陈国利 项东 李艳(中油吉林油田公司勘探开发研究院 吉林 松原 138000)
对于二氧化碳驱油与埋存项目,应开展多层次多角度综合评价。以Q Z油田为例,对二氧化碳驱油与埋存项目经济评价方法及指标进行了阐述。
含CO2气藏开发在提供清洁能源甲烷的同时,还产出伴生的CO2。经过分离可提供CO2驱油所需的CO2。CO2分离成本约100元/t,成本较低。
国内纯CO2气藏储量资源十分有限,仅少数地区具有比较丰富的储量资源。利用油气勘探的老探井生产CO2进行CO2驱油试验是一种成本很低的方式。国家在零排放的前提下,允许开发动用部分纯CO2气藏,解决CO2驱油气源不足问题。
CO2气源与CO2驱油区块距离越近,输气成本越低。对于混相或近混相的油田,附近有CO2气源时,优先考虑开展CO2驱。
CO2驱油项目一般根据试验区生产动态特点,通过油藏数值模拟方法对产液量、产油量、综合含水、气油比和CO2含量等开发指标进行预测。
CO2驱油区块生产特点表现为:含水明显下降,产油量上升,气油比上升,CO2含量上升。单井产量一般提高30%以上,与水驱相比采收率提高10%以上。
(1)老区CO2驱新增投资包括注采工程投资和地面工程投资,其中注采工程新增投资包括采油井新增投资和注入井新增投资,地面工程投资主要为循环注入站(压缩机)投资、输气管线投资、站外配套工程投资等。与水驱单井投资相比,CO2驱采油井投资增加55.6%,注入井投资增加75.0%。
(2)新区CO2驱新增投资包括钻井工程投资、注采工程投资和地面工程投资。与水驱单井投资对比,CO2驱采油井投资增加33.5%,注水井投资增加95.3%。
CO2驱与常规水驱对比,操作成本的增加为注入费,增加幅度为常规水驱的8.7倍。QZ油田注水成本为2.7元/t,但CO2注入成本为49.8元/t,体现在材料费、测井试井费、维护修理费和油气处理费等方面,增加幅度为9%~29%。
新区CO2驱按新建项目进行经济评价。投资选取区块CO2驱全部钻井投资、注采投资和地面投资,操作成本选取区块CO2驱全部操作成本,开发指标选取区块整体指标。采用贴现现金流法,对区块CO2驱整体经济效益进行评价。
老区CO2驱投资项目经济评价方法采用“有无对比、增量评价”方法,用“增量效益”指标,采用增量法,评价CO2驱投资项目的经济性。
经济评价指标为财务内部收益率、净现值和投资回收期。Q Z油田CO2驱工业化推广方案财务内部收益率14.2%,税后财务净现值20136万元,投资回收期7.33年。
CO2驱具有投资高、风险大等特点。不确定因素敏感性分析结果表明,对项目财务效益影响较大的因素是油价、产量,其次是投资、操作成本。
分析表明,油价为80美元/桶时,CO2成本超过226元/t时项目无效益。目前CO2购买成本在500元/t以上,附近没有低价气源的油田不适宜开展CO2驱油。
QZ油田实施CO2驱开发后,新增可采储量331.5万吨。按照平均勘探成本100元/t计算,需要勘探投资33150万元。在项目经济评价的基础上,计算考虑节约勘探投资后项目的增量投资财务内部收益率为15.64%,效益贡献率为1.42%。
QZ油田累计埋存CO2气458.90万吨,按未来碳税20元/t计算,可少缴纳碳税9178万元,项目增量投资财务为16.20%,节约碳税效益贡献率为0.56%。如果按碳税税率50元/t计算,可少缴纳碳税22945万元,内部收益贡献率为1.62%。
在不进行开发调整或三次采油的情况下,水驱全生命周期为9年,CO2驱全生命周期为18年。
CO2驱工业化推广方案换油率为0.72。CO2驱试验区累计注入CO2气46.2万吨,累计产油29.2万吨,阶段换油率为0.63。
Q Z油田预测埋存CO2458.9万吨,埋存率为54.7%。通过区块接替和循环注气,实现CO2零排放。与国外油田同期相比,产气率保持较低水平。模拟预测试验区前3年CO2存气率为89.3%,实际存气率在96%以上。
项目全生命周期评价表明,Q Z油田水驱的全生命周期为9年,CO2驱的全生命周期为18年,对于延长矿区寿命、增加就业、建设和谐矿区具有重要意义。
对于二氧化碳驱油与埋存项目应开展多层次多角度综合评价。二氧化碳驱油与埋存项目产量、投资和操作成本特点比较突出,经济评价方法及指标相对复杂。所确定的方法和指标在CO2驱项目应用中取得较好的效果。
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