基于气藏产能投入产出分析的计划投资确定方法研究

大庆油田有限责任公司勘探开发研究院

随着国家经济的发展，对于能源的需求量不断攀升，天然气价格不断上涨，以及对气藏认识的加深和开发工艺的进步，非常规油气资源已成为开发主体[1]。近年来，油田公司新建产的油气资源以致密油气、页岩油气藏为主体，此类油气藏与常规油气资源相比，开采成本相对较高，钻探工程工艺技术比常规油气复杂，而且单井日产量低，没有稳产期，整个生产过程产量递减快[2]，造成新建产能规模与实际贡献产量匹配度低，在编制开发方案和年度业务发展及投资计划时，出现产能概念不清晰、产能规模虚高、产量落实程度低和经济效益评价难以落实等问题。为了确保新增投资的效果，促进国内油气业务可持续发展，客观真实地展现大庆油田2013—2018 年天然气产能建设的投入产出效果，急需一套天然气产能投资确定方法和模型，为合理确定油气田年度油气产能、新井产量、产能建设项目投资提供依据，达到把“新建油气产能产量符合率”落到实处的目的。

1 2013—2018年天然气产能投资情况

大庆油田天然气开发步入“十三五”后，不断实现天然气总产量的持续增长和经济效益的稳步提升。2013—2018 年中国石油天然气股份有限公司计划钻井77 口、基建井106 口，产能16.77×108m3，投资47.88 亿元。2013—2018 年大庆油田实施钻井51 口、基建井75 口，产能17.24×108m3，项目总投资46.40 亿元。

根据天然气产能特点，天然气井井型分为深层水平井、深层直井、中浅层井三种类型。深层气井采用直井水平井联合、水平为主的开发方式，水平井产能占比58.12%。

深层水平井平均单井投资保持在1.34～1.62 亿元。其中钻完井单井投资受井深、水平段长度影响，2013、2015、2018 年1.0 亿元左右，2014 和2017 年1.4 亿元左右，2017 年芳深6-平1 双分支水平井钻完井单井投资2.5 亿元。地面单井投资主要受依托条件、高含碳、净化厂影响，剔除净化厂因素，涉及站场扩建的高含碳深层井投资在2 000 万元左右（低含碳深层井地面投资1 000万元左右）[3]。

深层直井19口、基建井28口，产能6.27×108m3，项目总投资13.93 亿元。深层直井单井投资保持在5 500 万元。其中，钻完井单井投资受井深影响，基本在4 000 万元左右；地面单井投资与水平井规律相同，剔除净化厂因素，涉及站场扩建的高含碳深层井投资在2 000 万元左右（低含碳深层井地面投资1 000 万元左右）。

中浅层直井11 口、基建井20 口，产能0.95×108m3，项目总投资1.48 亿元。中浅层气井由于工作量小，主要受开发区域影响较大，但单井投资基本保持在800 万元左右；钻完井受井深和压裂影响，单井投资在550 万元左右；地面建设受依托条件影响，单井投资在250～659 万元。

2 新井投产效果分析

2013—2018 年累计新投产井75 口，投产当年累计贡献产量4.04×108m3，第1 年生产时率总体增加，由11%提高到34%，投产1 年后递减率在8%～11.9%，后续年递减率10%左右。

各类型井投产360 天内、第6 个月、第12 个月平均单井产量均随投产年份不同出现不同程度下降（图1～图3），表明开发储层产能越来越差。

预测各类型井投产15 年后，单井估算的最终采收量（EUR）均随投产年份不同出现不同程度下降（图4），表明井控范围越来越小，开发储层物性越来越差。

图1 投产360 天内单井日产量Fig.1 Daily production of single well within 360 days of production

图2 投产第6 个月单井日产量Fig.2 Daily production of single well in the 6th month

图3 投产第12 个月单井日产量Fig.3 Daily production of single well in the 12th month

图4 各类型单井EUR 变化情况Fig.4 Variation of EUR in each type of single well

徐深气田经过多年滚动开发，开发对象从以Ⅰ、Ⅱ类储层为主的酸性火山岩气藏逐步转变为以Ⅱ、Ⅲ类储层为主的火山岩气藏及致密砂砾岩气藏，储层物性变差，导致水平井平均产量逐步降低，平均单井EUR 同步下降[4-6]。

徐深气田的生产管理及配产方式不断完善成熟，对不同类型气井采用不同生产制度，深挖措施潜力，逐步形成了日监控、月配产、季预警、年总结的“四步管理”开发调整模式，有效延缓了气井产能递减，使得近两年气井投产第1 年产量递减率逐步降低，由高峰的11.9%降低至7.9%，气井配产更为科学合理，保障了气藏整体开发效益[7]。

3 天然气效益评价

操作成本测算按照新井边际成本考虑，操作成本中未考虑人员费用、厂矿管理费、其他辅助作业费等分摊费用；采用折算后气井平均单井投资确定投资金额；按照当年的实际气价进行评价[8-10]。

大庆油田2013—2018 年天然气开发总体效益较好，内部收益率48.72%～-2.37%，平均内部收益率为16.7%。在现有投资水平下，单井实际产量高于单井极限产量；在现有产量水平下，实际投资低于单井极限投资（表1、表2）。

表1 现有单井投资标准下的最低产量Tab.1 Minimum production under existing single well investment standard

表2 现有单井产量标准下的极限投资Tab.2 Limit of investment under existing single well production standard

4 投资确定模型

依据《大庆油田有限责任公司2020 年经济评价参数选取标准及暂行办法》确定评价参数，依据2013—2018 年不同井型实际产量与投资状况，得出不同产量规模下内部收益率达标的投资界限模型。按内部收益率为8%测算，根据2013—2018 年不同井型实际产量与投资状况，得出不同产量规模下内部收益率为8%的投资界限模型：①深层直井投资与初期单井日产量为近似多项式关系（图5）；②深层水平井投资与初期单井日产量为近似多项式关系（图6）；③中浅层直井投资与初期单井日产量为近似指数关系（图7）。

图5 深层直井单井日产量与投资极限关系Fig.5 Relationship between daily production and investment limit of single well in deep vertical well

图6 深层水平井单井日产量与投资极限关系Fig.6 Relationship between daily production and investment limit of single well in deep horizontal well

图7 中浅层直井单井日产量与投资极限关系Fig.7 Relationship between daily production and investment limit of vertical single well in middle and shallow layers

深层直井投资确定模型：

深层水平井投资确定模型：

中浅层直井投资确定模型：

式中：x为单井投资，万元；y为初期单井日产量，104m3；R2为拟合优度。

5 2020 年天然气产能测算

按照“稳定溶解气、提升深层气、开发中浅层气”的思路，加快老区综合挖潜和优化合理工作制度，保稳产，加快新发现扩边储量部署及未动用储量评价步伐，促上产。加紧工作节奏，强化科学管理，精心谋划，优化部署，力争实现2020 年规划产量目标45×108m3，产能5.54×108m3，规划投资16.23 亿元。

应用投资界限模型对2020 年新建产能进行投资测算，按照内部收益达标模型测算松辽投资为23.14 亿元，比规划投资高6.9 亿元。

6 结论及建议

不同产量规模下的投资界限模型的建立，能够将不同井型、初期单井产量不同的各井型单井投资快速准确地测算出来，突破了以往的核算方式，从而为企业领导经营决策提供支持，保证决策的准确性和实效化。

本模型仅适用于松辽盆地投资测算，模型投资的内部收益率为8%，2020 年规划投资平均内部收益率为16.57%，规划方案效益较好。

截至2018 年，天然气开发对象全部为营城组火山岩，以后开发重点转向营城组下部的沙河子组，井深增加，日产量下降，建议随着开发对象的变化适时修正投资模型。