摘要：为了最大限度地提高资源动用率,通常都采用一次性井网整体部署的方式开发页岩气,而水平井井距设计则是页岩气井网部署的关键。在确定最优井距时,既需要掌握地质特征和钻井压裂工艺,也必须考虑气价、成本等经济因素的影响,目前国内外均没有形成较为可靠的页岩气水平井井距设计方法。为此,首次建立了一种基于地质—工程—经济一体化的页岩气水平井井距分析方法,通过地质建模、数值模拟、现金流分析3种技术手段,使用最终可采储量(EUR)、采收率和内部收益率(IRR)等3项指标对四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区宁209井区的页岩气开发井距进行了综合评价。研究结果表明:①宁209井区在当前的地质、工程、经济条件下,井距大于240 m可以确保页岩气平台开发的内部收益率大于8%;②井距控制在330~380 m时,可以同时兼顾单井EUR、平台采收率和经济效益。结论认为,该研究成果支撑了该井区页岩气开发技术政策的制定,为其实现页岩气规模效益开发奠定了基础。

摘要：为了建立综合全面的技术经济评价体系,满足天然气产业各环节投资主体对投资回报的要求,采用全生命周期和后评价理论方法,以天然气产业链各环节投入产出为主线,建立了天然气产业技术经济评价体系,并设计了相应的评价指标,通过纵向和横向对比,查找天然气产业全过程薄弱环节,总结经验教训,为投资决策层提供有力支撑。研究结论表明:(1)天然气产业技术经济评价体系应包括目标评价、投入指标评价、产出成果评价、生产经营评价、综合效益评价;(2)评价指标包括探明地质储量、二维、三维地震、产能建设、开发井数、进尺、新建生产能力、库容、输气压力、产能到位率、亿方储量投资、亿方产能建设投资等指标;(3)通过对体系的建立和评价指标的梳理,能科学有效地指导评价人员开展技术经济评价工作,并进一步提升投资管理成效和投资决策水平。

摘要：为了突出效益最优的投资管理理念,提高投资决策科学化水平,前瞻性地开展了单井效益评价研究。聚焦四川盆地碳酸盐岩气藏含硫的特殊性,以项目现金流量为计算基础,以内部收益率为核心指标,以基准收益率为判断标准,提出了适用于四川盆地碳酸盐岩气藏不同内部收益率、单井配产、单井投资的优化组合关系,构建起以含硫量为约束条件的中高含硫、特高含硫气井单井效益评价模型。研究结果表明:①当中高含硫气藏单井配产为(8~30)×10^(4) m^(3)/d、基准收益率为8%时,对应的经济极限单井投资为10840~40700万元;②当特高含硫气藏单井配产为(20~60)×10^(4) m^(3)/d、基准收益率为8%时,对应的经济极限单井投资为27600~82820万元;③单井预估投资超过经济极限投资时,单井及方案存在效益不达标的风险。结论认为:①通过中高含硫、特高含硫气井效益评价模型的建立,可用于确定碳酸盐岩气藏单井井位部署、地质设计、工程设计、工程实施等各阶段的钻完井投资目标制订;②可建立起气井动态管理预警机制,明确后续单井投资管控措施,支撑单井决策阶段及实施阶段钻完井投资目标的预判,对于优化技术经济指标、加快气藏效益开发具有指导作用。

摘要：为了适应管理创新驱动油气企业治理现代化建设的需要,更加全面客观认识管理创新成果从产生形成、集成创新到优化完善的系统性过程,以油气企业管理创新成果申报高级别奖励工作为契合点,结合实践对其创新路径进行了深入分析。研究结果表明:①以软科学研究成果为基础形成的油气管理创新成果申报高级别奖励是一个复杂的系统性创新过程,总体上要坚持创新发展理念,以时间为轴,需要经历至少三次集成创新过程,一次创新形成软科学研究成果,二次创新形成管理创新成果,三次集成创新形成申报高级别奖励材料,呈螺旋式上升趋势;②深入推进管理创新成果高质量产出与发展,必须强化报奖顶层设计与战略规划、加强软科学研究项目体系性布局、更加注重团队建设与协同合作、持续培育创新文化营造创新氛围,才能推动该项工作的可持续发展,为企业管理创新提供不竭动力。