【正文】 氣層有效厚度 h＞2m 或 hΦ＞(m)井區(qū)地質(zhì)和動(dòng)態(tài)研究表明，凡達(dá)到此參數(shù)標(biāo)準(zhǔn)的探井都可以達(dá)到工業(yè)開(kāi)采標(biāo)準(zhǔn)，可以布井。達(dá)布道此標(biāo)準(zhǔn)的多為氣田邊部或僅有馬五 1 單個(gè)小層區(qū)，應(yīng)盡量避免布井。馬五 1單層孔隙度 Φ＞4﹪井區(qū)中區(qū)探井馬五 1合層平均 Φ＞4﹪。分小層則一些井區(qū)較低，如無(wú)其它層迭合，則不宜布井，如西部陜 25陜 36井溝邊區(qū)，陜 22井區(qū)。儲(chǔ)量豐度＞10 3m3/km2井區(qū) 馬五 1層儲(chǔ)量豐度低，單井必須控制經(jīng)濟(jì)極限儲(chǔ)量，以保證單井極限產(chǎn)量。在地質(zhì)儲(chǔ)量豐度大于 103m3/km2或Ⅰ+Ⅱ類(lèi)儲(chǔ)量豐度＞10 3m3/km2 井區(qū)可以布井。產(chǎn)能系數(shù) Kh＞510 3μm ,或 qAOF＞810 4m3/d井區(qū) 中區(qū)探井產(chǎn)能測(cè)試求出的 qAOF和不穩(wěn)定試井得到的 Kh具有如下關(guān)系：qAOF=（Kh） 當(dāng) Kh＞510 3μm ，q AOF＞810 4m3/d，具有工業(yè)開(kāi)采標(biāo)準(zhǔn)，可以布井。鼻隆帶是布井有利區(qū)鼻隆帶裂縫較發(fā)育；探井的中高產(chǎn)井分布與鼻隆帶上；不穩(wěn)定試井解釋?zhuān)p孔模型多分布于鼻隆帶。鼻隆高部位是布井有利地帶。導(dǎo)壓系數(shù) η＞ m 2/s井區(qū)探井壓力恢復(fù)解釋結(jié)果，凡 η＞ m2/s的井，q AO都大于 5104m3/d，具有工業(yè)開(kāi)采標(biāo)準(zhǔn)，可以布井，各探井 Kh，q AOF， K，η 見(jiàn)表 62。高滲帶井區(qū)試井證實(shí)，凡 K＞110 3μm 2的探井，產(chǎn)能均能達(dá)到工業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，K＜110 3μm 2的低滲帶主要分布于陜 陜 1陜 2陜 3陜 33井區(qū)，待地質(zhì)情況明朗后再酌情布井，開(kāi)發(fā)井最好布在 K＞110 3μm 2井區(qū)。中部氣田中區(qū)試井解釋參數(shù)表 表 62井號(hào) qAOF (104m3/d) Kh(10 μm 2m)3?K(10 μm2)3?η(m2/s)林 1 林 2 林 5 榆 3 陜參 1 陜 2 陜 4 陜 5 全國(guó)石油工程設(shè)計(jì)大賽之氣藏工程設(shè)計(jì)31陜 7 陜 8 陜 18 陜 21 陜 28 陜 29 陜 33 陜 34 陜 37 陜 38 陜 40 陜 42 陜 44 陜 45 第七章 氣田開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)指標(biāo)預(yù)測(cè)一、開(kāi)發(fā)階段劃分氣田開(kāi)發(fā)采用前期定產(chǎn)、后期定壓生產(chǎn)。分三個(gè)開(kāi)發(fā)階段：第一階段（又分前后兩期） 。自然穩(wěn)產(chǎn)期指從投入開(kāi)發(fā)到井口壓力降至最底進(jìn)集氣站壓力 。這是氣田生產(chǎn)黃金時(shí)期。要采取改造氣層，層間挖潛及補(bǔ)充新井等綜合措施，盡量延長(zhǎng)自然穩(wěn)產(chǎn)期。氣層的原始?jí)毫^低，補(bǔ)充新井的時(shí)機(jī)不宜推遲，一般應(yīng)在看法 10年內(nèi)地層壓力為 20Mp以上時(shí)鉆補(bǔ)充井。有的低產(chǎn)井可能流壓下降較快，上壓縮機(jī)時(shí)間安排可比計(jì)算結(jié)果適當(dāng)提前兩年較為穩(wěn)妥。增壓穩(wěn)產(chǎn)期開(kāi)始上壓縮機(jī)加壓進(jìn)集氣站，井底壓力繼續(xù)下降維持穩(wěn)產(chǎn)，至最低井底流壓 3Mp為止第二階段為接替穩(wěn)產(chǎn)期。這階段主要依靠區(qū)塊新井接替，以保證穩(wěn)產(chǎn)期達(dá)到 20年以上。第三階段為遞減期（定壓生產(chǎn)期） ，氣井產(chǎn)量遞減到經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量為止。全國(guó)石油工程設(shè)計(jì)大賽之氣藏工程設(shè)計(jì)32二、預(yù)測(cè)方法以數(shù)值模擬方法為主，物質(zhì)平衡方法為輔。早馬 1氣藏含氣范圍劃定 矩形區(qū)域采用 6345平面網(wǎng)格系統(tǒng)，網(wǎng)格步長(zhǎng)為 750m?？v向上按小層劃分節(jié)點(diǎn)，縱向上網(wǎng)格步即為有效厚度。網(wǎng)格系統(tǒng)節(jié)點(diǎn)數(shù)為 11340，網(wǎng)格儲(chǔ)量參數(shù)場(chǎng)應(yīng)用分行幾何法生成。含氣面積采用地震新成果。滲透率參數(shù)場(chǎng)采用多種方法綜合分析的人工等值線進(jìn)行數(shù)值化。原始含水飽和度及氣相滲透率采用穩(wěn)定法相滲曲線，各層不同。單井處理單井采用指數(shù)式回壓方程來(lái)描述。即 q=c(PRPwf2 )n 來(lái)描述。關(guān)于 c、n 值的求取說(shuō)明如下：n 值采用中區(qū) 8口修正等時(shí)試井產(chǎn)氣方程 n值的平均值 。求 值是通過(guò) Kh值參數(shù)場(chǎng)值計(jì)算。即： 。計(jì)算的 回壓方程 、n 值，用于計(jì)算井低流壓及生產(chǎn)2()bnRcaKhp??c壓差。為檢驗(yàn)計(jì)算的回壓方程 、n 值準(zhǔn)確性，用已試采或試氣井的實(shí)測(cè)產(chǎn)氣方程計(jì)算結(jié)果與之對(duì)比，模擬計(jì)算與實(shí)際方程結(jié)果吻合較好。方案計(jì)算條件限制（1） 、單井配產(chǎn)：首先以氣藏工程研究的配產(chǎn)結(jié)果結(jié)合生產(chǎn)規(guī)模要求和生產(chǎn)井?dāng)?shù)進(jìn)行初次配產(chǎn)，然后經(jīng)過(guò)多次模擬調(diào)整，以所有井的井底壓力幾乎同時(shí)接近定產(chǎn)壓力下限為標(biāo)準(zhǔn)，形成方案的單井配產(chǎn)。（2） 、穩(wěn)產(chǎn)條件：自然穩(wěn)產(chǎn)的井底壓力下限為 9Mp，增壓穩(wěn)產(chǎn)的井底壓力下限為，即當(dāng)某口井 4的壓力低于 9MPa時(shí)，認(rèn)為生產(chǎn)動(dòng)態(tài)已進(jìn)入增壓穩(wěn)產(chǎn)階段；當(dāng)某口井的井底壓力達(dá)到 ，該井轉(zhuǎn)為定壓生產(chǎn)井。只要有一口井轉(zhuǎn)為定壓生產(chǎn)井，方案穩(wěn)產(chǎn)期即結(jié)果（3） 、井的生產(chǎn)極限：當(dāng)某口井以定壓為 10 m3/d時(shí)，該井自動(dòng)關(guān)閉相應(yīng)氣田生產(chǎn)總井?dāng)?shù)減 1。（4） 、模擬時(shí)間：所有方案計(jì)算生產(chǎn)動(dòng)態(tài)時(shí)間為 30年。（5） 、開(kāi)發(fā)井的投入為一次性和多次接替兩類(lèi)三、預(yù)測(cè)結(jié)果兩年來(lái)數(shù)值模擬預(yù)測(cè)方案百余個(gè)，對(duì)比了 4套井網(wǎng)，4 種氣速度、10 余種產(chǎn)方案、5 種產(chǎn)能規(guī)模。各方案設(shè)計(jì)的總穩(wěn)產(chǎn)年限為 20年。因調(diào)整穩(wěn)產(chǎn)期以區(qū)塊新井接替為主，故計(jì)算結(jié)果圖表中未表現(xiàn)第二階段的新井動(dòng)態(tài)。全國(guó)石油工程設(shè)計(jì)大賽之氣藏工程設(shè)計(jì)33基礎(chǔ)方案（方案一）生產(chǎn)井 112口井，其中已鉆井 23口，新井 89口，所有井一次投產(chǎn)。年產(chǎn)氣108m3，采氣速度 ﹪，平均井距 。年平均單井產(chǎn)量 104m3/d平均生產(chǎn)壓差：第一年 a（按井點(diǎn)網(wǎng)格計(jì)算）第五年 a（按井點(diǎn)網(wǎng)格計(jì)算）第十年 （按井點(diǎn)網(wǎng)格計(jì)算）第二十九年達(dá)最大 MP a（按井點(diǎn)網(wǎng)格計(jì)算） 穩(wěn)產(chǎn)期 29年，采出程度 ﹪，采出可采儲(chǔ)量的 ﹪，平均地層壓力 MPa，平均井底壓力 MPa，平均生產(chǎn)壓差 ﹪，累計(jì)采出可采儲(chǔ) 108m3中區(qū)開(kāi)發(fā) 41年末采出程度 ﹪，平均地層壓力 MPa，平均井底壓力 MPa，最小井底流壓 ，平均生產(chǎn)壓差 MPa / MPa。分步實(shí)施方案（方案二）本方案部署新井不是一次完成，單井配產(chǎn)也分階段變化。初期少井高產(chǎn)的限制條件是穩(wěn)產(chǎn)期不少于 5年，以避免地面工程調(diào)整過(guò)早。計(jì)算結(jié)果第一批 90口井（包括已鉆井轉(zhuǎn)生產(chǎn)井 23口） ，生產(chǎn)壓差 。90 口井可穩(wěn)產(chǎn) 6年，第 6年地層壓力平均為 ，開(kāi)始鉆第二批井（實(shí)際鉆井區(qū)動(dòng)用差，地層壓力還要高些） 。在自然穩(wěn)產(chǎn)期根據(jù)動(dòng)態(tài)補(bǔ)充新井，可分批，也可分年補(bǔ)充新井，第 10年平均地層壓力為 。在這之前鉆井困難比以后要小些。因此井間接替及井網(wǎng)完善應(yīng)在自然穩(wěn)產(chǎn)期基本完成。該方案穩(wěn)產(chǎn)期、穩(wěn)產(chǎn)期采出程度及地層壓力與方案一相近。自然穩(wěn)產(chǎn)為 8年，增壓穩(wěn)產(chǎn)再 6年。穩(wěn)產(chǎn)至 14年，穩(wěn)產(chǎn)期末采出程度 ﹪，采出可采儲(chǔ)量 ﹪，平均地層壓力，平均井底壓力 ，最小井底流壓 ，平均生產(chǎn)壓差 。第 15年至第 20年年遞減 ﹪，平均每年需補(bǔ)充 12口左右生產(chǎn)井，以彌補(bǔ)遞減，保證 20年穩(wěn)產(chǎn)期。這階段新井主要為接替區(qū)塊的新井，共計(jì) 60口。20 年穩(wěn)產(chǎn)期末生產(chǎn)總井?dāng)?shù)為 172口。20年以后進(jìn)入遞減期，平均年遞減率為 ﹪。第 30年末采出 ﹪，平均地層壓力為 ，平均井底壓力及最小井底流壓均為3Mp。平均生產(chǎn)壓差 ，經(jīng)濟(jì)開(kāi)采年限可定為 30年。今后隨著天然氣需求和氣價(jià)的增加，經(jīng)濟(jì)可采年限可能延長(zhǎng)。后備方案（方案五）為確保 15108m3產(chǎn)能規(guī)模，按氣田開(kāi)發(fā)經(jīng)驗(yàn)，附加 20﹪的后備井，形成后備方案。經(jīng)全國(guó)石油工程設(shè)計(jì)大賽之氣藏工程設(shè)計(jì)34測(cè)算后備方案在技術(shù)經(jīng)濟(jì)上是可行的。該方案總井?dāng)?shù) 134口，平均井距 ，平均單井地質(zhì)儲(chǔ)量 108m3井?dāng)?shù)未超過(guò)經(jīng)濟(jì)極限井?dāng)?shù)，井距及單井可采儲(chǔ)量菌大于最底經(jīng)濟(jì)極限值。計(jì)算結(jié)果自然穩(wěn)產(chǎn)期 10年，增壓穩(wěn)產(chǎn)期 6年，共計(jì)穩(wěn)產(chǎn)期 16年，比前兩個(gè)方案穩(wěn)產(chǎn)期長(zhǎng)兩年。相應(yīng)穩(wěn)產(chǎn)期末采出程度高達(dá) ﹪，比方案一、二高 ﹪，由于穩(wěn)產(chǎn)期延長(zhǎng)，第二階段既第 17年至 20年需補(bǔ)充的新井減少，共需 40口井。20 年穩(wěn)產(chǎn)期結(jié)束總生產(chǎn)井?dāng)?shù) 174口。第 30年采出程度達(dá) ﹪，比方案一、二提高 ﹪。第八章 經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)一、投資估算固定資產(chǎn)投資估算（1）勘探投資按照本項(xiàng)目動(dòng)用中部氣田探明儲(chǔ)量的比例，考慮到利用已賺 24口探井的投資進(jìn)行估算，該項(xiàng)目的勘探投資估算為 52580萬(wàn)元。（2）開(kāi)發(fā)井投本相木資氣田初期開(kāi)發(fā)新鉆井 107口，總進(jìn)尺 ，開(kāi)發(fā)井成本按 2100元／米計(jì)，估算開(kāi)發(fā)井投資為 ??（萬(wàn)元） 。（3）氣田地面建設(shè)投資全國(guó)石油工程設(shè)計(jì)大賽之氣藏工程設(shè)計(jì)35地面建設(shè)投資按中國(guó)石油天然氣總公司《天然氣地面建設(shè)投資估算指標(biāo)》及《費(fèi)用規(guī)定》進(jìn)行估算。包括集氣工程、凈化工程、供電工程、通信工程、自控工程、道路工程、供排水工程、礦建工程等。地面建設(shè)工程費(fèi)用為 104345萬(wàn)元，其它費(fèi)用為 9428萬(wàn)元，共計(jì)為10435928137??（萬(wàn)元） 。（4）預(yù)備費(fèi)基本預(yù)備費(fèi)按地面投資的 8%計(jì)取。價(jià)差預(yù)備費(fèi)按《方法與參數(shù)》中的規(guī)定估算，建設(shè)期價(jià)格指數(shù)按 6%計(jì)取，共計(jì)預(yù)備費(fèi) 32425萬(wàn)元。通過(guò)以上估算，該項(xiàng)目固定投資為 52580+77490+113773+32425=276268萬(wàn)元，其中外匯按 7000萬(wàn)美元，匯率為１：。建設(shè)期利息估算本項(xiàng)目固定資產(chǎn)投資 80%為借款，人民幣長(zhǎng)期借款 191764萬(wàn)元，貸款利率按 % 。經(jīng)計(jì)算，建設(shè)期利息為 28976萬(wàn)元。流動(dòng)資金估算流動(dòng)資金是按流動(dòng)資金構(gòu)成分項(xiàng)估算的，估算值為 6634萬(wàn)元，其中自有流動(dòng)資金為1990萬(wàn)元。本項(xiàng)目總投資估算為 311879萬(wàn)元，其中外匯 7000萬(wàn)美元。二、經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)本項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)是依據(jù)國(guó)家計(jì)委、建設(shè)部《建設(shè)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)方法與參數(shù)》 （1993 年 7月第二版） 、 《石油工業(yè)建設(shè)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)方法與參數(shù)》的規(guī)定及有關(guān)政策進(jìn)行的，主要考察該項(xiàng)目的獲利能力、清償能力及負(fù)債情況，以判斷項(xiàng)目在財(cái)務(wù)上的可行性。投資分年使用計(jì)劃及資金籌措本項(xiàng)目建設(shè)期三年，在 1995年、1996 年、1997 年分別建成天然氣生產(chǎn)能力 4億方/年、5億方/年、6 億方/年，勘探投資在評(píng)價(jià)基準(zhǔn)年（1994 年）投入，開(kāi)發(fā)投資分別按30%、30%、40%分三年投入。固定資產(chǎn)投資 80%為借款，共計(jì) 252664萬(wàn)元，20%為自有資金計(jì) 52580萬(wàn)元，自有資金來(lái)源與長(zhǎng)慶油田的部分折舊。流動(dòng)資金 70%為借款，30%為自有資金。全國(guó)石油工程設(shè)計(jì)大賽之氣藏工程設(shè)計(jì)36采氣成本估算（1）成本估算依據(jù)開(kāi)發(fā)及地面建設(shè)方案。全行業(yè)天然氣成本資料及四川局天然氣成本資料。其他有關(guān)資料。（2）本開(kāi)發(fā)項(xiàng)目生產(chǎn)期分自然穩(wěn)產(chǎn)期、調(diào)整穩(wěn)產(chǎn)期、增壓穩(wěn)產(chǎn)期三個(gè)階段。采氣成本按自然穩(wěn)產(chǎn)期和措施穩(wěn)產(chǎn)期兩階段估算：儲(chǔ)量有償使用費(fèi)：按勘探費(fèi)用在十年分?jǐn)傆?jì)算，取 41元/千方。折舊費(fèi)：按新財(cái)務(wù)制度規(guī)定估算，綜合折舊年限十年，殘值率 5%，年折舊額為 23252萬(wàn)元。無(wú)形資產(chǎn)按十年平均攤銷(xiāo)、遞延資產(chǎn)按五年平均灘銷(xiāo)。修理費(fèi)：按生產(chǎn)期各階段修理工作量估算，自然穩(wěn)產(chǎn)期 30元/千方，措施穩(wěn)產(chǎn)期按 60元/千方記取。氣田維護(hù)費(fèi)：氣田維護(hù)費(fèi)估算考慮到氣田正常維護(hù)及調(diào)整穩(wěn)產(chǎn)期和增壓穩(wěn)產(chǎn)期再次投入的費(fèi)用。自然穩(wěn)產(chǎn)期按 26元/千方記取，措施穩(wěn)產(chǎn)期按 85元/千方記取。（3）采氣成本估算結(jié)果：全部生產(chǎn)期內(nèi)總成本費(fèi)用為 943913萬(wàn)元，年平均總成本49680萬(wàn)元，平均單位成本 349元/千方。銷(xiāo)售收入及稅金估算（1）銷(xiāo)售收入 本項(xiàng)目建產(chǎn)能 15億方/年，按 95%的天然氣商品率計(jì)算，年提供商品氣 ，天然氣出廠價(jià)格按中國(guó)國(guó)際咨詢(xún)公司評(píng)估的中部天然氣價(jià)格 ，年銷(xiāo)售收入為 82650萬(wàn)元。投資估算包括固定投資估算、建設(shè)期利息估算及流動(dòng)資金估算。（2）稅金增值稅。根據(jù)《中華人民共和國(guó)增值稅暫行條例》的規(guī)定，應(yīng)納增值稅為銷(xiāo)項(xiàng)稅額減進(jìn)項(xiàng)稅額，本項(xiàng)目銷(xiāo)項(xiàng)稅稅率為 13%。城市維護(hù)建設(shè)稅。根據(jù)國(guó)家規(guī)定，城市維護(hù)建設(shè)稅按收入的 %計(jì)取。教育費(fèi)附加。根據(jù)國(guó)發(fā)明電[1994]2 號(hào)文規(guī)定，教育費(fèi)附加按實(shí)際繳納增值稅的 3%計(jì)取。資源稅。按國(guó)家規(guī)定，陜甘寧氣田資源稅按 2元/千方繳納。全國(guó)石油工程設(shè)計(jì)大賽之氣藏工程設(shè)計(jì)37所得稅率為 33%。借款償還償還借款的資金來(lái)源主要有企業(yè)未分配利潤(rùn)，部分折舊費(fèi)及攤銷(xiāo)，其中，未分配利潤(rùn)為稅后扣除 105的盈余公積金；折舊費(fèi)在項(xiàng)目投產(chǎn)三年內(nèi)，20%留給企業(yè)，80%歸還袋款，項(xiàng)目投產(chǎn) 3年后，50%留給企業(yè)，50%歸還貸款；攤銷(xiāo)全部用來(lái)還款。外匯借款，用人民幣按匯率折成外幣進(jìn)行償還。財(cái)務(wù)評(píng)價(jià)及結(jié)果按照《建設(shè)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)方法與參數(shù)》 （第二版）規(guī)定的方法，依據(jù)前面所選定的參數(shù)進(jìn)行財(cái)務(wù)評(píng)價(jià)，編制現(xiàn)金流量表詳見(jiàn)表 103，主要財(cái)務(wù)評(píng)價(jià)指標(biāo)見(jiàn)表 81： 財(cái)務(wù)指標(biāo)匯總表 表 81 序號(hào) 項(xiàng)目 單位 結(jié)果 備注1234567財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率(FIRR)投資回收期財(cái)務(wù)凈限值(FNPV)投資利潤(rùn)率投資利稅率資本緊利潤(rùn)率借貸償還期%%年萬(wàn)元%%%年12．9314．739．20130747．9910．6736．9413．18所得稅后所得稅前6