基于效益评价的单井精细管理方法研究与探索实践

基于效益评价的单井精细管理方法研究与探索实践

李承运   

  中石油煤层气有限责任公司

摘要：本研究基于煤层气公司已开发气田及单井效益，立足各区块、产建项目、单井综合效益，从统计、销售、投资、财务、生产、方案设计等各口径抓取数据，运用盈亏平衡分析、敏感性分析等经济学方法，对收入、成本费用、利润进行测算，得出不同区块、项目、气种、单井的效益。重新确定成本组成项目，形成煤层气公司操作成本项目指标体系，同时明确界定了最低运行费，更加贴合业务流程。重新确定效益评价分类标准，将效益分类标准从油气和新能源分公司早期沿用的五类效益评价划分为七类，实现更精准的划分。分析低效井原因，采取针对性措施治理及规避。开展敏感性分析，测算盈亏平衡点，得出不同因素对效益影响程度，为后续产建项目提供建议。

关键词：经济评价；投资管理；操作成本；效益建产；价值导向

一、引言

随着全球新冠病毒持续蔓延，世界经济缓慢复苏，国际油价逐步回升，能源消费恢复增长，全球天然气供需形势趋紧，区域供需矛盾突出，国内天然气消费仍将保持较快增长，供不应求的矛盾依然突出[1-2]。加之2022年来俄乌冲突引起的全球地缘政治与金融风险交织，全球能源价格大幅攀升且剧烈波动，统筹能源低碳转型和能源供应安全，成为世界各国能源发展的共同挑战[3]。习近平总书记提出“能源的饭碗必须端在自己手里”，国家实施新一轮找矿战略行动，要求大力提升国内勘探开发力度，确保能源安全和供应链产业链稳定，将给国内上游业务带来重大发展机遇[4-5]。面对更趋复杂的外部环境和能源发展改革的新形势，天然气行业迎来重要窗口期，煤层气公司发展机遇总体向好，既是新发展阶段大背景下天然气产业发展的重大机遇，也是煤层气公司迈向高质量发展的时代担当[6]。

二、创新及做法

（一）进行体系与规范建设，评价系统性得以提升

建立系列准则，保证效益评价规范性,针对煤层气、致密气不同特点，各级数据执行统一分摊方法，保证基础数据质量，为效益评价工作提供可靠数据支持。按照不同评价范围、不同评价时段，全面制定了一系列报告内容及附表格式，规范了报告编写结构，确保评价准确、内容全面、分析透彻、附表统一、数据可比。

梳理并初步理顺效益评价工作管理流程，明确业务界面，由规划计划处牵头，勘探开发研究院及相关部门、单位协作，形成以数据采集为基础，逐层汇总、逐层评价、逐层分析的机制。

通过初步研究合作项目效益评价方法与参数选取标准，增加开展合作项目效益评价。在以分公司为基础划分评价区块的基础上，综合考虑地下、地面、财务核算条件，分气种、分井型进一步细分评价区块。

（二）深化标准与参数研究，评价科学性得以保证

根据气井、区块的营业收入、成本费用、利润之间关系，重新研究确定效益评价分类标准，结合公司业务实际情况，将效益分类标准从油气和新能源分公司早期沿用的“五类井”调整为“七类井”。其中，将原效益二类井细分为效益二类井和效益三类井，在划定区域完全成本和生产成本之间增加地质勘探费用，当完全成本>税后收入>生产成本+期间费用时，为效益二类井；当完全成本>税后收入>生产成本用时，为效益三类井。将原效益四类井细分为效益五类井和边际效益井，当操作成本>税后收入>最低运行费时，为边际效益井。

（三）统筹并细化评价对象，评价精准性得以夯实

开展区块与单井效益评价。本研究，对10个区块2409口井、25.49亿方产量进行效益计算与评价，分别占总开井数与总产量的88.53%、98.04%。整体来看，效益一类区块产量23.11亿方、占比90.63%，效益一类井产量20.92亿方、占比82.04%；分类来看，效益一类区块中包括18.59%的低效井、1.73%的低效产量。因此，区块整体评价会掩盖区块中效益较差井的存在，同时，区块中效益一类井产量的多少直接决定区块整体效益的好坏。

开展不同井型评价。2021年，评价直井1869口、产量10.13亿方，水平井106口、产量5.02亿方。总体来看，水平井开发效益优于直井。直井平均单井日产1575方；水平井平均单井日产19302方，是直井的12.26倍。直井中效益一类井占31.84%，与全部评价井相当；低效井占32.64%，高于全部评价井。水平井中效益一类井占56.6%，高于全部评价井；低效井占12.26% ，低于全部评价井。

开展不同气种投产时间评价。2021年，评价煤层气井1716口，产量6.97亿方，单位利润-112元/千方；致密气井259口，产量8.18亿方，单位利润730元/千方。煤层气井投产时间从2005年至2021年，其中，效益一类井投产时间主要集中于2011-2016、2018年。煤层气井产量主要集中在2010-2014、2018-2020年投产的保德煤层气北部区块，2010年后投产的煤层气井单井日产总体较为稳定，但2019年投产的韩城、临汾区块煤层气井产量水平较低。煤层气井操作成本4.23亿元，占操作成本总额的78.7%，整体利润为负，目前，仅2012-2014、2018年投产井处于盈利状态。同时，由于近几年投产井尚未到达稳定产气阶段，效益状况需要继续跟踪观察。

（四）进行因素敏感性分析，评价价值性得以彰显

开展敏感性分析，研究确定不同因素对效益影响程度。产量因素敏感性最强，风险最大，提升单井产量气田效益开发的首要任务。价格因素敏感性较强，销售价格的上升对效益提升有相当帮助。操作成本、折旧折耗因素敏感性相对较弱，折旧折耗较操作成本敏感性稍强。但投资规模不断扩大，折旧折耗呈刚性增涨，控制难度大，进一步实施精细管理，强化操作成本控制应为降本增效工作的关注重点。

（五）建设本地化评价系统，评价高效性得以实现

立足于煤层气公司非常规气田开发特点，通过近两年的工作，完成已开发气田效益评价系统建设，实现不同气种区块及单井效益评价工作线上运行，满足板块各季度、逐年在系统中提取区块及单井效益评价基础数据及评价结果的要求。

三、成效

基于上述方法、标准、参数的创新研究与确定，对近五年的效益进行评价，得出认识：

1.评价产量井数持续增加，整体效益稳定提升

近五年，新建产能项目陆续投产，评价范围不断拓展，评价产量稳定增长，从11.78亿方增加至15.15亿方。同时，平均单井日产从1820方/天上升到2265方/天，效益一类井井数占比从25.73%上升至33.16%，整体效益稳定提升。

2.单井产量持续增加，效益敏感性增强

近五年，效益一类井单井日产稳中有降，说明高效井产量贡献能力有所下降，但近三年单井日产取得了持续较大提升，从4836方/天上升至5443方/天。

同时，效益三类井井数及产量占比均有所提升，这部分井最容易在价格、成本、产量等敏感性较强因素稍有变化的情况下转变为边际效益井或无效益井。这些深层次的实质变化会对整体效益产生负向影响，应在效益提升的表象下给予更多关注。

3.成本控减有力，完全成本操作成本明显下降

近五年，煤层气公司生产运行组织与管理水平持续提升，成本管控力度有效加强，在产量逐年增加的前提下，单位完全成本、操作成本总额及单位水平均实现下降。

单位完全成本从1475元/千方下降至1145元/千方，单位操作成本从500元/千方下降至374元/千方，特别是近三年，降幅达20%。

四、总结

本研究覆盖煤层气公司基本管理职能和业务领域，突出“价值创造”，综上提出以下针对性建议，为后续成本管控、投资优化、工艺技术比选、采收率提高、战略资源接替、规模化效益建产指明方向，通过精细管理和优化技术实现经济有效开发。

参考文献

[1]孟超. 中国天然气安全综合评价与对策研究[D]. 陕西:西北大学,2016.

[2]丁静怡. “一带一路”倡议下中国能源贸易格局与能源安全问题[C]. //第二届西部能源经济与区域发展学术会议论文集.2017:10-24.