吉木萨尔凹陷致密油开发评价及建议

□ 文/王屿涛 刘如 向英

吉木萨尔凹陷致密油开发评价及建议

□ 文/王屿涛 刘如 向英

吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组致密油资源丰厚，井控储量达到10亿吨以上。2011年—2013年主要为预探和评价阶段，2013年—2015年为开发试验阶段。为了全面和客观地了解开发试验阶段致密油财务和盈利状况，以及项目整体效益，应用盈亏平衡法进行经济效益评价，并以此建立该区致密油单井商业油流标准；同时，与国内主要致密油开发试验项目进行开发效益的对比。在此基础上，根据致密油产业发展要求，从成藏条件、工程技术适应性和经营管理模式等方面进行分析，并提出具体对策和措施。这些研究成果必将对今后吉木萨尔凹陷致密油勘探开发及产业发展起到重要的指导作用。

致密油开发试验项目效益评价

致密油开发效益评价包括项目投资、成本与税费三个部分：

从项目投资来看，吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组致密油规模有效开发试验项目于2013年5月21日开工建设，项目投资主要由钻井工程投资、地面建设工程投资、建设期借款利息和流动资金构成：一是钻井工程投资包括钻井工程费、完井工程费、压裂施工费、生产作业费和其他费用，其投资估算根据目的层井深与平均每米进尺成本确定；二是地面建设工程投资主要包括集输、压缩、供水供电、道路、通讯设备安装工程等；三是按照《石油工业建设项目经济评价方法与参数》规定，流动资金估算在项目可行性研究阶段采用扩大指标估算法，取达产年经营成本的25%；四是建设期利息指致密油开发项目在建设期内贷款资金应付的利息，考虑到资金的时间价值，建设期利息按复利计算；五是弃置成本是为了进行油气勘探开发所使用的油气水井、油气集输设施、输油气水管线，以及其他油气资产在废弃时发生的拆卸、搬迁、封井、环境恢复等支出，该项目按开发固定资产投资的5%计提。

项目成本包括生产成本和管理费用两部分。生产成本包括操作成本和折旧两部分。操作成本分为与生产井数相关的成本和与油气产量相关的成本，其中与生产井数相关的成本可分为采出作业费、井下作业费、测井试井费、运输费、厂矿管理费；而与油气产量相关的成本可分为油气处理费、维修及修理费等。在管理费用方面，由于原油、天然气矿产资源补偿费费率降为零，因此项目管理费用主要包括安全生产费用。

补贴与税费也包括两大部分：收入估算和销售税金及附加估算。

从实际完成销售收入情况看，该项目主要收入为销售原油，2013年—2015年项目实际已实现销售收入7000多万元。而根据2016年—2023年地质油藏情况变化对开发生产指标进行了重新预测显示，同期吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组致密油藏还将生产原油4亿多吨，预计销售收入近1亿元。从项目评价期总销售收入来看，经计算吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组致密油评价期内（建产期+稳产期）累计销售收入预计为16亿多元。

按照销售税金及附加估算，原油生产销项税税率取17%；城市维护建设税税率为7%；增值税额以5%计税；企业所得税按西部地区企业15%的税率征收；地面方案设计为268万元。

致密油开发试验项目财务及敏感性分析

站在盈利能力分析角度，至2015年底，吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组致密油规模有效开发试验项目共完钻开发井10口，完成钻井工程投资4亿多元、地面工程投资3亿多元，科研投资600多万元，项目合计完成投资5亿多元。

当采用浮动油价时，项目评价期内（2013—2023年）利润总额亏损近5亿元，所得税后财务内部收益率-25.36%，财务净现值亏损近4亿元。计算的各项经济指标低于行业基准收益率（8%），经济上不可行。

站在敏感性角度分析可以发现，只有当固定资产投资下幅84.42%，或单位经营成本下幅89%，或累计产油量增加361.29%，或油价增加427.87%时，该致密油开发试验项目方案内部收益率才能达到8%的基准值。由此可见，项目抗风险能力较差。另外，对该致密油开发试验项目进行了效益复算，即按实际产量、投资和成本，采用初步开发方案的90美元/桶计算，其结果为全部投资财务内部收益率和财务净现值均＜0，评价期内投资仍无法回收。

致密油商业油流起算标准及效益对比

2011—2015年吉木萨尔二叠系致密油勘探开发一体化项目合计完成投资16亿多元，开发试验累计完成产量7万多吨。从经济效益计算指标看，项目评价期内所得税后净现值为负值，未达到中国石油规定指标。结合最新油价和评价参数，在此基础上应用模型公式对不同投资、不同油价下的致密油商业油流进行计算。

不难看出，在近期油价波动于40美元—50美元/桶常态化情形下，该项目唯有降低单井投资和提高产量方能实现效益开发。如单井投资控制在3000万元，单井产量提至7吨/天以上，亦即目前产量的3倍以上，方可达到商业油流标准。

为了全面和深入了解国内主要致密油开发先导试验经济效益情况，以大庆油田、吉林油田和吐哈油田致密油开发项目为对比参照，选择主要效益指标与吉木萨尔凹陷致密油进行全面经济效益比较。

首先，吉木萨尔凹陷致密油开发井平均单井投资均超过其他油田致密油开发单井投资的一倍以上，而平均单井产量只有其20%（图1），投资效益和开发效果都远远低于其他油田。其次，根据实际产能和开发方案参数测算，大庆和吉林致密油开发项目内部收益率均在10%以上，达到了中国石油标准，而吉木萨尔凹陷致密油内部收益率却为-25.36%，财务净现值则为负值（图2）。同时，根据实际产量、投资和成本，采用开发先导试验方案90美元/桶进行效益复算，明显看出，与大庆油田致密油开发试验项目相比，项目内部收益率和财务净现值全为负值，且远远低于前者（图3）。

通过计算经济极限油价，吉木萨尔凹陷致密油经济极限油价高达190.15美元/桶，是其他油田致密油开发试验项目的3倍，而大庆油田致密油开发在60美元/桶下可经济开采，吐哈油田致密油在70美元/桶下可经济开采。

图1 国内主要致密油开发试验单井投资、单井日产对比图

图2 按照实际产量和方案评价参数测算内部收益率、财务净现值对比图

图3 按照先导试验方案90美元/桶复算内部收益率、财务净现值对比图

致密油产业发展存在的主要问题及对策

致密油勘探开发存在的主要问题：

一、成藏条件较差。吉木萨尔凹陷致密油主要成藏条件表明，储层天然裂缝不够发育，脆性矿物含量较低，这些均是导致储层分段压裂制造人工裂缝的不利因素，也是储层烃类导流性能较弱、裂缝刚性支撑性能较低、致密油开产量及压力递减很快的重要原因。另外，该凹陷致密油属于中质—重质原油，源于二叠系芦草沟组低成熟生油岩，较稠的原油性质使其流动性降低，这也是开发试验产量递减快、单井产量低的原因之一。与国内外主要致密油田如美国巴肯和我国长庆油田致密油田相比，其成藏条件是相对处于不利或劣势的。

二、工程技术条件尚缺乏适应性和针对性。从开发试验结果与方案设计的巨大差异可以看出，目前通用或通行的致密油开发工程技术，还缺乏对吉木萨尔凹陷致密油特殊成藏条件的适应。换句话说，这些技术在标准定义的致密油藏上可行，但对于芦草沟组成藏条件和原油性质较差的特殊致密油藏来说就缺少针对性了。

三、经济效益较差。吉木萨尔凹陷致密油开发试验结果与方案设计存在很大差距，无论是浮动油价还是方案90美元/桶油价评价，所有财务指标均＜0，且与国内主要致密油开发试验项目相比，经济效益差距较大。其中，关键因素是单井投资较高而产量较低。

四、管理体制机制相对滞后。根据国内外非常规油气资源的运营模式来看，市场化管理体制与机制是实施“低成本战略”，降低单井投资是项目盈利的根本保障。而吉木萨尔致密油开发试验项目，管理和运营模式滞后等因素是造成高投入、高成本、低效益的重要原因之一。如项目未实行单井核算，在单井成本占比达50%以上的压裂费用中，10口开发井均采取平摊2300万元的结算，暴露了非常规资源项目管理模式的短板。

五、致密油产业发展有利条件。一是资源落实，储量丰厚。根据最新资源资评结果，准噶尔盆地吉木萨尔凹陷致密油资源丰厚且凹陷内已钻探井40多口，井控程度高，井控储量高，资源基础可靠。二是工程技术条件较为成熟。从目前吉木萨尔凹陷致密油水平井钻井、分级压裂、“工厂化”作业等工程技术条件分析，总体上较为成熟，基本满足了地质设计要求。而目前开发试验效果不佳，主要原因是缺乏对吉木萨尔凹陷这类特殊致密油工程技术的针对性和适应性。三是致密油项目管理机制创新具有广阔空间。近年来，中国石油提出搭建6个合资合作平台，即未动用储量、非常规油气、管道、炼化、海外和金融领域；2014年又出台了针对新疆地区的“关于新疆地区石油天然气资源合资的指导意见”，这些政策为致密油等非常规油气资源今后实施市场化经营和合资合作开发提供了制度保障。

致密油开发对策和措施：

一是进一步深化致密油成藏条件认识，积极推进技术创新。要从致密油成藏宏观和微观地质规律入手，不断探索和逼近客观地质条件。石油工程技术要积极推进技术创新，重点开展致密油目的层油藏特征参数分析、地质“甜点”与工程“甜点”分布和特征精细标定、水平井完井和压裂工艺产能评价等关键技术；强化“工厂化”钻完井配套技术研究、开展钻井液重复利用技术研究和加强致密油随钻储层识别技术研究等。

二是积极探索和推进致密油产业的市场化运营。根据国内外致密油产业发展的经验，以及中国石油对新疆地区非常规油气资源勘探开发的政策环境，吉木萨尔凹陷致密油开展市场化管理运作的条件是相对成熟的。可以组建独立的“致密油勘探开发公司”，实行项目管理，细化最小核算单位，实行单井成本核算；抑或是组建由中国石油控股、地方国企和民企参股的合资合作股份制公司，实现投资渠道多元、降低风险的目的。

作者单位： 中国石油新疆油田公司勘探开发研究院