基于數(shù)值模擬法與油藏開(kāi)發(fā)經(jīng)營(yíng)一體化思想的頁(yè)巖油藏經(jīng)濟(jì)決策研究

吳昊鏹，彭小龍，朱蘇陽(yáng)，唐杰鴻，王超文，鄧鵬

（西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川成都610500）

近年我國(guó)油氣資源對(duì)外依存度已經(jīng)突破70%，目前油氣市場(chǎng)需求情況需要大力開(kāi)發(fā)國(guó)內(nèi)油氣以保障國(guó)家能源戰(zhàn)略安全。全球的非常規(guī)油氣勘探開(kāi)發(fā)已進(jìn)入活躍期，頁(yè)巖氣、致密油、致密氣產(chǎn)量快速增長(zhǎng)。我國(guó)頁(yè)巖油儲(chǔ)量資源豐富，截至2020年，中國(guó)目前已探明中低成熟度頁(yè)巖油原位轉(zhuǎn)化技術(shù)可采資源儲(chǔ)量為（700～900）×108t；中等油價(jià)（60～65美元/桶）下的經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量為（150～200）×108t；中高成熟度頁(yè)巖油地質(zhì)資源儲(chǔ)量約為100×108t，位居世界第三，具有較好的接替潛力[1-2]。

頁(yè)巖油等非常規(guī)能源的開(kāi)發(fā)具有投資規(guī)模大、投資回收期長(zhǎng)等特點(diǎn)，成本是常規(guī)油氣勘探開(kāi)發(fā)成本的數(shù)倍甚至數(shù)十倍，且投資風(fēng)險(xiǎn)巨大。因此，頁(yè)巖油的經(jīng)濟(jì)開(kāi)發(fā)方式研究至關(guān)重要。2016年，SAINI等[3]通過(guò)當(dāng)時(shí)的油價(jià)計(jì)算投資回收率，認(rèn)為即使在低油價(jià)情況下，直井蒸汽輔助重力驅(qū)對(duì)于稠油油藏開(kāi)發(fā)仍然是一個(gè)經(jīng)濟(jì)型的開(kāi)發(fā)方式。2017年，LIU等[4]針對(duì)中國(guó)遼河油田煤基合成天然氣（SNG）的開(kāi)發(fā)，利用盈虧平衡分析方法得到相應(yīng)的盈虧平衡原油價(jià)格為62美元/桶，因此在當(dāng)時(shí)的油價(jià)下，開(kāi)發(fā)煤基合成天然氣可能導(dǎo)致嚴(yán)重的經(jīng)濟(jì)風(fēng)險(xiǎn)。2020年，HUANG等[5]從凈現(xiàn)值和投資回收期兩個(gè)方面分析計(jì)算了頁(yè)巖油開(kāi)發(fā)中等油價(jià)下的采用熱蒸汽驅(qū)的開(kāi)發(fā)方式的投資回報(bào)率問(wèn)題。2020年，SONG等[6]通過(guò)室內(nèi)試驗(yàn)分析了基于CO2吞吐的致密油提高采收率方法，但從經(jīng)濟(jì)角度，二氧化碳的氣源需要獲得發(fā)電廠、煉油廠或CO2儲(chǔ)氣庫(kù)等的穩(wěn)定支持，否則CO2吞吐的經(jīng)濟(jì)性難以保障。

目前的研究均針對(duì)某一種非常規(guī)油氣的開(kāi)發(fā)方式從當(dāng)時(shí)油價(jià)情況來(lái)評(píng)價(jià)開(kāi)發(fā)方式的合理性和經(jīng)濟(jì)性，并沒(méi)有從油價(jià)預(yù)測(cè)以及油價(jià)波動(dòng)的角度出發(fā)，在不同的開(kāi)發(fā)階段以及不同油價(jià)條件下選擇相應(yīng)的開(kāi)發(fā)方式。因此，本文基于油藏開(kāi)發(fā)經(jīng)營(yíng)一體化思想，對(duì)頁(yè)巖油藏在不同油價(jià)、不同開(kāi)發(fā)階段的開(kāi)發(fā)方式進(jìn)行了經(jīng)濟(jì)優(yōu)選，設(shè)計(jì)不同的提高采收率方式組合進(jìn)行指標(biāo)預(yù)測(cè)，優(yōu)選不同油價(jià)、不同開(kāi)發(fā)階段的開(kāi)發(fā)方式。

1 滄東凹陷孔二段頁(yè)巖油開(kāi)發(fā)難點(diǎn)

研究區(qū)塊位于大港油田渤海灣盆地滄東凹陷孔店組二段地區(qū)背斜構(gòu)造KN9井高部位[7]，如圖1所示，主要目的層為E21，E22和E23油組，巖性以細(xì)粒沉積物為主，埋藏深度為3 700～4 200 m，屬于中—高等埋深儲(chǔ)層。該區(qū)塊海拔高度為20～35 m，平均海拔為21.5 m，大陸性季風(fēng)氣候，年平均溫度為11℃，最高溫度為35℃，最低溫度為-19.5℃，年平均降水量為550～600 mm。其邊界為構(gòu)造帶，區(qū)塊內(nèi)目前完鉆W1—W8采油井8口，其中W1—W6為直井，W7和W8為水平井。

目的層E2段整體均較致密，孔隙度多分布在5%以下，非裂縫發(fā)育區(qū)滲透率一般小于1×10-3μm2，且?guī)r石脆性指數(shù)大，脆性指數(shù)平均為72.4。油藏類型為巖性油藏、構(gòu)造巖性油藏與頁(yè)巖油疊置連片分布[8-10]，屬于中型、高豐度、高埋深油藏，且多層系發(fā)育，原油中等黏度，高含蠟含膠，構(gòu)造縫發(fā)育。工區(qū)頁(yè)巖油藏性質(zhì)統(tǒng)計(jì)如表1所示。

根據(jù)目標(biāo)油藏的性質(zhì)評(píng)價(jià)，可以總結(jié)開(kāi)發(fā)難點(diǎn)：1）埋深較深，開(kāi)發(fā)風(fēng)險(xiǎn)較高且方案容錯(cuò)率較低；2）油藏壓力正常，體積壓裂衰竭式開(kāi)發(fā)壓力下降較快，后期需要有效補(bǔ)充能量；3）儲(chǔ)層的致密程度決定了水平井體積壓裂的開(kāi)采方式，前期和后期投入都十分巨大，如何在油藏的開(kāi)發(fā)中期（穩(wěn)產(chǎn)）、后期（遞減）選擇開(kāi)發(fā)方式使得在不同的國(guó)際油價(jià)下降本增效，需要進(jìn)行頁(yè)巖油藏開(kāi)發(fā)經(jīng)營(yíng)一體化的經(jīng)濟(jì)決策研究。

2 頁(yè)巖油藏開(kāi)發(fā)經(jīng)營(yíng)一體化的經(jīng)濟(jì)決策研究

2.1 經(jīng)濟(jì)決策流程

本文提出了采用油藏開(kāi)發(fā)經(jīng)營(yíng)一體化的決策方法，對(duì)目標(biāo)工區(qū)頁(yè)巖油藏在不同的國(guó)際油價(jià)下進(jìn)行開(kāi)發(fā)方式的選擇。首先，根據(jù)目標(biāo)油藏的地質(zhì)模型，依照《致密油評(píng)價(jià)方法：GB/T 34906—2017》[11]，選擇縱向和平面上的地質(zhì)優(yōu)質(zhì)“甜點(diǎn)”區(qū)，建立開(kāi)發(fā)機(jī)理模型，根據(jù)此機(jī)理模型運(yùn)用油藏工程方法和數(shù)值模擬法進(jìn)行水平井—直井聯(lián)采模式的注CO2，CH4和N2驅(qū)替，以及CO2吞吐的開(kāi)發(fā)方式參數(shù)設(shè)計(jì)。其次將不同的提高采收率方式進(jìn)行組合設(shè)計(jì)，形成7套完整的整體開(kāi)發(fā)方案，通過(guò)數(shù)值模擬進(jìn)行指標(biāo)預(yù)測(cè)。然后依據(jù)未來(lái)二十年的國(guó)際油價(jià)預(yù)測(cè)，運(yùn)用經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)方法和公式計(jì)算累計(jì)凈現(xiàn)值與收益率，從中選擇出不同區(qū)間的國(guó)際油價(jià)下的最優(yōu)開(kāi)發(fā)方案，據(jù)此形成一套完整的頁(yè)巖油藏開(kāi)發(fā)前中后期的組合整體方法，最后對(duì)此方案進(jìn)行經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)并與其他單一方案進(jìn)行對(duì)比，評(píng)價(jià)該方案的優(yōu)劣性。圖2為頁(yè)巖油藏開(kāi)發(fā)經(jīng)營(yíng)一體化的經(jīng)濟(jì)決策流程圖。

2.2 數(shù)值模擬方案設(shè)計(jì)

該頁(yè)巖油藏天然能量不足，水平井多段壓裂后衰竭式開(kāi)發(fā)效果不理想，采收率不足10%，需要進(jìn)行能量補(bǔ)充。大規(guī)模體積壓裂改造后，地層較深，注水條件困難，傳統(tǒng)水驅(qū)開(kāi)發(fā)方式容易水竄。氣體在儲(chǔ)層中流動(dòng)的阻力比水在儲(chǔ)層中流動(dòng)的阻力小得多，因此有注入壓力低、更易于與原油接觸且不會(huì)造成儲(chǔ)層敏感性問(wèn)題等特點(diǎn)，是一種較為合理的提高采收率措施[12]。

本文首先建立頁(yè)巖油藏的機(jī)理模型，通過(guò)數(shù)值模擬和油藏工程法進(jìn)行不同注氣介質(zhì)、不同注氣開(kāi)發(fā)方式的注氣參數(shù)設(shè)計(jì)，設(shè)計(jì)了CO2，CH4，N2的注氣驅(qū)替以及CO2吞吐的注氣參數(shù)和礦場(chǎng)數(shù)值模擬方案流程（圖3）。

圖3 數(shù)值模擬方案流程Fig.3 Flow chart of numerical simulation scheme

首先，通過(guò)KN9井工區(qū)的地質(zhì)模型識(shí)別地質(zhì)開(kāi)發(fā)區(qū)，選擇1塊“甜點(diǎn)”區(qū)域建立頁(yè)巖油藏機(jī)理模型，在機(jī)理模型中首先依據(jù)單井的裂縫特征及展布規(guī)律在Petrel軟件中建立雙孔介質(zhì)模型來(lái)表征地層中的裂縫展布特征（圖4a），該區(qū)塊要包括構(gòu)造縫、層理縫、差異壓實(shí)縫及異常高壓縫等4類裂縫，其中以構(gòu)造縫為主，不同地層組合模式均有分布。其次，基于t-Navigator軟件的嵌入式離散裂縫技術(shù)，通過(guò)設(shè)置不同的壓裂縫半長(zhǎng)、導(dǎo)流能力以及導(dǎo)流衰減參數(shù)模擬水平井水平段分段體積壓裂的主裂縫和次級(jí)裂縫[13]。然后針對(duì)不同的注氣開(kāi)發(fā)方式進(jìn)行注氣參數(shù)的設(shè)計(jì)，其中注氣驅(qū)替的參數(shù)設(shè)計(jì)中，分別對(duì)CO2，CH4和N2設(shè)計(jì)了注氣量、注氣周期和注氣部位；注氣吞吐的參數(shù)設(shè)計(jì)中，重點(diǎn)設(shè)計(jì)了CO2吞吐的燜井時(shí)間、吞吐輪次、周期注氣量和注氣壓力，最后進(jìn)行不同的提高采收率方式對(duì)比。

其次，將4種提高采收率方式進(jìn)行組合，設(shè)計(jì)了7種組合開(kāi)發(fā)方式的整體方案，分為3種開(kāi)發(fā)模式，在優(yōu)選的縱向地質(zhì)“甜點(diǎn)”區(qū)塊E1，E3和E5層位進(jìn)行水平井布井或直井加密注氣（圖4b），通過(guò)整體數(shù)值模擬進(jìn)行方案指標(biāo)預(yù)測(cè)，將此作為經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)的依據(jù)和基礎(chǔ)。

圖4 機(jī)理模型與整體模型設(shè)計(jì)Fig.4 Designs of mechanism model and overall model

其中，組合式開(kāi)發(fā)方案設(shè)計(jì)如表2所示，縱向上3層開(kāi)發(fā)層系按照“甜點(diǎn)”區(qū)塊依次布井，水平井方位與最大水平主應(yīng)力方位垂直。通過(guò)油藏工程法和數(shù)值模擬法設(shè)計(jì)了合理的配產(chǎn)方式、開(kāi)發(fā)速度和標(biāo)定采收率。

表2 組合式開(kāi)發(fā)方案設(shè)計(jì)Table 2 Designs of combined development scheme

2.3 頁(yè)巖油藏經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)方法

本文按照國(guó)家計(jì)委頒布的經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)方法與參數(shù)的要求，根據(jù)國(guó)家現(xiàn)行財(cái)稅制度和價(jià)格體系，結(jié)合油田開(kāi)發(fā)的實(shí)際情況，對(duì)方案的投資成本及盈利進(jìn)行估算。對(duì)油藏工程設(shè)計(jì)的技術(shù)上可行的開(kāi)發(fā)方案進(jìn)行評(píng)價(jià),考察了不同方案的盈利能力、清償能力等財(cái)務(wù)狀況，據(jù)以判別方案的財(cái)務(wù)可行性。

財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值（FNPV），又稱累計(jì)凈現(xiàn)值，是反映項(xiàng)目在計(jì)算期內(nèi)獲利能力的動(dòng)態(tài)評(píng)價(jià)指標(biāo)。一個(gè)項(xiàng)目的財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值是指項(xiàng)目按基準(zhǔn)收益率或設(shè)定的折現(xiàn)率，將各年的凈現(xiàn)金流量折現(xiàn)到建設(shè)起點(diǎn)的現(xiàn)值之和，其表達(dá)式可表示為：

式中：FNPV為財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值，億元；CI為現(xiàn)金流入量，億元；CO為現(xiàn)金流出量，億元；n為計(jì)算期，a；ic為基準(zhǔn)收益率或設(shè)定的收益率，%。

財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率（FIRR）是指能使項(xiàng)目評(píng)價(jià)期內(nèi)凈現(xiàn)金流量現(xiàn)值累計(jì)等于0時(shí)的折現(xiàn)率。該指標(biāo)越大越好，一般情況下，內(nèi)部收益率大于等于最低可接受收益率時(shí)，說(shuō)明投資獲利水平達(dá)到要求，表明項(xiàng)目是可行的。FIRR作為折現(xiàn)率滿足式：

式中：FIRR為財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率，%。

投資回收期（Pt）是指以項(xiàng)目的凈收益回收項(xiàng)目投資所需的時(shí)間，一般以a為單位。投資回收期越短，表明項(xiàng)目投資回收越快，抗風(fēng)險(xiǎn)能力越強(qiáng)。項(xiàng)目投資回收期（Pt）計(jì)算公式如下：

財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值可通過(guò)現(xiàn)金流量表中的凈現(xiàn)金流量求得。凈現(xiàn)值大于0時(shí)，表明項(xiàng)目獲利能力達(dá)到基準(zhǔn)收益率或設(shè)定折現(xiàn)率水平，基準(zhǔn)收益率取12%[14-15]。

由于該頁(yè)巖油油藏地質(zhì)工程方面的特殊性，結(jié)合開(kāi)發(fā)形勢(shì)與開(kāi)發(fā)難點(diǎn)，經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)部分著重考慮了4項(xiàng)成本因素：1）高埋深儲(chǔ)層的高費(fèi)用壓裂投資成本；2）工作液、返排液與采出液的環(huán)保處理成本；3）水平井水平段采油過(guò)程中防蠟防膠的費(fèi)用成本；4）不同的注氣介質(zhì)成本以及壓縮機(jī)的成本。具體成本因素和金額如表3所示。

表3 頁(yè)巖油藏開(kāi)發(fā)特別考慮的成本因素Table 3 Cost factors specially considered in shale reservoir development

首先對(duì)未來(lái)二十年的國(guó)際油價(jià)進(jìn)行預(yù)測(cè)，其次采用經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)公式計(jì)算7種整體開(kāi)發(fā)方案在不同國(guó)際油價(jià)區(qū)間的累計(jì)凈現(xiàn)值與投資回收期，由此優(yōu)選出不同國(guó)際油價(jià)區(qū)間的最優(yōu)開(kāi)發(fā)方案，最后按照生產(chǎn)的前中后期設(shè)計(jì)出一套完整的開(kāi)發(fā)方案，將此方案與其他單一方案進(jìn)行對(duì)比，評(píng)價(jià)其優(yōu)劣性。

3 結(jié)果與討論

3.1 機(jī)理模型模擬結(jié)果

通過(guò)截取地質(zhì)模型中的“甜點(diǎn)”區(qū)塊作為機(jī)理模型試驗(yàn)區(qū)，針對(duì)不同的注氣提高采收率方式進(jìn)行數(shù)值模擬分析，以周期注氣法、控制注氣速度和注氣部位來(lái)對(duì)比CO2，CH4和N2的原油采收率。機(jī)理模型采用數(shù)值模擬當(dāng)中雙重介質(zhì)類型之一雙孔雙滲模型[16-18]，網(wǎng)格數(shù)量為50×50×25，網(wǎng)格尺寸為30 m×30 m（圖5）。水平井水平段長(zhǎng)度為1 350 m，壓裂部位通過(guò)嵌入式離散裂縫技術(shù)以模擬水平井體積壓裂。基質(zhì)滲透率平均為0.125×10-3μm2，裂縫滲透率平均為1.25×10-3μm2，有6口直井，注氣部位為低部位。

圖5 滄東凹陷孔二段頁(yè)巖油“甜點(diǎn)”機(jī)理模型Fig.5 Mechanism model of shale oil“sweet spot”in Kong-2 Member in Cangdong depression

根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際的壓裂效果來(lái)看，以W7井為例，在優(yōu)質(zhì)區(qū)塊井段4 345～5 278 m，共壓裂7段，壓裂總液量為24 089.28 m3，總砂量為1 087.83 m3，日產(chǎn)液98.0 m3，日產(chǎn)油27.8 m3。根據(jù)數(shù)模中針對(duì)W7井進(jìn)行的壓裂縫參數(shù)設(shè)置，發(fā)現(xiàn)裂縫高度對(duì)產(chǎn)油效果影響較大，但現(xiàn)場(chǎng)達(dá)不到數(shù)模中所設(shè)置的縫高，對(duì)此縫長(zhǎng)進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)，設(shè)計(jì)每段縫長(zhǎng)大約為100 m，達(dá)到了現(xiàn)場(chǎng)的壓裂效果。所以在后期開(kāi)發(fā)設(shè)計(jì)里，水平井每段的壓裂縫長(zhǎng)均設(shè)置為100 m。

首先控制3種氣體介質(zhì)的累計(jì)注氣量相同，均為0.4 PV，根據(jù)調(diào)研頁(yè)巖油的CO2注氣時(shí)機(jī)[12,19-20]，當(dāng)大于70%原始?jí)毫r(shí)補(bǔ)充能量，換油率較高，但增油量較低；當(dāng)小于70%原始?jí)毫r(shí)補(bǔ)充能量，增油量增加幅度減小，換油率大幅度下降，因此選擇地層壓力為原始地層壓力的70%時(shí)注氣，水平井生產(chǎn)的時(shí)間相同，為20 a。

根據(jù)模擬結(jié)果可知，相同的注入體積，水平井的見(jiàn)氣時(shí)間早，CO2的氣驅(qū)前緣的推進(jìn)速度要遠(yuǎn)大于CH4和N2，且注CO2驅(qū)油的采收率最大。CH4與N2相比，在低滲透油藏中，CH4的注氣提高采收率效果要大于N2，這是因?yàn)樵诘蜐B儲(chǔ)層中，巖石連通孔隙小，CH4完全溶于原油中，為混相驅(qū)，降低了油氣的界面張力，減少了氣驅(qū)過(guò)程中的阻力。另外一種開(kāi)發(fā)方式為CO2吞吐采油，在這種開(kāi)發(fā)方式下CO2能夠提高原油采收率是因?yàn)樽⑷霘怏w與地層中的流體相互接觸，導(dǎo)致原油膨脹、原油黏度下降、地層壓力上升，從而使儲(chǔ)層中的頁(yè)巖油更易在地層中流動(dòng)至生產(chǎn)井中被采出（圖6）。

對(duì)比4種注氣開(kāi)發(fā)方式的機(jī)理模型采收率（圖7）可知，在相同的注入體積下，CO2驅(qū)替的注氣采收率為30.17%，其他3種開(kāi)發(fā)方式采收率分別為CH4驅(qū)替27.6%，N2驅(qū)替26.9%，CO2吞吐26.1%。然而，不同開(kāi)發(fā)方式的注氣成本各異，因此，需要在礦場(chǎng)模型中進(jìn)一步耦合經(jīng)濟(jì)因素來(lái)判斷哪種開(kāi)發(fā)方式是最合適的。

圖7 不同的注氣開(kāi)發(fā)方式的采出程度對(duì)比Fig.7 Comparison of recovery degree of different gas injection development methods

3.2 目標(biāo)油藏采收率對(duì)比

通過(guò)機(jī)理模型的注氣方案參數(shù)設(shè)計(jì)，將其應(yīng)用于整體模型的數(shù)值模擬研究，設(shè)計(jì)了單一的衰竭式開(kāi)發(fā)（方案1）、衰竭式+CO2驅(qū)替（方案2）、衰竭式+CH4驅(qū)替（方案3）、衰竭式+N2驅(qū)替（方案4）、衰竭式+CO2吞吐（方案5）、衰竭式+CO2吞吐+CO2驅(qū)替（方案6）和衰竭式+CO2吞吐+CH4驅(qū)替（方案7）等7種整體開(kāi)發(fā)方案，注氣的總體積量控制為0.4 PV，生產(chǎn)年限為20 a，以下是每種方案的采收率對(duì)比，其中衰竭式+CO2驅(qū)替方案的采收率最高，達(dá)到了22.90%（圖8）。

圖8 整體方案的采收率對(duì)比Fig.8 Recovery comparison of the overall plans

但是，采收率高的方案不一定是經(jīng)濟(jì)最優(yōu)的方案，因此，本研究基于油藏開(kāi)發(fā)經(jīng)營(yíng)一體化思想，通過(guò)頁(yè)巖油藏的經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)方法進(jìn)一步判斷每種開(kāi)發(fā)方案的經(jīng)濟(jì)可行性。

3.3 考慮不同油價(jià)的經(jīng)濟(jì)決策

目前國(guó)際形勢(shì)變化較大，導(dǎo)致了油價(jià)波動(dòng)較大，如何根據(jù)不同的國(guó)際油價(jià)選擇在不同時(shí)間段經(jīng)濟(jì)最優(yōu)的方案是一個(gè)難點(diǎn)。因此本文首先基于Lasso和Xgboost組合預(yù)測(cè)方法[21]，預(yù)測(cè)了未來(lái)二十年的原油價(jià)格走向，此預(yù)測(cè)方法在油價(jià)預(yù)測(cè)中精度更高、泛化能力更強(qiáng)，可以更好地反映油價(jià)和各主要影響因素之間的非線性關(guān)系。利用該方法從原油供給、原油需求、原油庫(kù)存和金融因素4個(gè)維度共選取了美國(guó)原油生產(chǎn)成本、WTI原油期貨價(jià)格、中國(guó)原油產(chǎn)量等10個(gè)主要影響因素，按照影響因素的重要性系數(shù)預(yù)測(cè)了未來(lái)二十年的原油價(jià)格趨勢(shì)（圖9a）。其次，利用第2章中的財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值計(jì)算方法計(jì)算了在不同的國(guó)際油價(jià)下，每種開(kāi)發(fā)方案的第20年末的累計(jì)凈現(xiàn)值（圖9b）。

圖9 油價(jià)預(yù)測(cè)與累計(jì)凈現(xiàn)值計(jì)算Fig.9 Oil price forecast and cumulative net present value calculation

可以根據(jù)圖9b得到在不同的國(guó)際油價(jià)情況下累計(jì)凈現(xiàn)值最高的方案選擇（圖10）。該圖表示了在孔二段KN9井區(qū)開(kāi)發(fā)的未來(lái)二十年中，油田可以根據(jù)不同油價(jià)現(xiàn)狀決定目前的開(kāi)發(fā)方式。油價(jià)低迷時(shí)（小于20美元/桶），建議采取衰竭式開(kāi)發(fā)能使得油田的損失降到最低；油價(jià)在20～40美元/桶和大于60美元/桶時(shí)，建議采取衰竭式+CO2吞吐+CO2驅(qū)替的開(kāi)發(fā)方式；油價(jià)位于40～60美元/桶時(shí)建議采取衰竭式+CO2吞吐的開(kāi)發(fā)方式，以此能達(dá)到油田的經(jīng)濟(jì)效益最大化。

圖10 不同油價(jià)區(qū)間的最優(yōu)開(kāi)采策略Fig.10 Optimal exploitation strategy in different oil price range

3.4 結(jié)果討論

根據(jù)前面的計(jì)算結(jié)果，依照國(guó)際油價(jià)的變化趨勢(shì)，以第10年為界限，將開(kāi)發(fā)過(guò)程分為兩個(gè)部分，前10 a以衰竭式+CO2吞吐方案為主，后10 a加大力度，部署直井加密，進(jìn)行注CO2驅(qū)替的開(kāi)采措施，能使得開(kāi)采效益最大化。對(duì)比7種方案的凈現(xiàn)值（NPV）變化，根據(jù)每個(gè)時(shí)間段的油價(jià)變化，可以認(rèn)為衰竭式+CO2吞吐+CO2/CH4驅(qū)替的組合方案與單一化的衰竭式+CO2吞吐的方案凈現(xiàn)值后期最高，且相差較?。▓D11a）。雖然，方案2衰竭式+CO2驅(qū)替的開(kāi)發(fā)方式得到的最終采收率高，但并不是經(jīng)濟(jì)效益最好的方案，相反，組合式的開(kāi)發(fā)方案衰竭式+CO2吞吐+CO2/CH4驅(qū)替的經(jīng)濟(jì)效益更好（圖11b）。因此，在油價(jià)變動(dòng)的情況下，組合式的開(kāi)發(fā)方案選擇更有利于提升油田的經(jīng)濟(jì)效益。

圖11 方案數(shù)值模擬結(jié)果與經(jīng)濟(jì)效益對(duì)比Fig.11 Simulation results and comparison of economic benefits of different schemes over time

4 結(jié)論

1）根據(jù)數(shù)值模擬結(jié)果以及經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)方法的計(jì)算得到，采收率最高的方案并不一定是經(jīng)濟(jì)最優(yōu)方案。非常規(guī)油氣的開(kāi)發(fā)方式需要考慮油價(jià)的變化情況來(lái)考慮經(jīng)濟(jì)與盈虧平衡，以評(píng)價(jià)開(kāi)發(fā)方式的合理性，可以通過(guò)數(shù)值模擬方法，聯(lián)系油價(jià)的變動(dòng)預(yù)測(cè)，選擇不同階段、不同油價(jià)的最佳開(kāi)發(fā)方式。

2）對(duì)于頁(yè)巖油藏的開(kāi)發(fā)經(jīng)濟(jì)決策，本文基于數(shù)值模擬的方法以及油藏開(kāi)發(fā)經(jīng)營(yíng)一體化思想，設(shè)計(jì)了不同的提高采收率方式組合進(jìn)行指標(biāo)預(yù)測(cè)，再運(yùn)用油藏開(kāi)發(fā)經(jīng)營(yíng)一體化的方法，優(yōu)選了不同油價(jià)下、不同開(kāi)發(fā)階段的開(kāi)發(fā)方式，其中組合式的開(kāi)發(fā)方案衰竭式+CO2吞吐+CO2/CH4驅(qū)替可以讓油田在運(yùn)營(yíng)過(guò)程中前期效益損失降到最低并使開(kāi)發(fā)中后期的經(jīng)濟(jì)效益最大化。

3）針對(duì)本文的目標(biāo)油藏孔二段頁(yè)巖油KN9井區(qū)，通過(guò)經(jīng)濟(jì)決策，給出了在預(yù)測(cè)國(guó)際油價(jià)的基礎(chǔ)下，最佳的整體開(kāi)發(fā)方案為衰竭式+CO2吞吐+CO2/CH4驅(qū)替，該方案是否切實(shí)可行，還得根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)的實(shí)際情況來(lái)決定，比如注氣是否能注入，CO2/CH4氣源等工程因素。