CN112364518A - 非常规油气地质工程一体化开发运筹学优化定量决策方法 - Google Patents

Abstract

非常规油气地质工程一体化开发运筹学优化定量决策方法，属于非常规油气勘探、开发领域。该方法用于非常规油气地质、工程一体化开发最优化决策。步骤为：①确定研究区目的层段地质条件特征，包括构造、岩性、孔隙度、渗透率、含油气饱和度、地层压力、地应力、储层厚度、天然裂缝等；②建立单井产出油气量与地质条件和工程参数关系；③建立单井钻井、压裂、采油气工程成本与工程参数、地质条件关系；④确定区块收益和区块钻井、压裂、采油气工程成本，建立区块开采非常规油气效益函数，区块效益等于区块总收益减总成本；⑤利用运筹学优化理论、技术优化求解效益函数的极值，获得研究区目的层段开采非常规油气效益最大时相应最优工程施工参数。

Description

非常规油气地质工程一体化开发运筹学优化定量决策方法

技术领域

本发明涉及非常规油气地质工程一体化开发运筹学优化定量决策方法，属于非常规油气勘探、开发技术领域。

背景技术

油气地质条件决定了国内的常规油气很难具有增产潜力，经济和社会的发展对能源需求的日益攀升和常规油气资源的不断消耗，使我国的油气供需矛盾日益突出。近年来我国对进口油气的依赖度已经分别高达70%和45%以上，远超能源安全警戒线，并且还在继续攀升，我国能源安全形势极为严峻。因此，包括页岩油气、致密油气、煤层气等在内的非常规油气越来越受到人们的重视，且非常规油气资源潜力巨大，成为缓解我国油气供需矛盾的首要选项。如四川盆地及周缘的涪陵页岩气、新疆玛湖致密砂砾岩油气、吉木萨尔的芦草沟页岩油气已经进入储量和产能建设序列。

非常规油气往往准连续分布，面积大、资源总量大，但资源丰度不高，开采难度大，主要利用水平井和大型压裂技术才能有效开发，这使工程作业成本居高不下。尤其是我国复杂的地质、地面条件，使勘探开发成本更高。目前，开发的技术可行性已不是问题，但经济可行性还面临巨大的压力。油气勘探开发积累的经验揭示，地质-工程（包括开发方案、钻井工程、压裂工程）一体化综合施策是降本增效、实现效益开发的重要、有效途径，这也是业内专家的普遍共识。

正因为如此，国内外有关的机构和学者已经在地质-工程一体化综合施策方面进行了大量的探索。例如，在非常规油气勘探开发一体化或者地质-工程一体化优化研究方面，北美发展并实践了非均质非常规油气藏多尺度一体化表征方法，形成较系统和完善的非常规油气藏压裂缝网建模、一体化压裂建模及评估技术、与现代压裂工艺相匹配的压裂建模技术、全耦合建模及数模技术等，并广泛应用于储层改造设计、后评估及优化研究；发展了“地质、钻井工程、完井及改造工程、生产工程和开发工程一体化技术，考虑压裂和生产过程中孔隙压力变化引起的应力场改变，主要应用于水力压裂、井距优化、加密钻井、重复压裂、高密度或立体复杂井网等研究；开始采用云计算技术，结合多因素不确定性优化技术，摆脱单因素或多因素统计分析及有限模拟方案研究的局限性，更高效、更全面地掌握产能主控因素和主要作业优化参数。其优化的目标是钻井工程在保证井筒完整性的基础上，要以最有利于完井改造为设计和施工目标；完井及改造工程服务于最大化单井产量、实现产量突破和高产为优化目标；生产工程主要目的是最大化单井预测最终可采储量和单井设计生产年限内的净现值；开发工程是通过优化开发方案和开发技术政策，实现一定投资规模条件下全气田采收率最大化和全资产收益最优化。

借鉴北美的经验和技术，我国也在众多非常规油气田，如涪陵、长宁、威远等大型页岩气田，玛湖致密砂砾岩油田、吉木萨尔页岩油田等在地质-工程一体化实践方面也做了大量类似的探索。不过，剖析这些文献报道可以看出，现行的地质-工程一体化强调的是在共享地质模型的基础上，地质人员设计开发方案时要兼顾工程可行性和低成本；工程人员设计实施方案时，要在地质模型和地质目标的约束下，地质-钻井-完井压裂-生产-开发各个环节要互相照应、有机结合，通过反馈，修正、完善地质模型；工程方案要有利于一定投入条件下的产出最大化。但具体各个环节如何结合。除了部分实现了定量评价（如在裂缝扩展机理-不同尺度孔、喉、缝耦合渗流机理-产能预测方面，部分的软件实现了定量评价，从而能够较好的定量预测单井产量/EUR），总体上各个环节的有机结合、约束-反馈是定性的。可以说，到目前为止，地质-工程一体化的优化决策主要是依靠专家的经验来做出的定性决策，因而缺乏科学、全局、定量的依据。而且，主要瞄准的是一定投入条件下的产出最大化，而不是整体效益的最大化。没有以效益最大化为目标的、全局、定量化的解决方案。

所谓“降本增效”就是要利用尽可能少的投入获得尽可能多的产出，使效益最大化。不难理解，效益=产出-成本=累产(或可采储量)×单价-成本。而累产受控于地质条件（如目的层的厚度、埋深、孔隙度、渗透率、含油气量等）和工程参数（水平井段长度、压裂段数、压裂液量、支撑剂量、压裂缝长等）以及两者之间的匹配（如水平井方向与最大地应力的夹角、水平井的穿行层位等），成本也同样与地质条件（如目的层埋深、水平井段的岩性、脆性）、工程参数（钻头类型、水平井段长度、压裂分段数、压裂液量、支撑剂量、压裂缝长等）及两者之间的匹配（如水平井方向与最大地应力的夹角、水平井的穿行层位等）有关，同时还要包括直井段等工程建设成本。也就是说，非常规油气的勘探开发效益受控于上述众多的地质条件、工程参数及两者之间的匹配，是一个异常庞大、复杂的系统。如何实现一体化，除了依靠专家的经验或拍脑门来定性决策，目前还缺少明确、有效的定量解决方案。

例如，对于一口单井来说，水平井段越长、压裂规模越大、支撑剂越好等，产量越高，但其投入相应的也会越大，而且可能其成本增长幅度比产量或控制储量增长的幅度更高，效益反而不好。对一个区块来说，如果增加水平井井距，可以减少钻井数，节约钻井成本，但要动用同样的储量（或达到同样的产量或采收率），需要增大压裂规模，压裂成本增加的幅度可能超过钻井成本节约的幅度，效益也会降低。同样不难理解，也并非水平井间距越小（钻井成本增加）、压裂规模越小（压裂成本降低），效益越好。但到底多大的水平井网间距、水平井段长度、压裂级数、压裂缝长、支撑剂用量、水的用量等钻井、压裂参数配置能够达到最佳的降本增效的效果。由于这么多因素的同时影响成本和产出，专家已经很难依据自己的经验给出最佳的判断和决策。

对这种区块内多参数最佳配置的复杂决策，运筹学提供了数学解决途径-最优化，它可以将复杂的地质-工程一体化决策问题转化为一个数学目标函数（如经济效益函数）的极值（最大值）求取问题。效益=产量（或控制可采储量）×国际气价-成本，其中产量（或控制可采储量）、成本是地质参数（有机地球化学特征、储层岩性及矿物组成特征、储层物性特征、储层微观孔喉特征等、应力场分布等）、工程参数包括水平井长度、水平井方向、压裂规模、支撑剂选择、压裂液选择等的函数。本项研究的目的正是期望构建一个这样的非常规油气效益开发的最优化决策平台。

为此，本发明提出一种非常规油气地质工程一体化开发运筹学优化定量决策方法，通过分析研究区目的层段非常规油气效益与地质、工程等参数的关系，确定效益最大化的工程施工参数。进而定量实现非常规油气地质-工程一体化，助力降本增效、提高研究区非常规油气的整体开发效益。

发明内容

本发明的目的是：提供非常规油气地质工程一体化开发运筹学优化定量决策方法，实现分析研究区目的层段开采非常规油气效益与地质、工程等参数的关系，确定效益最大化的工程施工参数。弥补我国现有技术方法的空白，助力降本增效、提高非常规油气整体开发效益。

本发明采用的技术方案是：提供非常规油气地质工程一体化开发运筹学优化定量决策方法，其特征在于：

步骤1：确定研究区目的层段非常规油气储层埋深、岩性、岩相、脆性、孔隙度、渗透率、含油气饱和度、地层压力、地应力、储层厚度、天然裂缝等参数特征，储层埋深的单位是米，孔隙度的单位是%，渗透率的单位是毫达西，含油气饱和度的单位是%，地层压力的单位是兆帕，储层厚度的单位是米，天然裂缝孔隙度的单位是%，岩性、岩相和脆性属于无量纲参数；

步骤2：建立单井产出油气量与地质条件和工程参数关系，包括两种方法，一种是利用数模获得各种地质条件、工程参数条件下的单井产出油气量，另一种是利用水平井段长度、支撑缝半长等工程参数和目的层厚度、孔隙度、含油气饱和度等地质参数计算单井控制油气储量，结合相应采收率，计算单井可采油气储量，地质条件、工程参数包括基质孔隙度、基质渗透率、含油气饱和度、裂缝导流能力、支撑缝半长、水平段长度、裂缝间距、地层压力、储层厚度、天然裂缝孔隙度、支撑缝半长等，单井产油量的单位是吨，单井产气量的单位是立方米，孔隙度的单位是%、渗透率的单位是毫达西、含气饱和度的单位是%、裂缝导流能力的单位是毫达西、裂缝半长的单位是米、水平段长度的单位是米、裂缝间距的单位是米、地层压力的单位是兆帕、储层厚度的单位是米、天然裂缝孔隙度的单位是%，单井控制油储量的单位是吨，单井控制气储量的单位是立方米，采收率的单位是%，单井可采油储量的单位是吨，单井可采气储量的单位是立方米；

步骤3：以钻井、压裂、试油、试气等工程定额预算编制为依据，确定单井钻井成本、单井压裂成本与地质参数、工程参数的函数关系，地质参数包括水平段埋深，钻井工程参数包括总进尺、A靶点进尺、钻井施工周期，压裂工程参数包括压裂施工周期、运输及特种车费用、水平段长度、单段压裂长度、减阻水用量、胶液用量、盐酸用量、土酸用量、粉陶用量、砂用量、油管施工费等参数，单井钻井成本的单位是元，单井压裂成本的单位是元，水平段埋深的单位是米，A靶点进尺的单位是米，单井钻井周期的单位是天，单井压裂周期的单位是天，运输及特车费用的单位是元，水平段长度的单位是米，单段压裂长度的单位是米，减阻水用量的单位是立方米/米，胶液用量的单位是立方米/米，盐酸用量的单位是立方米/米，土酸用量的单位是立方米/米，粉陶用量的单位是立方米/米，砂用量的单位是立方米/米，油管施工费的单位是元；

步骤4：在确定非常规油气单井产油量、单井产气量、单井钻井成本、单井压裂成本与地质参数、工程参数函数关系的基础上，结合相应的井间距和水平段长度等参数条件下单井产油量、单井产气量、单井钻井成本、单井压裂成本，以及开发非常规油气操作费用和税费等，确定区块非常规油气总产出所获得收益和区块钻井、压裂等成本投入，建立区块非常规油气开发所得效益函数，效益等于区块产出非常规油气所获得收益与区块钻井、区块压裂等成本之差，单井产油量的单位是吨，单井产气量的单位是立方米，单井钻井成本的单位是元，单井压裂成本的单位是元，油气操作费用的单位是元，税费的单位是元，非常规油气总产出所获得收益的单位是元，区块钻井成本的单位是元，区块压裂成本的单位是元，区块非常规油气开发所得效益的单位是元；

步骤5：依据效益函数，确定效益最大时的地质-工程等施工参数，所确定主要工程参数包括水平段长度、减阻水用量、胶液用量、盐酸用量、土酸用量、粉陶用量、砂用量、单段压裂长度、水平段间距等参数，实现研究区目的层段非常规油气地质-工程一体化最优化开发，水平段长度的单位为米，减阻水用量的单位为立方米/米，胶液用量的单位为立方米/米，盐酸用量的单位为立方米/米，土酸用量的单位为立方米/米，粉陶用量的单位为立方米/米，砂用量的单位为立方米/米，单段压裂长度的单位为米，水平段间距的单位为米。

本发明的有益效果：本发明非常规油气地质工程一体化开发运筹学优化定量决策方法，提供一种非常规油气地质工程一体化开发运筹学优化定量决策方法，实现分析研究区目的层段非常规油气效益与地质、工程等参数的关系，确定效益最大化的工程施工参数。弥补我国现有技术方法的空白，助力降本增效、提高研究区非常规油气的整体开发效益。

附图说明

图1是本发明的流程图。

图2是本发明实施实例1中数模软件获得单井产气量随支撑缝半长变化特征图。

图3是本发明实施实例1中数模软件获得单井产气量随水平段长度变化特征图。

图4是本发明实施实例1中单井可采储量随支撑缝半长变化特征图。

图5是本发明实施实例1中采收率随支撑缝半长变化特征图。

图6是本发明实施实例1中单井钻井成本随水平段长度变化特征图。

图7是本发明实施实例1中单井压裂成本随水平段长度变化特征图。

具体实施方式：

实施例1：如图1所述，非常规油气地质工程一体化开发运筹学优化定量决策方法，以非常规油气中的页岩气为例，开展地质工程一体化开发最优化决策含有以下步骤。

步骤1：在综合研究区目的层段页岩气储层发育分布、岩性、岩相、脆性、孔隙度、渗透率、地应力、地化特征和含油气性等特征的基础上，认为研究区目的层段属于海相沉积地层，各地质参数在平面上相对稳定，进而确定目的层基质孔隙度为4.0%，基质渗透率为0.002毫达西，含气饱和度为65%，地层压力为38兆帕，目的层段埋深为3040米，储层厚度为30米，天然裂缝孔隙度为1%。

步骤2：分别利用数模获得各种地质条件、工程参数条件下的单井产出油气量，以及利用水平井段长度、支撑缝半长等工程参数和目的层厚度、孔隙度、含油气饱和度等地质参数计算单井控制油气储量等2种方法评价单井页岩气产量。

利用数模软件，确定在基质孔隙度为4.0%、基质渗透率为0.002毫达西、含气饱和度为65%、裂缝导流能力为5毫达西、裂缝半长为范围为50米至400米、水平段长度为1000米至4000米、裂缝间距为20米、地层压力为38兆帕、储层厚度为30米、天然裂缝孔隙度为1%的条件下单井产气量，单井产气量的单位是立方米。

数模软确定在水平段长度为1600米时单井产气量Q_gas随支撑缝半长的变化特征见图2。在支持缝半长为120米时单井产气量Q_gas随水平段长度的变化特征见图3。

利用水平井段长度、支撑缝半长等工程参数和步骤1中确定目的层厚度、孔隙度、含油气性等地质参数计算单井控制储量，结合相应采收率，计算单井可采储量，单井可采储量等于单井控制页岩气储量与采收率的乘积，单井可采储量、单井控制页岩气储量和采收率分别由下列公式计算。

Q_EUR=Q_GR

其中，

式中，Q_EUR是单井可采储量，单井可采储量的单位是×10⁸立方米，Q_G是单井控制页岩气地质储量，页岩气地质储量的单位是×10⁸立方米，R是单井采收率，%， L是单井的水平段长度，水平段长度的单位是米，x_f是支撑缝半长，支撑缝半长的单位是米，h是储层厚度，储层厚度是30米，ρ是储层岩石密度，储层岩石密度2.57克/立方厘米，C_x是吸附气含量，吸附气含量是3立方米/吨，Z_i是原始气体偏差系数，原始气体偏差系数值是1.145，ɸ是储层孔隙度，储层孔隙度是4%，S_gi是原始含气饱和度，原始含气饱和度是65%，B_gi是原始地层压力下气体体积系数，气体体积系数是0.0032，n₀是裂缝条数，裂缝条数的单位是条/米，R₀是近井处的采收率，采收率的单位是%，a是修正因子，修正因子是无量纲参数，π是圆周率，无量纲参数，q是压裂施工过程中的排量，排量是10立方米/时，W是裂缝宽度，裂缝宽度的单位是米，S_p是初滤失量，初滤失量值是0.00041立方米/平方米，C是滤失系数，滤失系数值是0.0028米/分钟^0.5，n’ 是流变指数，流变指数值是0.55，v是泊松比，泊松比值是0.25，t是时间，时间的单位是分钟，近井处的采收率R₀与裂缝条数n₀的乘积等于1.19，修正因子a等于0.125。

在水平段长度为1500米时，单井可采储量随支撑缝半长的变化特征见图4。采收率随支撑缝半长的变化特征见图5。

步骤3：以钻井、压裂、试气等工程定额预算编制为依据，确定单井钻井成本、单井压裂成本与地质参数、工程参数的函数关系，地质参数包括水平段埋深，钻井工程参数包括总进尺、A靶点进尺、钻井施工周期，压裂工程参数包括压裂施工周期、运输及特种车费用、水平段长度、减阻水用量、胶液用量、盐酸用量、土酸用量、粉陶用量、砂用量、单段压裂长度、油管施工费等参数，单井钻井成本、单井压裂成本与地质参数、工程参数的函数关系如下列公式所示

其中，

式中：f_钻井是单井钻井成本，单井钻井成本的单位是元，H是水平段埋深，水平段埋深的单位是米，D_进尺为钻井总进尺，钻井总进尺的单位是米，D_A点是钻井A靶点进尺，A靶点进尺的单位是米，T_工期-钻是单井钻井周期，单井钻井周期的单位是天，f_压裂是单井压裂成本，单井压裂成本的单位是元，T_工期-压是单井压裂周期，单井压裂周期的单位是天，Q_{运输及特车}是单井压裂过程中运输及特车费用，运输及特车费用的单位是元，L_水平段是水平段长度，水平段长度的单位是米，L_单段是单段压裂长度，单段压裂长度的单位是米，V_减阻水是减阻水用量，减阻水用量的单位是立方米/米，V_胶液是胶液用量，胶液用量的单位是立方米/米，V_盐酸是盐酸用量，盐酸用量的单位是立方米/米，V_土酸是土酸用量，土酸用量的单位是立方米/米，V_粉陶是粉陶用量，粉陶用量的单位是立方米/米，V_砂40/70是粒径范围40-70um砂用量，砂用量的单位是立方米/米，V_砂30/50是粒径范围30-50um砂用量，砂用量的单位是立方米/米，Q_{油管施工费}是油管施工费,油管施工费的单位是元，ΔV是压裂液总体积变化量，压裂液总体积变化量的单位是立方米。

单井钻井成本随水平段长度的变化特征如图6所示。在单段段长为70米，减阻水用量为17.28立方方/米、胶液用量为3.488立方方/米、盐酸用量为0.2032立方方/米，土酸用量为0立方方/米，粉陶用量为0.4立方米/米，粒径范围40-70um砂用量为0.2立方米/米，粒径范围30-50um砂用量为0.2立方米/米的条件下，单井压裂成本随水平段长度的变化特征如图7所示。

步骤4：在页岩气单井产气量、钻井成本、压裂成本与地质参数、工程参数函数关系的基础上，结合相应的井间距和水平段长度等参数条件下单井页岩气产量、单井钻井成本、单井压裂成本，以及开发页岩气操作费用和税费等，建立长度为4100米、宽度为820米的研究区页岩气开发所得效益函数，利用下列公式分别确定由数模软件计算单井产气量和单井可采储量等两种方式获得区块开采页岩气的效益

其中，f_操作1=2640000+0.377Q_gas

f_税1=0.0073Q_gas

f_操作2=2640000+0.377Q_EUR

f_税2=0.0073Q_EUR

式中，NPV₁是基于数模软件计算产气量所确定的区块开采页岩气的效益，效益的单位是元，M是所研究的区块页岩气井数量，页岩气井数量的单位是口，j=1,2，....19，是页岩气井的编号，无量纲参数，P₀是天然气价格，天然气价格的单位是元/立方米，Q_gas是数模软件获得的单井产气量，单井产气量的单位是立方米，f_操作1和f_操作2均是开采页岩气操作成本，开采页岩气操作成本的单位是元，f_税1和f_税2均是开采页岩气税费，税费的单位是元，f_钻井是单井钻井成本，单井钻井成本的单位是元，f_压裂是单井压裂成本，单井压裂成本的单位是元，NPV₂是基于单井可采储量所确定的区块开采页岩气的效益，效益的单位是元，Q_EUR是单井可采储量，单井可采储量的单位是立方米。

步骤5：依据效益函数，确定当效益NPV₁达到最大时，水平段长度为4000米、减阻水用量为11.71立方米/米、胶液用量为2.36立方米/米、盐酸用量为0.138立方米/米、土酸用量为0.138立方米/米、粉陶用量为0.271立方米/米、砂用量为0.271立方米/米、单段压裂长度为57米、水平段间距为57米，效益NPV₁为5.559 ×10⁷元。当效益NPV₂达到最大时，水平段长度为4000米、减阻水用量为16.50立方米/米、胶液用量为3.33立方米/米、盐酸用量为0.19立方米/米、土酸用量为0.19立方米/米、粉陶用量为0.38立方米/米、粒径范围40-70um砂用量为0.19立方米/米，粒径范围30-50um砂用量为0.19立方米/米、单段压裂长度为57米、水平段间距为57米，效益NPV₂为6.05×10⁷元。

Claims (1)

1.非常规油气地质工程一体化开发运筹学优化定量决策方法，其特征在于：

步骤1：确定研究区目的层段非常规油气储层埋深、岩性、岩相、脆性、孔隙度、渗透率、含油气饱和度、地层压力、地应力、储层厚度、天然裂缝等参数特征，储层埋深的单位是米，孔隙度的单位是%，渗透率的单位是毫达西，含油气饱和度的单位是%，地层压力的单位是兆帕，储层厚度的单位是米，天然裂缝孔隙度的单位是%，岩性、岩相和脆性属于无量纲参数；

步骤2：建立单井产出油气量与地质条件和工程参数关系，包括两种方法，一种是利用数模获得各种地质条件、工程参数条件下的单井产出油气量，另一种是利用水平井段长度、支撑缝半长等工程参数和目的层厚度、孔隙度、含油气饱和度等地质参数计算单井控制油气储量，结合相应采收率，计算单井可采油气储量，地质条件、工程参数包括基质孔隙度、基质渗透率、含油气饱和度、裂缝导流能力、支撑缝半长、水平段长度、裂缝间距、地层压力、储层厚度、天然裂缝孔隙度、支撑缝半长等，单井产油量的单位是吨，单井产气量的单位是立方米，孔隙度的单位是%、渗透率的单位是毫达西、含气饱和度的单位是%、裂缝导流能力的单位是毫达西、裂缝半长的单位是米、水平段长度的单位是米、裂缝间距的单位是米、地层压力的单位是兆帕、储层厚度的单位是米、天然裂缝孔隙度的单位是%，单井控制油储量的单位是吨，单井控制气储量的单位是立方米，采收率的单位是%，单井可采油储量的单位是吨，单井可采气储量的单位是立方米；

步骤3：以钻井、压裂、试油、试气等工程定额预算编制为依据，确定单井钻井成本、单井压裂成本与地质参数、工程参数的函数关系，地质参数包括水平段埋深，钻井工程参数包括总进尺、A靶点进尺、钻井施工周期，压裂工程参数包括压裂施工周期、运输及特种车费用、水平段长度、单段压裂长度、减阻水用量、胶液用量、盐酸用量、土酸用量、粉陶用量、砂用量、油管施工费等参数，单井钻井成本的单位是元，单井压裂成本的单位是元，水平段埋深的单位是米，A靶点进尺的单位是米，单井钻井周期的单位是天，单井压裂周期的单位是天，运输及特车费用的单位是元，水平段长度的单位是米，单段压裂长度的单位是米，减阻水用量的单位是立方米/米，胶液用量的单位是立方米/米，盐酸用量的单位是立方米/米，土酸用量的单位是立方米/米，粉陶用量的单位是立方米/米，砂用量的单位是立方米/米，油管施工费的单位是元；

步骤4：在确定非常规油气单井产油量、单井产气量、单井钻井成本、单井压裂成本与地质参数、工程参数函数关系的基础上，结合相应的井间距和水平段长度等参数条件下单井产油量、单井产气量、单井钻井成本、单井压裂成本，以及开发非常规油气操作费用和税费等，确定区块非常规油气总产出所获得收益和区块钻井、压裂等成本投入，建立区块非常规油气开发所得效益函数，效益等于区块产出非常规油气所获得收益与区块钻井、区块压裂等成本之差，单井产油量的单位是吨，单井产气量的单位是立方米，单井钻井成本的单位是元，单井压裂成本的单位是元，油气操作费用的单位是元，税费的单位是元，非常规油气总产出所获得收益的单位是元，区块钻井成本的单位是元，区块压裂成本的单位是元，区块非常规油气开发所得效益的单位是元；

步骤5：依据效益函数，确定效益最大时的地质-工程等施工参数，所确定主要工程参数包括水平段长度、减阻水用量、胶液用量、盐酸用量、土酸用量、粉陶用量、砂用量、单段压裂长度、水平段间距等参数，实现研究区目的层段非常规油气地质-工程一体化最优化开发，水平段长度的单位为米，减阻水用量的单位为立方米/米，胶液用量的单位为立方米/米，盐酸用量的单位为立方米/米，土酸用量的单位为立方米/米，粉陶用量的单位为立方米/米，砂用量的单位为立方米/米，单段压裂长度的单位为米，水平段间距的单位为米。

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