不同油气田开发策略的经济可行性评估

• 作者: L.Igbokwe M.Hossain 张艺
• 来源期刊: 石油科技动态
• 关键词: 油气田开发 自然递减 注水 注气 水气交替注入 经济学 项目评估 经济极限 净现值 盈利能力指数 内部收益率 投资回报
• 年，卷（期）: 2017,（11）
• 页码范围: 52-61
• 页数: 10页
• 语种: 中文

摘要

本文通过描述一种帮助综合资产团队确定最优方案的简单方法,提出了一种比较油气田开发策略的综合方案(即油气田投产).涉及的油气田开发方式包括自然递减、注水、注气和水气交替注入(WAG).UBED油田发现于1974年,水深130米,初始油藏压力446 bars,估算石油原始地质储量为35,681,991 m3 (OIIP).利用物质平衡法初步估算最终采收率为25％.通过对井位和临界气体饱和度(分别为0％和10％)进行优化,对每一种方案在最低成本下的最大采收率进行了优化.利用净现值、盈利能力指数、投资回收期和现金内部收益率进行了经济分析.针对每种方案,以日产量3,500立方米/日为基准,每年的稳产率维持在15％.本文分析了项目的各种经济影响因素,结果显示,自然递减、注水、注气和水气交替注入方案的估算最终采收率分别为0.9％、53％、37.2％和53.5％.对于UBEB的油藏而言,最佳生产方案应为注水或水气交替注入.对这两种方案进行对比的结果表明:水气交替注入的成本较低,能够发掘潜在储量,同时能够获得较高的采收率和利润.此外,采用该方案,能够使具有经济效益的稳产期持续较长时间,同时使获得投资回报的周期缩短.与注水方案相比,水气交替注入的估算最终采收率较高,稳产期增长了约4％.但是产量的增长并不能被利润指数和投资回报所抵消.此外,这种方案需要安装气体压缩机,从而增加了资本支出(CAPEX).在本文的末尾,对比了各种开发策略下每种方案的收入、费用和利润,并根据经济参数选择了建议的方案.在本研究中,通过对UBEB油田进行对比经济评估,充分分析了与油气田开发研究相关的关键成本参数,并对盈利能力指标进行了综合比较,根据所得结果,能够做出可靠的经济决策.