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文/王丽忱 田洪亮 甄鉴 雷启鸿，中国石油经济技术研究院 中国石油渤海钻探 长庆油田勘探开发研究院 致密油是继页岩气之后全球非常规油气勘探开发的又一新热点，从全球范围来看，目前致密油的成功开采为世界油气勘探开发带来了重大变革，同时也正逐渐影响着世界能源供需的格局。据美国能源署 EIA 和美国先进能源国际公司 ARI 联合发布的全球致密油气资源评价最新成果显示，全球致密油技术可采资源量为 473亿t，占石油资源总量的 10%。 北美是目前全球唯一实现致密油商业化开采的地区，2006 年以来美国致密油产量猛增，到 2012年美国致密油（主要是页岩油）产量已占到其油气总产量的 29%，成功扭转了美国持续 24 年石油产量下降的局面。俄罗斯、加拿大、中国、阿根廷和利比亚等国亦拥有丰富的致密油资源，但受技术和政策限制，目前这些国家仅开展了初步研究和实验性开发。我国致密油远景资源量达 70亿t左右，其中技术可采资源量约为（20～25）亿t，占全球致密油资源总量的 9.3%，主要分布在松辽、鄂尔多斯、四川等盆地，具有巨大开采潜力。 随着油气资源的日渐紧缺，供需矛盾加剧，众多国家均加快了针对致密油的开发进程，其中，作为应对致密油开发问题的关键因素，选用合适的开发技术和经营模式显得尤为重要。本文在对国外致密油成功开发案例及现状开展系统剖析的基础上，结合相应的关键技术，对致密油开发的经济效益进行系统分析，为我国致密油开发和生产提供有力参考。 1 致密油成功开发案例及现状 1.1 主要开发区域 北美地区比较成熟的致密油产区主要集中在 Bakken、Eagle Ford、Spraberry 等区块，总日产量达到 224.5万bbl，其中 Bakken 和 Eagle Ford 两大产区的产量占全美致密油产量的 63.5%，分别达 71.4万bbl/d 和 71.2万bbl/d。 Bakken 作业区主要位于 North Dakota 州和 Montana 州等地，产量主要来自 Bakken、Three Forks-Sanish 及 Nissan 等储层，以 North Dakota 为例，区域单井平均日产量为 150~300bbl；Eagle Ford 地区产量增长速度极快，短短 3 年已成为北美主力致密油油田，产量约占美国致密油总产量的43%。Eagle Ford 作业区主要位于 Texas 州东部和南部、Hawkvill 盆地及 Maverick 盆地等区域。以Texas 州为例，区域单井平均日产量约 300～350bbl。 1.2 开发模式及经济性 1.2.1 Bakken 产区 开发面积较大是致密油开发过程中的一大典型特征，在 Bakken 产区中，一般情况下是首先在10%～15%的开发面积（核心区块）上进行钻完井，待这一区域的技术和运营都较为成熟之后，向整体区域推广。一旦某家小型公司完成初始阶段开发并实现一定产量后，很快就会被另一家较大的公司吞并，并推向更加全面的开发和经营。目前，有多家上市公司参与了 Bakken 产区开发，主要包括Continental Resources（CLR）、EOG Resources、Marathon Oil（MRO）、Brigham Exploration（BEXP）及 Hess Corporation（HES）等，其中 Continental Resources（CLR）是 Bakken 产区的最大经营者，拥有 85万acre（约 34.4亿m2）的租赁区，共有 172 台钻机同时作业（截至 2011 年 3 月）。 根据 Bakken 产区最近 66 个月的产量统计数据显示，区域油井产量随时间而急剧下降，5 年整体下降 94%（图 1）。为保障产量，需要在产区范围内新钻井，以 2011 年为例，当年的产量下降比例约为 40%，按产量下降后的油井生产速度计算，并假设新井在第一年就有产出，则约需要 819 口新井来抵消当年产量下降。按单井平均成本 1000 万美元计算，为保持产量稳定，每年约投入 82 亿美元（不包括租金和基础设施成本）。2011 年 5 月至 2012 年 5 月，Bakken 产区约新增 1500 口新井，远大于抵消整体油田产量下降的需求量。
多家公司的经验表明，在油价大于 60 美元/bbl 时，一般几个月内即可收回直接钻井成本，其中，预计直接钻井成本占 22 美元/bbl，若初产更高，所占比例会更低。 1.2.2 Eagle Ford 产区 Eagle Ford 产区在开发模式上与 Bakken 作业区相似，均采用“区域上小扩大，运营上大吞小”的策略。产量和经济性方面，随着时间推移，Eagle Ford 产区的油井产量同样呈现急剧下降趋势，且速度更快，仅两年就达到 86%～89%的下降比例，以 2012 年为例，为维持产量，当年增加了 1983口新井。 但值得注意的是，当产量降低 27%时，需要新钻 723 口井来保持当年产量，按单井成本 800 万美元计算，需资金投入约 57.8 亿美元；而因得益于技术进步，实际仅新钻 274 口井后，产量已得到维持，且资金投入缩小了约 36 亿美元。 2 致密油开发关键技术 致密油开发工作能取得如今的突破，关键技术的选取有着至关重要的作用，目前应用于致密油开发的重点技术主要包括工厂化钻井、水平井压裂技术和微地震监测技术等。 2.1 工厂化钻井 工厂化钻井是井台批量钻井（Pad Drilling）和工厂化钻井（Factory Drilling）等新型钻完井作业模式的统称，主要是指在同一地区集中布置大批相似井，使用大量标准化的装备或服务，以生产或装配流水线作业的方式进行钻井和完井。 工厂化钻井主要具备以下几大特点： （1）快速移动钻机，大幅度提高搬迁效率。依靠模块化设计，工厂化钻井可实现快速移动钻机，移动方式包括轨道式、步进式和整体拖动式 3 种，主要利用交流变频电驱动，配有顶驱、自动化井口设备、自动排管系统、自动送钻及数字化司钻操控系统等装置，自动化程度高；作业数据可实现卫星传送；且可采用自动控压钻井系统和钻井液连续循环系统。 （2）优化井下系统，多项关键技术集成应用。在工厂化钻井中，包括水平井套管完井、分段多簇射孔、快速可钻式桥塞和滑溜水多段压裂等多项关键技术实现集成应用；广泛应用先进的旋转导向钻井系统和随钻测井仪器等井下工具；并采用微震监测技术实时监测压裂过程，优化压裂方案，优选钻井井位。 （3）优化井场布局实施集中作业，有效减少非生产时间。工厂化钻井井组多为并行排列，每个井场包括 4～32 口井，通过集中装置实施集中作业，包括压裂集中、水处理集中、服务和供应集中等，采用管理优化方法，实现有效减少井场布置、钻机装卸及钻完井作业等方面的非生产时间。 （4）流水线式同步作业程序，实现边钻井、边压裂、边生产。早期的工厂化钻井，按照钻井、完井、返排、生产的顺序分批量作业，只有前一项作业全部完成，才能实施下一项，拖延了整个生产作业周期。通过实施优化的工厂化同步作业，使用两台钻机批量钻井，第一台钻机依次完成同一井场所有井表层井段的钻井、固井作业，紧接着用另一台快速移动钻机开钻第一口已经胶结好的井，依次完成各井剩余井段的钻井和固井作业。依此类推，直到完成所有井的全部作业，省去了大量的水泥候凝时间和测井时间，有效提高了工厂化钻井效率，降低了总成本。以一个 6 口井的井场为例，相对于优化前的工厂化钻井、完井、返排、生产作业过程，优化后的同步作业可节省 62.5%的时间（图 2）。
2.2 水平井压裂技术 经过 10 多年的发展，国外已形成较为完善的适应不同完井条件的水平井分段压裂改造技术，主要包括水力喷射分段压裂技术、裸眼封隔器分段压裂技术和快钻桥塞分段压裂技术，其中裸眼封隔器分段压裂技术应用最为广泛，具体技术特点、适用范围、局限性及工具结构见表 1。
2.3 微地震监测技术 作为一种快速发展的油藏工程管理工具，微地震监测技术在石油行业主要用于低渗透储层压裂的裂缝动态成像及油田开发过程中的动态监测，可有效优化井身结构设计、延缓油井损坏；适时调整压裂参数，及时修正压裂程序，优化注采程序，最终提高采收率，降低油气田开发成本，缩短和降低储层监测的周期，其技术原理如图 3 所示。
3 经济效益分析 3.1 单井钻完井作业及套管成本 以某致密油产区的 SK3C 井为例，该区位于加拿大 Saskatchewan 省，产层为 Bakken 组，SK3C井井深为 3225m，水平段长度为 1750m。油井工程时间主要包括搬迁或安装时间、钻机服务时间、水平或定向钻井时间、租赁施工时间及勘测时间等，大多按天计算费用。SK3C 油井的钻井、完井及套管成本费用概况如表 2、表 3 所示。
由表 2 可见，钻井成本费用主要包括前期准备、工程设备及服务、后勤保障和技术支持等方面，其中工程设备及服务部分约花费 65～68 万美元，占钻井总成本的 63.5%。
表 3 可见，完井和套管成本费用主要花费在增产（压裂、酸化）、井下工具和完井液等方面，约 77 万美元，占完井和套管总费用的 64.5%。 3.2 同作业区不同作业者的开发作业成本 以 Bakken 作业区为例，主要由 Continental Resources、Hess、Statoil 及 EOG Resources 等 多家油气公司参与开发，不同作业者的产量特点、投资及成本情况如表 4 所示。
3.3 同作业者不同作业区及不同井深单井成本 基于众多北美致密油作业公司内部数据，统计得到北美作业区域中典型井的最终采收率、井深、固定资产成本和投入、运营费用等，具体数据对比如表 5 所示。
由表 5 可见，加拿大致密油作业区域典型井的估算最终采收率（Estimated Ultimate Recovery，简称 EUR）低于美国，约相差 26万bbl；美国典型井的成本投入约是加拿大的 2.4 倍，这与美国致密油油井更深有关。投入、运营费用方面，当最终采收率和作业井深处于同等水平时，每桶油的资本投入差异不大，而加拿大致密油的运营成本略高于美国，大约高出 36%，造成这一差异的原因可能与地方政府财税政策有关。 忽略因油品质量导致的油价差异，假定油价在 70～100 美元/bbl 浮动（WTI），加之加拿大作业区域的平均供应油价比美国（64 美元/bbl）低 8 美元，基本上所有作业区域的经济成本价都在 85美元/bbl 以下，由此可知，致密油可以大规模开采。而一旦考虑环境成本，当前成本价格将呈直线上升，部分区域将无法实现经济开采。此外，因致密油开发成本受政府税费影响较大，作业区域的开发程度、地质条件等因素也会使资本投入和运营成本产生较大变化，而倘若能保证较高的最终采收率，收益差异将有所降低，因此在制定开发策略时，需综合考虑多方面因素。 3.4 影响因素及差异 致密油开发主要受地质因素和非地质因素影响。与页岩气开发的发展历程相似，北美致密油也是在开发技术（特别是水平井及分段压裂等）方面取得重大突破，最大程度地降低了地质因素对开发生产带来的影响，使得单井产量大幅提高，最终得以实现致密油大规模商业开发。 致密油开发技术突破主要包括： （1）致密油资源评价和富集区预测技术，主要解决致密油资源与地质目标评价和优质储层识别与预测问题； （2）超长水平快速钻完井、分段压裂及微地震监测技术，主要解决单井产量低的问题； （3）致密油产能评价与开发优化技术，主要解决致密油整体经济开发问题。 在非地质因素方面，北美地区页岩气开发得到了政府大量财税补贴和支持，而致密油开发除依靠先进技术的重大突破和政府扶持外，还得益于高油价支持。其中，美国在非地质因素方面具备的优势条件尤为突出，这些条件包括：地下资源矿权的私有性质有利于刺激致密油气开发；具备致密油气技术优势和钻机设备的独立公司与承包商众多；集输管网设施完善；水力压裂所需的水资源丰富；油价激励等。 综合来看，未来各国致密油资源的市场前景主要取决于致密油开发的技术水平、实际生产成本、产量和价格水平等。 4 结论 通过对北美致密油开发典型区域的现状模式、开发技术及经济效益开展系统研究与分析，取得如下结论和认识： （1）致密油能否实现成功开发，技术保障尤为重要，我国应借鉴北美致密油勘探开发经验，并通过广泛的国际合作与交流，大力加强致密油基础理论研究，制定适合国内陆质条件的开发方案。 （2）目前我国对于致密油开发尚未形成系统的政策法规，现行的扶持体系也不够完整，为激发我国致密油资源的合理开发利用，建议参考北美地区成功案例，总结成熟地区的勘探开发特点、发展历程及经济运营规律，尽快完善我国致密油开发利用的财税优惠政策，从而激发致密油生产企业的积极性，有效带动致密油产量的大幅增加。 （3）针对致密油开发的经济效益，应加强经济评价理论研究，拓宽评价范围，提升分析层次，以求有效降低致密油生产运营成本，实现经济开发。 |
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由表 4 可见，在不考虑井网覆盖面积的情况下，Continental Resources 公司的 30d 初始产量最大，约为 1052bbl/d（144t/d），预计 30 年的最终采出量为 59.3万bbl，单井成本在 950 万美元左右，单井保本成本为 45.07 美元/bbl。通过对比单井净现值可知，Continental Resources 公司的单井净现值较高，投资效益较好。此外，表 4 列出不同作业者的资本投入差异不大，但受初始产量、预计最终采出量、资本投入等因素影响，其保本价格浮动范围较大，按平均保本价格为 49.35美元/bbl 来看，Oasis、Statoil 及 ConocoPhillips 等公司的保本价格较高，致使盈利空间受到压缩，建议调整开发方案。
