頁巖油經濟可采儲量起算標準計算方法：以吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組頁巖油為例

史 毅，鄭 斌，張 宇，丁 艷，孫旭光

(中國石油新疆油田分公司勘探開發研究院，新疆 克拉瑪依 834000)

隨著近些年常規油氣資源探明速度的不斷下降，非常規油氣資源的勘探與開發越來越得到重視[1-3]。特別是受北美地區頁巖油氣成功商業性開發的啟示，作為非常規油氣資源重要組成部分的頁巖油已成為目前最重要的勘探開發領域之一[4-7]。我國頁巖油資源豐富，在各大主力含油氣盆地均有所分布，可采資源量為700億～900億t，約為常規石油的3倍。其中位于準噶爾盆地的吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組烴源巖層系已發現近10億t的頁巖油，該層系具有源儲一體、薄層疊置、厚度較大、整體含油、連續分布的頁巖油藏典型特征。通過水平井體積壓裂技術吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油開發已取得重大進展，成為油田上產的主力。

與常規油氣開發相比，頁巖油在儲層特性、開發方式、單井生產動態規律等方面都有顯著的差異。頁巖油儲層具有低孔特低滲的物性特征，自然產能低，其經濟有效開發需依賴于水平井體積壓裂技術[8-10]；單井生產動態整體表現為初期產量高、遞減快，中后期產量相對穩定、遞減率較為平緩的“兩段式”特征。本文在常規的基于單一遞減率的石油儲量起算標準計算方法[11-14]基礎上，應用盈虧平衡原理和現金流量法，結合頁巖油“兩段式”遞減規律，建立了符合頁巖油特征的經濟可采儲量起算標準計算模型，并以吉木薩爾頁巖油為例，結合其鉆井投資、操作成本、油氣價格等因素形成相應的標準圖板。

1 儲量起算標準計算模型的建立

1.1 原理與方法

儲量起算標準，是指在容積法計算探明儲量和控制儲量過程中，為保證儲量的經濟性，對圈入含油范圍內的油井設置的一個下限標準。主要包括單井最低初期穩定產量(qmin)、單井最低累計產量(EURmin)和最低經濟有效厚度(hmin)這三個判別指標。儲量起算標準的確定主要依據盈虧平衡原理，確定在現有技術經濟條件下，在一定的評價期內能夠回收建設投資、棄置費用、生產經營成本和相關稅費，并滿足一定商業基準收益率(折現率)條件的經濟極限產量。因此，在模型建立過程中結合頁巖油單井生產動態特征并考慮資金的時間價值，應用現金流量法將投入與產出折算為評價起始年的累計凈現值為零作為盈虧平衡點，計算見式(1)。

(1)

式中：NPV為財務凈現值，萬元；T為評價期，a；CI為現金流入，萬元；CO為現金流出，萬元；i為基準折現率，%。

1.2 頁巖油單井生產動態特征

頁巖油儲層具有明顯的低孔隙度、低滲透率特征，基質滲透率一般小于0.1 mD。儲層物性差使得其自然產能低，常規油氣開采方式不能滿足經濟性的要求，需采用水平井體積壓裂技術實現經濟性開發。通過體積壓裂形成人工裂縫并與儲層內發育的天然微裂縫相溝通，從而使儲層滲流能力得到有效改善。特殊的儲層物性和開發方式使得頁巖油單井生產動態與常規油藏不同。整體表現為“兩段式”遞減特征，即初期產量高、遞減快，主要反映了水力壓裂補充地層能量后形成人工縫網的初期滲流特征；中后期產量相對穩定、遞減較為平緩，主要反映了地層能量恢復至原始地層能量后的相對穩定期的滲流特征。

霍進等[15]的研究及實際生產數據均表明頁巖油單井生產動態具有明顯的“兩段式”遞減特征。通過對40口井的實際生產數據進行分析，頁巖油的“兩段式”遞減特征明顯； 其中， 最為典型的為吉172_H和吉251_H，圖1為其實際生產曲線。從圖1中可以看出該井具有明顯的“兩段式”遞減特征：第一段為自噴期，產量遞減較快；第二段為抽油期，轉抽初期產量較自噴末期產量有所抬升，同時遞減變緩。根據實際生產數據應用圖解法對遞減類型進行確定。兩段產量與時間在半對數坐標下呈較好的線性關系，滿足指數遞減特征。可判定遞減類型為指數“兩段式”遞減。

圖1 吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油典型遞減曲線Fig.1 Typical decline curve of shale oil in Lucaogou formation of Jimusar depression

1.3 現金流入模型

1.3.1 現值產量計算

基于頁巖油指數“兩段式”遞減特征，將未來銷售的原油產量按基準折現率折現為評價期起始年的產量，得到現值產量。

1) 第一段現值產量。 第一階段為自噴期，根據指數遞減規律確定第一段各年產量，計算公式見式(2)。

(2)

式中：Qt為第t年產油量，t；qe為單井初期產量，t/d；D1為第一段年遞減率，%；T1為第一階段遞減時間，a；t為時間，a。

將未來銷售的原油產量按基準收益率折現為評價期起始年的產量，并設ej=1+i，得到第一段現值產量，計算公式見式(3)。

(3)

式中，NPQ1為第一段現值產量，t。

2) 第二段現值產量。第二段為抽油期，轉抽初期產量較自噴末期產量有所抬升，第二階段初期產量計算公式見式(4)。

(4)

第二階段各年產量計算公式見式(5)。

(5)

將未來銷售的原油產量按基準折現率折現為評價期起始年的產量，得到第二段現值產量，見式(6)。

(6)

式中，NPQ2為第二階段現值產量，t。

3) 總現值產量。總現值產量計算公式見式(7)。

NPQ=NPQ1+NPQ2

(7)

1.3.2 現值凈收入計算

原油價格扣除稅金及附加價，并考慮溶解氣所帶來收益得到凈油價。結合現值產量計算得到現值凈收入，計算公式見式(8)。

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

(8)

式中：Ro為原油商品率，f；Po為原油價格，元/t；Taxo為原油稅費，元/t；GOR為氣油比，m3/t；Rg為天然氣商品率，f；Pg為天然氣價格，10-3元/m3；Taxg為天然氣稅費，10-3元/m3。

1.4 現金流出模型

現金流出主要包括資本性支出和費用性支出，其中資本性支出主要為建設投資(Ip)，包括鉆井投資、壓裂投資及地面投資；同時考慮到評價期末棄置費用，并按長期借款利率折現到初始年的到棄置成本(Cab)作為資本性支出。費用性支出主要為操作成本，分為固定成本(Cfo)和可變成本(Cvo)。考慮到資金時間價值，得到現金流出的現值，計算公式見式(9)。

(9)

式中：Ip為單井建設投資，萬元；Cab為單井棄置成本，萬元；Cfo為固定成本，元/(井·a)；Cvo為可變成本，元/t。

1.5 儲量起算標準計算模型

1.5.1 單井最低初期穩定產量(qmin)

根據盈虧平衡原理，結合式(1)、式(8)和式(9)得到滿足單井經濟性要求的最低初期穩定產量，計算公式見式(10)。

當折現率i=0,即ej=1時，式(10)式可簡化為不考慮資金的時間價值的靜態計算公式，見式(11)。

(10)

(11)

1.5.2 單井最低累計產量(EURmin)

根據單井最低初期穩定產量和頁巖油產量遞減規律得到，滿足單井經濟性要求的最低累計產量，計算公式見式(12)。

EURmin=

(12)

1.5.3 最低經濟有效厚度(hmin)

根據單井最低累計產油量和原油經濟采收率反算所需的單井控制地質儲量。結合流體及儲層物性參數和單井控制泄油面積，計算滿足單井經濟性要求的最低經濟油層厚度，計算公式見式(13)。

(13)

式中：Boi為原油體積系數，f；EoR為原油經濟采收率，%；ρo為地面原油密度，t/m3；Ao為單井控制的泄油面積，km2；φ為孔隙度，%；Soi為含油飽和度，%。

2 實例應用

準噶爾盆地吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組頁巖油藏具有儲層物性差、厚度大、分布面積廣的特點[16]。需要尋找局部“甜點區”進行開發，因此，研究儲量起算標準，為經濟有效開發層位和區域的確定提供依據。

2.1 油藏概況

1) 儲層特征。吉木薩爾凹陷頁巖油主要發育在二疊系蘆草溝組，地層厚度為25～300 m，厚度大于200 m的區域面積達806 km2。儲層埋深800～4 500 m，平均為3 570 m。自上向下發育兩個甜點體，分別為上“甜點”蘆草溝組二段(P2l2)和下“甜點”蘆草溝組一段(P2l1)[17-18]。其中上“甜點”儲集層厚度8～26 m，下“甜點”儲集層厚度12～40 m。通過對取芯井的物性資料分析可知，儲層覆壓孔隙度為5.27%～20.72%，平均為11.02%；覆壓滲透率為0.000 4×10-3～2.764 0×10-3μm2，平均為0.012 0×10-3μm2；含油飽和度為50%～95%，平均值為68.3%。

2) 流體特征。通過對地面原油樣品進行分析，原油的密度為0.882 4～0.925 6 g/cm3，平均為0.897 1 g/cm3；原油體積系數為1.06；溶解氣油比為19.2 m3/t。

3) 遞減率取值。遞減率主要體現了油氣儲層持續向井筒的供液能力，反映了儲層自身的特征。將生產周期長且有明顯遞減規律的生產井作為典型井確定遞減率。自噴期定為2 a，自噴期年遞減率取吉172_H(圖1)、JHW023、JHW025三口水平井的自噴遞減率的平均值的60.6%，抽油期遞減率取吉172_H井抽油期遞減率的16.8%，抽油期第一個月產量為自噴期最后一個月的1.45倍。

2.2 單井投資及成本費用估算

2.2.1 井建設投資

通過“水平井+體積壓裂”技術實現開采的吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組頁巖油藏，其建設投資主要包括鉆井投資、壓裂投資及地面投資。鉆井投資主要由垂直段、造斜段和水平段三部分投資構成，并且隨著井深和水平段長度的增加鉆井投資相應增加；壓裂投資主要由施工費用、支撐劑費用、胍膠費用、滑溜水費用和配液費用構成。壓裂投資主要受壓裂規模的影響，通常隨著水平井段長度的增長壓裂級數增加，壓裂投資隨之增大；地面工程投資主要包括集輸系統投資、采出液處理系統投資及采油工程井上部分投資,通常單井地面投資與鉆井及壓裂投資相匹配。 吉木薩爾頁巖油藏鉆井垂深在3 000～4 000 m，水平井段長度為1 000～2 000 m，壓裂級數為15～30級，單井建設投資在3 500萬～5 500萬元之間。吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組頁巖油開發主體采用260 m井距開發。 鉆井垂深3 435 m，平均水平井長度1 700 m，平均單井建設投資為4 921萬元。

2.2.2 棄置成本

按單井建設投資的5%估算棄置費用，并按長期負息利率(4.275%)為貼現率，將棄置費用折現到評價期第一年即為棄置成本。設評價期為12 a，單井棄置成本為149萬元。

2.2.3 操作成本

通過將作業過程法和相關因素法相結合確定生產成本。按照作業過程成本構成可分為9項，其中與井相關的費用6項包含：采出作業費、井下作業費、測井試井費、廠礦管理費、維護及修理費及其他直接費。 對應的單井固定操作成本為106.5萬元/a；與產量相關的費用3項包含：運輸費、油氣處理費及天然氣凈化費，對應的噸油可變操作成本為168元/t。

2.3 經濟參數取值

原油及天然氣商品率分別為99.1%和95%；依據相關稅法計算稅費，稅費包括：增值稅、教育費附加、城市維護建設稅、特別收益金、資源稅。增值稅以銷售額為計稅依據，原油稅率為13%、天然氣稅率為9%；教育費附加及城市維護建設稅以增值稅為稅基，稅率分別為5%和7%；特別收益金起征點為65美元/桶，實行5級超額累進從價定率計征；原油資源稅征收率為5.56%。

2.4 儲量起算標準圖板

基于所建立的儲量起算標準計算模型,結合吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油藏相關參數、單井投資及成本費用估算、經濟參數(表1)，計算不同油價、不同水平井段長度條件下的儲量起算標準圖板。

表1 吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油儲量計算參數表Table 1 Calculation parameters of shale oil reserves ofLucaogou formation in Jimusar depression

2.4.1 單井最低初期穩定產量圖板

圖2為單井最低初期穩定產量趨勢。從圖2中可以看出單井最低初期穩定產量隨著油價的增加而降低。當水平井段長度為1 700 m時，油價為70美元/桶對應的單井最低初期穩定產量為20.82 t/d，油價為60美元/桶對應的單井最低初期穩定產量為24.50 t/d；此外，單井最低初期穩定產量隨著水平井段長度的增加而增大，這主要是因為隨著水平井段長度的增加單井建設投資增大，使得回收單井建設投資所需的產油量增加。當油價為70美元/桶時，水平井段長度1 500 m所對應的單井最低初期穩定產量為19.51 t/d，水平井段長度2 000 m所對應的單井最低初期穩定產量為23.04 t/d。

圖2 單井最低初期穩定產量趨勢Fig.2 Trend of minimum initial stableproduction of single well

2.4.2 單井最低累計產量圖板

圖3為單井最低累計產量圖板。單井最低累計產量隨油價和水平井段長度變化規律與單井最低初期穩定產量變化規律相似，隨著油價的增加而降低、隨著水平井段長度的增加而增大。通過現場試驗，綜合考慮鉆井壓裂施工及產量、經濟效益等因素，吉木薩爾頁巖油合理的水平井段長度在1 500～2 000 m之間。 當油價為70美元/桶，水平井段長度由1 500 m增加至2 000 m，單井最低累計產量由1.92×104t增加至2.27×104t。當水平井段長度為1 700 m時，油價為70美元/桶對應的單井最低累計產量為2.05×104t，油價為60美元/桶對應的單井最低累計產量為2.41×104t。

圖3 單井最低累計產量趨勢Fig.3 Trend of minimum cumulative productionof single well

2.4.3 最低經濟有效厚度圖板

最低經濟有效厚度隨著水平井段長度的增加而降低。這主要是因為隨著水平井段長度的增加，井控面積增幅大于單井最低累計產量增幅。當油價為70美元/桶，水平井段長度由1 500 m增加至2 000 m，井控面積則由0.458 km2增加至0.588 km2，增幅為28.4%；單井最低累計產量由1.92×104t增加至2.27×104t，增幅18.2%。根據式(13)可知當井控面積增幅大于單井最低累計產量增幅時最低經濟有效厚度降低，由9.42 m降低至8.67 m。因此對于厚度較薄的儲層，可以通過增加水平井段長度增加單井控制儲量實現經濟有效開發。

圖4 最低經濟有效厚度趨勢Fig.4 Trend of minimum economiceffective thickness

3 結 語

針對頁巖油呈現“兩段式”遞減的生產動態特征，應用盈虧平衡原理和現金流量法，建立全新的經濟可采儲量起算標準計算模型。模型中考慮了資金的時間價值和頁巖油“兩段式”的遞減特征。相較于應用單一遞減率推導得出的儲量起算標準計算方法，新方法更適合頁巖油的儲層特性、開發方式和生產動態特征。應用該模型可以在頁巖油勘探開發初期判斷油藏的經濟價值，指導進一步的開發生產工作。通過準噶爾盆地吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組頁巖油藏儲量起算標準圖板，得到了儲量起算指標隨油價及水平井段長度之間的定量關系，其中單井最低初期穩定產量及單井最低累計產量隨著油價的增加而降低，隨著水平井段長度的增加而增大。最低經濟有效厚度隨著油價和水平井段長度的增加而降低。 當油價為70美元/桶，開發主體水平井段長度1 700 m時，單井最低初期穩定產量為20.82 t/d、單井最低累計產量為2.05×104t、最低經濟有效厚度9.03 m。