董 烈
(1. 大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院, 黑龍江大慶 163712; 2. 黑龍江省油層物理與滲流力學(xué)重點(diǎn)實驗室, 黑龍江大慶 163712)
目前致密油開發(fā)技術(shù)已逐漸在國內(nèi)油田大規(guī)模推廣應(yīng)用, 主要采用直井縫網(wǎng)壓裂或者水平井體積壓裂的天然能量方式進(jìn)行開采[1-2]。 由于其采用彈性方式, 產(chǎn)量遞減快, 受低油價影響, 經(jīng)濟(jì)效益不明朗[3-4]。 在長期低油價的背景下, 如何快速、 準(zhǔn)確地找到評價致密油藏經(jīng)濟(jì)效益的方法尤為重要。因此需要對經(jīng)濟(jì)評價關(guān)鍵參數(shù)進(jìn)行優(yōu)選, 完善致密油開發(fā)的經(jīng)濟(jì)評價方法, 建立致密油藏主要開發(fā)指標(biāo)與經(jīng)濟(jì)效益之間關(guān)系。 既可減輕經(jīng)濟(jì)評價工作量又能直觀地反映出開發(fā)效益, 避免投資決策錯誤的發(fā)生, 確保致密油藏儲量順利投入開發(fā), 對油田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)具有重要意義[5-6]。
國外機(jī)構(gòu)和學(xué)者對致密油氣資源的經(jīng)濟(jì)評價研究較少, 研究成果絕大多數(shù)集中于北美地區(qū), 并且主要針對的是頁巖氣開發(fā)項目。 J.D.Wright[7]通過300 多口井的數(shù)據(jù)對美國Barntt 頁巖氣影響產(chǎn)能的因素進(jìn)行了分析, 并對投資、 成本和價格進(jìn)行了敏感性分析; Mark[8]利用現(xiàn)金流量法結(jié)合敏感性分析結(jié)果對比了不同類型頁巖氣井凈現(xiàn)值的變化, 以及頁巖氣價格、 成本與凈現(xiàn)值和內(nèi)部收益率之間的關(guān)系, 并對凈現(xiàn)值進(jìn)行了回歸擬合; Ruud[9]對中歐的Posidonja、 Silurian、 Turkey、 Austria 和Alum的5 個頁巖氣產(chǎn)區(qū)進(jìn)行了經(jīng)濟(jì)分析, 其分析方法類同于Mark 的研究, 分別對這5 個產(chǎn)區(qū)的凈現(xiàn)值和內(nèi)部收益率指標(biāo)進(jìn)行了定量計算和敏感性分析。 目前, 國內(nèi)關(guān)于致密油氣資源開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益的文獻(xiàn)也不多。 劉斌等[10]提出對國內(nèi)致密油藏的經(jīng)濟(jì)效益評價要采用折現(xiàn)現(xiàn)金流量法與投資效果系數(shù)法相結(jié)合, 同時在不同的開發(fā)階段經(jīng)濟(jì)評價的參數(shù)建議采用不同的評價標(biāo)準(zhǔn)。 寧云才等[11]由致密油壓裂水平井全生命周期產(chǎn)能預(yù)測模型計算出單井產(chǎn)油量,利用折現(xiàn)現(xiàn)金流量法評價水平井鉆井壓裂過程中水平段長度和壓裂級數(shù)對經(jīng)濟(jì)效益的影響, 得出存在相對最佳的水平段長度和壓裂級數(shù)范圍使得單井經(jīng)濟(jì)效益達(dá)到最優(yōu)。 通過以上對當(dāng)前國內(nèi)外研究的分析得出, 目前已有的關(guān)于致密油資源技術(shù)經(jīng)濟(jì)評價方面的研究還不夠深入, 缺少系統(tǒng)性的研究成果。
大慶油田剩余未動用儲量中有將近50%的儲量為致密油儲量, 因此致密油儲量的效益開發(fā)對大慶油田的產(chǎn)量接替具有重要作用。 致密油開發(fā)新技術(shù)的應(yīng)用, 提高了產(chǎn)能區(qū)塊初期日產(chǎn)量、 累計產(chǎn)油量和采收率, 但因其開發(fā)成本較高, 經(jīng)濟(jì)效益仍然達(dá)不到預(yù)期。 因此需要分析其開發(fā)指標(biāo)變化規(guī)律,將研究成果應(yīng)用到致密油產(chǎn)能區(qū)塊的經(jīng)濟(jì)評價中,實現(xiàn)開發(fā)效益的定量評價, 有利于致密油開發(fā)技術(shù)的進(jìn)一步推廣。
直井縫網(wǎng)壓裂技術(shù)是采用更大壓裂規(guī)模的壓裂技術(shù), 壓裂后產(chǎn)生更多的縫網(wǎng)狀通道, 能更有效地動用致密油難采儲量, 適用于致密油儲量直井方式開發(fā)。 但縫網(wǎng)壓裂投資大, 同時采用天然能量彈性開采, 造成投產(chǎn)后產(chǎn)量遞減率加大。 各產(chǎn)能區(qū)塊初期日產(chǎn)量不同, 也造成了經(jīng)濟(jì)效益差別較大。 因此需要研究直井縫網(wǎng)壓裂井的產(chǎn)油量變化規(guī)律, 以利于建立直井縫網(wǎng)壓裂產(chǎn)能區(qū)塊初期日產(chǎn)量與經(jīng)濟(jì)效益的關(guān)系。
大慶外圍油田從2013 年開始實施直井縫網(wǎng)壓裂開發(fā)技術(shù), 為了明確其產(chǎn)量遞減規(guī)律, 選擇了實施時間較長的64 口縫網(wǎng)壓裂井作為直井縫網(wǎng)壓裂遞減規(guī)律研究對象, 64 口直井縫網(wǎng)壓裂井的實際開發(fā)數(shù)據(jù)見表1。 從遞減率的變化規(guī)律上來看, 遞減率比普通壓裂井遞減率大。 大慶外圍油田的產(chǎn)量遞減規(guī)律基本符合雙曲遞減, 因此采用雙曲遞減規(guī)律作為直井縫網(wǎng)壓裂開發(fā)評價期內(nèi)產(chǎn)油量遞減預(yù)測的規(guī)律。 致密油待評價區(qū)塊初始遞減率預(yù)測為30%, 遞減指數(shù)采用0.6, 直井縫網(wǎng)壓裂區(qū)塊投產(chǎn)第1 年按建成產(chǎn)能的30%計算年產(chǎn)油量, 第2 年產(chǎn)油量能夠達(dá)到設(shè)計年產(chǎn)油量, 運(yùn)用此方法預(yù)測到第6 年與實際遞減率結(jié)果較為接近。
表1 已實施縫網(wǎng)壓裂的64 口直井實際開發(fā)數(shù)據(jù)Table 1 Actual development data from 64 fracture-network fractured vertical wells implemented
從2013 年開始, 水平井體積壓裂技術(shù)在大慶油田實施, 考慮到實施樣本井?dāng)?shù)少, 將2 年實施的2 批體積壓裂井時間拉齊, 樣本井?dāng)?shù)達(dá)到36 口井,已實施體積壓裂的井水平井實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)見表2。水平井體積壓裂井生產(chǎn)初期日產(chǎn)油10. 6t,但產(chǎn)量遞減率較大, 5 a 內(nèi)的遞減率在30%以上, 開發(fā)效益狀況與初期日產(chǎn)量有很大關(guān)系。 考慮大慶外圍油田產(chǎn)量主要以雙曲遞減為主的特點(diǎn), 選取初始遞減率為46%、 遞減指數(shù)為0.23 的雙曲遞減來擬合實際遞減率。 折算到實施第6 年的遞減率為30.09%, 與實際結(jié)果較為接近, 以此規(guī)律作為水平井體積壓裂開發(fā)評價期內(nèi)產(chǎn)油量預(yù)測規(guī)律。
表2 已實施體積壓裂的36 口水平井實際開發(fā)數(shù)據(jù)Table 2 Actual development data from 36 volume fractured horizontal wells implemented
對油田產(chǎn)能區(qū)塊進(jìn)行經(jīng)濟(jì)評價的方法主要是常規(guī)的現(xiàn)金流量法, 通過計算產(chǎn)能區(qū)塊評價期內(nèi)每一年的現(xiàn)金收支情況(包括現(xiàn)金流入以及現(xiàn)金流出)以及各項經(jīng)濟(jì)評價指標(biāo), 從而進(jìn)行產(chǎn)能項目盈利情況分析。 對致密油產(chǎn)能的經(jīng)濟(jì)評價由于其技術(shù)效果、 油層條件、 管理規(guī)范等多方面的不確定性, 與常規(guī)評價方法不盡相同, 有其特殊性[12-15]。
油氣開發(fā)投資是指在產(chǎn)能建設(shè)中建設(shè)產(chǎn)能項目的投資, 主要包括建設(shè)投資和建設(shè)期貸款利息; 建設(shè)投資包括產(chǎn)能鉆井投資(包括鉆井、完井、壓裂和射孔等)和油井基建投資。 致密油開發(fā)投資中壓裂投資比例較大。 油氣開發(fā)投資費(fèi)用計算公式為
式中:T——油氣開發(fā)投資費(fèi)用, 104元;Tz——產(chǎn)能鉆井投資費(fèi)用, 104元;Tj——基建投資費(fèi)用,104元;Q——建設(shè)期貸款利息, 104元。
建設(shè)期每年的貸款利息計算公式為
式中:qj——建設(shè)期第j年產(chǎn)生利息, 104元;Pj-1——建設(shè)期第(j-1) 年末貸款資金累計金額與利息費(fèi)用累計金額之和, 104元;Aj——建設(shè)期第j年貸款資金金額, 104元;i——年利率,%。
油氣操作成本是指在油氣開發(fā)生產(chǎn)過程中操作和維持井及有關(guān)設(shè)備和設(shè)施發(fā)生的成本性支出, 對應(yīng)生產(chǎn)作業(yè)過程的操作成本參數(shù)主要包括采出作業(yè)費(fèi)、 油氣處理費(fèi)、 井下作業(yè)費(fèi)、 測井試井費(fèi)、 輕烴回收費(fèi)、 維護(hù)及修理費(fèi)、 運(yùn)輸費(fèi)、 其他輔助作業(yè)費(fèi)和廠礦管理費(fèi)等項目。 致密油區(qū)塊采用天然能量彈性開發(fā), 無注水井, 因此不考慮驅(qū)油物注入費(fèi)。 油氣操作成本的計算公式為
式中:CC——全部油氣操作成本, 104元/井;
Ci——各項操作成本, 104元/井。
折耗是指對油氣生產(chǎn)固定資產(chǎn)投資在生產(chǎn)使用過程中的損耗而進(jìn)行的費(fèi)用補(bǔ)償。 目前國際上通用規(guī)則是使用年產(chǎn)油量法來計算油氣資產(chǎn)年折耗率[16]。 利用產(chǎn)量法計算年油氣資產(chǎn)折耗率是指整個產(chǎn)能區(qū)塊的年產(chǎn)油量與整個產(chǎn)能區(qū)塊的剩余經(jīng)濟(jì)可采儲量之比, 由于剩余經(jīng)濟(jì)可采儲量與油價水平、 儲量品質(zhì)和油田生產(chǎn)狀況等很多因素有關(guān), 很難精確計算。 因此對致密油藏評價期內(nèi)的折耗率的計算方法進(jìn)行了優(yōu)化, 具體公式為:
式中:r——折耗率,%;Qi——區(qū)塊當(dāng)期產(chǎn)油量,104t;Qs——區(qū)塊剩余未采出油量, 104t;A——折耗, 104元;Cg——固定資產(chǎn)原值, 104元;Cs——回收油氣資產(chǎn)余值, 104元。
2.4.1 經(jīng)濟(jì)效益計算
在分析致密油開發(fā)區(qū)塊開發(fā)效果的基礎(chǔ)上, 利用現(xiàn)金流量的基本原理分別計算了評價期內(nèi)每年的現(xiàn)金流入、 現(xiàn)金流出、 經(jīng)營成本以及營業(yè)稅金及附加。 形成了投資表、 開發(fā)指標(biāo)表、 成本表、 收入與稅金表、 利潤表和現(xiàn)金流量表等, 從而實現(xiàn)了對致密油藏產(chǎn)能區(qū)塊經(jīng)濟(jì)效益的定量評價。 為了體現(xiàn)評價結(jié)果的可靠性, 評價期內(nèi)的成本費(fèi)用選用已發(fā)生的實際成本, 稅費(fèi)按照實際繳費(fèi)比例來考慮, 包含石油特別收益金。 評價期內(nèi)現(xiàn)金流入計算公式為:
式中:CI——評價期現(xiàn)金流入, 104元;CY——評價期營業(yè)收入, 104元;CB——補(bǔ)貼收入, 104元;Cs——回收油氣資產(chǎn)余值, 104元;CO——現(xiàn)金流出, 104元;CL——流動資金, 104元;C——經(jīng)營成本, 104元;Te——營業(yè)稅金及附加, 104元;Ty——維持運(yùn)營投資, 104元;CQ——棄置費(fèi), 104元;Tk——礦產(chǎn)資源補(bǔ)償費(fèi), 104元;Fo——其他管理費(fèi), 104元;S——銷售費(fèi)用, 104元;Tw——城市維護(hù)建設(shè)稅, 104元;Tj——教育附加稅, 104元;Tz——資源稅, 104元。
2.4.2 經(jīng)濟(jì)效益評價指標(biāo)
經(jīng)濟(jì)效益的主要評價指標(biāo)包含產(chǎn)能項目投資財務(wù)內(nèi)部收益率、 評價期財務(wù)凈現(xiàn)值、 項目資本金財務(wù)內(nèi)部收益率、 投資回收期、 總投資收益率和資本金凈利潤率等指標(biāo), 在實際工作中可根據(jù)項目的特點(diǎn)以及不同財務(wù)分析的目的進(jìn)行選用[9-10]。 目前在油氣開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益評價中主要采用投資財務(wù)內(nèi)部收益率、 凈現(xiàn)值和投資回收期3 項指標(biāo)進(jìn)行效益分析, 公式為:
式中:NPV——財務(wù)凈現(xiàn)值, 104元;FIRR——投資財務(wù)內(nèi)部收益率,%;iC——初期設(shè)定的折現(xiàn)率(同基準(zhǔn)收益率),%; (CI-CO)t——第t期的財務(wù)凈現(xiàn)金流量, 104元;H——項目評價期, a;Pt——投資回收期, a;t——時間, a。
基于式(10) —式(12) 的計算步驟, 編制了針對致密油不同開發(fā)方式的多區(qū)塊多油價下的產(chǎn)能區(qū)塊效益評價計算程序, 該程序已經(jīng)在大慶油田致密油產(chǎn)能區(qū)塊評價工作中應(yīng)用多年, 能夠滿足產(chǎn)能區(qū)塊效益評價工作的需要。
為了開展致密油主要開發(fā)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)界限研究,分別確立了不同開采方式下的典型區(qū)塊, 直井縫網(wǎng)壓裂典型區(qū)塊內(nèi)有50 口生產(chǎn)直井, 無注水井, 水平井體積壓裂典型區(qū)塊內(nèi)有50 口水平井。 2 類開采方式下的典型區(qū)塊新建產(chǎn)能按300 d 計算, 投資基準(zhǔn)收益率采用陸上特殊油氣田基準(zhǔn)收益率標(biāo)準(zhǔn)6%。 評價中各項經(jīng)濟(jì)參數(shù)和稅費(fèi)標(biāo)準(zhǔn)采用大慶油田外圍采油廠實際數(shù)據(jù), 整個評價期按15 a 考慮。直井縫網(wǎng)壓裂典型區(qū)塊基礎(chǔ)數(shù)據(jù)見表3, 水平井體積壓裂典型區(qū)塊基礎(chǔ)數(shù)據(jù)見表4。
表3 直井縫網(wǎng)壓裂典型區(qū)塊基礎(chǔ)數(shù)據(jù)Table 3 Basic data from the typical blocks of the vertical fracture-network wells
表4 水平井體積壓裂典型區(qū)塊基礎(chǔ)數(shù)據(jù)Table 4 Basic data from the typical blocks of the volume fractured horizontal wells
采用直井縫網(wǎng)壓裂的產(chǎn)量和含水率變化規(guī)律預(yù)測產(chǎn)能區(qū)塊的開發(fā)指標(biāo),運(yùn)用致密油產(chǎn)能效益評價計算程序?qū)χ本p網(wǎng)典型區(qū)塊進(jìn)行了經(jīng)濟(jì)效益評價,計算了不同油價、不同單井日產(chǎn)量條件下典型區(qū)塊的經(jīng)濟(jì)效益,并且倒算了在滿足基本內(nèi)部收益率為6%的條件下,典型區(qū)塊在9 個不同油價不同單井日產(chǎn)油量條件下的投資界限,并繪制了單井全部投資界限與初期日產(chǎn)油量的界限圖版(圖1)。 9 種油價下區(qū)塊開發(fā)指標(biāo)以及各項經(jīng)濟(jì)評價參數(shù)無變化。
應(yīng)用界限圖版可以確定滿足開發(fā)效益前提下的日產(chǎn)量界限, 在明確評價油價和單井投資限額后,通過界限圖版即可確定與之對應(yīng)的產(chǎn)能區(qū)塊的日產(chǎn)量界限, 達(dá)到日產(chǎn)量界限標(biāo)準(zhǔn)即可以通過經(jīng)濟(jì)效益評價, 如果對應(yīng)投資限額下的單井日產(chǎn)量達(dá)不到界限標(biāo)準(zhǔn), 則區(qū)塊經(jīng)濟(jì)效益不達(dá)標(biāo)。 以縫網(wǎng)壓裂單井產(chǎn)能建設(shè)總投資600萬元/井為界限,可以確定直井縫網(wǎng)壓裂典型區(qū)塊在不同油價下的日產(chǎn)量界限結(jié)果(表5)。
采用體積壓裂的水平井產(chǎn)量和含水率變化規(guī)律預(yù)測致密油體積壓裂水平井典型區(qū)塊的開發(fā)指標(biāo),應(yīng)用致密油產(chǎn)能效益評價計算程序?qū)λ骄w積壓裂典型區(qū)塊不同油價、 不同單井日產(chǎn)量條件下的經(jīng)濟(jì)效益進(jìn)行了評價。 倒算了在滿足基本內(nèi)部收益率為6%的條件下, 水平井體積壓裂典型區(qū)塊9 個不同油價不同單井日產(chǎn)量條件下的單井投資界限, 并繪制了9 種不同油價下單井產(chǎn)能投資與初期單井日產(chǎn)量界限圖版(圖2)。
應(yīng)用界限圖版可以確定體積壓裂水平井滿足開發(fā)效益前提下的日產(chǎn)量界限, 在明確評價油價和單井投資限額后, 通過界限圖版即可確定與之對應(yīng)的產(chǎn)能區(qū)塊的日產(chǎn)量界限。 以水平井體積壓裂單井產(chǎn)能建設(shè)總投資1 800 萬元/井為界限, 利用界限圖版成果可以確定產(chǎn)能區(qū)塊在不同油價下的日產(chǎn)量界限如表6 所示。
表6 水平井體積壓裂單井投資1 800 萬元時不同油價的日產(chǎn)量界限Table 6 Daily production limits at different oil prices for the horizontal volume fractured wells under individual well’s investment of RMB 18 million
油田開發(fā)方案編制的過程中, 需要進(jìn)行產(chǎn)能區(qū)塊的經(jīng)濟(jì)效益評價。 在明確評價油價和單井投資限額后, 通過界限圖版即可確定產(chǎn)能區(qū)塊的日產(chǎn)量界限, 達(dá)到日產(chǎn)量界限標(biāo)準(zhǔn)即可以通過經(jīng)濟(jì)效益評價。 運(yùn)用界限圖版成果能夠快速評價致密油區(qū)塊是否達(dá)到經(jīng)濟(jì)效益標(biāo)準(zhǔn), 有效減少了經(jīng)濟(jì)評價工作量, 提高了工作效率。 在某一油價條件下, 如果對應(yīng)投資限額下的單井日產(chǎn)量達(dá)不到界限標(biāo)準(zhǔn), 則區(qū)塊經(jīng)濟(jì)效益不達(dá)標(biāo)。 對于未達(dá)到評價標(biāo)準(zhǔn)的區(qū)塊可以采取提高單井日產(chǎn)量或降低投資2 種方法使區(qū)塊經(jīng)濟(jì)效益達(dá)標(biāo)。 單井日產(chǎn)量的提高可以通過提高壓裂工藝水平以及優(yōu)化開采層段等方式來提高, 單井產(chǎn)能投資的降低可以采取公開招標(biāo)的方式。
根據(jù)直井縫網(wǎng)壓裂以及水平井體積壓裂2 種致密油開發(fā)方式的典型區(qū)塊的評價結(jié)果, 分析了單井日產(chǎn)量和單井產(chǎn)能投資界限變化的情況, 在初期單井日產(chǎn)量相同條件下, 對油價每增加1 美元/桶時,投資界限增加值的變化進(jìn)行了統(tǒng)計(表7)。 當(dāng)油價在65 美元/桶以下, 投資界限增加值較大。 油價超過65 美元/桶以上, 由于石油特別收益金以及稅金的影響, 產(chǎn)能投資界限增加值開始逐漸減小。 表明在油價低時(50 ~65 美元/桶), 單井產(chǎn)能投資界限對油價比較敏感。
表7 不同開采方式的相同日產(chǎn)量單井產(chǎn)能投資界限變化Table 7 Changes of the productivity investment limits for the single well with the same daily production with different producing methods
在相同油價的條件下, 統(tǒng)計了不同開發(fā)方式下單井日產(chǎn)油量每增加0.1 t 時投資界限的變化情況見表8。隨著油價的逐漸增加,2種致密油開發(fā)方式投資界限也逐漸增加, 這說明隨著油價的升高,投資界限對單井日產(chǎn)量越來越敏感。
表8 不同開采方式下日產(chǎn)量每增加0.1 t 時單井投資界限變化Table 8 Changes of the investment limits for the single well with every 0.1 t increase of daily production with different producing methods
通過評價結(jié)果的敏感性分析可以看出, 在油價低于65 美元/桶的情況下, 致密油單井投資界限結(jié)果對油價更敏感, 在油價高于等于65 美元/桶條件下, 致密油投資界限對單井日產(chǎn)量更為敏感。 因此, 對于致密油開發(fā)來說, 在低油價條件下應(yīng)以降低開發(fā)井單井投資作為提高致密油開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益的主要方向, 在高油價條件下應(yīng)以提高單井日產(chǎn)量作為提高致密油開發(fā)效益的主要措施。
(1) 基于致密油藏的開發(fā)實踐, 建立了2 種致密油開發(fā)方式下的單井投資界限與日產(chǎn)量界限圖版, 能夠快速評價致密油產(chǎn)能區(qū)塊經(jīng)濟(jì)效益。
(2) 明確了致密油藏效益開發(fā)的油價敏感區(qū)間以及單井初期日產(chǎn)量和產(chǎn)能投資界限對評價結(jié)果的敏感程度, 給出了不同油價下的致密油藏效益開發(fā)方向。
(3) 研究成果可在致密油探明儲量提交、 儲量評價、 油藏開發(fā)方案編制以及油田開發(fā)規(guī)劃的編制等工作中得到更大程度的應(yīng)用。