縫洞型碳酸鹽巖油藏開發(fā)經濟評價模型研究

張 瑩，崔艷菲

(中海石油氣電集團有限責任公司技術研發(fā)中心，北京 100028)

由于碳酸鹽巖油藏的特殊性，常規(guī)油氣藏的經濟評價方法已不能滿足該類油藏評價需求，且不能快速為該類油藏前期投資目標篩選決策提供數據支持，本文通過分析該類油藏的特殊性，在常規(guī)油藏經濟評價中提取出需要結合油藏特性進行經濟評價、及原有經濟評價方法需要改進的部分，并根據投入產出規(guī)律總結，提出了符合碳酸鹽巖開發(fā)特點的經濟評價方法，構建了相應的經濟評價模型。

1 經濟評價模型構建

1.1 銷售收入估算

銷售收入是影響油藏開發(fā)經濟性的關鍵因素，根據油藏特點，在早期階段合理預測銷售收入重要。碳酸鹽巖油藏，在開發(fā)方式上，開發(fā)早期利用天然能量開發(fā)，中后期時針對封閉的定容體在油井停噴轉抽及深抽無效后采用單井注水替油開發(fā)，對天然能量一般的多井連通單元則在開發(fā)中后期采用注水補充能量開發(fā)。碳酸鹽巖油藏，由于天然能量、儲集體發(fā)育程度及開采方式等因素影響，各縫洞單元產量變化表現出不同的特征。其產量隨著油田含水的變化而變化，從無水、低含水、到中含水期再到高含水期油藏的產量階段一般會經歷上產、相對穩(wěn)產、快速遞減、緩慢遞減過程。遞減階段的遞減特征一般為指數遞減[1]。也有一部分油藏開采的遞減階段表現為雙曲線遞減或調和遞減。

綜上所述，碳酸鹽巖油藏開發(fā)其銷售收入隨油田含水的變化而變化，分為上產期、相對穩(wěn)產期、遞減期三個階段，其中遞減期又分為快速遞減期及緩慢遞減期。N1為勘探年限，N2為開發(fā)工程建設年限，N3為上產年限，N4為穩(wěn)產年限，N5為快速遞減年限，N6為緩慢遞減年限。

假設：上產期產量按直線增長，上產期銷售收入為：

(1)

穩(wěn)產期的銷售收入為：

CIt=fs×Q×V×P

(2)

Q為探明地質儲量，V為穩(wěn)產期采油速度；fs為商品率；P為油價

遞減期的銷售收入以穩(wěn)產期為基礎按產量遞減規(guī)律預測：

快速遞減期銷售收入：

CI(Q)t=fs×Q×V×e-a1(t-N1-N2-N3-N4)×P

(3)

緩慢遞減期銷售收入：

CI(Q)t=fs×Q×V×e-a1(N3+N4+N5)×e-a2(t-N1-N2-N3-N4-N5)×P

(4)

上產期限、穩(wěn)產期限和遞減期限以及遞減規(guī)律根據預測的油藏類型通過類比確定。

指數遞減為碳酸鹽巖油藏的主要遞減特征，其他的遞減規(guī)律特征還有雙曲線遞減及調和遞減：

雙曲線遞減：

(5)

調和遞減：

(6)

1.2 碳酸鹽巖油藏開發(fā)項目凈現金流量計算模型

設石油價格為p，石油商品率為fs，石油(天然氣)地質儲量為Q，預計穩(wěn)產期石油產量為q。i0為基準折現率。N1為勘探年限，N2為開發(fā)工程建設年限，N3為上產年限，N4為穩(wěn)產年限，N5為快速遞減年限，N6為緩慢遞減年限。Cl為流動資金，Ik為勘探投資(指從決策時點直到探明資源的全部勘探投入)，Izc為鉆采工程投資(鉆井工程投資(Iz)+采油工程投資(Ic))，Id為地面系統(tǒng)工程投資，Cj為經營成本，Tc為所得稅，Tp為特別收益金，To為其他稅(增值稅等)，g為從勘探開始的年份到計算凈現金流量的年份。碳酸鹽巖油藏開發(fā)經濟評價模型建立過程如下：

考慮資金時間價值的銷售收入：

(7)

考慮資金時間價值的產能建設投資：

(8)

碳酸鹽巖油藏開發(fā)項目凈現金流量計算模型為：

(9)

式(9)即為碳酸鹽巖油藏開發(fā)項目凈現金流量計算模型。

1.3 縫洞單元最小經濟儲量規(guī)模模型

縫洞單元最小經濟儲量規(guī)模是借鑒區(qū)塊最低儲量規(guī)模的定義提出的。區(qū)塊最低儲量規(guī)模是指在現有工藝技術、政治經濟條件下，預測的探明儲量開采后的收益剛好回收前期勘探開發(fā)生產和合同相關費用支出，即區(qū)塊內潛在油田投入開發(fā)取得的凈現值等于考慮時間價值的前期投入，這時計算出來的儲量規(guī)模即為區(qū)塊最低儲量規(guī)模。在油氣勘探投資決策中，常需根據探明油氣儲量做出勘探投資決策。

碳酸鹽巖油藏與常規(guī)砂巖油藏有很大不同，該類型油藏具有嚴重的非均一性，不同縫洞單元間被致密層隔擋，互不連通，每個縫洞單元可作為一個單獨的油藏獨立進行開發(fā)[2]。

開發(fā)過程中縫洞體也是逐步篩選動用，儲集體規(guī)模往往由大變小，構造也由高變低。通過建立縫洞單元最小經濟儲量規(guī)模模型，就可通過對比目標開發(fā)縫洞單元的探明地質儲量與期最小經濟儲量規(guī)模，判斷投資的經濟效益和可能的風險，從而避免在那些明顯不具備效益的高風險縫洞單元的投資。

羅東坤教授提出了天然氣儲量最低經濟規(guī)模評估方法[3]，本文將該方法與碳酸鹽巖油藏特點相結合，建立縫洞單元最小經濟儲量規(guī)模模型如下：

首先，建立NPV模型：

(10)

令該式等于0，解出的Q就是在該區(qū)塊進行勘探時所要求的原油最小經濟儲量規(guī)模。

式中，N1為勘探年限，N2為開發(fā)工程建設年限，N3為上產年限，N4為穩(wěn)產年限，N5為快速遞減年限，N6為緩慢遞減年限。V為開發(fā)方案設計的穩(wěn)產期采油速度。

(11)

式中：

Ik—勘探投資

IQ—單位產能建設投資(Ie=Q×IQ)

Cl=(1%～5%)×Q×IQ

(12)

idj—單位產量經營成本(假定經營成本在壽命期不變)

Cj=idj×qt

(13)

Txx—單位商品原油的綜合稅率

Txx(Q)=Q×Txx

(14)

綜上所述：

(15)

令上式為0，解得

(16)

公式(16)即為縫洞單元最小經濟儲量規(guī)模模型。

1.4 實證研究

為了驗證本章所建立的銷售收入估算模型及碳酸鹽巖油藏開發(fā)項目凈現金流量估算模型，本部分將引用模擬數據驗證方法的在實際應用中的可行性。實證分析過程如下：

1.4.1 基礎數據

勘探年限N1為1年，開發(fā)工程建設年限N2為3年，上產年限N3為2年，穩(wěn)產年限N4為2年，快速遞減年限N5為4年，呈指數遞減，遞減指數為0.0246，緩慢遞減年限N6為7年，呈指數遞減，遞減指數為0.0114。從勘探開始的年份到計算凈現金流量的年份g為4。

i0為基準折現率，本文假設考慮技術進步因子后的基準折現率15%。

石油價格p取國際油價為70美元/桶時相對應的銷售價格2740元/t(不含稅)。

石油商品率fs= 96.17%。

暫不考慮流動資金的投入與回收。

勘探投資Ik為2871.91萬元，鉆采工程投資總額Izc為17524萬元，地面工程投資Id為23330.16萬元。

Tp為特別收益假設在70美元/桶的油價條件下對應的特別收益金為158元/t。單位油氣產量其他管理費用定額53.07元/t，銷售費用占銷售收入比例0.35%。

Tc為所得稅，所得稅稅率為25%。

操作成本數據，單位產液量可變操作成本cy為180.86元/t，單井固定操作成本cn為72.33萬元/井，井數為36口。

所得稅征收總額 = 利潤總額×所得稅稅率

利潤總額 = 銷售收入 - 總成本 -石油特別收益金 - 所得稅及附加

各年的所得稅+特別收益金+其他稅(增值稅等)總和按1825萬元每年計算。

1.4.2 凈現金流量計算過程

經營成本= 油氣操作成本+礦產資源補償費+特別收益金+其他管理費+銷售費用

其他管理費用 = 單位油氣產量*單位油氣產量其他管理費用定額

銷售費用 = 銷售收入*銷售費用占銷售收入比例

帶入已知數據，經計算，各年經營成本數據如表1。

表1 各年經營成本

按公式(1)～(4)估算各年的銷售收入，計算結果見表2。

表2 各年銷售收入

將以上數據代入公式(9)，計算得該項目的NPV值為20393萬元。

1.4.3 結果分析

通過以上的實例計算可以看出本文所建立的凈現金流量計算模型在預測實際開發(fā)項目的凈現金流量時具有很好的適用性。但同時也需要注意到，要做出項目是否進行開發(fā)的決策還需結合項目的具體情況。在經濟評價方面，除NPV指標外，還應該綜合考慮項目的其它技術經濟指標，包括內部收益率、投資回收期等。本文所建立的分年現金流量計算方法也同時可以應用于這些指標的計算。另外，投資決策還應考慮到項目的風險性，包括不確定性分析及敏感性分析。這些分析方法都已經十分成熟，并具有廣泛的適用性，本文在此不加以討論。

2 結論及建議

本文分析了碳酸鹽巖油藏開發(fā)項目的特點，將碳酸鹽巖油藏開發(fā)特點與常規(guī)經濟評價方法相結合，構建了相應的技術經濟評價模型，分別為碳酸鹽巖油藏開發(fā)項目的凈現金流量模型、縫洞單元經濟產能邊界模型，并通過實例分析，證明其具有較好的適用性及可操作性。希望在今后的研究中能夠進一步完善碳酸鹽巖油藏開發(fā)經濟評價方法研究，為該類油藏的大規(guī)模開發(fā)提供投資決策支撐，進一步促進該類油藏的深度開發(fā)，這不僅能為國家爭取寶貴的油氣資源，而且可以為國家贏得可觀的稅收，對改善國家能源結構，緩解能源緊張，促進經濟社會可持續(xù)發(fā)展都具有重要意義。