东海致密气藏压裂增产开发模式的经济有效性评价

曹 冰，李小凡，高红艳，单理军，林 然

(1. 中海石油(中国)有限公司上海分公司，上海 200050；2.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610500)

引 言

中国东海海域石油天然气储量丰富[1-3]，但东海油气田主要为低渗储层与致密储层[4]，此类储层具有埋藏深、高温高压和高含水饱和度等特点，极大地增加了此类储层油气资源的开发难度，总体动用程度低[5]。近年来东海油气田低渗致密油气产量比重逐年攀升，成为常规油气的重要接替和未来发展重点[6]。目前，东海低渗致密储层已对二十余口定向井开展了水力压裂矿场试验，但压裂后增产效果不明显，产量衰减速度快，产量难以长期稳定，给东海低渗致密储层有效开发造成了巨大挑战，特别是严重影响了低渗致密油气开发的经济性判断，制约海上油气田的投资开发决策[7-8]。为了深化认识东海致密储层对实施水力压裂进行开发的经济性和可行性，以东海X致密气藏为目标，进行实施水力压裂改造提升储层开发品质的可行性论证研究，为实现东海低渗致密油气开发提供科学指导和技术支持。

1 储层地质特征

东海X目标储层花港组属于典型致密砂岩储层，包括L1、L2和L3三个小层，属于构造层状边水气藏，气藏有效厚度大，在50 m～150 m[9-13]。

储层构造为宽缓背斜，长轴走向为北-北东，目标层系圈闭面积范围为32 km2～50 km2，对于幅度范围为200 m～290 m，且随着埋藏深度增加，圈闭面积与幅度逐步缩小。次生溶蚀孔隙为目标储层的主要孔隙类型，其次为铸模孔，以及少量粒内溶孔。次生溶蚀孔隙中，粒间孔隙(含部分原生孔隙)占比最高。目标储层平均最大孔喉半径约为1.4 μm～29.4 μm，平均孔喉半径变化范围0.08 μm～0.70 μm，平均孔喉半径约为0.20 μm～0.64 μm；孔隙度为6%～9.5%，平均7.4%；渗透率为0.22 mD～1.88 mD，平均0.55 mD，根据储层物性分类划分标准，属于特低孔至特低渗储层。储层具有典型的高温高压特征，地层温度梯度为3.8 ℃/100 m，地层温度分别在148.15 ℃～172.85 ℃；地层压力在36.64 MPa～53.99 MPa。基于测井数据解释结果，目标储层低含气饱和度较低，约为51.9%～55.0%。天然气常规气样分析C1的摩尔百分含量为87.12%～94.45%；N2为1.19%～2.49%；CO2为0.93%～5.61%，天然气相对密度0.5921～0.6573。属于含有一定CO2的典型干气气藏。

2 裂缝参数优化设计

基于目标储层实际地质参数，利用油气藏数值模拟软件，建立东海X低渗气藏数值模型[14-15]。通过室内高温高压试验测量气水两相渗透率曲线，如图1所示。将测得相渗数据代入数值模型中开展油藏模拟计算，其他核心计算参数见表1。

图1 相对渗透率曲线

表1 东海X低渗高含水气藏模型网格参数

2.1 裂缝参数优化目标

选择压裂后取得经济收益为裂缝参数优化目标。压裂改造后取得的收益增幅计算见式(1)。

(1)

式中，λ为收入增幅；χ为成本增幅。

其中，收入增幅计算见式(2)。

λ=κ×α

(2)

式中，κ为采出量增幅；α为气价。

其中，成本增幅计算见式(3)。

χ=ψ+ζ

(3)

式中：ψ为直井段钻完井增加的成本；ζ为水平段及造斜段钻完井增加的成本。

根据目标区块钻井实际数据，取直井段每米钻完井成本为1.6万元/m，水平及造斜段每米钻完井成本2.5万元/m。

2.2 水平段长度优化

假设该井所有压裂裂缝半缝长为130 m，水平井压裂段间距(裂缝间距)为100 m，并将水平井段总长度分别设定为1 400、1 300、1 200、1 100、1 000 m。预计该井生产时间为15年，生产制度为定产量15万m3/d，通过数值模拟计算可以得出不同水平井段总长度情况下的压裂增产经济收益增幅。

由图2可以看出，当水平井段总长度从1 000 m增至1 400 m，储层采出程度逐渐上升，但经济收益增幅先上升后下降；当水平井段总长度大于1 200 m后，收益增幅随着水平井长度增加而减小，此时该压裂井经济收益增至11.2%，为全局极大值。故1 200 m为该储层水平井段总长度最优值。

图2 不同水平井段长度下的储层采出程度及经济收益增幅

2.3 压裂裂缝间距优化

假设该井所有压裂裂缝半缝长为130 m，水平井段长度为1 200 m，并将水平井各段压裂裂缝间距分别设定为140、130、120、110、100、90、80 m。预计该井生产时间为15年，生产制度为定产量15万m3/d，通过数值模拟计算可以得出不同水力裂缝间距及其相应裂缝条数情况下的压裂增产经济收益增幅。

由图3可以看出，当裂缝间距从90 m增至140 m，储层采出程度逐渐下降，但经济收益增幅先上升后下降；当裂缝间距约为100 m时，该压裂井经济收益增幅增至12.3%，为全局极大值。故100 m为该储层水平井分段压裂的最优段间距(裂缝间距)。

图3 不同裂缝间距下的储层采出程度及经济收益增幅

2.4 裂缝半长优化

假设该井各压裂段长(裂缝间距)100 m，水平井段长度为1 200 m，并将水平井各段压裂裂缝半长分别设定为130、120、110、100、90、80 m。预计该井生产时间为15年，生产制度为定产量15万m3/d，通过数值模拟计算可以得出不同水力裂缝半长情况下的压裂增产经济收益增幅。

由第44页图4可以看出，当水力裂缝半长从80 m增至140 m，储层采出程度逐渐上升，但经济收益增幅先上升后下降；当水力裂缝半长约为90 m时，经济收益增幅达到最大值(约43%)。因此，目标储层水平井压裂水力裂缝最优半长为90 m。

图4 不同裂缝半长下的储层采出程度及经济收益增幅

根据上述模拟优化结果可得，东海X低渗气藏水平井段最优长度为1 200 m，水力裂缝最优间距为100 m，水力裂缝最优半长为90 m。

3 气藏开发下限约束条件

废弃压力是计算油气藏可采储量与采收率的关键参数[16]，本文利用传统的经验公式法确定废弃压力，并将其设为东海X低渗气藏实现经济有效开发的下限约束条件。根据相关文献，不同气藏类型条件及其废弃压力计算经验公式见表2。东海X低渗气藏的目标层段(L1、L2、L3)储层渗透率均不足1 mD，无天然裂缝存在，故采用定容致密型气藏类型所对应的经验公式，计算所得目标气藏的废弃压力见表3。

表2 气藏废弃压力计算经验公式[17]

表3 东海X低渗气藏L1、L2和L3层段废弃压力值

4 气藏开发经济评价方法

目前，主流的油气田开发经济有效性评价方法可分为两大类：不确定性分析法[19-20]、现金流量法[18]，前者重点分析风险程度的影响，后者重点分析资金的时间价值。本文根据东海油气藏经济开发特点，选用现金流法的财务内部收益率(financial internal rate of return，FIRR)对目标储层开展经济性评价与分析。

从项目或工程开始到结束的完整周期内，各年度净现金流量现值之和完全相互抵消(为零)时的折现率，即为财务内部收益率，其具体计算公式如式(4)。

(4)

式中，I为某期油气田开发投资，元；O为某期油气田收入，元；t为油气田生产时间，a；FIRR为财务内部收益率，%。

目前，国内油气田企业通常将12%作为基准收益，即当FIRR大于12%时，表明油气田具有开发价值，反之则不具备。

勘探、钻井、平台及地面设施、储层改造、单井经营成本和气田废弃是油田开发成本的主要六个部分。其中，气田勘探主要包括物探、探井和试油三部分的投资，而气田的投资效益主要通过勘探费用与新增探明储量之间的关系来进行评价，见式(5)。

(5)

式中，IK为单位探明储量的勘探费用，元/108 m3；E为本期勘探投资，元；N为本期新增探明储量，108 m3。

根据式(5)可知，平均单井勘探成本为式(6)。

(6)

式中，n为开发井数，口。

则单井的钻井成本见式(7)

(7)

式中，CJ为平均每米进尺成本，元；H为钻井深度，m；f为钻井成功率。

单井平台地面设施的建设成本见式(8)。

(8)

式中：IPT为单个平台的建设成本，元；IDM为单个平台的相应地面设施成本，元。

对于东海X气藏，按常规开发方法进行开采无法满足经济收益要求，需要进行压裂改造。海上压裂对设备和技术要求高，压裂成本不可忽视。储层改造成本计算见式(9)。

I4=IZB+IYL·nf

(9)

式中，IZB为每口井压前准备费用，元；IYL为每口井压裂费用，元；nf为压裂井数，口。

单井经营成本是指气田在生产过程中产生的费用。在对单井经营成本进行评价时，需要考虑经营成本的上涨率，计算见式(10)。

(10)

式中：I5为生产成本，元；D为单井经营成本，元；M为经营成本上涨率，取值5%；Tfq为废弃时间，d。

气田废弃费用主要包括气田废弃时涉及的安全环保措施费用、生产设施拆除费用等。根据目前海上气田已经废弃的井投资情况，将目标储层单井平均废弃费用设为400万元。

根据上述分析可得到气田勘探、钻井、平台及相应地面设施、储层改造、单井经营成本及气田废弃等投资，由于目标气藏需进行压裂改造才能获得工业气流，因此该气田的单井总投资可用公式(11)计算。

I=I1+I2+I3+I4+I5+I6

(11)

气田开发收入是通过变卖天然气为基础的，开发收入主要受与天然气气价和汇率相关的市场环境、国家的相应税收制度以及天然气销售转化为现金成本等的影响。天然气的收入计算见式(12)。

C=Q·(P·H1-DY)·(1-Tx)

(12)

式中，Q为天然气产量，108m3；P为国际天然气价格，美元；H1为汇率；DY为108m3天然气的成本费用，元；Tx为综合税率。

根据式(12)财务内部收益率计算公式，将单井总投资换算成第一年的总投资计算见式(13)。

I0=I1+I2+I3+I4·(1+FIRR)-tf+

I6(1+FIRR)-tfq

(13)

式中：tf为压裂时机。

同理，将气井收入转换成第一年的收入计算见式(14)

(1-Tx)(1+FIRR)-i

(14)

式中：Qt为气井第年的产量。

令I0=C0则可得到财务内部收益率FIRR。

5 气藏开发经济有效性评价

基于上述优化的最优裂缝半长、裂缝条数以及水平段长度，结合气藏开发约束条件和经济评价方法，建立不同气价下的开发下限计算方法。根据东海X气藏的资料，考虑不同气价和财务内部收益率，计算得到储层的综合参数及最低累产气量低限，可作为开发下限的设计基准，见表4和图5所示。

表4 经济开发下限计算结果

图5 气价与最低累产要求关系曲线

从表4可见，财务内部收益率越大，要求的储层条件和最低累产要求越高；在财务内部收益率不变情况下，气价越高，对储层条件和最低累产要求越低。基于上述压裂参数优化计算模型，通过实施水力压裂改造技术后，开发井连续生产15年其单井累产量达到了6.13亿m3，在气价1元/m3～2.5元/m3的区间内都能够达到财务内部收益率为12%的单井累产需求。综上分析，东海X气藏在实施水力压裂增产改造措施后具有经济可开发性。

6 结论及认识

1) 提出了以收益增幅为目标函数优化裂缝参数的数值模拟方法，对东海X实施水力压裂的水平井段长和裂缝参数进行了优化模拟，为压裂开发模式的经济性评价提供了基础。

2) 以财务内部收益率为有效开发经济门限，明确了东海X实现经济开发的储层综合参数和累产气量的低限值，通过对比压裂增产潜力和经济开发的产量低限条件，确定东海X致密气藏具有实施压裂增产开发模式的经济有效性。

3) 提出的研究方法对海上同类低渗致密储层实施压裂增产开发可行性评价提供了技术思路，对加快我国海上低渗致密储层开发进程具有重要推动作用。