文|曲德斌1 李榕2 诸鸣1 安琪儿1
1. 中国石油勘探开发研究院；2. 大庆油田有限责任公司勘探开发研究院
2014 年下半年以来国际油价大幅下跌，引起世界广泛关注。目前，原油市场前景仍不明朗，低油价对石油公司的影响在持续发酵。油价持续走低给我国油公司上游业务的效益发展带来严峻挑战，如何破解公司效益开发困局是油公司上游业务面临的一个难题。
如果按我国各油公司的投资标准，在油价低于50美元/bbl的条件下，大部分产能项目效益很差，不能达标。因此，依据当前条件下的产能生产部署实现效益开发是不可能的。生产实践表明，老区依靠措施挖潜、二次开发、三次采油以及“二三结合”等途径提高其控制动用程度， 可以增加可采储量，提高老区产量，其效益和抗低油价的能力都明显好于新区建产。因此，本文根据国际油公司资产优化组合的做法，基于投资成本一体化理念提出了低油价下公司适度增加老区投入、减少新建产能的资产优化组合模式。案例分析表明，这种资产优化组合方法可以在低油价下使油田取得较好的总体效益。
1 北美非常规油气革命的资产优化组合方法
北美通过资产优化组合、降本增效，开启了新一轮非常规油气革命，其做法值得借鉴。
在过去的近10年来，依靠油气聚集地质理论创新、工厂化钻井、水平井体积压裂及油藏监测技术的进步，北美地区掀起了一轮非常规油气革命，促使油气产量快速增长。在过去油价高企的几年里，国际石油公司普遍通过增加钻井数量来维持产量，但在当前低油价环境下，这一模式已经不可持续。
近两年来，在低油价背景下，北美地区尝试并经历了新一轮非常规油气革命，其中重要的标志之一是通过资产的优化组合方法合理配置新井、加密井及重复压裂井的数量，降低油气开采成本。通过对成千上万口井进行重复压裂，并对资产进行优化组合，钻更少的井就可以获取更多的产量，最终达到降本增效的目的。与钻新井与加密井相比，对符合条件的井实施重复压裂将更具经济性。
通过以下几个步骤，可以在完成产量目标下达到有效降低资本支出之目标：
（1）根据现有产量及总的产量需求，设定未来所需的新增产量；
（2）针对所有要钻的新井、加密井及可以实施重复压裂的候选井进行投资回报率评估，按照该指标的大小对井进行排序；
（3）根据排出的顺序，做出累计投资和累计净现值直接的关系图；
（4）按照从左到右的顺序，找到满足产量目标的井，也据此确定累计投资及预期净现值的大小（图1）。
2 基于投资成本一体化的资产优化组合方法
低油价下，严格控制投资、优化投资结构是上游业务降本增效的主要途径；对于有限的资金，需要进行投资结构优化配置，获得最大的投入产出。生产实践表明，低油价下，产能建设效益较差，而老区依靠措施挖潜、二次开发等途径增加的可采储量和产量，其效益和抗低油价的能力都明显好于新区建产。油公司可以借鉴北美地区石油公司通过资产优化组合方法合理地配置新井、加密井及重复压裂井的数量、降低油气开采成本的理念和方法，在精细、严谨的经济评价和优化分析基础上，系统研究并实施油公司上游业务适用的投资优化组合模式，为低油价下提高公司上游业务效益开辟一条新途径。
具体做法是：针对不同油区，分别对措施增产（包括压裂、补孔、三换、堵水、大修等措施，也包括实施重复压裂等）、二次开发、三次采油以及“二三结合”老区投入、老区新井以及新区新井进行效益评价，获得投入产出比、净现值、内部收益率、息税前利润和现金流等效益指标；根据这些效益指标，从大到小排序，得到累计净现值和累计投资的关系：
式中，m为各类项目的个数；NPVcum为重新排序后对应累计投资Capexcum的累计净现值；NPV(Capexi)为第i个项目的投资Capexi 对应的净现值。
根据新的排序后的效益分布确定满足一定增产量的优化组合，在此基础上，分析相应的效益指标优化结果，依据结果进行生产部署，具体技术路线如图2所示。
目前，各油公司的措施挖潜投入都被计入操作成本，没有按投资计入资产。虽然投入转向加大老区挖潜会增加操作成本，但减少产能投资可减少折旧费用，在树立投资成本一体化理念基础上，可提高总体效益，减轻经营压力。
低油价下，通过投资成本一体化的资产优化组合，加大老区挖潜力度，可缓解老区产量递减，巩固老区稳产基础。应该说这是油公司提升上游总体效益的不二选择和有效途径。
3 各类项目的效益指标定义与计算
在上述资产优化组合方法中，需要定义并计算产能项目和措施增产等投资的效益指标。
3.1 产能项目效益指标定义
产能项目效益指标包括投入产出比、净现值（NPV）、内部收益率（IRR）等。关于净现值和内部收益率已有规范定义，投入产出比按如下公式计算：
3.2 措施增产项目效益指标定义
措施增产项目效益指标主要包括投入产出比、净现值（NPV）、内部收益率（IRR）、息税前措施利润总额等，按式（3）至式（6）计算。
式中，CI 为现金流入量；CO 为现金流出量；( CI-CO)t为第t 期的净现金流量；n 为项目评价期；ic为基准折现率；n 为措施有效期。
4 油田资产优化组合案例分析
以国内某油田的模拟数据为例，进行资产优化组合的效益提升效果分析。
4.1 目的产能项目和增产措施效益对比
由于油价表现持续低迷，2016年新建产能效益较差，产能生产部署实施难度大。相对于产能建设，该油田增产措施效益较好，“十二五”期间，措施实际投入产出比为1∶5.2；按低油价50美元/bbl评价，投入产出比高达1∶3.0。因此，尝试研究加大措施增产的资产优化组合对该油田进行生产优化部署。
评价表明，如果该油田2016年措施增产基础方案安排2225口作业井次，措施可增油57.7×104t。按油价50 美元/bbl评价，投入产出比为1∶2.34； 即使按较低油价40 美元/bbl评价，投入产出比仍可达1∶1.87。如果考虑加大老区措施挖潜力度， 从“十三五”期间的总潜力井数中再增加1.5%～2.5%。按此加大措施力度的方案重新评价，2016 年措施作业井次3020口，增油75.7×104t，投入产出比为1∶2.03；即使按较低油价40 美元/bbl 评价，投入产出比仍可达1∶1.62。可见在低油价下，加大措施作业力度可保持较好的利润水平。
4.2 各类资产优化组合模式效益指标及对比
按2016 年新区、老区产能项目和措施增产基础方案、加大力度方案组合成3 类模式：新区、老区产能项目组合；新区、老区产能项目和措施增产基础方案组合；新区、老区产能项目和措施增产加大力度方案组合。然后进行两种排序：一是对内部收益率大于10% 的产能达标项目按内部收益率由高到低排序，对内部收益率小于10% 的产能和措施项目按投入产出比由高到低排序；二是所有产能和措施项目均按投入产出比由高到低排序。
从两种排序均可看出，与新区、老区产能项目组合相比，在投资相同的情况下，其他两种组合模式的净现值明显变大。随着措施基础方案变为措施加大方案，投入产出效果进一步向好。也就是说，新区、老区产能项目和措施增产加大方案的效果最好。该模式对应的净现值最大点高于其他两种模式的最大净现值（图3 和图4）。
4.3 追求效益最大的增产优化方案
追求总体效益最大方案是新区、老区产能项目和措施增产加大力度方案组合中效益最大的方案。按上述的新区、老区产能项目和措施增产加大力度方案，如果根据中低油价55 美元/bbl 测算，追求效益最大的措施和产能增产合计105.1×104t；如果根据低油价45 美元/bbl 测算，追求效益最大的措施和产能增产合计88.6×104t。不同油价对应的效益最大方案在相应的增产量情况下，净现值达到最大，如果继续实施增产，累计净现值开始下行。
5 认识与建议
（1）基于投资成本一体化的资产优化组合方法是油公司应对低油价提高总体效益的有效方法，该方法不仅可以优化投资组合，还可以确定公司的年度最大
效益产量规模。
（2）低油价下，油公司应适度增加老区投入、减少产能建设投资，充分挖潜老区潜力。它既能保证公司一定的产量规模和利润水平，又能大幅减少公司当期投资规模，这是油公司应对低油价的有效措施。
（3）结合各油区实际生产情况，建议加大措施作业增产、二次开发和“二三结合”的潜力分析工作。在全面的老区投入效果评价的基础上，深入研究低油价下各油区增加老区投入、减少产能建设投资的资产优化组合方案，通过全公司有效推进实施，实现老区全面深入挖潜。
（4）考虑到低油价下低渗透油田的产能建设效果较差，在开发上应重点加大直井多层、水平井多段体积压裂等有效措施投入。
（5）增加老区投入减少产能投资的资产优化组合模式，减少了当年投资，增加了操作成本，因此，需要树立投资成本一体化理念，深化研究这一模式对公司资产、成本结构和效益水平的相关影响和变化。
（6）增加老区投入是低油价下的有效应对策略， 从长远看，随着油价逐步提升，加强产能方案优化设计、考核和优选，发挥产能在减缓产量递减中主导作用仍然是确保公司长期可持续发展的关键。（来源：《石油科技论坛》，2017年, 第36卷, 第1期）
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