緬甸聯(lián)邦油氣勘探投資風險分析

王 倩

(中國地質大學，湖北 武漢 430074)

隨著我國國民經(jīng)濟發(fā)展對能源需求的增加以及國家能源戰(zhàn)略的制定，近10年來我國在國外能源領域的投資不斷加大。但由于我國油氣勘探開發(fā)領域在國外介入時間較晚，國際上的能源巨頭已經(jīng)將絕大多數(shù)市場中比較規(guī)范、油氣資源相對豐富的含油氣盆地油氣勘探權瓜分殆盡，因此我國各油氣勘探開發(fā)公司進入的國外油氣勘探區(qū)塊一般油氣資源均不理想，并且所在國能源等礦產(chǎn)管理法律法規(guī)一般不太規(guī)范，這些都給走出國門不久的我國能源企業(yè)帶來了巨大投資風險。下面以我國某石油公司在緬甸聯(lián)邦的某油氣勘探區(qū)塊(暫稱為A區(qū)塊)的投資分析來介紹國外油氣勘探投資的風險。

1 區(qū)塊概況

1.1 區(qū)塊地理環(huán)境概況

緬甸全稱THE Union of Myanmar，位于東經(jīng)92°10'－1 02°21'和北緯 9°58' －2 8°29'之間。北部、東北部與我國接壤，西部、西北部與印度和孟加拉毗鄰，東部與老撾、泰國相連，西南和南部瀕臨印度洋的孟加拉灣和安達曼海。國土面積676 553 km2。緬甸地勢北高南低，東、北、西部均為高山和高原，中央為平原，地形結構呈馬蹄狀。

緬甸A區(qū)塊面積1萬多平方公里，地理位置位于緬甸中部第二大城市曼德勒市以西，行政區(qū)域劃屬實皆省。構造位置處于伊洛瓦底盆地中部，介于盆地內(nèi)兩個生烴凹陷－－欽敦凹陷和沙林凹陷之間。伊洛瓦底盆地是緬甸油氣最為富集的盆地，沉積地層以晚白堊紀－早第三紀始新世碎屑巖沉積為主，漸新統(tǒng)、中新統(tǒng)是目前伊洛瓦底盆地的主要油氣產(chǎn)層。

1.2 區(qū)塊油氣資源簡介

伊洛瓦底盆地的油氣主要產(chǎn)自Salin(Minbu)凹陷、Pyay Embayment凹陷和Irrawaddy Delta凹陷，3個凹陷目前已發(fā)現(xiàn)油氣藏43個，石油地質儲量1 053 MMB，天然氣地質儲量2 683 BSFC，總油氣當量1 500 MMB。

A區(qū)塊內(nèi)以三角洲沉積為主，烴源和儲集條件均發(fā)育良好，長期的構造演化形成了很多溝通油源層和儲集層的斷層輸導體，在逆沖斷層上下盤發(fā)育背斜、斷背斜等各類圈閉。圈閉對油氣能否富集起著關鍵的作用，落實可靠的圈閉是鉆探成功的前提條件。斷層輸導體系對溝通下部油氣，使其能向上部砂體中運移極其重要，砂體對油氣在平面上的運移起到控制作用，因此輸導體系是油氣富集成藏的另一主控因素。D區(qū)塊主要受圈閉和輸導體系二元控藏。圈閉開始形成時間早于油氣大規(guī)模生成和運移時間，在圈閉最終定型之后，油氣仍在生成和運移，因此區(qū)內(nèi)成藏配置關系相對較好。生烴凹陷周邊是油氣富集的有利地區(qū)，油氣田基本上都沿著主干斷裂分布，逆沖斷層上下盤圈閉是油氣富集成藏的有利場所，不同地區(qū)油氣富集層位有所不同。按照油氣運聚方式分類的區(qū)內(nèi)可能存在有兩種油氣藏類型:一種是塔本組和提林組下部自生自儲式油氣藏，一種是朗欣組或塔本組作為烴源層，油氣沿斷層向上運移，在提林組、塔本組或蓬當組中聚集成藏的古生新儲式油氣藏。區(qū)塊中部的兩個復背斜帶是區(qū)內(nèi)主要的兩個油氣聚集區(qū)帶，兩個區(qū)帶共發(fā)現(xiàn)和落實背斜、斷背斜、斷鼻型四級局部圈閉40多個，總面積3 000多 km2，是區(qū)塊的重點勘探區(qū)帶。

2 投資現(xiàn)狀

2004年我國某石油公司開始進入緬甸A區(qū)塊進行油氣勘探評價研究，2006－2009年分3批完成2D地震測線采集1 704.3 km(滿覆蓋)，2011年在A區(qū)塊西南部部署并采集新二維地震444 km，到目前為止共完成新采集二維2 148.3 km，新老地震資料處理共計4 769.6 km。2007 －2010年在地震解釋、圈閉評價及地質綜合研究的基礎上，鉆探探井6口，進尺共計25 000多m。測試6口井34次，最高氣產(chǎn)量日產(chǎn)10萬方以上，油日產(chǎn)量5方;A－1圈閉控制3C含氣面積40多 km2，控制3C凝析氣地質儲量430億方，3C技術可采儲量干氣地質儲量為260億方，凝析油52萬噸。截止2011年底該區(qū)塊勘探項目已投資27 000多萬美元。

3 投資風險分析

3.1 經(jīng)濟評價

根據(jù)當時簽訂的PSC合同約定的相關條款，采用貼現(xiàn)現(xiàn)金流法，按基準折現(xiàn)率10%、年通貨膨脹率2.5%，進行經(jīng)濟評估。以2012年2月8日為評價基準日，評價期為2012年至2031年。根據(jù)緬甸聯(lián)邦目前國內(nèi)油價，凝析油價格為110美元/桶，運輸費 1美元/桶。而氣價目前具有一定的不確定性，按照不同氣價經(jīng)過測算，在最高氣價方案下，無論是否沉沒勘探投資，按目前測試所獲得的單井產(chǎn)能和控制的儲量規(guī)模，該區(qū)塊目前發(fā)現(xiàn)的油氣藏都不具有經(jīng)濟開發(fā)價值，具體情況見表 1、表 2。

表1 在不同氣價方案下方案凈現(xiàn)值表

表2 項目總盈虧表

3.2 投資風險評估

對不同產(chǎn)量方案在貼現(xiàn)率為10%情況下，2012年2月8日NPV=0時的經(jīng)濟極限氣價見表3。

表3 經(jīng)濟極限氣價表

如果不計入已發(fā)生的勘探投資，只計算后期將發(fā)生的開發(fā)投資，在氣價0.13美元/方，目標收益率10%條件下，各方案的天然氣產(chǎn)能、開發(fā)投資進行基準平衡分析，具體分析見表4。

表4 基準平衡分析表

若計入已發(fā)生的勘探投資，氣價0.13美元/方，目標收益率10%條件下，對天然氣產(chǎn)能、勘探開發(fā)投資進行基準平衡分析見表5。

表5 基準平衡分析表(包括勘探投資)

通過以上分析，落實了單井經(jīng)濟極限產(chǎn)能和單井控制經(jīng)濟極限儲量:單井經(jīng)濟極限產(chǎn)能為17×104m3;單井控制經(jīng)濟極限儲量為20×108m3。而從目前區(qū)塊勘探成果來看，無論是單井產(chǎn)量還是儲量規(guī)模與最小單井經(jīng)濟極限產(chǎn)能和單井控制經(jīng)濟極限儲量相比都有不小差距，因此本區(qū)塊屬于勘探投資風險較大地區(qū)。

4 規(guī)避風險的建議措施

油氣勘探本身充滿風險，各油公司在國內(nèi)進行油氣勘探時一般只要能見到產(chǎn)量，獲得一定的儲量后一般都會進入開發(fā)階段，風險相對投資國外油氣勘探要小很多，而投資國外油氣勘探要考慮的因素比國內(nèi)要多得多。國外區(qū)塊一般都存在較高的運輸成本和與國外公司或政府分成等問題，即便獲得油氣突破，但從經(jīng)濟上分析也可能不具有進入開發(fā)的經(jīng)濟價值。因此投資國外區(qū)塊油氣勘探前期評價尤為重要，前期評價不僅僅要考慮區(qū)塊地質因素，同時經(jīng)濟因素、投資國政治環(huán)境等都應納入評價范疇。

根據(jù)幾年來在緬甸投資的經(jīng)驗，筆者認為在國外投資油氣勘探領域要更好的規(guī)避風險應做好以下幾個方面的工作:

4.1 資源國政治環(huán)境和與我國外交關系的好壞是投資前必須評估的主要因素

油氣勘探投資大，投資回收期長，一般扣除勘探期僅開發(fā)期就要10～20年。如果資源國政治環(huán)境不穩(wěn)定就會導致很難維持安全的項目運行環(huán)境。我國投資敘利亞的油氣項目就由于目前其國內(nèi)形勢嚴峻無法開展，因此在開始項目經(jīng)濟評價前應評估資源國政治環(huán)境和與我國外交關系的穩(wěn)固性，安全的政治環(huán)境和穩(wěn)固的外交關系是項目順利開展的前提。

4.2 應評估資源國的法律法規(guī)完善程度

有很多新興經(jīng)濟體國家法制不健全，當投資項目贏利后，資源國會采取不正當手段終止項目，對存在這種風險的國家，最初合同的推敲至關重要。

4.3 在決定投資后應隨時分析項目的風險

不能因為初期看到一定的油氣發(fā)現(xiàn)就盲目擴大投資，及時終止項目是規(guī)避更大投資損失的關鍵。緬甸A區(qū)塊目前屬于我國在國外油氣勘探效果較好的投資項目，但即便這樣的項目也應通過精確的計算來確定是否進入下步開發(fā)階段。

5 結束語

投資評估是一項系統(tǒng)工程，需要多學科多領域參與，本文更多的側重從資源和經(jīng)濟領域風險角度來分析，可能很不全面，筆者僅想通過此文能引起投資決策者在走出國門參與世界能源領域大的博弈時能減少損失，使投資更科學合理，使投資能產(chǎn)生最大的效益。

［1］張寶生，夏良玉，鄭玉華，等.海外油氣勘探開發(fā)的風險效益分析［N］.中國社會科學報，2012－11－07.

［2］王艷秋，胡乃聯(lián)，林向義，鞏艷芬，等.中國石油企業(yè)海外油氣開發(fā)項目風險產(chǎn)生機理［J］.油氣田地面工程，2012，31(09)：05.