大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院

隨著國家經(jīng)濟的發(fā)展，對于能源的需求量不斷攀升，天然氣價格不斷上漲，以及對氣藏認識的加深和開發(fā)工藝的進步，非常規(guī)油氣資源已成為開發(fā)主體[1]。近年來，油田公司新建產(chǎn)的油氣資源以致密油氣、頁巖油氣藏為主體，此類油氣藏與常規(guī)油氣資源相比，開采成本相對較高，鉆探工程工藝技術(shù)比常規(guī)油氣復(fù)雜，而且單井日產(chǎn)量低，沒有穩(wěn)產(chǎn)期，整個生產(chǎn)過程產(chǎn)量遞減快[2]，造成新建產(chǎn)能規(guī)模與實際貢獻產(chǎn)量匹配度低，在編制開發(fā)方案和年度業(yè)務(wù)發(fā)展及投資計劃時，出現(xiàn)產(chǎn)能概念不清晰、產(chǎn)能規(guī)模虛高、產(chǎn)量落實程度低和經(jīng)濟效益評價難以落實等問題。為了確保新增投資的效果，促進國內(nèi)油氣業(yè)務(wù)可持續(xù)發(fā)展，客觀真實地展現(xiàn)大慶油田2013—2018 年天然氣產(chǎn)能建設(shè)的投入產(chǎn)出效果，急需一套天然氣產(chǎn)能投資確定方法和模型，為合理確定油氣田年度油氣產(chǎn)能、新井產(chǎn)量、產(chǎn)能建設(shè)項目投資提供依據(jù)，達到把“新建油氣產(chǎn)能產(chǎn)量符合率”落到實處的目的。

1 2013—2018年天然氣產(chǎn)能投資情況

大慶油田天然氣開發(fā)步入“十三五”后，不斷實現(xiàn)天然氣總產(chǎn)量的持續(xù)增長和經(jīng)濟效益的穩(wěn)步提升。2013—2018 年中國石油天然氣股份有限公司計劃鉆井77 口、基建井106 口，產(chǎn)能16.77×108m3，投資47.88 億元。2013—2018 年大慶油田實施鉆井51 口、基建井75 口，產(chǎn)能17.24×108m3，項目總投資46.40 億元。

根據(jù)天然氣產(chǎn)能特點，天然氣井井型分為深層水平井、深層直井、中淺層井三種類型。深層氣井采用直井水平井聯(lián)合、水平為主的開發(fā)方式，水平井產(chǎn)能占比58.12%。

深層水平井平均單井投資保持在1.34～1.62 億元。其中鉆完井單井投資受井深、水平段長度影響，2013、2015、2018 年1.0 億元左右，2014 和2017 年1.4 億元左右，2017 年芳深6-平1 雙分支水平井鉆完井單井投資2.5 億元。地面單井投資主要受依托條件、高含碳、凈化廠影響，剔除凈化廠因素，涉及站場擴建的高含碳深層井投資在2 000 萬元左右（低含碳深層井地面投資1 000萬元左右）[3]。

深層直井19口、基建井28口，產(chǎn)能6.27×108m3，項目總投資13.93 億元。深層直井單井投資保持在5 500 萬元。其中，鉆完井單井投資受井深影響，基本在4 000 萬元左右；地面單井投資與水平井規(guī)律相同，剔除凈化廠因素，涉及站場擴建的高含碳深層井投資在2 000 萬元左右（低含碳深層井地面投資1 000 萬元左右）。

中淺層直井11 口、基建井20 口，產(chǎn)能0.95×108m3，項目總投資1.48 億元。中淺層氣井由于工作量小，主要受開發(fā)區(qū)域影響較大，但單井投資基本保持在800 萬元左右；鉆完井受井深和壓裂影響，單井投資在550 萬元左右；地面建設(shè)受依托條件影響，單井投資在250～659 萬元。

2 新井投產(chǎn)效果分析

2013—2018 年累計新投產(chǎn)井75 口，投產(chǎn)當(dāng)年累計貢獻產(chǎn)量4.04×108m3，第1 年生產(chǎn)時率總體增加，由11%提高到34%，投產(chǎn)1 年后遞減率在8%～11.9%，后續(xù)年遞減率10%左右。

各類型井投產(chǎn)360 天內(nèi)、第6 個月、第12 個月平均單井產(chǎn)量均隨投產(chǎn)年份不同出現(xiàn)不同程度下降（圖1～圖3），表明開發(fā)儲層產(chǎn)能越來越差。

預(yù)測各類型井投產(chǎn)15 年后，單井估算的最終采收量（EUR）均隨投產(chǎn)年份不同出現(xiàn)不同程度下降（圖4），表明井控范圍越來越小，開發(fā)儲層物性越來越差。

圖1 投產(chǎn)360 天內(nèi)單井日產(chǎn)量Fig.1 Daily production of single well within 360 days of production

圖2 投產(chǎn)第6 個月單井日產(chǎn)量Fig.2 Daily production of single well in the 6th month

圖3 投產(chǎn)第12 個月單井日產(chǎn)量Fig.3 Daily production of single well in the 12th month

圖4 各類型單井EUR 變化情況Fig.4 Variation of EUR in each type of single well

徐深氣田經(jīng)過多年滾動開發(fā)，開發(fā)對象從以Ⅰ、Ⅱ類儲層為主的酸性火山巖氣藏逐步轉(zhuǎn)變?yōu)橐寓?、Ⅲ類儲層為主的火山巖氣藏及致密砂礫巖氣藏，儲層物性變差，導(dǎo)致水平井平均產(chǎn)量逐步降低，平均單井EUR 同步下降[4-6]。

徐深氣田的生產(chǎn)管理及配產(chǎn)方式不斷完善成熟，對不同類型氣井采用不同生產(chǎn)制度，深挖措施潛力，逐步形成了日監(jiān)控、月配產(chǎn)、季預(yù)警、年總結(jié)的“四步管理”開發(fā)調(diào)整模式，有效延緩了氣井產(chǎn)能遞減，使得近兩年氣井投產(chǎn)第1 年產(chǎn)量遞減率逐步降低，由高峰的11.9%降低至7.9%，氣井配產(chǎn)更為科學(xué)合理，保障了氣藏整體開發(fā)效益[7]。

3 天然氣效益評價

操作成本測算按照新井邊際成本考慮，操作成本中未考慮人員費用、廠礦管理費、其他輔助作業(yè)費等分攤費用；采用折算后氣井平均單井投資確定投資金額；按照當(dāng)年的實際氣價進行評價[8-10]。

大慶油田2013—2018 年天然氣開發(fā)總體效益較好，內(nèi)部收益率48.72%～-2.37%，平均內(nèi)部收益率為16.7%。在現(xiàn)有投資水平下，單井實際產(chǎn)量高于單井極限產(chǎn)量；在現(xiàn)有產(chǎn)量水平下，實際投資低于單井極限投資（表1、表2）。

表1 現(xiàn)有單井投資標(biāo)準下的最低產(chǎn)量Tab.1 Minimum production under existing single well investment standard

表2 現(xiàn)有單井產(chǎn)量標(biāo)準下的極限投資Tab.2 Limit of investment under existing single well production standard

4 投資確定模型

依據(jù)《大慶油田有限責(zé)任公司2020 年經(jīng)濟評價參數(shù)選取標(biāo)準及暫行辦法》確定評價參數(shù)，依據(jù)2013—2018 年不同井型實際產(chǎn)量與投資狀況，得出不同產(chǎn)量規(guī)模下內(nèi)部收益率達標(biāo)的投資界限模型。按內(nèi)部收益率為8%測算，根據(jù)2013—2018 年不同井型實際產(chǎn)量與投資狀況，得出不同產(chǎn)量規(guī)模下內(nèi)部收益率為8%的投資界限模型：①深層直井投資與初期單井日產(chǎn)量為近似多項式關(guān)系（圖5）；②深層水平井投資與初期單井日產(chǎn)量為近似多項式關(guān)系（圖6）；③中淺層直井投資與初期單井日產(chǎn)量為近似指數(shù)關(guān)系（圖7）。

圖5 深層直井單井日產(chǎn)量與投資極限關(guān)系Fig.5 Relationship between daily production and investment limit of single well in deep vertical well

圖6 深層水平井單井日產(chǎn)量與投資極限關(guān)系Fig.6 Relationship between daily production and investment limit of single well in deep horizontal well

圖7 中淺層直井單井日產(chǎn)量與投資極限關(guān)系Fig.7 Relationship between daily production and investment limit of vertical single well in middle and shallow layers

深層直井投資確定模型：

深層水平井投資確定模型：

中淺層直井投資確定模型：

式中：x為單井投資，萬元；y為初期單井日產(chǎn)量，104m3；R2為擬合優(yōu)度。

5 2020 年天然氣產(chǎn)能測算

按照“穩(wěn)定溶解氣、提升深層氣、開發(fā)中淺層氣”的思路，加快老區(qū)綜合挖潛和優(yōu)化合理工作制度，保穩(wěn)產(chǎn)，加快新發(fā)現(xiàn)擴邊儲量部署及未動用儲量評價步伐，促上產(chǎn)。加緊工作節(jié)奏，強化科學(xué)管理，精心謀劃，優(yōu)化部署，力爭實現(xiàn)2020 年規(guī)劃產(chǎn)量目標(biāo)45×108m3，產(chǎn)能5.54×108m3，規(guī)劃投資16.23 億元。

應(yīng)用投資界限模型對2020 年新建產(chǎn)能進行投資測算，按照內(nèi)部收益達標(biāo)模型測算松遼投資為23.14 億元，比規(guī)劃投資高6.9 億元。

6 結(jié)論及建議

不同產(chǎn)量規(guī)模下的投資界限模型的建立，能夠?qū)⒉煌汀⒊跗趩尉a(chǎn)量不同的各井型單井投資快速準確地測算出來，突破了以往的核算方式，從而為企業(yè)領(lǐng)導(dǎo)經(jīng)營決策提供支持，保證決策的準確性和實效化。

本模型僅適用于松遼盆地投資測算，模型投資的內(nèi)部收益率為8%，2020 年規(guī)劃投資平均內(nèi)部收益率為16.57%，規(guī)劃方案效益較好。

截至2018 年，天然氣開發(fā)對象全部為營城組火山巖，以后開發(fā)重點轉(zhuǎn)向營城組下部的沙河子組，井深增加，日產(chǎn)量下降，建議隨著開發(fā)對象的變化適時修正投資模型。