0 引言

非常规油气的概念主要基于地质特征和开发难度，非常规油气是指存在于致密储层中采用常规开发方式无法开发的油气资源^[1]。近年来，随着资源劣质化，我国油气开发逐渐从常规开发向非常规开发过渡和转变。非常规油田占当年产能建设的比例越来越高，有些油田非常规占比已超过40%~50%，非常规油气逐渐成为建产主体^[2-4]。按目前的开发技术和市场化水平，在中低油价下，大部分非常规油气项目不能效益达标，或者经济效益处于临界值。如何准确评价非常规油气的开发效益，特别是通过非常规油气的经济评价促进非常规开发方案的不断优化和非常规开发的控投降本是学术界和产业界非常关注的重要课题。本文基于非常规油气开发特征与经济评价的个性化需求，阐述了非常规油气开发经济评价的任务与原则，提出了非常规油气开发的3类经济评价方法，以期为我国非常规油气开发方案优化设计以及提升非常规油气效益开发水平提供借鉴与参考。

1 非常规油气开发特征与经济评价需求 1.1 非常规油气开发特征

虽然非常规油气开发经济评价依然要遵循常规油气开发的现金流量法，但是，因其研究对象的特殊性，非常规油气开发经济评价有个性化的需求和任务^[5]。非常规油气开发特征主要表现在油气藏地质、开发部署和开发生产等3个方面。在油气藏地质方面，非常规油气表现为源储共生，在盆地中心、斜坡大面积分布，圈闭界限与水动力效应不明显；油气储层岩石是复杂的低孔低渗介质，油气储层致密，储量丰度低；油气连续性区域分布，局部发育“甜点”^[6]。在开发部署方面，非常规油气由于无自然工业产量，一般需采用人工改造、大量钻井、多分支井或水平井等针对性的开采技术提高产能；主要采用以水平井体积压裂与平台式工厂化生产等方式开采，兼顾纳米技术、提高采收率技术。在开发生产方面，由于无统一油气水界面，非常规油气中的烃类分布非均质、不连续，产量有高有低，非常规油气开发效果差异大；产量初产较高，但是递减大，采收率较低；非常规技术水平对开发效果影响也较大，技术水平的不同最终导致的是油气产量的差别。以页岩油为例，页岩油开发单井产量受地质因素、流体性质、开采方式、井网格式、增产措施和管理等多种因素控制，需要根据页岩油已开发区块已投产井的历史生产数据，结合技术工艺参数，拟合单井产量，预测年度递减规律及产量剖面^[7]。

1.2 对经济评价的个性化需求

基于上述非常规油气开发特征，非常规油气开发对经济评价的个性化需求有3个方面：一是动态化精准估算投资规模。非常规开发投资受井场大小、平台井数、井深、水平段长度、压裂规模、工艺技术、地面管线、配套规模等多种因素影响，而且钻采技术工艺复杂且更新快，投资规模大，投资估算具有一定的难度，投资估算准确性直接影响经济评价的精度；需要用全生命周期理念，研判未来市场等动态变化，精准评估投资规模。二是关注风险评估。非常规勘探开发项目建设周期长，投资巨大，开发效果差异大，非常规开发具有资源、技术和经济等3类不确定性风险，不确定性相对较高，需要进行风险分析，定量评价项目的风险水平。三是体现地质工程经济一体化评价。非常规油气开发需要多学科、多专业融合，多工程技术协同，并进行以水平井压裂为核心的地质工程一体化综合研究。因此，非常规油气开发经济评价涉及各类参数众多，关联业务部门链条长；非常规油气经济评价需要以经济评价结果为问题导向，体现地质工程经济一体化评价：通过一体化数据平台和软件平台、一体化专家团队、一体化组织管理模式等方式，以及地质工程一体化协同优化，不断完善学习曲线，推动非常规油气开发的价值提升（图 1）。

2 非常规油气开发经济评价的任务与原则 2.1 评价任务

传统经济评价参数主要考虑财务净现值、内部收益率和投资回收期。鉴于上述非常规油气开发的特征以及对经济评价的需求，对于非常规油气开发项目的经济评价，除了必须考虑传统的评价指标外，还有其独特的任务。首先是方案的评价功能，包括正向的方案评价、敏感性分析，逆向或倒逼方案协同调节后评价；其次是方案的优化功能，包括项目多方案、多情景设计与优化，方案的地质、工程、生产成本等深度优化，以及室内试验和各类现场试验的优化设计与评价等，从方案评价到方案设计；最后要体现方案评价和方案优化的协同和协作，即通过全生命周期动态评价和优化，追求学习曲线的迭代完善（图 2）。在完成上述任务中，要突出两个关键点：一要突出地质工程动态一体化评价方法, 侧重风险要素评价，因此，需要采用覆盖油田从投产初期到生命期末整个评价过程，体现地质工程一体化联动评价方法；二是重点考虑投产时机、盈亏平衡产量、单井阶段产油量、生命期、生命期末单井产量、单井极限产量、单井极限投资以及极限油价等非常规油气资源的技术经济界限，需要采用技术经济极限评价方法。

2.2 评价原则

基于非常规油气开发的特殊性以及经济评价的任务，提出以下两方面非常规油气开发经济评价要遵循的基本原则。

2.2.1 坚持全生命周期优化理念，突出一体化统筹管理和评价

非常规油气开发经济评价要遵循的基本原则是坚持全生命周期优化理念，突出一体化统筹管理和评价。目的是通过全程优化方案布局、资产与资源的充分利用，不断迭代学习曲线，管控开发风险，力争追求最终采收率最高，全生命周期现金流最大，提升总体开发效益（图 3）。因此，在全生命周期开发方案编制和全程优化过程中，需要考虑压裂快速建产与后期提高采收率同步进行。初期设计的油藏工程方案、钻采工艺方案等与后期提高采收率方式相匹配，有时需要践行控压生产模式，降低裂缝闭合对产量的影响，获得更大单井EUR，增加经济可采储量。

以不同补能方式下非常规油气开发经济评价为例。首先根据总体开发方案进行效益评价，如果方案效益达标，表明具有经济可行性；如果效益不达标，需要用逆向效益倒逼的理念，对油藏工程、钻井工程、采油工程和地面工程涉及的建产规模、开发方式、井身结构、压裂方式以及平台组合等众多参数进行反复优化调整。与此同时，需要对吞吐、超前注气以及驱替等不同补能方式的时机、节奏和方案细节等进行优化设计。这是地质工程一体化协同优化的核心，在此过程中需要不断进行投资效益评价，在预测效益状况的同时，给优化调节提供方向性指导（图 4）。

2.2.2 建立一体化优化联动模型，通过倒逼机制推动方案优化

一体化优化联动模型是通过倒逼机制推动方案优化的基础和抓手。技术路线是依据非常规油气开发项目经济评价需求，分析影响经济效益的技术参数，建立单井、平台、区块等开发部署参数、钻井工程参数（钻井周期、井身结构、钻井液等）、采油工程参数（段间距、簇间距、加砂量、压裂液量等）以及生产参数对投资的影响关系和投资成本优化模型，形成一体化优化联动模型和优化调节机制。通过“自动+人机”相结合的方式，不断优化调节，形成优化调整方案。关键环节是综合考虑其地质、开发、工程等影响参数，设计开发部署、钻井、采油、地面和生产的一体化投资成本优化与效益评价流程，形成交互式地质工程一体化经济评价计算模型^[8]。因此，需要把投资逐层分解，寻找投资影响要素并建立投资和影响要素的关联关系。例如，钻井工程投资包括钻前、钻井、套管、固井、录井、测井及其他费用，其中，钻井包括钻前工程费、钻井工程费、套管费用、固井工程费、录井工程费、测井工程费、防腐费用、其他费用等；采油工程投资包括试油工程、压裂工程、支撑剂、压裂液、射孔作业等费用。在上述递进式投资分解和影响关系定量关联基础上，可以在地质综合研究、油藏工程、钻井工程、采油工程、地面及经济评价等模块之间联动触发计算，形成多层级、多环节反馈优化机制（图 5）。

由于一体化优化涉及环节多、影响因素复杂，很难给出联动解析模型。下面通过示例说明其过程和结果。假设一个页岩油基础开发方案，在原油价格为3500元/t条件下，方案内部收益率只有1.51%，效益不达标，需要通过倒逼机制进行方案优化。在产量不变情况下，将投资控降5%，重新进行油藏工程、钻采和地面等方案优化（可利用市场化和方案工作量优化等方式降低投资），再对新的方案（优化方案1）进行经济评价，方案内部收益率提升到3.80%，但是仍不达标。随后，分别按投资保持不变、产量增加5%，以及投资减少5%、产量增加5%两种情景（优化方案2、优化方案3），继续进行倒逼，对油藏工程、钻采和地面等方案进行深度优化（可利用技术创新和井网井距优化等方式增加产量），直到新的方案满足内部收益率高于基准收益率6%的要求为止（表 1、图 6）。

3 非常规油气开发的三类经济评价方法

根据上述非常规油气开发经济评价的任务与原则，笔者提出以下3类经济评价方法。

3.1 搭建快速经济评价模型和图版，为地质工程优化提供有力科学依据

通过大数据相关性分析，影响经济效益的因素有产量、投资、油价、操作成本及其他各种税费等，其中比较敏感的因素为产量、投资和油价。成本相对投资、产量、价格而言，对内部收益率影响相对较小，当操作成本每变化10%，内部收益率变化约0.4%；一般非常规油气单井操作成本每年变化不大，为70~90万元/（井·年），约占完全成本的25%^[9]。根据不同需求，在已有经济评价基础参数的基础上，可重点分析影响经济效益的关键参数——投资、产量、油价的相关关系，建立图版并拟合通用公式，建立油价、投资、产量、目标收益率评价模型，为地质工程优化提供有力科学依据。

3.1.1 储量类型—油价—投资评价模型

在储量类型较明确的油田，根据不同储量类型，建立目标收益率下的油价、单井投资的关联关系。在开发评价中，利用图版快速查找对应的储量类型、油价、目标收益率下单井投资水平控降的目标，表 2是以某非常规油田为例的不同储量类型单井投资临界值（图 7），其中，表 2中Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ分别代表某油田根据沉积特征、储集能力、生烃强度、湖盆底形、流体性质和甜度指数等参数确定的3类页岩油储量级别，每个级别又分两个小类（1代表本类中较好，2代表本类中较差）。

3.1.2 油价—单井投资—单井累计产量评价模型

对油藏地质情况比较复杂、储量类型并不明确、单井投资预算相对明确的方案，可建立目标收益率下的油价—单井投资—评价期单井累计产量关联关系。在开发评价中，利用图版快速查找对应预算投资、油价、目标收益率下单井评价期产量目标，进一步分析方案可行性，以某非常规油田为例（表 3、图 8）。

在确定了单井累计产量界限后，可根据百米油层改造段数、百米油层改造簇数与累计产油的关系对开发方案进行深化设计，确定压裂规模、改造强度与单井EUR的最佳匹配关系。图 9是根据某油田190口样本确定的水平井改造参数与百米水平段半年累计产油关系图，为改造压裂工艺提供量化评价依据。

3.1.3 油价—单井投资—内部收益率评价图版

在设定单井累计极限产量的情况下，可确定油价、单井投资与内部收益率的关联关系。图 10是西部某油田的相应模拟结果，在油田开发方案编制、多区块效益排队以及多方案优选过程中，可通过图版评测投资的收益水平，并快速进行决策分析。

3.1.4 单井投资—油价—目标收益率—产量联动模型

同样按上述搭建方法，针对具体的区块，可利用数理统计方法回归出单井投资、油价、内部收益率与单井累计产油量的界限关系式：

$ {Q_{\min }} = \left( {{{\rm{a}}_1}CI + {{\rm{a}}_2}} \right){P^{\left( {{{\rm{a}}_3}1{{\rm{n}}^{CI}} - {{\rm{a}}_4})} \right.}}\left( {{{\rm{a}}_5}R + {{\rm{a}}_6}} \right) $

(1)

式中a₁、a₂、a₃、a₄、a₅、a₆——常数；

Q_min——经济极限单井累计产油量，10⁴t；

CI——单井投资，万元/口；

P——评价油价，美元/bbl；

R——目标收益率，%。

以非常规油田为例，其单井投资—油价—目标收益率—产量联动模型为：

$ Q_{\min }=(0.0447 CI+19.021) P^{\left(-0.0081 \operatorname{n}^{C I}-0.9458\right)}(4.5 R+0.64) $

(2)

根据此模型，在已知投资、油价、目标收益率条件下，可快速简洁地预测单井极限累计产量，且4个参数已知其中任意3个可推算出第4个参数。本模型对于递减规律很明确的油田或区块具有很高的实用价值。

3.2 全生命周期联动和对标分析方法，助力优化运营决策管理

全生命周期联动分析是在传统经济评价基础上分阶段深化评价。在分阶段评价期，根据非常规油藏开发特点，对不同的评价期采用不同的评价参数, 对非常规油藏开发全过程进行经济效益分析。通过对3个评价阶段不同参数的对比分析，从而指导现场管理与产量产出的时机选择、技术工艺在开发阶段发力的重点、油田长远发展目标等。

第一评价阶段是开始建设到投资收回阶段（期限不固定），本阶段重点关注累计产量。在这一阶段累计净现金流大于零，表明已收回投资，投资回收期越短，表明投资回收越快，开发效果越佳。累计产油量超过单井投资收回极限累计产油量，表明投资已收回，反之则未收回投资，单井投资收回极限累计产油量越少，投资效果越好。第二评价阶段为建设前15年，运用（投资折旧完）综合折旧方法。这一阶段既是影响收益最大的15年，也是油田开发的关键时间段, 提高产量、降低递减率对效益有较大的提升，财务净现值大于零，表明开发有效益，反之则无效益；内部收益率越高，效益越好。第三评价阶段是生命期末（期限不固定）, 评价期越长，越有利于长期稳定发展（图 11）。

以某非常规油田开发为例，根据传统的经济评价方法可看出准自然能量开发的内部收益率为7.12%，大于五点井网开发的收益率为6.69%，结论是准自然能量开发优于五点井网开发（表 4）。

通过全生命周期联动分析方法可看出(表 5)，对于准自然能量开发，第一评价阶段准自然能量开发只需5.32a，单井产油量为9000t左右就可以收回投资，投资回收期短，风险较低；第二评价阶段内部收益率为6.86%，大于基准收益率6%；第三评价阶段准自然能量开发生命期为37年，生命期末单井极限日产油量为0.8t/d，内部收益率为7.12%。对比内部收益率可知，评价期前15年对方案的内部收益率的影响很大，提高开发初期单井产量是非常规油田效益开发的重点，技术工艺的重点应在这一时期；从第三评价阶段的单井极限日产量可以看出，单井实现效益开发的经济界限值是0.8t/d。通过上述方法可看出，准自然能量开发比五点井网开发投资回收期短、单井投资收回极限累计产油量低、生命周期长、单井极限日产油量低、内部收益率高。

3.3 基于非常规项目的特殊性，宜采用风险分析类评价方法

非常规勘探开发项目周期长，投资巨大，涉及工艺繁杂，有资源、技术和经济等3类不确定性风险，不确定性相对较高，传统的分析方法不能完全适应该类项目的经济评价需求，应根据不同勘探开发阶段，采取相应的风险评价方法^[10-11]。

3.3.1 蒙特卡洛模拟方法

本方法主要针对预探阶段项目，项目相关信息和资料有限，需要通过建立随机概率模型和方法解决经济评价的问题。首先，针对影响非常规油气开发效益的主要随机变量，建立随机模型，得到选定指标的概率分布；然后，利用随机函数发生器，通过N次循环（一般大于1000次）产生的0~1的随机数，从随机型变量指标的概率分布得到具体常数值；最后，模拟计算标准差（σ）、期望值（E）等评价参数的量化值，统计分析财务净现值（FNPV）的概率分布和累计概率分布，可根据财务净现值的概率分布识别效益风险因素，判别风险程度（图 12）。

$ \sigma(\mathrm{FNPV})=\sqrt{\sum\limits_{i=1}^n\left[\mathrm{FNPV}_i-E(\mathrm{FNPV})\right]^2} $

(13)

$ E(\mathrm{FNPV})=\frac{\sum\limits_{i=1}^n \mathrm{FNPV}_i}{n} $

(14)

式中FNPV——财务净现值，万元；

n——项目计算期，a。

3.3.2 S曲线分析方法

本方法主要针对评价阶段的项目，重点关注累计概率分别为10%、50%和90%3种情景的开发方案和开发效果。S曲线分析方法是一种具有一定通用性的风险量化和风险分析方法。这种方法主要是将影响开发效果的主要随机因素（表 6）表征成累计概率为10%、50%和90%的3种情景，然后分别按常规评价方法评价相应的财务净现值（FNPV），其结果以S曲线形式进行FNPV的概率分析，根据FNPV概率分布的走向判断风险性和投资效益。同时可以引申到进行不同开发方案的评价和优选：针对不同开发方案，同样进行相应的S曲线分析，通过不同开发方案的FNPV概率分布的对比，判断方案的优劣势和风险性（图 13、图 14）^[12]。

3.3.3 实物期权法

本方法主要针对开发阶段的项目，在通过现金流方法计算常规财务净现值基础上，考虑风险与收益并存，风险越大价值越大，相应增加了风险对应的投资价值。非常规油气资源高风险性使得常规现金流方法的财务净现值和实物期权估计其价值的结果不同，使用常规现金流法会低估价值，实物期权法则会修正其价值。结合现金流法的优点，以其估算结果为基础，辅以实物期权法的结果对财务净现值进行修正（图 15）：

$ \text { 扩展 FNPV＝常规 FNPV+期权价值 } $

(5)

$ \text { 常规 } \mathrm{FNPV}=\sum\limits_{t=1}^n[(C I-C O)]^t\left(1+i_{\mathrm{c}}\right)^{-t} $

(6)

式中FNPV——财务净现值，万元；

CI——现金流入量，万元；

CO——现金流出量，万元；

t——项目某个计算期，a；

i_c——设定的折现率（同基准收益率）。

其中，期权价值一般采用布莱克—斯库勒斯模型定价法或二叉树定价法等模型求得，需要取准无风险利率、资产价格波动率等过程参数^[13]。

上述风险分析方法也有其局限性：实物期权法参数取值难度大，蒙特卡洛模拟需要评估随机变量的分布类型，S曲线分析方法要给出不同累计概率的配套参数，这些局限有时会制约其应用效果。

4 结论与认识

（1）鉴于非常规油气开发在油气藏地质勘探、开发部署和开发生产等3个方面的特征表现，非常规油气开发对经济评价的个性化需求有3个方面：一是动态化精准估算投资规模，二是关注风险评估，三是体现地质工程经济一体化评价。因此，非常规油气开发经济评价一是要坚持全生命周期优化理念，突出一体化统筹管理和评价；二是要建立一体化优化联动模型，通过倒逼机制推动方案优化。进而，本文提出了搭建快速经济评价模型和图版、全生命周期联动和对标分析以及风险分析等3类各具特点的非常规油气开发经济评价方法。

（2）在非常规开发项目方案编制、方案优化和方案跟踪评价时，可针对不同油气区实际情况和问题需求，有针对性地选择上述3类经济评价方法。在非常规项目方案优化和地质工程一体化优化设计时，建议采用搭建快速评价模型和图版评价方法，该方法效率高、使用方便且具有继承性和迭代性。在编制非常规项目全生命周期开发方案时，建议采用全生命周期联动和对标分析方法，这种方法关注全生命周期的分阶段技术经济参数特征，体现了对标评价和方案一体化协同的理念。对于风险较大、不确定性强的非常规项目（例如勘探阶段的项目），需要采用风险分析方法，这种方法由于参数来源和选取等局限性，有时会制约其应用效果。

（3）上述3类经济评价方法需要在如下3个方面分别进行改进和提升，以此进一步推进完整的非常规油气开发经济评价方法体系建设：一是持续坚持一体化联动理念，针对不同油气区实际情况和地质工程特点，不断迭代和深化技术经济等各类图版建设以及投入产出规律研究，扩展快速评价模型和图版的覆盖面；二是深化非常规油气开发盈亏平衡产油量、极限单井产油量等技术经济界限模型研究，为全生命周期联动和对标分析方法提供关键节点对标参数；三是开展非常规油气开发的投资、成本和产量等不确定性因素的变化规律研究，提高风险分析的可靠性和合理性。