页岩油经济可采储量起算标准计算方法：以吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油为例

史 毅，郑 斌，张 宇，丁 艳，孙旭光

(中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆 克拉玛依 834000)

随着近些年常规油气资源探明速度的不断下降，非常规油气资源的勘探与开发越来越得到重视[1-3]。特别是受北美地区页岩油气成功商业性开发的启示，作为非常规油气资源重要组成部分的页岩油已成为目前最重要的勘探开发领域之一[4-7]。我国页岩油资源丰富，在各大主力含油气盆地均有所分布，可采资源量为700亿～900亿t，约为常规石油的3倍。其中位于准噶尔盆地的吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组烃源岩层系已发现近10亿t的页岩油，该层系具有源储一体、薄层叠置、厚度较大、整体含油、连续分布的页岩油藏典型特征。通过水平井体积压裂技术吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油开发已取得重大进展，成为油田上产的主力。

与常规油气开发相比，页岩油在储层特性、开发方式、单井生产动态规律等方面都有显著的差异。页岩油储层具有低孔特低渗的物性特征，自然产能低，其经济有效开发需依赖于水平井体积压裂技术[8-10]；单井生产动态整体表现为初期产量高、递减快，中后期产量相对稳定、递减率较为平缓的“两段式”特征。本文在常规的基于单一递减率的石油储量起算标准计算方法[11-14]基础上，应用盈亏平衡原理和现金流量法，结合页岩油“两段式”递减规律，建立了符合页岩油特征的经济可采储量起算标准计算模型，并以吉木萨尔页岩油为例，结合其钻井投资、操作成本、油气价格等因素形成相应的标准图板。

1 储量起算标准计算模型的建立

1.1 原理与方法

储量起算标准，是指在容积法计算探明储量和控制储量过程中，为保证储量的经济性，对圈入含油范围内的油井设置的一个下限标准。主要包括单井最低初期稳定产量(qmin)、单井最低累计产量(EURmin)和最低经济有效厚度(hmin)这三个判别指标。储量起算标准的确定主要依据盈亏平衡原理，确定在现有技术经济条件下，在一定的评价期内能够回收建设投资、弃置费用、生产经营成本和相关税费，并满足一定商业基准收益率(折现率)条件的经济极限产量。因此，在模型建立过程中结合页岩油单井生产动态特征并考虑资金的时间价值，应用现金流量法将投入与产出折算为评价起始年的累计净现值为零作为盈亏平衡点，计算见式(1)。

(1)

式中：NPV为财务净现值，万元；T为评价期，a；CI为现金流入，万元；CO为现金流出，万元；i为基准折现率，%。

1.2 页岩油单井生产动态特征

页岩油储层具有明显的低孔隙度、低渗透率特征，基质渗透率一般小于0.1 mD。储层物性差使得其自然产能低，常规油气开采方式不能满足经济性的要求，需采用水平井体积压裂技术实现经济性开发。通过体积压裂形成人工裂缝并与储层内发育的天然微裂缝相沟通，从而使储层渗流能力得到有效改善。特殊的储层物性和开发方式使得页岩油单井生产动态与常规油藏不同。整体表现为“两段式”递减特征，即初期产量高、递减快，主要反映了水力压裂补充地层能量后形成人工缝网的初期渗流特征；中后期产量相对稳定、递减较为平缓，主要反映了地层能量恢复至原始地层能量后的相对稳定期的渗流特征。

霍进等[15]的研究及实际生产数据均表明页岩油单井生产动态具有明显的“两段式”递减特征。通过对40口井的实际生产数据进行分析，页岩油的“两段式”递减特征明显； 其中， 最为典型的为吉172_H和吉251_H，图1为其实际生产曲线。从图1中可以看出该井具有明显的“两段式”递减特征：第一段为自喷期，产量递减较快；第二段为抽油期，转抽初期产量较自喷末期产量有所抬升，同时递减变缓。根据实际生产数据应用图解法对递减类型进行确定。两段产量与时间在半对数坐标下呈较好的线性关系，满足指数递减特征。可判定递减类型为指数“两段式”递减。

图1 吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油典型递减曲线Fig.1 Typical decline curve of shale oil in Lucaogou formation of Jimusar depression

1.3 现金流入模型

1.3.1 现值产量计算

基于页岩油指数“两段式”递减特征，将未来销售的原油产量按基准折现率折现为评价期起始年的产量，得到现值产量。

1) 第一段现值产量。 第一阶段为自喷期，根据指数递减规律确定第一段各年产量，计算公式见式(2)。

(2)

式中：Qt为第t年产油量，t；qe为单井初期产量，t/d；D1为第一段年递减率，%；T1为第一阶段递减时间，a；t为时间，a。

将未来销售的原油产量按基准收益率折现为评价期起始年的产量，并设ej=1+i，得到第一段现值产量，计算公式见式(3)。

(3)

式中，NPQ1为第一段现值产量，t。

2) 第二段现值产量。第二段为抽油期，转抽初期产量较自喷末期产量有所抬升，第二阶段初期产量计算公式见式(4)。

(4)

第二阶段各年产量计算公式见式(5)。

(5)

将未来销售的原油产量按基准折现率折现为评价期起始年的产量，得到第二段现值产量，见式(6)。

(6)

式中，NPQ2为第二阶段现值产量，t。

3) 总现值产量。总现值产量计算公式见式(7)。

NPQ=NPQ1+NPQ2

(7)

1.3.2 现值净收入计算

原油价格扣除税金及附加价，并考虑溶解气所带来收益得到净油价。结合现值产量计算得到现值净收入，计算公式见式(8)。

NPQ[RO(PO-Taxo)+GORRg(Pg-Taxg)]

(8)

式中：Ro为原油商品率，f；Po为原油价格，元/t；Taxo为原油税费，元/t；GOR为气油比，m3/t；Rg为天然气商品率，f；Pg为天然气价格，10-3元/m3；Taxg为天然气税费，10-3元/m3。

1.4 现金流出模型

现金流出主要包括资本性支出和费用性支出，其中资本性支出主要为建设投资(Ip)，包括钻井投资、压裂投资及地面投资；同时考虑到评价期末弃置费用，并按长期借款利率折现到初始年的到弃置成本(Cab)作为资本性支出。费用性支出主要为操作成本，分为固定成本(Cfo)和可变成本(Cvo)。考虑到资金时间价值，得到现金流出的现值，计算公式见式(9)。

(9)

式中：Ip为单井建设投资，万元；Cab为单井弃置成本，万元；Cfo为固定成本，元/(井·a)；Cvo为可变成本，元/t。

1.5 储量起算标准计算模型

1.5.1 单井最低初期稳定产量(qmin)

根据盈亏平衡原理，结合式(1)、式(8)和式(9)得到满足单井经济性要求的最低初期稳定产量，计算公式见式(10)。

当折现率i=0,即ej=1时，式(10)式可简化为不考虑资金的时间价值的静态计算公式，见式(11)。

(10)

(11)

1.5.2 单井最低累计产量(EURmin)

根据单井最低初期稳定产量和页岩油产量递减规律得到，满足单井经济性要求的最低累计产量，计算公式见式(12)。

EURmin=

(12)

1.5.3 最低经济有效厚度(hmin)

根据单井最低累计产油量和原油经济采收率反算所需的单井控制地质储量。结合流体及储层物性参数和单井控制泄油面积，计算满足单井经济性要求的最低经济油层厚度，计算公式见式(13)。

(13)

式中：Boi为原油体积系数，f；EoR为原油经济采收率，%；ρo为地面原油密度，t/m3；Ao为单井控制的泄油面积，km2；φ为孔隙度，%；Soi为含油饱和度，%。

2 实例应用

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油藏具有储层物性差、厚度大、分布面积广的特点[16]。需要寻找局部“甜点区”进行开发，因此，研究储量起算标准，为经济有效开发层位和区域的确定提供依据。

2.1 油藏概况

1) 储层特征。吉木萨尔凹陷页岩油主要发育在二叠系芦草沟组，地层厚度为25～300 m，厚度大于200 m的区域面积达806 km2。储层埋深800～4 500 m，平均为3 570 m。自上向下发育两个甜点体，分别为上“甜点”芦草沟组二段(P2l2)和下“甜点”芦草沟组一段(P2l1)[17-18]。其中上“甜点”储集层厚度8～26 m，下“甜点”储集层厚度12～40 m。通过对取芯井的物性资料分析可知，储层覆压孔隙度为5.27%～20.72%，平均为11.02%；覆压渗透率为0.000 4×10-3～2.764 0×10-3μm2，平均为0.012 0×10-3μm2；含油饱和度为50%～95%，平均值为68.3%。

2) 流体特征。通过对地面原油样品进行分析，原油的密度为0.882 4～0.925 6 g/cm3，平均为0.897 1 g/cm3；原油体积系数为1.06；溶解气油比为19.2 m3/t。

3) 递减率取值。递减率主要体现了油气储层持续向井筒的供液能力，反映了储层自身的特征。将生产周期长且有明显递减规律的生产井作为典型井确定递减率。自喷期定为2 a，自喷期年递减率取吉172_H(图1)、JHW023、JHW025三口水平井的自喷递减率的平均值的60.6%，抽油期递减率取吉172_H井抽油期递减率的16.8%，抽油期第一个月产量为自喷期最后一个月的1.45倍。

2.2 单井投资及成本费用估算

2.2.1 井建设投资

通过“水平井+体积压裂”技术实现开采的吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油藏，其建设投资主要包括钻井投资、压裂投资及地面投资。钻井投资主要由垂直段、造斜段和水平段三部分投资构成，并且随着井深和水平段长度的增加钻井投资相应增加；压裂投资主要由施工费用、支撑剂费用、胍胶费用、滑溜水费用和配液费用构成。压裂投资主要受压裂规模的影响，通常随着水平井段长度的增长压裂级数增加，压裂投资随之增大；地面工程投资主要包括集输系统投资、采出液处理系统投资及采油工程井上部分投资,通常单井地面投资与钻井及压裂投资相匹配。 吉木萨尔页岩油藏钻井垂深在3 000～4 000 m，水平井段长度为1 000～2 000 m，压裂级数为15～30级，单井建设投资在3 500万～5 500万元之间。吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油开发主体采用260 m井距开发。 钻井垂深3 435 m，平均水平井长度1 700 m，平均单井建设投资为4 921万元。

2.2.2 弃置成本

按单井建设投资的5%估算弃置费用，并按长期负息利率(4.275%)为贴现率，将弃置费用折现到评价期第一年即为弃置成本。设评价期为12 a，单井弃置成本为149万元。

2.2.3 操作成本

通过将作业过程法和相关因素法相结合确定生产成本。按照作业过程成本构成可分为9项，其中与井相关的费用6项包含：采出作业费、井下作业费、测井试井费、厂矿管理费、维护及修理费及其他直接费。 对应的单井固定操作成本为106.5万元/a；与产量相关的费用3项包含：运输费、油气处理费及天然气净化费，对应的吨油可变操作成本为168元/t。

2.3 经济参数取值

原油及天然气商品率分别为99.1%和95%；依据相关税法计算税费，税费包括：增值税、教育费附加、城市维护建设税、特别收益金、资源税。增值税以销售额为计税依据，原油税率为13%、天然气税率为9%；教育费附加及城市维护建设税以增值税为税基，税率分别为5%和7%；特别收益金起征点为65美元/桶，实行5级超额累进从价定率计征；原油资源税征收率为5.56%。

2.4 储量起算标准图板

基于所建立的储量起算标准计算模型,结合吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油藏相关参数、单井投资及成本费用估算、经济参数(表1)，计算不同油价、不同水平井段长度条件下的储量起算标准图板。

表1 吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储量计算参数表Table 1 Calculation parameters of shale oil reserves ofLucaogou formation in Jimusar depression

2.4.1 单井最低初期稳定产量图板

图2为单井最低初期稳定产量趋势。从图2中可以看出单井最低初期稳定产量随着油价的增加而降低。当水平井段长度为1 700 m时，油价为70美元/桶对应的单井最低初期稳定产量为20.82 t/d，油价为60美元/桶对应的单井最低初期稳定产量为24.50 t/d；此外，单井最低初期稳定产量随着水平井段长度的增加而增大，这主要是因为随着水平井段长度的增加单井建设投资增大，使得回收单井建设投资所需的产油量增加。当油价为70美元/桶时，水平井段长度1 500 m所对应的单井最低初期稳定产量为19.51 t/d，水平井段长度2 000 m所对应的单井最低初期稳定产量为23.04 t/d。

图2 单井最低初期稳定产量趋势Fig.2 Trend of minimum initial stableproduction of single well

2.4.2 单井最低累计产量图板

图3为单井最低累计产量图板。单井最低累计产量随油价和水平井段长度变化规律与单井最低初期稳定产量变化规律相似，随着油价的增加而降低、随着水平井段长度的增加而增大。通过现场试验，综合考虑钻井压裂施工及产量、经济效益等因素，吉木萨尔页岩油合理的水平井段长度在1 500～2 000 m之间。 当油价为70美元/桶，水平井段长度由1 500 m增加至2 000 m，单井最低累计产量由1.92×104t增加至2.27×104t。当水平井段长度为1 700 m时，油价为70美元/桶对应的单井最低累计产量为2.05×104t，油价为60美元/桶对应的单井最低累计产量为2.41×104t。

图3 单井最低累计产量趋势Fig.3 Trend of minimum cumulative productionof single well

2.4.3 最低经济有效厚度图板

最低经济有效厚度随着水平井段长度的增加而降低。这主要是因为随着水平井段长度的增加，井控面积增幅大于单井最低累计产量增幅。当油价为70美元/桶，水平井段长度由1 500 m增加至2 000 m，井控面积则由0.458 km2增加至0.588 km2，增幅为28.4%；单井最低累计产量由1.92×104t增加至2.27×104t，增幅18.2%。根据式(13)可知当井控面积增幅大于单井最低累计产量增幅时最低经济有效厚度降低，由9.42 m降低至8.67 m。因此对于厚度较薄的储层，可以通过增加水平井段长度增加单井控制储量实现经济有效开发。

图4 最低经济有效厚度趋势Fig.4 Trend of minimum economiceffective thickness

3 结 语

针对页岩油呈现“两段式”递减的生产动态特征，应用盈亏平衡原理和现金流量法，建立全新的经济可采储量起算标准计算模型。模型中考虑了资金的时间价值和页岩油“两段式”的递减特征。相较于应用单一递减率推导得出的储量起算标准计算方法，新方法更适合页岩油的储层特性、开发方式和生产动态特征。应用该模型可以在页岩油勘探开发初期判断油藏的经济价值，指导进一步的开发生产工作。通过准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩油藏储量起算标准图板，得到了储量起算指标随油价及水平井段长度之间的定量关系，其中单井最低初期稳定产量及单井最低累计产量随着油价的增加而降低，随着水平井段长度的增加而增大。最低经济有效厚度随着油价和水平井段长度的增加而降低。 当油价为70美元/桶，开发主体水平井段长度1 700 m时，单井最低初期稳定产量为20.82 t/d、单井最低累计产量为2.05×104t、最低经济有效厚度9.03 m。