油氣上游業(yè)務(wù)鏈效益開發(fā)的系統(tǒng)優(yōu)化方法研究及應(yīng)用

趙蒙，諸鳴，李嘉寧，雷丹鳳，曲德斌，王祥

1.中國(guó)石油天然氣股份有限公司勘探開發(fā)研究院；2.北京中學(xué)；3.昆侖數(shù)智科技有限責(zé)任公司

0 引言

近10年來(lái)，中國(guó)油氣勘探領(lǐng)域上游業(yè)務(wù)鏈面臨新開發(fā)資源劣質(zhì)化、開發(fā)對(duì)象品質(zhì)差、老井遞減控制難度大、新井不能高效建產(chǎn)等諸多挑戰(zhàn)。特別是2014年下半年和 2020年初的兩次低油價(jià)對(duì)國(guó)內(nèi)油田提升開發(fā)效益影響很大［1］。石油公司正力求從注重“速度與規(guī)模”向注重“質(zhì)量與效益”發(fā)展轉(zhuǎn)變。面臨油氣勘探行業(yè)整體形勢(shì)嚴(yán)峻、難點(diǎn)突出的情況，各企業(yè)對(duì)上游業(yè)務(wù)優(yōu)化運(yùn)行和過(guò)程管控要求越來(lái)越高，尋找有效降低成本途徑是走出困局的唯一出路。

油氣田開發(fā)優(yōu)化方法的研究最早可以追溯到1958年Lee和Aronofsky在JPT雜志上發(fā)表的文章［2］，文中運(yùn)用線性規(guī)劃方法研究了以生產(chǎn)效益最大為目標(biāo)的有限多個(gè)均質(zhì)油藏的生產(chǎn)規(guī)劃問(wèn)題。之后，陸續(xù)有線性或非線性規(guī)劃方法應(yīng)用于油田開發(fā)優(yōu)化和生產(chǎn)經(jīng)營(yíng)研究中［3-6］。

近年來(lái)，國(guó)際石油公司普遍建立了一體化優(yōu)化運(yùn)營(yíng)管理系統(tǒng)。埃克森美孚公司研究的一體化優(yōu)化運(yùn)營(yíng)管理系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)了嚴(yán)格的投資管理和成本控制，并追求產(chǎn)量、效益、低成本目標(biāo)優(yōu)化。殼牌集團(tuán)實(shí)現(xiàn)了從原油、天然氣和煤炭資源的開發(fā)到油品煉制、化工產(chǎn)品生產(chǎn)、發(fā)電等，集合了上下游資源優(yōu)勢(shì)，實(shí)現(xiàn)了一體化優(yōu)化。然而，國(guó)際石油公司對(duì)一體化優(yōu)化模型和優(yōu)化平臺(tái)等相關(guān)內(nèi)容實(shí)行技術(shù)保密，或遮遮掩掩，或拒絕對(duì)外透露。

油氣上游業(yè)務(wù)鏈涉及儲(chǔ)量資源、新井建產(chǎn)、老井生產(chǎn)、新老井協(xié)調(diào)優(yōu)化、生產(chǎn)跟蹤評(píng)價(jià)以及生產(chǎn)經(jīng)營(yíng)等眾多環(huán)節(jié)，各環(huán)節(jié)不僅受外部環(huán)境影響，其內(nèi)部也存在相互關(guān)聯(lián)、相互影響和制約，是一個(gè)復(fù)雜的巨系統(tǒng)。目前受管理觀念、思維慣性等因素束縛，以往油氣效益開發(fā)優(yōu)化僅限應(yīng)用單一方法實(shí)現(xiàn)碎片化的局部?jī)?yōu)化，缺乏全局一體化優(yōu)化和系統(tǒng)化思維。如何實(shí)現(xiàn)上游業(yè)務(wù)全局、全過(guò)程優(yōu)化運(yùn)行，特別是如何規(guī)范生產(chǎn)經(jīng)營(yíng)管理和優(yōu)化過(guò)程管控，兼顧產(chǎn)量和效益目標(biāo)的實(shí)現(xiàn)，是石油公司一直面對(duì)的生產(chǎn)經(jīng)營(yíng)難題。

本文針對(duì)上述生產(chǎn)經(jīng)營(yíng)優(yōu)化問(wèn)題，首先從方法上創(chuàng)新建立了涉及儲(chǔ)量、產(chǎn)量、投資、成本、效益的油氣產(chǎn)業(yè)鏈一體化優(yōu)化模型，然后基于研發(fā)的軟件進(jìn)行生產(chǎn)應(yīng)用實(shí)踐，從多方面證實(shí)油氣上游業(yè)務(wù)鏈效益開發(fā)系統(tǒng)優(yōu)化方法的合理性以及現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用的適用性。

1 油氣上游業(yè)務(wù)鏈的系統(tǒng)優(yōu)化方法的集成建立

1.1 油氣上游業(yè)務(wù)鏈的系統(tǒng)優(yōu)化流程設(shè)計(jì)

油氣上游業(yè)務(wù)是一個(gè)復(fù)雜的產(chǎn)業(yè)鏈，產(chǎn)業(yè)鏈中各環(huán)節(jié)不僅受外部環(huán)境影響，也彼此相互影響，每個(gè)環(huán)節(jié)都有輸入端和輸出端，共同構(gòu)成了一個(gè)復(fù)雜的巨系統(tǒng)。在上游業(yè)務(wù)鏈優(yōu)化問(wèn)題上，現(xiàn)有研究基本都是針對(duì)單一優(yōu)化問(wèn)題或油氣生產(chǎn)優(yōu)化的局部環(huán)節(jié)進(jìn)行，沒(méi)有針對(duì)石油公司上游業(yè)務(wù)全過(guò)程的一套總體優(yōu)化流程和系統(tǒng)方法。上游業(yè)務(wù)鏈優(yōu)化可劃分為儲(chǔ)量建產(chǎn)評(píng)價(jià)、技術(shù)指標(biāo)優(yōu)化、經(jīng)濟(jì)指標(biāo)優(yōu)化、一體化優(yōu)化和實(shí)施調(diào)節(jié)5個(gè)環(huán)節(jié)，橫向細(xì)化、縱向遞進(jìn)，形成了油氣上游業(yè)務(wù)鏈過(guò)程優(yōu)化流程（見圖1）。其中，技術(shù)指標(biāo)優(yōu)化和經(jīng)濟(jì)指標(biāo)優(yōu)化等環(huán)節(jié)又是不斷遞進(jìn)過(guò)程，優(yōu)化流程具有多層立體關(guān)聯(lián)屬性。

圖1 油氣上游業(yè)務(wù)鏈過(guò)程優(yōu)化流程

通過(guò)優(yōu)化流程的進(jìn)一步深化和方法配套，可以實(shí)現(xiàn)不同目標(biāo)下的儲(chǔ)量產(chǎn)量、投資成本、效益指標(biāo)的優(yōu)化配置。其中，儲(chǔ)量建產(chǎn)評(píng)價(jià)是以油氣儲(chǔ)量資源為基礎(chǔ)，遵循油氣勘探開發(fā)基本規(guī)律，評(píng)價(jià)儲(chǔ)量建產(chǎn)規(guī)模、效益及風(fēng)險(xiǎn)，回歸油氣合理開發(fā)秩序；技術(shù)指標(biāo)優(yōu)化是在評(píng)估資源潛力基礎(chǔ)上，從技術(shù)層面評(píng)價(jià)和優(yōu)化產(chǎn)量規(guī)模，解決產(chǎn)量可行問(wèn)題；經(jīng)濟(jì)指標(biāo)優(yōu)化是將油田分為老井和新井，分別進(jìn)行效益評(píng)價(jià)，把握效益入口關(guān)；一體化優(yōu)化是在經(jīng)濟(jì)指標(biāo)優(yōu)化的基礎(chǔ)上，形成統(tǒng)籌優(yōu)化方案，目標(biāo)是提升油氣業(yè)務(wù)總體效益，追求新井、老井和措施協(xié)同優(yōu)化。

考慮到油氣生產(chǎn)業(yè)務(wù)鏈的多個(gè)環(huán)節(jié)以及存在的主要矛盾和問(wèn)題，基于3W1H（Why、What、Who、How）理念形成整體系統(tǒng)優(yōu)化技術(shù)思路（見圖2）。

圖2 基于3W1H（Why，What，Who，How）形成得系統(tǒng)優(yōu)化技術(shù)思路

1.2 油氣上游業(yè)務(wù)鏈的優(yōu)化方法論

上述優(yōu)化流程實(shí)現(xiàn)目標(biāo)是對(duì)油氣公司上游業(yè)務(wù)進(jìn)行全過(guò)程、多維度、非線性的總體優(yōu)化，需要將儲(chǔ)量建產(chǎn)評(píng)價(jià)、技術(shù)指標(biāo)優(yōu)化、經(jīng)濟(jì)指標(biāo)優(yōu)化和一體化優(yōu)化4類優(yōu)化問(wèn)題進(jìn)一步深化，涉及生產(chǎn)指標(biāo)預(yù)測(cè)、投資優(yōu)化、成本預(yù)測(cè)、優(yōu)化模型及求解和價(jià)值評(píng)估等方面。

基于此，油氣上游業(yè)務(wù)鏈優(yōu)化包含儲(chǔ)量建產(chǎn)評(píng)價(jià)、技術(shù)指標(biāo)優(yōu)化、經(jīng)濟(jì)指標(biāo)優(yōu)化、一體化優(yōu)化、成本效益預(yù)測(cè)、價(jià)值評(píng)估和決策支持共計(jì)7大類、18種預(yù)測(cè)、評(píng)價(jià)和優(yōu)化方法［7-9］（見表 1），最后配套形成油氣上游業(yè)務(wù)鏈過(guò)程優(yōu)化方法體系（見圖3）。

圖3 油氣上游業(yè)務(wù)鏈過(guò)程優(yōu)化方法體系

表1 油氣上游業(yè)務(wù)鏈的系統(tǒng)優(yōu)化方法集成

1.2.1 儲(chǔ)量建產(chǎn)評(píng)價(jià)方法

按照儲(chǔ)量逐級(jí)升級(jí)原則，建立合理有序的儲(chǔ)量開發(fā)秩序，提出基于概率風(fēng)險(xiǎn)分析確定效益、基于關(guān)鍵參數(shù)對(duì)標(biāo)和類比確定規(guī)模的四段論，包括不同類別儲(chǔ)量風(fēng)險(xiǎn)分析，關(guān)鍵參數(shù)對(duì)標(biāo)和類比確定規(guī)模的建產(chǎn)規(guī)模分析，以概率風(fēng)險(xiǎn)分析確定效益建產(chǎn)效益評(píng)價(jià)，以及不確定性因素敏感性分析等，進(jìn)而構(gòu)成儲(chǔ)量建產(chǎn)評(píng)價(jià)方法體系。

1.2.2 技術(shù)指標(biāo)優(yōu)化方法

以產(chǎn)量構(gòu)成法為基礎(chǔ)，根據(jù)歷史數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)規(guī)律，按投產(chǎn)時(shí)間進(jìn)行老井和新井的產(chǎn)量預(yù)測(cè)，疊加匯總后得到預(yù)測(cè)期總產(chǎn)量，年度計(jì)劃和中長(zhǎng)期規(guī)劃的產(chǎn)量指標(biāo)［10］。根據(jù)每個(gè)開發(fā)單元的老井遞減規(guī)律確定老井遞減產(chǎn)量，根據(jù)資源潛力評(píng)價(jià)、儲(chǔ)量建產(chǎn)評(píng)價(jià)，以及產(chǎn)能到位率、貢獻(xiàn)率和遞減率等指標(biāo)，確定新井產(chǎn)量。

1.2.3 經(jīng)濟(jì)指標(biāo)優(yōu)化方法

包括從老井成本預(yù)測(cè)、效益產(chǎn)量分類、措施產(chǎn)量?jī)?yōu)化以及新建產(chǎn)能的經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)與優(yōu)選等方面，分別確定有效益的產(chǎn)量。即將油區(qū)分解為已開發(fā)油田老井評(píng)價(jià)、措施評(píng)價(jià)和新建產(chǎn)能評(píng)價(jià)3個(gè)部分，分別從3個(gè)側(cè)面施策：一是根據(jù)上一年已開發(fā)油田效益評(píng)價(jià)結(jié)果，應(yīng)用成本效益預(yù)測(cè)方法，預(yù)測(cè)評(píng)價(jià)老井產(chǎn)量和成本，確定老井的效益產(chǎn)量級(jí)別［9］；二是基于措施潛力和措施項(xiàng)目效益評(píng)價(jià)結(jié)果，按投入產(chǎn)出比進(jìn)行排序，確定措施增產(chǎn)項(xiàng)目?jī)?yōu)化排序；三是對(duì)于新井，在項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)基礎(chǔ)上，通過(guò)內(nèi)部收益率（IRR）和凈現(xiàn)值（NPV）等技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)進(jìn)行綜合優(yōu)化和目標(biāo)優(yōu)選，確定不同目標(biāo)對(duì)應(yīng)的產(chǎn)能多項(xiàng)目?jī)?yōu)化部署。

1.2.4 一體化優(yōu)化方法

在經(jīng)濟(jì)指標(biāo)優(yōu)化基礎(chǔ)上，進(jìn)行投資成本一體化的資產(chǎn)優(yōu)化組合、將老井和新井按不同優(yōu)化模式形成多個(gè)統(tǒng)籌優(yōu)化方案。在此基礎(chǔ)上，再通過(guò)價(jià)值評(píng)估，確定每個(gè)方案的效益指標(biāo)，為最終優(yōu)化決策提供科學(xué)依據(jù)。一體化優(yōu)化模式共有4種：新老區(qū)組合優(yōu)化模式、逐層遞進(jìn)優(yōu)化模式、單一目標(biāo)優(yōu)化模式和投資成本一體化的措施產(chǎn)能優(yōu)化模式?？筛鶕?jù)需要，選擇一種或多種模式，進(jìn)行相互對(duì)標(biāo)和優(yōu)選。

1.2.5 成本效益預(yù)測(cè)方法

在經(jīng)濟(jì)指標(biāo)優(yōu)化和一體化優(yōu)化中，需要對(duì)老井或新井加入老井后的成本構(gòu)成進(jìn)行預(yù)測(cè)，提供成本變化趨勢(shì)。成本效益預(yù)測(cè)方法是基于歷史成本等數(shù)據(jù)，對(duì)老井或新井加入老井后的成本構(gòu)成進(jìn)行多方法、差異性預(yù)測(cè)。按成本構(gòu)成的特點(diǎn)，分別采用趨勢(shì)預(yù)測(cè)法、物價(jià)指數(shù)法、加權(quán)平均法、產(chǎn)量分?jǐn)偡ā⒏潘惴ǖ阮A(yù)測(cè)方法。

1.2.6 價(jià)值評(píng)估方法

在油氣上游業(yè)務(wù)鏈的諸多優(yōu)化方案中，每個(gè)優(yōu)化方案都有其優(yōu)化條件和優(yōu)化情景，通過(guò)對(duì)每個(gè)方案的價(jià)值評(píng)估可以得到相應(yīng)方案的投資資本回報(bào)率以及價(jià)值等關(guān)鍵指標(biāo)，這些指標(biāo)（特別是投資資本回報(bào)率）是判斷方案優(yōu)劣的重要指標(biāo)。因此，在一體化優(yōu)化基礎(chǔ)上，可根據(jù)價(jià)值評(píng)估結(jié)果，進(jìn)一步提出優(yōu)化方案。

1.2.7 決策支持方法

在油氣上游業(yè)務(wù)鏈優(yōu)化過(guò)程或優(yōu)化結(jié)果中，含有大量生產(chǎn)經(jīng)營(yíng)類信息和數(shù)據(jù)體，特別是包括各類、各階段的眾多方案，需要進(jìn)行平臺(tái)基礎(chǔ)數(shù)據(jù)、成果的有效整合和提升性展示，目標(biāo)是深入挖掘平臺(tái)成果，為不同層級(jí)的決策支持制定提供依據(jù)。決策支持方法包括規(guī)模與效益分析模型、多因素敏感性分析、量本利分析、數(shù)據(jù)挖掘與鉆取等，實(shí)現(xiàn)相應(yīng)的指標(biāo)展示、業(yè)務(wù)支撐、主題分析和情景模擬等功能。

2 一體化優(yōu)化模型建立

一體化優(yōu)化模型是油氣上游業(yè)務(wù)鏈優(yōu)化的核心模型，也是油氣效益開發(fā)系統(tǒng)優(yōu)化的關(guān)鍵技術(shù)。一體化優(yōu)化模型是基于經(jīng)濟(jì)指標(biāo)優(yōu)化，包括老井和新井按組合優(yōu)化模式、逐層遞進(jìn)優(yōu)化模式、單一目標(biāo)優(yōu)化模式和措施產(chǎn)能優(yōu)化模式，通過(guò)統(tǒng)籌優(yōu)化，形成多個(gè)一體化優(yōu)化方案。

2.1 組合優(yōu)化模式

組合優(yōu)化模式是在老井優(yōu)化、新井產(chǎn)能評(píng)價(jià)優(yōu)選基礎(chǔ)上，通過(guò)新、老井的不同方式組合，確定一體化優(yōu)化方案。

2.1.1 典型組合優(yōu)化模式

老井和新井按一定方式組合成一體化優(yōu)化方案，通過(guò)成本效益預(yù)測(cè)和價(jià)值評(píng)估，可以得到組合方案的產(chǎn)量、投資、稅前總利潤(rùn)、投資資本回報(bào)率等指標(biāo)。典型的組合模式包括所有老井和所有新井的組合、所有老井的組合、所有老井和達(dá)標(biāo)新井的組合、效益一類老井和達(dá)標(biāo)新井的組合、效益一類和效益二類老井和達(dá)標(biāo)新井的組合等。

2.1.2 組合模式成本預(yù)測(cè)

組合模式分析難點(diǎn)是組合后的成本效益預(yù)測(cè)，主要包括操作成本和折舊折耗兩部分。

操作成本預(yù)測(cè)：以老區(qū)加入新建產(chǎn)能區(qū)塊組合為例，當(dāng)老井所在的油田評(píng)價(jià)單元和對(duì)應(yīng)的新井產(chǎn)能項(xiàng)目組合時(shí)，操作成本的預(yù)測(cè)可采用產(chǎn)量加權(quán)方式確定，即按產(chǎn)量占比進(jìn)行各自的操作成本加權(quán)。

折舊折耗預(yù)測(cè)：有些組合模式需要將一部分老井去掉不再生產(chǎn)，此時(shí)被去掉的老井資產(chǎn)的折舊折耗需要分?jǐn)偟皆诋a(chǎn)油井中；當(dāng)組合模式不涉及去掉部分老井時(shí)，組合后的折舊折耗預(yù)測(cè)可以采用通常的預(yù)測(cè)方法，即根據(jù)老井的剩余油氣資產(chǎn)凈值以及新井帶來(lái)的新資產(chǎn)，乘以折耗率（等于產(chǎn)量/PD儲(chǔ)量），即得到折舊折耗。以效益一類老井和達(dá)標(biāo)新井的組合為例，各財(cái)務(wù)單元折舊費(fèi)用按照常規(guī)方法測(cè)算后，需要再分?jǐn)傄徊糠稚鲜龅恼叟f折耗費(fèi)用，計(jì)算方法見式（1），其中去掉的老井資產(chǎn)凈值即老井資產(chǎn)凈值扣除效益一類區(qū)塊油氣資產(chǎn)凈值后的剩余。

2.2 逐層遞進(jìn)優(yōu)化模式

2.2.1 逐層遞進(jìn)優(yōu)化內(nèi)涵

根據(jù)產(chǎn)能項(xiàng)目是否達(dá)標(biāo)以及產(chǎn)能項(xiàng)目納入油田評(píng)價(jià)單元后是否改善其利潤(rùn)水平，來(lái)確定待建的產(chǎn)能項(xiàng)目。首先，將產(chǎn)能項(xiàng)目納入油田評(píng)價(jià)單元后，測(cè)算油田評(píng)價(jià)單元效益，扣除不能達(dá)到基準(zhǔn)收益率、且不能改善單元利潤(rùn)水平的項(xiàng)目；其次，將各油田評(píng)價(jià)單元按成本或利潤(rùn)排序，按最小成本或最大效益曲線確定最終入選的油田評(píng)價(jià)單元（見圖4）。

圖4 逐層遞進(jìn)優(yōu)化技術(shù)路線圖

2.2.2 最小成本求解策略

按最小成本求解策略，最終入選的油田評(píng)價(jià)單元原則是不能向上拉動(dòng)油區(qū)總體單位完全成本。具體求解過(guò)程是：首先，對(duì)于新的產(chǎn)能項(xiàng)目納入油田評(píng)價(jià)單元后的評(píng)價(jià)單元，測(cè)算5～10年的操作費(fèi)用、折舊折耗等成本指標(biāo)；然后，按5～10年平均單位可變成本，將評(píng)價(jià)單元從小到大排序；按新排序計(jì)算累計(jì)產(chǎn)量、累計(jì)平均單位完全成本；根據(jù)各單元對(duì)應(yīng)的累計(jì)平均單位完全成本和產(chǎn)量變化，將最小成本以后的評(píng)價(jià)單元去掉，即可以得到優(yōu)化后的油田評(píng)價(jià)單元，針對(duì)這些單元可評(píng)價(jià)對(duì)應(yīng)的產(chǎn)量、成本和利潤(rùn)指標(biāo)。

2.2.3 最大效益求解策略

按最大效益求解策略，最終入選的油田評(píng)價(jià)單元原則是不能向下拉動(dòng)油區(qū)總體效益。與最小成本模型求解策略平行，具體求解過(guò)程是：按5～10年平均單位利潤(rùn)，將評(píng)價(jià)單元從大到小排序；按新排序計(jì)算累計(jì)產(chǎn)量、累計(jì)平均單位利潤(rùn)；根據(jù)累計(jì)平均單位利潤(rùn)和產(chǎn)量變化，將利潤(rùn)最大以后的評(píng)價(jià)單元去掉，得到優(yōu)化后的油田評(píng)價(jià)單元，針對(duì)這些單元可評(píng)價(jià)對(duì)應(yīng)的產(chǎn)量、成本和利潤(rùn)指標(biāo)。

2.3 單一目標(biāo)優(yōu)化模式

2.3.1 優(yōu)化目標(biāo)選擇

單一目標(biāo)優(yōu)化模式是追求總體利潤(rùn)最大、總成本最小或投資回報(bào)率最大等單個(gè)目標(biāo)，以產(chǎn)量大于一定規(guī)模、成本和投資小于設(shè)定目標(biāo)為約束條件，確定需要優(yōu)化的油田評(píng)價(jià)單元和產(chǎn)能項(xiàng)目（見表2）。在優(yōu)化確定油田評(píng)價(jià)單元和產(chǎn)能項(xiàng)目組合后，可總體測(cè)算各油區(qū)產(chǎn)能建設(shè)和開發(fā)投資規(guī)模以及利潤(rùn)和投資回報(bào)率等效益指標(biāo)。

表2 單一目標(biāo)優(yōu)化模型指標(biāo)匯總

例如，如果考慮總生產(chǎn)成本F、總產(chǎn)量Q、總投資I和總利潤(rùn)G四個(gè)關(guān)鍵指標(biāo)，追求G最大或F最小的單一目標(biāo)公式分別為：

式中：gi——第i個(gè)油田評(píng)價(jià)單元單位產(chǎn)量利潤(rùn)，元/t；fi——第i個(gè)油田評(píng)價(jià)單元單位產(chǎn)量成本，元/t。如果油田評(píng)價(jià)單元（區(qū)塊）i被選中，qi——第i個(gè)油田評(píng)價(jià)單元的產(chǎn)量，t。此時(shí)評(píng)價(jià)單元包括被選中的新建產(chǎn)能項(xiàng)目。如果油田評(píng)價(jià)單元（區(qū)塊）i沒(méi)有被選中，qi=0，此時(shí)評(píng)價(jià)單元中即使包括新建產(chǎn)能項(xiàng)目，也將新建產(chǎn)能項(xiàng)目去掉。

約束條件分別為：

2.3.2 模型求解方法

針對(duì)上述單一目標(biāo)優(yōu)化模型，需要配套相應(yīng)的快速求解方法。可用改進(jìn)的遺傳算法和改進(jìn)的蟻群求解算法［10］。優(yōu)化后的統(tǒng)計(jì)結(jié)果為總產(chǎn)量、總投資、總生產(chǎn)成本、最大利潤(rùn)等。

2.4 措施產(chǎn)能優(yōu)化模型

2.4.1 技術(shù)路線

借鑒 Halliburton（哈里伯頓）公司在低油價(jià)下通過(guò)資產(chǎn)優(yōu)化組合方法合理配置新井、加密井及重復(fù)壓裂井、降低油氣開采成本的理念［11］，措施產(chǎn)能優(yōu)化模型是在經(jīng)濟(jì)指標(biāo)評(píng)價(jià)和優(yōu)化基礎(chǔ)上，通過(guò)資產(chǎn)優(yōu)化組合模式，樹立投資成本一體化理念，可提高總體效益。具體做法是首先針對(duì)不同油區(qū)，分別評(píng)價(jià)措施增產(chǎn)、老區(qū)新井以及新區(qū)新井的經(jīng)濟(jì)效益，獲得投入產(chǎn)出比、凈現(xiàn)值、內(nèi)部收益率等效益評(píng)價(jià)指標(biāo)。然后，根據(jù)這些指標(biāo)，從大到小排序，得到累計(jì)凈現(xiàn)值和累計(jì)投資的關(guān)系。

式中：m——各類項(xiàng)目的個(gè)數(shù)；Capexcum——累計(jì)投資，元；NPVcum——重新排序后對(duì)應(yīng)累計(jì)投資的累計(jì)凈現(xiàn)值，元；NPV(Capexi)——第i個(gè)項(xiàng)目的投資對(duì)應(yīng)的凈現(xiàn)值，元。根據(jù)新排序后的效益分布態(tài)勢(shì)，確定滿足一定增產(chǎn)目標(biāo)的資產(chǎn)優(yōu)化組合。最后，分析相應(yīng)的效益等指標(biāo)，按模型求解的優(yōu)化模式進(jìn)行生產(chǎn)優(yōu)化部署，如圖5所示。

圖5 措施產(chǎn)能優(yōu)化模型的技術(shù)路線

2.4.2 關(guān)鍵指標(biāo)定義

在措施產(chǎn)能優(yōu)化模型中，需要定義產(chǎn)能項(xiàng)目和措施增產(chǎn)的投入產(chǎn)出比、凈現(xiàn)值、內(nèi)部收益率等投資效益指標(biāo)。關(guān)于凈現(xiàn)值和內(nèi)部收益率已有規(guī)范定義［7］，產(chǎn)能項(xiàng)目投入產(chǎn)出比按如下式計(jì)算：

3 應(yīng)用實(shí)例

使用基于上述方法研發(fā)的上游業(yè)務(wù)資源優(yōu)化軟件平臺(tái)，以某油田A為例，建立了油田開發(fā)單元和財(cái)務(wù)單元的對(duì)應(yīng)關(guān)系。通過(guò)儲(chǔ)量建產(chǎn)評(píng)價(jià)，分析了產(chǎn)能潛力和建產(chǎn)關(guān)鍵指標(biāo)，完成了33個(gè)產(chǎn)能建設(shè)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)優(yōu)選；分析預(yù)測(cè)老區(qū)產(chǎn)量和成本變化，進(jìn)行了效益產(chǎn)量分類評(píng)價(jià)，完成了財(cái)務(wù)評(píng)價(jià)單元老井產(chǎn)量?jī)?yōu)化。在新、老井優(yōu)化基礎(chǔ)上，考慮1年以及多年實(shí)施效果，提出了總體優(yōu)化方案，包括老區(qū)和新建產(chǎn)能的各類組合方案以及逐層遞進(jìn)優(yōu)化方案，涵蓋了投資、產(chǎn)能、產(chǎn)量、利潤(rùn)和投資回報(bào)率等關(guān)鍵指標(biāo)。

3.1 儲(chǔ)量建產(chǎn)評(píng)價(jià)

A油田2015年可用于建產(chǎn)能的總儲(chǔ)量為5 584×104t，經(jīng)儲(chǔ)量建產(chǎn)評(píng)價(jià)，2015年新區(qū)新井建產(chǎn)能潛力100×104t，可效益建產(chǎn)40×104t；對(duì)于老區(qū)，截至2014年底動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量10×108t，根據(jù)油田歷史經(jīng)驗(yàn)，對(duì)已開發(fā)油田進(jìn)行老井加密建產(chǎn)，每年可提高采收率 0.1%～0.15%，增加可采儲(chǔ)量 100×104～150×104t，2015年可建產(chǎn)35×104t，將新、老區(qū)合計(jì)，總體可建產(chǎn)75×104t。

3.2 技術(shù)指標(biāo)優(yōu)化

采用普遍適用的兩年產(chǎn)量構(gòu)成法（即“兩推一線”法）以及類比方法，老井遞減率取前3年的平均值，根據(jù)產(chǎn)能貢獻(xiàn)率，進(jìn)行2015年度產(chǎn)量預(yù)測(cè)。根據(jù)歷史產(chǎn)量，采用無(wú)因次歸一化方法，研究不同油藏類型的遞減規(guī)律，預(yù)測(cè)了A油田到 2020年產(chǎn)量遞減趨勢(shì)。以各開發(fā)單元“十一五”以來(lái)投產(chǎn)井無(wú)因次產(chǎn)量歸一化后得到的年遞減率作為年遞減率參數(shù)，且符合指數(shù)遞減。根據(jù)產(chǎn)量預(yù)測(cè)結(jié)果，老井產(chǎn)量從2015年411.8×104t下降到2020年235.5×104t，年遞減率為10.7%。根據(jù)儲(chǔ)量建產(chǎn)評(píng)價(jià)結(jié)果，2015年新井產(chǎn)能 75×104t，投資 30.7×108元，新井產(chǎn)量32.0×104t；2015—2020年A油田總產(chǎn)量逐步遞減，從443.8×104t減少至266.8×104t（見表3）。

表3 2015—2020年技術(shù)指標(biāo)優(yōu)化結(jié)果

3.3 經(jīng)濟(jì)指標(biāo)優(yōu)化

3.3.1 成本效益預(yù)測(cè)

依據(jù) 2012—2014年發(fā)生的操作成本，按系數(shù)0.2、0.3、0.5進(jìn)行加權(quán)平均，再按 5%上升率確定2015—2020年操作成本測(cè)算。成本效益預(yù)測(cè)分別針對(duì)老井、新井加入老井等多個(gè)情景。其中，老井2015—2020年完全成本由3 180元/t增加到3 544元/t，利潤(rùn)由1 454元/t降低到1 090元/t。老井加新井2015—2020年單位完全成本由3 179元/t增加到3 469元/t，噸油利潤(rùn)由1 455元/t降低到1 165元/t。

3.3.2 老井效益產(chǎn)量評(píng)價(jià)和產(chǎn)能評(píng)價(jià)優(yōu)選

老井效益產(chǎn)量評(píng)價(jià)是基于上一年已開發(fā)油田效益評(píng)價(jià)結(jié)果。經(jīng)評(píng)價(jià)，2015年老井產(chǎn)量411.8×104t，其中，效益一類產(chǎn)量390.8×104t，占94.90%，效益二類產(chǎn)量18.5×104t，占4.50%。新井優(yōu)化是在項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)基礎(chǔ)上，通過(guò)內(nèi)部收益率指標(biāo)進(jìn)行優(yōu)選。通過(guò)評(píng)價(jià)，8個(gè)產(chǎn)能項(xiàng)目對(duì)應(yīng)16.6×104t產(chǎn)能，未達(dá)到12%收益率，主要分布在新區(qū)、低滲透砂巖油藏。經(jīng)濟(jì)指標(biāo)優(yōu)化后，2015年新井產(chǎn)能從75×104t降至58.4×104t，產(chǎn)量從32.0×104t降至26.6×104t。（見圖6）。

圖6 2015年新井、老井產(chǎn)量?jī)?yōu)化

3.4 一體化優(yōu)化

3.4.1 新老區(qū)組合優(yōu)化

設(shè)定3個(gè)典型組合方案：老井+新井、老井+達(dá)標(biāo)新井、效益一類老井+達(dá)標(biāo)新井。從2016—2020年5年效果看，老井+新井組合的產(chǎn)量和利潤(rùn)最大，老井+達(dá)標(biāo)新井組合的投資回報(bào)率最高（見圖7～圖10）。

圖7 不同優(yōu)化方案的2015—2020年年均產(chǎn)量對(duì)比

圖8 不同優(yōu)化方案的2015年新增投資對(duì)比

圖9 不同優(yōu)化方案的2015—2020年年均投資回報(bào)率對(duì)比

圖10 不同優(yōu)化方案的2015—2020年年均稅前總利潤(rùn)對(duì)比

3.4.2 逐層遞進(jìn)優(yōu)化模式

產(chǎn)能項(xiàng)目進(jìn)入?yún)^(qū)塊單元后，以區(qū)塊單元為主體進(jìn)行效益測(cè)算。8個(gè)達(dá)到基準(zhǔn)收益率項(xiàng)目，有 3個(gè)項(xiàng)目不能改善單元利潤(rùn)水平，優(yōu)化時(shí)被扣除；另外5個(gè)項(xiàng)目新井加入后，5個(gè)區(qū)塊單元累計(jì)利潤(rùn)提高0.5×108～6×108元。去掉上述 3個(gè)項(xiàng)目后，考慮固定成本和可變成本，按最小成本或最大效益曲線確定區(qū)塊單元。單位完全成本隨產(chǎn)量增加逐漸降低，當(dāng)累計(jì)產(chǎn)量大于一定規(guī)模后成本降低速度減緩，其中，排序中最后一個(gè)區(qū)塊單元是完全成本變化的拐點(diǎn)，單位完全成本由3 458元增加到3 460元?？鄢@個(gè)區(qū)塊單元2.53×104t無(wú)效益產(chǎn)量，老井產(chǎn)量由411.8×104t優(yōu)化為 409.3×104t。2015—2020 年利潤(rùn)由184.4×108元增到186.2×108元，增加1.8×108元，平均回報(bào)率由6.98%提高到7.29%。

上述不同優(yōu)化方案2015年產(chǎn)量有所不同，老井+新井產(chǎn)量443.8×104t，老井+達(dá)標(biāo)新井產(chǎn)量438.5×104t，一類老井+達(dá)標(biāo)新井產(chǎn)量417.4×104t，逐層遞進(jìn)優(yōu)化產(chǎn)量440.2×104t（見圖11）。

圖11 不同優(yōu)化方案的2015年產(chǎn)量

3.5 實(shí)例總結(jié)與認(rèn)識(shí)

通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)效檢驗(yàn)證實(shí)了提出的優(yōu)化方案具有一定的合理性和先進(jìn)性。A油田2015年實(shí)際生產(chǎn)原油449.1×104t，實(shí)際效益產(chǎn)量440.8×104t，本文提出的2015年技術(shù)指標(biāo)優(yōu)化產(chǎn)量（僅考慮資源潛力，不考慮效益）為443.8×104t，經(jīng)濟(jì)指標(biāo)優(yōu)化產(chǎn)量分別為438.5×104t（老井+達(dá)標(biāo)新井）和440.2×104t（逐層遞進(jìn)優(yōu)化），實(shí)際總產(chǎn)量、實(shí)際效益產(chǎn)量和本文提出的技術(shù)指標(biāo)優(yōu)化產(chǎn)量、經(jīng)濟(jì)指標(biāo)優(yōu)化產(chǎn)量基本吻合，說(shuō)明本文的預(yù)測(cè)結(jié)果符合生產(chǎn)實(shí)際。如果按本文提出的優(yōu)化方案布局，會(huì)得到更好的開發(fā)效果和總體收益（見圖12）。

圖12 2015年A油田實(shí)際產(chǎn)量和效益產(chǎn)量和優(yōu)化方案對(duì)比

本例中的一體化優(yōu)化方案體現(xiàn)了逐級(jí)遞進(jìn)優(yōu)化關(guān)系。從儲(chǔ)量建產(chǎn)評(píng)價(jià)開始，經(jīng)過(guò)技術(shù)指標(biāo)優(yōu)化、經(jīng)濟(jì)指標(biāo)優(yōu)化和一體化優(yōu)化，體現(xiàn)了優(yōu)化的逐級(jí)遞進(jìn)關(guān)系，通過(guò)多個(gè)一體化優(yōu)化方案，可以達(dá)到油氣效益開發(fā)系統(tǒng)優(yōu)化的目標(biāo)和需求。

為滿足不同的目標(biāo)需求，進(jìn)一步分析優(yōu)化方案，可以看出幾個(gè)典型組合方案和逐層遞進(jìn)優(yōu)化方案的利潤(rùn)具有一定的遞增規(guī)律（見圖 13），但是相應(yīng)的投資回報(bào)率并不對(duì)應(yīng)一致。從投資回報(bào)率和利潤(rùn)的角度，逐層遞進(jìn)優(yōu)化方案效益最好，優(yōu)化效果顯著提高。

圖13 2015—2020年優(yōu)化方案年均利潤(rùn)和投資回報(bào)率對(duì)比

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

4.1 優(yōu)化特點(diǎn)和核心內(nèi)涵

相對(duì)于以往油氣效益開發(fā)優(yōu)化僅限于單一方法、碎片化的局部?jī)?yōu)化，油氣上游業(yè)務(wù)鏈效益開發(fā)的系統(tǒng)優(yōu)化是系統(tǒng)化思維的集中體現(xiàn)，具有生產(chǎn)經(jīng)營(yíng)模擬和全局優(yōu)化特點(diǎn)。從統(tǒng)籌優(yōu)化油氣勘探、開發(fā)、生產(chǎn)經(jīng)營(yíng)的全過(guò)程要素出發(fā)，建立了上游業(yè)務(wù)鏈的系統(tǒng)優(yōu)化流程，以及集預(yù)測(cè)、評(píng)價(jià)和優(yōu)化于一體的集成化方法體系（涉及7大類、18種預(yù)測(cè)、評(píng)價(jià)和優(yōu)化方法，配套形成了油氣上游業(yè)務(wù)鏈優(yōu)化方法體系），其核心是體現(xiàn)技術(shù)經(jīng)濟(jì)一體化、新老井一體化的優(yōu)化模型。通過(guò)儲(chǔ)量建產(chǎn)評(píng)價(jià)、經(jīng)濟(jì)指標(biāo)優(yōu)化和一體化優(yōu)化等4個(gè)環(huán)節(jié)分層次遞進(jìn)優(yōu)化是油氣上游業(yè)務(wù)鏈效益開發(fā)系統(tǒng)優(yōu)化的主線，可實(shí)現(xiàn)石油公司開發(fā)單元、產(chǎn)能項(xiàng)目、財(cái)務(wù)單元和所有油區(qū)的全覆蓋，為年度計(jì)劃產(chǎn)能項(xiàng)目?jī)?yōu)化部署、已開發(fā)油田效益產(chǎn)量分類評(píng)價(jià)、生產(chǎn)經(jīng)營(yíng)戰(zhàn)略制定等提供決策支持。

4.2 存在的局限性

目前系統(tǒng)優(yōu)化方法有兩方面局限性。一是優(yōu)化流程以及模型的數(shù)據(jù)來(lái)源廣而復(fù)雜，對(duì)于數(shù)據(jù)質(zhì)量要求高，對(duì)應(yīng)數(shù)據(jù)錄取實(shí)物量工作量大。油氣上游業(yè)務(wù)鏈效益優(yōu)化需要在石油公司總部和油氣田企業(yè)兩個(gè)層面著力解決儲(chǔ)量、產(chǎn)量、投資、成本和效益的綜合優(yōu)化配置問(wèn)題，涉及部門廣，數(shù)據(jù)收集具有一定的難度，需要不同部門有效協(xié)調(diào)。二是沒(méi)有引入大數(shù)據(jù)、人工智能技術(shù)，對(duì)油氣上游業(yè)務(wù)鏈效益開發(fā)系統(tǒng)優(yōu)化的復(fù)雜性、長(zhǎng)期艱巨性以及求解效率的應(yīng)對(duì)和解決能力還有一定程度的欠缺。

4.3 對(duì)策和展望

油氣上游業(yè)務(wù)鏈效益優(yōu)化的總體發(fā)展方向是充分利用各石油公司的信息化建設(shè)成果，密切結(jié)合數(shù)字化智能化油田建設(shè)，促進(jìn)大數(shù)據(jù)、人工智能與戰(zhàn)略規(guī)劃、生產(chǎn)經(jīng)營(yíng)業(yè)務(wù)的深度融合，建設(shè)油氣開發(fā)戰(zhàn)略決策和業(yè)務(wù)鏈優(yōu)化系統(tǒng)，大幅提升戰(zhàn)略規(guī)劃決策的效率和優(yōu)化運(yùn)營(yíng)能力。具體途徑是跟蹤調(diào)研國(guó)際上大數(shù)據(jù)、人工智能在油氣開發(fā)與戰(zhàn)略規(guī)劃中的成功應(yīng)用案例，開展上游業(yè)務(wù)鏈效益優(yōu)化等典型案例學(xué)習(xí)，建設(shè)戰(zhàn)略規(guī)劃和生產(chǎn)經(jīng)營(yíng)的知識(shí)庫(kù)和專家系統(tǒng)，通過(guò)知識(shí)圖譜等新理論方法進(jìn)行油氣開發(fā)戰(zhàn)略規(guī)劃和業(yè)務(wù)鏈優(yōu)化的智慧化應(yīng)用等。