煤层气钻井技术的经济性分析.pdf

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/文章编号:

100020747（2009）0320403205煤层气钻井技术的经济性分析罗东坤1,褚王涛1,2,吴晓东1,李伟超1（1.中国石油大学（北京）;2.中国石化勘探开发研究院）基金项目:

中国2欧盟能源环境项目“中国煤层气生产可行性研究”（EuropeAid/120723/D/SV/CN）摘要:

目前中国煤层气开发主要集中在低渗煤储集层区域,采用的钻井技术主要包括两种:

一是常规直井技术,二是多分支水平井技术。

基于两种钻井技术,首先在不考虑产能接替的情况下,针对相同井控面积对全直井方案和全多分支水平井方案进行比较;然后在考虑产能接替的情况下,针对相同设计产能对全直井方案和混合井型方案进行比较。

采用投资回收期法和净现值法计算了各个方案在不同煤层气目标区实施后的经济评价指标,比较分析了两种钻井技术在未来中国煤层气开发中的技术经济潜力。

认为,采用常规直井技术可以实现一定经济效益,是目前乃至今后一段时间的首选技术;多分支水平井技术更加适合低渗煤储集层开发,可以大幅提高煤层气产量,但钻井投资过高,风险较大,需要在钻井设备和技术人员逐步实现本土化后,再进行推广使用。

图2表6参15关键词:

煤层气;钻井技术;直井;多分支水平井;经济评价中图分类号:

TE22文献标识码:

AAnalysisoneconomicbenefitsofcoalbedmethanedrillingtechnologiesLuoDongkun1,ChuWangtao1,2,WuXiaodong1,LiWeichao1（1.ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China;2.SinopecExploration&ProductionResearchInstitute,Beijing100083,China）Abstract:

Thecoalbedmethane（CBM）developmentactivitiesinChinaareconcentratedintheregionswithlow2permeabilitycoalreservoirs.Therearetwokindsofdrillingtechnologies:

oneistheconventionalverticalwelltechnology,theotherismulti2branchhorizontalwelltechnology.Basedonthesetwotechnologies,firstly,withouttakingaccountoftheproductioncapacityreplacementandaimingatthesamewell2controlarea,theeconomicbenefitsbetweenthedevelopmentplanwithwholeverticalwellsandtheonewithentiremulti2branchhorizontalwellswerecompared;andthenthecomparisonoftheeconomicbenefitsbetweenthewhole2vertical2welldevelopmentplanandthemixed2well2typeonewasalsomade,consideringtheproductioncapacityreplacementandaimingatthesamedesignedproductioncapacity.IPPandNPVmethodswereusedtocalculatetheeconomicevaluationindicesofapplicationofeachplanindifferentCBMprospects,andthetechnicalandeconomicpotentialitiesofthesetwotechnologieswereanalyzed.Theconventionalverticalwelltechnologycanrealizecertaineconomicbenefitsanditisthepreferredtechnologynow,evenforsometimeinthefuture;themulti2branchhorizontalwelltechnologyismoresuitableforlowpermeabilitycoalreservoirsandcanincreaseCBMproductioninthesereservoirs,buttheriskishighduetohighdrillinginvestment,anditcannotbepopularizedsoonuntilthedrillingequipmentandtechniciansarelocalizedgradually.Keywords:

coalbedmethane;drillingtechnology;verticalwell;multi2branchhorizontalwell;economicevaluation0引言从国外煤层气开发实践可以看出,煤层气钻井技术对于实现产量突破、促进产业发展起着决定性作用。

煤层气钻井技术在不同地质条件下的生产效果差别较大,在产业发展过程中,各国都通过技术试验和评价不断发展适合其地质条件的钻井技术。

中国煤层气地质条件具有“三低一高”的特点,即低储集层压力、低渗透率、低含气饱和度和高含气量,借鉴国内常规油气钻井技术和国外成功煤层气钻井技术形成的多套钻井技术都在实践中得到了应用,以探索有针对性的钻井技术。

实践结果表明,在现有技术条件下,不同钻井技术在产量和投资方面都有各自的比较优势,因此,需要对不同钻井技术的经济效果进行比较,以为煤层气项目开发优化方案和煤层气钻井技术研发提供依据。

1煤层气钻井技术现状分析中国煤层气钻井技术起步较晚,长期以来基本沿用国内常规油气钻井技术。

随着对提高勘探开发水平、提高煤层气产量、降低钻井成本和保护储集层304石油勘探与开发2009年6月PETROLEUMEXPLORATIONANDDEVELOPMENTVol.36No.31994-2010ChinaAcademicJournalElectronicPublishingHouse.Allrightsreserved.http:

/的要求日益提高,国外一些应用成功的钻井技术正在得到借鉴和利用。

据调查,到2007年,中国煤层气开发主要采用的钻井技术包括2类:

直井钻井技术和多分支水平井技术124。

直井钻井广泛应用于山西沁水盆地,实现了产量突破,并逐步形成了针对这一地区高阶煤储集层地质特征的配套钻井技术:

近平衡和欠平衡垂直钻进、套管完井。

多分支水平井技术借鉴美国和澳大利亚成功开采低渗透煤储集层煤层气的经验,自2004年起,中国利用油气产业成熟的水平井钻井设备和技术,采用国外的先进仪器和人员服务,成功地进行了多个多分支水平井试验4,5。

2003年底前中国煤层气产业发展极其缓慢,累计钻井数不足250口,而后在政府的重视下,煤层气产业实现了跨越式的发展,2005年钻井数量超过了2003年底前的总和（见图1）。

截至2007年底,中国煤层气累计钻井2446口,直井为主要井型,共2417口,水平井（主要为多分支水平井）占比例较低,仅为29口（见图2）。

从中国煤层气钻井技术现状看,直井钻井技术最成熟,应用也最普遍,但是,该钻井技术仍然没有完全克服储集层低渗、低压带来的不利影响,单井产量有待提高;多分支水平井技术能够大幅提高单井产量、采气速度和采收率,具有广泛应用前景,但目前投资相对高。

因此,比较直井和多分支水平井技术的经济效果,分析相关影响因素,探索其向经济、高效方向发展的途径,是目前促进中国煤层气产业发展的重要问题。

2煤层气钻井技术的经济性比较对直井技术和多分支水平井技术的经济性进行比较,需要对采用这两种钻井技术的开发方案在多个煤层气目标区的经济评价结果作出对比分析。

为此,需要针对不同的目标区设计开发方案,并根据不同开发方案计算评价参数。

在开发方案的设计中,首先在不考虑产能接替的情况下,针对相同井控面积对全直井方案和全多分支水平井方案进行比较;然后在考虑产能接替的情况下,针对相同设计产能对全直井方案和混合井型方案进行比较。

混合井型方案同时布置直井和多分支水平井,按照两种井型数量比例的不同共设计两种混合井型方案,其中方案1中直井和多分支水平井的数量比例为201,方案2为101。

在比较中,如果全多分支水平井方案、混合井型方案的经济评价结果都好于全直井方案,就说明多分支水平井在经济上具有优势;反之,则说明直井更有优势。

煤层气目标区的选择要兼顾两种钻井技术对目标区地质条件的适应性。

由于目前直井钻井技术适用地区较广,而多分支水平井主要适合于煤体结构完整、渗透率较低、压力较低的储集层条件6,经过评估,韩城、宁武、晋城、大城4个煤层气目标区符合上述条件,作为以上开发方案对比的目标区7211。

据此,煤层气钻井技术的经济性比较实际上就是以这4个目标区不同开发方案的产量预测结果、资源条件和市场条件为基础,确定各目标区不同开发方案在评价期内的产能,预测各目标区的投资和成本,并依据煤层气产业适用的财税制度、补贴政策和商品气价格,分别计算各个方案的经济评价指标,并进行比较12,13。

2.1基础数据2.1.1煤层气目标区产量预测根据采用不同钻井技术的有效泄气面积,经过优化后的直井方案采用矩形井网,350m300m井距;多分支水平井为1个主支、8个分支,主支每侧各4个分支,分支与主支夹角为45,相邻分支间距150m,呈对称分布,主支长800m,分支长分别为500m、400m、300m和200m14。

以上述方案为基础,根据煤层气目标区地质参数进行单井产量模拟,得到不同井型的日产量,见表1。

404石油勘探与开发资源评价与管理Vol.36No.31994-2010ChinaAcademicJournalElectronicPublishingHouse.Allrightsreserved.http:

/表1煤层气目标区产量预测表目标区直井日产量/m3峰值均值多分支水平井日产量/m3峰值均值韩城2434.371473.7825582.2018535.49宁武2957.041911.5935512.4723530.70晋城2733.261655.5432016.7921559.16大城2730.241812.4029922.7419822.52注:

直井单井生产期为15a;多分支水平井单井生产期为9a2.1.2煤层气目标区市场需求预测考虑到中国煤层气运输条件的现状,市场需求预测将以目标区及周边地区城镇为主要对象,以供需平衡省市的天然气消费现状为基准,结合目标区社会经济现状预测现实需求,以现实需求为基础并结合目标区城市化进程预测未来增长的需求15。

各目标区现实需求及城市化速度见表2。

表2煤层气目标区市场需求预测目标区目标城市现实需求量/108m3城市化速度/%韩城韩城、西安、渭南17.300.65宁武大同、朔州5.600.50晋城郑州7.900.63长治、晋城、焦作3.800.50大城廊坊、唐山10.500.682.1.3投资和成本参数中国煤层气开发主要集中在沁水盆地,通过对部分试验项目经济参数的分析,综合考虑不同企业的投资和成本差异,得到该地区投资和成本参数。

除晋城目标区外,韩城、宁武、大城目标区采用的参数将通过类比获得。

对参数的类比将以沁水盆地参数为基准,结合各目标区邻近油气田的投资和成本差异进行类比。

各目标区的投资和成本参数见表3和表4。

表3相同井控面积时方案的投资和成本参数目标区固定投资/104元全直井方案的可变投资/（104元km-2）全多分支水平井方案的可变投资/（104元km-2）经营成本/（元m-3）韩城54002754.405148.210.384宁武15001940.004042.360.320晋城15001868.004027.960.320大城15002212.004096.760.3522.1.4其他参数或其估算方法通过对已有煤层气项目经济评价实践以及煤层气财税制度现状的分析,确定出其他参数或其估算方法。

取煤层气首站价格1元/m3,销售财政补贴0.2元/m3,所得税25%,商品率95%,基准收益率12%,考虑产能接替时的总评价期31a。

其他不能直接赋值的参数估算方法为:

建设用地费、管理费、专利和专有技术使用费、生产准备费及开办费、基本准备费以及流动资金合计按照固定资产投资额的5%估算;按照财政部和国家税务总局发布的关于加快煤层气抽采有关税收政策问题的通知,对煤层气抽采实行增值税先征后退政策,固定资产可以采用年数总和法实行加速折旧;城市维护建设费、教育费附加和其他地方税种合计按照应纳增值税税额的10%估算。

表4相同产能时方案的投资和成本参数目标区固定投资/104元全直井井型方案的可变投资/（元m-3）新建投资接替投资混合井型方案1的可变投资/（元m-3）新建投资接替投资混合井型方案2的可变投资/（元m-3）新建投资接替投资经营成本/（元m-3）韩城54004.112.893.972.793.872.720.384宁武15002.392.112.292.032.241.990.320晋城15002.492.182.432.152.392.120.320大城15002.952.652.792.502.702.420.352注:

混合井型方案1直井和多分支水平井的数量比例201;混合井型方案2直井和多分支水平井的数量比例1012.2经济性比较分析基于以上基础数据,采用投资回收期法和净现值法对韩城、宁武、晋城和大城目标区实施各种开发方案的相关经济评价指标进行计算和比较,结果见表5和表6（假定井控面积为20km2）。

表5相同井控面积时投资回收期和净现值比较目标区投资回收期/a全直井方案全多分支水平井方案净现值/104元全直井方案全多分支水平井方案韩城6.906.70-11122.58-25813.38宁武3.402.6023141.1022422.91晋城3.203.0017443.1810609.82大城4.003.2012754.814723.60表6相同产能时投资净现值比较目标区净现值/104元全直井井型方案混合井型方案1混合井型方案2韩城45628.1229696.6515839.94宁武139574.52132311.52131603.38晋城260321.21246925.53241911.17大城194396.20169165.11168420.56从经济评价结果可以看出,实施全多分支水平井方案的投资回收期低于全直井方案,同时,实施全多分支水平井方案和混合井型方案产生的经济效益也均低于全直井方案,即在目前条件下采用多分支水平井可以提高生产效率但尚不能实现高于直井的经济效益。

与直井钻井技术相比,采用多分支水平井技术后虽然5042009年6月罗东坤等:

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/提高了相同含气面积的煤层气产量,但是同时也增加了投资,因此,造成效益降低的原因是新增投资不能有效地通过新增产量回收。

中国煤层气开发实践分析表明,在产量方面,多分支水平井技术能够有效解决常规直井在开发低渗、低压煤储集层煤层气时产量低的问题,与直井钻井技术相比,单井产量可提高1020倍6。

在投资方面,由于该技术是一项新兴技术,虽然可以借鉴部分国内油气产业的成熟经验,但是一些钻井所需的核心设备和工具以及配套的技术服务尚不能由国内企业提供,需要从国外引入,因此导致钻井投资过高。

总之,中国试验的多分支水平井技术在开采效果上已可与国外同类开采技术相比拟,只是由于投资过高而难以获得令人满意的经济效益。

3结论与建议采用常规直井技术开发煤层气能够获得一定的经济效益,是目前乃至今后一段时间内的首选开发技术。

但这一技术的产量还不是很令人满意,不能完全满足低渗煤储集层煤层气开发的需要。

研究表明,多分支水平井技术适合于开发中国这类具“三低一高”地质特点的煤层气,与直井技术相比,具有单井产量高、采出程度高等优势。

但是由于此技术钻井投资过高使得目前采用其开发煤层气的经济效益尚低于直井技术,因此还不能推广使用。

降低多分支水平井钻井投资是提高煤层气开发经济效益、促进该技术大规模应用的主要途径。

认为应加强配套钻井设备和工具的研究,尽早实现其本土化生产。

此外,还应通过逐步开展现场试验,培养一批掌握多分支水平井实施技术的国内人才,从而降低钻井投资。

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