層因其自身特點(diǎn)，必須采用“水平井+體積壓裂”技術(shù)實(shí)現(xiàn)開(kāi)采，這意味著單井投資更為高昂。即使是在高油價(jià)下，政府的扶持或補(bǔ)貼政策仍發(fā)揮著關(guān)鍵作用[8]。低油價(jià)下油氣田開(kāi)發(fā)企業(yè)的生產(chǎn)經(jīng)營(yíng)陷入困境，對(duì)于非常規(guī)油氣資源開(kāi)發(fā)的投資決策將更為謹(jǐn)慎。在成本制約下，致密油開(kāi)發(fā)的經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)至關(guān)重要。致密油開(kāi)發(fā)單井投資中鉆井、壓裂投資的構(gòu)成是基于水平段的長(zhǎng)度、壓裂級(jí)數(shù)和壓裂液使用量等。這說(shuō)明水平段長(zhǎng)度和壓裂級(jí)數(shù)范圍的選取對(duì)致密油井的產(chǎn)量高低及經(jīng)濟(jì)效益起著決定性作用，故研究水平段長(zhǎng)度和壓裂級(jí)數(shù)對(duì)致密油開(kāi)發(fā)的技術(shù)經(jīng)濟(jì)影響尤為必須。

1 經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)參數(shù)和方法

1.1 經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)參數(shù)

采用折現(xiàn)現(xiàn)金流量法對(duì)致密油開(kāi)發(fā)進(jìn)行經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)，選取經(jīng)典指標(biāo)凈現(xiàn)值(NPV)和內(nèi)部收益率(IRR)來(lái)評(píng)價(jià)致密油開(kāi)發(fā)的經(jīng)濟(jì)效益。作為一種動(dòng)態(tài)評(píng)價(jià)方法，凈現(xiàn)值(NPV)和內(nèi)部收益率(IRR)在充分考慮資金時(shí)間價(jià)值的基礎(chǔ)上，來(lái)考察評(píng)價(jià)期內(nèi)項(xiàng)目的可行性，經(jīng)濟(jì)意義直觀且明確。

凈現(xiàn)值(NPV)的表達(dá)式見(jiàn)式(1)。

(1)

式中：NPV為致密油井按設(shè)定的折現(xiàn)率計(jì)算的項(xiàng)目計(jì)算期內(nèi)凈現(xiàn)金流量的現(xiàn)值之和，NPV≥0時(shí)，方案經(jīng)濟(jì)有效，否則沒(méi)有效益；CI為項(xiàng)目計(jì)算期內(nèi)致密油井的凈現(xiàn)金流入；CO為項(xiàng)目計(jì)算期內(nèi)致密油井的凈現(xiàn)金流出；t為評(píng)價(jià)期，本文取t=15年；i0為設(shè)定的折現(xiàn)率。

其中，CI主要包括致密油的銷(xiāo)售收入、政府補(bǔ)貼收入、回收固定資產(chǎn)余值和回收流動(dòng)資金等。致密油的銷(xiāo)售收入可按式(2)計(jì)算。

Rt=qt×f×p

(2)

式中：Rt為第t年致密油的銷(xiāo)售收入；qt為第t年致密油的產(chǎn)量；f為原油商品率；P為油價(jià)。

CO則主要包括投資、流動(dòng)資金現(xiàn)金流出、經(jīng)營(yíng)成本和稅費(fèi)等。

內(nèi)部收益率(IRR)是指致密油開(kāi)發(fā)項(xiàng)目在計(jì)算期內(nèi)凈現(xiàn)值累計(jì)為零時(shí)的折現(xiàn)率，即資金流入現(xiàn)值總額與資金流出現(xiàn)值總額相等、凈現(xiàn)值等于零時(shí)的折現(xiàn)率。

內(nèi)部收益率(IRR)的表達(dá)式見(jiàn)式(3)。

(3)

IRR≥i0，則項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)有效，否則應(yīng)予否定。

進(jìn)行上述分析時(shí)需要投資、費(fèi)用、效益、油價(jià)和稅率等參數(shù)值。投資可概括為鉆井投資(包括垂深段及水平段)、壓裂投資(隨壓裂級(jí)數(shù)增加而增加)、地面工程投資等，費(fèi)用概括為操作成本等。上述數(shù)據(jù)取值根據(jù)油田實(shí)際取平均值，致密油開(kāi)發(fā)經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)所需參數(shù)基礎(chǔ)數(shù)據(jù)如表1所示。

表1 致密油開(kāi)發(fā)經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)所需參數(shù)基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

1.2 致密油產(chǎn)能預(yù)測(cè)

作為經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)的重要輸入值，產(chǎn)量是油氣田企業(yè)長(zhǎng)遠(yuǎn)發(fā)展的最終落腳點(diǎn)，有產(chǎn)量才能談效益。尤其在低油價(jià)環(huán)境下，經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)要將產(chǎn)量評(píng)價(jià)融入其中，發(fā)掘產(chǎn)量、成本與油價(jià)三因素互動(dòng)的內(nèi)在規(guī)律，構(gòu)建反映投資、產(chǎn)量、成本和效益四因素聯(lián)動(dòng)關(guān)系的低成本運(yùn)營(yíng)新模式[9]。

致密油藏發(fā)育納米、微米和毫米級(jí)多尺度的孔縫介質(zhì)，儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)復(fù)雜，孔喉細(xì)微，基質(zhì)儲(chǔ)層物性差。通過(guò)對(duì)致密油儲(chǔ)層的產(chǎn)能動(dòng)態(tài)曲線進(jìn)行統(tǒng)計(jì)回歸，在體積壓裂模式下，致密油壓裂水平井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)整體表現(xiàn)為“初期高產(chǎn)、過(guò)渡期遞減和后期穩(wěn)產(chǎn)低產(chǎn)”的特征[10]，不同階段具有不一樣的滲流特點(diǎn)。在生產(chǎn)的初期階段，單井產(chǎn)量高，但產(chǎn)量遞減很快，高產(chǎn)期較短；過(guò)渡期階段介于初期和后期階段之間，產(chǎn)量遞減率低于初期；后期階段則表現(xiàn)為產(chǎn)量低，但遞減較慢，基本保持穩(wěn)產(chǎn)，且穩(wěn)產(chǎn)期長(zhǎng)。致密油儲(chǔ)層需采用“水平井長(zhǎng)水平段+體積壓裂”開(kāi)發(fā)模式提高單井產(chǎn)量。體積壓裂后，儲(chǔ)層滲流場(chǎng)發(fā)生很大改變，儲(chǔ)滲模式由單一孔隙滲流轉(zhuǎn)變?yōu)榛|(zhì)-裂縫耦合滲流，滲流機(jī)理極為復(fù)雜。產(chǎn)能受儲(chǔ)層油藏條件、滲流機(jī)理、工藝技術(shù)等多因素影響，產(chǎn)能控制因素多，水平井產(chǎn)量差異大。在考慮致密油多尺度、多介質(zhì)、多流態(tài)耦合特征及復(fù)雜非線性滲流機(jī)理基礎(chǔ)上，建立致密油單井全生命周期產(chǎn)能預(yù)測(cè)模型，并研發(fā)出致密油產(chǎn)能預(yù)測(cè)軟件。本文利用該軟件重點(diǎn)分析水平井鉆井壓裂過(guò)程中水平段長(zhǎng)度和壓裂級(jí)數(shù)對(duì)致密油壓裂水平井產(chǎn)能的影響。

1.3 經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)方法

利用長(zhǎng)慶油田致密油區(qū)塊的平均地質(zhì)參數(shù)和人工裂縫參數(shù)，選取不同的水平段長(zhǎng)度和壓裂級(jí)數(shù)，采用致密油產(chǎn)能預(yù)測(cè)軟件，來(lái)獲得不同鉆井和壓裂施工參數(shù)下的單井產(chǎn)油量。

第一步，將輸入?yún)?shù)定為儲(chǔ)層參數(shù)(地層壓力、儲(chǔ)層厚度、基質(zhì)滲透率和孔隙度等)、流體參數(shù)(地層原油黏度、地面原油密度等)、水平井參數(shù)(井筒半徑、井底流壓、水平井長(zhǎng)度、壓裂級(jí)數(shù)等)、工藝參數(shù)(裂縫半長(zhǎng)、裂縫寬度、裂縫間距、裂縫滲透率、完井方式等)。

第二步，根據(jù)以上參數(shù)利用致密油產(chǎn)能預(yù)測(cè)軟件考察不同水平段長(zhǎng)度和壓裂級(jí)數(shù)對(duì)產(chǎn)能的影響，水平段長(zhǎng)度和壓裂級(jí)數(shù)的改變會(huì)同時(shí)改變單井產(chǎn)量和單井投資。

第三步，利用折現(xiàn)現(xiàn)金流量法分析方案的現(xiàn)金流，計(jì)算NPV和IRR，評(píng)價(jià)經(jīng)濟(jì)效益。

2 水平段長(zhǎng)度對(duì)致密油經(jīng)濟(jì)效益的敏感性分析

水平井與直井相比，可提高油井與儲(chǔ)層的接觸面積，致密油水平井技術(shù)致力于提高單井產(chǎn)量和EUR(Estimated Ultimate Recovery)——估算最終儲(chǔ)量，水平段長(zhǎng)度可高達(dá)4 000 m以上。水平段長(zhǎng)度直接影響著油井的單井產(chǎn)能，合理的水平段長(zhǎng)度能形成有效的驅(qū)替系統(tǒng)，從而提高動(dòng)用程度，增大儲(chǔ)量控制體積，產(chǎn)生較大的泄油區(qū)，進(jìn)而最大限度的提高單井產(chǎn)能，并獲得較高的采收率[11]。但水平井鉆井成本高且難度大，增加水平段長(zhǎng)度會(huì)同時(shí)增加生產(chǎn)成本以及施工難度。因此，實(shí)際制訂水平井開(kāi)發(fā)方案時(shí)，需要優(yōu)選一個(gè)最佳的水平井段長(zhǎng)度，在成本制約下滿(mǎn)足生產(chǎn)要求。

2.1 水平段長(zhǎng)度與單井產(chǎn)量關(guān)系

根據(jù)致密油復(fù)雜的儲(chǔ)層特征和滲流機(jī)理，推導(dǎo)出反映致密油壓裂水平井全生命周期的產(chǎn)能預(yù)測(cè)模型。根據(jù)區(qū)塊內(nèi)儲(chǔ)層參數(shù)和工程參數(shù)，結(jié)合實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)，利用產(chǎn)能預(yù)測(cè)模型對(duì)歷史生產(chǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行擬合，對(duì)參數(shù)予以?xún)?yōu)化。利用完善后的儲(chǔ)層參數(shù)、流體參數(shù)、水平井參數(shù)和工藝參數(shù)來(lái)預(yù)測(cè)壓裂水平井的產(chǎn)量。產(chǎn)能預(yù)測(cè)模型輸入基礎(chǔ)數(shù)據(jù)表如表2所示。

表2 致密油壓裂水平井產(chǎn)能模型輸入基礎(chǔ)數(shù)據(jù)表

實(shí)際生產(chǎn)中增加致密油井水平段長(zhǎng)度的目的是為了增加壓裂級(jí)數(shù)，在人工裂縫段間距不變的條件下，隨著水平段長(zhǎng)度的增加，壓裂級(jí)數(shù)會(huì)隨之增加。利用上表的地質(zhì)參數(shù)和人工裂縫參數(shù)，分別選取水平段長(zhǎng)度L=500～4 000 m(步長(zhǎng)為500 m)，利用致密油產(chǎn)能預(yù)測(cè)軟件計(jì)算出評(píng)價(jià)期內(nèi)不同水平段長(zhǎng)度下水平井的日產(chǎn)油量及累產(chǎn)油量。其中水平段長(zhǎng)度取值軟件截圖如圖1所示。

圖1 水平井段長(zhǎng)度取值范圍

圖2 不同水平段長(zhǎng)度與日產(chǎn)量曲線

圖3 不同水平段長(zhǎng)度與評(píng)價(jià)期內(nèi)累產(chǎn)量曲線

壓裂水平井評(píng)價(jià)期內(nèi)單井初期產(chǎn)油和累產(chǎn)油與水平段長(zhǎng)度的關(guān)系如圖2和圖3所示。從圖中可以發(fā)現(xiàn)致密油壓裂水平井的初期產(chǎn)量和累積產(chǎn)量都會(huì)隨著水平井水平段長(zhǎng)度的增加而增加。當(dāng)水平段長(zhǎng)度從1 000 m增加到2 000 m時(shí)，水平井的初期產(chǎn)量從16.43 t/d增加到31.36 t/d；評(píng)價(jià)期內(nèi)水平井累積產(chǎn)量從1萬(wàn)t增加到1.9萬(wàn)t，產(chǎn)量增加到原來(lái)的1.9倍。且水平段長(zhǎng)度越短，日產(chǎn)量的遞減速度越快，累產(chǎn)量越低；水平段長(zhǎng)度越長(zhǎng)，日產(chǎn)量增加，產(chǎn)量遞減幅度減緩，累產(chǎn)量增加。

在其他參數(shù)保持不變的前提下，選擇不同的水平段長(zhǎng)度來(lái)預(yù)測(cè)單井日產(chǎn)量及累產(chǎn)量，水平段長(zhǎng)度與日產(chǎn)量和評(píng)價(jià)期內(nèi)累產(chǎn)量的散點(diǎn)圖如圖4和圖5所示。由致密油產(chǎn)能預(yù)測(cè)模型計(jì)算結(jié)果得出，在段間距和人工裂縫長(zhǎng)度不變的條件下，隨著水平井長(zhǎng)度和壓裂級(jí)數(shù)的增加，儲(chǔ)層基質(zhì)和裂縫的接觸面積增大，水平井的初期產(chǎn)量和累計(jì)產(chǎn)量與水平段長(zhǎng)度都呈近似的線性增長(zhǎng)關(guān)系。

圖4 單井初期日產(chǎn)量與水平段長(zhǎng)度的關(guān)系

圖5 評(píng)價(jià)期內(nèi)單井累產(chǎn)量與水平段長(zhǎng)度的關(guān)系

低油價(jià)下，單井的產(chǎn)量指標(biāo)至關(guān)重要，但油氣田企業(yè)更應(yīng)注重的是能獲取經(jīng)濟(jì)效益的產(chǎn)量，具有單井經(jīng)濟(jì)效益的產(chǎn)量才是油氣田企業(yè)長(zhǎng)遠(yuǎn)發(fā)展的根本。

2.2 水平段長(zhǎng)度與單井投資關(guān)系

壓裂水平井的投資主要由鉆井投資、壓裂改造投資、地面工程與其他投資三大部分構(gòu)成。鉆井投資主要發(fā)生在鉆井過(guò)程中，包括垂深段及水平段。隨著水平井水平段長(zhǎng)度的變長(zhǎng)，鉆井周期增加，長(zhǎng)水平段下軌跡控制難度加大，對(duì)鉆井配套設(shè)備的要求也不段提升，鉆井投資相應(yīng)增加。壓裂投資主要發(fā)生在壓裂完井過(guò)程中，隨著水平井水平段長(zhǎng)度變長(zhǎng)，壓裂級(jí)數(shù)增加，壓裂設(shè)備與材料使用量增加，壓裂投資隨之提升。地面及其他投資主要包括地面各種設(shè)備設(shè)施及其他相關(guān)費(fèi)用，其與水平段長(zhǎng)度無(wú)直接關(guān)系，投資額相對(duì)固定。

水平段長(zhǎng)度及壓裂級(jí)數(shù)的增加會(huì)帶來(lái)水平井單井總投資的大幅增加，由圖6可以看出，單井總投資與水平段長(zhǎng)度呈近似線性增長(zhǎng)關(guān)系。

圖6 單井總投資與水平段長(zhǎng)度的關(guān)系

2.3 水平段長(zhǎng)度與單井效益關(guān)系

根據(jù)單井產(chǎn)量與單井投資的研究結(jié)果，采用油氣開(kāi)發(fā)項(xiàng)目通用的折現(xiàn)現(xiàn)金流量法，當(dāng)評(píng)價(jià)油價(jià)P為40美元/桶、60美元/桶和80美元/桶時(shí)，NPV、IRR與水平段長(zhǎng)度的關(guān)系分別如圖7～9所示。

圖7 油價(jià)為40美元/桶時(shí)NPV和IRR與水平段長(zhǎng)度的關(guān)系

圖8 油價(jià)為60美元/桶時(shí)NPV和IRR與水平段長(zhǎng)度的關(guān)系

當(dāng)油價(jià)為40美元/桶時(shí)，不同水平段長(zhǎng)度下單井的NPV和IRR均為負(fù)值?？梢?jiàn)，在低油價(jià)下，致密油水平井不具備開(kāi)發(fā)效益。當(dāng)油價(jià)為60美元/桶和80美元/桶時(shí)，NPV與水平段長(zhǎng)度呈近似線性增長(zhǎng)關(guān)系；而IRR隨著水平段長(zhǎng)度的遞增而遞增，且增幅逐漸減小。三種評(píng)價(jià)油價(jià)下，IRR與水平段長(zhǎng)度的關(guān)系如圖10所示。從圖10中可以看出，不同油價(jià)下的IRR變化規(guī)律基本一致，都是隨著水平段長(zhǎng)度變長(zhǎng)而逐漸遞增，而增幅逐漸減小。且隨著水平段長(zhǎng)度的增加，油價(jià)越高，IRR增長(zhǎng)得越快，說(shuō)明油價(jià)是致密油開(kāi)發(fā)效益的高度敏感因素。

圖9 油價(jià)為80美元/桶時(shí)NPV和IRR與水平段長(zhǎng)度的關(guān)系

圖10 不同油價(jià)下IRR與水平段長(zhǎng)度的關(guān)系

3 壓裂級(jí)數(shù)對(duì)致密油經(jīng)濟(jì)效益的敏感性分析

體積壓裂通過(guò)水力壓裂對(duì)儲(chǔ)層實(shí)施改造，水力壓裂利用水平鉆井技術(shù)在垂直天然裂縫方向上鉆出水平段之后，借助體積壓裂改造工藝，使天然裂縫與人工裂縫互相交織，形成十分復(fù)雜的裂縫網(wǎng)絡(luò)，從而擴(kuò)大SRV(Stimulated Reservoir Volume)——改造油藏體積，加深縫網(wǎng)復(fù)雜程度和導(dǎo)流能力，以及增加地層壓力并提高驅(qū)油效率[12]。SRV越大，累產(chǎn)量越高。

理論上講，壓裂級(jí)數(shù)越多，泵注的壓裂液越多，壓裂規(guī)模越大，裂縫和儲(chǔ)層的接觸面積變大，產(chǎn)能就越高。但儲(chǔ)層的可動(dòng)用面積是一定的，當(dāng)壓裂規(guī)模達(dá)到一定水平后，再加大壓裂規(guī)模產(chǎn)能的增量將不再顯著，因?yàn)閮?chǔ)層中的原油已大部分被動(dòng)用。因此，分析壓裂規(guī)模對(duì)產(chǎn)能和經(jīng)濟(jì)效益的影響，優(yōu)化最佳的壓裂級(jí)數(shù)是非常必要的。

3.1 壓裂級(jí)數(shù)與單井產(chǎn)量關(guān)系

產(chǎn)能模型輸入基礎(chǔ)數(shù)據(jù)中的水平井長(zhǎng)度定為1 000 m，壓裂級(jí)數(shù)為n=6～30級(jí)(步長(zhǎng)為3級(jí))，在水平井的水平段長(zhǎng)度保持不變的情況下，裂縫間距隨壓裂級(jí)數(shù)變化而變化，其他參數(shù)與表2相同。利用致密油產(chǎn)能預(yù)測(cè)軟件計(jì)算出評(píng)價(jià)期內(nèi)不同壓裂級(jí)數(shù)下水平井的日產(chǎn)油量及累產(chǎn)油量。其中壓裂級(jí)數(shù)取值軟件截圖如圖11所示。

壓裂水平井評(píng)價(jià)期內(nèi)單井初期產(chǎn)油和累產(chǎn)油與壓裂級(jí)數(shù)的關(guān)系如圖12和圖13所示。從圖中可以發(fā)現(xiàn)致密油壓裂水平井的初期產(chǎn)量和累積產(chǎn)量都會(huì)隨著水平井壓裂級(jí)數(shù)的增加而增加。當(dāng)壓裂級(jí)數(shù)從6級(jí)增加到30級(jí)時(shí)，水平井的初期產(chǎn)量從9 t/d，增加到44.8 t/d，評(píng)價(jià)期內(nèi)的水平井累積產(chǎn)量從最初的0.54萬(wàn)t增加到了2.73萬(wàn)t，產(chǎn)量增加到了原來(lái)的5倍。且壓裂級(jí)數(shù)越少，日產(chǎn)量的遞減速度越快，累產(chǎn)量越低；壓裂級(jí)數(shù)越多，日產(chǎn)量增加，產(chǎn)量遞減幅度減緩，累產(chǎn)量增加。

圖11 人工壓裂裂縫級(jí)數(shù)取值范圍

圖12 不同壓裂級(jí)數(shù)與日產(chǎn)量曲線

在其他參數(shù)保持不變的前提下，選擇不同的壓裂級(jí)數(shù)來(lái)預(yù)測(cè)單井日產(chǎn)量及累產(chǎn)量，壓裂級(jí)數(shù)和日產(chǎn)量與評(píng)價(jià)期內(nèi)累產(chǎn)量的散點(diǎn)圖見(jiàn)圖14、圖15。由致密油產(chǎn)能預(yù)測(cè)模型計(jì)算結(jié)果得出，在水平段長(zhǎng)度和人工裂縫長(zhǎng)度不變的條件下，隨著壓裂級(jí)數(shù)的增加，裂縫間距減小，可更好地動(dòng)用裂縫之間的儲(chǔ)量。水平井的初期產(chǎn)量與壓裂級(jí)數(shù)呈近似的線性增長(zhǎng)關(guān)系，累產(chǎn)量與壓裂級(jí)數(shù)呈非線性增長(zhǎng)關(guān)系。這是因?yàn)殡S著壓裂裂縫級(jí)數(shù)的增加，裂縫間距減小，裂縫之間會(huì)發(fā)生較強(qiáng)的應(yīng)力干擾，從而影響油井產(chǎn)能。

圖13 不同壓裂級(jí)數(shù)與評(píng)價(jià)期內(nèi)累產(chǎn)量曲線

圖14 單井初期日產(chǎn)量與壓裂級(jí)數(shù)的關(guān)系

圖15 評(píng)價(jià)期內(nèi)單井累產(chǎn)量與壓裂級(jí)數(shù)的關(guān)系

3.2 壓裂級(jí)數(shù)與單井投資關(guān)系

人工裂縫壓裂級(jí)數(shù)的增加會(huì)帶來(lái)水平井單井總投資的增加，由圖16可以看出，單井總投資與壓裂級(jí)數(shù)呈近似線性增長(zhǎng)關(guān)系。

3.3 壓裂級(jí)數(shù)與單井效益關(guān)系

當(dāng)評(píng)價(jià)油價(jià)分別為P=40美元/桶、60美元/桶和80美元/桶時(shí)，NPV、IRR與壓裂級(jí)數(shù)的關(guān)系分別如圖17～19所示。

圖16 單井總投資與壓裂級(jí)數(shù)的關(guān)系

圖17 油價(jià)為40美元/桶時(shí)NPV和IRR與壓裂級(jí)數(shù)的關(guān)系

圖18 油價(jià)為60美元/桶時(shí)NPV和IRR與壓裂級(jí)數(shù)的關(guān)系

當(dāng)油價(jià)為40美元/桶時(shí)，不同壓裂級(jí)數(shù)下該井的NPV和IRR均為負(fù)值。當(dāng)油價(jià)為60美元/桶和80美元/桶時(shí)，NPV與IRR都隨著壓裂級(jí)數(shù)的增加而呈現(xiàn)非線性的增加。三種評(píng)價(jià)油價(jià)下，IRR與壓裂級(jí)數(shù)的關(guān)系見(jiàn)圖20。從圖20中可以看出，不同油價(jià)下的IRR基本都是隨著壓裂級(jí)數(shù)變多而逐漸遞增，且隨著油價(jià)下降，IRR的增幅逐漸趨于平緩。

圖19 油價(jià)為80美元/桶時(shí)NPV和IRR與壓裂級(jí)數(shù)的關(guān)系

圖20 不同油價(jià)下IRR與壓裂級(jí)數(shù)的關(guān)系

綜合考慮致密油單井產(chǎn)量和單井投資的綜合影響，以及生產(chǎn)實(shí)踐中實(shí)際地質(zhì)情況的復(fù)雜性、工藝技術(shù)的限制與成本制約，在特定的油價(jià)下，應(yīng)該存在一個(gè)相對(duì)最佳的水平段長(zhǎng)度和壓裂級(jí)數(shù)范圍使得單井經(jīng)濟(jì)效益達(dá)到最優(yōu)。而從經(jīng)濟(jì)效益角度來(lái)研究致密油壓裂水平井的合理水平段長(zhǎng)度和壓裂級(jí)數(shù)，實(shí)際上就是尋找技術(shù)前提下單井產(chǎn)量、投資、成本和效益的最優(yōu)匹配點(diǎn)。在如今的低油價(jià)宏觀背景下，研究匹配點(diǎn)的分布范圍，將有助于從經(jīng)濟(jì)效益最優(yōu)而僅非產(chǎn)能最大化的角度來(lái)設(shè)計(jì)水平井開(kāi)發(fā)方案。

4 結(jié)論

本文通過(guò)對(duì)致密油壓裂水平井經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)的深入研究，重點(diǎn)研究水平段長(zhǎng)度和壓裂級(jí)數(shù)對(duì)致密油開(kāi)發(fā)的技術(shù)經(jīng)濟(jì)影響，得出以下結(jié)論。

1)隨著水平井長(zhǎng)度和壓裂級(jí)數(shù)的增加，水平井的初期產(chǎn)量與累產(chǎn)量均增加。且水平段長(zhǎng)度越長(zhǎng)，壓裂級(jí)數(shù)越多，日產(chǎn)量的遞減幅度趨緩。同時(shí)投資也大幅度增加。

2)不同油價(jià)下的IRR都是隨著水平段長(zhǎng)度變長(zhǎng)和壓裂級(jí)數(shù)變多而逐漸遞增，且隨著油價(jià)下降，IRR的增幅逐漸趨于平緩。油價(jià)越高，IRR增長(zhǎng)得越快，說(shuō)明油價(jià)是致密油開(kāi)發(fā)效益的高度敏感因素。

3)在低油價(jià)下，油氣田企業(yè)對(duì)致密油開(kāi)發(fā)的投資決策更為謹(jǐn)慎。在成本制約下，更需從經(jīng)濟(jì)效益角度來(lái)研究致密油壓裂水平井的合理水平段長(zhǎng)度和壓裂級(jí)數(shù)范圍，尋找技術(shù)前提及實(shí)際復(fù)雜的地質(zhì)情況下單井產(chǎn)量、投資和效益的最佳匹配點(diǎn)，從而從經(jīng)濟(jì)效益最優(yōu)而僅非產(chǎn)能最大化的角度來(lái)設(shè)計(jì)水平井開(kāi)發(fā)方案。

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Evaluation of the tight oil resources economic benefit under the low oil price

NING Yuncai1，ZHONG Min1,2，WEI Yi2，WANG Zhiping2，CHE Shuqin2

( 1.School of Management，China University of Mining and Technology(Beijing)，Beijing 100083，China; 2. Research Institute of Petroleum Exploration & Development，Beijing 100083，China)

Applying volumetric fracturing of horizontal wells in factory-like mode, the US tight oil resources realized industrial development. Tight oil development in China is still in preparation stage as a whole. In the core technology of tight oil development, volumetric fracturing in horizontal wells is to be powerful tool to increase production which means more expensive single well investment compared with conventional oil. The production and operation of oil and gas field development enterprises are in trouble under the low oil prices. Economic evaluation of tight oil development is particularly critical under cost constraints while optimal design of the horizontal section of fractured horizontal wells is especially crucial. Single well production is yielded from the full life circle productivity prediction model of fractured horizontal well in tight oil reservoirs. Utilizing discounted cash flow method to evaluate how horizontal length and the number of fractures effect economic benefit of tight oil. There is a relatively optimal value of the horizontal length and the number of fractures range to achieve the most excellent economic benefit of single well. The preparation of horizontal development program should consider the factors of output, investment, cost and benefit of single well and optimal development plan should be prepared.

low oil price; tight oil; economic benefit evaluation; productivity prediction; NPV; IRR

2016-09-20

中央高校基本科研業(yè)務(wù)費(fèi)項(xiàng)目資助(編號(hào)：2010YG03)；國(guó)家高技術(shù)研究發(fā)展計(jì)劃(863計(jì)劃)“致密砂巖油氣藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)與軟件”資助(編號(hào)：2013AA064902)

寧云才(1963-)，男，博士，教授，博士生導(dǎo)師，主要從事技術(shù)經(jīng)濟(jì)及管理、管理系統(tǒng)工程、投資項(xiàng)目評(píng)價(jià)理論與方法等方面的教學(xué)與研究工作，E-mail：nyc@cumtb.edu.cn。

鐘敏(1984-)，女，漢族，湖北仙桃人，博士研究生，從事油氣開(kāi)發(fā)經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)和項(xiàng)目管理工作，E-mail：tbp140501013@student.cumtb.edu.cn。

F416.22

A

1004-4051(2017)02-0051-07