陈晓平，张宝娟，陈小东，张振红，徐建军，王楠
1.中国石油天然气股份有限公司规划总院；
2.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院；
3.大庆油田有限责任公司重庆分公司
近年来，中国油气开发的新区产能建设以非常规油气资源为主体，其年产量规模快速攀升［1］。非常规油气资源开发与常规油气开发相比，具有百万吨产能投资高［2］、初期产量高、产量递减快［3］等特点，勘探规模增储和建产效益矛盾突出［4］。在开发面临效益挑战的背景下，如何精准评价非常规油气资源开发效益，并通过技术经济评价指导投资优化和成本控制，进而提高非常规油气项目整体开发效益，是当前管理和技术层面都非常关注的重大研究课题。
本文在对非常规油田（超低渗透油藏）已开发区块、平台、单井实际投资及产量统计分析的基础上，提出了非常规油田开发单井初期极限产量和单井极限投资指标评价方法。在仅有单井投资估算或单井初期产量的基础上，运用数理统计方法对产量、投资、成本一系列的数据分析，模拟出不同开发技术条件下单井的最小极限初期产量或最大极限投资，建立了一套适合非常规油田开发前期决策和方案优化部署的技术（产量）—投资—效益一体化单井效益评价模型，为从事地质、油藏技术研究人员和经营管理人员开展开发指标、投资、成本参数对标优化等工作提供借鉴，对于优化开发方案、实现油气项目效益开发具有积极作用。
影响油田开发项目经济效益的主要因素有单井投资、产量分布、累产油量、油价和操作成本等［5-6］，目前效益评价的常规方法是现金流量分析方法。现金流量分析方法是20世纪80年代初中国从西方引入的经济评价理论与方法，对拟建项目的财务可行性和经济合理性进行分析论证，是当前国内外通用的项目经济评价方法。评价流程是根据项目开发方案或概念设计预测的油气产量等开发指标，估算开发建设投资，在一定的油价条件下，预测评价期内收入、成本、税费，依据现金流量计算财务内部收益率、净现值、投资回收期等经济评价关键指标［7-8］。现金流量法是以项目现金流量为基础，在经济分析与决策中，将所考察的生产单位看成一个经济系统，成本与收益表现为该系统货币的流出量与流入量，流出系统的资金称现金流出，流入系统的资金称现金流入，流入与流出之差称计算净现金流量，净现值是经贴现后求出现值之和［9］。其计算公式为：
式中：NPV—净现值，即投资价值，104元；
CI—现金流入量，104元；
CO—现金流出量，104元；
r—贴现率，%；
n—计算年限，年。
判断某一项目或一口井效益的标准是内部收益率是否大于基准收益率；
若大于基准收益率该方案可行，否则不可行，这也是行业的标准评判方法。内部收益率是投资建设项目在某一评价期内的投资利率，是根据投资项目评价期内的现金流量折现所能达到的目标收益率。这个指标表现的是比率，不是绝对值，一个内部收益率较低的开发方案，可能由于其规模较大而有较大的净现值，因而更值得建设；
内部收益率越高，说明投入的成本相对地少，获得的收益却相对多。因此业界经常根据内部收益率与基准收益率的对比，优选出高效井和有效井，并对产能建设项目进行评价。
随着非常规油田储层渗透率逐步降低，开发品质逐年变差，开发难度加大，开发方式主要采用以“长水平段+体积压裂”［10］、工厂化作业、大井丛立体式布井为代表的系列技术，进行大规模集约化平台建产。采用的不同开发平台井场大小、水平井井数、水平段长度、压裂规模、单井产量、递减率、投产时率等指标差异较大，加之技术工艺复杂，导致不同单井投资及单井累产量差异大，单井效益差别也较大。再加上前几年国际油价一直在低位徘徊，非常规油田实现效益开发面临巨大的挑战［11］。
采用常规的经济评价方法对非常规油田开发方案进行评价主要存在以下问题：一是，采用常规的整体经济评价无法分析出效益差异的原因是投资还是产量，同时，掩盖了非常规油田高效井、有效井、低效井的效益差异；
由于非常规油田单井投资、产量差异大，需要开展单井经济评价。二是，常规的现金流经济评价方法涉及投资、产量预测表、油价、基准收益率、增值税、所得税、城市建设税、教育附加税、资源税、营业费用、安全生产费、弃置成本、折旧年限、原油商品率、贷款利率等经济评价基础参数，对单井进行经济评价，计算工作量大，对于快速评价非常规油田单井开发有一定的难度，难以实现对单井效益的快捷准确计算；
需要运用经济评价原理，结合非常规油田开发特点，研究适应非常规油田开发快捷准确的经济评价方法。三是，非常规油田开发由于投资、产量、效益差异大，需要能够快速甄别高效井、有效井、低效井的经济评价数学模型。四是，为实现“事前算赢”、实现效益开发的目标，在开发方案部署优化实践工作中，需要能够快捷准确计算出满足基准收益率要求前提下的单井初期产量和单井投资临界值指标，从而运用经济指标约束技术指标，倒逼开发方案优化、技术进步和投资控降。
通过数据统计分析，影响非常规油气开发效益的主要因素有投资、产量、油价、成本及税费，其中投资、产量、油价对项目内部收益率影响较大。
非常规油气水平井开发单井投资集中在2 600×104～4 000×104元，是常规的定向井单井投资的5～8倍，其产生的折旧在完全成本构成中占比在 55%左右，对经济效益影响较大；
通过敏感性分析，当投资每变化10%，内部收益率变化约2.5%。
非常规油气水平井单井初期产量分布在 9.0～20.0 t/d，是常规定向井开发的5～11倍，其每变化10%，单井产量变化0.9～2.0 t/d，变化绝对数大，对经济效益影响较大；
通过敏感性分析，当产量每变化10%，内部收益率变化约2.7%。
通过敏感性分析，当油价每变化10%，内部收益率变化约2.7%。考虑到油价受地缘政治、突发事件、市场需求等因素影响，短期（1～3年）波动较大，因此，石油公司在预测项目效益时，一般按长期预测油价进行经济评价。本文将油价作为不确定因素，按照不同油价情形，对单井初期产量和单井投资临界值指标进行研究。
成本相对投资、产量、价格而言，对内部收益率影响相对较小，当操作成本每变化10%，内部收益率变化约0.4%。且非常规油气单井操作成本每年变化不大，约90×104元/（井·年），约占完全成本的25%，本文的计算模型将成本简化为常数处理。
下面重点分析单井综合投资、单井产量的影响因素，这也是非常规油田开发产量和投资极限指标评价的重要基础。
2.1 单井综合投资的影响因素
非常规油田开发单井综合投资包含钻井工程投资、采油工程投资和地面工程投资，单井综合投资受井场大小、单平台井数、井深、压裂规模、工艺技术、地面管道、配套条件等多种因素影响，其中井深、水平段长度、压裂规模、地面管道是影响投资的主要因素［12］。
（1）钻井工程投资：包括平台及道路征地和临时用地投资、钻前工程投资、水平段钻井投资、造斜段钻井投资、直井段+造斜段套管投资、套管费用、固录测井费用等。其中：钻井投资约占钻井工程投资的60%左右，而影响钻井投资的主要因素是井深、水平段长度和钻井周期。
（2）采油工程投资：包括试油工程费用、压裂工程费用等，其中压裂作业费约占30%，压裂材料费包括压裂液、支撑剂约占50%，而影响压裂工程费用的主要因素是压裂规模。
（3）地面工程投资：包括井场投资、集输管道投资、接转站投资、联合站投资，以及配套的供电、道路、通信、供水等配套设施投资。
据初步统计，采油工程投资约占非常规油田开发总投资的50%，钻井工程投资占比30%，地面工程投资占比15%，建设期利息及其他投资约占5%。
2.2 单井产量的影响因素
非常规油藏开发单井产量受地质因素、工程参数、流体性质、开采方式、井网形式、增产措施和管理等多种因素控制，但主要受工程因素和地质因素影响，工程因素主要有单段簇数、压裂段数、油层入地液量、油层加砂量；
地质因素主要有原油黏度、孔隙度、含油饱和度、油层厚度、脆性指数等［13］。由油气田开发的历史经验可知，对于储层特征相似的油气藏，其产量随时间的递减规律基本一致，可以利用Arps（阿普斯双曲线递减方程，用于预测油田产量）产量递减方程进行产量预测。
2.3 成本及税费的影响因素
非常规油田成本包括油气操作成本、折旧折耗、管理费用、财务费用、营业费用，非常规油田开发单井年操作成本与投资相比，在成本中占比相对比较低，且通过对非常规油藏历史发生单井操作成本统计与分析发现单井操作成本历年、区块变化不大，相对稳定。据初步统计，投资转化成折旧折耗和财务费用约占完全成本60%，操作成本约占完全成本的25%，管理费用、营业费用和营业税金约占完全成本15%。
税费包括资源税、增值税、营业税金及附加、所得税，除资源税按照国家规定可减征外，增值税、营业税金及附加、所得税与常规油田一致，且税费与投资、产量参数直接相关，在数学模型中转化成投资、产量的相关系数。
非常规油田开发初期产量和投资极限指标评价模型具体分为3个部分。
3.1 评价模型基础参数和适应条件
模型参数选取依据《中国石油天然气集团公司油气勘探开发投资项目经济评价方法（2017）》《中国石油天然气集团有限公司投资项目经济评价参数（2020）》的规定。其中，建设期1年，生产期15年，基准收益率6%。本模型中最高油价按65美元/桶计，不考虑特别收益金。操作成本借鉴非常规油藏已开发区块上一年度实际发生的历史数据。
本模型适用条件：单井年操作成本相对稳定；
油藏储层致密，喉道半径小，裂缝发育、地层能量衰减快的非常规油藏自然能量水平井开发。
3.2 非常规油田单井初期产量极限模型
非常规油田单井初期产量极限模型，是已知油藏递减规律及其他成本税费，在投资明确的条件下，测算在不同油价时，实现效益开发（达到基准收益率6%）单井所需的最小初期产量。
式中：Qmin—水平井单井初期经济极限产量，t/d；
I—水平井单井综合投资，104元/井；
P—评价油价，美元/桶。
利用上述单井初期产量经济极限评价模型，根据目标投资和油价，可以快速判断在投资和油价既定条件下，某口井、区块、油藏的最小初期产量，再与油藏开发类型相似的区块的初期产量或地质论证的初期产量进行比对，进而可以初步判断本口井、区块、油藏是否可以实现效益开发。本模型仅适用于非常规油藏水平井开发初期最小极限产量预测。
3.3 非常规油田单井投资极限模型
非常规油田单井投资极限模型，是已知油藏递减规律，其他成本税费固定，在单井初期产量明确的条件下，测算在不同油价时，实现效益开发单井的最大投资。
模型建立共分两步：基于中国西部某非常规油田开发的产量规律认识，根据非常规油藏开发不同储量类型，测算不同油价下单井综合投资临界值，并模拟出投资控制目标曲线，进而测算出不同储量类型单井最大极限投资；
基于上述样本结果，应用数理统计方法推导出极限最大投资评价关系式：
式中：Q—水平井单井初期产量，t/d；
Imax—水平井单井最大综合投资，104元/井。
利用上述单井投资极限评价模型，非常规油藏不同储量类型在油价既定条件下，可以快速测算一口井的最大极限投资。
4.1 极限初期产量分析
A油田位于鄂尔多斯盆地西南部，主力开发层位为三叠系延长组x页岩油层。2004—2011年，在创新形成的深水重力流富砂理论指导下，强化x储层的重新认识，试油获得工业油流；
但单井产量低，受当时技术经济条件限制，无法有效动用。
原语翻译生态环境，广义上是指包括原语文本在内的原语语言、社会、经济、文化等宏观环境；
狭义上是指原语文本的语言特点和文化特征。本文仅对狭义上的原语翻译生态环境进行分析，即寒山诗文本的白话文语言特点及其反映出的中国佛、道文化。
2011年以来，借鉴北美页岩油开发理念，A油田积极开展页岩油攻关研究与试验，经历了评价探索、开发试验、示范建设等3个阶段，明确了x页岩油规模效益开发主体技术。
2016—2017年，通过前期水平井注水开发、长水平井大井距体积压裂开发试验，明确了页岩油区块长水平井体积压裂开发主体技术，提升了页岩油开发效果，但仍不满足工业化开发需求。
2018—2020年，以多层系、立体式、大井丛、工厂化为思路，通过践行“新理念”、集成“新技术”、创建“新模式”，页岩油规模效益开发新模式已形成。
A油田 B区块 x页岩油层水平井水平段长度为 1 500～2 000 m，井距约300～400 m。在相同井距、相近长度情况下，以及在相近的压裂储层改造措施工艺下，水平井递减规律主要受油层地质特征影响。通过对A油田历史水平井生产情况进行拟合，结果显示前3年递减规律基本相近。
根据非常规油藏A油田已开发井的开发现状，预测 A油田 B区块 x页岩油水平井前 3年递减为26.9%、14.7%、10.2%，利用Arps产量递减方程预测整个评价期的产量，如图1所示。由于在递减规律确定的情况下，初期产量与单井累产油成正比关系，应用式（2），已知不同投资，测算出 B区块不同油价下最小极限初期产量，如表1所示。
图1 B区块产量指标预测
表1 B区块单井极限初期产量测算（基准收益率6%）
测算的单井极限初期产量数据可为不同单井目标投资下实现效益开发提供参考。由表1可以看出，当B区块某单井根据油层特征、地质、工程、工艺及配套测算单井投资为3 000×104元/井时，在油价50美元/桶条件下，要实现效益开发，初期单井产量需要达到18.59 t/d以上。但是，根据临近区块类似油藏测算，待开发区单井日产只有18.00 t，低于最小极限初期产量，无法实现效益开发。那么本单井可以考虑暂时停止开发部署，等到油价回升到 60美元/桶时，该单井就可以实现效益开发。
4.2 单井极限投资分析
在对极限产量进行分析的基础上，可以确定本案例不同油价、不同初期产量条件下的投资极限值，如表2所示。
表2 B区块单井极限投资测算（基准收益率6%）
单井投资极限值可为不同单井目标产量下实现效益开发提供决策依据。由表2可以看出，当基准收益率为 6%时，B区块单井初期产量在 16.00～22.00 t/d之间，在油价30美元/桶时要实现效益开发，单井投资需低于1 216×104～1 714×104元。如，单井初期产量20.00 t/d时，油价为30美元/桶时要实现效益开发，单井投资须不高于1 548×104元。根据此评价模型，在类比区块单井产量比较靠实的情况下，可以快速预估最高投资。
常规的经济评价方法，涉及众多的技术经济参数和经济评价基础参数，其中一些参数获取有一定的难度，还有一些参数存在不确定性，不能很好地适应非常规油田开发评价［14］，尤其是产量和投资差异较大的非常规油藏水平井单井效益评价。本文基于现场实践统计基础上建立的非常规油田开发极限初期产量和极限投资评价模型，是在常规经济评价基础上，通过整体分析同一类型油藏的共性（递减率、开发方式，井网布局等），利用数理统计方法，回归出简洁快速的评价模型，并制定相应的应用模板。本模型模拟回归系数高达98%，可信度高，是常规经济评价方法的有益补充，丰富了非常规油田开发经济评价方法体系。
面对非常规油田开发日趋复杂的开发条件以及开发效益挑战，通过单井初期最小极限产量及单井投资最高极限评价，快速判断不同条件下的高效井、有效井、无效井。一方面可推动非常规油田开发产量、投资、成本的科学合理优化配置，促进方案投资部署优化和生产经营优化；
另一方面可以指导地质油藏技术研究和经营管理人员进行开发指标、投资和成本参数的优化和对标，为投资及产量倒逼机制、强化系统化统筹协调、推动内部挖潜提效，提供决策支持依据。
非常规油田开发是一个复杂的系统工程［15］，本评价模型是基于西部某页岩油田多年来的开发实践和生产经营数据分析的结果。对于具体的非常规油田开发，需要结合地质条件、油藏类型、技术进步、管理提升等多方面具体要素，梳理分析适用于本油田开发情况的极限指标评价模型，并在生产实践中不断迭代修正，以更好落实“油气产建坚持先算后干、事前算赢”的开发理念和原则，为推进非常规油气项目效益开发提供可靠的决策支持工具。
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