最小經濟儲量規模計算在油田勘探開發中的應用

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(中石化西北油田分公司勘探開發研究院 烏魯木齊 830013)

在油氣勘探投資決策中，常需根據探明油氣儲量做出勘探投資決策，其實質就是確定探區相對于勘探投資所要求的油氣最小經濟儲量規模，也就是在目標區塊進行勘探投資所要求探明地質儲量的最低界限。如果未來探明的油氣儲量低于這一界限，該項目就無法獲得勘探投資所要求的最低投資回報。如果能找到確定油氣最小經濟儲量規模的方法，建立最小經濟儲量模型，就可通過對比目標探區探明地質儲量的最小經濟規模和預測的油氣資源量，判斷投資的經濟效益和可能的風險，從而規避那些明顯不具備效益的高風險區塊投資。

1 類型劃分

根據塔河油田的實際情況，這類問題主要分為兩種情況：一是在一個區塊或圈閉進行勘探投資時要求達到的最低儲量規模；二是在已探明油氣儲量但未達到經濟邊界的區塊，至少還需探明多少油氣儲量才能使已探明儲量和新探明儲量達到可以開發的經濟邊界。

（1）新探區最小經濟儲量規模。探區石油（天然氣）最小經濟儲量規模，就是在現行法規以及特定的地質、工程技術和經濟條件下，能夠滿足投資決策最低效益要求的地質儲量規模。目前，預測石油（天然氣）投資效益的方法主要是建立在美國經濟學家艾爾文·費雪的“項目價值是其所能帶來的未來現金流量的折現值”這一理論上的評價方法。照此方法評價項目是否達到投資者所要求的最低效益標準，主要依據反映最低期望收益的基準折現率計算出來的凈現值(NPV)、投資回收期和依據基準折現率判斷投資是否可行的內部收益率。由于投資回收期不能反映投資收回后的經濟效益而只能作為輔助指標，內部收益率不適應油、氣投資的經濟評價，因而評價石油（天然氣）投資經濟可行性的指標主要是NPV。若NPV＜0則項目不可行；若NPV≥0則項目可行，NPV=0是投資者可以接受的最低期望收益。這樣，確定石油（天然氣）最小經濟儲量規模實際上就是確定NPV=0時對應的儲量規模。

在評價勘探投資是否可行的方法中，影響NPV的現金流出有勘探投資(Ce)、產能建設投資(Cd)、鋪底流動資金(Cl)、經營成本(Cj)和稅費(Tx)；影響NPV的現金流入(CI)有銷售收入(R)、流動資金回收(Cl’)和殘值回收。考慮到油、氣田壽命結束時會需要一定的廢棄費用，可不考慮殘值回收，用這部分資金彌補油、氣田廢棄的投入。這些因素中隨儲量規模變動的有銷售收入、產能建設投資、經營成本、流動資金和除所得稅以外的稅費，只有勘探投資和所得稅與儲量規模沒有直接對應關系。鑒于確定石油（天然氣）最小經濟儲量規模是在勘探階段從實物量角度計算投資的最低期望收益，可以近似地假定在獲得最低期望收益時沒有利潤因而忽略所得稅。這樣，就可把銷售收入、產能建設投資、經營成本、流動資金和稅費表示為儲量規模的函數，令NPV=0就可以把儲量規模(N)計算出來，N就是最小經濟儲量規模。

（2）發現區新增石油（天然氣）儲量最小經濟規模。在已探明石油（天然氣）儲量的區塊，如果探明的儲量沒有經濟價值，則對其作經濟評價所得NPV必為負值。至少再探明多少儲量才能讓已探明的儲量達到可以開發的經濟邊界且使新增探明儲量也具有開發價值，是這類決策問題的關鍵。由于已探明儲量因達不到經濟規模使凈現值為負，新增儲量帶來的超額收益必須補償這一負值才能滿足最低期望收益要求。設NPV1為在探明新的儲量之后開發現已探明儲量的凈現值，NPV2為繼續進行勘探并獲得探明儲量的投資凈現值，則這兩者的凈現值之和就是這一投資決策問題的凈現值，即：

NPV=NPV1+NPV2

其中，NPV1可根據已探明石油（天然氣）儲量的相關參數預測投入產出從而計算出其數值；NPV2則可按照解決新探區天然氣最小經濟儲量規模的思路，將之表示為新增儲量N的函數。這樣，需進一步探明儲量的最低經濟規模，就是令NPV=0時求出的N。由于NPV1為負值，則最低儲量規模就是在|NPV1|=NPV2的前提下計算出的N。

2 模型建立

2.1 常規天然氣最小經濟儲量規模計算模型

令該式等于0，解出的N就是在該區塊進行勘探時所要求的天然氣最小經濟儲量規模。

式中，N1為勘探年限；N2為開發工程建設年限；N3為穩產年限；N4為經濟遞減年限。

銷售收入隨開發階段變化而變化，分為穩產期銷售收入及遞減期的銷售收入。

穩產期的產量可表示為：

式中，qt為天然氣產量；Vg為穩產期采氣速度；fs為商品率；P為氣價。

穩產期限和遞減期限以及遞減規律根據預測的氣藏類型通過類比確定。遞減期的產量以穩產期為基礎按產量遞減規律預測，遞減規律主要有指數遞減、雙曲遞減和調和遞減。在資料較少的情況下，也可采用直線遞減方式粗略估計遞減期產量。

勘探投資指從決策時點直到探明資源的全部勘探投入。

產能建設投資按儲量規模與單位產能建設投資（IQ）的乘積確定：

流動資金按產能建設投資的1%～5%計算：《方法與參數》中規定：中國石化油氣田開發項目原則上不考慮流動資金，新建獨立項目可考慮一定的流動資金。

經營成本通過類比，由單位產量經營成本與產量相乘計算。假定單位產量經營成本在壽命期不變，經營成本可表示為：

稅費由單位商品天然氣的綜合稅率Txx與銷售量相乘確定：

綜上所述：

2.2 凝析氣藏最小經濟儲量規模計算模型

凝析氣藏是一種特殊而復雜的氣藏，在開采過程中同時采出天然氣和凝析油，增加了開發的復雜性。建立模型如下：

式中，No為凝析油儲量;Ng為凝析氣儲量。令該式等于0，解出的N就是在該區塊進行勘探時所要求的凝析氣藏最小經濟儲量規模。

式中，N1為勘探年限;N2為開發工程建設年限;N3為穩產年限;N4為經濟遞減年限。

銷售收入隨開發階段變化而變化，分為穩產期銷售收入及遞減期的銷售收入。

穩產期的銷售收入為：

穩產期產量：

遞減期產量：

qgt為凝析氣產量；Vg為穩產期采氣速度；fsg為天然氣商品率；Pg為氣價；qot為凝析油產量；Vot為穩產期產油速度；fso為凝析油商品率；Po為原油價格。GOR為氣油比。

綜上所述：

2.3 油藏最小經濟儲量規模計算模型

塔河油田既有常規的碎屑巖油藏，又有碳酸鹽巖油藏，并主要以縫洞型碳酸鹽巖油藏為主。碳酸鹽巖油藏與碎屑巖油藏有很大不同，油藏具有嚴重的非均一性，呈現出多個獨立儲集體、多壓力體系、多個流動單元的開發特征。不同縫洞單元間被致密層隔擋，互不連通，每個縫洞單元可作為一個單獨的油藏獨立進行開發。開發過程中縫洞體也是逐步篩選動用，儲集體規模往往由大變小，構造也由高變低。在篩選縫洞單元時，應同時考慮到縫洞單元的儲量規模是否大于最小經濟規模儲量，這樣才能做到開發的經濟性。建立NPV模型：

令該式等于0，解出的N就是在該縫洞單元進行勘探時所要求的最小經濟儲量規模。

式中，N1為勘探年限;N2為開發工程建設年限;N3為上產年限;N4為穩產年限;N5為經濟遞減年限。

銷售收入隨開發階段變化而變化，分為上產期銷售收入、穩產期銷售收入及遞減期的銷售收入。

假設上產期產量按直線增長，上產期銷售收入為：

穩產期的銷售收入為：

qt為原油產量；V為穩產期采油速度；fs為商品率；p為油價。

遞減期的銷售收入以穩產期為基礎按產量遞減規律預測：

上產期限、穩產期限和遞減期限以及遞減規律根據預測的油藏類型通過類比確定。

勘探開發投資、流動資金、經營成本和稅費與天然氣估算方法相同。

綜上所述：

目前塔河油田奧陶系油藏已開發區早期依靠天然能量開發，中期深抽和后期單井注水替油和多井單元注水開發作為人工能量補充，因此，投產2～3年里產液量呈指數遞減趨勢，之后由于注水補充能量開采及水驅驅動方式啟動，產液量有所上升。碳酸鹽巖油藏產量遞減規律以指數遞減為主。

3 實例

以塔河油田12區奧陶系油藏為例計算油藏最小經濟規模儲量。

根據塔河油田12區奧陶系第六期產能建設鉆井工程方案設計，該區主要井型包括四級直井、有側鉆點的三級直井、無側鉆點的三級直井、新三級斜直井、四級水平井，單井平均進尺6247 m，平均每米進尺成本為4032元；與井數相關的地面工程投資主要是工程費，單井地面工程投資為291.834萬元/井；與儲量規模無關投資主要有地面工程其他費用、六期分攤的勘探投資、采油工程投資；經營成本分為與產量有關和與井數有關兩部分，與產量有關經營成本主要有油氣提升費、摻稀損失費、油氣處理費、油氣安全費用、其他管理費、銷售費用，與井數有關經營成本主要有井下作業費、測井試井費、修理費、制造費用；平均單井日產量為16.2 t/d，伴生氣與石油產出比為16∶1，此時，采用上述模型計算出的塔河油田12區奧陶系第六期最小儲量規模為1338.2萬t，而該區動用了1620萬t的儲量，超過最小儲量規模，可以開發。

4 結論

利用盈虧平衡原理,構建最小經濟規模石油地質儲量的模型，可以評價油氣地質儲量經濟特性以及分析勘探技術經濟界限，對降低勘探開發風險、實行高效勘探開發具有一定的指導意義。

[1]中國石油化工股份有限公司油氣田開發項目經濟評價方法與參數（2007版），中國石油化工股份有限公司發展計劃部。

[2]黃耀琴.用盈虧平衡點法建立單井采油極限含水率模型[J].地質科技情報,2001,20(1)：49-51.