李红昌，王凯宏，罗钰涵，刘登科，刘延宗

(中国石化江苏油田分公司勘探开发研究院,江苏 扬州 225009)

油田开发经济技术界限模型探讨

李红昌，王凯宏，罗钰涵，刘登科，刘延宗

(中国石化江苏油田分公司勘探开发研究院,江苏 扬州 225009)

油藏生产经营过程中存在5个比较关键的决策点，影响这5个决策的关键因素是不同的经济技术界限，分别是新井初始界限日产油量、油藏最低界限采油速度、油藏最大界限井网密度、油井或油藏关停界限日产油量等。研究推导了上述经济技术界限的理论模型，并测算了JS油田3个典型区块的不同经济技术界限，通过与典型区块开发方案预测指标的比较，为不同开发阶段油藏生产经营决策提供了重要的依据。研究成果已广泛应用于某油田的实际生产，取得了很好的效果。

油田开发 经济技术界限 模型 油井 油藏

众所周知，油藏从投入开发到关停报废的整个生产经营过程中有几个比较关键的决策点。决策点一：部署的每口开发井经济上是否可行，能否钻探？决策依据是新井预测初始日产油量能否达到新井初始界限日产油量；决策点二：油藏整体投入开发的最低产能是多少，即建多大产能才能保证油藏整体开发不亏损，决策依据是油藏采油速度必须大于等于油藏最低界限采油速度；决策点三：油藏整体开发的最佳经济效益是多少，即井网加密到何种程度时油藏经营经济效益最佳，决策依据是井网加密到油藏最大界限井网密度；决策点四：开发井什么条件下关停，决策依据是油井日产油量等于油井关停界限日产油量或者是油井综合含水达到油井最高界限经济含水；决策点五：油藏整体关停的条件是什么，决策依据是油藏日产油量等于油藏关停界限日产油量或者是油藏综合含水达到油藏最高界限经济含水。总之，解决油藏生产经营过程中各个决策点的关键是不同的经济技术界限。

1 油田开发经济技术界限模型研究

1.1新井初始日产油界限模型

研究新井初始日产油界限的理论依据是盈亏平衡分析理论[1]。应用盈亏平衡分析理论，通过新井固定费用、变动费用、原油产销量以及税金、利润(或净现金流量)的综合分析，确定新井初始日盈亏平衡点产油量，即新井初始日产油界限。

图1中的各条曲线反映了新井投入产出要素间的相互关系，其中Qe为新井初始界限日产油量，即新井初始日产油量达到Qe时，该井的原油销售收入扣除变动费用以及销售税金及附加后正好能抵消新井固定费用(包括投资以及生产成本中固定部分)，新井的利润(或财务净现值)为0。利润模型表示为式1，净现值模型表示为式2。

攻关项目：江苏油田分公司(JS12041)

年利润=年销售收入-年固定费用-年变动费用-年销售税金及费加=0

(1)

图1 新井盈亏平衡分析

(2)

式中：ic为折现率，%；n为评价期，a；t为现金流计算年，a。

由于原油生产自然递减的特殊规律，利润盈亏平衡分析法计算的新井盈亏平衡点产油量每年都不一样，这对油田企业的生产经营没有指导意义，因此，笔者认为油田企业不宜采用利润盈亏平衡分析法。而财务净现值盈亏平衡分析法则不同，该方法不但考虑了资金的时间价值，而且通盘考虑了新井整个评价期的经济效益，计算的盈亏平衡点产油量也是唯一的，对油田企业的生产经营具有很好的指导意义，因此，笔者建议油田企业的效益分析宜采用财务净现值盈亏平衡分析法。

(1)销售收入计算模型

年销售收入=新井初始日产油量×年生产时率×年自然递减率×原油商品率×原油价格(不含税)

(3)

式中：Rs为销售收入，104￥；qo为新井初始日产油量，t/d；γ为年生产时率，d；Cr为原油商品率，%；Po为原油价格(不含税)，￥/t；N1为建设期(或上产期)，a；N2为稳产期，a；N3为经济递减期(年净现金流大于等于0的递减开采期，下同)，a；i0表示折现率，%；so为产油量上升率，%；Do为自然递减率，%；t为现金流计算年，a。

(2)开发投资计算模型

开发投资=开发井投资+地面工程投资

开发井投资=(205.59×e平均井深×0.000 4)×

(1+水油井数比)

地面工程投资=开发井投资×投资扩大系数 或 =单井地面工程投资×(1+水油井数比)

采油工程投资分别列入开发井投资和地面工程投资，不单列。

(4)

式中：Id为单井开发投资，104￥；H为单井平均井深，m；kwo为水油井数比，f；Ce为地面投资扩大系数，f；Ig为单井地面工程投资，104￥；其他参数意义同上。

通过某油田近两年开发井投资与钻井进尺相互关系的分析，发现开发井投资与井深呈很好的指数关系(图2)，相关系数0.8686，且显著性检验显示两者是非常显著关系。

(3)操作成本计算模型

操作成本=原油产量×

成本修正系数

图2 开发井投资与井深关系模型 图3 含水率与吨液操作成本关系模型

(5)

式中：C0为操作成本，104￥；Cw为综合含水，%；kc为成本修正系数，f；其他参数意义同上。

通过JS油田油井操作成本与油井含水率相互关系的分析，发现油井吨液操作成本与综合含水呈比较好的对数关系(图3)，相关系数0.8749，且显著性检验显示两者是非常显著关系。

吨液操作成本=-479.1ln(综合含水)+2 307.4

(6)

(4)销售税金与附加计算模型

油田企业的销售税金与附加主要包括资源税、城建税、教育费附加以及特别收益金等，各税费均有规定的算法。综合税费模型为：

(7)

式中：Ts为销售税金及附加(含特别收益金)，104￥；tzzs为增值税占销售收入的比，%；tcjs为城建税率，%；tjyf为教育费及附加率，%；tzys为资源税率，%；Pi为特别收益金起征点油价，￥/t；ttbsyj为特别收益金征收比率，%；d为特别收益金速算扣除数，f；其他参数意义同上。

将式3、式4、式5、式7代入式2得新井初始界限日产油量模型(式8)。

(8)

由式8可知，新井初始界限日产油量除了与油价、投资、成本、税收等财经参数有关外，还与上产期、稳产期、递减期的长短以及产量上升率、递减率等参数有关。

1.2井网密度界限模型

井网密度是油气开发的一项重要参数，是油藏开发中后期的一项控制指标，井网越密，油气采收率越高，但油气开发的总投资及开采费用也将大大增加。因此，有必要研究采收率与投资费用的关系，找准两者的最佳结合点，即经济界限井网密度。

经济界限井网密度是指在一定的开发技术经济政策条件下，达到储量损失最少、开发速度合理、稳产时间较长、经济效益最佳的井网密度。即达到经济界限井网密度时所钻的最后一口加密井所增加的产出正好等于该井的全部投入。

文献资料显示[2-8]，有许多专家学者把经济界限井网密度定义为：油藏开发期内的总投入等于总产出时的井网密度,把本文定义的经济界限井网密度描述为经济合理井网密度。笔者认为这样的定义是欠缺的，众所周知，一般情况下，已知油藏前期新井的边际经济效益是最好的，随着井网的不断加密，新井的边际经济效益会逐渐减弱，即新井的边际经济效益是递减的。当新井的边际经济效益接近于0时，油藏经济效益达到最佳，再增加新井带来的边际经济效益必将小于0，此时，油藏经济效益开始减少，随着井网的继续加密，油藏的经济效益将继续减少，直至为0，这就是许多专家学者所说的总投入等于总产出。从这个过程不难看出，总投入等于总产出时的井网密度是一个不合理的井网密度，因此，不可能是经济界限井网密度。笔者认为，经济界限井网密度与经济合理井网密度是两个截然不同的概念，经济界限井网密度在一定技术经济条件下是一个定值，是指能使油藏开发获得最佳经济效益的井网密度，而经济合理井网密度是一个范围，是指能使油藏开发获得经济效益的井网密度。研究和描述经济界限井网密度的方法很多，目前国内比较成熟的方法是单位面积可采储量界限法。

对谢尔卡乔夫公式中的井网密度(f)求导得：

∂Er/∂f=Ede-a/fa/f2

(9)

式9的含义是不同井网密度下单井采收率的边际增值。

将式9两端同乘储量丰度Na,并令dNr=∂Er/∂f×Na，可得不同井网密度下单井可采储量增值公式：即：

dNr=NaEde-a/fa/f2

(10)

经济界限井网密度(fmax)模型如下：

(11)

由式11可知，经济界限井网密度除了与油价、投资、成本、税收等财经参数有关外，还与上产期、稳产期、递减期的长短以及产量上升率、递减率、储量规模、驱油效率、井网指数等参数有关。

1.3关停日产油量界限模型

对油井和油藏而言，存在着三个界限产油量：①经营亏损点界限产油量；②生产亏损点界限产油量；③关停界限产油量。经营亏损点界限产油量是指油井和油藏的销售收入扣除应纳税赋，并抵消相应生产成本后，刚好还能分担相应期间费用(管理费用、财务费用、销售费用)时的界限产油量；生产亏损点界限产油量是指油井和油藏的销售收入扣除应纳税赋后，只能抵消相应生产成本(包括因投资而产生的折旧和摊销以及进攻性措施费用)，不能分担相应期间费用时的界限产油量；关停界限产油量是指油井和油藏的总销售收入扣除应纳税赋后不能抵消因开井而必然要消耗的直接成本时的界限产油量。研究认为，当油井和油藏的产油量小于生产亏损点界限产油量时还不能马上关停。因为对于一口油井和一个油藏而言，投资是已经发生的，如果在折旧和摊销没有提足的情况下关停，那么剩下的固定资产净值将无法收回，这对企业形成损失；另外，进攻性措施费用也不是生产后期必须要发生的费用；还有职工工资与福利等费用也是必然要发生的，不因油井或油藏的关停而减少和不发生，如果关停，那么这部分人工费用必将转嫁到别的油井和油藏，增加其他井和油藏的负担。因此，从企业整体效益以及社会效益等角度考虑，只要油井和油藏的销售收入扣除应纳税赋后还能抵消因开井而必然要消耗的直接成本，就不能关停。

由上述关停产量的定义可得下列关系式：关停点销售收入-关停点销售收入及附加=关停点成本。

关停点成本是指为维持油井和油藏正常生产所必需的最低运行费用，包括油气提升费、驱油物注入费、油气处理费、输油输气费、油区维护费以及简单维护性井下作业费等，但不包括上述费用中的折旧和折耗。其中与油井数有关的固定费用有油气提升费、油区维护费以及简单维护性井下作业费等；与产液量有关的变动费用有油气处理费、驱油物注入费、输油输气费等。

(12)

qoe=Qo/(0.036 5γ);qle=Ql/(0.036 5γ)

式中：Qo为年产油量，t/a；Ql为年产液量；t/a；qoe为关停日产油量，t/d；qle为关停日产液量，t/d；ts为单位销售税金及附加(含特别收益金)，￥/t；Cts为油气提升费，104￥/井·a；Cwh为油区维护费，104￥/井·a；Czy为简单维护性井下作业费，104￥/井·a；Ccl为吨液油气处理费，￥/t；Czr为吨液驱油物注入费，￥/t；Csy为吨液输油输气费，￥/t。

从上式可以看出，油井和油藏关停界限产油量是油井和油藏产液量的线性函数，它与油井最低运行费用成正比关系，与原油价格成反比关系。当油井和油藏最低运行费用上升、原油价格下降或油井和油藏产液量增加时，油井和油藏的关停产量上升，反之，油井和油藏的关停界限产油量下降。

将式12转换后可得油井和油藏的关停界限含水模型(式14)。

(13)

式中：fwe表示油井和油藏关停界限含水，%。

2 油田开发经济技术界限实例分析

2.1新井初始界限日产油量实例分析

JS油田H26区块特低渗透油藏常规井井深3 500 m；目前该区块平均吨油操作成本789￥，综合含水60%。根据该区块致密油储量开发规律统计，开发第一年递减较快，前6个月平均年递减率35%，后6个月平均年递减率20%，第二年起递减变缓，大约为14%。根据以上参数计算H26区块不同油价下新井初始界限日产油量如表1。

表1 H26区块不同油价条件下新井初始界限日产油量

2.2油藏最低界限采油速度实例分析

JS油田G1区块特低渗透油藏探明未动用储量115×104t；平均单井控制测量8×104t；常规井井深1 885 m；目前该区块平均吨油操作成本为757 ￥；综合含水55%；开发1～6个月平均年递减率30%，7～12个月年递减率18%，第13个月起平均年递减率大约为12%。根据以上参数计算G1区块不同油价条件下最低界限采油速度和最低界限产能如表2。

表2 G1区块不同油价条件下最低界限采油速度与产能

2.3油藏界限井网密度实例分析

JS油田T33区块低渗透油藏水平井垂深2 230 m，水平段长度300 m；流度0.14×10-3μm2/mPa·s；储量丰度66×104t/km2，目前该区块吨油操作成本1 266 ￥、综合含水85%；开发1～12个月平均年递减率20%，13～24个月平均年递减率15%，第25个月起平均年递减率大约为10%。根据以上参数计算T33区块不同油价条件下油藏界限井网密度如表3。

表3 T33区块不同油价条件下界限网密度

3 结论与建议

(1)油藏从方案设计到决策执行再到关停报废的整个生产经营过程中，需要进行多次决策。不同的经济技术界限是做出上述决策的主要依据。目前，上述经济技术界限模型已广泛应用于某油田的实际生产，并取得了很好的决策效果。

(2)油藏或油井生产性亏损并不意味着关停。只有在油井和油藏的营业收入扣除应纳税赋后已不能抵消因开井而必然要消耗的直接成本时才考虑关停。

(3)研究经济技术界限的理论依据是盈亏平衡分析理论，但以往的以利润等于0为基础的盈亏平衡分析已不适合油田企业生产经营的需要。笔者建议采用以财务净现值等于0为基础的盈亏平衡分析。

[1] 张建涛,盈亏平衡分析技术——原理与应用[M],北京：电子工业出版社，1989:34-41.

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[3] 杨延峰.确定低渗透油藏合理井网密度和极限井网密度的新方法[J].内蒙古石油化工,2012(22):37-38.

[4] 吴琼.确定水驱油田合理井网密度的新方法[J].石油地质与工程.2012.26(6):71-74.

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(编辑 王建年)

A model of economic and technical limits for oilfield development

Li Hongchang,Wang Kaihong,Luo Yuhan,Liu Dengke,Liu Yanzong

(ExplorationandDevelopmentResearchInstituteofJiangsuOilfieldCompany,SINOPEC,Yangzhou225009,China)

In production and management of reservoir,five key decision points are affected by various economic and technical limits,which are the initial daily oil production limit of a new well ,the lowest production speed limit of a reservoir，the well density limit of a reservoir,and the daily oil production limit of an old well or a reservoir.A model of these economic and technical limits was derived.And the different economic limits for the three blocks of a certain oilfield were predicted by the model.In the comparison of predictive indexes of development schemes for a typical block,an important basis was provided for the production-management decision of reservoir in different stages.The study result was widely used in a certain oilfield,and good results were achieved.

oilfield development;economic and technological boundaries;model;oil well;reservoir

TE322

A

10.16181/j.cnki.fzyqc.2015.01.013

2014-06-06；改回日期2014-09-23。

收稿日期：李红昌(1969—)，高级经济师，现主要从事石油经济评价与储量评估工作，电话：13773508392，E-mail：lihc.jsyt@sinopec.com。