氣藏開發操作成本經濟界限模型與應用

陳 塵 楊 軍 程嵐嵐 李坤運 龍 濤 鐘雨師 陳 武

1.西南石油大學，四川 成都 610500 2.中國石油西南油氣田公司，四川 成都 610051 3.中國石油大港油田分公司，天津 300280 4.中國石化西南油氣分公司，四川 成都 610081

0 前言

近年來天然氣的需求越來越大，通過加大天然氣氣藏的勘探開發力度，我國天然氣儲量和產量連續多年保持穩定增長，但隨著天然氣下游用戶的不斷擴大，仍難以滿足日益增長的天然氣需求。為此，在加大區域勘探力度，尋求新的突破和發現的同時，重視對現有天然氣氣藏開發操作成本經濟界限研究就尤為重要，這也是提高天然氣氣藏開發效益的重要途徑。

1 氣藏開發操作成本經濟界限模型

在此研究中，天然氣氣藏開發操作成本經濟界限模型的建立主要是運用技術經濟的基本原理，將收入和支出均折算為初始年份（氣田產能建設完成，正式投產）的現值［1～3］。

1.1 氣藏銷售收入估算

天然氣銷售收入是指銷售收入扣除銷售稅金及附加后的現值。一般的計算式為：

式中q——單井天然氣產量，m3（取值為30 000～150 000）；

T——天然氣年生產天數，d（取值為330）；

P——天然氣銷售價格，元/m3（取值為0.6～2）；

K——天然氣商品率，%（取值為97）；

Tx——綜合稅率，%（取值為8）；

Ir——基準收益率，%（取值為12）；

D——年綜合遞減率，%（取值為10）；

n——天然氣開采期，a（取值為20）；

e——指數遞減方式。

1.2 氣藏收益性支出估算

收益性支出包括年操作費用和單位產量分攤的勘探費用。一般的計算公式為：

式中C操作——單位產量天然氣操作成本，元/m3（待定）；

C勘探——單位產量天然氣的勘探費用，元/m3（取值為 0.06）。

1.3 氣藏資本性支出估算

天然氣資本性支出包括固定資產總投入，主要是天然氣產能建設的鉆井工程投資、地面建設及配套工程投資等［4～11］。

表1 氣藏操作成本經濟界限關系表

式中C鉆井——鉆井綜合成本，元/m（取值為3 000）；

H——井深，m（取值為1 000～4 000）；

f——鉆井成功率，%（取值為95）；

λ——注水井比例，%（取值為10）；

M——單井地面建設費用，元/井（取值為3 000 000）。

1.4 操作成本經濟界限模型

在整個天然氣氣藏開發過程中，資本性支出與收益凈現值相等，即：

從式（4）中求得C操作值，得到天然氣氣藏開發操作成本經濟界限值。即：

2 操作成本經濟界限計算及分析

2.1 操作成本經濟界限計算結果

根據天然氣操作成本經濟界限模型式（5），天然氣操作成本經濟界限結果見表1。由表1可知，天然氣操作成本經濟界限與井深、單井日產量、天然氣價格存在緊密的關系。在井深和單井日產量不變的情況下，操作成本經濟界限隨天然氣價格的增加而增加，天然氣價格越高，操作成本經濟界限越大，即天然氣操作成本經濟界限與其價格呈正相關。在單井日產量與天然氣價格不變的情況下，隨著井深的增加，操作成本經濟界限降低，即井深與操作成本的經濟界限呈負相關，隨著井深的增加，操作成本降低才能使油氣田的開采處于不虧損的狀態。在天然氣價格和井深不變的情況下，隨著單井日產量的增加，操作成本經濟界限也增加，單井日產量與天然氣操作成本經濟界限呈正相關。

2.2 操作成本經濟界限回歸分析模型

根據表1對天然氣操作成本經濟界限的測算結果，運用SPSS軟件進行回歸分析，結果見表2～4。

表2 回歸精度

天然氣操作成本經濟界限與天然氣價格、井深和單井日產量的相關系數為0.996，判定系數和調整的判定系數均為0.993，說明天然氣操作成本經濟界限與天然氣價格、井深和單井日產量密切相關。

表3 方差分析

表4 回歸系數

從表3可知，因變量天然氣操作成本經濟界限拒絕天然氣價格、井深和單井日產量3個自變量的概率小于0.001。

從表4可知，3個自變量的相伴概率值均為0，小于顯著性水平0.05；3個自變量的t檢驗統計量的絕對值都大于臨界值ta/2(3)=3.1824，說明這3個參數與天然氣操作成本經濟界限存在相關性。標準差是各個自變量之間的平均差異情況，標準差系數是標準差與平均數的比值。

經過上述計算分析，得到天然氣操作成本經濟界限和天然氣價格、井深、單井日產量的數學模型為：

式（6）的經濟含義是天然氣價格每增加1元/m3，天然氣操作成本經濟界限增加0.892元/m3；井深每增加1m，天然氣操作成本經濟界限降低2.71×10-5元/m3；單井日產量每增加1m3/d，天然氣操作成本經濟界限提高 1.231×10-6元/m3。

2.3 操作成本經濟界限敏感性分析

影響天然氣操作成本經濟界限的因素很多，為了找出最敏感性因素，規避風險，有必要對天然氣操作成本經濟界限進行敏感性分析。用天然氣操作成本經濟界限分別就天然氣價格、井深、單井日產量、年綜合遞減率、單井地面建設費用等5個不確定因素來做單因素敏感性分析。天然氣價格選取1.4元/m3，井深選取3 000m，單井日產量選取60 000m3/d，年綜合遞減率選取10%，單井地面建設費用選取3 000 000元/井作為基準，進行敏感性分析，結果見表5。

表5 操作成本經濟界限敏感性分析

3 天然氣操作成本經濟界限應用

根據某氣田天然氣氣藏開發數據，結合天然氣操作成本經濟界限回歸模型，在天然氣價格為1.4元/m3時，計算得到各天然氣氣藏開發的操作成本經濟界限值，見表6。

表6 某氣田氣藏操作成本經濟界限計算結果

從表6可知，在天然氣氣藏開發過程中，如果各氣藏的實際操作成本低于計算的操作成本經濟界限值，則該氣藏有利潤，成本越低，氣藏利潤越高。

4 結論

a）天然氣操作成本經濟界限與井深呈負相關關系，與單井日產量和天然氣價格呈正相關關系。

b）天然氣操作成本經濟界限與井深、單井日產量、天然氣價格之間的回歸模型是：C=－0.194+0.892P－2.71×10-5H+1.231×10-6q，其相關系數是 0.996。

c）天然氣操作成本經濟界限最敏感因素是天然氣價格，其次是單井日產量和井深，最不敏感因素為單井地面建設費用和年綜合遞減率。因此天然氣價格的波動、天然氣單井產量的大小和氣藏的埋深應引起氣田管理者的重視。

d）受氣田情況、國家宏觀政策、地質條件等因素的影響，計算不同氣田天然氣操作成本經濟界限所取參數不同，天然氣操作成本經濟界限與井深、單井日產量和天然氣價格的關系也不同。

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