确定油气储量起算标准的新方法

张伦友 青红 黄嘉鑫

中国石油西南油气田公司勘探开发研究院

确定油气储量起算标准的新方法

张伦友 青红 黄嘉鑫

中国石油西南油气田公司勘探开发研究院

张伦友等.确定油气储量起算标准的新方法.天然气工业,2010,30(2):126-129.

“油气储量起算标准确定方法”是储量计算中关键而又敏感的问题,长期以来未得到有效解决。根据多年来的储量计算与评价研究,认为可从单井储量价值评估入手,以单井的投入、产出盈亏平衡为条件,采用将未来采出量折算成现值产量的新方法,研究该井回收产能建设投资的最低经济可采储量,作为储量起算标准,由此测算不同稳产年限或递减率条件下的稳定日产量。分别以川渝地区2口油气井为例,说明了具体的确定方法。

油气 单井 储量起算标准 价值评估 现值产量 经济可采储量 方法

自从我国三大石油公司重组上市以来,油气储量的计算与评估,就从注重体积量计算,过渡到重视价值评估方面[1]。2005年发布实施的《石油天然气储量计算规范》行业标准[2],也体现了这一原则与变化趋势。然而在储量计算中有一个关键而又敏感的“储量起算标准确定方法”问题,至今尚未得到有效解决。究竟应采用何种方法来确定单井的储量起算标准,一直是众多储量计算与评估工作者伤脑筋的问题。根据多年的实践及研究工作经验,笔者认为可从储量价值评估[3]入手,探索采用动态评价(现值)法来研究解决上述问题。

1 解决问题的基本思路

一个油气藏必须经过开发,将储量变成商品产量,才能取得收益。只有当收益能抵偿在此过程中的所有投入及成本、税费支出时,才能实现投入、产出的基本平衡。在储量计算前,当试图考查某口已获油气单井是否达到起算标准时,则应当以这口单井的投入、产出是否能实现盈亏平衡作为判断依据。

在经济评价中,按是否考虑资金时间价值分为动态法和静态法。笔者主要探讨考虑资金时间价值的动态评价(现值)法。

1.1 静态评价法

当采用不考虑资金时间价值的静态法评价时,可采用如下方法:

1)针对探明未开发储量,单井稳定产量需达到储量起算标准,可根据当地、当年销售平均价、实际经营成本、开发井建设投资及税费等,按式(1)或(2)测算。

油井储量起算产量的计算公式:

气井储量起算产量的计算公式:

若为凝析气藏,qeg则为当量气产量,价格及成本均相应按当量气测算。各式中非标准、未注明的参数符号及意义统一附后。下标 g表示气,o表示油,下同。

2)针对探明已开发储量,若开发井建设完成,则储量起算标准产量。可不考虑开发井建设投资 Ip及投资回收期 PT,按式(1)或(2)简化测算。

1.2 动态评价(现值)法

当考虑资金时间价值时,以单井的投入、产出盈亏平衡累计净现值等于零为条件,研究该井回收产能建设投资的最低经济可采储量,作为储量起算标准,由此测算不同稳产年限或递减率下的稳定日产量。

2 评价模型的建立

2.1 前提条件

在评价期间均不考虑销售油气价格、生产成本及税费率等随时间的变化,全部采用评价基准日或合同的价格和成本以及其他有关的条件[1-4]。

2.2 评价对象

以已获油气井或新钻井为对象,考查其满足投入、产出盈亏平衡的产能条件。

2.3 评价方法

依据技术经济评价盈亏平衡原理,采用现值法,将投入和产出均折算为评价起始年的累计净现值(N PV)为零作为极限,基本公式如下:

3 现金流入的现值算法

3.1 油气井生产基本模式

油气井开采一般都要求有一段时间的稳产期(Te),然后再进入递减阶段生产(图1),而稳产期的平均日产量(qe),就是本文所指的储量起算标准产量。

图1 油气井生产基本模式图

3.2 可采储量计算

以气井为例,按图1生产模式,可采储量等于稳产期采出量与递减期采出量之和:

3.3 现值产量计算

将未来采出并销售的天然气,贴现成评价起始年的天然气,由此得到现值产量:

1)稳产期现值产量:

2)递减期现值产量:

3)总现值产量:

以上各式中,设ej=1+ic,ta=te+td。

3.4 现值系数计算

根据资金时间价值概念,用现值除以将来值,表示现值系数(1+ic)-t,如果用现值产量除以累计产量(即可采储量),就可得到累计产量现值系数:

根据式(4),当废弃产量比初始产量 (qga/qgi)ν1时,

由此可求得现值系数为:

如果气井未按图1所示的稳产—递减模式生产,而是投产当年就递减,则 Te=0,式(10)可简化为:

3.5 现值净收入计算

产品销售收入扣除销售税金及附加后为销售净收入,计算公式为:

4 现金流出的现值算法

现金流出包含资本性支出和费用性支出两部分。

4.1 资本性支出的估算

资本性支出为新增投资(Ip),应包含钻井投资(CzD)、地面建设及配套工程投资(DM)之和。

对于已获油气井,钻井投资已经发生,因此新增投资只考虑产能建设投资。

4.2 费用性支出的估算

费用性支出主要指直接操作成本,其现值取决于总生产时间与贴现率,计算公式如下:

4.3 现金流出的总现值

现金流出的总现值,等于新增投资(Ip)与未来操作成本现值(PVOC)之和:

5 稳定日产量计算

将式(12)、(14)代入式(3),可得现值产量为:

根据图1模式生产,以目前通用的石油行业基准收益率12%作为贴现率(ic),那么系数 j=0.11333。通过理论计算,可以得出图2所示的采(油)气速度、递减率、现值系数、稳产时间与总生产时间的相关曲线。

图2 采(油)气速度、递减率、现值系数、稳产时间与开采时间的相关曲线图

由图2所示的相关分析,稳产期的产量可由下式确定:

式中:N PQ、v、PV F均可由图2中的关系式计算确定。下面将以实例说明具体应用。

6 应用实例

6.1 气井实例

川渝某气田 TD82井,实际发生钻井投资4600万元,地面产能建设投资369万元,测算固定成本130万元/口,可变成本45元/103m3,气价890元/103m3,天然气商品率96%。按如下3种假设计算该井的储量起算标准及可采储量,并与静态评价法式(2)计算结果对比:①考虑全部投资并且稳产5年;②只考虑产能建设投资并且稳产5年;③稳产3年并不考虑投资。

3种假设条件下计算结果:储量起算标准分别为3.93×104、0.87×104、0.67×104×104m3/d,与静态评价法式(2)计算结果相比高21%～27%;要求的最低可采储量分别为13694×104、3026×104、1602×104m3(见表1)。

6.2 油井实例

川中地区设计钻1口2480m井深的油井,预计钻井投资1550万元,地面产能建设投资100万元,估算固定成本35万元/口·a,可变成本975元/t,石油销售平均价2853元/t,商品率98%。由于采用衰竭式开采方式,油井无稳产能力,按如下2种假设条件计算该油井的储量起算标准及最低可采储量:①考虑全部投资并且无稳产期;②仅考虑产能建设投资并且无稳产期。

计算结果储量起算标准分别为10.4、1.87t/d,要求的最低可采储量分别为17090、3084t(见表1)。

表1 不同条件下的油气井储量起算标准及可采储量计算结果对比表

7 认识与建议

1)从单井储量价值评估入手,采用将未来产量折算成现值产量的全新方法,以单井的投入、产出盈亏平衡为条件,研究该井回收产能建设投资的最低可采储量,作为测算储量起算标准,是切实可行的。

2)利用采(油)气速度、递减率、现值系数、稳产时间与总生产时间的相关关系,可计算不同条件下的储量起算标准。

3)在申报新增探明储量时,建议只考虑单井产能建设投资及直接操作成本,计算储量起算标准及所需的最低可采储量。

符 号 说 明

qeo、qeg分别为油井、气井的储量起算标准 (即稳产期的平均日产量),t/d、104m3/d;qi为初始年最高折算日产量,t/d、104m3/d;qa为废弃年平均日产量,t/d、104m3/d;Cfo、Cfg分别为油井、气井的年固定成本,元/a;Cvo、Cvg分别为单位产品油、气的可变成本,元/t、元/103m3;Po、Pg分别为石油、天然气商品销售价格,元/t、元/103m3;Ro、Rg分别为石油、天然气商品率,小数;Taxo、Taxg分别为油、气的单位产品综合税率,包括增值税、资源税、城市建设维护费及教育费附加;Te(或te)为稳产期生产时间,年或月;Td(或td)为递减期生产时间,年或月;Tn为评价年限,a;ta为总生产时间,年或月;Rt为生产时率换算系数,当生产时间t按年统计时,Rt=330;当生产时间按月统计时,Rt=27.5;当生产时间按天统计时,Rt=1;v为采油、气速度,%;Dc为综合递减率,1/a;PVOC为直接操作成本贴现值,元。

[1]张伦友.国内外油气储量的概念对比与剖析[J].天然气工业,2005,25(2).

[2]吕鸣岗,程永才,袁自学,等.中华人民共和国国土资源部发布《石油天然气储量计算规范》(DZ/T0217—2005) [S].北京:中国标准出版社,2005.

[3]张伦友.石油天然气储量价值评估方法研究[J].天然气勘探与开发,2005,28(3).

[4]张伦友.国家石油和化学工业局发布《天然气可采储量计算方法》(SY/T6098—2000)[S].北京:石油工业出版社,2000.

(修改回稿日期 2009-11-09 编辑 赵 勤)

DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.02.034

Zhang Lunyou,professor of senior engineer,was born in1959.He is an assessor of mineral resources reserves,being mainly engaged in research of oil and gas reserves technology and economic evaluation,oil and gas recovery,reserves value assessment.

Add:No.1,Sec.1,Fuqing Rd.,Chengdu,Sichuan610051,P.R.China

Tel:+86-28-86015636 E-mail:zly113@126.com

New methods of determining commercial flowrate well in oil and gas reserves estimation

Zhang Lunyou,Qing Hong,Huang Jiaxin
(Ex ploration and Development Research Institute,PetroChina Southwest Oil&Gasf ield Com pany,Chengdu,Sichuan610051,China)

NATUR.GAS IND.VOLUME30,ISSUE2,pp.126-129,2/25/2010.(ISSN1000-0976;In Chinese)

In reserves estimation,the method of"determining commercial flow rate well in oil and gas reserves estimation"has been a key and sensitive issue,which has not yet been effectively resolved for a long time.Based on the reserve calculation and the estimation experiences in so many years,we can start the reserve estimation of a single well,using the condition of a single well’s inputs andoutputs break-even,then adopt a new approach to convert the future output to present value production,studying the minimum economic recoverable reserves of the well(or new drilling)in net present value of paying off the building capacity investment,and finally making it as the starting date standard,use this standard to reckon stable daily output based on the condition of different years of stable production or variable decline rates.The determination of specific ways is explained by two oil and gas wells in Sichuan and Chongqing gas fields.

oil and gas,single well,commercial flow rate estimation,present value production,recoverable reserves,method

book=126,ebook=75

10.3787/j.issn.1000-0976.2010.02.034

张伦友,1959年生,教授级高级工程师,矿产储量评估师;长期从事油气储量技术与经济评价研究、采收率研究、储量价值评估及其管理工作。地址:(610051)四川省成都市府青路一段1号。电话:(028)86015636。E-mail:zly113@126.com