CO2驅油提高采收率項目的經濟評價方法

孟 新，羅東坤，2

（1.中國石油大學（北京）工商管理學院，北京 102249；2.重慶地質礦產研究院，重慶 400042）

1 研究背景

中國具有豐富的低滲透油藏資源，目前其動用率還不到一半，其余未動用的油藏資源多數以低滲、特低滲等難動用儲量為主［1］。目前國內已動用的油藏大多數已進入高含水后期，通過水驅已無法采出更多儲量。在這種情況下，采取注氣方式通常可取得很好的效果［2-3］。20世紀80年代，國外注CO2提高采收率技術就已得到廣泛應用，并取得了較好的經濟效益［4］。隨著江蘇、山東、吉林等地的中小規模CO2氣藏以及松遼盆地的大型高含CO2天然氣藏被頻頻發現，注CO2提高采收率技術開始用于油田現場［5-6］。

中國作為全球碳排放量第一的大國，面臨來自國際社會巨大的減排壓力［7-8］。CO2驅油提高采收率技術可以將CO2長期封存于地下，為中國提供可同時實現經濟與社會雙重效益的減排技術。大力發展CO2驅油與油藏封存技術可以增加中國的能源供給，同時有助于履行中國的碳減排義務與承諾。

經濟可行性是影響一項技術的商業化推廣及產業化發展的關鍵因素之一。由于CO2驅油與封存是一項較新的采油技術，其投入和產出與常規油氣項目有很大不同，因此對該類項目進行經濟評價非常重要。

目前國外的CO2-EOR（CO2-enhanced oil recovery）項目經濟評價研究主要集中在兩個方面：一是對在特定區塊開展的CO2-EOR 項目進行經濟評價［9-11］；二是對CO2-EOR 技術捕集、運輸與儲存成本進行探討［12-13］。目前鮮有文獻對CO2-EOR 項目整個流程的參數預測與評價等展開系統研究。目前國內研究仍集中于對燃煤電廠等高能耗企業捕集CO2經濟性的分析［14-15］，鮮有文獻報道CO2-EOR項目的經濟評價方法。綜上，急需針對CO2-EOR 項目的、系統而完整的經濟評價方法來指導此類項目的經濟評價工作的開展。

本文在分析CO2驅油提高采收率技術的經濟特點的基礎上，將CO2捕集、CO2運輸與封存流程階段看作一個項目整體，深入研究了CO2驅油提高采收率項目各階段經濟評價參數的構成及其估算方法。同時，考慮到CO2驅油提高采收率項目可實現大量碳封存的社會效益，本文還研究了埋存CO2可能帶來的碳補貼等社會效益的量化方法，并將之作為一項現金流入納入項目經濟評價中，體現了綠色NPV（net present value）的概念及企業的社會責任感，進而在此基礎上建立了完整的經濟評價模型，以期為CO2驅油提高采收率項目的開展提供科學的決策方法。

2 CO2-EOR項目的技術經濟特點

2.1 CO2驅油原理

按作用機理的不同，CO2驅可分為CO2混相驅和CO2非混相驅，其提高采收率的主要作用機理為促使原油膨脹、降低粘度、降低油水界面張力、改善儲層滲透率、萃取和汽化原油中輕質烴和形成內部溶解氣驅等［1-6］。上述機理在CO2驅油過程中是同時存在的，但每種機理的作用不同，具體由油藏巖性、流體性質及開發方式決定，其中占主導地位的機理可能是一種或幾種。

2.2 技術經濟特點

作為新興的提高采收率技術，CO2驅油與封存技術具有獨特的技術經濟特點。與常規水驅、聚合物驅等驅油方式相比，CO2驅油具有氣源成本高、前期投資大、注入成本高、管材抗腐蝕性要求高、伴生氣處理難度大等特點。

1）氣源成本高。作為注入氣的CO2的獲得途徑主要有3種：第一，從高能耗企業（如電廠、水泥廠等）的廢氣中捕獲；第二，從高含CO2天然氣藏中分離；第三，從市場中購買。其中：從高能耗企業的廢氣中捕獲的成本高昂［16］；高含CO2的天然氣藏需要計劃投入開發；市場中的CO2價格在300 元/噸～600元/噸之間。就油田CO2驅油所需的超大CO2注入量而言，獲取如此大量CO2氣源的成本較高，因此獲得低成本的CO2氣源也是保證CO2驅油項目獲得良好的經濟效益的重要因素之一。

2）前期投資大。作為一個項目整體，CO2驅油提高采收率項目的前期投資不僅包括油田改變生產方式所增加的投資，而且包括對CO2捕獲與運輸的投資。對CO2捕獲的投資主要是對從高能耗企業的廢氣中捕集CO2的設備或從高含CO2的天然氣藏中分離CO2的設備的投資；運輸CO2可采用鐵路罐車或管道等，對CO2運輸的投資主要是對鋪設輸氣管道的投資。

3）注入成本高。注入CO2需要先壓縮CO2，然后注入地層中，而壓縮CO2需要耗費大量電能，由此導致注入成本升高。

4）管道抗腐蝕性能要求高。CO2遇到水蒸氣或地層水會形成弱酸性液體，它對生產井或地面管材都有腐蝕作用。因此，注入CO2對管材的要求較高。

5）伴生氣處理難度大。為充分利用CO2、防止其向大氣中逸散，當發生氣竄、生產井產出大量CO2時，需要將之分離出來，經過處理后再注入油藏中。

3 CO2-EOR項目的經濟評價方法

可采用折現現金流中的動態經濟評價方法對CO2驅油提高采收率項目進行經濟評價［17-18］。由于CO2驅油提高采收率是油田的三次采油項目，屬于油田的改擴建工程［19］，因此需要采用“有無項目對比法”，即先計算“實施CO2驅油提高采收率項目”和“原項目繼續采用原開采方式”兩種情況下的投入和產出，再計算“有項目”相對于“無項目”時的增量投入和產出［20-21］，進而計算增量的項目凈現值、內部收益率和項目投資回收期等。

4 CO2-EOR項目經濟評價的參數估算

項目的經濟評價參數包括投資、成本、銷售收入及稅金。同時，CO2捕集與運輸流程階段的各項參數也應被包括其中，將CO2-EOR 項目中CO2捕集、運輸與封存流程階段視為一個項目整體進行經濟評價。

原油開采技術是一項被經濟與社會雙重效益驅動而備受重視的技術，在計算其項目經濟效益的同時還應將其社會效益考慮在內。在技術產業化發展的初級階段，政府的政策支持和鼓勵可極大地促進技術的商業化推廣。因此，根據項目帶來的社會效益給予一定的財政補貼或稅收減免，將之作為項目補貼收入，可使一些CO2驅油與封存邊際項目得到開展、促進該技術的應用、增加國內的原油供給和促進CO2減排［22］。

4.1 增量投資的估算

4.1.1 捕集投資

如果CO2的氣源途徑為從高能耗企業（如煉油廠等）的廢氣中捕集或從高含CO2的天然氣藏中分離，則捕集設施的投資應計入CO2-EOR 項目投資中；如果CO2的氣源途徑為購買，則捕集設施的投資應計入項目操作成本。

CO2捕集系統有燃燒前捕集系統、燃燒后捕集系統和富氧燃燒捕集系統。其中，燃燒前捕集系統一般用于新建項目，而富氧燃燒捕集系統的成本較高，因此燃燒后捕集系統是目前普遍采用的CO2捕集系統。

在各種捕集系統使用的CO2分離技術中，吸收法中的化學吸收法是目前發展最成熟，應用最廣泛、成本相對較低的方法。中國現運行的3套CO2捕集示范裝置均采用該方法。采用化學吸收法捕集CO2的裝置主要由吸收塔、再生塔、溶液再沸器、過濾及溶液再回收裝置、裝置水平衡系統以及其他輔助設備構成。據調查，該套裝置投資與規模的關系并非正比關系，而是指數關系，因此可采用生產規模指數法計算采用該方法捕集CO2的投資。具體公式如下：

式（1）中：Q1和I1分別是已建項目的生產能力和投資額；Qb和Ib分別為CO2驅油提高采收率項目的生產能力和投資額；PF為價差系數，等于投資估算年份價格與取得數據年份價格之比；n為生產規模指數。

4.1.2 運輸投資

可采用公路罐車、鐵路罐車或管道運輸CO2。其中，公路罐車和鐵路罐車適合小規模的間斷型運輸，可用于小型的、對氣源連續性要求不高的用戶。在CO2-EOR項目中需要持續不斷地注入CO2氣源，因此管道運輸方式最為適合。

如果油田與氣源地點之間已有輸油氣管道，且管道可滿足輸送CO2的需要，則可以直接利用，此時投資為管道防腐等改造投資，否則需要新建CO2輸送管道，可采用噸鋼材投資指標估算法估算管道線路工程投資。其公式為：

式（2）和式（3）中：Ig為新建管道投資；G為管道所用鋼管總質量；Kg為噸鋼材投資指標；Ks為線路工程區域修正系數；Kt為時間修正系數；L為管道總長度；D為管道外徑；J為管道壁厚。

可采用式（4）計算泵站工程投資：

式（4）中：Is為泵站工程投資；N為泵站數目；Kn為泵站工程分項投資綜合指標。

4.1.3 封存增量投資

CO2驅提高采收率項目在封存階段的投資包括鉆井工程、采油工程和地面工程的投資。由于CO2具有較強的腐蝕性，因此注氣井、采油井、采油樹等井口裝置以及地面輸油氣管線均應采用抗腐蝕管材。

鉆井工程投資主要為將注水或采油井改為注氣井的修井或更換井筒的成本。如果需要新鉆井，則還要計算新鉆井成本。其計算公式為：

式（5）中：Iz為鉆井投資；iz1、iz2、iz3、n1、n2和n3分別為修井、更換井筒及鉆井的單井投資和每類投資井數。

采油工程投資可根據需更換井口裝置數量和單位投資進行估算，其計算公式為：

式（6）中：Ic為采油工程投資；ic和nc分別為單位采油裝置更換投資及更換數量。

地面工程投資不僅包括更換不符合抗腐蝕要求的地面管線的投資，而且包括對增加注氣間、配氣間等CO2注入系統的投資以及對回收并再注入氣竄產生的產出氣的CO2回收處理系統的投資。可采用朗格系數法進行估算地面工程改造投資，其計算公式為：

式（7）中：Id為地面工程投資；D為主要設備費用；Ki為管線、儀表、建筑物等費用的估算系數；KC為包括工程費、合同費、應急費等間接費在內的總估算系數。

4.2 增量成本的估算

4.2.1 捕集成本

采用化學吸收法捕集CO2的成本主要包括蒸汽消耗、電耗、溶液消耗、水耗和其他消耗。各項成本均與產能成一定的比例關系。可采用單位產能消耗定額與CO2捕集量的乘積計算CO2捕集成本，其計算公式為：

式（8）中：Cb為CO2捕集成本；cb為單位CO2捕集成本；Qc為CO2捕集量。

4.2.2 運輸成本

管道運輸CO2成本主要包括氣體液化壓縮加壓、管道維護修理、防腐蝕、人員和其他運營的費用。其中，動力費以單位CO2動力費定額，其他費用以年為基礎計算。管道運輸成本的計算公式為：

式（9）中：Cg為管道運輸成本；cg為單位管道運費動力費；Fg為其他以年為基礎計算的管道運輸費。

4.2.3 封存增量成本

2010年最新的《石油建設項目經濟評價方法與參數》中，油氣操作成本被分為15項［7］。與常規油氣開發項目的15項操作成本相比，CO2驅項目所增加的成本項主要有：①驅油物注入費，即壓縮并通過管線輸送CO2至注氣井的成本，可以注氣量為基礎按照單位注氣量注入費增量計算；②產出氣處理成本，即將氣竄產出的CO2氣體進行處理后回注發生的成本，可以產出氣量為基礎按照單位氣體處理成本計算；③維護及修理費，即新增的固定資產在項目投產后發生的修理費，可按地面工程投資增量的一定比例計算；④油氣處理費，即為增加的原油量產進行脫水、脫氣等處理而發生的費用，可以處理液量為基礎按每噸成本計算。

封存增量成本的計算公式如下：

式（10）中：c1、c2和c3分別為驅油物注入費、產出氣處理成本和油氣處理費的單位費用指標；QCO2為CO2注入量；Qcq為CO2產出氣量；r1為每年維護修理費占地面工程投資的比例；qt為每年新增的原油產量；其他字母的含義同上。

4.3 銷售收入及稅金的計算

4.3.1 銷售收入

CO2驅油項目的銷售收入（S）為增加的原油產量（qt）與油氣商品率（fs）及原油價格（P）的乘積，其計算公式為：

王高峰、胡永樂和宋新民等［23］針對水驅改氣驅油田，從氣驅采收率的計算公式入手，推導出氣驅產量的計算公式，并提出氣驅增產倍數的概念。氣驅產量的計算公式如下：

式（12）中，Qog為氣驅產量；η為氣驅波及體積修正因子，是氣驅波及體積與水驅波及體積之比；EDg和EDw分別為轉驅時氣和水的驅油效率（基于原始含油飽和度）；Qow為同期的水驅產量水平；Fgw為氣驅增產倍數，氣驅增產倍數的計算方法參考文獻［23］。

原油產量增量（qt）的計算公式為：

4.3.2 稅金

稅金包括營業稅金及附加、企業所得稅。其中，營業稅金及附加包括城市維護建設稅、教育費附加和資源稅。城市維護建設稅和教育費附加以增值稅為基礎進行計算。2011年國家將資源稅的征收從從量計征改為從價計征，石油天然氣的征稅稅率為5%～10%。所得稅按應納稅所得額的25%計算。

4.4 社會效益的計算

CO2驅油項目的社會效益包括CO2埋存效益、增加原油產量帶來的能源安全效益、促進天然氣藏開發帶來的天然氣替代煤炭燃燒減排效益。其中：借用清潔發展機制（clean development mechanism，CDM），采用CO2埋存量和國際碳指標交易價格計算CO2埋存效益［7］；采用原油產量增加帶來的能源戰略儲備成本的減少量計算能源安全效益；采用相同熱值天然氣與煤炭燃燒碳排放的差值與天然氣產量的乘積計算天然氣替代煤炭燃燒減排效益。3種社會效益的計算公式如下［24］：

式（14）中：B1為CO2埋存效益；EEXTRA為注入CO2獲得的采收率增幅；N為原始原油地質儲量；C為CO2與原油的接觸系數，一般取0.75；RCO2為CO2利用系數，即凈CO2注入量與原油采出量之比；PT為國際市場上碳指標的交易價格；R為人民幣兌美元匯率。

式（15）中：B2為能源安全效益；Qo為原油量；Qg為天然氣產量；E天然氣石油當量換算系數；d為石油儲備天數；D為每年內生產天數；T為油氣開采時間（與石油儲備庫使用期限一致）；Cd為原油儲備基建成本；Cj為平均每年經營管理成本；Cc為平均每單位石油每次抽油、充油成本；T為儲備庫壽命期；N為抽油、充油次數。

式（16）中：B3為天然氣替代煤炭燃燒減排效益；Qg為采出天然氣的體積；Eg-m為產生相同熱值的天然氣與煤當量換算系數；CmE為燃燒1噸煤所釋放CO2的質量；Cm為生產1噸煤所釋放甲烷的體積；ρm為甲烷在標準狀態下的密度；Em-E為造成同等溫室效應的甲烷與CO2的質量折算系數；CgE為燃燒1立方米天然氣所釋放CO2的質量。

基于以上各參數計算方法及折現現金流原理，本文建立如下CO2驅油提高采收率項目的經濟評價模型：

式（17）中：NPV為項目凈現值，當NPV＞0時項目是經濟可行的，當NPV≤0 時項目是不可行的；S、B、C、Tx和I分別為總經濟效益、總社會效益、總成本、總稅費和總投資；N0和N1分別為建設期和生產期的年限；ts、tz、tc、tj和tzy分別為所得稅、增值稅、城市維護建設稅、教育費附加和資源稅的稅率；其他字母的含義同上。

5 實例應用

中國某油田區塊開展CO2驅油試驗，新增投資為9389萬元，生產期內累計增產原油為15.22 萬噸，油氣商品率為95%。CO2氣源成本為200 元/噸，CO2運輸成本為50元/噸。增加總成本為31850萬元，增加操作成本為18150萬元，單位增量操作成本為1192.5 元/噸。生產期增加總銷售收入為39259萬元，社會效益為903 萬元，增量總利潤為5847萬元，增量凈利潤為3415萬元。

經計算，當原油價格為60美元/桶時，項目內部收益率為12.52%，凈現值為127.91 萬元，滿足行業的最低要求（12%），即項目在經濟上是可行的。

6 結語

本文深入剖析了CO2驅油項目的技術經濟特點，研究了該類項目與原開采方式相比所增加的經濟評價參數項及各參數的預測方法，在此基礎上建立了完整的經濟評價模型，為該類項目的開展提供了便捷的經濟評價工具。本研究將項目的社會效益評價納入項目經濟可行性評價中，體現了綠色NPV的理念和國有企業的社會責任感，而社會效益量化方法為CO2驅油提高采收率項目鼓勵政策的制定提供了科學依據。實例驗證了利用該方法能科學、準確地對CO2驅油項目進行經濟評價，能有效保障CO2驅油項目的經濟有效開發。

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