油价包含什么_油价怎么定义标准
1.原油价格是波动很厉害的?
2.概念和分类
原油价格是波动很厉害的?
政局动荡和石油贸易的全球化使得石油价格对所有新闻消息都格外敏感。原油价格的这种敏感性对于来自炼油厂的最终石油产品来说更为重要,如汽油和柴油。但是,你在加油站所付的费用则要大大高于石油产品的成本价。为什么会有此差别?这是消费者所在国家的税收政策所造成的。对于欧洲的德国、法国、意大利和英国等国家对石油产品的税收的平均水平可达石油产品销售价格的四分之三之多。在美国,石油产品的税收仅为销售价的四分之一,这就是美国的石油产品比欧洲的要便宜得多的原因。很不幸的是,便宜的油价并没有促使消费者去节约能源,在三个重要欧洲国家的市场上,石油产品的税收为9%~27%。
石油需求高度依赖于全球宏观经济条件,所以这也是确定价格的一种重要因素。一些经济学家认为,高油价已经给全球经济增长造成了负面影响资料来源:《欧佩克能源报告》,2007;《MEED》,2008。。欧佩克力图将油价维持在一个将其成员作为一个整体而最佳收益的水平上,这被一些观察家认为是一种“决斗的挑战书”。
2007年底,全球探明的石油储量已达119531800万桶,其中92714600万桶,或占77.6%的石油资源由欧佩克成员掌控着。2000年,全球的石油总需求量为每天7600万桶,2008年,全球经济继续增长,石油需求量增至每天8750万桶,到2010年达9060万桶/日,预计到2020年每天的石油需求量将接近10320万桶。
油气开发的合作者。石油合同的毛利润基本是在三方参股的合作伙伴之间分享的。这三方为:(1)石油或天然气的生产国;(2)勘探权的拥有者;(3)为油田的勘探和随后的开发提供资金的投资者。在绝大多数情况下,油气资产都是国家的。国家从石油和天然气工业获得极其丰厚的矿权使用费、利润和矿权税收。勘探所需的土地面积(英亩)可以通过拍卖获得,而且往往以租赁的形式转让给出价最高的人或企业。然而,这种卖方索价往往以打包的形式委托给那些主权国家。一份买卖股票的协议会在勘探方面投入一定量的资金,投入数千米的地震勘探作业,或者计划钻探一定数量的井。当勘探所需土地面积落实以后,财政部门常常就会与一些生产企业联合起来共享合同,而且这种合作往往都是固定的。租借的期限变化很大,但标准协议书的有效期限为25年或15年,在一些特殊情况下,这种合同的有效期将会大大缩短。
石油与天然气投资的整体观。对于重大石油或天然气工程的投资规模需达数十亿美元。如此巨额的费用意味着只有那些资本最为雄厚的公司才可能拥有工程所需的技术与财政资源。即使这些公司拥有足够的资金,它们也常常会与其他公司合作,以求限制或分散风险。在石油工业中,只有投产后获得了以桶计或以吨计的石油和以立方米或英热单位计的天然气时,油气公司才能真正获利。
为了分担勘探钻井的风险和相关费用,目前多流行由多家合作者分担勘探土地的方式。负责钻井作业的公司称为作业者,其他一些参与该项目的公司则称为油田参与者。全世界各国对石油与天然气工业的掌控程度大相径庭,但基本都是由以下内容构成的:
开采权开采权可以被定为是从资产或每销售单元一种固定价格的物品衍生出来的总的或纯销售百分比,但还有其他类型补偿度量制。一种开采权的利息是收集未来的开采权费用数据的参照,它常常在石油工业和绝大多数工业中使用,用来描述对一个给定的租借期未来的生产与总收入所有权的百分比,它可以从资产的原始拥有者中剥离出来。:现金支付或为矿权所有者支付利润。许多分成合同(PSC)并不包括开采权。通常,利润的范围为4%~17%,而且可能会根据生产速度给出一个降低范围。
回收成本:绝大多数分成合同允许作业者回收勘探、开发以及总产量或总收入中的部分资金(在利润被瓜分并被征收捐税之前),然而,回收成本就是获得成本油,其构成费用为:(1)作业费用;(2)资本投入(支出费用);(3)财政支出费用;(4)在前些年中尚未被回收的成本。
石油成本=作业费用+资本投入+财政支出费用+尚未被回收的成本
在成本回收之后所剩余的收入就是在承包人和其合伙人、国家之间划分利润油(对此,精确的定义取决于PSC术语)。
利润=石油收入-石油成本
分包商常常与累计生产、返还率或石油退税政策累计税收与累计价格之比。有关。此举的目的为在油田生命周期的早期阶段,给予承包者高额的利润。有时,如果价格上升到某一水准,承包者的利润就会减少,此时就会出现价格上限。一定比例的进口石油必须以低于市场价在国内市场上出售(如印度尼西亚的情况)。作业者所占用的利润油可以成为国家一般性税收的一部分,在某些情况下,可以作为特殊的石油税(如石油收入税石油收入税(PRT)是一种在英国直接收取的税种。1975年,根据石油税收法案(Oil Taxation Act)实施此项政策,这是在Harold Wilson的工党政府重返政坛之后出台的法案,此后不久即爆发了1973年的能源危机。此后,英国大陆架的油气勘探开展,目的在于使“国家更加获利”,这也促进石油公司对资本投资进行“合适返还”。PRT是对英国本土和英国大陆架上“利润极大增加”的石油与天然气勘探的征税。经过特殊允许,PRT对石油开采所征收的税率已达50%。PRT的征税可以作为单个石油与天然气田税收的参照物,所以,与开发和运营一个油田相关的费用就不能与其他油田所产生的利润相区分开来。PRT于1993年3月16日被彻底废除,所有油公司和开发中的油田都赞成此举,但此后PRT依然为油田存在了下去。与此同时,PRT的比率从75%减到了50%,但是许多针对勘探与评价经费的PRT的税收都减免了。)。石油税收常常是十分特殊的。一些国家实施退还石油税率(ROR)返还率(ROR)或称投资返还率(ROI),或有时就称返还,是指相对于投资金额对一项投资所获得的与损失的资金之比。获得的或损失的资金量可以作为利息、利润/损失或净收入/损失来看待。投资的资金量可以作为资产、资本、原则或投资的成本基数。ROI常用百分比而不用小数表示。的政策。提速生产作为连续的ROR的起征点。这种措施能够引起政府的极高参与并获得极大的盈利,还能够导致在生产与价格的特定增长下的NPV下降。
“评估石油价格范围的最佳方式就是去观察将石油、天然气和石油产品送往市场的单位价格。”
分成合同及其运作政府与石油作业者(承包商)之间的合同,包括勘探、开发和运输的过程。。政府或国家的参与可以现金或现货石油的方式进行。许多税收的管理体制都是基于分成合同(PSC)产生的,据此,国家将会把石油和天然气的所有权收归国有。绝大多数分成合同也有一些浮动的条款,它们取决于生产率、石油价格、储集层的深度与形成时代。
“石油合同如何运作?”
下图是一个分成合同的典型实例,表示政府或国家的平均返还以及与公司或承包商或油田作业者的工作关系。
典型的分成合同
服务合同——在一些国家中,承包人接收每桶石油的固定费用,比如在尼日利亚,壳牌公司的利润约为2.5美元/桶,在阿布扎比酋长国,道达尔公司、英国石油公司、壳牌公司的利润固定为1美元/桶。
以合同为基础的成本与利润
什么是F&D成本?F&D成本就是发现与开发成本,包括所有资金和生产开始之前的总收入。发现与开发的成本一般分摊在每桶石油当量上。发现成本由勘探与评估工作构成;开发成本包括将石油与天然气输往销售点而建设和设备安装所投入的成本。两项成本的计算就是将花在增加储量方面的费用与实际储量增加进行比较。
当前,寻找油气已经比石油工业早期的科学性更强了,但依然不可能精确地确定石油在地下的所在地,对于哪些地方可能存在商业价值油气的了解就更少了。最有可能的情况是在七口井中只有一口井可以做出对未来生产的精确评价,当然,这种比率在极大程度上取决于当地的情况。
“勘探钻井的成本变数很大,它取决于地理条件(陆地或海域,交通便利的程度,困难或极其困难的地区等)以及所需钻井的深度。一些钻井的深度仅有几百米,几天之内就可完成,所需成本约一百万美元。然而,一些钻井的深度可达5000~7000米,完井作业至少需一年,其成本高达上千万美元。”
从发现石油到送达市场需要多长时间?对此,并无标准的答案,但一般规律是从决定勘探开始,到发现油气、测试、开发并从一个新油田将油气外输约需3~7年时间。所需时间取决于石油所在地,以及发现、测试和开采油气的难易程度。如位于深水海域的一个油田的发现与测试所需的时间就要长得多,因为海上油气勘探与开发所面临的技术挑战更多、更复杂。深水钻井困难且昂贵,勘探家们需要时间去获得更多的资金并研究更先进的技术。
勘探与开发循环中所需的费用种类从研究、勘探、发现、开发、生产、储运与油田替代开始。。所需的费用可分为四种类型,其中三种为广义的勘探与开发循环:(1)所需的土地面积(英亩);(2)在该区域的勘探;(3)任何成功的开发;(4)购买已有的油气储量。这些费用可以被视为在一个给定的时间范围内获得油气的成本。发现与开发的费用在1993年达到峰值以后就开始直线下降,这是因为钻取勘探井的技术已经被利用三维或四维地震勘探等更为先进的勘探技术所取代,钻井成功率明显提高,所钻的“干井”(失败的钻井)已大大减少。
勘探是风险最高的阶段这是石油开发循环中最为昂贵的阶段。资料来源:《欧佩克报告》《WER》,2008。。在所钻井中,仅有少数井可以见到石油或天然气。不能指望仅靠这几口井就确定油田的范围。只有五分之一的勘探井能够发现人们所需的油气。然而,石油公司依然认为,以此代价去发现新的油气田是非常值得的。若将勘探成本均摊一下,如果使用更为高级而有效的技术方法,则每桶石油所需的成本仅为0.80~1.60美元。
生产成本。通常人们将生产成本称之为采油或作业成本,由员工成本、当地的能源成本、所需的租金(钻井设备的租用等)、消费(如钻井液)、钻头费用等构成。当今,油气开采技术已经大幅度提高(水下钻井、海洋油田开发、FPSO等),而且开采权费用也降低了(有时此项还包括生产费用)。
1999年,一些大型跨国石油公司的生产费用已经降至3.63美元/桶油当量,这是近10年来它们的最低水平。油气的预测,勘探钻井的目标都是深埋于地下的。这些钻探的目的层大多深埋于2~4千米的深处,有时可深达6千米。欲达目的层,所钻井的直径仅为50厘米。
石油是有限的自然资源,虽然仍可开采许多年,但它最终会被耗尽。以2007年的开采速度,欧佩克所拥有的石油资源还可以开采81年,非欧佩克的石油资源还可以至少开采20年。全球的石油需求量正在增加,而欧佩克也将进一步增强自己在石油资源方面的重要作用,如果我们能很好地安排我们的资源,提高石油的利用率,开发新的油气田,就能让石油资源多为几代人使用。石油勘探的费用可达几亿甚至几十亿美元,而实际费用则取决于以下因素:可能的石油资源位置(陆地或深海区)、油田的面积、能获得详细的勘探资料以及地下岩石的构造类型。所以,勘探需要进行详细的制图以便确定合适的钻探位置(地质构造的类型)、深部地层勘探(二维和三维地震勘探技术)以及实验钻井。要确定这些作业的准确成本并非易事,在石油工业中,欧佩克的平均生产成本最低,其部分原因在于欧佩克成员拥有丰富的石油资源而且开采地点十分方便。
生产与炼油厂之间的运输成本的变化也很大,在很大程度上取决于从油田到炼油厂以及从天然气田到加工处理厂的距离。石油生产国通过炼制国产石油的方式来使本国生产的石油增值。然而,如果市场遥远,运输的费用就会非常昂贵,就会出现输送石油的费用高于原油价格的现象,其主要原因在于与原油罐相比,石油产品的罐相对较小。因此,石油生产国不得不做出提高自己炼油比例的战略决定。
对于不太好的或者极其昂贵的(9.50~15.40美元/桶)的价格来说,实际的生产成本要高于4.20~8.10美元/桶,对于一个条件良好的中东地区的油田而言,生产成本为2.30~5.90美元/桶,其成本会因生产井的产量或单元流量而发生极大的波动。然而,成本也取决于油田的生产利润以及油田能够连续生产的时间。油田的生产峰值可以延续一段时间,一般为一年到几十年。
储量石油储量是指在现有的经济与作业条件下能够开采出来的石油量。许多石油生产国并没有展示它们的油气藏工程数据,而仅仅提供一些关于石油储量的虚假报告。接替成本储量接替是上游工业另一种重要的评估标准。这一概念的定义为一家石油公司用新油田接替生产的能力,即用新增储量修订先前预测的(一个油田投产后)或者已经获得的储量。储量接替由石油公司提供的标准数据进行计算,而这些数据是由美国证券交易委员会(Securities and Exchange Commission,SEC)与财务会计准则委员会(Financial Accounting Standard Board,FASB)提供。虽然这两方面都有局限性,但它们是唯一能够在不同公司之间进行评估的两个标准。
油田生产的储量可以被以下因素所替代:(1)新油田的发现;(2)已有油田的面积扩大;(3)早期储量预算的修订;(4)从别处购买到的储量。一个100%的比率标志着一家石油公司在一个给定的时间段内已经将所有已开采的储量全部增补上了。由于一个典型的勘探与开发循环,大约为3~5年时间,这一时间比例的长短并无特殊意义。
中东地区一个品质良好油田的单元成本一个油田就是一个拥有从地下开采石油的大量油井的区域。石油储集层延伸的面积很大,可能会达几百平方千米,在整个油田区域内分布着大量的勘探与开发井。此外,可能会有一些探井打到了油田的边缘,用管线可以将石油从那里运至加工厂。由于油田可能会远离居民区,因此建成一个油田的物流供应网极为复杂。如工人们不得不工作数日或数年,并需要在油田安家落户。反之,居住与设备也需要电力和水,在严寒区的管线可能需要加热。如果无法利用,人们会将多余的天然气烧掉,这将需要大量炉具和排气管,还需管线将天然气从井口送达炉具处。
“在石油工业界,欧佩克的平均生产成本最低,其部分原因在于欧佩克成员拥有丰富而且易于开采的油气资源。”
储量接替是上游工业发展情况的另一个重要评价指标。储量预测也是一门科学,而且,随着新信息的不断获得,储量预算也将发生变化。各石油公司都会尽力管理自家的储量并不断修订(一般都会增加)。一家油气公司在一个给定的时间段内已经完成了自己所有的储量接替工作,而一旦发现储量有下降的趋势,油气公司就会对自己的账目进行审核。无论是勘探与开发成本还是储量接替率完全可以各自核算。显然,在一些极端情况下,那些大幅度削减勘探预算的石油公司将一无所获,并会因油田的枯竭而不复存在。而那些勘探投入巨资的公司将在未来获得较高的储量接替率和生产率。
在最有利的情况下(良好的中东地区油田),采油的利润将可达成本的6~15倍,这远高于其他工业的利润。这种巨大的利润使得石油工业在全球的工业界独领风骚。
石油储量与石油峰值。常规石油储量包括用现有的技术手段一次、二次或三次采油技术从井孔内采出的石油量。但并不包括从固体或气体中抽取获得的(如沥青砂、油页岩、天然气液化处理或者煤的液化处理)液体。石油储量可以分为探明(proven)储量、预测(probable)储量和可采(possible)储量。探明储量是指总量中至少90%~95%的资源,预测储量可达总资源量的50%,而可采储量则仅为总资源量的10%~50%。目前的技术手段可以从绝大多数井中采出约40%的石油。一些推测认为,未来的技术将可以采出更多的石油。但迄今为止,人们在计算探明储量和预测储量时都已将未来的技术能力考虑进去了。在许多重要产油国中,大量的储量报告并未被外部的审计核实确认。绝大多数容易开采的石油资源都已被发现了。
油价的增长促使人们在那些投资更高的地方进行油气勘探,如超深钻井、超低温条件下钻井,以及环境敏感区域或需要用高科技开采石油的区域。每次勘探的低发现率必将造成钻采工具短缺、钢材涨价,在这种复杂的背景下,石油勘探的总成本势必增加。全球油田发现的高峰值出现在1965年,其主要原因在于世界人口的增加速度快于石油的生产速度,人均生产的峰值出现在1979年(1973—1979年期间,为上升后的稳定水平阶段)。20世纪60年代,每年的石油发现量也达到了峰值,约为550亿桶。从那以后,这一数值就持续下降(2004—2005年间仅为120亿桶/年)。1980年储量出现峰值,当时的石油生产首次超过了新的发现量,虽然用一些创新的方法对储量进行了重新估算,但仍然难以精确地估计储量。
夸大的储量。全球的油气储量是混乱不清的,而实际上是言过其实的。许多所谓的储量实际上是资源。它们并未被确定,既没有得到,也无法开采,而仅仅是一种估算,在全球12000亿桶(1900亿立方米)的探明储量中,约3000亿桶应该被修订为探明资源量。在石油峰值数据的预测中,一个困难就是对那些探明储量进行评估时因定义模糊而出现的误差。近年来,人们已经注意到关于“探明储量”被耗尽的许多错误信息。对此,一个最好的实例就是2004年壳牌公司20%的储量突然不翼而飞的丑闻。在绝大多数情况下,探明储量是由石油公司宣布的,也可由石油的生产国和消费者们宣布。这三方都有夸大他们探明储量的理由:(1)石油公司可能会以此提高自己潜在的价值;(2)石油生产国欲以此进一步强化自己的国际地位;(3)消费国的政府可能会寻求自己经济体系内和消费者之间的安全与稳定。2007年能源观察组织(Energy Watch Group,缩写EWG)的报告表明,全球的探明储量加预测储量为8540亿?12550亿桶(若按目前不再增长的需求量计算,可供全球使用30~40年)。对欧佩克报道数据进行详细的分析就可发现巨大的差异,这些国家夸大自己的储量很可能出于政治原因(特别是在没有实质性发现的时期)。有70多个国家也跟风,纷纷夸大自己可用于开采的储量。因此,最高预测就是12550亿桶。分析家认为,欧佩克成员的经济刺激着它们夸大自己的储量,因为欧佩克的配额系统允许那些拥有较多储量的国家增加自己的产量。如科威特在2006年1月向《石油情报周刊》(Petroleum Intelligence Weekly)提供的报告称,该国的储量480亿桶中仅有240亿桶为“探明储量”。然而,这一报道是基于科威特的“秘密文件泄密”情报而做出的,而且也未被科威特官方否认。此外,以前所报道过的第一次海湾战争中被伊拉克军人烧掉的15亿桶储量也没在科威特的石油储量中得以反映。另一方面,官方调查分析家们认为,石油公司一直希望造成一种假象,以便提高油价。2003年,一些分析家指出,石油生产国是了解它们自己储量的,目的就在于抬高油价。
概念和分类
“低品位”油气资源是一个相对的概念,是相对于已经发现的规模大、丰度高、油质好、单井产量高的“高品位”而言;同时也是相对于技术经济条件而言,是技术经济条件的函数,与经营管理的方式密切相关1,1因此,世界各国学者根据所在国不同的资源状况和技术经济条件对“低品位”油气资源进行了不同的界定。
1.1.1 国外研究与实践
目前,美国等国家一般较少采用“低品位”的概念,因此也就没有对低品位油气资源提出相对统一的概念和分类。通常情况,美国采用“边际”、“非常规”等概念来描述低品位、难动用油气资源,以区别于优质资源。“边际”概念主要是指在一定市场(价格)条件下,采用现有成熟技术不能实现经济开采(满足一定的投资回报率)的石油、天然气储量,包括探明储量规模太小的油气田、规模大但开发难度大的油气田、重(稠)油、剩余油(尾矿)等。“非常规”的概念,则用来描述利用常规技术工艺不能开发的油气资源,如油砂、油页岩、煤层气、页岩气、致密砂岩气等。在实际应用中,这两个概念没有截然分开,存在明显交叉。即便如此,对于任何一种具体的边际储量和非常规资源,美国等国家在研究制定相关政策时,都给予了明确的界定,包括孔隙度、渗透率、密度、粘度等具体的物性、物理指标[2]。
国外曾把渗透率小于100mD(mD:毫达西,为渗透率单位)的油田划为低渗透油田。随着科学技术的发展,目前通常也把低渗透油田的上限定为50mD,并进一步将低渗透油藏分为以下三种类型[3~4]:
一类储层渗透率10~50mD,称为低渗透油田。此类储层的特点接近于正常储层。地层条件下含水饱和度为25%~50%。这类储层一般具有工业性自然产能,但在钻井和完井中极易造成污染,需采取相应的储层保护措施。开采方式及最终采收率与常规储层相似,压裂可进一步提高其产能。
二类储层渗透率1~10mD,称为特低渗透油田。此类储层含水饱和度变化较大,部分为低电阻油层,测井解释难度较大。这类储层自然产能一般达不到工业性标准,需压裂投产。
三类储层渗透率0.1~1mD,它属致密低渗透储层,称为超低渗透油田。由于孔隙半径很小,因而油气很难采出。这类储层已接近有效储层的下限,几乎没有自然产能,需进行大型压裂改造方能投产。就目前的世界工艺技术水平而言,0.1mD以下的低渗透油藏也是可以开发的,但经济上可能是无效的。
近年来,美国将渗透率低于1.0mD油藏定为低渗透油藏,而将渗透率低于0.01mD的油藏定为特低渗透油藏。美国联邦能源管理委员会根据《美国国会1978年天然气政策法》的有关规定,提出将有效渗透率低于0.1mD的砂岩气藏确定为致密气藏。美国能源部对致密砂岩气藏进一步分类,规定:0.05~0.1mD为致密砂岩气藏;0.001~0.05mD为很致密砂岩气藏;0.0001~0.001mD为极致密砂岩气藏。
1.1.2 国内研究与实践
国内对低品位油气的界定比较多,没有形成统一的概念。国家有关部门、一些专家学者分别从不同角度对低品位油气资源进行了描述。
1.1.2.1 国家行业标准
国家有关部门从油气藏分类的角度,对一些低品位油气藏进行了定量描述和界定。国家油藏分类(标准编号:SY/T6168-1995)如表1.1所示;国家气藏分类标准(标准编号:SY/T6169-1995)如表1.2所示。
表1.1 国家油藏分类(标准编号:SY/T6168-1995)
表1.2 国家气藏分类标准(标准编号:SY/T6169-1995)
1.1.2.2 专家学者界定
国内专家学者也对低品位油气资源的概念和类型做了大量研究。
有的学者借鉴国外标准,从物性指标参数等方面对低渗透油藏概念进行了研究和界定。罗蛰潭等[5]认为:渗透率低于100mD的储层为低渗透储层。严衡文等在西安国际低渗透油气藏会议上,提出了低渗透储层的划分标准:渗透率大于100mD为好储层;渗透率10~100mD为低渗透储层;0.1~10mD为特低渗透储层。李道品等[6]提出:渗透率10~50mD为低渗透;渗透率1.0~10mD为特低渗透;渗透率0.1~1.0mD为超低渗透。由中国石油天然气集团公司组织编写的《中国石油勘探开发百科全书》[7]中规定:渗透率≥10~50mD为低渗透;渗透率≥1.0~10mD为特低渗透;渗透率<1.0mD为超低渗透。王光付等[8]提出:有效渗透率10~50mD的油藏为一般低渗透油藏;有效渗透率1~10mD的油藏为特低渗透油藏;有效渗透率0.1~1.0mD的油藏为超低渗透油藏。
李浩和杨海滨主要从经济和技术角度提出了低品位石油储量判断标准,他们认为低品位石油储量就是难动用石油储量[9]。从经济角度来说,12%的投资收益率是划分储量难动用与否的标准,投资收益率达不到12%的,被定义为难动用储量;将成本利润率小于6%的已开发油藏定义为石油尾矿[9]。从技术角度说,难动用储量是指在自然条件下由于技术原因开发难度较大的储量,一般又分为3种类型:油藏岩石的物性不好;油品本身特性不好,粘度太大;进入开发后期的难采储量。难动用石油储量具有以下特点:①资源本身物化特性或其储层物性较差,通常其相对密度较大、粘度较高、流动性差、非烃组分含量高,或具有储量丰度低、单井产量低及渗透率低的“三低特征”;②资源本身质量和储集性较好,但分布复杂,或储量规模较小,需要特殊工艺和设备,风险高;③随着技术的发展与油价的变化,可以变为可动用储量;④由于管理体制、管理水平等的不同,储量的可动用性不同。邱中建等认为[10]:难采储量往往受制于油价的高低,对油价的波动非常敏感,如果油价从18美元/桶增至28美元/桶,那么大部分难采储量都可以动用。而且他们还认为,由于难采储量开采成本高,大型国有石油公司动用它们的积极性往往不高,如果改变经营方式,缩小经营单位,采用股份制,由国有石油公司控股,精打细算,那么大部分难采储量也可以动用。这种经营方式在我国某些地方已经存在,而且可以盈利。如果同时加大科技攻关的力度,降低难采储量开发的成本,那么难采储量也会被动用。
查全衡等[2]认为“低品位”资源是相对概念,一是相对于已发现的规模大、丰度高、油品好、产量高油气田的“高品位”而言的。“低品位”资源的成因有两种:一种是天然形成的。我国通常将复杂的小断块油气田、稠油油田和低丰度、低渗透油气田的资源称为“低品位”资源。另一种是人为造成的。长期开采后的油气田剩余的资源,大体相当于固体矿藏的“尾矿”,资源品位变差。不过流体矿藏的“尾矿”总量巨大,目前一般占探明地质储量的70%以上。二是相对于技术经济条件而言。“品位”是技术经济条件的函数,随着技术进步、油价上升,“低品位”资源可以成为“高品位”资源,而在油价下降时,“高品位”资源也可以成为“低品位”资源,如图1.1所示。
图1.1 油气资源品位构成三角图
潘继平等[11]从资源质量、储集物性及分布特征等方面将低品位储量分为以下四大类:①I类,即稠油类。这类资源本身质量比较差。从物理性质上看,密度大,密度一般超过0.934g/cm3,粘度大于100m Pa·s(m Pa·s:毫帕斯卡·秒,为粘度单位),流动性差;从化学性质组分上看,氧、硫、氮等元素、非烃及沥青质含量高,硫元素含量0.4%~1.0%;氮元素0.7%~1.2%,而常规油的硫和氮含量通常分别低于0.4%和0.7%,非烃和沥青质含量高达10%~30%,有的甚至可达50%。通常,这类资源埋藏浅,但储量规模较大。②Ⅱ类,即低渗透类。这类资源本身物化特征较好,但一方面储量丰度低,单井产量低,规模较大,总量较大,另一方面储集物性比较差,孔渗低,渗透一般小于50×10-3μm2,物性非均质性强,储集空间分布极其复杂,比如裂缝或溶蚀孔隙,总体上,这类储量属于油气贫矿类,主要是由于储层物性特征较差致使其难以动用开采,包括复杂岩性、地层油气藏和裂缝性油气藏。③Ⅲ类,即小油田类。这类资源本身品质及其储集物性较好,但由于单个油气藏(田)面积小、规模小、储量小,或者构造复杂,断裂发育,油水关系复杂的小型断块油藏,常呈成群或成带分布,多为边际油田。由于规模小,开采成本高,风险大,且需要采用先进的钻井技术,如多分支水平井技术和大位移水平井技术。④Ⅳ类,即剩余油类。这类资源是指经过多年生产后的油田所剩余的储量,属于油气“尾矿”,是一种人为生产活动造成的,通常分布在大型老油田,而且总量较大。在经过一次、二次采油后,油藏油水关系复杂,剩余的资源分布规律性差,开发和生产成本较高,通常需要先进有效的油藏经营管理技术,包括精细油藏描述技术和三次采油技术等。
1.1.2.3 小结
从上述情况看,国内低品位油气资源的概念总体上包括以下四个方面内容:
一是市场经济条件,即石油价格因素。通常油价越高,越利于低品位油气资源开发利用,低品位资源将向高品位资源转换;反之,油价越低,高品位资源将向低品位资源转换。
二是开发工艺技术条件。技术水平越高、越有效,越有利于低品位油气资源开发利用,低品位资源向高品位资源转换;反之,技术水平低下,高品位资源将向低品位资源转换。
三是政策环境。主要指油气资源开发的各种税费政策,适当有效的鼓励政策有利于低品位资源开发。
四是经营管理水平。主要指企业开发资源的经营管理水平和成本控制能力,较高的经营管理水平和严格的财务管理、成本控制,有利于降本增效和低品位油气资源开发。
从国内外低品位油气资源的概念和界定指标看,随着科技进步和扶持政策的完善,低品位油气资源界定下限越来越低,特别是低渗透油气资源的下限越来越小,从早期的100mD、50mD逐步下降到20mD、10mD,直到目前的1.0mD、0.5mD、0.3mD、0.1mD,低品位资源的范围则越来越广。例如,20世纪80年代,我国采用“常规压裂”等技术只能使10~50mD的低渗透油藏得到有效动用。2000年以来,鄂尔多斯盆地其他油田,采用“整体压裂、超前注水”等技术,使得低于0.5mD以下的特低渗透储量也可以有效动用[12]。另外,低品位油气资源概念还与油气资源管理体制密切相关。通过对比,可以看出,国外低品位油气资源概念主要从地质和技术方面来确定,特别是储层物性特征、油气资源本身的物理化学参数等客观条件和特征。而国内低品位油气资源概念,特别是学术界,侧重于综合因素,既考虑了储层物性、资源本身特性,也考虑了技术、政策等人为因素和条件。
1.1.3 本研究对低品位油气资源的界定与分类
综合考虑国内外低品位油气资源的概念,本研究对低品位油气资源的描述为:低品位油气资源是指在现行体制和一定市场条件(如油价)下,采用常规的经营管理方式,依靠现有成熟工艺技术不能经济开采的探明石油、天然气地质(资源)储量。通常具有渗透率低、丰度小、品质差、规模小、含水率高、单井产量低等一个或多个特征。
1.1.3.1 低品位石油资源
具体来说,低品位石油资源主要包括以下几类:
低渗透石油:指有效渗透率小于10mD的储层中的原油资源,具有单井产量低、储量丰度低等特征。细分为一般低渗透(1~10mD)、特低渗透(0.5~1mD)、超低渗透 <0.5mD)三类。
稠(重)油:指地层温度条件下,密度大于0.934g/cm3、粘度大于50m Pa·s的原油资源。
剩余油(石油尾矿):指进入开发生产后期,综合含水率超过90%的油气藏(田)中剩余的石油地质储量,具有含水率高、产量持续递减等特点。
高凝油:指凝固点≥40℃的油藏。
边际小油田:指在目前的开采技术条件下,没有经济效益和难以动用的、储量规模小的油气田。
深水油:指水深超过500m的地下储集层中的石油地质储量。
1.1.3.2 低品位天然气资源
具体来说,低品位天然气资源主要包括以下几类:
低渗透砂岩气:指有效渗透率小于1mD的砂岩储层中的天然气资源,具有单井产量低、储量丰度低、分布广等特征。细分为低渗透气(0.1~1mD)、特低渗透气(致密砂岩气)<0.1mD)两类。
高含非烃气:指硫化氢(H2S)、二氧化碳(CO2)或者氮气(N2)等非烃含量超过5%的天然气资源。
高温高压气:指同时具有地层超压(压力系数>1.3)和高温(地层温度>150℃)的天然气。
深水气:指水深超过500m的地下储集层中的天然气地质储量。
页岩气[13]:指赋存于富含有机质的暗色泥页岩或高碳泥页岩中,主要以吸附或游离状态存在的非常规天然气资源。在埋藏温度升高或有细菌侵入时,暗色泥页岩中的有机质,甚至包括已生成的液态烃,裂解或降解成气态烃,游离于基质孔隙和裂缝中,或吸附于有机质和粘土矿物表面,在一定地质条件下就近聚集,形成页岩气藏。页岩气藏具有如下特点:
第一,与煤层气相似,页岩气藏具有自生自储特点,页岩既是烃源岩,又是储层,没有或仅有极短距离的运移,通常就近聚集成藏,不受构造控制,无圈闭、无清晰的气水界面。
第二,页岩气藏分布受暗色页岩分布控制,面积大,范围广,常呈区域性、连续性分布;页岩气形成温度范围大,在暗色泥页岩热演化的各阶段均可形成,埋藏深度范围大,从浅于200m到深于3000m都有可能有页岩气藏。
第三,页岩气藏储层具有典型的低孔、低渗特征,并随着埋深加大,物性变差。页岩气藏孔隙度一般4%~6%,渗透率一般低于0.001mD,若处于断裂带或裂缝发育带,页岩孔隙度、渗透率增加。
第四,页岩气主要以吸附或游离状态赋存于页岩储层中,其中吸附气含量20%~85%。另外,少量页岩气以溶解状态存在,一般不超过10%。
第五,页岩气藏自然压力低,开发难度大,技术要求高,通常无自然产能,采收率较低,单井产量低,但产量递减速度慢,生产周期长,一般超过30年。
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