苏里格气田20区块经济有效开发风险分析

摘要苏里格气田的持续开发为我国天然气的供应提供了可靠保证。但是苏里格气田属于低渗透油气田，较之一般油气田的开发风险高，难度大。

本文从苏里格气田的一个区块出发，识别它在勘探开发过程中存在和可能遇到的风险；经过风险估计和评价，分析油气区块经济有效开发的主要风险要素及各因素间的制约和影响关系，并规划风险监控系统。为苏里格气田其他区块或低渗透致密砂岩油气藏的经济有效开发的风险规划与规避提供研究方法。

关键词：苏20区块；单井产能；风险

苏里格气田是西气东输二线的气源地，在我国天然气管网中发挥着重要的应急调峰作用。但不容忽视的是苏里格气田所在的鄂尔多斯盆苏地油气藏属于典型的低渗透油气藏。气藏的低渗透性质以及本身的展布局限、连通性差，导致单井控制储量低、单井产能低，影响它的开发经济效益。因此，本文以苏20区块为例研究低渗透油气田经济合理开发的风险。

苏20区块位于苏里格气田的中西部，地质探明储量700.73*108m3。工区地形相对平坦，在西南和西北部有低幅度隆起的地貌。

苏20区块的单井日产量较低，平均为1.12*104m3/d，单井平均累计产气量为11.11*108m3。和前期预估开发方案的8*108m3年产量相比，目前区块采气量仅为每年6.68*108m3。

1 苏里格气田20区块经济有效开发风险识别

苏20区块的开发经济效益的衡量指标采用单井产能评价（不考虑成本是因为区块已经选用了PDC快速钻井技术降低成本，同时下文有关合理井网密度的测算方法选择经济极限法涉及到了单井投资）。有关资料 根据气井储层特点和开发生产动态结果，将苏20区块的开发井141口分为三类水平：I类井26口，压裂注水后处于稳产期的单井日产量4 *104m3；II类井44口压裂注水后处于稳产期的单井日产量（2～3）*104m3 ；III类单井115口，压裂注水后处于稳产期的单井日产量2×104m3 。

根据低渗透油气资源勘探开发中存在的普遍风险，结合苏20区块自身勘探开发的情况，现将风险识别如下：

1.1苏20区块成藏、构造特点与前期评价解释精度

苏20区块是选用了高精度全数字二维地震技术，相比以前的二维老资料处理精度要好得多。资料有效地定性识别了层段特征，同时也预测了含气储层特征。使得I类井和II类井的开发比例有所提高。因此地震资料解释精度的风险与下文气层分布特征和储层物性的风险合并探讨。

1.2苏20区块单井气层厚度分布

苏20区块的I类井气层累计有效厚度大于8m；II类井气层累计有效厚度大于（5，8）m；III类井气层累计有效厚度小于3m。

气层展布非均质性分布的风险识别可以分为两部分，包括宏观非均质展布和微观非均质展布。宏观非均质展布对于一个区块来说，不是影响产能的主要因素，不再赘言。储层的微观均质展布有不同的考核标准，本文选用有效砂体的岩性粒径分布作为指标，

经测井资料显示：苏20区块I类井储层粗粒级砂体分布较多：II类中粗粒级砂体分布较多；III类井细粒级、粉砂级分布较多。

通常，岩石粒径也是影响储层物性的一个重要参数，一般情况下，岩石粒径的大小影响孔隙喉道的大小。为避免相关性，与储层物性合并讨论。

1.3 苏20区块的单井气层物性

（1）孔隙度差异较大：I类井>12.0%，II类井（9%，12%）， III类井（5%，9%）；

（2） 渗透率差异也较大：I类井>1.0μm2，II类井（0.3，1.0）μm2，III类井<0.3μm2；

（3）含气（水）饱和度差异不太大：I类井>70%，II类井（60%，70%），III类

井（50%，60%）。

1.4 苏20区块的井网井距设计

低渗透油气藏，其特殊的地质特征带来了储量控制的难度，而储量控制程度是由单井控制储量累积的。因此单井控制储量是影响油气田有效开发的关键因素。二者有如下关系式

（1.1）

设单井最小控制面积为Smin，单井累计采气量为Gpc。苏里格气田采收率参考胡文瑞《低渗透油气田概论》取20% 。储量丰度用RA表示。

将储量丰度常数代入公式（1.1）并变为字母表达式，得到

（1.2）

变换得到 （1.3）

由此可见井网井距的设计变化对单井产能的风险影响值是20%RA。

合理的井网密度确定目前所依据的方法不只一种。基于研究气田开发经济效益的风险，本文选用盈亏平衡分析法或称为经济极限法。

有如下关系式：单井收入=单井投资

其中单井收入=单井销售收入-单井成本与费用-销售税金=单井累计产量*天然气商品率*天然气价格-单井累计产量 *单位体积天然气成本与费用-销售税金

单井投资包括钻井投資、压裂费用、固井费用、完井费用和地面工程投资等，销售税金包括增值税、城市维护建设税、教育费及附加、资源税、企业所得税等。

由上述关系式整理得到下式：

单井收入用R表示（元），单井累计产量用Gpc 表示（m3），天然气商品率用f表示，气价用P表示（元/m3）单位天然气体积成本与费用用Cuv表示（元/m3），销售税金用ST表示（元/m3）；单井累计产量用Gpd表示（m3），得到 （1.4）

令（1.2）=（1.4），

得到 （1.5）

由（1.3）和（1.5）可以看出单井产能和经济极限井网密度与储量丰度、天然气商品率、天然气价格、单位体积天然气生产成本与费用、销售税金有关。

1.5 苏里格20区块开发施工技术

上文中提到低渗透油气田开发施工技术对油气藏产量影响较大的有压裂技术和注水技术，苏20区块提高产量的具体压裂开发技术方案有两种选择，分别是水平井裸眼分段压裂改造技术和水平井尾管固井射孔技术。

注水是提升单井产能的有效方式。结合现有资料本文对压裂后的注水开发效果选用生产动态曲线作为评价指标。

1.6 其他

投资经济环境主要涉及财税合同和天然气气价。财税合同在开发评价前期是既定的，天然气气价在下文作为井网密度的影响因素合并讨论。

裂缝在单井中的数目不清，大小不同，方向不定。在区块开发过程中还可能有人工裂缝压裂出现。

2 苏里格气田20区块经济有效开发风险估计

2.1 不确定型风险的判别估计

不确定型风险主要是指非连续变量取

值的风险指标，在识别过程中已对非连续性变量的风险指标——单井产能分类，本文通过实际参数的具体值和按分类标准划分的单井类别之间的差异作为误差来估计风险因素的大小。

首先将上述苏20区块经济有效开发所识别的风险中分类研究的指标参数按已有的分类标准汇集成表：

表2.1苏20区块经济有效开发风险研究部分指标列表

Table 2.1 Sulige 20 block economic and effective development risk research partial indexes Listing

注：单井日产量用Gpd（d/m3）表示，孔隙度用K（%）表示，渗透率用PT（md）表示，气层累计有效厚度用ACT（m）表示，含气饱和度用GS（%）表示。

单井的分类，是综合了上述所有指标来划分的，不一定每一个指标都满足，同时还要结合产能即单井日产量综合考虑。

另外上述理想情况的前提是建立在这个区块的构造没有明显的断层和隔层，选用一套开发体系。苏20区块地质构造特点来看，基本满足这一假设。

下面采用数理统计的方法估计对苏20区块经济有效开发风险有影响的上述识别指标设置的是否合理。这里已知单井的分类，因此选用判别分析法对上述风险影响因子的影响程度估计。

本文选用SPSS软件（注：SPSS默认的显著性水平是0.05。）对上述数据作判别分析，表中GROUP作为因变量（范围1-3），K、PT、ACT、GS作为自变量。

从三类评价井中各选出4口井在盒八段主力气层层位上的具体参数作为样本来分析风险识别的合理性。

表2.2 苏20区块单井经济有效开发风险判别分析样本

Table 2.2 Sulige20 block economic and effective

development risk in single well discriminant

（1） 逐步判別

为了排除自变量较多时可能存在多重共线性或非线性相关关系，首先选用逐步判

别的方法筛选自变量，分析指标贡献的大小。

统计量选用，服从Wilks分布5（5，12-3，3-1）

① 第一次自变量逐步判别

I 自变量判别过程，通过SPSS软件得到不进入判别模型的变量表选择由Wilks' Lambda统计量最小的ACT变量（0.232）进入模型，且由变量进入或移除模型的变量表（略）确定此统计量的F值的显著性水平<0.05。 进一步由进入模型的变量与其他变量的相关系数表（略）发现其余三个变量与ACT的相关系数都很大，因此不进入模型。最后由判别函数表得到ACT变量的判别系数，进而得到判别方程为 （2.1） IV 结论

逐步分析过程表明和储层物性的三个变量相比，气层有效厚度是最有效的风险影响因子。具体影响程度为0.619。而储层物性的三个变量和气层有效厚度不能构成多元线性关系，需要单独讨论

② 第二次逐步判别——孔、渗、饱的判别回归

I 三变量相关性分析，通过判别函数参数表得到K和PT强相关，二者和GS有较好的、独立性，而且通过变量进入或移除模型表得到GS变量统计量的F值0.333<0.5 。 但从K、PT与GS的结构矩阵表3.1.10中知道K和PT不适合进入模型。因此由判别函数表得到只有GS的判别函数 （2.2）

IV 结论

储层物性的三个变量中含气饱和度对苏20区块经济有效开发的风险影响程度为0.198，它是次影响因子。另外两个变量PT和GS不能进入风险判别方程，需要继续讨论。

（2）孔、渗、饱之间相关关系讨论

GS和PT之间的关系分析

由判别分析可知含气饱和度是影响区块开发风险的主要因素。同时由三者相关系数矩阵也可以看出，渗透率和孔隙度强相关，而渗透率较之孔隙度，和含气饱和度具有很好的独立性。这里采用主成分的思想：将已进入风险判别方程的含气饱和度作为一个既定指标，另外两个不能进入方程的渗透率和孔隙度作为一个未知指标组，典型性相关分析未知指标组和既定指标。

首先分析PT和GS之间的关系，本文采用SPSS曲线估计的方法。GS做因变量，PT做自变量。对所有可能的函数关系都做试验，得到图2.1和表2.3：

图2.1 GS和PT的模型估计

Fig. 2.1 GS and PT model estimation

表2.3 模型摘要和参数估计

Table 2.3 Model Summary and Parameter Estimate

（2）PT和K之间的关系

同理结合图表（略）可知PT和K的相

关关系选用幂函数关系拟合的最好，根据幂

函数特征设PT=Ka等式两边同时取Ln（x）的函数，转化为线性函数关系 Ln PT=a Ln K通过模型方程参数估计表得到回归方程Ln PT=2.8Ln K-7.303，还原成幂函数得到渗透

率和孔隙度的简单函数关系

（2.5）

两边同时求微分得 （2.6）

（3）岩石粒度与孔隙度的关系研究

通常情况下，岩石粒径和孔隙度具有相关关系，岩石粒径越大，孔隙喉道半径越大，孔隙弯曲度越小。

2.2 确定型风险的敏感性分析

由公式（1.3）可知，井网井距设计的风险对单井产能变化的影响是确定的，等式两边同时取微分得到

（2.7）

说明0.2RA是井网密度的变化对苏20区块经济有效开发風险的影响系数。

具体分析井网井距设计变化的影响因素。在同一个区块中，储量丰度和天然气商品率是固定不变的；天然气价格、单井投资、单位体积天然气生产成本与费用和销售税金的影响是可变的连续数值变量。

“十三五”期间，天然气商品率框算为0.9 ；由苏20区块面积为509km2 ，地质储量为136.88*108m3 ，（储量丰度），可知 =1.4*108 m3/km2，（2.8）代入（1.3）得到影响系数为0.28。

下面分析可变的连续数值影响因素：

首先，根据苏6井区销售税金ST取销售收入R的10% ，又R=0.9*P*Gpc，则ST=0.1*0.9*P*Gpc，代入公式（1.4）和（1.5）可简化影响因子的个数得到

（2.9）

（2.10）

影响井网密度及单井产能的可变因素转化为单井投资、单位体积天然气生产成本与费用和天然气价格三个连续变量。

单井投资取1000万元，天然气生产成本与费用目前取220/1000 元/m3，天然气价格当前取850/1000 元 。把参数取值代入公式（2.9）和（2.10）得到合理的井网密度 （2.11），代入 （2.12）

公式（2.11）结果与目前苏20区块开发方案的井网密度1000m2*600m2=0.6km2相比，说明现有的井网密度比合理的井网密度低，井网井距存在加密的空间很大。

在 盈亏平衡下单井累计产量 （2.13）

其次分析单井投资、单位天然气体积生产成本与费用、天然气价格对经济极限井网

密度和单井产能的影响。由公式（2.9）和公式（2.10）经单因素敏感性分析计算汇总得到表2.4。

敏感性分析表明井网密度和单井产能的变动对天然气价格的变动的更敏感，是反向相关的曲线。曲线估计法得到井网密度对天然气价格变化率dp的函数关系。即

两边同时取微分得到 （3.14）

上式为天然气价格的变化率对井网密度设计的具体影响函数。

由图2.2可以看出井网密度和单井产能对单井投资和单位体积天然气成本与费用的敏感性相对较弱，是正相关的直线，确定斜率后可以得到：

（3.15）

对上式两边同时取微分得到： （3.16）

上式为单井投资变化率和单位体积天然气成本与费用变化率对井网密度设计的具体影响程度。

2.3 开发技术施工风险的定性估计

（1）压裂技术风险比较

本文采用比较法研究：从油气开采完井过程的一系列环节的可行性比较两者的优劣，综合技术投入费用和工程施工的不确定性及复杂性来看，水平井尾管套管固井完井风险大。因此应采用水平井裸眼分段压裂技术进行完井。

水平井裸眼分段压裂完井技术相对成熟。根据《朱正喜 李永革对苏里格气田水平井裸眼完井分段压裂技术研究》一文中对其他区块水平井裸眼分段压裂工艺实施过程中所遇到的情况总结的风险有：压裂管柱下入井中由于摩擦阻力导致无法通过的风险、插管回接密封不好带来的风险、加压后钻杆和工具在悬挂封隔器上端的丢手处能否顺利丢开的风险、加压但压力开启滑套打不开的风险、注水压裂反排率较低带来的风险、注砂压裂堵塞的风险等。

（2）注水技术风险估计案例研究

现在注水技术已经很成熟，存在的风险隐患很少，在实际施工中可能有润滑油系统的应盘润滑油泵转动异常；轴瓦冷却水位和水温异常，下泄水管畅通无阻；电机启动后异常等。

但是由于不同的井初始井底压力和地层压力是不同的，生产后变化曲线也是不同的。另一方面随着生产时间的变化，同一口井的井底压力也是变化的即单井生产动态曲线也是不一样的。这就是说注水效果影响单井产能的不确定性因素同时包含横向比较和纵向比较，无法定量衡量。

3 苏里格气田20区块经济有效开发风险评价

3.1 风险评价框架图

图3.2 苏里格气田20区块经济有效开发风险评价层次结构

Fig.3.2 Sulige 20 block economic and effctive development risk evaluation hierarchical structure

风险第三、四层的风险因素的关系在第3章风险估计部分做了详细估计，有的成因果关系，有的成相关关系，有的独立，这两层不做风险因子权重的判断。第二层级的风险可以基本看作独立结构，风险因子权重评价主要针对第二层。

其中探明储量精度风险不是一个区块的前期评价实物工作，故不参与两两比较。井网井距设计风险对单井产能的影响程度在风险估计中已经计算得出为0.28。因此只需分析另外三个风险影响因子的权重。

油气地质专家打分结合判断尺度得到表4.1。本文根据地质勘探风险和开发技术风险在前期评价实物工作量费用上的比重的倒数，作为风险比较的权数。对于气层分布特征风险和储层物性风险的权数比在风险估计部分中由判别函数的系数得到气层分布特征风险对储层物性的权数大小比是3。技术施工用到了水平井，一般一口水平井需要投资几千万，甚至上亿。这加大了它在投产施工中出现的风险。

① 判断矩阵

由上面的判断尺度表4.1，得到判断矩阵：

A=

② 特征向量

计算判断矩阵的特征值和特征向量，首先计算A的各行之和，得到：

然后计算各行的平均值，因为A有三列，所以求平均值时用3除后得到：

最后通过标准化，将各行除以三行之和，得到A的特征向量：

W

① 有效性、一致性检验

计算判断矩阵的特征值。R（A）=1，且存在唯一的特征值 。根据 ，可以得到。又风险因子的个数n=3。

由C.I.=0 CR=0

表明判断矩阵相容性好，不存在误差。上述风险因子的权重可以接受。

结论：风险因子所占权重分别是气层厚度风险，储层物性风险，施工技术风险

；井网井距设计风险为0.28。

4 苏里格气田20区块经济有效开发风险监控及管理对策

4.1 风险监控——系统动力学模型

（1）因果关系图的建立

用Vensim软件得到的因果关系图4.1

图4.1 苏里格气田20区块经济有效开发风险因果关系

Fig. 4.1 Sulige 20 block economic and effective development risk cause and effect

（2）SD模型的建立

图4.4是用Vensim软件得到的风险影响因素内在机制图

图4.2 苏里格气田20区块经济有效开发影响因素内在机制监控

Fig. 4.2 Monitoring on internal mechanism of Sulige 20 block economic and effective development influencing factors

4.2 风险管理对策简述

风险管理对策又可称为风险应对。项目风险应对策略按風险应对容易程度（或是策略能够改变风险后果的程度）依次为减轻风险>预防风险>回避风险>转移风险>接受风险>储备风险。

（1）地质勘探风险的减轻

苏20区块影响经济有效开发的风险中关于地质勘探风险的应对策略比较好的是减轻风险。地质勘探风险主要是指探明储量精度的风险和储层预测的风险（包括气层厚度预测和储层物性预测）。

地质勘探风险的不确定性主要来源于技术的不确定性和储量评估师的素质。其中技术的不确定性中储量精度的不确定主要是测井、岩心、试井数据采集、处理和估算的不准确；储层预测的不确定性主要是地震、地质、测井资料采集预处理和解释的不准确。

因此首先要在资金许可的范围内，加大技术力量的前期投入如信息技术的加强和试井数量的小幅度增加等，做到高分辨率数据采集。

其次对资料的解释处理上寻求最优的方法评定，不要拘泥和局限于一个思路，一个流程。在资料处理、反演过程中要确保高分辨率、高保真处理，选用合理的参数并在地质规律的约束下来建模或反演。另外在处理过程中注意各部分数据的联系。

最后是要加强对储量评估师和地震地质资料解释人员的培训。这是减轻风险提高储量精度和储层预测精度的主要途径。

（2）开发风险的预防和储备

苏20区块影响经济有效开发的风险中关于开发技术施工的风险比较好的策略是预防风险和储备风险。

① 预防风险

针对当前井网井距不合理使得单井控制储量过小的问题，在风险估计部分，已提出需要加密井网。实际上在开发方案的设计中，不仅需要确定合理的井网密度，还要选用有效的布井方式加密井网，这是开发方案中最重要的环节。要在现有技术和认识水平下通过数学建模优化布井方式，目前已有理论表明采用矩形型布井有助于提高可采储量和天然气采收率。因此多设计不同排距和井距的开发方案进行比较，达到对可采储量的最优控制。

针对开发施工技术中水平井裸眼分段压裂技术存在的事故风险。朱正喜、李永革在其文中给出了具体的解决办法：在较长的油管段接扶正器来防止油管柱屈曲导致的故障；在插入管金属上设计模块式密封橡胶硫化来防止插管回接密封不好带来的风险；设计不止一种丢手方式防止丢手丢不开的风险；压裂液需拌注氮气并选择合适的气嘴来防止注水压裂液反排率较低带来的风险；设计压差滑套辅助压力阀来防止压力开启滑套打不开的风险等。

注水技术很成熟，注水站工作人员提前检查注水泵设备，开始注水后定期检查设备等。

② 储备风险

针对井网密度的影响因素本文是从经济费用的角度提出的。费用风险的管理办法主要是储备，即预算应急费用。预算应急费用包括实施应急费和经济应急费。

实施应急费用的预算一方面是补偿项目WBS不准确或估算人员缺乏经验和知识导致估价质量不高的风险，另一方面是预估项目施工过程中存在的设备系统或零部件等需要调整变化带来的风险。针对本文主要是对单位体积天然气成本与费用和单井投资应急费用的预算。

经济应急费用是对通货膨胀和价格波动产生的风险预估的费用。针对本文主要是天然气价格变动的应急费用预算。

（3）技术转移风险

为了降低技术风险的不确定性可以选择和国外技术服务公司合作来分担风险，如压裂技术我国就经常与斯伦贝谢公司合作施工。

当以上风险管理的费用超过了风险本身带来的费用，就选择接受风险。

5 结论

本文以苏里格气田一个区块的经济有效开发风险为例研究低渗透油气田的开发风险，通过多种方法：定量分析主要包括统计方法估计风险函数关系讨论和定量敏感性分析估计风险函数关系，同时针对风险影响因素的判别尺度的大小探索性地运用前期评价实物工作量费用的倒数做权数比较两两因素，使风险程度认识到最精级别，以便能够为苏里格油气田的经济有效开发风险规划和精细管理打下坚实基础并给出整合的风险评价框架和监控模型，系统化风险管理，最终提出风险管理对策。

参考文献

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雷鸣1986年、河北、中国石油工程设计有限责任公司、助理工程师、硕士研究生、项目技术经济管理