蘇里格致密氣水平井壓裂工程參數(shù)經(jīng)濟性研究

畢 曼, 來軒昂, 冀忠倫, 王嘉鑫, 郭青華, 楊映洲, 馬占國

1低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室 2中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院 3中國石油長慶油田蘇里格氣田開發(fā)分公司 4中國石油長慶油田分公司第三采氣廠

0 引言

近年研究和生產(chǎn)實踐表明，水平井鉆井和水力壓裂技術(shù)的快速發(fā)展使致密氣等非常規(guī)儲層的產(chǎn)量急劇增加。然而，北美頁巖氣帶來的超長水平井、細分切割壓裂、體積壓裂等[1- 3]開發(fā)理念和壓裂技術(shù)的影響，使水平段長度、壓裂段數(shù)、改造規(guī)模不斷突破記錄的同時也造成了單井投資的大幅增加。目前，國內(nèi)外對于致密氣藏水平井壓裂工程參數(shù)與投資、產(chǎn)出、經(jīng)濟邊界產(chǎn)量和經(jīng)濟指標等關(guān)系仍不明確，且國外研究主要基于頁巖氣藏和理論模型方面[4- 6]，對于致密氣藏和實際生產(chǎn)現(xiàn)場分析結(jié)合較少。因此，本文研究基于蘇里格致密氣藏300余口水平井實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)，研究分析致密氣水平井壓裂工程參數(shù)與單井投資和產(chǎn)出的關(guān)系，建立了與投資和凈現(xiàn)值數(shù)學(xué)模型，繪制工程參數(shù)經(jīng)濟邊界產(chǎn)量關(guān)系圖版，并結(jié)合最優(yōu)經(jīng)濟指標，進一步優(yōu)化壓裂工程參數(shù)，為下一步致密氣效益開發(fā)提供技術(shù)經(jīng)濟一體化決策支持。

1 壓裂工程參數(shù)與水平井投資關(guān)系

蘇里格致密氣水平井建井投資[7- 8]包括井筒工程投資和地面工程投資，井筒工程包括鉆前、鉆井、固井、錄井、測井、壓裂、采氣、油套管和入井材料、安全環(huán)保等費用。從投資構(gòu)成比例可以看出，水平井井筒工程投資主體由鉆井工程和壓裂工程投資產(chǎn)生的，地面工程投資只占總投資20%左右。依據(jù)工程造價模型和回歸分析已結(jié)算水平井壓裂工程參數(shù)與投資的關(guān)系發(fā)現(xiàn)：

(1)鉆井工程投資：純鉆、測井、錄井、固井、套管的投資費用都以鉆井進尺結(jié)算，而水平井鉆井進尺由直斜井段長度和水平段長度組成，由于區(qū)塊目的儲層深度基本相當，直斜井段長度差異小，因此水平段長度成為影響鉆井投資的主要因素，鉆井工程投資測算模型[9]為式(1)，R2=0.961，與實際結(jié)算費用擬合精度高，見圖1。

圖1 鉆井工程投資測算模型與實際結(jié)算費用擬合對比

Cde=676.78+ 0.315 3L-0.000 006L2

(1)

式中：Cde—鉆井工程投資，萬元；L—水平段長度,m。

(2)壓裂工程投資：壓裂工程投資主要與壓裂段數(shù)有關(guān)，其中細分切割壓裂井需測算超出的射孔簇數(shù)和暫堵劑量產(chǎn)生的投資，體積壓裂井的投資與超出的砂液量、砂液價格有關(guān)，投資隨著壓裂段數(shù)的增加而顯著增加，因此，壓裂工程投資測算模型為式(2)，R2=0.964，擬合精度高，見圖2。

圖2 壓裂工程投資測算模型與實際結(jié)算費用擬合對比

Cfe=237.86+54.298S+0.454 6S2+0.479 8C+10D+S·ΔSL·Psl

(2)

式中：Cfe—壓裂工程投資,萬元；S—壓裂段數(shù),段；C—射孔簇數(shù),簇；D—暫堵劑量,m3；ΔSL—超出砂液量,m3；Psl—砂液價格,萬元/m3。

2 壓裂工程參數(shù)與水平井產(chǎn)出關(guān)系

蘇里格致密氣水平井的產(chǎn)出主體是單井最終可采儲量(EUR)和附加產(chǎn)品(如凝析油)，其中影響EUR的因素很多，主要為地質(zhì)、工程和生產(chǎn)制度三大類。致密氣藏非均質(zhì)性強，氣層厚度、孔隙度、滲透率、含氣飽和度等地質(zhì)因素屬于客觀因素，是影響氣井EUR關(guān)鍵因素；長度、段數(shù)、改造規(guī)模等壓裂工程因素為主觀因素，能提高儲層改造體積，擴大控制儲量，改變滲流速度，從而改變地質(zhì)因素大幅提高氣井采收率，是影響EUR的主控因素；此外，合理的生產(chǎn)制度也會一定程度的影響氣井EUR。因此，針對地質(zhì)成熟的開發(fā)區(qū)塊，壓裂工程參數(shù)對EUR的影響關(guān)系到單井經(jīng)濟效益的變化，是重要的研究部分。本文通過篩選蘇里格同一區(qū)塊地質(zhì)條件相當?shù)乃骄治鰤毫压こ桃蛩嘏cEUR的關(guān)系，結(jié)果表明：①水平段長度增加，能提高EUR(見圖3)；②相同水平段長度時，增加改造段數(shù)，可以提高EUR(見圖4)；③相同水平段長度和改造段數(shù)時，改造強度的增大，也可以提高EUR(見圖5)。然而，壓裂工程參數(shù)指標的不斷增大并不代表EUR同比例增加，由圖5可看出指標越大，EUR增幅明顯變緩。

圖3 水平段長度與預(yù)測EUR關(guān)系圖

圖4 壓裂段數(shù)與預(yù)測EUR關(guān)系圖

圖5 砂凝強度與預(yù)測EUR關(guān)系圖

3 壓裂工程參數(shù)與經(jīng)濟邊界產(chǎn)量關(guān)系

為了明確壓裂工程參數(shù)、投資與經(jīng)濟邊界產(chǎn)量之間的關(guān)系，采用折現(xiàn)現(xiàn)金流量法[10]，考慮水平井建井投資、完全成本(其中完全成本包含：操作成本、各種稅金及其附加，期間費用和折舊折耗等)、最終可采儲量EUR、天然氣價格，天然氣商品率等參數(shù)，按財務(wù)基準收益率(折現(xiàn)率)計算財務(wù)凈現(xiàn)值，將壓裂工程參數(shù)投資測算模型代入凈現(xiàn)值模型后，建立了水平井壓裂工程參數(shù)、投資、產(chǎn)量和凈現(xiàn)值的綜合模型(式3)。通過該模型計算，當稅后內(nèi)部收益率6%、NPV=0時，不同水平段長度、改造段數(shù)和改造強度引起的差異化投資對應(yīng)達到最低財務(wù)盈利水平時的采氣量即經(jīng)濟邊界產(chǎn)量，并繪制了工程參數(shù)經(jīng)濟邊界產(chǎn)量圖版，見圖6、圖7。

圖6 不同水平段長度經(jīng)濟邊界產(chǎn)量圖版

圖7 不同改造段數(shù)、改造強度經(jīng)濟邊界產(chǎn)量圖版

(3)

式中：NPV—財務(wù)凈現(xiàn)值，萬元；Q—經(jīng)濟邊界產(chǎn)量，×104m3；v—天然氣商品率，%；P—天然氣銷售價格，m3/元；Cde—鉆井工程投資，萬元；Cfe—壓裂工程投資，萬元；I—地面投資，萬元；C—生產(chǎn)成本，萬元；i—財務(wù)基準收益率，%；t—評價期，一般取值為15年。

由圖6、圖7可知：①壓裂段間距相同時，所需經(jīng)濟邊界產(chǎn)量隨著水平段長度增加而增加，如：裂縫密度100 m/段，水平段增長1 000 m時，投資增加約948萬元，產(chǎn)量需增加約1 289×104m3，才能收回投資；②水平段長度相同時，改造段數(shù)增加所需邊界產(chǎn)量增加幅度更大，如：水平段1 500 m時，裂縫密度從100 m/段減小到50 m/段時，產(chǎn)量需增加約600×104m3，才可收回投資；③水平段長度和改造段數(shù)相同時，所需邊界產(chǎn)量隨著改造強度增大而增加，如：當水平段為1 500 m、裂縫密度100 m/段的水平井，當加砂強度增加0.5 t/m，產(chǎn)量需增加約260×104m3，才能收回投資。因此，超長水平段水平井、細分切割分段壓裂、體積壓裂等工藝技術(shù)增加投資的同時，需要更高的經(jīng)濟邊界產(chǎn)量才能收回投資成本。

4 壓裂工程參數(shù)經(jīng)濟性及敏感性研究

篩選蘇里格致密氣生產(chǎn)2年以上的200余口水平井，整理每口單井投資，依據(jù)生產(chǎn)實際、地層壓力、儲層條件等數(shù)據(jù)擬合預(yù)測水平井EUR，采集現(xiàn)場實際生產(chǎn)成本，測算收益率6%時的單井凈現(xiàn)值。將不同范圍區(qū)間的壓裂工程參數(shù)[11- 12]與關(guān)鍵經(jīng)濟指標做趨勢圖，分析對單井投資、凈現(xiàn)值、回收期、盈利指數(shù)[13]的影響。其中，凈現(xiàn)值評價適用于長期投資決策, 是多方案比選和參數(shù)比較的重要評價指標；投資回收期可作為方案選擇和參數(shù)排隊的次要評價指標；盈利指數(shù)(PIR=凈現(xiàn)值/投資)指標能消除投資規(guī)模差異，比較單位投資的收益。最后，以凈現(xiàn)值、盈利指數(shù)最大和投資回收期最短為原則，優(yōu)選經(jīng)濟效益最佳的壓裂工程參數(shù)，并開展參數(shù)經(jīng)濟敏感性分析，為下一步工程參數(shù)優(yōu)化提供投資決策支持。

4.1 水平段長度

由圖8所示,單井投資隨著水平段長度增大而增大；水平段長度小于2 200 m時凈現(xiàn)值增幅明顯,超過2 200 m時 ,凈現(xiàn)值增幅變緩；水平段長度小于1 800 m投資回收期逐漸減小，1 800 m以上投資回收期變化幅度很小，平均回收期約2年；水平段長度大于2 000 m時盈利指數(shù)PIR變化幅度很小。綜上述，推薦致密氣水平井經(jīng)濟效益較優(yōu)的水平段長度在1 800～2 200 m之間。

圖8 不同水平段長度和投資、經(jīng)濟指標趨勢圖

4.2 壓裂段數(shù)

由圖9所示,針對水平段長度1 500 m的水平井進行不同壓裂段數(shù)的經(jīng)濟性評價，投資隨著壓裂段數(shù)增大而逐漸增大；12段時(段間距約120 m)凈現(xiàn)值、投資回收期和盈利指數(shù)最優(yōu)。同時發(fā)現(xiàn)，當水平段長度一定，只增加壓裂段數(shù)，采氣速度明顯提高，回收期縮短，然而控制儲量不變，EUR增加有限，因此盈利指數(shù)和凈現(xiàn)值變化幅度不大。綜上述，推薦致密氣水平井段間距約為120 m/段時經(jīng)濟效益較優(yōu)的壓裂段數(shù)。

圖9 不同壓裂段數(shù)和投資、經(jīng)濟參數(shù)回歸分析圖

4.3 砂液強度

由圖10所示，針對水平段長度1 500 m、壓裂10段的水平井進行不同壓裂規(guī)模的經(jīng)濟性評價，單井投資隨著砂液強度增大而增大；砂液強度為4.5 t/m2·m3時(加砂強度0.8～1.0 t/m、進液強度4～5 m3/m)，投資、凈現(xiàn)值和盈利指數(shù)經(jīng)濟指標最優(yōu)。然而，提高砂液強度雖然可以增加裂縫長度和縫網(wǎng)復(fù)雜程度，提高儲層接觸面積和滲流速度，增大砂液強度一定程度上可以提高單井最終產(chǎn)能，但巨大的壓裂液對致密砂巖氣藏造成儲層傷害和水鎖影響，嚴重制約了氣藏采收率的提高，限制單井經(jīng)濟效益增加。因此，推薦致密砂巖氣藏水平井加砂強度0.8～1.0 t/m、進液強度4～5 m3/m時經(jīng)濟效益較優(yōu)的砂液強度。

圖10 不同砂液強度和投資、經(jīng)濟參數(shù)回歸分析圖

4.4 經(jīng)濟敏感性分析

對于氣價、產(chǎn)量和投資進行經(jīng)濟敏感性分析[14- 15]，其中投資高低與壓裂工程參數(shù)大小緊密相關(guān)，因此通過分析可以明確每個參數(shù)對單井經(jīng)濟效益的影響程度。將工程參數(shù)以基準值變化幅度50%時影響的投資和產(chǎn)出測算經(jīng)濟指標的敏感系數(shù),見圖11。由圖11分析結(jié)果表明：除氣價和產(chǎn)量對效益影響較大外，工程參數(shù)中壓裂段數(shù)影響最大，水平段長度和砂液強度排在第二和第三。因此，為使致密氣水平井效益最大化，需進一步優(yōu)化壓裂段數(shù)和水平段長度。

圖11 不同技術(shù)參數(shù)經(jīng)濟敏感性

5 結(jié)論與建議

(1)本文通過分析蘇里格致密氣水平井投資構(gòu)成，以水平段長度、壓裂段數(shù)和砂液量等壓裂工程參數(shù)，回歸建立了水平井壓裂工程參數(shù)投資測算模型，該模型亦能準確測算超長水平井、細分切割壓裂、體積壓裂等新壓裂技術(shù)井投資，與實際結(jié)算費用回歸擬合精度較高。

(2)影響水平井產(chǎn)出EUR的因素主要為地質(zhì)、工程和生產(chǎn)制度三大類。其中壓裂工程參數(shù)改變地質(zhì)儲層條件大幅提高氣井采收率，是影響EUR的主控因素，并通過單因素分析明確了這些工程參數(shù)對EUR不同程度的增產(chǎn)作用和趨勢關(guān)系。

(3)建立了對投資影響較大的水平段長度、壓裂段數(shù)、壓裂規(guī)模三個壓裂工程參數(shù)與經(jīng)濟邊界產(chǎn)量的模型，繪制壓裂工程參數(shù)經(jīng)濟邊界產(chǎn)量圖版，明確壓裂工程參數(shù)、投資與邊界產(chǎn)量之間的關(guān)系。

(4)測算蘇里格致密氣生產(chǎn)滿年以上的200余口水平井單井效益，分析水平段長度、段數(shù)、改造強度等壓裂工程參數(shù)與投資、凈現(xiàn)值、回收期、盈利指數(shù)的關(guān)系，以凈現(xiàn)值、盈利指數(shù)最大和投資回收期最短為原則 , 同時參考經(jīng)濟敏感性分析結(jié)果壓裂段數(shù)>水平段長度>砂液強度，優(yōu)化蘇里格致密氣水平井經(jīng)濟效益最優(yōu)的壓裂工程參數(shù)(建議水平段長度1 800～2 200 m，壓裂段數(shù)以段間距約為120 m/段時較優(yōu)，砂液強度參考加砂強度0.8～1.0 t/m、進液強度4～5 m3/m)，為下一步致密氣效益開發(fā)提供技術(shù)經(jīng)濟一體化決策支持。