吉木薩爾凹陷致密油開發評價及建議

□ 文/王嶼濤 劉如 向英

吉木薩爾凹陷致密油開發評價及建議

□ 文/王嶼濤 劉如 向英

吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組致密油資源豐厚，井控儲量達到10億噸以上。2011年—2013年主要為預探和評價階段，2013年—2015年為開發試驗階段。為了全面和客觀地了解開發試驗階段致密油財務和盈利狀況，以及項目整體效益，應用盈虧平衡法進行經濟效益評價，并以此建立該區致密油單井商業油流標準；同時，與國內主要致密油開發試驗項目進行開發效益的對比。在此基礎上，根據致密油產業發展要求，從成藏條件、工程技術適應性和經營管理模式等方面進行分析，并提出具體對策和措施。這些研究成果必將對今后吉木薩爾凹陷致密油勘探開發及產業發展起到重要的指導作用。

致密油開發試驗項目效益評價

致密油開發效益評價包括項目投資、成本與稅費三個部分：

從項目投資來看，吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組致密油規模有效開發試驗項目于2013年5月21日開工建設，項目投資主要由鉆井工程投資、地面建設工程投資、建設期借款利息和流動資金構成：一是鉆井工程投資包括鉆井工程費、完井工程費、壓裂施工費、生產作業費和其他費用，其投資估算根據目的層井深與平均每米進尺成本確定；二是地面建設工程投資主要包括集輸、壓縮、供水供電、道路、通訊設備安裝工程等；三是按照《石油工業建設項目經濟評價方法與參數》規定，流動資金估算在項目可行性研究階段采用擴大指標估算法，取達產年經營成本的25%；四是建設期利息指致密油開發項目在建設期內貸款資金應付的利息，考慮到資金的時間價值，建設期利息按復利計算；五是棄置成本是為了進行油氣勘探開發所使用的油氣水井、油氣集輸設施、輸油氣水管線，以及其他油氣資產在廢棄時發生的拆卸、搬遷、封井、環境恢復等支出，該項目按開發固定資產投資的5%計提。

項目成本包括生產成本和管理費用兩部分。生產成本包括操作成本和折舊兩部分。操作成本分為與生產井數相關的成本和與油氣產量相關的成本，其中與生產井數相關的成本可分為采出作業費、井下作業費、測井試井費、運輸費、廠礦管理費；而與油氣產量相關的成本可分為油氣處理費、維修及修理費等。在管理費用方面，由于原油、天然氣礦產資源補償費費率降為零，因此項目管理費用主要包括安全生產費用。

補貼與稅費也包括兩大部分：收入估算和銷售稅金及附加估算。

從實際完成銷售收入情況看，該項目主要收入為銷售原油，2013年—2015年項目實際已實現銷售收入7000多萬元。而根據2016年—2023年地質油藏情況變化對開發生產指標進行了重新預測顯示，同期吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組致密油藏還將生產原油4億多噸，預計銷售收入近1億元。從項目評價期總銷售收入來看，經計算吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組致密油評價期內（建產期+穩產期）累計銷售收入預計為16億多元。

按照銷售稅金及附加估算，原油生產銷項稅稅率取17%；城市維護建設稅稅率為7%；增值稅額以5%計稅；企業所得稅按西部地區企業15%的稅率征收；地面方案設計為268萬元。

致密油開發試驗項目財務及敏感性分析

站在盈利能力分析角度，至2015年底，吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組致密油規模有效開發試驗項目共完鉆開發井10口，完成鉆井工程投資4億多元、地面工程投資3億多元，科研投資600多萬元，項目合計完成投資5億多元。

當采用浮動油價時，項目評價期內（2013—2023年）利潤總額虧損近5億元，所得稅后財務內部收益率-25.36%，財務凈現值虧損近4億元。計算的各項經濟指標低于行業基準收益率（8%），經濟上不可行。

站在敏感性角度分析可以發現，只有當固定資產投資下幅84.42%，或單位經營成本下幅89%，或累計產油量增加361.29%，或油價增加427.87%時，該致密油開發試驗項目方案內部收益率才能達到8%的基準值。由此可見，項目抗風險能力較差。另外，對該致密油開發試驗項目進行了效益復算，即按實際產量、投資和成本，采用初步開發方案的90美元/桶計算，其結果為全部投資財務內部收益率和財務凈現值均＜0，評價期內投資仍無法回收。

致密油商業油流起算標準及效益對比

2011—2015年吉木薩爾二疊系致密油勘探開發一體化項目合計完成投資16億多元，開發試驗累計完成產量7萬多噸。從經濟效益計算指標看，項目評價期內所得稅后凈現值為負值，未達到中國石油規定指標。結合最新油價和評價參數，在此基礎上應用模型公式對不同投資、不同油價下的致密油商業油流進行計算。

不難看出，在近期油價波動于40美元—50美元/桶常態化情形下，該項目唯有降低單井投資和提高產量方能實現效益開發。如單井投資控制在3000萬元，單井產量提至7噸/天以上，亦即目前產量的3倍以上，方可達到商業油流標準。

為了全面和深入了解國內主要致密油開發先導試驗經濟效益情況，以大慶油田、吉林油田和吐哈油田致密油開發項目為對比參照，選擇主要效益指標與吉木薩爾凹陷致密油進行全面經濟效益比較。

首先，吉木薩爾凹陷致密油開發井平均單井投資均超過其他油田致密油開發單井投資的一倍以上，而平均單井產量只有其20%（圖1），投資效益和開發效果都遠遠低于其他油田。其次，根據實際產能和開發方案參數測算，大慶和吉林致密油開發項目內部收益率均在10%以上，達到了中國石油標準，而吉木薩爾凹陷致密油內部收益率卻為-25.36%，財務凈現值則為負值（圖2）。同時，根據實際產量、投資和成本，采用開發先導試驗方案90美元/桶進行效益復算，明顯看出，與大慶油田致密油開發試驗項目相比，項目內部收益率和財務凈現值全為負值，且遠遠低于前者（圖3）。

通過計算經濟極限油價，吉木薩爾凹陷致密油經濟極限油價高達190.15美元/桶，是其他油田致密油開發試驗項目的3倍，而大慶油田致密油開發在60美元/桶下可經濟開采，吐哈油田致密油在70美元/桶下可經濟開采。

圖1 國內主要致密油開發試驗單井投資、單井日產對比圖

圖2 按照實際產量和方案評價參數測算內部收益率、財務凈現值對比圖

圖3 按照先導試驗方案90美元/桶復算內部收益率、財務凈現值對比圖

致密油產業發展存在的主要問題及對策

致密油勘探開發存在的主要問題：

一、成藏條件較差。吉木薩爾凹陷致密油主要成藏條件表明，儲層天然裂縫不夠發育，脆性礦物含量較低，這些均是導致儲層分段壓裂制造人工裂縫的不利因素，也是儲層烴類導流性能較弱、裂縫剛性支撐性能較低、致密油開產量及壓力遞減很快的重要原因。另外，該凹陷致密油屬于中質—重質原油，源于二疊系蘆草溝組低成熟生油巖，較稠的原油性質使其流動性降低，這也是開發試驗產量遞減快、單井產量低的原因之一。與國內外主要致密油田如美國巴肯和我國長慶油田致密油田相比，其成藏條件是相對處于不利或劣勢的。

二、工程技術條件尚缺乏適應性和針對性。從開發試驗結果與方案設計的巨大差異可以看出，目前通用或通行的致密油開發工程技術，還缺乏對吉木薩爾凹陷致密油特殊成藏條件的適應。換句話說，這些技術在標準定義的致密油藏上可行，但對于蘆草溝組成藏條件和原油性質較差的特殊致密油藏來說就缺少針對性了。

三、經濟效益較差。吉木薩爾凹陷致密油開發試驗結果與方案設計存在很大差距，無論是浮動油價還是方案90美元/桶油價評價，所有財務指標均＜0，且與國內主要致密油開發試驗項目相比，經濟效益差距較大。其中，關鍵因素是單井投資較高而產量較低。

四、管理體制機制相對滯后。根據國內外非常規油氣資源的運營模式來看，市場化管理體制與機制是實施“低成本戰略”，降低單井投資是項目盈利的根本保障。而吉木薩爾致密油開發試驗項目，管理和運營模式滯后等因素是造成高投入、高成本、低效益的重要原因之一。如項目未實行單井核算，在單井成本占比達50%以上的壓裂費用中，10口開發井均采取平攤2300萬元的結算，暴露了非常規資源項目管理模式的短板。

五、致密油產業發展有利條件。一是資源落實，儲量豐厚。根據最新資源資評結果，準噶爾盆地吉木薩爾凹陷致密油資源豐厚且凹陷內已鉆探井40多口，井控程度高，井控儲量高，資源基礎可靠。二是工程技術條件較為成熟。從目前吉木薩爾凹陷致密油水平井鉆井、分級壓裂、“工廠化”作業等工程技術條件分析，總體上較為成熟，基本滿足了地質設計要求。而目前開發試驗效果不佳，主要原因是缺乏對吉木薩爾凹陷這類特殊致密油工程技術的針對性和適應性。三是致密油項目管理機制創新具有廣闊空間。近年來，中國石油提出搭建6個合資合作平臺，即未動用儲量、非常規油氣、管道、煉化、海外和金融領域；2014年又出臺了針對新疆地區的“關于新疆地區石油天然氣資源合資的指導意見”，這些政策為致密油等非常規油氣資源今后實施市場化經營和合資合作開發提供了制度保障。

致密油開發對策和措施：

一是進一步深化致密油成藏條件認識，積極推進技術創新。要從致密油成藏宏觀和微觀地質規律入手，不斷探索和逼近客觀地質條件。石油工程技術要積極推進技術創新，重點開展致密油目的層油藏特征參數分析、地質“甜點”與工程“甜點”分布和特征精細標定、水平井完井和壓裂工藝產能評價等關鍵技術；強化“工廠化”鉆完井配套技術研究、開展鉆井液重復利用技術研究和加強致密油隨鉆儲層識別技術研究等。

二是積極探索和推進致密油產業的市場化運營。根據國內外致密油產業發展的經驗，以及中國石油對新疆地區非常規油氣資源勘探開發的政策環境，吉木薩爾凹陷致密油開展市場化管理運作的條件是相對成熟的。可以組建獨立的“致密油勘探開發公司”，實行項目管理，細化最小核算單位，實行單井成本核算；抑或是組建由中國石油控股、地方國企和民企參股的合資合作股份制公司，實現投資渠道多元、降低風險的目的。

作者單位： 中國石油新疆油田公司勘探開發研究院