寧云才，鐘 敏,，魏 漪，王志平，車樹芹

(1.中國礦業(yè)大學(xué)(北京)管理學(xué)院，北京 100083；2. 中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

經(jīng)濟(jì)研究

低油價下致密油資源經(jīng)濟(jì)效益評價研究

寧云才1，鐘 敏1,2，魏 漪2，王志平2，車樹芹2

(1.中國礦業(yè)大學(xué)(北京)管理學(xué)院，北京 100083；2. 中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

美國致密油采用“水平井+體積壓裂+工廠化”模式實現(xiàn)了工業(yè)化開采，我國致密油開發(fā)總體上仍處于準(zhǔn)備階段。在致密油開發(fā)的核心技術(shù)中，水平井加體積壓裂是提升致密油產(chǎn)量的利器。這意味著相比常規(guī)石油，致密油的單井投資更為高昂。在低油價下，油氣田開發(fā)企業(yè)的生產(chǎn)經(jīng)營陷入困境。在成本制約下，致密油開發(fā)的經(jīng)濟(jì)效益評價至關(guān)重要，而壓裂水平井水平段的優(yōu)化設(shè)計尤為關(guān)鍵。由致密油壓裂水平井全生命周期產(chǎn)能預(yù)測模型計算出單井產(chǎn)油量，利用折現(xiàn)現(xiàn)金流量法評價水平井鉆井壓裂過程中水平段長度和壓裂級數(shù)對經(jīng)濟(jì)效益的影響，得出存在相對最佳的水平段長度和壓裂級數(shù)范圍使得單井經(jīng)濟(jì)效益達(dá)到最優(yōu)。實際制訂水平井開發(fā)方案時，應(yīng)考慮單井產(chǎn)量、投資、成本和效益的綜合影響，制訂最優(yōu)開發(fā)方案。

低油價；致密油；經(jīng)濟(jì)效益評價；產(chǎn)能預(yù)測；凈現(xiàn)值；內(nèi)部收益率

致密油屬于非常規(guī)油氣，全稱致密儲層油。與常規(guī)石油相比，致密油具有超低的滲透率，開采此類資源需要進(jìn)行水力壓裂改造，通過長水平段鉆井加多級水力壓裂，實現(xiàn)泄油面積最大化，從而提升單井產(chǎn)量。致密油是未來能源領(lǐng)域最重要的接續(xù)利用資源之一[1]。美國致密油的革命性發(fā)展已逾十年[2]，根據(jù)2014年度美國能源署(EIA)的年度能源展望，該報告預(yù)測美國的致密油技術(shù)可采資源量達(dá)到590億桶，位列全球排名第二，僅次于俄羅斯。通過推廣頁巖氣技術(shù)以及管理上的創(chuàng)新，美國致密油采用“水平井+體積壓裂+工廠化”模式實現(xiàn)了工業(yè)化開采[3]。目前我國致密油開發(fā)總體上仍處于準(zhǔn)備階段[4]。

美國致密油的成功開發(fā)建立在以甜點區(qū)評價與優(yōu)選和提高單井產(chǎn)量為目標(biāo)的地震預(yù)測、測井評價、水平井鉆探和體積壓裂等4項關(guān)鍵配套技術(shù)[5]。其中水平井加體積壓裂技術(shù)是提升致密油產(chǎn)量的利器[6]。

自2014年年末以來，國際油價下跌速度之快和幅度之大在市場預(yù)期之外[7]。相比常規(guī)石油，致密油儲層因其自身特點，必須采用“水平井+體積壓裂”技術(shù)實現(xiàn)開采，這意味著單井投資更為高昂。即使是在高油價下，政府的扶持或補(bǔ)貼政策仍發(fā)揮著關(guān)鍵作用[8]。低油價下油氣田開發(fā)企業(yè)的生產(chǎn)經(jīng)營陷入困境，對于非常規(guī)油氣資源開發(fā)的投資決策將更為謹(jǐn)慎。在成本制約下，致密油開發(fā)的經(jīng)濟(jì)效益評價至關(guān)重要。致密油開發(fā)單井投資中鉆井、壓裂投資的構(gòu)成是基于水平段的長度、壓裂級數(shù)和壓裂液使用量等。這說明水平段長度和壓裂級數(shù)范圍的選取對致密油井的產(chǎn)量高低及經(jīng)濟(jì)效益起著決定性作用，故研究水平段長度和壓裂級數(shù)對致密油開發(fā)的技術(shù)經(jīng)濟(jì)影響尤為必須。

1 經(jīng)濟(jì)效益評價參數(shù)和方法

1.1 經(jīng)濟(jì)效益評價參數(shù)

采用折現(xiàn)現(xiàn)金流量法對致密油開發(fā)進(jìn)行經(jīng)濟(jì)效益評價，選取經(jīng)典指標(biāo)凈現(xiàn)值(NPV)和內(nèi)部收益率(IRR)來評價致密油開發(fā)的經(jīng)濟(jì)效益。作為一種動態(tài)評價方法，凈現(xiàn)值(NPV)和內(nèi)部收益率(IRR)在充分考慮資金時間價值的基礎(chǔ)上，來考察評價期內(nèi)項目的可行性，經(jīng)濟(jì)意義直觀且明確。

凈現(xiàn)值(NPV)的表達(dá)式見式(1)。

(1)

式中：NPV為致密油井按設(shè)定的折現(xiàn)率計算的項目計算期內(nèi)凈現(xiàn)金流量的現(xiàn)值之和，NPV≥0時，方案經(jīng)濟(jì)有效，否則沒有效益；CI為項目計算期內(nèi)致密油井的凈現(xiàn)金流入；CO為項目計算期內(nèi)致密油井的凈現(xiàn)金流出；t為評價期，本文取t=15年；i0為設(shè)定的折現(xiàn)率。

其中，CI主要包括致密油的銷售收入、政府補(bǔ)貼收入、回收固定資產(chǎn)余值和回收流動資金等。致密油的銷售收入可按式(2)計算。

Rt=qt×f×p

(2)

式中：Rt為第t年致密油的銷售收入；qt為第t年致密油的產(chǎn)量；f為原油商品率；P為油價。

CO則主要包括投資、流動資金現(xiàn)金流出、經(jīng)營成本和稅費等。

內(nèi)部收益率(IRR)是指致密油開發(fā)項目在計算期內(nèi)凈現(xiàn)值累計為零時的折現(xiàn)率，即資金流入現(xiàn)值總額與資金流出現(xiàn)值總額相等、凈現(xiàn)值等于零時的折現(xiàn)率。

內(nèi)部收益率(IRR)的表達(dá)式見式(3)。

(3)

IRR≥i0，則項目經(jīng)濟(jì)有效，否則應(yīng)予否定。

進(jìn)行上述分析時需要投資、費用、效益、油價和稅率等參數(shù)值。投資可概括為鉆井投資(包括垂深段及水平段)、壓裂投資(隨壓裂級數(shù)增加而增加)、地面工程投資等，費用概括為操作成本等。上述數(shù)據(jù)取值根據(jù)油田實際取平均值，致密油開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益評價所需參數(shù)基礎(chǔ)數(shù)據(jù)如表1所示。

表1 致密油開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益評價所需參數(shù)基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

1.2 致密油產(chǎn)能預(yù)測

作為經(jīng)濟(jì)效益評價的重要輸入值，產(chǎn)量是油氣田企業(yè)長遠(yuǎn)發(fā)展的最終落腳點，有產(chǎn)量才能談效益。尤其在低油價環(huán)境下，經(jīng)濟(jì)評價要將產(chǎn)量評價融入其中，發(fā)掘產(chǎn)量、成本與油價三因素互動的內(nèi)在規(guī)律，構(gòu)建反映投資、產(chǎn)量、成本和效益四因素聯(lián)動關(guān)系的低成本運營新模式[9]。

致密油藏發(fā)育納米、微米和毫米級多尺度的孔縫介質(zhì)，儲層結(jié)構(gòu)復(fù)雜，孔喉細(xì)微，基質(zhì)儲層物性差。通過對致密油儲層的產(chǎn)能動態(tài)曲線進(jìn)行統(tǒng)計回歸，在體積壓裂模式下，致密油壓裂水平井生產(chǎn)動態(tài)整體表現(xiàn)為“初期高產(chǎn)、過渡期遞減和后期穩(wěn)產(chǎn)低產(chǎn)”的特征[10]，不同階段具有不一樣的滲流特點。在生產(chǎn)的初期階段，單井產(chǎn)量高，但產(chǎn)量遞減很快，高產(chǎn)期較短；過渡期階段介于初期和后期階段之間，產(chǎn)量遞減率低于初期；后期階段則表現(xiàn)為產(chǎn)量低，但遞減較慢，基本保持穩(wěn)產(chǎn)，且穩(wěn)產(chǎn)期長。致密油儲層需采用“水平井長水平段+體積壓裂”開發(fā)模式提高單井產(chǎn)量。體積壓裂后，儲層滲流場發(fā)生很大改變，儲滲模式由單一孔隙滲流轉(zhuǎn)變?yōu)榛|(zhì)-裂縫耦合滲流，滲流機(jī)理極為復(fù)雜。產(chǎn)能受儲層油藏條件、滲流機(jī)理、工藝技術(shù)等多因素影響，產(chǎn)能控制因素多，水平井產(chǎn)量差異大。在考慮致密油多尺度、多介質(zhì)、多流態(tài)耦合特征及復(fù)雜非線性滲流機(jī)理基礎(chǔ)上，建立致密油單井全生命周期產(chǎn)能預(yù)測模型，并研發(fā)出致密油產(chǎn)能預(yù)測軟件。本文利用該軟件重點分析水平井鉆井壓裂過程中水平段長度和壓裂級數(shù)對致密油壓裂水平井產(chǎn)能的影響。

1.3 經(jīng)濟(jì)效益評價方法

利用長慶油田致密油區(qū)塊的平均地質(zhì)參數(shù)和人工裂縫參數(shù)，選取不同的水平段長度和壓裂級數(shù)，采用致密油產(chǎn)能預(yù)測軟件，來獲得不同鉆井和壓裂施工參數(shù)下的單井產(chǎn)油量。

第一步，將輸入?yún)?shù)定為儲層參數(shù)(地層壓力、儲層厚度、基質(zhì)滲透率和孔隙度等)、流體參數(shù)(地層原油黏度、地面原油密度等)、水平井參數(shù)(井筒半徑、井底流壓、水平井長度、壓裂級數(shù)等)、工藝參數(shù)(裂縫半長、裂縫寬度、裂縫間距、裂縫滲透率、完井方式等)。

第二步，根據(jù)以上參數(shù)利用致密油產(chǎn)能預(yù)測軟件考察不同水平段長度和壓裂級數(shù)對產(chǎn)能的影響，水平段長度和壓裂級數(shù)的改變會同時改變單井產(chǎn)量和單井投資。

第三步，利用折現(xiàn)現(xiàn)金流量法分析方案的現(xiàn)金流，計算NPV和IRR，評價經(jīng)濟(jì)效益。

2 水平段長度對致密油經(jīng)濟(jì)效益的敏感性分析

水平井與直井相比，可提高油井與儲層的接觸面積，致密油水平井技術(shù)致力于提高單井產(chǎn)量和EUR(Estimated Ultimate Recovery)——估算最終儲量，水平段長度可高達(dá)4 000 m以上。水平段長度直接影響著油井的單井產(chǎn)能，合理的水平段長度能形成有效的驅(qū)替系統(tǒng)，從而提高動用程度，增大儲量控制體積，產(chǎn)生較大的泄油區(qū)，進(jìn)而最大限度的提高單井產(chǎn)能，并獲得較高的采收率[11]。但水平井鉆井成本高且難度大，增加水平段長度會同時增加生產(chǎn)成本以及施工難度。因此，實際制訂水平井開發(fā)方案時，需要優(yōu)選一個最佳的水平井段長度，在成本制約下滿足生產(chǎn)要求。

2.1 水平段長度與單井產(chǎn)量關(guān)系

根據(jù)致密油復(fù)雜的儲層特征和滲流機(jī)理，推導(dǎo)出反映致密油壓裂水平井全生命周期的產(chǎn)能預(yù)測模型。根據(jù)區(qū)塊內(nèi)儲層參數(shù)和工程參數(shù)，結(jié)合實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)，利用產(chǎn)能預(yù)測模型對歷史生產(chǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行擬合，對參數(shù)予以優(yōu)化。利用完善后的儲層參數(shù)、流體參數(shù)、水平井參數(shù)和工藝參數(shù)來預(yù)測壓裂水平井的產(chǎn)量。產(chǎn)能預(yù)測模型輸入基礎(chǔ)數(shù)據(jù)表如表2所示。

表2 致密油壓裂水平井產(chǎn)能模型輸入基礎(chǔ)數(shù)據(jù)表

實際生產(chǎn)中增加致密油井水平段長度的目的是為了增加壓裂級數(shù)，在人工裂縫段間距不變的條件下，隨著水平段長度的增加，壓裂級數(shù)會隨之增加。利用上表的地質(zhì)參數(shù)和人工裂縫參數(shù)，分別選取水平段長度L=500～4 000 m(步長為500 m)，利用致密油產(chǎn)能預(yù)測軟件計算出評價期內(nèi)不同水平段長度下水平井的日產(chǎn)油量及累產(chǎn)油量。其中水平段長度取值軟件截圖如圖1所示。

圖1 水平井段長度取值范圍

圖2 不同水平段長度與日產(chǎn)量曲線

圖3 不同水平段長度與評價期內(nèi)累產(chǎn)量曲線

壓裂水平井評價期內(nèi)單井初期產(chǎn)油和累產(chǎn)油與水平段長度的關(guān)系如圖2和圖3所示。從圖中可以發(fā)現(xiàn)致密油壓裂水平井的初期產(chǎn)量和累積產(chǎn)量都會隨著水平井水平段長度的增加而增加。當(dāng)水平段長度從1 000 m增加到2 000 m時，水平井的初期產(chǎn)量從16.43 t/d增加到31.36 t/d；評價期內(nèi)水平井累積產(chǎn)量從1萬t增加到1.9萬t，產(chǎn)量增加到原來的1.9倍。且水平段長度越短，日產(chǎn)量的遞減速度越快，累產(chǎn)量越低；水平段長度越長，日產(chǎn)量增加，產(chǎn)量遞減幅度減緩，累產(chǎn)量增加。

在其他參數(shù)保持不變的前提下，選擇不同的水平段長度來預(yù)測單井日產(chǎn)量及累產(chǎn)量，水平段長度與日產(chǎn)量和評價期內(nèi)累產(chǎn)量的散點圖如圖4和圖5所示。由致密油產(chǎn)能預(yù)測模型計算結(jié)果得出，在段間距和人工裂縫長度不變的條件下，隨著水平井長度和壓裂級數(shù)的增加，儲層基質(zhì)和裂縫的接觸面積增大，水平井的初期產(chǎn)量和累計產(chǎn)量與水平段長度都呈近似的線性增長關(guān)系。

圖4 單井初期日產(chǎn)量與水平段長度的關(guān)系

圖5 評價期內(nèi)單井累產(chǎn)量與水平段長度的關(guān)系

低油價下，單井的產(chǎn)量指標(biāo)至關(guān)重要，但油氣田企業(yè)更應(yīng)注重的是能獲取經(jīng)濟(jì)效益的產(chǎn)量，具有單井經(jīng)濟(jì)效益的產(chǎn)量才是油氣田企業(yè)長遠(yuǎn)發(fā)展的根本。

2.2 水平段長度與單井投資關(guān)系

壓裂水平井的投資主要由鉆井投資、壓裂改造投資、地面工程與其他投資三大部分構(gòu)成。鉆井投資主要發(fā)生在鉆井過程中，包括垂深段及水平段。隨著水平井水平段長度的變長，鉆井周期增加，長水平段下軌跡控制難度加大，對鉆井配套設(shè)備的要求也不段提升，鉆井投資相應(yīng)增加。壓裂投資主要發(fā)生在壓裂完井過程中，隨著水平井水平段長度變長，壓裂級數(shù)增加，壓裂設(shè)備與材料使用量增加，壓裂投資隨之提升。地面及其他投資主要包括地面各種設(shè)備設(shè)施及其他相關(guān)費用，其與水平段長度無直接關(guān)系，投資額相對固定。

水平段長度及壓裂級數(shù)的增加會帶來水平井單井總投資的大幅增加，由圖6可以看出，單井總投資與水平段長度呈近似線性增長關(guān)系。

圖6 單井總投資與水平段長度的關(guān)系

2.3 水平段長度與單井效益關(guān)系

根據(jù)單井產(chǎn)量與單井投資的研究結(jié)果，采用油氣開發(fā)項目通用的折現(xiàn)現(xiàn)金流量法，當(dāng)評價油價P為40美元/桶、60美元/桶和80美元/桶時，NPV、IRR與水平段長度的關(guān)系分別如圖7～9所示。

圖7 油價為40美元/桶時NPV和IRR與水平段長度的關(guān)系

圖8 油價為60美元/桶時NPV和IRR與水平段長度的關(guān)系

當(dāng)油價為40美元/桶時，不同水平段長度下單井的NPV和IRR均為負(fù)值?？梢?，在低油價下，致密油水平井不具備開發(fā)效益。當(dāng)油價為60美元/桶和80美元/桶時，NPV與水平段長度呈近似線性增長關(guān)系；而IRR隨著水平段長度的遞增而遞增，且增幅逐漸減小。三種評價油價下，IRR與水平段長度的關(guān)系如圖10所示。從圖10中可以看出，不同油價下的IRR變化規(guī)律基本一致，都是隨著水平段長度變長而逐漸遞增，而增幅逐漸減小。且隨著水平段長度的增加，油價越高，IRR增長得越快，說明油價是致密油開發(fā)效益的高度敏感因素。

圖9 油價為80美元/桶時NPV和IRR與水平段長度的關(guān)系

圖10 不同油價下IRR與水平段長度的關(guān)系

3 壓裂級數(shù)對致密油經(jīng)濟(jì)效益的敏感性分析

體積壓裂通過水力壓裂對儲層實施改造，水力壓裂利用水平鉆井技術(shù)在垂直天然裂縫方向上鉆出水平段之后，借助體積壓裂改造工藝，使天然裂縫與人工裂縫互相交織，形成十分復(fù)雜的裂縫網(wǎng)絡(luò)，從而擴(kuò)大SRV(Stimulated Reservoir Volume)——改造油藏體積，加深縫網(wǎng)復(fù)雜程度和導(dǎo)流能力，以及增加地層壓力并提高驅(qū)油效率[12]。SRV越大，累產(chǎn)量越高。

理論上講，壓裂級數(shù)越多，泵注的壓裂液越多，壓裂規(guī)模越大，裂縫和儲層的接觸面積變大，產(chǎn)能就越高。但儲層的可動用面積是一定的，當(dāng)壓裂規(guī)模達(dá)到一定水平后，再加大壓裂規(guī)模產(chǎn)能的增量將不再顯著，因為儲層中的原油已大部分被動用。因此，分析壓裂規(guī)模對產(chǎn)能和經(jīng)濟(jì)效益的影響，優(yōu)化最佳的壓裂級數(shù)是非常必要的。

3.1 壓裂級數(shù)與單井產(chǎn)量關(guān)系

產(chǎn)能模型輸入基礎(chǔ)數(shù)據(jù)中的水平井長度定為1 000 m，壓裂級數(shù)為n=6～30級(步長為3級)，在水平井的水平段長度保持不變的情況下，裂縫間距隨壓裂級數(shù)變化而變化，其他參數(shù)與表2相同。利用致密油產(chǎn)能預(yù)測軟件計算出評價期內(nèi)不同壓裂級數(shù)下水平井的日產(chǎn)油量及累產(chǎn)油量。其中壓裂級數(shù)取值軟件截圖如圖11所示。

壓裂水平井評價期內(nèi)單井初期產(chǎn)油和累產(chǎn)油與壓裂級數(shù)的關(guān)系如圖12和圖13所示。從圖中可以發(fā)現(xiàn)致密油壓裂水平井的初期產(chǎn)量和累積產(chǎn)量都會隨著水平井壓裂級數(shù)的增加而增加。當(dāng)壓裂級數(shù)從6級增加到30級時，水平井的初期產(chǎn)量從9 t/d，增加到44.8 t/d，評價期內(nèi)的水平井累積產(chǎn)量從最初的0.54萬t增加到了2.73萬t，產(chǎn)量增加到了原來的5倍。且壓裂級數(shù)越少，日產(chǎn)量的遞減速度越快，累產(chǎn)量越低；壓裂級數(shù)越多，日產(chǎn)量增加，產(chǎn)量遞減幅度減緩，累產(chǎn)量增加。

圖11 人工壓裂裂縫級數(shù)取值范圍

圖12 不同壓裂級數(shù)與日產(chǎn)量曲線

在其他參數(shù)保持不變的前提下，選擇不同的壓裂級數(shù)來預(yù)測單井日產(chǎn)量及累產(chǎn)量，壓裂級數(shù)和日產(chǎn)量與評價期內(nèi)累產(chǎn)量的散點圖見圖14、圖15。由致密油產(chǎn)能預(yù)測模型計算結(jié)果得出，在水平段長度和人工裂縫長度不變的條件下，隨著壓裂級數(shù)的增加，裂縫間距減小，可更好地動用裂縫之間的儲量。水平井的初期產(chǎn)量與壓裂級數(shù)呈近似的線性增長關(guān)系，累產(chǎn)量與壓裂級數(shù)呈非線性增長關(guān)系。這是因為隨著壓裂裂縫級數(shù)的增加，裂縫間距減小，裂縫之間會發(fā)生較強(qiáng)的應(yīng)力干擾，從而影響油井產(chǎn)能。

圖13 不同壓裂級數(shù)與評價期內(nèi)累產(chǎn)量曲線

圖14 單井初期日產(chǎn)量與壓裂級數(shù)的關(guān)系

圖15 評價期內(nèi)單井累產(chǎn)量與壓裂級數(shù)的關(guān)系

3.2 壓裂級數(shù)與單井投資關(guān)系

人工裂縫壓裂級數(shù)的增加會帶來水平井單井總投資的增加，由圖16可以看出，單井總投資與壓裂級數(shù)呈近似線性增長關(guān)系。

3.3 壓裂級數(shù)與單井效益關(guān)系

當(dāng)評價油價分別為P=40美元/桶、60美元/桶和80美元/桶時，NPV、IRR與壓裂級數(shù)的關(guān)系分別如圖17～19所示。

圖16 單井總投資與壓裂級數(shù)的關(guān)系

圖17 油價為40美元/桶時NPV和IRR與壓裂級數(shù)的關(guān)系

圖18 油價為60美元/桶時NPV和IRR與壓裂級數(shù)的關(guān)系

當(dāng)油價為40美元/桶時，不同壓裂級數(shù)下該井的NPV和IRR均為負(fù)值。當(dāng)油價為60美元/桶和80美元/桶時，NPV與IRR都隨著壓裂級數(shù)的增加而呈現(xiàn)非線性的增加。三種評價油價下，IRR與壓裂級數(shù)的關(guān)系見圖20。從圖20中可以看出，不同油價下的IRR基本都是隨著壓裂級數(shù)變多而逐漸遞增，且隨著油價下降，IRR的增幅逐漸趨于平緩。

圖19 油價為80美元/桶時NPV和IRR與壓裂級數(shù)的關(guān)系

圖20 不同油價下IRR與壓裂級數(shù)的關(guān)系

綜合考慮致密油單井產(chǎn)量和單井投資的綜合影響，以及生產(chǎn)實踐中實際地質(zhì)情況的復(fù)雜性、工藝技術(shù)的限制與成本制約，在特定的油價下，應(yīng)該存在一個相對最佳的水平段長度和壓裂級數(shù)范圍使得單井經(jīng)濟(jì)效益達(dá)到最優(yōu)。而從經(jīng)濟(jì)效益角度來研究致密油壓裂水平井的合理水平段長度和壓裂級數(shù)，實際上就是尋找技術(shù)前提下單井產(chǎn)量、投資、成本和效益的最優(yōu)匹配點。在如今的低油價宏觀背景下，研究匹配點的分布范圍，將有助于從經(jīng)濟(jì)效益最優(yōu)而僅非產(chǎn)能最大化的角度來設(shè)計水平井開發(fā)方案。

4 結(jié)論

本文通過對致密油壓裂水平井經(jīng)濟(jì)效益評價的深入研究，重點研究水平段長度和壓裂級數(shù)對致密油開發(fā)的技術(shù)經(jīng)濟(jì)影響，得出以下結(jié)論。

1)隨著水平井長度和壓裂級數(shù)的增加，水平井的初期產(chǎn)量與累產(chǎn)量均增加。且水平段長度越長，壓裂級數(shù)越多，日產(chǎn)量的遞減幅度趨緩。同時投資也大幅度增加。

2)不同油價下的IRR都是隨著水平段長度變長和壓裂級數(shù)變多而逐漸遞增，且隨著油價下降，IRR的增幅逐漸趨于平緩。油價越高，IRR增長得越快，說明油價是致密油開發(fā)效益的高度敏感因素。

3)在低油價下，油氣田企業(yè)對致密油開發(fā)的投資決策更為謹(jǐn)慎。在成本制約下，更需從經(jīng)濟(jì)效益角度來研究致密油壓裂水平井的合理水平段長度和壓裂級數(shù)范圍，尋找技術(shù)前提及實際復(fù)雜的地質(zhì)情況下單井產(chǎn)量、投資和效益的最佳匹配點，從而從經(jīng)濟(jì)效益最優(yōu)而僅非產(chǎn)能最大化的角度來設(shè)計水平井開發(fā)方案。

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Evaluation of the tight oil resources economic benefit under the low oil price

NING Yuncai1，ZHONG Min1,2，WEI Yi2，WANG Zhiping2，CHE Shuqin2

( 1.School of Management，China University of Mining and Technology(Beijing)，Beijing 100083，China; 2. Research Institute of Petroleum Exploration & Development，Beijing 100083，China)

Applying volumetric fracturing of horizontal wells in factory-like mode, the US tight oil resources realized industrial development. Tight oil development in China is still in preparation stage as a whole. In the core technology of tight oil development, volumetric fracturing in horizontal wells is to be powerful tool to increase production which means more expensive single well investment compared with conventional oil. The production and operation of oil and gas field development enterprises are in trouble under the low oil prices. Economic evaluation of tight oil development is particularly critical under cost constraints while optimal design of the horizontal section of fractured horizontal wells is especially crucial. Single well production is yielded from the full life circle productivity prediction model of fractured horizontal well in tight oil reservoirs. Utilizing discounted cash flow method to evaluate how horizontal length and the number of fractures effect economic benefit of tight oil. There is a relatively optimal value of the horizontal length and the number of fractures range to achieve the most excellent economic benefit of single well. The preparation of horizontal development program should consider the factors of output, investment, cost and benefit of single well and optimal development plan should be prepared.

low oil price; tight oil; economic benefit evaluation; productivity prediction; NPV; IRR

2016-09-20

中央高?；究蒲袠I(yè)務(wù)費項目資助(編號：2010YG03)；國家高技術(shù)研究發(fā)展計劃(863計劃)“致密砂巖油氣藏數(shù)值模擬技術(shù)與軟件”資助(編號：2013AA064902)

寧云才(1963-)，男，博士，教授，博士生導(dǎo)師，主要從事技術(shù)經(jīng)濟(jì)及管理、管理系統(tǒng)工程、投資項目評價理論與方法等方面的教學(xué)與研究工作，E-mail：nyc@cumtb.edu.cn。

鐘敏(1984-)，女，漢族，湖北仙桃人，博士研究生，從事油氣開發(fā)經(jīng)濟(jì)評價和項目管理工作，E-mail：tbp140501013@student.cumtb.edu.cn。

F416.22

A

1004-4051(2017)02-0051-07