难动用油气储量开采经济界限分析及开采对策

　　(本文作者：王亮国1，2 1.成都理工大学能源学院;2.中同石化西南油气分公司勘探开发研究院)

　　摘要：难动用油气储量的开采经济风险性较大，生产过程中的诸多不确定或不可预测因素都会造成对其开发亏本，因而导致大量的油气储量因为技术的、经济的原因难以动用。为此，从地质、经济、工艺技术条件等方面对难动用油气储量的概念进行界定，并对其进行了分类;结合实例，采用单井经济基准平衡法分析了难动用油气储量开采的经济性和经济下限，评价了气价与投资对难动用储量的影响。针对其可动用性，综合分析了其地质与储层特征，提出了相应的技术措施与对策。该项研究对提高我国难动用油气储量的开采具有一定的参考意义。

　　关键词：难动用;油气储量;经济下限;产量;效益

　　1 难动用储量概念与分类

　　难动用油气储量指的是品位低、丰度低，在目前经济、工艺技术条件下，开发成本高、经济效益差以及产能规模与储量规模不匹配以至于难以开采或不具有工业开采价值的地质储量。其显著特点是：赋存的储层品质差、储量丰度低;对工艺技术要求高，其开采成本高，经济效益差;其产能规模与储量规模不匹配;与目前的开采工艺技术、经济环境状况密切相关。难动用储量的开发是一项系统工程，首先要有市场的需求、适度的油气价格;其次技术上需要多学科联合协作，利用先进的工艺技术方法;同时还需要有先进的经营管理模式才能经济有效地开采。

　　根据难动用油气储量概念，从储量计算规范方面可以界定难动用储量包含以下两种类型：

　　1) 探明储量含油气面积范围内的不具备工业开采价值的地质储量，这部分储量既包含待核销储量(经勘探开发资料证实需上报核销的储量)，又包含表外储量(目前采油气技术达不到工业化开采要求的储量)。

　　2) 待落实储量，即达不到石油天然气储量规范要求的储量。

　　另一方面，由于储层改造是目前低渗、致密油气藏最有效的增产技术措施[1]。因此，从目前储层改造工艺方面可以界定难动用储量包括两种类型，即“工艺储量”和“非工艺储量”。其中“工艺储量”是指存在于开采条件相对较好储层中的储量(据关福春)，该部分储量经过现有储层改造技术或改进的储层改造工艺技术改造后在一段时间内储量能动用;“非工艺储量”是指存在于更差储层条件中的储量，该类储量在现有储层改造技术下一般不能获得工业产能，需要对储层改造工艺技术进一步攻关、创新，在较长时间内才能逐步有效地动用。从这个角度讲，难动用储量开发效果的好坏取决于工艺储量在难动用储量中所占的比例。

　　2 难动用储量开采的经济界限研究

　　2.1 难动用储量的经济界限

　　一个油气藏能否投入开发生产关键在于市场效益的高低，这涉及不同油气价格条件下油气井经济极限产量和经济极限储量的问题。不同的油气藏地质条件或不同储层品质的储量，油气井经济极限产量和经济极限储量显然不同。现以国内Ⅰ号气田未动用储量实际为基础，用单井经济基准平衡法，来对单井难动用储量开采进行经济下限分析[2]。

　　单井经济参数采用：较低气价0.737 7元/m3，目前气价0.9523元/m3，预计近期上涨后气价1.2元/m3，预测将来上浮为1.5元/m3。根据Ⅰ号气田实际计算单井开发投资：钻井成本743万元，地面工程120万元，利息26万元，合计889万元。

　　利用经济评价软件(或自编程序)对气井边际产量和经济极限可采储量进行求解，条件是内部收益率为12%或净现值为0。当单井初期产量大于等于边际值，且15a累积产量大于等于经济可采储量时，则在此类储量区域内打井生产经济上可行，否则要进一步提升气价或缩减开采投资才能盈利。

　　Ⅰ号气田J3s21气藏气井平均稳产期3a，老井产量递减率13%。在目前气价(0.9523元/m3)下储量动用的技术界限值是：单井稳定期产量应大于等于0.63×104m3/d，单井废弃前累计产量应大于等于2149×104m3，单井控制地质储量应大于等于0.42×108m3。随着气价上升单井技术界限指标变小，当气价由0.7377元/m3上涨到0.9523元/m3时单井技术界限指标缩减23%(表1)。

　　根据上面研究计算的Ⅰ号气田3个不同埋深气藏J3s21(2300m)、J3s23(2450m)、J3s31(2600m)气价与单井边际产量值的关系，通过归纳分析，可知随着气价上涨单井产量界限值呈幂指数递减，当气价小于1.5元/m3时单井产量界限值递减较快;当气价大于等于1.5元/m3时趋于平稳(见图1)，说明气价对难动用储量的动用影响较大。

　　2.2 生产井经济极限产量的确定

　　油气井投产后，会以一定产量稳定生产一段时间，随后产量开始出现递减，产量持续下降直到废弃。当油气井产量衰竭到某一值时，其产出量仪够维持油气井直接操作成本，低于这个值再继续生产，就会发生经济亏损，这一产量就是油气井的经济极限产量(废弃产量)。确定未动用油气井的经济极限产量采用的是盈亏平衡[3]，即：

　　经济极限产量×油气销售价≥油气井直接操作成本+税费

　　选用Ⅰ号气田实际生产中发生的平均成本计算经济极限产量，气井直接操作成本见表2。经计算，气井的经济极限产量(废弃产量)为1369m3/d(表2)。根据废弃产量和气井的递减率可以确定气井的生产年限，并由此确定开发井生产评价期。

　　2.3 储量动用界限与气价、投资分析

　　气价对提高难动用储量动用率是非常明最的。以Ⅰ号气田为例，当在目前气价0.9523元/m3条件下，Ⅰ+Ⅱ类可动用储量为36.50×108m3;当气价上升为1.2元/m3时，难动用Ⅲ类储量巾有43.23×108m3变为可动用;气价上升为1.5元/m3时，难动用Ⅲ类储量中又增加有38.25×108m3变为可动用。

　　储量动用的技术界限值(边际值)不但与油气价敏感，而且与投资成本也密切相关。在一定的范同内适当降低生产投资费用，利于难动用储量开发经济效益的提高。表3为研究选用的Ⅰ号气田储量动用界限与生产投资变化关系表，由表3可算出投资降低20%时，储量动用边际值降低20%～22%。而当气价由0.9523元/m3上浮至1.143元/m3(也上浮20%时)，储量动用边际值降低16%～17%，相比之下储量动用的技术界限值与投资成本更敏感。因此，在分析难动用储量的可动用性时是应该油气价格和投资两方面的经济因素都要考虑。

　　3 难动用储量开采的途径

　　不同地质条件，不同油气藏类型，其难动用储量的开采技术对策是不同的。难动用储量实际是开发中的技术上难动用，且经济评价为低效益或暂无效益的储量。在实际中，为了盘活这笔巨大的资源潜力，要通过不断的实践与研究，采取最合适的技术系列提高难动用储量的动用率。在反复的生产实践中，需要采取并制订出如下开发技术对策。

　　3.1 有利储层预测技术

　　精确预测有利储层技术成为识别油气层和弄清油气富集区的关键，油公司应开展多轮次储层描述与研究，通过深入开展影响储层储渗性的地质因素(沉积微相、成岩作用和构造特征)综合研究，结合测井和地震精细解释与横向预测技术，建立起有效的储层预测模式，极大地提高油气富集带预测水平，以有力地指导难动用储量的勘探和开发[4]。

　　3.2 储层改造工艺技术

　　难动用储量主要是由于其品质较差、自然产能较低，必须经过有效的储层改造才能获得工业产能。大量的实践证明，经储层改造后，大部分油气井可以提高产能，产量净增几倍甚至几十倍，开发效益迅速提高，储量的品位发生了质的变化，从而确保了在目前工艺技术条件下油气藏的规模开采墨。

　　3.3 多层合采提高单井储量控制程度

　　对于发育多套含油气储集体，纵向上有一定叠合度的油气藏，可以多层合采以提高单井储量控制程度。如美国怀俄明州Jonah气田Lance致密砂岩储层，单砂体一般储层改造后产量(0.1～0.3)×104m3/d，没有工业开采价值。该气田把Lance储层纵向上多套砂体分别压开，进行合采，平均单井产量提高到4.2×104m3/d，盘活了一个低品质气藏的资源。

　　大庆油田多套油层压裂开采技术已经成熟;中原油田两层合压裂合采技术的试验也取得成功;长庆油田正在探索多套气层压裂开采技术，各油气田都针对各自的地质特点攻关解决难动用储量的开采技术问题，并已取得了初步成效。当然，多层合采存在不同渗透率的油气层相互干扰的问题，需要进行油气藏工程攻关予以解决。

　　3.4 与优质储量套采提高储量动用程度

　　油气田中常常是可动用储量与难动用储量存在于油气田不同部位中，单独开采可动用储量经济效益较好，而单独开采难动用储量则要赔本。若研究分析细致，布局合理，完全可以把可动用储量与难动用储量一起动用起来。这样，即可使开采整体上有效益，又可大大提高资源利用率。这种做法在国内外均较普遍。

　　如Ⅰ号气田J3s气藏是多层砂体叠合的气藏，上下共有4组稳定的含气砂层组构成，即J3s21、J3s22、J3s23和J3s24。其中J3s22和J3s24储量品位整体较优，已成为开发的主力气层。而J3s21和J3s23储量品位整体较差，多为难动用储量，单独生产没有效益。但该4层砂体叠合程度高，开发J3s22和J3s24的气井都能钻遇J3s21和J3s23两层，J3s21和J3s23储层利用J3s22和J3s24储层同一套井网，进行合采。这样在有效益的情况下动用了难动用储量，盘活了储量资源。

　　3.5 水平井开采难采储量

　　水平井开采技术也是提高单井产能和储量控制程度的有效开采技术。水平井由于其泄流范隔大，在单位压差下比直井具有更高产量，从而提高了单井产量。在美国、加拿大、俄罗斯等国都广泛应用水平井开发低渗透油气藏。该技术的特点是钻井前期投入大，只有技术攻关成功后，才可大幅度提高单井产量，为难动用储量开采闯出一条新路[6]。

　　3.6 老井挖潜技术

　　老井挖潜技术在难动用储量气藏开采中应用也较普遍[7]。随着优质储量气藏进入开发的中后期，愈来愈多的开发区块面临产量接替问题，在缺乏优质储量的条件下，老井转层到难动用储量气层生产已势在必行。

　　4 结束语

　　国内难动用油气储量制约着油气产量的提高，制约着油气资源的开发利用。开发难动用储量，单靠油气价格上涨不能从根本上解决开发效益低的问题，必须加大科技投入攻关的力度，解决制约难动用储量开发的关键技术，提高单井产量，形成针对难动用储量开发的有效的技术手段，以促使难动用储量的及时动用。

　　难动用储量开采经济风险性较大，生产过程中存在诸多不确定或不可预测的因素都会造成难动用储量开发亏本。对此，生产实施部门要降低投资成本，进而降低单井极限产量，提高开采效益。国家应优化难动用储量开采投资环境或给予难动用储量开采的优惠经济政策，为其开发提供强有力的政策、经济、技术支撑，为难动用储量的开发提供可靠的保障。

　　参考文献

　　[1] 谢润成，周文，李良.鄂尔多斯盆地大牛地上古生界气藏压裂效果分析[J].天然气工业，2004，24(12)：71-73.

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　　[3] 陈永武.全国油气储量评价方法与技术进展：第一辑[M].北京：石油工业出版社，2009：172-175.

　　[4] 朱筱敏，康安.柴达木盆地第四系储层特征及评价[J].天然气工业，2005，25(3)：29-31.

　　[5] 才博，蒋廷学，王欣，等.裂缝性储层压裂改造关键技术探讨[J].天然气，2009，5(2)：91-93.

　　[6] 谢峰，高云霞，卜涛，等.川西中浅层气藏提高储量动用率对策研究[R].成都：中国石化西南油气分公司，2010.

　　[7] 马廷虎，肖富森，张明文，等.东溪气田嘉陵江组低效气藏地质特征与挖潜思路[J].天然气工业，2007，27(3)：10-12.

　　(本文作者：王亮国1，2 1.成都理工大学能源学院;2.中同石化西南油气分公司勘探开发研究院)