普光氣田開發(fā)投入產出關系分析與應用

王秀芝 李婷 王衛(wèi)紅

中國石化石油勘探開發(fā)研究院

普光氣田開發(fā)投入產出關系分析與應用

王秀芝 李婷 王衛(wèi)紅

中國石化石油勘探開發(fā)研究院

四川盆地普光氣田是我國近年來發(fā)現的大型海相碳酸鹽巖氣田，具有高含硫化氫、中含二氧化碳、氣藏埋藏深等特點，氣田開發(fā)的投入產出關系有其特殊性，而目前對類似氣藏投入產出特征的相關報道較少，研究認識其投入產出關系對于編制氣田開發(fā)方案、確保氣田開發(fā)取得最佳開發(fā)效果和經濟效益具有重要意義。為此，通過該氣田開發(fā)過程中投入產出的構成及其特征的分析，論述了鉆井投資、采氣工程投資、地面建設投資、凈化處理廠投資及公用工程投資與氣田開發(fā)的產量和井數的數學關系，分析總結了氣田開發(fā)中邊際產量和邊際效益的遞減規(guī)律，建立起了氣田開發(fā)收益與井數和產量的關系模型，認識到了普光氣田開發(fā)的產出和投入的非線性變化關系。利用這一規(guī)律，論證了普光氣田開發(fā)的合理采氣速度為4.4%，經濟合理井距在1 000 m左右，新井最低產量界限為（36.7～40.9）×104m3／d，單井控制儲量為（30.3～34.0）×108m3。該研究成果為普光氣田開發(fā)方案的編制提供了重要依據。

四川盆地 普光氣田 投資 操作成本 產量 收益 邊際效益

由于四川盆地普光氣田高含硫的特殊性，對氣田的開發(fā)建設和生產管理提出了很高的要求，與常規(guī)氣田開發(fā)相比，建設內容復雜，建設投資高；開采、集輸和處理工藝復雜，生產管理難度較大，采氣和處理成本較高［1］。因此，認識氣田開發(fā)中投入和產出構成特征，研究產量、成本和收益的關系，并利用其來分析如何確定氣田開發(fā)的工作量及產量，以獲得氣田開發(fā)的最佳效益，對指導氣田開發(fā)工作，提高企業(yè)的效益有重要意義。

1 氣田開發(fā)投入構成及特征

普光氣田開發(fā)的直接投入包括建設投資和操作費，其構成及特征與常規(guī)氣田相比有較大差異，有其自身的特殊性。

1.1 投資構成與特征

普光氣田開發(fā)建設投資包括鉆井工程、采氣工程、地面集輸工程、天然氣凈化廠和公用工程（外部系統(tǒng)配套工程）投資。

1.1.1 鉆井投資

鉆井投資由鉆前工程、鉆井工程、固井工程、測井工程、錄井工程、完井工程、管理費用等構成，鉆井工程投資由地質地理條件、井別、井型、井身結構、井深、鉆井周期、管材和工具等因素決定。與常規(guī)氣田相比，由于鉆井技術要求高、管材材料特殊［2］，單井鉆井投資是常規(guī)氣田的20～30倍。根據普光氣田鉆井投資統(tǒng)計分析，單井的鉆井投資與井深呈二次曲線關系，區(qū)塊鉆井工程總投資既和開發(fā)井數相關，又與鉆井井深相關，用公式（1）表示為：

式中Id為區(qū)塊鉆井總投資，萬元；w為開發(fā)井數，口；h為鉆井井深，m。

1.1.2 采氣工程投資

采氣工程投資包括管、桿、泵、井口采油樹等材料及措施投產作業(yè)等費用。由于投產技術要求高和抗硫化氫和二氧化碳的雙抗材質要求，單井投資是常規(guī)氣田的數十倍，但同一區(qū)塊不同井單井的采氣工程投資差異很小，區(qū)塊采氣工程總投資與開發(fā)井數呈直線遞增關系。

1.1.3 地面建設投資

地面建設投資包括井口和集氣站、集氣支線、集氣干線、處理中轉站、供水工程、配電工程、道路工程、通信工程、征地等。對普光氣田不同開發(fā)方案地面投資進行回歸分析可知，氣田地面建設工程總投資與開發(fā)井數呈非線性遞增關系，但增長率越來越小，可用公式（2）表示。

式中If為區(qū)塊地面建設總投資，億元。

1.1.4 凈化處理廠投資

凈化處理廠投資與產量規(guī)模有關，通常是10× 108m3建設一個系列凈化處理裝置［3］，裝置的處理量范圍為處理能力為78%～120%，因此，凈化廠投資與產量呈階梯式遞增關系，隨著處理規(guī)模的增長，總投資增加，但平均單系列的投資越來越小。通過對普光氣田凈化廠不同處理規(guī)模方案投資分析可知，凈化處理廠總投資與整數倍的10×108m3產量關系可用公式（3）表示。

式中Ic為凈化處理廠總投資，億元；Q為年產量，108m3。

1.1.5 公用工程投資

公用工程投資包括氣田系統(tǒng)外部的道路橋梁、供電、給排水、安全搶險救助、通信、自控、生產辦公點及其他為氣田勘探開發(fā)提供服務的工程投資等，公用工程投資在一定的規(guī)模范圍內是相對固定的，不隨產量和井數的變化而變化。

1.2 操作成本構成與屬性

根據對普光氣田操作成本特征的分析，操作成本大體可分為3類：變動操作成本、相對固定操作成本和固定操作成本［4］。

變動操作成本包括燃料費、油氣處理費（凈化費）、運輸費和銷售費用等，既與開井數的多少有關，也與單井產量的高低有關，用Cov來表示。其成本隨產量的增大而增大，但增幅趨緩。

相對固定操作成本包括材料費、工資及附加、動力費、井下作業(yè)費、測井試井費、其他開采費和其他直接費。對于一個氣田來說，這部分費用發(fā)生額隨開井數的增大而增大。對于一口氣井來說，所發(fā)生的總費用是相對穩(wěn)定的，而與單井產量的高低沒有太大的關系，也就是說，對于正常生產井來說，單井發(fā)生的總費用基本上是固定的，若單井產氣量高，則該井產氣的單位氣成本就低。反之，氣井的單位采氣成本就高。為了便于分析問題，用Sof來表示單井的年固定操作成本。

固定操作成本主要指除利息、攤銷外的期間費用，受產量規(guī)模的影響很小，基本可視作固定成本。

因此，普光氣田總操作成本隨產量和井數的增加呈非線性遞增變化，總操作成本的增長率依賴于產量與開發(fā)井數增長率的關系。通過對不同方案操作成本的分析，普光氣田平均年度總操作成本（Co）與產量可用公式（4）表示。

式中Co為年度平均操作成本，億元。

2 氣田開發(fā)邊際效益變化規(guī)律

氣田開發(fā)邊際投入為新鉆一口井增加的投入，因此，邊際效益指每增加一口氣井而增加的產出與投入的差額。

2.1 邊際產量遞減規(guī)律

在合理的技術政策條件下，井位總是優(yōu)先部署在最好部位，因此，每增加一口井增加的產量是遞減的，單井的邊際產量與井數呈非線性遞減趨勢。區(qū)塊產量與井數呈非線性遞增趨勢，但增長率越來越小。

2.2 單井邊際投資

新鉆井的邊際投入包括新鉆一口井而增加開發(fā)建設投資和操作費。在一定規(guī)模范圍內凈化廠、公用配套工程投資的變化范圍較小，因此，增加一口井而引起總投資的增加可以只考慮鉆井投資、采氣工程投資和地面集輸系統(tǒng)的投資的變化。

2.3 單井邊際效益遞減規(guī)律

由于單井邊際產量遞減規(guī)律的作用，隨開發(fā)井數的增加，單井邊際效益不斷遞減，呈非線性遞減趨勢［5］，如圖1所示。

圖1 普光氣田單井邊際效益變化圖

3 氣田開發(fā)收益的非線性變化關系

3.1 收益模型

反映氣田開發(fā)在經濟開采期創(chuàng)造的效益的主要指標為財務凈現值，凈現值隨開發(fā)井數和產量的關系模型可用公式（5）表述。

式中NPV為財務凈現值，萬元；dt為第t年無因次產量系數，小數；It為第t年新增投資，萬元；Cg為期間費用，萬元；Soft為固定操作成本，萬元／井·a；Covt為單位變動成本，元／103m3；P為天然氣價格，元／103m3；n為商品率，小數；Qc為穩(wěn)產年產量，107m3；T為經濟壽命期，a；ic為基準折現率，%；rc為稅金及附加占收入的比，小數。

單井的邊際效益模型，公式如下：

式中NPV為單井財務凈現值，萬元；Is為單井新增建井投資，萬元；Qsc為單井穩(wěn)產年產量，107m3。

3.2 收益的非線性變化關系

綜合分析認為，普光氣田開發(fā)收益隨產量和井數呈非線性變化關系（圖2）。

圖2 氣田開發(fā)收益與井數、產量變化關系示意圖

AB段：由于固定投入影響，總體收入低于投入，隨著開井數和產量的增加，收入和總成本不斷上升，收入增幅大于成本增幅，到B點后，收入和成本持平，氣田達到盈虧平衡。

BD段：隨著有效益井數的不斷增加，收入和成本不斷增大，收入增幅大于成本增幅，收入和成本的差額越來越大，到達D點后，單井的邊際效益為零，兩者差額最大，新井工作量達到最優(yōu)，油氣田開發(fā)利潤最大。

DC段：成本增幅大于收入增幅，增加單位產量所付出的代價大于價格，使得收入和成本的差額越來越小。

因此，D點對應的井數為氣田開發(fā)的最優(yōu)井網，此時新鉆井所要求的儲量和產量即為最低儲量界限和產量界限，區(qū)塊的總產量為最優(yōu)規(guī)模產量。

4 投入產出關系模型的應用

4.1 最優(yōu)產量規(guī)模的確定

利用普光氣田開發(fā)的投入產出關系和收益模型，對不同采氣速度和產量規(guī)模下經濟開采期的投入現值和產出現值分析預測，凈現值出現峰值時對應的采氣速度即為合理采氣速度。根據評價，最終確定普光氣田主體合理采氣速度為4.4%，年產氣規(guī)模為80×108m3。

4.2 合理井距的確定

應用氣藏地質和數值模擬研究成果，建立區(qū)塊效益評價（NPV）模型，對不同井距的開發(fā)方案進行效益評價，計算出普光氣田凈現值與井網密度的關系曲線（圖3），由此確定氣藏平均井距為1 000 m左右。

圖3 普光氣田井網密度與凈現值的關系圖

4.3 單井配產最低產量界限

由于新井邊際效益遞減規(guī)律的存在，當新井邊際效益為零時，氣田開發(fā)的各項指標均達到最優(yōu)，此時，再增加新井已不合適，這時新井的各項指標即為技術經濟界限，主要包括單井初始產量界限和控制儲量界限。

根據普光氣田開發(fā)的投資成本特征，利用單井邊際效益（NPV）模型，迭代求解，測算單井的最低產量或儲量值。不同井型的界限不同，在氣井穩(wěn)產9年的條件下，普光氣田直井要求的單井初始產量界限為36.7×104m3／d，單井控制儲量為30.3×108m3，斜井和水平井要求的單井初始產量和控制儲量界限比直井高，斜井要求的單井初始產量界限為38.3×104m3／d，單井控制儲量為31.6×108m3，水平井要求的單井初始產量界限為40.9×104m3／d，單井控制儲量為34.0 ×108m3；從經濟角度看，單井要獲得同樣的經濟效益，穩(wěn)產時間短的井，要求的初期產量要高，氣井的穩(wěn)產時間延長的話，要求的初期產量降低，但要求的單井控制儲量增大。

5 結束語

四川盆地目前發(fā)現的成規(guī)模的氣田主要為高含硫化氫海相氣藏，具有埋藏深、非均質性強、開發(fā)生產管理難度大的特點，普光氣田開發(fā)的投入產出關系研究和應用為普光氣田高效開發(fā)及投資決策提供了重要依據，對類似氣田開發(fā)具有借鑒意義。

［1］孔凡群，王壽平，曾大乾.普光高含硫氣田開發(fā)關鍵技術［J］.天然氣工業(yè)，2011，31（3）：1－5.

［2］孫書貞.普光氣田開發(fā)井井身結構建議和生產套管材質優(yōu)選［J］.鉆采工藝，2007，30（2）：14－16.

［3］于艷秋，毛紅艷，裴愛霞.普光高含硫氣田特大型天然氣凈化廠關鍵技術解析［J］.天然氣工業(yè)，2011，31（3）：22－25.

［4］潘靜君，王志亮，宋辛，等.油田規(guī)模經濟產量方法探討［J］.經濟師，2011，26（2）：267－269.

［5］吳紅珍，趙玉萍，宋秋銀，等.油氣田開發(fā)生產中加密井邊際成本分析及應用［J］.江漢石油學院學報，2003，25（4）：100－101.

Input－output analysis of the development in the Puguang Gas Field，Sichuan Basin

Wang Xiuzhi，Li Ting，Wang Weihong
（Sinopec Petroleum Exploration and Development Research Institute，Beijing 100083，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 32，ISSUE 5，pp.89－92，5／25／2012.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

Gas reservoirs in the Puguang Gas Field，Sichuan Basin，the largest marine carbonate gas field discovered recently in China，are characterized by a high content of H2S，a moderate content of CO2and a great burial depth.The relation between input and output in this field is so special that no such available reference can be found on this subject for similar gas reservoirs like Puguang.So the input－output analysis of this field is of great significance to making development schemes，guaranteeing the highest economic profit and optimal development efficiency in this field.In view of this，through the analysis of the input－output structure and characteristics of each component，this paper discusses the mathematical relation between the input factors including investment in drilling，gas recovery engineering，surface construction，purification treatment plants，and utility system，and output factors including the relationship between the well productivity and well numbers in the field development.Moreover，the decline laws of marginal production and marginal benefit in the field development are summarized；the model is built of the relationship between the development profit and well number ＆productivity.From the above，it is concluded that the nonlinear relation is between the input and output in the development of the Puguang Gas Field.From this conclusion，the optimal gas recovery rate in this field is 4.4%，the cost－effective distance between wells is about 1000 m，the production limits of a new well is 36.7×104－40.9×104m3／d，and the single－well controlled reserves are 30.3×108－34.0×108m3.This study will provide important reference for making development schemes of development in the Puguang Gas Field.

Puguang Gas Field，investment，operation cost，productivity，profit，marginal efficiency

國家重大科技專項“四川盆地普光大型高含硫氣田開發(fā)示范工程”（編號：2008ZX05048－001）。

王秀芝，女，1968年生，高級工程師；1990年畢業(yè)于中國石油大學（華東）管理工程專業(yè)，目前從事天然氣經濟研究工作。地址：（100083）北京市海淀區(qū)學院路31號。電話：（010）82282461。E－mail：wangxz.syky＠sinopec.com

王秀芝等.普光氣田開發(fā)投入產出關系分析與應用.天然氣工業(yè)，2012，32（5）：89－92.

10.3787／j.issn.1000－0976.2012.05.024

（修改回稿日期 2012－03－29 編輯 趙 勤）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2012.05.024

Wang Xiuzhi，senior engineer，born in 1968，is now engaged in research of natural gas economy.

Add：No.31，Xueyuan Rd.，Haidian District，Beijing 100083，P.R.China

Tel：＋86－10－8228 2461 E－mail：wangxz.syky＠sinopec.com