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(shí)驗(yàn)室， 黑龍江大慶 163712）

0 引 言

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(jià)影響， 經(jīng)濟(jì)效益不明朗［3-4］。 在長期低油價(jià)的背景下， 如何快速、 準(zhǔn)確地找到評價(jià)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(jià)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(jià)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(jià)工作量又能直觀地反映出開發(fā)效益， 避免投資決策錯(cuò)誤的發(fā)生， 確保致密油藏儲(chǔ)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(jià)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(xiàng)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(jià)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(jià)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(gè)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(gè)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(jì)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(jià)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(shí)在不同的開發(fā)階段經(jīng)濟(jì)評價(jià)的參數(shù)建議采用不同的評價(jià)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(jì)算出單井產(chǎn)油量，利用折現(xiàn)現(xiàn)金流量法評價(jià)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(jià)方面的研究還不夠深入， 缺少系統(tǒng)性的研究成果。

1 致密油開發(fā)技術(shù)的應(yīng)用

大慶油田剩余未動(dòng)用儲(chǔ)量中有將近50%的儲(chǔ)量為致密油儲(chǔ)量， 因此致密油儲(chǔ)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(jì)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(jià)中，實(shí)現(xiàn)開發(fā)效益的定量評價(jià)， 有利于致密油開發(fā)技術(shù)的進(jìn)一步推廣。

1.1 直井縫網(wǎng)壓裂技術(shù)

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(dòng)用致密油難采儲(chǔ)量， 適用于致密油儲(chǔ)量直井方式開發(fā)。 但縫網(wǎng)壓裂投資大， 同時(shí)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(shí)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(shí)施時(shí)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(shí)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(jià)期內(nèi)產(chǎn)油量遞減預(yù)測的規(guī)律。 致密油待評價(jià)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(jì)算年產(chǎn)油量， 第2 年產(chǎn)油量能夠達(dá)到設(shè)計(jì)年產(chǎn)油量， 運(yùn)用此方法預(yù)測到第6 年與實(shí)際遞減率結(jié)果較為接近。

表1 已實(shí)施縫網(wǎng)壓裂的64 口直井實(shí)際開發(fā)數(shù)據(jù)Table 1 Actual development data from 64 fracture-network fractured vertical wells implemented

1.2 水平井體積壓裂技術(shù)

從2013 年開始， 水平井體積壓裂技術(shù)在大慶油田實(shí)施， 考慮到實(shí)施樣本井?dāng)?shù)少， 將2 年實(shí)施的2 批體積壓裂井時(shí)間拉齊， 樣本井?dāng)?shù)達(dá)到36 口井，已實(shí)施體積壓裂的井水平井實(shí)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(shí)際遞減率。 折算到實(shí)施第6 年的遞減率為30.09%， 與實(shí)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(jià)期內(nèi)產(chǎn)油量預(yù)測規(guī)律。

表2 已實(shí)施體積壓裂的36 口水平井實(shí)際開發(fā)數(shù)據(jù)Table 2 Actual development data from 36 volume fractured horizontal wells implemented

2 致密油產(chǎn)能經(jīng)濟(jì)評價(jià)方法

對油田產(chǎn)能區(qū)塊進(jìn)行經(jīng)濟(jì)評價(jià)的方法主要是常規(guī)的現(xiàn)金流量法， 通過計(jì)算產(chǎn)能區(qū)塊評價(jià)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(xiàng)經(jīng)濟(jì)評價(jià)指標(biāo)， 從而進(jìn)行產(chǎn)能項(xiàng)目盈利情況分析。 對致密油產(chǎn)能的經(jīng)濟(jì)評價(jià)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(jià)方法不盡相同， 有其特殊性［12-15］。

2.1 油氣開發(fā)投資

油氣開發(fā)投資是指在產(chǎn)能建設(shè)中建設(shè)產(chǎn)能項(xiàng)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(jì)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(jì)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(jì)金額與利息費(fèi)用累計(jì)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，%。

2.2 油氣操作成本

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(xiàng)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(jì)算公式為

式中：CC——全部油氣操作成本， 104元／井；

Ci——各項(xiàng)操作成本， 104元／井。

2.3 折耗

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(jì)算油氣資產(chǎn)年折耗率［16］。 利用產(chǎn)量法計(jì)算年油氣資產(chǎn)折耗率是指整個(gè)產(chǎn)能區(qū)塊的年產(chǎn)油量與整個(gè)產(chǎn)能區(qū)塊的剩余經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量之比， 由于剩余經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量與油價(jià)水平、 儲(chǔ)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(jì)算。 因此對致密油藏評價(jià)期內(nèi)的折耗率的計(jì)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 致密油經(jīng)濟(jì)效益評價(jià)方法

2.4.1 經(jīng)濟(jì)效益計(jì)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(jì)算了評價(jià)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(shí)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(jià)。 為了體現(xiàn)評價(jià)結(jié)果的可靠性， 評價(jià)期內(nèi)的成本費(fèi)用選用已發(fā)生的實(shí)際成本， 稅費(fèi)按照實(shí)際繳費(fèi)比例來考慮， 包含石油特別收益金。 評價(jià)期內(nèi)現(xiàn)金流入計(jì)算公式為：

式中：CI——評價(jià)期現(xiàn)金流入， 104元；CY——評價(jià)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(dòng)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(jià)指標(biāo)

經(jīng)濟(jì)效益的主要評價(jià)指標(biāo)包含產(chǎn)能項(xiàng)目投資財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率、 評價(jià)期財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值、 項(xiàng)目資本金財(cái)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(shí)際工作中可根據(jù)項(xiàng)目的特點(diǎn)以及不同財(cái)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(jià)中主要采用投資財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率、 凈現(xiàn)值和投資回收期3 項(xiàng)指標(biāo)進(jìn)行效益分析， 公式為：

式中：NPV——財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值， 104元；FIRR——投資財(cái)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(cái)務(wù)凈現(xiàn)金流量， 104元；H——項(xiàng)目評價(jià)期， a；Pt——投資回收期， a；t——時(shí)間， a。

基于式（10） —式（12） 的計(jì)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(jià)下的產(chǎn)能區(qū)塊效益評價(jià)計(jì)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(jià)工作中應(yīng)用多年， 能夠滿足產(chǎn)能區(qū)塊效益評價(jià)工作的需要。

3 經(jīng)濟(jì)界限圖版的建立

3.1 典型區(qū)塊

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(jì)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(jià)中各項(xiàng)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(shí)際數(shù)據(jù)， 整個(gè)評價(jià)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

3.2 直井縫網(wǎng)界限圖版

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(jià)計(jì)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(jià)，計(jì)算了不同油價(jià)、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(gè)不同油價(jià)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(jià)下區(qū)塊開發(fā)指標(biāo)以及各項(xiàng)經(jīng)濟(jì)評價(jià)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(jià)油價(jià)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(jià)， 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(jià)下的日產(chǎn)量界限結(jié)果（表5）。

3.3 體積壓裂界限圖版

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(jià)計(jì)算程序?qū)λ骄w積壓裂典型區(qū)塊不同油價(jià)、 不同單井日產(chǎn)量條件下的經(jīng)濟(jì)效益進(jìn)行了評價(jià)。 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(gè)不同油價(jià)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(jià)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(jià)油價(jià)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(jià)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(shí)不同油價(jià)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

3.4 界限圖版的應(yīng)用

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(jià)。 在明確評價(jià)油價(jià)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(jià)。 運(yùn)用界限圖版成果能夠快速評價(jià)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(jià)工作量， 提高了工作效率。 在某一油價(jià)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(jià)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。

4 評價(jià)結(jié)果的敏感性

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(jià)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(jià)每增加1 美元／桶時(shí)，投資界限增加值的變化進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)（表7）。 當(dāng)油價(jià)在65 美元／桶以下， 投資界限增加值較大。 油價(jià)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(jià)低時(shí)（50 ～65 美元／桶）， 單井產(chǎn)能投資界限對油價(jià)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(jià)的條件下， 統(tǒng)計(jì)了不同開發(fā)方式下單井日產(chǎn)油量每增加0.1 t 時(shí)投資界限的變化情況見表8。隨著油價(jià)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(jià)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(shí)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(jià)結(jié)果的敏感性分析可以看出， 在油價(jià)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(jià)更敏感， 在油價(jià)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(jià)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(jià)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。

5 結(jié) 論

（1） 基于致密油藏的開發(fā)實(shí)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(jià)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(jià)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(jià)結(jié)果的敏感程度， 給出了不同油價(jià)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(chǔ)量提交、 儲(chǔ)量評價(jià)、 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。