氣藏開(kāi)發(fā)操作成本經(jīng)濟(jì)界限模型與應(yīng)用

陳 塵 楊 軍 程嵐嵐 李坤運(yùn) 龍 濤 鐘雨師 陳 武

1.西南石油大學(xué)，四川 成都 610500 2.中國(guó)石油西南油氣田公司，四川 成都 610051 3.中國(guó)石油大港油田分公司，天津 300280 4.中國(guó)石化西南油氣分公司，四川 成都 610081

0 前言

近年來(lái)天然氣的需求越來(lái)越大，通過(guò)加大天然氣氣藏的勘探開(kāi)發(fā)力度，我國(guó)天然氣儲(chǔ)量和產(chǎn)量連續(xù)多年保持穩(wěn)定增長(zhǎng)，但隨著天然氣下游用戶(hù)的不斷擴(kuò)大，仍難以滿(mǎn)足日益增長(zhǎng)的天然氣需求。為此，在加大區(qū)域勘探力度，尋求新的突破和發(fā)現(xiàn)的同時(shí)，重視對(duì)現(xiàn)有天然氣氣藏開(kāi)發(fā)操作成本經(jīng)濟(jì)界限研究就尤為重要，這也是提高天然氣氣藏開(kāi)發(fā)效益的重要途徑。

1 氣藏開(kāi)發(fā)操作成本經(jīng)濟(jì)界限模型

在此研究中，天然氣氣藏開(kāi)發(fā)操作成本經(jīng)濟(jì)界限模型的建立主要是運(yùn)用技術(shù)經(jīng)濟(jì)的基本原理，將收入和支出均折算為初始年份（氣田產(chǎn)能建設(shè)完成，正式投產(chǎn)）的現(xiàn)值［1～3］。

1.1 氣藏銷(xiāo)售收入估算

天然氣銷(xiāo)售收入是指銷(xiāo)售收入扣除銷(xiāo)售稅金及附加后的現(xiàn)值。一般的計(jì)算式為：

式中q——單井天然氣產(chǎn)量，m3（取值為30 000～150 000）；

T——天然氣年生產(chǎn)天數(shù)，d（取值為330）；

P——天然氣銷(xiāo)售價(jià)格，元/m3（取值為0.6～2）；

K——天然氣商品率，%（取值為97）；

Tx——綜合稅率，%（取值為8）；

Ir——基準(zhǔn)收益率，%（取值為12）；

D——年綜合遞減率，%（取值為10）；

n——天然氣開(kāi)采期，a（取值為20）；

e——指數(shù)遞減方式。

1.2 氣藏收益性支出估算

收益性支出包括年操作費(fèi)用和單位產(chǎn)量分?jǐn)偟目碧劫M(fèi)用。一般的計(jì)算公式為：

式中C操作——單位產(chǎn)量天然氣操作成本，元/m3（待定）；

C勘探——單位產(chǎn)量天然氣的勘探費(fèi)用，元/m3（取值為 0.06）。

1.3 氣藏資本性支出估算

天然氣資本性支出包括固定資產(chǎn)總投入，主要是天然氣產(chǎn)能建設(shè)的鉆井工程投資、地面建設(shè)及配套工程投資等［4～11］。

表1 氣藏操作成本經(jīng)濟(jì)界限關(guān)系表

式中C鉆井——鉆井綜合成本，元/m（取值為3 000）；

H——井深，m（取值為1 000～4 000）；

f——鉆井成功率，%（取值為95）；

λ——注水井比例，%（取值為10）；

M——單井地面建設(shè)費(fèi)用，元/井（取值為3 000 000）。

1.4 操作成本經(jīng)濟(jì)界限模型

在整個(gè)天然氣氣藏開(kāi)發(fā)過(guò)程中，資本性支出與收益凈現(xiàn)值相等，即：

從式（4）中求得C操作值，得到天然氣氣藏開(kāi)發(fā)操作成本經(jīng)濟(jì)界限值。即：

2 操作成本經(jīng)濟(jì)界限計(jì)算及分析

2.1 操作成本經(jīng)濟(jì)界限計(jì)算結(jié)果

根據(jù)天然氣操作成本經(jīng)濟(jì)界限模型式（5），天然氣操作成本經(jīng)濟(jì)界限結(jié)果見(jiàn)表1。由表1可知，天然氣操作成本經(jīng)濟(jì)界限與井深、單井日產(chǎn)量、天然氣價(jià)格存在緊密的關(guān)系。在井深和單井日產(chǎn)量不變的情況下，操作成本經(jīng)濟(jì)界限隨天然氣價(jià)格的增加而增加，天然氣價(jià)格越高，操作成本經(jīng)濟(jì)界限越大，即天然氣操作成本經(jīng)濟(jì)界限與其價(jià)格呈正相關(guān)。在單井日產(chǎn)量與天然氣價(jià)格不變的情況下，隨著井深的增加，操作成本經(jīng)濟(jì)界限降低，即井深與操作成本的經(jīng)濟(jì)界限呈負(fù)相關(guān)，隨著井深的增加，操作成本降低才能使油氣田的開(kāi)采處于不虧損的狀態(tài)。在天然氣價(jià)格和井深不變的情況下，隨著單井日產(chǎn)量的增加，操作成本經(jīng)濟(jì)界限也增加，單井日產(chǎn)量與天然氣操作成本經(jīng)濟(jì)界限呈正相關(guān)。

2.2 操作成本經(jīng)濟(jì)界限回歸分析模型

根據(jù)表1對(duì)天然氣操作成本經(jīng)濟(jì)界限的測(cè)算結(jié)果，運(yùn)用SPSS軟件進(jìn)行回歸分析，結(jié)果見(jiàn)表2～4。

表2 回歸精度

天然氣操作成本經(jīng)濟(jì)界限與天然氣價(jià)格、井深和單井日產(chǎn)量的相關(guān)系數(shù)為0.996，判定系數(shù)和調(diào)整的判定系數(shù)均為0.993，說(shuō)明天然氣操作成本經(jīng)濟(jì)界限與天然氣價(jià)格、井深和單井日產(chǎn)量密切相關(guān)。

表3 方差分析

表4 回歸系數(shù)

從表3可知，因變量天然氣操作成本經(jīng)濟(jì)界限拒絕天然氣價(jià)格、井深和單井日產(chǎn)量3個(gè)自變量的概率小于0.001。

從表4可知，3個(gè)自變量的相伴概率值均為0，小于顯著性水平0.05；3個(gè)自變量的t檢驗(yàn)統(tǒng)計(jì)量的絕對(duì)值都大于臨界值ta/2(3)=3.1824，說(shuō)明這3個(gè)參數(shù)與天然氣操作成本經(jīng)濟(jì)界限存在相關(guān)性。標(biāo)準(zhǔn)差是各個(gè)自變量之間的平均差異情況，標(biāo)準(zhǔn)差系數(shù)是標(biāo)準(zhǔn)差與平均數(shù)的比值。

經(jīng)過(guò)上述計(jì)算分析，得到天然氣操作成本經(jīng)濟(jì)界限和天然氣價(jià)格、井深、單井日產(chǎn)量的數(shù)學(xué)模型為：

式（6）的經(jīng)濟(jì)含義是天然氣價(jià)格每增加1元/m3，天然氣操作成本經(jīng)濟(jì)界限增加0.892元/m3；井深每增加1m，天然氣操作成本經(jīng)濟(jì)界限降低2.71×10-5元/m3；單井日產(chǎn)量每增加1m3/d，天然氣操作成本經(jīng)濟(jì)界限提高 1.231×10-6元/m3。

2.3 操作成本經(jīng)濟(jì)界限敏感性分析

影響天然氣操作成本經(jīng)濟(jì)界限的因素很多，為了找出最敏感性因素，規(guī)避風(fēng)險(xiǎn)，有必要對(duì)天然氣操作成本經(jīng)濟(jì)界限進(jìn)行敏感性分析。用天然氣操作成本經(jīng)濟(jì)界限分別就天然氣價(jià)格、井深、單井日產(chǎn)量、年綜合遞減率、單井地面建設(shè)費(fèi)用等5個(gè)不確定因素來(lái)做單因素敏感性分析。天然氣價(jià)格選取1.4元/m3，井深選取3 000m，單井日產(chǎn)量選取60 000m3/d，年綜合遞減率選取10%，單井地面建設(shè)費(fèi)用選取3 000 000元/井作為基準(zhǔn)，進(jìn)行敏感性分析，結(jié)果見(jiàn)表5。

表5 操作成本經(jīng)濟(jì)界限敏感性分析

3 天然氣操作成本經(jīng)濟(jì)界限應(yīng)用

根據(jù)某氣田天然氣氣藏開(kāi)發(fā)數(shù)據(jù)，結(jié)合天然氣操作成本經(jīng)濟(jì)界限回歸模型，在天然氣價(jià)格為1.4元/m3時(shí)，計(jì)算得到各天然氣氣藏開(kāi)發(fā)的操作成本經(jīng)濟(jì)界限值，見(jiàn)表6。

表6 某氣田氣藏操作成本經(jīng)濟(jì)界限計(jì)算結(jié)果

從表6可知，在天然氣氣藏開(kāi)發(fā)過(guò)程中，如果各氣藏的實(shí)際操作成本低于計(jì)算的操作成本經(jīng)濟(jì)界限值，則該氣藏有利潤(rùn)，成本越低，氣藏利潤(rùn)越高。

4 結(jié)論

a）天然氣操作成本經(jīng)濟(jì)界限與井深呈負(fù)相關(guān)關(guān)系，與單井日產(chǎn)量和天然氣價(jià)格呈正相關(guān)關(guān)系。

b）天然氣操作成本經(jīng)濟(jì)界限與井深、單井日產(chǎn)量、天然氣價(jià)格之間的回歸模型是：C=－0.194+0.892P－2.71×10-5H+1.231×10-6q，其相關(guān)系數(shù)是 0.996。

c）天然氣操作成本經(jīng)濟(jì)界限最敏感因素是天然氣價(jià)格，其次是單井日產(chǎn)量和井深，最不敏感因素為單井地面建設(shè)費(fèi)用和年綜合遞減率。因此天然氣價(jià)格的波動(dòng)、天然氣單井產(chǎn)量的大小和氣藏的埋深應(yīng)引起氣田管理者的重視。

d）受氣田情況、國(guó)家宏觀政策、地質(zhì)條件等因素的影響，計(jì)算不同氣田天然氣操作成本經(jīng)濟(jì)界限所取參數(shù)不同，天然氣操作成本經(jīng)濟(jì)界限與井深、單井日產(chǎn)量和天然氣價(jià)格的關(guān)系也不同。

［1］陳 武，鐘水清.油田單井最低產(chǎn)量分析方法研究［J］.鉆采工藝，2005，3（3）：50-52.

［2］楊通佑，范尚炯.石油及天然氣儲(chǔ)量計(jì)算方法［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1998，88-95.

［3］劉先濤.石油工業(yè)技術(shù)經(jīng)濟(jì)學(xué)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1995，103-134.

［4］賈承造.油氣儲(chǔ)量評(píng)估方法［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1995，87-94.

［5］余建英，何旭宏.數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)分析與 SPSS應(yīng)用［M］.北京：人民郵電出版社，2003，66-98.

［6］王克強(qiáng)，王洪衛(wèi).Excel在工程經(jīng)濟(jì)學(xué)中的應(yīng)用［M］.上海：上海財(cái)經(jīng)大學(xué)出版社，2005，77-99.

［7］陳 武，曲曉強(qiáng)，陳 塵，等.油田產(chǎn)能建設(shè)鉆井成本最優(yōu)經(jīng)濟(jì)界限研究［J］.鉆采工藝，2011，34（6）：29-32.

［8］陳 武，陳光海.天然氣生產(chǎn)成本分析方法與控制研究［J］.鉆采工藝，2004，27（1）：17-19.

［9］陳 武，周忠平.油田開(kāi)發(fā)初始經(jīng)濟(jì)產(chǎn)量分析方法研究［J］.鉆采工藝，2005，28（3）：53-54.

［10］梁光川，程圓晶，馬 紅，等.集輸管道效率分析及節(jié)能研究［J］.天然氣與石油，2011，29（5）：27-31.

［11］李武廣，楊勝來(lái)，殷丹丹，等.頁(yè)巖氣田開(kāi)發(fā)技術(shù)與策略綜述［J］.天然氣與石油，2011，29（1）：37-39.