代由進(jìn) 李世群 夏良玉 李晶鑫 呂 楊

1. 中石油煤層氣有限責(zé)任公司 2. 中國(guó)石油國(guó)際勘探開發(fā)有限公司3. 中國(guó)石油大學(xué)（北京）工商管理學(xué)院 4. 中國(guó)石油規(guī)劃總院

1 研究簡(jiǎn)況

1.1 煤層氣開發(fā)方式

煤層氣資源在世界范圍內(nèi)分布廣泛且資源極其豐富，目前，美國(guó)、加拿大及澳大利亞均成功實(shí)現(xiàn)了煤層氣商業(yè)開發(fā)[1-3]。中國(guó)擁有豐富的煤層氣資源，通過多年的研究、探索和試驗(yàn)，以及相應(yīng)的配套產(chǎn)業(yè)政策，基本形成了滿足地面開發(fā)要求的煤層氣勘探開發(fā)技術(shù)體系，近年來地面開發(fā)煤層氣產(chǎn)量穩(wěn)步增長(zhǎng)（圖1），初步實(shí)現(xiàn)了商業(yè)開發(fā)。

由于其獨(dú)特的成藏及賦存特征，煤層氣的開發(fā)方式既有別于常規(guī)油氣，又不同于頁巖油氣及致密砂巖油氣等非常規(guī)油氣。其主要開發(fā)方式主要有井下抽采和地面鉆采兩種，前者即借助煤炭開采工作巷道，井下鉆孔，在地面建立瓦斯泵站進(jìn)行抽采，而后者是從地面開始鉆井，使用螺桿泵、抽油機(jī)等設(shè)備進(jìn)行排水采氣。目前在世界范圍內(nèi)，地面鉆采是大規(guī)模高效開發(fā)煤層氣資源的主流開發(fā)方式[4]，筆者研究的井型優(yōu)選問題也是基于這一開發(fā)方式。在這一開發(fā)方式下，開發(fā)井井型是影響煤層氣高效開發(fā)的重要因素，具體布井方案主要有垂直井、定向井、水平井等，其中，以定向井和水平井最具代表性[5-6]。

1.2 煤層氣開發(fā)井型優(yōu)選方法

現(xiàn)有煤層氣開發(fā)井型優(yōu)選方法主要有技術(shù)評(píng)價(jià)法、層次分析法及經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)法3種方法。Ramaswamy[7]識(shí)別了北美地區(qū)影響煤層氣鉆完井及增產(chǎn)改造決策的13個(gè)主要地質(zhì)參數(shù)，從地質(zhì)角度分析了直井與水平井兩種井型及相應(yīng)的配套完井和增產(chǎn)改造方法在北美主要煤層氣盆地特定地質(zhì)條件下的工程實(shí)踐，據(jù)此構(gòu)建了井型優(yōu)選及配套技術(shù)優(yōu)化決策方法。Palmer[8]分析了世界范圍內(nèi)的煤層氣鉆完井方式，認(rèn)為滲透率是決定煤層氣鉆完井方式的關(guān)鍵參數(shù)，并據(jù)此建立了基于滲透率的鉆完井方式優(yōu)選決策方法。張建濤[9]分析了不同煤層氣開發(fā)方式的技術(shù)特點(diǎn)、技術(shù)優(yōu)勢(shì)和存在問題，以及應(yīng)用現(xiàn)狀和應(yīng)用效果，針對(duì)沁水盆地樊莊區(qū)塊煤層氣開發(fā)特點(diǎn)，進(jìn)行了開發(fā)井型優(yōu)選評(píng)價(jià)與建議。付利等[10]利用層次分析法建立了煤層氣鉆完井方式的層次分析體系結(jié)構(gòu)，計(jì)算得到各地質(zhì)參數(shù)對(duì)鉆完井方式選擇的影響權(quán)重，再根據(jù)層次分析方法分析的結(jié)果，結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)工程實(shí)踐，得到了不同地質(zhì)條件下的煤層氣鉆完井選擇方式。羅東坤等[11]基于直井和水平井兩種鉆井技術(shù)，在不考慮產(chǎn)能接替的情況下，利用折現(xiàn)現(xiàn)金流方法針對(duì)相同井控面積的全直井虛擬開發(fā)方案和全多分支水平井虛擬開發(fā)方案進(jìn)行經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)，比較了兩種鉆井技術(shù)在中國(guó)煤層氣開發(fā)中的技術(shù)經(jīng)濟(jì)潛力。

技術(shù)評(píng)價(jià)法揭示了關(guān)鍵技術(shù)參數(shù)在煤層氣開發(fā)井型優(yōu)選決策中的重要作用，也在一定程度上指導(dǎo)了工業(yè)實(shí)踐，但忽視了經(jīng)濟(jì)性在煤層氣開發(fā)井型優(yōu)選決策中的關(guān)鍵地位，不利于決策者在低油價(jià)條件下作出最具經(jīng)濟(jì)效益的決策。層次分析方法綜合考慮了多種因素的影響，但仍然只考慮了地質(zhì)因素及工程技術(shù)因素，而未將影響重大的經(jīng)濟(jì)性納入考慮。同時(shí)，該方法還存在由于確定各因素權(quán)重方法不夠準(zhǔn)確而導(dǎo)致錯(cuò)誤決策的風(fēng)險(xiǎn)。經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)法雖然考慮了經(jīng)濟(jì)性，但是要求按照項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)要求，以開發(fā)項(xiàng)目為對(duì)象，建立不同鉆完井方式下的項(xiàng)目虛擬開發(fā)方案，收集大量投資、成本、工程等數(shù)據(jù)來開展經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)，進(jìn)而進(jìn)行不同鉆完井方式的優(yōu)選決策。該方法目前仍是最準(zhǔn)確的動(dòng)態(tài)評(píng)價(jià)方法，但在快速便捷方面仍有提升空間。

圖1 2003—2017年中國(guó)地面開發(fā)煤層氣產(chǎn)量圖

鑒于合理優(yōu)選開發(fā)井型是煤層氣經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)過程中的一個(gè)重要決策問題，筆者嘗試從經(jīng)濟(jì)角度出發(fā)，構(gòu)建基于長(zhǎng)期邊際成本的評(píng)價(jià)方法、指標(biāo)與決策準(zhǔn)則，用于快速、便捷地優(yōu)選煤層氣開發(fā)井型，作為項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)的補(bǔ)充工具。

2 基于長(zhǎng)期邊際成本的評(píng)價(jià)方法

2.1 定義

長(zhǎng)期邊際成本（Long Run Marginal Cost，簡(jiǎn)稱LRMC）被定義為項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)生命周期內(nèi)所有投入成本與項(xiàng)目預(yù)期總產(chǎn)量的比值，是投資者進(jìn)行項(xiàng)目決策的一個(gè)綜合經(jīng)濟(jì)指標(biāo)[12]。油氣項(xiàng)目具有建設(shè)和運(yùn)營(yíng)周期長(zhǎng)、投資巨大等特點(diǎn)，目前眾多國(guó)際大型油氣公司（Shell、BP等）逐漸將LRMC納入其油氣項(xiàng)目評(píng)價(jià)體系，用于油氣項(xiàng)目（特別是非常規(guī)油氣項(xiàng)目）的投資決策中[13-14]。

由于煤層氣是典型非常規(guī)天然氣資源，具有連續(xù)成藏、大面積區(qū)域分布、無明確自然邊界等特點(diǎn)，其開發(fā)井型優(yōu)選評(píng)價(jià)更適合采用單井作為評(píng)價(jià)對(duì)象及評(píng)價(jià)單元。由于煤層氣單井可視作獨(dú)立的評(píng)價(jià)對(duì)象，LRMC可以反映出單位產(chǎn)出的成本投入情況，其不同于通常的成本指標(biāo)之處在于，它考慮了投入資金的時(shí)間價(jià)值以及未來產(chǎn)量的時(shí)間價(jià)值，將短期的成本指標(biāo)長(zhǎng)期化，客觀準(zhǔn)確地反映了單位產(chǎn)出的真實(shí)成本，可有效解決傳統(tǒng)成本指標(biāo)僅反映短期時(shí)點(diǎn)效益狀態(tài)而難以準(zhǔn)確反映評(píng)價(jià)對(duì)象長(zhǎng)期整體投入產(chǎn)出情況的缺點(diǎn)。將LRMC與產(chǎn)出煤層氣銷售價(jià)格及單位補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)相結(jié)合就可構(gòu)建適用于煤層氣開發(fā)井井型優(yōu)選的評(píng)價(jià)方法及評(píng)價(jià)指標(biāo)。該方法既可用于判斷單井方案是否經(jīng)濟(jì)可行，又可比較不同方案下的經(jīng)濟(jì)優(yōu)劣性。同時(shí)，該評(píng)價(jià)方法的評(píng)價(jià)結(jié)果與目前油氣行業(yè)通用的折現(xiàn)現(xiàn)金流評(píng)價(jià)方法體系（NPV、IRR等）的評(píng)價(jià)結(jié)果具有一致性。

2.2 評(píng)價(jià)指標(biāo)與模型建立

基于長(zhǎng)期邊際成本的煤層氣開發(fā)井型優(yōu)選評(píng)價(jià)指標(biāo)為EI，它是單位煤層氣產(chǎn)出的收益（含財(cái)政補(bǔ)貼）與LRMC的差額。LRMC等于煤層氣井未來建設(shè)投資和操作費(fèi)的現(xiàn)值除以單井未來產(chǎn)量的折現(xiàn)值，具體計(jì)算公式如下：

式中PVI、PVC、PVPD分別表示單井生命周期內(nèi)投資、成本及產(chǎn)量的折現(xiàn)值；x表示該單井的建設(shè)完工年份；It表示該單井第t年的建設(shè)投資支出；i表示該單井設(shè)定的貼現(xiàn)率（必要報(bào)酬率）；n表示整個(gè)單井的建設(shè)期和運(yùn)營(yíng)期總年數(shù)；Ct表示該單井第t年的操作費(fèi)支出；PDt表示該單井第t年的油（氣）產(chǎn)量。

假定單井年操作成本與產(chǎn)量直接相關(guān)，單位操作成本為UnitC，在生產(chǎn)期內(nèi)保持不變；同時(shí)，為簡(jiǎn)化模型計(jì)算，假定煤層氣商品率為100%，暫不考慮營(yíng)業(yè)稅金及附加、增值稅返還的影響。年操作成本等于單位操作成本乘以年產(chǎn)量，則上述公式可簡(jiǎn)化為：

則基于長(zhǎng)期邊際成本的評(píng)價(jià)指標(biāo)EI為：

式中P表示煤層氣市場(chǎng)銷售價(jià)格（不含增值稅），S表示單位產(chǎn)量財(cái)政補(bǔ)貼。

2.3 EI與NPV的內(nèi)在一致性

在石油天然氣行業(yè)，通用的經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)方法是折現(xiàn)現(xiàn)金流方法，主要評(píng)價(jià)指標(biāo)是凈現(xiàn)值（Net Present Value，簡(jiǎn)稱NPV）、內(nèi)部收益率（Internal Revenue Rate，簡(jiǎn)稱 IRR）、投資回收期（Payback Period）。其中，NPV是應(yīng)用最廣泛的指標(biāo)，它是指一個(gè)項(xiàng)目按照按行業(yè)基準(zhǔn)折現(xiàn)率或其他設(shè)定的折現(xiàn)率預(yù)期實(shí)現(xiàn)的現(xiàn)金流入現(xiàn)值與實(shí)施該項(xiàng)計(jì)劃的現(xiàn)金支出現(xiàn)值的差額。EI雖然在定義上與NPV有較大差別，但兩者在評(píng)價(jià)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性時(shí)是具有內(nèi)在一致性的。NPV的計(jì)算公式如下：

假定煤層氣市場(chǎng)銷售價(jià)格在評(píng)價(jià)期內(nèi)保持穩(wěn)定為P，公式兩邊同時(shí)除以項(xiàng)目產(chǎn)量的折現(xiàn)值，則：

即

由于為單井產(chǎn)量的折現(xiàn)值，其值始終大于零。因此，基于LRMC的評(píng)價(jià)指標(biāo)EI與常用的基于折現(xiàn)現(xiàn)金流方法的評(píng)價(jià)指標(biāo)NPV具有一致性。

2.4 特點(diǎn)

基于LRMC的優(yōu)選方法在優(yōu)選不同煤層氣井開發(fā)井型方面具有以下幾個(gè)特點(diǎn)：①以單井作為分析評(píng)價(jià)對(duì)象，基于LRMC的評(píng)價(jià)指標(biāo)具有與應(yīng)用廣泛的折現(xiàn)現(xiàn)金流方法下的評(píng)價(jià)指標(biāo)存在一致性的特點(diǎn)，優(yōu)選分析評(píng)價(jià)指標(biāo)既可以反映不同井型的相對(duì)有效性又可以反映不同井型的經(jīng)濟(jì)可行性；②具有豐富的理論內(nèi)涵，且評(píng)價(jià)指標(biāo)理解起來更為直觀，便于不同知識(shí)背景的決策人員輕易使用與理解；③應(yīng)用起來更具操作性，便于快速進(jìn)行煤層氣開發(fā)井型經(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)與優(yōu)選。

2.5 決策流程及準(zhǔn)則

在煤層氣資源規(guī)模足夠大的情況下，對(duì)于單井而言，定向井和水平井在理論上具有同等的工程可行性，現(xiàn)從經(jīng)濟(jì)角度對(duì)兩種井型進(jìn)行優(yōu)選決策，決策流程及原則如下：

1）根據(jù)資源、地質(zhì)、工程、試生產(chǎn)數(shù)據(jù)及類比資料預(yù)測(cè)不同井型下的產(chǎn)量剖面，估算不同井型的投資及成本，預(yù)測(cè)煤層氣銷售價(jià)格。

2）分別計(jì)算定向井方案與水平井方案的LRMC值，定向井為L(zhǎng)RMCD，水平井為L(zhǎng)RMCH。

3）分別計(jì)算不同井型下的EI指標(biāo)值（定向井為EID，水平井為EIH）。如果EID≥0且EIH≥0，則表明初選井型在當(dāng)前技術(shù)經(jīng)濟(jì)條件下具有經(jīng)濟(jì)可行性，此時(shí)，選擇EI較大的井型作為開發(fā)該煤層氣資源的優(yōu)選井型；如果EID＜0且EIH＜0，則表明初選井型在當(dāng)前技術(shù)經(jīng)濟(jì)條件下無經(jīng)濟(jì)可行性，可推薦EI較大的井型，也即長(zhǎng)期邊際成本較小的井型進(jìn)行重點(diǎn)技術(shù)攻關(guān)研究。如果EID×EIH＜0，則表明兩種井型中的一種具有經(jīng)濟(jì)可行性，另外一種不具經(jīng)濟(jì)可行性，此時(shí)，應(yīng)選擇EI＞0的井型作為優(yōu)選井型。

3 應(yīng)用結(jié)果與分析

中國(guó)擁有豐富的煤層氣資源，2015年資源評(píng)價(jià)數(shù)據(jù)顯示，埋深2 000 m以淺煤層氣地質(zhì)資源量為30.05×1012m3。沁水盆地和鄂爾多斯盆地是煤層氣資源量最為豐富的兩個(gè)盆地，截至2017年底，沁水盆地和鄂爾多斯盆地累計(jì)探明儲(chǔ)量分別為4 405×108m3和1 709×108m3。截至2017年，我國(guó)地面煤層氣年產(chǎn)量已達(dá)49.54×108m3，其中，沁水盆地和鄂爾多斯盆地的產(chǎn)量超過全國(guó)總產(chǎn)量的90%，沁水盆地南部和鄂爾多斯盆地東緣已初步實(shí)現(xiàn)規(guī)模商業(yè)開發(fā)，建成了國(guó)家級(jí)煤層氣開發(fā)產(chǎn)業(yè)示范基地。這兩個(gè)盆地的煤層氣區(qū)塊主要采用地面鉆采的開發(fā)方式，定向井與水平井開發(fā)技術(shù)均為工程方面較為成熟的技術(shù)。下面采用上述方法對(duì)兩個(gè)主要盆地的區(qū)塊井型方案進(jìn)行優(yōu)選評(píng)價(jià)。

3.1 沁水盆地南部

沁水盆地位于山西省東南部，含煤面積2.4×104km2，是“十一五”“十二五”中國(guó)煤層氣產(chǎn)能建設(shè)的重點(diǎn)區(qū)域；預(yù)計(jì)該產(chǎn)業(yè)基地的累計(jì)動(dòng)用儲(chǔ)量最高將達(dá)到8 000×108m3，預(yù)計(jì)可累計(jì)建成140×108～160×108m3/a的生產(chǎn)能力，是“十三五”期間產(chǎn)能建設(shè)的重點(diǎn)區(qū)域[15-17]。沁水盆地南部A區(qū)塊典型定向井及水平井單井投入產(chǎn)出數(shù)據(jù)見表1[18-19]。

表1 沁水盆地南部A區(qū)塊典型井評(píng)價(jià)參數(shù)表

3.2 鄂爾多斯盆地東緣

鄂爾多斯盆地地跨山西、陜西、內(nèi)蒙古三省區(qū)，含煤面積2.5×104km2。鄂爾多斯盆地東緣是“十二五”中國(guó)煤層氣產(chǎn)能建設(shè)的重點(diǎn)區(qū)域[20]；預(yù)計(jì)該盆地的最終累計(jì)動(dòng)用儲(chǔ)量為5 000×108～5 500×108m3，預(yù)計(jì)可累計(jì)建成100×108～110×108m3的年產(chǎn)能，是“十三五”期間產(chǎn)能建設(shè)的另一重點(diǎn)。鄂爾多斯盆地東緣B區(qū)塊典型定向井及水平井單井投入產(chǎn)出數(shù)據(jù)如表2所示[21]。

表2 鄂爾多斯盆地東緣B區(qū)塊典型井評(píng)價(jià)參數(shù)表

3.3 評(píng)價(jià)指標(biāo)計(jì)算與分析

利用上述模型和相關(guān)投入產(chǎn)出數(shù)據(jù)，可分別計(jì)算沁水盆地南部及鄂爾多斯盆地東緣不同區(qū)塊、不同井型下的評(píng)價(jià)指標(biāo)值。計(jì)算過程如下：首先利用公式（2）、（4）、（5）及表 1、2 中產(chǎn)量、投資、成本、基準(zhǔn)折現(xiàn)率數(shù)據(jù)分別計(jì)算得到不同井型的LRMC，然后利用公式（6）價(jià)格及表1、2中的價(jià)格、財(cái)政補(bǔ)貼數(shù)據(jù)計(jì)算得到不同井型的EI值。結(jié)果如表3所示。

表3 煤層氣開發(fā)井型優(yōu)選評(píng)價(jià)結(jié)果表

由上述評(píng)價(jià)結(jié)果可知，沁水盆地南部A區(qū)塊LRMCD及LRMCH均大于零表明在煤層氣開發(fā)利用活動(dòng)中，定向井和水平井兩種井型在當(dāng)前技術(shù)經(jīng)濟(jì)條件下均具有經(jīng)濟(jì)可行性，但由于LRMCH顯著小于LRMCD，即EIH顯著大于EID，則表明利用水平井井型開發(fā)煤層氣資源的經(jīng)濟(jì)效益顯著好于定向井井型。鄂爾多斯盆地東緣B區(qū)塊LRMCD及LRMCH均大于零表明在煤層氣開發(fā)利用活動(dòng)中，定向井和水平井兩種井型在當(dāng)前技術(shù)經(jīng)濟(jì)條件下均具有經(jīng)濟(jì)可行性，但由于LRMCH顯著大于LRMCD，即EIH顯著小于EID，則表明利用定向井井型開發(fā)煤層氣資源的經(jīng)濟(jì)效益顯著好于水平井井型。

綜上所述，不同技術(shù)及經(jīng)濟(jì)條件下，煤層氣開發(fā)的優(yōu)選井型是不同的。而通過基于長(zhǎng)期邊際成本的評(píng)價(jià)方法可快速準(zhǔn)確地優(yōu)選出最佳井型，從而為高效開發(fā)提供科學(xué)決策支撐。

3.4 決策臨界點(diǎn)分析

由于投出產(chǎn)出技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)值不同且可能發(fā)生變化，不同井型方案的評(píng)價(jià)結(jié)果相對(duì)于關(guān)鍵影響因素存在一個(gè)臨界值，在這個(gè)臨界值上不同井型方案的經(jīng)濟(jì)效益是等價(jià)的。從計(jì)算模型來看，影響評(píng)價(jià)指標(biāo)值的因素投入產(chǎn)出主要有單井穩(wěn)定日產(chǎn)量、單井投資、價(jià)格（不含增值稅）、單井操作成本。由于在同一區(qū)域煤層氣價(jià)格（不含增值稅）相同且不同井型方案對(duì)單井操作成本影響相對(duì)較小，筆者重點(diǎn)分析了單井穩(wěn)定日產(chǎn)量及單井投資的決策臨界點(diǎn)。

就沁水盆地南部A區(qū)塊而言，定向井井型方案與評(píng)價(jià)指標(biāo)值較高的水平井方案效益等價(jià)時(shí)，單井穩(wěn)定日產(chǎn)量需要由3 000 m3提高到3 592 m3，單井投資需要由210萬元降低到137萬元。反之，水平井井型方案與評(píng)價(jià)指標(biāo)值較低時(shí)，單井穩(wěn)定日產(chǎn)量可由20 000 m3降低到16 710m3，單井投資可由1 200萬元提高到1 540萬元（表4）。

表4 沁水盆地南部A區(qū)塊井型優(yōu)選決策臨界值表

就鄂爾多斯盆地東緣B區(qū)塊而言，水平井井型方案與評(píng)價(jià)指標(biāo)值較高的定向井方案效益等價(jià)時(shí)，單井穩(wěn)定日產(chǎn)量需要由10 000 m3提高到11 664 m3，單井投資需要由1 300萬元降低到1 048萬元。反之，定向井井型方案與評(píng)價(jià)指標(biāo)值較低的水平井方案效益等價(jià)時(shí)，單井穩(wěn)定日產(chǎn)量可由2 000 m3降低到1 715 m3，單井投資可由240萬元提高到312萬元（表 5）。

表5 鄂爾多斯盆地東緣B區(qū)塊井型優(yōu)選決策臨界值表

4 結(jié)論

1）基于LRMC的煤層氣開發(fā)井型優(yōu)選方法與傳統(tǒng)評(píng)價(jià)方法具有內(nèi)在一致性，可快速、準(zhǔn)確地優(yōu)選出經(jīng)濟(jì)上最佳的開發(fā)開發(fā)井型，同時(shí)具有可操作性更強(qiáng)，評(píng)價(jià)結(jié)果更直觀的優(yōu)勢(shì)。

2）將方法應(yīng)用于沁水、鄂爾多斯盆地煤層氣開發(fā)井型優(yōu)選，結(jié)果表明：在當(dāng)前技術(shù)經(jīng)濟(jì)條件下，沁水盆地南部A區(qū)塊及鄂爾多斯盆地東緣B區(qū)塊采用定向井及水平井開發(fā)均具有經(jīng)濟(jì)可行性，但前者經(jīng)濟(jì)效益更佳的井型為水平井，而后者為定向井；不同井型方案的評(píng)價(jià)結(jié)果相對(duì)于單井穩(wěn)定日產(chǎn)氣量及單井投資這兩個(gè)關(guān)鍵影響因素存在臨界值，在這個(gè)臨界值上不同井型方案的經(jīng)濟(jì)效益是等價(jià)的。但受限于大量數(shù)據(jù)樣本的可獲得性，基于不同區(qū)塊典型井樣本數(shù)據(jù)得出的評(píng)價(jià)結(jié)論，在具體應(yīng)用時(shí)需根據(jù)不同項(xiàng)目的實(shí)際數(shù)據(jù)值進(jìn)行調(diào)整評(píng)價(jià)。該優(yōu)選方法不僅可以優(yōu)選井型方案，同時(shí)可以評(píng)價(jià)不同方案本身的經(jīng)濟(jì)可行性。

3）不同井型的EI值受氣藏地質(zhì)特點(diǎn)、單井產(chǎn)量剖面、價(jià)格、投資及成本等諸多因素影響。因此，EI值及不同煤層氣盆地的井型優(yōu)選結(jié)果是動(dòng)態(tài)變化的，需結(jié)合影響因素變化情況，及時(shí)進(jìn)行動(dòng)態(tài)評(píng)價(jià)與更新，以確保決策的合理性。