史 毅，鄭 斌，張 宇，丁 艷，孫旭光

(中國石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依 834000)

隨著近些年常規(guī)油氣資源探明速度的不斷下降，非常規(guī)油氣資源的勘探與開發(fā)越來越得到重視[1-3]。特別是受北美地區(qū)頁巖油氣成功商業(yè)性開發(fā)的啟示，作為非常規(guī)油氣資源重要組成部分的頁巖油已成為目前最重要的勘探開發(fā)領(lǐng)域之一[4-7]。我國頁巖油資源豐富，在各大主力含油氣盆地均有所分布，可采資源量為700億～900億t，約為常規(guī)石油的3倍。其中位于準(zhǔn)噶爾盆地的吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組烴源巖層系已發(fā)現(xiàn)近10億t的頁巖油，該層系具有源儲一體、薄層疊置、厚度較大、整體含油、連續(xù)分布的頁巖油藏典型特征。通過水平井體積壓裂技術(shù)吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油開發(fā)已取得重大進展，成為油田上產(chǎn)的主力。

與常規(guī)油氣開發(fā)相比，頁巖油在儲層特性、開發(fā)方式、單井生產(chǎn)動態(tài)規(guī)律等方面都有顯著的差異。頁巖油儲層具有低孔特低滲的物性特征，自然產(chǎn)能低，其經(jīng)濟有效開發(fā)需依賴于水平井體積壓裂技術(shù)[8-10]；單井生產(chǎn)動態(tài)整體表現(xiàn)為初期產(chǎn)量高、遞減快，中后期產(chǎn)量相對穩(wěn)定、遞減率較為平緩的“兩段式”特征。本文在常規(guī)的基于單一遞減率的石油儲量起算標(biāo)準(zhǔn)計算方法[11-14]基礎(chǔ)上，應(yīng)用盈虧平衡原理和現(xiàn)金流量法，結(jié)合頁巖油“兩段式”遞減規(guī)律，建立了符合頁巖油特征的經(jīng)濟可采儲量起算標(biāo)準(zhǔn)計算模型，并以吉木薩爾頁巖油為例，結(jié)合其鉆井投資、操作成本、油氣價格等因素形成相應(yīng)的標(biāo)準(zhǔn)圖板。

1 儲量起算標(biāo)準(zhǔn)計算模型的建立

1.1 原理與方法

儲量起算標(biāo)準(zhǔn)，是指在容積法計算探明儲量和控制儲量過程中，為保證儲量的經(jīng)濟性，對圈入含油范圍內(nèi)的油井設(shè)置的一個下限標(biāo)準(zhǔn)。主要包括單井最低初期穩(wěn)定產(chǎn)量(qmin)、單井最低累計產(chǎn)量(EURmin)和最低經(jīng)濟有效厚度(hmin)這三個判別指標(biāo)。儲量起算標(biāo)準(zhǔn)的確定主要依據(jù)盈虧平衡原理，確定在現(xiàn)有技術(shù)經(jīng)濟條件下，在一定的評價期內(nèi)能夠回收建設(shè)投資、棄置費用、生產(chǎn)經(jīng)營成本和相關(guān)稅費，并滿足一定商業(yè)基準(zhǔn)收益率(折現(xiàn)率)條件的經(jīng)濟極限產(chǎn)量。因此，在模型建立過程中結(jié)合頁巖油單井生產(chǎn)動態(tài)特征并考慮資金的時間價值，應(yīng)用現(xiàn)金流量法將投入與產(chǎn)出折算為評價起始年的累計凈現(xiàn)值為零作為盈虧平衡點，計算見式(1)。

(1)

式中：NPV為財務(wù)凈現(xiàn)值，萬元；T為評價期，a；CI為現(xiàn)金流入，萬元；CO為現(xiàn)金流出，萬元；i為基準(zhǔn)折現(xiàn)率，%。

1.2 頁巖油單井生產(chǎn)動態(tài)特征

頁巖油儲層具有明顯的低孔隙度、低滲透率特征，基質(zhì)滲透率一般小于0.1 mD。儲層物性差使得其自然產(chǎn)能低，常規(guī)油氣開采方式不能滿足經(jīng)濟性的要求，需采用水平井體積壓裂技術(shù)實現(xiàn)經(jīng)濟性開發(fā)。通過體積壓裂形成人工裂縫并與儲層內(nèi)發(fā)育的天然微裂縫相溝通，從而使儲層滲流能力得到有效改善。特殊的儲層物性和開發(fā)方式使得頁巖油單井生產(chǎn)動態(tài)與常規(guī)油藏不同。整體表現(xiàn)為“兩段式”遞減特征，即初期產(chǎn)量高、遞減快，主要反映了水力壓裂補充地層能量后形成人工縫網(wǎng)的初期滲流特征；中后期產(chǎn)量相對穩(wěn)定、遞減較為平緩，主要反映了地層能量恢復(fù)至原始地層能量后的相對穩(wěn)定期的滲流特征。

霍進等[15]的研究及實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)均表明頁巖油單井生產(chǎn)動態(tài)具有明顯的“兩段式”遞減特征。通過對40口井的實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)進行分析，頁巖油的“兩段式”遞減特征明顯； 其中， 最為典型的為吉172_H和吉251_H，圖1為其實際生產(chǎn)曲線。從圖1中可以看出該井具有明顯的“兩段式”遞減特征：第一段為自噴期，產(chǎn)量遞減較快；第二段為抽油期，轉(zhuǎn)抽初期產(chǎn)量較自噴末期產(chǎn)量有所抬升，同時遞減變緩。根據(jù)實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)應(yīng)用圖解法對遞減類型進行確定。兩段產(chǎn)量與時間在半對數(shù)坐標(biāo)下呈較好的線性關(guān)系，滿足指數(shù)遞減特征?？膳卸ㄟf減類型為指數(shù)“兩段式”遞減。

圖1 吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油典型遞減曲線Fig.1 Typical decline curve of shale oil in Lucaogou formation of Jimusar depression

1.3 現(xiàn)金流入模型

1.3.1 現(xiàn)值產(chǎn)量計算

基于頁巖油指數(shù)“兩段式”遞減特征，將未來銷售的原油產(chǎn)量按基準(zhǔn)折現(xiàn)率折現(xiàn)為評價期起始年的產(chǎn)量，得到現(xiàn)值產(chǎn)量。

1) 第一段現(xiàn)值產(chǎn)量。 第一階段為自噴期，根據(jù)指數(shù)遞減規(guī)律確定第一段各年產(chǎn)量，計算公式見式(2)。

(2)

式中：Qt為第t年產(chǎn)油量，t；qe為單井初期產(chǎn)量，t/d；D1為第一段年遞減率，%；T1為第一階段遞減時間，a；t為時間，a。

將未來銷售的原油產(chǎn)量按基準(zhǔn)收益率折現(xiàn)為評價期起始年的產(chǎn)量，并設(shè)ej=1+i，得到第一段現(xiàn)值產(chǎn)量，計算公式見式(3)。

(3)

式中，NPQ1為第一段現(xiàn)值產(chǎn)量，t。

2) 第二段現(xiàn)值產(chǎn)量。第二段為抽油期，轉(zhuǎn)抽初期產(chǎn)量較自噴末期產(chǎn)量有所抬升，第二階段初期產(chǎn)量計算公式見式(4)。

(4)

第二階段各年產(chǎn)量計算公式見式(5)。

(5)

將未來銷售的原油產(chǎn)量按基準(zhǔn)折現(xiàn)率折現(xiàn)為評價期起始年的產(chǎn)量，得到第二段現(xiàn)值產(chǎn)量，見式(6)。

(6)

式中，NPQ2為第二階段現(xiàn)值產(chǎn)量，t。

3) 總現(xiàn)值產(chǎn)量。總現(xiàn)值產(chǎn)量計算公式見式(7)。

NPQ=NPQ1+NPQ2

(7)

1.3.2 現(xiàn)值凈收入計算

原油價格扣除稅金及附加價，并考慮溶解氣所帶來收益得到凈油價。結(jié)合現(xiàn)值產(chǎn)量計算得到現(xiàn)值凈收入，計算公式見式(8)。

NPQ[RO(PO-Taxo)+GORRg(Pg-Taxg)]

(8)

式中：Ro為原油商品率，f；Po為原油價格，元/t；Taxo為原油稅費，元/t；GOR為氣油比，m3/t；Rg為天然氣商品率，f；Pg為天然氣價格，10-3元/m3；Taxg為天然氣稅費，10-3元/m3。

1.4 現(xiàn)金流出模型

現(xiàn)金流出主要包括資本性支出和費用性支出，其中資本性支出主要為建設(shè)投資(Ip)，包括鉆井投資、壓裂投資及地面投資；同時考慮到評價期末棄置費用，并按長期借款利率折現(xiàn)到初始年的到棄置成本(Cab)作為資本性支出。費用性支出主要為操作成本，分為固定成本(Cfo)和可變成本(Cvo)?？紤]到資金時間價值，得到現(xiàn)金流出的現(xiàn)值，計算公式見式(9)。

(9)

式中：Ip為單井建設(shè)投資，萬元；Cab為單井棄置成本，萬元；Cfo為固定成本，元/(井·a)；Cvo為可變成本，元/t。

1.5 儲量起算標(biāo)準(zhǔn)計算模型

1.5.1 單井最低初期穩(wěn)定產(chǎn)量(qmin)

根據(jù)盈虧平衡原理，結(jié)合式(1)、式(8)和式(9)得到滿足單井經(jīng)濟性要求的最低初期穩(wěn)定產(chǎn)量，計算公式見式(10)。

當(dāng)折現(xiàn)率i=0,即ej=1時，式(10)式可簡化為不考慮資金的時間價值的靜態(tài)計算公式，見式(11)。

(10)

(11)

1.5.2 單井最低累計產(chǎn)量(EURmin)

根據(jù)單井最低初期穩(wěn)定產(chǎn)量和頁巖油產(chǎn)量遞減規(guī)律得到，滿足單井經(jīng)濟性要求的最低累計產(chǎn)量，計算公式見式(12)。

EURmin=

(12)

1.5.3 最低經(jīng)濟有效厚度(hmin)

根據(jù)單井最低累計產(chǎn)油量和原油經(jīng)濟采收率反算所需的單井控制地質(zhì)儲量。結(jié)合流體及儲層物性參數(shù)和單井控制泄油面積，計算滿足單井經(jīng)濟性要求的最低經(jīng)濟油層厚度，計算公式見式(13)。

(13)

式中：Boi為原油體積系數(shù)，f；EoR為原油經(jīng)濟采收率，%；ρo為地面原油密度，t/m3；Ao為單井控制的泄油面積，km2；φ為孔隙度，%；Soi為含油飽和度，%。

2 實例應(yīng)用

準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組頁巖油藏具有儲層物性差、厚度大、分布面積廣的特點[16]。需要尋找局部“甜點區(qū)”進行開發(fā)，因此，研究儲量起算標(biāo)準(zhǔn)，為經(jīng)濟有效開發(fā)層位和區(qū)域的確定提供依據(jù)。

2.1 油藏概況

1) 儲層特征。吉木薩爾凹陷頁巖油主要發(fā)育在二疊系蘆草溝組，地層厚度為25～300 m，厚度大于200 m的區(qū)域面積達806 km2。儲層埋深800～4 500 m，平均為3 570 m。自上向下發(fā)育兩個甜點體，分別為上“甜點”蘆草溝組二段(P2l2)和下“甜點”蘆草溝組一段(P2l1)[17-18]。其中上“甜點”儲集層厚度8～26 m，下“甜點”儲集層厚度12～40 m。通過對取芯井的物性資料分析可知，儲層覆壓孔隙度為5.27%～20.72%，平均為11.02%；覆壓滲透率為0.000 4×10-3～2.764 0×10-3μm2，平均為0.012 0×10-3μm2；含油飽和度為50%～95%，平均值為68.3%。

2) 流體特征。通過對地面原油樣品進行分析，原油的密度為0.882 4～0.925 6 g/cm3，平均為0.897 1 g/cm3；原油體積系數(shù)為1.06；溶解氣油比為19.2 m3/t。

3) 遞減率取值。遞減率主要體現(xiàn)了油氣儲層持續(xù)向井筒的供液能力，反映了儲層自身的特征。將生產(chǎn)周期長且有明顯遞減規(guī)律的生產(chǎn)井作為典型井確定遞減率。自噴期定為2 a，自噴期年遞減率取吉172_H(圖1)、JHW023、JHW025三口水平井的自噴遞減率的平均值的60.6%，抽油期遞減率取吉172_H井抽油期遞減率的16.8%，抽油期第一個月產(chǎn)量為自噴期最后一個月的1.45倍。

2.2 單井投資及成本費用估算

2.2.1 井建設(shè)投資

通過“水平井+體積壓裂”技術(shù)實現(xiàn)開采的吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組頁巖油藏，其建設(shè)投資主要包括鉆井投資、壓裂投資及地面投資。鉆井投資主要由垂直段、造斜段和水平段三部分投資構(gòu)成，并且隨著井深和水平段長度的增加鉆井投資相應(yīng)增加；壓裂投資主要由施工費用、支撐劑費用、胍膠費用、滑溜水費用和配液費用構(gòu)成。壓裂投資主要受壓裂規(guī)模的影響，通常隨著水平井段長度的增長壓裂級數(shù)增加，壓裂投資隨之增大；地面工程投資主要包括集輸系統(tǒng)投資、采出液處理系統(tǒng)投資及采油工程井上部分投資,通常單井地面投資與鉆井及壓裂投資相匹配。 吉木薩爾頁巖油藏鉆井垂深在3 000～4 000 m，水平井段長度為1 000～2 000 m，壓裂級數(shù)為15～30級，單井建設(shè)投資在3 500萬～5 500萬元之間。吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組頁巖油開發(fā)主體采用260 m井距開發(fā)。 鉆井垂深3 435 m，平均水平井長度1 700 m，平均單井建設(shè)投資為4 921萬元。

2.2.2 棄置成本

按單井建設(shè)投資的5%估算棄置費用，并按長期負息利率(4.275%)為貼現(xiàn)率，將棄置費用折現(xiàn)到評價期第一年即為棄置成本。設(shè)評價期為12 a，單井棄置成本為149萬元。

2.2.3 操作成本

通過將作業(yè)過程法和相關(guān)因素法相結(jié)合確定生產(chǎn)成本。按照作業(yè)過程成本構(gòu)成可分為9項，其中與井相關(guān)的費用6項包含：采出作業(yè)費、井下作業(yè)費、測井試井費、廠礦管理費、維護及修理費及其他直接費。 對應(yīng)的單井固定操作成本為106.5萬元/a；與產(chǎn)量相關(guān)的費用3項包含：運輸費、油氣處理費及天然氣凈化費，對應(yīng)的噸油可變操作成本為168元/t。

2.3 經(jīng)濟參數(shù)取值

原油及天然氣商品率分別為99.1%和95%；依據(jù)相關(guān)稅法計算稅費，稅費包括：增值稅、教育費附加、城市維護建設(shè)稅、特別收益金、資源稅。增值稅以銷售額為計稅依據(jù)，原油稅率為13%、天然氣稅率為9%；教育費附加及城市維護建設(shè)稅以增值稅為稅基，稅率分別為5%和7%；特別收益金起征點為65美元/桶，實行5級超額累進從價定率計征；原油資源稅征收率為5.56%。

2.4 儲量起算標(biāo)準(zhǔn)圖板

基于所建立的儲量起算標(biāo)準(zhǔn)計算模型,結(jié)合吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油藏相關(guān)參數(shù)、單井投資及成本費用估算、經(jīng)濟參數(shù)(表1)，計算不同油價、不同水平井段長度條件下的儲量起算標(biāo)準(zhǔn)圖板。

表1 吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油儲量計算參數(shù)表Table 1 Calculation parameters of shale oil reserves ofLucaogou formation in Jimusar depression

2.4.1 單井最低初期穩(wěn)定產(chǎn)量圖板

圖2為單井最低初期穩(wěn)定產(chǎn)量趨勢。從圖2中可以看出單井最低初期穩(wěn)定產(chǎn)量隨著油價的增加而降低。當(dāng)水平井段長度為1 700 m時，油價為70美元/桶對應(yīng)的單井最低初期穩(wěn)定產(chǎn)量為20.82 t/d，油價為60美元/桶對應(yīng)的單井最低初期穩(wěn)定產(chǎn)量為24.50 t/d；此外，單井最低初期穩(wěn)定產(chǎn)量隨著水平井段長度的增加而增大，這主要是因為隨著水平井段長度的增加單井建設(shè)投資增大，使得回收單井建設(shè)投資所需的產(chǎn)油量增加。當(dāng)油價為70美元/桶時，水平井段長度1 500 m所對應(yīng)的單井最低初期穩(wěn)定產(chǎn)量為19.51 t/d，水平井段長度2 000 m所對應(yīng)的單井最低初期穩(wěn)定產(chǎn)量為23.04 t/d。

圖2 單井最低初期穩(wěn)定產(chǎn)量趨勢Fig.2 Trend of minimum initial stableproduction of single well

2.4.2 單井最低累計產(chǎn)量圖板

圖3為單井最低累計產(chǎn)量圖板。單井最低累計產(chǎn)量隨油價和水平井段長度變化規(guī)律與單井最低初期穩(wěn)定產(chǎn)量變化規(guī)律相似，隨著油價的增加而降低、隨著水平井段長度的增加而增大。通過現(xiàn)場試驗，綜合考慮鉆井壓裂施工及產(chǎn)量、經(jīng)濟效益等因素，吉木薩爾頁巖油合理的水平井段長度在1 500～2 000 m之間。 當(dāng)油價為70美元/桶，水平井段長度由1 500 m增加至2 000 m，單井最低累計產(chǎn)量由1.92×104t增加至2.27×104t。當(dāng)水平井段長度為1 700 m時，油價為70美元/桶對應(yīng)的單井最低累計產(chǎn)量為2.05×104t，油價為60美元/桶對應(yīng)的單井最低累計產(chǎn)量為2.41×104t。

圖3 單井最低累計產(chǎn)量趨勢Fig.3 Trend of minimum cumulative productionof single well

2.4.3 最低經(jīng)濟有效厚度圖板

最低經(jīng)濟有效厚度隨著水平井段長度的增加而降低。這主要是因為隨著水平井段長度的增加，井控面積增幅大于單井最低累計產(chǎn)量增幅。當(dāng)油價為70美元/桶，水平井段長度由1 500 m增加至2 000 m，井控面積則由0.458 km2增加至0.588 km2，增幅為28.4%；單井最低累計產(chǎn)量由1.92×104t增加至2.27×104t，增幅18.2%。根據(jù)式(13)可知當(dāng)井控面積增幅大于單井最低累計產(chǎn)量增幅時最低經(jīng)濟有效厚度降低，由9.42 m降低至8.67 m。因此對于厚度較薄的儲層，可以通過增加水平井段長度增加單井控制儲量實現(xiàn)經(jīng)濟有效開發(fā)。

圖4 最低經(jīng)濟有效厚度趨勢Fig.4 Trend of minimum economiceffective thickness

3 結(jié) 語

針對頁巖油呈現(xiàn)“兩段式”遞減的生產(chǎn)動態(tài)特征，應(yīng)用盈虧平衡原理和現(xiàn)金流量法，建立全新的經(jīng)濟可采儲量起算標(biāo)準(zhǔn)計算模型。模型中考慮了資金的時間價值和頁巖油“兩段式”的遞減特征。相較于應(yīng)用單一遞減率推導(dǎo)得出的儲量起算標(biāo)準(zhǔn)計算方法，新方法更適合頁巖油的儲層特性、開發(fā)方式和生產(chǎn)動態(tài)特征。應(yīng)用該模型可以在頁巖油勘探開發(fā)初期判斷油藏的經(jīng)濟價值，指導(dǎo)進一步的開發(fā)生產(chǎn)工作。通過準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組頁巖油藏儲量起算標(biāo)準(zhǔn)圖板，得到了儲量起算指標(biāo)隨油價及水平井段長度之間的定量關(guān)系，其中單井最低初期穩(wěn)定產(chǎn)量及單井最低累計產(chǎn)量隨著油價的增加而降低，隨著水平井段長度的增加而增大。最低經(jīng)濟有效厚度隨著油價和水平井段長度的增加而降低。 當(dāng)油價為70美元/桶，開發(fā)主體水平井段長度1 700 m時，單井最低初期穩(wěn)定產(chǎn)量為20.82 t/d、單井最低累計產(chǎn)量為2.05×104t、最低經(jīng)濟有效厚度9.03 m。