吴昊镪，彭小龙，朱苏阳，唐杰鸿，王超文，邓鹏

（西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都610500）

近年我国油气资源对外依存度已经突破70%，目前油气市场需求情况需要大力开发国内油气以保障国家能源战略安全。全球的非常规油气勘探开发已进入活跃期，页岩气、致密油、致密气产量快速增长。我国页岩油储量资源丰富，截至2020年，中国目前已探明中低成熟度页岩油原位转化技术可采资源储量为（700～900）×108t；中等油价（60～65美元/桶）下的经济可采储量为（150～200）×108t；中高成熟度页岩油地质资源储量约为100×108t，位居世界第三，具有较好的接替潜力[1-2]。

页岩油等非常规能源的开发具有投资规模大、投资回收期长等特点，成本是常规油气勘探开发成本的数倍甚至数十倍，且投资风险巨大。因此，页岩油的经济开发方式研究至关重要。2016年，SAINI等[3]通过当时的油价计算投资回收率，认为即使在低油价情况下，直井蒸汽辅助重力驱对于稠油油藏开发仍然是一个经济型的开发方式。2017年，LIU等[4]针对中国辽河油田煤基合成天然气（SNG）的开发，利用盈亏平衡分析方法得到相应的盈亏平衡原油价格为62美元/桶，因此在当时的油价下，开发煤基合成天然气可能导致严重的经济风险。2020年，HUANG等[5]从净现值和投资回收期两个方面分析计算了页岩油开发中等油价下的采用热蒸汽驱的开发方式的投资回报率问题。2020年，SONG等[6]通过室内试验分析了基于CO2吞吐的致密油提高采收率方法，但从经济角度，二氧化碳的气源需要获得发电厂、炼油厂或CO2储气库等的稳定支持，否则CO2吞吐的经济性难以保障。

目前的研究均针对某一种非常规油气的开发方式从当时油价情况来评价开发方式的合理性和经济性，并没有从油价预测以及油价波动的角度出发，在不同的开发阶段以及不同油价条件下选择相应的开发方式。因此，本文基于油藏开发经营一体化思想，对页岩油藏在不同油价、不同开发阶段的开发方式进行了经济优选，设计不同的提高采收率方式组合进行指标预测，优选不同油价、不同开发阶段的开发方式。

1 沧东凹陷孔二段页岩油开发难点

研究区块位于大港油田渤海湾盆地沧东凹陷孔店组二段地区背斜构造KN9井高部位[7]，如图1所示，主要目的层为E21，E22和E23油组，岩性以细粒沉积物为主，埋藏深度为3 700～4 200 m，属于中—高等埋深储层。该区块海拔高度为20～35 m，平均海拔为21.5 m，大陆性季风气候，年平均温度为11℃，最高温度为35℃，最低温度为-19.5℃，年平均降水量为550～600 mm。其边界为构造带，区块内目前完钻W1—W8采油井8口，其中W1—W6为直井，W7和W8为水平井。

目的层E2段整体均较致密，孔隙度多分布在5%以下，非裂缝发育区渗透率一般小于1×10-3μm2，且岩石脆性指数大，脆性指数平均为72.4。油藏类型为岩性油藏、构造岩性油藏与页岩油叠置连片分布[8-10]，属于中型、高丰度、高埋深油藏，且多层系发育，原油中等黏度，高含蜡含胶，构造缝发育。工区页岩油藏性质统计如表1所示。

根据目标油藏的性质评价，可以总结开发难点：1）埋深较深，开发风险较高且方案容错率较低；2）油藏压力正常，体积压裂衰竭式开发压力下降较快，后期需要有效补充能量；3）储层的致密程度决定了水平井体积压裂的开采方式，前期和后期投入都十分巨大，如何在油藏的开发中期（稳产）、后期（递减）选择开发方式使得在不同的国际油价下降本增效，需要进行页岩油藏开发经营一体化的经济决策研究。

2 页岩油藏开发经营一体化的经济决策研究

2.1 经济决策流程

本文提出了采用油藏开发经营一体化的决策方法，对目标工区页岩油藏在不同的国际油价下进行开发方式的选择。首先，根据目标油藏的地质模型，依照《致密油评价方法：GB/T 34906—2017》[11]，选择纵向和平面上的地质优质“甜点”区，建立开发机理模型，根据此机理模型运用油藏工程方法和数值模拟法进行水平井—直井联采模式的注CO2，CH4和N2驱替，以及CO2吞吐的开发方式参数设计。其次将不同的提高采收率方式进行组合设计，形成7套完整的整体开发方案，通过数值模拟进行指标预测。然后依据未来二十年的国际油价预测，运用经济评价方法和公式计算累计净现值与收益率，从中选择出不同区间的国际油价下的最优开发方案，据此形成一套完整的页岩油藏开发前中后期的组合整体方法，最后对此方案进行经济评价并与其他单一方案进行对比，评价该方案的优劣性。图2为页岩油藏开发经营一体化的经济决策流程图。

2.2 数值模拟方案设计

该页岩油藏天然能量不足，水平井多段压裂后衰竭式开发效果不理想，采收率不足10%，需要进行能量补充。大规模体积压裂改造后，地层较深，注水条件困难，传统水驱开发方式容易水窜。气体在储层中流动的阻力比水在储层中流动的阻力小得多，因此有注入压力低、更易于与原油接触且不会造成储层敏感性问题等特点，是一种较为合理的提高采收率措施[12]。

本文首先建立页岩油藏的机理模型，通过数值模拟和油藏工程法进行不同注气介质、不同注气开发方式的注气参数设计，设计了CO2，CH4，N2的注气驱替以及CO2吞吐的注气参数和矿场数值模拟方案流程（图3）。

图3 数值模拟方案流程Fig.3 Flow chart of numerical simulation scheme

首先，通过KN9井工区的地质模型识别地质开发区，选择1块“甜点”区域建立页岩油藏机理模型，在机理模型中首先依据单井的裂缝特征及展布规律在Petrel软件中建立双孔介质模型来表征地层中的裂缝展布特征（图4a），该区块要包括构造缝、层理缝、差异压实缝及异常高压缝等4类裂缝，其中以构造缝为主，不同地层组合模式均有分布。其次，基于t-Navigator软件的嵌入式离散裂缝技术，通过设置不同的压裂缝半长、导流能力以及导流衰减参数模拟水平井水平段分段体积压裂的主裂缝和次级裂缝[13]。然后针对不同的注气开发方式进行注气参数的设计，其中注气驱替的参数设计中，分别对CO2，CH4和N2设计了注气量、注气周期和注气部位；注气吞吐的参数设计中，重点设计了CO2吞吐的焖井时间、吞吐轮次、周期注气量和注气压力，最后进行不同的提高采收率方式对比。

其次，将4种提高采收率方式进行组合，设计了7种组合开发方式的整体方案，分为3种开发模式，在优选的纵向地质“甜点”区块E1，E3和E5层位进行水平井布井或直井加密注气（图4b），通过整体数值模拟进行方案指标预测，将此作为经济评价的依据和基础。

图4 机理模型与整体模型设计Fig.4 Designs of mechanism model and overall model

其中，组合式开发方案设计如表2所示，纵向上3层开发层系按照“甜点”区块依次布井，水平井方位与最大水平主应力方位垂直。通过油藏工程法和数值模拟法设计了合理的配产方式、开发速度和标定采收率。

表2 组合式开发方案设计Table 2 Designs of combined development scheme

2.3 页岩油藏经济评价方法

本文按照国家计委颁布的经济评价方法与参数的要求，根据国家现行财税制度和价格体系，结合油田开发的实际情况，对方案的投资成本及盈利进行估算。对油藏工程设计的技术上可行的开发方案进行评价,考察了不同方案的盈利能力、清偿能力等财务状况，据以判别方案的财务可行性。

财务净现值（FNPV），又称累计净现值，是反映项目在计算期内获利能力的动态评价指标。一个项目的财务净现值是指项目按基准收益率或设定的折现率，将各年的净现金流量折现到建设起点的现值之和，其表达式可表示为：

式中：FNPV为财务净现值，亿元；CI为现金流入量，亿元；CO为现金流出量，亿元；n为计算期，a；ic为基准收益率或设定的收益率，%。

财务内部收益率（FIRR）是指能使项目评价期内净现金流量现值累计等于0时的折现率。该指标越大越好，一般情况下，内部收益率大于等于最低可接受收益率时，说明投资获利水平达到要求，表明项目是可行的。FIRR作为折现率满足式：

式中：FIRR为财务内部收益率，%。

投资回收期（Pt）是指以项目的净收益回收项目投资所需的时间，一般以a为单位。投资回收期越短，表明项目投资回收越快，抗风险能力越强。项目投资回收期（Pt）计算公式如下：

财务净现值可通过现金流量表中的净现金流量求得。净现值大于0时，表明项目获利能力达到基准收益率或设定折现率水平，基准收益率取12%[14-15]。

由于该页岩油油藏地质工程方面的特殊性，结合开发形势与开发难点，经济评价部分着重考虑了4项成本因素：1）高埋深储层的高费用压裂投资成本；2）工作液、返排液与采出液的环保处理成本；3）水平井水平段采油过程中防蜡防胶的费用成本；4）不同的注气介质成本以及压缩机的成本。具体成本因素和金额如表3所示。

表3 页岩油藏开发特别考虑的成本因素Table 3 Cost factors specially considered in shale reservoir development

首先对未来二十年的国际油价进行预测，其次采用经济评价公式计算7种整体开发方案在不同国际油价区间的累计净现值与投资回收期，由此优选出不同国际油价区间的最优开发方案，最后按照生产的前中后期设计出一套完整的开发方案，将此方案与其他单一方案进行对比，评价其优劣性。

3 结果与讨论

3.1 机理模型模拟结果

通过截取地质模型中的“甜点”区块作为机理模型试验区，针对不同的注气提高采收率方式进行数值模拟分析，以周期注气法、控制注气速度和注气部位来对比CO2，CH4和N2的原油采收率。机理模型采用数值模拟当中双重介质类型之一双孔双渗模型[16-18]，网格数量为50×50×25，网格尺寸为30 m×30 m（图5）。水平井水平段长度为1 350 m，压裂部位通过嵌入式离散裂缝技术以模拟水平井体积压裂。基质渗透率平均为0.125×10-3μm2，裂缝渗透率平均为1.25×10-3μm2，有6口直井，注气部位为低部位。

图5 沧东凹陷孔二段页岩油“甜点”机理模型Fig.5 Mechanism model of shale oil“sweet spot”in Kong-2 Member in Cangdong depression

根据现场实际的压裂效果来看，以W7井为例，在优质区块井段4 345～5 278 m，共压裂7段，压裂总液量为24 089.28 m3，总砂量为1 087.83 m3，日产液98.0 m3，日产油27.8 m3。根据数模中针对W7井进行的压裂缝参数设置，发现裂缝高度对产油效果影响较大，但现场达不到数模中所设置的缝高，对此缝长进行优化设计，设计每段缝长大约为100 m，达到了现场的压裂效果。所以在后期开发设计里，水平井每段的压裂缝长均设置为100 m。

首先控制3种气体介质的累计注气量相同，均为0.4 PV，根据调研页岩油的CO2注气时机[12,19-20]，当大于70%原始压力时补充能量，换油率较高，但增油量较低；当小于70%原始压力时补充能量，增油量增加幅度减小，换油率大幅度下降，因此选择地层压力为原始地层压力的70%时注气，水平井生产的时间相同，为20 a。

根据模拟结果可知，相同的注入体积，水平井的见气时间早，CO2的气驱前缘的推进速度要远大于CH4和N2，且注CO2驱油的采收率最大。CH4与N2相比，在低渗透油藏中，CH4的注气提高采收率效果要大于N2，这是因为在低渗储层中，岩石连通孔隙小，CH4完全溶于原油中，为混相驱，降低了油气的界面张力，减少了气驱过程中的阻力。另外一种开发方式为CO2吞吐采油，在这种开发方式下CO2能够提高原油采收率是因为注入气体与地层中的流体相互接触，导致原油膨胀、原油黏度下降、地层压力上升，从而使储层中的页岩油更易在地层中流动至生产井中被采出（图6）。

对比4种注气开发方式的机理模型采收率（图7）可知，在相同的注入体积下，CO2驱替的注气采收率为30.17%，其他3种开发方式采收率分别为CH4驱替27.6%，N2驱替26.9%，CO2吞吐26.1%。然而，不同开发方式的注气成本各异，因此，需要在矿场模型中进一步耦合经济因素来判断哪种开发方式是最合适的。

图7 不同的注气开发方式的采出程度对比Fig.7 Comparison of recovery degree of different gas injection development methods

3.2 目标油藏采收率对比

通过机理模型的注气方案参数设计，将其应用于整体模型的数值模拟研究，设计了单一的衰竭式开发（方案1）、衰竭式+CO2驱替（方案2）、衰竭式+CH4驱替（方案3）、衰竭式+N2驱替（方案4）、衰竭式+CO2吞吐（方案5）、衰竭式+CO2吞吐+CO2驱替（方案6）和衰竭式+CO2吞吐+CH4驱替（方案7）等7种整体开发方案，注气的总体积量控制为0.4 PV，生产年限为20 a，以下是每种方案的采收率对比，其中衰竭式+CO2驱替方案的采收率最高，达到了22.90%（图8）。

图8 整体方案的采收率对比Fig.8 Recovery comparison of the overall plans

但是，采收率高的方案不一定是经济最优的方案，因此，本研究基于油藏开发经营一体化思想，通过页岩油藏的经济评价方法进一步判断每种开发方案的经济可行性。

3.3 考虑不同油价的经济决策

目前国际形势变化较大，导致了油价波动较大，如何根据不同的国际油价选择在不同时间段经济最优的方案是一个难点。因此本文首先基于Lasso和Xgboost组合预测方法[21]，预测了未来二十年的原油价格走向，此预测方法在油价预测中精度更高、泛化能力更强，可以更好地反映油价和各主要影响因素之间的非线性关系。利用该方法从原油供给、原油需求、原油库存和金融因素4个维度共选取了美国原油生产成本、WTI原油期货价格、中国原油产量等10个主要影响因素，按照影响因素的重要性系数预测了未来二十年的原油价格趋势（图9a）。其次，利用第2章中的财务净现值计算方法计算了在不同的国际油价下，每种开发方案的第20年末的累计净现值（图9b）。

图9 油价预测与累计净现值计算Fig.9 Oil price forecast and cumulative net present value calculation

可以根据图9b得到在不同的国际油价情况下累计净现值最高的方案选择（图10）。该图表示了在孔二段KN9井区开发的未来二十年中，油田可以根据不同油价现状决定目前的开发方式。油价低迷时（小于20美元/桶），建议采取衰竭式开发能使得油田的损失降到最低；油价在20～40美元/桶和大于60美元/桶时，建议采取衰竭式+CO2吞吐+CO2驱替的开发方式；油价位于40～60美元/桶时建议采取衰竭式+CO2吞吐的开发方式，以此能达到油田的经济效益最大化。

图10 不同油价区间的最优开采策略Fig.10 Optimal exploitation strategy in different oil price range

3.4 结果讨论

根据前面的计算结果，依照国际油价的变化趋势，以第10年为界限，将开发过程分为两个部分，前10 a以衰竭式+CO2吞吐方案为主，后10 a加大力度，部署直井加密，进行注CO2驱替的开采措施，能使得开采效益最大化。对比7种方案的净现值（NPV）变化，根据每个时间段的油价变化，可以认为衰竭式+CO2吞吐+CO2/CH4驱替的组合方案与单一化的衰竭式+CO2吞吐的方案净现值后期最高，且相差较小（图11a）。虽然，方案2衰竭式+CO2驱替的开发方式得到的最终采收率高，但并不是经济效益最好的方案，相反，组合式的开发方案衰竭式+CO2吞吐+CO2/CH4驱替的经济效益更好（图11b）。因此，在油价变动的情况下，组合式的开发方案选择更有利于提升油田的经济效益。

图11 方案数值模拟结果与经济效益对比Fig.11 Simulation results and comparison of economic benefits of different schemes over time

4 结论

1）根据数值模拟结果以及经济评价方法的计算得到，采收率最高的方案并不一定是经济最优方案。非常规油气的开发方式需要考虑油价的变化情况来考虑经济与盈亏平衡，以评价开发方式的合理性，可以通过数值模拟方法，联系油价的变动预测，选择不同阶段、不同油价的最佳开发方式。

2）对于页岩油藏的开发经济决策，本文基于数值模拟的方法以及油藏开发经营一体化思想，设计了不同的提高采收率方式组合进行指标预测，再运用油藏开发经营一体化的方法，优选了不同油价下、不同开发阶段的开发方式，其中组合式的开发方案衰竭式+CO2吞吐+CO2/CH4驱替可以让油田在运营过程中前期效益损失降到最低并使开发中后期的经济效益最大化。

3）针对本文的目标油藏孔二段页岩油KN9井区，通过经济决策，给出了在预测国际油价的基础下，最佳的整体开发方案为衰竭式+CO2吞吐+CO2/CH4驱替，该方案是否切实可行，还得根据现场的实际情况来决定，比如注气是否能注入，CO2/CH4气源等工程因素。