低渗致密气藏单井经济界限研究

肖君 王径 姚莉

（中国石油西南油气田公司天然气经济研究所，四川 成都 610051）

低渗致密气藏单井经济界限研究

肖君 王径 姚莉

（中国石油西南油气田公司天然气经济研究所，四川 成都 610051）

应用技术经济学和盈亏平衡的原理，在一定技术经济条件下，结合影响开发效益的主要因素，建立单井经济界限计算模型。以X盆地低渗致密气藏单井为研究对象，分别计算在不同目标收益率下单井的产量界限、投资界限和经营成本界限等经济极限指标，为企业实行目标管理、开展经济活动分析、确定单井经济界限产量、投资和成本提供直观的方法和参数。

低渗致密气藏 效益开发 经济界限 模型

0 引言

经济界限就是在一定技术经济条件下，某一影响经济效益因素达到一定数值，使得生产达到规定标准时的界限［1］。经济界限的确定可为经营管理者提供决策依据，保证生产经济有效，提高企业的市场竞争能力。笔者针对X盆地低渗致密气藏开发的实际特点，主要研究低渗致密气藏效益开发的单井初期经济产量界限和投资界限。

1 低渗致密气藏开发特点

低渗致密气藏从开发地质的角度分析，通常表现为低孔隙度、低渗透率、非均质性强的特点。从开发生产的角度分析，由于低渗致密气藏储层物性条件差，使得低渗致密气藏开发与常规气藏开发相比，低渗致密气藏的开发一般需要采取增产工艺措施才能有效开发，同时低渗致密气藏气井的产能低，产量递减速度快。从开发效益的角度分析，低渗致密气藏开发投资大，且随着生产的进行，开发的能耗和操作成本会逐年增加。因此，必须从源头做起，通过技术与经济结合，降低工程投资成本，提高单井产量来实现效益开发。

2 低渗致密气藏效益开发经济界限

2.1 单井经济界限计算模型

计算单井经济界限值，所采用基本方法的理论依据就是投入产出平衡原理。从企业的经济利益来考察，将投资、经营成本、税金等视为投入，将销售收入视为产出，在一定的经营目标、开发条件和开发原则下，求得使投入与产出相平衡（净现值为零）时所对应的单井初期产量下限、投资上限和年经营成本上限等界限值［2］。

计算模型：

式中：Qd1为第一年单井产量，104m3；Ic为企业目标收益率；Wr为天然气商品率；P为销售价格，元/m3；Idt为单井直接投资，万元；Bdt为单井相对第一年产量的各年产量系数；Cdt为单井年经营成本［操作费、销售费用、财务费用（利息除外）与管理费用］，万元；TXg为销售税金及附加，元/m3；n为计算期，a。

2.2 经济界限值测算基础参数选取

研究单井技术经济界限，其实质就是研究单井实现开发效益和经济效益相统一的条件［3］。在天然气价格以及现行财税政策等外部条件不变的情况下，最重要的条件是气井的生产能力（以高峰年产量为代表）、单井直接投资和年经营成本。以X盆地低

渗致密气藏为例，对基础参数的确定进行说明。

1）单井直接投资

单井直接投资包括钻井工程投资和地面建设投资。钻井投资根据钻井进尺及完井试油方式等进行综合估算；地面建设投资只计算与新井有关的直接投资，不包括为全气田服务的系统工程投资。

2）单井初期日产气量

根据X盆地低渗致密气藏不同区块生产井的实际生产数据统计，选取部分代表井的实际日产量作为单井初期日产量，按稳产1年，第二年综合递减率分别为43.72%、33.2%、11.52%，以后各年递减率10%估算单井的年产气量，各区块单井初期日产气量统计见表1。

3）单井经营成本

单井经营成本是指在实际生产过程中，1口生产井一年内实际发生的操作费、销售费用、除利息之外的财务费用和管理费之和［4］。各区块单井经营成本参照2013年实际成本取值，单井经营成本见表2。

4）其他基础参数

其他基础参数选取主要依据X盆地低渗致密气藏的天然气实际生产经营数据，评价参数按照《中国石油天然气集团公司建设项目经济评价参数》规定计取。

表1 不同井型初期日产气量统计表

表2 单井经营成本取值表

2.3 经济界限值测算结果

1）单井经济产量界限值

当单井直接投资、经营成本、税金、目标收益率及其它评价参数即定的情况下，由公式（1）推导得出新井初期产量下限计算模型：

将上述不同投资方案的单井直接投资、经营成本及其它基础参数代入式（2），按照目标收益率为0%（保本）、8%（页岩气基准值）和12%（常规气基准值）时分别测算了单井初期经济产量的下限值与单井计算期总经济产量，见表3。

按不同井型的单井直接投资测算，以区块2为例，水平井若实现保本（Ic＝0%），平均初期经济日产量为4.26×104m3/d，评价期累积产量6 206× 104m3；要12%盈利，平均初期经济日产量为4.63× 104m3/d，评价期累积产量6 744×104m3；斜井若实现保本，平均初期经济日产量为3.21×104m3/d，评价期累积产量5 424×104m3；要12%盈利，平均初期经济日产量为3.12×104m3/d，评价期累积产量5 273× 104m3/d。

2）单井投资界限值

当单井初期产量、经营成本、税金、目标收益率及其它评价参数即定的情况下，由公式（1）推导得出单井直接投资上限计算模型：

X盆地低渗致密气藏的单井投资过大，在现有技术经济条件下只降低经营成本不能实现单井目标产量，只有降低单井投资才能达到经济效益开发。按各区块的单井初期日产量，在其它参数不变的情况下，对单井投资进行了极限分析。将上述的不同区块的单井产量、经营成本及其它基础参数代入式（3），当目标收益率为0%、8%和12%时分别测算了单井直接投资的上限值，见表4。

表3 单井经济产量界限值表

表4 单井直接投资界限值表

根据X盆地低渗致密气藏生产井的单井初期产量，以区块2为例，若要保本，单井直接投资可上升到4 450万元，每米进尺成本14 807元/m；要8%盈利，单井直接投资可上升到3 840万元，每米进尺成本12 625元/m；要12%盈利，单井直接投资可上升到3 510万元，每米进尺成本11 445元/m，若按区块2的钻井成功率71.88%，每米进尺成本不超过8 227元/m。

不管是保本还是盈利，单井产量的高低对单井的投资上限、单位成本上限影响非常大——探索形成适用的增产改造技术、尽可能提高单井产量是对X盆地低渗致密气藏降本增效的首要问题。

3 结论与建议

1）优化钻试方案设计，加强过程管理，控制钻井投资成本。加强钻井提速、压裂提效综合措施研究，强化过程管理，确保投资受控。根据各井地质特征、测井资料及钻井显示，有条件的井进行初测，利用测试结果优化压裂方案设计，减少无效投入。强化施工过程管理，减少井下复杂故障损失。

2）加大新工艺新技术应用和攻关，突出科技支撑作用。总结水平井和分级压裂酸化改造工艺，进一步提高开发井钻井成功率和获产量。针对低渗致密气藏各构造成藏机理、开发效果评价、井位优选、储层及高产控制因素的研究工作，加深储层认识，提高钻井成功率；开展气藏钻完井储层保护评价研究，增加储层改造效果，提高单井产量。

［1］孟宪君，张英芝，李浩.油田开发过程中单井经济界限研究［J］.大庆石油地质与开发，2001（3）：45-49.

［2］张今弘.石油产量利润化［M］.北京：群言出版社，1999.

［3］樊芳，彭玉茹，彭光明.高含硫气藏单井经济界限模型及其应用［J］.断块油气田，2012，19（4）：497-499.

［4］闵敏，催传智.天然气藏开发的经济极限产量及压力研究［J］.河南石油，2006，20（3）：37-38.

（编辑：周娟）

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2095-1132（2014）06-0061-03

10.3969/j.issn.2095-1132.2014.06.019

修订回稿日期：2014-11-02

肖君（1967-），女，高级工程师，从事项目经济评价研究。E-mail：xiaojun@petrochina.com.cn。