頁巖氣開發中的成本估算問題分析

郭 瑞，劉辰星

(1.中國海洋石油國際有限公司，北京 100101；2.中海油研究總院，北京 100101)

0 引 言

隨著天然氣資源開發利用的程度不斷深入，地質條件較好的常規天然氣資源越來越少，勘探難度逐漸增大。同時，經濟的發展勢必導致能源需求的增加，常規天然氣供需缺口也越來越大[1]。頁巖氣資源量豐富，隨著開采技術的進步，原本無經濟效益的邊界資源正逐步變得經濟可采，近年來受到人們的持續關注[2]。頁巖氣資源能否經濟開采，很大程度上取決于成本的高低。因此，對影響頁巖氣資源開發經濟效益的成本因素進行分析有助于厘清操作成本的變動因素。在常規天然氣操作成本估算法的基礎上，結合頁巖氣資源開發的特殊性，建立適合頁巖氣開發成本估算的方法，將極大幫助頁巖氣開發項目的投資決策。

國內頁巖氣資源勘探開發的時間較短，相關研究并不充分，研究主要集中于常規油氣資源的成本預測[3-5]、比較分析[6-7]、非常規資源潛力評價[8-10]等方面。國外關于頁巖氣資源的相關研究包括成本變化[11-13]、生產技術分析[14-16]、新技術投入的成本學習曲線[17-20]等。現有文獻均為對頁巖氣開發前景進行分析或從生產數據角度進行研究，針對頁巖氣開發成本估算的系統研究相對欠缺。

本文首先對頁巖氣與常規天然氣在氣體成分、來源、賦存方式、成藏地質條件、生產方式、生產周期、采收率等方面的異同進行分析，找出頁巖氣開發的特殊性，并對頁巖氣成本項目進行分析，找出關鍵成本動因；其次，根據影響頁巖氣成本變動的關鍵因素及產量遞減規律與學習效應，分別建立了基于產量、井數成本定額遞增的成本估算方法和基于產量遞減規律、學習效應的成本預測方法；最后，綜合以上研究以期為頁巖氣資源的高效開發利用提供支持。

1 頁巖氣開發成本分析

1.1 頁巖氣與常規天然氣的比較分析

頁巖氣是以吸附和游離兩種狀態存在于頁巖層中的非常規天然氣，主要成分是甲烷，除此之外還有少量的重烴、氮氣、二氧化碳和惰性氣體[2]。由于滲透率極低，頁巖中釋放天然氣緩慢，導致頁巖氣開發利用時間較晚。頁巖氣在氣體成分上與常規天然氣大致相同，主要成分均是甲烷，但頁巖氣中甲烷含量在90%以上，常規天然氣中其他氣體成分變化相對較大。頁巖氣與常規天然氣均是優質能源和化工原料，可以混輸混用。

頁巖氣與常規天然氣的不同主要體現在氣體來源、賦存方式、成藏地質條件、生產方式、生產周期、采收率等方面(表1)[10]。頁巖層儲層滲透率低、孔隙度低，需要采用水平井加水力壓裂的開采方式，由于頁巖氣產量遞減速度快，在氣田內要不斷打新井進行產量接替，并且生產過程中還需對儲層進行重復壓裂，因此頁巖氣開采前期投資及生產過程中的持續投資均高于常規天然氣。

表1 頁巖氣與常規天然氣的比較Table 1 Comparison of shale gas and conventional natural gas

1.2 頁巖氣開發成本動因分析

頁巖氣開發成本包括建設期的鉆完井投資、工程投資、后續接替井投資、生產作業維護等費用。通過對頁巖氣與常規天然氣開發特性的比較分析可知，頁巖氣開發成本按成本項目劃分應包括開發投資費用及操作費，其中開發投資費用主要是鉆完井投資費及工程投資費，作業費包括直接材料費、直接燃料費、直接動力費、直接人員費、頁巖氣凈化費、井下作業費、動態監測費、維護及修理費、采樣化驗費、水處理費、輸氣費、運輸費等。根據劃分的頁巖氣成本項，采用相關因素法分析成本動因見表2。成本動因包括頁巖氣井數、采氣量、水處理量等。

表2 頁巖氣開發成本動因分析Table 2 Analysis of shale gas development cost drivers

2 基于產量、井數成本定額的成本估算方法

從成本的動因入手估算開發成本，需要確定驅動各項成本因素以及相應的費用定額。分析可知成本動因包括頁巖氣井數、采油氣量、水處理量等，費用定額的取定應參考同類區塊或相似區塊的操作成本數據，并綜合考慮開發區塊的地理位置、開采方式、地面工藝流程和單井產量等因素。

頁巖氣產量和井數是影響成本最為關鍵的驅動因素，綜合產量和井數關鍵動因，并考慮成本實際，構建基于產量、井數成本定額遞增的成本估算法，其計算公式見式(1)。

Ct=Cpwf+Cpww×Nt+Cpwp×Qt+

Cpwwater×Qwt+(Iw+Ie)×Nt

(1)

式中：Ct為第t年總成本；Cpwf為成本中與產量、井數無關的部分；Cpww為與井數相關的操作成本定額；Cpwp為與產量相關的操作成本定額；Cpwwater為與水處理相關的操作成本定額；Nt為第t年投產井數；Qt為第t年產量；Qwt為第t年水處理量；Iw為單井投資定額；Ie為單井工程投資定額。

與常規油氣開發不同的是，頁巖氣開發采用水力壓裂增產消耗大量的水資源并產生大量的返排水，可能還有采出水，返排水需要進行處理再根據情況進行回注或排放，返排水回注時可按照壓裂液的成本進行估算。

3 考慮產量遞減規律和學習效應的操作成本估算方法

隨著頁巖氣開發的深入，開采難度增加，產量不斷衰減，單位產量操作成本伴隨著產量的衰減、開采難度的提高而逐漸上升[16]。同時，豐富的氣藏資料使得人們加深了對氣藏的認識，開采工藝不斷調整，直到與氣藏條件相適應。除此之外，現場作業者作業經驗更加豐富，并能積極地采取有效的措施降低成本。作業工藝的完善和作業者經驗的增加提高了作業效率，這種學習過程降低了單位產量操作成本[18]。頁巖氣田操作成本預測模型的建立基于資源衰減引起的單位操作成本上升和生產經驗積累帶來單位操作成本下降兩方面因素，即采用產量遞減規律及學習曲線來描述頁巖氣田操作成本變化規律。

3.1 產量遞減規律下的操作成本估算

1) 上產期和穩產期操作成本估算方法。頁巖氣開發過程中，若不考慮新增生產設施，頁巖氣田穩產期的操作成本將維持穩定。穩產期年操作成本由穩產期產量和單位操作成本求得，穩產期操作成本計算公式見式(2)。

Copt=c0×q0，t∈n2

(2)

上產階段隨著生產設施陸續投入使用，產能逐步達到穩產期水平，體現在操作費上呈現出初期操作費較低，隨后逐步增加并在穩產期保持穩定的特點。因此，可以近似地用上產期產量和單位操作成本來表示上產期氣田年操作成本，其計算公式見式(3)。

Copt=c0×qt，t∈n1

(3)

式中：Copt為第t年操作成本；n1為開發上產期；n2為開發穩產期；n3為遞減期；c0為穩產期單位產量操作成本；q0為穩產期產量；qt為第t年產量。

2) 遞減期操作成本估算方法。在頁巖氣開發過程中，為了保證油氣的穩定供應，必須采取打接替井的方式保證穩產。單位產量操作成本反映了單位產出的平均投入，能夠有效地評價措施效果進而判斷增產極限。增產措施經濟極限可以采用措施前后單位產量操作成本的比較來確定，如果采取措施后的單位操作成本低于不采取措施的遞減期單位操作成本，就會刺激措施作業的投入；如果措施后的單位操作成本高于不采取措施的遞減期單位操作成本，則維持原生產[12]。在頁巖氣開發產量遞減階段，若不采取任何增產措施，操作成本中的固定部分基本維持穩定，可變部分會隨著生產井數量減少及產量下降有一定程度的降低，而單位操作成本會呈現出增加的趨勢[16]。遞減期的操作成本可以用穩產期年操作成本、遞減期生產井數、與井數無關的其他費用近似計算得到，計算公式見式(4)。

(4)

式中：Npwt為頁巖氣開發遞減期第t年生產井數；N0為穩產期生產井數；Cot為第t年與井數無關的其他費用。

3.2 成本學習效應

成本學習曲線用來描述隨著技術的發展以及生產經驗的積累，未來成本呈下降趨勢的情況。成本學習曲線問題需要從兩個方面考慮，一方面是隨著技術的熟練、經驗的增加，成本逐漸降低，也就是所謂的實際操作的學習；另一方面是隨著時間推移，成本減少的純外部假設，也就是非實際操作的學習[17]。頁巖氣開發技術無疑存在成本降低(主要體現在鉆完井投資費用和生產操作費上)，如美國頁巖氣的生產在過去幾年就有著明顯的成本降低[15]。

成本學習曲線基于4個參數：規定年度的累積產量(Q0)，第t年的累積產量(Qt)，不考慮學習效應時的操作成本(Copt)，學習比率(LR)，考慮成本學習效應的操作成本計算公式見式(5)和式(6)。

(5)

(6)

需要注意參數的選取存在很大的不確定性，BRAHMI[18]基于美國累積原油生產給出了5%的學習比率，MCDONALD[19]對北海原油生產給出了25%的學習比率。學習比率結果的差別會導致成本降低的估算上存在較大差別，實際工作中隨著生產數據的增加，應對學習比率進行不斷擬合，進而修正到最合理的區間。學習比率會受到經濟發展程度、人員、地理等因素影響，是綜合各項因素的集中反映。

3.3 結合產量遞減規律與學習效應的操作成本預測方法

考慮頁巖氣開采的產量遞減規律及學習效應，建立的基于產量遞減規律和學習效應的頁巖氣開發操作成本預測方法見式(7)。根據式(7)可對頁巖氣開發全周期成本進行預測。

(7)

4 案例分析

某頁巖油氣田位于北美地區，占地面積約1 260 km2，經估算剩余可采頁巖油418百萬桶，剩余可采頁巖氣2 868 512萬m3，剩余可采NGL240百萬桶。根據地下儲層條件初步設計開發方案，高峰期投產約400口井/a，隨后逐步降低到約70口井/a，平均井距0.04 km。高峰期產量油為45百萬桶/a，產氣量為283 170萬m3，NGL為25百萬桶/a，產量剖面如圖1所示，鉆完井及工程工作計劃如圖2所示。

圖1 頁巖油氣田產量剖面Fig.1 Production profile of shale oil and gas field

通過調研相似項目的開發生產數據，該類頁巖油氣田單井鉆完井投資為600萬美元，單井工程設施投資為60萬美元，因單井投資數據來自對標項目的多年投資數據取平均得到，故實際上已包含學習效應的影響，無需再次考慮。對標得到高峰期操作費5.6美元/桶，不含學習效應的影響(通過對標本文采用10%的學習比率估算操作費)。結合圖2的工作計劃，運用成本估算公式可計算得該頁巖油氣田分年投資結果如圖3所示，分年操作費如圖4所示。

圖2 鉆完井工作計劃Fig.2 Drilling and completion work plan

圖3 頁巖油氣田開發分年投資Fig.3 Annual capex of shale oil and gas development

圖4 頁巖油氣田開發分年操作費Fig.4 Annual operation fee of shale oil and gas development

本文建立的兩種頁巖氣開發成本估算方法在該案例中結合使用，方便快捷地實現了成本估算。在實際應用中可根據掌握數據的情況選擇基于井數、產量、水處理量的估算方法或基于產量遞減規律和學習效應的估算方法，考慮學習效應實際上是對常規成本估算方法的補充完善。

5 結 論

頁巖氣是未來天然氣資源的重要補充，開發潛力巨大。本文對頁巖氣資源的開發成本進行了系統的分析，分別構建了基于產量、井數成本定額的成本估算方法和基于產量遞減規律、學習效應的頁巖氣操作成本估算方法，得到的主要結論如下所述。

1) 頁巖氣與常規天然氣在氣體成分上基本相同，不同點主要體現在氣體來源、賦存方式、成藏地質條件、生產方式、生產周期、采收率等方面，其中成藏地質條件與生產方式的不同是頁巖氣操作成本估算區別于常規天然氣的主要方面。

2) 通過對頁巖氣開發成本項目的分析，直接材料費、設備費、安裝費、直接燃料費、直接動力費、井下作業費、動態監測費、采樣化驗費、維護及修理費、廠礦管理費的成本變動因素可歸集為頁巖氣井數；頁巖氣凈化費、輸氣費的成本變動因素可歸集為采氣量；水處理費的成本變動因素可歸集為水處理量。

3) 根據歸集的頁巖氣成本變動因素建立的基于產量、井數成本定額的成本估算方法(考慮水處理成本)，從成本動因出發以更加真實地反映操作成本變化過程。構建的估算模型僅涵蓋井數、采氣量、水處理量三個主要參數，但能夠體現每個頁巖氣操作成本項目的影響，在簡化詳細估算法的同時保證了估算結果的可靠性，在一定參考數據的情況下可采用該方法進行估算。針對頁巖氣生產過程中，產量遞減造成的單位操作成本上升和頁巖氣生產過程中成本學習效應的存在，本文建立的基于產量遞減規律與學習效應的操作成本預測方法能夠反映這種客觀規律，該方法應用的重點在于確定合理的學習比率，實際應用中應根據掌握數據的情況選擇合適的估算方法。