陳曉平，張寶娟，陳小東，張振紅，徐建軍，王楠

1.中國石油天然氣股份有限公司規(guī)劃總院；2.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院；3.大慶油田有限責(zé)任公司重慶分公司

0 引言

近年來，中國油氣開發(fā)的新區(qū)產(chǎn)能建設(shè)以非常規(guī)油氣資源為主體，其年產(chǎn)量規(guī)模快速攀升［1］。非常規(guī)油氣資源開發(fā)與常規(guī)油氣開發(fā)相比，具有百萬噸產(chǎn)能投資高［2］、初期產(chǎn)量高、產(chǎn)量遞減快［3］等特點(diǎn)，勘探規(guī)模增儲和建產(chǎn)效益矛盾突出［4］。在開發(fā)面臨效益挑戰(zhàn)的背景下，如何精準(zhǔn)評價非常規(guī)油氣資源開發(fā)效益，并通過技術(shù)經(jīng)濟(jì)評價指導(dǎo)投資優(yōu)化和成本控制，進(jìn)而提高非常規(guī)油氣項目整體開發(fā)效益，是當(dāng)前管理和技術(shù)層面都非常關(guān)注的重大研究課題。

本文在對非常規(guī)油田（超低滲透油藏）已開發(fā)區(qū)塊、平臺、單井實際投資及產(chǎn)量統(tǒng)計分析的基礎(chǔ)上，提出了非常規(guī)油田開發(fā)單井初期極限產(chǎn)量和單井極限投資指標(biāo)評價方法。在僅有單井投資估算或單井初期產(chǎn)量的基礎(chǔ)上，運(yùn)用數(shù)理統(tǒng)計方法對產(chǎn)量、投資、成本一系列的數(shù)據(jù)分析，模擬出不同開發(fā)技術(shù)條件下單井的最小極限初期產(chǎn)量或最大極限投資，建立了一套適合非常規(guī)油田開發(fā)前期決策和方案優(yōu)化部署的技術(shù)（產(chǎn)量）—投資—效益一體化單井效益評價模型，為從事地質(zhì)、油藏技術(shù)研究人員和經(jīng)營管理人員開展開發(fā)指標(biāo)、投資、成本參數(shù)對標(biāo)優(yōu)化等工作提供借鑒，對于優(yōu)化開發(fā)方案、實現(xiàn)油氣項目效益開發(fā)具有積極作用。

1 油田開發(fā)項目效益評價常規(guī)方法及問題的提出

影響油田開發(fā)項目經(jīng)濟(jì)效益的主要因素有單井投資、產(chǎn)量分布、累產(chǎn)油量、油價和操作成本等［5-6］，目前效益評價的常規(guī)方法是現(xiàn)金流量分析方法?，F(xiàn)金流量分析方法是20世紀(jì)80年代初中國從西方引入的經(jīng)濟(jì)評價理論與方法，對擬建項目的財務(wù)可行性和經(jīng)濟(jì)合理性進(jìn)行分析論證，是當(dāng)前國內(nèi)外通用的項目經(jīng)濟(jì)評價方法。評價流程是根據(jù)項目開發(fā)方案或概念設(shè)計預(yù)測的油氣產(chǎn)量等開發(fā)指標(biāo)，估算開發(fā)建設(shè)投資，在一定的油價條件下，預(yù)測評價期內(nèi)收入、成本、稅費(fèi)，依據(jù)現(xiàn)金流量計算財務(wù)內(nèi)部收益率、凈現(xiàn)值、投資回收期等經(jīng)濟(jì)評價關(guān)鍵指標(biāo)［7-8］?，F(xiàn)金流量法是以項目現(xiàn)金流量為基礎(chǔ)，在經(jīng)濟(jì)分析與決策中，將所考察的生產(chǎn)單位看成一個經(jīng)濟(jì)系統(tǒng)，成本與收益表現(xiàn)為該系統(tǒng)貨幣的流出量與流入量，流出系統(tǒng)的資金稱現(xiàn)金流出，流入系統(tǒng)的資金稱現(xiàn)金流入，流入與流出之差稱計算凈現(xiàn)金流量，凈現(xiàn)值是經(jīng)貼現(xiàn)后求出現(xiàn)值之和［9］。其計算公式為：

式中：NPV—凈現(xiàn)值，即投資價值，104元；CI—現(xiàn)金流入量，104元；CO—現(xiàn)金流出量，104元；r—貼現(xiàn)率，%；n—計算年限，年。

判斷某一項目或一口井效益的標(biāo)準(zhǔn)是內(nèi)部收益率是否大于基準(zhǔn)收益率；若大于基準(zhǔn)收益率該方案可行，否則不可行，這也是行業(yè)的標(biāo)準(zhǔn)評判方法。內(nèi)部收益率是投資建設(shè)項目在某一評價期內(nèi)的投資利率，是根據(jù)投資項目評價期內(nèi)的現(xiàn)金流量折現(xiàn)所能達(dá)到的目標(biāo)收益率。這個指標(biāo)表現(xiàn)的是比率，不是絕對值，一個內(nèi)部收益率較低的開發(fā)方案，可能由于其規(guī)模較大而有較大的凈現(xiàn)值，因而更值得建設(shè)；內(nèi)部收益率越高，說明投入的成本相對地少，獲得的收益卻相對多。因此業(yè)界經(jīng)常根據(jù)內(nèi)部收益率與基準(zhǔn)收益率的對比，優(yōu)選出高效井和有效井，并對產(chǎn)能建設(shè)項目進(jìn)行評價。

隨著非常規(guī)油田儲層滲透率逐步降低，開發(fā)品質(zhì)逐年變差，開發(fā)難度加大，開發(fā)方式主要采用以“長水平段+體積壓裂”［10］、工廠化作業(yè)、大井叢立體式布井為代表的系列技術(shù)，進(jìn)行大規(guī)模集約化平臺建產(chǎn)。采用的不同開發(fā)平臺井場大小、水平井井?dāng)?shù)、水平段長度、壓裂規(guī)模、單井產(chǎn)量、遞減率、投產(chǎn)時率等指標(biāo)差異較大，加之技術(shù)工藝復(fù)雜，導(dǎo)致不同單井投資及單井累產(chǎn)量差異大，單井效益差別也較大。再加上前幾年國際油價一直在低位徘徊，非常規(guī)油田實現(xiàn)效益開發(fā)面臨巨大的挑戰(zhàn)［11］。

采用常規(guī)的經(jīng)濟(jì)評價方法對非常規(guī)油田開發(fā)方案進(jìn)行評價主要存在以下問題：一是，采用常規(guī)的整體經(jīng)濟(jì)評價無法分析出效益差異的原因是投資還是產(chǎn)量，同時，掩蓋了非常規(guī)油田高效井、有效井、低效井的效益差異；由于非常規(guī)油田單井投資、產(chǎn)量差異大，需要開展單井經(jīng)濟(jì)評價。二是，常規(guī)的現(xiàn)金流經(jīng)濟(jì)評價方法涉及投資、產(chǎn)量預(yù)測表、油價、基準(zhǔn)收益率、增值稅、所得稅、城市建設(shè)稅、教育附加稅、資源稅、營業(yè)費(fèi)用、安全生產(chǎn)費(fèi)、棄置成本、折舊年限、原油商品率、貸款利率等經(jīng)濟(jì)評價基礎(chǔ)參數(shù)，對單井進(jìn)行經(jīng)濟(jì)評價，計算工作量大，對于快速評價非常規(guī)油田單井開發(fā)有一定的難度，難以實現(xiàn)對單井效益的快捷準(zhǔn)確計算；需要運(yùn)用經(jīng)濟(jì)評價原理，結(jié)合非常規(guī)油田開發(fā)特點(diǎn)，研究適應(yīng)非常規(guī)油田開發(fā)快捷準(zhǔn)確的經(jīng)濟(jì)評價方法。三是，非常規(guī)油田開發(fā)由于投資、產(chǎn)量、效益差異大，需要能夠快速甄別高效井、有效井、低效井的經(jīng)濟(jì)評價數(shù)學(xué)模型。四是，為實現(xiàn)“事前算贏”、實現(xiàn)效益開發(fā)的目標(biāo)，在開發(fā)方案部署優(yōu)化實踐工作中，需要能夠快捷準(zhǔn)確計算出滿足基準(zhǔn)收益率要求前提下的單井初期產(chǎn)量和單井投資臨界值指標(biāo)，從而運(yùn)用經(jīng)濟(jì)指標(biāo)約束技術(shù)指標(biāo)，倒逼開發(fā)方案優(yōu)化、技術(shù)進(jìn)步和投資控降。

2 非常規(guī)油氣開發(fā)效益主要影響因素分析

通過數(shù)據(jù)統(tǒng)計分析，影響非常規(guī)油氣開發(fā)效益的主要因素有投資、產(chǎn)量、油價、成本及稅費(fèi)，其中投資、產(chǎn)量、油價對項目內(nèi)部收益率影響較大。

非常規(guī)油氣水平井開發(fā)單井投資集中在2 600×104～4 000×104元，是常規(guī)的定向井單井投資的5～8倍，其產(chǎn)生的折舊在完全成本構(gòu)成中占比在 55%左右，對經(jīng)濟(jì)效益影響較大；通過敏感性分析，當(dāng)投資每變化10%，內(nèi)部收益率變化約2.5%。

非常規(guī)油氣水平井單井初期產(chǎn)量分布在 9.0～20.0 t/d，是常規(guī)定向井開發(fā)的5～11倍，其每變化10%，單井產(chǎn)量變化0.9～2.0 t/d，變化絕對數(shù)大，對經(jīng)濟(jì)效益影響較大；通過敏感性分析，當(dāng)產(chǎn)量每變化10%，內(nèi)部收益率變化約2.7%。

通過敏感性分析，當(dāng)油價每變化10%，內(nèi)部收益率變化約2.7%?？紤]到油價受地緣政治、突發(fā)事件、市場需求等因素影響，短期（1～3年）波動較大，因此，石油公司在預(yù)測項目效益時，一般按長期預(yù)測油價進(jìn)行經(jīng)濟(jì)評價。本文將油價作為不確定因素，按照不同油價情形，對單井初期產(chǎn)量和單井投資臨界值指標(biāo)進(jìn)行研究。

成本相對投資、產(chǎn)量、價格而言，對內(nèi)部收益率影響相對較小，當(dāng)操作成本每變化10%，內(nèi)部收益率變化約0.4%。且非常規(guī)油氣單井操作成本每年變化不大，約90×104元/（井·年），約占完全成本的25%，本文的計算模型將成本簡化為常數(shù)處理。

下面重點(diǎn)分析單井綜合投資、單井產(chǎn)量的影響因素，這也是非常規(guī)油田開發(fā)產(chǎn)量和投資極限指標(biāo)評價的重要基礎(chǔ)。

2.1 單井綜合投資的影響因素

非常規(guī)油田開發(fā)單井綜合投資包含鉆井工程投資、采油工程投資和地面工程投資，單井綜合投資受井場大小、單平臺井?dāng)?shù)、井深、壓裂規(guī)模、工藝技術(shù)、地面管道、配套條件等多種因素影響，其中井深、水平段長度、壓裂規(guī)模、地面管道是影響投資的主要因素［12］。

（1）鉆井工程投資：包括平臺及道路征地和臨時用地投資、鉆前工程投資、水平段鉆井投資、造斜段鉆井投資、直井段+造斜段套管投資、套管費(fèi)用、固錄測井費(fèi)用等。其中：鉆井投資約占鉆井工程投資的60%左右，而影響鉆井投資的主要因素是井深、水平段長度和鉆井周期。

（2）采油工程投資：包括試油工程費(fèi)用、壓裂工程費(fèi)用等，其中壓裂作業(yè)費(fèi)約占30%，壓裂材料費(fèi)包括壓裂液、支撐劑約占50%，而影響壓裂工程費(fèi)用的主要因素是壓裂規(guī)模。

（3）地面工程投資：包括井場投資、集輸管道投資、接轉(zhuǎn)站投資、聯(lián)合站投資，以及配套的供電、道路、通信、供水等配套設(shè)施投資。

據(jù)初步統(tǒng)計，采油工程投資約占非常規(guī)油田開發(fā)總投資的50%，鉆井工程投資占比30%，地面工程投資占比15%，建設(shè)期利息及其他投資約占5%。

2.2 單井產(chǎn)量的影響因素

非常規(guī)油藏開發(fā)單井產(chǎn)量受地質(zhì)因素、工程參數(shù)、流體性質(zhì)、開采方式、井網(wǎng)形式、增產(chǎn)措施和管理等多種因素控制，但主要受工程因素和地質(zhì)因素影響，工程因素主要有單段簇數(shù)、壓裂段數(shù)、油層入地液量、油層加砂量；地質(zhì)因素主要有原油黏度、孔隙度、含油飽和度、油層厚度、脆性指數(shù)等［13］。由油氣田開發(fā)的歷史經(jīng)驗可知，對于儲層特征相似的油氣藏，其產(chǎn)量隨時間的遞減規(guī)律基本一致，可以利用Arps（阿普斯雙曲線遞減方程，用于預(yù)測油田產(chǎn)量）產(chǎn)量遞減方程進(jìn)行產(chǎn)量預(yù)測。

2.3 成本及稅費(fèi)的影響因素

非常規(guī)油田成本包括油氣操作成本、折舊折耗、管理費(fèi)用、財務(wù)費(fèi)用、營業(yè)費(fèi)用，非常規(guī)油田開發(fā)單井年操作成本與投資相比，在成本中占比相對比較低，且通過對非常規(guī)油藏歷史發(fā)生單井操作成本統(tǒng)計與分析發(fā)現(xiàn)單井操作成本歷年、區(qū)塊變化不大，相對穩(wěn)定。據(jù)初步統(tǒng)計，投資轉(zhuǎn)化成折舊折耗和財務(wù)費(fèi)用約占完全成本60%，操作成本約占完全成本的25%，管理費(fèi)用、營業(yè)費(fèi)用和營業(yè)稅金約占完全成本15%。

稅費(fèi)包括資源稅、增值稅、營業(yè)稅金及附加、所得稅，除資源稅按照國家規(guī)定可減征外，增值稅、營業(yè)稅金及附加、所得稅與常規(guī)油田一致，且稅費(fèi)與投資、產(chǎn)量參數(shù)直接相關(guān)，在數(shù)學(xué)模型中轉(zhuǎn)化成投資、產(chǎn)量的相關(guān)系數(shù)。

3 單井極限初期產(chǎn)量和極限投資評價模型

非常規(guī)油田開發(fā)初期產(chǎn)量和投資極限指標(biāo)評價模型具體分為3個部分。

3.1 評價模型基礎(chǔ)參數(shù)和適應(yīng)條件

模型參數(shù)選取依據(jù)《中國石油天然氣集團(tuán)公司油氣勘探開發(fā)投資項目經(jīng)濟(jì)評價方法（2017）》《中國石油天然氣集團(tuán)有限公司投資項目經(jīng)濟(jì)評價參數(shù)（2020）》的規(guī)定。其中，建設(shè)期1年，生產(chǎn)期15年，基準(zhǔn)收益率6%。本模型中最高油價按65美元/桶計，不考慮特別收益金。操作成本借鑒非常規(guī)油藏已開發(fā)區(qū)塊上一年度實際發(fā)生的歷史數(shù)據(jù)。

本模型適用條件：單井年操作成本相對穩(wěn)定；油藏儲層致密，喉道半徑小，裂縫發(fā)育、地層能量衰減快的非常規(guī)油藏自然能量水平井開發(fā)。

3.2 非常規(guī)油田單井初期產(chǎn)量極限模型

非常規(guī)油田單井初期產(chǎn)量極限模型，是已知油藏遞減規(guī)律及其他成本稅費(fèi)，在投資明確的條件下，測算在不同油價時，實現(xiàn)效益開發(fā)（達(dá)到基準(zhǔn)收益率6%）單井所需的最小初期產(chǎn)量。

式中：Qmin—水平井單井初期經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量，t/d；I—水平井單井綜合投資，104元/井；P—評價油價，美元/桶。

利用上述單井初期產(chǎn)量經(jīng)濟(jì)極限評價模型，根據(jù)目標(biāo)投資和油價，可以快速判斷在投資和油價既定條件下，某口井、區(qū)塊、油藏的最小初期產(chǎn)量，再與油藏開發(fā)類型相似的區(qū)塊的初期產(chǎn)量或地質(zhì)論證的初期產(chǎn)量進(jìn)行比對，進(jìn)而可以初步判斷本口井、區(qū)塊、油藏是否可以實現(xiàn)效益開發(fā)。本模型僅適用于非常規(guī)油藏水平井開發(fā)初期最小極限產(chǎn)量預(yù)測。

3.3 非常規(guī)油田單井投資極限模型

非常規(guī)油田單井投資極限模型，是已知油藏遞減規(guī)律，其他成本稅費(fèi)固定，在單井初期產(chǎn)量明確的條件下，測算在不同油價時，實現(xiàn)效益開發(fā)單井的最大投資。

模型建立共分兩步：基于中國西部某非常規(guī)油田開發(fā)的產(chǎn)量規(guī)律認(rèn)識，根據(jù)非常規(guī)油藏開發(fā)不同儲量類型，測算不同油價下單井綜合投資臨界值，并模擬出投資控制目標(biāo)曲線，進(jìn)而測算出不同儲量類型單井最大極限投資；基于上述樣本結(jié)果，應(yīng)用數(shù)理統(tǒng)計方法推導(dǎo)出極限最大投資評價關(guān)系式：

式中：Q—水平井單井初期產(chǎn)量，t/d；Imax—水平井單井最大綜合投資，104元/井。

利用上述單井投資極限評價模型，非常規(guī)油藏不同儲量類型在油價既定條件下，可以快速測算一口井的最大極限投資。

4 應(yīng)用評價案例分析

4.1 極限初期產(chǎn)量分析

A油田位于鄂爾多斯盆地西南部，主力開發(fā)層位為三疊系延長組x頁巖油層。2004—2011年，在創(chuàng)新形成的深水重力流富砂理論指導(dǎo)下，強(qiáng)化x儲層的重新認(rèn)識，試油獲得工業(yè)油流；但單井產(chǎn)量低，受當(dāng)時技術(shù)經(jīng)濟(jì)條件限制，無法有效動用。

原語翻譯生態(tài)環(huán)境，廣義上是指包括原語文本在內(nèi)的原語語言、社會、經(jīng)濟(jì)、文化等宏觀環(huán)境；狹義上是指原語文本的語言特點(diǎn)和文化特征。本文僅對狹義上的原語翻譯生態(tài)環(huán)境進(jìn)行分析，即寒山詩文本的白話文語言特點(diǎn)及其反映出的中國佛、道文化。

2011年以來，借鑒北美頁巖油開發(fā)理念，A油田積極開展頁巖油攻關(guān)研究與試驗，經(jīng)歷了評價探索、開發(fā)試驗、示范建設(shè)等3個階段，明確了x頁巖油規(guī)模效益開發(fā)主體技術(shù)。

2016—2017年，通過前期水平井注水開發(fā)、長水平井大井距體積壓裂開發(fā)試驗，明確了頁巖油區(qū)塊長水平井體積壓裂開發(fā)主體技術(shù)，提升了頁巖油開發(fā)效果，但仍不滿足工業(yè)化開發(fā)需求。

2018—2020年，以多層系、立體式、大井叢、工廠化為思路，通過踐行“新理念”、集成“新技術(shù)”、創(chuàng)建“新模式”，頁巖油規(guī)模效益開發(fā)新模式已形成。

A油田 B區(qū)塊 x頁巖油層水平井水平段長度為 1 500～2 000 m，井距約300～400 m。在相同井距、相近長度情況下，以及在相近的壓裂儲層改造措施工藝下，水平井遞減規(guī)律主要受油層地質(zhì)特征影響。通過對A油田歷史水平井生產(chǎn)情況進(jìn)行擬合，結(jié)果顯示前3年遞減規(guī)律基本相近。

根據(jù)非常規(guī)油藏A油田已開發(fā)井的開發(fā)現(xiàn)狀，預(yù)測 A油田 B區(qū)塊 x頁巖油水平井前 3年遞減為26.9%、14.7%、10.2%，利用Arps產(chǎn)量遞減方程預(yù)測整個評價期的產(chǎn)量，如圖1所示。由于在遞減規(guī)律確定的情況下，初期產(chǎn)量與單井累產(chǎn)油成正比關(guān)系，應(yīng)用式（2），已知不同投資，測算出 B區(qū)塊不同油價下最小極限初期產(chǎn)量，如表1所示。

圖1 B區(qū)塊產(chǎn)量指標(biāo)預(yù)測

表1 B區(qū)塊單井極限初期產(chǎn)量測算（基準(zhǔn)收益率6%）

測算的單井極限初期產(chǎn)量數(shù)據(jù)可為不同單井目標(biāo)投資下實現(xiàn)效益開發(fā)提供參考。由表1可以看出，當(dāng)B區(qū)塊某單井根據(jù)油層特征、地質(zhì)、工程、工藝及配套測算單井投資為3 000×104元/井時，在油價50美元/桶條件下，要實現(xiàn)效益開發(fā)，初期單井產(chǎn)量需要達(dá)到18.59 t/d以上。但是，根據(jù)臨近區(qū)塊類似油藏測算，待開發(fā)區(qū)單井日產(chǎn)只有18.00 t，低于最小極限初期產(chǎn)量，無法實現(xiàn)效益開發(fā)。那么本單井可以考慮暫時停止開發(fā)部署，等到油價回升到 60美元/桶時，該單井就可以實現(xiàn)效益開發(fā)。

4.2 單井極限投資分析

在對極限產(chǎn)量進(jìn)行分析的基礎(chǔ)上，可以確定本案例不同油價、不同初期產(chǎn)量條件下的投資極限值，如表2所示。

表2 B區(qū)塊單井極限投資測算（基準(zhǔn)收益率6%）

單井投資極限值可為不同單井目標(biāo)產(chǎn)量下實現(xiàn)效益開發(fā)提供決策依據(jù)。由表2可以看出，當(dāng)基準(zhǔn)收益率為 6%時，B區(qū)塊單井初期產(chǎn)量在 16.00～22.00 t/d之間，在油價30美元/桶時要實現(xiàn)效益開發(fā)，單井投資需低于1 216×104～1 714×104元。如，單井初期產(chǎn)量20.00 t/d時，油價為30美元/桶時要實現(xiàn)效益開發(fā)，單井投資須不高于1 548×104元。根據(jù)此評價模型，在類比區(qū)塊單井產(chǎn)量比較靠實的情況下，可以快速預(yù)估最高投資。

5 結(jié)束語

常規(guī)的經(jīng)濟(jì)評價方法，涉及眾多的技術(shù)經(jīng)濟(jì)參數(shù)和經(jīng)濟(jì)評價基礎(chǔ)參數(shù)，其中一些參數(shù)獲取有一定的難度，還有一些參數(shù)存在不確定性，不能很好地適應(yīng)非常規(guī)油田開發(fā)評價［14］，尤其是產(chǎn)量和投資差異較大的非常規(guī)油藏水平井單井效益評價。本文基于現(xiàn)場實踐統(tǒng)計基礎(chǔ)上建立的非常規(guī)油田開發(fā)極限初期產(chǎn)量和極限投資評價模型，是在常規(guī)經(jīng)濟(jì)評價基礎(chǔ)上，通過整體分析同一類型油藏的共性（遞減率、開發(fā)方式，井網(wǎng)布局等），利用數(shù)理統(tǒng)計方法，回歸出簡潔快速的評價模型，并制定相應(yīng)的應(yīng)用模板。本模型模擬回歸系數(shù)高達(dá)98%，可信度高，是常規(guī)經(jīng)濟(jì)評價方法的有益補(bǔ)充，豐富了非常規(guī)油田開發(fā)經(jīng)濟(jì)評價方法體系。

面對非常規(guī)油田開發(fā)日趨復(fù)雜的開發(fā)條件以及開發(fā)效益挑戰(zhàn)，通過單井初期最小極限產(chǎn)量及單井投資最高極限評價，快速判斷不同條件下的高效井、有效井、無效井。一方面可推動非常規(guī)油田開發(fā)產(chǎn)量、投資、成本的科學(xué)合理優(yōu)化配置，促進(jìn)方案投資部署優(yōu)化和生產(chǎn)經(jīng)營優(yōu)化；另一方面可以指導(dǎo)地質(zhì)油藏技術(shù)研究和經(jīng)營管理人員進(jìn)行開發(fā)指標(biāo)、投資和成本參數(shù)的優(yōu)化和對標(biāo)，為投資及產(chǎn)量倒逼機(jī)制、強(qiáng)化系統(tǒng)化統(tǒng)籌協(xié)調(diào)、推動內(nèi)部挖潛提效，提供決策支持依據(jù)。

非常規(guī)油田開發(fā)是一個復(fù)雜的系統(tǒng)工程［15］，本評價模型是基于西部某頁巖油田多年來的開發(fā)實踐和生產(chǎn)經(jīng)營數(shù)據(jù)分析的結(jié)果。對于具體的非常規(guī)油田開發(fā)，需要結(jié)合地質(zhì)條件、油藏類型、技術(shù)進(jìn)步、管理提升等多方面具體要素，梳理分析適用于本油田開發(fā)情況的極限指標(biāo)評價模型，并在生產(chǎn)實踐中不斷迭代修正，以更好落實“油氣產(chǎn)建堅持先算后干、事前算贏”的開發(fā)理念和原則，為推進(jìn)非常規(guī)油氣項目效益開發(fā)提供可靠的決策支持工具。