不同产量递减方式对油气田效益影响研究

1、不同产量递减方式对气田效益影响研宄摘要：本文首先运用技术经济学的有关原理，结合天然气的收入、支出和投资情况，建立了 气藏储量初始经济产量的评价模型，得到了在不同天然气产量递减方式和不同内部收益率情 况下的单井日产量，然后利用这些数据，运用spss软件进行了方差分析，得到了调和递减 方式下的单井日产量与直线递减和凸型递减方式下的单井日产量有显著性差异的结论。根据 这一结论，剔除调和递减方式下的那些单井日产量数据，并对其余数据进行了等级相关性分 析和回归分析，确定了指数、直线、凸型三种方式下的单井日产量存在等级相关性，并拟合 出不同递减方式与单井日产量的关系曲线，最终得到指数、直线、凸型三种方式下

2、的单井日 产量是一条抛物线的结论，为油气田经济评价方法提供一种思路。关键词：天然气；储量；收益；支出；经济评价1问题的提出产量递减是任何油气m生产过程中不可抗拒的一大自然规律，这一规律作用的结果是使 油田生产成本不断上升，效益不断的下降，不同的产量递减方式对汕田效益影响到底遵循哪 些规律，是摆在当前我们而前的难题。弄清楚这些问题，好好的利用这些规律，有着重要的 意义，因此建立经济评价模型，对不同产量递减方式下经济效益评价就品得尤为重要；对经 营管理者规避风险，为决策者提供有价值的信息具有重要的意义；同时也是对经济评价方法 的一次有益探索。2经济评价模型的建立在本文屮，模型建立的思路主要是运用技

3、术经济的基本原理，将收益和支出均折算为初 始年份(气田产能建设完成，正式投产)的现值。2.1收入的估算一般气田的开采分为稳产和递减阶段，因此其获得的收益也分为稳产和递减阶段，也就 是产品销售收入扣除销售税金及附加后的现值。计算公式为：稳产期收入：玄 qpk( - tx )(1 + ir(1)递减期收入：(2)z2=wi+l式中：2年天然气产量，1 o mjp一一天然气销售价格，元/io:v k一一天然气商品率，tx一一综合税率i,.内部收益率f/2 一一第年综合递减率稳产期年限，年n2一一递减期年限，年n一一评价年限，年2. 2收益性支出的估算收益性支出包括年操作费用、地面建没及配套工程投资、

4、管理费用、财务费用和销售费 用和某他投资的现值。同样收益性支出分为稳产阶段支出和递减阶段支出计算公式为：稳产期支出：t(2c+/(a+b + c)tl + /,.r(3)递减期支出：x 22c操作+ pa：(/1 + b + c<)(l + /r)-2(4)式屮：c操作一一操作成本，元/103m3d一一年综合递减率，4一一财务费用率，b一一管理费用率，c一一销售费用率，2. 3资本性支出的估算资本性指出包括固定资产总投入，主要是钻井投资、地面建没及配套工程投资等。2. 3.1钻井投资的估算式中：c钻井综合成本，元/m d井深，m f 一一钻井成功率，n0一一建设期年限，年2. 3.2地面

5、建设及配套工程投资的估算用来表示单井地面建设投资，单位为万元/井。2. 4模型的建立在整个项目结束时，固定资产投资现值与收益净现值相等，即：xe伙(i-rv)(i+，xi-tec.+p(a+b+c)(i+，,r +/|=1/j=lnnz gf/2p(l-7；.)(h-/rf2- x ef/2c + f/c(a + b + c)(l4-/rf2(6)t2 +1/2=+l=£宇+厦1(1+/、)(一-'从(6)式中求得0值得到气藏经济评价的单井年产量。即:z/=!+ dmq=pw(i-rj(i+w-tc脯+p/c(a+s+c)(i+/r)e (1-)(1+a-p- e 4c操作+

6、p/c(a4+c)(i+/r广t2 =hj +1t2 =nj+i_q_3303经济评价参数3. 1收入评价参数天然气商品率选取98%;天然气价格根据气田实际情况，选择800元/10v;综合税率 经过仔细测算为19%。3.2收益性支出评价参数收益性支出评价参数主要是操作成本和期间费用，其指标选取的数值见表1。表1天然气操作成本及其期间费用参数表序号项目（单位）取值1操作成本/（元/ 103m3）1122管理费用率/（销售收入的2%）销售收入的2%3销售费用率（销售收入的2%）销售收入的2%3.3资本性支出评价参数资本性支出评价参数对天然气经济效益评价时既是一个重要的参数，也是一个比较难确 定的参

7、数，涉及到的因素很多，需要认真分析和研究，不同的情况可能处理的方式是不一样 的。3.3.1钻井投资影响钻井投资大小的因素是井深和单位进尺综合成本，根据气田的实际需要，单位进尺 综合成本按1821元/m,井深选取3000米来计算。3. 3.2地面建设及配套工程投资影响气田开发地面建设及配套工程投资的主要因素是储量的地质环境，气田一般的处理 方式是建设一定规模的产能就投入一定的资金，根据气m的情况，地面建设及配套工程投资 按建设按照110万元每口井来计算的。3. 3.3其他相关评价参数根据气田的实际情况，评价年限选取14年，建设期1年；把天然气稳产年限定为3年; 年综合递减率，可以参照同类气藏开采

8、情况选取，一般选取15%;年生产天数定为330天。4不同产量递减方式下的单井日产量4. 1产量递减方式根据汕藏工程原理的有关理论，产量的递减方式主要有四种，直线递减、调和递减、指 数递减、凸型递减，如果递减率为15%，稳产期3年，递减期11年，那么不同吋期的递减 率如下表所示：年份直线递减指数递减调和递减凸型递减0 （稳产期）11110 （稳产期）11110 （稳产期）111110.850.8607080.8695650.84880120.70.7408180.7692310.69484230.550.6376280.6896550.53735940.40.5488120.6250.37503

9、550.250.4723670.5714290.20504760.10.406570.5263160.01519970.3499380.48780580.3011940.45454590.259240.425532100.223130.4110.192050.377358将表2的计算结果，绘制得到图1。-直线递减 -指数递减 凋和递减 凸型递减图1 不同递减方式图 4.2不同产量递减方式下的单井日产量把不同递减方式的递减率代入上面的模型，得到不同递减方式下，不同a部收益率的单 井u产量，如下表3所示：表3不同产量递减方式单井日产量单井曰产 量（io v）內部收益率（）6810121416直线递

10、减1.0021551.0890381.1799891.2750051.3740771.477197指数递减0.8005930.8901410.9842741.0828871.185881.293166调和递减0.7211060.8096690.9032671.0017431.1049461.2127365方差分析把表3的有关数据分成4组，其巾直线递减为0组、指数递减为1组、调和递减为2组、凸型递减为3组，然后利用spss软件进行方差分析，得到如下表4 表4方差分析表组别（t）组别（j）均值差异（i-j）相伴概率0.95的置信区间下限上限010. 1930.079-0. 0250.41120.2

11、740.0160. 0560. 4923-0. 2320. 827-0. 2410. 19510-0. 1930.079-0.4110. 02520.0810.45-0. 1370.2993-0. 2170. 051-0. 4350.00120-0. 2740.016-0. 492-0. 0561-0. 0810.45-0. 2990. 1373-0. 2970.01-0.515-0. 079300. 0230. 827-0. 1950.24110.2170.051-0.0010. 43520. 2970.010. 0790. 515从表4可以看山，0组和2组的相伴概率小于0. 05, 2组和

12、3组的相伴概率也小于0. 05,说 明调和递减方式下的单井日产量与直线递减、凸型递减方式下的单井日产量存在显著性差 异。6不同递减方式下的单井日产量趋势拟合基于以上的结论，调和递减下的单井日产量与直线递减、凸型递减方式下的单井日产呈 存在显著性差异，那么剔除表3调和递减下的6个数据，然后对其他三种方式下的数据，利 川肯德尔和谐系数进行了相关分析。得到的结论是，直线递减、凸型递减、指数递减三种递 减方式下的单井日产量存在相关性。然后对不同递减方式下的单井日产量趋势拟合，取每种 递减方式下的平均单井日产量，进行了回归分析，通过散点分析以及对比各种回归模型的相 关性系数，认为用多项式来拟和是最好的，如图1所示。1.40. 085 lx2 + 0. 4488x + 0. 6758u.00. 511.522. 533. 5递减内型根据不同递减方式下的平均单井口产量拟和的曲线方程为：y = -0.085lx2+ 0.4488%+0.6758,/?2 =1,该曲线的拟和程度非常髙。式中:y表示的是单井h产量，x表示不同递减内型，如x取1表示指数递减，x取2表示直线递减，取3 表示凸型递减。因此，当知道某区块的递减内型，可以利用上ifif曲线来大概推出单并日产量 是多少，