曹 冰，李小凡，高紅艷，單理軍，林 然

(1. 中海石油(中國(guó))有限公司上海分公司，上海 200050；2.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川 成都 610500)

引 言

中國(guó)東海海域石油天然氣儲(chǔ)量豐富[1-3]，但東海油氣田主要為低滲儲(chǔ)層與致密儲(chǔ)層[4]，此類儲(chǔ)層具有埋藏深、高溫高壓和高含水飽和度等特點(diǎn)，極大地增加了此類儲(chǔ)層油氣資源的開發(fā)難度，總體動(dòng)用程度低[5]。近年來(lái)東海油氣田低滲致密油氣產(chǎn)量比重逐年攀升，成為常規(guī)油氣的重要接替和未來(lái)發(fā)展重點(diǎn)[6]。目前，東海低滲致密儲(chǔ)層已對(duì)二十余口定向井開展了水力壓裂礦場(chǎng)試驗(yàn)，但壓裂后增產(chǎn)效果不明顯，產(chǎn)量衰減速度快，產(chǎn)量難以長(zhǎng)期穩(wěn)定，給東海低滲致密儲(chǔ)層有效開發(fā)造成了巨大挑戰(zhàn)，特別是嚴(yán)重影響了低滲致密油氣開發(fā)的經(jīng)濟(jì)性判斷，制約海上油氣田的投資開發(fā)決策[7-8]。為了深化認(rèn)識(shí)東海致密儲(chǔ)層對(duì)實(shí)施水力壓裂進(jìn)行開發(fā)的經(jīng)濟(jì)性和可行性，以東海X致密氣藏為目標(biāo)，進(jìn)行實(shí)施水力壓裂改造提升儲(chǔ)層開發(fā)品質(zhì)的可行性論證研究，為實(shí)現(xiàn)東海低滲致密油氣開發(fā)提供科學(xué)指導(dǎo)和技術(shù)支持。

1 儲(chǔ)層地質(zhì)特征

東海X目標(biāo)儲(chǔ)層花港組屬于典型致密砂巖儲(chǔ)層，包括L1、L2和L3三個(gè)小層，屬于構(gòu)造層狀邊水氣藏，氣藏有效厚度大，在50 m～150 m[9-13]。

儲(chǔ)層構(gòu)造為寬緩背斜，長(zhǎng)軸走向?yàn)楸?北東，目標(biāo)層系圈閉面積范圍為32 km2～50 km2，對(duì)于幅度范圍為200 m～290 m，且隨著埋藏深度增加，圈閉面積與幅度逐步縮小。次生溶蝕孔隙為目標(biāo)儲(chǔ)層的主要孔隙類型，其次為鑄?？祝约吧倭苛?nèi)溶孔。次生溶蝕孔隙中，粒間孔隙(含部分原生孔隙)占比最高。目標(biāo)儲(chǔ)層平均最大孔喉半徑約為1.4 μm～29.4 μm，平均孔喉半徑變化范圍0.08 μm～0.70 μm，平均孔喉半徑約為0.20 μm～0.64 μm；孔隙度為6%～9.5%，平均7.4%；滲透率為0.22 mD～1.88 mD，平均0.55 mD，根據(jù)儲(chǔ)層物性分類劃分標(biāo)準(zhǔn)，屬于特低孔至特低滲儲(chǔ)層。儲(chǔ)層具有典型的高溫高壓特征，地層溫度梯度為3.8 ℃/100 m，地層溫度分別在148.15 ℃～172.85 ℃；地層壓力在36.64 MPa～53.99 MPa?；跍y(cè)井?dāng)?shù)據(jù)解釋結(jié)果，目標(biāo)儲(chǔ)層低含氣飽和度較低，約為51.9%～55.0%。天然氣常規(guī)氣樣分析C1的摩爾百分含量為87.12%～94.45%；N2為1.19%～2.49%；CO2為0.93%～5.61%，天然氣相對(duì)密度0.5921～0.6573。屬于含有一定CO2的典型干氣氣藏。

2 裂縫參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)

基于目標(biāo)儲(chǔ)層實(shí)際地質(zhì)參數(shù)，利用油氣藏?cái)?shù)值模擬軟件，建立東海X低滲氣藏?cái)?shù)值模型[14-15]。通過(guò)室內(nèi)高溫高壓試驗(yàn)測(cè)量氣水兩相滲透率曲線，如圖1所示。將測(cè)得相滲數(shù)據(jù)代入數(shù)值模型中開展油藏模擬計(jì)算，其他核心計(jì)算參數(shù)見表1。

圖1 相對(duì)滲透率曲線

表1 東海X低滲高含水氣藏模型網(wǎng)格參數(shù)

2.1 裂縫參數(shù)優(yōu)化目標(biāo)

選擇壓裂后取得經(jīng)濟(jì)收益為裂縫參數(shù)優(yōu)化目標(biāo)。壓裂改造后取得的收益增幅計(jì)算見式(1)。

(1)

式中，λ為收入增幅；χ為成本增幅。

其中，收入增幅計(jì)算見式(2)。

λ=κ×α

(2)

式中，κ為采出量增幅；α為氣價(jià)。

其中，成本增幅計(jì)算見式(3)。

χ=ψ+ζ

(3)

式中：ψ為直井段鉆完井增加的成本；ζ為水平段及造斜段鉆完井增加的成本。

根據(jù)目標(biāo)區(qū)塊鉆井實(shí)際數(shù)據(jù)，取直井段每米鉆完井成本為1.6萬(wàn)元/m，水平及造斜段每米鉆完井成本2.5萬(wàn)元/m。

2.2 水平段長(zhǎng)度優(yōu)化

假設(shè)該井所有壓裂裂縫半縫長(zhǎng)為130 m，水平井壓裂段間距(裂縫間距)為100 m，并將水平井段總長(zhǎng)度分別設(shè)定為1 400、1 300、1 200、1 100、1 000 m。預(yù)計(jì)該井生產(chǎn)時(shí)間為15年，生產(chǎn)制度為定產(chǎn)量15萬(wàn)m3/d，通過(guò)數(shù)值模擬計(jì)算可以得出不同水平井段總長(zhǎng)度情況下的壓裂增產(chǎn)經(jīng)濟(jì)收益增幅。

由圖2可以看出，當(dāng)水平井段總長(zhǎng)度從1 000 m增至1 400 m，儲(chǔ)層采出程度逐漸上升，但經(jīng)濟(jì)收益增幅先上升后下降；當(dāng)水平井段總長(zhǎng)度大于1 200 m后，收益增幅隨著水平井長(zhǎng)度增加而減小，此時(shí)該壓裂井經(jīng)濟(jì)收益增至11.2%，為全局極大值。故1 200 m為該儲(chǔ)層水平井段總長(zhǎng)度最優(yōu)值。

圖2 不同水平井段長(zhǎng)度下的儲(chǔ)層采出程度及經(jīng)濟(jì)收益增幅

2.3 壓裂裂縫間距優(yōu)化

假設(shè)該井所有壓裂裂縫半縫長(zhǎng)為130 m，水平井段長(zhǎng)度為1 200 m，并將水平井各段壓裂裂縫間距分別設(shè)定為140、130、120、110、100、90、80 m。預(yù)計(jì)該井生產(chǎn)時(shí)間為15年，生產(chǎn)制度為定產(chǎn)量15萬(wàn)m3/d，通過(guò)數(shù)值模擬計(jì)算可以得出不同水力裂縫間距及其相應(yīng)裂縫條數(shù)情況下的壓裂增產(chǎn)經(jīng)濟(jì)收益增幅。

由圖3可以看出，當(dāng)裂縫間距從90 m增至140 m，儲(chǔ)層采出程度逐漸下降，但經(jīng)濟(jì)收益增幅先上升后下降；當(dāng)裂縫間距約為100 m時(shí)，該壓裂井經(jīng)濟(jì)收益增幅增至12.3%，為全局極大值。故100 m為該儲(chǔ)層水平井分段壓裂的最優(yōu)段間距(裂縫間距)。

圖3 不同裂縫間距下的儲(chǔ)層采出程度及經(jīng)濟(jì)收益增幅

2.4 裂縫半長(zhǎng)優(yōu)化

假設(shè)該井各壓裂段長(zhǎng)(裂縫間距)100 m，水平井段長(zhǎng)度為1 200 m，并將水平井各段壓裂裂縫半長(zhǎng)分別設(shè)定為130、120、110、100、90、80 m。預(yù)計(jì)該井生產(chǎn)時(shí)間為15年，生產(chǎn)制度為定產(chǎn)量15萬(wàn)m3/d，通過(guò)數(shù)值模擬計(jì)算可以得出不同水力裂縫半長(zhǎng)情況下的壓裂增產(chǎn)經(jīng)濟(jì)收益增幅。

由第44頁(yè)圖4可以看出，當(dāng)水力裂縫半長(zhǎng)從80 m增至140 m，儲(chǔ)層采出程度逐漸上升，但經(jīng)濟(jì)收益增幅先上升后下降；當(dāng)水力裂縫半長(zhǎng)約為90 m時(shí)，經(jīng)濟(jì)收益增幅達(dá)到最大值(約43%)。因此，目標(biāo)儲(chǔ)層水平井壓裂水力裂縫最優(yōu)半長(zhǎng)為90 m。

圖4 不同裂縫半長(zhǎng)下的儲(chǔ)層采出程度及經(jīng)濟(jì)收益增幅

根據(jù)上述模擬優(yōu)化結(jié)果可得，東海X低滲氣藏水平井段最優(yōu)長(zhǎng)度為1 200 m，水力裂縫最優(yōu)間距為100 m，水力裂縫最優(yōu)半長(zhǎng)為90 m。

3 氣藏開發(fā)下限約束條件

廢棄壓力是計(jì)算油氣藏可采儲(chǔ)量與采收率的關(guān)鍵參數(shù)[16]，本文利用傳統(tǒng)的經(jīng)驗(yàn)公式法確定廢棄壓力，并將其設(shè)為東海X低滲氣藏實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)的下限約束條件。根據(jù)相關(guān)文獻(xiàn)，不同氣藏類型條件及其廢棄壓力計(jì)算經(jīng)驗(yàn)公式見表2。東海X低滲氣藏的目標(biāo)層段(L1、L2、L3)儲(chǔ)層滲透率均不足1 mD，無(wú)天然裂縫存在，故采用定容致密型氣藏類型所對(duì)應(yīng)的經(jīng)驗(yàn)公式，計(jì)算所得目標(biāo)氣藏的廢棄壓力見表3。

表2 氣藏廢棄壓力計(jì)算經(jīng)驗(yàn)公式[17]

表3 東海X低滲氣藏L1、L2和L3層段廢棄壓力值

4 氣藏開發(fā)經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)方法

目前，主流的油氣田開發(fā)經(jīng)濟(jì)有效性評(píng)價(jià)方法可分為兩大類：不確定性分析法[19-20]、現(xiàn)金流量法[18]，前者重點(diǎn)分析風(fēng)險(xiǎn)程度的影響，后者重點(diǎn)分析資金的時(shí)間價(jià)值。本文根據(jù)東海油氣藏經(jīng)濟(jì)開發(fā)特點(diǎn)，選用現(xiàn)金流法的財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率(financial internal rate of return，F(xiàn)IRR)對(duì)目標(biāo)儲(chǔ)層開展經(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)與分析。

從項(xiàng)目或工程開始到結(jié)束的完整周期內(nèi)，各年度凈現(xiàn)金流量現(xiàn)值之和完全相互抵消(為零)時(shí)的折現(xiàn)率，即為財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率，其具體計(jì)算公式如式(4)。

(4)

式中，I為某期油氣田開發(fā)投資，元；O為某期油氣田收入，元；t為油氣田生產(chǎn)時(shí)間，a；FIRR為財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率，%。

目前，國(guó)內(nèi)油氣田企業(yè)通常將12%作為基準(zhǔn)收益，即當(dāng)FIRR大于12%時(shí)，表明油氣田具有開發(fā)價(jià)值，反之則不具備。

勘探、鉆井、平臺(tái)及地面設(shè)施、儲(chǔ)層改造、單井經(jīng)營(yíng)成本和氣田廢棄是油田開發(fā)成本的主要六個(gè)部分。其中，氣田勘探主要包括物探、探井和試油三部分的投資，而氣田的投資效益主要通過(guò)勘探費(fèi)用與新增探明儲(chǔ)量之間的關(guān)系來(lái)進(jìn)行評(píng)價(jià)，見式(5)。

(5)

式中，IK為單位探明儲(chǔ)量的勘探費(fèi)用，元/108 m3；E為本期勘探投資，元；N為本期新增探明儲(chǔ)量，108 m3。

根據(jù)式(5)可知，平均單井勘探成本為式(6)。

(6)

式中，n為開發(fā)井?dāng)?shù)，口。

則單井的鉆井成本見式(7)

(7)

式中，CJ為平均每米進(jìn)尺成本，元；H為鉆井深度，m；f為鉆井成功率。

單井平臺(tái)地面設(shè)施的建設(shè)成本見式(8)。

(8)

式中：IPT為單個(gè)平臺(tái)的建設(shè)成本，元；IDM為單個(gè)平臺(tái)的相應(yīng)地面設(shè)施成本，元。

對(duì)于東海X氣藏，按常規(guī)開發(fā)方法進(jìn)行開采無(wú)法滿足經(jīng)濟(jì)收益要求，需要進(jìn)行壓裂改造。海上壓裂對(duì)設(shè)備和技術(shù)要求高，壓裂成本不可忽視。儲(chǔ)層改造成本計(jì)算見式(9)。

I4=IZB+IYL·nf

(9)

式中，IZB為每口井壓前準(zhǔn)備費(fèi)用，元；IYL為每口井壓裂費(fèi)用，元；nf為壓裂井?dāng)?shù)，口。

單井經(jīng)營(yíng)成本是指氣田在生產(chǎn)過(guò)程中產(chǎn)生的費(fèi)用。在對(duì)單井經(jīng)營(yíng)成本進(jìn)行評(píng)價(jià)時(shí)，需要考慮經(jīng)營(yíng)成本的上漲率，計(jì)算見式(10)。

(10)

式中：I5為生產(chǎn)成本，元；D為單井經(jīng)營(yíng)成本，元；M為經(jīng)營(yíng)成本上漲率，取值5%；Tfq為廢棄時(shí)間，d。

氣田廢棄費(fèi)用主要包括氣田廢棄時(shí)涉及的安全環(huán)保措施費(fèi)用、生產(chǎn)設(shè)施拆除費(fèi)用等。根據(jù)目前海上氣田已經(jīng)廢棄的井投資情況，將目標(biāo)儲(chǔ)層單井平均廢棄費(fèi)用設(shè)為400萬(wàn)元。

根據(jù)上述分析可得到氣田勘探、鉆井、平臺(tái)及相應(yīng)地面設(shè)施、儲(chǔ)層改造、單井經(jīng)營(yíng)成本及氣田廢棄等投資，由于目標(biāo)氣藏需進(jìn)行壓裂改造才能獲得工業(yè)氣流，因此該氣田的單井總投資可用公式(11)計(jì)算。

I=I1+I2+I3+I4+I5+I6

(11)

氣田開發(fā)收入是通過(guò)變賣天然氣為基礎(chǔ)的，開發(fā)收入主要受與天然氣氣價(jià)和匯率相關(guān)的市場(chǎng)環(huán)境、國(guó)家的相應(yīng)稅收制度以及天然氣銷售轉(zhuǎn)化為現(xiàn)金成本等的影響。天然氣的收入計(jì)算見式(12)。

C=Q·(P·H1-DY)·(1-Tx)

(12)

式中，Q為天然氣產(chǎn)量，108m3；P為國(guó)際天然氣價(jià)格，美元；H1為匯率；DY為108m3天然氣的成本費(fèi)用，元；Tx為綜合稅率。

根據(jù)式(12)財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率計(jì)算公式，將單井總投資換算成第一年的總投資計(jì)算見式(13)。

I0=I1+I2+I3+I4·(1+FIRR)-tf+

I6(1+FIRR)-tfq

(13)

式中：tf為壓裂時(shí)機(jī)。

同理，將氣井收入轉(zhuǎn)換成第一年的收入計(jì)算見式(14)

(1-Tx)(1+FIRR)-i

(14)

式中：Qt為氣井第年的產(chǎn)量。

令I(lǐng)0=C0則可得到財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率FIRR。

5 氣藏開發(fā)經(jīng)濟(jì)有效性評(píng)價(jià)

基于上述優(yōu)化的最優(yōu)裂縫半長(zhǎng)、裂縫條數(shù)以及水平段長(zhǎng)度，結(jié)合氣藏開發(fā)約束條件和經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)方法，建立不同氣價(jià)下的開發(fā)下限計(jì)算方法。根據(jù)東海X氣藏的資料，考慮不同氣價(jià)和財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率，計(jì)算得到儲(chǔ)層的綜合參數(shù)及最低累產(chǎn)氣量低限，可作為開發(fā)下限的設(shè)計(jì)基準(zhǔn)，見表4和圖5所示。

表4 經(jīng)濟(jì)開發(fā)下限計(jì)算結(jié)果

圖5 氣價(jià)與最低累產(chǎn)要求關(guān)系曲線

從表4可見，財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率越大，要求的儲(chǔ)層條件和最低累產(chǎn)要求越高；在財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率不變情況下，氣價(jià)越高，對(duì)儲(chǔ)層條件和最低累產(chǎn)要求越低。基于上述壓裂參數(shù)優(yōu)化計(jì)算模型，通過(guò)實(shí)施水力壓裂改造技術(shù)后，開發(fā)井連續(xù)生產(chǎn)15年其單井累產(chǎn)量達(dá)到了6.13億m3，在氣價(jià)1元/m3～2.5元/m3的區(qū)間內(nèi)都能夠達(dá)到財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率為12%的單井累產(chǎn)需求。綜上分析，東海X氣藏在實(shí)施水力壓裂增產(chǎn)改造措施后具有經(jīng)濟(jì)可開發(fā)性。

6 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

1) 提出了以收益增幅為目標(biāo)函數(shù)優(yōu)化裂縫參數(shù)的數(shù)值模擬方法，對(duì)東海X實(shí)施水力壓裂的水平井段長(zhǎng)和裂縫參數(shù)進(jìn)行了優(yōu)化模擬，為壓裂開發(fā)模式的經(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)提供了基礎(chǔ)。

2) 以財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率為有效開發(fā)經(jīng)濟(jì)門限，明確了東海X實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)開發(fā)的儲(chǔ)層綜合參數(shù)和累產(chǎn)氣量的低限值，通過(guò)對(duì)比壓裂增產(chǎn)潛力和經(jīng)濟(jì)開發(fā)的產(chǎn)量低限條件，確定東海X致密氣藏具有實(shí)施壓裂增產(chǎn)開發(fā)模式的經(jīng)濟(jì)有效性。

3) 提出的研究方法對(duì)海上同類低滲致密儲(chǔ)層實(shí)施壓裂增產(chǎn)開發(fā)可行性評(píng)價(jià)提供了技術(shù)思路，對(duì)加快我國(guó)海上低滲致密儲(chǔ)層開發(fā)進(jìn)程具有重要推動(dòng)作用。