難動用油氣儲量開采經濟界限分析及開采對策

　　(本文作者：王亮國1，2 1.成都理工大學能源學院;2.中同石化西南油氣分公司勘探開發研究院)

　　摘要：難動用油氣儲量的開采經濟風險性較大，生產過程中的諸多不確定或不可預測因素都會造成對其開發虧本，因而導致大量的油氣儲量因為技術的、經濟的原因難以動用。為此，從地質、經濟、工藝技術條件等方面對難動用油氣儲量的概念進行界定，并對其進行了分類;結合實例，采用單井經濟基準平衡法分析了難動用油氣儲量開采的經濟性和經濟下限，評價了氣價與投資對難動用儲量的影響。針對其可動用性，綜合分析了其地質與儲層特征，提出了相應的技術措施與對策。該項研究對提高我國難動用油氣儲量的開采具有一定的參考意義。

　　關鍵詞：難動用;油氣儲量;經濟下限;產量;效益

　　1 難動用儲量概念與分類

　　難動用油氣儲量指的是品位低、豐度低，在目前經濟、工藝技術條件下，開發成本高、經濟效益差以及產能規模與儲量規模不匹配以至于難以開采或不具有工業開采價值的地質儲量。其顯著特點是：賦存的儲層品質差、儲量豐度低;對工藝技術要求高，其開采成本高，經濟效益差;其產能規模與儲量規模不匹配;與目前的開采工藝技術、經濟環境狀況密切相關。難動用儲量的開發是一項系統工程，首先要有市場的需求、適度的油氣價格;其次技術上需要多學科聯合協作，利用先進的工藝技術方法;同時還需要有先進的經營管理模式才能經濟有效地開采。

　　根據難動用油氣儲量概念，從儲量計算規范方面可以界定難動用儲量包含以下兩種類型：

　　1) 探明儲量含油氣面積范圍內的不具備工業開采價值的地質儲量，這部分儲量既包含待核銷儲量(經勘探開發資料證實需上報核銷的儲量)，又包含表外儲量(目前采油氣技術達不到工業化開采要求的儲量)。

　　2) 待落實儲量，即達不到石油天然氣儲量規范要求的儲量。

　　另一方面，由于儲層改造是目前低滲、致密油氣藏最有效的增產技術措施[1]。因此，從目前儲層改造工藝方面可以界定難動用儲量包括兩種類型，即“工藝儲量”和“非工藝儲量”。其中“工藝儲量”是指存在于開采條件相對較好儲層中的儲量(據關福春)，該部分儲量經過現有儲層改造技術或改進的儲層改造工藝技術改造后在一段時間內儲量能動用;“非工藝儲量”是指存在于更差儲層條件中的儲量，該類儲量在現有儲層改造技術下一般不能獲得工業產能，需要對儲層改造工藝技術進一步攻關、創新，在較長時間內才能逐步有效地動用。從這個角度講，難動用儲量開發效果的好壞取決于工藝儲量在難動用儲量中所占的比例。

　　2 難動用儲量開采的經濟界限研究

　　2.1 難動用儲量的經濟界限

　　一個油氣藏能否投入開發生產關鍵在于市場效益的高低，這涉及不同油氣價格條件下油氣井經濟極限產量和經濟極限儲量的問題。不同的油氣藏地質條件或不同儲層品質的儲量，油氣井經濟極限產量和經濟極限儲量顯然不同。現以國內Ⅰ號氣田未動用儲量實際為基礎，用單井經濟基準平衡法，來對單井難動用儲量開采進行經濟下限分析[2]。

　　單井經濟參數采用：較低氣價0.737 7元/m3，目前氣價0.9523元/m3，預計近期上漲后氣價1.2元/m3，預測將來上浮為1.5元/m3。根據Ⅰ號氣田實際計算單井開發投資：鉆井成本743萬元，地面工程120萬元，利息26萬元，合計889萬元。

　　利用經濟評價軟件(或自編程序)對氣井邊際產量和經濟極限可采儲量進行求解，條件是內部收益率為12%或凈現值為0。當單井初期產量大于等于邊際值，且15a累積產量大于等于經濟可采儲量時，則在此類儲量區域內打井生產經濟上可行，否則要進一步提升氣價或縮減開采投資才能盈利。

　　Ⅰ號氣田J3s21氣藏氣井平均穩產期3a，老井產量遞減率13%。在目前氣價(0.9523元/m3)下儲量動用的技術界限值是：單井穩定期產量應大于等于0.63×104m3/d，單井廢棄前累計產量應大于等于2149×104m3，單井控制地質儲量應大于等于0.42×108m3。隨著氣價上升單井技術界限指標變小，當氣價由0.7377元/m3上漲到0.9523元/m3時單井技術界限指標縮減23%(表1)。

　　根據上面研究計算的Ⅰ號氣田3個不同埋深氣藏J3s21(2300m)、J3s23(2450m)、J3s31(2600m)氣價與單井邊際產量值的關系，通過歸納分析，可知隨著氣價上漲單井產量界限值呈冪指數遞減，當氣價小于1.5元/m3時單井產量界限值遞減較快;當氣價大于等于1.5元/m3時趨于平穩(見圖1)，說明氣價對難動用儲量的動用影響較大。

　　2.2 生產井經濟極限產量的確定

　　油氣井投產后，會以一定產量穩定生產一段時間，隨后產量開始出現遞減，產量持續下降直到廢棄。當油氣井產量衰竭到某一值時，其產出量儀夠維持油氣井直接操作成本，低于這個值再繼續生產，就會發生經濟虧損，這一產量就是油氣井的經濟極限產量(廢棄產量)。確定未動用油氣井的經濟極限產量采用的是盈虧平衡[3]，即：

　　經濟極限產量×油氣銷售價≥油氣井直接操作成本+稅費

　　選用Ⅰ號氣田實際生產中發生的平均成本計算經濟極限產量，氣井直接操作成本見表2。經計算，氣井的經濟極限產量(廢棄產量)為1369m3/d(表2)。根據廢棄產量和氣井的遞減率可以確定氣井的生產年限，并由此確定開發井生產評價期。

　　2.3 儲量動用界限與氣價、投資分析

　　氣價對提高難動用儲量動用率是非常明最的。以Ⅰ號氣田為例，當在目前氣價0.9523元/m3條件下，Ⅰ+Ⅱ類可動用儲量為36.50×108m3;當氣價上升為1.2元/m3時，難動用Ⅲ類儲量巾有43.23×108m3變為可動用;氣價上升為1.5元/m3時，難動用Ⅲ類儲量中又增加有38.25×108m3變為可動用。

　　儲量動用的技術界限值(邊際值)不但與油氣價敏感，而且與投資成本也密切相關。在一定的范同內適當降低生產投資費用，利于難動用儲量開發經濟效益的提高。表3為研究選用的Ⅰ號氣田儲量動用界限與生產投資變化關系表，由表3可算出投資降低20%時，儲量動用邊際值降低20%～22%。而當氣價由0.9523元/m3上浮至1.143元/m3(也上浮20%時)，儲量動用邊際值降低16%～17%，相比之下儲量動用的技術界限值與投資成本更敏感。因此，在分析難動用儲量的可動用性時是應該油氣價格和投資兩方面的經濟因素都要考慮。

　　3 難動用儲量開采的途徑

　　不同地質條件，不同油氣藏類型，其難動用儲量的開采技術對策是不同的。難動用儲量實際是開發中的技術上難動用，且經濟評價為低效益或暫無效益的儲量。在實際中，為了盤活這筆巨大的資源潛力，要通過不斷的實踐與研究，采取最合適的技術系列提高難動用儲量的動用率。在反復的生產實踐中，需要采取并制訂出如下開發技術對策。

　　3.1 有利儲層預測技術

　　精確預測有利儲層技術成為識別油氣層和弄清油氣富集區的關鍵，油公司應開展多輪次儲層描述與研究，通過深入開展影響儲層儲滲性的地質因素(沉積微相、成巖作用和構造特征)綜合研究，結合測井和地震精細解釋與橫向預測技術，建立起有效的儲層預測模式，極大地提高油氣富集帶預測水平，以有力地指導難動用儲量的勘探和開發[4]。

　　3.2 儲層改造工藝技術

　　難動用儲量主要是由于其品質較差、自然產能較低，必須經過有效的儲層改造才能獲得工業產能。大量的實踐證明，經儲層改造后，大部分油氣井可以提高產能，產量凈增幾倍甚至幾十倍，開發效益迅速提高，儲量的品位發生了質的變化，從而確保了在目前工藝技術條件下油氣藏的規模開采墨。

　　3.3 多層合采提高單井儲量控制程度

　　對于發育多套含油氣儲集體，縱向上有一定疊合度的油氣藏，可以多層合采以提高單井儲量控制程度。如美國懷俄明州Jonah氣田Lance致密砂巖儲層，單砂體一般儲層改造后產量(0.1～0.3)×104m3/d，沒有工業開采價值。該氣田把Lance儲層縱向上多套砂體分別壓開，進行合采，平均單井產量提高到4.2×104m3/d，盤活了一個低品質氣藏的資源。

　　大慶油田多套油層壓裂開采技術已經成熟;中原油田兩層合壓裂合采技術的試驗也取得成功;長慶油田正在探索多套氣層壓裂開采技術，各油氣田都針對各自的地質特點攻關解決難動用儲量的開采技術問題，并已取得了初步成效。當然，多層合采存在不同滲透率的油氣層相互干擾的問題，需要進行油氣藏工程攻關予以解決。

　　3.4 與優質儲量套采提高儲量動用程度

　　油氣田中常常是可動用儲量與難動用儲量存在于油氣田不同部位中，單獨開采可動用儲量經濟效益較好，而單獨開采難動用儲量則要賠本。若研究分析細致，布局合理，完全可以把可動用儲量與難動用儲量一起動用起來。這樣，即可使開采整體上有效益，又可大大提高資源利用率。這種做法在國內外均較普遍。

　　如Ⅰ號氣田J3s氣藏是多層砂體疊合的氣藏，上下共有4組穩定的含氣砂層組構成，即J3s21、J3s22、J3s23和J3s24。其中J3s22和J3s24儲量品位整體較優，已成為開發的主力氣層。而J3s21和J3s23儲量品位整體較差，多為難動用儲量，單獨生產沒有效益。但該4層砂體疊合程度高，開發J3s22和J3s24的氣井都能鉆遇J3s21和J3s23兩層，J3s21和J3s23儲層利用J3s22和J3s24儲層同一套井網，進行合采。這樣在有效益的情況下動用了難動用儲量，盤活了儲量資源。

　　3.5 水平井開采難采儲量

　　水平井開采技術也是提高單井產能和儲量控制程度的有效開采技術。水平井由于其泄流范隔大，在單位壓差下比直井具有更高產量，從而提高了單井產量。在美國、加拿大、俄羅斯等國都廣泛應用水平井開發低滲透油氣藏。該技術的特點是鉆井前期投入大，只有技術攻關成功后，才可大幅度提高單井產量，為難動用儲量開采闖出一條新路[6]。

　　3.6 老井挖潛技術

　　老井挖潛技術在難動用儲量氣藏開采中應用也較普遍[7]。隨著優質儲量氣藏進入開發的中后期，愈來愈多的開發區塊面臨產量接替問題，在缺乏優質儲量的條件下，老井轉層到難動用儲量氣層生產已勢在必行。

　　4 結束語

　　國內難動用油氣儲量制約著油氣產量的提高，制約著油氣資源的開發利用。開發難動用儲量，單靠油氣價格上漲不能從根本上解決開發效益低的問題，必須加大科技投入攻關的力度，解決制約難動用儲量開發的關鍵技術，提高單井產量，形成針對難動用儲量開發的有效的技術手段，以促使難動用儲量的及時動用。

　　難動用儲量開采經濟風險性較大，生產過程中存在諸多不確定或不可預測的因素都會造成難動用儲量開發虧本。對此，生產實施部門要降低投資成本，進而降低單井極限產量，提高開采效益。國家應優化難動用儲量開采投資環境或給予難動用儲量開采的優惠經濟政策，為其開發提供強有力的政策、經濟、技術支撐，為難動用儲量的開發提供可靠的保障。

　　參考文獻

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　　[7] 馬廷虎，肖富森，張明文，等.東溪氣田嘉陵江組低效氣藏地質特征與挖潛思路[J].天然氣工業，2007，27(3)：10-12.

　　(本文作者：王亮國1，2 1.成都理工大學能源學院;2.中同石化西南油氣分公司勘探開發研究院)